（報告出品方/作者：國信證券，黃秀傑）

1 覆盤：新能源已成共識，公用大幅跑贏滬深300

用電需求大幅反彈，新能源快速發展

用電需求反彈明顯，增長率迴歸疫情前序年份水平。自 2020 年四季度以來， 我國疫情控制情況良好，經濟復甦國內外需求提升背景下國內產能擴長，上游 原材料、高耗能企業用能需求旺盛，加之電氣化程度提升。在 2020 年上半年 同比基數較低的情況下，全社會一季度單月用電量同比上升 26%、19%和 21%，疫情後用電量需求增速反彈效應明顯。進入第二季度，用電同比增速下 降至 13%-14%，第三季度及 10、11 月份用電量同比增速下降至個位數。若排 除受疫情影響的 2020 年份資料，相較 2019 年同期單月用電量資料來看， 2021 年複合增長率維持在 7%-9%的高位區間，已迴歸疫情前序年份用電量正 常增長率水平，並略有提高。

2021 年 1-11 月共計完成發電量 73826.7 億千瓦時，較去年同期增長 9.2%。 受南方受來水偏枯影響，前 11 個月水電發電量佔比 15.1%，同比下降 1.9pct； 風電、光伏由於去年裝機潮新增大量裝機，發電佔比分別達到 6.9%、2.3%， 同比上升 1.3pct、0.3pct。火電佔比 70.7%，提升 0.26pct。

裝機方面，截至 2021 年 11 月末，我國共計發電裝機 23.2 億千瓦，全年同比 增速保持在 10%左右，風電、光伏裝機分別達到 3.05GW、2.87GW。從佔比 上來看，風電、光伏較去年佔比增加明顯，分別較去年增加 2pct，1.5pct。由 於新能源招投標集中於第二季度，較短的建設週期決定了專案大多投產於年末，預計 12 月份風電、光伏裝機量及佔比將進一步提高。

南方來水偏枯，東北風況欠佳，煤炭供需歷史性緊張態勢，地方性缺電情況頻 現。全社會用電需求高增背景下，2021 年發電裝置平均利用小時數同比明顯 提升，發電裝置整體利用小時數明顯提高。然而，今年上半年水電來水偏枯， 影響雲貴川外送兩廣的電量，雲南、廣東及廣西部分地區出現有序用電情況； 在東北地區，三季度末煤炭供需歷史性緊張態勢，加之受風電出力的影響，遼 寧、吉林地區電力供應出現明顯缺口，一度影響居民用電。整體來看，火電、 核電利用小時數同比增速均在 5%-10%左右，提升更為明顯。

新能源整體消納保持良好水平，利用小時相對平穩。參考至 11 月資料，預計 2021 年整體風電利用小時數可較去年提升 100 小時以上，達到約 2190 小時， 光伏受陰雨等天氣影響，利用小時數下降約 100 小時左右，達到 1175 小時。

“雙碳”背景下，供不應求刺激發電裝機、電網加大投資，電力板塊迎來發展 機遇。從“十四五”開局之年來看，我國經濟發展增速已基本擺脫疫情影響， 迴歸平穩發展水平。由於電力需求與 GDP 增速存在強相關關係，同時電氣化 程度提升，預計未來用電量需求將保持穩定增長。今年區域性缺電的情形將促進 發電投資運營商進一步加大發電裝機投資，同時新能源的大規模併網加大了特 高壓輸送需求以及區域性調峰調頻壓力，加大了分散式電源及配網建設需求，將 為發電運營商及電網、儲能運營商帶來新的發展機遇。

2021 年公用板塊整體大幅跑贏，三季度實現大幅上漲

截至 2021 年 12 月 17 日，申萬公用事業板塊 2021 年累計漲跌幅達到 31.43%， 較滬深 300 相對收益率高達 37.37%，大幅跑贏市場平均水平。分階段來看， 2021 年年初公用事業板塊指數一路下行，最低時累計跌幅達到 8.88%，開年 走勢較為不利；進入 3 月份以後局勢反轉，公用事業指數累計漲跌幅由負轉正， 而滬深 300 指數由正轉負；3 月份至 7 月末期間，公用事業指數累計收益率持 續震盪，至 7 月末重新歸零；進入 8 月份後，公用事業指數大幅上漲，迅速來 開與滬深 300 的收益率差距，10 月份小幅回撥，隨後繼續拉昇。全年來看， 公用事業板塊實現超高相對收益率，達 37.4%。

煤價高企推動電力市場化改革。受進口煤限制及國產煤產量的下滑，我國今年 煤價自 5 月以來持續高位執行，10 月份動力煤期貨價格一度飆升至 1900 元/ 噸，大幅增加了煤電企業的發電成本。從 7 月份開始，蒙西、寧夏、四川等省 份相繼釋出市場電價可以上浮 10%的政策，資本市場普遍認為開啟電價上浮 限制成為大勢所趨，火電板塊持續走高；到 10 月，中央印發了《關於進一步 深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，允許市場化交易電價上浮 20% （高耗能產業用電電價不受上浮限制），為“漲電價”預期一錘定音。

同時中央過煤炭增產保供、嚴查惡意炒作囤積等一系列嚴厲手段，煤價較快回 落。12 月初，中央經濟工作會議強調煤炭在我國能源中的基礎性地位，推動 煤炭和新能源最佳化組合，激發了火電板塊的投資熱情，同時更加有利於火電企 業加速推進新能源轉型，火電板塊持續上漲。

國家能源局 6 月釋出《關於 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》， 我國陸上風電、光伏專案正式進入平價時代。後續綠色電力及電力市場化交易 政策及試點不斷推進。新能源裝機確定性達成共識，綠電量價齊升預期逐步驗 證，新能源運營商下半年開始實現大幅上漲，超過公用事業整體漲幅。港股三 個火電轉型新能源公司在同期實現股價的大幅上升。

同時新能源運營領域資本市場運作持續升溫。2021 年 6 月，三峽能源以純正 新能源公司身份正式登陸 A 股平臺，成為 A 股最大新能源公司。2021 年 12 月龍源電力實現 A+H 上市落定。此外各類轉型發展新能源公司增加，藉助資 本市場融資發展新能源。

