电新公用环保2024年投资策略报告：聚焦消纳与新技术，静待新能源再成长

消纳与电改是明年最重要的投资主线。分时电价设置及峰谷价差未来或将进一步拉大；新电改“1+N”政策也将持续推进。投资方面：（1）特高压逻辑延续，超额收益转向配网及数字化：利好综合能源改造、微电网、虚拟电厂、电网数字化软件；（2）火电容量电价有望推出，推动功能性价值重新定价：利好困境反转的火电运营商、估值从周期股向公用事业股过渡的火电头部运营商、火电灵活性改造公司；（3）工商业储能收益商业模型清晰：利好设备集成商、具有软件及数字技术集成商、工商业储能的供应链如PCS、电池公司等。 新技术重点关注高压快充、人形机器人。（1）高压快充：电动汽车企业800V高压平台车型陆续推出，宁德4C快充电池、华为600kW全液冷超充站引领技术趋势，利好快充电池及材料、高压架构电驱电控、超充桩模块及枪线；（2）人形机器人：随着AI技术和人形机器人不断进化，国产供应链受益，利好：减速器、伺服电机、传感器、轴承及丝杠等。 外围压力或致碳约束加强，关注氢能产业链、电力设备出口。海外尤其欧洲与中国制造业竞争加剧，碳约束或加强，碳减排认证标准、碳价标准，是后续博弈的重点。国内碳双控和CCER重启，不断推动产业链降碳。（1）氢能产业链上游成本正稳步下降，中游氢能基建如管网、下游燃料电池车产业链如气瓶和膜电极也蓄势待发；（2）电力设备出口，一方面契合“一带一路”国家电力基建，另一方面在发达经济体限制相对更少，渗透率有望逐步提升。 理性看待新能源板块的周期性，静待再成长。（1）核电：核电核准的预期逐步趋于稳定，利好核电关键零部件国产化、核电新技术、乏燃料后处理；（2）海风：近期海风项目审批及建设逐步恢复有望保障2023/24年海风新增装机规模高增，当前市场预期比较低，海缆环节、塔筒与管桩环节更具弹性；（3）锂电：行业明年各环节可能依次见底，当前电池龙头格局稳定、六氟磷酸锂正在出清，可优先关注；（4）储能：户储尚未见底、国内大储正在价格战，可重点关注美国大储及国内工商业储能；（5）光伏产业链融资收紧，行业进入存量博弈时期，电池利差依然有望阶段性扩张，届时轮动顺序：BC电池>钙钛矿>叠层/异质结电池>TOPCon。 投资建议：（1）消纳与电改：①电网：推荐国能日新、东方电子、安科瑞，关注海兴电力、炬华科技；②火电及灵活性改造：推荐华能国际，关注华电国际、晋控电力、豫能控股、青达环保、龙源技术；③工商业储能：推荐盛弘股份、德业股份，关注苏文电能、芯能科技。（2）电新新技术：①电桩（高压快充）：推荐通合科技，关注威迈斯、永贵电器、鑫宏业、金冠电气；②机器人：关注鸣志电器、伟创电气、绿的谐波、步科股份；③光伏新技术：推荐帝尔激光、捷佳伟创。（3）碳双控、CCER：①CCER：关注冠中生态；②氢能：推荐华光环能、亿华通-U，关注中复神鹰、蜀道装备、东宏股份；③电力设备出口：推荐华明装备、思源电气、金盘科技。（4）新能源：①核电：关注中国核电、江苏神通； ②海风：推荐东方电缆、海力风电、天顺风能；③锂电：推荐宁德时代、科达利、信德新材，关注天赐材料；④储能：推荐阳光电源；⑤光伏：推荐爱旭股份、钧达股份、福莱特、聚和材料，关注仕净科技、帝科股份。 风险分析：政策不及预期风险、电力市场建设不及预期、国际出口环境变化风险、新技术发展不及预期。 1、消纳与电改是明年最重要的投资主线 1.1、分时电价设置及峰谷价差是判断消纳的核心指标 “全国新能源消纳监测预警中心”从2021年5月开始逐月披露全国新能源并网消纳情况。从2021-2022年数据来看，电力需求淡季时段如农历新年、疫情管控、春秋季节等，新能源电力利用率较低；电力需求旺季时段如6-8月，新能源电力利用率较高。 从2023年1-6月数据来看，河北、蒙东、蒙西、甘肃、青海等地区，风电或光伏利用率低于95%，新疆、吉林则是某单月风电或光伏利用率低于95%。