电改步入深水区，运营商、设备商迎新机遇

行业事件： 5月23日，总书记在山东济南主持召开企业和专家座谈会并发表重要讲话。 会上，国家电投董事长等9位企业和专家代表先后发言，就深化电力体制改革等提出意见建议。5月24日，国家电投第一时间召开会议，强调要牢记使命，全力以赴扛起核电、重型燃机两个重大专项的“国之重任”，坚决抓好“一流光伏”、氢能、储能等战略性新兴产业的发展任务。 电改背景：基荷电源需求+绿电消纳压力 从用电量来看，2024年1-4月，全社会用电量累计3.1万亿千瓦时，同比+9.0%。中电联预计，2024年全年全社会用电量将达到9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。从装机量来看，并网风电和太阳能发电合计装机容量预计将在2024年二季度至三季度首次超过煤电装机，2024年底占总装机比重上升至40%左右。我们认为，即将进入迎峰度夏用电高峰阶段，风光出力高占比或将对电网消纳产生较大压力，电力体制持续改革值得期待。 方向一：电源侧由关注电价转变为关注综合收益 我们认为电改政策核心一方面为推进各主体市场化，从计划电价逐步转变成各主体同台竞价方式，合理配置电源成本，另一方面将过去单一制电价依据各类发电侧电源主体发挥价值不同，拆解成不同收益方式，运营商关注点应由电价转变为不同电源的综合收益。 方向二：关注火电、核电设备新建及改造需求 火电、核电作为重要基荷电源迎来新一轮建设周期，2022年/2023年火电开工量分别为66/124GW，同比分别增长34.1%/87.58%，同时火电机组存在灵活性改造需求，满足容量、辅助服务要求，同时获取容量+调节资源收益。 核电作为重要基荷电源，稀缺性较高，2022年、2023均审批10台机组，核电具备长期成长性。经历核准潮-开工潮后，我们认为2024产业链公司受益投资增加，有望迎来业绩兑现期。 方向三：关注电网建设需求和储能价值兑现 电网方面，风光出力高占比或将对电网消纳产生较大压力，主网特高压投资有望在2024年持续加速，配网方向建设重视度有望提升，电网设备商业绩有望持续增长。储能方面，我们认为国内容量租赁+现货市场+辅助服务+容量补偿的独立储能多元收益模式逐渐建立，储能收益模式有望理顺，储能设备有望迎接新需求。 投资建议：关注电改变化带动运营商+设备商机遇 电改步入深水区，不同类型电源运营商收益有望理顺和传导。运营商方面建议关注华能国际、皖能电力、宝新能源、三峡能源、中国核电等。火电、核电新建需求，火电灵活性改造需求有望带动设备商业绩增长，建议关注东方电气、江苏神通等。消纳问题有望带动电网加速建设，建议关注中国西电、许继电气、平高电气、国电南瑞等。储能盈利模式有望理顺，建议关注阳光电源、上能电气等。 风险提示：政策推进节奏不及预期：电源建设进度不及预期：原材料成本变化。 1.当前电改行业背景 5月23日，总书记在山东省济南市主持召开企业和专家座谈会并发表重要讲话。 座谈会上，国家电投董事长、党组书记刘明胜等9位企业和专家代表先后发言，就深化电力体制改革等提出意见建议。 5月24日，国家电投第一时间召开党组（专题）会议，强调要牢记使命，全力以赴扛起核电、重型燃机两个重大专项的“国之重任”，坚决抓好“一流光伏”、氢能、储能等战略性新兴产业的发展任务，以改革深化提升推动高质量发展切实抓好沙戈荒新能源大基地建设、农村能源革命试点县建设、“交通强国”试点建设、绿电转化示范项目建设。截至2024年3月底，国家电投总装机达2.39亿千瓦，清洁能源装机1.67亿千瓦，占比超70%，光伏装机、新能源装机、清洁能源装机规模连续多年位居世界第一。 图表1：风光累计装机占比呈现持续上涨态势 从用电量来看，2024年1-4月，全社会用电量累计3.1万亿千瓦时，同比+9.0%，从分产业用电看 ， 第一产业/第二产业/第三产业用电量分别同比+10.1%/+7.5%/+13.5%。中电联预计，2024年全年全社会用电量将达到9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。