2 投資展望一：新能源運營把握“三重確定性”機會

量的確定性——最基礎和必然的確定性

政策持續出臺基本構建起“N+1”政策框架，為未來中長期快速健康發展奠定 高度的確定性。

2021 年 10 月 24 日，中共中央國務院聯合釋出了《關於完整準確全面貫徹新 發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》是黨中央對碳達峰碳中和工作進行的 系統謀劃和總體部署，覆蓋碳達峰、碳中和兩個階段，是管總管長遠的頂層設 計，發揮統領作為“1+N”中的“1”。

2021 年 10 月 26 日，國務院正式釋出了《2030 年前碳達峰行動方案》聚焦碳 達峰，提出了提高非化石能源消費比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排 放水平等方面主要目標。提出將碳達峰貫穿於經濟社會發展全過程和各方面， 重點實施“碳達峰十大行動”。將作為“N”中為首的政策檔案，外加各部門、各 地方政策等。共同構成“1+N” 政策體系。隨著頂層規劃明朗，後續政策出臺 有望加速。

隨著整體政策框架落地，各地方及部門分解任務指標。前期各企業提出的宏大 裝機目標，將得到各級政府及監管部門的配合，建設指標、開發、併網將實現 高效對接。在高效率和低隱性成本環境下，實現裝機規模的確定性增長。

風機價格大幅下行，光伏元件價格預期下降，確保良好專案收益率，風光裝機 增速具備高確定性。 新能源發電成本持續下降。2010-2020 年末，我國陸上風電及光伏發電成本不 斷下降，其中陸上風電平均裝機成本由 1500 美元/kW 降至 1264 美元/kW，下 降 15.7%，度電成本從 0.071 美元/kWh 降至 0.033 美元/kWh，下降 54%，風 機材料價格下降及發電效率提升明顯；光伏平均裝機成本從 3994 美元/kWh 降 至 651 美元/kWh，下降 83.7%，度電成本從 0.305 美元/kWh 降至 0.044 美元 /kWh，下降 85.6%。近年來，大容量風機佔比不斷提升，大直徑和大容量風 機將不斷提升發電效率從而降低度電成本；光伏則致力於不斷提升電池轉換效 率。

隨著風機大型化，陸上單機發電功率達普遍可達 4-5GW 以上，海上風電單機 發電功率達普遍可達 9GW 以上。陸上風電風機成本降至約 2000 元，海上風 電風機成本降至約 4000 元，同時大型化攤薄相關建設成本、土地成本、吊裝 成本。使得平價陸上專案具備良好收益率水平，平價海上專案已基本可以實現。

光伏經歷過矽料價格大幅上漲後，目前已有所回撥。過去 1-2 光伏產業需求量 大幅增加，帶動產業鏈上下游的產能擴張，在矽片、電池片、元件企業的大幅 擴產的同時，矽料產能增長相對較慢，導致矽料價格今年大幅上漲。根據 PVinfo 統計，2021 年單晶緻密塊料主流價格從年初 1 月份每公斤 85 元快速上 漲，6 月份漲至每公斤 206 元人民幣，半年間漲幅達到 142%。之後能耗雙控 政策讓 Q3、Q3 矽料價格進一步上升，11 月漲至每公斤 269 元人民幣，相比 1 月的漲幅高達 216%，該價格水平已經漲至 2011 年以來的最高價位。相應一 定程度抑制了 2021 年新增光伏裝機規模。

近期隨著矽料擴產的預期，矽料價格近期出現下調，帶動電池片及元件價格回 落。預計元件價格平穩在 2 元/W 內，運營商便可以基本滿足收益率要求，持 續回落至 1.9 元/W 以內，對應 EPC 成本降至約 4.0-4.3 元/W 以內，開發和建 設動力動力將逐漸增強。 在國內強大產業鏈支撐下，成本的穩定，終端裝機收益率得到保障，風光裝機 主動性提升，增速更具備高確定性。

今年以來，國家發改委、國家能源局確定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為 重點的大型風電光伏基地專案，總規模約 100GW，主要分佈在內蒙古、青海、 甘肅、寧夏等地，利用優質風光資源，正按照“成熟一個、開工一個”的原則 積極開工。據統計截至 11 月 24 日，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的 大型風電光伏基地專案開工數量達到 21 個，在建規模超 55GW。

此外能源局釋出組織擬納入國家第二批以沙漠、戈壁地區為重點的大型風電光 伏基地專案的通知，要求已核准（備案）且能夠在 2022 年開工建設，原則上 能在 2023 年內建成併網，後續也將持續推進落地。此外，據風芒能源統計， 今年以來各省風電共計完成競配 56.11GW，光伏 103.8GW。

價的確定性——預期的確定性實現

綠電：同質電力外的綠色價值在實現

從消費終端來看，由於電力不論發電來源均為同質商品，所有電力在市場化條 件下本應獲得相同定價。化石能源發電成本側需要多支付對應汙染成本（對應 綠電的綠色價值），綠電則需要多支付維持出力穩定的輔助服務成本（對應火 電等的穩定價值）。隨著汙染成本將持續提升，對應綠電綠色價值提升，而輔 助服務成本隨著儲能、抽蓄等發展將不斷彌補和降低。綠電交易及碳市場的推 進將更有利於綠電價值實現。

綠色價值在市場認知和政策引導下逐步從邏輯合理走向客觀現實，從過去具有 一定象徵意義和代表性的綠電交易，僅有國內少量新能源運營商參與，到組織 試點，再到如今正在從試點走向常態。電力市場化還原電力商品屬性，綠電理 應獲得更高價值。

自 9 月 7 日，綠色電力交易試點啟動。首批綠色電力交易共 17 個省份 259 家 市場主體參與，交易電量 79.35 億千瓦時。其中，國家電網公司經營區域成交 電量 68.98 億千瓦時，南方電網公司經營區域成交電量 10.37 億千瓦時（均價 提高 2.7 分/千瓦時）。綠色電力成交價格較當地電力中長期交易價格增加 0.03~0.05 元/千瓦時。本次交易預計將減少標煤燃燒 243.60 萬噸，減排二氧 化碳 607.18 萬噸。

隨著全國綠色電力交易試點範圍擴大，江西電力交易中心於 2021 年 9 月 30 日至 10 月 15 日開展 2021 年 10-12 月江西電力市場綠色電力交易，按照平穩 起步的原則，本次綠色電力交易價格設定上限價格為 0.4643 元/千瓦時；下限 價格為 0.4243 元/千瓦時，高於江西煤電基準電價（0.4143 元/千瓦時）0.01- 0.05 元。（報告來源：未來智庫）

