公用事业【行业深度报告】

报告标题：公用事业：《“十四五”现代能源体系规划》政策点评-引领能源结构深度变革，市场化进一步推进
作者：国信证券，黄秀杰
时间：2022/3/25
页数：6

链接：
https://pdf.dfcfw.com/pdf/H3_AP202203251554842549_1.pdf?1648200507000.pdf

简介：
事项：

2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，主要阐明我国能源发展方针、主要目标和任务举措，是“十四五”时期加快构建现代能源体系、推动能源高质量发展的总体蓝图和行动纲领。

国信环保公用观点：1）《规划》对包括双碳、电力、新能源在内的多项发展提出目标，明确加快推动煤炭和新能源优化组合；2）与之前政策相比，本次文件提出的发展目标基本符合预期，并首次提出包括非化石能源发电占比达到39%，灵活调节电源占比达到24%等新目标，确保新能源、储能发展趋势；3）文件进一步强调深化电力体制改革，深化价格形成机制市场化改革，建立适应新能源、储能发展的市场化机制势在必行；4）投资建议：1、积极安全有序发展核电，作为收益率较高的优质资产，核电估值将得到提升，推荐“核电与新能源”双轮驱动中国核电；2、电力市场化改革推进，电价更能体现供需、成本、和环境价值，新能源建设成本不断下行，新能源盈利能力将得到提升，推荐有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力；3、政策推动煤炭和新能源优化组合，长协煤价+长协电价政策有望落地，联动机制形成，煤电市场化交易扩大，火电盈利拐点出现，推荐积极转型新能源，现金流充沛火电龙头华能国际；4、新能源为主新型电力系统建设，深度利好电能综合服务及智能配网建设，推荐电能综合服务商苏文电能。

评论：

《规划》中双碳、电力、新能源发展目标

提出“十四五”现代能源体系建设主要目标：①确保能源保障安全，到2025年，国内能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上，天然气年产量达到2300亿立方米以上，发电装机总容量达到约30亿千瓦，能源储备体系更加完善，能源自主供给能力进一步增强。②加快能源低碳转型，到2025年，单位GDP二氧化碳排放五年累计下降18%，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到30%左右。③提高能源系统效率，单位GDP能耗五年累计下降13.5%。能源资源配置更加合理，电力协调运行能力不断加强，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。

1.大力发展非化石能源：①加快发展风电、太阳能发电。全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展。在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续整装开发条件、符合区域生态环境保护等要求的地区，有序推进风电和光伏发电集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设。开展风电、光伏发电制氢示范。鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局。积极发展太阳能热发电。②因地制宜开发水电。推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互补。到2025年，常规水电装机容量达到3.8亿千瓦左右。③积极安全有序发展核电。在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目。到2025年，核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。④因地制宜发展其他可再生能源。推进生物质能多元化利用，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电，因地制宜发展生物质能清洁供暖，因地制宜开发利用海洋能等。

2.推动构建新型电力系统：①推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进。加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。②创新电网结构形态和运行模式。提升电网适应新能源的动态稳定水平，优化输电曲线和价格机制，加强送受端电网协同调峰运行，提高全网消纳新能源能力。③增强电源协调优化运行能力。提高风电和光伏发电功率预测水平，全面实施煤电机组灵活性改造，因地制宜建设天然气调峰电站和发展储热型太阳能热发电，加快推进抽水蓄能电站建设。力争到2025年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦，抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。④加快新型储能技术规模化应用。大力推进电源侧储能发展，合理配置储能规模。优化布局电网侧储能。⑤大力提升电力负荷弹性。加强电力需求侧响应能力建设，整合分散需求响应资源，引导用户优化储用电模式。力争2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%，其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。

3.更大力度强化节能降碳：①完善能耗“双控”与碳排放控制制度。加快全国碳排放权交易市场建设，推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。②大力推动煤炭清洁高效利用。“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长。大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，“十四五”期间节能改造规模不低于3.5亿千瓦。新增煤电机组全部按照超低排放标准建设、煤耗标准达到国际先进水平。③实施重点行业领域节能降碳行动。④提升终端用能低碳化电气化水平。⑤实施绿色低碳全民行动。

4.合理配置能源资源：①完善能源生产供应格局。有序推进大型清洁能源基地电力外送，提高存量通道输送可再生能源电量比例，新建通道输送可再生能源电量比例原则上不低于50%，优先规划输送可再生能源电量比例更高的通道。②加强电力和油气跨省跨区输送通道建设。“十四五”期间，存量通道输电能力提升4000万千瓦以上，新增开工建设跨省跨区输电通道6000万千瓦以上，跨省跨区直流输电通道平均利用小时数力争达到4500小时以上。

