电力平衡压力期，挑战与机遇并存

华泰研究

2022年10月19日│中国内地

电力平衡压力期挑战与机遇并存，关注灵活性改造/抽蓄/绿电三个方向

借鉴海外电力市场经验，风电光伏占比 15%-30%时系统平衡压力显著加大。根据我们预测，2025/2030 年我国风光发电量占比将提升至 18.9%/29.4%，电力即将进入平衡压力期，而电力平衡（供需功率匹配）难度高于电量平衡，对电力系统灵活调节能力提出更高要求。自上而下测算 2025/2030 年，中国新型电力系统所需的灵活性机组分别为 430-578GW/885-1,537GW，灵活性装机比例 14%-18%/20%-35%；自下而上对灵活性机组预测，预计2025/2030 年末灵活性装机装机容量为 598/1,290GW，其中十四五/十五五分别新增 473/692GW。建议关注三个投资方向：1）煤电灵活性改造受益标的；2）抽蓄增量份额领先标的；3）绿电装机规模快速增长标的。

煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益仍受政策影响

根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间完成存量煤电机组灵活性改造 200GW，实现煤电机组灵活制造规模 150GW。截至 2025 年，煤电灵活性机组装机容量为 408GW，占煤电总装机的 35%。假设“十五五”装机占比提升一倍（即70%），对应“十五五”煤电灵活性改造需求为396GW。根据中电联数据，煤电灵活性改造单位调峰容量成本约为 500-1500 元/千瓦。当前辅助服务收益仍受到政策直接影响，我们测算，相同的调峰负荷率（40/30%）和装机容量（300/600MW）下，山东区域煤电灵活性改造可获利，而南网区域仍会产生亏损。

抽蓄 25/30年目标 62/120GW，容量电价确保基准收益

抽水蓄能作为目前成本较低的调峰电源将迎来快速发展，根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。存量装机中国网和南网遥遥领先（合计份额 88%）。抽蓄容量电价保证生命周期内至少 6.5%的资本金 IRR，我们测算容量电价折合 0.574 元/W，投产首年调峰度电成本为0.366 元，利息支付完成后为 0.249 元。抽蓄整体 IRR（算上电量电价盈利）与利用小时及电价正相关，在基准电价 0.3035-0.453 元/千瓦时、利用小时1700-2000 的情景下，抽蓄电站的资本金整体 IRR 可高达 10.1%-13.3%。

风光集中式与分布式并举，长期成长兼具通缩属性

我们认为风电/光伏装机将迎来快速增长，十四五/十五五期间年均风电装机增长为 62/90GW，年均光伏装机增长为 88/134GW，至 2025/2030 年末，风电/光伏将占总装机的 39%/53%。风光装机的快速增长带来风光发电量的占比提升，至 2025/2030 年，风光发电量占比将从 2021 年的 11.7%提升至 18.9%/29.4%，2021-2030年风电/光伏发电量CAGR分别为17%/20%。技术进步加快竞价步伐，2025 年我国陆上风电 LCOE 有望从 2019 年的 0.315-0.565 元/kWh 下降至0.241-0.447元/KWh，海上风电有望延续降本趋势。回归经济理性，风光电收益率底线明确，绿电交易等新机制产生额外收益。

建议关注三个投资方向

1）煤电灵活性改造：聚焦辅助收益机制友好区域，改造可实现正向收益，关注火电龙头。2）抽蓄：资源稀缺性带来较高竞争壁垒，关注五大四小旗下、抽蓄规划与储备相对明确的上市公司。3）绿电：关注竞价时代仍可保持份额稳定的公司。

风险提示：燃料成本波动，新能源/储能成本下降速度不及预期，国内外宏观环境不确定性及政策风险。

专题研究

公用事业

增持 (维持)

研究员

SAC No. S0570517050002

王玮嘉

SFC No. BEB090

wangweijia@htsc.com

+(86) 21 2897 2079

研究员

SAC No. S0570519090003

黄波

SFC No. BQR122

huangbo@htsc.com

+(86) 755 8249 3570

联系人

SAC No. S0570121040031

李雅琳

liyalin018092@htsc.com

+(86) 21 2897 2228

联系人

胡知

SAC No. S0570121120004 huzhi019072@htsc.com

+(86) 21 2897 2228

行业走势图

资料来源：Wind，华泰研究

每日免费获取报告

1、每日微信群内分享7+最新重磅报告；

2、每日分享当日华尔街日报、金融时报；

3、每周分享经济学人

4、行研报告均为公开版，权利归原作者所有，起点财经仅分发做内部学习。

扫一扫二维码
关注公号
回复：研究报告
加入“起点财经” 微信群。。

正文目录

发电侧风光渗透率提升，对灵活性装机提出要求. ..3
可以数量化计算的电量供需——装机与需求的对应 ..3
带有时间曲线的电力平衡——灵活性机组的容量提供. .4
煤电灵活性改造空间大，调峰收益仍受政策机制影响..... ...7
煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益有待挖掘. ...7
山东火电调峰补偿上涨，煤电灵活性改造已具备盈利空间 . ...9
南方区域提升煤电调峰补偿，仍旧力度不足. . 11
抽蓄 25/30 年目标 62/120GW，容量电价确保基准收益 ..... .....12
原理作用：“抽四发三”，重要调峰调频电源之一.... ...12
布局发展：围绕新能源布局，未来十年抽蓄规模将大幅跃升. ...13
盈利模式：实行两部制电价，容量电价或发挥稳定器作用 .... ...14
水电开发由易到难，大水电资源尤为稀缺.. ...17
风光发电长期成长，超低电价或是终局........ ............................................................................................ ....20
5-10 年供给增长主力，成长空间广阔...... ....................................................................................... ....20
技术进步加快竞价步伐，超低电价或是终局. ...21
回归经济理性，绿电收益率底线明确. ..22
风险提示... .23

发电侧风光渗透率提升，对灵活性装机提出要求

电力系统是发、输、配、售四大环节组成，基本功能是将各种一次能源转换成可使用的电能，并将其输送和分配到用户。碳中和背景下，新型电力系统具有高比例新能源接入、大量电力电子设备、多能互补运行等多种特征，对系统调节能力提出要求，要从传统的“源随荷动”转变为“源动荷动”甚至“荷随源动”。

可以数量化计算的电量供需——装机与需求的对应

我们预测 2021-2030 年用电量维持 4%-5%温和增长（除 2021 年全社会用电量同比增速为10.7%），“新基建”贡献 16%的增量（vs 高耗能 10%），更广义的“新动能”将贡献增量的 30%以上，为新能源的消纳提供基础，也为更灵活的需求侧响应埋下伏笔。借鉴德国（2012）、澳大利亚（2016）、英国和加州（2020）的经验，风电光伏占比 15%-30%时系统平衡的压力显著加大，对电网调度提出了较大挑战；也就意味着十四五后期或十五五前期，新型电力系统的构建成功与否至关重要。

需求侧：新动能接替高耗能，为需求侧增长新主力。“十四五”期间“新基建”用电增量贡献度增加 5pct 至 14.0%。我们以 4G/5G 基站、大数据中心、新能源充电桩测算新基建对于用电需求拉动的影响。据我们测算，“十三五”期间，“新基建”行业用电量增加 1683 亿度，占同期全社会用电量增量的 9.0%。随着国家加快推进“新基建”建设，我们预测“十四五”期间“新基建”行业用电量增量 3367 亿千瓦时，占同期全社会增量的比重增加至 14.0%，占比提升 5pct；“十五五”期间“新基建”行业用电增量 4075 亿千瓦时，占同期全社会增量比重提升 4pct 至 18%。

图表1： “新基建”行业用电增量及占比

资料来源：Wind，华泰研究预测

基于对未来十年电供给的预测，我们认为风电/光伏装机将迎来快速增长，十四五/十五五期间年均风电装机增长为 62/90GW，年均光伏装机增长为 88/134GW，至 2025/2030 年末，风电/光伏将占总装机的 39%/53%。风光装机的快速增长带来风光发电量的占比提升，至2025/2030 年，风光发电量占比将从 2021 年的 11.7%提升至 18.9%/29.4%，2021-2030年风电/光伏发电量 CAGR 分别为 17%/20%。同时，我们认为煤电十四五期间还将陆续有少量新增装机，十五五碳达峰目标临近，我们预计 2030 年煤电装机为 1,145GW、占比 25.2%，煤电电量占比将从 2021 年的 58.1%下降到 2030 年的 39.8%。

