1. 碳中和改变电力行业底层投资逻辑
1.1 碳中和改变全社会用电需求驱动力
一次能源结构决定终端能源消费方式，当前全球范围内电能占终端能源比例均极为有 限。能源消费为人类文明的基石，2020 年我国一次能源消费量达到 50 亿吨标煤，其中化 石能源占比 84%，非化石能源占比 16%。但是从一次能源到终端能源，转换次数越少效率 越高，因此全世界范围内，即便电气化社会经过百年发展，大部分化石能源仍不用于发电， 而是直接作为终端能源。
碳中和约束下，未来化石能源消费量需极度压减，一次能源结构需发生根本性变化。 从碳排放约束来看，2020 年我国共排放 138 亿吨 CO2-e 温室气体，碳中和约束下 2060 年需降至 20 亿吨以下，由于农业等刚性排放存在，留给化石能源的排放空间极其有限。未 来化石能源在一次能源消费中的占比需尽可能压减，仅存的少量化石能源预计主要用于电 网调峰调压。
全社会迎来再电气化机遇，用电增速成为碳中和进展的指标，与 GDP 增速的相关性减 弱。全社会迎来再电气化机遇。终端用能结构的深度替代使得用电需求增速与 GDP 增速的 相关性减弱，而是成为碳中和进展的指标，新驱动力下预计中长期用电需求增速上修且增 速更加平稳。
我国已正式承诺 2060 年非化石能源占比提升至 80%以上，由于非化石能源（水风光 核）只能用于发电，化石能源预计相当一部分为调峰电源，预计届时电能占终端能源使用 量的比例将由目前的 27%提升至 90%以上，能源消费总规模稳定的情况下，预计全社会用 电规模扩容 3-4 倍。
1.2 新能源运营成为能源领域最强成长赛道
全社会用电规模增长叠加电源结构替代，新能源装机预计迎来至少 2 个 10 年的高速增 长。根据非化石能源储量倒推，由于水电资源总量有限、核电选址及安全要求苛刻，预计 2060 年风电光伏发电量占比将从 2020 年的 9.5%提升到 60%-70%，提升 6-7 倍。叠加 全社会用电总规模增长，未来 40 年新能源发电量将坐拥 20 倍以上增长空间，成为能源领 域最强成长赛道。
节奏上看，预计新能源运营拥有至少 2 个 10 年维度的两位数复合增速成长期：1) 2030 年碳达峰前用电需求高增长叠加新能源低基数；2）2030-2040 年存量火电寿命集中到期 引发替代需求。
1.3 能源双控向碳双控转变
有利于释放全社会用能量上限 12 月 10 日中央工作会议推动能耗双控向碳双控转变，全社会用能量上限有望打开.中 央经济工作会议对前期激进能源双控进行纠偏，提出“新增可再生能源和原料用能不纳入 能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗‘双控’向碳排放总量和强度‘双控’转变。
此次措辞前半部分延续了 10 月国常会表述，后半部分首次提出向碳排放量双控转变。 我们分析新政有利于提升全社会用能量上限，加速全社会电气化进程，更符合碳中和本意：
1）在原有政策下，全社会总用能量受到严格管控，随着“能源双控”向“碳排放量双 控”转变，可再生能源消费量将不计入能源消费总量，将彻底释放能源总消费量上限；
2）电气化为工业、交通领域减少直接碳排放最主要的方式，能耗双控向碳双控转变推 动电气化速度加快，最终将减碳重任交棒给电力行业，全社会用电需求增速进一步上行。（报告来源：未来智库）
1.4 2021 年用电需求韧性超预期 预计 2022 年继续向好
实证来看，长逻辑的短期效果更显著，碳中和首年电能消费占比即大幅提升 支撑数据（1）：2021 年 GDP 增速下行但用电增速上行。去除 2020 年疫情影响，以 2019 年为基数，2021 年上半年我国 GDP 两年复合增速 5.3%，低于 2019 年同期的 7.1%； 前三季度 GDP 两年复合增速 5.15%，低于 2019 年同期的 6.2%。但是 2021 年上半年用 电量两年复合增速 6.3%，高于 2019 年同期的 5.0%；前三季度用电量两年复合增速 6.95%， 高于 2019 年同期的 4.4%。
