电力设备与公用事业2023年度策略抓住投资与改革释放的红利

电力设备与公用事业2023年度策略：抓住投资与改革释放的红利1夯牢基础，迎接红利1.1复盘2022年：倒N走势夯牢上涨基础截至2022年12月30日，回顾全年，在申万二级125个子行业中，电力下跌16.7%，涨跌幅排名第57位；电网设备下跌22.5%，涨跌幅排名第88位。电网设备：截至2022年12月30日，电网设备Q1、Q2涨幅低于相对沪深300指数，Q2受疫情影响，开工不及预期；Q3开始，疫情缓解，受到国网8月重大项目建设情况会议上提出追加年内投资的影响，电网板块显示出投资逆周期属性；Q4各地疫情频发导致项目进度暂缓、特高压核准进度不及预期等，跌幅略有扩大但仍高于沪深300指数。电力：2022年以来电力行业整体表现强于沪深300，Q1、Q2涨跌幅与沪深300持平，主要系水电来水偏丰，煤炭保供稳价政策使火电亏损收窄，业绩改善初显，在疫情影响下，板块表现优于大盘；Q3四川等地停电现象推升电力需求，同时电煤中长期合约管控推动市场预期火电板块扭亏为盈，火电涨幅拉升，但福建风电竞配电价低于2毛，引起新能源收益率担忧，板块季中有波动；Q4随三季报披露，长协煤签约不及预期，火电企业业绩仍疲软，板块走势显著回落。火电：2022年火电板块走势先抑后扬，截至12月30日收盘，火电板块涨幅为4.99%，远超沪深300涨幅16.28pct。Q1-Q2：Q1受印尼煤和俄乌冲突影响，进口煤价格提升，火电企业盈利承压。Q2随煤炭保供政策持续推进，4月份左右动力煤价格由1600元/吨回落1200元/吨左右，火电企业盈利改善。Q3-Q4：9月份整体中报情况，火电企业整体亏损收窄，部分企业扭亏为盈，同时22年夏季高温，多地缺电限电，火电保供作用凸显，市场对火电盈利信心提升。Q4在三季度业绩公布后，火电企业盈利不及预期，导致板块回落。水电：2022年水电板块整体优于沪深300，截至12月30日收盘，水电板块涨幅为-6.04%，远超沪深300涨幅15.23pct。Q1-Q2：2022年水电板块业绩与来水量密切相关，上半年来水偏丰，水电板块由4月开始走势强势，水电公司中报披露净利润同比均增长50%左右。Q3-Q4：2022年夏季严重高温天气，长江流水来水由丰转枯。2022年三峡水库水位均值相比18-22年水位均值差距明显，水电发电量整体降低，市场对水电板块全年业绩预期降低，板块回落。绿电：2022年风力发电、光伏发电板块整体低于沪深300，截至12月30日收盘，风力发电板块跌幅为27.35%，低于沪深300涨幅6.08pct，光伏发电板块跌幅为28.92%，低于沪深300跌幅7.65pct。主要系价格端承压，成本又上涨明显，装机速度明显不及预期，使得2022全年表现垫底。1.2展望2023年：投资改革释放行业红利2021年双碳目标提出后，能源体系面临前所未有的转型机遇，转型包括两方面，一方面是能源结构的转型，涉及电源电网投资，一方面是体制机制的转型，涉及市场化改革。2023年的开端，首先我们需要回答到底位于转型周期的什么位置。我们认为，经过2021-2022年的研究、论证、规划后，并且结合我国具体国情与电力供需形势，我们正站在一轮为期3年的投资建设扩张期与市场改革推广期的起点。投资建设扩张期体现出能源保供与双碳目标的叠加需求，大电源与电网主网投资有显著提速的空间，大电源包括风光大基地、火电、核电、抽蓄等，将各自共同发挥出能源保供与双碳转型的作用，为配合大电源建设，在源网同步建设、同步投运的要求之下，电网主网投资出现刚性需求。市场改革推广期体现出我国在电力体制改革以及绿色发展机制中做出过的不懈探索将迎来收获期。我国电力市场+绿证市场+碳市场的电碳协同市场体系将初步完成构建，市场价格发现、资源配置与成本传导的作用将有力保障我国能源保供与双碳转型目标的达成。展望2023年，电力设备方面我们认为重点受益方向包括火电新建及改造、抽水蓄能、特高压及主网建设等。我们预计火电投资体量2023年有望从约800亿元增长至1600亿元；抽水蓄能方面2021年共计核准5座电站，2022年进入开工，而2022年共计核准45座电站，2023年有望开工，带动投资上升；特高压及主网方面2022年在建的特高压交流站与换流站共计6座，而2023年这一数字有望达到16座，从而带动主网投资加强。