事件：中国核电发布2022年上半年发电量公告：2022H1公司累计商运发电量943.5亿千瓦时，同比增长8.15%。其中，核电机组发电量878.32亿千瓦时，同比增长5.97%；光伏发电量36.16亿千瓦时，同比增长59.61%，风力发电量29.02亿千瓦时，同比增长38.96%。 投资要点:核电发电量同比略减，新能源发电量同比增速超50%。2022Q2公司核电机组发电量434.9亿千瓦时，同比下降1.4%，利用小时数1834h，同比下降11.1%，或与长三角地区疫情有关。光伏发电量21.8亿千瓦时，同比增长62.8%，利用小时数350h，同比下降8.9%。 风力发电量16.4亿千瓦时，同比增长55.3%，利用小时数623h，同比增长3.5%。 2022Q2收入或同比增长8.1%。假设江苏、浙江、福建核电机组上网电价在2021年全年基础上提升8%，光伏和风电机组平均上网电价与2021年相等，根据我们测算，2022Q2公司总收入或为173.3亿元，同比增长8.1%；2022H1公司总收入或为343.8亿元，同比增长15.5%。 新能源在建装机量2.64GW，保障短期业绩增长。截至2022年6月底，公司新能源在运装机容量8.87GW，在建装机容量2.64GW，较2021年底增加0.72GW。 盈利预测和投资评级：电价上涨背景下，2022年公司核电业务有望贡献业绩弹性；新能源业务有望接棒核电成为公司“十四五”期间的新增长点。维持公司盈利预测，预计公司2022-2024年归母净利润分别为110.97/118.93/130.82亿元，对应PE分别为12.15/11.33/10.30倍。维持“买入”评级。 风险提示：电价下滑；核电建设进度不及预期；政策变动风险；风光装机不及预期；行业竞争加剧。

事件概述：7月5日，公司公布2022年上半年发电量完成情况，1H22完成发电量943.50亿千瓦时，同比增长8.2%；完成上网电量894.79亿千瓦时，同比增长9.5%。 疫情冲击，江、浙机组出力下滑：受疫情影响，4、5月上海全域封控导致用电增速快速下滑，单月分别同比下降23.0%、19.6%；长三角火车头“熄火”，导致江苏用电需求失速，单月分别同比下降11.1%、4.0%。华东电网用电需求不振，2Q22江苏、浙江核电机组出力下滑明显，单季度分别完成发电量119.30、165.74亿千瓦时，同比下降5.1%、8.3%，环比1Q22下降12.9%、12.4%。3月末，福清6号机组商运，新机组的增量贡献明显。2Q22福清核电完成发电量125.88亿千瓦时，同比增长13.1%，环比1Q22增长40.6%。 厚积薄发，风光高增势头持续：2Q22公司风电、光伏分别完成发电量16.42、21.82亿千瓦时，同比增长55.3%、62.8%，较Q1同比增速分别提高33.0、7.7pct，符合高增长预期；同期分别新增在建风电、光伏装机9.43、48.44万千瓦，同时随着汇能引战落地，风光高增势头预计将持续。 投资建议：在疫情冲击扰动下，1H22公司核电板块仍完成发电量878.32亿千瓦时，同比增长6.0%，随着疫后复苏，用电需求提振叠加新机组的增量贡献，公司核电发电量有望迎来快速修复；风光发电量延续Q1高增长势头，厚积薄发持续增厚业绩。维持对公司的盈利预测，预计22/23/24年EPS 分别为0.59/0.64/0.66元，对应7月5日收盘价PE 分别为12.2/11.2/10.9倍。维持公司22年15倍PE 估值，目标价8.85元/股，维持 “推荐”评级。 风险提示：1）核安全事故；2）政策变化；3）新技术遇阻；4）电价调整；5）汇兑损失。

事件概述：5月 12日，公司发布《关于全资子公司中核汇能有限公司增资扩股结果暨关联交易的公告》。 汇能引战落地，七家战投增资75亿：2021年底，公司召开董事会会议，同 意全资子公司中核汇能以增资扩股方式引入战略投资者。在北京产权交易所公开挂牌后，确定引入中信证券投资、浙能电力、国寿资管、军民融合产业投资基金、光核汇合新能源、川投能源、珠海德擎混改三号股权投资合伙企业这七位战投。 此次增资通过出让汇能 30%股权引战 75亿元，对应投后估值达到 250亿元。 估值显著提升：2020年底，公司以 21.11亿元的对价向控股股东中核集团收购汇能 100%股权，对应 2019、 2020年期末合并口径归母净资产的估值分别为 1.2、 1.1倍 PB。 此次引战，对应 2021年合并口径期末净资产（采用公司对汇能长期股权投资额计算）的投前、投后估值分别为 2.0、 1.5倍 PB，一方面反映了近一年多以来新能源运营资产估值水平的大幅提升，另一方面也表明此前集团将汇能注入公司时的价格相对优惠。 新能源再加速：2021年 4月底公司发布“十四五”综合发展规划（草案），明确 2025、 2035年规划装机容量分别达到 5600万、 1亿千瓦，对应 2025年新能源装机约 30GW、 年均新增约 5GW。 虽然 2021年出现了光伏造价大幅上涨等不利因素，但公司全年仍实现风、光新增装机 3.6GW（汇能并表前口径）。 此次增资的 75亿元，为公司新能源发展补充弹药，对应 20%-30%资本金比例下的总投资额为 250-375亿元，按照 50亿元/GW 的风、光平均造价概算，可新增 5.0-7.5GW 装机，公司新能源规划目标或有进一步上调的可能。 投资建议：公司核电板块在运机组量、价双升，在建、待建项目有序推进； 新能源板块的发展在完成汇能增资引战后有望进一步加速。 维持对公司的盈利预测，预计 22/23/24年 EPS 分别为 0.59/0.64/0.66元，对应 5月 12日收盘价PE 分别为 12.0/11.1/10.7倍。 维持对公司 22年 15倍 PE 估值，目标价 8.85元/股，维持对公司“推荐”评级。 风险提示：1）核安全事故；2）政策变化；3）新技术遇阻；4）电价调整； 5）汇兑损失。

