新型电力系统构建进行时，消纳和保供问题仍存

23年市场表现：行业总体韧性较强，估值具备吸引力

截至2023年12月13日，SW电网设备指数较2023年初下降4.50%，跑赢沪深300指数8.83pct， 全年总体走势较为 稳健，板块韧性相对较强。 • 从估值看，截至2023年12月13日，SW电网设备PB（LF）为2.41倍，较2023年初的2.40倍略有上升；PE（TTM）为 22.51倍，较2023年初的30.26倍有所下降。当前行业的PE处于历史较低水平，PB则处于历史中位水平，已具备一定 的吸引力。

现状：发电装机稳步提升，绿色转型持续推进

装机规模持续增长，新能源占比快速提升。近年来我国新增发电装机容量稳步增长，2023年1-10月，我国新增发电 装机容量高达248.69GW，同比增幅高达110.29%；其中风电和光伏的新增发电装机容量之和达到了181.71GW，占 总新增发电装机容量的比例超过了70%。 • 可再生发电量占比达到30%以上。从发电量的结构上看，2023年1-10月，我国可再生能源发电量约为2331TWh，占 全国总发电量的31.8%，预计2023年全年可再生能源发电量约占全社会用电量的1/3。

问题：保供局部压力仍存，消纳形势相对严峻

冬夏电力保供局部压力仍存。今夏全国最大负荷和日发电量均创下历史新高，为电力保供带来不小压力。根据国家能 源局预测，今年我国迎峰度冬期间全国最高负荷较去年同期可能大幅增加1.4亿千瓦，且极端天气、主要流域来水和 部分地区燃料保障还存在着一定不确定性，西北、华东、西南、南方区域等部分省份的电力保供压力较大。 • 可再生能源消纳指标已下发，部分省份完成目标存在难度。发改委和国家能源局于今年8月已正式下发各省市2023年 可再生能源电力消纳责任权重，对比各省市2022年实际完成情况，今年的消纳目标对于部分省份仍有一定压力。

形态：源网荷储一体化加速推进，多种技术形态并存

系统形态向“源网荷储”四要素转变。当前为了持续推动解决新能源发电的随机性、波动性、季节不均衡性带来的系 统平衡问题，多时间尺度储能技术规模化应用，我国电力系统形态逐步由原来的“源网荷”三要素向“源网荷储”四 要素转变，由“源随荷动”逐渐转变为“源荷互动”。 • 电网多种新型技术形态并存。考虑到支撑高比例新能源接入系统和外送消纳，未来电力系统仍将以交直流区域互联大 电网为基本形态，并持续推动柔性交直流输电等新型输电技术的广泛应用。此外在源、网、荷、储等各环节均会催生 出大量与新型电力系统相匹配的新技术。

主线一：火电转型步伐加快，灵活性改造迎新机

火电灵活性挖掘潜力大，且更为经济可行

电力系统各环节均可提供灵活性，其中电源侧灵活性作用关键。电力系统从电源侧、电网侧、用户侧和储能等各环节 均可以提供灵活性，从资源类型和技术成熟度来看，电源侧灵活性资源种类较多且技术相对成熟。 • 资源禀赋叠加成本优势，煤电机组参与调节成为必要手段。1）中国的资源禀赋决定了燃煤发电的主导地位，尤其在 抽水蓄能电站较少的省份和热电联产机组居多的“三北”地区。2）从成本上看，煤电提供灵活性的成本主要包括灵 活性改造投资成本，实际运行中产生的可变成本增量，机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量以及由于损失部分 发电收益产生的机会成本。相较于燃气电厂、常规水电和核电等其他电源侧灵活性资源，煤电的单位固定成本投入明 显低于其他电源，成本增量也相对较小，是当前阶段我国电力系统进行灵活性改造较为经济性的选择。

中国煤电机组调节能力有待提升，政策出台鼓励灵活性改造

中国煤电机组调节能力有待提升。与国际先进水平相比，我国煤电机组的调节能力在最小出力、爬坡速率、热态启动 时间和冷态启动时间等方面均有一定的提升空间，改造潜力仍然较大。考虑到截至2023年10月，我国火电累计装机 容量占比仍然接近50%，火电灵活性改造对于我国电力系统灵活性发展作用仍未完全体现。 • 灵活性改造的鼓励政策陆续下发。2021年，国家发改委和能源局下发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》， 指出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。2023 年9月，《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》出台，指出“新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役 机组灵活性改造应改尽改”，进而鼓励灵活性改造的加速推进。