新能源集中式电站和分布式项目快速放量的省份，新能源消纳存在一定压力，原因在于：（1）当地用电量增长有限，致就地消纳能力有限；（2）特高压等送出线路建设进度有一定迟缓；（3）新能源发电特性致各电源、灵活性调节资源配合、电网调节压力增大。 图1：2021-2023年全国光伏各月利用率情况 图2：2021-2023年全国风电各月利用率情况 全国新能源消纳监测预警中心统计的全国新能源并网消纳数据是“存量+增量”的整体情况，利用率数据不一定对边际变化很敏感；因此，各省的分时电价设置以及峰谷价差是可追踪的判断消纳的核心指标。 （1）2023年，山东、山西、浙江、河北、青海、甘肃、蒙西、新疆、宁夏等地区将光伏发电高峰部分时段设为谷电价或深谷电价，反映了光伏消纳问题，通过价格机制合理安排光伏建设，同时推动灵活性调节资源（火电、抽蓄、储能等）的建设。 （2）灵活性调节资源均有各自问题：火电灵活性改造低于预期、抽蓄建设时间较长、新型储能利用率不高、特高压建设进度相对缓慢。如果不采取更有效的措施，消纳压力会一直存在，越来越多的地区会将新能源发电高峰时段设为谷电价，或将谷电价时段拉长。 表1：2023年全国各地分时电价时段划分 从2023年全国各地区各月峰谷价差情况来看： （1）电力需求旺盛且新能源消纳有一定压力的省份和地区，如浙江、河北等峰谷价差较大。 （2）当地电力需求有限，新能源装机较多，消纳压力较大的地区，如甘肃、蒙西、宁夏、青海等，电价及峰谷价差均较低。当然电价较低则会推动耗电较大的产业向这些省份迁移。 （3）今年来水不佳使得水力发电稳定性存在问题，四川、广东等地区峰谷价差也较大。 表2：2023年全国各地区各月峰谷价差情况 1.2、新电改迫在眉睫：建立公平、高效的电价机制 电改：早期的电改是经济和用电量快速发展，为满足电力供应及安全，调动电力生产积极性、推动市场经济的结果；“2015年9号文”电改的核心是：“管住中间，放开两端”，火电市场化开启，逐步放开上网电价、销售电价，售电公司应运而生，但直到2021年火电才全部市场化； 新电改：“双碳”和新型电力系统的背景下，新能源发电占比提升导致的系统波动性增强是最显著的特征。传统能源、新能源、各类灵活性调节资源，如何能够保障电力供应情况下，更公平、更高效、更低成本的调配是重点方向；而深化现货市场建设是新电改核心中的核心。 新电改：2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》；同月13日，国家能源局提出全面加快建设全国统一电力市场体系，研究制定“1+N”基础规则制度。 图3：电力体制改革历程 图4：火电和新能源不同时段出力 图5：电力市场组成及各阶段交易电量 2023年9月18日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》，从市场成员、市场构成与价格、市场运营与市场衔接等方面明确了电力现货市场建设路径，规范电力现货市场机制设计并进一步提出电力现货市场建设运营要求。电力市场化逐步深化，形成较为完善的电力中长期、电力现货交易制度，形成容量电价、市场化的电量电价、辅助服务电价机制；而后推动实现电碳结合。 图6：电力现货市场构成 图7：电力辅助服务分类介绍 （1）2021年电力供需偏紧推动火电基本完成市场化，但新能源市场化仍属于行政安排，更多比例的新能源未来要参与电力市场及电力现货交易； 根据北京电力交易中心统计： ①2020-2022年，新能源市场化交易电量分别为1317.80、2136.57、3464.94亿千瓦时，分别占新能源交易电量的24.13%、28.28%、38.42%，新能源市场化占比逐渐提高。 ②2022年，天津、冀北、山东、福建等18个地区新能源参与了市场化交易，蒙东、陕西、冀北、黑龙江、山西、新疆、宁夏、青海、甘肃9个地区新能源市场化占比比较高。 目前，新能源电力市场化以中长期交易为主，电力现货比例较低，电价反馈机制依然不是特别敏感。新能源进入电力市场的目的在于通过电价机制对冲新能源发电不稳定的特点，以更高效的满足电力供需，不至于出现缺电或者弃风、弃光现象。