大电源、大电网方面均出现数量级上的增长。电力公用方面我们认为机会主要在于各类市场机制的畅通将实现发电成本的顺利传导，从而使得电力运营商可以获得公允的收入。其中，火电运营商与绿电运营商将呈现出明显的边际改善。火电运营商主要得益于市场价格发现功能带来的收入上涨，绿电运营商主要得益于建设成本下降促进了装机增速，同时改善了边际收益，而绿证市场的开启也使得环境溢价有了单独公允定价的场所，环境溢价部分的价值发现功能进一步健全，收入预期得到改善。电力运营商的收入和盈利的改善将进一步传导至上游设备制造与工程服务环节，从而全行业将迎来投资建设扩张期与市场改革推广期带来的红利。2电力设备：2023年开启投资大周期2.1新能源基地促进特高压加速建设面对电网高比例可再生能源、高比例电力电子装备“双高”特性，以及夏、冬季双负荷高峰需求特点，特高压输变电、柔性直流输电为当前电网建设刚需。整体来看，“十四五”电网发展将会以安全为基础，以需求为导向，统筹主网和配网、一次系统和二次系统、城乡和东西部发展需求，建设以特高压为骨干网架的区域同步电网，在电网深化的同时更加注重数字化转型，通过智能设备等方式管理电网和电力资源。特高压是链接清洁能源中心和用电负荷中心的核心通道，是清洁能源跨区电力输送重要通道，特高压交流输电线路主要用于构建主网框架，直流输电线路主要用于清洁能源远距离、大规模输送以及区域间非同步连接。大基地项目增加新能源消纳压力，特高压骨干输电网络建设为刚需。“十四五”

清洁能源基地规划总量达7.44亿千瓦，通过持续开发风电、光伏、水电等清洁电源，同时利用水、火电机组的调节能力平抑新能源间歇性波动，建设“风光水火互济”打捆外送模式，形成九大风光（水火）储一体化清洁能源基地以及五大海上风电基地。根据大型风光大基地项目规划，第一批基地就地消纳和外送各占约50%，第二批主要以外送为主。第一批大型风光基地项目已全部开工建设，预计在2022和2023年陆续并网，部分第二批大基地项目已开工，第三批大基地项目正式启动申报，预计不晚于23年上半年开工建设，2024年底前并网，未来高比例新能源并网急需配套新建大规模特高压输电线路。按第二批风光大基地规划，十四五期间将新增电力外送需求15000万kW，十五五期间将新增16500万kW，而现存外送通道送电能力总计9400万kW，其中仅剩约4000万kW尚未利用，因此，两个五年外送通道缺口达27500万kW，折合800万kW特高压通道约34条。特高压直流核准进度低于预期，23年建设有望提速。“十四五”期间国网规划建设特高压线路“24交14直”，22年8月，国网在重点工作会议上预计下半年陆续开工金上-湖北、陇东-山东等“四交四直”特高压工程，加快推进大同-天津南交流以及陕西-安徽、陕西-河南等“一交五直”6项特高压工程前期工作，总投资约1100亿元。截至2022年12月中旬，各条输电线路稳步推进，特高压交流22年内开工4条，张北-胜利线于11月挂网招标。特高压直流项目换流站和线路走廊涉及多个不同省市，批准较复杂，国网年中规划线路均暂未开工。整体来看，2022年受到疫情影响等因素，直流特高压核准低于预期，在2023年新能源项目大规模并网情况下，对特高压建设提速也提出了明确需求，23年预计可研项目加速核准，已开工项目加速推进。主网建设存在同步扩容需要。目前交流主网方面已形成华东、华北、华中特高压交流环网，各省基本形成500kV环网结构，各地区220kV电网也已基本成环。交流电网的主要增量在于已规划的剩余特高压环网建设，如川渝特高压环网，以及受端环网补强，另外随着各地区用电量的增加，部分交流变电站和输电线路存在增容扩建的需要。电网投资逆周期属性强。进入22年6月后电网投资显著提速，6月-9月累计同比均在10%左右。11月开始受各地疫情影响，投资进度减缓，但仍同比保持3%左右增幅。电网投资具有逆周期调节属性，8月份时，国网预计下半年再完成3000亿元电网投资，全年约5364亿元，比年初增加约364亿，2022年预计已无法完成，但需求并未消失。