支撑数据（2）：2021 年全社会用电量增速超过一次能源消费总量增速。2021 上半年 我国一次能源消费总量同比增长 10.5%，而全社会用电量同比增长 16.21%；前三季度一 次能源消费总量同比增长 7.3%，而全社会用电量同比增长 12.93%,用电量增速远超用能量 增速。
2021 年用电高增速并非来自高耗能产业，而是全社会增速普升，地产潜在下滑影响有 限。从全社会用电增量贡献来看，1-10 月四大传统高耗能产业黑色、有色、非金属矿物和 化工合计用电量占比为 27%，但是贡献用电增量仅为 19.2%，高耗能产业用电增速大幅低 于全社会平均。
9、10 两月高耗能产业对用电增速已然负贡献，重工业及地产产业链权重大幅降低。 同时，高炉转电炉、金属制品深加工以及多晶硅等新兴高耗能产业发展导致高耗能单位产 量用电量提升。
另一方面，经济结构变迁发挥重要作用，公共服务及管理、批发零售、城乡居民，计 算机通信、交运仓储行业用电增量可观，智能化、数字化直接拉动用电需求，2022 年用电 有望维持高增速。
2. 供需格局反转超长维度高景气来临
2.1 电网不稳定性增加多因素综合作用引发电荒
用电需求高增+有效装机增速不足+新能源不稳定性+电煤矛盾爆发，久违限电再次出 现。9 月电荒来自多方面，引爆点源于极端煤价下煤电企业现金流亏损，“计划电-市场煤” 矛盾集中爆发，但是电力供需趋紧从“十三五”后期已经开始，2020 年底零星限电并未引 起足够重视。
2017 年煤电供给侧改革及 2018 年保卫蓝天三年计划大规模停建、缓建煤电机组，煤 电新增装机容量大幅减少，新能源成为主要装机增量来源，在调峰储能配套滞后背景下， 电网愈加不稳定。
能源双控加剧少部分省份电荒程度，但非电荒主因。结合国家能源局披露的 2021 年上 半年各省能源双控完成情况晴雨表看，仅少部分限电省份能耗双控超标，限电最严重省份 反而双绿灯。
2.2 传统电源增速大幅减少 十四五供需趋紧或刚刚开始
供给端：2021 年尚有水核投产，往后几年煤、水、核三大传统电源增速均大幅下滑， 新能源增速快但基数低，且无法满足高峰负荷，难以弥补传统电源增速掉档
1）煤电长期为我国用电存量及增量主体，在当前技术环境下，我们分析完全停止新建 煤电装机不具备现实可行性，但是大规模上量亦不符合政策导向，煤电在新增用电量中的 占比将持续下降。
停止新建煤电装机不具备现实可行性，激进去煤方案得到有效纠偏。无论是总发电量 还是历年发电增量，煤电始终为我国最重要的电源，支撑全社会用电量比例达到 70%，多 数年份贡献发电增量超过 50%，煤电新增装机“一刀切”式削减不具备现实可行性。12 月 中央经济工作会议一改此前“严控煤电新增装机”表述，明确“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”。含高 参数基荷电源、调峰火电、特高压配套机组在内，我们分析“十四五”新增火电或不低于 150GW。
煤价中枢上台阶，碳中和背景下煤电成本或永久式抬升，煤电电量电价需进一步放开。 近年来我国多次提出推进生产要素市场化，但是“计划电-市场煤”矛盾延续 20 年始终悬 而未决。虽然我国 2019 年将煤电电价政策改为“基准+浮动”机制，允许下浮 15%、上 浮 10%，但是 2019 年国家层面明确表示 2020 年暂不上浮，电价形成了只能下浮不能上 浮的惯例。10 月国常会提出深化电力体制改革，煤电电价允许上浮 20%，高耗能产业不受 限制，从竞价结果来看各省基本顶格上浮。但是碳中和下煤价中枢或永久式上移，煤电企 业盈利能力尚无法恢复至合理水平，煤电电价需要进一步放开，否则电力企业无任何动力 新增燃煤发电机组。
新型电力系统下煤定位逐步转变，煤电电价机制需深度调整，辅助服务市场亟需建立。 更长维度看，我国当前各电源电价体系均以煤电为基础，未来以新能源为主体的新型电力 系统下，煤电定位将逐步转变，国家层面已明确发文加快煤电机组灵活性、节能以及供热 改造。当煤电功能转向调峰为主后，利用小时数大幅降低、机组损耗大幅提升，单纯的电 量电价机制无法体现低开机率下的煤电保障性功能，调峰补偿等辅助服务市场以及容量电 价机制亟需建立。内蒙古 8 月提出灵活性改造新增调节能力对应的新能源指标归改造企业 所有，一定程度激励煤电企业灵活性改造，但是如果没有相应辅助服务市场，运营期内的 火电调峰积极性将无法保障。