綠電交易有望與火電電價“同臺 PK，隨行就市”

2021 年 10 月 11 日釋出《國家發展改革委關於進一步深化 燃煤發電上網電價 市場化改革的通知》。主要提出，燃煤發電電量原則上全部進入市場（70%至 100%）將燃煤發電市場交易價格浮動範圍由現行的上浮不超過 10%、下浮原 則上不超過 15%，擴大為上下浮動原則上均不超過 20%，高耗能企業市場交 易電價不受上浮 20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。前多省展開市 場交易，電價基本實現基準價 20%上浮。

在此背景下，綠電常態化交易增加，已實現與火電享受相近上浮電價的趨勢。 11 月浙江交易中心促成大唐新能源與浙江銀泰百貨 3000 萬千瓦時的綠電交易， 在當地煤電基準價的基礎上溢價約 6.1 分/千瓦時，溢價比例達到 15%。這是 浙江自 9 月份成功完成全國首批綠電交易試點以來，開啟綠電交易“日常模 式”。 江蘇已經實現發改委所倡導的在電力中長期交易市場框架下，設立綠色電力交 易品種。

12 月 23 日，2022 年江蘇電力市場年度交易結果顯示，2022 年年度 交易共成交 1239 筆，總成交電量 2647.29 億千瓦時，成交均價 466.69 元/兆 瓦時較燃煤發電上網基準價 391 元/兆瓦時相比，上浮 19.36%。其中綠電交易 成交電量 9.24 億千瓦時，成交均價 462.88 元/兆瓦時，上浮 18.38%。2022 年電力交易與去年相比，成交量上漲了 14.5%，其中年度雙邊交易電量比去年 增加 223.86 億千瓦時，年度掛牌交易比去年增加 111.32 億千瓦時。

開始綠電交易“日常模式”，推動綠電交易常態化、廣義化。“日常模式”下 更多供需雙方隨時根據需求可以實現雙邊或多邊的綠電交易，使得綠電交易成 為月度、年度電力市場化交易的一部分，讓更多的風光電加入到更廣義的綠電 交易，實現與火電電價“同臺 PK，隨行就市”。

目前規模仍較小，參與交易主要是無補貼或極少補貼的風電、光伏電量。供給 方面，2021 年後平價專案大量併網將為市場化交易提供更多綠電。 需求方面，2022 中央經濟工作會議進一步明確了新增可再生能源不納入能源 消費總量控制，向碳排放總量和強度"雙控"轉變。在高能耗企業的能耗指標趨 緊，更多納入碳配額考核的情況下，綠電的需求將得到極大提升。

業績的確定性——確定增長中觀察分化的可能

量和價的確定性將直接促成業績的高確定性

2021 年為“雙碳”目標制定後的第一年，也是“十四五”建設開局之年，各 大發電央企在年初制定了發展規劃，其中新能源均為其中的重要目標。2020 年由於為陸風及光伏補貼的最後一年，風電、光伏裝機分別同比增長 34.6%、 23.8%，增速較高；2021 年風電受 2020 年搶裝，及光伏受上游價格抑制，新 能源裝機增速有所回落。中央及各地規劃均根據“雙碳”目標進行調整，今年 下放新能源建設指標較遲，隨著後續指標的下達，以及上游矽料和元件價格回 落，預計明年的新能源尤其是光伏裝機的招標、開工建設將開始提速。預計整 體來看，2021 年末風電累計裝機將增長到 3.2 億千瓦，同比增長約 15%，光 伏累計裝機增長至約 3 億千瓦，同比增長 19%左右。

2021 年裝機確定性增長，使得新能源運營整體業績增長具有高度的確定性，隨著裝機規模增長，業績拾級而上。尤其是 2021 年低價風機和搶裝海風將極 大提升新能源運營商 2022 年業績。

2022 年長協煤價+長協電價將陸續落地。長協電價市場化價格聯動機制有望形 成，實現分時段簽約、價格錨定調整，市場化交易電量增長得到重要支撐。此 外綠電交易推進、容量電價機制建立逐步推進。長協煤價+長協電價雙重靈活 調節，電力供應安全與電力合理利潤得到政策機制保障。電廠向上遊及下游， 開展談判均有據可依，電價更能體現供需、成本、和環境價值，新能源建設成 本預期不斷下行，綠電的盈利空間開啟。2022 年火電板塊業績拐點出現，新 能源電力板塊業績確定性增長。

2022 或是觀察分化佈局行業核心資產的視窗期

雖然行業處在整體的確定性增長中，隨著行業發展階段、公司運營管理和能力、 政策導向等各方面的演變，未來基本可以確定會顯現出一定的分化，但預計明顯分化或在 2022 年較難出現。 目前來看，由於運營模式具有較高同質化，專案開發方面靈活度較高，存在地 方差異，企業需要“軟硬實力”兼具。2021 年處在企業規劃與政策銜接和大 規模獲取指標“跑馬圈地”的前期，2022 年專案開始建成併網和指標開始轉 化落地開始，將是觀察窗企業競爭力和未來分化趨勢的視窗期。 根據現有新能源專案競配標準，企業產業能力（開發經驗、資本實力、產業鏈 投資等）、前期工作開展情況及申報電價為最核心的三個專案指標配置參考因 素。

結合行業觀察，以下幾方面也可以重點關注。

（1）股東實力和支援力度：電力運營商集團或股東支援，主要在於“自上而 下”與各地方多產業一攬子合作，新能源產業上下游合作，或地方性企業的本 地化優勢，將很大程度帶動新能源專案開發。

（2）員工激勵：當前大型電力企業企業實力、股東背景，往往差異較小，在 專案具體競爭中，“自下而上”的推進尤為重要，具體專案開發人員的效率、 專業、資訊溝通等方面是專案競爭中的關鍵。可重點關注有員工股權激勵，及 良好專案激勵機制的公司。

（3）融資成本：由於新能源運營初期大量資本開支需求，專案自有資金投入 佔比往往在 20%-30%，較高的槓桿比例及初期投資使得專案整體收益率對於 債務融資成本變動極為敏感。獲取市場最低的融資成本，可以在保障收益率情 況下，在專案開發成本容忍度、電價、配置儲能等方面實現資源競配的相對優 勢。