机制建立后，各类电源、灵活性调节资源在一个相对公平的电力市场中，能够更高效的配合，从而实现较优的新型电力系统的运行机制。 图8：2022年国网经营区风电市场化交易电量 图9：2022年国网经营区光伏市场化交易电量 （2）火电作为重要支撑电源和灵活性调节资源，且边际成本不为0，未来有望推出容量电价； 2021-2023年，电化学储能招标、建设热度较高，在地方新能源强配制度和地方财政支持下，各地审批通过建设项目规模较大，但经过两年发展出现了一定问题： 根据中电联2023年3月发布的《2022年度电化学储能电站行业统计数据》，2022年中国电化学储能电站的利用率较低，电化学储能项目平均利用系数为0.09（日均利用小时2.27h），电源侧储能中新能源配储运行情况远低于火电配储，其平均利用系数仅为0.03（日均利用小时0.77h），电网侧储能平均利用系数0.07（日均利用小时1.61h），用户侧储能运行相对充分，平均利用系数0.19（日均利用小时4.44h），总体利用率较低。 出现利用率较低问题的核心在于：电价机制、接入电网标准机制不完善，导致作为重要灵活性调节资源之一的电化学没有发挥效用。当前，面对缺电、新能源消纳压力，加之抽水蓄能建设周期较长，短期能够较快理顺商业模式且发挥效用的则是火电。火电在新型电力系统的定位：重要的支撑性电源，同时起到灵活性调节功能性作用。 表3：火电容量电价敏感性测算 我们对火电容量电价的补贴数额进行了敏感性测算。在考虑了社会综合用电成本相对稳定的前提下，我们认为当前单位容量补贴总体合理水平可设定在100-150元/千瓦，这样可使当前社会综合用电成本不受影响。后续随着火电参与电力系统灵活性调节程度的提升，可不断增加容量电价补贴力度；同时随着新能源进入电力市场化程度的不断提升，也将逐步付出更多的灵活性调节成本；终端用户端，在优先保障民生用电稳定的前提下，工商业用户将随着峰谷价差、阶梯电价的拉大，付出一定的成本。 表4：火电容量电价成本如何对冲 （3）绿证和碳市场建设加速，最终实现新能源获得环境收益但需要付出一定的调节成本，火电/煤炭付出一定的环境成本但可以获得调节收益。 ①2023年3月30日，生态环境部发布《关于公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议的函》，这被业内解读为吹响“CCER重启号角”； ②2023年8月3日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》。 1.3、重点关注配网及数字化、火电、工商储能投资机会 （1）高压侧到配网及数字化领域的超额收益 特高压作为西电东送的重要一环，是解决消纳问题的抓手之一，2023-2024年是特高压核准大年，2024-2025年将是特高压建设大年。资本市场对此已有预期，在2023年上半年相关概念公司股票也取得较好的超额收益。我们认为该逻辑将延续，适合波段性操作。 而配电侧及电网数字化细分领域，资本市场在2023年1月，因分时电价设置，2023年5、6月份，因山东负电价、电力供需偏紧具有一定热度，彼时股价上涨也较多；但后因国网招标、下游经济弱复苏导致相关公司业绩兑现度不及预期，股价调整较多。我们认为：电网数字化招标和配电网招标将呈现逐步提升态势，明年经济复苏概率也较大，当前市场预期较低，这都将有利于配电侧及数字化领域的投资获取超额收益。 图10：特高压输电技术在电网的定位 图11：交直流混联分布式智能电网 6月2日，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，其中提出要“推动分布式智能电网由示范建设到广泛应用，促进分散式新能源并网消纳。围绕分散式新能源并网消纳、边远地区供电保障、工商业园区个性化用能需求等典型场景，积极开展分布式智能电网示范建设。提升分散式新能源可控可调水平，完善源网荷储多元要素互动模式，满足更高比例分散式新能源消纳需求，推动