从装机量来看，并网风电和太阳能发电合计装机容量预计将在2024年二季度至三季度首次超过煤电装机，2024年底达到13亿千瓦左右，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显、利用率将下降。我们认为，接下来即将进入迎峰度夏用电高峰阶段，风光发电量高占比或将对电网消纳产生较大压力，电力体制持续改革值得期待。 图表2： 2023M1 - 2024M4 全社会用电量累计值（亿千瓦时） 2.关注电源侧由电价收益转变为综合收益 我们认为电改政策核心一方面为推进各主体市场化，从计划电价逐步转变成各主体同台竞价方式，合理配置电源成本，另一方面将过去单一制电价依据各类发电侧电源主体发挥价值不同，拆解成不同收益方式，以后关注点应由电价转变为不同电源的综合收益。 电能量市场：中长期交易电价由发用双方供需决定，以年度、月度、多日交易等市场化交易形式形成，现货市场则在日前和日内市场形成供需关系决定的分时电价体现时间维度稀缺电价价值。 辅助服务市场：目前以省级为单位，各省电源资源不同，补偿价格和种类不同，秉承“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，不同机组获得损益不同。 容量市场：为电网提供冗余度机组获取容量收益，且向下游用户传导。 绿电市场：新能源电量获取环境溢价或者绿证。 图表3：电改后应当关注电源侧机组综合收益 现货市场建设加速。2023年11月12日，国家发改委发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，通知要求要推动现货市场转正式运行、有序扩大现货市场建设范围、加快区域电力市场建设，并持续优化省间交易机制。2023年12月22日，山西省能源局、山西能监办发布《关于山西电力现货市场由试运行转正式运行的通知》代表着山西省电力现货市场即日起转入正式运行。山西省成为中国电力现货市场第一个正式运行的省份。 电力现货市场反映了短期电力的供求关系，体现电价时间维度价值，代表着电价的稀缺溢价，现货市场的完善将给储能、煤电机组灵活性改造等带来诸多机遇。 图表4：各省现货市场时间表 容量电价：煤电电价建立两部制。2023年11月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），2024年1月1日起执行。从政策思路来看，当前阶段煤电需要由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，因此将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，反应电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值。 图表5：煤电主体角色变化驱动收益模式变化 辅助服务：调节性资源有望兑现价值。我国电力辅助服务实现6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一辅助服务规则体系基本形成。依据国家能源局2023年三季度新闻发布会数据，截至2023年6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。 在电力现货市场，市场机组根据报价中标，调峰费用应该并入电能量市场费用，当前我国现货市场处于过渡阶段，调峰市场为过渡阶段特定市场，如果去掉调峰补偿费，目前辅助服务费用占比不到总电量电费的1%，显著低于成熟市场国家，2015年美国PJM电力市场的辅助服务费用占比电量费比例为2.5%(可再生能源装机占比为5%)，英国为8%(可再生能源装机占比为27%)。 图表6：2023上半年我国辅助服务费用情况 图表7：美国/英国辅助服务市场情况 3.关注火电、核电设备新建及改造需求 火电：新一轮核准开工潮 2022年开启新一轮核准潮，2023年开工潮。