电力新能源行业投资策略：关注储能、抽蓄、氢能、煤电改造|疫情_新浪财经

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（报告出品方/作者：国信证券，黄秀杰）

1 复盘：新能源已成共识，公用大幅跑赢沪深300

用电需求大幅反弹，新能源快速发展

用电需求反弹明显，增长率回归疫情前序年份水平。自 2020 年四季度以来，我国疫情控制情况良好，经济复苏国内外需求提升背景下国内产能扩长，上游原材料、高耗能企业用能需求旺盛，加之电气化程度提升。在 2020 年上半年同比基数较低的情况下，全社会一季度单月用电量同比上升 26%、19%和 21%，疫情后用电量需求增速反弹效应明显。进入第二季度，用电同比增速下降至 13%-14%，第三季度及 10、11 月份用电量同比增速下降至个位数。若排除受疫情影响的 2020 年份数据，相较 2019 年同期单月用电量数据来看， 2021 年复合增长率维持在 7%-9%的高位区间，已回归疫情前序年份用电量正常增长率水平，并略有提高。

2021 年 1-11 月共计完成发电量 73826.7 亿千瓦时，较去年同期增长 9.2%。受南方受来水偏枯影响，前 11 个月水电发电量占比 15.1%，同比下降 1.9pct；风电、光伏由于去年装机潮新增大量装机，发电占比分别达到 6.9%、2.3%，同比上升 1.3pct、0.3pct。火电占比 70.7%，提升 0.26pct。

装机方面，截至 2021 年 11 月末，我国共计发电装机 23.2 亿千瓦，全年同比增速保持在 10%左右，风电、光伏装机分别达到 3.05GW、2.87GW。从占比上来看，风电、光伏较去年占比增加明显，分别较去年增加 2pct，1.5pct。由于新能源招投标集中于第二季度，较短的建设周期决定了项目大多投产于年末，预计 12 月份风电、光伏装机量及占比将进一步提高。

南方来水偏枯，东北风况欠佳，煤炭供需历史性紧张态势，地方性缺电情况频现。全社会用电需求高增背景下，2021 年发电设备平均利用小时数同比明显提升，发电设备整体利用小时数明显提高。然而，今年上半年水电来水偏枯，影响云贵川外送两广的电量，云南、广东及广西部分地区出现有序用电情况；在东北地区，三季度末煤炭供需历史性紧张态势，加之受风电出力的影响，辽宁、吉林地区电力供应出现明显缺口，一度影响居民用电。整体来看，火电、核电利用小时数同比增速均在 5%-10%左右，提升更为明显。

新能源整体消纳保持良好水平，利用小时相对平稳。参考至 11 月数据，预计 2021 年整体风电利用小时数可较去年提升 100 小时以上，达到约 2190 小时，光伏受阴雨等天气影响，利用小时数下降约 100 小时左右，达到 1175 小时。

“双碳”背景下，供不应求刺激发电装机、电网加大投资，电力板块迎来发展机遇。从“十四五”开局之年来看，我国经济发展增速已基本摆脱疫情影响，回归平稳发展水平。由于电力需求与 GDP 增速存在强相关关系，同时电气化程度提升，预计未来用电量需求将保持稳定增长。今年局部缺电的情形将促进发电投资运营商进一步加大发电装机投资，同时新能源的大规模并网加大了特高压输送需求以及局部调峰调频压力，加大了分布式电源及配网建设需求，将为发电运营商及电网、储能运营商带来新的发展机遇。

2021 年公用板块整体大幅跑赢，三季度实现大幅上涨

截至 2021 年 12 月 17 日，申万公用事业板块 2021 年累计涨跌幅达到 31.43%，较沪深 300 相对收益率高达 37.37%，大幅跑赢市场平均水平。分阶段来看， 2021 年年初公用事业板块指数一路下行，最低时累计跌幅达到 8.88%，开年走势较为不利；进入 3 月份以后局势反转，公用事业指数累计涨跌幅由负转正，而沪深 300 指数由正转负；3 月份至 7 月末期间，公用事业指数累计收益率持续震荡，至 7 月末重新归零；进入 8 月份后，公用事业指数大幅上涨，迅速来开与沪深 300 的收益率差距，10 月份小幅回调，随后继续拉升。全年来看，公用事业板块实现超高相对收益率，达 37.4%。

煤价高企推动电力市场化改革。受进口煤限制及国产煤产量的下滑，我国今年煤价自 5 月以来持续高位运行，10 月份动力煤期货价格一度飙升至 1900 元/ 吨，大幅增加了煤电企业的发电成本。从 7 月份开始，蒙西、宁夏、四川等省份相继发布市场电价可以上浮 10%的政策，资本市场普遍认为打开电价上浮限制成为大势所趋，火电板块持续走高；到 10 月，中央印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，允许市场化交易电价上浮 20% （高耗能产业用电电价不受上浮限制），为“涨电价”预期一锤定音。

同时中央过煤炭增产保供、严查恶意炒作囤积等一系列严厉手段，煤价较快回落。12 月初，中央经济工作会议强调煤炭在我国能源中的基础性地位，推动煤炭和新能源优化组合，激发了火电板块的投资热情，同时更加有利于火电企业加速推进新能源转型，火电板块持续上涨。

国家能源局 6 月发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，我国陆上风电、光伏项目正式进入平价时代。后续绿色电力及电力市场化交易政策及试点不断推进。新能源装机确定性达成共识，绿电量价齐升预期逐步验证，新能源运营商下半年开始实现大幅上涨，超过公用事业整体涨幅。港股三个火电转型新能源公司在同期实现股价的大幅上升。

