2023年公用环保行业下半年投资策略报告 低利率降低WACC

公用环保市场回顾：防御性需求升温及业绩改善驱动板块

上半年行业表现优异，主要得益于防御性特征和盈利改善

电力及公用事业行业上半年表现明显强于市场，年初迄今，中信电力及公用事业指数 上涨 6.5%，跑赢市场（沪深 300 指数）约 7 个百分点。燃料成本下降预期不断强化、市 场防御性配置需求较强等推动行业整体呈现优异表现。虽然行业整体表现优异，但在行业内部的细分板块和各家公司表现仍然存在较明显分 化。具有防御性、受益当前弱复苏宏观环境的传统电力公司（火电、水电及核电）表现相 对更加优异，而前期装机增长不及预期且政策环境不确定性有所升温的绿电、遭遇暂时性 政策逆风的抽蓄、以及毛差修复不及预期的城然公司等子细分行业，年初迄今在行业内表 现相对较差。

2023Q1，行业盈利及ROE均有明显改善

在水电装机增长带动电量增长、火电燃料成本压力出现一定程度减轻、用电需求温和 复苏等因一系列因素带动下，2023Q1，A 股公用事业公司归母净利润普遍呈现同比增长 态势。在我们跟踪覆盖的公司中，川投能源、华电国际、瀚蓝环境、内蒙华电、浙能电力 及国投电力等公司 2023Q1 业绩同比增幅超过 50%。

从净资产收益（ROE）变动趋势看，2022 年 A 股中信电力及公用事业板块 ROE 温 和改善至 5.2%，相比 2021 年提升了 2 个百分点；2023Q1 板块净资产收益率为 2.0%， 相比 2022Q1 提升了 0.5 个百分点。对于火电板块而言，尽管其 2022 年及 2022Q1 收益 率变动趋势和整个公用事业板块趋同，但火电板块在 2022 年及 2023Q1 的 ROE 仅为 2% 和 1.6%，距离火电板块多年的平均回报水平，仍有明显差距。

板块估值有所扩张，但仍处于合理区间

自 2021Q1 以来，虽然公募基金的公用事业板块持仓市值出现较大规模上升，但仍呈 现出较为明显的持续低配特征。截至 2023Q1，公用事业板块的机构持仓市值为 428 亿元， 机构配置比例仅为 0.7%，相对低配比例高达 2.9%。年初以来，板块表现优异带动公用事业板块估值有所扩张，目前中信公用事业指数静 态 PB 为 1.8 倍，相比其 2018 年以来 1.7 倍历史市净率均值略微超出 9%。虽然估值近期 有所扩张，但考虑 2021~2022 年火电行业大幅亏损被动推高了行业 PB、整体经济需求复 苏程度不及预期、行业盈利能力改善仍在趋势当中等因素，但我们认为公用事业板块估值 目前仍处于合理区间内。

成本及装机正变得更加有利，行业盈利改善周期加速

温和的需求增长，剧变的供给结构

预计 2023 年国内用电需求增长 5.2%。2013 年 1~4 月，国内累计用电量同比增长 4.7%， 经济复苏偏弱使得用电增长势头相对平淡。结合 1~4 月国内用电数据，我们采用宏观弹性 预测法，预计 2023~2025 年全国用电量增速分别 5.2%/4.7%/4.3%，整体需求呈现温和增 长态势。快速发展的新能源正在不断挤压火电的市场空间。尽管火电目前仍是国内电量供给的 最核心电源，但近年来随着新能源装机增长迅速且新能源电量在电网调度时优先上网，国 内增量用电需求正越来越多由新能源提供，火电在当年新增电量中占比正呈现快速下降趋 势，新能源装机规模增长迅速正持续挤压火电的电量空间。

2017~2022 年，火电在国内新增电量中占比呈现趋势下降态势，预计需求复苏带动火 电在 2023 年新增电量规模约 1600 亿千瓦时，带动火电新增电量中占比温和反弹至 32%， 但长期下行趋势不可避免。从供给结构看，根据我们对分电源发电量的测算，我们预计 2023 年国内新能源贡献的发电增量规模约 2,300 亿千瓦时；2023 年西南地区来水也有望自去 年极端干旱情况出现一定程度修复，水电发电量增量规模约 700 亿千瓦时；

