電力設(shè)備與公用事業(yè)2023年度策略抓住投資與改革釋放的紅利VIP

電力設(shè)備與公用事業(yè)2023年度策略：抓住投資與改革釋放的紅利1夯牢基礎(chǔ)，迎接紅利1.1復(fù)盤2022年：倒N走勢夯牢上漲基礎(chǔ)截至2022年12月30日，回顧全年，在申萬二級125個(gè)子行業(yè)中，電力下跌16.7%，漲跌幅排名第57位；電網(wǎng)設(shè)備下跌22.5%，漲跌幅排名第88位。電網(wǎng)設(shè)備：截至2022年12月30日，電網(wǎng)設(shè)備Q1、Q2漲幅低于相對滬深300指數(shù)，Q2受疫情影響，開工不及預(yù)期；Q3開始，疫情緩解，受到國網(wǎng)8月重大項(xiàng)目建設(shè)情況會議上提出追加年內(nèi)投資的影響，電網(wǎng)板塊顯示出投資逆周期屬性；Q4各地疫情頻發(fā)導(dǎo)致項(xiàng)目進(jìn)度暫緩、特高壓核準(zhǔn)進(jìn)度不及預(yù)期等，跌幅略有擴(kuò)大但仍高于滬深300指數(shù)。電力：2022年以來電力行業(yè)整體表現(xiàn)強(qiáng)于滬深300，Q1、Q2漲跌幅與滬深300持平，主要系水電來水偏豐，煤炭保供穩(wěn)價(jià)政策使火電虧損收窄，業(yè)績改善初顯，在疫情影響下，板塊表現(xiàn)優(yōu)于大盤；Q3四川等地停電現(xiàn)象推升電力需求，同時(shí)電煤中長期合約管控推動市場預(yù)期火電板塊扭虧為盈，火電漲幅拉升，但福建風(fēng)電競配電價(jià)低于2毛，引起新能源收益率擔(dān)憂，板塊季中有波動；Q4隨三季報(bào)披露，長協(xié)煤簽約不及預(yù)期，火電企業(yè)業(yè)績?nèi)云＼?，板塊走勢顯著回落?；痣姡?022年火電板塊走勢先抑后揚(yáng)，截至12月30日收盤，火電板塊漲幅為4.99%，遠(yuǎn)超滬深300漲幅16.28pct。Q1-Q2：Q1受印尼煤和俄烏沖突影響，進(jìn)口煤價(jià)格提升，火電企業(yè)盈利承壓。Q2隨煤炭保供政策持續(xù)推進(jìn)，4月份左右動力煤價(jià)格由1600元/噸回落1200元/噸左右，火電企業(yè)盈利改善。Q3-Q4：9月份整體中報(bào)情況，火電企業(yè)整體虧損收窄，部分企業(yè)扭虧為盈，同時(shí)22年夏季高溫，多地缺電限電，火電保供作用凸顯，市場對火電盈利信心提升。Q4在三季度業(yè)績公布后，火電企業(yè)盈利不及預(yù)期，導(dǎo)致板塊回落。水電：2022年水電板塊整體優(yōu)于滬深300，截至12月30日收盤，水電板塊漲幅為-6.04%，遠(yuǎn)超滬深300漲幅15.23pct。Q1-Q2：2022年水電板塊業(yè)績與來水量密切相關(guān)，上半年來水偏豐，水電板塊由4月開始走勢強(qiáng)勢，水電公司中報(bào)披露凈利潤同比均增長50%左右。Q3-Q4：2022年夏季嚴(yán)重高溫天氣，長江流水來水由豐轉(zhuǎn)枯。2022年三峽水庫水位均值相比18-22年水位均值差距明顯，水電發(fā)電量整體降低，市場對水電板塊全年業(yè)績預(yù)期降低，板塊回落。綠電：2022年風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電板塊整體低于滬深300，截至12月30日收盤，風(fēng)力發(fā)電板塊跌幅為27.35%，低于滬深300漲幅6.08pct，光伏發(fā)電板塊跌幅為28.92%，低于滬深300跌幅7.65pct。主要系價(jià)格端承壓，成本又上漲明顯，裝機(jī)速度明顯不及預(yù)期，使得2022全年表現(xiàn)墊底。1.2展望2023年：投資改革釋放行業(yè)紅利2021年雙碳目標(biāo)提出后，能源體系面臨前所未有的轉(zhuǎn)型機(jī)遇，轉(zhuǎn)型包括兩方面，一方面是能源結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)型，涉及電源電網(wǎng)投資，一方面是體制機(jī)制的轉(zhuǎn)型，涉及市場化改革。2023年的開端，首先我們需要回答到底位于轉(zhuǎn)型周期的什么位置。我們認(rèn)為，經(jīng)過2021-2022年的研究、論證、規(guī)劃后，并且結(jié)合我國具體國情與電力供需形勢，我們正站在一輪為期3年的投資建設(shè)擴(kuò)張期與市場改革推廣期的起點(diǎn)。投資建設(shè)擴(kuò)張期體現(xiàn)出能源保供與雙碳目標(biāo)的疊加需求，大電源與電網(wǎng)主網(wǎng)投資有顯著提速的空間，大電源包括風(fēng)光大基地、火電、核電、抽蓄等，將各自共同發(fā)揮出能源保供與雙碳轉(zhuǎn)型的作用，為配合大電源建設(shè)，在源網(wǎng)同步建設(shè)、同步投運(yùn)的要求之下，電網(wǎng)主網(wǎng)投資出現(xiàn)剛性需求。市場改革推廣期體現(xiàn)出我國在電力體制改革以及綠色發(fā)展機(jī)制中做出過的不懈探索將迎來收獲期。我國電力市場+綠證市場+碳市場的電碳協(xié)同市場體系將初步完成構(gòu)建，市場價(jià)格發(fā)現(xiàn)、資源配置與成本傳導(dǎo)的作用將有力保障我國能源保供與雙碳轉(zhuǎn)型目標(biāo)的達(dá)成。展望2023年，電力設(shè)備方面我們認(rèn)為重點(diǎn)受益方向包括火電新建及改造、抽水蓄能、特高壓及主網(wǎng)建設(shè)等。