電力設(shè)備行業(yè)市場分析

電力設(shè)備行業(yè)市場分析一、新能源配儲規(guī)模不足，消納壓力向終端用戶傳導（一）新能源配儲要求趨嚴，但配儲比例仍顯不足2021年至今，新能源配儲要求逐漸趨嚴。2021年7月，《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出，對于配套建設(shè)或共享模式落實新型儲能的新能源發(fā)電項目，動態(tài)評估其系統(tǒng)價值和技術(shù)水平，可在競爭性配置、項目核準（備案）、并網(wǎng)時序、系統(tǒng)調(diào)度運行安排、保障利用小時數(shù)、電力輔助服務(wù)補償考核等方面給予適當傾斜。自此，各省新能源配儲政策紛紛出臺?；仡欉^去兩年各省配儲政策的變化，吉林、甘肅、青海等省區(qū)配儲比例要求呈現(xiàn)提高態(tài)勢。對比午間用電負荷年增量與風光、風光儲午間發(fā)電功率年凈增量可知，即使在較低風光新增裝機、較高平均配儲比例假設(shè)下，新能源消納壓力仍無法由所配儲能完全消除。根據(jù)統(tǒng)計，2022年國內(nèi)新增投運新型儲能項目裝機規(guī)模達7.3GW/15.9GWh。根據(jù)國家能源局披露數(shù)據(jù)，2022年國內(nèi)光伏、風電新增裝機86GW、37GW?？紤]到新投運儲能項目中大部分為新能源配建儲能和新能源租賃的共享獨立儲能，故大致測算2022年新能源平均配儲比例約6%、2h。根據(jù)新能源、儲能降本預(yù)期，我們非常樂觀地假設(shè)2023、2024年新能源平均配儲比例翻倍增長，且光伏、風電新增裝機保持120GW、50GW不變，測算2022-2024年午間用電負荷增量分別為45GW/52GW/59GW，風光午間出力分別為59GW/82GW/82GW，風光配儲后午間凈出力56GW/74GW/65GW。風光配儲后午間凈出力仍大于午間用電負荷增量，顯示出當前新能源配儲難以完全消除新能源消納壓力。（二）新能源消納壓力向用戶側(cè)傳導，電價已有直觀顯現(xiàn)新能源配儲比例不足，抽蓄、火電靈活性改造等調(diào)節(jié)性資源近年增長有限，故新能源消納壓力持續(xù)加大。新能源消納壓力影響不同時段的電力供需形勢，日內(nèi)供需寬松和緊張時段交替出現(xiàn)，在電力加快市場化背景下，峰谷價差已明顯拉大：1.中小工商業(yè)客戶由電網(wǎng)代理購電，多省2023年峰谷價差明顯拉闊2023年多省市拉大電網(wǎng)代理購電峰谷價差，顯示出調(diào)峰壓力向終端中小工商業(yè)客戶傳導。山東、河北等新能源發(fā)展較快省份已明顯下調(diào)午間電網(wǎng)代理購電電價，另有上海等地上調(diào)傍晚高峰電價，峰谷價差明顯拉闊。終端中小工商業(yè)用戶面對日益加大的峰谷價差，或承擔更高電費，或改變用電行為進行需求側(cè)響應(yīng)，或配儲進行峰谷套利，無論哪種方式皆顯示出調(diào)峰壓力在向用戶側(cè)傳導。目前全國大部分地區(qū)峰谷電價呈現(xiàn)日內(nèi)“一峰一谷”特征，浙江等地已呈現(xiàn)“兩峰兩谷”特征。2019年7月，浙江率先開始推行正午低谷電價，將11：00-13：00設(shè)置為低谷電價以刺激新能源企業(yè)自行調(diào)節(jié)，此后蒙西、山西、山東、甘肅、青海、寧夏、新疆等新能源發(fā)電占比高且消納能力有限省份相繼跟進，依據(jù)當?shù)叵{條件將正午2-6小時時長設(shè)置為低谷電價，高峰電價上移與正午低谷甚至深谷時段拉長。