图表2： 2050 年中国化石燃料发电占比有望从 70%左右降低至 10%左右

资料来源：全球能源互联网合作组织，IEA，华泰研究预测

带有时间曲线的电力平衡——灵活性机组的容量提供

风光发电量占比提升将给电力系统稳定带来挑战。根据我们预测，2025/2030 年我国风光发电量占比将提升至 18.9%/29.4%，占比是 2021 年的 1.6/2.5 倍。电力产品具有瞬时性特征，在储能得到大规模普及之前，发输配售几乎要在同一时间完成。在间歇性电源占比提升的过程中，电力（即容量）平衡难度高于电量平衡，对电力系统灵活调节能力提出更高要求。因此灵活性机组容量也需同步增长，以保障电力系统稳定。

目前我国灵活调节电源比重较低。中电联 2020 年 6月发布的报告《煤电机组灵活性运行政策研究》显示，2019 年我国灵活性调节机组占比约 6%，远低于美国/西班牙/德国的49%/34%/18%。其中，我国的灵活性电源装机以煤电灵活性改造、气电和抽水蓄能为主。《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》中提出我国十三五期间计划完成煤电灵活性改造容量 2.15 亿千瓦，抽水蓄能装机达到 4000 万千瓦，气电装机 1.1 亿千瓦以上。截至2019 年，我国煤电灵活性改造完成容量 5775 万千瓦，仅为十三五规划的 1/4 左右。截至2020 年底，我国抽水蓄能装机 3159 万千瓦，同样低于目标值。

图表3： 2019 年各国灵活性装机比例

资料来源：中电联，华泰研究

图表4： “十三五”火电灵活性改造低于规划目标

资料来源：《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》，华泰研究

根据海外国家的经验，我们测算 2025/2030 年，中国新型电力系统所需的灵活性机组分别为 430-578GW/885-1537GW，灵活性装机比例 14%-18%/20%-35%。

我们采用两种方式对 2025/2030 年中国新型电力系统所需灵活性机组容量进行推算。1）寻找海外国家历史年度风光发电量占比与我国 2025/2030 年风光发电量占比近似的年份，参考该国家当年的灵活性电源比重，推算我国的灵活性电源需求情况。2）参考海外国家未来风光装机增量预测所对应的灵活性电源增量预测，结合我们预测的中国“十四五”/“十五五”风光装机增量，推算所需要的灵活性机组增量。

方法 1：根据我们预测，我国 2025/2030 年风光发电量占比将达到 18.9%/29.4%。2019 年，西班牙/德国的风光发电量占比分别为 25.5%/28.3%，对应的灵活性电源比例 34%/18%。同为欧洲国家，西班牙和德国的风光发电量占比差异较小，但灵活性电源占比相差较大，主要系由于两国总装机容量存在较大差异，其灵活性电源装机绝对值分别为 37/38GW。由于德国 2019 年风光发电量比例与我国 2030 年最为接近，我们参考德国 2019 年的灵活性电源比例 18%，根据风光发电量比例与灵活性电源比例的比值相同，得到中国 2030 年灵活性电源比例为 20%。

方法 2：据伍德麦肯兹预测，2021-2040 年欧洲重要五国（英国、德国、法国、意大利和西班牙）每 GW 风光新增装机对应的灵活性机组需求为 0.31-0.51GW，考虑到：1）根据 IEA2018 年统计的各国灵活性电源结构，欧洲灵活性机组中气电比例（28%）高于中国(4.3%)，中国灵活性机组主要来源于煤电灵活性改造（38.2%），而气电灵活性调节能力为煤电的 2-3倍；2）欧洲电力市场化程度较高，需求侧响应能力强；我们认为我国单位 GW 新能源装机所需灵活性装机规模更大。

预计中国十四五期间新增每 GW 风光装机对应的新增灵活性装机为 0.41-0.612GW（0.612为欧洲新增每 GW 风光装机所需灵活性装机 0.51GW 的 1.2x），十五五范围为0.41-0.765GW（随着风光比例增加，系统所需灵活性机组密度越大，0.765 为欧洲新增每GW 风光装机所需灵活性装机 0.51GW 的 1.5x）。叠加我们预计的中国十四五/十五五期间新增风光装机 746/1,122GW ，计算得十四五 / 十五五期间新增灵活性装机306-457GW/460-858GW，十四五末/十五五末灵活性装机 430-578GW/885-1537GW（灵活性装机比例 14%-18%/20%-35%）。

图表5：欧洲主要五国未来 20年新增风电、光伏及灵活性电源容量

资料来源：伍德麦肯兹、华泰研究

分灵活性电源种类来看，我们将中国灵活性电源分为煤电（灵活性改造）/气电/抽水蓄能及新型储能。根据中电联发布的《服务新能源发展报告 2020》，2019 年，我国抽蓄、燃气发电等灵活性电源装机比例在6%左右（121GW）；国家电网发布《服务新能源发展报告2020》显示：截至 2019 年，我国煤电完成灵活性改造的装机为 57.75GW；截至 2019 年，我国抽蓄装机为 30.28GW；综上倒推出 2019 年我国作为灵活性机组的气电装机为 33GW，占当年气电总装机的 36%。我们假设 2020 年我国灵活性装机占比仍为 6%，得到 2020 年我国灵活性机组容量 132GW。

自下而上灵活性机组预测，预计 2025/2030 年末灵活性装机装机容量为 598/1,290GW，其中十四五/十五五分别新增 473/692GW：

图表6：自下而上灵活性机组预测

期末装机容量	2020	2025E	2030E
煤电灵活性改造	58	408	804
抽蓄	32	60	120
气电	36	56	67
新型储能	5	75	299
需求侧响应	6	49	94
合计	137	598	1,290

资料来源：中电联、国家电网、华泰研究预测

煤电：保守假设 2020 年没有新增灵活性改造煤电机组，根据国家发展改革委、国家能源局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间完成存量煤电机组灵活性改造 2亿千瓦，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。截至 2025 年，煤电灵活性机组装机容量为 408GW，占煤电总装机的 35%；假设“十五五”装机占比提升一倍（即 70%），对应“十五五”煤电灵活性改造需求为 396GW；

气电：假设未来 10 年气电作为灵活性装机占比不变（36%），截至 25/30 年末，我国灵活性机组中气电机组 56/67GW。

抽水蓄能：根据 2021 年 9月正式落地得《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》，到2025/2030 年抽水蓄能投产总规模达到 62/120GW 左右，十四五/十五五分别新增 28/60GW。

新型储能：根据 2021 年 8 月《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138 号），保障性并网以外的市场化并网项目初期按照功率 15%的挂钩比例（时长 4小时以上）配置调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。假设十四五/十五五风光新增装机配储比例分别为 10/20%，对应新增新型储能装机为75/224GW（储能小时数2-4小时不等），到2025-2030年新型储能总规模为75/299GW。

煤电灵活性改造空间大，调峰收益仍受政策机制影响

煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益有待挖掘

我国火电机组调峰能力远低于世界领先水平，有较大提升空间。丹麦和德国是煤电灵活性改造较为领先国家。丹麦从 1995 年起开始大力发展煤电灵活性改造，目前处于世界领先水平，其火电机组以供热为主，供热期最低运行负荷可达 15%-20%。德国装备制造协会针对煤电灵活性改造制定了改造专项清单，其供热机组/纯凝机组最低运行负荷达到 40%/25%。相比于丹麦和德国，我国的火电机组最低运行负荷较高，调峰能力较弱，说明我国火电机组灵活性还有较大提升空间。据《火电机组灵活性改造形势及技术应用》（2018 年，作者：侯玉亭、李晓博、刘畅等）分析，经过灵活性改造，预计我国热电机组最低运行负荷可达到40%-50%，纯凝机组最低运行负荷可达到30%-35%。

图表7： 2018年各国火电机组调峰能力比较

资料来源：《火电机组灵活性改造形势及技术应用》（2018 年，作者：侯玉亭、李晓博、刘畅等）、华泰研究

全国煤电灵活性改造进程缓慢，严重滞后于国家“十三五”目标。我国 2016 年开始煤电灵活性改造试点工作，并在《电力发展“十三五”规划》中提出了“三北”地区煤电灵活性改造 2.15亿千瓦的目标。截至 2020 年底，“三北”地区实际只完成煤电灵活性改造 8241 万千瓦，仅为目标的 38%，其中内蒙古、山西、新疆、甘肃分别仅达到其目标的 2.1%、3.3%、2.4%和 4.1%；截至 2019 年底，煤电灵活性改造试点实际完成约 5340 万千瓦，仅达到规划目标的 31.4%。煤电灵活性改造严重落后的主要原因有：不健全的调峰辅助服务市场机制、存在不确定性的国家相关政策、灵活性改造对燃煤机组运行本身带来的负面影响、灵活性改造对煤电企业带来的高成本负担。