2）水电受资源总量限制，2020-2022H1 我国实为水电投产小高峰，投产电站包括乌 东德、白鹤滩、两河口、杨房沟等，此轮高峰过后我国除西藏外水电基本开发殆尽，未来 增速大幅下滑。
根据建设进度，2020 年下半年-2022 年上半年我国迎来以乌东德、白鹤滩、两河口、 杨房沟为代表的新一轮投产高峰。新投产机组多位于河流上游，水电的“低成本”属性被 大幅削弱。从绝对量上看，预计我国“十四五”期间投产的水电装机或仅略低于“十三五”， 但是考虑到全社会用电体量已经今非昔比，“十四五”期间水电可支撑的用电增速远逊“十 三五”。
新型电力系统下水电定位发生变化，适宜电站开展梯级储能改造，调峰价值有望重估。 水电为唯一具备调峰储能能力的非化石能源。水电瞬时出力可控，灵活性高于火电，调峰 基本不存在额外成本，较化学储能有绝对经济性优势，未来有望升级为新型电力系统的稳 定器。除水风光一体化基地外，适宜水电也可安装抽水装置，改造为混合式抽蓄电站。目 前青海省已经明确提出建设黄河上游梯级电站大型储能项目，水电未来有望通过调峰功能 得到价值重估。
3）核电 2021 年我国投产 4 台机组，预计 2022 年投产 3 台机组。但是福岛核事故后 我国核电审批长期停滞，新一轮核电审批 2019 年才重启，建设周期在 6 年左右，我国“十 四五”中期将出现核电机组投产断档期，对长三角、珠三角地区电力供需格局影响极大。
受福岛核事故影响，2016、2017 以及 2018 年底之前我国未审批新核电机组，根据建 设进度，预计 2021、2022 年为我国核电机组投产小高峰，十四五中期为核电投产空挡期。 2018 年底我国核电审批重启，但是三代机组从开工到投产需要 6 年左右，由此推算下一轮 投产高峰需等到 2025 年下半年，新审批机组难解当下燃眉之急，“十四五”核电增量非常 有限。
核电装机断档对沿海省份，尤其长珠三角影响极大。我国现有及在建核电全部位于沿 海，“十三五”广东、浙江分别投产 6 台和 2 台核电，而“十四五”2025 年下半年之前均 无机组投产，核电断档影响基本由沿海省份承担，导致沿海省份电力供需更加紧张，或将 增加海上风电需求。
4）新能源增速快但基数低，且无法满足高峰负荷，难以弥补传统电源增速掉档 2021 年以来陆上风电成本快速下降。受益大型化趋势，我国风机价格进入快速下行通 道，7-9 月中标价维持在 2400-2500 元/kW 之间，较 2020 年初几近腰斩，平价时代收益 率不降反升，上半年国内风电招标量大超预期。
10 月国常会提出加快建设沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目，目 前首批 100GW 大基地已经陆续开工，第二批项目启动申报，有望支撑陆上风电中期高增 速。
沿海省份电力供需紧张更加明显，对海上风电的迫切性较高，平价倒逼海风快速降本。 2021 年为海上风电平价前最后一年，面临补贴退坡和成本尚高双重压力，海上风电招标较 低，但是当前风机最低报价已降至 4000 元/kw 以下。叠加风机大型化带来的土建安装成本 摊薄，中性假设下海风总成本降至 12000 元/kw 以下时可实现平价，业内预期 2023-2024 年有望实现。受核电断档等因素影响，沿海省份电力供需紧张更加明显，海风地方性补贴 有望加速平价进程。
终端电价上涨带来分布式光伏性价比提升，分布式光伏有望成为新能源装机新增量。 过去几年我国持续降低一般工商业电价，工业企业安装分布式光伏的积极性有限。但是在 煤电电价新政影响下，一方面安装分布式光伏可显著降低用电成本，另一方面如果未来阶 段性限电、有序用电成为常态，分布式光伏可增强工业企业电源可靠性，带来分布式装机 需求井喷。影响“自发自用，余电上网”分布式光伏项目回报率最主要的因素为当地一般 工商业电价，一般工商业电价绝对值与基准上网电价相关但非完全对应，随着上网电价上 涨，一般工商业电价与上网电价差值越小的地区，一般工商业电价上涨弹性越大，以广东、 福建等地最为明显。