（2）大型工商業(yè)客戶通過電力中長期+現(xiàn)貨市場購電，峰谷價差亦在走闊2022年11月，國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》、《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法（征求意見稿）》，明確現(xiàn)貨市場參與成員、市場價格與銜接機制，對現(xiàn)貨市場近期及中遠期目標做出整體規(guī)劃，電力現(xiàn)貨市場建設(shè)從試點向全國推廣再進一步。以現(xiàn)貨市場制度比較健全的山東、廣東兩省為例，現(xiàn)貨市場電價實時電價峰谷價差亦有擴大趨勢。根據(jù)廣東省電力交易中心數(shù)據(jù)，近兩年電力現(xiàn)貨市場峰谷價差呈現(xiàn)擴大趨勢，2023年3月現(xiàn)貨市場日內(nèi)平均最大峰谷價差達1141.22元/MWh，相較于2022年3月提高162.70元/MWh。具體來看，現(xiàn)貨市場高峰、低谷時段相應(yīng)延長，峰谷差較大時段亦有擴大趨勢。（三）用戶側(cè)電價中樞上漲短期或受限，拉大峰谷價差成為大勢所趨2023年為經(jīng)濟恢復初期，用戶側(cè)銷售電價中樞上漲或受限。2022年用電量排名前七的省份中，除內(nèi)蒙古與河北各類型電源裝機規(guī)模較大、電力供應(yīng)相對富裕外，廣東、山東、江蘇、浙江、河南份終端電價均呈現(xiàn)小幅上漲態(tài)勢。五省1kV一般工商業(yè)高峰電價從2022年1月的1.118元/kWh提升至2023年1月的1.179元/kWh，漲幅5.46%；平段電價從2022年1月的0.738元/kWh提升至2023年1月的0.756元/kWh，漲幅2.44%，但考慮到2023年為疫后經(jīng)濟恢復初期，預(yù)期銷售電價難以出現(xiàn)明顯上漲。若用戶側(cè)電價中樞上漲受限，則電源和電網(wǎng)側(cè)難以配置足量靈活調(diào)節(jié)性資源，故消納壓力將傳導至用戶側(cè)，表現(xiàn)為用戶側(cè)峰谷價差拉大。2021年7月國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，提出通過電價機制引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納。此后，各省峰谷電價呈現(xiàn)走闊態(tài)勢，根據(jù)國家電網(wǎng)披露的電網(wǎng)代理購電價格數(shù)據(jù)，全國30省市的平均峰谷價差從2021年12月的0.69元/kWh提升至2023年3月的0.81元/kWh，山東、江蘇、浙江、廣東、湖北、湖南等省份峰谷價差拉闊趨勢明顯。全國電網(wǎng)企業(yè)代理購電的一般工商業(yè)用戶最大峰谷價差超0.7元/kWh的省份由2021年12月的14個提升至2023年3月的23個，峰谷價差走闊大勢所趨。二、用戶側(cè)峰谷價差拉大，激發(fā)工商業(yè)儲能，更催生綜合能源服務(wù)（一）部分省份具備兩充兩放條件，工商業(yè)儲能盈利性提升“一充一放”模式仍難以實現(xiàn)盈利性，“兩充兩放”為儲能盈利的前提條件。目前，工商業(yè)儲能的盈利模式仍以峰谷價差套利為主，在不考慮建設(shè)與運營補貼的前提下，以目前儲能系統(tǒng)平均1.8元/Wh、自有資金比例30%測算，“一充一放”模式下自有資金LCOS為1.37元/kWh，而“兩充兩放”模式下自有資金LCOS為0.60元/kWh，顯著低于“兩充兩放”模式，利用率提升對工商業(yè)儲能經(jīng)濟性改善明顯。廣東等地的電網(wǎng)代理購電用戶具備“兩充兩放”條件。