电力及资源再生行业2023年度投资策略：行业发展渐入佳境

　　2021 年以来火电板块两轮行情的核心驱动力之一：盈利修复预期。复盘 2021 年 以来火电板块走势，可以发现 2021 年 8 月-12 月、2022 年 4-9 月火电板块出现过 两轮显著上涨行情。尽管两轮上涨行情的驱动因素各不相同，但我们认为市场主 要交易的是火电板块盈利修复预期。 煤电市场交易电价上下浮动范围扩大，价格端疏导煤电成本压力。2021 年 10 月， 国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价 格〔2021〕1439 号）》（以下简称“1439 号文”）。1439 号文提出，将煤电市 场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上 下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。

　　煤炭市场价格形成机制完善，煤电煤炭长协“3 个 100%”政策落地，燃料成本下 降促进火电盈利修复。2022 年 2 月，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场 价格形成机制的通知（发改价格〔2022〕303 号）》（以下简称“303 号文”）。 303 号文提出，引导煤炭价格在合理区间运行，从多年市场运行情况看，近期阶 段秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格每吨 570-770 元（含税）较为合 理。此后，2022 年 7 月，国家发改委召开涉煤视频会议，会议提出要严格落实“三 个 100%”政策。国家政策大力推动煤炭保供调价，火电企业煤炭新长协换改签完 成，火电公司煤炭燃料成本压力将有所缓解。

　　2023 年电煤长协签订履约工作方案出台，保障火电企业电煤长协供应。2022 年 10 月 31 日，国家发改委印发《2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案》，《方 案》对 2023 年电煤长协合同签订数量、价格以及违约惩罚措施进行了明确规定， 保障火电企业煤炭有效供应。 长协合同签订数量：产煤省区和煤炭生产企业：暂按 26 亿吨任务目标分解电煤长 协煤源任务，每个煤炭企业任务量不低于自有资源量的 80%，不低于动力煤资源 量的 75%，21 年 9 月以来核增产能的保供煤矿核增部分全部签订电煤长协。发电 企业：合理确定国内用煤需求并全部签订长协，最高可按 22 年国内耗煤量 105% 组织衔接资源，进口煤比例高的电厂考虑进口替代情况可进一步合理放宽比例。 鼓励供需双方按 22 年下半年签订的量价齐全合同 2 倍数量签订 23 年全年合同。

　　长协合同价格：基准价：下水煤合同基准价按 5500 大卡动力煤 675 元/吨执行； 浮动价：按全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数、CCTD 秦皇岛动力煤综合交易价格指数综合确定月度浮动价。价格水平不超过 570-770 的合理价格区间。 惩罚举措：严格按发改办财金

　　637 号文有关举措予以惩戒，因供需双方原 因导致季度兑现率偏低的合同，铁路运输企业将根据违约程度，采取削减合同运 力、取消配置运力的举措。若因不可抗力因素导致煤矿长期停工停产不能履约的， 由供方所在地省级主管部门核实并协调落实替代履约资源后，报送国家发改委申 请调整合同监管台账，否则严格执行“欠一补三”合同条款。

　　火电企业盈利有所改善。受益于煤电市场化交易电价上浮以及煤炭长协覆盖率、 履约率、执行率 100%政策落地，2022 年第三季度火电企业盈利有所改善。从 2022 年第三季度火电企业盈利情况，多数火电企业实现扭亏为盈，同时归母净利润同 比、环比增速均大幅增长。

　　电价、煤炭长协未来边际可改善空间较为有限。从上网电价来看，2022 年前三季 度，大多数火电上市公司平均上网电价均上浮 20%及以上，其中通宝能源平均电 价上浮幅度更是超过 40%达 40.37%。尽管未来电力供需格局可能仍呈紧平衡态势， 但预计多数火电公司平均上网电价进一步上涨空间较为有限。同时，火电公司市 场化交易电量占比亦处于较高水平，未来提升空间也较为有限。从煤炭长协来看， 多数火电公司煤炭长协覆盖率处于较高水平，同时履约率、长协价格执行率亦较 好，而煤炭长协价格预计将保持稳定。整体而言，多数火电公司煤炭长协的量、 价情况趋于稳定，煤炭长协量、价进一步改善空间有限，对火电盈利改善边际贡 献下降。

　　国内煤炭增产保供政策推进，供给有所改善，预计未来煤炭供给将稳步增长。2022 年以来，国家及地方政府多次出台煤炭保供政策。受国家煤炭保供政策推动，2022 年 1-10 月，国内原煤累计产量达 36.92 亿吨，同比增长 12.89%，增速较 2021 年 同期增加 7.83pct。根据《“十四五”现代能源体系规划》，到 2025 年，年生产 标煤 46 亿吨以上，未来国内煤炭产量有望持续增长。此外，进口煤方面，受中国 与澳大利亚经贸关系、地缘冲突及印尼煤炭出口限制影响，2022 年 1-10 月， 国内进口煤及褐煤 2.30 亿吨，同比下降 10.70%；但近期中国与澳大利亚经贸关 系有所缓和，预计后续进口煤数量将重归增长。

　　长期来看，随着国内煤炭产能释放及进口煤数量增加，供给端持续改善；需求端 层面，新能源装机规模增加，火电发电量占比下降，将导致煤炭需求下行。因而， 综合供需来看，预计未来煤炭供需格局将逐渐趋于平衡，届时现货煤价格大概率 出现下行，火电企业燃料成本呈下行态势。