5.统筹提升区域能源发展水平：①推进西部清洁能源基地绿色高效开发。积极推进多能互补的清洁能源基地建设，科学优化电源规模配比，优先利用存量常规电源实施“风光水（储）”、“风光火（储）”等多能互补工程，大力发展风电、太阳能发电等新能源，最大化利用可再生能源。②提升东部和中部地区能源清洁低碳发展水平。安全有序推动沿海地区核电项目建设，统筹推动海上风电规模化开发，积极发展风能、太阳能、生物质能、地热能等新能源。大力发展源网荷储一体化。③“十四五”期间，西部清洁能源基地年综合生产能力增加3.5亿吨标准煤以上。东部和中部地区新增非化石能源年生产能力1.5亿吨标准煤以上。

6.建设现代能源市场：①优化能源资源市场化配置。深化电力体制改革，加快构建和完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场有机衔接的电力市场体系。按照支持省域、鼓励区域、推动构建全国统一市场体系的方向推动电力市场建设。②深化价格形成机制市场化改革。进一步完善省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程、增量配电网价格形成机制，加快理顺输配电价结构。持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。

《规划》中十四五能源目标与之前政策目标对比

将本次《规划》提出的各项目标与之前的政策相关目标进行对比，十四五期间各项目标基本符合预期。加快发展风电、光伏，因地制宜发展水电，有序发展核电，按需合理发展煤电，推动气电与新能源融合发展的方向没有改变。在此基础上，首次提出了部分新指标，包括2025年非化石能源发电占比达到39%、灵活调节电源占比达到24%等。发电占比目标的提出确保了新能源电力装机规模的扩张趋势，灵活调节电源占比则确保对抽水蓄能、新型储能的扩张。

同时，《规划》提出深化电力体制改革，深化价格形成机制市场化改革，创新有利于非化石能源发电消纳的电力调度和交易机制，推动非化石能源发电有序参与电力市场交易，通过市场化方式拓展消纳空间，试点开展绿色电力交易。这确保了电力市场化改革的总体趋势是适应新能源电力，新能源“有序、有利”参与市场化交易的方向不会变化。

投资建议

1、积极安全有序发展核电，作为收益率较高的优质资产，核电估值将得到提升，推荐“核电与新能源”双轮驱动中国核电；2、电力市场化改革推进，电价更能体现供需、成本、和环境价值，新能源建设成本不断下行，新能源盈利能力将得到提升，推荐有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力；3、政策推动煤炭和新能源优化组合，长协煤价+长协电价政策有望落地，联动机制形成，煤电市场化交易扩大，火电盈利拐点出现，推荐积极转型新能源，现金流充沛火电龙头华能国际；4、新能源为主新型电力系统建设，深度利好电能综合服务及智能配网建设，推荐电能综合服务商苏文电能。

风险提示：

相关政策不及预期；用电量增速下滑；电价下调；原材料价格大幅上涨。


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报告标题：公用事业行业深度研究：电力市场辅助服务：市场化势在必行，千亿市场有望开启
作者：国海证券，杨阳
时间：2022/2/28
页数：41

链接：
https://pdf.dfcfw.com/pdf/H3_AP202202281549660634_1.pdf?1646044581000.pdf

简介：
电力辅助服务市场化， 2025 年具备 1710 亿元市场空间。国家能源局修订发布《电力辅助服务管理办法》 ，完善市场主体、交易品种、价格传导与跨省跨区机制，主要目的是在新能源装机比例不断提升的情况下保障电力系统稳定。据 2018 和 2019 年国家能源局公开数据，国内辅助服务费用构成主要为调峰调频和备用，辅助服务供给主要来自火电。参考国外辅助服务市场，我们认为调峰辅助服务是在电力现货市场建设不完善时的过渡品种，随着国内电力现货市场的完善国内辅助服务市场未来将取消调峰产品，市场建设试点过程中浙江和广东很大程度上借鉴了美国 PJM 市场，我们认为未来全国市场会很大程度上借鉴美国 PJM 市场的产品设计和组织形式。跟据国际经验，辅助服务费占全社会用电费用的比例约 3%，我们预计 2025年、2030 年辅助服务市场规模将分别达到 1710 亿元、1980 亿元。