我們預(yù)計(jì)火電投資體量2023年有望從約800億元增長至1600億元；抽水蓄能方面2021年共計(jì)核準(zhǔn)5座電站，2022年進(jìn)入開工，而2022年共計(jì)核準(zhǔn)45座電站，2023年有望開工，帶動投資上升；特高壓及主網(wǎng)方面2022年在建的特高壓交流站與換流站共計(jì)6座，而2023年這一數(shù)字有望達(dá)到16座，從而帶動主網(wǎng)投資加強(qiáng)。大電源、大電網(wǎng)方面均出現(xiàn)數(shù)量級上的增長。電力公用方面我們認(rèn)為機(jī)會主要在于各類市場機(jī)制的暢通將實(shí)現(xiàn)發(fā)電成本的順利傳導(dǎo)，從而使得電力運(yùn)營商可以獲得公允的收入。其中，火電運(yùn)營商與綠電運(yùn)營商將呈現(xiàn)出明顯的邊際改善?；痣娺\(yùn)營商主要得益于市場價(jià)格發(fā)現(xiàn)功能帶來的收入上漲，綠電運(yùn)營商主要得益于建設(shè)成本下降促進(jìn)了裝機(jī)增速，同時(shí)改善了邊際收益，而綠證市場的開啟也使得環(huán)境溢價(jià)有了單獨(dú)公允定價(jià)的場所，環(huán)境溢價(jià)部分的價(jià)值發(fā)現(xiàn)功能進(jìn)一步健全，收入預(yù)期得到改善。電力運(yùn)營商的收入和盈利的改善將進(jìn)一步傳導(dǎo)至上游設(shè)備制造與工程服務(wù)環(huán)節(jié)，從而全行業(yè)將迎來投資建設(shè)擴(kuò)張期與市場改革推廣期帶來的紅利。2電力設(shè)備：2023年開啟投資大周期2.1新能源基地促進(jìn)特高壓加速建設(shè)面對電網(wǎng)高比例可再生能源、高比例電力電子裝備“雙高”特性，以及夏、冬季雙負(fù)荷高峰需求特點(diǎn)，特高壓輸變電、柔性直流輸電為當(dāng)前電網(wǎng)建設(shè)剛需。整體來看，“十四五”電網(wǎng)發(fā)展將會以安全為基礎(chǔ)，以需求為導(dǎo)向，統(tǒng)籌主網(wǎng)和配網(wǎng)、一次系統(tǒng)和二次系統(tǒng)、城鄉(xiāng)和東西部發(fā)展需求，建設(shè)以特高壓為骨干網(wǎng)架的區(qū)域同步電網(wǎng)，在電網(wǎng)深化的同時(shí)更加注重?cái)?shù)字化轉(zhuǎn)型，通過智能設(shè)備等方式管理電網(wǎng)和電力資源。特高壓是鏈接清潔能源中心和用電負(fù)荷中心的核心通道，是清潔能源跨區(qū)電力輸送重要通道，特高壓交流輸電線路主要用于構(gòu)建主網(wǎng)框架，直流輸電線路主要用于清潔能源遠(yuǎn)距離、大規(guī)模輸送以及區(qū)域間非同步連接。大基地項(xiàng)目增加新能源消納壓力，特高壓骨干輸電網(wǎng)絡(luò)建設(shè)為剛需。“十四五”

清潔能源基地規(guī)劃總量達(dá)7.44億千瓦，通過持續(xù)開發(fā)風(fēng)電、光伏、水電等清潔電源，同時(shí)利用水、火電機(jī)組的調(diào)節(jié)能力平抑新能源間歇性波動，建設(shè)“風(fēng)光水火互濟(jì)”打捆外送模式，形成九大風(fēng)光（水火）儲一體化清潔能源基地以及五大海上風(fēng)電基地。根據(jù)大型風(fēng)光大基地項(xiàng)目規(guī)劃，第一批基地就地消納和外送各占約50%，第二批主要以外送為主。第一批大型風(fēng)光基地項(xiàng)目已全部開工建設(shè)，預(yù)計(jì)在2022和2023年陸續(xù)并網(wǎng)，部分第二批大基地項(xiàng)目已開工，第三批大基地項(xiàng)目正式啟動申報(bào)，預(yù)計(jì)不晚于23年上半年開工建設(shè)，2024年底前并網(wǎng)，未來高比例新能源并網(wǎng)急需配套新建大規(guī)模特高壓輸電線路。按第二批風(fēng)光大基地規(guī)劃，十四五期間將新增電力外送需求15000萬kW，十五五期間將新增16500萬kW，而現(xiàn)存外送通道送電能力總計(jì)9400萬kW，其中僅剩約4000萬kW尚未利用，因此，兩個(gè)五年外送通道缺口達(dá)27500萬kW，折合800萬kW特高壓通道約34條。特高壓直流核準(zhǔn)進(jìn)度低于預(yù)期，23年建設(shè)有望提速?！笆奈濉逼陂g國網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)特高壓線路“24交14直”，22年8月，國網(wǎng)在重點(diǎn)工作會議上預(yù)計(jì)下半年陸續(xù)開工金上-湖北、隴東-山東等“四交四直”特高壓工程，加快推進(jìn)大同-天津南交流以及陜西-安徽、陜西-河南等“一交五直”6項(xiàng)特高壓工程前期工作，總投資約1100億元。截至2022年12月中旬，各條輸電線路穩(wěn)步推進(jìn)，特高壓交流22年內(nèi)開工4條，張北-勝利線于11月掛網(wǎng)招標(biāo)。特高壓直流項(xiàng)目換流站和線路走廊涉及多個(gè)不同省市，批準(zhǔn)較復(fù)雜，國網(wǎng)年中規(guī)劃線路均暫未開工。整體來看，2022年受到疫情影響等因素，直流特高壓核準(zhǔn)低于預(yù)期，在2023年新能源項(xiàng)目大規(guī)模并網(wǎng)情況下，對特高壓建設(shè)提速也提出了明確需求，23年預(yù)計(jì)可研項(xiàng)目加速核準(zhǔn)，已開工項(xiàng)目加速推進(jìn)。主網(wǎng)建設(shè)存在同步擴(kuò)容需要。目前交流主網(wǎng)方面已形成華東、華北、華中特高壓交流環(huán)網(wǎng)，各省基本形成500kV環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，各地區(qū)220kV電網(wǎng)也已基本成環(huán)。