同时新能源运营领域资本市场运作持续升温。2021 年 6 月，三峡能源以纯正新能源公司身份正式登陆 A 股平台，成为 A 股最大新能源公司。2021 年 12 月龙源电力实现 A+H 上市落定。此外各类转型发展新能源公司增加，借助资本市场融资发展新能源。

2 投资展望一：新能源运营把握“三重确定性”机会

量的确定性——最基础和必然的确定性

政策持续出台基本构建起“N+1”政策框架，为未来中长期快速健康发展奠定高度的确定性。

2021 年 10 月 24 日，中共中央国务院联合发布了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》是党中央对碳达峰碳中和工作进行的系统谋划和总体部署，覆盖碳达峰、碳中和两个阶段，是管总管长远的顶层设计，发挥统领作为“1+N”中的“1”。

2021 年 10 月 26 日，国务院正式发布了《2030 年前碳达峰行动方案》聚焦碳达峰，提出了提高非化石能源消费比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排放水平等方面主要目标。提出将碳达峰贯穿于经济社会发展全过程和各方面，重点实施“碳达峰十大行动”。将作为“N”中为首的政策文件，外加各部门、各地方政策等。共同构成“1+N” 政策体系。随着顶层规划明朗，后续政策出台有望加速。

随着整体政策框架落地，各地方及部门分解任务指标。前期各企业提出的宏大装机目标，将得到各级政府及监管部门的配合，建设指标、开发、并网将实现高效对接。在高效率和低隐性成本环境下，实现装机规模的确定性增长。

风机价格大幅下行，光伏组件价格预期下降，确保良好项目收益率，风光装机增速具备高确定性。新能源发电成本持续下降。2010-2020 年末，我国陆上风电及光伏发电成本不断下降，其中陆上风电平均装机成本由 1500 美元/kW 降至 1264 美元/kW，下降 15.7%，度电成本从 0.071 美元/kWh 降至 0.033 美元/kWh，下降 54%，风机材料价格下降及发电效率提升明显；光伏平均装机成本从 3994 美元/kWh 降至 651 美元/kWh，下降 83.7%，度电成本从 0.305 美元/kWh 降至 0.044 美元 /kWh，下降 85.6%。近年来，大容量风机占比不断提升，大直径和大容量风机将不断提升发电效率从而降低度电成本；光伏则致力于不断提升电池转换效率。

随着风机大型化，陆上单机发电功率达普遍可达 4-5GW 以上，海上风电单机发电功率达普遍可达 9GW 以上。陆上风电风机成本降至约 2000 元，海上风电风机成本降至约 4000 元，同时大型化摊薄相关建设成本、土地成本、吊装成本。使得平价陆上项目具备良好收益率水平，平价海上项目已基本可以实现。

光伏经历过硅料价格大幅上涨后，目前已有所回调。过去 1-2 光伏产业需求量大幅增加，带动产业链上下游的产能扩张，在硅片、电池片、组件企业的大幅扩产的同时，硅料产能增长相对较慢，导致硅料价格今年大幅上涨。根据 PVinfo 统计，2021 年单晶致密块料主流价格从年初 1 月份每公斤 85 元快速上涨，6 月份涨至每公斤 206 元人民币，半年间涨幅达到 142%。之后能耗双控政策让 Q3、Q3 硅料价格进一步上升，11 月涨至每公斤 269 元人民币，相比 1 月的涨幅高达 216%，该价格水平已经涨至 2011 年以来的最高价位。相应一定程度抑制了 2021 年新增光伏装机规模。

近期随着硅料扩产的预期，硅料价格近期出现下调，带动电池片及组件价格回落。预计组件价格平稳在 2 元/W 内，运营商便可以基本满足收益率要求，持续回落至 1.9 元/W 以内，对应 EPC 成本降至约 4.0-4.3 元/W 以内，开发和建设动力动力将逐渐增强。在国内强大产业链支撑下，成本的稳定，终端装机收益率得到保障，风光装机主动性提升，增速更具备高确定性。

今年以来，国家发改委、国家能源局确定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目，总规模约 100GW，主要分布在内蒙古、青海、甘肃、宁夏等地，利用优质风光资源，正按照“成熟一个、开工一个”的原则积极开工。据统计截至 11 月 24 日，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目开工数量达到 21 个，在建规模超 55GW。

此外能源局发布组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知，要求已核准（备案）且能够在 2022 年开工建设，原则上能在 2023 年内建成并网，后续也将持续推进落地。此外，据风芒能源统计，今年以来各省风电共计完成竞配 56.11GW，光伏 103.8GW。

价的确定性——预期的确定性实现

绿电：同质电力外的绿色价值在实现

从消费终端来看，由于电力不论发电来源均为同质商品，所有电力在市场化条件下本应获得相同定价。化石能源发电成本侧需要多支付对应污染成本（对应绿电的绿色价值），绿电则需要多支付维持出力稳定的辅助服务成本（对应火电等的稳定价值）。随着污染成本将持续提升，对应绿电绿色价值提升，而辅助服务成本随着储能、抽蓄等发展将不断弥补和降低。绿电交易及碳市场的推进将更有利于绿电价值实现。

绿色价值在市场认知和政策引导下逐步从逻辑合理走向客观现实，从过去具有一定象征意义和代表性的绿电交易，仅有国内少量新能源运营商参与，到组织试点，再到如今正在从试点走向常态。电力市场化还原电力商品属性，绿电理应获得更高价值。

自 9 月 7 日，绿色电力交易试点启动。首批绿色电力交易共 17 个省份 259 家市场主体参与，交易电量 79.35 亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域成交电量 68.98 亿千瓦时，南方电网公司经营区域成交电量 10.37 亿千瓦时（均价提高 2.7 分/千瓦时）。绿色电力成交价格较当地电力中长期交易价格增加 0.03~0.05 元/千瓦时。本次交易预计将减少标煤燃烧 243.60 万吨，减排二氧化碳 607.18 万吨。