事件：中国核电发布年报，公司 2021全年实现营业收入 623.67亿元，同比+19.3%；实现归母净利润 80.38亿元，同比+34.07%，扣非后归母净利润 78.35亿元，同比+32.85%。业绩符合预期。 点评： 装机容量、利用小时数、上网电价均正向增长，带动核电收入稳步增长。 截止 3月 31日，公司核电控股装机容量 2371万千瓦，同比+10.8%；同时报告期内核电平均利用小时数同比增长 250小时，至 7871小时。装机容量与利用小时同步增长带动发电量平稳增长，公司 2021年实现核电发电量 1731.23亿千瓦时，同比增长 16.71%。同时，公司核电平均上网电价同步上涨，三重因素带动下公司核电收入实现 565.63亿元，同比+15.63% 风光装机大幅增长，带动风光发电量及收入同步大增。至报告期末，公司风电装机 263.47万千瓦，同比+49.96%；光伏装机 632.86万千瓦，同比+78.6%。装机增长带动发电量及板块收入大增，报告期内公司实现风光发电量 95.14亿千瓦时，同比增长 68.69%；实现风光发电收入 463.9亿元，同比+50.18%。核电及风光板块均增长迅速，带动公司整体收入实现快速增长。 装机空间巨大，“核+风光”组合，看好公司发展。公司以成长为具有全球竞争力的世界一流清洁能源服务商为远期战略目标。截止 4月下旬，公司控股在建核电机组 6台，装机容量 635.3万千瓦；控股核准机组3台，装机容量 337.6万千瓦；风光发电在建装机 192万千瓦，待建装机 617万千瓦。同时根据公司规划，2025年运行电力装机容量达到5600万千瓦，装机空间广阔。公司“核+风光”清洁能源供应禀赋独特，看好公司未来发展。 盈利预测与投资评级：预测 2022-2024年，公司归母净利润分别为102.9/1118/123.2亿元，同比增速分别为 28.0%/8.7%/10.2%；对应 PE 分别为 12.1/11.2/10.1倍，首次覆盖给予公司买入评级。 风险提示：装机容量增长不及预期；利用小时数不及预期；成本增长高于预期等

事件：中国核电发布年报，公司2021全年实现营业收入623.67亿元，同比+19.3%；实现归母净利润80.38亿元，同比+34.07%，扣非后归母净利润78.35亿元，同比+32.85%。业绩符合预期。 点评： 装机容量、利用小时数、上网电价均正向增长，带动核电收入稳步增长。截止3月31日，公司核电控股装机容量2371万千瓦，同比+10.8%；同时报告期内核电平均利用小时数同比增长250小时，至7871小时。装机容量与利用小时同步增长带动发电量平稳增长，公司2021年实现核电发电量1731.23 亿千瓦时，同比增长16.71%。同时，公司核电平均上网电价同步上涨，三重因素带动下公司核电收入实现565.63亿元，同比+15.63% 风光装机大幅增长，带动风光发电量及收入同步大增。至报告期末，公司风电装机263.47万千瓦，同比+49.96%；光伏装机632.86万千瓦，同比+78.6%。装机增长带动发电量及板块收入大增，报告期内公司实现风光发电量95.14 亿千瓦时，同比增长68.69%；实现风光发电收入463.9亿元，同比+50.18%。核电及风光板块均增长迅速，带动公司整体收入实现快速增长。 装机空间巨大，“核+风光”组合，看好公司发展。公司以成长为具有全球竞争力的世界一流清洁能源服务商为远期战略目标。截止4月下旬，公司控股在建核电机组6台，装机容量635.3 万千瓦；控股核准机组3台，装机容量337.6万千瓦；风光发电在建装机192 万千瓦，待建装机617 万千瓦。同时根据公司规划，2025年运行电力装机容量达到5600万千瓦，装机空间广阔。公司“核+风光”清洁能源供应禀赋独特，看好公司未来发展。 盈利预测与投资评级：预测2022-2024年，公司归母净利润分别为102.9/1118/123.2亿元，同比增速分别为28.0%/8.7%/10.2%；对应PE分别为12.1/11.2/10.1倍，首次覆盖给予公司买入评级。 风险提示：装机容量增长不及预期；利用小时数不及预期；成本增长高于预期等。

事件： 公司发布 2021年年报及 2022年一季报， 2021年实现营业收入 623.67亿元，较上年同期增长了 19.30%，归母净利润 80.38亿元，较上年同期增长了34.07%； 2022年 Q1实现营业收入 170.99亿元，较上年同期增长了 22.78%，归母净利润 28.84亿元，较上年同期增长了 53.25%，一季度业绩超出预期。 核电装机稳步提升， 审批加快开启积极有序新发展。 根据公司公告，截止 2022年 3月 31日，公司核电控股在运机组 25台，装机容量 2371万千瓦；控股在建项目机组 6台，装机容量 635.3万千瓦。 2022年一季度公司核电机组发电量443.40亿千瓦时，同比增长 14.40%；上网电量累计为 417.95亿千瓦时，同比增长约 15.40%。 2022年 1月，福建福清核电 6号机组并网成功， 3月投入商运，公司核电项目稳步投产，装机规模不断扩大，为业绩增长提供有力支撑。 此外，2022年 4月份召开的国常会中， 对已纳入国家规划的三个核电新建机组项目予以核准，其中包括公司的浙江三门核电项目 3、 4号机组，该项目为厂址规划容量内的二期扩建工程，单台机组额定电功率为 1251MW。随着核电项目审批加快，公司核电装机有望持续提升。 风光弥补核电短期“空窗”，提供成长新动能。 根据公司公告， 2021年，公司风电及光伏发电量 95.14亿千瓦时，较上年同期增长 68.69%，其中：光伏发电量49.65亿千瓦时，较上年同期增长 109.77%，风力发电量 45.49亿千瓦时，较上年同期增长 39.00%； 2022年一季度，公司新能源发电量累计为 26.94亿千瓦时，同比增长 37.73%；上网电量 26.47亿千瓦时，同比增长 38.51%， 其中： 光伏发电量 14.34亿千瓦时，同比增长 55.05%，风力发电量 12.60亿千瓦时，同比增长 22.23%。新能源上网电量同比增加，主要是因为一季度风、光资源较好，有利于新能源项目发电。 公司自 2018年以来通过收购和自建迅速扩张其新能源装机规模，收购中核汇能后，新能源装机量已位于国内前列。根据公司“十四五”规划目标，公司计划 2025年新能源装机容量达到 30GW，较 2021年装机增长 238.2%， 2022-2025年，公司新能源装机年均新增 5.28GW。根据中核汇能发布的 2022年度光伏组件设备第一次集中采购招标公告，此次集采预计总容量为6-7.5GW，预示公司新能源装机增速较高，将成为公司“十四五”期间装机增长的新动能。 电改背景下市场化比例有望提升，量价齐升带来公司业绩弹性。 核电市场化交易电价随着煤电市场化交易电价上浮而上涨， 公司 2022年 Q1受益于综合平均上网电价同比提高，业绩大幅增长。 过去市场化电价较标杆电价折价 3-5分钱，我们以公司 2020年数据为基础，进行测算，得出公司的市场化电价上涨 0.01元，对应公司营收增加 6.4亿，归母净利润增加 2.88亿元，电价上涨将为公司增厚利润。 我们预计 2022年公司或将迎来量价齐升，带来较大业绩弹性。 投资建议与估值： 公司核电+风光双核发展， 4月份国常会核准三个核电新建机组项目，再次明确核电地位， 在能源结构迫切转型背景下， 公司未来成长性高。我们预计公司 2022年-2024年的收入分别为 747.7亿元、 818.7亿元、 879.8亿元，增速分别为 19.9%、 9.5%、 7.5%，净利润分别为 114.3亿元、 128.1亿元、 141.4亿元，增速分别为 42.2%、 12.1%、 10.4%， 维持买入投资评级。 风险提示： 项目推进不及预期；审批进度不及预期； 电价下行的风险； 政 策 推 进不及预期。