交流電網(wǎng)的主要增量在于已規(guī)劃的剩余特高壓環(huán)網(wǎng)建設(shè)，如川渝特高壓環(huán)網(wǎng)，以及受端環(huán)網(wǎng)補(bǔ)強(qiáng)，另外隨著各地區(qū)用電量的增加，部分交流變電站和輸電線路存在增容擴(kuò)建的需要。電網(wǎng)投資逆周期屬性強(qiáng)。進(jìn)入22年6月后電網(wǎng)投資顯著提速，6月-9月累計(jì)同比均在10%左右。11月開始受各地疫情影響，投資進(jìn)度減緩，但仍同比保持3%左右增幅。電網(wǎng)投資具有逆周期調(diào)節(jié)屬性，8月份時(shí)，國網(wǎng)預(yù)計(jì)下半年再完成3000億元電網(wǎng)投資，全年約5364億元，比年初增加約364億，2022年預(yù)計(jì)已無法完成，但需求并未消失。電網(wǎng)投資可以帶動上下游投資額2倍左右，經(jīng)濟(jì)拉動作用明顯，特高壓投資為電網(wǎng)投資的重要部分，一般一條特高壓交流工程投資額在100億左右，一條特高壓直流工程投資額在200億左右，特高壓建設(shè)也可帶動當(dāng)?shù)?00kV及以下電網(wǎng)建設(shè)。2.2抽蓄迎來密集開工期抽蓄政策關(guān)注度高，增量資源豐富。國家和各地方政府機(jī)構(gòu)出臺了一系列政策推動抽水蓄能行業(yè)的發(fā)展，提出：要加快抽水蓄能電站核準(zhǔn)建設(shè)，完善抽水蓄能價(jià)格機(jī)制，明確市場化調(diào)峰資源建設(shè)，推進(jìn)抽水蓄能規(guī)?；瘧?yīng)用，構(gòu)建現(xiàn)代儲能體系，推進(jìn)能源革命。其中，抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃中要求加快抽水蓄能電站建設(shè)，因地制宜，統(tǒng)籌電力系統(tǒng)需求，完善抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈。到2025年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬千瓦以上；到2030年，投產(chǎn)總規(guī)模1.2億千瓦左右，省級電網(wǎng)基本具備5%以上的尖峰負(fù)荷響應(yīng)能力。抽水蓄能電站建設(shè)有利于平衡我國能源結(jié)構(gòu)，構(gòu)建以新能源為主的能源體系，對實(shí)現(xiàn)“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)具有重要意義。國內(nèi)抽蓄可建站資源豐富。2020年12月，國家能源局組織開展新一輪抽水蓄能中長期規(guī)劃資源站點(diǎn)普查工作，我國抽蓄電站資源豐富，可資源站點(diǎn)達(dá)1529個(gè)，總裝機(jī)規(guī)模達(dá)1604GW，其中南方、西北、華中、華東等區(qū)域分布相對較多。抽蓄項(xiàng)目建設(shè)提速，年初至今開工52.6GW，核準(zhǔn)41.4GW。2022年4月，發(fā)改委、能源局聯(lián)合印發(fā)通知，部署加快“十四五”時(shí)期抽水蓄能項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)，要求各省（區(qū)、市）發(fā)改委、能源局按照“能核盡核、能開盡開”的原則，加快推進(jìn)2022年抽水蓄能項(xiàng)目核準(zhǔn)工作。國家電網(wǎng)8月召開重大項(xiàng)目建設(shè)推進(jìn)會議，著力促進(jìn)抽水蓄能電站發(fā)展，年內(nèi)將再投產(chǎn)河北豐寧4臺、安徽金寨1臺抽水蓄能機(jī)組，再開工遼寧莊河、寧夏牛首山抽水蓄能電站等。截至2022年12月，抽水蓄能項(xiàng)目核準(zhǔn)量41.1GW，開工項(xiàng)目達(dá)52.6GW，其中浙江、湖南開工項(xiàng)目較多，分別為10.7GW和10.6GW。兩部制電價(jià)為主體進(jìn)一步完善抽蓄價(jià)格機(jī)制，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》和《抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法》，文件表示要堅(jiān)持以兩部制電價(jià)政策為主體，進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制。容量電價(jià)：抽水蓄能電站通過容量電價(jià)回收抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本并獲得合理收益，傳導(dǎo)和分?jǐn)偡绞降玫矫鞔_。新建項(xiàng)目按照經(jīng)營期40年、IRR為6.5%的基準(zhǔn)核定。容量電費(fèi)納入輸配電價(jià)回收的機(jī)制，政府核定的抽蓄容量電價(jià)對應(yīng)的容量電費(fèi)由電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價(jià)回收，容量電價(jià)實(shí)行事前核定、定期調(diào)整的價(jià)格機(jī)制。電量電價(jià)：抽水蓄能電站通過電量電價(jià)回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本，競爭性方式形成，抽蓄電站分享抽發(fā)收益。