（4）現金流支撐程度：新能源運營快速增長期資本開支強度大，風電光伏平 均來看 1GW 新能源發電專案，按 30%資本金投入約 15 億元，而現金流回收 週期較長。考慮到股權融資進而攤薄股東收益，存量裝機規模較大運營商，以 及火電企業，如華潤電力、華能國際，中國電力等，或核電、水電企業在轉型 中則更具這方面優勢，憑藉存量機組強有力現金流可以獲取更多資源，滾動開 發提升股東價值。現金流考量下，存量裝機及裝機增長彈性或需要權衡。

3 投資展望二：抽水蓄能及火電調峰調頻是新能源電力“立”與“破”重要銜接

新型電力系統下抽水蓄能發揮重要作用

新能源大規模併網，儲能發展勢在必行。根據我國“3060 雙碳“目標指引， 需要構建以新能源為主體的新型電力系統，風電、光伏未來將迅速發展：我們 預計到 2025、2030 年，風電、光伏裝機量佔比將達到 37.1%、46.5%，發電 量佔比將達到 16.3%、24.5%。然而，光伏發電和風電的間歇特性，需要配套 儲能電站才能承擔電力保障，因此，電力系統對儲能電站容量的需求也將隨之 越來越大。

抽水蓄能是應用最廣泛的調峰電源。抽水蓄能電站是利用電力負荷低谷時的電 能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電的水電站，綜合效率 在 70%-85%之間。相較於傳統水電站，抽水蓄能電站對於水落差要求更高， 一般為 100 米以上。傳統水電站主要為徑流式和壩後式，徑流式直接攔河發電 無太高落差，壩後式利用一定落差來發電，但落差比較小，因此水電站改抽水 蓄能電站比例不大。目前，抽水蓄能是運用最廣泛的儲能技術，2020 年末我 國抽水蓄能佔總儲能的 89.3%。

在調峰端，抽水蓄能較其他儲能方式優勢明顯。目前電網側協呼叫電供需兩端 平衡主要為調頻、調峰兩大手段，前者對於放電的響應時間及速度要求較高， 須達到秒級、分鐘級的水平，後者則對放電持續時間要求較高。抽水蓄能由於 響應時間一般在 7 分鐘以上，但能做到持續 4-6 小時的放電，因此被主要用於 調峰端，而電化學儲能則應用於調頻端。除此之外，抽水蓄能當前技術極為成 熟，且建成後使用壽命極長，在調峰應用端具備無可比擬的優勢。

初期投資成本佔比較高，抽水蓄能度電成本優勢明顯。從抽水蓄能電站全生命 週期成本構成來看，較普通水電站，初期專案安裝成本較低，其中系統成本佔 總成本約 50%；運維成本較高，每年約為 7-8 萬元/MW。相比其他儲能技術， 目前抽水蓄能技術已十分成熟，度電成本僅為 0.21-0.25 元/千瓦時，較電化學 儲能在成本方面具備明顯優勢。在考慮電化學儲能持續降本的情況下，預計未 來十年抽水蓄能度電成本依然能夠保證相對優勢。

市場規模和主要參與主體

2020 年末，我國抽水蓄能累計裝機規模達到 31.79GW，同比增長 5.02%，佔 全國儲能裝機總規模的 89%。因抽水蓄能相對其他儲能成本、成熟度等優勢， 短期看來，依然佔據儲能應用的主導地位。在建裝機方面 2021 年 4 月，我國 抽水蓄能電站在建裝機 52.43GW，是全球抽水蓄能電站規模最大的國家。

目 前裝機主要集中在 根據國家能源局 9 月釋出的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）》，到 2025 年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到 6200 萬千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投產總規模達到 1.2 億千瓦左右。

目前，受前期投資巨大，以及後期運營電網排程統一等因素，抽水蓄能裝機主 要集中在國網及南網子公司投資運營。此外內蒙古電力（集團）有限責任公司 以及江蘇、浙江等地的部分企業也運營少量抽水蓄能電站。

而根據規劃中提出，“要研究簡化儲能新技術示範專案審批程式，穩妥推進以 招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站專案投資主體，鼓勵社會資本投資建 設抽水蓄能。”隨著抽水蓄能相關政策的進一步清晰，更多市場主體參與抽水 蓄能市場，因此在建的抽水蓄能電站的投資主體呈現多元化趨勢，“十四五” 期間新開工專案有望有更多投資主體參與。

國網新源控股有限公司

截至 2021 年 3 月末，隨著安徽績溪 180 萬千瓦抽水蓄能電站全部投產運營， 公司在運控股裝機容量增至 2087 萬千瓦，佔全國總裝機比重約 65%。2020 年，得益於電力系統調節需求增加和裝機規模提升，公司抽水電量、發電量和 上網電量等運營指標均有所上升。

公司在建擬建專案主要為抽水蓄能電站專案。根據公司披露，截至 2021 年 3 月末，在建專案 31 個，擬建專案 2 個，總投資為 2,741.17 億元，尚需投資 1,961.75 億。以每千瓦 6000-7000 元投資規模，裝機規模有望達 4000 萬千瓦 約未來隨著在建專案的陸續投運，公司裝機規模將進一步提升。

國網總體對抽水蓄能提出明確規劃。2021 年 3 月，國家電網釋出服務碳達峰 碳中和構建新型電力系統加快抽水蓄能開發建設重要舉措，力爭在“十四五” 期間在新能源集中開發地區和負荷中心新增開工 2000 萬千瓦以上裝機，新增 1000 億元以上投資規模的抽水蓄能電站。

南方電網調峰調頻公司有望與文山電力將重組實現上市

截至 2021 年 6 月末，調峰調頻公司在南方五省區運營的抽水蓄能電站在運裝 機容量合計 788 萬千瓦，佔全國總裝機比重約 25%。在建裝機容量合計 240 萬千瓦。

資產重組置換調峰調頻公司股權，文山電力成為南網儲能業務上市平臺。 2021 年 10 月 15 日，文山電力釋出資產重組預案，擬將主要從事購售電、電 力設計及配售電業務的相關資產負債與間接控股股東南方電網持有的調峰調頻 公司 100%股權的等值部分進行置換，並向南方電網以發行股份的方式購買擬 置入資產與擬置出資產交易價格的差額部分。本次交易完成後，文山電力主要 業務將轉為抽水蓄能業務、調峰水電業務以及電網側獨立儲能業務，置換獲得 標的公司 5 座抽蓄電站，2 座調峰水電站及 1 座獨立儲能電站，成為南方電網 旗下儲能上市平臺。