根据我们对整 体用电需求增长 5.2%的需求预测，以及在扣除其他电源的增量贡献后，我们预计国内 2023 年火电发电量增量空间约 1600 亿千瓦时。从当年新增电量的电源结构看，2022 年，受制 于用电需求低迷，火电在当年新增电量中占比快速回落至 27%；2023 年，我们预计需求 复苏带动火电在当年新增电量中占比温和回升至 32%，但仍低于 2017~2021 年的历史占比数据；未来随着新能源的不断扩大，火电在当年新增电量中占比将延续下行趋势，我们 预计 2024 年将下行至 11%，并有望在 2025 年首次出现负占比，即火电当年增量贡献开 始收缩。

市场煤价重新跌回2021年中水平，火电盈利周期性修复

我们预计 2023年发电耗煤增量仅约 7,000万吨，动力煤市场供需形势正在变得宽松。 2023 年 1~4 月，国内煤炭进口累计达到约 8,500 万吨，同比增长接近 100%，国内原煤 产量达到 15.27 亿吨，同比增长 4.8%；与此同时，2023 年 1~4 月份，国内火电发电量同 比增长仅为 4%，可以明显看出年初以来动力煤需求增长明显慢于供给。全年角度看，根 据上述我们对分电源电量的预测，我们预计 2023 年国内火电发电量增长 2.7%，对应 2023 全年火电发电量增长空间约 1,600 亿千瓦时，折算 2023 全年火电耗煤增量约 7,000 万吨。 考虑 1~4 月国内进口煤快速增长的势头，以及此国内前期因能源保供而新核准的煤炭产能 也将在今年正式开始进入大规模产能释放，动力煤市场在 2023 年有望变得明显宽松。在迎峰度夏到来前，电厂及港口库存均处于较高水平。目前重点电厂煤炭库存可用天 数已经接近通常为 1 个月的电厂煤炭库存容量上限，CCTD 港口库存规模已经累计接近 8,000 万吨的较高水平。

今年 3 月份以来的动力煤价下跌有所加速，目前秦港 5,500 大卡煤价已经持续跌破 800 元/吨，价格重新跌回至本轮价格暴涨前的 2021 年中期水平。在经济需求复苏不及预 期、火电用煤需求疲弱、进口及国内供给增加迅速等一系列因素的影响下，年初以来国内 现货及进口煤价整体呈现趋势下行态势且下跌趋势近期明显加速，目前秦港 5,500 大卡动 力煤现货价格已经跌破 800 元/吨。现货价格经过近期的快速向下调整后，秦港 5,500 大卡 动力煤现货价格和长协价格之间的价差已经降至约 50 元/吨，且现货价格已经抹去 2021 年中期启动的本轮煤炭上涨周期中的全部价格涨幅。虽然前期煤价已经经过相当幅度调整， 但考虑到偏弱的需求和供给进入释放周期，我们对于下半年煤价走势仍不乐观。

从量、价、成本等核心盈利驱动因素变动看，燃料成本下降是 2023 年火电盈利改善 的最核心动力。和 2022 年火电电价同比上涨显著有所不同，火电电量已经全市场化且市 场交易电价延续了 2022 年在基准电价基础上浮 20%的价格上浮机制，且火电公司大部分 电量已经通过年度市场化交易锁定，电价波动对 2023 年火电盈利同比改善的贡献基本忽略不计；2023 年，火电电量增长规模有限且仍有相当规模的新增火电机组有望投产，因 此利用小时对火电盈利改善的帮助也极为有限；随着动力煤价格出现明显下降，火电公司 2023 年盈利相比 2022 年盈利同比改善的主要推动力来自燃料成本下行。