電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行的地方，抽水蓄能電站抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)按現(xiàn)貨市場價(jià)格及規(guī)則結(jié)算，抽水蓄能電站抽水電量不執(zhí)行輸配電價(jià)、不承擔(dān)政府性基金及附加，通過峰谷電價(jià)價(jià)差實(shí)現(xiàn)盈利?，F(xiàn)貨市場尚未運(yùn)行情況下引入競爭機(jī)制形成電量電價(jià)，購電價(jià)格為燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的75%執(zhí)行，鼓勵委托電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標(biāo)方式采購，抽水電價(jià)按中標(biāo)電價(jià)執(zhí)行，因調(diào)度等因素未使用的中標(biāo)電量按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行。售電價(jià)格按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行。收益分享機(jī)制，鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，上一監(jiān)管周期內(nèi)形成的相應(yīng)收益，以及執(zhí)行抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減，形成的虧損由抽水蓄能電站承擔(dān)。我們認(rèn)為未來抽蓄電站獲得的收入隨電力市場建設(shè)進(jìn)程推進(jìn)而增加，投資回報(bào)率逐年提升，抽水蓄能對電力系統(tǒng)的價(jià)值逐步體現(xiàn)。我國現(xiàn)貨市場與輔助服務(wù)市場已經(jīng)進(jìn)入快速發(fā)展階段，部分省市已進(jìn)入市場過度階段，市場機(jī)制理順后，抽蓄電站將獲得顯著收益。2.3火電新建及改造保障能源“先立”“十三五”期間煤電裝機(jī)增速放緩導(dǎo)致近年部分地區(qū)用電緊張?！笆濉逼陂g，受環(huán)保要求和產(chǎn)能過剩影響，國內(nèi)煤電裝機(jī)增速明顯放緩，“十一五”到“十三五”

我國煤電年均新增裝機(jī)分別為63.7/48.0/36.0GW。21年中國提出嚴(yán)控煤電項(xiàng)目，企業(yè)與地方政府進(jìn)一步收緊了新煤電項(xiàng)目的審批。2021年全國新增煤電28GW，為近15年來最低點(diǎn)。21年底迎峰度冬期間，電煤供需階段性失衡疊加天氣原因影響新能源

發(fā)電出力，造成電力供應(yīng)缺口，部分省市“拉閘限電”，22年迎峰度夏期間，極端高溫天氣造成長江水位為歷史底部，四川、重慶等地區(qū)出現(xiàn)嚴(yán)重用電缺口，多能互補(bǔ)重要性明顯提升，火電“兜底”作用凸顯。二十大提出“先立后破”，能源安全促使火電“重啟”。二十大報(bào)告提出“立足我國能源資源稟賦，堅(jiān)持先立后破，有計(jì)劃分步驟碳達(dá)峰行動”，我國資源稟賦為“富煤貧油少氣”，當(dāng)前我國能源結(jié)構(gòu)仍然以煤炭消費(fèi)為主，截至2022年9月，全國火電裝機(jī)13.2億千瓦，占發(fā)電總裝機(jī)容量的52.9%，但發(fā)電量貢獻(xiàn)69.5%，煤電仍然為我國的主體電源，發(fā)揮能源電力安全“壓艙石”作用。在基礎(chǔ)和配套設(shè)施方面，布局和建設(shè)跨省跨區(qū)輸電通道，有效增加電力系統(tǒng)靈活性措施。同時(shí)推進(jìn)煤電的靈活性改造，重點(diǎn)是發(fā)揮煤電的容量支撐作用，同時(shí)降低煤電的電量出力。國家層面“火改”積極出臺，地方火改政策持續(xù)推進(jìn)。2021年11月，在《關(guān)于開展全國煤電機(jī)改造升級的通知》中，明確“十四五”期間完成煤電機(jī)組靈活性改造2億千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3000-4000萬千瓦；2022年3月，在《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中，提及到2050年，靈活性電源占比達(dá)到24%左右，將為火電靈活性改造預(yù)留較大增長空間。國家層面以推動“三改聯(lián)動”為主，地方層面上，火電靈活性改造可給予新能源建設(shè)指標(biāo)，煤電+新能源一體化形式優(yōu)先并網(wǎng)，云南還建立燃煤發(fā)電容量調(diào)節(jié)市場，鼓勵配儲未達(dá)到裝機(jī)規(guī)模10%的風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)，向省內(nèi)燃煤發(fā)電企業(yè)購買系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)等。煤電機(jī)組核準(zhǔn)量快速提升。根據(jù)國際環(huán)保組織綠色和平發(fā)布的報(bào)告，2021年中國新增核準(zhǔn)煤電裝機(jī)約18.55GW，同比減少57.66%。但2021年第四季度煤電核準(zhǔn)開始加速，單季度核準(zhǔn)超過11GW。