华泰 | 电新深度研究:源网荷储发力,打开风光装机空间

（以下内容从华泰证券《》研报附件原文摘录）
　　在全球能源转型的大背景下，风电、光伏发电作为清洁能源具有广阔的发展前景，但其出力的随机性、波动性对电网稳定运行提出了挑战，市场担忧电网消纳能力可能会导致国内风电、光伏新增装机受限。我们认为，随风光大基地项目落地，部分地区确实面临一定消纳压力。但考虑源网荷储各环节的调节能力后，我们预计“十四五”电网消纳能力不会制约风电、光伏新增装机；此外，电化学储能装机可为风光装机提供较大弹性，从而实现协同发展。 核心观点 随风光大基地建成，消纳问题值得关注 风光发电与用电负荷的时空错配使得弃风弃光具有一定必然性，严重的弃风弃光曾导致部分地区16-19年新增装机大幅放缓。目前全国风光消纳处在较好水平，但西北地区已显露压力。往未来看，第一批风光大基地主要依靠存量通道外送，消纳有保障；但第二批在“十四五”期间尚存92GW电力外送能力缺口。由于22年国网实际开工低于规划目标，目前规划外送通道仅有1条在建，考虑到特高压相比风电、光伏更长的建设周期，西北地区消纳压力或进一步加重。 解决消纳问题需要源网荷储多方助力 电源侧：收益机制优化带动“十四五”煤电灵活性改造积极性提升，预计贡献系统调节能力30-40GW。电网侧：经济性和必要性支撑特高压新建，我们预计“十四五”开工8交10直；同时由于22年开工不及预期，23-24年有望迎来密集开工建设期。负荷侧：开展需求响应削峰的投资成本仅为新建发电厂的14%-20%，性价比突出，我们预计25年需求响应能力达到82GW。储能侧：1）抽水蓄能：21年价格机制理顺后，建设积极性显著提升，我们预计“十四五”将有40GW+项目开工。2）电化学储能：新能源强制配储政策叠加独立共享储能模式带来的经济性边际改善，装机增长潜力大。 假设25年电化学储能累计装机50GW，则风、光消纳空间为718、919GW 电力系统运行面临两大核心问题，即保供和消纳。保供意味着所有电源最大出力需满足最大用电负荷，消纳则意味着常规电源最小出力满足最小净负荷。而储能、需求响应等灵活性调节手段，则在负荷高峰时段放电/削峰，在负荷低谷时段充电/填谷。因此，基于保供和消纳要求，假设25年电化学储能累计装机为50GW，我们测算煤电累计装机至少为723GW，风电、光伏消纳空间为718、919GW。此外，当25年电化学储能累计装机每提升10GW，风电、光伏消纳空间分别增加39.0、17.7GW。因此，我们认为未来电化学储能装机可为风光消纳空间提供较大弹性，从而实现协同发展。 风险提示：特高压核准、建设进度不及预期，电化学储能上游原材料价格超预期上涨，新能源强制配储政策执行力度不及预期。 正文 随风光大基地建成，消纳问题值得关注 消纳问题源于风光发电和用电负荷在时空上的错配 从时间维度来看，风光发电由于“靠天吃饭”的特征，出力曲线与负荷曲线的匹配性较差。在日内，光伏发电呈现“单峰”特征，于中午12点左右达到峰值；风电呈现“反调峰”特征，于后半夜达到峰值。但是负荷曲线一般呈现“双峰”特征，于晚间19点左右达到高峰，于中午11点左右达到次高峰。在年内，负荷表现为夏、冬高峰，风电为春、秋高峰，光伏发电为夏、秋高峰，同样存在一定错配。 从空间维度来看，我国太阳能、风能资源主要分布在西北、东北地区，而用电负荷集中在东南地区。西藏、青海、新疆、甘肃、内蒙等地光照资源较好，西藏、青海、内蒙、黑龙江、吉林等地风能资源较好，但从用电量水平来看，2022年排名前五的分别为广东、山东、江苏、浙江、河北，资源中心和负荷中心存在明显错配。 新能源消纳需满足发、用电动态平衡，同时受系统调节能力下限约束，否则会产生弃风、弃光。时间维度上，电力系统的发、供、用同时完成。电力负荷本身呈现明显的时变特点，系统平衡的原则是调节常规电源出力跟踪负荷变化，保持动态平衡。在新能源高比例接入后，系统调节负担增加，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源出力波动。空间维度上，局部地区的消纳能力还应充分考虑电力外送能力，全国范围内则可以不纳入考虑（暂不考虑跨境电力输送）。综上所述，“负荷+联络线外送功率”曲线与系统调节能力下限（即常规机组最小技术出力）之间的系统调节空间，即理论上的新能源最大消纳空间，当新能源出力超过这一范围时，就会产生弃风、弃光。 回顾历史：严重的弃风弃光问题曾导致部分地区新增装机受限 供需错配、灵活调节电源欠缺、电力外送能力不足导致2016年西北地区出现严重的弃风弃光现象。从供需来看，西北地区的新能源装机快速增长，但社会用电需求增长放缓，导致供需失衡。如2016年宁夏、甘肃、新疆全社会用电最大负荷分别为1152、1339、2603万千瓦，而新能源装机分别达到1337.5、1957.4、2477.4万千瓦。根据《新能源消纳关键因素分析及解决措施研究》舒印彪（2017），从电源调节性能来看，西北地区2015年灵活调节电源仅占新能源装机的2.4%。从电网互联互通水平来看，截至2015年底，西北电网新能源装机60GW，跨区电力外送能力仅16.1GW。以上三方面因素导致西北地区弃风、弃光现象严重，带动2016年全国弃风率、弃光率达到17.1% 、10.3%。 多措并举解决弃风、弃光问题：2018-2020年我国弃风、弃光率超额完成《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》中设定的目标，并在2021-2022年稳定在较低水平。 1） 设定最低保障收购年利用小时数：2016年5月27日国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，核定了部分存在弃风、弃光问题的地区风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电，确保最低保障收购年利用小时数以外的电量能够以市场化的方式全额消纳。此外，《通知》明确除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求的省（区、市），不得再新开工建设风电、光伏电站项目（含已纳入规划或完成核准的项目）。 