事件：在今日召开的国务院常务会议中指出，要在严监管、确保绝对安全前提下有序发展核电，对经全面评估审查、已纳入国家规划的三个核电新建机组项目予以批准。 核电审批进度加快，释放积极信号：受福岛事件影响，2016-2018年，我国核电停止审批；自2019年核电审批重启以来，我国核电核准进度稳定，2019年核准了漳州一期、太平岭一期共4台机组；2020年核准了昌江二期、三澳一期共4台机组；2021年国家进一步核准了田湾核电7、8号机组以及徐大堡核电3、4号机组以及海南小堆示范项目。而我国本次一次性核准3个核电项目共6台机组，预示着核电审批进度有望进一步加快。本次核准的3个核电项目分别为三门二期项目、海阳二期项目以及陆丰核电5、6号机组，均为三代核电机组。核电项目的集中批复传递出加快发展核电的积极信号，“积极有序发展核电”兑现，“十四五”期间国内有望实现每年新核准 6-8台核电机组。 核电资产质量高、竞争格局好，审批加速带来长期成长性凸显：核电资产质量高，相比其他电源类型具备优势：1）利用小时高且稳定，可达到7800-8000小时；2）成本端基本固定，燃料成本仅占20%左右，且波动较小；3）电价不含补贴，下行风险小；4）折旧年限低于实际使用寿命，三代核电机组寿命可达50-80年。另外，核电行业竞争格局好，目前仅有中核、广核、国核、华能具有核电资质。此次加速审批，我们认为是打开了核电长期成长空间，核电估值水平有望提升。 中国核电作为国内核电龙头将直接受益于核电审批进度加快：1）短期受益于核电、新能源装机稳步投产以及市场化电价提升：随着2021年上半年福清5号、田湾6号以及2022年一季度福清6号三台机组投产，截至目前公司核电装机达到23.71GW；新能源装机达到8.87GW，装机稳步投产下发电量实现较大幅度提升，一季度公司核电及新能源发电量分别同比增长14.4%和37.7%。同时受益于江苏、浙江等地核电市场化电价上浮，2022年公司业绩增长潜力大；2）中期新能源装机快速投产，公司规划到2025年新能源装机达到30GW，预计年均新增5GW，“十四五”期间新能源的大力投产有望弥补2022-2023年核电投产平台期，为业绩增长提供支撑；3）长期公司在建项目充足，共7台在建机组，其中漳州1、2号机组预计分别于2024、2025年投产，其余在建机组预计于“十五五”期间投产。同时受益于核电审批进度加快，公司核电机组有望持续稳步投产，带来长期成长空间。 投资建议：我们预计公司2021年-2023年的收入分别为624.75、743.52、783.53亿元，增速分别为19.5%、19.0%、5.4%，净利润分别为80.23、114.71、126.08亿元，增速分别为33.8%、43.0%、9.9%，成长性突出；维持买入-A 的投资评级，6个月目标价为10.0元。 风险提示：政策推动不及预期，项目投产进度不及预期，未来核电项目审批进度不及预期。

政策频出助力核电发展，能源转型下优势凸显。核电是我国能源供应体系的重要组成部分，2007年至今，我国出台了多个核电行业政策，国家对核电行业的支持政策经历了从“适当发展”到“积极推进发展”再到“安全稳妥发展”的变化。 在能源转型下，核电四个优势凸显：1）核电度电碳排放量远低于其他发电方式。 2）单位发电成本较低。3）核电稳定性高且优先调度，利用小时数远高于其他发电方式。4）核电技术成熟，安全性能高。 核电审批重启，迎来积极有序新发展。2011年日本福岛核泄漏事件后，我国对核电安全发展高度重视，虽中间历经了停滞，但近三年对核电项目的审批已经恢复正常。2021年《政府工作报告》中也明确提出，“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，充分体现了发展核电的决心。根据《中国核能发展报告（2021）》的目标，“十四五”期间国内有望每年新核准 6-8台核电机组。 风光加持双核驱动，量价齐升未来可期。根据公司“十四五”规划目标，公司计划 2025年在运装机容量达到 56GW，其中核电装机容量达到26GW，新能源装机容量达到30GW，分别较2021年装机增长15.3%、238.2%。此外，电改背景下，公司市场化比例有望提升。过去市场化电价较标杆电价折价3-5分钱，我们以公司2020年数据为基础，进行测算，得出公司的市场化电价上涨0.01元，对应公司营收增加6.4亿，归母净利润增加2.88亿元，电价上涨将为公司增厚利润。 我们预计2022年公司或将迎来量价齐升，带来较大业绩弹性。 投资建议与估值：公司核电+风光双核发展，在能源紧缺，能源结构迫切转型背景下，未来成长性高。我们预计公司2021年-2023年的收入分别为623.7亿元、747.7亿元、797.8亿元，增速分别为19.3%、19.9%、6.7%，净利润分别为80.4亿元、104.4亿元、111.6亿元，增速分别为34.1%、29.8%、6.9%，给予公司2022年15-20倍估值，合理股价为8.31-11.07元，首次覆盖，给予买入投资评级。 风险提示：项目推进不及预期；审批进度不及预期； 电价下行的风险； 政策推进不及预期。