我們根據(jù)北極星火電網(wǎng)每日披露的項(xiàng)目數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，截至2022年12月中，我國新增核準(zhǔn)煤電裝機(jī)48.12GW，約為2021年全年核準(zhǔn)量的2.6倍，其中2022年開工煤電項(xiàng)目也已達(dá)到42.18GW。火電投資加速提升。中電聯(lián)10月披露《2022年1-11月份電力工業(yè)運(yùn)行簡況》數(shù)據(jù)，火電投資547億元，去年同期火電投資金額為736億元，同比增長38.3%，火電投資明顯加快。2022年受極端天氣影響，同時(shí)水電二三季度枯水，電力緊缺時(shí)間貧乏，火電發(fā)電量占比提升，火電保供作用凸顯，預(yù)計(jì)“十四五”期間，煤電新增裝機(jī)將會明顯反彈。火電機(jī)組靈活性改造成本相對較低。電力系統(tǒng)靈活性的調(diào)節(jié)方式主要有火電（靈活性改造）、抽水蓄能、燃?xì)廨啓C(jī)、電化學(xué)儲能等方式。抽水蓄能建設(shè)周期一般為6-8年，投資較高建設(shè)周期長，電化學(xué)儲能成本較高，使用壽命較短（10-15年），燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電靈活，但原料成本相對煤炭價(jià)格更高。經(jīng)靈活性改造后的煤電機(jī)組最小出力能夠降低至額定容量30%以下，并且適合中等時(shí)間尺度的靈活性。根據(jù)部分改造案例，煤電機(jī)組改造建設(shè)成本在約0.2億元/爐-1億元/爐之間不等，按30-100萬千瓦裝機(jī)改出20%調(diào)峰容量進(jìn)行測算，單位調(diào)峰容量對應(yīng)的建設(shè)成為0.1-1.6元/W，低于電化學(xué)儲能約4元/W的建設(shè)成本。按我國現(xiàn)存30萬千瓦以上機(jī)組約2000臺需進(jìn)行改造計(jì)算，未來八年改造總市場規(guī)模約為400億元-2000億元。火電參與現(xiàn)貨市場可以擇時(shí)高價(jià)發(fā)電?，F(xiàn)貨市場價(jià)格信號波動幅度較大，跟蹤山西電力現(xiàn)貨市場2022年11月數(shù)據(jù)，日內(nèi)最高電價(jià)可達(dá)1.2-1.5元/kWh，相應(yīng)最低電價(jià)僅為0.3-0.5元/kWh，同月廣東日前電價(jià)價(jià)差區(qū)間達(dá)0.9元/kWh，電價(jià)價(jià)差區(qū)間擴(kuò)大有利于火電機(jī)組靈活性改造變現(xiàn)，在低電價(jià)時(shí)刻，靈活性較好的火電機(jī)組選擇停機(jī)或迅速降低出力，避免低電價(jià)造成大額虧損，同時(shí)，在高電價(jià)時(shí)快速啟動或提升出力，多發(fā)電提高利潤。輔助服務(wù)市場供給擴(kuò)大，靈活性改造機(jī)組受益。2021年12月發(fā)布修訂版《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》。隨后各地能監(jiān)局或能監(jiān)辦也開始陸續(xù)出臺區(qū)域或省級“兩個(gè)細(xì)則”，火電機(jī)組可以通過提供輔助服務(wù)獲得補(bǔ)償，充分發(fā)揮靈活性改造機(jī)組的“靈活”價(jià)值，為靈活性改造提供新的著力點(diǎn)，全面提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力和新能源消納能力，推動雙碳目標(biāo)實(shí)現(xiàn)。輔助服務(wù)市場分為基本調(diào)峰服務(wù)與有償調(diào)峰服務(wù)，有償調(diào)峰輔助服務(wù)則包括實(shí)施深度調(diào)峰、應(yīng)急啟停、跨省調(diào)峰，火電進(jìn)行靈活性改造后根據(jù)調(diào)峰深度不同可分階段獲取調(diào)峰補(bǔ)償?；痣姍C(jī)組有償調(diào)峰基準(zhǔn)及報(bào)價(jià)區(qū)間由各地區(qū)市場自主決定，分地區(qū)實(shí)時(shí)深度調(diào)峰交易有償基準(zhǔn)及報(bào)價(jià)區(qū)間情況。交易多采用“階梯式”價(jià)格機(jī)制，每15分鐘為一周期進(jìn)行報(bào)價(jià)統(tǒng)計(jì)。東北、新疆區(qū)域市場從是否為供熱期、熱電／純凝機(jī)組方面定義了更詳細(xì)的有償基準(zhǔn)。容量市場增強(qiáng)火電靈活性改造意愿和收益。2022年9月，甘肅省出臺《甘肅電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營暫行規(guī)則》，文件指出火電機(jī)組靈活性改造成本按容量進(jìn)行競價(jià)獲取補(bǔ)償收益，在市場初期，火電機(jī)組50%以下調(diào)峰容量，按機(jī)組額定容量10%-5%分檔納入補(bǔ)償，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)分為非供熱季補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和供熱季補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。純凝機(jī)組全年按照非供熱季補(bǔ)償上限執(zhí)行，火電企業(yè)最大補(bǔ)償范圍不超過能源監(jiān)管核定的調(diào)峰能力。