中國儲能網訊：
?隨著風電光伏等新能源的快速發(fā)展，解決新能源消納成為越來越迫切的問題，而我國由于可快速響應的燃氣發(fā)電占比低，新能源消納的問題更突出。除了加快發(fā)展抽水蓄能、電化學等能量型儲能外，當前階段，推行火電靈活性改造和加快發(fā)展燃氣發(fā)電，可以很有效的解決新能源消納問題。火電靈活性改造是當前最經濟的解決新能源消納的措施，預計后續(xù)價格政策優(yōu)化后，將會迅速普及。同時，隨著燃氣價格回歸并考慮其調峰調頻價值、環(huán)保價值，國內燃氣發(fā)電也仍有發(fā)展空間。綜上，我們分析，國內類儲能產業(yè)可能迎來一個大發(fā)展，相關企業(yè)在未來幾年可能有較強的經營表現(xiàn)。
摘要
類儲能是當前能經濟和有效解決新能源消納的方式。2021年全球光伏風電在電力裝機中占比已超23%，發(fā)電量占比達10.5%，并且還保持較快的提升，新能源消納成為迫切和嚴肅的大問題。我國2021年新能源裝機占比、發(fā)電量占比分別達到26.6%、11.7%，由于響應能力強的燃氣發(fā)電占比小，新能源消納的矛盾更加突出。當前階段，對存量火電機組進行靈活性改造，可以大幅提升火電機組適應出力大幅波動和快速響應的能力，理論上可將風光發(fā)電量占比水平再提升10個百分點，考慮其改造資產開支及運行成本，靈活性改造仍是解決新能源消納最經濟的方式。燃氣發(fā)電在海外本來就是最重要的發(fā)電和調峰調頻電源，但我國受經濟性及氣源等因素限制，當前主要在沿海省市發(fā)展；考慮未來氣價回歸、調峰調頻等潛在價值，其經濟性未來也有望逐步體現(xiàn)。
靈活性改造、燃氣發(fā)電等類儲能業(yè)務有望快速發(fā)展。盡管靈活性改造考慮改造資本開支和運營成本的綜合成本理論上有明顯的優(yōu)勢，但“十三五”以來國內靈活性改造實際不到目標1/3，主要是給發(fā)電企業(yè)的經濟補償力度不夠，如果未來遵照成本加成基本準則，給與適當?shù)膬r格補償，國內火電改造可能會較快完成推廣和普及，按2-3億kW改造市場估算，對應資產改造開支500-800億元，由于原有參與方在改造中往往具有優(yōu)勢，一般競爭會比較有序，裝備與工程服務企業(yè)盈利能力會比較強。當前，沿海省市因為新能源消納、外來電比例過高等原因，也在加大燃氣發(fā)電的投入，再加上川渝等富氣區(qū)域可能也會加大氣電投資?？紤]未來燃氣發(fā)電的調峰調頻價值、環(huán)保價值，中長期都可能有不錯的發(fā)展。
火電總投資迎來強勁復蘇。2014-2015年后火電投資持續(xù)下降，帶來了一系列問題，至近幾年政策開始糾偏，當前和未來相當長時間火電的不可或缺得到重新認識。同時，電價調控政策也在加快形成成本的合理控制、傳導機制。火電在去年開始出現(xiàn)強勁的復蘇，從核準情況看，2021Q4國內火電核準容量達到11GW，環(huán)比增加4倍，今年以來核準情況也延續(xù)了高增長態(tài)勢，預計未來幾年火電總體投資仍然保持較大的強度，在此背景下，靈活性改造、燃氣發(fā)電的參與企業(yè)的發(fā)電裝備業(yè)務也有望保持好的增長。
投資建議：推薦東方電氣，建議關注華光環(huán)能、西子潔能、st龍凈/清新環(huán)境/元琛科技/青達環(huán)保（環(huán)保）、哈爾濱電氣（港股）。
風險提示：電源投資不及預期；新能源裝機不及預期；政策調整風險。
一、類儲能是當前解決新能源消納的高效、經濟方式
1、電力供需失衡概率增加，系統(tǒng)應對能力減弱
構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是大勢所趨。2021年3月中央財經委員會九次會議提出“構建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”。供給端的清潔能源化和需求端的電氣化“兩化”特點是過去20年全球電力甚至能源系統(tǒng)的主要特點，未來幾十年將會進一步強化。