电网投资可以带动上下游投资额2倍左右，经济拉动作用明显，特高压投资为电网投资的重要部分，一般一条特高压交流工程投资额在100亿左右，一条特高压直流工程投资额在200亿左右，特高压建设也可带动当地500kV及以下电网建设。2.2抽蓄迎来密集开工期抽蓄政策关注度高，增量资源丰富。国家和各地方政府机构出台了一系列政策推动抽水蓄能行业的发展，提出：要加快抽水蓄能电站核准建设，完善抽水蓄能价格机制，明确市场化调峰资源建设，推进抽水蓄能规模化应用，构建现代储能体系，推进能源革命。其中，抽水蓄能中长期发展规划中要求加快抽水蓄能电站建设，因地制宜，统筹电力系统需求，完善抽水蓄能产业链。到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。抽水蓄能电站建设有利于平衡我国能源结构，构建以新能源为主的能源体系，对实现“双碳”战略目标具有重要意义。国内抽蓄可建站资源丰富。2020年12月，国家能源局组织开展新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查工作，我国抽蓄电站资源丰富，可资源站点达1529个，总装机规模达1604GW，其中南方、西北、华中、华东等区域分布相对较多。抽蓄项目建设提速，年初至今开工52.6GW，核准41.4GW。2022年4月，发改委、能源局联合印发通知，部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设，要求各省（区、市）发改委、能源局按照“能核尽核、能开尽开”的原则，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作。国家电网8月召开重大项目建设推进会议，着力促进抽水蓄能电站发展，年内将再投产河北丰宁4台、安徽金寨1台抽水蓄能机组，再开工辽宁庄河、宁夏牛首山抽水蓄能电站等。截至2022年12月，抽水蓄能项目核准量41.1GW，开工项目达52.6GW，其中浙江、湖南开工项目较多，分别为10.7GW和10.6GW。两部制电价为主体进一步完善抽蓄价格机制，发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》和《抽水蓄能容量电价核定办法》，文件表示要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制。容量电价：抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，传导和分摊方式得到明确。新建项目按照经营期40年、IRR为6.5%的基准核定。容量电费纳入输配电价回收的机制，政府核定的抽蓄容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，容量电价实行事前核定、定期调整的价格机制。电量电价：抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本，竞争性方式形成，抽蓄电站分享抽发收益。电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加，通过峰谷电价价差实现盈利。现货市场尚未运行情况下引入竞争机制形成电量电价，购电价格为燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。售电价格按燃煤发电基准价执行。收益分享机制，鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。我们认为未来抽蓄电站获得的收入随电力市场建设进程推进而增加，投资回报率逐年提升，抽水蓄能对电力系统的价值逐步体现。我国现货市场与辅助服务市场已经进入快速发展阶段，部分省市已进入市场过度阶段，市场机制理顺后，抽蓄电站将获得显著收益。2.3火电新建及改造保障能源“先立”“十三五”期间煤电装机增速放缓导致近年部分地区用电紧张。“十三五”期间，受环保要求和产能过剩影响，国内煤电装机增速明显放缓，“十一五”到“十三五”

