长江证券-公用事业行业周报：云南首提煤电市场化改革方案，水电大省火电商业模式完善在即-221218

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　　云南省发改委12月15日印发《云南省燃煤发电市场化改革方案（试行）》（以下简称方案）。
　　煤电容量市场首次提出，有效改善煤电盈利能力。方案提出，设立煤电调节容量市场，煤电企业最大和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期先按烟煤无烟煤额定装机的40%参与容量市场交易，容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商确定。按照2021年云南省火电利用小时2797小时测算，则相当于度电补偿0.022~0.041元（未考虑厂用电，含税，下同），对于一台百万千瓦机组而言，相当于额外增收0.62~1.14亿元，因此容量市场的建立将有效改善火电经营困境。此外，为保障煤电容量市场的需求，方案同时明确提出，鼓励配储未达到装机容量10%的风电及光伏发电企业参与市场，未配储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。以10万千瓦的光伏项目为例，假设按照云南省燃煤标杆电价0.3358元/千瓦时上网，且以2021年云南省光伏平均利用小时为1353小时进行测算，若按照90%电价进行结算，则会减少电费454万元，对于利用小时更高的风电项目电费损失会更大，而参与煤电容量市场相应的支出中枢仅有220万元，因此参与煤电调节容量市场对于新能源发电企业具备决策经济性和政策鼓励性质。整体来看，我们认为在当前时点推出改革方案推动煤电容量市场的建立，一方面将直接有利于改善煤电企业的经营困境，另一方面或将对其他省份容量市场形成有益的借鉴，从而有望加速全国容量市场的推进。
　　风光丰富“配储”可选方案，水电电价长期趋势明朗。对于省内新能源而言，方案明确了对配置10%储能的下限要求，虽然短期内会对新能源项目带来一定的资本开支，但是当前全国范围来看新能源配储是难以规避的趋势：以10万千瓦的新能源项目为例，若按照2小时、1.8元/Wh以及15年运行周期的电化学储能测算，则年均配储成本支出约为240万元，甚至高于此次方案中所提出的煤电容量市场支出中枢。我们认为，此次方案将煤电的调节容量作为与新型储能及共享储能相同的定位，实际上给予了新能源发电企业在配储方面更多的经济选择，最终通过市场化的方案完成对于各个电源包括储能的经济性平衡。对于水电而言，方案提出水电电价全年分月电量电价在前三年年度市场均价上下浮动10%的区间内形成，虽然浮动区间一定程度限制了水电电价在2023年的涨幅，但是：一方面云南主要水电电站多为外送水电，不受方案电价限制影响，另外由于电价基准会根据过去三年电价动态调整，因此在电力供需趋紧的背景下，电价中枢抬升的长期逻辑依然存在，长期看好供需趋紧背景下云南水电公司电价上涨带来的业绩增长。
　　投资建议
　　“碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿整个“十四五”期间，我们认为电力运营商的内在价值将全面重估。在此背景下，电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火电经营边际改善，推荐关注优质转型火电华电国际、中国电力、华能国际、宝新能源和粤电力A、福能股份；水电板块推荐拥有明确成长空间的行业龙头长江电力和供需改善的华能水电；新能源装机快速成长，同时绿电价值日益凸显之下，推荐中国核电、三峡能源和龙源电力；电网板块推荐三峡集团入主后有望开拓综合能源服务的配售电先锋三峡水利。
　　风险提示
　　1、电力供需恶化风险，政策推进不及预期风险；
　　2、煤炭价格出现非季节性风险，来水持续偏枯风险。