以廣東省珠三角五市為例，電網(wǎng)代理購電電價高峰時段為10-12點、14-19點，低谷時段為0-8點，其余時段為平段，峰平谷電價比例為1.7：1：0.38。尖峰電價執(zhí)行時間為7、8、9三個整月，執(zhí)行時段為11-12點、15-17點共三小時，且尖峰電價在峰段電價的基礎(chǔ)上上浮25%。每日兩充兩放條件已經(jīng)具備，即在非尖峰電價執(zhí)行月份（非7-9月），0-8點低谷時段充電、10-12點高峰時段放電，12-14平段時段充電、14-19點任意2小時高峰時段放電。在尖峰電價執(zhí)行月份（7-9月），0-8點低谷時段充電、10-12點高峰時段放電（其中11-12點為尖峰），12-14平段時段充電、15-17點尖峰時段放電?？紤]廣東省工商業(yè)儲能可以在非尖峰電價月份執(zhí)行一次峰谷套利和一次峰平套利，在尖峰電價月份執(zhí)行一次峰谷套利和一次尖峰平段套利，我們用廣東省在尖峰電價執(zhí)行月份與非尖峰電價執(zhí)行月份的平均峰谷價差進行測算。測算廣東的電網(wǎng)代理購電用戶工商業(yè)儲能已初具經(jīng)濟性。假設(shè)工商業(yè)儲能建設(shè)成本為1800元/kWh，循環(huán)次數(shù)7000次，對應(yīng)每日兩充兩放條件下約10年生命周期，充放電深度DOD90%，運營期間凈利潤10%返利給業(yè)主方，按照廣東省珠三角五市峰谷電價對應(yīng)時段測算，廣東省工商業(yè)儲能10年期IRR可達7.08%。考慮到地方對于儲能電站給予一定的建設(shè)補貼和稅收補貼，實際收益率有望達到更高。（二）用戶側(cè)源網(wǎng)荷儲需要協(xié)同運行，綜合能源服務(wù)具備長期發(fā)展?jié)摿ど虡I(yè)光伏面臨電價下行風險，工商業(yè)儲能峰谷套利亦存在較高不確定性，源網(wǎng)荷儲一體化運行具備長期發(fā)展優(yōu)勢。電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力逐步向用戶側(cè)傳導，根據(jù)報道，2019年12月全國電力市場首個負電價在山東出現(xiàn)，2022年2月1日-2023年1月31日的12個月中，山東共有176天全天最低電價小于0元/kWh，其中135天觸及-0.08元/kWh的負電價下限，若以天計算，山東全年負電價出現(xiàn)概率達48%。光伏裝機快速增長，導致用戶側(cè)正午時段低電價甚至負電價的出現(xiàn)，顯著影響了工商業(yè)光伏的經(jīng)濟性。同理，工商業(yè)儲能主要通過峰谷價差套利，亦面臨電價波動風險。而通過綜合能源服務(wù)，實現(xiàn)用戶側(cè)資源（分布式光伏、儲能、充電樁、可控負荷等）一體化協(xié)同運行，能夠最大限度適應(yīng)電價波動，具備長期發(fā)展優(yōu)勢。源網(wǎng)荷儲一體化運行，對內(nèi)能夠平抑分布式能源出力波動，對外能夠提高微電網(wǎng)彈性。2021年2月，國家發(fā)改委與能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》，明確通過源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展有望充分發(fā)揮負荷側(cè)的調(diào)節(jié)能力，以實現(xiàn)就地就近消納，構(gòu)建局部堅強電網(wǎng)。