业绩实现开门红，1-2月净利润同比增长约50%。公司公告，2022年1至2月，各机组运行状态良好，公司实现营业总收入109亿元左右，同比增长27%左右；实现归属于上市公司股东的净利润16亿元左右，同比增长50%左右。 归母净利润增量约5.3亿元，预计主要来自于核电装机业绩释放、电价上浮及新增新能源投运。2021年核电机组田湾6号（1.11GW）、福清5号(1.16GW)分别于2021年2月及6月投产，我们预计两台机组可贡献利润增量的约30%；2021年新能源装机增长3.6GW以上，考虑到2021年末并网装机或未实现满发，预计1至2月贡献利润增量约20%。此外45%以上贡献预计来自江苏、浙江、福建等地核电电价同比上涨。而核电大修费用等同比抑或有一定减少。 毛利率及净利率预计有明显提升。根据披露数据，考虑到核电站权益装机约50%的权益装机，我们将归母净利润/营业收入指标对比，2019-2021年一季度公司归母净利润/营业收入分别约为12.9%、9.7%、13.0%，此外毛利率在43%至46%的范围内。而2022年1-2月公司归母净利润/营业收入高达14.7%。 预计公司期间费用率保持稳定，主要受益电价上涨及利用小时提升，2022年一季度及全年毛利率及净利率将有明显提升。 “双碳”目标下，核电盈利能力将保持较搞水平。“双碳”目标转型，核电兼具绿色、综合成本低、出力稳定及能量密度高等优点。新型电力系统构建过程中电力能源价格普遍上涨，核电利用小时及电价存在上浮空间，盈利能力可维持高水平；核电审批已经回归常态，中长期装机稳健增长；此外具有安全性优势的三代和四代核电项目造价有下降空间，收益率将持续上升。 新能源亦驱动业绩增长，空间充足。根据公司“十四五”指引，公司计划到2025年新能源控股装机达到30GW，约为2020年末新能源装机6倍，驱动业绩增长。未来公司旗下新能源平台中核汇能有望完成引战，根据当前市场估值及中核汇能净利润和净资产规模，预计可融资100至120亿元左右，加之核电提供充足现金流，预计公司十四五发展新能源融资压力较小，空间充足。 风险提示：新能源、核电装机不达预期，电价不及预期，核电利用率下滑。 投资建议：维持盈利预测，维持“买入”评级。基于2021年及2022年一季度3台核电密集投产释放业绩，当前及未来核电电价上浮，利用率提升，新能源装机增速有望进一步提升，2022年业绩增长有望实现近年新高。相应维持盈利预测以及目标价，预计公司21-23年每股收益0.44/0.68/0.74元，净利润增速分别为34%/54%/9%。给予2022年约15.9-16.7倍PE，对应合理估值约10.83-11.38元。维持“买入”评级。

事件：公司发布2022年1-2月主要经营数据公告，1-2月公司实现营业收入109亿元左右，同比增长27%左右；实现归母净利润16亿元，同比增长50%左右，业绩增长超预期。 公司业绩表现亮眼，好看好2022年增长潜力：公司近期陆续发布2021年业绩快报及2022年1-2月经营数据公告，业绩表现亮眼。据公司业绩快报，公司2021年营收达到623.67亿元，同比增长19.3%；实现归母净利润80.37亿元，同比增长34.05%；同时公司2022年1-2月归母净利润同比增长50%左右。公司业绩的大幅增长主要受益于：1）核电及新能源板块装机容量稳步增长：核电方面，受益于去年上半年福清5号、田湾6号两台机组投产，2021年底公司核电在运装机达22.55GW（新增2.34GW），随着福清6号机组于今年年初投产，将进一步为公司带来1.16GW新增装机。新能源方面，截至2021年底公司在运装机8.87GW（新增3.62GW），其中风电2.63GW，光伏6.24GW，十四五规划30GW。 2）核电利用小时提升：据公司公告，2021年全年利用小时数达7871小时，同比增加250小时。 3）核电市场化电价上浮：根据2022年各省电力年度交易结果，江苏要求核电全年市场化交易电量不低于200亿度，其中年度交易电量不低于160亿度，该部分已随煤电电价上浮近20%；浙江要求中核秦山一期市场化交易电量占比50%，三门核电市场化交易电量占比10%；该部分电量同样上浮。 俄乌局势不明、疫情加剧背景下，确定性成长凸显稀缺性：公司业绩兼具成长性及确定性，1）核电具有优先调度权，利用小时基本固定，除设备检修外，基本可以满发，利用小时可高达7800-8000小时；2）成本基本固定，燃料成本占比低，成本构成以折旧为主；3）电价不带补贴，下行风险小，现金流优异；4）折旧年限低于实际使用寿命。作为稳定的清洁电力运营企业，公司业绩随着核电、风电、光伏装机投产稳步增长，在国内外局势不明的背景之下体现出稀缺性。 投资建议：我们预计公司2022年-2023年的营业收入分别为743.52亿元、783.53亿元，增速分别为19.0%、5.4%，归母净利润分别为114.71亿元、126.08亿元，增速分别为43.0%、9.9%，成长性突出；维持买入-A的投资评级，6个月目标价为10.0元。风险提示：政策推动不及预期，项目投产进度不及预期，项目审批进度不及预期。

1.核心观点：风电成本端+交付端边际改善，产业链有望迎量利拐点。海上风电全球趋势，大型化进程加速。 2.核心驱动：短期抢装预期+长期需求加码，零部件供需格局优化量利改善；产业链原材料价格下降，成本端进一步释放盈利压力；大型化迭代加深技术壁垒，优化行业格局龙头受益。 1）风电装机增长确定，下半年抢装有望带动零部件量利改善。受疫情影响，2022年上半年装机趋缓，1-5月风电新增装机10.82GW，我们预期全年风电新增装机容量55GW，预计下半年装机有望放量带动行业需求提升，抢装下零部件盈利能力有望转好。 2）产业链原材料价格下降，零部件有望迎盈利拐点。5月以来风电产业链原材料价格持续下降，预计在保供稳价情形下产业链成本压力趋缓，盈利能力提升。截至5月31日，炼钢生铁/废钢/42CrMO钢/铜/铝/焦炭现货价格较4月底分别下降8.5%/3.1%/4.5%/1.8%/0.2%/20.8%。6月黑色系期货价格持续下跌，截至6月20日，铁矿石/螺纹钢期货价格较6月高点分别下降20.6%/14.6%。 3）国内大基地+分散式+海上风电多轮驱动。国内大基建持续加码，风光大基地建设第一、二批分别规划97GW和455GW。分散式风电迎利好，风电核准转备案逐步推进。海上风电独立增长明确，“十四五”期间沿海省份累计规划超55GW，海上风电招标有望在Q3大规模放量，4）海上风电全球趋势，大型化迭代加深技术壁垒。海外能源矛盾加剧加速能源转型，欧盟四国预期2030年海上风电装机量达65GW，2050年达150GW，美国计划在2030年前新增海上风电装机30GW，受原材料成本、人工成本、能源成本等影响国产风电环节具备显著性价比优势，风电产业链出海可期。大型化快速迭代对零部件工艺、原料属性提出了更高要求；优质产能供不应求，行业格局进一步优化。 3.投资建议建议关注：1）受益国产替代的风电轴承环节：新强联、恒润股份；2）盈利改善，具备全球竞争力的零部件龙头，推荐关注主轴、铸件、叶片、塔筒等环节：金雷股份、日月股份、禾望电气、中材科技、天顺风能、泰胜风能、大金重工；3）成长确定性海风，推荐关注海缆环节：东方电缆、中天科技；4）整机盈利能力回暖，推荐关注整机环节：金风科技、明阳智能、运达股份、三一重能等 。