12月，云南省確立國內(nèi)首個(gè)針對燃煤發(fā)電調(diào)節(jié)容量市場，鼓勵配儲不足裝機(jī)規(guī)模10%的風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)自行向省內(nèi)燃煤發(fā)電企業(yè)購買系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)，未達(dá)標(biāo)配儲且未購買燃煤發(fā)電系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)的新能源項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)按清潔能源市場交易均價(jià)的90%結(jié)算。按煙煤無煙煤額定裝機(jī)容量40%參與容量市場交易，容量電價(jià)在買賣雙方在220元/（千瓦·年）±30%區(qū)間范圍內(nèi)自主協(xié)商形成。容量市場收益是火電機(jī)組獲取電能量收益和輔助服務(wù)市場收益外的穩(wěn)定收益，極大促進(jìn)火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造的意愿。參與火電靈活性改造企業(yè)賦予新能源指標(biāo)。目前河南、內(nèi)蒙古、山東、貴州均已出臺火電靈活性改造給予新能源指標(biāo)方面激勵，我們認(rèn)為未來該模式有望向全國推廣，將刺激火電企業(yè)開展火電靈活性改造，積極獲取新能源指標(biāo)。隨著新能源滲透率的提高，未來“風(fēng)、光、火”協(xié)同發(fā)展，已經(jīng)成為大趨勢?！笆奈濉本糯笄鍧嵞茉椿?，均為“風(fēng)光火一體化”、“風(fēng)光水一體化”大基地。3電力運(yùn)營商：享受市場化改革的碩果3.1電力現(xiàn)貨時(shí)代即將開啟明確發(fā)展目標(biāo)，規(guī)范市場規(guī)則，推動各省市場建設(shè)提速。2022年11月25日，國家能源局綜合司發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》（以下簡稱《規(guī)則》）、《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法（征求意見稿）》等兩部重磅規(guī)則，為我國目前電力現(xiàn)貨市場領(lǐng)域的首部國家級規(guī)則，電改邁出了實(shí)質(zhì)性的一大步。本次《規(guī)則》是在前期試點(diǎn)省份規(guī)則的基礎(chǔ)之上總結(jié)提煉而來，對開展困難和尚未開展現(xiàn)貨市場運(yùn)行的省份有較強(qiáng)的指導(dǎo)意義，有助于相關(guān)省份加速市場建設(shè)，推動我國全面進(jìn)入電力現(xiàn)貨時(shí)代。撬動電力價(jià)格機(jī)制，市場化達(dá)成雙碳與能源保供目標(biāo)。電力現(xiàn)貨市場的功能就是發(fā)現(xiàn)電力實(shí)時(shí)價(jià)格、準(zhǔn)確反映電能供需關(guān)系，從而達(dá)到電力平衡與能源安全的目標(biāo)。我們認(rèn)為現(xiàn)貨價(jià)格將成為中長期市場、輔助服務(wù)市場、容量市場交易決策的重要參考，有望深刻地改變各類主體的收益方式和體量。同時(shí)，電力現(xiàn)貨市場也是全國統(tǒng)一大市場體系的不可或缺的組成部分，是頂層堅(jiān)決推進(jìn)市場化的意志表現(xiàn)。為協(xié)調(diào)達(dá)成雙碳與能源保供的目標(biāo)，如何調(diào)動電力系統(tǒng)靈活性資源服務(wù)于體量日益增大的新能源和隨機(jī)負(fù)荷，成為重要的課題，電力市場化依然是最佳的解決方案。電力現(xiàn)貨市場中，各類主體收入組成即將形成變化火電收入=電力現(xiàn)貨市場全電量收入+中長期合約盈(虧)+調(diào)頻輔助服務(wù)補(bǔ)償(分?jǐn)?+備用輔助服務(wù)補(bǔ)償(分?jǐn)?+轉(zhuǎn)動慣量輔助服務(wù)補(bǔ)償(分?jǐn)?-不平衡結(jié)算資金

新能源收入=電力現(xiàn)貨市場全電量收入+中長期合約盈(虧)+綠證收入-各類型輔助服務(wù)分?jǐn)?不平衡結(jié)算資金儲能收入=全電量現(xiàn)貨市場收入+中長期合約盈(虧)+調(diào)頻輔助服務(wù)補(bǔ)償(分?jǐn)?+備用輔助服務(wù)補(bǔ)償(分?jǐn)?+轉(zhuǎn)動慣量輔助服務(wù)補(bǔ)償(分?jǐn)?+爬坡輔助服務(wù)服務(wù)補(bǔ)償+事故應(yīng)急輔助服務(wù)補(bǔ)償-不平衡結(jié)算資金非市場化發(fā)電主體收入=電力現(xiàn)貨市場全電量收入+政府授權(quán)合約盈(虧)批發(fā)用戶支出=電力現(xiàn)貨市場全電量支出+中長期合約虧(盈)+輸配電價(jià)+政府性基金及附加+輔助服務(wù)分?jǐn)?不平衡結(jié)算資金零售/代購電用戶支出=售電套餐/代購電支出+輸配電價(jià)+政府性基金及附加+輔助服務(wù)分?jǐn)?不平衡結(jié)算資金整體上看，電力市場尤其是電力現(xiàn)貨市場有利于實(shí)現(xiàn)電力成本傳導(dǎo)，發(fā)現(xiàn)電力實(shí)時(shí)價(jià)格。機(jī)制暢通后，我們認(rèn)為目前環(huán)境下，電力價(jià)格整體有上揚(yáng)趨勢，有利于電力運(yùn)營商恢復(fù)至合理利潤水平。