　　海外经济衰退或将导致煤价下行。受新冠疫情、俄乌地缘冲突、通胀高企等 因素影响，预计 2023 年海外经济将进入衰退阶段。根据 IMF 于 2022 年 10 月发布 的《世界经济展望》，全球经济增长率预计将由 2021 年的 6.0%降至 2022 年的 3.2% 和 2023 年的 2.7%，且发达经济体经济增速亦呈现下降态势。同时，OECD 于 2022年 11 月发布的最新一期《经济展望报告》中同样下调 2023 年全球和发达经济体 的经济增长率，预计 2022 年为 3.1%，2023 年放缓至 2.2%，美国、欧洲经济增长 呈快速放缓态势，2023 年美国和欧元区的经济增长率均仅为 0.5%。中国作为隐含 的能源出口国，随着海外经济衰退，国内出口增长将可能受到影响，引致煤炭需 求下行，煤炭价格将或将有所下降。因而，2023 年需求侧扰动，将可能会成为煤 炭价格走势的主要影响因素。

　　煤价下行趋势渐成，但不同火电企业受益程度可能有所差异。2022 年 10 月以来， 国内动力煤价格走势呈下降趋势；同时，进口煤价格亦呈现下降态势。受海外经 济衰退影响，预计煤炭价格下行趋势有望维持。煤价下行趋势下，火电板块均有 望受益，火电板块盈利有望持续修复。然而，不同火电企业收益情况可能有所差异，这主要是由于自 2022 年 7 月国家火电煤炭长协“3 个 100%”政策执行以来， 部分火电企业煤炭长协覆盖率、履约率、价格执行率情况较好，电煤供应中现货 煤、进口煤占比较小，相应现货煤、海外煤降价的受益程度较小，而电煤供应结 构中现货占比、进口煤占比相对较高的公司将显著受益，盈利修复弹性相对更大。

　　火电盈利测算：选取 303 号文规定的合理价格区间上限价格作为秦皇岛港下水煤 中长期交易价格，加上约 70 元/吨的海运及储存成本，换算为 7000 大卡标准煤后， 沿海电厂用煤成本价约为 946 元/吨（不含税），发电煤耗取 300g/kWh，则电厂 燃料成本约为 0.284 元/kWh，在沿海省份不含税电价为 0.44 元/kWh、火电建造成 本为 5.5 元/W、利用小时数为 4700 小时的边界情形下，测算火电的度电盈利为 0.026 元/KWh。基于当前煤炭长协签订价格 719 元/吨来测算，火电度电盈利为 0.055 元/KWh.此外，在上述边界条件下，测算出火电盈亏平衡时，对应入炉标煤 单价为 1033 元/吨，对应秦皇岛港下水煤价格为 963 元/吨。

　　电价上浮 20%情形下火电盈利测算：由于目前多数省份已逐步签订 2023 年度的电 价长协，且市场预期 2023 年煤电市场化交易电价有望维持上浮 20%。若电价上浮 20%，则前述沿海省份对应电价为 0.528 元/kwh。在此情形下，基于前文中假设的 边界条件，测算得出但煤炭长协价格为 719 元/吨时，度电盈利为 0.121 元/kwh； 火电盈亏平衡时，对应入炉标煤单价为 1327 元/吨，对应秦皇岛港下水煤价格为 1257 元/吨。

　　考虑不同公司煤炭长协覆盖率情况有差异，基于前述假设条件，假设煤炭长协结 算价为 719 元/吨，在电价未上浮 20%情形下，煤炭长协覆盖率、履约率为 80%， 且现货煤价格低于 1600 元/吨时，火电企业均可实现盈利；现货煤价为 1000、1100、 1200 元/吨，长协覆盖率由 80%提升至 100%，度电盈利分别提升 0.013、0.017、 0.022 元/kwh。在电价上浮 20%情形下，煤炭长协覆盖率、履约率为 50%以上，且 现货煤价格低于 1600 元/吨时，火电企业基本均可实现盈利。

　　电力现货市场建设，形成体现时间和空间特性、反映市场供需变 化的电能量价格信号，提升电力系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力 安全可靠供应，引导电力长期规划和投资。近期任务主要有构建省间、省/区域现 货市场，建立健全日前、日内、实时市场；加强中长期市场与现货市场的衔接； 做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加快辅助服务费用向用户侧 合理疏导；推动新能源、储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微 电网等市场主体参与交易。远期任务为重点是推进优先发用电计划全面放开，通 过政府授权合约等机制实现平稳过渡；探索输电权、电力期货和衍生品等交易。

　　整体而言，全国电力现货市场建设推进，电力现货交易有利于体现电力的分时价 值，实时体现电力供需和成本情况，促进火电扭亏为盈或维持比较稳定的收益率 水平。火电可通过参与电力现货市场交易，在电价较高时参与交易，从而获取更 高的电价，在燃料成本较高的情形下，也可以实现盈利，进而疏导燃料成本压力。 容量电价机制下，保障火电项目收益率。根据《电力现货市场基本规则（征求意 见稿）》，推动容量补偿机制与现货市场机制衔接，鼓励各地探索建立市场化容 量补偿机制，激励各类电源投资建设。市场化容量补偿机制下，电源项目投资收 益有保障，加快火电项目建设。

　　“双碳”目标政策推动背景下，新能源装机规模持续增长，光伏装机增速相对快 鱼风电。国家能源局数据显示，截至 2022 年 10 月，国内风电、光伏累计装机容 量分别为 34939、36444 万千瓦，在国内电力装机容量中占比分别为 14.00%、 14.61%；2022 年以来，国内风电、光伏分别新增装机容量 2091、5788 万千瓦， 分别同比增长 16.6%、29.2%。