2021陆风平价元年，风电整机厂板块整体“增利不增收”，零部件板块成本端压力加大，部分成本敏感型零部件环节效益不善拖累整个板块盈利情况。 经历 2020年陆风抢装潮后， 2021年风电装机量增速放缓，叠加平价时代及大型化提速带来的全产业降本， 根据样本公司财务数据， 整机厂板块收入合计 1177.42亿元， yoy+6.18%，利润合计 75.55亿元， yoy+53.33%，利润增速显著快于收入增速，主要系整机厂板块投资收益显著增加、产品结构改善、普遍重视产品设计技术实现技术降本。且从整机厂收入变化的趋势来看，头部整机厂市占率之争日臻白热化。 2021年，根据样本公司财务数据， 零部件板块收入合计 1429.09亿元， yoy+9.05%，利润合计 121.88亿元， yoy-2.50%，板块利润增速低于收入增速，主要系部分零部件企业业绩表现欠佳拖累板块整体表现，具体看：叶片、齿轮箱、轴承及部分配套环节盈利韧性较强。 2022Q1整体延续 2021年趋势，整机厂盈利改善明显，零部件企业盈利承压较大，静待拐点。 根据样本公司财务数据， 2022Q1整机厂板块收入合计 214.61亿元， yoy+21.91%，利润合计 29.17亿元， yoy+107.49%。 2022Q1整机厂收入、利润增速向好，主要系：①2021年海风抢装行情下带来整机厂产品结构改善， 2022Q1结转确认收入较多；②根据金风科技数据披露 2021年年末风电公开投标价格阶段性触底回升，在整机厂报表端显现。 根据样本公司财务数据， 零部件板块收入合计 284.63亿元， yoy-6.74%，利润合计 27.95亿元， yoy-16.19%，盈利能力分化的趋势在加大。从表观数据看，仍以原材料涨价背景下，成本敏感型的塔筒及铸锻件压力较大，叶片、轴承、海缆实现平稳较快增长。 后市展望：关注零部件盈利改善与海风产品出货放量。 ①随着疫情缓解及开工旺季到来， 2022年下半年进入交付高峰，风电零部件环节有望实现盈利修复： 主要针对前期盈利能力受影响较大的环节（塔筒、铸锻件），从成本端来看，年初议价有望覆盖原材料成本仍处于高位带来的不利影响；从价格端来看，大 MW 机型价格竞争放缓，有利于维稳零部件端出货价格。 ②从 2022Q1海风招标数据来看，全年海风招标规模有望超预期，预计 2023海风放量，对海风产品布局的龙头厂商有望率先受益。 投资建议： 建议关注新强联、中际联合、天顺风能、大金重工、海力风电、日月股份、恒润股份等优质风机零部件厂商。 风险提示： 风电新增装机量不及预期；整机厂市场竞争加剧进一步挤压零部件盈利空间；零部件企业降本速度低于预期；样本统计数据与板块整体表现可能存在偏差。

本报告对抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钠离子、全钒液流电池、铅炭电池等六种储能的发展现状、系统成本、应用前景做了评估。 多种储能路线进入发展快车道。在新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用，需求空间广阔。国内市场，风光强制配储政策推动储能需求指数增长；海外方面。2021年美、欧、澳等国家皆出现爆发性增长。在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下，成熟的抽蓄以及锂电储能呈现爆发性增长，其他新型储能路线也进入了发展快车道。 抽水蓄能：巨量项目开工建设。抽水蓄能是最为成熟的储能技术，具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。我们测算在不考虑充电成本的前提下，常规抽水蓄能电站 LOCE 范围为 0.23- 0.34元/kWh，是当前最为经济的储能方式。根据规划，到 2030年，我国抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2亿千瓦左右，按照 6元/W 测算，投资须达 5400亿左右；截至目前我国各省公布的重点项目中，抽水蓄能累计装机已达 104.3GW，累计投资超 6000亿。建议关注核心受益标的中国电建。 锂离子电池储能：正处于超级爆发周期。根据GGII统计，2021年国内储能电池出货量48GWh，其中电力储能电池出货量29GWh，同比增长339%；而根据全球研究机构EVTank与伊维经济研究院共 2021年全球储能电池出货量66.3GWh，同比增长132.6%，电力系统储能是主要增量贡献。当前铁锂储能成本较高，但在海外高电价地区已具有较好的经济性。铁锂电池是当前应用最成熟的电化学储能，预计随着成本降低以及循环寿命的提高，经济性将不断提升。建议关注宁德时代、比亚迪、派能科技、德业股份。 压缩空气储能：有望成为抽水蓄能电站的重要补充。压缩空气储能之前受制于储能效率较低，电量损耗成本较高，但是随着技术进步，大型电站储能转化效率已经上升至70%-75%，低于抽水蓄能电站，但已经具有具备了大规模商业化应用的条件，目前商业化项目正在大规模上马。 我们测算，在初始投资成本6元/W，年均循环次数400次，储能循环效率73%，储能系统寿命为30年的假设下，压缩空气储能度电成本约为0.436元/kWh。而在初始投资5-6元/W，年循环次数达到450-600次的情况下，度电成本区间为0.252-0.413元/kWh。压缩空气度电成本依然要略高于抽水蓄能，但是远低于磷酸铁锂；另外，其投资周期较抽水蓄能短，且单体投资规模限制小；综合看来，压缩空气储能有望成为抽水蓄能在大规模储能方面重要补充。 建议关注中储国能（未上市）、杭锅股份等企业。 钠离子电池：性能优异，被寄予厚望。决定电化学储能能否被大面积应用的关键因素包括安全性、材料资源可得性、高低温性能、寿命、投资成本等，而根据钠离子电池最新研究进展，钠离子在这些方面都表现出了良好的性能。其在规模化应用后成本有望低于铁锂电池，可在大规模电化学储能、低速电动车等领域得到广阔应用。当前，钠离子电池产业化进程加速产业中，商业化在即； 其中，中科海钠目前规划了两条一共2GWh的钠离子电芯的产线，目标是实现今年投产；宁德时代表示已启动钠离子电池产业化布局，2023年将形成基本产业链。建议关注中和海纳（未上市）、宁德时代、华阳股份。 全钒液流电池储能。全钒液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大且易于扩展等特点，2019年以来我国液流电池储能示范项目正加快建设。 目前成本问题仍是钒电池大规模商业应用面临的最大挑战。根据我们测算，在电化学储能中，全钒液流电池LCOS与铁锂电池接近，但是能量转化效率方面不如锂电池，且布置灵活性、温度环境要求较高。行业当前处在由示范阶段转向商业化过程中，预计未来随着技术以及工程进步，成本会有较大的下降空间，能效也有望进一步提高。建议关注大连融科（未上市）、北京普能（未上市）。 铅炭电池储能。铅碳电池是一种电容型铅酸电池，是从传统的铅酸电池演进出来的技术。铅炭电池同时具有铅酸电池和电容器的特点，且拥有非常好的充放电性能，延长了电池寿命，可以达到2000次以上，远高于铅酸电池的300-500次。通过测算比较，发现虽然铅炭电池初始投资成本较低，但是由于其放电深度低于其他储能形式，度电成本优势并不明显。另外如果考虑实际使用中能量损耗成本，铅炭电池因能效相对铁锂电池较低，经济性会处于一定劣势势。新型储能百花齐放的状态下，铅炭电池也将有望通过技术进步实现能效提升以及成本下降。 风险提示：需求增速不达预期、政策变动风险、产业链竞争格局恶化、技术路线演化超出预期。