12月22日，江蘇和廣東電力市場2023年年度交易結(jié)果公示，本次江蘇、廣東年度交易電價(jià)均接近頂格成交，高于市場預(yù)期，廣東2022年雙邊協(xié)商交易成交均價(jià)較當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電上網(wǎng)基準(zhǔn)價(jià)僅上浮9.72%，2023年雙邊協(xié)商交易成交均價(jià)較燃煤基準(zhǔn)價(jià)上浮19.63%，觸及漲幅上限，江蘇、廣東綠電成交量分別同比提升92%和130%，江蘇比燃煤基準(zhǔn)價(jià)高19.8%，廣東比煤電基準(zhǔn)價(jià)高19.04%，廣東2022年明確了電能量均價(jià)0.5299元/千瓦時(shí)，環(huán)境溢價(jià)0.2121元/千瓦時(shí)，電價(jià)上漲有利于舒緩火電企業(yè)經(jīng)營壓力，在近年陸續(xù)出現(xiàn)“缺電”情形下，電價(jià)上漲反應(yīng)了火電作為壓艙石的電力保供價(jià)值，火電企業(yè)有望改善盈利能力。綠電交易整體來看呈現(xiàn)量價(jià)齊升態(tài)勢，隨著綠證交易市場完善，CCER重啟，綠電運(yùn)營商將享受更多環(huán)境溢價(jià)。3.2工商業(yè)代購電峰谷價(jià)差擴(kuò)大電網(wǎng)代購電用戶逐步入市。自發(fā)改價(jià)格（2021）1439、809號文發(fā)布以來，全國絕大多數(shù)工商業(yè)用戶（大工業(yè)用戶、一般工商業(yè)）不再支付以前的銷售電價(jià)，取而代之的是基于電網(wǎng)代購電價(jià)形成的分時(shí)電度電價(jià)（電網(wǎng)分時(shí)電價(jià)主要代理購電價(jià)格、輸配電價(jià)、政府基金及附加三部分構(gòu)成），并且各地要結(jié)合當(dāng)?shù)仉娏κ袌霭l(fā)展情況，不斷縮小電網(wǎng)企業(yè)代理購電范圍，逐步推動電網(wǎng)代理的用戶全部入市。工商業(yè)用電可以分為批發(fā)用戶、零售用戶、電網(wǎng)代購電用戶。電力市場交易分為電力批發(fā)交易和電力零售交易（電量交易），直接參與批發(fā)市場交易的電力用戶稱為批發(fā)用戶，向售電公司購電的電力用戶稱為零售用戶，暫未直接從電力市場購電的電力用戶稱為電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶。電網(wǎng)代購電電價(jià)逐月公布，反應(yīng)各省電力基本面。2022年1月起，電網(wǎng)企業(yè)通過參與場內(nèi)集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，以報(bào)量不報(bào)價(jià)方式、作為價(jià)格接受者參與市場出清，其中采取掛牌交易方式的，價(jià)格繼續(xù)按當(dāng)月月度集中競價(jià)交易加權(quán)平均價(jià)格確定。電網(wǎng)代理購電用戶電價(jià)=代理購電價(jià)格（含平均上網(wǎng)電價(jià)+輔助服務(wù)費(fèi)用等）+輸配電價(jià)（含線損及政策性交叉補(bǔ)貼）+政府基金及附加。代理購電價(jià)格根據(jù)當(dāng)月預(yù)測購電成本折算，不同地區(qū)資源稟賦不同，各省代購電價(jià)將進(jìn)一步反映各省的電力基本面。電網(wǎng)代購電峰谷價(jià)差增大，促進(jìn)工商業(yè)儲能盈利。國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4:1，其他地方原則上不低于3:1，尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%，通知督促各地區(qū)峰谷價(jià)差拉大，根據(jù)各地區(qū)電網(wǎng)公司公布的《代理購電工商業(yè)用戶電價(jià)表》數(shù)據(jù)，2022年10月-12月共統(tǒng)計(jì)29個(gè)地區(qū)，其中19個(gè)地區(qū)工商業(yè)高峰低谷電價(jià)差增大，9個(gè)地區(qū)減小，峰谷價(jià)差擴(kuò)大有利于刺激用戶側(cè)儲能發(fā)展。當(dāng)前工商業(yè)儲能的主要商業(yè)模式為在電價(jià)低谷時(shí)充電、電價(jià)高峰時(shí)放電來進(jìn)行峰谷套利。工商業(yè)儲能對峰谷價(jià)差敏感性高。工商業(yè)儲能的收益模式主要為峰谷價(jià)差套利和增強(qiáng)分布式光伏利用率。我們假設(shè)儲能電站單位成本為1.7元/Wh，循環(huán)次數(shù)為6000次，每日充放次數(shù)2次，當(dāng)峰谷價(jià)差為0.5/0.7/0.9元/kWh時(shí)，我們測算獨(dú)立儲能全投資稅后IRR分別為0.5%/8.23%/15.37%。我們統(tǒng)計(jì)12月份工商業(yè)峰谷價(jià)差數(shù)據(jù)，峰谷價(jià)差大于0.5元/kWh的地區(qū)已達(dá)到25個(gè)，已有10個(gè)地區(qū)峰谷價(jià)差大于0.7元/kWh，已有5個(gè)地區(qū)峰谷價(jià)差大于0.9元/kWh，多地區(qū)工商業(yè)儲能已具備套利的經(jīng)濟(jì)性，后續(xù)隨各省分時(shí)電價(jià)機(jī)制的完善，峰谷價(jià)差拉大，刺激工商業(yè)儲能快速成長。3.3第二個(gè)碳配額履約期開啟全國碳市場運(yùn)行主要包括碳排放數(shù)據(jù)核算、報(bào)告與核查，配額分配與清繳，市場交易監(jiān)管等環(huán)節(jié)。