“十四五”能源规划出台，新型电力系统迎政策春风

垃圾焚烧发电再获政策支持，储能产业东风已至。1.3月22日，发改委发布《“十四五”现代能源体系规划》。《规划》指出1）“十四五”阶段积极有序地推进水电、核电等项目的建设，到2025年，常规水电装机容量预计达3.8亿千瓦，核电运行装机容量达约7000万千瓦。 2）积极推进能源低碳转型，多元化利用生物质能，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，争取在2025年非化石能源消费比重提高到约20%左右，2035年可再生能源发电成为主体电源。《规划》明确了新能源的发展目标，有利于推动新型能源体系建设，利好头部可再生能源电力运营商和垃圾焚烧发电企业。2.3月21日，国家发改委、国家能源局发布关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知。《方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。此外，《方案》指出要以新型储能支撑新型电力系统，鼓励不同技术路线百花齐放，明确新型储能独立市场的主体地位。《方案》有助于促进新型储能的高质量规模化发展，推动“新能源+储能”深度融合，提高电力系统的灵活性，利好头部可再生能源电力运营商。电力方面，推荐关注：1）可再生能源装机计划清晰、质地优良的电力运营商；垃圾焚烧方面，推荐关注1）ROE行业领先、订单充足的伟明环保；2）增长稳健，估值优势明显的瀚蓝环境。 本周碳交易行情：本周全国碳市场碳排放配额（CEA）总成交量8.18万吨，总成交额474.74万元。最高成交价59.00元/吨，最低成交价58.00元/吨，本周五收盘价为58.00元/吨，与上周五持平。截至本周，全国碳市场碳排放配额累计成交量1.89亿吨，累计成交额82.04亿元。 估值见底，关注稳定的运营类资产及基本面反转的公司。过去三年环保板块表现低迷，估值、持仓等仍均处于低位，环保REITs的出台提供新的权益性融资工具，城镇污水、垃圾处理，固废危废处理等污染治理运营为重点发力行业，看好技术优势强、壁垒高的企业，1、成长性、确定性较强的垃圾焚烧公司，关注伟明环保（ROE行业领先、订单充足）、瀚蓝环境（增长稳健，估值优势明显）；2、在手项目丰富，技术强壁垒高的危废处臵公司，关注浙富控股（危废新龙头、全产业链布局）、高能环境（受益融资改善的土壤修复龙头）；3、价值有望重估的水务公司，关注洪城水业（江西污水市场潜力大，估值及股息率具备吸引力）。4、检测、磁材并行、营收高增的中钢天源。 行业新闻：1）水利部、发改委发布《关于印发“十四五”用水总量和强度双控目标的通知》； 2）江西省印发《江西省农村生活污水治理行动方案（2021-2025年）》；3）《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》发布。 板块行情回顾：本周环保板块表现一般，跑输大盘，跑赢创业板。上周上证综指跌幅为-1.19%、创业板指跌幅为-2.80%，环保工程及服务跌幅为-1.56%，跑输上证综指-0.36%，跑赢创业板1.24%；公用事业跌幅为-2.74%，跑输上证综指-1.55%，跑赢创业板0.05%。监测（-2.91%）、大气（-1.10%)、水处理（-0.61%）、固废（-0.41%）、水务运营（-1.01%）、节能（-1.26%）。 风险提示：环保政策及督查力度不及预期、行业需求不及预期。 重点标的 股票代码 1本周投资观点 1.1《“十四五”现代能源体系规划》发布 3月22日，国家发展改革委和国家能源局发布了《“十四五”现代能源体系规划》，我国步入构建现代能源体系的新阶段。 发展目标：展望2035年，能源高质量发展取得决定性进展，基本建成现代能源体系。能源安全保障能力大幅提升，绿色生产和消费模式广泛形成，非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提高，可再生能源发电成为主体电源，新型电力系统建设取得实质性成效，碳排放总量达峰后稳中有降。 因地制宜发展其他可再生能源。推进生物质能多元化利用，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电，因地制宜发展生物质能清洁供暖，在粮食主产区和畜禽养殖集中区统筹规划建设生物天然气工程，促进先进生物液体燃料产业化发展。积极推进地热能供热制冷，在具备高温地热资源条件的地区有序开展地热能发电示范。因地制宜开发利用海洋能，推动海洋能发电在近海岛屿供电、深远海开发、海上能源补给等领域应用。 推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进。统筹高比例新能源发展和电力安全稳定运行，加快电力系统数字化升级和新型电力系统建设迭代发展，全面推动新型电力技术应用和运行模式创新，深化电力体制改革。以电网为基础平台，增强电力系统资源优化配置能力，提升电网智能化水平，推动电网主动适应大规模集中式新能源和量大面广的分布式能源发展。加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。建设智能高效的调度运行体系，探索电力、热力、天然气等多种能源联合调度机制，促进协调运行。以用户为中心，加强供需双向互动，积极推动源网荷储一体化发展。 增强电源协调优化运行能力。提高风电和光伏发电功率预测水平，完善并网标准体系，建设系统友好型新能源场站。全面实施煤电机组灵活性改造，优先提升30万千瓦级煤电机组深度调峰能力，推进企业燃煤自备电厂参与系统调峰。因地制宜建设天然气调峰电站和发展储热型太阳能热发电，推动气电、太阳能热发电与风电、光伏发电融合发展、联合运行。加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。 优化电源侧多能互补调度运行方式，充分挖掘电源调峰潜力。力争到2025年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦，抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。 