隨著分布式光伏、儲能在用戶側(cè)滲透率的提升，源側(cè)包含分布式光伏、小型風機等分布式新能源，儲側(cè)包含分布式儲能系統(tǒng)，荷側(cè)涵蓋充電樁、樓宇等多樣化終端需求，各環(huán)節(jié)要素不斷豐富，目前用戶側(cè)已逐步具備實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的條件。我們認為，通過強化用戶側(cè)源網(wǎng)荷儲各環(huán)節(jié)間協(xié)同互動，有利于充分挖掘用戶側(cè)靈活性調(diào)節(jié)能力，對內(nèi)平抑分布式新能源出力波動、對外提高微電網(wǎng)彈性，成為新型電力系統(tǒng)建設(shè)的重要一環(huán)。綜合能源服務(wù)通過整合用戶側(cè)源網(wǎng)荷儲資源，為用戶提供一體化能源解決方案。綜合能源服務(wù)商主要面向工商業(yè)企業(yè)，根據(jù)用戶所在行業(yè)特性、外部資源稟賦與客戶自身特點、節(jié)能減排需求，通過優(yōu)化能源供應(yīng)結(jié)構(gòu)、改變能源消費方式等，提升客戶的能源使用效率、減少能源使用費用與碳排放。通過在用戶側(cè)構(gòu)建綜合能源系統(tǒng)，可以對以多能互補、梯次利用與綜合供應(yīng)為核心，協(xié)調(diào)優(yōu)化電、熱、冷、氣、水等多種能源的供應(yīng)、轉(zhuǎn)化、存儲與消費，進一步優(yōu)化企業(yè)的用能需求。綜合能源服務(wù)從項目設(shè)計、投資、建設(shè)到運營全過程管理，精準響應(yīng)客戶需求。綜合能源服務(wù)商多采用合同能源管理模式：前期結(jié)合客戶外部資源稟賦與經(jīng)營特點等，因地制宜設(shè)計個性化解決方案，并以EPC方式完成項目建設(shè)，改造完成后對項目實施運營管理并進行效益分享，合同期結(jié)束后將資產(chǎn)所有權(quán)轉(zhuǎn)移至客戶。綜合能源服務(wù)商能夠提升分布式能源運營效率、降低項目風險、減輕企業(yè)初始投資壓力。（1）提升運營效率：一般用能企業(yè)缺乏運營分布式能源的專業(yè)化能力，而綜合能源服務(wù)商技術(shù)實力強，具備專業(yè)化、綜合化管理優(yōu)勢，能夠更高效更可靠地運營分布式能源。目前峰谷價差拉大與輔助服務(wù)市場逐步開放，提升了分布式能源系統(tǒng)管理的復雜度，綜合能源服務(wù)商的專業(yè)化管理優(yōu)勢有望得到進一步彰顯。（2）降低項目風險：客戶自持分布式能源項目，項目技術(shù)風險、投資風險與后續(xù)運營維護風險均由客戶自己承擔，而在合同能源管理模式下，項目的設(shè)計、投資與運營管理均由綜合能源服務(wù)商承擔，大幅降低業(yè)主的建設(shè)與運營風險。（3）減輕企業(yè)初始投資壓力：綜合能源服務(wù)商采用合同能源管理方式（投資-建設(shè)-運營及效益分享-資產(chǎn)轉(zhuǎn)移至客戶），顯著降低客戶的資金壓力。（三）政策支持用戶側(cè)資源一體化運行，綜合能源服務(wù)呼之欲出短期來看，綜合能源服務(wù)有望在用戶側(cè)為工商業(yè)儲能構(gòu)建“類共享獨立儲能”的價格機制，更早達到盈利拐點。共享獨立儲能僅通過峰谷套利難以實現(xiàn)盈利，故通過增加容量租賃和容量補償資金來實現(xiàn)合理收益。類似地，工商業(yè)儲能僅廣東等部分地區(qū)的電網(wǎng)代理購電用戶能夠通過峰谷價差初步實現(xiàn)盈利，全國大部分地區(qū)尚難以盈利，故需要增加額外的收益來源，峰谷套利+需求側(cè)響應(yīng)補貼有望成為當前階段的有效選擇。廣東等部分省份已明確用戶側(cè)儲能可參與電力需求側(cè)響應(yīng)。尖峰負荷快速增長，電力系統(tǒng)運行壓力加大。