随着全国绿色电力交易试点范围扩大，江西电力交易中心于 2021 年 9 月 30 日至 10 月 15 日开展 2021 年 10-12 月江西电力市场绿色电力交易，按照平稳起步的原则，本次绿色电力交易价格设置上限价格为 0.4643 元/千瓦时；下限价格为 0.4243 元/千瓦时，高于江西煤电基准电价（0.4143 元/千瓦时）0.01- 0.05 元。（报告来源：未来智库）

绿电交易有望与火电电价“同台 PK，随行就市”

2021 年 10 月 11 日发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。主要提出，燃煤发电电量原则上全部进入市场（70%至 100%）将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。前多省展开市场交易，电价基本实现基准价 20%上浮。

在此背景下，绿电常态化交易增加，已实现与火电享受相近上浮电价的趋势。11 月浙江交易中心促成大唐新能源与浙江银泰百货 3000 万千瓦时的绿电交易，在当地煤电基准价的基础上溢价约 6.1 分/千瓦时，溢价比例达到 15%。这是浙江自 9 月份成功完成全国首批绿电交易试点以来，开启绿电交易“日常模式”。江苏已经实现发改委所倡导的在电力中长期交易市场框架下，设立绿色电力交易品种。

12 月 23 日，2022 年江苏电力市场年度交易结果显示，2022 年年度交易共成交 1239 笔，总成交电量 2647.29 亿千瓦时，成交均价 466.69 元/兆瓦时较燃煤发电上网基准价 391 元/兆瓦时相比，上浮 19.36%。其中绿电交易成交电量 9.24 亿千瓦时，成交均价 462.88 元/兆瓦时，上浮 18.38%。2022 年电力交易与去年相比，成交量上涨了 14.5%，其中年度双边交易电量比去年增加 223.86 亿千瓦时，年度挂牌交易比去年增加 111.32 亿千瓦时。

开始绿电交易“日常模式”，推动绿电交易常态化、广义化。“日常模式”下更多供需双方随时根据需求可以实现双边或多边的绿电交易，使得绿电交易成为月度、年度电力市场化交易的一部分，让更多的风光电加入到更广义的绿电交易，实现与火电电价“同台 PK，随行就市”。

目前规模仍较小，参与交易主要是无补贴或极少补贴的风电、光伏电量。供给方面，2021 年后平价项目大量并网将为市场化交易提供更多绿电。需求方面，2022 中央经济工作会议进一步明确了新增可再生能源不纳入能源消费总量控制，向碳排放总量和强度"双控"转变。在高能耗企业的能耗指标趋紧，更多纳入碳配额考核的情况下，绿电的需求将得到极大提升。

业绩的确定性——确定增长中观察分化的可能

量和价的确定性将直接促成业绩的高确定性

2021 年为“双碳”目标制定后的第一年，也是“十四五”建设开局之年，各大发电央企在年初制定了发展规划，其中新能源均为其中的重要目标。2020 年由于为陆风及光伏补贴的最后一年，风电、光伏装机分别同比增长 34.6%、 23.8%，增速较高；2021 年风电受 2020 年抢装，及光伏受上游价格抑制，新能源装机增速有所回落。中央及各地规划均根据“双碳”目标进行调整，今年下放新能源建设指标较迟，随着后续指标的下达，以及上游硅料和组件价格回落，预计明年的新能源尤其是光伏装机的招标、开工建设将开始提速。预计整体来看，2021 年末风电累计装机将增长到 3.2 亿千瓦，同比增长约 15%，光伏累计装机增长至约 3 亿千瓦，同比增长 19%左右。

2021 年装机确定性增长，使得新能源运营整体业绩增长具有高度的确定性，随着装机规模增长，业绩拾级而上。尤其是 2021 年低价风机和抢装海风将极大提升新能源运营商 2022 年业绩。

2022 年长协煤价+长协电价将陆续落地。长协电价市场化价格联动机制有望形成，实现分时段签约、价格锚定调整，市场化交易电量增长得到重要支撑。此外绿电交易推进、容量电价机制建立逐步推进。长协煤价+长协电价双重灵活调节，电力供应安全与电力合理利润得到政策机制保障。电厂向上游及下游，开展谈判均有据可依，电价更能体现供需、成本、和环境价值，新能源建设成本预期不断下行，绿电的盈利空间打开。2022 年火电板块业绩拐点出现，新能源电力板块业绩确定性增长。

2022 或是观察分化布局行业核心资产的窗口期

虽然行业处在整体的确定性增长中，随着行业发展阶段、公司运营管理和能力、政策导向等各方面的演变，未来基本可以确定会显现出一定的分化，但预计明显分化或在 2022 年较难出现。目前来看，由于运营模式具有较高同质化，项目开发方面灵活度较高，存在地方差异，企业需要“软硬实力”兼具。2021 年处在企业规划与政策衔接和大规模获取指标“跑马圈地”的前期，2022 年项目开始建成并网和指标开始转化落地开始，将是观察窗企业竞争力和未来分化趋势的窗口期。根据现有新能源项目竞配标准，企业产业能力（开发经验、资本实力、产业链投资等）、前期工作开展情况及申报电价为最核心的三个项目指标配置参考因素。

结合行业观察，以下几方面也可以重点关注。

（1）股东实力和支持力度：电力运营商集团或股东支持，主要在于“自上而下”与各地方多产业一揽子合作，新能源产业上下游合作，或地方性企业的本地化优势，将很大程度带动新能源项目开发。