由“電源可控+負荷波動”變成“電源、負荷波動”，電力系統(tǒng)源、網、荷間更容易失衡。電力系統(tǒng)正在呈現(xiàn)以下幾點變化：
發(fā)電側光伏等波動性電源比例提升；
終端電氣化帶來用電總量的提升；
而旋轉機械電機的退出以及逆變器、變流器等電力電子設備的接入造成系統(tǒng)慣量的下降。
電力系統(tǒng)供需、慣量特征的根本性改變直接造成供需平衡更容易被打破，且一旦失衡由于慣量降低頻率波動更加劇烈。要維持系統(tǒng)穩(wěn)定的核心在于提升發(fā)電與負荷匹配度，保持系統(tǒng)供需平衡，而儲能/類儲能剛好可以扮演這個角色，實現(xiàn)電力供需的時間轉移，發(fā)揮“庫存”效果，階段性改變供需平衡狀態(tài)。
2、發(fā)展大規(guī)模儲能/類儲能急迫而且長期
新能源替代建立在電力系統(tǒng)安全可靠的基礎上。區(qū)別火電、核電等可控電源，水電、風電、光伏存在不同周期的波動性。其一是如風電、光伏等存在分鐘級、小時級的短周期波動，其二則是受水、風、光等自然資源的月度調整，存在季節(jié)性的長周期變化，以水電為例總發(fā)電量的振幅達到50%。
解決風光消納，發(fā)展儲能/類儲能越加迫切。風電光伏發(fā)電量占比低于5%時，系統(tǒng)冗余能解決日內能量不平衡，轉動慣量可以解決功率不平衡問題，但如果占比到了8-10%，功率/能量平衡問題就不能忽視。在大致10-30%的階段，小時級日內能量儲能、短時功率儲能是主要問題，到了25-30%階段，氫能、壓縮空氣等長期能量儲能也將加速發(fā)展。
2021年風電、光伏發(fā)電量合計占比已達到11.7%，水電占比超過15%。同時相較海外，國內調峰能力更強的燃氣發(fā)電結構占比遠低于煤電（歐洲大部分地區(qū)燃氣發(fā)電占比更高），在可再生能源滲透率逐步提升向主力電源切換的過程中，需要在電源出力波動的情況下，保持系統(tǒng)穩(wěn)定，發(fā)展儲能/類儲能等靈活性資源越加迫切。
儲能/類儲能可以增加系統(tǒng)在不同時間維度的靈活性，且類儲能應用覆蓋小時到季度維度、成本更優(yōu)。
儲能的技術方案眾多，可以按照能量存儲方式不同分為機械式儲能、電化學儲能、電磁式儲能、化學儲能、儲熱等。不同類型的儲能方式技術、經濟特征各異。
類儲能方式主要指火電靈活性改造、燃氣發(fā)電等。與儲能方案最大的區(qū)別在于類儲能穩(wěn)態(tài)情況下作為主力電源出力，暫態(tài)情況下，通過減少、增加功率輸出參與系統(tǒng)調節(jié)，而類儲能本身不能吸收系統(tǒng)額外的不平衡功率。
不同應用場景下配置靈活性電源需要綜合考慮電源、電網、負荷特征。整體而言，長周期能量型場景與抽水蓄能、氫儲能、壓縮空氣等方式匹配，短周期的功率型場景下，鋰電池等電化學儲能、飛輪儲能、超級電容等更優(yōu)。而靈活性改造、燃氣等類儲能方案則能夠覆蓋從短周期調頻調峰到長周期能量調度的多樣化場景，適配性更好。
成本方面，靈活性改造在單臺火電投資基礎上的附加成本大部分在幾千萬上下，提升10-30%的靈活性調度空間，折算每千瓦投資額在500-1000元，燃氣投資強度每千瓦在2000-3000元，且從能量角度看，邊際成本僅為儲煤、儲氣成本，遠低于其他的儲能方案，經濟性更有優(yōu)勢。
二、靈活性改造、燃氣發(fā)電有望快速增長
1、火電靈活性改造有望高增
1.1 靈活性改造概述
靈活性改造指火電機組的運行工況靈活性的優(yōu)化升級，以降低能源消耗，適應負荷快速、大幅度變化的場景。主要量度指標包括調峰深度（偏離額定負荷深度）、響應速率（輸出功率調整速率）、啟停時間等。
針對不同工況火電機組火電靈活性改造有多種解決方案，總體上：
? 純凝機組-深度調峰改造：對純凝機組主要在優(yōu)化啟停時間、變負荷速度深度上；