供需平衡表显示未来十年我国电力供应可能持续偏紧。我们测算“十四五”煤电仍需 保持较高的利用小时数才能勉强平衡，电力供需长期趋紧。
供需趋紧支撑电价上行 带来电力行业长期高景气。电力供需趋紧是电价走强最重要的 支撑，2018 年以后市场化电价与煤价的相关性有限。我国历史电价主要经历两个阶段，2015 年之前的煤电联动时期以及 2016 年后的煤电联动停滞+市场化交易时期。2012 年之前我 国电力供需整体处于偏紧状态，煤电联动基本得到有效执行。2016 年起我国电力供给过剩， 供需格局不利于电力企业， 煤电联动始终未启动，国家在推动市场化改革时也直言“抓住 电力供给整体过剩的窗口”。2018 年后我国电力供给边际趋紧，即便煤价呈下跌趋势，市 场化竞价价差仍持续收窄，因此电价更取决于电力供需格局而非煤价。
3. 构建新型电力系统软硬件框架逐步完善
3.1 新型电力系统的提出及内涵
新型电力系统的内涵：源网荷储智能互动，多种能源系统融合协调。新型电力系统是 以新能源发电为供应主体，坚强智能电网为基础平台，以先进信息数字技术、统一开放市 场机制为支撑，实现网源荷储智能互动，多种能源系统融合协调，具备绿色低碳、安全高 效、广泛互联、灵活智能特征的适应未来经济社会、能源环境可持续发展的电力系统。新 型电力系统的目标特征为：绿色低碳、安全高效、广泛互联、灵活智能。
未来新型电力系统“三高”、“两峰”特征显著。“三高”，即高比例新能源发电、 高度电力电子化和高送受电占比。“双峰”，即我国用电需求已呈现冬、夏“双峰”特征。 未来，随着电能替代推进和人民生活水平提高，“双峰”特征将更加凸显，叠加水电丰枯 季节特性、新能源反调峰特性，电力保障供应难度逐年加大。（报告来源：未来智库）
随着新能源占比提升，我国电力系统将面临三大问题。问题一，电量电力平衡问题。 新能源置信容量低，负荷高峰时刻，新能源电力支撑能力不足，新能源出力具有季节特性， 月度电量分布无法完全匹配负荷需求，存在季节性电量平衡难题，新能源装机越大，随机 性越强，受极端气候影响的风险越高。问题二，安全性问题。由于新能源的不可控性，电 力电子装置的低惯性、弱抗扰性、多时间尺度响应等特性，以及受端电源“空心化”等问 题，系统功角稳定、频率稳定、电压稳定问题交织，并出现网络安全等新问题。问题三， 综合成本上升问题。考虑统筹全寿命周期综合成本（包括电源电网初始投资、运行费用、 系统灵活性及安全性提升投资等），能源转型过程，除新能源接入和跨区域互联带来的投 资，解决系统平衡和安全问题需要新增投资，因此虽然发电成本持续下降，但综合用电成 本将会有所上升。
3.2 新型电力系统倒逼电改多层次电力市场逐步建立
电力政策频出疏导系统成本，电力市场化改革迎来最高层重视。健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、 区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多 元竞争的电力市场格局。要改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需。
要加 强电力统筹规划、政策法规、科学监测等工作，做好基本公共服务供给的兜底，确保居民、 农业、公用事业等用电价格相对稳定。要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学 指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。我们认为新型电力系统下用能成本提高，电价上涨成为必然。未来需要打通源网荷储 各环节链条，通过调动电源侧、电网侧、负荷侧积极性参与市场，共同承担用能成本上涨， 最小化全社会用能成本，保障电力系统平稳运行。