　　光伏新增装机中，主要以分布式光伏装机为主，集中式光伏装机增长相对较小。 国家能源局数显显示，截至 2022 年 9 月，国内集中式光伏、分布式光伏累计装机 容量分别为 215.64、142.43GW。从新增装机来看，2022 年前三季度，国内集中式、 分布式光伏新增装机容量分别为 17.27、35.33GW，在新增光伏装机容量中占比分 别为 32.83%、67.17%，分别较 2021 年底的装机容量增长 8.65%、32.48%，分布式 光伏为光伏装机增长的主要驱动力。在新增分布式光伏装机容量中，工商业分布 式光伏、户用分布式光伏新增装机容量分别为 18.74、16.59GW，在新增分布式光 伏装机容量中的占比分别为 53.04%、46.96%。

　　分布式光伏装机快速增长的原因在 于：一是国家整县推进政策执行，同时部分地区给予户用分布式光伏电价补贴，政策驱动装机增长；二是电价上浮以及限电情形下，分布式光伏“自发自用、余 电上网”模式优势凸显，有助于工商业企业电力保供和降低用电成本；三是高组 件价格下，分布式光伏整体投资成本相对更低，项目经济性相对更好。集中式光 伏增长有限的原因则在于组件价格高企，项目收益率难以满足目标收益率水平， 导致电力企业光伏装机意愿受到影响。

　　集中式光伏全投资、平准化成本上升。IRENA 数据显示，2021 年，全球集中式光 伏、陆上风电、海上风电、光伏的平准化成本变化分别为+7%、-15%、-13%、-13%； 从全投资成本来看，2021年全球集中式光伏平均投资成本为9091美元/KW，较2020 年同期水平大幅提升，而其他新能源电力全投资成本在同期内呈下行态势；从平 准化度电成本来看，2021 年全球集中式光伏 LCOE 为 0.114 美元/kwh，较 2020 年 同期的 0.107 美元/kwh 同比增加 6.54%。

　　硅料产能将逐步释放，供需偏紧格局有望缓解。组件价格高企的重要原因在于上 游硅料供需偏紧，而未来新增硅料产能逐步释放，供需格局有望改善。根据中国 有色金属工业协会硅业分会统计，2021 年国内硅料产能为 51.9 万吨，实际产量 49.8 万吨。根据索比光伏网数据，2022 年 9 月，硅料总产能为 91.93 万吨/年（约 363.12GW/年），环比增长 8.7%。根据国内主要高纯晶硅生产公司披露的未来投 产计划，预计 2022/2023/2024 年国内硅料产能将分别为 133.5/294.05/470.05 万吨。

　　硅料新增产能可有效满足光伏装机新增需求。2022 年初，中国光伏行业协会对 2022/2023/2024 年国内光伏新增装机的预测为 75-90/80-95/85-100GW，对全球新 增预测为 195-240/220-275/245-300GW。由于各省装机规划好于预期，今年 7 月， 中国光伏行业协会上调对 2022 年国内光伏新增装机容量预测，预计 2022 年新增 在光伏装机规模为 85-100GW，同比+55%-82%。根据硅料需求=新增装机量×组件 容配比×组件硅耗，若按照 1.2:1 的容配比、2.9g/W 的单瓦硅耗，以 22 年和 23 年的国内预计硅料产能可以供给 440/980GW 的装机量。即使开工达产率仅有 50%， 预计仅国内产量即可基本满足全球在 23、24 年的新增装机需求。

　　硅料价格拐点临近。近两个半月，多晶硅致密料均价维持高位，高价区间在 10 月下旬有所下探。拉晶企业生产用料的刚性需求预期比较明显，对硅料价格有支 撑作用，短时间内难以出现显著下跌。四季度是传统光伏电站装机的爆发期，随 着四季度硅料有效产量的逐月提升，预计硅料价格拐点即将来临。根据 PVinfoLink 数据，截至 2022 年 11 月 30 日，国内多晶硅致密料平均价格为 295 元/千克，环比下跌 2.32%。

　　组件中标价格已有所下降，预计未来下行速度或有所加快。根据中国光伏行业协 会披露的数据，2022 年 10 月，国内组件平均中标价格为 1.973 元/W，月度环比 下降 0.70%。尽管组件价格仍处于高位，但已出现下降趋势，预计随着新增硅料产能进入释放期，供需格局趋于平衡，产业链博弈以及市场竞争程度增加，组件 价格下降速度有望加快。

　　预计随着光伏上游硅料新增产能逐步释放，产业链供需格局将逐步趋于平衡，未 来组件价格将回落下行，这将有助于光伏项目收益率回升，增加发电企业光伏装 机意愿。当前，发电企业均储备了大量光伏项目资源，当未来光伏组件价格回落， 光伏项目收益率达到合理水平时，发电企业将有望加快储备的光伏项目建设及投 运，驱动未来光伏装机规模持续增长。

　　组件价格下降对光伏项目盈利的弹性测算：对光伏组件降价对项目收益率和单瓦 盈利水平进行敏感性分析，主要假设条件如下：1、光伏项目装机规模为 100MW； 2、利用小时数 1200 小时；3、资本金比例为 30%；4、组件等按 20 年折旧，逆变 器按 10 年折旧；5、年运维费用为 600 万；6、除组件外，其他设备及部件及建筑 工程的建设成本为 2 元/W。测算结果显示，当上网电价为 0.37 元/kwh 时、组件 价格低于 1.8 元/W 时，光伏项目资本金 IRR 为 6.7%以上，单瓦盈利在 0.10 元/W 以上，可以满足大数电力企业的收益率要求。同时，组件价格为 1.5 元/W、上网 电价在 0.36 元/kwh 以上时，光伏项目资本金 IRR 为 7.6%以上，单瓦盈利在 7.6% 以上，项目收益率水平较好。

