环保与公用事业202212第2期：2023年生态环保资金预算达2476亿元，山东省新型储能发展梳理

市场回顾：本周沪深 300 指数上涨 3.29%，公用事业指数下跌 2.70%，环保指数下跌 0.55%，周相对收益率分别为-5.98%和-3.84%。申万 31 个一级行业分类板块中，公用事业及环保涨幅处于第 31 和第 24 名。分板块看，环保板块下跌 0.55%；电力板块子板块中，火电下跌 4.14%；水电下跌 2.39%，新能源发电下跌 1.97%；水务板块下跌 0.28%；燃气板块下跌 2.54%；检测服务板块上涨 1.32%。 重要事件：近期，财政部密集下达了 2023 年水污染防治、大气污染防治、土壤污染防治、城市管网及污水处理补助、农村环境整治等多项生态环保相关资金预算，总额达到了 2475.82 亿元。其中，水污染防治资金预算 170 亿、大气 210 亿、土壤 31 亿、管网 106 亿、农村环境整治20 亿，新增农村黑臭水体治理试点资金预算 11 亿。生态保护修复类资金预算中，重点生态功能区转移支付预算、农业资源及生态保护补助资金、重点生态保护修复治理资金预算分别为 884、315、310 亿元。 专题研究：山东新型储能主要有独立储能电站和火储联合调频储能电站两种应用场景，独立储能电站的主要收益来源包括容量电价补偿、容量租赁和现货市场价差套利，火储联合调频储能电站的主要受益来源为自动发电控制（AGC）调频辅助服务补偿。随着电力现货市场建设推进，储能电站将通过电力现货市场获得收入，并逐步成为主要的收入来源。 投资策略：公用事业：1、新型电力系统中，必将大力推进电力现货市场交易，促进辅助服务发展，“新能源+辅助服务”将成为其中重要交易模式，推动储能，特别是抽水蓄能发展；2、火电盈利拐点出现，推荐防御性板“火转绿”；3、能源问题凸显，推荐分布式光伏运营商芯能科技；推荐有较大抽水蓄能和新能源规划，估值处于底部的湖北能源； 有抽水蓄能、化学储能资产注入预期，未来辅助服务龙头南网储能；推荐“核电与新能源”双轮驱动中国核电；推荐积极转型新能源，现金流充沛火电龙头华能国际、华润电力、中国电力等以及广东电力龙头粤电力 A；有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力。 环保：1、业绩高增，估值较低；2、商业模式改善，运营指标持续向好： 3、稳增运营属性显现，收益率、现金流指标持续改善。推荐积极布局动力电池回收的旺能环境、伟明环保以及稀土回收利用龙头华宏科技。 风险提示：环保政策不及预期；用电量增速下滑；电价下调；竞争加剧。 一、专题研究与核心观点 （一）异动点评 本周沪深300指数上涨3.29%，公用事业指数下跌2.70%，环保指数下跌0.55%，周相对收益率分别为-5.98%和-3.84%。申万31个一级行业分类板块中，公用事业及环保涨幅处于第31和第24名。 分板块看，环保板块下跌0.55%；电力板块子板块中，火电下跌4.14%；水电下跌2.39%，新能源发电下跌1.97%；水务板块下跌0.28%；燃气板块下跌2.54%，伴随气温下降，供暖称为市场热点，本周港股燃气行业13家环保公司均有上涨，北京燃气蓝天涨幅达24.71%；检测服务板块上涨1.32%。 （二）重要政策及事件 1、北京：2023年电力市场化交易总电量安排826亿kWh 北京市城市管理委员会日前发布关于对《关于印发北京市2023年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知》公开征求意见。2023年，电力市场化交易总电量规模拟安排826亿kWh，其中，直接市场交易规模260亿kWh，电网代理购电规模566亿kWh。参与绿电交易的发电企业初期主要为风电和光伏等平价新能源企业,并由国家可再生能源信息管理中心核发绿证。 2、浙江：2023年中长期交易电量占比不低于90% 12月7日，浙江省发改委发布《2023年浙江省电力市场化交易方案》确定，中长期交易电量占比不低于90%，中长期未覆盖的现货交易电量占比不高于10%。 1-10kV及以上用电电压等级的工商业用户原则上要直接参与市场交易；35kV及以上可以自主选择参与电力批发交易或由售电公司代理参与电力零售交易。