十四五国家对煤电灵活性改造提出新要求，火电调节能力挖掘潜力大。2021 年 11 月，国家发改委、能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，推动煤电行业“三改联动”：节能降耗改造、供热改造和灵活性改造。通知发布了“十四五”期间改造目标，其中煤电机组灵活性改造2亿千瓦、增加系统调节能力3000-4000万千瓦，煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。2022 年 4 月 24 日，国家能源局提出：今年我国将大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，改造升级煤电规模超过 2.2 亿千瓦。国家能源局统计，2021年上半年辅助服务市场交易费用共 110.1 亿元，其中调峰、调频费用各占比 84.3%、15.3%，一定程度缓解了部分煤电企业经营压力。电力规划设计总院初步测算，“十四五”末期我国辅助服务年补偿资金规模将达到约 800 亿元，进一步释放火电机组的调节潜力。

全国不同地区调峰补偿机制存在一定差异性。大部分地区调峰补偿标准按照负荷率进行分档；东北三省、新疆除负荷率档位外，还额外考虑火电机组类型以及是否处于供热期；江苏则按照时间跨度以及时段进行补偿，短期调峰补偿高于中长期，峰段高于谷段。华北区域（河北南网、京津唐、山西、蒙西和山东）的基准负荷率高达 70%，大部分地区基准负荷率为 50%左右。除南方区域（广东、广西、贵州、海南、云南）设定具体补偿标准，其他区域均设定报价范围。整体来看，东北三省、山东等地调峰补偿较高，贵州、甘肃等地调峰补偿较低。

图表8：各地区现行火电机组调峰补偿政策（上）

地区	发布日期	档位	负荷率	调峰补偿 (元/千瓦时)	地区	发布日期	档位	负荷率	调峰补偿 (元/千瓦时)
河北南网	2019/9/27	第一档	70%-100%	0	蒙西	2021/5/25	第一档	70%-100%	0
京津唐		第二档	60%-70%	0-0.3			第二档	60%-70%
山西		第三档	50%-60%	0-0.3			第三档	50%-60%
山东		第四档	40%-50%	0-0.4			第四档	40%-50%
		第五档	30%-40%	0-0.5			第五档	30%-40%	0-0.4
		第六档	20%-30%	0-0.5			第六档	20%-30%
		第七档	10%-20%	0-0.5			第七档	10%-20%
		第八挡	0%-10%	0-0.5	福建		第八挡	0%-10%
	2021/9/3	第一档	60%-70%	0-0.1		2021/12/28	第一档	55%-60%	0-0.1
		第二档	50%-60%	0-0.1			第二档	50%-55%	0-0.2
		第三档第四档	40%-50%	0-0.6			第三档	45%-50%	0-0.4
	甘肃 2021/5/6			30%-40%	0-0.6		第四档	40%-45%		0-0.5
		第五档		20%-30%	0-0.8		第五档	35%-40%		0-0.6
		第六档	10%-20%		0-0.8			第六档	20%-35%	0-1
		第七档	0%-10%		0-0.8
第一档		40%-50%	0-0.2	安徽		2018/8/22	第一档	45%-50%	0-0.3
		第二档	35%-40%	0-0.3			第二档	40%-45%	0-0.4
	第三档	30%-35%	0-0.4			第三档	35%-40%		0-0.6
	第四档	20%-30%	0-0.6				第四档	30%-35%	0-0.8
	第五档		0-20%	0-0.8			第五档	0%-30%	0-1
湖北	2020/6/4	第一档	45%-50%	0-0.2	江西	2020/8/3	第一档	45%-50%	0-0.2
重庆	2019/4/28	第二档	40%-45%	0-0.3			第二档	40%-45%	0-0.3
		第三档	35%-40%	0-0.4			第三档	35%-40%	0-0.4
		第四档	30%-35%	0-0.5			第四档	30%-35%	0-0.5
		第五档	0%-30%	0-6			第五档	20%-30%	0-6
	2022/3/22	第一档	40%-50%	0.099	海南	2022/3/22	第一档	40%-50%	0.0744
	第二档		30%-40%	0.792			第二档	30%-40%	0.5952
广西		第三档	0%-30%	1.188			第三档	0%-30%	0.8928
	2022/3/22	第一档	40%-50%	0.0495	云南	2022/3/22	第一档	40%-50%	0.0828
		第二档	30%-40%	0.396			第二档	30%-40%	0.6624
	第三档		0%-30%	0.594			第三档	0%-30%	0.9936
贵州	2022/3/22	第一档	40%-50%	0.0297	河南	2019/8/17	第一档	40%-50%	0-0.3
		第二档	30%-40%	0.2376			第二档	30%-40%	0.3-0.5
		第三档	0%-30%	0.3564			第三档	0%-30%	0.5-0.7
	2021/5/6	第一档	40%-50%	0-0.3
青海	2020/12/1	第二档	0%-40%	0.3-0.7

资料来源：国家能源局、华泰研究

图表9：各地区现行火电机组调峰补偿政策（中）

地区	发布日期	类型	时段	调峰补偿 (元/千瓦时)
江苏	2020/11/6	中长期	谷段	0-0.25
			平段	0-0.6
			峰段	0-0.9
	短期		大于等于4小时	0-1
			小于4小时	0-2

资料来源：国家能源局、华泰研究

图表10：各地区现行火电机组调峰补偿政策（下）

地区	发布日期	时期	档位	火电厂类型	负荷率	调峰补偿 (元/千瓦时)
黑龙江	2020/12/23	非供热期	第一档	纯凝火电机组	40%-50%
吉林				热电机组	40%-48%	0-0.4
辽宁		供热期	第二档	全部火电机组	0%-40%	0.4-1
			第一档	纯凝火电机组	40%-48%
				热电机组	40%-50%	0-0.4
			第二档	全部火电机组	0%-40%	0.4-1
			非供热期第一档	纯凝火电机组	40%-50%
				热电机组	40%-45%	0-0.22
			第二档	全部火电机组	0%-40%	0.22-0.7
		供热期	第一档	纯凝火电机组	40%-45%
				热电机组	40%-50%	0-0.22
			第二档	全部火电机组	0%-40%	0.22-0.7

资料来源：国家能源局、华泰研究

山东火电调峰补偿上涨，煤电灵活性改造已具备盈利空间

图表11：火电机组深度调峰增加的供电成本测算

深度调峰负荷率	300MW亚临界机组			600MW超临界机组
深度调峰负荷率	50%	40%	30%	50%	40%	30%
深度调峰频率 (次/年)	100	100	100	100	100	100
深度调峰单次时长 (小时/次)	6	6	6	6	6	6
合计营业成本增加 (元/小时)	7274	11379	18310	11499	18265	28014
燃煤成本增加 (元/小时)	3108	4213	4944	7333	9099	10648
主机寿命成本增加 (元/小时)	166	166	166	166	166	166
维护成本增加 (元/小时)	4000	7000	10000	4000	9000	14000
耗油成本增加 (元/小时)	0	0	3200	0	0	3200
年度营业成本增加 (万元/年)	436	683	1099	690	1096	1681
财务费用增加 (万元/年)	·	74	221	·	147	441
合计年度成本增加 (万元/年)	436	756	1319	690	1243	2122

注：参考 2022 年 5 月报告《华电国际：权益新能源发展迅速，有望估值修复》，1）标煤单价按 900 元/吨进行测算，如果标煤单价上升，年度成本增加值预计会小幅增长，从而静态投资回收期变长；2）在 30%负荷时通常需投入 1-2 支油枪, 耗油按 0.4 吨/小时进行测算；3）假设灵活性改造投资自有资金 30%，融资资金 70%，融资年利率 3.5%
资料来源：《火电机组深度调峰经济性分析》（2019 年，作者：郭庆风）、华泰研究预测