納入市場的重點(diǎn)排放單位需每年核算并報(bào)告上一年度碳排放相關(guān)數(shù)據(jù)，并接受政府組織開展的數(shù)據(jù)核查，核查結(jié)果作為重點(diǎn)排放單位配額分配和清繳的依據(jù)。全國碳市場通過市場機(jī)制形成價(jià)格信號，引導(dǎo)碳價(jià)減排資源的優(yōu)化配置，推動綠色低碳產(chǎn)業(yè)投資，引導(dǎo)資金流動。多地碳市場釋放擴(kuò)容信號，覆蓋范圍擴(kuò)大。依據(jù)廣東省《2022年度碳排放配額分配方案》，控排主體為全國碳市場電力行業(yè)和廣東碳市場也納入水泥、鋼鐵、石化、造紙和民航行業(yè)外，納入分配方案的企業(yè)門檻調(diào)整，納入分配方案控排企業(yè)數(shù)量由上年度178家增加至200家。2022年9月，北京也將石化、化工、建材、鋼鐵、民航行業(yè)共8家非發(fā)電企業(yè)首次納入全國碳市場，也是首次將非發(fā)電行業(yè)納入全國碳市場，碳市場不僅是減排基礎(chǔ)設(shè)施，更是要素市場，碳市場覆蓋行業(yè)逐步擴(kuò)大，通過發(fā)送價(jià)格信號來激勵低碳行動，推進(jìn)碳市場與綠電市場、用能權(quán)市場、傳統(tǒng)能源市場等其他相關(guān)市場的協(xié)調(diào)和銜接，雙碳工作提供支撐作用。碳市場整體平穩(wěn)發(fā)展，2022年碳市場活躍性較低。2021年12月31日，全國碳排放權(quán)交易市場第一個(gè)履約周期順利結(jié)束，2022年以來，碳市場月均成交量195萬噸，碳市場日均成交價(jià)在55-62元/噸之間，價(jià)格整體平穩(wěn)。但全國碳市場的交易周期性較為明顯，交易量及成交額在臨近履約期時(shí)會有較大增幅，2022年Q1-Q3交易活躍度驟減，Q1存在部分未履約企業(yè)進(jìn)行補(bǔ)繳進(jìn)行少量交易，Q2-Q3因第二履約期配額方案未確定，控排企業(yè)呈現(xiàn)觀望態(tài)度，碳市場主體發(fā)電企業(yè)交易策略保守，市場呈現(xiàn)“惜售”氣氛。11月以來第二履約期配額方案基本確定后，碳排放配額成交量大幅提升，市場活躍度相對提升。納入行業(yè)范圍廣泛的地區(qū)二級市場碳配額價(jià)格高，交易量活躍，22年年初至今，各地交易所平均成交價(jià)格來看上海/北京/天津/廣東/深圳/湖北/福建/重慶，分別為56.3/81.6/30.9/76.7/31.9/47.9/21.4/42.2元/噸，累計(jì)成交量分比為48.1/136.8/410.9/1342.9/446.8/349.9/554.5/75.9萬噸，隨著全國碳市場納入行業(yè)增加，碳市場交易將更具活力。第二個(gè)履約期配額分配征求意見發(fā)放，進(jìn)一步推動發(fā)電行業(yè)控制排放。2022年11月3日，生態(tài)環(huán)境部發(fā)布了《2021、2022年度全國碳排放權(quán)交易配額總量設(shè)定與分配實(shí)施方案（發(fā)電行業(yè)）》（征求意見稿），擬推進(jìn)全國碳排放權(quán)交易市場2021與2022年度配額分配工作。方案基本延續(xù)上輪的總體框架、行業(yè)范圍、納入門檻、主要規(guī)則以及基于排放強(qiáng)度設(shè)計(jì)配額分配機(jī)制，并鼓勵大容量、高能效、低排放機(jī)組和承擔(dān)熱電聯(lián)產(chǎn)任務(wù)等機(jī)組。本輪繼續(xù)實(shí)行免費(fèi)配額，機(jī)組分類仍分為4大類。方案延用基準(zhǔn)法核算機(jī)組配額量，計(jì)算公式為機(jī)組配額量=供電基準(zhǔn)值×實(shí)際供電量×修正系數(shù)+供熱基準(zhǔn)值×實(shí)際供熱量。另外上輪配額清繳不足的，本輪須進(jìn)行配額核減，上輪配額尚有盈余的，本輪將另行規(guī)定結(jié)轉(zhuǎn)方案。方案基于盈虧平衡設(shè)計(jì)配額，相對上輪配額基準(zhǔn)值均有所下調(diào)。方案增加了“盈虧平衡值”的概念，定義為各類機(jī)組配額盈虧完全平衡時(shí)對應(yīng)的基準(zhǔn)值。2021年碳排放基準(zhǔn)值是以2021年盈虧平衡值為基礎(chǔ)，綜合考慮鼓勵民生供熱、參與電力調(diào)峰和提高能效等因素確定。2022年碳排放基準(zhǔn)值是在2021年盈虧平衡值的基礎(chǔ)上，綜合考慮技術(shù)進(jìn)步、電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化、能源供應(yīng)、民生保障等因素，對標(biāo)碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)，基于近年來火電行業(yè)供電、供熱能耗強(qiáng)度和碳排放強(qiáng)度年均下降率設(shè)定。本輪基準(zhǔn)值不同幅度下調(diào)，整體利好高效發(fā)電機(jī)組，其中4類機(jī)組2021年的供電基準(zhǔn)值分別下調(diào)6.5%、10.4%、18.4%和0%；4類機(jī)組的供熱基準(zhǔn)值分別下調(diào)12.1%、12%、11.9%、5.1%；4類機(jī)組2022年的供電供熱基準(zhǔn)值相對2021年基本都下調(diào)0.5%，體現(xiàn)出政策要求穩(wěn)妥推進(jìn)雙碳目標(biāo)。由于本輪采用盈虧平衡設(shè)計(jì)，因此高效機(jī)組或有配額盈余而低效機(jī)組將有短缺。盡管配額總量整體仍滿足發(fā)電行業(yè)需求，但年度減排趨勢下或使得部分盈余機(jī)組惜售配額，我們認(rèn)為總體利好高效發(fā)電機(jī)組占比較高的火電