敬请阅读末页的重要说明证券研究报告行业深度报告2023年08月04日推荐（维持）智慧能源系列专题报告（五）周期/环保及公用事业7月11日，中央深改会审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，对于我国加快建设新型电力系统具有深刻指导意义。结合当前我国电力系统发展情况，我们认为此次电力体制改革将聚焦源网荷储四个环节，深入推进市场化改革，促进电力系统安全、低碳转型与经济性之间的平衡。❑两轮电改成效显著，当前我国进入新型电力系统建设阶段。2002年以来，我国电力系统经历了2002年、2015年两次重大改革，初步搭建了市场化的电力系统框架，电力市场建设及绿色低碳转型均有显著成效。当前，我国电力系统面临着多重挑战：电力供需紧平衡持续，电力供应安全面临挑战；新能源比例快速提高，消纳形势日益严峻，系统运行成本逐渐上升；煤价高企导致火电企业利润端受损，投资积极性差。为实现“双碳”目标，保障能源电力安全，国家提出建设新型电力系统。❑美国拥有较为成熟的电力市场，其建设适应可再生能源的电力系统的实践对于我国具有积极的借鉴意义。为了适应可再生能源带来的运行挑战，美国各大电力市场对电能量市场、辅助服务市场、容量市场等机制进行了优化，通过丰富辅助服务交易品种，建立容量保障机制，鼓励储能参与电力市场等方式，提高电力系统灵活性，确保发电资源充裕度，促进可再生能源消纳。❑本轮改革看点：聚焦源网荷储，权衡安全、低碳与成本。1）电力市场：随着现货试点进一步覆盖，中长期市场将向着交易频次和交易时段精细化的方向发展，逐渐与现货市场机制衔接。辅助服务主体将通过市场机制形成，用户有望进一步参与分摊辅助服务费用。全国层面有望出台燃煤发电容量电价，对火电企业预期收益形成支撑。2）电源侧：通过多能互补来提升新能源综合消纳能力的大基地项目有望成为未来的重要发展模式。此外，煤电机组“三改联动”，以及超超临界等新技术同样有望成为未来改革的主要方向。3）电网侧：未来电网的信息化、智能化程度将进一步提升，模式将向着“分布式”与“大电网”兼容并存的格局发展，并将通过市场化机制厘清各主体的利益分配问题；4）用户侧：预计中短期内我国电力保供压力将逐渐增加，需通过市场机制引导用户自发进行系统调节。此外，为实现碳排放双控，绿电、绿证及碳排放市场有效衔接机制有望得到进一步完善；5）储能侧：具备灵活调节能力的储能重要性日益凸显，未来有望通过市场化机制引导储能发挥调节能力，并鼓励独立储能+共享机制的模式，提高配储经济性。❑投资建议：当前火电企业利润因煤价下行有所修复，政策层面有望进一步通过辅助服务市场及容量保障机制的完善保障火电企业收益，提高其投资积极性。推荐华能国际、粤电力、国电电力；建议关注浙能电力、申能股份等。水电未来参与电力市场化交易将显著收益，推荐长江电力，建议关注国投电力、川投能源等；新能源未来有望通过绿电绿证交易、CCER等手段体现可再生能源的环境价值。建议关注福能股份等。核电在安全保供和能源转型的压力下有望迎来快速发展期。推荐中国核电；建议关注中国广核等。❑风险提示：电力市场化改革进程不及预期、经济增速下滑导致终端用电需求疲软、新能源装机增长不及预期、火电灵活性改造装机增速不及预期等。行业规模占比%股票家数（只）2234.4总市值（十亿元）3256.83.9流通市值（十亿元）2815.63.9行业指数%1m6m12m绝对表现0.33.26.9相对表现-2.66.58.4资料来源：公司数据、招商证券相关报告1、《智慧能源系列专题报告（四）：AI助力新型电力系统建设，虚拟电厂前景广阔》2023-05-181、《电核准6开》201、《智慧能源系列专题报告（三）：中特估值体系视角下，关注成长型电力央企价值重塑机会》2023-04-122、《（2023关注低2023-02、《智慧能源系列专题报告（二）火转绿篇：“煤炭+硅料”成本双优化，“火转绿”标的确定性增强》2023-03-283、《（2023显，风宋盈盈S1090520080001songyingying@cmschina.com.cn-20-15-10-50510Aug/22Nov/22Mar/23Jul/23(%)环保及公用事业沪深300新型电力系统：聚焦源网荷储，电改顶层设计渐清晰敬请阅读末页的重要说明2行业深度报告正文目录一、回顾电改漫漫长路，新型电力系统建设久久为功......................................51、两轮电改成效显著，电力市场化步伐加速...................................................52、建设新型电力系统，电改进入新阶段..........................................................6二、他山之石：美国适应可再生能源的电力系统改革经验.............................131、美国电力市场概况.....................................................................................132、提升电力系统灵活性，促进可再生能源消纳.............................................13三、改革看点：聚焦源网荷储，权衡安全、低碳与成本................................171、电力市场：中长期分时精细化，加速推进现货试点..................................17（1）中长期市场：向精细化方向发展，运行机制逐渐与现货市场衔接..........17（2）现货市场：试点规模逐渐扩大，省内省间现货市场规模持续增长..........18（3）辅助服务市场：以市场机制确定交易主体，用户侧分摊比例进一步提升19（4）容量保障机制：有望出台全国层面的容量电价政策................................202、电源侧：完善新能源供给消纳体系，推动煤电向支持性电源转型............213、电网侧：提升信息化、智能化改造，“分布式”与“大电网”兼容并存...........234、用户侧：引导用户自发提升调节能力，促进可再生能源价值实现............255、储能侧：以市场化促进储能发挥调节作用.................................................27四、投资建议..................................................................................................30五、风险提示..................................................................................................30图表目录图1：我国电力改革历程....................................................................................5图2：输配电价定价机制....................................................................................6图3：全口径发电装机容量（万千瓦）及同比增速............................................7图4：累计发电量（亿千瓦时）及同比增速.......................................................7图5：全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速...................................................7图6：人均电力消费量（千瓦/小时）及同比增速...............................................7图7：分电源装机占比........................................................................................7图8：分电源发电量占比....................................................................................7图9：全国弃风量（亿千瓦时）及弃风率...........................................................8敬请阅读末页的重要说明3行业深度报告图10：全国弃光量（亿千瓦时）及弃光率.........................................................8图11：市场交易电量（亿千瓦时）及占全社会用电量比重...............................8图12：中长期交易电量（亿千瓦时）及省内交易占比......................................8图13：某区域电网6-8月日均负荷和风电出力占比..........................................9图14：某区域电网逐月负荷电量、新能源发电占比..........................................9图15：2022年全国弃风率前五地区................