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证券研究报告证券分析师 刘博 （ S0600518070002）邮箱： 证券分析师 唐亚辉（ S0600520070005）邮箱： 从储能角度看抽水蓄能东吴公用事业 2022.06.30核心逻辑抽水蓄能是储能行业的主导者，电化学储能是增速最快的储能方式存量装机： （ 1）全球： 2021年全球储能总装机达到 205.3GW，其中抽水蓄能装机达 177.4GW，占比 86.4%，是储能行业的领导者，电化学储能装机 21.1GW，占比 10.3% （锂离子电池占电化学储能的 93.9%） ； （ 2）中国： 2021年中国储能总装机达 43.4GW，位居世界第一，其中抽水蓄能装机 37.6GW，占比 86.5%，电化学储能装机 5.1GW，占比 11.8% （锂离子电池占电化学储能的 99.7%） 。新增装机： （ 1）全球： 2021年全球储能新增装机 13.1GW，其中抽水蓄能当年新增装机 5.3GW，占比 40.2%，电化学储能装机规模达 7.5GW，占比 57.6%（锂离子电池占电化学储能的 99.7%）。 （ 2）中国： 2021年中国新增储能装机 7.4GW，其中抽水蓄能 5.3GW，占比 71.1%，电化学储能 1.8GW，占比 24.9%（锂离子电池占电化学储能 99.3%）两部制电价 +电力辅助市场有望增厚抽水蓄能电站盈利性 5%-10%两部制电价规定抽水蓄能的盈利由容量电价 +电量电价组成。容量电价：弥补固定成本及准许收益，按 IRR6.5%核定，经营期 40年，并将容量电价纳入输配电价；电量电价：以竞争性方式形成电量电价或在现货市场形成电量电价，电量电价收益20%由抽水蓄能电站分享， 80%在下一监管周期核定容量电价时相应扣减。十四五抽水蓄能开工目标 270GW，推荐抽水蓄能运营商公司文山电力、关注湖北能源，建议关注 EPC 中国电建、水轮机东方电气等2022年 6月 14日，中国电建董事长指出十四五期间，将在 200个市、县开工建设 200个以上的抽水蓄能项目，开工目标270GW，目前开工不足 60GW，未来四年将新开工 210GW。风险提示： 新型电力系统进度不及预期的风险；项目推进不及预期风险；电价不确定性风险等。2研究成果抽水蓄能是当前成本最低、技术最成熟、寿命最长的储能方式两部制电价 +电力辅助市场有望增厚抽水蓄能电站盈利性 5%-10%十四五抽水蓄能目标开工 270GW， 2021年仅开工 61GW标的：推荐文山电力，关注湖北能源、中国电建、东方电气等风险提示3抽水蓄能是当前成本最低、技术最成熟、寿命最长的储能方式4抽水蓄能原理抽水蓄能电站是为了解决电网高峰、低谷之间供需矛盾产生的，是间接储存电能的一种方式。 它利用下半夜过剩的电力驱动水泵，将水从下水库抽到上水库储存，在白天和前半夜将水放出发电，并流入下水库。整个过程中部分能量会损耗，但仍然比增建煤电发电设备来满足高峰用电而在低谷时压荷、停机这种情况成本更低。抽水蓄能电站还承担调频、调相和事故备用等动态功能。 抽水蓄能电站既是电源点，又是电力用户，又是电网运营管理的重要工具。常规水电站最主要的功能是发电，即向电力系统提供电能，通常年利用小时达到 3000-5000小时；抽水蓄能电站的年利用小时数一般在 1200小时左右，抽水与发电的综合利用效率约 75%。数据来源： Wind，东吴证券研究所5全球： 2021年新增储能 13.1GW，其中抽水蓄能 5.3GW，占比 40.2%存量装机： 2021年全球储能总装机达到 205.3GW，其中抽水蓄能装机达 177.4GW，占比 86.4%，是储能行业的领导者，电化学储能装机 21.1GW，占比 10.3% （锂离子电池占电化学储能的 93.9%） ；新增装机： 全球： 2021年全球储能新增装机 13.1GW，其中抽水蓄能当年新增装机 5.3GW，占比 40.2%，电化学储能装机规模达 7.5GW，占比 57.6%（锂离子电池占电化学储能的 99.7%）。