我国煤电年均新增装机分别为63.7/48.0/36.0GW。21年中国提出严控煤电项目，企业与地方政府进一步收紧了新煤电项目的审批。2021年全国新增煤电28GW，为近15年来最低点。21年底迎峰度冬期间，电煤供需阶段性失衡叠加天气原因影响新能源

发电出力，造成电力供应缺口，部分省市“拉闸限电”，22年迎峰度夏期间，极端高温天气造成长江水位为历史底部，四川、重庆等地区出现严重用电缺口，多能互补重要性明显提升，火电“兜底”作用凸显。二十大提出“先立后破”，能源安全促使火电“重启”。二十大报告提出“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤碳达峰行动”，我国资源禀赋为“富煤贫油少气”，当前我国能源结构仍然以煤炭消费为主，截至2022年9月，全国火电装机13.2亿千瓦，占发电总装机容量的52.9%，但发电量贡献69.5%，煤电仍然为我国的主体电源，发挥能源电力安全“压舱石”作用。在基础和配套设施方面，布局和建设跨省跨区输电通道，有效增加电力系统灵活性措施。同时推进煤电的灵活性改造，重点是发挥煤电的容量支撑作用，同时降低煤电的电量出力。国家层面“火改”积极出台，地方火改政策持续推进。2021年11月，在《关于开展全国煤电机改造升级的通知》中，明确“十四五”期间完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦；2022年3月，在《“十四五”现代能源体系规划》中，提及到2050年，灵活性电源占比达到24%左右，将为火电灵活性改造预留较大增长空间。国家层面以推动“三改联动”为主，地方层面上，火电灵活性改造可给予新能源建设指标，煤电+新能源一体化形式优先并网，云南还建立燃煤发电容量调节市场，鼓励配储未达到装机规模10%的风电和光伏发电企业，向省内燃煤发电企业购买系统调节服务等。煤电机组核准量快速提升。根据国际环保组织绿色和平发布的报告，2021年中国新增核准煤电装机约18.55GW，同比减少57.66%。但2021年第四季度煤电核准开始加速，单季度核准超过11GW。我们根据北极星火电网每日披露的项目数据统计，截至2022年12月中，我国新增核准煤电装机48.12GW，约为2021年全年核准量的2.6倍，其中2022年开工煤电项目也已达到42.18GW。火电投资加速提升。中电联10月披露《2022年1-11月份电力工业运行简况》数据，火电投资547亿元，去年同期火电投资金额为736亿元，同比增长38.3%，火电投资明显加快。2022年受极端天气影响，同时水电二三季度枯水，电力紧缺时间贫乏，火电发电量占比提升，火电保供作用凸显，预计“十四五”期间，煤电新增装机将会明显反弹。火电机组灵活性改造成本相对较低。电力系统灵活性的调节方式主要有火电（灵活性改造）、抽水蓄能、燃气轮机、电化学储能等方式。抽水蓄能建设周期一般为6-8年，投资较高建设周期长，电化学储能成本较高，使用寿命较短（10-15年），燃气轮机发电灵活，但原料成本相对煤炭价格更高。经灵活性改造后的煤电机组最小出力能够降低至额定容量30%以下，并且适合中等时间尺度的灵活性。根据部分改造案例，煤电机组改造建设成本在约0.2亿元/炉-1亿元/炉之间不等，按30-100万千瓦装机改出20%调峰容量进行测算，单位调峰容量对应的建设成为0.1-1.6元/W，低于电化学储能约4元/W的建设成本。按我国现存30万千瓦以上机组约2000台需进行改造计算，未来八年改造总市场规模约为400亿元-2000亿元。火电参与现货市场可以择时高价发电。现货市场价格信号波动幅度较大，跟踪山西电力现货市场2022年11月数据，日内最高电价可达1.2-1.5元/kWh，相应最低电价仅为0.3-0.5元/kWh，同月广东日前电价价差区间达0.9元/kWh，电价价差区间扩大有利于火电机组灵活性改造变现，在低电价时刻，灵活性较好的火电机组选择停机或迅速降低出力，避免低电价造成大额亏损，同时，在高电价时快速启动或提升出力，多发电提高利润。辅助服务市场供给扩大，灵活性改造机组受益。