预计 2023 年采用下水煤的沿海电厂火电度电盈利有望改善至 0.03 元/千瓦时。2023 年，我们假设以下水煤为主的电企，严格执行长协价格的长协煤比例均值提升至 70%，此 外跟随现货的长协煤比例约 10%，其余部分为现货价格采购。按照此比例测算，我们估计 采用下水煤的电厂全年综合采购成本约为 793 元/吨，折算入炉煤价为 949 元/吨。沿海地 区火电标杆电价均值为 0.40 元/千瓦时，假设市场交易电价在基准基础上浮 20%，对应扣 税后销售电价为 0.42 元/千瓦时。按照上述 949 元/吨的入炉标煤价格测算，对应火电度电 全成本为 0.39 元/千瓦时，度电利润 0.03 元/千瓦时，沿海电厂盈利将出现明显好转。对于 能够签订更高长协比例、或者电价更高的电厂而言，其盈利弹性有望体现的更加充分。

大水电博弈能力增强，新一轮装机增长释放积极影响

2022 年国内西南地区遭遇极端干旱天气，相应使得该地区丰富的水电资源出力受到 严重抑制。从位于长江中下游的三峡电站入库流量数据看，2022 年其入库流量数据在汛 期表现明显低于 2020~2021 年的入库流量数据。在经历了 2022 年极端气候情况后，市场 对于 2023 年西南地区来水是否再次出现偏枯有所担忧，并担心来水偏枯情况对于水电板 块走势的冲击。

从三峡电站历史数据看，即使对于平滑来水冲击能力较强的龙头水电而言，季度来水 同比出现 20%以上的较大幅度波动属于较为普遍现象。从 2013 年以来的三峡电站季度电 量同比波动及同期入库流量季度均值同比波动的统计数据关系看：1）两者高度相关，回 归的 R 方高达 0.93；2）尽管流域覆盖范围广且水资源丰富、电站上游拥有众多调节性水 库、三峡电站自身装机规模庞大，但历史上三峡电站季度来水及季度发电量同比变动超过 20%并非罕见现象。

从 DCF 折现角度看，在中长期来水预期平稳前提下，短期来水波动不影响水电长期 折现的内在价值；与此同时，对于普遍存在西电东送业务的龙头水电公司而言，极端偏枯 来水反而有利于提升它们同地方政府的博弈能力，帮助其争取更好电价。以水电龙头长江 电力为例，历史上，尽管公司季度电量因为来水问题而出现较大波动相对频繁，但公司股 价对于来水短期波动并不敏感，核心原因是对于水电公司而言，从 DCF 贴现角度看，在 长期来水预期平稳的前提下，短期来水的丰枯波动基本不影响长期折现的价值。

目前，长 江电力、国投电力、华能水电等龙头水电上市普遍有大量电量采用西电东送的形式送往东 部负荷中心进行消纳，在能源向清洁化转型、电力系统性成本不断抬升的大背景下，来水 偏枯有助于清洁和低成本的水电价格对于落地省供需形势反应更加敏感，即有利于水电公司争取更好电价。2022 年 7 月，江苏省发改委将锦官电源组送苏落地电价形成机制完 善为“基准落地电价+浮动电价”机制，锦官电源组可以通过浮动电价来享受江苏省内 市场交易电价上涨的好处。白鹤滩送江苏的 2023 年落地电价为 0.4388 元/千瓦时，该 落地电价明显高于 0.391 元/千瓦时的江苏省燃煤发电基准上网电价。

龙头水电的新一轮装机成长周期已经到来，2021~2024 年，我们预计长江电力及雅砻 江公司的发电量复合增速分别为 17%和 10%。两河口及杨房沟水电站已经于 2022Q1 全 面投产，乌东德及白鹤滩电站在 2022 年末全面投产且长江电力已经于 2023 年初完成资产 收购工作。随着新机组投产，国内龙头水电普遍进入新一轮装机释放带来的电量增长周期， 我们预计长江电力和雅砻江公司 2024 年的发电量有望分别达到 3301/1025 亿千瓦时，对 应 2021~2024 年复合增速分别为 17%和 10%。

