火电企业深化新能源合作 调峰收益有望增加


来源:海通证券股份有限公司   时间:2020-09-15 15:24:11


投资要点:

“十四五”期间新能源高增速持续,火电龙头深化新能源合作。根据国网能源研究院新能源所所长李琼慧,我国“十四五”期间年平均风光发电量大概率超过1万亿度,较2019年风光发电量6300亿度增长约60%。新能源成本快速下降趋势仍在持续,IRENA预测未来十年光伏和海上风电的度电成本下降空间仍将超过50%。根据国际新能源网,2019年全国光伏平均建设成本为0.43元/千瓦时,预计2025年光伏平均建设成本为0.23~0.4元/千瓦时。新能源占比提升、成本下降的背景下,火电龙头持续加大新能源投入。华能集团与隆基股份签署全面战略合作框架协议,在光伏基地项目开发、设备技术供应及“大数据平台+数字化电站”研发等方面开展合作。我们认为火电龙头受益于现金流稳定、融资成本低的优势,持续优化新能源装机占比;同时火电行业有望通过火电+新能源打捆输送及辅助服务强化协同效应。

储能暂不具备市场主体地位,火电有望享受调峰收益。华中能监局规定有偿辅助服务包括自动发电控制(AGC)、有偿一次调频、有偿调峰等,其中AGC调频辅助服务收益由调节里程、调节性能决定。辅助服务补偿费用来自新建机组调试运行期差额资金等,不足部分由市场主体按上网电量比例分摊。根据公众号“储能与电力市场”测算,18MW/9MWh火储联合调频项目(火电机组装机60万千瓦),日均可获得收益7万元以上;不考虑税收等财务成本以及运维成本等,项目静态回收期2.2年。我们认为,当前储能调峰的经济性、稳定性远低于火电,新能源装机高增将提升对火电辅助服务的依赖,增加火电调峰收益。

跨区域送电量持续高增,市场化电价折扣收窄。1.跨省跨区输电大幅增加:国网8月份省间交易电量YOY16%,在运11回特高压直流交易电量YOY24%(清洁能源占比50%),均创月度新高,也超过1-7月全国区域交换电量增速(12%)。

我们认为特高压的持续投建促进跨区域输电量高增,或将挤压东部火电企业的利用小时。2.市场化电价折扣收窄:8月南方五省区内市场化电量425亿千瓦时(YOY+15%),市场化比例39%,降幅环比收窄0.4pct,平均降价幅度0.075元/千瓦时,降幅环比收窄6%。浙江省2020年直接交易出清价格0.3846元/度(YOY-0.1%)。市场电量提升并未挤压上网电价,我们认为主要由于清洁能源占比持续提升,需要火电辅助调峰调频以保障用电安全,且电力需求复苏,火电企业议价权持续提升。

“十四五”期间综合能源服务规模或翻倍。根据中国电力新闻网,2020-2025年,我国综合能源服务产业进入快速成长期,市场潜力规模由0.5-0.6万亿元增长到0.8-1.2万亿元;2035年步入成熟期,市场潜力规模约在1.3-1.8万亿元。

我们认为在当前电网投资加大与电价让利之间存在矛盾,综合能源服务有望促进电网收入的多元化。

经济转型阶段,火电有较好的消费属性,估值有望修复。我们认为,电力市场化改革提升了行业自主定价权,有助于提升行业估值,市场化的海外电力龙头PE在15-20倍,国内估值5-15倍并不合理。长期看,电力需求仍有上涨空间,我们认为行业理应取得更好的估值。个股建议关注:华电国际、华能国际、京能电力、建投能源、国投电力、皖能电力、长源电力、内蒙华电、三峡水利。

风险提示。(1)疫情风险未完全解除,用电量增速的不确定性。(2)新能源和储能等竞争性能源的不确定性。

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