? 熱電機組-熱電解耦：對熱電機組靈活性目標主要是熱電解耦，提升額定容量10-20%的調節(jié)能力。
具體到火電機組設備改造上，鍋爐、汽輪機、發(fā)電機、輔機及控制系統(tǒng)都存在多種差異化的方案。
1.2 低成本高收益，機制理順后有望快速發(fā)展
當前新能源消納是越發(fā)嚴峻的挑戰(zhàn)，現(xiàn)階段對電力系統(tǒng)，火電靈活性改造資本開支和運營成本的綜合成本理論上有明顯的優(yōu)勢，是滿足大規(guī)模、低成本且能夠較快投運的靈活性支撐方案。
而從實際進度看，國內靈活性改造進度不快、質量與海外成熟市場比有差距。
上世紀末國內已經有部分電廠開展機組的調峰試驗，2016年能源局下發(fā)關于火電靈活性改造試點項目通知，主要在東北、內蒙等地展開試點改造，受限收益機制（主要為調峰收益）、政策穩(wěn)定性、技術成熟度等影響，“十三五”靈活性改造進程慢于預期（規(guī)劃2.2億kW，2020年末完成8000萬kW）。
此外從調峰深度上看，行業(yè)內改造目標大致為熱電機組最小技術出力達到40-50%、純凝機組達到30-35%，與丹麥、德國等還有明顯的差距。
靈活性改造的主要限制因素在于給發(fā)電企業(yè)的經濟補償力度不夠?；痣姀S是執(zhí)行靈活性改造的主體，過去幾年利用小時數(shù)下調疊加煤炭價格的上升，實際電廠的經營表現(xiàn)有壓力，投資能力受影響，形成快速有效的回報機制是靈活性改造的發(fā)展重點。
如果未來遵照成本加成基本準則，給與適當?shù)膬r格補償，國內火電改造可能會較快完成推廣和普及。從2020年前后，相應的政策機制在逐步構建成型。
? 2021年底能源局修訂發(fā)布《電力并網運行管理規(guī)定》、《電力輔助服務管理辦法》，輔助服務市場的收益機制更完善。
? 地方層面，華北、西北、南方等大部分地區(qū)逐步出臺明確了調峰輔助服務運營實施方案，同時針對不同調峰深度，部分地區(qū)已經有響應的階梯電價方案，體現(xiàn)靈活性改造技術的附加價值。
以《華北電力調峰容量市場運營規(guī)則（暫行）》為例，火電機組容量電價申報以機組額定容量的50%以下每10%為一檔，調峰容量單位價格逐檔遞增，調峰深度每增加10%，則報價上限提升150元/MW*日。
2021年11月，發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》，規(guī)劃“十四五”期間新建機組全部實現(xiàn)靈活性制造，存量現(xiàn)役機組應改盡改，完成2億kW改造，增加系統(tǒng)調節(jié)能力3000-4000萬kW，實現(xiàn)機組靈活規(guī)模1.5億kW，同時要求新建機組全部實現(xiàn)靈活性改造，大致估算市場空間500-800億。由于原有參與方在改造中往往具有優(yōu)勢，一般競爭會比較有序，裝備與工程服務企業(yè)盈利能力會比較強。
2、燃氣發(fā)電是能夠快速釋放靈活性的電源方案
2.1 燃氣發(fā)電碳排放更低、靈活性更好
燃氣輪機壓縮空氣后將其與燃氣混合點燃后，產生大量熱空氣，推動燃氣輪機的葉片旋轉，帶動發(fā)電機轉動，完成化學能到熱能、機械能及電能的轉換。
通常燃氣發(fā)電所用燃料為天然氣，而依據(jù)電站運行方式，可進一步劃分為：
簡單循環(huán)（燃氣輪機+發(fā)電機）：氣體經一次壓縮、一次加熱、一次膨脹做功后直接排入大氣的燃氣輪機，效率接近40%；
聯(lián)合循環(huán)（燃氣輪機+余熱鍋爐+發(fā)電機）：多指余熱鍋爐型燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)。余熱鍋爐收集燃氣輪機排出的余熱，熱能使鍋爐產生高溫高壓的蒸汽，廢氣通過煙囪排出，產生的高溫高壓蒸汽輸送至蒸汽輪機，從而產生更多電量。聯(lián)合循環(huán)方式效率更高，在60%上下。