　　整体而言，光伏降本情形下，预计光伏项目资源储 备较为充足的电力企业有望显著获益，在未来新能源项目中光伏装机容量、盈利 水平或迎来边际改善。

　　可再生能源补贴核查合规项目清单（第一批）公布，项目补贴将逐步发放，新能 源项目有序推进。2022 年 10 月 28 日，根据信用中国发布，受国家发改委、财政 部、国家能源局委托，为加强经核查确认的合规可再生能源发电项目社会监督， 现将公示第一批经核查确认的项目，共计 7334 个。项目公示完成后，后续将逐步 进入到可再生能源补贴支付阶段。随着各电力企业可再生能源补贴落地，现金流 状况将有所改善，同时资负债率将有所下降，财务结构改善，推动新能源项目建 设落地。

　　山东工商业分时电价价差明年起将进一步拉大。11 月 29 日，山东省发改委发布 《山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知》。通知提 出，电价浮动在高峰时段上浮 70%、低谷时段下浮 70%、尖峰时段上浮 100%、深 谷时段下浮 90%。时段方面，每年 2-5 月、9-11 月每日高峰时段（含尖峰时段） 为 5 小时、低谷时段（含深谷时段）为 5 小时、平时段为 14 小时；每年 1 月、6-8 月、12 月每日高峰时段（含尖峰时段）为 6 小时、低谷时段（含深谷时段）为 6 小时、平时段为 12 小时。尖峰、深谷时段原则上全年各不超过 1095 小时。将从 2023 年 1 月 1 日起执行。此政策将进一步拉大峰谷价差，提升储能的套利空间， 同时深谷时段充电、尖峰时段放电也可以起到削峰平谷的作用，稳定了电网供电 能力和消纳水平。

　　西北区域将新型储能纳入市场主体，并明确相关考核标准及补偿规则。12 月 2 日， 国家能源局西北监管局发布关于公开征求《西北电网灵活调节容量市场运营规则 （征求意见稿）》、《西北区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》、 《西北区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》意见建议的通知。新型 储能纳入市场主体，而且明确了相关考核标准及补偿规则。调峰容量交易方面， 新型储能不分档申报，申报容量上限为额定容量，申报价格上限为（0，100]元/ （MW•日）。

　　各地出台相关政策补贴储能项目。11 月 7 日，重庆两江新区经济运行局发布关于 征求《重庆两江新区支持新型储能发展专项政策》意见的通知，文件提到支持新 型储能“削峰填谷”。对在新区备案的用户侧储能项目，根据项目实施前后用户 企业用电尖峰负荷实际削减量给予奖励，奖励标准参照重庆市电力需求侧响应补 贴标准执行（奖励金额=尖峰负荷削减量×10 元/千瓦/次×重庆市全年电力需求 侧响应次数，尖峰负荷削减量最大不超过储能装机容量）。在此假设下，度电成本为 0.6 元左右，当度电价差为 6 毛/千瓦时，此时我们计算 得到的 100MW/200MWh 的电化学储能电站自有资金 IRR 为 6%，第一年的净利润和 净利润率为 0.16 亿元/17.4%，ROE 达到 17.7%，但随着电池的使用，电池容量将 不断进行衰退，在同等运行条件下，净利润将逐年递减。

　　电化学储能电站盈利要取决于建设成本及充放电价差，当建设成本由 2.0 元/Wh 下降到 1.8 元/Wh 时，若度电价差仍维持在 0.6 元，则 IRR 将达到 12%。当 建设成本维持不变，度电价差提高至 0.7 元，IRR 将达到 15%。目前各地有关新型电化学储能补贴政策已经陆续出台。主要有浙江《关于开展新 型储能设施示范应用的实施意见》、山东《关于促进山东省新型储能示范项目健 康发展的若干措施》、宁夏《开展 2022 年新型储能项目试点工作》、青海《支持 储能产业发展若干措施》等。

　　抽水蓄能商业模式逐渐明晰，国家支持力度不断加大。随着我国经济的快速发展 以及新能源装机规模不断扩大，调峰矛盾日益突出，抽水蓄能电站建设迎来快速 发展期。随着碳减排的需要和新能源的迅速发展，国家已制定抽水蓄能中长期发 展规划，以及一系列的补偿机制和市场化政策，保障抽蓄电站的效益。

　　国家鼓励和推动抽水蓄能参与市场化交易，明晰分时电价、容量成本回收、辅助 服务补偿等机制。中央法规最早于 1998 年确定抽蓄采取两部制电价和多种收入方 式；2004 年明确发电企业投资建设的抽蓄应作为独立电厂参与电力市场竞争； 2006 年确立辅助服务补偿机制为专门记帐、收支平衡、适当补偿；2013 年提出探 索电力系统辅助服务政策，推动发电侧分时电价机制；2014 年、2017 年分别鼓励 通过市场方式确定抽蓄项目的电价和辅助服务费用；2019 年提出探索储能容量电 费机制；2021 年全面放开市场化交易，明确抽蓄容量电价按经营期定价法核定， 资本金内部收益率按 6.5%核定，完善分时电价、辅助服务补偿和分摊机制；2022 年提出建立市场化的发电容量成本回收机制，独立储能电站向电网送电的，其相 应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