（2）员工激励：当前大型电力企业企业实力、股东背景，往往差异较小，在项目具体竞争中，“自下而上”的推进尤为重要，具体项目开发人员的效率、专业、信息沟通等方面是项目竞争中的关键。可重点关注有员工股权激励，及良好项目激励机制的公司。

（3）融资成本：由于新能源运营初期大量资本开支需求，项目自有资金投入占比往往在 20%-30%，较高的杠杆比例及初期投资使得项目整体收益率对于债务融资成本变动极为敏感。获取市场最低的融资成本，可以在保障收益率情况下，在项目开发成本容忍度、电价、配置储能等方面实现资源竞配的相对优势。

（4）现金流支撑程度：新能源运营快速增长期资本开支强度大，风电光伏平均来看 1GW 新能源发电项目，按 30%资本金投入约 15 亿元，而现金流回收周期较长。考虑到股权融资进而摊薄股东收益，存量装机规模较大运营商，以及火电企业，如华润电力、华能国际，中国电力等，或核电、水电企业在转型中则更具这方面优势，凭借存量机组强有力现金流可以获取更多资源，滚动开发提升股东价值。现金流考量下，存量装机及装机增长弹性或需要权衡。

3 投资展望二：抽水蓄能及火电调峰调频是新能源电力“立”与“破”重要衔接

新型电力系统下抽水蓄能发挥重要作用

新能源大规模并网，储能发展势在必行。根据我国“3060 双碳“目标指引，需要构建以新能源为主体的新型电力系统，风电、光伏未来将迅速发展：我们预计到 2025、2030 年，风电、光伏装机量占比将达到 37.1%、46.5%，发电量占比将达到 16.3%、24.5%。然而，光伏发电和风电的间歇特性，需要配套储能电站才能承担电力保障，因此，电力系统对储能电站容量的需求也将随之越来越大。

抽水蓄能是应用最广泛的调峰电源。抽水蓄能电站是利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站，综合效率在 70%-85%之间。相较于传统水电站，抽水蓄能电站对于水落差要求更高，一般为 100 米以上。传统水电站主要为径流式和坝后式，径流式直接拦河发电无太高落差，坝后式利用一定落差来发电，但落差比较小，因此水电站改抽水蓄能电站比例不大。目前，抽水蓄能是运用最广泛的储能技术，2020 年末我国抽水蓄能占总储能的 89.3%。

在调峰端，抽水蓄能较其他储能方式优势明显。目前电网侧协调用电供需两端平衡主要为调频、调峰两大手段，前者对于放电的响应时间及速度要求较高，须达到秒级、分钟级的水平，后者则对放电持续时间要求较高。抽水蓄能由于响应时间一般在 7 分钟以上，但能做到持续 4-6 小时的放电，因此被主要用于调峰端，而电化学储能则应用于调频端。除此之外，抽水蓄能当前技术极为成熟，且建成后使用寿命极长，在调峰应用端具备无可比拟的优势。

初期投资成本占比较高，抽水蓄能度电成本优势明显。从抽水蓄能电站全生命周期成本构成来看，较普通水电站，初期项目安装成本较低，其中系统成本占总成本约 50%；运维成本较高，每年约为 7-8 万元/MW。相比其他储能技术，目前抽水蓄能技术已十分成熟，度电成本仅为 0.21-0.25 元/千瓦时，较电化学储能在成本方面具备明显优势。在考虑电化学储能持续降本的情况下，预计未来十年抽水蓄能度电成本依然能够保证相对优势。

市场规模和主要参与主体

2020 年末，我国抽水蓄能累计装机规模达到 31.79GW，同比增长 5.02%，占全国储能装机总规模的 89%。因抽水蓄能相对其他储能成本、成熟度等优势，短期看来，依然占据储能应用的主导地位。在建装机方面 2021 年 4 月，我国抽水蓄能电站在建装机 52.43GW，是全球抽水蓄能电站规模最大的国家。

目前装机主要集中在根据国家能源局 9 月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模达到 1.2 亿千瓦左右。

目前，受前期投资巨大，以及后期运营电网调度统一等因素，抽水蓄能装机主要集中在国网及南网子公司投资运营。此外内蒙古电力（集团）有限责任公司以及江苏、浙江等地的部分企业也运营少量抽水蓄能电站。

而根据规划中提出，“要研究简化储能新技术示范项目审批程序，稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目投资主体，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。”随着抽水蓄能相关政策的进一步清晰，更多市场主体参与抽水蓄能市场，因此在建的抽水蓄能电站的投资主体呈现多元化趋势，“十四五” 期间新开工项目有望有更多投资主体参与。

国网新源控股有限公司

截至 2021 年 3 月末，随着安徽绩溪 180 万千瓦抽水蓄能电站全部投产运营，公司在运控股装机容量增至 2087 万千瓦，占全国总装机比重约 65%。2020 年，得益于电力系统调节需求增加和装机规模提升，公司抽水电量、发电量和上网电量等运营指标均有所上升。

公司在建拟建项目主要为抽水蓄能电站项目。根据公司披露，截至 2021 年 3 月末，在建项目 31 个，拟建项目 2 个，总投资为 2,741.17 亿元，尚需投资 1,961.75 亿。以每千瓦 6000-7000 元投资规模，装机规模有望达 4000 万千瓦约未来随着在建项目的陆续投运，公司装机规模将进一步提升。

国网总体对抽水蓄能提出明确规划。2021 年 3 月，国家电网发布服务碳达峰碳中和构建新型电力系统加快抽水蓄能开发建设重要举措，力争在“十四五” 期间在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工 2000 万千瓦以上装机，新增 1000 亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。