燃氣發(fā)電相較燃煤優(yōu)勢主要體現(xiàn)在清潔性（能源效率）、靈活性上。
? 燃氣發(fā)電相較普通的燃煤電站更清潔。燃氣發(fā)電效率更高，相近的煙氣處理方式下（CCS），聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電GHG排放量大致為燃煤的一半，雖然仍高于光伏、風電等清潔能源，但已經比燃煤有明顯的優(yōu)化。
? 控制響應更靈活。冷啟動方面，單循環(huán)燃氣電廠冷啟動時間僅為燃煤電廠的幾分之一，聯(lián)合循環(huán)電廠熱態(tài)啟動時間也僅為70-90mins。負荷調整速率方面，單循環(huán)燃氣發(fā)電5分鐘內單GW氣電的最大負荷變化也遠高于煤電。
? 空間更集約、建設周期短。燃氣發(fā)電無需考慮煤場等空間，建設周期15-20個月。
2.2 燃氣主要應用場景可能偏向調峰
近十幾年國內燃氣發(fā)電實現(xiàn)了規(guī)模成長，但總體占比不高。我國自本世紀初從開始規(guī)模推動燃氣發(fā)電應用，截止今年8月，國內燃氣發(fā)電裝機1.1億千瓦，但僅占火電裝機總容量的8.6%，發(fā)電量貢獻僅3%。
其一，資源稟賦差異限制燃氣作為主力電源的上限。全球一次能源消費結構中，煤、石油、天然氣比例大致相當。由于能源資源稟賦的先天差異，國內能源供給以煤炭為主，2021年天然氣占比僅6%，考慮進口附加后天然氣消費比例也只有8.9%。
其二，進口依賴也造成天然氣價格偏高，且未形成有效的激勵機制。燃氣發(fā)電80%成本來自燃料，對燃氣熱電機組，成本較煤電偏高，調峰機組在部分地區(qū)有響應的輔助服務回報機制，但整體回報率并不高。
燃氣發(fā)電的增長驅動來自電力系統(tǒng)靈活性需求。如前所述燃氣發(fā)電具備啟停靈活、輸出范圍寬、碳排放強度低的優(yōu)勢，在新型電力系統(tǒng)構建背景下，燃氣發(fā)電是能夠快速上規(guī)模的靈活性電源。
在國內具備氣源優(yōu)勢的地區(qū)，燃氣發(fā)電可能會實現(xiàn)較快的增長。西北、中部、西南地區(qū)燃氣資源相對豐富，或東部沿海有完善的國內外燃氣供應渠道的地區(qū)具備規(guī)模發(fā)展燃氣調峰電源的可行性。
此外，氣電價格體系也在逐步完善，一方面氣電價格聯(lián)動能夠傳導上游燃氣價格變化，另一方面依據(jù)電源調峰深度提供差異化的電價額度，也會進一步推動燃氣發(fā)電的收益改善。
三、火電迎來強復蘇
1、現(xiàn)階段火電仍是電力供應的“頂梁柱”和“壓艙石”
1.1 火力發(fā)電概況
以燃煤火電為例，火力發(fā)電機組由燃煤鍋爐、蒸汽輪機、發(fā)電機三大主要動力設備組成。
工作過程中，原煤經過磨煤機破碎后，煤粉隨空氣噴入鍋爐爐膛，燃燒產生高溫煙氣，爐內換熱器中的水吸收熱量形成高溫蒸汽，進入汽輪機，推動汽輪機轉動，進而帶動同軸的發(fā)電機轉子旋轉對外發(fā)電做功。整體上完成了化學能、熱能、機械能到最終電能的轉化。此外，鍋爐產生的蒸汽也可以參與供熱、供冷。
依據(jù)燃料差異，火電廠可以分為燃煤、燃氣、燃油三大類型，不同燃料類型的前端反應方式不同，對應原動機為汽輪機、燃氣輪機、柴油機等。
“雙碳”目標下，風電、光伏等可再生能源快速發(fā)展，近5年逐步成為新增裝機主力。而從電源累計裝機看，2021年國內火電累計裝機容量占比超50%，發(fā)電量貢獻超70%，仍是國內電源側“頂梁柱”和“壓艙石”。
據(jù)中電聯(lián)預測，2022年全社會用電量將增加5-6%，新增發(fā)電裝機容量2.3億kW，其中非化石能源1.8億kW，火電為主的傳統(tǒng)能源0.5億kW?？紤]用電量快速增長，以及今年暑期以來部分地區(qū)電力供需失衡造成的保供壓力等，預計未來幾年，國內甚至全球火電投資的復蘇都可以預見。
1.2 過去幾年在經歷兩輪投資高潮后投資額逐步下行