年初以来新型电力系统框架徐徐展开，尚有多个节点尚未打通，2022 年政策节奏值得 期待。
3.3 产业链迎来根本性变革新经济新业态不断涌现
3.3.1 发电侧：挖掘电源灵活性
多能互补优化运行，平滑电源出力曲线。水、风、光等清洁能源发电特性各不相同， 联合优化运行可以充分利用多种清洁能源在时间和空间上的平滑效应和互补效益，实现电 力系统运营最优化。从商业模式来看，灵活性电源（水、气、储）利用其出力灵活性对新 能源电量进行实时互补，一方面发挥调节性电源出力互补特性，提高新能源消纳；另一方 面借助特高压输电通道打捆送出，节约外送线路资本开支。 火电灵活性改造空间广阔 气机启停迅速适宜调峰。
火电灵活性改造能将机组最小出力 由传统的 60%降至 30%，提高调峰效率；燃气机组启停快、运行灵活，可为清洁能源与负 荷波动提供灵活调节，两者挖掘调峰潜力最具现实可行性。国家发改委 10 月底发布开展全 国煤电机组改造升级的通知，计划十四五期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 30gw-40gw。按照中电联单位千瓦成本 500-1500 元测算市场规模约 150-600 亿。随着 辅助服务市场逐步完善，火电灵活性改造盈利模式逐步清晰，行业将迎来加速发展。
电压不平衡问题逐步加剧，无功补偿设备空间巨大。无功功率的作用是能在电气设备 中建立和维持磁场，维持电压平衡。当前大量大功率负载增加导致三相不平衡，损耗增加。 无功补偿设施由于能根据系统需要自动在电网电压下降时增加无功输出，在电网中举足轻 重。目前无功补偿方案包括同步调相机、电容器、SVC 和 SVG，其中 SVG 是目前电网无 功补偿最理想的方式，能够迅速吸收或者发出所需的无功功率，保证运行电压的稳定。
3.3.2 输电侧：结构性突出，特高压和柔性直流是主战场
特高压直流解决我国一次能源分配不均匀问题 特高压交流主要作为直流配套。特高压 直流是跨区远距离输电的最优解决方案，我国九大清洁能源基地中的八个位于西部和北方， 未来西电东送、北电南送规模继续增加。十四五期间将再推进建设金上—湖北，哈密—重 庆，陇东—山东，藏东南—大湾区等特高压直流项目。
三大应用需求催生柔性直流输电高速发展。柔性直流（VSC）是采用全控功率半导体 （IGBT 等）构成的柔性换流阀为核心进行交直流转换的直流输电技术。相比于传统以晶闸 管为主的常规直流输电（LCC），具有灵活可控、可独立控制无功功率、支持弱电网、易于 构成多端系统等技术优势，拥有三大应用场景。
场景一：远海海上风电送出。柔性直流相比于高压交流输电，远海情景下输送效率更 高，输送容量更大，经济性更好。与未来海上风电远海化、大基地化的发展趋势一致。
场景二：LCC-VSC 混合技术路线解决直流落点密集区域的特高压换相失败问题。华东、 华南电网直流落点密集，且未来还有区外来电需求。常规直流存在的换相失败风险影响了 特高压直流的进一步建设。通过 LCC-VSC 混合技术路线，外加存量常规直流改造为柔直解 决换相失败问题。
场景三：柔直互联增加电网互济能力，提高电网安全性。通过柔性直流将区域电网互 联，增加区域电网间互济能力，提高电网运行效率。广东、江苏等地电网规模大，短路电 流超标等问题突出，加入柔直可有效提高电网安全性。
3.3.3 配电侧：增容扩容+智能化
配网成为未来电网投资重点，提高分布式光伏接入能力和提高用电可靠性是主要目的。 南网“十四五”规划电网总投资 6700 亿元，其中配网投资 3200 亿元占比接近一半。分布 式光伏在配电网内就地消纳，十四五期间预计新增分布式光伏 1.5 亿千瓦，配电网需进一 步增加容量，提高分布式光伏消纳能力。我国供电可靠性相比于发达国家明显偏低，未来 “分布式电源+用户侧储能+电动车”三大赛道齐发力，对供电可靠性造成巨大压力。
配网增容扩容和智能化是两大方向。配网急需升级改造的本质原因是配网内电力流动 增加，因此增容扩容是基础。我国现有配电网以链式、环网等拓扑结构为主，以后向更加 可靠的“双花瓣”等方向发展.配网侧接入的电气设备数量和种类不断丰富，需要配以高质 量的智能设备进行监测和管理，提高运行效率和可靠性.配电网智能化的主要方向有：智能 网关、智能感知、故障自愈、智能监测、智能通信等。