由于氣候變化和新型用電設(shè)備的快速發(fā)展，最高負荷增速快速增長，對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來了巨大壓力。制冷制熱設(shè)備、新能源汽車等負荷對電網(wǎng)整體負荷影響愈發(fā)顯著，根據(jù)《2021年浙江省國民經(jīng)濟和社會發(fā)展統(tǒng)計公報》，全省夏季降溫負荷（空調(diào)為主）最高約3820萬千瓦、占全社會最高負荷近40%；冬季取暖負荷（含暖風機等制熱設(shè)備）最高約2060萬千瓦，占全社會最高用電負荷超22%。浙江全省夏季負荷需求中空調(diào)降溫負荷占比已近四成，山東、湖南、湖北等地同樣面對夏季制冷、冬季制熱問題。此外，根據(jù)國家電網(wǎng)預(yù)測，2030年新能源汽車充電造成的最高電力負荷有望達到1億千瓦，約占全社會最大用電負荷的5%。制冷制熱、新能源汽車等特定負荷成為電網(wǎng)峰谷差拉大、尖峰負荷凸顯的重要原因之一。尖峰負荷時刻保供壓力明顯加大，可控電源受制于經(jīng)濟性難以持續(xù)大規(guī)模建設(shè)，加強需求側(cè)響應(yīng)迫在眉睫。電力需求的增長主要來自于用電量的增長和用電負荷的提升，根據(jù)國家電網(wǎng)數(shù)據(jù)，2018-2022年全社會用電量增速為8.5%、4.5%、3.1%、10.3%、3.6%（年均復合6.4%），夏季最高用電負荷增速達7.3%、6.0%、2.3%、10.6%、8.2%（年均復合6.8%），可控電源（火電+水電+核電）裝機增速3.8%、3.5%、4.4%、4.5%、3.5%（年均復合3.9%）。最高用電負荷增速高于用電量增速，更明顯高于可控電源裝機增速，尖峰負荷問題日益嚴峻、亟待加強需求側(cè)響應(yīng)。以儲能峰谷套利為基，結(jié)合需求側(cè)響應(yīng)等進行盈利渠道拓張，綜合能源服務(wù)將先于工商業(yè)儲能到達盈利拐點。2022年3月，國家發(fā)改委印發(fā)《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，提出要大力提升電力負荷彈性，加強電力需求側(cè)響應(yīng)能力建設(shè)，力爭到2025年電力需求側(cè)響應(yīng)能力達到最大負荷的3%-5%，需求側(cè)響應(yīng)進入實質(zhì)階段。地方層面，各省相繼跟進，湖南發(fā)改委提出健全電力需求側(cè)響應(yīng)交易平臺；湖北省電力負荷管理中心正式成立；內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局、工業(yè)和信息化廳發(fā)布關(guān)于印發(fā)《內(nèi)蒙古自治區(qū)蒙西電網(wǎng)需求側(cè)響應(yīng)實施細則（1.0版）》等，通過政府專項資金、尖峰電價增收資金、跨區(qū)跨省富余可再生能源購電差價盈余、市場化用戶交易電量電費分攤、供電成本分攤等多來源資金為需求側(cè)響應(yīng)提供支持，如浙江省給予最高4元/kWh的需求側(cè)響應(yīng)補貼、寧夏按照調(diào)峰2元/kWh、填谷0.35元/kWh標準發(fā)放補貼等。長期來看，國家與地方積極推動用戶側(cè)資源一體化參與電力市場趨勢明顯，我們認為綜合能源服務(wù)才是符合工商業(yè)用戶長期需求的商業(yè)形態(tài)。