南網總體對抽水蓄能提出明確規劃。南方電網印發《公司關於推動綠色低碳發 展轉型的意見》提出，將在未來三個五年計劃中，加快抽水蓄能建設，“十四 五”新增裝機 600 萬千瓦，“十五五”“十六五”各新增裝機 1500 萬千瓦，未 來十五年增長 4.6 倍，未來 10 年總投資約 2000 億元，到 2030 年支撐 2.5 億 千瓦以上新能源接入和消納。

釐清成本疏導辦法，抽蓄髮展進入新階段

根據發改委對於抽蓄電站電價形成辦法及成本疏導辦法，我國抽水蓄能電價機 制可大致分為三段： 成本加成鎖定專案投資收益率，電網、發電側及使用者側共擔費用（2004-2014）。根據 2004 年發改委印發的《關於抽水蓄能電站建設管理有關問題的 通知》，抽蓄電站主要由電網進行運營，成本及在此基礎上產生的合理收益納 入電網銷售費用。在 2007 年《關於桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》 中，發改委規定通知以後的電站由電網全資建設、運營，通知以前的非電網持 有的抽蓄電站由電網租賃經營，成本均納入電網費用。

兩部制電價完善固定成本及變動成本補償辦法，成本疏導順暢（2014-2016）。 2014 年發改委印發《關於完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》， 通知明確了容量電價彌補電站固定成本及准許收益、納入電網執行費用，電量 電價彌補變動成本，電價水平按照當地燃煤標杆電價執行的方法，抽蓄電站投 資端及運營端成本疏導順暢。

成本疏導困難，“十三五”抽水蓄能發展不及預期（2016-2021）。截至 2020 年末，我國抽水蓄能裝機量達到 3179 萬千瓦，但未達到《水電發展“十三五 “規劃》預期的 4000 萬千瓦裝機量。2016 年”廠網分離“後抽水蓄能電站成 本從電網成本中剝離並規定不允許納入輸配電價定價成本，但未對費用疏導方 式進行明確規定，成本疏導不暢導致了投資熱情低迷，”十三五“期間我國抽 水蓄能發展較緩慢。。

連續重磅儲能政策檔案出臺，抽蓄價格形成機制完善。隨新能源裝機增速加快， 相應儲能設施需配套建設以輔助大量新能源併網，2021 年以來中央連續釋出 針對儲能建設的相關政策檔案。2021 年 4 月，《關於加快推進新型儲能發展的 指導意見（徵求意見稿）》提出對於電網側儲能設施提出“建立電網測獨立儲 能容量電價機制，研究探索電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”。

2021 年 5 月，《國家發展改革委關於進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》 提出以兩部制電價政策為主體：以競爭性方式形成電量電價+完善容量電價核 定機制。以競爭性方式形成電量電價（體現抽蓄電站提供調峰服務的價值，回 收抽水、發電的執行成本），將容量電價納入輸配電價回收（體現抽蓄電站提 供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，回收抽發運行成本外的 其他成本並獲得合理收益）。

此外，在 2021 年 7 月國家發改委釋出《關於進一步完善分時電價機制的通知》 的政策指導背景下，各地紛紛加大峰谷電價差，在此背景下，廣東省發改委批 復同意執行《廣東省電網企業代理購電實施方案（試行）》。方案指出，代理購 電價格包含平均上網電價、輔助服務費用、保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益分攤三部分。其中現階段輔助服務費用主要包括儲能、抽水蓄能電 站的費用和需求側響應等費用，相關費用由直接參與市場交易和電網企業代理 購電的全體工商業使用者共同分攤。抽水蓄能的電價形成及分攤機制逐漸明確， 理順付費方。本次廣東省明確儲能、抽蓄電站費用按實際成本確定，由全體工 商業使用者共同分攤，進一步理順抽水蓄能電價承擔機制，利好儲能/抽水蓄能 發展。

成本方面，執行單一容量電價的抽水蓄能電站無購電成本，按照批覆價格收取 固定電費，成本主要為折舊與人工費用；執行兩部制電價的抽水蓄能電站主要 運營成本為購電費用，其次為折舊與人工費用。（報告來源：未來智庫）

利用煤電調峰調頻——短期平衡新能源出力和供電安全的最適手段

11 月國家發展改革委、國家能源局公佈《關於開展全國煤電機組改造升級的 通知》，總體旨在推動煤電行業實施節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造制 造“三改聯動”，嚴控煤電專案，發揮煤電的兜底保障作用和靈活調節能力， 實現減排減汙降能耗，提供綜合服務，實現角色轉變，為加快構建以新能源為 主體的新型電力系統做出積極貢獻。

12 月中央經濟工作會議進一步提出，要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭 清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源最佳化組合。明確了短 期內新老電力能源的關係，在短期內不是替代而是相互最佳化促進。 截止 2020 年，全國全口徑火電裝機容量達 12.5 億千瓦，佔全部裝機容量的 56.58%。其中煤電裝機容量為 10.8 億千瓦，佔全部裝機容量的 49%。根據中 電聯、國家電網等預測，我們認為碳達峰碳中和目標下，我國煤電裝機規模將 於“十五五”期間達到峰值，區間預計在 11-12 億千瓦。我們預計屆時煤電角 色將發生較大轉變，而如今煤電改造的加速是對未來轉變的探索和量變積累。

根據政策實施要求以及合理安排機組改造時序，保證本地電力安全可靠供應的 政策要求。預計實施將於冬季供電供熱高峰期結束後，逐步開始實施改造工作。

過去改造推進較緩，如今改造勢在必行，輔助服務收益將日益明確

根據《電力發展“十三五”規劃》安排，“十三五”期間，將在“三北”地區 推行熱電機組靈活性改造約 1.33 億千瓦，純凝機組改造約 8200 萬千瓦；其他 地方純凝改造約 450 萬千瓦。但由於經濟性、配套制度不完善等因素，改造進 展緩慢。

煤電改造後參與輔助服務獲取收益，整體由各地能源局在國家能源局《發電廠 併網執行管理實施細則》和《併網發電廠輔助服務管理實施細則》（兩個細則） 的指導下根據各地實際情況制定出臺，模式與原則基本一致。 總體來看，電力輔助服務按照“補償成本、合理收益”原則確定補償力度，提 供主體包括火電、水電、核電、風電、光伏發電、抽水蓄能、新型儲能等以及 能夠響應排程指令的使用者可調節負荷（包括透過聚合商、虛擬電廠等形式聚合 的可調節負荷）等併網主體。