................................................10图16：2022年全国弃光率前五地区................................................................10图17：传统电力系统与“双高”电力系统的主要差异.........................................10图18：火电投资完成额（亿元）及同比增速...................................................11图19：全国火电新增装机量（万千瓦）及同比增速........................................11图20：新型电力系统图景展望.........................................................................12图21：新型电力系统“三步走”建设路径............................................................12图22：美国区域电力市场................................................................................13图23：加州电力市场灵活爬坡交易机制示意图...............................................14图24：PJM市场辅助服务费用（美元/MWh）及占比.....................................15图25：2022年PJM市场辅助服务费用结构...................................................15图26：PJM市场容量费用（美元/MWh）及占比............................................16图27：我国电力市场体系................................................................................17图28：中长期交易电量（亿千瓦时）及占市场交易电量比重..........................18图29：国产超超临界百万千瓦燃煤机组..........................................................22图30：燃气-超临界𝐂𝐎𝟐联合循环发电系统......................................................22图31：智能电网基本环节................................................................................23图32：虚拟电厂运行示意图.............................................................................26图33：终端用户销售电价构成.........................................................................27图34：储能参与电网调频应用效果..................................................................28图35：储能参与电网辅助调峰应用..................................................................28图36：2022年中国电力储能累计装机规模技术类型分布...............................28表1：不同电源受阻系数和有效系数..................................................................9表2：最高用电负荷增速高于可靠装机量增速...................................................9表3：主要火电企业归母净利润（亿元）及同比增速......................................11表4：美国电力市场的电能量稀缺价格............................................................15敬请阅读末页的重要说明4行业深度报告表5：CAISO和PJM能量市场机制对比.........................................................16表6：中长期市场运行机制...............................................................................18表7：现货市场试运行阶段...............................................................................19表8：我国第一批、第二批现货试点省份.........................................................19表9：电力辅助服务分类及调节方式................................................................19表10：容量保障机制补偿原理.........................................................................20表11：我国在建风光水火储一体化大基地项目...............................................21表12：煤电“三改联动”主要内容.......................................................................22表13：1000MW高效超超临界煤电机组𝐂𝐎𝟐减排效益....................................22表14：隔墙售电的交易模式.............................................................................24表15：不同类型储能技术的比较.....................................................................27表16：不同商业模式储能容量对比..................................................................29敬请阅读末页的重要说明5行业深度报告一、回顾电改漫漫长路，新型电力系统建设久久为功1、两轮电改成效显著，电力市场化步伐加速改革开放初期，我国电力科技水平较为落后，电力系统基本实行集中统一的计划管理体制，全国经历了长期缺电的局面。改革开放开启了我国电力建设的大发展时期，国务院于1985年批转国家经济委员会等部门“关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂时规定”的通知，1987年提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的改革方针，加速了集资办电、利用外资办电、地方政府办电等进展，极大促进了电力特别是电源的发展。在电力市场供求状况发生明显变化之后，电力体制暴露出一些不适应社会主义市场经济体制要求的弊端，2002-2021年间，我国电力系统又经历了两次大改革。图1：我国电力改革历程资料来源：国家电网、招商证券（1）2002年电改：厂网分开，竞价上网➢改革背景：垄断经营的体制性缺陷日益明显，省际之间市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置。2002年之前，中国电力行业主要由国家电力公司和各地的地方电力公司垄断经营。由于国电和地方电力公司拥有电力发电、输配电网等全产业链资源，缺乏有效监管和市场竞争，导致电力市场竞争不足、行业效率低下、供需矛盾严重、服务质量较差等问题。➢改革内容：2002年《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（5号文）发布，明确按照“厂网分开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为七，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团。“厂网分开”意味着将电力企业的发电部门与输配电部门分离经营。分离之后，发电企业和输配电企业可以独立运营，加强内部管理，并且为电力市场的开放创造了条件。电力体制改革还引入了“竞价上网”机制，通过竞争的方式确定电力上网的价格。发电企业需要根据市场条件进行竞价，并以竞拍的方式获得供电合同，切实提高电力市场的竞争性，促进电力企业的投资积极性，提升电力供应的效率和质量。敬请阅读末页的重要说明6行业深度报告（2）2015年电改：配售分离，管住中间放开两头➢改革背景：经过2002年电改，发电端多主体竞争局面已经形成，但输配售电垂直一体化的垄断局面依旧存在，我国长期以来未能建立一套合理的输配电价标准和核定方法。