数据来源： 2022储能产业应用研究报告 ，东吴证券研究所抽水蓄能 , 40.2%压缩空气 , 1.4%蓄冷蓄热 , 0.8%锂离子电池 , 57.44%液流电池 , 0.09%铅蓄电池 , 0.02%其他 , 0.05%电化学储能 , 57.6%抽水蓄能 , 86.42%蓄热蓄冷 , 1.89%压缩空气 , 0.91%飞轮储能 , 0.47%锂离子电池 , 9.67%铅蓄电池 , 0.23%钠基电池 , 0.21%其它 , 0.05%超级电容器 , 0.02%其他 ,10.30%2021年全球存量储能装机抽水蓄能占比 86.4% 2021年全球新增储能装机抽水蓄能占比 40.2%6中国： 2021年新增储能 7.4GW，其中抽水蓄能 5.3GW，占比 71.1%存量装机： 2021年中国储能总装机达 43.4GW，位居世界第一，其中抽水蓄能装机 37.6GW，占比 86.5%，电化学储能装机 5.1GW，占比 11.8% （锂离子电池占电化学储能的 99.7%） 。新增装机： 2021年中国新增储能装机 7.4GW，其中抽水蓄能 5.3GW，占比 71.1%，电化学储能 1.8GW，占比 24.9%（锂离子电池占电化学储能 99.3%）。数据来源： 2022储能产业应用研究报告 ，东吴证券研究所2021年中国存量储能装机抽水蓄能占比 86.5% 2021年中国新增储能装机抽水蓄能占比 71.1%抽水蓄能 , 86.5%蓄热蓄冷 , 1.3%其它 , 0.4%锂离子电池 , 10.74%铅蓄电池 , 0.65%液流电池 , 0.34%其它 , 0.07%电化学储能 , 11.8%抽水蓄能 , 71.1%压缩空气 , 1.4% 蓄冷蓄热 , 0.8%锂离子电池 , 24.73%铅蓄电池 , 0.02%液流电池 , 0.12%其它 , 0.02%电化学储能 , 24.9%7投资主体：从电网投资转为多元化投资主体过去： 电网企业是抽水蓄能电站建设的投资主体。已建在建，超过 90%的抽水蓄能电站由电网公司独资建设，或控股、参股建设。未来： 除电网公司外，还包括发电企业、地方投资平台、电力建设企业、非涉电建筑类企业、水利水电勘测设计企业、制造类、水利类和矿山类企业等。数据来源： 抽水蓄能产业发展报告 2021 ，东吴证券研究所82022年发展预测根据水电水利规划设计总院预计， 2022年投产 9GW， 2022年底存量装机达 45GW左右；预计 2022年核准装机 50GW。2020年国家能源局进行抽水蓄能普查获取资源站点 1529个，装机规模达到 1604GW；截至 2021年底，我国纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 814GW，其中 97.9GW已经实施。2022年预计投产抽水蓄能电站： 东北：吉林敦化、黑龙江黄沟；华北：山东沂蒙、山东文登、河北丰宁；华中：河南天池；华东：浙江长龙山、福建周宁、福建永泰，安徽金寨；西南：重庆蟠龙；南方：广东梅州、广东阳江。2022年预计开工建设抽水蓄能电站 ：东北：辽宁大雅河；华北：河北徐水、内蒙古美岱；华中：河南龙潭沟、湖北宝华寺、湖南安化、江西洪屏二期；华东：安徽宁国、江苏连云港、浙江建德；西北：青海哇让、陕西富平；南方：广东三江口、贵州黔南。