電力輔助服務的提供方式分為基本電力輔助服務和有償電力輔助服務。基本電 力輔助服務為併網主體義務提供，不進行補償。有償電力輔助服務可透過固定 補償或市場化方式提供，所提供的電力輔助服務應達到規定標準，鼓勵採用競 爭方式確定承擔電力輔助服務的併網主體，市場化方式包括集中競價、公開招 標/掛牌/拍賣、雙邊協商等。補償的服務品種及定價方式則包括以下方面。

4 投資展望三：氫能銜接助力深度脫碳

氫能應用場景及發展情況

氫能，未來的主流含能體二次能源。二次能源是聯絡一次能源和能源使用者的中 間紐帶，可分為“過程效能源”和“含能體能源”。電能作為過程效能源和含 能體能源是不能完全替代的。以往作為含能體二次能源的汽油和柴油等，生產 幾乎完全依靠化石燃料。隨化石能源儲量的逐漸消耗及“雙碳”目標對於化石 能源消耗總量的限制，迫切需要新型的不依賴化石燃料的、儲量豐富的新的含 能體能源。氫能是當前來源最廣泛的含能體二次能源，可充分替代傳統含能體 能源。

我國作為工業化大國，石化、煤化工、鋼鐵等行業，根據發改委相關統計，每 年產生二氧化碳排放接近 15 億噸，佔全國能源碳排放量的 15%左右，由於需 要使用化石能源作為還原劑或原料等，這些領域所消耗的化石能源，很難用可 再生能源電力來替代，屬於“難減排領域”。此外交通作為碳排放重點領域， 重卡、航運亦是“難減排領域”，運輸自重、溫度、距離等條件限制下使得電 動化難以替代。氫能成為重點領域深度脫碳的當前最佳選擇。

氫能較傳統二次能源具備多方面優勢。相較於傳統含能體能源，氫能的使用具 備無碳排放、無汙染的綠色能源性質，在不考慮上游製造來源的情況下，為優 質的綠色能源。在運、儲方面，氫氣具備更高的能量密度及安全性：氫氣的熱 值（143kJ/g）是石油的 3 倍，煤炭的 4.5 倍，在洩露後極易擴散，爆炸下限 濃度高於汽油和天然氣。在終端使用方面，目前氫能應用場景十分廣泛，其中 作為儲能方式參與電網輔助是幫助電力實現時間層面轉移的有效手段。

製備方式多樣，應用場景廣泛。氫能產業鏈較長，上游涉及製取、儲運及加註 等多個流程，其中製取方式靈活多樣，目前主要利用成本較低的化石能源制氫， 儲運則透過氣態實現。中游為氫燃料電池及其系統配件的製造，下游應用方面， 氫能被廣泛應用於工業、交通及建築等領域。

與“雙碳”目標接軌，氫能具備長期發展能力。根據中國氫能聯盟的預測，未 來我國氫能行業迅速發展、氫氣產量大幅提升：在 2030 年“碳達峰”目標下， 預計 2030 氫氣產量將達到 3715 萬噸，在終端消費中佔比達到 5%；2060 年 “碳中和”目標下，氫氣產量將達到 1.3 億噸，在終端能源消費佔比提升至約 20%。從終端氫能消費佔比來看，工業將依然是氫能應用的主要領域，佔比超 一半，交通運輸方面氫能使用佔比達到 31%。

政策持續加碼引導行業發展，覆蓋產業鏈全場景。2019 年 3 月，氫能首次被 寫入政府工作報告後，國務院、國家發改委、國家能源局等多部委陸續出臺了 支援、規範、鼓勵氫能發展的政策。從覆蓋範圍來看，前期政策主要覆蓋基礎 設施建設，如加氫站、氫能、風電與光伏發電互補系統，後期涉及多項細分領 域，如燃料電池汽車購置補貼政策激勵措施及多種形式儲運技術示範應用。同 時與“雙碳”結合，提出因地制宜發展綠氫，鼓勵氫能、風電與光伏發電互補 系統技術開發與應用。

地方政策目標規劃積極跟進，助力產業鏈標準體系建設。目前，多個省市釋出 了針對氫能行業發展的規劃目標及相應的補貼、激勵措施。從政策具體內容來 看，大部分強調製氫，尤其是電解水制氫，核心技術突破，以擺脫高度依賴化 工區生產的限制；在氫能儲運以及加氫方面則注重示範專案建設，完善行業標 準，其中重點突破液氫運儲相關的技術。在下游則引導燃料電池關鍵環節的創 新發展，並鼓勵氫能在終端交通領域的應用。

綠氫：最具潛力的未來制氫來源

化石原料制氫成本較低，為當前制氫的主要手段。目前制氫路線主要分為三種： 灰氫、副產氫及綠氫，在當下各具備一定的優劣勢。從最終產物純度來看，電 解水制氫（綠氫）純度最高，但受限於當前電解水制氫成本較另外兩種明顯更 高，因此產量佔比較低。化石能源制氫（灰氫）及副產氫目前技術成熟，制氫 成本較低，但生產受到地理限制，一般在靠近礦產的工業區，且生產過程碳排 放量較大。因此，與早期風力、光伏發電類似，技術不完善、上游成本高使得 來源轉向了碳排放量較大的化石能源。

“貧油少氣”的資源稟賦決定了我國煤制氫為化石燃料制氫的主要方式。受限 於我國“貧油少氣”的資源稟賦，儘管均以化石能源制氫為主要手段，但我國 煤制氫佔比高達 43%，天然氣及、石油制氫僅佔 29%，而全球制氫方式中， 煤制氫佔比僅為 18%，天然氣佔比達到 48%。電解水制氫方面我國 2020 年未 產生大規模電解水制氫產量，產量微小，預計隨製取裝置成本以及綠電價格下 降，未來電解水制氫佔比將不斷上升。

考慮碳排放成本情況下，煤制氫成本略高於天然氣制氫。根據《氫能供應鏈成 本分析及建議》一文測算，在煤價及天然氣價格均屬正常區間（煤價：800 元/ 噸，天然氣：2.5 元/Nm3）時，天然氣制氫成本略高於煤制氫。由於天然氣佔 制氫總成本比例達 73%，煤炭佔比約為 54%，天然氣制氫對於原料價格更為 敏感。若考慮碳排放成本，假設徵收 175 元/噸 CO2 情況下，單位天然氣制氫 成本將增加 0.84 元/公斤，單位煤制氫成本則會增加 3.85 元。未來更多產業將 被納入碳交易市場情況下，天然氣制氫成本將可能低於煤制氫。