火电机组参与深度调峰增加燃煤、运维、耗油等营业成本。不同参数、形式的机组在实际运行中，负荷率对成本的影响有所不同，但整体变化趋势相同。参考《火电机组深度调峰经济性分析》中一台300MW 亚临界机组和一台 600MW 超临界机组的测算数据，假设所有机组参与深度调峰的频次系 100 次，每次深度调峰时长为 6 小时，则 300MW 机组负荷率50%/40%/30%会分别增加年度营业成本 436/683/1099 万元/年，600MW 机组负荷率50%/40%/30%会分别增加年度成本 690/1096/1681 万元/年。财务成本增加主要系假设灵活性改造的固定成本 30%采用自有资金，70%由融资获得，融资年利率 3.5%。因此 300MW和 600MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度成本合计 436/756/1319 万元和690/1243/2122 万元。同一台机组，负荷率越低, 经济成本越大；同一负荷率，大机组经济成本更高。

完善辅助服务机制，山东能源监管办大幅提升直调公用火电机组调峰补偿。2021 年 9 月 3日，山东能源监管办发布《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021 年修订版)(征求意见稿)》，提升了山东省火电机组调峰补偿上限。我们在所有调峰收入测算时不考虑现货交易。按补偿标准上限、年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 319/1274/2230 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 637/2549/4460 万元/年。同一台机组，深度调峰负荷率越低, 调峰补贴收入越高；同一负荷率，大机组调峰补贴收入更高。

图表12：山东火电机组深度调峰补贴收入测算

基准负荷率	300MW亚临界机组			600MW超临界机组
基准负荷率	70%	70%	70%	70%	70%	70%
深度调峰负荷率	50%	40%	30%	50%	40%	30%
补贴标准 (元/千瓦时，不含税)
第一档：60%-70%	0.09	0.09	0.09	0.09	0.09	0.09
第二档：50%-60%	0.09	0.09	0.09	0.09	0.09	0.09
第三档：40%-50%	0	0.53	0.53	0	0.53	0.53
第四档：30%-40%	0	0	0.53	0	0	0.53
补贴收入 (元/小时)	5,310	21,239	37,168	10,619	42,478	74,336
第一档：60%-70%	2,655	2,655	2,655	5,310	5,310	5,310
第二档：50%-60%	2,655	2,655	2,655	5,310	5,310	5,310
第三档：40%-50%	0	15,929	15,929	0	31,858	31,858
第四档：30%-40%	0	0	15,929	0	0	31,858
年度补贴收入 (万元/年)	319	1,274	2,230	637	2,549	4,460

注：参考 2022 年 5 月报告《华电国际：权益新能源发展迅速，有望估值修复》，1）实际补贴标准=含税补贴标准/（1+电价增值税），电价增值税为 13%；2）每档补贴收入（元/小时）=额定功率*（档位上限-档位下限）*该档位补贴标准；3）补贴收入（元/小时）=每档补贴收入之和
资料来源：山东能源监管办、华泰研究预测

根据中电联数据，煤电灵活性改造单位调峰容量成本约为 500-1500 元/千瓦。煤电灵活性改造成本相对于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段更低，具有最高性价比。假设煤电机组原最低运行负荷率为 50%，并且增强最低负荷率至 40%/30%的灵活性改造单位调峰容量成本分别为 1000/1500 元/千瓦，可得出灵活性改造成本。考虑大多数煤电机组已经运行较长年份，即使进行灵活性改造，也并不能够增加机组寿命，同时不考虑残值，我们假设灵活性改造后煤电机组可使用年限为 10 年。经测算，300MW 和 600MW 机组负荷率 40%、30%时静态投资回收期均小于报废年限（假设 10 年），故可获利；负荷率为 50%时，即使不产生灵活性改造成本，由于调峰补助不足以覆盖调峰成本，调峰将亏损。

图表13：山东煤电灵活性改造静态投资回收期测算

深度调峰负荷率	300MW亚临界机组			600MW超临界机组
深度调峰负荷率	50%	40%	30%	50%	40%	30%
年度调峰利润 (万元/年)	-118	518	911	-53	1306	2338
煤电灵活性改造单位调峰容量成本 (元/千瓦)	·	1000	1500	·	1000	1500
灵活性改造成本 (万元)		3000	9000	-	6000	18000
静态投资回收期 (年)		5.79	9.88	=	4.59	7.70

注：参考 2022 年 5 月报告《华电国际：权益新能源发展迅速，有望估值修复》，1）因假设原最低运行负荷为 50%，故深度调峰负荷 50%时不需灵活性改造；2）灵活性改造成本=煤电灵活性改造单位调峰容量成本*（原最低运行负荷率-改造后最运行低负荷率）*额定功率；3）静态投资回收期=灵活性改造成本/年度调峰利润资料来源：中国电力企业联合会、华泰研究预测

南方区域提升煤电调峰补偿，仍旧力度不足

为进一步鼓励煤电机组灵活性改造，南方能源监管局提升南方区域深度调峰补偿。2022 年3 月 22 日，南方能源监管局发布《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》，提升广东、广西、云南、贵州、海南各省的煤电深度调峰补偿。以其中调峰补偿最高的广东为例，第一档由 0.066 元/千瓦时提高至 0.099 元/千瓦时;第二档由 0.132元/千瓦时提高至 0.792 元/千瓦时；新增第三档 1.188 元/千瓦时。根据广东新补偿标准，按年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 0/158/1419 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入0/315/2839 万元/年，远低于山东补贴收入。

图表14：广东煤电机组深度调峰补贴收入测算

基准负荷率	300MW亚临界机组			600MW超临界机组
基准负荷率	50%	50%	50%	50%	50%	50%
深度调峰负荷率	50%	40%	30%	50%	40%	30%
补贴标准 (元/千瓦时，不含税)
第一档：40%-50%	0	0.09	0.09	0	0.09	0.09
第二档：30%-40%	0	0	0.70	0	0	0.70
补贴收入 (元/小时)	0	2628	23655	0	5257	47310
第一档：40%-50%	0	2628	2628	0	5257	5257
第二档：30%-40%	0	0	21027	0	0	42053
年度补贴收入 (万元/年)	0	158	1419	0	315	2839

注：参考 2022 年 5 月报告《华电国际：权益新能源发展迅速，有望估值修复》，1）实际补贴标准=含税补贴标准/（1+电价增值税），电价增值税为 13%；2）每档补贴收入（元/小时）=额定功率*（档位上限-档位下限）*该档位补贴标准；3）补贴收入（元/小时）=每档补贴收入之和
资料来源：南方能源监管局、华泰研究预测

根据我们的模拟测算，南方区域提升后的调峰补偿仍不足。同样不考虑现货市场，深度调峰所增加的成本仍采用《火电机组深度调峰经济性分析》中的测算数据，结合广东年度补贴收入，可以计算出年度调峰毛利润。300MW 和 600MW 机组在负荷率 50%、40%的情况下都产生调峰亏损，调峰补贴收入不足以弥补调峰所增加的变动成本。虽然 300MW 和600MW 机组在负荷率 30%的情况下调峰利润为正，但是静态投资回收期均超出了报废年限（假设 10 年），并不能覆盖灵活性改造的固定成本。广东的调峰补偿在南方区域最高，我们测算仍旧产生亏损，故推测南方区域其他省份（广西、云南、海南、贵州）也会产生亏损。我们认为南方需进一步提高调峰补助以激励煤电灵活性改造。

图表15：广东煤电灵活性改造静态投资回收期测算

深度调峰负荷率	300MW亚临界机组			600MW超临界机组
深度调峰负荷率	50%	40%	30%	50%	40%	30%
年度调峰利润 (万元/年)	-436	-599	100	-690	-928	717
煤电灵活性改造单位调峰容量成本 (元/千瓦)	-	1000	1500	-	1000	1500
灵活性改造成本 (万元)		3000	9000	=	6000	18000
静态投资回收期 (年)		=	89.83		=	25.11

注：参考 2022 年 5 月报告《华电国际：权益新能源发展迅速，有望估值修复》，1）因假设原最低运行负荷为 50%，故深度调峰负荷 50%时不需灵活性改造；2）灵活性改造成本=煤电灵活性改造单位调峰容量成本*（原最低运行负荷率-改造后最运行低负荷率）*额定功率；3）静态投资回收期=灵活性改造成本/年度调峰利润
资料来源：中国电力企业联合会、华泰研究预测

