公用事业行业研究：掘金市场，拥电为王_30页_4mb

资源与环境研究中心：公用事业行业研究

核心内容概述

本报告聚焦于公用事业行业，重点分析电力市场化改革对行业的影响，并提出相关投资建议。报告指出，加快新能源发电和火电安全有序发展是实现“双碳”目标的关键。通过完善电力市场机制、推动市场化交易、优化辅助服务市场等手段，有助于促进电力系统的转型和升级。同时，火电、绿电、储能、电网等细分领域均具备发展潜力。

主要观点

• 新能源与火电协同发展：新能源爆发式增长将重构电力系统结构，火电需通过灵活性改造和辅助服务市场机制，增强系统调节能力。
• 电力市场化改革加速：政策明确2025年初步建成全国统一电力市场体系，推动电价回归商品属性，促进资源优化配置。
• 储能市场潜力巨大：随着新能源占比提升，储能将成为重要调节资源，通过独立市场主体地位获得多元化收益。
• 火电转型与绿电发展：火电有望通过容量补偿机制和辅助服务市场获得收益，绿电则因度电成本下降和市场交易溢价提升，具备高成长性。

关键信息

一、新型电力系统与电力市场化推进共促行业新生

1. 新型电力系统发展背景：

   • 电力系统需提升灵活性、电网建设能力及辅助服务市场机制。
   • 2020年我国电气化率约为26.8%，预计2060年将上升至69.8%。
   • 新型电力系统需具备广泛互联、智能互动、灵活柔性、安全可控等基本特征。

2. 电力市场化改革进展：

   • 2022年全面放开发用电计划，推动工商业用户进入市场。
   • 电力市场将逐步形成多层次结构，包括中长期市场、现货市场等。
   • 现货市场实现电能量与辅助服务交易，有助于提升市场效率。

二、五大方向协同推进，共注电力行业发展新机会

1. 发电成本传导机制：

   • 建立“能涨能跌”的电力市场，加强煤电联动，推动成本向用户侧传导。
   • 煤价每上涨25元/吨，电价上浮约1分钱/千瓦时。

2. 火电灵活性改造：

   • “十四五”期间，预计火电灵活性改造规模达2亿千瓦。
   • 改造投资成本较高，需通过一次性补偿、加价、辅助服务市场等机制进行疏导。
   • 火电灵活性改造可显著提升调峰能力，适应新能源波动性。

3. 完善备用成本分摊机制：

   • 建立容量市场，完善定价体系，保障火电和新能源机组合理收益。
   • VRE（可再生能源）渗透率提升将显著增加系统成本，需合理疏导。

4. 合理疏导电网建设成本：

   • 特高压建设是提升电网输电能力的重要手段。
   • 电网建设投资将向下游传导，促进电力系统整体效率提升。

5. 储能系统参与电力市场：

   • 储能将通过现货市场和辅助服务市场获得收益，成为重要调节资源。
   • 鼓励源网荷储一体化发展，提升系统灵活性和稳定性。

投资建议

• 火电板块：2022年火电电价上行趋势明确，建议关注业绩修复与转型机会，重点推荐华能国际。
• 绿电运营商：龙源电力、三峡能源等受益于风光度电成本下降及市场交易溢价，具备高成长性。
• 核电板块：中国核电依托市场化电量价齐增，业绩有望稳步提升。
• 储能运营商：文山电力等电网侧独立储能运营商，有望在现货市场和辅助服务市场获得双增长。
• 特高压建设：2022-2023年为特高压建设大年，关注相关投资机会。

风险提示

• 电力市场化进度可能不及预期。
• 煤价过高，成本无法完全传导，影响火电收益。
• 用电增速不及预期，导致新能源消纳不充分。

重点数据

• 市场数据：

  • 市场优化平均市盈率：18.90
  • 国金公用事业指数：2780
  • 沪深300指数：4634
  • 上证指数：3491
  • 深证成指：13471
  • 中小板综指：13547

• 煤价与火电收益：

  • 煤价700元/吨时，火电企业可维持2020年利润。
  • 煤价650元/吨时，业绩增厚比例约为15%。
  • 煤价800元/吨时，业绩增厚比例约为36%。

• 新能源与火电装机预测：

  • 2030年风光发电占比预计达39.7%。
  • 火电灵活性改造规模预计达2亿千瓦，提升系统调节能力30-40GW。

• 电力市场发展：

  • 我国电力现货市场已形成“8+6”试点格局。
  • 电力市场将逐步实现中长期与现货价格趋同，促进资源优化配置。

结论

电力市场化改革和新型电力系统建设是推动行业转型的关键。通过完善市场机制、推动灵活性改造、发展储能和特高压建设，电力行业将迎来新的发展机遇。建议关注火电、绿电、核电及储能等领域的投资机会，同时警惕市场化进程不及预期、煤价过高及用电增速不足等风险。