数据来源： 抽水蓄能产业发展报告 2021 ，东吴证券研究所19104 19713 16633 20339450082709212511010,00020,00030,00040,00050,000东北 华北 华东 华中 南方 西北 西南站点资源量（万 kw）798563348260187 160 150135 132 127 120 120 120 120 12080 60 3090100200300400500600700800900 抽水蓄能装机量（万 kw）全国抽水蓄能站点资源区域分布 各省 （ 区 、 市 ） 抽水蓄能电站装机情况 （ 单位：万 kw）9低成本：抽水蓄能是当前最具经济性的储能方式2021年核准抽水蓄能电站的单 GW静态投资额为 53.67亿元：抽水蓄能的技术已成熟，自十三五以来抽水蓄能电站单位造价水平相对平稳，抽水蓄能电站单位造价随装机规模增加而显著降低，而不同项目个体之间工程建设条件个体差异明显，造价水平也差异较大。抽水蓄能电站的投资占比前三位为：机电设备及安装工程 26%、建筑工程 25%、建设期利息 14%。数据来源： 抽水蓄能产业发展报告 2021 ，东吴证券研究所序号 省份 项目名称 装机容量（万 kw） 单位静态投资 （元 /kw） 单位动态投资 （元 /kw）1 黑龙江 尚志 120 5809 69652 浙江 泰顺 120 4888 59453 浙江 天台 170 5263 63194 江西 奉新 120 5298 63665 河南 鲁山 130 5590 66756 湖北 平坦原 140 5495 67207 重庆 栗子湾 140 5828 72608 广西 南宁 120 5476 66139 宁夏 牛首山 100 6364 784710 辽宁 庄河 100 5689 679811 广东 梅州二期 120 3483 3930平均 5367 6480 序号 项目名称 投资所占比例1 施工辅助工程 5.49%2 建筑工程 25.43%3 环境保护和水土保持工程 1.43%4 机电设备及安装工程 26.07%5 金属结构设备及安装工程 3.77%6 建设征地移民安置补偿费用 3.49%7 独立费用 11.93%8 预备费 8.31%9 建设期利息 14.09%10 工程总投资 100%2021年核准抽水蓄能电站造价水平 ， 平均单 GW静态投资额为 53.67亿元 抽水蓄能电站工程造价各部分投资占比10调峰调频调相：抽水蓄能是我国构建新型电力系统的压舱石抽水蓄能在我国电力系统转型中发挥着调峰调频调相的重要作用东北区域 受到电煤短缺影响电力供应形势， 2021年抽水蓄能月发电量均高于同期，有效缓解东北电网电力供应压力；华北区域 电站运行强度高，抽水蓄能调用方式已打破常规；华东区域 抽水蓄能调用计划性较强，抽水蓄能机组运行强度均处于较高水平；华中区域 临时调节需求明显增加，导致频繁修改抽水蓄能计划曲线；南方区域 系统大量接受区外电力，在系统调峰困难时按照“低谷抽水，以抽定发”的定位运行，系统调节缓和时按“紧急事故备用”的定位以备用状态运行。数据来源：北极星电力网，东吴证券研究所配置储能系统可以大大减弱电网系统的冲击11低成本：抽水蓄能设备寿命长达 30年，建设期约 5-7年根据中国电力工程顾问集团西北设计院在 2020年 6月发表的 基于全寿命周期成本的储能成本分析 中对几种典型的储能电站的度电成本进行测算，比较各类储能设备的经济性，考虑的储能设备包括抽水蓄能电站、压缩空气储能、铅酸电池、钠硫电池、液流电池、锂离子电池，其储能电站参数如下表，以目前较为成熟的抽蓄电站为基准，储能装机按 1200，储能时长按 6，计算中电池使用寿命暂按储能放电深度 80情况下， 1年循环 300次，液流电池循环次数达 12000次以上，计算中按 20年计。数据来源： 基于全寿命周期成本的储能成本分析 ，东吴证券研究所储能电站参数储能电站类型 抽水蓄能 压缩空气 铅酸电池 钠硫电池 液流电池 锂离子电池单位功率投资额 （ 元 /KW） 5500 7100 单位容量投资额 （ 元 /KWh） 1200 7000 8000 2000建设期 （ 年 ） 5-7 2 1 1 1 1设备寿命 （ 年 ） 30 30 最大充电次数 280 2500 12000 3000运行维护率 （ %） 2.50 2.00 0.50 0.50 0.50 0.50电能转换效率 （ %） 75 40 80 85 70 9012低成本：度电成本远低于其他储能，发电 2000h时低至 0.46元 /度抽蓄电站的度电成本最低，其次是压缩空气，电池类储能度电成本最高，其中电池类储能度电成本由低到高依次为锂离子电池、液流电池、钠硫电池和铅酸电池。 