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。➢改革内容：2015年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文）印发，开启了新一轮电力体制改革。本轮改革的基本内容是打破电网企业的售电专营权，向社会放开配售电业务，形成“管住中间、放开两头”的体制架构。一是形成了完整的输配电价体系。先后印发跨区专项输电工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网的定价办法，构建了科学的独立输配电价制度体系，核定了各级电网输配电价水平，适用于所有类型的电力市场化交易。二是有序放开发用电价格，市场形成价格比例快速提升。推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进了电力资源优化配置。图2：输配电价定价机制资料来源：国家发改委、招商证券2、建设新型电力系统，电改进入新阶段（1）电力系统发展现状发电装机容量世界第一，用电量持续增长。我国是全球最大的发电装机市场，装机规模与发电量均保持上升趋势。2010-2022年，我国发电装机容量由9.66亿千瓦上升至25.64亿千瓦，年均复合增速为8.5%；全国规模以上工业企业发电量由4.14万亿千瓦时上升至8.39万亿千瓦时，年均复合增速为6.1%。与此同时，随着经济的快速发展和人民生活水平的提高，我国的用电需求不断攀升。全社会用电量由2010年的4.19万亿千瓦时上升至2022年的8.64万亿千瓦时，年均复合增速为6.2%；人均电力消费量由2010年的3135千瓦/小时上升至2021年的6032千瓦/小时，年均复合增速为6.1%。敬请阅读末页的重要说明7行业深度报告图3：全口径发电装机容量（万千瓦）及同比增速图4：累计发电量（亿千瓦时）及同比增速资料来源：国家能源局、招商证券资料来源：国家统计局、招商证券图5：全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速图6：人均电力消费量（千瓦/小时）及同比增速资料来源：国家能源局、招商证券资料来源：中国能源统计年鉴、招商证券绿色低碳转型不断加速，电力系统调节能力持续增强。随着我国对可再生能源的重视和支持，太阳能、风能等绿色能源装机容量不断增加，绿色能源在电力系统中的占比逐渐提升，为实现绿色低碳转型提供了强有力的支持。截至2022年底，非化石能源装机规模达12.7亿千瓦，占总装机的49%，超过煤电装机规模；非化石能源发电量达3.1万亿千瓦时，占总发电量的36%。其中，风电、光伏发电装机规模7.6亿千瓦，占总装机的30%；风电、光伏发电量1.2万亿千瓦时，占总发电量的14%。此外，随着新能源比例上升，我国采取了多种措施提升电力系统调节能力。截至2022年底，我国煤电灵活性改造规模累计约2.57亿千瓦，抽水蓄能装机规模达到4579万千瓦，新型储能累计装机规模达到870万千瓦；新能源消纳形势稳定向好，全国风电、光伏发电利用率达96.8%、98.3%。图7：分电源装机占比图8：分电源发电量占比资料来源：国家能源局、招商证券资料来源：国家统计局、招商证券0%2%4%6%8%10%12%050,000100,000150,000200,000250,000300,0002010年2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年装机量同比增速-5%0%5%10%15%020,00040,00060,00080,000100,0002010年2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年发电量同比增速0%5%10%15%20%020,00040,00060,00080,000100,0002010年2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年全社会用电量同比增速-5%0%5%10%15%01000200030004000500060007000人均电力消费量同比增速0%20%40%60%80%100%火电水电风电太阳能核电0%20%40%60%80%100%2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年火电水电风电光伏核电敬请阅读末页的重要说明8行业深度报告图9：全国弃风量（亿千瓦时）及弃风率图10：全国弃光量（亿千瓦时）及弃光率资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券市场化交易电量占比持续提升，目前占比超60%，其中中长期交易占比接近80%。随着电力市场的不断完善和市场主体的增多，市场化交易电量占比持续提升。2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543.4亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点。我国的电力市场化交易主要为中长期交易，能够为电力企业、大型工业用户以及发电设备投资者提供了长期交易的可靠保障，促进资源配置的合理性和市场稳定性。2022年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407.5亿千瓦时，同比增长36.2%，占市场化交易电量的比例为78.8%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为40141亿千瓦时，占中长期交易电量比重为96.9%。图11：市场交易电量（亿千瓦时）及占全社会用电量比重图12：中长期交易电量（亿千瓦时）及省内交易占比资料来源：中电联、招商证券资料来源：中电联、招商证券“能涨能跌”的市场化电价机制初步形成。价格机制是市场化的核心，2019年国家发改委出台了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将实施多年的燃煤发电标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化电价机制，各地燃煤发电通过参与电力市场交易，由市场形成价格。“基准价+上下浮动”市场化电价机制的实施，推动了电力市场化进程，2020年超过70%的燃煤发电电量通过市场交易形成上网电价。2021年，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，并要求各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。此次改革将推动建立“能涨能跌”的市场化电价机制，是电力市场化改革又迈出的重要一步，有利于缓解当前燃煤发电企业经营困难的状况，保障电力安全稳定供应。（2）面临的挑战0%2%4%6%8%10%12%14%01002003004005002017年2018年2019年2020年2021年2022年弃风量弃风率0%1%2%3%4%5%6%7%010203040506070802017年2018年2019年2020年2021年2022年弃光量弃光率0%10%20%30%40%50%60%70%80%010,00020,00030,00040,00050,00060,000市场交易电量占全社会用电量比重0%20%40%60%80%100%120%01,0002,0003,0004,0005,000中长期直接交易电量省内交易占比敬请阅读末页的重要说明9行业深度报告电力系统可靠装机容量不足，负荷增速高于可靠容量增速。用电负荷方面，随着我国经济复苏向好，叠加近年来极端天气频发，用电需求和负荷快速增长。据中电联预测，2023年夏季全国最高用电负荷将比2022年增加8000万至1亿千瓦。而电力供应方面，近年来风光装机增速较高，而火电、水电等可靠性电源的装机增速趋缓。由于新能源发电特性与负荷用电特性在日内、日、月时间尺度均无法有效匹配，且出力波动较大，风电、光伏发电的受阻系数分别高达95%和100%，导致实际增加的稳定有效供应能力低于最大负荷增加量。叠加降水、风光资源、燃料供应等方面的不确定性，我国电力供需将持续面临紧平衡的局面。图13：某区域电网6-8月日均负荷和风电出力占比图14：某区域电网逐月负荷电量、新能源发电占比资料来源：《能源转型下我国新能源替代的关键问题分析》、招商证券资料来源：《能源转型下我国新能源替代的关键问题分析》、招商证券表1：不同电源受阻系数和有效系数电源类型受阻系数有效系数火电（纯凝）0%100%火电（供热）15%85%常规水电（夏季）10%90%常规水电（冬季）40%60%抽蓄0%100%风电95%5%光伏100%0%核电0%100%资料来源：《解析三种缺电和东北拉闸限电的影响》、招商证券表2：最高用电负荷增速高于可靠装机量增速（亿千瓦）2020年2021年2022年2023E2024E2025E最高用电负荷10.7611.9112.8913.5314.2114.92最高用电负荷增速2.3%10.7%8.2%5.0%5.0%5.0%最高用电负荷+备用容量12.3713.7014.8215.5616.3417.16火电装机量12.4612.9713.3213.7314.1314.53水电装机量（扣除抽蓄）3.393.543.603.703.803.90抽蓄装机量0.310.360.460.500.560.62风电装机量2.823.283.654.104.504.90光伏装机量2.543.073.934.805.706.60核电装机量0.500.530.560.560.580.60可靠装机量14.5115.1815.6816.1816.7117.25可靠装机量增速4.7%4.6%3.3%3.2%3.3%3.2%资料来源：《谨防“十四五”末煤电局部过剩与短缺并存》、中电联、中国广核及中国核电业绩材料、招商证券注：假设系统备用率为15%，供热机组占比为50%；常规水电机组有效系数按照60%计算，2023-2025年间用电负荷按照5%计算敬请阅读末页的重要说明10行业深度报告系统调节和支撑能力提升面临诸多掣肘，新能源消纳形势严峻，运行成本将进一步增加。