2022年以來，國家發(fā)改委與能源局陸續(xù)出臺多項政策鼓勵開展綜合能源服務(wù)，支持多種能源協(xié)調(diào)發(fā)展、源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動，綜合能源服務(wù)、一站式服務(wù)發(fā)展方向進一步明確。地方層面，廣東省能源局2023年3月下發(fā)《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案（征求意見稿）》，明確源網(wǎng)荷各側(cè)儲能參與電力市場的方式及品種，其中獨立儲能可作為獨立主體參與電力市場交易，電源側(cè)儲能與發(fā)電企業(yè)作為整體聯(lián)合參與電力市場交易，用戶側(cè)儲能與電力用戶作為整體聯(lián)合參與市場交易，充分參與電力批發(fā)市場、現(xiàn)貨市場、零售市場并提供需求響應(yīng)，浙江、山東等地亦提出相關(guān)配套政策，用戶側(cè)資源一體化整合參與電力市場潛力有望加速釋放。三、綜合能源服務(wù)是未來可期的藍海市場（一）電力系統(tǒng)“重發(fā)輕供不管用”，用戶側(cè)發(fā)展?jié)摿薮笈潆姟⒂秒姯h(huán)節(jié)基礎(chǔ)相對薄弱，更具發(fā)展?jié)摿?。長期以來，我國電力系統(tǒng)處于“重發(fā)輕供不管用”狀態(tài)，即重視發(fā)電、輕視供電、不管用電，電力系統(tǒng)呈現(xiàn)不均衡發(fā)展態(tài)勢。2009年以來經(jīng)過數(shù)十年“堅強智能電網(wǎng)”建設(shè)與新一輪特高壓建設(shè)，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)薄弱、輸電系統(tǒng)安全穩(wěn)定性差、設(shè)備質(zhì)量不高、配網(wǎng)結(jié)構(gòu)薄弱，供電可靠性和電能質(zhì)量不滿足要求等弊端已初步解決。但配電網(wǎng)由于電壓等級多、覆蓋面廣、項目繁雜、工程規(guī)模小，智能化改造難度相對較大，配電網(wǎng)建設(shè)長期處于相對落后狀態(tài)。展望未來，在主網(wǎng)架建設(shè)逐漸成熟的背景下，配電、用電環(huán)節(jié)更具發(fā)展?jié)摿?。配電網(wǎng)改造日益成為新型電力系統(tǒng)建設(shè)重點，用電環(huán)節(jié)升級可期。十四五期間，新能源滲透率快速提升推動電網(wǎng)投資進入上行周期，其中分布式光伏大規(guī)模接入帶來配電線路過載、電壓質(zhì)量等問題，亟需加快配電網(wǎng)改造。配電網(wǎng)改造體量較大，預(yù)計將逐步推進。根據(jù)《構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)行動方案（2021-2030年）》，國網(wǎng)配電網(wǎng)建設(shè)投資超1.2萬億元，占比超過60%，根據(jù)《南方電網(wǎng)“十四五”電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃》，南網(wǎng)配電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃投資3200億元，占比約48%。（二）綜合能源服務(wù)空間廣闊，遠期具備萬億市場潛力綜合能源服務(wù)2025年有望達萬億市場空間。如前所述，隨著用戶側(cè)能源來源、用能需求與盈利模式的多樣化，綜合能源服務(wù)順勢而生，通過提供多種能源與服務(wù)，有望成為用戶側(cè)能源高質(zhì)量發(fā)展的新動能。