容量电价政策正式下发，促固定投资成本加速回收

容量电价政策正式下发，能够直接补偿火电固定投资成本。2023年11月10日，发改委和国家能源局正式下发了《关 于建立煤电容量电价机制的通知》，其中指出“煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定”，且 固定成本实行330元/KW/年的全国统一标准，回收比例则根据各地电力系统需要、煤电功能转型情况等有所差异。 • 火电机组参与辅助服务市场的固定成本可得到补贴。火电机组拟参与辅助服务的成本主要包括 (1)固定成本、(2)发电 时长下降成本和 (3)负荷率下降带来的新增燃料成本构成，此前(2)可通过被调用辅助服务获得收益补偿，(3)可通过发 电量减少带来的燃料成本下降部分补偿，(1)现在则能通过容量电价政策进行直接补贴，进而促进企业火电灵活性改造 成本的加速回收。

多地火电企业积极响应政策，承担灵活性改造任务

多地火电企业积极响应，大批灵活性改造项目开始落地。利好政策的推动下，我国多家火电企业积极开展机组灵活性 改造工作。在我国火电装机大省中，以山东、内蒙古为代表的多个省份下半年以来均有标志性的火电灵活性改造项目 落地投运。2023年12月，江西省能源局发布《关于公布第一批完成灵活性改造机组清单的通知》，包含国家能源集 团、华能集团、赣能股份在内运行的共11台机组，各个机组的最小发电出力均达到了30%及以上，合计装机达到了 573万千瓦。

主线二：政策技术需求多重共振，新型储能加速推广

新型储能应用场景丰富，助力电力系统稳定运行

新型储能应用场景较为丰富，在源网荷侧均有支撑。随着新型储能技术的持续发展，其应用场景不断拓展，在新型电 力系统的“源”、“网”、“荷”三大环节均有应用，协同保障电力系统的安全稳定运行。 • 1）电源侧：可依托系统友好型“新能源+储能”的绿色电站、“火电/核电+储能”以及“基地化新能源开发外送” 等模式进行合理布局，加速推进新能源的可靠替代；2）电网侧：布局电网侧独立储能以及电网功能的替代性储能， 以实现调峰/调频以及延缓或替代城市负荷中心输变电投资的功能；3）负荷侧：可推动发挥用户侧智能有序充电、智 能车网双向互动等作用，并成为重要负荷备用电源等。总结来看，新型储能在“源”、“网”、“荷”各侧的价值主 要为实时功率平衡、提高系统容量系数和实现能量吞吐和转移。

利好政策陆续下发，推动新型储能市场加速完善

新型储能政策陆续下发，功能定位有所强化。自2021年以来，国家陆续出台数个新型储能相关利好政策。2023年11 月20日，国家能源局公开发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》，与2022年6月发布的《 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》相比，新的《通知》中将新型储能在新型电力系统中的定 位由原来的“重要组成部分“上升至”关键支撑技术“，且强调了新型储能在电力系统运行中的调峰、调频、调压、 备用、黑启动、惯量响应等多种功能。 • 各地方积极响应，北京紧随其后出台支持政策。2023年11月23日，北京市经济和信息化局正式印发《关于支持新型 储能产业发展的若干政策措施》的通知，进一步推动本市新型储能技术的创新和规模化发展。

锂价下跌提振收益率，带动装机规模同比大幅增长

碳酸锂价格急速下跌，提振新型储能收益率。2023年以来碳酸锂价格整体急速下跌，国产99.5%电池级碳酸锂均价由 年初的51万元/吨大幅下跌至12月初的13万元/吨，跌幅近3/4。由于储能电池在储能系统成本占比在一半以上，随着 碳酸锂等锂电池核心原材料价格进入下降通道，带动电芯及终端储能价格下降。据统计，2023年10月2小时的储能系 统平均报价为0.94元/Wh，较2022年全年均价1.56元/Wh下降了近40%，储能投资回报期有望缩短，IRR有所提振。 • 中国新型储能装机规模同比大幅增长。根据CNESA Data Link全球储能数据库的不完全统计，截至2023年9月底，新 型储能项目累计装机规模25.3GW/53.4GWh，功率和能量规模同比+280%/+267%。2023年Q1-3，中国新增投运 新型储能项目装机规模突破10GW，达到12.3GW/25.5GWh，同比+925%/+920%。从装机结构上看，前三季度已 投运电力储能项目累计装机规模中新型储能占比约34%，其中超过95%的项目都为锂电，剩余则包括了铅炭电池、液 流电池、压缩空气等多类新型储能。