2021年12月发布修订版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》。随后各地能监局或能监办也开始陆续出台区域或省级“两个细则”，火电机组可以通过提供辅助服务获得补偿，充分发挥灵活性改造机组的“灵活”价值，为灵活性改造提供新的着力点，全面提高系统调节能力和新能源消纳能力，推动双碳目标实现。辅助服务市场分为基本调峰服务与有偿调峰服务，有偿调峰辅助服务则包括实施深度调峰、应急启停、跨省调峰，火电进行灵活性改造后根据调峰深度不同可分阶段获取调峰补偿。火电机组有偿调峰基准及报价区间由各地区市场自主决定，分地区实时深度调峰交易有偿基准及报价区间情况。交易多采用“阶梯式”价格机制，每15分钟为一周期进行报价统计。东北、新疆区域市场从是否为供热期、热电／纯凝机组方面定义了更详细的有偿基准。容量市场增强火电灵活性改造意愿和收益。2022年9月，甘肃省出台《甘肃电力辅助服务市场运营暂行规则》，文件指出火电机组灵活性改造成本按容量进行竞价获取补偿收益，在市场初期，火电机组50%以下调峰容量，按机组额定容量10%-5%分档纳入补偿，补偿标准分为非供热季补偿标准和供热季补偿标准。纯凝机组全年按照非供热季补偿上限执行，火电企业最大补偿范围不超过能源监管核定的调峰能力。12月，云南省确立国内首个针对燃煤发电调节容量市场，鼓励配储不足装机规模10%的风电和光伏发电企业自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务，未达标配储且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算。按烟煤无烟煤额定装机容量40%参与容量市场交易，容量电价在买卖双方在220元/（千瓦·年）±30%区间范围内自主协商形成。容量市场收益是火电机组获取电能量收益和辅助服务市场收益外的稳定收益，极大促进火电机组进行灵活性改造的意愿。参与火电灵活性改造企业赋予新能源指标。目前河南、内蒙古、山东、贵州均已出台火电灵活性改造给予新能源指标方面激励，我们认为未来该模式有望向全国推广，将刺激火电企业开展火电灵活性改造，积极获取新能源指标。随着新能源渗透率的提高，未来“风、光、火”协同发展，已经成为大趋势。“十四五”九大清洁能源基地，均为“风光火一体化”、“风光水一体化”大基地。3电力运营商：享受市场化改革的硕果3.1电力现货时代即将开启明确发展目标，规范市场规则，推动各省市场建设提速。2022年11月25日，国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》（以下简称《规则》）、《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》等两部重磅规则，为我国目前电力现货市场领域的首部国家级规则，电改迈出了实质性的一大步。本次《规则》是在前期试点省份规则的基础之上总结提炼而来，对开展困难和尚未开展现货市场运行的省份有较强的指导意义，有助于相关省份加速市场建设，推动我国全面进入电力现货时代。撬动电力价格机制，市场化达成双碳与能源保供目标。电力现货市场的功能就是发现电力实时价格、准确反映电能供需关系，从而达到电力平衡与能源安全的目标。我们认为现货价格将成为中长期市场、辅助服务市场、容量市场交易决策的重要参考，有望深刻地改变各类主体的收益方式和体量。同时，电力现货市场也是全国统一大市场体系的不可或缺的组成部分，是顶层坚决推进市场化的意志表现。为协调达成双碳与能源保供的目标，如何调动电力系统灵活性资源服务于体量日益增大的新能源和随机负荷，成为重要的课题，电力市场化依然是最佳的解决方案。电力现货市场中，各类主体收入组成即将形成变化火电收入=电力现货市场全电量收入+中长期合约盈(亏)+调频辅助服务补偿(分摊)+备用辅助服务补偿(分摊)+转动惯量辅助服务补偿(分摊)-不平衡结算资金

