公用事业行业周报（2023年第47周）：抽蓄科学发展方得始终，特许经营聚焦使用者付费

行情回顾：11月27日-12月1日，电力、水务板块分别上涨0.84%、0.03%，环保、燃气板块分别下跌0.08%、0.29%，同期沪深300指数下跌1.56%。 抽蓄科学发展方得始终：近日，国家发改委、国家能源局联合印发《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法（征求意见稿）。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年实现投产装机6200万千瓦，到2030年实现投产装机1.2亿千瓦；2022年，国内抽蓄新增装机8.80GW，同比增长69.2%； 截至2022年底，国内储能市场装机规模达到59.4GW，其中抽水蓄能装机为45.79GW，占比77.1%。《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》、《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》进一步促进抽蓄开发规划的同时，通过厘清存量抽蓄项目容量电价，为抽蓄运营商吃下“定心丸”。但在多项政策鼓励下，目前抽水蓄能项目存在局部发展过热情况，因此及时出台《意见稿》丰富抽蓄站点开发资源的同时，严谨论证开发流程亦避免抽蓄盲目过热。此外，《意见稿》支持基地开发主体作为抽水蓄能项目投资主体，水风光一体化促进风光消纳的同时又可在成本端为风光“减负”；规范地方政府在项目开发中的潜在附加条件，抽蓄项目合理收益率亦能得到保证。 聚焦使用者付费，改善项目盈利边际：11月28日，国家发改委发布《基础设施和公用事业特许经营管理办法（修订征求意见稿）》，其中提出：1）应当聚焦使用者付费项目，明确收费渠道和方式，项目满足投资回报条件；2）鼓励民营企业以独资、控股、参股等方式积极参与特许经营项目；3）积极支持符合条件的特许经营项目发行基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）。我们认为，《管理办法》有助于推动垃圾焚烧发电、水务运营等特许经营项目提质、降本、增效，提高相关项目的盈利能力，同时民营企业的参与度有望提升，挖掘行业发展潜力，垃圾焚烧热电联产模式有望实现进一步推广。 投资建议：作为目前最成熟的调峰调频电源，风光的大规模开发打开了抽蓄的广阔前景，但也面临诸多问题，不断完善的抽蓄政策体系有望促进抽蓄科学发展。水电板块推荐长江电力、黔源电力，谨慎推荐国投电力、华能水电、川投能源；火电板块推荐申能股份、福能股份，谨慎推荐华电国际、江苏国信、浙能电力、皖能电力；核电板块推荐中国核电，谨慎推荐中国广核；绿电板块推荐三峡能源，谨慎推荐龙源电力、浙江新能。聚焦使用者付费、提高民营企业参与度、保障项目盈利性或将是特许经营项目未来发展的重点要素。谨慎推荐固废综合治理板块的玉禾田、瀚蓝环境、旺能环境、三峰环境、复洁环保、高能环境；建议关注环卫服务企业福龙马、盈峰环境。 风险提示：需求下滑；价格降低；成本上升；降水量减少；地方财政压力。 重点公司盈利预测、估值与评级 1每周观点 1.1行情回顾 11月27日-12月1日，电力、水务板块分别上涨0.84%、0.03%，环保、燃气板块分别下跌0.08%、0.29%，同期沪深300指数下跌1.56%。 各子板块涨跌幅榜前三的公司分别为： 电力：天富能源、协鑫能科、世茂能源； 环保：天源环保、上海洗霸、中持股份； 燃气：九丰能源、胜通能源、南京公用； 水务：联合水务、洪城环境、渤海股份。 各子板块涨跌幅榜后三的公司分别为： 电力：百通能源、百川畅银、川能动力； 环保：新安洁、东方园林、高能环境； 燃气：东方环宇、天壕能源、ST浩源； 水务：铁岭新城、海天股份、首创环保。 图1：11月27日-12月1日，公用事业子板块中，电力涨幅最大，燃气跌幅最大 表1：11月27日-12月1日，公用事业各子板块涨跌幅榜 1.2行业观点 1.2.1抽蓄科学发展方得始终 12月1日，国家发改委、国家能源局联合印发关于向社会公开征求《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法（征求意见稿）》意见的公告。 