安全性和经济性突出，铅炭储能有望异军突起

铅炭储能安全性和经济性突出，未来有望异军突起。铅炭电池是负极采用活性炭的铅蓄电池，相较于当前主流的锂电 池，铅炭电池在安全性和经济性方面表现突出，1）安全性优势：铅炭电池主要使用稀硫酸水溶液作为电解液，不会 发生热失控和自燃爆炸，因此在地下空间、人员密集区、危化场所以及对安全性要求极高的数据中心的应用潜力大； 2）经济性优势：受益于丰富的原材料来源，铅炭电池储能具有一定经济优势；此外，铅炭电池全生命周期环境负荷 低，电池正负极材料及电解液均可回收，且回收工艺简单、技术成熟，回收率高，因此度电成本也更低。考虑到锂电 池存在高成本以及安全性欠佳的双重问题，铅炭储能未来有望成为储能大规模应用的又一重点方向。 • 多厂商布局铅炭电池，大规模应用可期。近期以天能股份、太湖能谷为代表的多个企业纷纷布局铅炭电池领域，其中 天能股份在今年8月发布并同步下线量产了行业唯一微纳铅碳电池——天能高碳金。

主线三：企业加速布局，绿氢产业化拐点逼近

氢能可助力实现低碳转型，其中绿氢占比将持续提升

氢能是实现绿色低碳转型的重要载体，零碳背景下氢能需求可达上亿吨。氢能能够实现能源体系从骨干到终端应用的 脱碳，根据中国氢能联盟的预测，以2060年碳中和为目标，我国各行业氢能需求合计将增长至1.0~1.3亿吨左右。 • 2050年电解水制氢占比有望超过70%。在氢能市场发展初期，工业副产制氢由于具备成本优势和技术成熟优势，是 我国氢气制取最为主流的方式；随着氢能制取技术的持续发展以及氢能供需量的增长，电解水制氢占比将有所提高。 根据中国氢能联盟预测，2050年我国氢气供给结构中电解水制氢占比将达到70%，成为最有效的供氢主体之一。

新能源+氢储能大势所趋，风光配氢有望推广

积极探索“风光水电+氢储能”一体化模式。氢储能在新型电力系统中主要发挥长周期、跨季节、大规模和跨空间储 存的作用，具有丰富的应用场景。2022年3月国家发改委印发的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》中 ，明确提出要发挥氢能长周期、大容量储能优势，探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式。 • 已有省份下发新能源相关产业耦合发展文件，有望带动新能源配氢不断推广。今年以来，新疆、广东、湖北等省份发 布了新能源与氢能耦合发展的相关政策文件，其中新疆 “可按生产氢(氨)全年实际用电量配置新能源发电规模”，广 东将氢能纳入新能源配储范围，湖北则要求制氢项目配套新能源项目且应早于新能源项目建成。上述政策的发展有望 向全国各省起到示范作用，推动新能源配氢不断推广。

绿氢制取迎来产业化拐点，电解槽供需两旺

电解水制氢成本中电费占比80%左右，LCOE下降带动成本下探。现阶段电解水制氢的成本较化石燃料制氢更高，导 致其大范围应用受到限制，而电费占整个水电解制氢生产费用的80%左右。当前我国光伏已实现平价上网，预计随着 未来可再生能源LCOE的持续下探降电解水制氢成本将不断下探。 • 电解水制氢核心设备电解槽供需两旺。2023年前三季度已有19个电解槽中标项目公布，总中标量达2341.025MW， 达到2022年全年电解槽出货量的三倍以上，其中碱性电解槽仍为主流，但PEM和SOEC的中标量也逐渐增加。

氢储运是氢能的重要环节，多种储运技术协同发展

氢储运是氢能实现规模化应用的关键环节。由于氢能存在易燃易爆、扩散系数大等特点，因此储运是氢能产业链中的 关键环节。此外，氢能运输成本占氢能终端售价的比例高达40%~50%，对氢的规模化应用至关重要。 • 多种氢储运技术协同发展，不同氢储运技术适用的运输距离和规模有所差异。1）高压长管拖车氢储运：当前国内加 氢站的主流方式，多适用于短距离运输；2）有机和低温液态氢储运：适用于长距离、大规模的氢气输送，但杂质含 量较高；3）管道氢储运：运输成本低、规模化、长距离输送，需要大量基建投入，有望成为未来氢气长距离运输的 最优模式；4）固态氢储运：技术持续突破但成本较高，应用主要集中于固定式储氢和小型移动式场景。

央国民企纷纷布局绿氢领域，相关项目加速落地

绿氢产业蓬勃发展，各类项目加速落地投建。根据中国产业发展促进氢能分会统计，2023年1-11月，我国签约、获 批及公示的绿氢项目高达64个，项目规划总投资突破4100亿元，全部投产后新增绿氢产能将达到234.7万吨/年。从 地域分布上看，内蒙古得益于优秀的风光资源禀赋、政策的大力支持以及自身消纳优势，2023年1-11月绿氢项目新 增37个，项目规划投资2363.8亿元。从项目下游应用上看，绿氢合成氨以及绿氢制甲醇仍是绿氢项目的主要消纳途 径，且这类项目在2023年呈现出数量多、规模大的发展特征。 • 央国企带头民企紧随，石化电力等行业企业纷纷入局。从参与的企业来看，华能集团、华电集团、大唐集团、中国广 核集团等石化电力等多个行业的央国企继续担任带头角色，而同时也涌现出了三一集团、金风科技等一批有实力的民 企加入。

