深度报告-20220222-国金证券-公用事业行业研究_掘金市场_拥电为王_30页_4mb

报告摘要

资源与环境研究中心：公用事业行业研究总结

核心内容概述

本报告分析了公用事业行业在“双碳”目标下的转型路径，强调新能源发电、火电灵活性改造、电力市场化机制、储能发展和电网建设等关键领域的重要性。报告指出，随着新能源装机容量的快速增长，电力系统将面临灵活性、电网安全、辅助服务市场以及设备耦合等挑战，而电力市场化改革和政策支持将成为解决这些问题的关键。

主要观点

新能源高速发展：新能源（如风电、光伏）的装机容量和发电量将持续增长，预计到2030年风光发电占比将从9.5%提升至39.7%。
火电安全有序发展：通过市场化机制，火电有望实现“能涨能跌”的电价机制，保障合理收益，同时通过灵活性改造和容量补偿机制增强调峰能力。
电力市场化机制：2025年将初步建成全国统一电力市场体系，推动电力交易价格形成、成本传导和资源配置的市场化进程。
储能发展：储能系统作为独立市场主体，将在现货市场和辅助服务市场中获得多元收益，未来市场机制将促进其快速发展。
电网建设：特高压和配电网升级将成为电力系统的重要组成部分，特别是在新能源大基地建设背景下。

关键信息

一、新型电力系统与电力市场化推进

新型电力系统特征：
- 广泛互联：实现季节差互补、风光水火互调、跨区域补偿调节。
- 智能互动：融合现代通信技术，打造高效智能电网。
- 灵活柔性：具备调峰调频能力，增强系统抗扰动能力。
- 安全可控：加强支撑电源，实现交流与直流协调发展，防范系统故障风险。
电力市场化机制：
- 2025年初步建成全国统一电力市场体系。
- 电力市场分为中长期市场、现货市场和辅助服务市场。
- 中长期市场包括双边交易、集中撮合交易等，现货市场则包括日前、日内和实时交易。
- 电力合约曲线分解机制将中长期合约电量分配到现货市场各时段。

二、五大发展方向

发电成本传导：
- 建立“能涨能跌”的电力市场，实现火电成本向用户侧传导。
- 通过煤电联动机制，确保火电企业合理利润，同时推动新能源市场化交易溢价。
调峰成本分摊：
- 火电灵活性改造将提高调峰能力，降低最小出力至30%。
- 推动辅助服务市场扩容，增加调频、备用等服务品种，完善分摊机制。
备用成本分摊机制：
- 引入容量市场机制，通过分时容量电价引导资源配置。
- 绿电交易与常规市场交易相比，更注重市场化和绿色价值。
电网建设成本疏导：
- 特高压和配电网升级是提升新能源接入能力的基础。
- 电网建设成本将通过输配电价监审向下游传导。
储能系统参与电力市场：
- 储能作为独立市场主体，将在现货和辅助服务市场中获得多元收益。
- 随着新能源占比提升，储能需求将大幅增加，推动其市场发展。

投资建议

火电板块：受益于煤电联动政策，2022年业绩有望修复，建议关注华能国际。
绿电运营商：随着风光度电成本下降和市场交易溢价提升，龙源电力、三峡能源等公司值得关注。
核电板块：市场化电量和电价齐增，中国核电具有增长潜力。
电网侧独立储能运营商：文山电力等公司有望受益于储能市场发展。
特高压建设：2022-2023年将是特高压建设大年，重点关注相关企业。

风险提示

电力市场化进度不及预期：可能影响市场机制的有效运行。
煤价过高：成本无法完全传导，可能导致火电企业亏损。
用电增速不及预期：新能源消纳不充分，可能影响系统运行效率。

图表与数据概览

图表1-4：展示电力系统发展历程、温室气体排放构成、发电量和占比趋势。
图表5-9：分析电力系统灵活性、电网运行、辅助服务市场和合约分解机制。
图表10-11：展示新型电力系统面临的挑战和发电、电网、负荷特性。
图表12-18：涵盖电力市场体系建设政策、现货市场试点、合约处理模式及电力平衡分析。
图表19-25：分析电力市场化机会、煤价影响、电价机制及灵活性改造成本疏导机制。
图表26-35：展示不同煤价下的火电企业业绩变化及辅助服务市场机制。
图表36-46：涵盖辅助服务费用、系统成本、容量市场及储能发展趋势。

结论

本报告指出，随着“双碳”目标的推进，电力行业将经历深刻的转型。新能源的快速发展和电力市场化机制的完善将共同推动行业新机遇的形成。火电企业通过灵活性改造和容量补偿机制，将逐步向绿色转型，而储能和电网建设则将成为未来电力系统的重要支撑。投资建议关注火电、绿电、核电及电网侧储能运营商，同时需注意市场化进程、煤价波动和用电需求变化等风险因素。

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