电力现货市场新政下电力电新如何选股纪要–20221128

一、电力中长期交易与电力现货交易早期的电力市场化交易主要指电力中长期交易。 为了解决不同时期的电力需求，除中长期交易的年度和月度合同外，电力现货市场也引入了更为灵活的日前，日中和日内交易。往常的电力市场中只能采用偏差考核的方式对电量需求的突增进行测算，无法将电力市场需求的波动反映到价格上面。 在引入电力现货市场后，用电高峰期现货市场内进行的电量交易会抬高电价，电量需求变化能较快的反映到电价上，新的价格机制逐渐形成。最新的政策在引导中长期市场与现货市场进行融合，将原来的分散结算机制转变成整体结算机制。 在此影响下电价将真实反映市场供需。 带来的好处包括：需求端因为价格过高而节约用电，供需之间产生第三方储能机构，完善电力市场结构。 同时文件也提出了向全国统一的电力市场体系过渡的建设意见，意味着将来电力体制内的特高压电网及相关的开关变压器产品的需求将面临明显增长。 因此在未来，电力渠道的建设尤为关键。 特高压的龙头承包公司包括国电南瑞、平高电气和许继电气等，后续会专门介绍。除渠道建设外，电表等需求也会面临增长。 市场化电力交易意味着频繁的的电价波动。 未来电价交易的频率有望从半小时、15分钟突破到5分钟。 现有电表的精度及强度将不能满足高频率的电价波动需求了，因此未来电表设备将面临大规模的更换，我们对电力市场化交易对电力设备的影响持较为乐观的态度。 政策文件中也明确提到了要加快推动新能源参与电力现货市场，同时推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂以及微电网等新兴市场主体参与交易。 （1）储能。 储能是解决电力市场供给端与需求端差异的第三方服务商。 现货市场运行后储能机构会非常受益，因为现货市场带来的价格波动能为储能机构带来赚取差价的盈利空间。储能市场发展的核心原因其实是清洁能源的过剩问题。 比如三北地区的弃风弃光率持续攀升。 解决这个问题的核心是要让用户从过剩的清洁能源中找到盈利的空间，所以实际上在电网的改造中储能的改造是第一优先级。 市场化交易产生价差以后，风光运营商受损的是价格，而受益受的是电量，我们预期短期内受损会大于受益，长期受益会大于受损，并且长期来看政府也会采取措施支持新能源运营商。 因为在完成3060整个能源体系转化的过程当中，首要目标是实现足够多的清洁能源上网。 所以新能源设备，比如光伏风电，储能等这些需求是逐渐增长的，新能源运营商长期内收益会大于受损。 建设电力现货市场的根本目标就是进一步推进电力市场的清洁化，并在清洁化推进的过程中解决新能源发电时间错配的特性。储能市场能够解决新能源发电时间错配的问题，因此可以从中获益。 （2）负荷聚合商及虚拟电厂。 既是用户又是供电者，拥有储能和发电两方面的技术。 主要的作用就是进行电量的调峰削峰填谷，从中获利，同时也可以改善需求响应。 （3）微电网。如安科瑞等。 除了清洁能源外，我们也关注火电相关公司的受益情况。 由于电价市场化和清洁能源电量的增加，火电电量会相应减少。 随着电价市场化，火电公司用煤量可能会下降，此外长协价格在未来也会提升，使得煤炭的发电成本下降。未来火电公司可能还会从辅助服务市场获得收益。 将来由于新能源发电的不稳定，大量接入后整个电网系统也会变得不稳定，对于火电的调节能力就有了更大的需求。且随着新能源发电量的提高，火电的调峰调频也相应会收取服务费用。 往未来看，火电公司会面临诸多利好，盈利的反转是毫无疑问的。 火电推荐公司包括华电国际、华能国际、建投能源、保新能源、皖能电力、粤电力。估值方面，明年不少公司估值会达到10倍左右。 如果长协执行的比较彻底，现货调整较多，这些公司的估值可能会降到10倍以下。 二、电力设备和新能源相关分析整体情况随着硅料价格的暴涨，光伏订单收益率下降，不太适合实行波动性电价，近两年电价的定价机制都是以煤电脱硫煤标杆电价作为基准不进行其它调整。 