当储能电站的储能利用小时数达到 2000h，抽蓄电站储能度电成本低于 0.5元 /KWh，约 0.46元 /KWh，压缩空气储能度电成本低于元 /KWh，约 0.92元 /KWh，锂离子电池储能度电成本降低至约 1.02元 /KWh。数据来源： 基于全寿命周期成本的储能成本分析 ，东吴证券研究所各类储能电站的年发电量和度电成本储能年发电量 /(108kWh) 储能度电成本 /元 (kWh)-1发电小时 /h 抽水蓄能 压缩空气 铅酸电池 钠硫电池 液流电 池 锂离子 电池 抽水蓄 能 压缩空 气 铅酸电 池 钠硫电 池 液流电 池 锂离子 电池200 1.8 0.96 1.92 2.04 1.68 2.16 4.64 9.25 51.27 44.45 34.85 10.21400 3.6 1.92 3.84 4.08 3.36 4.32 2.32 4.62 25.63 22.22 17.43 5.1600 5.4 2.88 5.76 6.12 5.04 6.48 1.55 3.08 17.09 14.82 11.62 3.4800 7.2 3.84 7.68 8.16 6.72 8.64 1.16 2.31 12.82 11.11 8.71 2.551000 9 4.8 9.6 10.2 8.4 10.8 0.93 1.85 10.25 8.89 6.97 2.041200 10.8 5.8 11.5 12.2 10.1 13 0.77 1.54 8.54 7.41 5.81 1.71400 12.6 6.7 13.4 14.3 11.8 15.1 0.66 1.32 7.32 6.35 4.98 1.461600 14.4 7.7 15.4 16.3 13.4 17.3 0.58 1.16 6.41 5.56 4.36 1.281800 16.2 8.6 17.3 18.4 15.1 19.4 0.52 1.03 5.7 4.94 3.87 1.132000 18 9.6 19.2 20.4 16.8 21.6 0.46 0.92 5.13 4.44 3.49 1.0213两部制电价 +电力辅助市场有望增厚抽水蓄能电站盈利性 5%-10%14两部制电价：容量电价 +电量电价两部制电价规定抽水蓄能的盈利由容量电价 +电量电价组成。容量电价： 弥补固定成本及准许收益，按 IRR6.5%核定，经营期 40年，并将容量电价纳入输配电价，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。电量电价： 以竞争性方式形成电量电价或在现货市场形成电量电价，电量电价收益 20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定容量电价时相应扣减。数据来源：国家发改委，东吴证券研究所15两部制电价 +电力辅助市场有望增厚抽水蓄能电站盈利性 5%-10%传统两部制电价下抽水蓄能的约 90%的利润部分来自于容量电价，电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽水电量实现调峰填谷效益，主要弥补抽水蓄能电站抽发损耗等变动成本，电量电价的上网电价又当地按照燃煤标杆电价执行，电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量按照当地燃煤机组标杆电价 75%执行 。