資源豐富，但氫能產業長期發展無法完全依賴副產氫。我國工業副產氫資源非 常豐富，可作為我國氫能行業起步階段的過渡性氫源，根據測算，副產氫出廠 價格僅略高於化石能源制氫。然而，副產氫資源分佈不均，主要位於我國焦炭 行業以及煤炭產地，即西北地區，難以覆蓋至東部、南部及中部地區，在考慮 儲運成本後經濟性大打折扣。此外，我國企業在環保、節能要求提高後加裝了 副產氫回收裝置，從而使得大部分副產氫內部消化。因此，從長期來看，副產 氫不適合作為主要氫源。

綠氫，未來主流制氫技術。電解水制氫主要有鹼性電解（AWE）、質子交換膜 （PEM）電解、固體氧化物（SOEC）電解這三種技術路線。鹼性電解水制氫 技術路線成熟，裝置造價低，更具經濟性。PEM 電解水由於具有良好的對可 再生能源發電波動的適應性以及更高的能量轉化效率，目前已成為主流的電解 水技術。根據國際能源署（IEA）資料顯示，2015-2019 年間，全球新增電解 槽裝機中，PEM 電解槽裝機容量佔比超過 80%。

綠氫製造過程中碳排放量極低，可充分助力“雙碳”目標的實現。根據測算， 化石能源制氫由於利於含碳元素作為原料，不可避免地會產生碳排放，而綠氫 利用水電、風電以及光伏等可再生能源及水作為原料，可實現超低碳排的制氫 效果。其中水電電解水制氫的單位碳排放<1 kg CO2/kg H2，光伏發電則<3 kg CO2/kg H2。在面臨“碳達峰”“碳中和”需求下，綠氫是最具可持續性且接近 於無碳排放的選擇。

可再生能源資源豐富，我國綠氫開發具備資源稟賦優勢。受益於我國“東高西 低”的優勢地理條件，我國水電資源得天獨厚，長江流域的大型水電享譽全球。 新能源方面，根據中國氣象局風能太陽能資源中心估計，我國陸地 70 米高度 上風功率密度達到 200W/㎡（瓦/平方米）以上的風能資源技術可開發量為 50 億千瓦，全國陸地太陽能資源理論儲量 1.86 萬億千瓦。綠氫所需可再生電力 來源豐富，隨新能源裝機的高速推進，將有越來越多的可再生電力可用於制氫。

成本為當前可再生能源制氫最大掣肘。電費是電解水制氫成本的主要組成部分， 根據測算在電價成本為 0.3 元/kWh 的情況下，鹼性與 PEM 電解水的制氫成本 分別約為 21.6 元/kg、31.7 元/kg。在其他條件不變的情況下，若電解水制氫 需要獲得與化石能源制氫相同的價格競爭力，則電價需降到 0.05 元/kWh。

還原碳成本，可再生電力及電解技術降本，綠氫降本空間極大。目前我國加速 推進碳市場建立，充分還原碳排放的外部成本，隨碳價被納入各個領域，化石 能源制氫較綠氫需考慮額外的碳排放成本，增加綠氫成本競爭力。此外，風電、 光伏目前各自透過風機大型化、提升元件效率、規模化建設降低 EPC 成本情 況下，可再生能源電價仍將繼續下降。目前能充分適應風電、光伏間歇發電特 性的 PEM 電解水方式的關鍵材料與技術國產化率低，且未形成規模化，在裝 置方面具備較大降本空間。

當前電解水制氫可實現電能年際間轉移，助力消納新能源“棄風棄光”。如前 文所述，電力作為“過程效能源”在不轉換為其他能量的形式下無法實現能量 在時間維度上的儲存。隨“雙碳”目標的提出，新能源發電將成為電力系統的 主要組成部分，由於我國優秀風光資源主要位於三北地區，距離電力核心消納 區域存在距離。在此情況下，利用“棄風棄光”制氫可以實現幫助消納風光資 源，在長期，隨電解水制氫以及儲運的成本下降，可建設大型風電、光伏制氫 基地，成為我國氫能的主要來源。

綠氫在各經濟體氫能戰略中均居於首要地位：

1） 歐盟：2020 年 7 月 8 日，歐盟釋出歐盟《氫能戰略》EU Hydrogen Strategy，檔案指出當前氫能發展的首要任務是開發主要利用風能和 太陽能生產的可再生氫。歐盟的氫能發展將分為三個階段進行：一是 從 2020 年到 2024 年，支援歐盟安裝至少 6 吉瓦的可再生氫電解槽， 生產多達 100 萬噸的可再生氫。二是從 2025 年到 2030 年，氫成為歐 盟綜合能源系統的內在組成部分，歐盟至少要有 40 吉瓦的可再生氫電 解槽和多達 1,000 萬噸的可再生氫生產。三是從 2030 年到 2050 年， 可再生氫技術成熟，並在所有難以脫碳的部門大規模部署。

2） 德國：德國聯邦政府於 2020 年 6 月 10 日透過《國家氫能戰略》，確 認了“綠氫”的優先地位，同時明確了氫能的主要應用領域。根據此 次確定的氫能戰略，德國的氫能將主要應用於船運、航空、重型貨物 運輸、鋼鐵和化工行業。最晚在 2040 年前，德國將在國內建成 10 吉 瓦的電解“綠氫”產能，其中一半將在 2030 年以前建成，這包括建 設制氫所需的額外可再生能源裝機。

3） 荷蘭：2021 年 7 月初，荷蘭跨行業氫能工作組（CSWW)向國務卿提 交了國家氫能計劃。根據荷蘭氫能戰略，到 2025 年，荷蘭將建成 50 個加氫站、投放 1.5 萬輛燃料電池車和 3000 輛重型汽車。2030 年後， 海上風能將成為荷蘭生產綠氫的重要來源。

氣態運儲為主，大力發展管道運氫及液態儲運

氫儲運的方式有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫和固態儲氫。

1） 目前中國高壓氣態儲運氫技術相對成熟，依靠壓縮機將氫氣壓縮到儲氫瓶 中（一般為 30MPa），再利用集裝格和長管拖車等工具進行運輸，適用於 短距離、小規模運輸。管道輸氫是實現大規模、長距離氣氫運輸的方式， 目前我國僅有 100km 管道建設，未來發展潛力較大；