随着新能源比例的不断提高，电力系统灵活调节资源迅速消耗。新能源的间歇性、随机性和波动性特点使得系统调节变得更加困难，系统平衡和安全问题更加突出。一些大型新能源基地存在网架薄弱和缺乏同步电源支持的情况，导致系统支撑能力不足，新能源的安全可靠外送受到影响。近年来，全国的新能源利用率整体上保持较高水平，但仍存在消纳基础不够牢固的问题，一些地区仍面临较为严峻的风光消纳问题。例如，2022年，蒙东地区弃风率高达10%，青海、蒙西、甘肃等省份弃风率超过5%；西藏弃光率高达20%，青海弃光率近9%。此外，海外研究表明，当新能源电量渗透率超过15%后，引发的电源、电网等系统成本将大幅上涨，这些成本需要在终端用户电价中疏导。图15：2022年全国弃风率前五地区图16：2022年全国弃光率前五地区资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券电力系统“双高”特性凸显，安全稳定运行面临较大风险。随着大规模可再生能源的接入及负荷侧的再电气化过程，大量的特性各异的电源、负荷、储能等装备以电力电子为接口接入现有电力系统，使电力系统向着高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”趋势快速发展。相较传统电力系统，“双高”电力系统中同步发电机逐步被电力电子设备所替代，系统内的传统调频资源逐渐稀缺化，总体有效惯量将逐渐减少，系统抗扰动能力降低，电网将承受较大潮流波动压力，频率控制难度进一步加大。此外，由于风光发电出力极不稳定，在极端气候下可能停机甚至脱网，加大了电网供需失衡的风险。图17：传统电力系统与“双高”电力系统的主要差异资料来源：《“双高”电力系统大扰动稳定性：问题、挑战与展望》、招商证券3.2%10.0%7.3%7.1%6.2%4.8%0%2%4%6%8%10%12%全国西藏青海新疆宁夏蒙西1.7%20.0%8.9%2.8%2.6%2.6%0%5%10%15%20%25%全国西藏青海新疆宁夏蒙西敬请阅读末页的重要说明11行业深度报告煤价高企导致火电企业利润端受损，投资积极性差，电力供需紧平衡时期保供或存隐患。“十三五”期间，我国提出推进煤电供给侧结构性改革，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，2016-2020年我国火电投资完成额由1119.28亿元下滑至553亿元。2021年10月起煤价高企，主要火电企业利润端承受大额亏损，火电投资积极性继续下滑。2023年以来，煤价大幅下行，火电企业利润有所修复，但相较历史正常收益水平仍有差距，企业投资积极性还未完全恢复。“十四五”以来电力供需持续紧平衡，叠加极端天气频发，各地缺限电现象层出不穷。煤电作为能源保供的“压舱石”，也是当前最具经济性、安全可靠的灵活调节资源，若其投资建设的积极性持续低迷，将严重影响我国电力系统安全稳定和高效运行。表3：主要火电企业归母净利润（亿元）及同比增速公司2021年2022年2023Q1归母净利润同比归母净利润同比归母净利润同比华能国际-102.64-325%-73.8726%22.50335%上海电力-18.93-313%3.21117%3.35231%浙能电力-8.55-114%-18.22-118%10.1161%华电国际-49.65-212%1.00102%11.3482%申能股份16.42-31%10.82-30%7.34264%国电电力-18.45-142%28.25263%9.64-9%内蒙华电4.52-40%17.62256%8.6173%粤电力A-31.48-253%-30.04-3%0.88120%皖能电力-13.37-232%4.25132%1.26-9%建投能源-22.10-331%1.03105%-1.41-303%宝新能源8.24-55%1.83-78%0.26586%晋控电力0.04-99%-6.83-17872%-1.40-4942%资料来源：各公司公告、招商证券图18：火电投资完成额（亿元）及同比增速图19：全国火电新增装机量（万千瓦）及同比增速资料来源：中电联、招商证券资料来源：中电联、招商证券（3）建设新型电力系统建设2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上首次提出构建新型电力系统。新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统。新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%02004006008001,0001,2002016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年火电投资完成额同比增速-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%01,0002,0003,0004,0005,0006,0002016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年火电新增装机量同比增速敬请阅读末页的重要说明12行业深度报告高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。图20：新型电力系统图景展望资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》、招商证券“三步走”建设新型电力系统，电力改革顶层设计逐渐清晰。2023年6月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，提出以2030年、2045年、2060年为时间节点，从源网荷储四个环节入手，制定了新型电力系统“三步走”发展路径，并明确了三个发展阶段的显著特点。7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。图21：新型电力系统“三步走”建设路径资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》、招商证券敬请阅读末页的重要说明13行业深度报告二、他山之石：美国适应可再生能源的电力系统改革经验1、美国电力市场概况美国电力市场化体系成熟，7个ISO/RTO市场均采用集中式电力市场模式。美国电力市场中参与交易的主体主要为RTO（区域传输组织）或者ISO（独立系统运营商），均为批发电力市场，交易标的包括电能量、辅助服务、输电权和容量。➢加州独立系统运营商（CAISO）：负责加州和内华达州部分地区的电力批发交易和集中调度，包含日前和实时电力现货市场、辅助服务市场、阻塞收益权市场等。➢宾州-新泽西-马里兰独立系统运营商（PJM）：负责美国大西洋沿岸的13个州以及哥伦比亚特区覆盖的24.34万平方英里范围的电力系统运行与管理。从交易品种来说，PJM包括日前和实时电力现货市场、容量市场、辅助服务市场等。➢德州电力可靠性委员会（ERCOT）：负责管理德克萨斯州2400万用户的电力供应，约占德州电力负荷的90%。拥有实时和日前电力现货市场以及辅助服务市场，是纯能量市场，没有容量市场。图22：美国区域电力市场资料来源：FERC、招商证券2、提升电力系统灵活性，促进可再生能源消纳美国建设适应可再生能源的电力系统的实践对于我国具有积极的借鉴意义。为了适应可再生能源带来的运行挑战，美国各大电力市场对电能量市场、辅助服务市敬请阅读末页的重要说明14行业深度报告场、容量市场等机制进行了优化，提高电力系统灵活性，确保发电资源充裕度，促进可再生能源消纳。（1）丰富辅助服务交易品种引入爬坡类产品，提高对于资源临时短缺的响应能力。美国加州电力市场（CAISO）最先在2011年提出了灵活爬坡约束，并在2016年11月1日正式启动了灵活性爬坡产品（FlexibleRampingProduct,FRP）的交易；美国中西部电力市场（MISO）则提出了爬坡能力产品（RampCapabilityProduct,RCP）。爬坡类产品由燃气机组、抽水蓄能等构成，是一种通过预先储存一定的灵活性容量，进而满足系统中潜在的爬坡、滑坡（下爬坡）需求的市场产品。美国MISO、CAISO、SPP（美国西南电力市场）等电力市场已经建立了短期爬坡交易机制以适应可再生能源发电资源的临时短缺，调度机构可以通过爬坡类产品有效维持电力系统的稳定性和安全性。随着未来可再生能源接入电力系统的比例进一步提升，我国可以借鉴相关经验，引入调节性能更好的发电机组进一步满足快速爬坡的要求。图23：加州电力市场灵活爬坡交易机制示意图资料来源：国网能源研究院《适应可再生能源的美国电力市场化改革》、招商证券引入系统惯性类产品，补偿电力系统常规能源机组。电力系统需要维持稳定，其本身存在的系统惯性十分重要，它可以预防突发事故导致的机组停转。而不同于常规发电机组本身存在物理惯性，新能源机组对系统惯性的贡献十分微弱，随着未来可再生能源接入电力系统的比例进一步提升，这将会对系统调节性能带来影响。