新能源收入=电力现货市场全电量收入+中长期合约盈(亏)+绿证收入-各类型辅助服务分摊-不平衡结算资金储能收入=全电量现货市场收入+中长期合约盈(亏)+调频辅助服务补偿(分摊)+备用辅助服务补偿(分摊)+转动惯量辅助服务补偿(分摊)+爬坡辅助服务服务补偿+事故应急辅助服务补偿-不平衡结算资金非市场化发电主体收入=电力现货市场全电量收入+政府授权合约盈(亏)批发用户支出=电力现货市场全电量支出+中长期合约亏(盈)+输配电价+政府性基金及附加+辅助服务分摊+不平衡结算资金零售/代购电用户支出=售电套餐/代购电支出+输配电价+政府性基金及附加+辅助服务分摊+不平衡结算资金整体上看，电力市场尤其是电力现货市场有利于实现电力成本传导，发现电力实时价格。机制畅通后，我们认为目前环境下，电力价格整体有上扬趋势，有利于电力运营商恢复至合理利润水平。12月22日，江苏和广东电力市场2023年年度交易结果公示，本次江苏、广东年度交易电价均接近顶格成交，高于市场预期，广东2022年双边协商交易成交均价较当地燃煤发电上网基准价仅上浮9.72%，2023年双边协商交易成交均价较燃煤基准价上浮19.63%，触及涨幅上限，江苏、广东绿电成交量分别同比提升92%和130%，江苏比燃煤基准价高19.8%，广东比煤电基准价高19.04%，广东2022年明确了电能量均价0.5299元/千瓦时，环境溢价0.2121元/千瓦时，电价上涨有利于舒缓火电企业经营压力，在近年陆续出现“缺电”情形下，电价上涨反应了火电作为压舱石的电力保供价值，火电企业有望改善盈利能力。绿电交易整体来看呈现量价齐升态势，随着绿证交易市场完善，CCER重启，绿电运营商将享受更多环境溢价。3.2工商业代购电峰谷价差扩大电网代购电用户逐步入市。自发改价格（2021）1439、809号文发布以来，全国绝大多数工商业用户（大工业用户、一般工商业）不再支付以前的销售电价，取而代之的是基于电网代购电价形成的分时电度电价（电网分时电价主要代理购电价格、输配电价、政府基金及附加三部分构成），并且各地要结合当地电力市场发展情况，不断缩小电网企业代理购电范围，逐步推动电网代理的用户全部入市。工商业用电可以分为批发用户、零售用户、电网代购电用户。电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易（电量交易），直接参与批发市场交易的电力用户称为批发用户，向售电公司购电的电力用户称为零售用户，暂未直接从电力市场购电的电力用户称为电网企业代理购电用户。电网代购电电价逐月公布，反应各省电力基本面。2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格继续按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。电网代理购电用户电价=代理购电价格（含平均上网电价+辅助服务费用等）+输配电价（含线损及政策性交叉补贴）+政府基金及附加。代理购电价格根据当月预测购电成本折算，不同地区资源禀赋不同，各省代购电价将进一步反映各省的电力基本面。电网代购电峰谷价差增大，促进工商业储能盈利。国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%，通知督促各地区峰谷价差拉大，根据各地区电网公司公布的《代理购电工商业用户电价表》数据，2022年10月-12月共统计29个地区，其中19个地区工商业高峰低谷电价差增大，9个地区减小，峰谷价差扩大有利于刺激用户侧储能发展。当前工商业储能的主要商业模式为在电价低谷时充电、电价高峰时放电来进行峰谷套利。工商业储能对峰谷价差敏感性高。工商业储能的收益模式主要为峰谷价差套利和增强分布式光伏利用率。我们假设储能电站单位成本为1.7元/Wh，循环次数为6000次，每日充放次数2次，当峰谷价差为0.5/0.7/0.9元/kWh时，我们测算独立储能全投资税后IRR分别为0.5%/8.23%/15.37%。我们统计12月份工商业峰谷价差数据，峰谷价差大于0.5元/kWh的地区已达到25个，已有10个地区峰谷价差大于0.7元/kWh，已有5个地区峰谷价差大于0.9元/kWh，多地区工商业储能已具备套利的经济性，后续随各省分时电价机制的完善，峰谷价差拉大，刺激工商业储能快速成长。