南方电网调峰调频公司有望与文山电力将重组实现上市

截至 2021 年 6 月末，调峰调频公司在南方五省区运营的抽水蓄能电站在运装机容量合计 788 万千瓦，占全国总装机比重约 25%。在建装机容量合计 240 万千瓦。

资产重组置换调峰调频公司股权，文山电力成为南网储能业务上市平台。2021 年 10 月 15 日，文山电力发布资产重组预案，拟将主要从事购售电、电力设计及配售电业务的相关资产负债与间接控股股东南方电网持有的调峰调频公司 100%股权的等值部分进行置换，并向南方电网以发行股份的方式购买拟置入资产与拟置出资产交易价格的差额部分。本次交易完成后，文山电力主要业务将转为抽水蓄能业务、调峰水电业务以及电网侧独立储能业务，置换获得标的公司 5 座抽蓄电站，2 座调峰水电站及 1 座独立储能电站，成为南方电网旗下储能上市平台。

南网总体对抽水蓄能提出明确规划。南方电网印发《公司关于推动绿色低碳发展转型的意见》提出，将在未来三个五年计划中，加快抽水蓄能建设，“十四五”新增装机 600 万千瓦，“十五五”“十六五”各新增装机 1500 万千瓦，未来十五年增长 4.6 倍，未来 10 年总投资约 2000 亿元，到 2030 年支撑 2.5 亿千瓦以上新能源接入和消纳。

厘清成本疏导办法，抽蓄发展进入新阶段

根据发改委对于抽蓄电站电价形成办法及成本疏导办法，我国抽水蓄能电价机制可大致分为三段：成本加成锁定项目投资收益率，电网、发电侧及用户侧共担费用（2004-2014）。根据 2004 年发改委印发的《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，抽蓄电站主要由电网进行运营，成本及在此基础上产生的合理收益纳入电网销售费用。在 2007 年《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》中，发改委规定通知以后的电站由电网全资建设、运营，通知以前的非电网持有的抽蓄电站由电网租赁经营，成本均纳入电网费用。

两部制电价完善固定成本及变动成本补偿办法，成本疏导顺畅（2014-2016）。2014 年发改委印发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，通知明确了容量电价弥补电站固定成本及准许收益、纳入电网运行费用，电量电价弥补变动成本，电价水平按照当地燃煤标杆电价执行的方法，抽蓄电站投资端及运营端成本疏导顺畅。

成本疏导困难，“十三五”抽水蓄能发展不及预期（2016-2021）。截至 2020 年末，我国抽水蓄能装机量达到 3179 万千瓦，但未达到《水电发展“十三五 “规划》预期的 4000 万千瓦装机量。2016 年”厂网分离“后抽水蓄能电站成本从电网成本中剥离并规定不允许纳入输配电价定价成本，但未对费用疏导方式进行明确规定，成本疏导不畅导致了投资热情低迷，”十三五“期间我国抽水蓄能发展较缓慢。。

连续重磅储能政策文件出台，抽蓄价格形成机制完善。随新能源装机增速加快，相应储能设施需配套建设以辅助大量新能源并网，2021 年以来中央连续发布针对储能建设的相关政策文件。2021 年 4 月，《关于加快推进新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》提出对于电网侧储能设施提出“建立电网测独立储能容量电价机制，研究探索电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”。

2021 年 5 月，《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出以两部制电价政策为主体：以竞争性方式形成电量电价+完善容量电价核定机制。以竞争性方式形成电量电价（体现抽蓄电站提供调峰服务的价值，回收抽水、发电的运行成本），将容量电价纳入输配电价回收（体现抽蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益）。

此外，在 2021 年 7 月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》的政策指导背景下，各地纷纷加大峰谷电价差，在此背景下，广东省发改委批复同意执行《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》。方案指出，代理购电价格包含平均上网电价、辅助服务费用、保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益分摊三部分。其中现阶段辅助服务费用主要包括储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用，相关费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。抽水蓄能的电价形成及分摊机制逐渐明确，理顺付费方。本次广东省明确储能、抽蓄电站费用按实际成本确定，由全体工商业用户共同分摊，进一步理顺抽水蓄能电价承担机制，利好储能/抽水蓄能发展。

成本方面，执行单一容量电价的抽水蓄能电站无购电成本，按照批复价格收取固定电费，成本主要为折旧与人工费用；执行两部制电价的抽水蓄能电站主要运营成本为购电费用，其次为折旧与人工费用。（报告来源：未来智库）

利用煤电调峰调频——短期平衡新能源出力和供电安全的最适手段

11 月国家发展改革委、国家能源局公布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，总体旨在推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”，严控煤电项目，发挥煤电的兜底保障作用和灵活调节能力，实现减排减污降能耗，提供综合服务，实现角色转变，为加快构建以新能源为主体的新型电力系统做出积极贡献。

12 月中央经济工作会议进一步提出，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。明确了短期内新老电力能源的关系，在短期内不是替代而是相互优化促进。截止 2020 年，全国全口径火电装机容量达 12.5 亿千瓦，占全部装机容量的 56.58%。其中煤电装机容量为 10.8 亿千瓦，占全部装机容量的 49%。根据中电联、国家电网等预测，我们认为碳达峰碳中和目标下，我国煤电装机规模将于“十五五”期间达到峰值，区间预计在 11-12 亿千瓦。我们预计届时煤电角色将发生较大转变，而如今煤电改造的加速是对未来转变的探索和量变积累。