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院《綜合能源服務(wù)—能源互聯(lián)網(wǎng)時代的戰(zhàn)略選擇》一書測算，從終端能源需求角度，重點考慮以分布式能源和集中式供應(yīng)方式滿足的冷、熱、電、氣終端需求的潛力，綜合能源服務(wù)2020、2025、2035年市場潛力有望達0.8、1.7、2.6萬億，市場潛力巨大。新增企業(yè)與項目投資額提速，行業(yè)景氣度上行。據(jù)統(tǒng)計，2021年我國節(jié)能服務(wù)公司總數(shù)達8725家，較20年凈增1679家，同比增速達23.83%，創(chuàng)歷史新高。新入局企業(yè)包括能源供應(yīng)商、產(chǎn)品提供商、環(huán)保服務(wù)商、新能源服務(wù)商等上下游多類別企業(yè)。合同能源管理作為綜合能源服務(wù)主要業(yè)務(wù)方式，2021年末我國綜合能源服務(wù)產(chǎn)業(yè)總產(chǎn)值達6069億元，合同能源管理項目年新增投資額達1384.2億元，同比增長11.1%，行業(yè)景氣度明顯上行。地區(qū)特性明顯，中東部區(qū)域更具發(fā)展?jié)摿Α＞C合能源服務(wù)商區(qū)域分布不均衡，主要集中在中東部區(qū)域。截至2019年，華北、華東與華中區(qū)域企業(yè)占比達75%，2018-2020年三地營收占全國綜合能源服務(wù)總營收達75%，中東部區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展水平與電能需求遠高于其他區(qū)域，需求導向驅(qū)動企業(yè)聚集。（三）綜合能源服務(wù)具有規(guī)?；瘮U張屬性，支撐大型企業(yè)成長從商業(yè)模式來看，綜合能源服務(wù)商具有“類保險公司”屬性，規(guī)?；瘮U張是其降低風險的有效手段。隨著用戶參與電力市場程度加深，電價波動風險隨之而來，如電力現(xiàn)貨市場負電價影響工商業(yè)光伏經(jīng)濟性等。從用戶的本質(zhì)需求來看，用戶希望獲得較為固定的電價，因此綜合能源服務(wù)商一方面需要給予用戶較為固定、可預(yù)期的電價方案，一方面又需要承擔電力市場帶來的電價波動風險，其商業(yè)模式具有“類保險公司”屬性。綜合能源服務(wù)的商業(yè)本質(zhì)有望驅(qū)動服務(wù)商進行規(guī)?；瘮U張，以此分散其運營風險。從競爭壁壘來看，綜合能源服務(wù)商的發(fā)展短期依托渠道和資金優(yōu)勢，長期依靠電力市場交易能力。構(gòu)建電力市場交易能力，初始投資高，邊際成本低，亦具有規(guī)?；瘮U張屬性。綜合能源服務(wù)需要充分了解用戶用能特征，并且多采取合同能源管理模式，項目前期投入大、資金占用時間長，因此具備渠道和資金優(yōu)勢的企業(yè)短期更具發(fā)展優(yōu)勢。長期而言，綜合能源服務(wù)商的設(shè)計方案、運維能力或逐漸趨同，服務(wù)商之間的競爭差異將逐步轉(zhuǎn)變?yōu)槠湓陔娏κ袌龅慕灰啄芰?，而建立電力市場交易能力，初始投資高，邊際成本低，規(guī)?；瘮U張屬性強，故具備專業(yè)化電力市場交易能力的綜合能源服務(wù)企業(yè)有望脫穎而出。四、煤、硅、鋰跌價有望帶動綜合能源服務(wù)收益上行2023年以來，煤炭、硅料、碳酸鋰供需格局緩解，價格相繼進入下行通道，帶動火電成本、光伏組件價格、儲能系統(tǒng)價格同步下行，原材料價格下跌有望增厚運營商盈利空間。1.動力煤價格：2022年受俄烏沖突及火電超發(fā)因素影響，動力煤現(xiàn)貨價格長期高位，2023年以來價格已有所回落。