作为目前最成熟的调峰调频电源，风光的大规模开发打开了抽蓄的广阔前景。 根据2021年9月国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年实现投产装机6200万千瓦，到2030年实现投产装机1.2亿千瓦，则“十五五”的5年间，年均新增装机1160万千瓦。2022年，国内抽蓄新增装机8.80GW，同比增长69.2%；截至2022年底，国内储能市场装机规模达到59.4GW，其中抽水蓄能装机为45.79GW，占比77.1%。 2023年4月23日，国家能源局综合司印发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》。《通知》指出：1）抓紧开展抽水蓄能发展需求论证。 2）重点聚焦“十四五”、统筹“十五五”开工项目规模开展需求论证，以2030年和2035年为规划水平年，并对2040年进行初步分析和展望。 2023年5月15日，国家发改委印发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，对比在运电站此次核准电价与前期部分省市核准电价，可查询到的样本中江苏省内电站三降一增。但从另一方面来讲，《通知》对“十四五”期间计划投产的电站全部明确容量电价，为抽蓄运营商吃下“定心丸”。 当下，在多项政策鼓励下，目前抽水蓄能项目存在局部发展过热情况，因此及时出台开发规划有利于规范抽蓄开发。 《意见稿》提出初步具备技术条件的常规水电站增建混合式抽水蓄能、依托现有水库建设抽水蓄能、废弃矿井再利用建设抽水蓄能，以及中小型抽水蓄能等各类站点资源，因地制宜统筹开展资源调查。《意见稿》丰富抽蓄站点开发资源，但同时要求抽蓄开发需开展需求论证研究，预测5年期不同规划水平年负荷水平和特性、电源结构、电网网架结构等，统筹各类调节资源，综合考虑规划水平年电力保供、新能源合理利用率、电价承受能力等因素，避免抽蓄开发盲目过热。 《意见稿》提出为主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等配套的抽水蓄能项目，在符合相关要求的前提下，支持基地开发主体作为抽水蓄能项目投资主体；项目所在地政府相关部门不得要求强制产业配套等。《意见稿》明确项目投资主体，同时规范地方政府在项目开发中的潜在附加条件，对于抽蓄开发的不合理限制有望逐渐缓解，运营商参与项目竞争愈加规范，合理收益率亦能得到保证。《意见稿》加强服务风光消纳专项工作规划，抽蓄作为当前最高性价比的调峰调频方式，风光专项抽蓄配套开发，促进风光消纳的同时又可在成本端为风光“减负”。 图2：2011-2022年抽水蓄能装机容量 图3：2023-2030年抽水蓄能装机容量预测 图4：2011-2022年抽水蓄能新增装机容量 图5：2023-2030年抽水蓄能新增装机容量预测 1.2.2聚焦使用者付费，改善项目盈利边际 11月28日，国家发改委发布《基础设施和公用事业特许经营管理办法（修订征求意见稿）》，其中提出1）应当聚焦使用者付费项目，明确收费渠道和方式，项目满足投资回报条件；2）鼓励民营企业以独资、控股、参股等方式积极参与特许经营项目；3）积极支持符合条件的特许经营项目发行基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）。我们认为，《管理办法》与国务院办公厅转发的国家发改委、财政部《关于规范实施政府和社会资本合作新机制的指导意见》相呼应，重点强调聚焦使用者付费项目、限定于有经营性收益的项目、鼓励民营企业参与，有助于推动垃圾焚烧发电、水务运营等特许经营项目提质、降本、增效，提高相关项目的盈利能力，同时民营企业的参与度有望提升，进一步挖掘行业发展潜力。 在降本增效的大环境下，垃圾焚烧发电项目整体运营能力有所提升，热电联产模式受到行业青睐。热电联产是指垃圾焚烧发电厂既生产电能又利用汽轮发电机做过功的蒸汽对工业园区或居民区供热的生产方式，是一个同时生产电、热能的过程，与仅供电相比，既节约燃料，又提高资源转化率，大大提升垃圾焚烧发电项目的经济性。 