2） 严控弃风/弃光率不达标地区新增装机：《2017年能源工作指导意见》指出弃风率超过 20%的省份暂停安排新建风电，弃光率超过 5%的省份暂停安排新建光伏发电。2017年2月22日，国家能源局发布《2017年度风电投资监测预警结果》，指出内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆为风电开发建设红色预警区域，电网企业不得受理以上地区风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目）。相比之下，光伏红色预警区域仅涉及甘肃、新疆等，影响相对较小。 3） 加快跨区跨省电网建设：“十三五”期间国内共建成22条特高压线路（11直11交），新能源发电输送量逐年增加，很大程度上缓解了新能源发电在空间上的错配问题。 立足当下：全国范围内消纳情况较好，西北地区存在一定压力 从风光发电利用率来看，目前国内整体处在较好水平，西北地区存在一定压力。2022年以来，全国光伏发电利用率始终维持在95%以上，全国风电利用率除个别月份外也处于95%以上水平，但内蒙、宁夏、新疆、青海、甘肃存在一定压力。具体来看，风电消纳率不及光伏，我们认为这主要受各地风、光装机规模不同影响。截至2022年末，内蒙、宁夏、新疆、青海、甘肃风电累计装机规模是其光伏累计装机规模的2.9、0.9、1.7、0.5、1.5倍，因此内蒙、新疆、甘肃风电消纳压力更大。 从电价水平来看，光伏大发时段现货电价为负反映系统调节能力不足，再次印证消纳压力。以光伏装机规模大、且电力现货市场运行相对成熟的山东为例，在今年五一假期间，用电负荷下降造成电力供需失衡，日前市场发电侧小时级电价在光伏大发时段持续处于-80元/MWh的报价下限。在现货市场中，由于各类发电机组竞价上网，所以正常情况下，零边际成本的风光发电相比存在燃料成本的火电机组报价更具优势，所以将被优先调度，因此当市场出现严重的供过于求时，燃煤机组等首当其冲面临停发风险。但燃煤机组的启停成本高、耗时长，停机还可能损失随后正电价时段的潜在收入，在市场供大于求时，其报价不再锚定边际成本，而是保证能够被优先调度，价格竞争导致了市场上负电价的出现。而对于风光发电，尽管其边际成本和启停成本几乎可以忽略不计，理论上弃风弃光比接受负电价更为经济，但由于目前大部分项目拥有补贴（等价于边际成本为负），只要负电价的绝对值低于补贴金额，上网仍然有利可图。因此，负电价的本质在于风光发电挤出了传统发电机组的出力空间，同时传统发电机组灵活性调节能力不足，降低出力困难，为了不被限发，只能通过负电价上网。 展望未来：随风光大基地项目落地，西北地区消纳压力或加重 为实现我国“3060”目标，2021年10月12日，习近平主席在《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会发表主旨讲话，提出“大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目”。2022年1月29日，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，提出“加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设”。 1） 第一批97.05GW风光大基地项目根据国家能源局预计23年年底前全部投产，充分利用存量通道外送能力。第一批风光大基地项目主要分布在内蒙古、青海、陕西、甘肃等地，明确规划外送规模39.7GW（占比41%），基本依靠存量外送通道实现，涉及昭沂直流、鲁固直流、青豫直流、陕武直流、灵绍直流、锡泰直流等特高压线路。从2020-2021年数据来看，以上特高压直流线路受限于配套电源不足等问题，通道利用率多处于较低水平，随着第一批风光大基地项目建成，利用率将有所提升。 2） 第二批基地项目已陆续开工建设，电力外送能力缺口92GW，消纳压力或加重。第二批风光大基地以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，以其他沙漠和戈壁地区为补充，综合考虑采煤沉陷区进行规划，合计规模455GW，“十四五”/“十五五”分别完成200/255GW。“十四五”期间规划外送150GW，其中明确外送通道的115GW，仅有23GW可由存量线路满足，仍需新增外送能力92GW。由于特高压建设周期平均1.5-2年，光伏电站为3-6个月，风电为1年，所以一般需要前置建设以保障消纳。但2022年核准、开工进度不及预期，目前规划新建通道中只有宁夏-湖南（2023年6月开工）在建。电源与外送通道投产时间一致性存在较大不确定性，带来消纳压力。 3） 第三批风光大基地项目清单陆续印发，结构上仍以西北地区为主。目前内蒙古、甘肃、青海、山东、江苏、山西六省合计规划47.83GW。 随着风光大基地项目投产，西北省份风光发电占比将进一步提升，参考海外经验，渗透率突破10%以后或将导致弃风/弃光现象增加。以美国加州为例，2018-2022年，随着光伏发电占比从13.8%提升至19.2%，弃光率呈现明显上升趋势，且集中发生在2-5月份，我们认为这主要受发电量逐月提升和用电需求淡季影响，进入夏季后，弃光率在用电需求拉动下回落。相比之下，加州2018-2022年风电渗透率基本维持在6-8%的水平，弃风率较低。2022年，西北省份风电或光伏发电渗透率均已超过10%，随着“十四五”规划风光大基地项目投产渗透率将进一步提升，或导致弃风/弃光现象增加。 解决消纳问题需要源网荷储多方助力 新能源出力曲线与负荷曲线时空错配带来的消纳问题，需要源网荷储合力解决。在时间错配方面，消纳主要通过电源侧煤电灵活性改造、负荷侧需求响应、以及抽水蓄能、电化学储能等手段解决。而在空间错配方面，目前特高压是远距离电力输送的重要手段。 电源侧：收益机制优化带动“十四五”煤电灵活性改造积极性提升 发电结构决定煤电机组需承担调节电源重任。燃气机组启停迅速、负荷升降速率较快，具备较强的调节能力，但我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋限制了燃气机组的大规模发展。横向对比来看，2022年中国、美国、德国燃气机组发电量占比分别为3%、40%、14%。