火電投資的影響因素主要包括投資強度、煤炭價格、電價回報、負荷需求等，近十年能源清潔化的趨勢下，風光等可再生能源的替代效應、環(huán)保要求等也是新增的火電投資影響因素，此外相應的政策機制調控也是重要的變量因素。
2005年：供需失衡及廠網分開推動世紀初首輪火電建設高潮。以世紀初為界，當時國內重工業(yè)快速發(fā)展用電需求爆發(fā)式增長，而在1999年國內啟動小火電關停，電力供需形勢趨緊，2003、2004年國內一度出現(xiàn)“電荒”，也促成了隨后電源建設的集中期到來。同期在2003年國發(fā)5號文推動廠網分開，火電廠劃歸五大發(fā)電集團等市場主體，發(fā)電集團進入規(guī)?？焖贁U張，搶占市場份額的階段，火電在世紀初迎來發(fā)展的小高潮。
2015年：煤炭價格下行，電站回報率優(yōu)化推動火電再次擴張。電力供給的快速擴張造成了火電利用小時數(shù)的整體下降，同時在2008年前后國內煤炭價格基本上維持在高位，火電企業(yè)經營壓力壓制擴張意愿，“十二五”首年2011年再次出現(xiàn)了電力緊張。2012-2015年，國內煤炭價格處在下行通道激發(fā)火電投資動力（從企業(yè)盈利表現(xiàn)可以看出，2015年大部分火電廠經營情況在改善），同期國內持續(xù)推進存量火電裝機結構的調整，加速淘汰落后產能。
此外2014年國務院下發(fā)投資核準目錄指出火電站由省級投資主管部門核準，也提供了一定的制度便利。火電投資在2015年大幅回暖，當年投資額達到1396億元，同比增長47%，也是“十二五”期間投資力度最大的一年。
對比此前兩輪熱潮，自上而下的供需變化是決定火電投資更深遠的影響因素。
區(qū)別2004、2005年電力總供需趨緊形成的火電投資高潮，2015年前后的火電投資高點更偏向于企業(yè)回報情況改善、自下而上的表現(xiàn)。
從電力總供需看，供給是超過需求的，2015年電源投資總額同比增長10.5%（其中主力火電增加47%），發(fā)電裝機容量同比增長24%，然而用電量增長僅為0.5%，這也一定程度造成了2015、2016年的投資額高位之后，需要較長的時間消化火電冗余，直觀體現(xiàn)為發(fā)電利用小時數(shù)的下降，火電運營商的有效產出受影響，項目回報率下降。
煤炭價格上升、電價浮動空間有限，火電盈利承壓。
2020年下半年開始，復工復產、南方降水增多造成水力發(fā)電不足造成火電需求拉升，疊加部分煤炭產區(qū)檢查力度升級，煤炭價格開始上升，2021年煤炭供給受安檢、環(huán)保監(jiān)管，同時進口存在缺位，價格延續(xù)上升趨勢，高點漲幅超過一倍。國內火電廠以燃煤為主，成本大幅上升。
而國內煤電上網此前執(zhí)行標桿電價，2019年9月為降低用電成本，國務院決定完善燃煤發(fā)電上網電價形成機制，自2020年將標桿電價機制改為“基準價+上下浮動”，-15%~+10%的浮動空間相對有限，火電企業(yè)的成本增量無法形成有效的傳導。
環(huán)保訴求、光伏、風電等新能源的裝機也在壓制火電的投資強度。此外，過去幾年是國內以光伏為代表的新能源進入到發(fā)電側平價的過度期，國內維持了相對優(yōu)厚的補貼額度，風電、光伏成為發(fā)電集團的主要投資重心。
綜上，供需關系相對穩(wěn)定（且2015、2016年的投資熱潮造成了火電供給冗余）、新能源的快速滲透、疊加最近1-2年煤價、電價的差距拉開造成的火電廠盈利壓力，火電投資在過去5年始終處在千億以下。
2、供需關系、系統(tǒng)角色轉變背景下，火電投資有望迎來復蘇
2.1 電源變化造成電力結構性供需失衡的可能性加大
一方面從總量上看，過去幾年火電存量規(guī)模增速放緩，實際能夠有效輸出的電源容量（取理論最大利用小時數(shù)×累計裝機容量）增速是整體低于用電量的。意味著即便不考慮電源出力波動，系統(tǒng)出現(xiàn)電力供應緊張的可能性在加大。