组件下降刺激装机意愿，预计2023年新能源装机增长21%

自 2022 年 Q4 价格触顶之后，随着海外需求边际力度减弱以及光伏上游及中游环节 供给持续扩产后的产能释放，硅料及组件价格重新回归价格下行趋势当中。近期单晶硅料 价格已经回落至 10 万元/吨附近价格水平，组件价格已经跌至 1.7 元/瓦的价格水平，考虑 上游新能产能仍在释放周期当中，且当前时点的硅料和组件价格距离历史价格低点仍有较 大距离，我们预计后续光伏产业链上游及中游价格仍有较明显的价格回落空间。

受疫情环境下人员流动受限、高组件价格约束、部分省市新能源发展规划尚未出台等 一系列因素影响，2022 年国内新能源实际装机规模虽有较明显增长但不及预期。2022 年 国内风光新能源合计实际新增装机规模为 123GW；国家能源局在 2023 年能源工作指导意 见中指出，2023 全年风电、光伏新增装机目标为 160GW 左右。结合政府规划目标、低利 率环境以及行业上游降价对下游装机意愿的刺激、电网实际消纳能力等因素，我们预计 2023~2025 年国内新能源累计装机规模有望达到 918/1,108/1,328GW，同比增速分别为 21%/21%/20%。

从微观角度看，对于新能源企业而言，2023 年普遍为落实“十四五”装机目标的关 键一年，各家企业的新能源发展将进入加速周期。从部分已经公布“十四五”新能源发展 目标的电力公司装机情况看，各家公司 2021~2022 年的实际装机规模普遍明显低于其发 展目标隐含的 2023~2025 年年均新增装机。换句话说，为了实现其“十四五”发展目标， 新能源公司的发展在 2023 年将进入提速阶段。

行业投资提速，盈利仍在改善周期当中

电源建设投资提速明显，我们预计 2023 年增加 32%至 8,200 亿元。在火电新增装机 发展提速、风光新能源驶入高速发展车道、核电发展提速以及配套风光消纳的火电灵活性 改造及抽蓄项目密集建设等一系列因素的共同推动下，我们预计 2023 年国内电源建设投 资将增加至 8200 亿元，同比增长超过 30%，并在 2025 年增至约 1.1 万亿元。在我们覆盖的公用事业公司中，根据我们对 2023 年各家公司的盈利预测结果，我们 预计除南网储能因发改委监审抽蓄电价的原因而出现回落，其他燃气及电力公司的 2023 年盈利均将有不同程度的同比增长；其中周期性特征突出的火电盈利改善幅度最为明显， 水电及新能源受益于装机增长，预计也将有较为突出的业绩增长。我们将所覆盖的电力及燃气公司净利润加总来代表行业整体，从汇总结果看，我们预 计 2023 年行业增速高达 87%，明显高于 2016~2022 年期间的行业盈利增速。

有利的低利率环境，降低WACC和修复报表

低利率环境有利于重资产模式的公用事业

年初以来，国内宏观经济复苏势头不及预期，偏弱的宏观环境使得国内利率持续处于 偏低水平，目前国内 10 年期国债收益率已经走低至 2.7%附近。截至 2023Q1，A 股公用事业行业的负债规模达到 3.9 万亿，期末资产负债率为 64%， 作为典型的重资产行业，利率处于低水平且弱宏观环境下利率未来可能不断下降的预期， 有助于公用事业行业修复报表，财务费用节约和提升盈利能力。

低利率降低WACC，推升水电内在价值

水电生产模式简单，电量优先调度，且大水电普遍具有一定的来水调节能力，经营波 动影响因素较少使得国内水电上市公司的经营活动现金流高度稳定且可预测性较强，类债 属性突出。盈利稳定、ROE 相对较高等经营优势使得水电股价波动相对较小且长期持有水 电的超额收益丰厚，从国内水电龙头长江电力相比沪深 300 超额收益与 10 年期国债收益 率自 2008 年以来走势看，2008 年以来长江电力相比沪深 300 指数的超额收益约 210%， 年均超额收益约 5.2%。 从长江电力的历史表现看，水电公司的超额收益获取主要集中在 2 个阶段：