因此，在新能源发电占比提升的背景下，煤电机组需承担起调节电源的重任。 机组灵活性指其适应出力大幅波动的能力，主要衡量指标包括调峰幅度、爬坡速率及启停时间。其中调峰幅度表示机组总体运行范围，即最大和最小出力之差；爬坡速率表示可调整的出力变化速度，即ΔP/Δt；启停时间即为机组从静止启动到稳态运行所需的时间。 国内煤电机组调节能力相比丹麦仍存在较大提升空间。目前我国在运煤电机组一般最小出力为50～60%，供热机组仅能低至75～85%；平均爬坡速率约为1.5%～2%/min。而丹麦硬煤机组最小出力可达20％～25％，爬坡速率可达到4％～6％/min。 回顾丹麦煤电灵活性改造的历史，主要分为三个阶段：1）2000年，丹麦加入北欧电力交易所，从三段式电价（即峰谷电价）过渡到现货市场的小时级电价，倒逼热电联产机组提升灵活性以适应波动更频繁的电价。但这一阶段的灵活性改造工作集中于运行与管理的优化，资产性投入相对较少。2）2005-2009年，可再生能源占比由18%提升至20%，由于可再生能源发电边际成本低，导致市场低电价持续时间变长；同时，2009年北欧电力交易所引入了负电价机制。在此背景下，热电联产机组从提供基础负荷发电量并以热能作为第二目标，转变为以生产热能为主，并填补可再生能源出力缺口。这一阶段改造措施主要包括安装锅炉水循环系统、调整燃烧系统、升级控制系统等。3）2010-2015年：可再生能源占比从22%大幅提升至44%，热电联产机组灵活性需进一步提高。2010年之后，丹麦针对灵活性改造进行了大笔投资，包括使用电热锅炉/热泵生产热能、涡轮机旁通等。 国内与丹麦煤电灵活性差距主要源于迫切性和经济性。一方面，国内此前可变可再生能源占比相对较低，改造迫切性不足；另一方面，国内缺乏灵活的电价机制，如电力现货市场，对于煤电机组灵活出力的经济激励不足。目前国内西北、东北大部分省份可变可再生能源发电量占比已接近/超过20%，参照丹麦进程，火电灵活性改造具备一定迫切性，考虑到国内现货市场建设尚处于早期阶段，有必要通过调峰辅助服务等手段激励煤电企业进行改造。 煤电机组主要包括纯凝机组和热电联产机组两类。纯凝机组指蒸汽进入汽轮机，通过其中各级叶片做功后，乏汽全部进入凝结器凝结为水的机组。热电联产机组又包含抽汽和背压两种方式：1）抽汽供热机组从汽轮机某级后抽出一定压力的部分蒸汽对外供热，其余排汽仍进入凝汽器；2）背压供热机组则将通过汽轮机叶片后的全部乏汽都用于供热。 针对纯凝机组，煤电灵活性改造一方面需解决机组负荷降低后燃烧稳定性问题，即低负荷稳燃；另一方面需要满足NOx的排放标准，即宽负荷脱硝。针对热电联产机组，灵活性改造需改变供热期机组“以热定电”的运行方式，实现热电解耦。 1）低负荷稳燃：当锅炉深度调峰时，负荷降低过程中随着燃料量逐渐减少，炉膛温度逐渐下降，炉内燃烧工况逐渐变差。尤其当磨煤机负荷降低引起磨煤机出口的煤粉浓度降低时，煤粉气流的着火和燃烧更加困难，煤粉燃烧器喷口处将难以维持稳定燃烧。目前低负荷稳燃措施主要包括：①采用燃油或等离子等助燃手段稳燃；②无助燃稳定燃烧技术，需要根据燃用煤种的特性对煤粉燃烧系统进行一定改造，提高煤粉燃烧器喷口处的煤粉浓度，提高相邻层煤粉燃烧器的相互支撑稳燃能力，并合理利用主燃烧区域高温烟气的热量，保证煤粉气流及时着火。 2）宽负荷脱硝：环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局三部委印发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，规定电厂NOx排放标准需满足<50mg/m3。为达到这一排放目标，电厂除了对炉内低氮燃烧器进行改造外，必须安装烟气脱硝装置，如选择性催化还原（SCR）装置。由于SCR装置的最佳反应温度范围为300～420℃，当锅炉在低负荷工况运行时，省煤器出口烟气温度下降，可能低于下限值，因此需要选择合适的宽负荷脱硝方案，以保证锅炉脱硝设备的安全运行。目前可行的主要技术方案有4种：①烟气旁路改造；②分级省煤器改造；③省煤器热水再循环改造；④省煤器水旁路改造。 3）热电解耦：目前主要技术包括蓄热调峰系统、再热蒸汽/主蒸汽减温减压、电锅炉供热、切除低压缸供热等。 由于不同煤电机组燃烧煤种、运行工况存在差异，因此灵活性改造偏定制化，从而带来投资成本上的差异。从以往改造项目来看，低负荷稳燃方面，等离子助燃应用较多。宽负荷脱硝方面，烟气旁路改造应用较多，其改造范围小（仅增加旁路、烟气挡板等），且投资成本低（单炉450万元）。热电解耦方面，电锅炉应用较多，单瓦调峰容量投资成本0.45（电极锅炉）-1（固体蓄热电锅炉）元。 “十三五”期间煤电机组改造规模不及预期，主要受收益机制影响。《电力发展“十三五”规划（2016-2020年》提出，“十三五”期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦；其它地区纯凝机组改造约450万千瓦。而根据国网数据，“十三五”期间，“三北”地区完成火电机组容量改造8241万千瓦，目标完成率仅38%。东北地区对火电深度调峰的补偿较好，所以最初煤电企业参与的积极性较高。根据国家能源局数据，2017Q1-3东北地区调峰辅助服务补偿费用为9.8亿元，2018年快速增加至27.8亿元，而2019年仅上半年就达到了24.5亿元。一方面，较高的补贴标准吸引了更多的企业入局，报价竞争更加激烈；另一方面由于彼时辅助服务属于发电侧的零和博弈，即由未提供辅助服务的发电厂向提供辅助服务的发电厂进行支付（2019H1发电机组分摊的辅助服务补偿费用占比达到87.7%，且以火电、风电为主）。我们认为辅助服务补偿费用的快速增长推升了发电企业的成本，制约其改造积极性。对比之下，西北（0.3元/kWh）、华北（40%以下报价上限为0.4元/kWh）的补偿力度则显著不如东北，改造积极性主要受经济性影响。 新版“两个细则”的发布带来“十四五”期间煤电灵活性改造收益模式优化，同时补偿标准大幅上调，深度调峰具备经济性。2021年12月，国家能源局发布新版“两个细则”（《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》），用以替代2006年发布的旧版“两个细则”。