　　持续明确抽水蓄能建设规模，鼓励社会资本投资。在可查找到的中央法规中，“六 五”计划最早提出积极研制大型抽水蓄能机组，随后从“九五”开始的每个五年 规划中均有提及抽蓄项目建设。2014 年提出：到 2025 年，全国抽水蓄能电站总 装机容量达到约 1 亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到 4%左右；2021 年《抽水 蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》提出：到 2025 年，抽蓄投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右。在运营主体上，2004 年提出原则上由电网经营，主要服务于电网，建设和运行成本纳入电网运行费用； 2011 年强调“厂网分开”，杜绝电网企业与发电企业合资建设抽蓄；2021 年鼓励 社会资本投资储能，鼓励可再生能源发电企业自建、合建、购买储能和调峰能力。

　　抽水蓄能可通过电价差获取调峰服务收入，在电力现货市场运行的基础上，抽水 电价和上网电价价差存在较大盈利空间。633 号文中明确指出，要以竞争性方式 形成电量电价。在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能的抽水电价和上网电价直 接按照电力现货市场的交易规则进行结算。在电力市场未运行的地方，抽水电价 有两种定价机制，一种是直接按照燃煤发电基准电价的 75%执行，也可以由抽蓄 电站委托电站进行招标采购，电价按照中标电价执行；上网电价按照燃煤发电基 准价执行。相比较来说，电力现货市场的电价价差空间较大，对于抽水蓄能来说， 超出基础利用小时数的部分则可以通过蓄电和放电进行价差套利，盈利空间较大。

　　抽水蓄能容量电价可保证 6.5%的资本金内部收益率。容量电价核算的成本包括资 本金投入、偿还的本金、利息费用、运行维护费用、税金及附加，也就是说 容量电价可以承担抽水蓄能电站所有成本，除此之外将额外保证 6.5%的收益率。 随着新能源装机占比的不断提升，电网消纳绿电这种不稳定能源的压力也随之加 大，而抽水蓄能电站的收益模式暂未完全明确，因此容量电价是保障抽水蓄能电 站投资速度的一种机制。对抽水蓄能电站的投资方来说，容量电价虽然提供了保 底收益率，但实际上，对于抽水蓄能电站这种大体量的项目来说，6.5%的收益率 并不算高。

　　明年起抽蓄盈利模式发生改变，抽水蓄能电站收入=容量电价收入+电量电价收入 +有偿辅助服务收入，有望打开收益天花板。633 号文提出，抽水蓄能两部制电价 将从 2023 年起正式实施。抽水蓄能的电站收入未来将来自于容量电价收入、电量 电价收入和有偿辅助服务收入，为了使抽水蓄能电站突破 6.5%的投资收益情况， “633 号文”鼓励电站积极参与电量交易和辅助服务，获得超额收益。为了避免 容量电价的重复计算，国家也对多种收益并存时容量电价的计算方法给出了指引 （“建立相关收益分享机制”），也就是电量电价收入和辅助服务收入收益的 80% 需要在下一监管周期的容量电价核算时进行扣减。

　　目前，虚拟电厂在国内还处于早期发展阶段，各地陆续试点落地了一些典型项目。 广东虚拟电厂：日前邀约需求响应交易；可中断负荷交易；直控型可调节负荷交 易。 山西虚拟电厂：国网山西省电力公司已经投资建设了智慧能源互联网集成系统。 上海虚拟电厂：2020 年，黄浦区项目参与楼宇超过 50 栋，释放负荷约 1 万千瓦。 2021 年 5 月，国家电网在上海开展了国内首次基于虚拟电厂技术的电力需求响应 行动。测试结果显示，上海虚拟电厂 1 小时能产生 15 万千瓦时的电量。测试全程 累计调节电网负荷 56.2 万千瓦，消纳清洁能源电量 123.6 万千瓦时，减少碳排放 量 336 吨。

　　浙江虚拟电厂：2020 年，丽水建成浙江首个虚拟电厂。丽水虚拟电厂由全市境内 800 多座水电站组成。2021 年 3 月，浙江电网首次控制丽水虚拟电厂辅助电网调 峰 43 万千瓦。2021 年 6 月，平湖县域虚拟电厂首次投入应用，可实现该市全域 调峰 2-3 万千瓦。 湖北武汉虚拟电厂：2021 年 6 月开展试点，预测可在局部区域降低监控负荷 70 万千瓦。 安徽合肥虚拟电厂：2021 年 1 月，合肥宣布加快建设全省首个虚拟电厂，目前接入光伏电站 120 兆瓦。 河北省虚拟电厂：秦皇岛为虚拟电厂综合试点，张家口、廊坊分别作为蓄热式电 锅炉、大工业负荷专项试点。

　　2 虚拟电厂（VPP）理论和实践在发达国家已经成熟且各有侧重。其中,美国以可 控负荷的需求响应为主,参与系统削峰填谷；日本侧重于用户侧储能和分布式电源, 以参与需求响应为主；欧洲以分布式电源的聚合为主,参与电力市场交易。自 2001 年起，欧洲各国就开始开展以集成中小型分布式发电单元为主要目标的虚拟发电 厂研究项目，参与的国家包括德国、英国、西班牙、法国、丹麦等。现已实施的 虚拟电厂项目有德国卡塞尔大学太阳能供应技术研究所的试点项目、欧盟虚拟燃 料电池电厂项目、欧盟 FENIX 项目等。