国家发改委 2021633号文指出：以竞争性方式形成电量电价或在现货市场形成电量电价，也就是电量电价部分有望在电力现货市场的辅助市场服务中赚取峰谷价差电价，我们估计，两部制电价 +电力辅助市场有望增厚抽水蓄能电站盈利性 5%-10%。数据来源：国家发改委，东吴证券研究所省区市 分类 峰谷价差广东省 珠三角 1.2848广东省 惠州 1.2252广东省 深圳市 0.8175湖南省 单一制 0.9942辽宁省 单一制 0.9392浙江省 工商业 0.917浙江省 大工业 0.8915江苏省 工商业 0.8745江苏省 大工业 0.8551四川省 单一制 1.5倍 0.8331四川省 工商业单一制 0.6465上海市 大工业 0.8259上海市 工商业两部制 0.7145峰谷电价差 （ 单位：元 /千瓦时 ， 2021年 12月 ）16海外对比：全球约 85%的抽水蓄能电站采用电网统一经营或租赁制形式全球约 85%的抽水蓄能电站采用电网统一经营方式或租赁制形式，约 15%的电站通过参与电力市场竞价获取收益。已建立竞争性电力市场的国家或地区，抽水蓄能电站多采用独立运营模式参与电能量市场和辅助服务市场，以自身利益最大化为目标选择竞争策略。我们对比了美国、英国、日本和我国抽水蓄能电站经营模式，发现四国均体现了容量和电量两部分收益，从抽水蓄能电站收益来源分析，容量收益基本都大于其电量收益。数据来源： 电力市场背景下抽水蓄能电站交易机制设计 ，东吴证券研究所中国、美国、英国、日本抽水蓄能电站运营模式对比国家 运营模式 具体内容中国 两部制电价 以竞争性方式形成电量电价 ， 将容量电价纳入输配电价回收 ， 并完善容量电价核定机制电网统一经营 抽水蓄能电站的运行成本以及合理回报等一并计入电网公司销售电价中 ， 通过销售电价回收成本租赁制 抽蓄电站由所有权独立的发电公司建造 ， 电网公司支付租赁费用从而获得电站使用权美国 电网统一运营 对于电力公司建设和拥有的抽水蓄能电站 ， 通过销售电价回收成本参与电力市场竞价 电站在辅助服务市场和电能量市场间进行策略选择 ， 以获得最大收益 。 例如 ， 加利福尼亚州设立了以竞价为基础的辅助服务市场 ， 与电能量市场联合出清电网租赁经营 电站投资方主要通过租赁费回收抽水蓄能电站的固定投资成本及允许的合理利润 。 电力公司则通过市场峰谷及供电质量差异下的价差对租赁费用进行回收英国 固定收入 /容量补偿 包括两部分 : 对承担电网辅助服务作用的补偿 ， 按年结算 ; 对抽水蓄能机组参与调峰 、 维护基荷机组平稳运行的辅助服务功能进行补偿变动收入 /电量销售收入电站通过参加电力平衡市场交易 ， 在尖峰时刻与同样能承担负荷的机组竞价 ， 获得电量销售收入 ， 即变动收入日本 租赁制 租赁费是按成本原则 ， 以电站建设费作为基准价格并辅以考核浮动的固定电费制度 。 租赁费作为电力公司购电费的一部分 ， 在销售价格中明确电网统一运营 抽水蓄能电站的运营收入在电力公司内部统一核算17十四五抽水蓄能目标开工 270GW， 2021年仅开工 61GW18十四五抽水蓄能目标开工 270GW，我国抽蓄开工超市场预期2022年 6月 14日，中国电建董事长指出十四五期间，将在 200个市、县开工建设 200个以上的抽水蓄能项目，开工目标 270GW，目前开工不足 60GW，未来四年将新开工 210GW。作为抽水蓄能电站建设领域的领军者，在“十四五”重点实施项目中，中国电力建设集团有限公司承担了 85%以上的项目勘测设计工作。十四五抽水蓄能开工目标 270GW，推荐抽水蓄能运营商公司文山电力、关注湖北能源，建议关注 EPC 中国电建、水轮机东方电气等数据来源： 抽水蓄能产业发展报告 2021 ，东吴证券研究所798563348260187 160 150135 132 127 120 120 120 120 12080 6030 90100200300400500600700800900 抽水蓄能装机量（万 kw）19标的：推荐文山电力，关注湖北能源、中国电建、东方电气等20文山电力：南网旗下唯一抽水蓄能上市 +储能上市平台，稀缺性凸显公司拟进行资产重组，注入南网调峰调频公司，打造南方电网旗下唯一上市抽水蓄能 +储能平台， 2020年南网调峰调频公司抽水蓄能收入占比 61%，毛利润占比 69%，是公司毛利润来源。