为了应对新能源机组的系统惯性不足的问题，2014年，美国得州电力市场最先在向FERC（美国联邦能源管理委员会）提交的未来辅助服务市场设计草案中提出了同步惯性频率响应（SynonousInertialResponse,SIR），一种为了应对可再生能源接入所引入的新兴辅助服务产品，通过对提供系统惯性、维持系统稳定运行的常规能源机组进行补偿，鼓励市场中常规能源机组的发展。目前，PJM市场已经拥有了无功平衡、调频、黑启动和备用四类辅助服务。其中，无功平衡和黑启动主要是通过签订合同或协议进行交易，备用服务在日前及实时市场中与电能联合出清，调频在实时市场中与电能联合出清。PJM将调频、备用辅助服务义务按照实际负荷量比例分配给负荷服务商（LSE），将辅助服务费用完全传导给终端用户。2022年，PJM市场中辅助服务费用为1.08美元/MWh，占终端电费电价的1.0%。其中，无功平衡占比最高，达到46%，其次是调频，占比35%，黑启动和备用占比在10%左右。敬请阅读末页的重要说明15行业深度报告图24：PJM市场辅助服务费用（美元/MWh）及占比图25：2022年PJM市场辅助服务费用结构资料来源：《StateoftheMarketReportforPJM》、招商证券资料来源：《StateoftheMarketReportforPJM》、招商证券（2）建立并完善容量保障机制多种容量保障机制，确保电力资源的充裕性。➢容量市场机制：美国部分电力市场已经建立起了容量市场机制，例如PJM市场、MISO市场，通过市场化交易的方式确保电力充裕。2022年，PJM市场的容量费用为8.03美元/MWh，占电价比重为7.6%。➢稀缺定价机制：ERCOT电力市场通过建立稀缺定价机制，即设置较高的价格上限，在系统资源短缺的时候允许市场价格陡升至较高水平，从而使边际机组能够回收成本；具有容量市场的电力市场中，也可以同时采用稀缺定价机制，但其价格上限一般远低于纯电能量市场的价格上限。➢灵活性资源远期备用制度：CAISO市场建立了灵活性资源远期备用制度，每年根据系统负荷、新能源装机情况等预测第二年系统中所需要的灵活性资源，并按一定规则将灵活性资源的需求分配给负荷服务商（LSE），LSE再通过双边合约的方式购买灵活性资源（包括发电、储能、需求侧响应等）以满足相应的配额需要。表4：美国电力市场的电能量稀缺价格电力市场价格（美元/兆瓦时）价格类型NYISO1000（考虑备用的惩罚价格后高于1000）电能量报价价格上限CAISO1000（考虑备用的惩罚价格后高于1000）电能量报价价格上限PJM1000（考虑备用的惩罚价格后高于1000）电能量报价价格上限ERCOT9000出清价格上限（即电能量和备用价格增量之和）资料来源：《美国稀缺定价机制及对我国现货市场建设的启示》、招商证券0.770.830.720.730.861.080%1%2%3%0.00.20.40.60.81.01.22017年2018年2019年2020年2021年2022年辅助服务费用占电价比重无功平衡46%调频35%黑启动9%备用10%敬请阅读末页的重要说明16行业深度报告图26：PJM市场容量费用（美元/MWh）及占比资料来源：《StateoftheMarketReportforPJM》、招商证券（3）鼓励储能参与电力市场扩大储能参与电力市场规模，促进新能源消纳。为了促进储能行业发展，提升电网可靠性和运行效率，并缓解电力系统消纳压力，美国联邦能源监管委员会（FERC）陆续颁布法令推动储能参与电力市场。2007年颁布的890号法令和2008年颁布的719号法令要求RTO/ISO修订市场规则，允许储能进入电力批发市场；2018年颁布的841号法令对储能参与市场提出了若干要求，要求赋予储能和其他主体一样的市场地位，并将储能的准入门槛由1MW降低至100KW。此外，在841号法令下，各ISO在选择技术路线方面有一定的自主权。2020年，美国能源部（DOE）推出《“储能大挑战”路线图》，要求到2030年建立并维持美国在储能利用和出口方面的全球领导地位，拥有可靠的国内制造链和不依赖进口的关键材料供应链。2021年，DOE宣布发起“长时储能攻关计划”，目标是在10年内将时长超过10小时的储能系统成本降低90%以上。政策支持下，美国储能参与市场规模快速扩大。截至2020年，CAISO的储能总容量达到7260MW，其中非抽水蓄能总容量达到1120MW；PJM储能总容量达到6220MW，非抽水蓄能总容量达到780MW。表5：CAISO和PJM能量市场机制对比电力市场投标标的荷电状态管理其他参与方式成本审核CAISO充放电能量或循环价差储能提交初始状态和期望达到的末尾状态，ISO管理自调度有PJM充放电能量储能自行管理自调度、ISO应用抽水蓄能优化模块调度暂无资料来源：《储能参与电力市场机制：现状与展望》、招商证券11.2713.0111.279.4510.958.030%5%10%15%20%25%0.02.04.06.08.010.012.014.02017年2018年2019年2020年2021年2022年容量费用占电价比重敬请阅读末页的重要说明17行业深度报告三、改革看点：聚焦源网荷储，权衡安全、低碳与成本1、电力市场：中长期分时精细化，加速推进现货试点我国电力市场包括售电方、购电方、做市商三方构成的市场主体。作为一个微观经济系统，电力市场的各个组成部分环环相扣。按照时间，电力系统可划分为电力现货市场和中长期市场；按交易品种可划分为电能量市场、容量市场、辅助服务市场、输电权市场；按交易规模可划分为电力批发市场和零售市场；按交易范围可划分为省内交易和省间交易/跨省跨区交易。不同的子市场具有不同的交易对象与价格形成机制。图27：我国电力市场体系资料来源：《“电力市场设计学”的基本概念及方法论》、招商证券（1）中长期市场：向精细化方向发展，运行机制逐渐与现货市场衔接⚫改革看点：在未来全面推动现货市场之后，中长期市场有望在交易频次和交易时段两个方向上进一步精细化发展，运行机制逐渐与现货市场衔接。2015年以来，我国已建立了相对成熟的中长期市场。双边协商场外交易、集中撮合交易、挂牌交易等交易方式及其价格机制也较为完善。目前我国中长期市场交易规模较大，2022年中长期交易电量达4.14万亿千瓦时，且中长期交易电量占市场化交易电量比重较大，近三年均保持在80%左右。敬请阅读末页的重要说明18行业深度报告表6：中长期市场运行机制交易方式价格机制双边协商场外交易在电力交易中心之外，电力供需双方自由签订双边合同，独立决定成交电力交易数量和价格。在已经执行的电力交易中以双边协商场外交易居多。集中撮合交易集中买卖双方报价和电量，卖方报价从低到高排序，买方报价从高到低排序，将买卖双方报价进行报价匹配，如果双方报价存在价差（买方报价高于卖方报价）则成交，成交价格在双方给出的报价之间。挂牌交易交易主体在市场挂牌，报价需求包括报价和交易量；其他交易主体愿意交易可以摘牌，先来先得；如果出现同时竞争关系，可以再次竞价，价优者得，如股票交易的主动买卖。资料来源：国家电网、招商证券图28：中长期交易电量（亿千瓦时）及占市场交易电量比重资料来源：中电联、招商证券在未来全面推动现货市场之后，中长期市场有望在两个方向上进行精细化发展，与现货市场进行衔接。在价格形成机制上，由于现货市场的出现改变了市场的定价逻辑，中长期交易将更多地以现货交易为基准；在交易组织上，中长期市场将会向精细化的方向发展，这主要包括两个方面：一是通过中长期分时段的细化，通过缩短交易周期，提升交易频次，引导调节资源发挥调节作用；二是中长期合约有望向运行日延伸，更多地在月度、月内甚至是运行日前几天以滚动的方式组织交易，进一步发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用。（2）现货市场：试点规模逐渐扩大，省内省间现货市场规模持续增长⚫改革看点：现货试点规模将快速扩大，越来越多的省份将逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场，预计到2025年将有一半的省份具备现货运行条件，现货交易电量占比将持续上升，省间交易规模也将逐步扩大。现货市场的运行机制包含模拟试运行、调电试运行、结算试运行三个阶段。现货市场的核心在于通过15分钟的供需形成价格信号，进而挖掘发用两侧调节能力，提升新能源的消纳空间。电力现货市场的建立包括三个阶段，即模拟试运行阶段、调电试运行阶段、结算试运行阶段。通常来说，若某个市场能够进行长周期不间断的结算试运行，就意味着其具备了开展电力现货市场的条件。随着电力市场化改革不断推进，以试点形式开展的电力现货交易有望快速推进。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,0002019年2020年2021年2022年中长期交易电量占市场交易电量比重敬请阅读末页的重要说明19行业深度报告➢省内交易：当前我国现货市场主要是以试点的方式进行。2017年进行了第一批省内电力现货试点，涵盖8个省份；2021年进行了第二批试点，涵盖6个省份。目前，只有山西、山东、内蒙古、广东和甘肃5个省份进入了长周期不间断结算试运行。在国家全面推进现货市场建设的要求下，现货试点规模有望快速扩大，越来越多的省份将逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场，现货交易电量占比将持续上升。预计到2025年，将有半数省份具备现货运行条件。➢省间交易：2021年11月国家电网印发的《省间现货交易规则》在时间维度上实现了日前96点、日内2小时滚动交易，在空间维度上覆盖了全国大部分省份，在交易品种上覆盖了多种能源的电量交易，对建立完整的电力市场体系起到了重要的衔接和支撑作用，省间交易规模也将逐渐扩大。表7：现货市场试运行阶段运行阶段内容模拟试运行出清结果既不影响发电生产也不影响经济关系。