3.3第二个碳配额履约期开启全国碳市场运行主要包括碳排放数据核算、报告与核查，配额分配与清缴，市场交易监管等环节。纳入市场的重点排放单位需每年核算并报告上一年度碳排放相关数据，并接受政府组织开展的数据核查，核查结果作为重点排放单位配额分配和清缴的依据。全国碳市场通过市场机制形成价格信号，引导碳价减排资源的优化配置，推动绿色低碳产业投资，引导资金流动。多地碳市场释放扩容信号，覆盖范围扩大。依据广东省《2022年度碳排放配额分配方案》，控排主体为全国碳市场电力行业和广东碳市场也纳入水泥、钢铁、石化、造纸和民航行业外，纳入分配方案的企业门槛调整，纳入分配方案控排企业数量由上年度178家增加至200家。2022年9月，北京也将石化、化工、建材、钢铁、民航行业共8家非发电企业首次纳入全国碳市场，也是首次将非发电行业纳入全国碳市场，碳市场不仅是减排基础设施，更是要素市场，碳市场覆盖行业逐步扩大，通过发送价格信号来激励低碳行动，推进碳市场与绿电市场、用能权市场、传统能源市场等其他相关市场的协调和衔接，双碳工作提供支撑作用。碳市场整体平稳发展，2022年碳市场活跃性较低。2021年12月31日，全国碳排放权交易市场第一个履约周期顺利结束，2022年以来，碳市场月均成交量195万吨，碳市场日均成交价在55-62元/吨之间，价格整体平稳。但全国碳市场的交易周期性较为明显，交易量及成交额在临近履约期时会有较大增幅，2022年Q1-Q3交易活跃度骤减，Q1存在部分未履约企业进行补缴进行少量交易，Q2-Q3因第二履约期配额方案未确定，控排企业呈现观望态度，碳市场主体发电企业交易策略保守，市场呈现“惜售”气氛。11月以来第二履约期配额方案基本确定后，碳排放配额成交量大幅提升，市场活跃度相对提升。纳入行业范围广泛的地区二级市场碳配额价格高，交易量活跃，22年年初至今，各地交易所平均成交价格来看上海/北京/天津/广东/深圳/湖北/福建/重庆，分别为56.3/81.6/30.9/76.7/31.9/47.9/21.4/42.2元/吨，累计成交量分比为48.1/136.8/410.9/1342.9/446.8/349.9/554.5/75.9万吨，随着全国碳市场纳入行业增加，碳市场交易将更具活力。第二个履约期配额分配征求意见发放，进一步推动发电行业控制排放。2022年11月3日，生态环境部发布了《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》（征求意见稿），拟推进全国碳排放权交易市场2021与2022年度配额分配工作。方案基本延续上轮的总体框架、行业范围、纳入门槛、主要规则以及基于排放强度设计配额分配机制，并鼓励大容量、高能效、低排放机组和承担热电联产任务等机组。本轮继续实行免费配额，机组分类仍分为4大类。方案延用基准法核算机组配额量，计算公式为机组配额量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量。另外上轮配额清缴不足的，本轮须进行配额核减，上轮配额尚有盈余的，本轮将另行规定结转方案。方案基于盈亏平衡设计配额，相对上轮配额基准值均有所下调。方案增加了“盈亏平衡值”的概念，定义为各类机组配额盈亏完全平衡时对应的基准值。2021年碳排放基准值是以2021年盈亏平衡值为基础，综合考虑鼓励民生供热、参与电力调峰和提高能效等因素确定。2022年碳排放基准值是在2021年盈亏平衡值的基础上，综合考虑技术进步、电源结构优化、能源供应、民生保障等因素，对标碳达峰、碳中和目标，基于近年来火电行业供电、供热能耗强度和碳排放强度年均下降率设定。本轮基准值不同幅度下调，整体利好高效发电机组，其中4类机组2021年的供电基准值分别下调6.5%、10.4%、18.4%和0%；4类机组的供热基准值分别下调12.1%、12%、11.9%、5.1%；4类机组2022年的供电供热基准值相对2021年基本都下调0.5%，体现出政策要求稳妥推进双碳目标。由于本轮采用盈亏平衡设计，因此高效机组或有配额盈余而低效机组将有短缺。尽管配额总量整体仍满足发电行业需求，但年度减排趋势下或使得部分盈余机组惜售配额，我们认为总体利好高效发电机组占比较高的火电