降本叠加政策鼓励，中上游关键环节率先受益

成本下探叠加政策鼓励，中上游关键环节率先受益。制氢和氢储运作为绿氢大规模商业化应用的中上游，将在绿氢项 目持续放量的背景下快速发展，而其中电解槽、储氢瓶、压缩机等关键环节有望率先受益。未来随着工艺优化、供应 链成熟、国产替代加速、大型化发展、以及规模扩大，电解槽等核心设备的成本将有所下降；此外，湖北省能源局今 年11月公示了2023年新能源竞配项目，在资格审查方面明确未开工项目及尚未签订电解槽订购合同的电解水制氢项 目，暂不安排参与此次竞配，预计该政策将鼓励电解槽订单加速落地，推动氢能中上游产业相关设备的规模放量。 • 技术和渠道为竞争核心。当前各环节均已有大量企业布局并推出产品，具有渠道优势的电解槽厂商更容易获得下游客 户青睐，此外有实际产品出货的企业数量较少，我们认为上述环节中具备领先技术以及可出货的销售渠道的厂商有望 在竞争有脱颖而出。

主线四：电网智能化正当时，虚拟电厂蓄势待发

电网智能化转型加速，智能化全环节覆盖

智能电网发展迫在眉睫，电网智能化投资占比提升。随着我国新能源和储能的装机占比不断提升、新型负荷的加速接 入，传统电网难以实现更为复杂的发电端接入、输配电端调度/交易以及用电端智能决策和可视化需求，电网数字化 转型迫在眉睫。根据《国家电网智能化规划总报告（修订稿）》规划，电网智能化投资占比在各个阶段逐渐提升。 • 国家出台多项政策推动电网转型，智能化全环节覆盖。自2009年国家电网首次提出智能电网发展规划以来，我国智 能电网建设正式拉开序幕。根据政府发布的《第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，十四五期间我国要“加 快加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力”。

智能电网催生智能运检等需求，微电网产业迅速崛起

智能电网建设推动电力运检需求释放。2023年9月1日，国家电网智能运检产业链座谈会召开，会议落实了公司推进 智能运检产业链建设要求，通过共同构建智能运检产业生态，来促进电网和业务加快转型升级。根据国家电网发布的 “1+1+N”智能运检体系，电网智能运检管控平台可通过运用视频监控、无人装备、移动作业等技术实现检测感知 自动化、运检现场可视化、分析决策智能化等核心功能。 • 电网调度需求越发复杂，微电网产业迅速崛起。随着我国电网体量和复杂程度的不断提升，对于电网安全、稳定运行 的需求亟待进一步满足，在此背景下以清洁能源为主体电源的微电网由于能够有效提高能源效率并降低成本，同时提 供更高的能源安全性和弹性，近年来渗透率快速提升，在工厂、商场、学校等多个场景中逐步得到应用。

虚拟电厂可实现削峰填谷，且兼具经济性

虚拟电厂可实现削峰填谷的作用。作为新型的电源协调管理系统，虚拟电厂能够通过技术荷软件系统，实现分布式电 源、储能、可调负荷等多种分布式资源的聚合和协同优化。由于其既能作为“正电厂”向系统供电调峰，又能作为“ 负电厂”加大负荷消纳来配合填谷，因此对于促进电网供需平衡具有显著作用。 • 虚拟电厂具备经济性，能满足环保要求并降低投资成本。根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷并满 足经营区5%的峰值负荷需要投资4000亿元，但通过虚拟电厂则仅需投资500-600亿元，且同时能够满足环保要求， 因此相较于已经较为冗余的电源投资，虚拟电厂是电力保供的最佳手段之一。

虚拟电厂试点有序推进，盈利模式不断完善

多地建立虚拟电厂试点示范项目，国家政策陆续下发。2019年至今，我国含河北、深圳、安徽、上海、武汉、广州 、浙江等多个地区已建立起虚拟电厂试点示范项目，为虚拟电厂实践积累了宝贵经验。2023年下半年以来，国家层 面密集出台了数个利好政策，鼓励推动虚拟电厂行业稳健发展。 • 虚拟电厂盈利模式不断完善。通过参与市场化交易，尤其是现货交易，是虚拟电厂盈利的重要途径之一。目前虚拟电 厂可参与的交易品种主要以单边的形式组织，未来有望进一步拓展双边协商、双边集中竞价、挂牌交易等交易品种。

 

（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。）