我国将步入构建现代能源体系的新阶段。《“十四五”现代能源体系规划》提出，一方面 要因地制宜、积极有序地推进水电、核电等项目的建设，到2025年，常规水电装机容量预 计达到3.8亿千瓦左右，与2021年相比增长2500万千瓦，年复合增长率为1.72%；核电运 行装机容量将达到7000万千瓦左右，预计比2021年增长1536万千瓦，年复合增长率将达 到6.39%。另一方面积极推进能源低碳转型，多元化利用生物质能，稳步发展城镇生活垃圾 焚烧发电，争取在2025年非化石能源消费比重提高到20%左右，2035年可再生能源发电成 为主体电源。《规划》明确了新能源的发展目标，有利于加快可再生能源体系建设，利好头 部可再生能源电力运营商和垃圾焚烧发电企业。推荐关注：1）可再生能源装机计划清晰、质地优良的电力运营商；2）ROE行业领先、订单充足的伟明环保；3）增长稳健，估值优势 明显的瀚蓝环境。 1.2《“十四五”新型储能发展实施方案》发布 3月21日，国家发改委、国家能源局发布关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知。 发展目标：到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上； 火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。到2030年，新型储能全面市场化发展。 因地制宜发展电网侧新型储能。提高电网安全稳定运行水平。在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点合理布局新型储能，充分发挥其调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多种功能，作为提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力的重要措施。增强电网薄弱区域供电保障能力。在供电能力不足的偏远地区，如新疆、内蒙古、西藏等地区的电网末端，合理布局电网侧新型储能或风光储电站，提高供电保障能力。在电网未覆盖地区，通过新型储能支撑太阳能、风能等可再生能源开发利用，满足当地用能需求。 开展新型储能多元化应用。推进源网荷储一体化协同发展。通过优化整合本地电源侧、电网侧、用户侧资源，合理配置各类储能，探索不同技术路径和发展模式，鼓励源网荷储一体化项目开展内部联合调度。加快跨领域融合发展。结合国家新型基础设施建设，积极推动新型储能与智慧城市、乡村振兴、智慧交通等领域的跨界融合，不断拓展新型储能应用模式。拓展多种储能形式应用。结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展，支撑综合智慧能源系统建设。 合理疏导新型储能成本。加大“新能源+储能”支持力度。在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。完善电网侧储能价格疏导机制。完善鼓励用户侧储能发展的价格机制。 促进新型储能高质量规模化发展。《方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入 规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。此 外，《方案》鼓励不同技术路线百花齐放，指出要以新型储能支撑新型电力系统，疏导新型 储能成本，明确新型储能独立市场的主体地位。《方案》有助于促进新型储能的高质量规 模化发展，推动“新能源+储能”深度融合，提高电力系统的灵活性从而打开绿电用量空间， 推荐关注可再生能源装机计划清晰、质地优良的电力运营商。 1.3《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》发布 3月22日，南方能源监管局发布《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》。 总则：鼓励发电企业、售电企业、电力用户、储能企业或其他市场主体投资建设储能设施，促进新型储能为电力系统运行提供调频、调峰、调压等辅助服务。适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的容量为10兆瓦/1小时及以上的独立电化学储能电站。其他新型储能（飞轮、压缩空气等）电站参照执行。 一次调频辅助服务补偿：独立储能电站一次调频投入率和月度合格率均达到90%以上，可以通过动作积分电量获得补偿。1）小频差扰动。独立储能电站一次调频月度补偿=超过理论动作积分电量70%的一次调频月度动作积分电量（兆瓦时）×0.5×R1（元/兆瓦时）。2）大频差扰动。独立储能电站一次调频月度补偿=超过理论动作积分电量70%的一次调频月度动作积分电量（兆瓦时）×10×R1（元/兆瓦时）。 二次调频辅助服务补偿：根据调节容量、调节电量，对独立储能电站提供的AGC服务实施补偿。1）调节容量补偿费用=调节容量服务供应量× R2 （元/兆瓦时），各种AGC控制模式均可获得容量补偿费用。2）AGC投调频控制模式的，调节电量补偿费用=AGC实际调节电量（兆瓦时）×R3（元/兆瓦时）。AGC投其它控制模式的，不对调节电量进行补偿。 无功调节辅助服务补偿：对独立储能电站注入无功，维持系统电压水平的服务供应量按照R（元/兆乏小时）的标准补偿；对独立储能电站吸收无功，防止系统电压过高的服务供应量按照15×R（元/兆乏时）的标准补偿。 调峰辅助服务补偿：电力调度机构按照公平、公正、公开原则，结合系统调峰需要，下达调度计划或指令要求独立储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为24×R（元/兆瓦时）。 鼓励投资建设储能设施。《细则》鼓励投资建设储能设施，促进新型储能为电力系统运行提供调频、调峰、调压等辅助服务；首次建立用户参与辅助服务分担共享机制，规定新型储能可 以参与一次调频、二次调频、无功调节以及调峰辅助服务并获得补偿。本次《细则》的发布有 助于促进新型储能的高质量规模化发展，推动新型储能与电力