但是随着未来组件价格下降到1.7-1.8元/瓦，电价会有相应的调整政策。 同时，虽然现在的新能源赚钱效应好，但是它明显的超额收益会被现存的电力机制给调低，导致整个电力的收益率处于一个比较平稳的状态。目前主要的任务是要将边际供给决定价格转化为边际需求决定价格。 新能源配储储能可以独立参与市场化交易之后，储能的电量只占到整个新能源发电的10~20%，储能电量只会在价格较高对时期进行市场交易，因此可以明显改善储能的边际收益。 市场电价差越大，储能收益率越好好。 如果储能对于光电新能源配套的收益率是正的，那么市场主体进行储能配套的积极性会更高。 政策对新能源利好风光发电占比4年CAGR10.67%，9年CAGR8.50%，这其中新能源消纳是最根本的问题。市场化交易对于新能源电力的消纳能力可能比储能还要大。 市场化交易恢复了电的商品属性，增强了电网的调节能力。 市场化程度提升，集合能源的调峰作用更加明显，所以对于新能源的中长期的消纳来说，电力市场化的推进这是一个非常重大的利好政策。三、特高压建设整体情况主网尤其是特高压等环节依然会是电网未来几年非常重要的投资方向。 特高压建设主要驱动力是风光大基地的快速推动。 直流特高压的建设工期一般在两年左右，最快可以压缩至一年半，但仍然会长于风光大基地的建设周期。对于不同批次的大基地来说，一期基地周围已投运的特高压利用率有一定的挖潜提升的空间。 但是二期以及后续的大基地就需要新建特高压来支持清洁能源的外送，因此对于特高压的建设提出了明确的要求。在交流特高压方面，交流特高压的网架可以更好地承载直流特高压。 强直配强交使得直流特高压建设上量的同时，交流特高压的建设也会加速。电网设备建设进度新线路方面，金上到湖北这条线今年年底会核准开工。 明年广东、山东、宁夏、重庆等直流线路，和黄石等交流线路会陆续核准开工。 从23年到25年，将有10条直流和16条交流的建设投资，合计金额会在2，600亿元。 23年到25年是特高压业务以及设备尚收入确认的高峰期智能电表产业情况智能电表产业近几年处在升级上行的阶段，主要受电表寿命和能源互联网背景下电网智能化升级的需求推动，从招标的情况来看，今年22年是招标了256亿元，同比增加了28%。 2023年到2025年，智能电表依然处在一个替换升级的上行的阶段，年均招标金额的复合增速预计在20%以上。 电力市场化改革对于智能电表计数的影响电力现货市场的智能电表精确度会进一步提高，价格会在1000亿-2000亿元。目前第一批的8个省和第二批的6个省已经装上满足现货市场条件的智能电表，第二批另外一半在装表初期。 智能电表一半的市场空间已经安装完毕，剩下的一半市场可进一步挖掘。 推荐标的：直流特高压核心设备：国电南瑞、聚集电器、中国西电交流特高压核心设备：平高电器、中国西电调度系统：国电南瑞、东方电子、集成电子配网自动化：国电南瑞、许继电气、东方电子、宏利达、四方股份和集成电子智能电表：聚华科技电力市场化交易软件：国电南瑞四、储能整体情况电力现货新政使得储能市场空间间接扩大。 现货市场不同价格波动体现出来之后是拉大了电价差。 储能在现货市场收益本质上是电价差套利，收益率有望在目前的3%左右上升。 对行业来说，国家首次确立独立储能的商业模式，承认了储能在电力市场交易的主体地位，未来是整个电网系统的重要构成。国内储能市场测算空间目前主要是强配逻辑。 21年国家各地出台的风光强配储能配比是10%，实际上比例只有在3%左右。 国内储能收益率相对来讲较差（6-8%）左右，根源是商业模式不通，目前政策较差（火储联合调停收益率在20%左右）。 美国加州地区储能IRR可以达到30%左右，是因为海外已经完成市场化改革。未来，电改速度加快，21-25年储能CAGR会高于70%。 储能核心矛盾（1）强配缺乏经济性。 （2）碳酸锂价格一直处于高位，超过预期（预计40-50万元，目前在60万）。导致国内观望情绪浓重。 10月国内大储招标量达到74GWh，今年年底落地的在15GWh左右（落地2+GWh，在建9+GWh）。储能项目一般是3个月，10月没有开工的话，今年大概率落不了地。 强配趋势展望上个月开始，强配储能有了边际改变。 21年全球强配比例在3%左右，22年在7%左右明年，南方电网下属5省强配储能的执行力度逐渐提升。只要能达到配置10%左右，明年储能装机比例能翻一倍以上。 （1）灵活性资源不够。 （2）强配之前是形式主义，风光承受不住价格。 光伏硅料逐渐下降，组件价格下降后，光伏电站收益率会上升，储能配置比例就有可能上升。 电池电池收益率较差，宁德时代上半年收益率6%，但下半年有望提升，原因是在减少了一些不赚钱的单，包括电网一些招标量大，但价格低的项目。 储能电站收益率如果上升，会带动全行业的收益率。 首先电网会大量投资，其次民营资本宁德、阳光会跟进。大储是蓄势待发的状态，电改会为其赋能。 户储是大储的补充，国内应该是由大储抗灵活性调度，海外是户储。 推荐标的：亿纬锂能、宁德电池、固德威、英维克、同飞、南网科技、派能科技、鹏辉能源、华宝新能。五、风电整体情况明年陆风和海风装机量高增是确定性较大的。 短期来看陆风和海风都好，长期更加推荐海风公司。 明年陆上装机增速在55%-100%之间，海上装机增速在75%-150%之间。今年招标已经达到100GW以上。 能够落地到实际交付需求的是在90GW左右（剔除国家电投竞配10.5GW）。其中，陆上75GW，海上12GW。 明年陆上装机招标在70-80GW之间，海上在8-12GW之间。 海风从交互和并网的时间点来看，今年将制定完1.68GW，明年将制定8.63GW以上。截至11月份以来，已经有3个海风项目在全容量并网。 山东、广东、浙江是有海风补贴的省份，可能会有年末集中并网的情况。 价格方面目前风机含塔筒的价格是有所下降的，主要是因为三一公司报低价抢订单的现象。但这应该是个短期的情况，一旦三一拿标量达到年初制定的目标，之后报价不会这么激进。明年年初价格可能有所提升。 不含塔筒的风机价格目前是有所回升，目前有出现2000及以上的价格（之前1500-1900之间）。展望明年，海上风机价格可能会持续下降，年初报价在3000-4500之间。 其中，北方地区在3800，南方地区在4500。 不到一年的时间，海上风机价格以及出现了明显下降。目前，上东是在3200，福建、广东在3400左右。 对应原材料价格叶片主材之一环氧树脂价格在持续下降，较年初下降了36.4%，到了15900元/吨的价格。钢材价格较年初也有明显下降。 推荐标的海风明年是个大年，从中长期看，海缆和管装是复合增速比较高的环节。 海风大型化空间较大，去年单机容量在5兆瓦左右，今年在6-8兆瓦之间，后续单机容量可能达到15-20兆瓦。同时，装机空间也较大。 海缆和管装在大型化的趋势下，是单瓦价值不那么受损的环节，甚至海缆的单瓦价值可能提升。 建议关注：东方电缆、大金重工、海力风电；短期推荐叶片：时代新材、中材科技、天顺风能、南高齿（中国高速传动）；轴承：新强联、恒润股份、长盛轴承；膜具：双一科技六、电力运营端电力市场化改革最重要的是还原电力的商品属性。 现货市场除了分时节点电价的体现之外，另外很重要的一点是上网端整体电力价格中枢的变化。 广东电力市场中，2021年11-12月，电力供需整体较紧张时，现货电价较基准电价平均上浮50%左右，2022年1-10月供需趋于宽松，上浮比例 20%，同时在春秋季、节假日等负荷低谷，现货电价低于基准电价，整体较为准确地反映了电力供需的情况。 电价信号一方面可以指导系统投资（包括电力供需在时间、空间上的分布是否平衡，储能、调节电源是否充足），另一方面可以实现系统效率最优，让低成本的