调电试运行现货市场的运行结果将作为发电企业安排开停机和出力的依据。但结算时采用的不是现货价格，而是按照中长期或政府定价。结算试运行此阶段现货市场的运行结果既作为机组开停机和出力的依据，也作为价格结算的依据。一般以长周期不间断的结算试运行作为一省有现货环境的标志。资料来源：招商证券表8：我国第一批、第二批现货试点省份批次试点省份第一批广东、山东、蒙西、甘肃、浙江、福建、四川、山西第二批上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北资料来源：各省政府官网、招商证券（3）辅助服务市场：以市场机制确定交易主体，用户侧分摊比例进一步提升⚫改革看点：预计随着新能源渗透率上升，对于辅助服务的需求将逐渐提高，辅助服务市场规模不断扩大，服务提供主体和价格将通过市场机制进行选择。用户侧参与分摊辅助服务费用的比例将进一步上升，从而有效降低发电主体的分摊压力。辅助服务是为维持电力系统安全稳定运行，由发电企业、电网企业和储能设施、用户等第三方提供的服务。主流的辅助服务品种为调峰、调频、备用、调压等，其中前三者为有功服务，调压为无功服务。截至2023年6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。表9：电力辅助服务分类及调节方式服务类型调节方式目的服务类型有功平衡服务调节机组的有功出力减少系统频率偏差、跟踪负荷峰谷波动或弥补可再生能源出力波动一次调频、二次调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等敬请阅读末页的重要说明20行业深度报告无功平衡服务向系统注入或吸收无功减少系统电压偏差、实现系统无功平衡自动电压控制（AVC）、调相运行等事故应急及恢复服务预留发电容量或者发电机组提供无电源支持下的自启动服务保障系统在故障情况下快速恢复稳控切机服务、快速切负荷服务和黑启动服务资料来源：《电力辅助服务管理办法》、招商证券完善用户共担共享辅助服务机制，减轻发电侧主体的分摊压力。根据国际经验，辅助服务费用占总电费的比重在3%以上，随着新能源渗透率的提高还将持续增长。目前，我国辅助服务市场考核与补偿主体仍主要是常规火电，虽然部分地区将风电、光电等纳入辅助服务市场考核范围，但上下游价格传导机制并不完善。为此，新版《电力辅助服务管理办法》提出，按照“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的原则，进一步完善了辅助服务考核补偿机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立了用户参与的分担共享机制，可一定程度上疏导电力系统运行日益增加的辅助服务费用。预计随着新能源渗透率上升，对于辅助服务的需求将逐渐提高，辅助服务市场规模将不断扩大。用户侧参与分摊辅助服务费用的比例将进一步上升，从而有效降低发电主体的分摊压力。（4）容量保障机制：有望出台全国层面的容量电价政策⚫改革看点：中短期内，有望出台全国层面的燃煤发电容量电价，并覆盖绝大多数发电企业，从而支撑火电企业的盈利预期。容量保障机制主要包括容量市场、稀缺定价和容量补偿。容量市场机制是在现货市场成熟的条件下通过市场化形式形成有效容量的价格；稀缺定价模式是指在短期供需紧张时，让一些发电企业获得极高的价格，从而帮助其回收成本；容量补偿则是通过行政手段合理地统筹各方利益，直接制定补偿价格，补偿费用一般由电力用户分摊。表10：容量保障机制补偿原理容量保障机制补偿原理容量市场机制不同于直接补偿机制中由行政定价确定补偿额度，容量市场机制是将机组可用装机容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格。容量市场中买方为系统运营商，卖方为容量资源提供商，系统运营商根据负荷预测、可靠性要求等形成容量需求曲线，卖方申报容量资源数量和价格，市场运营机构以最小化容量购买成本得到容量市场出清结果，容量购买费用最终由所有用户分摊。稀缺定价机制稀缺定价机制是指不单独设立固定投资回收机制，而是在电能量市场中设置上限很高的稀缺价格，发电商通过在供应紧张时段的短时极高价格来回收投资成本。容量补偿机制容量直接补偿机制一般是由政府或特定机构根据公允评估结果，直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定成本，补偿费用一般由电力用户分摊。资料来源：北极星电力网、招商证券在新能源比例不断提高的背景下，我国有望出台全国层面的容量电价政策，支撑火电企业盈利预期。在储能技术实现大规模商品化应用之前，负责调峰运行的火电机组容量直接决定着风光的并网发电装机容量。此外，新能源大规模并网将挤敬请阅读末页的重要说明21行业深度报告压火电利用小时数，火电企业将产生较大损失。因此，建立适当的容量补贴制度，对于激发火电企业运行和投资积极性，以及维护电力系统的安全性十分必要。由于容量市场机制对市场基本条件的需求相对较高，而稀缺定价又会对电网价格的稳定性造成较大冲击，因此我国很可能以容量补偿的方式为燃煤发电企业提供相应支持。目前，我国已针对风光大基地的配套煤电，以及应急备用电源出台了容量电价政策。预计在中短期内，有望出台全国层面的燃煤发电容量电价。在电价方面，考虑到维持终端用户价格的较为稳定的要求，预计该容量电价很可能无法完全弥补火电企业在市场中提供可靠性的支持。2、电源侧：完善新能源供给消纳体系，推动煤电向支持性电源转型⚫改革看点：未来将推动建设更多的源网荷储一体化以及风光水火储多能互补项目。国家层面将对煤电的装机规模和建设节奏进行统筹，并对存量煤电“三改联动”以及新增煤电应用超超临界等先进技术提出更高的要求。推动多能互补，一体化基地将成为重点发展方向。2021年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，指出源网荷储一体化和多能互补是实现电力系统高质量发展、促进能源行业转型和社会经济发展的重要举措。一方面，强化源网荷储各环节间的协调互动，有助于充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，提升系统运行效率和电源开发效益；另一方面，优先利用清洁能源，发挥常规电站调节性能，适度配置储能设施，调动需求侧灵活相应积极性，有利于促进能源与生态环境的协调可持续发展。2021年以来，我国已陆续推动新疆、四川、云南、陕西等地的项目建设，正积极开拓宁夏、蒙西等地区的综合能源基地规划建设。表11：我国在建风光水火储一体化大基地项目企业省份一体化大基地项目类型中国能建广西中电工程广西章塘区风光储一体化项目风光储广西广西崇左风光水火储一体化能源基地风光水火储甘肃甘肃阿克塞“风光热储一体化”综合能源示范基地风光热储内蒙古内蒙古鄂尔多斯“风光火储”大型综合能源基地风光火储新疆中电工程新疆巴州风光水火储一体化项目风光水火储华能青海大型综合能源基地建设项目综合能源基地辽宁国绕营口玉石抽水蓄能电站项目、“风光储氢”一体化大型综合能源基地、海上风力发电基地、氢能及零破城市开发示范项目风光储氢国家电投新疆风能、太阳能储能基地型新能源示范工程风光储辽宁辽宁清河发电有限责任公司建风光火储一体化示范项目风光火储黑龙江国家级光伏、储能实证实验平台(基地)光储阳光能源山西高比例清洁能源消纳示范基地光储氢中核集团、上海电气内蒙古阿拉善乌兰布和沙淡生态治理风光储热多能互补大型综合能源基地项目风光储热明阳智能内蒙古内蒙古通辽“火风光储制研一体化”示范项目火风光储协鑫新疆新谨准东区域风光火储一体化示范区合作项目风光火储敬请阅读末页的重要说明22行业深度报告北控清洁能源、龙煤集团黑龙江风光储氢清洁能源基地风光储氢浙江运达风电吉林洮南风光储氢一体化基地项目风光储氢资料来源：新华社、北极星电力网、招商证券煤电“三改联动”正当时，先进技术助力清洁低碳转型。根据新型电力系统建设“三步走”路径，到2030年之前，煤电仍然是电力安全保障的“压舱石”。对于存量机组来说，改造升级是提高电煤利用效率、减少电煤消耗、促进清洁能源消纳的重要手段，对推动碳达峰碳中和目标如期实现具有重要意义。2021年，国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出开展煤电“三改联动”，即节煤降耗改造、供热改造和灵活性改造制造，实现煤电向清洁、高效、灵活转型。对于新增燃煤发电机组，可以通过采取先进高效的发电技术，如超（超）临界发电技术、超临界CO2循环发电技术等，通过降低煤耗减少碳排放。表12：煤电“三改联动”主要内容技术类型具体内容煤电三改联动节能降耗改造对供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，加快创造条件实施节能改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。目的为让煤电机组降低度电煤耗和二氧化碳排放。供热改造鼓励现有燃煤发电机组替代供热，积极关停采暖和工业供汽小锅炉，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造。目的为让煤电机组能够承担更多的供热负荷，实现对低效率、高排放的分散小锅炉的替代。灵活性改造制造存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，促进清洁能源消纳。目的为让煤电机组进一步提升负荷调节能力，为新能源消纳释放更多的电量空间，并帮助电网安全稳定运行。