根据政策实施要求以及合理安排机组改造时序，保证本地电力安全可靠供应的政策要求。预计实施将于冬季供电供热高峰期结束后，逐步开始实施改造工作。

过去改造推进较缓，如今改造势在必行，辅助服务收益将日益明确

根据《电力发展“十三五”规划》安排，“十三五”期间，将在“三北”地区推行热电机组灵活性改造约 1.33 亿千瓦，纯凝机组改造约 8200 万千瓦；其他地方纯凝改造约 450 万千瓦。但由于经济性、配套制度不完善等因素，改造进展缓慢。

煤电改造后参与辅助服务获取收益，整体由各地能源局在国家能源局《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（两个细则）的指导下根据各地实际情况制定出台，模式与原则基本一致。总体来看，电力辅助服务按照“补偿成本、合理收益”原则确定补偿力度，提供主体包括火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等以及能够响应调度指令的用户可调节负荷（包括通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合的可调节负荷）等并网主体。

电力辅助服务的提供方式分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务。基本电力辅助服务为并网主体义务提供，不进行补偿。有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，所提供的电力辅助服务应达到规定标准，鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体，市场化方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等。补偿的服务品种及定价方式则包括以下方面。

4 投资展望三：氢能衔接助力深度脱碳

氢能应用场景及发展情况

氢能，未来的主流含能体二次能源。二次能源是联系一次能源和能源用户的中间纽带，可分为“过程性能源”和“含能体能源”。电能作为过程性能源和含能体能源是不能完全替代的。以往作为含能体二次能源的汽油和柴油等，生产几乎完全依靠化石燃料。随化石能源储量的逐渐消耗及“双碳”目标对于化石能源消耗总量的限制，迫切需要新型的不依赖化石燃料的、储量丰富的新的含能体能源。氢能是当前来源最广泛的含能体二次能源，可充分替代传统含能体能源。

我国作为工业化大国，石化、煤化工、钢铁等行业，根据发改委相关统计，每年产生二氧化碳排放接近 15 亿吨，占全国能源碳排放量的 15%左右，由于需要使用化石能源作为还原剂或原料等，这些领域所消耗的化石能源，很难用可再生能源电力来替代，属于“难减排领域”。此外交通作为碳排放重点领域，重卡、航运亦是“难减排领域”，运输自重、温度、距离等条件限制下使得电动化难以替代。氢能成为重点领域深度脱碳的当前最佳选择。

氢能较传统二次能源具备多方面优势。相较于传统含能体能源，氢能的使用具备无碳排放、无污染的绿色能源性质，在不考虑上游制造来源的情况下，为优质的绿色能源。在运、储方面，氢气具备更高的能量密度及安全性：氢气的热值（143kJ/g）是石油的 3 倍，煤炭的 4.5 倍，在泄露后极易扩散，爆炸下限浓度高于汽油和天然气。在终端使用方面，目前氢能应用场景十分广泛，其中作为储能方式参与电网辅助是帮助电力实现时间层面转移的有效手段。

制备方式多样，应用场景广泛。氢能产业链较长，上游涉及制取、储运及加注等多个流程，其中制取方式灵活多样，目前主要利用成本较低的化石能源制氢，储运则通过气态实现。中游为氢燃料电池及其系统配件的制造，下游应用方面，氢能被广泛应用于工业、交通及建筑等领域。

与“双碳”目标接轨，氢能具备长期发展能力。根据中国氢能联盟的预测，未来我国氢能行业迅速发展、氢气产量大幅提升：在 2030 年“碳达峰”目标下，预计 2030 氢气产量将达到 3715 万吨，在终端消费中占比达到 5%；2060 年 “碳中和”目标下，氢气产量将达到 1.3 亿吨，在终端能源消费占比提升至约 20%。从终端氢能消费占比来看，工业将依然是氢能应用的主要领域，占比超一半，交通运输方面氢能使用占比达到 31%。

政策持续加码引导行业发展，覆盖产业链全场景。2019 年 3 月，氢能首次被写入政府工作报告后，国务院、国家发改委、国家能源局等多部委陆续出台了支持、规范、鼓励氢能发展的政策。从覆盖范围来看，前期政策主要覆盖基础设施建设，如加氢站、氢能、风电与光伏发电互补系统，后期涉及多项细分领域，如燃料电池汽车购置补贴政策激励措施及多种形式储运技术示范应用。同时与“双碳”结合，提出因地制宜发展绿氢，鼓励氢能、风电与光伏发电互补系统技术开发与应用。

地方政策目标规划积极跟进，助力产业链标准体系建设。目前，多个省市发布了针对氢能行业发展的规划目标及相应的补贴、激励措施。从政策具体内容来看，大部分强调制氢，尤其是电解水制氢，核心技术突破，以摆脱高度依赖化工区生产的限制；在氢能储运以及加氢方面则注重示范项目建设，完善行业标准，其中重点突破液氢运储相关的技术。在下游则引导燃料电池关键环节的创新发展，并鼓励氢能在终端交通领域的应用。

绿氢：最具潜力的未来制氢来源

化石原料制氢成本较低，为当前制氢的主要手段。目前制氢路线主要分为三种：灰氢、副产氢及绿氢，在当下各具备一定的优劣势。从最终产物纯度来看，电解水制氢（绿氢）纯度最高，但受限于当前电解水制氢成本较另外两种明显更高，因此产量占比较低。化石能源制氢（灰氢）及副产氢目前技术成熟，制氢成本较低，但生产受到地理限制，一般在靠近矿产的工业区，且生产过程碳排放量较大。因此，与早期风力、光伏发电类似，技术不完善、上游成本高使得来源转向了碳排放量较大的化石能源。