　　虚拟电厂投入成本约为火电厂的 1/8。我国东西部电力供需关系趋紧，电力峰谷 差矛盾日益突出，各地年最高负荷 95%以上峰值负荷累计不足 50 小时。峰谷差问 题可以依靠多种手段缓解，但总体来看，随着虚拟电厂技术的日渐成熟，虚拟电 厂将成为削峰填谷投资成本最低的手段。根据国家电网测算，通过火电厂实现电 力系统削峰填谷，满足 5%的峰值负荷需要投资 4000 亿，而通过虚拟电厂，在建 设、运营、激励等环节投资仅需 500-600 亿元，既满足环保要求，又能够降低投 入成本。

　　2022 年初，国家发改委和国家能源局印发了《“十四五”现代能源体系规划》， 在实施智慧能源示范工程、完善电力辅助服务市场等方面为虚拟电厂提出了明确 的规划；8 月，科技部等部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030 年）》，提出建立一批适用于分布式能源的“源网荷储数”综合虚拟电厂。在国 家政策的推动下，10 余个省份陆续出台了相应的有关文件，对虚拟电厂进行布局， 部分省份已有具体的实施方案和补贴政策。

　　“隔墙售电”实质是分布式发电市场化交易，即分布式电源通过配电网将电能销 售给周边的电力需求用户。分布式发电市场化交易模式下，分布式电源项目的电 能并非低价卖给电网，可提升分布式能源供应商的销售电价，增厚其项目收益。 国家政策持续推动分布式发电市场化交易发展。国家发改委、能源局于 2017 年 10 月发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901 号），提出组织分布式发电市场化交易试点，标志着分布式发电市场化交易启动。 此后，国家多次出台支持分布式发电项目市场化交易的政策，对纳入试点的分布 式发电项目在输电费、政策叉补贴等方面予以政策优惠，驱动分布式发电市 场化交易发展。《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，积极推进分布式发 电市场化交易，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。

　　分布式发电交易的项目规模：根据《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》， 参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求：接网电压等级在 35 千伏及以 下的项目，单体容量不超过 20 兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷 后不超过 20 兆瓦）。单体项目容量超过 20 兆瓦但不高于 50 兆瓦，接网电压等级 不超过 110 千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

　　分布式发电“过网费”确定：根据《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》， “过网费”核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易 双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离，按接入电压等级和输电及电力消 纳范围分级确定。

　　消纳范围认定及“过网费”标准适用准则：《关于开展分布式发电市场化交易试 点的通知》提出，分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一供电范围内的电力 用户进行电力交易，当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电 负荷时，“过网费”执行本级电压等级内的“过网费”标准，超过时执行上一级 电压等级的过网费标准（即扣减部分为比分布式发电交易所涉最高电压等级更高 一电压等级的输配电价），以此类推。因而，“过网费”的计算公式为：过网费= 电力用户接入电压等级对应的输配电价-交易所涉最高电压等级输配电价。整体来 看，“过网费”成为影响分布式发电项目收益的重要因素。

　　“隔墙售电”模式优势较为突出。一方面，与“自发自用、余额上网”分布式发 电项目相比，“隔墙售电”项目选择用户较为灵活，缓解“自发自用、余额上网” 项目用户消纳不稳定的问题，实现多渠道售电，“自发自用”电量比例提升，一 定程度上加强售电定价权。另一方面，“隔墙售电”模式下，最高电压等级的输 配电费用免除和交叉性补贴减免，分布式发电项目和电力用户均可获益。 全国首个分布式发电市场化交易试点项目于江苏常州建成投运，分布式发电市场 化交易落地。2020 年 12 月，江苏常州天宁区郑陆工业园区 5MW 分布式市场化交 易试点项目成功并网发电，成为首个建成并网发电的分布式发电市场化交易试点 项目。该项目采用光伏+农作物种植“农光互补”模式，预计年发电量 680 万千瓦 时，所发电量就近在 110 千伏武澄变电所供电区域内直接进行市场化交易。

　　资源安全面临挑战，再生资源产业发展需求提升。从国内看，“十四五”时期， “双循环”格局下，将推动国内市场向超大规模发展，资源能源需求或将迎来刚 性增长；同时，部分资源对外依存度高，存在较为突出的供需矛盾，资源能源利 用效率有待进一步提升。从国外看，绿色低碳循环发展成为世界共识，全球普遍 将发展循环经济作为应对气候变化、破解资源环境约束和培育经济新增长点的重 要举措。欧美、日本等发达国家和地区较为系统地部署循环经济行动计划，推动 循环经济有序发展。

　　此外，当前世界格局深刻调整背景下，全球价值链、产业链、 供应链受到非经济因素冲击，资源供给的不确定性、不稳定性大幅提升，对我国 资源安全带来较大挑战。因而，综合国内外发展形势来看，资源循环利用和提高 资源利用率水平的需求迫切。在此情形下，再生资源产业发展的需求将大幅提升， 驱动行业规模扩张。

　　政策出台驱动再生资源行业发展。再生资源可实现资源节约和提高资源使用效率， 是实现“双碳”目标的重要举措，长期发展空间广阔。近年来，国家陆续出台支 持再生资源产业发展的相关政策，推动再生资源产业加快发展。《“十四五”规 划》提出，推进能源资源梯级利用、废物循环利用和污染物集中处置。2021 年 7 月 1 日，国家发改委发布《“十四五”循环经济发展规划》，提出到 2025 年，主 要资源产出率比 2020 年提高约 20%，建筑垃圾综合利用率达到 60%，废纸利用量 达到 6000 吨，废钢利用量达到 3.2 亿吨，再生有色金属产量达到 2000 万吨，其 中再生铜、再生铝和再生铅产量分别达到 400 万吨、1150 万吨、290 万吨，资源 循环利用产业产值达到 5 万亿元。