2022年火电基荷电源属性重视度提升后，火电迎来核准开工新周期，依据我们不完全统计，以核准项目来讲，2022年/2023年火电核准量分别为68.5/72.2 GW，同比分别增长428.54%/5.37%，项目核准维持高值。以开工角度来讲，2022年/2023年火电开工量分别为66/124GW，同比分别增长34.1%/87.58%，火电项目核准到开工需要经过可研、申请路条、土建招标、主辅机招标等流程，开工时间或有延迟。 图表8：2021-2024（M1-M4中旬）火电核准、开工情况（GW） 月度角度：2022年9月份后核准、开工高增。从核准角度来看， 2022M1 -M6火电核准17.63GW，而 2022M7 -M12火电核准50.9GW，2022年下半年开启核准高峰，2023年1月、8月分别核准12.3/11.6GW，其余月份核准相对较为平均，核准2GW-7.3GW左右。从开工角度来看，2022H1火电开工18.6GW，2022H2火电开工47.5GW，2023年开工加速，2023H1火电开工48.4GW，2023H2火电开工75.46GW，从2024年角度来看， 2024M1 -M4中旬火电开工28.5GW，同比增长36.63%，运营商开工意愿增加。 图表9：火电核准情况（月度，GW） 图表10：火电开工情况（月度，GW） 核电：2022年-2023年审批10台机组，高成长性 2022年、2023年审批10台机组，成长性足。2022年核电审批10台机组，2023年7月份国常会核准6台机组，2023年12月29日，国常会上核准4台机组，2023全年核准10台，我们预计当前基荷电源地位提升，2024年我们预计审批10台机组及以上，核电行业成长性高。 以电源建设基本投资完成额计算，核电投资额明显增长，2023年核电实现累计投资完成额949亿元，核电累计投资完成额同比增长20.8%，2024年1-3月，核电投资额为200亿元，同比增长24.4%。 图表11：2022年、2023年核电审批10台机组 图表12：核电累计投资完成额情况（ 2024M1 -M3） 4.关注电网建设需求和储能价值兑现 电网建设：消纳问题有望促进电网加速投资 风、光装机占比逐年提升，核心矛盾逐渐向消纳能力转移。截至2023年末，风、光累计装机占比已达到总装机的36%，从增量来看，2023年风、光新增装机292.8GW，同比+138%。随着国内风、光装机占比逐年提升，电网投资增速始终小于电源投资，发电高峰期的消纳问题或将成为核心矛盾。 图表13：各类型电源装机规模及风、光装机占比情况（万千瓦，%） 2024年电网侧投资或将开启高增速。2023年电源投资完成额9675亿元，同比+34.2%；电网侧投资完成额5275亿元，同比+5.2%。我们认为电源侧大力投资带来的风、光出力波动以及消纳问题或将对电网带来较大运行压力，促进电网侧投资在2024年加速增长。 图表14：用电量增长推动电源加速投资（亿元，亿千瓦时） 储能：电改加速推进，储能多元收益雏形已形成 2023年9月以来，国家发改委、能源局持续推动电力现货市场加速建设；2023年11月国家出台煤电容量电价政策，我们认为后续容量政策有望覆盖更多发电侧主体和包括新型储能在内的灵活性资源提供者；2023年8-9月，山东省和广东省接连发布政策推动独立储能同时参与电力现货和辅助服务市场；量变积聚质变，国内容量租赁+现货市场+辅助服务+容量补偿的独立储能多元收益模式逐渐建立。 低储能利用率是我国储能项目经济性弱的主要原因。根据中电联披露的《电化学储能电站行业统计数据》，2023年上半年我国电化学储能电站平均日等效充放电次数仅为0.58次，相当于每年仅能完成约212次满功率充放电循环；独立储能和新能源配储电站日等效充放电次数仅为0.3-0.4次左右，并且除江苏和广东储能项目利用率较高以外，绝大多数省份的储能项目日充放次数均在全国平均水平以下。我国储能项目“建而不用”的现象依然普遍且较严重，项目价值较难体现。 图表15：我国储能日等效充放电次数仍较低 图表16：储能利用率较低的情况是全国普遍的 目前国内储能项目实际参与的收益模式仍较单调。我国独立储