“贫油少气”的资源禀赋决定了我国煤制氢为化石燃料制氢的主要方式。受限于我国“贫油少气”的资源禀赋，尽管均以化石能源制氢为主要手段，但我国煤制氢占比高达 43%，天然气及、石油制氢仅占 29%，而全球制氢方式中，煤制氢占比仅为 18%，天然气占比达到 48%。电解水制氢方面我国 2020 年未产生大规模电解水制氢产量，产量微小，预计随制取设备成本以及绿电价格下降，未来电解水制氢占比将不断上升。

考虑碳排放成本情况下，煤制氢成本略高于天然气制氢。根据《氢能供应链成本分析及建议》一文测算，在煤价及天然气价格均属正常区间（煤价：800 元/ 吨，天然气：2.5 元/Nm3）时，天然气制氢成本略高于煤制氢。由于天然气占制氢总成本比例达 73%，煤炭占比约为 54%，天然气制氢对于原料价格更为敏感。若考虑碳排放成本，假设征收 175 元/吨 CO2 情况下，单位天然气制氢成本将增加 0.84 元/公斤，单位煤制氢成本则会增加 3.85 元。未来更多产业将被纳入碳交易市场情况下，天然气制氢成本将可能低于煤制氢。

资源丰富，但氢能产业长期发展无法完全依赖副产氢。我国工业副产氢资源非常丰富，可作为我国氢能行业起步阶段的过渡性氢源，根据测算，副产氢出厂价格仅略高于化石能源制氢。然而，副产氢资源分布不均，主要位于我国焦炭行业以及煤炭产地，即西北地区，难以覆盖至东部、南部及中部地区，在考虑储运成本后经济性大打折扣。此外，我国企业在环保、节能要求提高后加装了副产氢回收装置，从而使得大部分副产氢内部消化。因此，从长期来看，副产氢不适合作为主要氢源。

绿氢，未来主流制氢技术。电解水制氢主要有碱性电解（AWE）、质子交换膜（PEM）电解、固体氧化物（SOEC）电解这三种技术路线。碱性电解水制氢技术路线成熟，设备造价低，更具经济性。PEM 电解水由于具有良好的对可再生能源发电波动的适应性以及更高的能量转化效率，目前已成为主流的电解水技术。根据国际能源署（IEA）数据显示，2015-2019 年间，全球新增电解槽装机中，PEM 电解槽装机容量占比超过 80%。

绿氢制造过程中碳排放量极低，可充分助力“双碳”目标的实现。根据测算，化石能源制氢由于利于含碳元素作为原料，不可避免地会产生碳排放，而绿氢利用水电、风电以及光伏等可再生能源及水作为原料，可实现超低碳排的制氢效果。其中水电电解水制氢的单位碳排放<1 kg CO2/kg H2，光伏发电则<3 kg CO2/kg H2。在面临“碳达峰”“碳中和”需求下，绿氢是最具可持续性且接近于无碳排放的选择。

可再生能源资源丰富，我国绿氢开发具备资源禀赋优势。受益于我国“东高西低”的优势地理条件，我国水电资源得天独厚，长江流域的大型水电享誉全球。新能源方面，根据中国气象局风能太阳能资源中心估计，我国陆地 70 米高度上风功率密度达到 200W/㎡（瓦/平方米）以上的风能资源技术可开发量为 50 亿千瓦，全国陆地太阳能资源理论储量 1.86 万亿千瓦。绿氢所需可再生电力来源丰富，随新能源装机的高速推进，将有越来越多的可再生电力可用于制氢。

成本为当前可再生能源制氢最大掣肘。电费是电解水制氢成本的主要组成部分，根据测算在电价成本为 0.3 元/kWh 的情况下，碱性与 PEM 电解水的制氢成本分别约为 21.6 元/kg、31.7 元/kg。在其他条件不变的情况下，若电解水制氢需要获得与化石能源制氢相同的价格竞争力，则电价需降到 0.05 元/kWh。

还原碳成本，可再生电力及电解技术降本，绿氢降本空间极大。目前我国加速推进碳市场建立，充分还原碳排放的外部成本，随碳价被纳入各个领域，化石能源制氢较绿氢需考虑额外的碳排放成本，增加绿氢成本竞争力。此外，风电、光伏目前各自通过风机大型化、提升组件效率、规模化建设降低 EPC 成本情况下，可再生能源电价仍将继续下降。目前能充分适应风电、光伏间歇发电特性的 PEM 电解水方式的关键材料与技术国产化率低，且未形成规模化，在装置方面具备较大降本空间。

当前电解水制氢可实现电能年际间转移，助力消纳新能源“弃风弃光”。如前文所述，电力作为“过程性能源”在不转换为其他能量的形式下无法实现能量在时间维度上的储存。随“双碳”目标的提出，新能源发电将成为电力系统的主要组成部分，由于我国优秀风光资源主要位于三北地区，距离电力核心消纳区域存在距离。在此情况下，利用“弃风弃光”制氢可以实现帮助消纳风光资源，在长期，随电解水制氢以及储运的成本下降，可建设大型风电、光伏制氢基地，成为我国氢能的主要来源。

绿氢在各经济体氢能战略中均居于首要地位：

1）欧盟：2020 年 7 月 8 日，欧盟发布欧盟《氢能战略》EU Hydrogen Strategy，文件指出当前氢能发展的首要任务是开发主要利用风能和太阳能生产的可再生氢。欧盟的氢能发展将分为三个阶段进行：一是从 2020 年到 2024 年，支持欧盟安装至少 6 吉瓦的可再生氢电解槽，生产多达 100 万吨的可再生氢。二是从 2025 年到 2030 年，氢成为欧盟综合能源系统的内在组成部分，欧盟至少要有 40 吉瓦的可再生氢电解槽和多达 1,000 万吨的可再生氢生产。三是从 2030 年到 2050 年，可再生氢技术成熟，并在所有难以脱碳的部门大规模部署。