不同于旧版“两个细则”辅助服务补偿费用主要在发电侧分摊，新版“两个细则”明确补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，收益来源更加合理。而从补偿标准来看，以南方区域为例，其在深度调峰方面，2022版本相比2020版本大幅提升。根据我们测算，330MW煤电机组参与深度调峰（最低负荷率由50%降至30%），在考虑改造成本、发电收入减少的机会成本、机组低负荷运行带来的度电煤耗提升、以及机组寿命减少之后，假设每日深度调峰1h，则LCOE约为0.33元/kWh。收入端，以广东为例，机组负荷率在40-50%之间时，度电收入为0.099；在30-40%之间时，度电收入为0.792；因此机组负荷率由50%降至30%进行深度调峰的加权收入为0.45元/kWh，具备经济性。 “十四五”期间煤电灵活性改造目标完成率有望高于“十三五”，对应投资规模150-600亿元。“十四五”期间，我国规划完成200GW火电灵活性改造，增加系统调峰容量30-40GW。根据中电联数据，煤电灵活性改造单瓦调峰容量成本约0.5～1.5元，因此我们预计“十四五”期间投资规模有望达到150-600亿元。 电网侧：特高压是清洁电力外送的重要手段，23-24年进入密集开工期 输电电压一般可分为高压、超高压和特高压。国际上，高压通常指35~220kV的电压；超高压为330kV及以上、1000kV以下的电压；特高压则指1000kV及以上的电压。而对直流输电而言，高压通常指±600kV及以下的电压，±800 kV及以上的电压则称为特高压。其中特高压交流输电可在中间落点，便于组网；而特高压直流输电一般为点对点传输。 特高压具备输送容量大、送电距离远、线路损耗低、走廊占地省等优点，良好匹配我国能源基地远离负荷中心的局面。输送容量方面，1000kV特高压输电线路的自然功率接近5GW，约为500kV输电线路的5倍；±800kV直流特高压输电能力达6.4GW，是±500kV高压直流的2.1倍。输送距离方面，在输送相同功率的情况下，1000kV特高压输电线路的最远送电距离约为500kV线路的4倍；±800kV直流输电技术的经济输电距离可以达到2500km及以上。线路损耗方面，在导线总截面、输送容量均相同时，1000kV交流线路电阻损耗是500kV的25%，±800kV直流线路的电阻损耗是±500kV的39%。在走廊占地方面，交流特高压线路走廊宽度为81m，单位走廊输送能力为62MW/m，约为500kV线路的3倍。±800kV、6.4GW直流输电线路的走廊宽度约76m，单位走廊宽度输送容量为84MW/m，是±500kV、3GW的1.29倍。特高压良好的特性与我国主要能源基地距离负荷中心约800-3000km的实际情况较为契合。 我国特高压的发展可划分为5个阶段：1）2006-2010年起步阶段：2006年8月发改委批复了我国第一条特高压交流项目（1000kV晋东南—南阳—荆门特高压交流），该项目于2008年12月全面竣工，2009年1月6日投入商业运行，标志着我国在特高压技术上取得重大突破。2）2011-2013年发展初期：投资规模877亿元，共开工特高压直流3条、特高压交流2条。3）2014-2017年第一轮快速发展期：投资规模达到1966亿元，主要受2014年为落实《大气污染防治行动计划》，国家能源局提出加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道建设的推动。4）2018-2020年第二轮快速发展期：投资规模2130亿元，主要受2018年9月国家能源局印发的《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》催化。5）“十四五”期间：国网规划投资3800亿元，特高压迎来第三轮向上周期。 从经济性来看，特高压投资成本纳入输配电价进行回收，收益有保障。以特高压直流为例，输电价格实行单一电量电价制，以弥补成本、获取合理收益为基础，按照资本金内部收益率（不超过5%）对工程经营期（35年）内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标。 从必要性来看，西北有电力外送需求，中部省份有电力受入需求，支撑特高压新建。截至“十三五”末，国内建成的特高压线路，从送端来看，以云南、四川、内蒙东南部居多，而以西部为起点的线路较少，但风光大基地主要集中在西北地区。据前文所述，第一批风光大基地项目尚可利用存量通道输送能力，但第二批风光大基地在“十四五”期间仍需新增外送能力92GW，对应特高压直流线路8-12条。而从受端来看，集中在东部、南部沿海城市，包括山东、江苏、上海、浙江、广东等，但根据电规总院预测，“十四五”期间中部省份，包括重庆、湖南、湖北、安徽等，将面临电力供给紧张局面，因此，以中部省份为终点的特高压网络也亟需完善。 2022年特高压实际开工不及规划，预计23-24年建设提速。2022年国网计划开工“10交3直”，但由于特高压涉及环评、水保、稳评、用地等多项评估，需要途经的各个地方政府不同部门之间协同推进，22年受客观条件影响，实际开工仅“4交0直”，考虑到特高压平均建设周期约1.5-2年，预计“十四五”后半程特高压建设将提速。今年年初以来，金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南哈密-重庆特高压直流、张北-胜利特高压交流已陆续开工。综合考虑已投运/在建线路，以及目前明确规划的线路，我们估算“十四五”期间特高压投资规模为3449亿元。 特高压单条线路投资金额较大，密集开工有望带动相关设备受益。特高压直流单条线路建造成本约200-300亿元，其中核心设备、基建、铁塔分别占到25%、47%、26%。核心设备主要包括换流变压器、换流阀、组合电器等。特高压交流单条线路建造成本约50-100亿元，其中核心设备投资占总投资的22%，基础土建占43%，铁塔占32%。核心设备包括组合电器、变压器、电抗器等。从竞争格局来看，由于特高压核心设备技术壁垒较高（尤其是价值量占比高的设备），所以参与玩家较少；相比之下，铁塔竞争格局十分分散，单个企业中标份额基本不超过10%，因此我们认为核心设备更具投资价值。 