本次资产置入的南方电网调峰调频公司是南方电网的全资子公司，其主要业务为四块：抽水蓄能、调峰水电、气电、电网侧独立储能业务，资产注入拟注入其中三大块，剥离气电板块。已有电站资产主要分布在南网所覆盖区域南方五省：云南、贵州、广西、广东、海南，其中抽水蓄能资产主要位于广东省。数据来源： Wind，东吴证券研究所调峰调频公司电站资产概况电站类型 电站 装机容量（台单机容量）抽蓄电站广州抽蓄电站 8 300MW惠州抽蓄电站 8 300MW清远抽蓄电站 4 320MW深圳抽蓄电站 4 300MW海南琼中抽蓄电站 3 200MW梅州抽蓄电站（在建） 3 300MW（一期规划 1200MW）阳江抽蓄电站（在建） 2 400MW（一期规划 1200MW）调峰水电站 天生桥二级水电站 6 220MW鲁布革水电站 4 150MW电网侧独立储能电站 深圳 10MW电化学储能站 10MW风险提示：资产重组进度不及预期的风险；两部制电价及我国电力现货市场政策不及预期的风险；项目推进不及预期风险等。 21湖北能源：三峡集团旗下的综合能源平台，积极发展抽水蓄能业务公司位于抽水蓄能资源丰富的湖北省，是三峡集团的二级子公司。 根据 2022年 5月发布的湖北省能源发展“十四五”规划，湖北省有 11个大型抽水蓄能重点建设项目，其中湖北能源拥有 5个项目，包括罗田平坦原抽水蓄能电站、南漳县张家坪 抽水蓄能电站 、长阳清江 抽水蓄能电站 、松滋江西观 抽水蓄能电站 、巴东县桃李溪 抽水蓄能电站 ，合计装机容量 740万千瓦。数据来源： 湖北省能源发展“十四五”规划 ，公司公告，东吴证券研究所湖北省规划的 11个大型抽水蓄能重点建设项目中 ， 湖北能源拥有 5个项目电站名称 装机容量（万千瓦）罗田平坦原抽水蓄能电站 140南漳县张家坪 抽水蓄能电站 180长阳清江 抽水蓄能电站 120松滋江西观 抽水蓄能电站 120巴东县桃李溪 抽水蓄能电站 180 -40%-20%0%20%40%60%80%0501001502002502018 2019 2020 2021 2022Q1收入（亿元） 归母净利润（亿元）收入增速，右轴 归母净利润增速，右轴2018-2022Q1公司营收和归母净利润表现风险提示：抽水蓄能电站开发不及预期的风险；两部制电价及我国电力现货市场政策不及预期的风险；项目推进不及预期风险等。 22东方电气：水电机组制造的骨干企业国内企业中，东方电气和哈尔滨电气是水电机组制造的骨干企业，具备生产大型抽水蓄能机组的能力和业绩。东方电气目前具备年产 15-20台大型抽水蓄能机组的制造、交付、安装服务能力；哈尔滨电气目前具备年产约 20台大型抽水蓄能机组的制造、交付、安装服务能力；中外合资企业中具备较强竞争力的为：上海福伊特水电设备、通用电气水电设备、东芝水电设备（杭州）等。数据来源： Wind，东吴证券研究所-20%0%20%40%60%02004006002018 2019 2020 2021 2022Q1收入（亿元） 归母净利润（亿元）收入增速，右轴 归母净利润增速，右轴0%5%10%15%20%25%2018 2019 2020 2021 2022Q1毛利率 归母净利率 平均 ROE2018-2022Q1公司营收和归母净利润表现 2018-2022Q1公司毛利率 、 归母净利率和 ROE表现风险提示：我国抽水蓄能行业发展不及预期的风险；两部制电价及我国电力现货市场政策不及预期的风险；项目推进不及预期风险等。 