不满1kV实行阶段性优惠政策，不分摊天然气发电容量电费等费用；现货市场运行时，不参与成本补偿分摊，辅助服务费用在电能量费用中作等额扣除。 3、财政部下达多项2023年生态环保资金预算，共计2476亿元 近期，财政部密集下达了2023年水污染防治、大气污染防治、土壤污染防治、城市管网及污水处理补助、农村环境整治等多项生态环保相关资金预算，总额达到了2475.82亿元。其中，水污染防治资金预算170亿、大气210亿、土壤30.8亿、管网105.5亿、农村环境整治20亿，还有今年新增的农村黑臭水体治理试点资金预算11.25亿。除污染防治类的资金预算，生态保护修复类资金预算体量更大，其中包括重点生态功能区转移支付预算883.84亿，农业资源及生态保护补助资金314.6亿，以及重点生态保护修复治理资金预算310亿。 （三）专题研究 《山东省电力发展“十四五”规划》提出，积极推进新型储能规模化发展。以市场化为导向，科学合理选择经济技术可行的路线，优先发展大容量、高效率、长时间新型储能设施。到2025年，新型储能设施规模达到500万千瓦。山东省把新型储能发展纳入“十四五”重点规划，出台全国首个储能示范应用实施意见，推出储能优先、平进平出、优先发电量计划奖励、多劳多得等政策举措。 2021年，山东建成首批“5+2”及新能源配建新型储能项目54万千瓦，新增规模全国第一。截至2021年底，山东省已投运705.7MW新型储能项目。目前山东正在推进第二批共29个示范项目，其中锂电池类项目25个，新技术类项目4个，共计3103MW。 表1：山东省第二批新型储能示范项目 自2021年起，山东省在储能示范项目、储能参与辅助服务市场规则、储能规划等多个方面出台了多项储能相关政策。2022年9月1日，山东省能源局发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知提出，依托现货市场，推动新型储能市场化发展。支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场，获得电能量收益；允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益；对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益；支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益。 创新思路举措，鼓励新型储能规模化发展。通过优先并网、优先消纳政策，引导新能源项目积极配置新型储能设施；支持新建新型储能项目转为独立储能项目，鼓励发展大型独立储能电站；给予优惠电价政策，促进储能多元化发展。 加强制度管理，促进新型储能规范化发展。完善备案管理机制，促进新型储能科学布局；建立技术监督机制，提升电站本质安全；优化调度运行机制，促进新型储能经济合理运行；建立配置容量考核机制，督促规范配置储能设施；健全安全管理机制，压紧压实各级管理责任。 表2：山西省储能项目相关政策 独立储能电站收入构成主要有容量租赁收入、辅助服务收入、电力现货交易收入三种来源。目前全国范围内容量租赁收入占比较高，是独立储能电站的主要收入来源，而国外成熟市场中，辅助服务与现货交易收入贡献大部分营收。一方面，政策推动使容量租赁市场属性和政策属性并存，在一定时期内具有过渡性质；另一方面，辅助服务及电力现货交易市场不成熟、政策尚未完全清晰，目前一般由容量租赁收入组合另外两种收入形成不同的收入模式。 独立储能容量租赁指独立储能电站将储能系统容量租赁给风电、光伏企业，风光企业获得上网指标，储能企业仍具有储能系统的自主运营和收益权。新能源电站一般没有动力主动租赁储能，而是需要政策明确将租赁相应的储能容量作为新能源电站的并网先决条件，才能推动新能源电站成为容量租赁市场的卖方。 辅助服务收入属于电力现货市场成熟前的过渡市场下的收入，分析对象是目标省份出台的辅助服务规则。主要关注三个方面：一是计量方式，即充电电量或放电电量，主要差异是储能系统综合转换效率的损耗，目前主流损耗约15%；二是调峰价格，一般分为区间值或固定值，区间上限或固定值较燃煤基准价格越高，盈利空间越大；三是计算方式，目前主流计算方式为中标价格与调峰电量乘积，也需要根据具体规则关注调整系数等因素。 电力现货收入理论上不存在上限，属于价差收入。