负荷侧：需求响应经济性突出，国家&地方政策密集出台催化 “源荷互动”新模式下，灵活性负荷价值凸显。一方面，随新能源占比提升，电源侧可控性变差，传统“源随荷动”调节模式实施难度加大。另一方面，风光发电和用电负荷存在时间错配，导致峰谷差进一步拉大，如通过新建发电机组满足峰值负荷，则会在低谷时段产生巨大浪费，“源随荷动”模式经济性变差。在此背景下，电力系统调节模式亟需向“源荷互动”转变，通过灵活性负荷削峰填谷。研究显示，针对国内普遍存在的短时尖峰负荷需求（一年超过95%最大负荷的尖峰负荷持续时间仅为96h左右），建设调峰电厂和配套电网的投资成本高达10元/W，而开展需求响应的投资成本仅为1.4-2元/W（实施需求响应仅需在用户侧安装计量装置，如分段式电能表，以及执行削峰/填谷策略的负荷控制器或能源管理控制系统，相关投资支出较小；此处的投资成本主要指用于激励用户进行需求响应的经济补贴）。 灵活性的负荷资源是需求响应的基石。从质的方面来看，主要通过可调节能力（负荷自身可增减或转移负荷的最大可能值）和响应度（负荷实际响应量占可调节能力的比例，表示在一定激励水平下，各类型用户参与需求侧响应的积极性）两项指标进行衡量，目前工业非连续性生产可以通过更改生产计划等措施进行负荷削减或转移，是可调节能力和响应度双高的优质资源。从量的方面来看，目前采暖降温负荷和工业负荷规模较大，但储能和电动汽车的增长潜力较大。 需求响应主要涉及计量、通信和控制技术。（1）计量技术：需要配备分段式电能表，提供分段负荷数据，便于分析相对于基准情景的负荷削减/增加效果；（2）通信技术：包括PLC等有线通信和4G/5G等无线通信技术。一方面，负荷聚合平台要和调度中心进行通信，接受调度中心的指令；另一方面，负荷聚合平台要和聚合的负荷资源进行通信，下发响应策略，获取执行结果反馈；（3）控制技术：需要配备便于实施最优化自动负荷削减/增加策略的负荷控制器或能源管理控制系统。 补贴政策密集出台，助力需求侧响应发展。国家层面，2023年5月19日，发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，提出到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到 5%或以上。省市层面，据北极星储能网统计，自2018年起至今，共17个地区先后出台了电力需求响应补偿政策。 我们预计2025年需求响应能力占最大负荷的比例达到5%，对应年收入规模132亿元。根据中电联预测，2025年国内最大用电负荷将达到1630GW，根据政策制定的目标，我们假设2025年需求响应能力达到最大用电负荷的5%，即82GW。由于各个地区对需求响应的补偿标准有所不同，我们以云南省的方案为例： 1）假设削峰、填谷响应分别占60%、40%； 2）考虑当前技术水平，假设实时响应（调度中心提前4h发布响应需求）占比20%，邀约响应（调度中心提前2天发布响应需求）占比80%; 3）参考国网数据，假设一年削峰时长为96h，填谷时长为50h； 4）根据《2023 年云南省电力需求响应方案》，实时响应补贴标准为2.5元/千瓦时；邀约型削峰响应补贴标准为0-5元/千瓦时，邀约型填谷响应补贴标准为0-1元/千瓦时，我们取报价区间中值。 基于以上假设，计算得到2025年需求响应收入规模约为132亿元。 需求响应未来可进一步向虚拟电厂发展。虚拟电厂（VPP）是等效于真实物理电厂的一套电源协调管理系统，通过先进信息通信技术把分散在不同空间的可控负荷、储能、电动汽车、分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，对大电网呈现相对稳定的输出特性。当下需求侧响应可视为邀约型虚拟电厂，未来随着国内电力现货市场和辅助服务市场进一步发展成熟，有望向市场型、甚至自主调度型的虚拟电厂演进，收入来源也将拓展到参与电力现货市场套利、辅助服务费用等方面。 储能侧：抽水蓄能度电成本低，电化学储能增长潜力大 不同储能技术有不同的特点，目前抽水蓄能技术最为成熟，电化学储能快速发展。储能技术可分为物理储能、电磁储能、电化学储能和氢储能四大类，其中物理储能技术相对成熟，发展主要受地理条件限制；电磁储能响应速度快，但是储能容量小，主要用作调频需求；电化学储能目前成本偏高，但是由于其具备较高的能量密度和响应速度，可承担日内调峰、调频等功能，发展迅速；至于氢储能，目前仍处在产业化初期，但由于储能容量足够大，是未来跨季节、大规模调峰的优选。根据中关村储能联盟，截至2022年年底，国内储能累计装机59.8GW，其中抽水蓄能占比77%，新型储能占比22%。2022年，国内新增储能装机16.5GW，其中抽水蓄能9.1GW，新型储能7.3GW（以锂离子电池储能为主，占比超90%）。 抽水蓄能：价格机制理顺带动建设积极性提升，预计“十四五”大量项目开工 抽水蓄能技术成熟，度电成本低。抽水蓄能的原理是电能与重力势能的转换。电站在用电低谷通过水泵将水从低位水库送到高位水库，从而将电能转化为水的势能储存起来，其储能总量同水库的落差和容积成正比。在用电高峰，水从高位水库排放至低位水库驱动水轮机发电，从而实现调峰。根据《各类储能技术度电成本分析》凌光芬（2022），抽水蓄能的度电成本约为0.23-0.34元/kWh。 抽水蓄能对地理环境要求高，未来LCOE可能抬升。①地形条件：H=300～600m，L<3.5km。L是指上下水库的水平距离，习惯上常以输水道的总长度来表示；H是指上、下水库的高差，习惯上常以电站水头表示。一方面H越高，单位水体所能转换的能量越大，在蓄能总量相同条件下，上、下水库间循环流量就越小。因而水库规模、输水道直径、厂房和机组尺寸都小。另一方面，L越小，输水道长度越短。这两方面因素组合在一起，会使抽水蓄能电站投资大大下降，根据华泰电新2023年2月24日发布的《抽水蓄能：盈利能力增强、格局佳》，多数抽水蓄能电站的距高比L/H为4～10。②地质条件：基岩要完整，无集中渗漏通道。水库渗漏不仅造成水量损失，而且也带来能量损失。③地理位置：靠近电站和水源。这样不仅减少输电线路的投资，而且减少电站在送电和受电时的线路电能损失。以上条件较难全部满足，一般综合考虑，选择经济性高的位置。