2） 低溫液態儲氫是在標壓下，將氫氣冷凍至零下 252.72℃變為液體，隨後保 存在特製的高度真空的絕熱容器中，目前常見也是最理想的為杜瓦瓶，但 由於造價較高，無廣泛使用。目前液態氫主要應用於火箭燃料。

3） 固態儲運是以金屬氫化物、化學氫化物或奈米材料等作為儲氫載體，透過 化學吸附和物理吸附的方式實現氫的儲存。固態儲氫具有儲氫密度高、安 全性好、氫氣純度高等優勢。但技術複雜，成本高，尚無規模化使用。

就近消納，當前我國儲能儲運方式以長管拖車運輸為主。目前我國氫能儲運以 長管拖車的氣態儲運為主，主要原因為當前氫能需求較低，主要由當地氫能生 產供給，在較短的運輸距離下拖車氣態儲運具備明顯的成本優勢。未來隨下游 氫能需求的迅速增長，我國氫能資源分佈不均以及東、南經濟發達地區需求旺 盛的特點註定了會產生大規模、長距離氫能運輸需求。

隨產業鏈基礎設施建設完善，管網輸氫及液態儲運將成為低成本運氫方式的最 佳選擇。液態儲運相較於氣態儲運效率更高，據國際能源署的資料，運輸成本 為 500 公里時，液氫配送成本每千克僅增加約 0.3 美元，而高壓氣態運輸配送 成本將上升 5 倍以上，接近每千克 2 美元。這是由於液氫儲運體積密度是高壓 氣態儲運的 5 倍，在中長距離氫氣儲運中經濟性較高，是未來氫儲運的重要方 向。

管道輸氫是實現氫氣大規模、長距離、低成本運輸的重要方式，然而由於氫氣 運輸管材存在“氫脆”現象，氫氣管道需選用低碳鋼材並特殊處理，導致造價 為普通天然氣管道 2 倍以上（美國天然氣管道造價 12.5-50 萬美元/公里，氫氣 管道造價約為 30-100 萬美元/公里）。此外，當前加氫站尚未普及，在不產生 規模效應的情況下，管道運氫成本不具優勢。目前研究熱點集中於天然氣管網 混氫運輸。（報告來源：未來智庫）

公用事業企業積極佈局氫能產業鏈上游

發電央企積極佈局綠氫業務，有望成為電解水制氫主力。目前參與電解水制氫 的主要為新能源上游龍頭裝置製造商，如隆基股份、陽光電源等，化工企業， 如寶豐能源等，以及各大發電央企，如國家電力投資集團、大唐集團、華能集 團等。電解水制氫中，電力成本佔到 60%以上，可再生能源電力運營商憑藉 其電力運營業務，在成本方面佔據絕對優勢。預計前期大型發電央企可透過與 技術企業合作提供可再生能源電力或自行開發相關電解技術，後期隨整體技術 門檻降低、綠氫成本下降憑藉電力成本優勢獲得競爭優勢。

業務模式高度重合，部分技術可複製，燃氣公司可大舉進軍氫能產業鏈上游。 從氫氣製取、儲運到最終應用，其形式與傳統燃氣公司業務模式高度重合，燃 氣公司可憑藉其已有基礎設施及技術工藝、存量上下游供應商及客戶資源、豐 富的行業經驗發展涉氫業務。具體而言，燃氣公司可從以下三個角度切入氫能 產業鏈：

1） 提供氫液化裝置及技術工藝：中泰股份 12 月 9 日回覆投資者提問中提到， “公司當前制氫裝置主要應用於能源化工領域，此外公司有氫液化板翅式 換熱器的示範專案，主要解決氫儲運的問題，並具備大規模複製的技術基 礎”。中泰股份於 2021 年 6 月 9 日披露《關於簽署風電、光伏制氫及氫液 化產業化專案框架合作協議的公告》，公司與赤峰政府、中船風電、潤豐 能源簽署了《赤峰風電、光伏制氫及氫液化產業化專案框架合作協議》， 旨在利用內蒙古赤峰市地區優異的風電、光伏資源開發低成本的可再生能 源電解制氫技術；

2） 發展管道摻氫業務：目前 我國僅有 100km 氫氣管道建設，2030 年我國氫氣管道有望達到 3000km， 短期內純氫氣管道輸送技術尚待進一步突破，管道建設規模難以擴大，天 然氣摻氫為當前最佳管道運輸選擇。燃氣公司利用現有管網基礎設施可大 力發展管道摻氫業務；

3） 佈局加氫站終端建設：隨下游交通領域氫燃料電池車的逐漸推廣，相 應加氫站的配套設施將迎來巨大發展。預計到 2030 年我國將建成加氫站 1000 座。燃氣公司可利用原有的加氣站網點，佈局加氫站終端建設， 如施行加氫站和加氣站聯建模式，或者加氫、加氣和充電共建模式， 可大幅節約建設成本。

5 投資分析

1、電力市場化改革推進，電價更能體現供需、成本、和環境價值，新能源建 設成本不斷下行，新能源運營商具備“三重”確定性，“量”—風光裝機增速 具備高確定性；“價”—火電價格上浮帶動綠電提升，疊加綠色溢價，綠電的 盈利空間開啟；“業績”—裝機持續滾動增長，業績拾級而上，今年低價風機 和搶裝海風確保明年業績。

2、政策推動煤炭和新能源最佳化組合，長協煤價+長協電價政策有望落地，聯動 機制形成，煤電市場化交易擴大，火電盈利拐點出現。

3、抽水蓄能、火電調峰調頻、儲能等符合與新能源最佳化組合發展的政策目標 與客觀需求，是“破兩高”、“立新能”的重要銜接和助推。隨著成本分攤機制 理順，分時電價價差擴大將提升相關業務收入。

4、氫能作為含能體能源，是進一步推動化工、能源、交通等產業深度脫碳的 能源形勢，選擇氫能已經逐漸成為國內外共識。新能源運營商在綠電制氫，燃 氣運營企業在氫能儲運方面具有產業協同天然優勢，看好產業延伸及銜接機會。

5、新能源為主新型電力系統建設，深度利好新能源發電商、電能綜合服務。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關資訊，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站