2）德国：德国联邦政府于 2020 年 6 月 10 日通过《国家氢能战略》，确认了“绿氢”的优先地位，同时明确了氢能的主要应用领域。根据此次确定的氢能战略，德国的氢能将主要应用于船运、航空、重型货物运输、钢铁和化工行业。最晚在 2040 年前，德国将在国内建成 10 吉瓦的电解“绿氢”产能，其中一半将在 2030 年以前建成，这包括建设制氢所需的额外可再生能源装机。

3）荷兰：2021 年 7 月初，荷兰跨行业氢能工作组（CSWW)向国务卿提交了国家氢能计划。根据荷兰氢能战略，到 2025 年，荷兰将建成 50 个加氢站、投放 1.5 万辆燃料电池车和 3000 辆重型汽车。2030 年后，海上风能将成为荷兰生产绿氢的重要来源。

气态运储为主，大力发展管道运氢及液态储运

氢储运的方式有高压气态储氢、低温液态储氢和固态储氢。

1）目前中国高压气态储运氢技术相对成熟，依靠压缩机将氢气压缩到储氢瓶中（一般为 30MPa），再利用集装格和长管拖车等工具进行运输，适用于短距离、小规模运输。管道输氢是实现大规模、长距离气氢运输的方式，目前我国仅有 100km 管道建设，未来发展潜力较大；

2）低温液态储氢是在标压下，将氢气冷冻至零下 252.72℃变为液体，随后保存在特制的高度真空的绝热容器中，目前常见也是最理想的为杜瓦瓶，但由于造价较高，无广泛使用。目前液态氢主要应用于火箭燃料。

3）固态储运是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的存储。固态储氢具有储氢密度高、安全性好、氢气纯度高等优势。但技术复杂，成本高，尚无规模化使用。

就近消纳，当前我国储能储运方式以长管拖车运输为主。目前我国氢能储运以长管拖车的气态储运为主，主要原因为当前氢能需求较低，主要由当地氢能生产供给，在较短的运输距离下拖车气态储运具备明显的成本优势。未来随下游氢能需求的迅速增长，我国氢能资源分布不均以及东、南经济发达地区需求旺盛的特点注定了会产生大规模、长距离氢能运输需求。

随产业链基础设施建设完善，管网输氢及液态储运将成为低成本运氢方式的最佳选择。液态储运相较于气态储运效率更高，据国际能源署的数据，运输成本为 500 公里时，液氢配送成本每千克仅增加约 0.3 美元，而高压气态运输配送成本将上升 5 倍以上，接近每千克 2 美元。这是由于液氢储运体积密度是高压气态储运的 5 倍，在中长距离氢气储运中经济性较高，是未来氢储运的重要方向。

管道输氢是实现氢气大规模、长距离、低成本运输的重要方式，然而由于氢气运输管材存在“氢脆”现象，氢气管道需选用低碳钢材并特殊处理，导致造价为普通天然气管道 2 倍以上（美国天然气管道造价 12.5-50 万美元/公里，氢气管道造价约为 30-100 万美元/公里）。此外，当前加氢站尚未普及，在不产生规模效应的情况下，管道运氢成本不具优势。目前研究热点集中于天然气管网混氢运输。（报告来源：未来智库）

公用事业企业积极布局氢能产业链上游

发电央企积极布局绿氢业务，有望成为电解水制氢主力。目前参与电解水制氢的主要为新能源上游龙头设备制造商，如隆基股份、阳光电源等，化工企业，如宝丰能源等，以及各大发电央企，如国家电力投资集团、大唐集团、华能集团等。电解水制氢中，电力成本占到 60%以上，可再生能源电力运营商凭借其电力运营业务，在成本方面占据绝对优势。预计前期大型发电央企可通过与技术企业合作提供可再生能源电力或自行开发相关电解技术，后期随整体技术门槛降低、绿氢成本下降凭借电力成本优势获得竞争优势。

业务模式高度重合，部分技术可复制，燃气公司可大举进军氢能产业链上游。从氢气制取、储运到最终应用，其形式与传统燃气公司业务模式高度重合，燃气公司可凭借其已有基础设施及技术工艺、存量上下游供应商及客户资源、丰富的行业经验发展涉氢业务。具体而言，燃气公司可从以下三个角度切入氢能产业链：

1）提供氢液化设备及技术工艺：中泰股份 12 月 9 日回复投资者提问中提到， “公司当前制氢设备主要应用于能源化工领域，此外公司有氢液化板翅式换热器的示范项目，主要解决氢储运的问题，并具备大规模复制的技术基础”。中泰股份于 2021 年 6 月 9 日披露《关于签署风电、光伏制氢及氢液化产业化项目框架合作协议的公告》，公司与赤峰政府、中船风电、润丰能源签署了《赤峰风电、光伏制氢及氢液化产业化项目框架合作协议》，旨在利用内蒙古赤峰市地区优异的风电、光伏资源开发低成本的可再生能源电解制氢技术；

2）发展管道掺氢业务：目前我国仅有 100km 氢气管道建设，2030 年我国氢气管道有望达到 3000km，短期内纯氢气管道输送技术尚待进一步突破，管道建设规模难以扩大，天然气掺氢为当前最佳管道运输选择。燃气公司利用现有管网基础设施可大力发展管道掺氢业务；

3）布局加氢站终端建设：随下游交通领域氢燃料电池车的逐渐推广，相应加氢站的配套设施将迎来巨大发展。预计到 2030 年我国将建成加氢站 1000 座。燃气公司可利用原有的加气站网点，布局加氢站终端建设，如施行加氢站和加气站联建模式，或者加氢、加气和充电共建模式，可大幅节约建设成本。