2022年 3月 24日，国家能源局南方监管局发布关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》（征求意见稿）的通告，并首次出台新型独立储能参与辅助服务单独配套政策。 电力辅助服务主体原主要为传统发电厂，新文件新增加新能源、电化学储能、电动汽车充电桩等用户侧负荷；辅助服务内容更丰富，新增转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种；辅助服务竞争性市场化，分为基础电力辅助服务和有偿电力辅助服务，不纯是义务劳动；买单的主体明确了，按照“谁受益、谁承担”的原则，发电方和用户侧共同分摊买单。 此次《南方区域电力辅助服务管理实施细则》，进一步明确了补偿方式与分摊机制主体，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，原则上，为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电侧并网主体、市场化电力用户等并网主体共同分摊；为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊；为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。 独立储能电站以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理。从补偿方式来看，独立储能电站独立参与相关辅助服务市场的，按照上述《辅助服务实施细则》给予补偿，对非市场化的独立储能电站调频、调峰、无功调节按照独立储能单列补偿细则进行补偿。 南方区域该政策事实上确立新型储能参与辅助服务服务的独立市场地位，也提升了储能加速进入中长期交易、竞价交易、期货交易等市场化交易领域的预期。 重点关注储能电池、储能逆变器、储能集成商、储能运营商、储能温控、储能消防等领域的龙头公司：宁德时代、亿纬锂能、欣旺达、国轩高科、鹏辉能源、南都电源；阳光电源、固德威、锦浪科技、德业股份、盛弘股份、科华数据、智光电气、新风光、禾望电气、科士达、星云股份、金冠股份、宝光股份；文山电力；永福股份；英维克、高澜股份；国安达、青鸟消防等。 储能装机不及预期，新冠疫情因素影响，全球政治军事风险

事件描述 3月 21日， 国家发改委、国家能源局正式发布《“十四五”新型储能发展实施方案》。 （下简称实施方案）。 事件点评 政策逐步落实细化， 明确“十四五”及中长期新型储能发展重点。 本次政策在 2021年 7月 15日的《国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》 基础上进行细化。 在发展目标上增加了到 2025年“系统成本降低 30%以上” 的要求， 去掉了“装机规模达 3000万千瓦以上” 的数字要求， 且明确了要“具备大规模商业化应用条件”。 政策明确了“十四五” 的目标， 储能市场将在五年内快速发展。 实施方案明确因地制宜的发展方向。 结合以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设开展新型储能试点示范；加快青海省国家储能发展先行示范区建设； 加强河北、广东、福建、江苏等地首批科技创新（储能）试点示范项目跟踪评估。 以上地区的储能项目或将有更快发展。 重视发电侧储能建设， 延缓和替代输变电设施投资。 促进大规模海上风电开发消纳、 沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳。 并在新能源资源富集地区、 新能源高渗透地区的储能系统建设。 同时要求延缓或替代输变电设施升级改造， 以降低电网基础设施综合建设成本。 鼓励多条技术路线并行。 实施方案鼓励多元化技术开发， 开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究，集中攻关超导、超级电容等储能技术，研发储备液态金属电池、固态锂离子电池。 完善鼓励用户侧储能发展的价格机制。 加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导。 搭建平台鼓励储能领域国际合作与海外市场探索。 2020年 LGC、松下、三星 SDI锂离子储能电池全球占比达 66%， 宁德时代占比 14%， 比亚迪占比 6%。 目前国内储能市场以中国企业占主导，但海外市场以日韩厂商为主。 为了实现新型储能技术引进以及海外市场的拓展， 实施方案明确要深入推进新型储能领域国际能源合作。 投资建议 目前光伏与陆上风电的全球平均发电成本已低于煤炭与天然气， 成为成本更低的发电形式， 将迎来快速发展阶段。 但风电与光伏无法做到稳定的发电功率， 且风电与光伏发电占比达到一定阈值后传统火电机组将无法完全调节， 必然需要配套建设大量储能设备。 根据 GGII 数据， 2021年中国锂电储能同比增长 128.4%， 行业进入加速发展阶段。 建议中长期关注储能设备中成本占比最高的电池核心龙头企业以及上游核心资源企业、电池的储能变流器企业， 如： 宁德时代、恩捷股份、华友钴业、阳光电源、南都电源、华阳股份、德方纳米等。 存在风险 上游原材料价格上涨； 新技术替代； 政策大幅度调整。