资料来源：《全国煤电机组改造升级实施方案》、招商证券图29：国产超超临界百万千瓦燃煤机组图30：燃气-超临界𝐂𝐎𝟐联合循环发电系统资料来源：华电集团官网、招商证券资料来源：《燃气-超临界CO2联合循环发电系统》、招商证券表13：1000MW高效超超临界煤电机组𝐂𝐎𝟐减排效益名称1000MW高效超超临界煤电机组全国6000kW及以上煤电机组均值供电煤耗（克/千瓦时）270.00305.50CO2排放强度（克/千瓦时）685.80775.67年运行时间（小时）70007000年发电量（千瓦时）7.0×1097.0×109敬请阅读末页的重要说明23行业深度报告CO2年年排放量（吨）4.8006×1065.4318×106CO2年减排量（吨）6.312×105基准减排比例11.62%基准资料来源：《1000MW高效超超临界煤电机组CO2减排技术分析》、招商证券3、电网侧：提升信息化、智能化改造，“分布式”与“大电网”兼容并存⚫改革看点：电网信息化、智能化改造水平将不断提升，模式将向着“分布式”与“大电网”兼容并存的格局发展。在此过程中，通过市场化电价改革，厘清各主体利益分配问题，实现权责和义务的平衡。通过提升电网信息化、智能化水平，保障电力可靠、稳定、低成本供应。由于我国电网呈现交直流送受端强耦合、电压层级复杂的电网形态，送受端电网之间、高低压层级电网之间协调难度大，且随着社会用电量和上网电量持续增长，电网形态复杂化特征凸显，电网运行面临不稳定、高成本、低效率的风险。智能电网是在传统电力系统的基础上，通过集成新能源、新材料、新设备和先进传感技术、信息技术、控制技术、储能技术等新技术，形成的新一代电力系统，具有高度信息化、自动化、互动化等特征。2015年发布的《关于促进智能电网发展的指导意见》指出，发展智能电网，有利于进一步提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，实现能源生产和消费的综合调配；有利于推动清洁能源、分布式能源的科学利用，从而全面构建安全、高效、清洁的现代能源保障体系。图31：智能电网基本环节资料来源：《5G助力智能电网应用研究》、招商证券促进“源随荷动”向“源网荷储协调互动”转变，电网多种新型技术形态并存。为推动解决大比例新能源发电的随机性和波动性问题，调度运行模式需从“源随荷动”向“源网荷储协调互动”转变。在此过程中，需要进一步推动柔性交直流输电等新型输电技术广泛应用，电网将从交直流混联大电网向微电网、柔直电网等多种形态电网并存的形态转变。就地就近消纳新能源，形成“分布式”与“大电网”兼容并存的电网格局。我国智能电网建设以“坚强、自愈、兼容、经济、集成和优化”为主要方向。其中，“坚强”和“自愈”主要是从集中式供电系统自身入手，通过信息技术、自动控制手段的运用等来提高电网的安全稳定性；而“兼容、经济、集成和优化”则需敬请阅读末页的重要说明24行业深度报告要将电网从一个有限的封闭系统转变为开放的系统，允许更多分布式电力接入，实现需求侧、供应侧的互联互通，从而提高系统运行效率。为满足分布式电源和各类新型负荷高比例接入需求，促进新能源的就近就地开发利用，未来的电网模式将向着“分布式”与“大电网”兼容并存的格局发展。通过加强配电网网架结构，合理配置布点容量，不断丰富配电网调节手段，加快配电网一、二次融合和智能化升级，提升配电网灵活性和承载力，满足分布式新能源规模化开发需要。亟需通过电价机制改革，明确配电网和微电网对新能源消纳的权责义务。比如“隔墙售电”，指允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给邻近的能源消费者，电网公司就输配电服务仅收取“过网费”。根据2017年国家发改委和国家能源局发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，隔墙售电的交易模式有三种，包括直接交易、委托代售和售给电网企业。当前，由于权责不对等，过网费机制、系统备用成本分摊、偏差考核机制等不完善，隔墙售电难以落地。一方面，当前各地供电公司仍存在售电量指标，若允许隔墙售电就相当于供电公司将割舍掉这部分的售电量；另一方面，分布式发电交易需要电网公司提供电力输配、技术支持等服务，并配合组织市场化交易，在市场化交易合同无法执行的情形下，电网公司还须全额购买参与交易项目产生的电量，这些均增加了电网公司的运营成本。若想要加快分布式电源与智能电网协同发展，亟需通过电价机制改革，厘清各主体的利益分配等问题。表14：隔墙售电的交易模式交易模式具体内容直接交易参与交易的项目可通过地方交易平台直接向符合条件的用户售电，并向电网企业支付“过网费”。委托代售电网企业将作为发电企业的代理向电力用户出售电力。电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其余售电收入转付给发电企业。售给电网企业电网企业将按国家核定的各类可再生能源发电的标杆上网电价收购参与交易的项目产生的电量，并在110千伏及以下的配电网就近消纳，基本等同于目前的“全额上网”。资料来源：《分布式发电市场化交易试点：“隔墙售电”破局者？》、招商证券敬请阅读末页的重要说明25行业深度报告4、用户侧：引导用户自发提升调节能力，促进可再生能源价值实现⚫改革看点：预计未来将通过分时电价引导工商业和居民用户参与调节。但出于对居民电价稳定性的考虑，居民侧的分时电价可能会以自愿的形式进行组织，且整体居民侧平均电价会保持相对稳定。此外，未来将通过绿电、绿证及碳排放的有效衔接，鼓励用户增加绿电的购买意愿，进一步发挥可再生能源环境价值，推动能耗“双控”向碳排放“双控”转变。⚫电价走势判断：居民端维持相对稳定，工商业用户电价提升，其中，系统运行费用和输配电价的提升将对冲掉上网电价的下行部分，带来整体销售电价的提升。（工商业销售电价↑=上网电价↓+输配电价↑+线损+政府基金及附加+系统运行费用↑↑）以市场机制发挥用户侧灵活性，自发促进系统供需平衡。由于我国可靠装机能力增速不及最大负荷增速，预计中短期内我国电力保供压力将逐渐增加。因此，需要充分发挥用户侧灵活性，引导用户自发提升调节能力。对于工商业用户来说，由于其已经全面参与市场化，未来将进一步通过市场机制引导其在供需紧张时少用电；对于居民用户来说，可能会通过分时电价的方式引导其进行系统调节，不过出于对居民侧电价稳定性的考虑，该分时电价机制可能会通过自愿参与的方式进行组织，且居民端分时电价执行后整体电价水平会相对维持稳定。售电公司业务规模有望持续扩大，虚拟电厂和地方售电公司前景广阔。2021年10月，国家发改委发布《关于组织开展电网企业代理购电有关事项的通知》，鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电。电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（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）、政府性基金及附加组成。此外，《通知》中明确提出，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，这意味着电网企业代理购电仅为过渡阶段。对于用电量小、电压等级低的用户来说，其面对发电企业时议价权较低，寻找售电公司有望成为其未来参与市场交易的主要途径。此外，随着新能源接入比例提高，用电峰谷差拉大，尖峰负荷持续攀升，能够将分布式发电、需求侧和储能资源汇聚起来统一调度的虚拟电厂有望迎来快速发展期，地方性售电公司和发电企业的售电公司也将会有较大的发展空间。敬请阅读末页的重要说明26行业深度报告图32：虚拟电厂运行示意图资料来源：国网上海经研院、招商证券探索绿电交易，鼓励用户侧使用绿电，以市场化方式体现绿色电力环境价值。绿色电力交易是以风电、光伏等绿色电力产品为标的物，在电力中长期市场机制框架内设立的交易品种，能够全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，并提供相应的绿色电力消费认证。通过绿电的环境价值，减轻用户侧的能耗压力，可以鼓励用户侧自发使用绿电，从负荷端推进绿电消纳。2021年9月，国家发改委、国家电网和南方电网联合发布《绿色电力交易试点方案》，提出开展绿色电力交易试点，优先保障绿色电力生产供应，鼓励用户侧绿色电力消费。自试点开展以来，各地绿色电力交易电量不断攀升。2022年，广东绿电成交量15.4亿千瓦时，同比增长超过50倍；浙江全年累计绿电成交量达25.76亿千瓦时，同比增长611.21%。促进绿电绿证与碳排放市场衔接，实现能耗双控向碳排放双控转变。绿电交易、绿证交易和碳排放权交易都是我国推进能源绿色低碳转型的重要市场机制，三者存在一些体制机制商的冲突。一方面，绿电交易市场与碳交易市场可能存在着重复支付环境费用的问题，造成电-碳市场衔接存在缺陷；另一方面，绿电市场和绿证市场的证电关系也存在着明显的冲突，绿电市场的“证电合一”模式与绿证市场的“证电分离”差异造成了双市场机制下的证电关系紊乱。2022年1月，国家发改委和国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。为推动我国“双碳”的目标达成，有序实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，我国有望进一步探索绿电、绿证交易与碳排放交易等不同市场机制的衔接和协同发展路径，从而有效引导用户节能降碳减排。预计系统运行费用和输配电价上升，将带来用户电价整体上行。用户电价包括上网电价、输配电价、线损、政府性基金及附加以及系统运行费用。➢上网电价：随着新能源占比提高和现货市场不断完善，低边际成本的新能源机组会在低价时增加申报容量，导致平均上网电价下降。