随着抽水蓄能项目增加，合适的电站选址越来越难，可能对LCOE产生不利影响。 抽水蓄能建设周期长，难以快速放量。由于地形条件差异，抽水蓄能建设周期跨度较大，短至3-4年，长至7-8年，但总体来说，建设周期较长，难以快速放量。 抽水蓄能价格形成机制理顺，建设积极性提升。2014年，《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》指出抽水蓄能执行两部制电价，容量电价为电站固定成本+准许收益，而电量电价主要弥补调峰成本，其中抽水电价为75%*燃煤机组标杆上网电价，上网电价执行燃煤机组标杆上网电价。由于抽水蓄能的循环效率约为75%，所以调峰基本没有收益可言，投资回收主要依赖容量电价。但2016年，《省级电网输配电价定价办法(试行)》指出抽水蓄能不得纳入电网可计提收益的固定资产范围。2019年，《输配电定价成本监审办法》进一步明确抽水蓄能的成本费用与电网输配电业务无关。政策变化导致抽水蓄能成本疏导困难，2019年国家电网发文称“不再安排抽水蓄能新开工项目”。2021年4月30日国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，恢复两部制电价，收益机制理顺。2021年底国内在建抽蓄电站61.53GW，2022年底在建规模大幅上升至121GW，开工积极性显著提升。 预计“十四五”有大量抽蓄项目开工，带动投资规模超2000亿元。按照国家能源局2021年8月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，计划到2025年抽水蓄能装机达到62GW，2030年达到120GW。为实现2025年目标，2023-2025年年均新增装机需达到5.4GW，我们认为实现难度不大。但由于抽水蓄能项目建设周期较长，为实现2030年装机目标，预计“十四五”将有大量项目开工。我们统计发现，计划在“十四五”投产的项目，基本都在“十三五”开工，因此我们假设“十五五”新增的58GW项目有7成在“十四五”开工，按照5.5元/W的初始投资成本测算，“十四五”投资规模有望超过2000亿元。 水轮发电机组作为核心设备，有望受益于“十四五”大量抽蓄项目开工。拆分投资成本来看，抽水蓄能电站的主要成本项为工程施工，其中建筑工程、环境保护工程、施工辅助工程成本占比分别为35%、 2%、7%。而在设备端，机电设备是抽水蓄能电站的核心，成本占比24%，主要包括水泵水轮机、发电机、进水球阀、主变压器、500kV GIS、调速器系统、励磁系统、静止变频起动装置、压缩空气系统等，其中水泵水轮机和发电机（统称为水轮发电机组）价值量最大。 电化学储能：强制配储政策&收益模式创新双管齐下，驱动装机规模增长 电化学储能是利用化学电池将电能储存起来并在需要时释放的技术，主要包括锂离子电池、铅蓄电池、液流电池、钠硫电池、钠离子电池等技术路线。受电池本体生产规模、制造工艺不断提升以及储能系统高度集成化发展驱动，2012-2020年间锂离子电池储能系统成本下降了75%左右，叠加锂离子电池较好的性能（能量密度高、响应速度快），奠定了当下在电化学储能领域、甚至新型储能领域的核心地位。截至2022年底，国内新型储能累计装机达到13.1GW，其中锂离子电池储能占比约为94%。 按照接入位置的不同，此前国内一般将储能划分为电源侧、电网侧、用户侧三类。其中电源侧配储主要是为了平滑新能源电站出力，减少弃风弃光和偏差考核费用；电网侧储能接受电网调用，提供辅助服务，保障电网安全稳定运行；用户侧储能的核心则在于降低用电成本，参与峰谷电价套利等。根据中电联发布的《2022年度电化学储能电站行业统计数据》，截至2022年底，国内电源侧、电网侧、用户侧储能装机占比分别为48.4%、38.7%和12.9%，电源侧储能占比最高，主要由新能源配储贡献，占比80.8%。 电源侧储能收益模式受限，利用率低、经济性差。根据北京电力交易中心2022年12月发布的《新型储能主体注册规范指引（试行）》，参与电力市场交易的新型储能主体应满足：1）独立主体地位：即具有法人资格，财务独立核算；2）技术指标：即满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等要求。而对于新能源配储，一方面，其不具备独立主体地位，与新能源视为一体参与市场；另一方面，过去两年由于上游原材料价格大幅上涨，下游电站开发商成本压力大，为满足配储要求，可能选择质量不达标的储能电站，无法满足技术指标相关要求。以上两方面因素导致新能源配储的收益模式局限于帮助新能源电站减少弃风弃光、降低偏差考核费用等，利用率低（年运行小时仅525h，远低于电网侧独立储能和用户侧储能），经济性差。 共享储能模式打破电源侧和电网侧储能界限，助力实现更好的收益率水平。“共享储能”的概念最早在2018年由青海省提出，指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身需求外，也为其它新能源电站提供服务。因此，作为独立主体，共享储能一方面起到电源侧储能的作用，即为新能源电站提供部分容量，满足其强制配储要求，对应收取容量租赁费用；另一方面起到电网侧储能的作用，为电网提供辅助服务获取收益。我们以山东为例，对100MW/200MWh共享储能的IRR进行测算，其收入来源包括三种： 1） 容量租赁费用：为每年350元/kW； 2） 现货市场套利：在现货市场电价处于低位时充电，电价处于高位时放电，赚取价差； 3） 现货市场容量补偿：按可用容量的2倍进行补偿。其中可用容量=储能电站核定充电容量/2×K/24，K取2。补偿标准参考火电，为每年360元/kW。 考虑到容量租赁和现货市场套利均对储能容量形成了占用，理论上两类收入不可兼得。尽管当下的储能电站可能同时享有容量租赁收入和现货市场套利收入，但考虑到全生命周期内收入的可持续性，我们此处假设储能电站100%进行容量出租，从而仅考虑容量租赁收入。 其他核心假设包括： 1） 初始投资成本为1.6元/Wh（含税），运营成为为0.04元/Wh； 2） 储能系统循环效率88%，放电深度90%，年衰减率1.5%，系统寿命15年； 3） 贷款比例为70%，贷款利率4.5%，贷款年限10年。 