　　从政策支持方向来看，国家政策大力推动固废、报废汽车、废有色金属、塑料、 废钢铁、废纸、新能源汽车动力电池等进行资源循环再生利用。随着国家政策驱 动，预计我国资源利用效率水平将逐步提升，再生资源替代比例将实现进一步提 高，资源再生产业对资源安全的支撑保障作用显著加强，资源循环利用行业迎来 快速发展的机遇期。

　　稀土是不可再生的战略资源，回收利用具有刚需属性。稀土是供给有限的金属资 源，美国地质调查局数据显示，2020 年全球稀土储量达 1.2 亿吨，分布于中国、 越南、巴西、俄罗斯等国家。其中，我国稀土资源储量最为丰富。2020 年，我国 稀土矿储量为 4400 万吨，占全球储量的 36.7%。稀土供给刚性下，稀土废料回收 对于满足下业需求和推动经济社会可持续发展意义重大，这也决定了稀土回 收利用的刚需属性。

　　稀土废料资源回收利用是将生产永磁材料过程中产生的边角料或废弃的磁材废料 进行回收后，通过焙烧、溶解、萃取、沉淀以及灼烧等工艺流程，从磁性材料加 工厂商的废旧磁性物料中分离得到镨、钕、镝、铽等不同的稀土氧化物，实现稀 土资源再生利用。 稀土废料回收有四大来源：1）永磁材料废料。永磁材料生产过程中约产生 25-30% 的边角废料，钕铁硼废料成分基本与钕铁硼磁性材料一致，稀土含量约为 31%， 其中钕占比约为 21%，镨占比约为 7%。2）消费电子产品、稀土荧光粉废料等废弃 物。3）石油裂化催化剂、汽车催化剂等废弃催化剂。4）稀土尾矿、稀土工业废 水等工业固废固液。目前，国内稀土废料回收来源主要是永磁材料生产过程中的 废料，占比近 90%。

　　稀土配额指标稳步增长，稀土矿供应增加。工信部数据显示，2022 年国内轻稀土、 中重稀土总量控制指标分别为 190850、19150 吨，分别同比增长 28.22%、0.00%， 2017-2022 年期间轻稀土、中重稀土总量控制指标的年复合增长率分别为 16.99%、 1.36%。由于当前稀土回收废料来源主要为稀土永磁材料生产过程中产生的边角废 料，而稀土矿是稀土永磁材料生产的上游原材料，随着稀土矿供应增加，稀土磁 材产量增加，稀土回收利用的废料供应亦有望增长，驱动稀土回收利用行业规模 规模扩张。

　　钕铁硼永磁材料产量逐年增长，从供给端为钕铁硼废料综合利用行业提供了发展 空间。随着钕铁硼永磁材料下游需求持续释放，稀土矿配额指标增加，国内钕铁 硼产量呈持续增长趋势。根据中国稀土行业协会数据，2021 年，国内钕铁硼产量 为 21.65 万吨，其中烧结钕铁硼毛坯产量 20.71 万吨，粘结钕铁硼产量 0.94 万吨， 2017-2021 年期间钕铁硼产量年复合增长率为 8.84%。根据钕铁硼生产过程中产生 30%废料，则 2021 年钕铁硼生产产生的稀土废料为 6.50 万吨。

　　稀土下游产业需求爆发，驱动稀土回收产业高景气。稀土产能供给受保护性控制 背景下，新能源汽车、永磁节能电机、风电设备、伺服电机等稀土下游产业需求 持续快速释放，稀土废料回收利用产出的稀土氧化物产品成为满足稀土供需缺口 的重要来源，稀土回收行业迎来发展机遇。 稀土回收优势显著，顺应循环经济发展趋势。相比原矿生产同类产品，稀土回收利用具有工序缩短、成本降低、“三废”减少等优势，有助于减少环境污染和提 高稀土资源使用效率，有效保护国家的稀土资源。每回收提炼 1 吨氧化镨钕相当 于少开采 1 万吨稀土离子矿，稀土回收利用的经济价值和环保效益突出。

　　政策推动稀土回收利用，促进产业规范发展。稀土作为重要的战略储备资源，国 家长期以来重视稀土有序高效开发利用。同时，国家持续出台系列产业政策支持 循环经济发展，稀土回收利用作为循环经济的重要组成部分，国家出台税收优惠、 推动技术研发、设备生产和基地建设支持等举措，促进稀土回收利用产业持续健 康发展。

　　稀土回收行业市场集中度高。由于国家对稀土资源回收利用行业管理趋严，对不 规范的稀土资源回收利用项目持续清理整顿，部分回收利用企业退出稀土回收利 用市场。同时，大型稀土产业集团、上市公司切入稀土资源回收利用赛道，其在 资金、回收资源渠道、技术上更有优势，加速稀土回收利用行业市场集中度提升。 根据《全球稀土二次资源回收利用进展》一文，国内目前现有稀土回收企业超 30 家。2020 年，稀土回收利用市场前 5 家稀土回收产量占比为 50%。其中，华宏科 技稀土回收利用市场份额为 20%（鑫泰科技 15%、万弘高新 5%），为市场份额占 比最大的公司。此外，从稀土废料回收区域分布来看，稀土废料回收量主要分布 于江西地区，占比为 67%。