抽蓄 25/30年目标62/120GW，容量电价确保基准收益

新能源的快速扩张将带来大量调峰电源需求，抽水蓄能作为目前成本较低的调峰电源将迎来快速发展，根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在2025年/2030年分别达到62GW以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。截至 2021 年底，抽水蓄能在运装机规模中，国网和南网占绝大多数（88%），而五大四小发电集团未来抽蓄装机规模将迎来快速发展。根据发改价格〔2021〕633 号文所规定的容量电价按 6.5%核定经营期内部收益率计算，我们测算抽蓄电站容量电价为 0.574 元/W，无现货市场情况下，抽蓄电站的调峰成本在电站投产首年为 0.366 元/千瓦时，后续年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后为 0.249 元/千瓦时。

原理作用：“抽四发三”，重要调峰调频电源之一

抽水蓄能机组包含水泵水轮机与发电电动机，通过可逆性运转达成蓄能与释能工作周期。在用电低谷时，位于下游的机组抽水至高海拔水库，将所连通电网中多余的电能转化为重力势能存储；而在用电高峰时，上水库开闸放水推动下游轮机发电，将重力势能转化为电能并输出至电力网络。抽水蓄能电站在发电工况下效率通常为75%上下，被简称为“抽四发三”。

图表16：抽水电站工作原理

资料来源：《新一代小型水电站和抽水电站：发展与未来挑战》（作者：G.Ardizzon, G.Cavazzini, G.Pavesi；出版日期：2014年 1 月 22 日）、华泰研究

抽水蓄能目前在各灵活储能方式中具有较大优势。在我国现有主要储能手段中，抽蓄储能具有技术成熟、容量大、应用广、成本低等优势。据国际水电协会（IHA）发布的2021全球水电报告，截至 2020 年底，全球范围内抽水储能占总储能量比例高达 94%以上。文贤馗等著《大容量电力储能调峰调频性能综述》（2018 年 12 月 31 日）中指出目前火电一次调频性能受锅炉蓄热等问题限制，且电力清洁化要求控制火电厂体量，限制了火电改造的收益；同时，新型灵活性提供方法手段大部分尚未成熟，超导储能等高新方案甚至尚处于示范阶段。在新型储能完成实用性突破前，抽水蓄能仍将是灵活性资源的主要来源。

图表17：主要储能手段对比

储能方式	使用寿命	优点	缺点	发展现状
抽水蓄能	>50年	技术成熟、容量大、运行稳定、储能响应速度（相对新型储能）较慢、建设
火电灵活化改造	>30年	高于6元/瓦容量）、环保节能技术成熟、成本最低、可利用现有火电站	潜力小环保性不佳、调峰能力较差	产业化应用
压缩空气蓄能	>25年	储能容量大	转换效率低、响应速度慢、建设周期长	产业化应用
飞轮储能	20年左右	功率密度高、响应速度快、寿命长	储能量过低 (秒级)	产业化应用
超导储能		循环数百万次响应速度快、功率密度较高	储能容量过低（秒级）、技术不成熟示范应用
超级电容器	10年左右	功率密度大、循环寿命长	储能量过低（秒级）、自放电率高	产业化应用
电池（锂、铅酸等）5-20 年		视具体电池种类不同	视具体电池种类而变	产业化应用

资料来源：《各种储能方式对比分析及抽水蓄能技术发展趋势探讨》（作者：梁廷婷、崔继国；日期：2018 年 11 月 14 日）、华泰研究

布局发展：围绕新能源布局，未来十年抽蓄规模将大幅跃升

截至 2021 年底，我国抽水蓄能装机规模已领跑全球，2025/2030 年末将增至 62/120GW。根据 2022 年 6 月 24 日水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的《抽水蓄能产业发展报告 2021》，截至 2021 年底，我国抽水蓄能已建成规模居世界首位，达到 3639 万千瓦；核准在建总规模为 6153 万千瓦。2021 年 9 月 17日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，提出我国抽蓄投产容量将在 2025年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。报告还提出我国中长期规划布局中抽水蓄能重点实施项目达 340 个，总装机容量约 421GW；储备项目 247 个，总装机规模约 305GW；合计 726GW。

我国抽蓄电站主要分布在东南、东北以及中部地区，未来或布局“三北”地区。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》统计，华东、华北、华中和广东拥有我国大部分已投产抽蓄电站，且在建电站主要分布于华东、华北各地。规划中进一步指出，为服务新能源大规模发展和电力外送需要，围绕新能源基地及负荷中心合理布局，重点布局点将处于东北、华北和西北地区。值得注意的是，尽管目前西部地区重点实施以及储备项目较其他地区少，其充足的风、光等自然资源可能在未来吸引新能源电力新建项目。届时，西部各地将对抽蓄电站配套服务有更强的需求。

图表18：截至 2021年底，各省份已建成抽蓄容量份额

资料来源：《抽水蓄能产业发展报告 2021》、华泰研究

图表19：截至 2021年底，我国在建抽蓄电站于各电网分布情况

资料来源：《抽水蓄能产业发展报告 2021》、华泰研究

图表20：抽水蓄能中长期发展规划重点布局省份及服务对象

地区	重点布局省份	服务对象
华北地区	河北、山东等省	服务新能源大规模发展需要
东北地区	辽宁、黑龙江、吉林等省	服务核电和新能源大规模发展需要
华东地区	浙江、安徽等省	服务新能源电力发展等需要
南方地区	广东和广西	服务中部城市群经济建设发展需要
华中地区	河南、湖南、湖北等省	服务新能源大规模发展和电力外送需要

资料来源：《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》、华泰研究

盈利模式：实行两部制电价，容量电价或发挥稳定器作用

近年来抽蓄电价制度经历数次改动，2021年发改委的最新意见为两部制电价。过往抽蓄电站曾采用固定租赁费制度与单一容量制度，电网所付年租金或电费与具体用电量不关联，电站奖励机制基本空白；2014年，发改委正式采取两部制电价，且允许抽蓄电站将容量电费和抽发损耗纳入电网运行费用统一核算并纳入终端电费考量；然而，国家于2019年将抽蓄电站成本移出输配电的定价成本，并于 2020 年将抽蓄电站移出可计提收益，对行业造成一定打击。直到2021年 4月30日，国家发改委发布发改价格〔2021〕633号文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（2023年开始实施），指出要“以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”。

图表21：我国过往抽蓄电价变化历程（以政策修订后正式发布时间为准）

资料来源：发改委、华泰研究

两部制电价=容量电价+电量电价。容量电费回收的是除抽发运行成本外的综合性成本。电量电价用于回收抽水、发电的运行成本，以体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。

电量电价：抽蓄电站执行电量电价的收入来源于提供调峰调频等服务，成本来源于电能转换为势能时所消耗的电量。根据电力现货市场运行与否，抽水电价及上网电价所执行的电价政策不同。电力现货市场运行机制下，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好。

图表22：抽水蓄能电站电量电价执行办法

电力现货市场运行		电力现货市场尚未运行
抽水	上网	抽水		上网
按现货市场价格及规则结算	按现货市场价格及规则结算	抽水电量可由电网企业提供，抽鼓励委托电网企业通过竞争性		上网电量由电网企业收购，上网
		水电价按燃煤发电基准价的	招标方式采购，抽水电价按中标电价按燃煤发电基准价执行
		75%执行	电价执行，因调度等因素未使用
			的中标电量按燃煤发电基准价
			执行

注：抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加

资料来源：国家发改委发布发改价格〔2021〕633 号文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》、华泰研究容量电价测算：根据发改价格〔2021〕633 号文所规定的容量电价计算机制，按 6.5%核定经营期内部收益率；年净现金流=年现金流入－年现金流出（均不含税），其中年现金流入为实现累计净现金流折现值为零时的年平均收入水平，包括固定资产残值收入（仅经营期最后一年计入）；年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。基于我们的核心假设，使用 excel单变量求解得到抽蓄电站容量电价为 0.574 元/W。同时，我们测算抽蓄电站的调峰成本（运维+折旧+利息+抽放电 25%损耗带来的成本）在电站投产首年为 0.366 元/千瓦时，后续年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后为0.249 元/千瓦时。