1）装机 大幅增长阶段；2）利率下行阶段，装机增长推升水电收入及现金流（分子），利率下降降 低折现率（分母）。在这两个驱动力里面，水电开发的长周期特性决定了公司超额收益的 获取大部分阶段由分母（利率）推动。2010~2022 年，长江电力共有 4 次明显超额收益获取阶段，其中仅在 2014~2016 年期间因收购向家坝及溪洛渡而有明显电量增长和分子端 扩张。需要注意的是，分子端和分母端共振阶段（2014~2016 年），长江电力相比指数的 超额收益表现更加突出。 如前所述，经济复苏势头不及预期使得国内处于低利率环境当中，降低水电 WACC 并提升内在价值；与此同时，长江电力、国投电力等龙头水电公司普遍因集团资产注入、 在建水电站投产等进入新一轮装机成长周期，分子及分母端共振有望引领水电公司后续走 势持续表现优势。

外部环境适宜改革，更透明及市场化的价格机制

低通胀和能源价格回落，为改革提供良好外部环境

年初以来，需求疲弱带动 CPI 指数不断走低，5 月 CPI 同比仅增长 0.2%，离同比负 增长只有一步之遥；受国际大宗商品价格波动、国内外市场需求总体偏弱及上年同期基数 较高等因素影响，PPI 指数连续多个季度回落，其中最新的 5 月 PPI 指数同比下滑 4.6%。燃气及煤炭等上游能源价格已经从创纪录的价格高点出现有明显回落，价格均重新回 到 2021 年 4~5 月份的价格水平。进口 LNG 价格近期已经跌破 10 美元/百万英热，秦港 5500 大卡动力末煤现货价格已经跌破 800 元/吨。

居民端燃气顺价机制正在完善

地方政府已经在积极推动居民端顺价，居民端燃气价格上下游联动机制正在逐步建立。 自 2021 年《国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》颁 布以来，各地频繁出台或研究论证城燃销售价格上下游联动调价文件或联动机制，过往政 策价格联动调整时间相对滞后、调整幅度较小且频次较低、联动机制启动程序繁琐且耗时 较长等弊端有望逐步改善。例如，在调价时间方面，西安市采暖用气价格将在每年采暖季 前制定公布，石家庄市政府对于调价滞后的部分进行补贴；在调价幅度和频次方面，芜湖 市和石家庄市调价幅度超过 10%，广西省启动调价时间间隔由一年缩短为 6 个月；在联动 机制启动程序方面，西宁市在购销价差不变的情况下，不再举行听证会。在上下游价格联 动机制新政策不断推动下，下游顺价工作有望积极开展，2023 年城燃毛差将得到稳步修 复。

电力行业监管从让利转向中长期健康发展

A 股公用事业板块投入资本回报率长期低于全社会平均水平，其中火电表现的格外突 出。2010~2022 年，剔除 2015 年公用事业板块因为煤价大幅下降带动投入资本回报率高 于 A 股整体外，多年来 A 股公用事业板块的投入资本回报率长期低于全社会平均投入资本 回报率，且两者之间的差距近年来不断拉大。特别是火电板块，回报持续低于全社会平均 回报的现象表现格外突出，2010~2022 年，A 股整体 ROIC 均值为 4.2%，而中信火电行 业指数的 ROE 均值为 1.1%，低于全社会平均投资回报约 3 个百分点。

行政性为下游行业让利以及电力供需环境整体宽松，是电力行业在电改前期阶段回报 低迷的重要原因。从 2015 年新一轮电改启动后的历年两会政府工作报告看，2016~2021 年的政府报告中涉及电力行业部分均明确指出电力行业要为下游让利，降低下游行业用能成本，其中 2018~2020 的两会政府报告对于一般工商业电价提出分别降价 10%/10%/5% 的明确降价幅度。监管层的态度已经从向下游让利转变为如何保障能源供给安全和行业中长期健康发 展。2023 年的两会政府报告中，政府对电力行业的态度已经从前期的向下游让利调整为 “加大对发电供热企业支持力度，保障能源正常供应”，我们认为监管部门已经认识到电 行业长期低回报不利于电力系统稳定性和新型电力系统建设。