　　未来稀土回收利用产能将扩张，行业集中度有望进一步提升，行业龙头强者恒强。 目前，明确扩张稀土回收利用产能的企业有华宏科技（未来鑫泰科技、万弘合计 新增稀土废料处理产能 28000 吨）、恒源科技（综合回收利用钕铁硼废料年产 3300 吨稀土氧化物产能）、集盛科技（与三川智慧合作投资年产 3200 吨 REO 二次资源 综合利用项目）等企业，行业产能保持增长态势。未来随着稀土配额指标增长， 钕铁硼产量增加，可利用的钕铁硼废料保持增长态势，而稀土回收利用企业数量 有限，新增产能的企业或享受行业发展的红利，行业市场集中度将进一步提升， 行业龙头企业有望强者恒强。

　　锂资源安全供给愈发重要。2022 年 11 月，加拿大工业部以为由，要求 中矿（香港）稀有金属资源有限公司、盛泽锂业国际有限公司和藏格矿业投资（成 都）有限公司必须分别出售其在动力金属公司、智利锂业公司和超级锂业公司的 股权。此举引发市场锂资源安全供给的担忧，为保障充足的锂资源供应，除常规 锂矿资源外，动力电池回收利用、盐湖提锂也是锂资源供应的重要来源，预计未 来有望迎来发展机遇。

　　1、锂电回收方式及相关公司及业务梳理。锂离子电池回收分为梯级利用回收和再生回收两种方式。梯级利用回收是指对废 旧电池进行必要的检测、分类、拆分、电池修复或重组为梯次产品，使其可应用 至其他领域的过程。梯次利用的流程可以分为三步：先对回收的电池进行筛选， 然后进行电池的串并联，第三步进行充放电的管理，外加入 BMS，设计容量和功 率的匹配。梯级利用回收目前主要针对动力电池，新能源汽车动力电池退役后， 一般仍有 80%的剩余容量，可降级用于其他场景，实现余能最大化利用。经过几 年的探索和发展，目前我国退役动力电池梯次利用已经应用在电力储能系统、通 信基站备用电源、低速电动车以及智能路灯等领域。但目前梯次利用主要以示范 项目为主，尚未形成规模效益。

　　干法回收工艺简单，应用也最为广泛。它是指不借助溶液等媒介，而实现材料或 有价金属的直接回收，回收过程涉及物理分选和高温热解。物理分选是运用破碎、 筛选等途径将电池材料进行粗筛分类，初步分离不同的有用金属。高温热解是采 用高温焚烧分解去除黏结剂，实现材料分离，而且经过高温焚烧，电池中的金属 及其化合物会氧化、还原、分解、蒸汽挥发，然后通过冷凝将其收集。干法回收 虽然原理简单，但是能量消耗大，回收效率低，且存在二次污染，安全性也较低。

　　2、盐湖提锂方式及相关公司业务梳理 。锂资源目前有三种存在形式：锂辉石、锂云母、盐湖。矿石制锂盐的流程是采矿 （矿石），选矿（精矿），再进行加工处理成锂盐。制成的锂盐主要用在电池的 正极材料。数量关系大概是 1GWh 需要 700 吨左右的碳酸锂，一般需要 5-6 吨锂辉 石原矿/锂云母生产 1 吨锂精矿，7-8 吨锂精矿生产单吨锂盐（碳酸锂/氢氧化锂）， 13-15 吨锂云母生产单吨锂盐，具体的数量视乎品位而定。

　　我国盐湖的资源禀赋优越，占比超过六成。根据美国地质调查局统计 （USGS-2021），全球已探明锂资源储量约为 8600 万吨。锂资源主要储存在硬岩 和盐湖卤水中，其中“盐湖型”的锂矿储量占比达 70%以上。我国是锂资源大国， 锂资源丰富、集中程度高，探明锂资源量约为 510 万吨。我国盐湖的资源禀赋优 越,位居世界第三位,在我国的盐湖分布中,的盐湖数量众多且资源优越,占比 超过 6 成,其中大多为富锂盐湖,整体具有锂浓度高且镁锂比低的特点。

　　按照盐湖类型不同，目前比较成功的提锂方法有沉淀法、膜法、萃取法、吸附法 和盐梯度太阳池法等。 沉淀法通过蒸发卤水将锂浓缩到一定浓度，然后利用化学沉淀反应，将锂离子以 沉淀形式从溶液中分离出来。因此沉淀法主要包括 2 个方向，一是仅沉淀锂离子 的目标离子沉淀法，如铝酸盐沉淀法；二是锂离子与伴生离子一起沉淀的共沉淀 法，如碳酸盐沉淀法、硼镁共沉淀法。 碳酸盐沉淀法是研究最早并工业化应用最为广泛的提锂技术。其原理是向浓缩除 硼后的卤水中加入强碱除去钙镁离子，再用纯碱沉淀出碳酸锂产品。此方法工艺 简单，适用于低镁锂比的盐湖卤水，智利的阿塔卡玛盐湖、美国的西尔斯盐湖、 银峰地下卤水等低镁锂比硫酸盐型盐湖均采用此法进行锂资源开发。

　　吸附法提锂工艺简单，提锂过程中污染小。吸附法提锂是用天然或合成的化合物， 制成可对卤水中锂离子进行选择性吸附，再用水或洗脱液将吸附剂中锂离子洗脱， 使锂离子与杂质和伴生离子分离的方法，吸附法适用于高镁锂比盐湖。久吾高科 国内首创将膜分离技术引入盐湖提锂产业化项目，并在此基础上开发吸附耦合膜 法提锂技术及新型提锂吸附剂材料。