图表23：抽水蓄能电站盈利测算核心假设

容量电价部分指标	假设值	备注
抽蓄电站建设单位综合成本*	6元W
电站运营年限 (折旧年限)	40年	根据发改委633号文
资本金比例	20%	根据发改委633号文
固定资产残值率	5%	一般残值率0%-10%，取中间值
造价中缴纳增值税部分成本占比75%		若采购方、施工单位不具有一般纳税人资格，其增值税不能抵扣进项税，保守考虑为造价的75%
所得税率	15%	三年免税，三年减半
运维费用率	2.5%	基于《基于全寿命周期成本的储能成本分析》（傅旭、李富春等，2020 年），
贷款期限	25年	每年运费用占造价比例约为2.5% 根据发改委633号文
还款方式	等额本金
贷款利率*	4.4%	5年期以上贷款基准利率4.9%，假设较基准利率下浮10%
经营期内部收益率	6.5%	根据发改委633号文
电量电价部分指标	假设值	备注
是否有现货市场*	无
年有效利用小时数*	1800小时	参考 2021年开始陆续投产的丰宁抽蓄电站设计利用小时约1837小时
基准电价（放电电价）*		0.372元/千瓦时取任意一省份基准电价（由于假设无现货市场，不影响容量电价测算结果，
抽水电价		但会影响调峰成本) 0.279元/千瓦时由于“抽四发三”，基准电价的75%

注：“*”代表关键假设
资料来源：国家发改委官网、《基于全寿命周期成本的储能成本分析》（傅旭、李富春等，2020 年）、华泰研究预测

抽水蓄能电站的造价及贷款利率是影响容量电价的关键因素。我们进行了有关抽蓄电站造价与借贷利率的容量电价敏感性分析，在 4.2%-4.8%的借贷利率、5-7 元/W 的造价的不同情景下，抽蓄电站的容量电价约为 0.474-0.683 元/W。

图表24：关于造价及借贷利率的容量电价（元/千瓦时，含税）敏感性分析

4.2%		借贷利率
		4.4%	4.6% 4.8%
造价（元）	5 0.474 0.479	0.483	0.488
5.5	0.521	0.526 0.531	0.537
6	0.569	0.574 0.580	0.586
6.5	0.615	0.622 0.628	0.634
7	0.663	0.670 0.676	0.683

资料来源：华泰研究预测

抽蓄电站的度电调峰成本受发电量、抽水电价、运维成本、利息及折旧的影响。无现货市场交易机制下的抽水电价一般等于基准电价的 75%，利用小时决定发电量，故我们进行了关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦时的基准电价，1700-2000 的利用小时情景下，抽蓄电站的度电调峰成本在首年为0.322-0.403 元/千瓦时，在还贷完成后为 0.216-0.278 元/千瓦时。

图表25：关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站首年调峰成本（元/千瓦时）敏感性分析

		利用小时数(小时)
		1700	1800	1900	2000 0.322
基准电价	蒙东	0.3035	0.365	0.349	0.335
（元/kWh）	陕西	0.332	0.372	0.356 0.342	0.329
	冀北	0.372	0.382	0.366 0.352	0.339
	湖北	0.4161	0.393	0.377	0.363 0.350
	广东	0.453	0.403	0.387	0.372 0.359

资料来源：华泰研究预测

图表26：关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站还贷完成后调峰成本（元/千瓦时）敏感性分析

		利用小时数(小时)
		1700	1800	1900	2000
基准电价	蒙东	0.3035	0.241	0.232	0.223 0.216
（元/kWh）	陕西	0.332	0.248	0.239 0.230	0.223
	冀北	0.372	0.258	0.249 0.240	0.233
	湖北	0.4161	0.269	0.260	0.252 0.244
	广东	0.453	0.278	0.269	0.261 0.253

资料来源：华泰研究预测

抽蓄电站容量电价保证生命周期内至少6.5%的资本金IRR，整体IRR（算上电量电价盈利）与利用小时及电价正相关。我们进行了关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦时的基准电价，1700-2000 的利用小时情景下，抽蓄电站的资本金整体 IRR 可高达 10.1%-13.3%。

图表27：关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站整体资本金 IRR 敏感性分析

		利用小时数（小时)
		1700	1800	1900	2000 10.8%
基准电价	蒙东	0.3035	10.1%	10.3%	10.6%
（元/kWh)	陕西	0.332	10.5%	10.7% 11.0%	11.3%
	冀北	0.372	11.0%	11.3% 11.6%	11.9%
	湖北	0.4161	11.6%	12.0% 12.3%	12.7%
	广东	0.453	12.1%	12.5%	12.9% 13.3%

资料来源：华泰研究预测

收益分享机制：一般一个监管周期为 3 年，上一监管周期内形成的电量电价收益，在抽水蓄能电站和电网间进行二八比例分成，80%的部分在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。我们认为该措施主要是为了调动抽水蓄能电站和电网参与市场化改革的积极性。目前大多数地区现货市场不够发达，如果执行发改价格 633 号文下电力现货市场尚未运行情况下的抽水电价=燃煤基准价*75%，上网电价按照燃煤基准价执行，由于抽蓄电站“抽四发三”存在 25%的电能损耗，电量电价部分利润较少。

水电开发由易到难，大水电资源尤为稀缺

水电开发由易到难，大型水电站为稀缺资源。根据国家发改委 2005 年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机/技术可开发/经济可开发装机容量分别为 6.94/5.42/4.02亿千瓦；理论蕴藏量/基数可开发年电量分别为6.08/2.47万亿千瓦时。根据中电联数据，截至 2021 年底，我国水电装机容量 3.91 亿千瓦（含 3692 万千瓦抽水蓄能装机），剩余经济可开发常规水电资源容量仅为4792万千瓦，增量空间稀缺。随着水电开发逐步向西部推进，新建水电地理位置偏远、自然条件恶劣，水电工程直接建设成本不断增加。此外，耕地占用等税费标准、征地移民投资也大幅增加，水电开发成本增幅显著，例如 2013-2014年投产的溪洛渡水电站（1386 万千瓦）造价约为 5714 元/千瓦，而目前在建白鹤滩水电站（1600万千瓦）造价超过12000元/千瓦。往后大型水电站将成为稀缺性资源。

图表28：金沙江/雅砻江/大渡河等重要流域水电站分布图

资料来源：各公司公司/官网、华泰研究

图表29：澜沧江流域水电站分布图

资料来源：各公司公司/官网、华泰研究

世界前十大水电站中，5座属于三峡集团。我国拥有 1000 万千瓦以上水电站 4 座，均隶属于三峡集团，400 万千瓦以上水电站 10 座，其中华能水电拥有 2 座，桂冠电力、国投电力、国家电投各 1座。目前仍在建及规划的水电站中（不含白鹤滩电站），仅拉瓦西电站装机容量较大（420 万千瓦），其他电站基本都低于 300 万千瓦，200 万千瓦及以上的水电站仅 3台，包括玛尔挡水电站、双江口和李家峡水电站。

图表30：国内前十大在运营水电站装机容量世界排行

世界排行	水电站名称	河流	装机容量(万千瓦)	竣工时间	控股公司
1	三峡	长江	2250	2009	长江电力
2	白鹤滩	金沙江	1600	2022*	三峡集团
4	溪洛渡	金沙江	1386	2014	长江电力
5	乌东德	金沙江	1020	2021	三峡集团
10	向家坝	金沙江	640	2014	长江电力
11	龙滩	红水河	630	2009	桂冠电力
14	糯扎渡	澜沧江	585	2014	华能水电
18	锦屏二级	雅袭江	480	2014	国投电力
21	拉西瓦	黄河	420	2010	国家电投
22	小湾	澜沧江	420	2010	华能水电

注：白鹤滩水电站处于部分机组已投产，部分机组仍在建状态
资料来源：中国电力网、华泰研究

《2030 碳达峰行动方案》明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万千瓦左右。据我们统计，我国十四五期间投产的水电装机容量为 4074 万千瓦，基本与《2030碳达峰行动方案》明确的十四五期间水电装机容量增加值一致。由于我们下表列示的水电站有的十四五仅投产首台或部分装机，我们目前统计十五五投产的水电装机容量约 708 万千瓦，与方案明确值有一定距离，我们认为主要系由于：1）方案还提到推进雅鲁藏布江下游水电开发，由于开发难度较大，我们预计十四五后期或十五五期间可以看到相关开发主体及项目方案落实；2）我们统计湖北/广西/重庆/云南/西藏/四川/青海/新疆等省份十四五将推进开工建设和推进前期工作的水电项目装机容量分别合计为 945/1810 万千瓦，这两部分容量中，预计有一部分将于十五五期间投产。