更加透明和市场化的电价形成机制正在形成。在关于升级电网输配电价的第三监管周 期中，国家发改委明确提出将工业用电及商业用电合并为工商业用电，且工商业用户电价 由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，系 统运行费用由辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等构成。工商业用户合并有助减少交叉补 贴，在目录电价取消后，明确定义终端电价构成意味着电网商业模式正在从购销价差转变 为成本+合理回报的模式，首次提出电价中包含辅助服务费用、抽水蓄能容量电费的系统 运行费用，也有助于电力系统成本向下游用户疏导。

周期性盈利改善背景下，电力行业结构性改革应该持续推进，保障行业长期健康发展 和能源转型目标实现。随着近期煤价明显回落，火电行业短期盈利料将有所改善，但行业 长期回报低迷的结构性问题不应该被煤价短期下跌的影响被掩盖。进一步放宽电价浮动区 间、扩大和完善电力现货市场等电力改革措施需要持续推进，以保障能源双碳转型目标最 终实现。

能源及信息深度融合，带来新需求及新商业模式

新型电力系统发展提速，电力信息化投资规模有望扩张

在新能源比例提高、分布式资源数量增长、电力供需持续偏紧等问题日益突出的背景下，发展新型电力系统是我国解决能源供给安全问题、提高清洁能源比例的关键。新型电 力系统将以源网荷储的协同与互动为支撑，通过坚强智能且柔性的电网平台，在安全的前 提下实现高比例新能源消纳。根据国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》规划， 新型电力系统的建设将按照“三步走”路径，配合“双碳”目标在 2060 年同步完成。

与传统电力系统所不同，新型电力系统中电源侧总体出力不确定性提高，负荷柔性提 升且兼具生产与消费能力，因此对应电网形态由单向逐级输电的传统电网升级为交直流混 联大电网、微电网、局部直流电网和可调节负荷的能源互联网，且需要提高储能、煤电灵 活性改造、需求响应等灵活调节资源比重，同时在技术上更依赖电子设备提升智能化与数 字化水平，以实现源网荷储协同互动的非完全实时平衡。在新型电力建设过程中，传统电 力结构、技术特征、运行机制、发展模式等将发生革命性的变化，催生大量新技术、新模 式、新业态。

实现新型电力系统下源网荷储全环节的智能互动、精准控制，亟待运用数字技术，具 备融“采集感知+算力算法+运行控制+智慧运营”于一体的能力，云计算、大数据、物联网、 人工智能等新技术应用将持续增加，推动系统数字化程度提升并向动稳态平衡靠拢。电力 系统各环节需要根据即时信号与数据进行动态调整与实时响应，制定灵活的发电与交易计 划，因此新型电力系统的建设将加快推动电力企业数字化转型升级。

2021 年，根据“中电联”统计，国内在电力信息化领域的投入规模为 283 亿元。电 网领域，2021 年信息化投入达 154 亿元，其中国家电网、南方电网、内蒙古电力的投入 分别为 97/53/3 亿元。电源领域，2021 年信息化投入达 112 亿元，其中规模较大的有中国华能 13.4 亿元、国家能源集团 28 亿元、国家电投 14 亿元、中国三峡集团 14 亿元。电建 领域，2021 年信息化投入 16 亿元。我们预计在新型电力系统不断发展背景下，电网公司、 大型发电企业与电建企业将引领国内电力信息化领域投资增长，推动各类新商业模式加速 发展。

随着新型电力系统数字化技术的应用实践持续推进，数字化技术有望全面应用于新型 电力系统中发电、输电、变电、配电、用电等各个环节，提升电力系统的智能化、自动化、 数字化程度，推动传统电网加速向能源互联网升级。其中，发电侧的新能源功率预测技术 与用户侧的虚拟电厂技术在提升电网安全性、辅助客户参与电力市场交易方面表现优秀， 有望伴随电网数字化加速与电力市场逐步完善实现快速成长，市场规模增长前景广阔。