随着新能源装机比例提升，储能因具备优异的性能不可或缺。 在整个辅助服务供给中，有功平衡方面调频服务储能性能最优其次是水电、气电和煤电，调峰服务火电灵活性改造成本最低，备用方面目前主要对旋转备用提供补偿，转动惯量可通过储能模拟实现，火电机组灵活性改造、燃气、水电、储能均可提供爬坡能力。无功平衡方面自动电压控制依赖发电机调压和无功补偿装置，调相运行中调相机多用于枢纽变电站和高压直流换流站。事故应急恢复中稳定切机与稳定切负荷分别应对机组和电网侧的故障通过切断发电机或负荷维持电力系统平衡。黑启动是电力系统大面积停电后依赖具备自启动能力的主体提供初始电能逐步恢复电网供电，目前已完成储能辅助燃气机组黑启动试验。

据我们测算当前 100MW/200MWh 独立电化学储能电站每天两充两放度电成本为 0.55 元，同时进行调峰调频早期需求充足时有望获得24.6%的年平均收益率。 我们参考近期招标数据对电池储能全生命周期度电成本进行测算，在无补贴和有补贴条件下分别为 0.55 和0.48 元。在有补贴条件下 3.5 亿元建设 100MW/200MWh 独立储能电站每天两充两放调峰，在 7 年全生命周期中，按照市场峰谷价差套利税后总利润约 1.06 亿元，年平均收益率 4.33%。在无补贴条件下上述独立储能电站调频，需求充足时在 7 年全生命周期中税后总利润有望达到 3.94 亿元，对应 14.7%的年平均收益率。按照储能电站每天两充两放调峰，1 小时维护剩余 19 小时调频来测算，7 年全生命周期中税后总利润有望达到 3.94 亿元，年均收益率有望达到24.6%。

行业评级及投资策略 我们对参与辅助服务市场的储能 EPC和储能电站运营行业给予推荐评级，因为我们认为早期的独立储能电站投资具有较高的收益率，未来随新能源装机量不断增加需要建设更多的电化学储能电站。储能电站运营建议关注文山电力、万里扬和宝光股份，储能 EPC 建议关注南网科技、同力日升、苏文电能。

风险提示 辅助服务市场建设进度不及预期；电化学储能技术突破成本快速下降；辅助服务相关政策调整；储能电站建设进度不及预期；市场竞争加剧；所关注公司业绩不及预期。



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报告标题：公用事业行业深度研究：乘双碳东风，世界第一大风电运营商“A+H”再起航
作者：天风证券，郭丽丽
时间：2022/2/7
页数：23

链接：
https://pdf.dfcfw.com/pdf/H3_AP202202071545490366_1.pdf?1644251190000.pdf

简介：
我国新能源装机快速提升，成本降+效率升有望助力持续发展

我国新能源装机快速提升，截至2021年底，我国风电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦，同比增长20.9%。近年风机价格下降明显，已由2003年7000元，下降46%至2020年3750元。塔架高度增加可提升风速，带动发电量提升。2021年风电运维全包服务初始合同均价降至每年15,500美元/兆瓦，同比下滑11%。

龙源电力：乘双碳东风，世界第一大风电运营商“A+H”再起航

①龙源电力为风电运营行业龙头

龙源电力1999年开始布局风力发电业务。截至2021年12月公司总控股装机容量为26.5GW。2021年前三季度公司营业总收入达到264亿元，同比增长28.09%。国家能源集团明确将龙源电力作为国家能源集团风力发电业务整合平台，逐步将集团控股的风力发电业务资产注入龙源电力，并将综合运用多种方式，使现有火电业务不再纳入龙源电力的合并范围。

②公司装机规模有望加速成长，运营效率优于同行

截至2021年12月，龙源电力风电控股装机容量23.57GW，较2020年年末增长5.7%。2021上半年新增储备项目达23GW；同时公司在浙江、广西、黑龙江及内蒙古与当地县政府成功签订5个光伏整县推进项目。2021年上半年风电平均利用小时数为1297小时，同比增加110小时。

③存量补贴压力减小，平价项目带来增量现金流

国家积极推动平价上网电价项目，新能源运营商目前存量项目的发电收入中国家补贴占比较大。公司应收账款及应收票据余额2016-2020年同比增速较高，维持在20%以上，新能源补贴拖欠的压力持续增大。公司可以通过发行以补贴款作为基础资产的ABS、ABN，或出售存量电站，来优化自身资产结构，改善现金流压力。

④公司风力发电量具有优势，资金管控优于同行

2020年公司风电业务毛利率48.70%，平均上网电价487元/兆瓦时。公司单位装机有息负债规模为3.67元/瓦，资金成本率为3.53%，财务费用率为10.75%，处于可比公司中较低水平，具有较好的资金管控能力。

