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

聚焦消纳与新技术，静待新能源再成长 ——电新公用环保2024年投资策略报告 光大电新公用环保团队 2023年11月6日 证券研究报告 核心观点 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。 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。 目录 一、消纳与电改是明年最重要的投资主线二、新技术带来产业升级新成长方向 三、外围压力碳约束或加强，内外兼修双循环 四、理性看待新能源板块的周期性，静待再成长五、投资建议 六、风险提示 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。 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时滞；（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。 98.90% 98.70%98.70% 98.20% 98.30% 97.90% 96.80% 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 图表1：2021-2023年全国光伏各月利用率情况 100% 99% 98% 图表2：2021-2023年全国风电各月利用率情况 98.50% 98.40% 97.70% 96.80% 96.50% 96.10% 95.50% 99% 98% 97% 97% 96% 95% 96% 95% 94% 93% 94% 2021 20222023 92% 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 202120222023 资料来源：“全国新能源消纳监测预警中心”微信公众号 资料来源：“全国新能源消纳监测预警中心”微信公众号 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。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。 图表3：2023年全国各地区各月峰谷价差情况 省份 口径 2023年1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 安徽 单一制 0.94 0.87 0.87 0.87 0.87 0.90 0.90 0.83 0.90 北京 城区1.5倍 0.84 0.84 0.82 0.82 0.81 0.85 0.96 0.96 0.93 福建（厦门等） 单一制 0.61 0.63 0.62 0.61 0.63 0.64 0.64 0.64 0.64 甘肃 / 0.15 0.22 0.17 0.14 0.14 0.15 0.13 0.13 0.12 广东（珠三角五市）长三角五市 1.05 1.05 1.05 1.06 1.08 1.43 1.42 1.44 1.41 贵州 两部制1.5倍 0.85 0.86 0.86 0.84 0.81 0.75 0.76 0.94 0.93 河北 单一制1.5倍 1.14 1.14 1.14 1.14 1.14 1.14 1.14 1.14 0.92 冀北 单一制1.5倍 0.86 0.86 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.65 河南 315kVA以下 1.06 0.88 0.88 0.88 0.85 0.80 0.97 0.97 0.80 黑龙江 / 0.97 0.74 0.74 0.74 0.84 0.76 0.95 0.95 0.95 湖南 单一制 1.23 1.02 0.90 0.86 0.89 0.86 1.16 1.21 0.96 吉林 单一制 0.99 0.98 0.76 0.75 0.75 0.99 0.99 0.99 0.76 江苏 / 0.88 0.89 0.89 0.90 0.90 0.92 0.96 1.20 0.93 江西 / 0.88 0.89 0.71 0.69 0.69 0.67 0.88 0.88 0.88 辽宁 单一制 0.91 0.92 0.92 0.92 0.90 0.91 0.91 0.93 0.68 内蒙古（蒙东） 单一制 0.70 0.69 0.68 0.69 0.69 0.84 0.85 0.85 0.66 内蒙古（蒙西） 单一制 0.21 0.22 0.22 0.22 0.22 0.40 0.38 0.38 0.22 宁夏 单一制 0.27 0.30 0.29 0.30 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 青海 单一制 0.45 0.45 0.50 0.48 0.48 0.44 0.49 0.49 0.50 山东 单一制1.5倍 0.83 0.93 0.93 0.92 0.92 0.87 0.91 0.92 0.95 山西 1.5倍 0.91 0.88 0.85 0.82 0.77 0.61 0.63 0.63 0.62 陕西（陕西电网） 陕西电网 0.84 0.65 0.64 0.63 0.67 0.67 0.81 0.81 0.61 陕西（榆林电网） 榆林电网 0.88 0.68 0.67 0.66 0.64 0.64 0.82 0.81 0.61 上海 两部制1.5倍 2.13 1.26 1.24 1.25 1.24 1.08 1.89 1.90 1.36 四川 单一制1.5倍 1.18 1.18 1.26 1.20 1.07 0.97 0.99 1.05 0.95 重庆 单一制 1.24 0.96 0.92 0.84 0.83 0.80 1.14 1.14 0.84 天津 单一制1.5倍 0.96 0.96 0.95 0.94 0.94 0.98 0.98 0.99 0.98 云南 1.5倍 0.63 0.63 0.64 0.64 0.62 0.48 0.47 0.51 0.51 浙江 1.5倍 1.23 1.32 1.31 1.26 1.27 1.38 1.28 1.28 1.29 广西 单一制1.5倍 1.31 1.24 1.08 0.85 0.85 0.63 0.68 0.85 0.81 海南 100kVA以下 1.06 1.07 1.07 1.07 1.35 1.28 1.28 1.01 新疆 1.5倍 0.91 0.73 0.74 0.73 0.74 0.51 0.66 0.51 0.50 资料来源：北极星电力网，光大证券研究所整理，单位：元/kWh （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。 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。 图表4：2022年国网经营区风电市场化交易电量图表5：2022年国网经营区光伏市场化交易电量 600 500 400 300 200 100 0 -100 北天河冀山京津北北西 山上江浙东海苏江 安福湖湖徽建南北 河江辽吉南西宁林 黑蒙青陕甘宁新龙东海西肃夏疆江 四重西 川庆藏 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 河上福河重北江天西北海建南庆京西津藏 四辽安 川宁徽 吉山江湖林东苏南 湖浙蒙 北江东 陕冀黑山新西北龙西疆江 宁青甘 夏海肃 保障性收购电量中长期交易电量现货交易电量绿电交易电量 资料来源：北京电力交易中心；单位：亿千瓦时 保障性收购电量中长期交易电量现货交易电量绿电交易电量 资料来源：北京电力交易中心；单位：亿千瓦时 （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，2022年中国电化学储能电站的利用率较低，核心原因在于电价机制、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储能电站没有发挥效用。 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。 图表6：火电容量电价敏感性测算 单位容量补贴水平（含税） 单位 100元/千瓦 150元/千瓦 200元/千瓦 250元/千瓦 300元/千瓦 350元/千瓦 400元/千瓦 2023H1煤电累计装机量 亿千瓦 11.4 11.4 11.4 11.4 11.4 11.4 11.4 2024年煤电累计装机量假设 亿千瓦 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 2024年对应容量电价补贴总额 亿元 1200.0 1800.0 2400.0 3000.0 3600.0 4200.0 4800.0 2022年煤电利用小时数 小时 4594 4594 4594 4594 4594 4594 4594 2024年煤电利用小时数假设 小时 4594 4594 4594 4594 4594 4594 4594 2024年煤电发电量测算 亿千瓦时 55128.0 55128.0 55128.0 55128.0 55128.0 55128