新能源功率预测考核趋严，带动功率预测类产品市场需求持续提升

新能源发电功率预测是新型电力系统中电网端进行电力调控和管理的必要前提。和自 带调节能力的火电及水电等传统电源不同，风光新能源出力具有间歇性、波动性、随机性 等典型特征，其大规模接入会提高电力系统的调峰调频压力，加大频率稳定、电压稳定等 方面的潜在安全隐患。为降低新能源大规模接入对电力系统的冲击，电网端相应需求为可 视化新能源发电曲线，及时掌握新能源出力情况，并据此做出及时、合理的发电规划，实 现发电端和用电端的实时平衡，维持电网稳定，新能源功率预测需求相应诞生。

国家发改委及能源局等主管部门正持续加强对新能源功率预测的考核。2018 年以来， 国家能源局区域监管局纷纷更新所辖区域《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电 厂辅助服务管理实施细则》（以下简称“两个细则”），要求新能源电站对发电功率进行预 测，并对上传率、准确率、合格率等指标进行偏差考核。随着电力辅助服务补偿机制的不 断完善，新能源发电功率预测考核以及并网智能控制考核等考核奖惩制度也相应明确，且 考核要求也更为严格，新能源电站承担的功率预测考核成本也显著增加，功率预测准确性 成为影响电站盈利能力的重要因素，有望推动发电功率预测产品的市场需求持续提升。

新能源发电功率预测产品将在电源侧的运维管理与电网侧的电力调控方面发挥关键 作用，在风光装机规模快速提升、现货市场加速推进等因素催化下，预计“十四五”期间 我国功率预测产品市场空间及持续扩大。根据国能日新招股说明书披露的 2019 年市占率 及收入情况，我们推测当年全国风光功率预测产品市场规模约 5.6 亿元。考虑到“十四五” 新增投产装机推动下游需求增长，以及现货市场建设推进带动功率预测产品渗透率提升， 我们预计到 2025 年国内新能源发电功率预测产品市场规模将达到 19.5 亿元，对应“十四 五”期间复合增速为 20.0%。

电力系统升级催生虚拟电厂发展需求，预计2030年容量约2000亿元

新型电力系统中单体规模较小的分布式资源（以下简称 DERs）占比持续提升，因此 具备分布式资源聚合能力与源网荷储信息交互能力的虚拟电厂在新型电力系统中未来有 望扮演重要角色，充分发挥削峰填谷等辅助服务功能，体现聚集资源、调节流向、提高效率三方面价值。虚拟电厂内部整合的电源、负荷资源在不断发生变化而产生功率缺口，需 要对外进行实时响应以实现发用电功率实时平衡。在电源出力大于负荷时，虚拟电厂呈现 “电厂模式”，反之呈现“负荷”模式，两种模式下均可通过参与电力市场交易或直接响 应电网调度获取收入，电力市场化改革下盈利模式逐步清晰。

新型电力系统发展下虚拟电厂参与辅助服务需求持续提升，叠加电力现货市场与辅助 服务市场建设逐步推进，我国虚拟电厂聚合商有望通过辅助服务与电力交易等途径回收投 资成本并实现盈利。辅助服务方面，参考《广州市虚拟电厂实施细则》对虚拟电厂日前、 实时参与削峰、填谷的标准进行假设，根据“辅助服务补偿=有效响应电量×补贴标准× 响应系数”的计算公式测算，我们预计到 2025/2030 年虚拟电厂参与辅助服务的收入规模 分别为 595/1,211 亿元；电力交易方面，我们假设到 2025 年虚拟电厂能够全面参与现货 市场，通过购售电价差实现盈利，预计 2025/2030 年虚拟电厂参与电力交易的收入规模分 别为 128/741 亿元。综上所述，我们预计到 2025/2030 年，虚拟电厂整体的市场空间有望 达到 723/1,961 亿元，其中聚合商市场空间有望达到 374/858 亿元。

编辑：ABC旺旺旺