另一方面結構上，電源結構的變化造成現(xiàn)階段對電力供需平衡的判斷不只是考慮在有效容量口徑的匹配，更要考慮電源出力的時空差異。尤其在風光水電滲透率越來越高的背景下，總量平衡≠結構平衡。
理論上為維持系統(tǒng)穩(wěn)定，火電等可控電源的配置原則除考慮負荷波動外，要兼顧其他電源的出力波動，意味著可控靈活電源要有比此前更大的冗余度。而實際上火電、核電等可控電源的理論出力極限，相較波動性電源的出力上限增速是趨緩的。
以四川為例，區(qū)域水電占比超過80%，是典型的高比例可再生能源市場。今年7、8月以來，高溫少雨天氣造成四川等地電力供需失衡，8月上旬工業(yè)企業(yè)大面積限電，川內外送電量也受到影響。
如何保證在可再生能源出力波動情況下的供能穩(wěn)定重要性凸顯。7月四川加大火電出力規(guī)模，同比多發(fā)24億kWh。由于目前長周期、大容量儲能還沒有成熟的方案，火電的保供意義重大。預計在未來較長的時間內，火電仍然是平滑季節(jié)波動的重要保供電源。
2.2 煤價、電價機制調整利好火電收益率提升
目前火電項目單位投資額基本企穩(wěn)，影響項目收益的主要因素包括煤價、電價、利用小時數(shù)等。2021年下半年以來，國家電價、煤價調控政策的相繼出臺落實，推動形成更有效的煤、電價格傳導機制，利好火電項目收益率的提升優(yōu)化。
煤價：提出合理價格區(qū)間，引導煤電價格傳導。2022年2月發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，以求引導動力煤在合理價格區(qū)間運行。通知明確煤炭價格由市場形成，在煤炭價格顯著上漲或者有可能顯著上漲時，按程序及時啟動價格干預措施，過度下跌時引導合理回升。同時引導電力中長期交易合同與煤炭長協(xié)價格掛鉤，實現(xiàn)煤電價格的有效傳導。此外，通知給出了主要煤炭產區(qū)的中長期價格交易區(qū)間。
電價：推動煤電上網電價市場化改革。煤電上網電價的市場化進程也在最近幾年提速。2020年國內煤電上網電價由標桿電價模式改為“標桿基準+浮動”形式，浮動區(qū)間為-10%~+15%。2021年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》，推動有序開放全部燃煤發(fā)電電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍至±20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制、電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制。電價放開從收益端更好的反應供需、成本等因素的變化。
從實際火電項目核準情況看，2021Q4開始核準容量開始有明顯提升，單季度核準量超過11GW，2022Q1延續(xù)了高增趨勢，單季度核準8.6GW。
投資建議
隨著風電光伏等新能源的快速發(fā)展，解決新能源消納成為越來越迫切的問題，而我國由于可快速響應的燃氣發(fā)電占比低，新能源消納的問題更突出。除了加快發(fā)展抽水蓄能、電化學等能量型儲能外，當前階段，推行火電靈活性改造和加快發(fā)展燃氣發(fā)電，可以很有效的解決新能源消納問題?；痣婌`活性改造是當前最經濟的解決新能源消納的措施，預計后續(xù)價格政策優(yōu)化后，將會迅速普及。同時，隨著燃氣價格回歸并考慮其調峰調頻價值、環(huán)保價值，國內燃氣發(fā)電也仍有發(fā)展空間。綜上，我們分析，國內類儲能產業(yè)可能迎來一個大發(fā)展，相關企業(yè)在未來幾年可能有較強的經營表現(xiàn)。
推薦東方電氣，建議關注華光環(huán)能、西子潔能、st龍凈/清新環(huán)境/元琛科技/青達環(huán)保（環(huán)保）、哈爾濱電氣（港股）。
風險提示
1）電源投資不及預期；
2）新能源裝機不及預期；
3）政策調整風險。