基于以上假设，我们计算得到山东共享储能项目的资本金IRR约为10.1%，具备较好的经济性。 经济性驱动下，独立共享储能渐成主流。根据储能与电力市场统计数据，2023H1，国内新增并网储能项目总容量为7.59GW/15.59GWh，规模接近去年全年水平。受各地鼓励新能源租赁储能容量的带动，独立式储能开发进程加快，并网规模占比已经达到64%，相比2022年的44%大幅提升。 当前不同省份商业模式存在差异，项目经济性不可一概而论，但容量租赁认可度较高。山东由于电力现货市场发展相对成熟，独立储能可以参与现货市场套利，本质上发挥调峰作用。因此，在现货市场尚未开放的省份，独立储能以参与调峰为主（如湖南，山西为调峰和参与现货市场二选一）。此外，山西、甘肃等地也可通过提供一次调频、AGC获取收益。尽管不同省份间的收益模式存在较大差异，但综合来看，均认可容量租赁的商业模式，而容量租赁源于新能源强制配储政策的驱动。 政策要求+经济性改善，预计风光项目配储仍是电化学储能装机的主要贡献。2021年以来，多地陆续出台了新能源强制配储的政策，配储比例在5%-40%，配储时长2-4h。政策强制要求叠加容量租赁模式跑通带来的项目经济性改善，我们认为风光配储仍是国内电化学储能新增装机的主要驱动力，只是未来风光配储将更多以集中式、大规模的独立共享储能形态出现，替代原有的仅为一家新能源电站所用的“小而散”的配建储能形态。 假设25年电化学储能累计装机50GW，则风/光最大累计装机718/919GW 保供和消纳是电力系统面临的核心问题。由于新能源出力稳定性差，且与用电负荷存在时间上的错配，所以随着其装机占比不断提高，电力系统将同时面临顶峰出力不足，和新能源大发时段消纳困难的情形，预计保供和消纳将成为电力系统未来长期需要面临的问题。保供意味着所有电源最大出力可以满足最大用电负荷。其中常规电源（包括火电、核电、常规水电）出力相对稳定，可按最大出力计算；而风光等新能源出力波动性大，所以保供条件下需要考虑极端情况，即最小出力。消纳则意味着常规电源最小出力满足最小净负荷（负荷曲线减去风电、光伏发电出力曲线），极端情形下，最小净负荷出现在负荷低谷+风、光大发时段。储能、需求响应等灵活性调节手段，则在负荷高峰时段放电/削峰，在负荷低谷时段充电/填谷。 因此，我们将基于保供和消纳条件构建模型，以求解：①保供条件下，2025年电力系统需要的最小煤电装机；②消纳条件下，2025年电力系统可承载的最大风、光装机。接下来，我们将逐一分析各类电源，以及灵活性调节手段（包括储能和需求响应）的装机规模和出力特征，以完善模型参数。 1） 用电负荷 过去五年，我国最大用电负荷逐年攀升（集中在7-8月份），2022年已达到12.9亿kW。根据中电联预测，2025年我国最大用电负荷将继续攀升至1630GW。目前国内部分地区的峰谷差率已达40%，浙江等地一度超过50%。基于此，我们假设风电大发时负荷为最大用电负荷的60%（风电大发往往出现在后半夜，为用电低谷），即978GW；光伏大发时用电负荷为最大用电负荷的80%（光伏大发时往往是日内用电次高峰），即1304GW。 2） 常规电源出力 核电：过去五年，我国核电装机CAGR=9%，我们假设维持这一增速，则到2025年，核电装机将达到72GW。出力方面，我国核电机组一般保持额定功率运行，因此假设其最大和最小出力系数均为1。 常规水电：过去五年，我国常规水电装机CAGR=3%，我们假设维持这一增速，则到2025年，常规水电装机将达到404GW。出力方面，常规水电站一般分为径流式和调节式。前者按来水流量发电，当来水流量大于电站水轮机过水能力时，水电站满出力运行，多余的水量不通过机组发电，直接经泄水道泄向下游，称为弃水；当来水较少时，全部来水通过机组发电，但有部分装机容量因缺水而未被利用。后者用水库调节径流，根据用电要求发电，当来水多于需要时，水库蓄水；不足时水库补水。因此，考虑到丰水期和枯水期，我们假设常规水电的最大出力系数为0.7，最小为0.5。 火电（包括燃煤、燃气机组和其他）：其中煤电方面，作为我国电力系统的压舱石，需要发挥保供作用，因此其装机规模基于保供需求倒算。出力方面，国内煤电机组主要分为纯凝机组和热电联产两大类，目前我国在运煤电机组一般最小出力为50～60%，供热机组仅能低至75～85%。因此，我们假设未经灵活性改造的纯凝机组最低出力系数为0.5，热电联产机组为0.8。根据前文对火电灵活性改造的分析，我们预计“十四五”期间有望完成200GW火电灵活性改造，改造后，纯凝机组的最小出力系数将降至0.3，热电联产机组最小出力系数降至0.5。基于以上分析，我们测算国内煤电机组的综合最小出力系数约为0.542，最大出力系数取1。气电方面，过去五年，我国气电装机CAGR=9%，我们假设维持这一增速，则到2025年，气电装机将达到149GW。燃气机组最小出力系数一般为0.3，最大出力系数取1。其他火电方面，过去五年，我国其他火电装机CAGR=14%，我们假设维持这一增速，则到2025年，其他火电装机将达到138GW。假设其最大、最小出力系数均取1。 3） 储能 抽水蓄能：根据前文分析，我们假设2025年抽水蓄能达到《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中的目标，即62GW。 电化学储能：根据前文分析，电化学储能主要受新能源强制配储政策驱动，我们将其设置为可变参数。 4） 需求响应：根据前文分析，假设2025年需求响应能力占最大用电负荷的5%，对应规模为82GW。 5） 风光发电 风电：根据《湖北新能源出力特性分析及对电网的影响研究》_赵璐等，S地区风电场全年41%的时间出力小于装机容量的10%，因此我们假设在保供情形下，风电的出力系数为0.1。而后半夜大发时段和光伏大发时段，我们假设出力系数分别为0.45和0.2。装机规模待求解。 光伏发电：根据《湖北新能源出力特性分析及对电网的影响研究》_赵璐等，我们取光伏最大出力系数为0.55，其余情形出力为0。装机规模待求解。 综合上述分析，我们得到如下模型，其中煤电装机P煤、风电装机P风和光伏装机P光为待求解的参数，电化学储能装机P电化学为可变参数，可对取值进行不同的假设。 风光发电占比达到12.8%/11.4%后，新增1单位风/光装机的配储率为26%/40%。