以绍兴三峰项目（2250吨/日）为例，垃圾焚烧以纯发电的热能利用方式，其热效率大约在25%，而采取热电联供方式可以将热能利用效率提高到45%-60%左右，具有良好的经济效益。2022年，三峰环境对外提供蒸汽合计约61.87万吨，同比增长5.93%；2023年上半年，公司蒸汽销售量达35.50万吨，同比增长16.1%。 根据光大生态环境设计研究院测算，以某2×750t/d垃圾焚烧电厂为例，垃圾热值为8371.7kJ/kg，供热量从10t/h增加到60t/h时，垃圾焚烧电厂热效率从28.96%增加到48.50%，年经济效益从13602.74万元增加到15455.66万元。同时，由于热电联产项目主要向工业园（to B）或居民区（to C）供热，相对于纯发电项目，热电联产项目具备明显的回款优势。热电联产项目的快速开展有望为公司带来新的利润增长点。 在减污降碳方面，热电联产项目具有明显的优势。根据龙吉生、阮涛发布的《生活垃圾焚烧发电厂热电联产碳减排效益分析》，生活垃圾焚烧发电厂具有显著的碳减排效益，与热电联产相结合有望更好地助力碳达峰目标，相对于垃圾填埋处置，垃圾焚烧厂无供热情况下吨垃圾碳减排量为0.15 tCO2e，若对外供热20 t/h（蒸汽），吨垃圾的碳减排量为0.17tCO2e。垃圾焚烧发电项目特别是热电联产项目有望受益。 图6：垃圾焚烧电厂热电联产示意图 2行业动态 2.1电力 湖北省能源局发布关于参与2023年度新能源竞配项目的公示（2023/11/27） 根据公示，76个项目（总容量685.85万千瓦）符合资格条件，拟同意参与竞配。24个项目（总容量224.9万千瓦）不符合资格条件，拟暂不安排参与竞配。 通过梳理，参与竞配的风电项目共计3.7GW，光伏项目2.7GW，风光一体/大基地项目480MW，投资企业中国家电投（880MW）、国家能源集团（587.5MW）、华能（500MW）、中广核（500MW）、远景/三峡（400MW）居TOP5。 上海人大发布《上海市发展方式绿色转型促进条例（草案）》（2023/11/27）文件指出，保障能源绿色安全转型，一是优化能源结构，推行化石能源绿色低碳替代，促进光伏、风电、氢能、地热能等新能源和新型储能方式的发展。二是建设新型电力系统，提升电网调节能力，推动源网荷储一体化建设，加强电力需求侧管理。三是推动绿色电力交易，完善分布式发电市场化交易机制，支持分布式发电企业向同一配电网区域的电力用户就近交易。 文件还指出，促进光伏、风电、生物质能、氢能、合成燃料、地热能等绿色能源和新型储能方式的发展，有序推动多元化推广应用。电网企业应当提升绿色电力消纳能力，将符合规划和安全生产条件的绿色能源发电项目接入电网。 国家能源局就政协委员提出的《关于受端消纳地区地方能源国企参与大规模风光基地投资建设的提案》做出回复（2023/11/27） 表示在推动大型风电光伏基地建设中，按照国家明确标准、地方组织项目的原则，各类经营主体公平参与基地项目建设。充分发挥送受两端的积极性，在相关文件中明确提出，要考虑特高压送受端省区的合理诉求，鼓励牵头企业和受端符合条件的企业组建联合体，共同参与基地项目开发建设。这既有利于分担投资压力，又有利于达成并落实长期送受电协议，保障外送通道利用效率。 山东省发改委发布关于进一步优化工商业分时电价政策的通知（2023/11/27） 通知中提出，1）扩大分时电价政策执行范围，优化分时电价动态调整机制，完善终端用户零售套餐约束机制，推动代理购电用户电价机制并轨，电价政策自2024年1月1日起执行。2）扩大分时电价政策执行范围：结合国家输配电价改革，将“上网环节线损费用”“系统运行费用（包括煤电容量电价分摊标准、抽水蓄能容量电费分摊标准等，下同）”纳入分时电价政策执行范围。3）优化分时电价动态调整机制：每年低谷（含深谷时段）、高峰（含尖峰时段）时段原则上全年各不超过2190小时，其中尖峰、深谷时段原则上各不超过1200小时。4）完善终端用户零售套餐约束机制：直接参与电力市场交易用户零售套餐执行分时约束机制，在新能源出力明显，火电启停较为频繁的4月、11月，直接参与电力市场交易用户高峰、