图表31：十四五规划投产水电站列表

	全口径装机容量	十四五投产容量
电站名称	(万千瓦）	（万千瓦）	预计投产时间	运营主体
白鹤滩	1,600	1,600	22年7月全部投产	三峡集团
乌东德	1,020	340	21年6月16日全部投产	三峡集团
拉西瓦	420	70	22年1月水电站4号机组正式投产发电。	国家电投黄河公司
两河口	300	300	22年3月18日全部投产	国投/川投
玛尔挡水电站	232	232	24年3月首批机组投产，24年12月底全部投产	国家能源集团青海电力公司
双江口	200	200	24年底首台机组投产，25年全部投产	国电电力
李家峡	200	40	5号机组扩机工程项目预计2023年8月投产	国家电投黄河公司
大藤峡	160	100	2023年底全面完工	广西大藤峡水利枢纽开发公司
杨房沟	150	150	21年10月16日全部投产	国投/川投
托巴	140	140	24年6月首台机组投产，25年全部投产	华能水电
苏洼龙	120	120	22年内全部投产	华电金沙江上游水电开发公司
硬梁包	112	112	24年10月首台机组投产，25年4月全部投产	华能集团
金川	86	86	24年首台机组投产，25年全部投产	国电电力
巴塘	75	75	23年8月全部投产	华电金沙江上游水电开发公司
巴拉	75	75	24年12月底前首台投产，25年3月底前全投	中国电建集团
金沙	56	42	21年10月9日全部投产	四川能投
绰斯甲	39	39	24年12月首台机组投产，25年6月全部投产	国家能源集团四川阿水电力开发公司
银江	39	39	25年2月前首台机组投产，25年12月底全投	川投能源
沙坪一级	36	12	25年9月首台投产，剩余5台间隔2个月陆续投产	国电电力
枕头坝二级	30	10	25年9月首台投产，剩余5台间隔2个月陆续投产国电电力
其他流域大中小型	292	292
合计	5,382	4,074

注：“其他流域大中小型”电站规划来自四川省十四五水电投产规划，由于电站较多且规模较小，未一一列示资料来源：四川/广西/青海等省份十四五能源规划、各集团/公司官网/公告、华泰研究

风光发电长期成长，超低电价或是终局

5-10 年供给增长主力，成长空间广阔

预计 2022-2025 年风电、光伏年均新增装机中枢分别抬升至 65GW、96GW。截止 2022年 6 月末，国内风电/光伏装机容量达到 342/337GW，较 2021 年末分别增加 14/30GW。假设 2022-2025 年全社会用电和发电量 CAGR 均为 6%（略高于 Wind 一致预期 2022-2023年 GDP 增速）、考虑到双碳目标下火电受挤压、而水电与核电增量有限，新增用电需求主要由风光电满足，我们测算 2022-2025 年风电/光伏年均新增装机中枢抬升至 65/96GW，较 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提高，2025 年风光合计装机占比将达到 39%（2021 年为 26%），发电量占比将达到 19%（2021 年为 12%）。

图表32： 2022-2025年国内电力装机预测

能源类型	装机量/GW					CAGR 22-25/%	预计占比 2025/%	市占率变化 22-25/pct
能源类型	2021	2022E	2023E	2024E	2025E	CAGR 22-25/%	预计占比 2025/%	市占率变化 22-25/pct
火电	1,297	1,351	1,395	1,439	1,473	3.2	45.1	-9.4
水电	391	408	421	432	442	3.1	13.5	-2.9
核电	53	60	62	66	68	6.4	2.1	-0.2
风电	328	378	440	511	589	15.7	18.1	4.2
光伏	307	382	472	577	692	22.6	21.2	8.3
合计	2,377	2,578	2,790	3,025	3,264	8.3
			发电量/TWh
火电	5,646	5,696	5,958	6,183	6,334	2.9	60.7	-6.7
水电	1,340	1,450	1,481	1,526	1,603	4.6	15.4	-0.6
核电	408	433	469	496	519	6.3	5.0	0.1
风电	656	746	892	1,037	1,199	16.3	11.5	3.7
光伏	327	425	519	638	772	23.9	7.4	3.5
合计	8,377	8,751	9,318	9,880	10,427	5.6

资料来源：中电联、华泰研究预测

各省“十四五”规划隐含风光装机增量 670GW，内蒙古/云南/甘肃引领 TOP3。梳理国内各个省/自治区/直辖市“十四五”能源规划，我们统计规划中对应的 2022-2025 年风光新增装机合计 670GW，和前文预测基本一致。其中，内蒙古/云南/甘肃规划增量引领全国，2022-2025 年风光装机分别新增 80/73/53GW。借助于优良的风光资源禀赋，新能源发电已成为内陆省份重要的投资方向。

图表33：各省“十四五”规划隐含风光装机增量 670GW（2022-2025 年），内蒙古/云南/甘肃领衔

资料来源：各省发改委与能源局、华泰研究

我们测算 2021/2025 年末屋顶光伏潜在装机容量为 2,256GW/2,932GW。2020 年 PERC P型单晶组件（182mm、72片）功率均值为 540W，折合每平方米功率 228W。考虑到组件安装时的最佳水平倾角与间隔间距，假设实际功率密度为理论值的 70%。考虑到光伏行业技术进步，假设 2021-2025 年转换效率保持每年 0.3pct 的提升。我们预计 2021 年末/2025年末国内屋顶分布式光伏潜在装机规模分别为 2,256GW/2,932GW。

图表34：我们测算 2021/2025 年末屋顶光伏潜在装机容量为 2,256GW/2,932GW

单位：GW	2020	2021	2022E	2023E	2024E	2025E	2030E	远期
总计	2,088	2,256	2,420	2,587	2,758	2,932	3,113	3,620
住宅	1,024	1,098	1,177	1,259	1,341	1,426	1,514	1,760
工业屋顶	636	695	744	794	845	898	953	1,108
商业建筑	122	131	142	153	164	175	186	216
公共建筑	196	213	228	244	261	278	295	343
占比
住宅	49.1	48.7	48.7	48.6	48.6	48.6	48.6	48.6
工业屋顶	30.5	30.8	30.7	30.7	30.7	30.6	30.6	30.6
商业建筑	5.8	5.8	5.9	5.9	5.9	6.0	6.0	6.0
公共建筑	9.4	9.4	9.4	9.4	9.5	9.5	9.5	9.5

注：参考 2022 年 2 月报告《分布式光伏：下一个蓝海市场》，1）不同屋顶结构类型（彩钢屋顶、砖瓦结构屋顶、平面混凝土屋顶）会导致可安装光伏组件数量的差异；2）潜在装机容量=屋顶总面积（见图表 6）x 光伏实际功率密度资料来源：国家统计局、华泰研究预测

1H22 风光储项目规划量达 81.22GW，央国企占比达到 63%。近日，能源局与发改委发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确各地根据市场放开电源的实际情况，鼓励可再生能源配储，利用储能改善新能源涉网特性，解决消纳问题，保障新能源的高效性。据不完全统计，2022 年 H1 全国共规划风光储项目 47 个，项目规模达到 81.22GW，已明确投资金额为 3744 亿元，其中央国企签约项目达到 43 个，总规模达到 51.52GW，占比达到 63%。

技术进步加快竞价步伐，超低电价或是终局

风电光伏度电成本持续下降。据 IRENA 数据，2010-2019 年我国陆上风电/海上风电 LCOE（平准化度电成本）已分别由 0.14/0.18 美元/KWh 下降 66%/37%至 0.05/0.11 美元/KWh（约合人民币 0.32/0.77 元/KWh）；2012-2019 年我国居民/商业光伏 LCOE 分别从0.162/0.129 美元/KWh 下降至 0.067/0.064 美元/KWh。未来，风电光伏度电成本将继续维持下降趋势。根据国网能源研究院有限公司在 2020 年 7 月 5 日发布的《中国新能源发电分析报告 2020》预测，2025 年我国陆上风电 LCOE 有望从 2019 年的 0.315-0.565 元/kWh下降至 0.241-0.447 元/KWh。

图表35：风电 LCOE 下降趋势（美元/KWh）

资料来源：IRENA，华泰研究

图表36： 2025 年我国陆上风电 LCOE 有望继续下降（元/KWh）

资料来源：《中国新能源发电分析报告 2020》，华泰研究

图表37：光伏 LCOE 下降趋势（美元/KWh）

资料来源：IRENA，华泰研究

图表38：未来光伏电站 LCOE 趋势

资料来源：《中国光伏产业发展路线图》（2020 年版），华泰研究

回归经济理性，绿电收益率底线明确

2021 年风光电参与市场化比例同比提升，但折价幅度相比往年大幅缩小。2021 年 5 月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，新增上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等 6 省市为第二批电力现货试点。鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如 20 年及以上）差价合约参与电力市场，引导新能源项目 10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。