风险提示：宏观经济大幅下行的风险、电价下调的风险、政策执行不及预期的风险、行业竞争过于激烈的风险、补贴持续拖欠的风险、公司开发项目不达预期的风险等



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报告标题：公用事业行业深度研究：中小型电机行业结构升级，节能电机+核电电机需求有望爆发
作者：天风证券，郭丽丽,杨阳
时间：2021/12/3
页数：22

链接：
https://pdf.dfcfw.com/pdf/H3_AP202112031532589671_1.pdf?1638541368000.pdf

简介：
中小型电机行业结构升级，节能电机+核电电机需求放量

2020年中国中小型电机市场规模达656.6亿元（CAGR5=1.04%），产业结构持续升级，主要产品逐步从普通电机向专用/特种电机过渡。站在目前的时间节点，我们推荐中小型电机行业的三个细分赛道：

节能高效电机：作为工业设备的“心脏”，电机是用电大户，2020年中小型电机用电量占工业用电量的60%以上。“双碳”背景下，高能耗行业低碳转型，倒逼电机更新换代。两部门联合制定“2023年产量达1.7亿千瓦”的高效节能电机行业目标，我们由此测算2023年中国高效节能电机市场规模有望突破450亿元。

三代核电电机：2021年政府文件首次提出“积极”发展核电，中国核电有望在“十四五”期间迎来密集建设期，我们预计2021-2025年中国年均核准6-8台自主三代核电机组，带动核电电机每年新增约1亿元需求。

高温气冷堆主氦风机：高温气冷堆热效率领先，制氢成本接近化石能源制氢和焦炉煤气提氢，商用前景广阔。主氦风机作为高温气冷堆的核心动力设备，120万千瓦机组对应主氦风机价值量高达5.5亿元。伴随2021年9月石岛湾项目首次临界，高温气冷堆规模商用有望启动，主氦风机需求有望逐步打开。

建议关注：佳电股份作为特种电机行业领航者，长短期成长逻辑清晰

公司是中国特种电机的创始厂和主导厂，位居全国中小型电机行业协会经济效益指标第2名，成长性极强，2020年实现收入23.7亿元，CAGR3=14%；归母净利润4.1亿元，CAGR3=50%。展望未来，公司成长逻辑清晰：

短期：在手订单充足保障收入高增，提价订单释放支撑Q4利润率回升。公司在手订单饱满，普通/特种电机已分别排产到2022年2/4月。同时2021Q4提价订单逐步释放，有望缓解原材料涨价影响、推动利润率重回高位。

中长期：节能电机积淀深厚，有望深度受益于高能耗行业节能改造。公司深耕电机行业80余年，高效节能电机产品与技术储备充足，且在石油石化、煤化工及钢铁等重点行业市占率高达30%-50%，有望充分受益于高能耗行业节能改造。

中长期：核用电机市占率超过85%，有望受益于核电审批加速。公司在核电领域布局超过10年，先后研制出核电站用K1类电机、“华龙一号”K3类10kV级电动机，推动中国核电自主化制造更进一步。公司作为核电电机龙头，在核电电机领域市占率超过85%，有望深度受益于三代核电审批加速。

长期：积极推进主氦风机产业化建设，迎高温气冷堆商业时代降临。2021年11月，公司公告拟建设年产6套主氦风机的产业化项目。公司作为高温气冷堆主氦风机的唯一供货商，积极开启主氦风机产业化建设，有望受益于高温气冷堆商用进程推进。

风险提示：原材料大幅涨价、行业竞争加剧、碳减排不达预期、高温气冷堆商用进程不达预期，测算存在主观性（仅供参考）



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报告标题：公用事业行业深度报告：电价市场化与电力清洁化促行业发展
作者：首创证券，邹序元
时间：2021/11/9
页数：13

链接：
https://pdf.dfcfw.com/pdf/H3_AP202111091527994606_1.pdf?1636467930000.pdf

简介：
核心观点

“拉闸限电”引关注，电力板块逆风起航。上半年，电力板块一直呈现底部震荡趋势，三季度由于供需紧张、“拉闸限电”等现象，行业关注度不断提高，电力板块逆风起航。长期来看，在供给、需求以及价格的“三重奏”下，电力行业将迎来长期发展机遇。

火电板块：燃料成本致普遍亏损，电价改革助力底部反转。火电仍是我国电力的主要来源，在供给端具有其特殊存在价值。近期由于能源供应偏紧，煤价大幅上行等原因，导致火电行业出现普遍亏损。但是在煤价及电价政策双向作用下，火电板块有望迎来底部反转。同时，长期来看，火电企业有望实现由火电运营商到综合能源供应商的转型。