23中国电建：抽水蓄能电站建设领军者作为抽水蓄能电站建设领域的领军者，在“十四五”重点实施项目中，中国电力建设集团有限公司承担了 85%以上的项目勘测设计工作。 2022年 1-5月，公司新签项目合计 3084个，合同金额达 3862.68亿元，同比增长 29.26%。数据来源： Wind，东吴证券研究所公司 2022年 1-5月 项目 签约 情况业务类型 新签项目数 量（个） 新签合同金额（亿元） 同比增减能源电力 1733 1363.59 -水资源与环境 426 1068.06 -基础设施 701 1377.34 -其他 224 53.7 -合计 3084 3862.68 29.26%-10%-5%0%5%10%15%20%01,0002,0003,0004,0005,0002018 2019 2020 2021 2022Q1收入（亿元） 归母净利润（亿元）收入增速，右轴 归母净利润增速，右轴2018-2022Q1公司营收和归母净利润表现风险提示：宏观经济超预期下行的风险；我国抽水蓄能行业发展不及预期的风险；项目推进不及预期风险。 24风险提示1.新型电力系统进度不及预期的风险：若风电光伏上网进度低于预期，那对储能的需求也将降低；2. 项目推进不及预期风险：受政策影响，储能及抽水蓄能规划项目推进不及预期；疫情反复可能会影响项目建设，使得项目进度不及预期；3. 电价不确定性风险：已投运的抽水蓄能电站，将于 2023年按 633号文规定重新核定电价水平，存在一定不确定性；25东吴证券股份有限 公司 经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本研究报告仅供东吴证券股份有限 公司 （以下简称“本 公司 ”）的客户使用。本 公司 不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，本 公司 不对任何人因使用本报告中的内容所导致的损失负任何责任。在法律许可的情况下，东吴证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的 公司 所发行的证券并进行交易，还可能为这些 公司 提供投资银行服务或其他服务。市场有风险，投资需谨慎。本报告是基于本 公司 分析师认为可靠且已公开的信息，本 公司 力求但不保证这些信息的准确性和完整性，也不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期， 本公司 可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本报告的版权归本 公司 所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用、刊发、转载，需征得东吴证券研究所同意，并注明出处为东吴证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。东吴证券投资评级标准：公司 投资评级：买入：预期未来 6个月个股涨跌幅相对大盘在 15%以上；增持：预期未来 6个月个股涨跌幅相对大盘介于 5%与 15%之间；中性：预期未来 6个月个股涨跌幅相对大盘介于 -5%与 5%之间；减持：预期未来 6个月个股涨跌幅相对大盘介于 -15%与 -5%之间；卖出：预期未来 6个月个股涨跌幅相对大盘在 -15%以下。行业投资评级：增持： 预期未来 6个月内，行业指数相对强于大盘 5%以上；中性： 预期未来 6个月内，行业指数相对大盘 -5%与 5%；减持： 预期未来 6个月内，行业指数相对弱于大盘 5%以上。东吴证券研究所苏州工业园区星阳街 5号邮政编码： 215021传真：（ 0512） 62938527公司 网址： 免责声明东吴证券 财富家园27
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