目前国内电力现货市场建设相对滞后，山东相对领先，已有独立储能电站参与电力现货交易。根据国外成熟电力现货市场运行经验，辅助服务市场必将被电力现货市场逐步取代，电力现货交易将成为独立储能电站的主要收入。 目前，山东新型储能主要有独立储能电站和火储联合调频储能电站两种应用场景，独立储能电站的主要收益来源包括容量电价补偿、容量租赁和现货市场价差套利，火储联合调频储能电站的主要受益来源为自动发电控制（AGC）调频辅助服务补偿，其中火储联合调频储能电站收益更高。 山东省容量电价补偿自2022年3月起经多次调整，收益下滑明显。根据山东省发改委《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，储能可获得容量电价补偿，补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为0.0991元/kW（含税）。在现货市场价差较小、容量租赁成效不理想的情况下，容量电价补偿是独立储能电站主要的收入来源。2022年6月印发的《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》，提出储能电站日发电可用容量=（储能电站核定充电容量/2）×储能电站日可用等效小时数/24，电化学储能电站的容量补偿收入相当于原来的1/12。2022年7月22日，山东省人民政府发布《关于印发2022年“稳中求进”高质量发展政策清单（第四批）的通知》，要求推动独立储能示范项目参与电力现货交易，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行。按照新政策，独立储能电站收益下滑明显。2022年9月起，对可调节负荷试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式，在新能源大发、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价99.1元/MWh乘以0-50%的谷系数收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以100-160%的峰系数收取；其他时段容量补偿电价维持基准价不变。新政策下，储能电站在谷段充电时，可节省部分充电成本。 山东省独立储能容量租赁采用市场竞价方式，制定最高限价和最低保底价，成交价一般在330元/kW左右。目前山东省独立储能电站容量出租率仅为20%左右，主要是因为费用较高，新能源企业更倾向于自建储能。 5MW以上独立储能可参与现货市场进行峰谷价差套利，平均电价差0.4元/kWh左右。根据国家发改委、国家能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，新型储能可以作为独立储能参与电力市场，独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。山东省输配电价0.1717元/kWh（单一制），政府性基金及附加为0.0271元/kWh，此项政策降低了储能电站充电成本，扩大山东独立储能参加现货市场的收益。 根据《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2021年修订版）（征求意见稿）》，调频辅助服务市场日前出清按照“价格/性能优先，时间优先，按需调度”的原则，根据市场主体的调频服务排序价格从低到高依次进行出清，直至中标市场主体调频调节速率总和满足电网调频调节速率需求值，中标市场主体的最高调频服务申报价格作为调频服务的出清价格。2021年，山东将调频辅助服务市场交易价格限值由8元/MW提升至12元/MW，配有储能的火电调频机组基本按照最高价出清，大约每分钟接收一个AGC指令。目前山东有2座火储联合调频电站，分别华电国际莱城电厂9MW/4.5MWh储能电站和大唐临清热电9MW/9MWh储能电站。增加储能后，火电机组调节性能指标值和调节里程明显增加，从而提高火电机组调频补偿收入。2021年7月-2022年6月，山东省调频辅助服务市场月度总补偿从0.26亿元增加至1.35亿元。随着现货市场建设进程不断深入，山东调频辅助服务需求将不断增加。 表3：山东省火储联合调频电站