根据前文分析，我们预计25年抽水蓄能装机达到62GW，而电化学储能最悲观的情形即是未来3年不再新增，维持22年末的水平，为13GW。那么在此条件下，我们测算得到23-25年电力系统可承载的最大风电新增装机为209GW（年均新增70GW），光伏新增装机为461GW（年均新增154GW）。假设25年全社会用电量达到10万亿kWh，那么对应风电发电量占比为12.8%，光伏发电量占比为11.4%。以12.8%的风电渗透率和11.4%的光伏渗透率为基准，我们发现在其他条件保持不变的情况下，新增1单位风电、1单位光伏装机的配储率分别约为26%和40%。具体计算过程如下：基于风光发电渗透率计算出装机规模，联立①②式，求解得到煤电装机。同时由于①②两式中光伏装机的系数均为0，所以此时求解得到的电化学储能装机即为风电消纳需要配置的储能；然后通过将煤电装机代入③式，求解得到消纳风电、光伏合计需要配置的储能，减去前述风电需要的部分，即为光伏单独需要的部分。从而得到新增1单位风电、1单位光伏发电的配储率。 考虑配储的消纳成本后，陆风仍具备经济性，光伏需要进一步降本。当前2h锂电池储能EPC含税价约为1.6元/Wh，假设陆风原本的初始投资成本为3.96元/W，考虑新增风电装机26%的配储率，测算陆风配储的LCOE约为0.21元/kWh，IRR约为10.11%，仍具备经济性。而对于光伏而言，在40%的配储要求下，我们预计未来在：1）光伏组件价格随效率提升下降至1.1元/W；2）BOS成本随组件功率提升摊薄至2.1元/W；3）电化学储能成本下降至1.25元/Wh；三大因素助力下，光伏配储的LCOE约为0.29元/kWh，IRR达到6%以上。 在新能源强制配储政策推动下，电化学储能装机可进一步打开风光装机天花板，实现协同发展。我们假设2025年电化学储能累计装机为50GW，则电力系统平衡需要的最少煤电装机为723GW，可承载的最大风电装机为718GW（对应23-25年新增装机空间352GW），光伏装机为919GW（对应23-25年新增装机空间526GW）。在此基础上，假设2025年全社会用电量为10万亿kWh，则风电/光伏发电量占比将达到15.9%/12.3%，煤电发电量占比将下降至43.3%。进一步进行敏感性分析发现，当电化学储能装机每提升10GW，电力系统平衡条件下可承载的最大风电装机量增加39.0GW，光伏装机量增加17.7GW。在全社会用电量保持不变的情况下，风电、光伏发电量占比分别可提升0.87%、0.24%。因此，我们认为未来电化学储能装机可为风光装机提供较大弹性。 风险提示 1）特高压核准、建设进度不及预期 首先，特高压涉及环评、水保、稳评、用地等多项评估，需要途经的各个地方政府不同部门之间协同推进，因此可能存在不可抗力导致核准不及预期。其次，特高压线路途经多个地区，可能存在天气、自然灾害等因素导致建设进度不及预期。 2）电化学储能上游原材料价格超预期上涨 碳酸锂等原材料价格超预期上涨，将明显抬升电化学储能系统的成本，导致项目收益率下降，从而影响装机积极性。 3）新能源强制配储政策执行力度不及预期 目前电化学储能在商业模式创新的背景下，经济性边际有改善，但行业发展仍未步入到完全靠经济性驱动的阶段，因此，如果各地新能源强制配储政策的执行力度不及预期，可能导致电化学储能装机不及预期。 相关研报 研报：《源网荷储发力，打开风光装机空间》2023年8月31日 申建国 S0570522020002 边文姣 S0570518110004 | BSJ399 周敦伟 S0570522120001 点击“阅读原文”，看华泰新能源系列研究 关注我们 华泰证券研究所国内站（研究Portal） https://inst.htsc.com/research 访问权限：国内机构客户 华泰证券研究所海外站 https://intl.inst.htsc.com/mainland 访问权限：美国及香港金控机构客户 添加权限请联系您的华泰对口客户经理 免责声明 ▲向上滑动阅览 本公众号不是华泰证券股份有限公司（以下简称“华泰证券”）研究报告的发布平台，本公众号仅供华泰证券中国内地研究服务客户参考使用。其他任何读者在订阅本公众号前，请自行评估接收相关推送内容的适当性，且若使用本公众号所载内容，务必寻求专业投资顾问的指导及解读。华泰证券不因任何订阅本公众号的行为而将订阅者视为华泰证券的客户。 本公众号转发、摘编华泰证券向其客户已发布研究报告的部分内容及观点，完整的投资意见分析应以报告发布当日的完整研究报告内容为准。订阅者仅使用本公众号内容，可能会因缺乏对完整报告的了解或缺乏相关的解读而产生理解上的歧义。如需了解完整内容，请具体参见华泰证券所发布的完整报告。 本公众号内容基于华泰证券认为可靠的信息编制，但华泰证券对该等信息的准确性、完整性及时效性不作任何保证，也不对证券价格的涨跌或市场走势作确定性判断。本公众号所载的意见、评估及预测仅反映发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰证券可能会发出与本公众号所载意见、评估及预测不一致的研究报告。 在任何情况下，本公众号中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。订阅者不应单独依靠本订阅号中的内容而取代自身独立的判断，应自主做出投资决策并自行承担投资风险。订阅者若使用本资料，有可能会因缺乏解读服务而对内容产生理解上的歧义，进而造成投资损失。对依据或者使用本公众号内容所造成的一切后果，华泰证券及作者均不承担任何法律责任。 本公众号版权仅为华泰证券所有，未经华泰证券书面许可，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等任何形式侵犯本公众号发布的所有内容的版权。如因侵权行为给华泰证券造成任何直接或间接的损失，华泰证券保留追究一切法律责任的权利。华泰证券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。

点此查看微信公众号原文全部内容>>

大部分微信公众号研报本站已有pdf详细完整版：https://www.wkzk.com/report/（可搜索研报标题关键词或机构名称查询原报告）