3.3.4 用电侧：全面电能替代需求侧响应成为发展关键
分时电价为需求侧响应提供盈利渠道 多产业发展空间广阔.为了引导需求端，从中央到 地方分时电价政策陆续出台，国家层面，7 月国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步 完善分时电价机制的通知》给予明确信号，地方层面，6 月至今多地陆续出台分时电价，引 导用户错峰用电以给予电力系统灵活性定价。
电能替代进一步扩展用电领域 挖掘负荷灵活性参与电网调节.碳中和背景下化石能源 需全面退出燃料领域，其核心在于能源生产侧实现清洁替代，能源消费侧实现电能替代， 电能占终端能源利用的比例将趋近 100%。用电技术进步是消费侧电能替代的关键，以电 制热（冷）技术、电动汽车、电化学技术为代表的电能替代持续扩展用电领域，各类用电 技术将朝更加节能、高效、智能、可控的方向发展，推动用电负荷灵活可控，实现传统的 “源随荷动”向新型“源荷互动”模式转变。
商业模式逐步清晰 政策落地+技术进步助推多行业发展.用户侧储能：当前用户侧储能 盈利模式主要包括峰谷套利、需量电费管理、动态增容，一般 而言在峰谷电价差额超过 0.7 元/kwh 时，用户侧储能收益可观.分布式光伏：分布式光伏收益模式分为标杆上网电价、 净电量结算、自发自用余量上网，随着装机成本逐步下降、整县推进和央企入局，十四五 期间预计高速发展。可中断负荷：指对用户侧的负荷特性、用电效益、停电意愿等加以考 虑后引入需求侧管理，通过签订经济合同实现电网高峰时段或紧急状况下中断部分负荷。8 月蒙西电网发布有序用电方案（征求意见稿），鼓励建立可中断负荷电价和高可靠性电价 机制，有望更大范围推广。
3.3.5 储能：贯穿发输配售全产业链应用模式多样
储能能够提高风光发电质量 实现低密度、波动性能源的高密度、可控性利用.源网荷储 四种方式中，储能是唯一可以实现“填谷”和能源空间转移的方式，发挥能量调节功能， 实现低密度、波动性能源的高密度、可控性利用，达到“类常规电源”的效果.储能可分为 物理、电化学、电磁、热能和化学储能，其中物理储能和电化学储能技术相对成熟，储氢 和光热等新型技术目前成本高昂，存在应用局限性。截至 2020 年底我国储能累计装机规模 35.6GW，其中抽水蓄能占据 90%左右；其次为电化学储能。
抽水蓄能：两部制电价保障盈利水平，打开抽水蓄能发展空间。当前抽水蓄能度电成 本约为 0.2 元/千瓦时，远低于电化学储能和其他方式，磷酸铁锂电池作为目前商业化应用 的综合性能较高的典型储能技术，其度电成本为 0.62-0.82 元/kW·h。
从潜在资源和政策规划来看，十四五期间我国抽水蓄能投产规模将翻一番。国家能源 局发布抽水蓄能中长期发展规划，目标 2025 年投产规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上。
十三五期间抽蓄规模低于规划主要掣肘在于成本疏导困难。2021 年 4 月两部制电价出 台，将抽水蓄能成本纳入输配电价核算，理顺抽蓄行业成本传导机制，并为企业合理利润 兜底。
电化学储能：电源侧配置储能或成为标配 项目盈利渠道进一步拓宽。各省为了提高新 能源并网效率，降低弃风弃光率，纷纷发布新能源配置储能方案。截至目前已有超 20 余省 份提出新建项目鼓励配置储能政策，配置比例大致在 5%-20%之间。
各地政策均明确储能可以参与辅助服务市场获得收益，但实际上除储能绑定火电机组 形式外，其他储能目前还难以进入市场，未来随着电改深化，储能有望参与市场获得收益。 与此同时，近日广东省提出储能费用纳入电价由全体用户共同分摊，这一政策进一步扩宽 了储能项目盈利渠道。
储能应用贯穿源网荷全产业链 多种应用模式涌现。
为电源服务：1）储能联合火电机组调频；2）新能源场站配置储能减少弃电与并网考 核；3）储能通过共享方式参与调峰；4）储能参与辅助服务市场调峰调频。