可再生能源占比提升，后续发展依赖储能。全球风光发电量从2016年的5.2%提升到2020年的9.6%，2025年预计会到16.5%。 可再生能源发电峰谷发电量变化大、难以控制，随着风光发电占比提高，对电网冲击会变大，对电网在输配、调控等方面要求更高。全球范围内新能源发电渗透率提升大势所趋，新能源发展创造了储能的需求。储能应用场景多样：除了改进电网和传输技术，发展储能技术必不可少，储能应用场景包括：1）发电侧，对于配套新型储能的发电项目，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、系统调度、保障小时利用数等方面给与一定的倾斜；2）用户侧，进行各种“储能+应用场景”的探索和创新，探索多种商业模式；3）电网侧，推动储能合理布局，建立电网侧独立电价机制，提高风光电站配储比例。 有储能预计十年有020倍增长空间，行业有望保持高增。根据CNESA的保守预计，2021年累计装机规模为5790.8MW，电化学储能累计规模2021-2025年复合增长率为57.4%，市场呈现稳步增长的趋势；乐观场景下，2021年市场累计规模达6614.8MW，再创新高，2024年和2025年累计规模分别可达32.7GW和55.9GW，2021-2025年复合增速为84.5%。根据彭博新能源财经最新发布的《全球能源存储展望》报告中显示，2020年末全球的在线大规模储能容量为17GW，且已有2620亿美元的投资用于正在建设中的345GW储能装置，到2030年累计安装量将达到358GW，是2020年16.5GW的20倍以上。中国和美国是最大的两个市场，在2030年将占全球累计装机一半以上。 储能产业链覆盖设备、安装、运营全环节，电池和和PPSCS是储能核心零部件。储能产业链主要包括上游设备厂商、中游系统集成及安装、下游终端客户。其中设备包括电池、BMS、EMS、PCS等多个部分，电池是核心部分，占到了成本的67%；BMS主要负责电池的监测，成本占比为9%；EMS主要数据采集；PCS是储能变流器，主要负责控制电池的充放电，进行直流和交流的转换，成本约10%；中游包括设备厂商和专业厂商两类；下游包括风光电站、分布式、电网、通信运营商等终端客户。 投资建议：建议从三个方面把握主线：一是关注储能锂电池厂商：动力电池和储能电池同源，随着龙头厂商扩产，成本有望快速下降，储能电池对于动力电池厂商是纯增量业务，关注宁德时代、比亚迪、亿纬锂能龙头电池厂商；二是关注储能变流器厂商：成本占比最高的锂电池和变流器两个环节有望迎来快速增长，光伏逆变器和储能变流器厂商趋同，可以关注阳光电源、锦浪科技、固德威等龙头PCS厂商；三是关注全球户用储能龙头企业派能科技：海外户用储能需求旺盛，公司具有客户和渠道的先发优势。 风险因素：储能装机量不达预期；行业竞争加剧；原材料价格继续上行；储能行业政策不达预期。

在双碳的大背景下，氢能及燃料电池产业链的未来发展潜力大。 上游氢能源行业符合能源转型需求，下游新能源汽车市场规模增长迅速，产业链上下游均为有良好前景的蓝海市场，从而有望共同驱动氢能与燃料电池行业向好发展。氢能及燃料电池的产业链长、产值大。根据中国氢能联盟的预计， 2020年至2025年间，中国氢能产业产值将达1万亿元， 2026年至2035年产值达到5万亿元。 2021年以来，在国家层面上有关氢能和燃料电池相关的政策持续加码，推进氢能及燃料电池的推广和应用。 氢能产业链的上游主要是制氢、储能、运氢、加氢。氢能供应体系，以实现绿色经济高效便捷的氢能供应体系为目标，中国将在氢的制储运加各环节逐渐突破。 ① 制氢：化石能源制氢为目前主流，电解水制氢最具潜力；② 储氢：高压气储氢为主流，先进储氢技术待突破；③ 运氢： 与储氢方式紧密相关，气态储运、液氢储运、氢载体储运和固态储运等不同运气方式适宜不同应用场景；④ 加氢：加氢站为重要基础设施，到2025年我国加氢站的建设目标为至少1000座， 2020-2025年的CAGR达53%。 氢能产业链的中游主要是氢燃料电池及系统。随着国产化进程的加速以及规模效应，燃料电池成本有望持续下降。 氢燃料电池具有发电效率高、环境污染少等优点。燃料电池系统和储氢系统占据整车成本的65%，远高于锂离子纯电动汽车的电池成本占比。近年来，伴随优秀国产燃料电池产业链企业的崛起，核心材料和关键部件国产化水平持续提升，燃料电池的价格快速下降。根据GGII在2021年初的分析， 2020年我国燃料电池系统和电堆的价格已经实现30%-50%幅度的下调， 2021年燃料电池电堆及系统有望继续降价30%左右。 氢燃料电池汽车将成为下游应用市场发展的突破口。氢能源汽车行业起步较晚，现阶段该行业已完成了初期导入，有望加速进入提速发展阶段。 中国氢能在交通领域的应用遵循氢燃料电池商用车先发展，氢燃料电池乘用车后发展的特点。参照《节能与新能源汽车技术路线图2.0》 的发展规划， 2020-2030年，氢燃料电池汽车的保有量的增长空间达十年百倍。现阶段燃料电池成本较高，其推广应用依赖政策和补贴。但根据车百智库的测算，燃料电池车辆的成本将随着技术的进步和产业的成熟而下降， 2030-2050年，其生命周期成本将在物流车、客车、重卡和乘用车领域逐步超过纯电动的车型。 投资建议： 我们认为，氢能及燃料电池产业链上游氢能源行业符合我国能源转型需求，下游新能源汽车市场规模增长迅速，产业链上下游均为有良好前景的蓝海市场。在双碳的大背景下，氢能及燃料电池产业链的未来发展潜力大。根据发展规划测算， 2020-2035年，氢燃料电池汽车的保有量的增长空间有望达十年百倍。 （1）建议关注：布局氢燃料电池系统及关键零部件，具备技术领先优势的零部件企业【捷氢科技（拟科创板上市）、亿华通、潍柴动力、威孚高科、泛亚微透】等； （2）建议关注：布局氢燃料电池整车研发与应用，掌握核心技术的整车企业【宇通客车、上汽集团、长城汽车、长安汽车、广汽集团】等。 风险提示：氢能源行业技术发展不及预期、氢能源行业相关政策不及预期、技术路线存在更新换代风险、配套基础设施建设不及预期