2022年動力煤管控持續(xù)加強，但受海外因素、運力等影響，動力煤價格仍處高位，后伴隨火電發(fā)電量增速回落與運力恢復、煤炭長協(xié)履約比例提升至75%，動力煤價格持續(xù)回落，2022年末秦皇島5500大卡動力煤已降至1203元/噸。2023年初受春節(jié)影響動力煤價格出現(xiàn)波動，但整體仍處于下行階段。同期，進口印尼動力煤價格走勢與國內(nèi)價格走勢接近，作為占進口比重較大的煤種，近期亦持續(xù)回落。5500K動力煤下降100元/噸，單位發(fā)電成本下降0.042元/kWh，煤價下行釋放電力行業(yè)利潤空間，用電側(cè)綜合能源服務(wù)亦有望受益。2022年10月31日，國家發(fā)改委發(fā)布《2023年電煤中長期合同簽約履約工作方案通知》中提出，2023年動力煤中長期合同基準價格較2022年度下調(diào)25元/噸至675元/噸，新簽中長期合同簽訂量不低于資源量75%，同時對不按規(guī)定履行中長期合約的煤炭企業(yè)和電力企業(yè)加大懲戒措施，進一步強化電力行業(yè)成本管控。根據(jù)國家發(fā)改委數(shù)據(jù)，2021年全國火電機組平均供電煤耗降至302.5克標準煤/kWh，假設(shè)目前火電機組平均供電煤耗為300克標準煤/kWh，對應(yīng)5500K動力煤420克/kWh，若5500K動力煤價格每下降100元/噸，對應(yīng)動力煤價格下降127元/噸，單位發(fā)電成本下降0.042元/kWh，按照2022年我國火力發(fā)電量5.85萬億千瓦時、預(yù)計2023年火電發(fā)電量持平測算，釋放電力行業(yè)2458億元利潤空間?？紤]到電網(wǎng)企業(yè)通過輸配電價形式獲利，盈利模式相對單一，煤價下跌帶來的行業(yè)利潤主要由發(fā)電主體和用電主體分攤，用電側(cè)綜合能源服務(wù)同樣有望受益。2.硅料價格：硅料供應(yīng)瓶頸將在2023年起解除，組件進入降價通道，利潤向下游轉(zhuǎn)移。2021-2022年由于硅料供給緊張，主產(chǎn)業(yè)鏈價格一路上漲，2023年以來隨著硅料新增產(chǎn)能項目陸續(xù)投產(chǎn)，疊加新疆運輸恢復，硅料端采購意愿趨于寬松，硅料價格已拐入降價通道，根據(jù)統(tǒng)計，2023年第三周多晶硅致密料均價已下降至216元/kg，較2022年末再度下滑10.0%、較2022年內(nèi)高點下滑28.7%。盡管在2023年春節(jié)后需求逐步回暖，上下游進入博弈期，硅料價格出現(xiàn)反彈，但我們認為隨著硅料庫存積壓疊加新增產(chǎn)能釋放，硅料價格仍將保持降價通道，主產(chǎn)業(yè)鏈迎來利潤重新分配機會，此外隨著TOPCon、HJT、HPBC等電池新技術(shù)提升發(fā)電效率，度電成本下降有望增厚新能源運營商整體盈利水平。在產(chǎn)業(yè)鏈其他環(huán)節(jié)利潤不變的情況下，硅料價格每下降5萬元/噸，組件成本下降133.5元/kW，成本下降增厚新能源運營商整體盈利水平。以182組件為例測算，在考慮硅片切割磨損及倒角的情況下，單W硅耗量2.67g，以22Q4275元/kg含稅價格測算，單W組件硅成本達0.73元，對應(yīng)組件含稅售價1.96元/W。據(jù)此測算硅料價格每下降5萬元/噸，組件價格下降133.5元/kW，長期若硅料價格下探至2021年初的100元/kg，在產(chǎn)業(yè)鏈其他環(huán)節(jié)利潤不變的情況下，組件價格有望下降至1.49元/W。根據(jù)預(yù)測，2023年國內(nèi)新