电网消纳能力提升或储能配置增加后，风光市场电溢价或更为可观。目前风光电参与市场化交易主要有三类情况：1）发电小时数超过电网保障收纳的部分，通常为折价参与交易；2）各省电网公司强制某一比例参与，通常折价幅度较小；3）因电网消纳能力受限而运营商为避免限电而参与，通产折价幅度较大。对于前两种情况而言，绿电运营商受益于整体市场化交易价格的上涨，折价幅度收窄较为明显；而对于第三种情况而言，随着电网消纳能力提升或者项目储能配置增加，限电现象有望减少，从而降低折价比例较大的交易电量。

绿电交易试点启动，创造额外溢价。根据 2021 年 9月 9 日新华社报道，2021 年 9 月 7 日，我国绿电交易试点正式启动，首批绿电交易成交电量 79.35 亿千瓦时，较当地电力中长期交易价格溢价 0.03\~0.05 元/千瓦时。除首批集中交易以外，绿电分月交易量也呈现上升趋势，2022 年 1-5 月，全国绿电交易规模合计 57.1 亿千瓦时（中电联数据统计）。绿电交易为新能源另辟市场，充分体现了电力环境价值，交易溢价进一步促进新能源发电侧的壮大。同时，大量高耗能行业购买绿电，以控制碳排放，顺应“双碳”目标。

图表39： 2022年 3-5月绿电月度交易量大幅上升

资料来源：中电联、华泰研究

图表40：江苏/广东/广西三省绿电交易均有10-20%的溢价碳价决定绿电交易溢价。我们认为绿电交易机制最大意义之一，在于区分风光发电的环境属性和将低碳价值显性化。未来绿电交易价格是否溢价以及溢价幅度将取决于碳配额和绿证的价值，碳价或成为绿电溢价的重要参考指标。相比煤电，风光减碳量约为 912 克/千瓦时。以全国平均的风光发电指导价均值 0.3669 元/千瓦时为基准，10%/20%的绿电溢价对应碳价约为 40/80 元/吨。假设绿电溢价 20%、绿电交易比例 30%，我们预计 2022/2025年平价风光项目溢价收入合计 42/217 亿元。由于溢价收入无需重复计算折旧与费用，仅需支付部分与交易相关的支出和税费，绿电交易带来的溢价将享受较高的净利率水平。

注：年度交易为 2022 年度，其余为各月单独交易，江苏和广东既有年度交易又有月度交易，广西仅从 5 月后有月度交易资料来源：中电联、华泰研究

图表41：各类发电技术的全生命周期度电碳排放

单位：克/千瓦时	全生命周期碳排放	最大值	考虑机会成本后的碳排放	最大值
屋顶光伏发电	15-34	34	0.8-15.8	15.8
大型光伏电站	10-29	29	7.85-26.9	26.9
光热发电	8.5-24.3	24.3	6.43-25.2	25.2
陆上风电	7.0-10.8	10.8	4.8-8.6	8.6
海上风电	9-17	17	6.8-14.8	14.8
地热发电	15.1-55	55	29-79	79
水电	17-22	22	61-109	109
波浪能发电	21.7	21.7	26-38	38
潮汐能发电	10-20	20	14-36	36
核电	9-70	70	78-178	178
生物质发电	43-1,730	1,730	86-1,788	1,788
天然气发电+CCSU	179-405	405	230-481	481
煤电+CCSU	230-935	935	282-1,011	1,011

注：机会成本包括电源建设时长、战争与核泄露风险、土地和植被碳贮存损失的碳排放
资料来源：《100% Clean, Renewable Energy and Storage for Everything》、华泰研究

风险提示

燃料成本涨幅超预期。火电到2030占全社会发电量还有50%左右，煤炭/天然气等燃料成本的上涨对于火电发电成本和上网电价起到决定性作用，也对全社会用电成本起到最大影响。

风光储制造成本下降幅度不及预期。现有对新能源发展空间的信心主要建立在风光储等不断降本，倘若成本下降幅度低于预期，甚至成本上行，对于发电侧成本下降就无法起到有效推动。

宏观经济和政策波动。我们所有的测算均为理论值，电力作为商品也作为要素，对经济发展/转移支付等起到至关重要的调节作用，所以实际电力市场的发展和电价的走势与全球/中国的宏观局势息息相关，最终政策路径要以官方决议为准。

免责声明

分析师声明

本人，王玮嘉、黄波，兹证明本报告所表达的观点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。

一般声明及披露

本报告由华泰证券股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。

本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。

本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。

本公司不是 FINRA 的注册会员，其研究分析师亦没有注册为 FINRA 的研究分析师/不具有 FINRA 分析师的注册资格。

华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。

除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。

华泰及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关系。在法律许可的情况下，华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该公司招揽业务。

华泰的销售人员、交易人员或其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。有关该方面的具体披露请参照本报告尾部。

本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员，也并非意图发送、发布给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。

本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“华泰证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。

中国香港

本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控股（香港）有限公司向符合《证券及期货条例》及其附属法律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股（香港）有限公司受香港证券及期货事务监察委员会监管，是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股（香港）有限公司联系。

香港-重要监管披露

• 华泰金融控股（香港）有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。

• 有关重要的披露信息，请参华泰金融控股（香港）有限公司的网页 https://www.htsc.com.hk/stock_disclosure其他信息请参见下方 “美国-重要监管披露”。

美国

在美国本报告由华泰证券（美国）有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券（美国）有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局（FINRA）的注册会员。对于其在美国分发的研究报告，华泰证券（美国）有限公司根据《1934 年证券交易法》（修订版）第 15a-6 条规定以及美国证券交易委员会人员解释，对本研究报告内容负责。华泰证券（美国）有限公司联营公司的分析师不具有美国金融监管（FINRA）分析师的注册资格，可能不属于华泰证券（美国）有限公司的关联人员，因此可能不受 FINRA 关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券（美国）有限公司是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。任何直接从华泰证券（美国）有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士，应通过华泰证券（美国）有限公司进行交易。

美国-重要监管披露

• 分析师王玮嘉、黄波本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。分析师及相关人士与本报告所提及的标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括 FINRA定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利能力获得薪酬，包括源自公司投资银行业务的收入。

• 华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司, 及/或不时会以自身或代理形式向客户出售及购买华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）。

• 华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司, 及/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券（或任何相关投资）头寸，并可能不时进行增持或减持该证券（或投资）。因此，投资者应该意识到可能存在利益冲突。

评级说明

投资评级基于分析师对报告发布日后 6 至 12个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期（A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数），具体如下：

行业评级

增持：预计行业股票指数超越基准

中性：预计行业股票指数基本与基准持平

减持：预计行业股票指数明显弱于基准

公司评级

买入：预计股价超越基准 15%以上

增持：预计股价超越基准 5%\~15%

持有：预计股价相对基准波动在-15%\~5%之间

卖出：预计股价弱于基准 15%以上

暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策

无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息

法律实体披露

中国：华泰证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：91320000704041011J香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809美国：华泰证券（美国）有限公司为美国金融业监管局（FINRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231

华泰证券股份有限公司

南京南京市建邺区江东中路228号华泰证券广场1号楼/邮政编码：210019

电话：86 25 83389999/传真：86 25 83387521电子邮件：ht-rd@htsc.com

深圳深圳

深圳市福田区益田路5999号基金大厦10楼/邮政编码：518017电话：86 755 82493932/传真：86 755 82492062电子邮件：ht-rd@htsc.com

华泰金融控股（香港）有限公司

香港中环皇后大道中 99号中环中心 58楼 5808-12室
电话：+852-3658-6000/传真：+852-2169-0770
电子邮件：research@htsc.com
http://www.htsc.com.hk

华泰证券（美国）有限公司

美国纽约公园大道 280号 21楼东（纽约 10017）
电话：+212-763-8160/传真：+917-725-9702
电子邮件: Huatai@htsc-us.com
http://www.htsc-us.com

北京
北京市西城区太平桥大街丰盛胡同28号太平洋保险大厦A座18层/
邮政编码：100032
电话：86 10 63211166/传真：86 10 63211275
电子邮件：ht-rd@htsc.com
上海
上海市浦东新区东方路18号保利广场E栋23楼/邮政编码：200120
电话：86 21 28972098/传真：86 21 28972068
电子邮件：ht-rd@htsc.com

StartYourFinance

起点财经，网罗天下报告

电力平衡压力期，挑战与机遇并存

公用事业行业专题研究：电力平衡压力期，挑战与机遇并存-20221019-华泰证券-26页