➢输配电价：随着新能源比例的上升，对于电网资源配置能力的要求也将逐渐提高，电网投资增速预计快速增长，而售电量与经济和人口增速相关，增长相对较慢，导致每度电需要回收的成本上升，从而带来输配电价上升。➢线损、政府性基金及附加：占比很低，且预计不会有太大变化。敬请阅读末页的重要说明27行业深度报告➢系统运行费用：涵盖了向用户分摊的部分辅助服务费用、抽水蓄能以及未来的燃煤机组容量电价等。随着辅助服务和容量电价的推进和用户侧分摊机制理顺，用户承担的系统运行费用也会上升，且提升幅度预计会较大。图33：终端用户销售电价构成资料来源：国家发改委、招商证券5、储能侧：以市场化促进储能发挥调节作用⚫改革看点：对于储能的支持力度将进一步提升，通过市场化的机制（如拉大分时电价价差），让储能作为独立的市场主体准入，发挥调节作用并获取收益。独立储能+共享机制能够提高配储经济性，有望成为重点发展方向。随着新能源大规模并网，具备灵活调节能力的抽水蓄能、新型储能的重要性日益凸显，装机规模快速扩大。储能可很好地解决可再生能源引入的挑战，因此在新型电力系统中具有重要地位。一方面，可解决风光出力高峰与负荷高峰错配的难题，通过削峰填谷，增加谷负荷以促进可再生能源的消纳，减少峰负荷以延缓容量投资需求。另一方面，可解决风光出力随机性和波动性带来的频率稳定难题，尤其是电化学等响应速度较快的新型储能，能提供调频服务提高电网可靠性。据EESA统计，2022年中国新增新型储能装机7.16GW/15.94GWh，是2021年新增装机量的3.6倍。按照目前的储能装机量增速计算，中国将在2025年赶超美国，成为全球最大的新型储能市场。从结构上来看，抽水蓄能仍然是中国装机规模最大的储能技术，占比约77%。除了抽水蓄能外，在新型储能中，锂离子电池储能技术占据主导地位，占比高达93.7%。表15：不同类型储能技术的比较储能技术响应速度能量密度效率（%）循环寿命（次）成本（元/千瓦时）适合用途抽水蓄能秒至分钟级很低75-85>100001000-6000大规模储能，削峰填谷，提升供电可靠性电化学储能（锂电池）毫秒级很高90-1002000-30002000-3000备用、调频，提升供电可靠性电化学储能（铅酸电池）毫秒级高60-952500-3000500-1000备用、调频，提升供电可靠性机械储能（压缩空气）秒至分钟级较低80>100003000-4000削峰填谷，提升供电可靠性热储能秒至分钟级适中50-90>10000500-4000消纳可再生能源，削峰填谷氢储能秒级较高25-85约100020000-50000消纳可再生能源，季节性储能敬请阅读末页的重要说明28行业深度报告资料来源：《储能参与电力市场机制：现状与展望》、招商证券图34：储能参与电网调频应用效果图35：储能参与电网辅助调峰应用资料来源：《储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术》、招商证券资料来源：《储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术》、招商证券图36：2022年中国电力储能累计装机规模技术类型分布资料来源：EESA《2023中国新型储能行业发展白皮书》、招商证券随着新型储能逐渐确立独立市场主体地位，储能有望进一步通过市场化机制提高运行收益。➢参与电能量市场获取电量收益：储能可作为市场主体，在电力现货市场中进行竞价交易，通过低价购入、高价卖出获取可观的收益，相应分时电价的价差也有望进一步扩大。➢参与辅助服务市场获取补偿：随着辅助服务市场的健全，储能可以凭借独立市场主体的身份参与辅助服务市场，通过市场化的机制向具有储能利用需求的主体提供服务，并获取相应的辅助服务补偿。➢参与碳交易市场获取碳减排收益：储能可探索与新能源发电企业共享碳减排量与绿色证书，通过自愿减排量交易及绿色电力证书交易，获取相关收益。独立储能+共享机制能提升配储经济性，或将成为未来重要的发展模式。➢独立储能是指以第三方资本为主投资建设，直接接入电网运行，出售或租赁储能容量调节能力给发电企业、电网企业、电力用户等具有储能使用需求的主体，或者利用独立市场主体地位进行辅助服务市场交易，以实现为多场景多主体服务、储能价值共享。➢共享储能是当前独立储能的主要盈利模式，主要包括容量共享和调节能力共抽水蓄能76.9%锂电子电池93.7%铅蓄电池2.0%钠硫电池0.58%液流电池0.88%压缩空气1.14%飞轮储能0.5%熔融盐储能0.3%新型储能23.1%敬请阅读末页的重要说明29行业深度报告享两种模式。1）容量共享模式的核心在于为新能源发电企业提供储能容量长期租赁服务，以此来满足新建新能源电站配置储能的硬性要求。同时，为用户提供储能容量短期租赁服务，方便用户试用储能，体验储能效益，为其配置或长期租赁储能提供决策支撑。该模式下，独立储能的收益包括容量租赁收入和电量补偿收入两部分。2）调节能力共享模式是指储能由电网统一调度，以电网为纽带，整合发电侧、电网侧、用户侧各场景储能利用需求，进行源网荷储协调优化，实现独立储能调节能力的充分利用。该模式下，独立储能主要收益来源包括容量电价与辅助服务补偿。➢独立储能+共享机制能够有效提升储能电站投资收益。据测算，常规运营下独立储能电站内部收益率大约为4%；若其以容量共享模式运行，由于容量租赁收入的增加，独立储能的内部收益率将提升至8%；若采用调节能力共享模式，独立储能电站内部收益率将提升至10%。表16：不同商业模式储能容量对比盈利模式使用权归属调度权归属收益来源容量共享容量承租方：新能源电场/用户独立储能运营商容量租赁收益电量补偿收益调节能力共享独立储能运营商电力调度机构容量电价收益辅助服务补偿收益资料来源：《共享经济下独立储能商业模式及其经济效益研究》、招商证券敬请阅读末页的重要说明30行业深度报告四、投资建议➢当前火电企业利润预期亟待修复，政策层面有望进一步通过辅助服务市场及容量保障机制的完善保障火电企业收益，提高其投资积极性。推荐华能国际、粤电力、国电电力；建议关注浙能电力、申能股份等。➢水电上网电价明显低于其他电源，未来在参与电力市场化将显著受益，推荐长江电力，建议关注国投电力、川投能源等；➢新能源参与市场的比例或将逐渐提高，有望通过绿电绿证交易、CCER等手段体现可再生能源的环境价值。建议关注福能股份、龙源电力、三峡能源等。➢核电出力稳定，清洁高效，在安全保供和能源转型的双重压力下有望迎来快速发展期。推荐中国核电；建议关注中国广核等。五、风险提示1、电力市场化改革进程不及预期。当前工商业用电已经进行市场化改革，但仍处于部分使用代购电方式的过渡阶段，我国电力市场化交易机制、基础设施等仍不发达，隔墙售电等政策推进仍在路上，若电力市场化进程不及预期，可能对电力行业发展造成不利影响。2、经济增速下滑导致终端用电需求疲软。受疫情影响，2022年中国经济面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱的三重压力，消费对经济增长的贡献明显减弱，工业经济增速也回落至低于疫情前水平。疫情放开后，若宏观经济复苏不及预期，经济增速下滑，叠加海外发达经济体的衰退预期，可能导致终端用电需求疲软，电力利用小时数和装机容量不及预期。3、新能源装机增长不及预期。风电、光伏装机受到上游原材料成本影响较大，2022年底，硅料及组件价格进入下行通道，光伏企业装机积极性增强。若后续硅料扩产不及预期，价格延续上涨趋势，将对新能源整体装机增速带来负面影响。4、火电灵活性改造装机增速不及预期。火电灵活性改造作为“十三五”电力规划的亮点被提出，但“十三五”期间在各地的改造发展态势相异。作为“十四五”期间推动新能源消纳最重要的手段之一，若火电灵活性改造装机增速不及预期，可能会对消纳可再生能源，保障电网安全，推动国家能源转型带来负面影响。敬请阅读末页的重要说明31行业深度报告分析师承诺负责本研究报告的每一位证券分析师，在此申明，本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与，未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。评级说明报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后6-12个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500指数为基准。具体标准如下：股票评级强烈推荐：预期公司股价涨幅超越基准指数20%以上增持：预期公司股价涨幅超越基准指数5-20%之间中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于±5%之间减持：预期公司股价表现弱于基准指数5%以上行业评级推荐：行业基本面向好，预期行业指数超越基准指数中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数回避：行业基本面转弱，预期行业指数弱于基准指数重要声明本报告由招商证券股份有限公司（以下简称“本公司”）编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息，但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价，在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外，本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。本报告版权归本公司所有。本公司保留所有权利。未经本公司事先书面许可，任何机构和个人均不得以任何形式翻版、复制、引用或转载，否则，本公司将保留随时追究其法律责任的权利。