水电板块：枯水成主要限制，关注来水变化带来的机会。受来水量小影响，前三季度水电板块收入增速、毛利率、归母净利润、回报率状况及经营性现金流均出现不同程度下降。但由于全社会用电需求不断增长，同时电价市场化改革有望带来水电价格的边际改善，需关注水量及电价增长带来水电板块业绩的变化。

新能源发电：成本上升不改发展趋势，双碳目标下空间仍广阔。新能源发电板块收入稳定增长，虽然光伏等装机成本提高，但是板块归母净利润、经营性现金流及现金流表现可观，资产负债率不断下降。双碳目标下，风电、光伏等新能源发电措施是能源绿色转型的主要手段，是未来能源行业长期发展的主题，叠加电价市场化改革利好，仍存在广阔发展空间。

投资建议：整体来看，在供给、需求以及价格的“三重奏”下，电力行业将迎来长期发展机遇。板块细分来看，新能源是长期发展主题，电价市场化改革及新能源转型为火电企业带来反转机会，来水变化使得水电企业值得关注。我们维持对行业“看好”的投资评级，重点关注华能国际（A/H）、华能水电、长江电力、川投能源、大唐新能源等公司。

风险因素：碳中和相关政策落地进度不及预期等；电价市场化改革不及预期；煤价下降不及预期；主要水电站流域降水偏低，水电站来水长期不足；新能源装机成本不断提高；新能源电价上涨低于预期等。



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报告标题：公用事业行业深度：公募REITs开启基础设施投融资新赛道
作者：首创证券，邹序元
时间：2021/6/21
页数：21

链接：
https://pdf.dfcfw.com/pdf/H3_AP202106211499167696_1.pdf?1624307056000.pdf

简介：
REITs是重要的投融资品类。放眼全球，REITs从诞生到现在的近60年里，基础资产从商业物业逐步拓展到了交通、能源、零售、医疗等领域，全球资产管理规模已超过2万亿美元。我国基础设施公募REITs的推出对宏观经济发展意义重大，可以帮助企业快速回笼资金，盘活存量资产，给市场注入新动能。此外，降低了投资者参与不动产投资的门槛，具有流动性较高、收益相对稳定、安全性较强等特点。

海外REITs市场发展成熟。美国是REITs规模最大的市场。美国REITs的收益率与权益市场表现强相关。将2014年-2019年美国REITs指数与S&P500指数、罗素2000指数以及道琼斯指数进行对比，可以发现，REITs指数与美国主要股指的走势基本一致。

我国基础设施公募REITs平稳启航。我国基础设施公募REITs具有项目准入标准高、审批严格、定价与销售市场化、运营市场化等鲜明特点。准入标准高、审批严格保证了项目底层资产的质量；定价与销售市场化使REITs的价值被市场充分发掘；运营市场化有助于提升项目的经营效率，并提升资产价值。

我国基础设施公募REITs有强大的推动力。从政策推动力角度看，我国基础设施建设存量规模巨大，理论上，可转化为REITs的空间大。作为市场化的投融资工具，公募REITs是未来基础设施投资的重要资金来源，并肩负盘活存量资产的期望。从原始权益人的角度看，REITs可以实现资产证券化，降低原始权益人的负债率，实现轻资产运营。而且市场化的运营方式，有助于提升底层资产的经营管理效率。

投资REITs的“风险-收益”。公募REITs兼具权益类资产和债券类资产的特征，其收益来源包括高比例分红和资本利得两部分。一方面，公募REITs可以在二级市场交易，获得资本利得；同时，基础设施公募REITs的收益分配比例不低于基金年度可供分配金额的90%，每年有望获得高比例的分红。当然，投资公募REITs也承担相应的风险。这既有交易价格波动的风险，也有底层资产经营不及预期，净现金分派率下降的风险。

REITs的投资价值。与不动产投资、类REITs资产证券化产品、债券（公司债、永续债）、股票等投资工具相比，公募REITs的投资价值有其鲜明特点。估值定价方面，基础设施REITs适用现金流折现的估值方法，同时需要考虑净现金分派率、交易折价和溢价等因素。

公募REITs开启基础设施投融资新赛道。市场给予首批9单公募REITs极大的关注，发行火热，估值发掘深入。市场的认可有助于后续REITs项目的开发和推进。

风险因素。公募REITs上市交易后，价格的波动幅度存在超预期的可能，需关注二级市场价格剧烈波动的风险。



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