为电网服务：1）电网企业经营性租赁；2）合同能源管理机制；3）容量电费机制。
为用户侧服务：1）削峰填谷降低电费；2）光储一体化模式提高光伏自发自用率。（报告来源：未来智库）
4. 强烈看好绿电运营和综合能源服务优质公司
4.1 质地估值双维度筛选新能源运营商 Alpha
商业模式升级：新能源没有燃料成本，业绩稳定性远高于火电，转型带来度电利润扩 张。从电力产业链来看，化石能源电源上游是燃料供给，而可再生能源不存在燃料供给， 本身就是运营环节全部上游。在正常年份煤电毛利率也仅有 10%-15%，营业成本中燃料成 本占比超过 70%。而新能源运营由于没有燃料成本，毛利率普遍可达 50%，新能源转型带 来度电利润扩张。
综上，我们总结碳中和为电力板块带来 1）电气化率提升->全社会用电规模扩容；2） 电力行业脱碳-> 新能源发电量占比提升；3）发电原理改变->电力产业链利润转移三重互 为乘数的影响。
新能源经营模式类似水电，但是业绩更加稳定，碳中和下添翼带来更高成长性。与经 营模式类似的水电相比，水电站虽然有一定调节能力，但是发电量受单条河来水波动影响 较大；而新能源公司项目遍布全国，各地区光照、风况可以形成对冲，业绩稳定性高于水 电。另一方面，新能源装机拥有显著更高的成长性，碳中和背景下未来装机扩张进一步加 速，一线龙头 2025 年新能源规划装机普遍为 2020 年存量装机体量的 3-4 倍，从而带来更 高估值。
美股火电转型新能源运营商新纪元能源完美诠释长坡厚雪复利增长，股价 40 年 400 倍。美股新纪元能源（NEE.N）为传统电源转型新能源的全球标杆企业，近 40 年股价实现 指数增长，基本没有回调，累计上涨超过 400 倍，当前市值超过万亿人民币，PE 长期维 持在 40 倍以上。公司传统电源装机总规模保持稳定，为新能源转型提供充足现金流，新能 源装机持续成长，为业绩估值双升的最重要原因。公司 2020 年底总装机规模约 50GW， 非化石能源占比约 50%。
新能源单个项目类债资产显著 可实现滚雪球式增长。理论上新能源项目核准即可确定 全生命周期现金流，IRR 是衡量盈利能力的最佳指标。表面上影响 IRR 的四大指标为设计 利用小时数、单位造价、上网电价和贷款利率，但是实际上新能源项目的最终 IRR 往往是 上市公司资源储备、管理机制、隐形资源等综合作用的结果。
与单个项目相比，新能源公司可将存量项目的一部分资金用于分红，富余资金用于投 资新的项目进一步增厚企业价值，实现滚雪球式增长，因此新能源公司估值大幅高于单个 新能源项目。
考虑到现阶段新能源运营商普遍可通过 IPO 融资、定向增发、出售传统资产、发行 ABS 产品等方式进行外部融资，并非纯内生增长的模型假设，因此上述结果可视为新能源运营 商估值下限。
与新能源设备相比，我国新能源运营市场相对集中。投资三类参与方关注点不同：
1）全国性央企。新能源运营市场空间足够广阔，我们认为全国性布局的“五大四小” 央企均有机会做大做强，“五大四小”旗下上市平台主要看公司治理、集团定位。
2）地方国企、央企地方性平台。由于风光资源分布极度不均，地方性平台受资源禀赋 限制明显，短期看在建，中期看储备，远期看地图。首选内蒙古，次选沿海省份。
3）民营企业。平价大基地为主的开发模式下，民营企业在项目资源、融资成本上具备 天然劣势，因此我们认为民营企业关键在于特色，关注细分领域的机会。
4.2 电力行业下半场从单一发电到综合能源转型
随着新型电力系统的建立，我们预计未来市场化交易、分时电价、柔性负荷等机制逐 步完善，用户用电场景变得更加灵活复杂。得用户者得天下，专业的电力企业正在逐步从 单一发电向综合能源服务商转型。通过分布式光伏、储能、节能改造等手段保障客户用能 需求同时降低用能成本是关键。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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