新能源发电大规模布局，储能成刚性需求再焕生机。中国储能市场发展始于2010年，历经十余年发展，部分技术已得到验证，示范应用项目成功推行，商业模式在探索中有所改进。2020年，“双碳”目标下，可再生能源开发得到前所未有重视，在高比例不稳定的可再生能源消纳压力下，多省地方政府及电网公司提出集中式“新能源+储能”配套发展政策，2021年中央首次明确了储能是碳达峰、碳中和的关键支撑技术，储能技术对新能源大规模普及的价值充分体现并成共识，“风光水火储一体化”、“源网荷储一体化”推动储能市场与“风光”发电新能源市场繁荣共进。 短期：储能发展需政策引导，依附于新型电力系统转型。2021年以来国家层面密集出台的政策提振了储能市场投资积极性，储能行业的发展空间与可持续性得到充分释放。中央对新型储能的定位决定了短期内其发展仍需依附于新型电力系统的转型，可跟踪指标有发电侧的新能源配储比例、新能源消耗占比、新能源装机数量，输配电侧的电网灵活性水平，用户侧的峰谷价差需求。 长期：成熟商业模式支撑稳健发展。储能参与主体应当借助政策与市场机制改革之风，探索建立成熟商业模式，实现真正的主体独立性并在储能服务市场中取得议价权才能保障行业稳健发展。我国储能企业已在发电侧、输配侧、用户侧开拓多种盈利模式：削峰填谷收益、调峰调频等电网辅助服务、配套储能租赁、共享储能、能源合同管理。目前国内多数大型储能电站主要参与调频服务或调峰服务，用户侧储能主要开展峰谷套利服务，收益来源单一，未来在建立稳定商业模式的同时，储能作为独立市场主体可参与多个细分市场实现效益叠加。 储能技术路径方面，新型储能异军突起，电化学储能为主流，压缩空气储能和熔盐储能值得期待。根据CNESA数据，截至2020年底，电化学储能投运项目累计占比约为9.2%，其中锂离子电池约为88.8%，带动储能逆变器进入高速发展阶段；熔盐储能规模进一步扩大，占比达1.5%，熔盐储能技术系统结构简单，初始投资成本较低，是实现可再生能源大规模利用，提高能效、安全性和经济性的有效途径；2021/9/30，世界首座非补燃压缩空气储能电站并网试验成功，可将电能转换效率提升至60%以上，2021年10月，我国首套10MW先进压缩空气储能系统在贵州毕节并网发电。先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，是极具发展潜力的长时大规模储能技术。 投资建议：新型储能产业链正加速技术攻关与市场化布局，赛道前景广阔。电化学储能系统成本结构中，除电池外，PCS（占比20%）占比最高，重点关注储能逆变器和集成龙头阳光电源，户用储能逆变器龙头锦浪科技、固德威、德业股份、禾望电气，工商业储能逆变器龙头盛弘股份，全场景储能逆变器龙头科华数据，此外建议关注储能温控英维克、高澜股份、申菱环境、松芝股份、科创新源、银轮股份、中鼎股份，储能消防青鸟消防、国安达；先进压缩空气储能我国技术与国际同轨，已有多个成功的示范应用项目，推荐透平机械龙头陕鼓动力，建议关注金通灵；光热储能领域，西子洁能落地熔盐储能项目两个，技术成熟，建议关注。 风险分析：市场化改革不及预期；新型储能核心技术攻关不及预期；经济低迷，“双碳”目标放松

国家发改委发布了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，《意见》提出支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。 宁德时代后续披露了与市场沟通的会议纪要，纪要中提到储能行业的发展展望是“未来5年储能行业会有72%的复合增长速度，储能2025年416GWh，2030年有1000GWh，2050年有5000GWh”。 投资要点 储能政策有望持续加码，2022年是储能政策大年，此次政策提出支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易，《意见》里又反复提到了储能，其实是再次明确了储能在电力市场中交易主体的地位。储能行业还正处在爆发初期，今年预计是政策大年，中央及地方上陆续会出台一些重磅政策，政策有望持续超预期，大概率会催化储能板块的行情。 1月电池数据符合市场预期，磷酸铁锂电池继续强势。宁德时代作为储能电池龙头公司，对行业预判具有较大的影响力，也侧面反映了储能行业的高景气度。前段时间，发改委和能源局发布了《加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了国内新型储能装机规模预计从2020年底的约3GW 提升至2025年的30GW，五年增长10倍。储能行业必定是未来十年内新能源行业增速和景气度最高的子行业。 储能电池和储能变流器占成本大头，对于公司是贡献增量业务。储能产业链主要包括上游设备厂商、中游系统集成及安装、下游终端客户。其中设备包括电池、BMS、EMS、PCS 等多个部分，电池是核心部分，占到了成本的67%； BMS 主要负责电池的监测，成本占比为9%；EMS 主要数据采集；PCS 是储能变流器，主要负责控制电池的充放电，进行直流和交流的转换，成本约10%；中游包括设备厂商和专业厂商两类；下游包括风光电站、分布式、电网、通信运营商等终端客户。对于储能电池、PCS 等多个环节而言，储能业务更多贡献的是增量，中长期对这些公司会利润增厚，短期看估值提升。 投资建议：建议关注锂电池龙头厂商和储能变流器供应商，以及关注海外供应链占比高的厂商。 风险因素：储能装机量不达预期；行业竞争加剧；原材料价格继续上行；储能行业政策不确定性；技术替代风险。

新能源发电占比逐步提升， 政策推动电化学储能发展。受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响， 全球能源消费结构正加快向低碳化转型。 根据全球能源互联网合作组织测算， 到2025年， 中国发电结构中， 煤炭占比将从2018年的66.4%下降至48.8%， 风光发电占比将升至约20.2%； 到2050年， 煤炭发电占比大幅下降至5.7%， 风光发电成为主力。 风光等新能源高比例并网， 其波动性和间歇性等问题凸显， 为了实现风光发电与负荷实时平衡， 需要通过储能技术来确保其发电保持相对稳定。 近年来， 国家和地方推出了多项政策， 推动新型储能的发展，广东省率先将储能设施成本费用纳入用户电费分摊， 为电网侧储能的快速发展明确了商业模式， 利于解决储能的经济性问题， 提高电网侧安装储能的积极性， 将促进储能产业良性的发展。 电化学储能装机规模快速增长， 应用领域广阔。 根据CNESA， 截至2020年底， 全球电化学储能的累计装机规模为14.2GW， 其中， 锂离子电池的累计装机规模为13.1GW， 电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破10GW大关。 2020年， 中国电化学储能项目的新增装机规模达到4.7GW， 超过2019年新增投运规模的1.6倍。 中国、 美国和欧洲占据2020年全球储能市场的主导地位， 三者合计占2020年全球新增投运总规模的86%， 并且新增投运规模均达到GW级。 从整个电力系统的角度看， 储能可应用于发电侧储能、 输配电侧储能和用电侧储能等多个场景。 锂离子电池是电化学储能核心， PCS需求不断扩大。 随着锂离子电池的规模化生产， 其生产工艺已不断完善， 单位生产成本持续下降。 目前锂离子电池已成为当前主流的电化学储能技术路线。 受益于国内完整的光伏产业链、 大力的政策支持等有利因素， 国内逆变器厂商在全球市场中成长迅速， 央国企对新能源的大规模布局也将推动储能行业的发展。 逆变器主要厂商华为、 阳光电源、 上能电气、 古瑞瓦特、 锦浪科技等公司在全球市场份额的总体不断扩大， 随着储能需求的不断增长， 未来PCS的市场规模将进一步提升。 投资建议： 随着电化学储能的快速发展， 在储能电池、 PCS和储能系统等关键领域具备核心竞争力的公司将长期受益。 建议关注宁德时代（300750）、 阳光电源（300274）、 科士达（002518）、 许继电气（000400）。 风险提示： 储能装机容量增长低于预期风险； 储能电站安全风险； 国际政治局势变化风险； 电价调整风险； 新技术推进不及预期风险。