识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明1/40[Table_Page]深度分析公用事业证券研究报告[Table_Title]电改系列之框架篇系统的“破壁”[Table_Summary]核心观点：⚫电力体系纷繁复杂，本文从简易视角勾勒问题，力图解释改革方向。⚫我们将电力系统简化为“两侧价格夹电网”的刚性架构模型，破壁在即。左侧为各类电源上网电价(火电为主)，右侧为用户购电价格。之所以称之为刚性架构，系两侧电价都较难大幅波动，加之我国此前以稳定的火水核为主力电源，系统稳定性在过去较强。但近年来绿电占比持续提升，而受光照条件及风资源波动影响，电力系统的不稳定性正持续增强，鸭形曲线问题凸显，刚性架构反而变成了约束。为了解决消纳问题，电网付出了解决不稳定的成本(利润下降)、火电接受调峰调度但支付机制有待进一步明确、绿电持续扩大配储要求但仍部分时段忍受负电价，架构内三个主要参与者之间的协调运作，亟需电改破局。⚫煤硅锂价的回落提供了左侧降本的契机，未来环境溢价也将体现。过去两年煤硅锂价提升导致左侧电价压力增大，进一步冲击刚性架构模型，好在当前上述原材料价格已持续回落，为架构内参与者提供盈利的空间，为煤电联动提供基础，为改革提供契机。我们设计电力大模型：终端电价=∑各电源发电成本+发电侧合理利润+电网输配成本及合理利润+调峰等综合辅助服务成本。经测算，在煤电联动的情况下，通过辅助服务市场进行利润再分配，终端用电成本短期增加但保持稳定，未来还可通过环境溢价反映绿电价值，刚性架构问题将得以解决。⚫改革的落脚点——电改金字塔：价格是基础、市场是主体、恒等式是最终结果。若成本降低提供了改革的契机，我们则认为电力辅助服务市场及现货市场是再分配的重要途径，而相关市场的价格机制需要率先出台。电改最终将形成一个稳定金字塔，底层的价格机制为【发电价格（煤电联动）+峰谷/分时电价+辅助服务等电价（待落地）】、中层的市场机制【现货及中长期电力交易市场+辅助服务市场】、顶层就是【电价恒等式，即（绿电电价+调峰成本）联动（火电电价+环境成本）】。我们测算2030年综合辅助服务近4000亿市场空间，并期待煤电联动。⚫破局的结果是，火电、绿电、电网相关投资均将受益。在上述电改方向的推进下，我们认为火电获得辅助服务补偿、绿电获得装机增速、电网盈利将增加，整个体系将得到理顺。而其中预期差最大的正是火电，经历电改的洗礼，火电将彻底从“发电资产”转向“辅助服务资产”，盈利从挂钩煤价转向挂钩我国绿电占比提升，稳定性将大大增强，火电将迎来2021年绿电重估后的第二轮价值重估机会，即火储价值重估，我们测算2030年火储将增厚度电收入3分，建议关注【华能国际、华电国际等火电公司】。绿电企业将获得更稳定的项目盈利模型，助力装机增长，估值提升亦可期。我们亦建议关注电网相关投资机会。⚫风险提示。煤价大幅波动；改革不及预期；绿电装机增长不及预期等。[Table_Grade]行业评级买入前次评级买入报告日期2023-08-15[Table_PicQuote]相对市场表现[Table_Author]分析师：郭鹏SAC执证号：S0260514030003SFCCENo.BNX688021-38003655guopeng@gf.com.cn分析师：姜涛SAC执证号：S0260521070002021-38003624shjiangtao@gf.com.cn请注意，姜涛并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。[Table_DocReport]相关研究：公用事业行业深度跟踪:海外煤电需求如期回落，绿证及消纳促火储价值2023-08-06公用事业行业:绿证交易再提速，促进风光消纳与强化环境价值2023-08-04公用事业行业深度跟踪:华能中报超预期的要素解读——新加坡电力市场2023-07-30[Table_Contacts]联系人：许子怡021-38003618xuziyi@gf.com.cn-16%-12%-8%-4%0%4%08/2210/2212/2202/2304/2306/23公用事业沪深300识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明2/40[Table_PageText]深度分析公用事业[Table_impcom]重点公司估值和财务分析表股票简称股票代码货币最新最近评级合理价值EPS(元)PE(x)EV/EBITDA(x)ROE(%)收盘价报告日期（元/股）2023E2024E2023E2024E2023E2024E2023E2024E华能国际600011.SHCNY9.092023/07/27买入14.970.830.9410.959.672.432.1610.7010.90华电国际600027.SHCNY5.632023/05/01买入7.490.580.739.717.712.702.388.8010.40国电电力600795.SHCNY3.612023/05/01买入5.710.380.449.508.201.281.1613.5014.30大唐发电601991.SHCNY3.002023/04/28买入4.510.200.3015.0010.002.041.765.607.70中国电力02380.HKHKD2.982023/07/27买入4.080.310.439.616.931.731.467.9010.00华润电力00836.HKHKD16.442023/06/26买入21.782.422.846.235.311.671.4812.9013.80粤电力A000539.SZCNY7.232023/04/24买入7.970.260.5027.8114.464.413.446.4010.80宝新能源000690.SZCNY6.702023/04/28买入8.990.600.8211.178.176.665.1410.4012.50皖能电力000543.SZCNY6.672023/05/04买入7.190.480.6013.9011.124.003.328.109.00上海电力600021.SHCNY9.962023/04/25买入16.031.071.419.317.061.671.4212.4014.40福能股份600483.SHCNY8.262023/04/26买入20.021.541.785.364.643.833.4513.1013.10内蒙华电600863.SHCNY3.492023/06/14买入6.490.430.548.126.462.802.4014.6016.20长江电力600900.SHCNY21.812023/05/03买入28.061.401.4715.5814.847.917.7415.1015.10国投电力600886.SHCNY12.922023/05/03买入14.650.861.0115.0212.793.263.0111.1012.20川投能源600674.SHCNY14.952023/04/23买入18.351.081.1513.8413.0082.2376.3913.4013.40三峡能源600905.SHCNY5.192023/05/05买入6.280.310.3816.7413.666.525.6110.7011.40龙源电力001289.SZCNY19.822023/04/26买入20.261.011.1819.6216.805.644.9511.1011.70数据来源：Wind、广发证券发展研究中心备注：表中估值指标按照最新收盘价计算，港股EPS单位为人民币WUAZzQnQpMrQqOoNsPqPoP7NdN7NpNmMoMoNiNmMvNiNmNqN7NmNmRNZnQnQNZmNtQ识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明3/40[Table_PageText]深度分析公用事业目录索引一、电力系统的问题可以简化为一个刚性架构...................................................................6（一）新能源消纳压力及电价无法高效波动是系统性问题的内生原因......................7（二）煤硅锂价高企对刚性架构的稳定性形成了进一步的冲击...............................12（三）降低发电成本后的再分配为刚性架构的破局提供了契机...............................17二、搭建叠加态的电力大模型，用电成本短期略增、长期回落.......................................20（一）上网侧成本=∑各电源成本发电量占比+合理利润（不含调峰）...................20（二）终端电价=上网侧成本+输配成本+电网合理利润+调节性成本等...................24三、电改的终极金字塔形态，辅助服务市场是重中之重..................................................27（一）构建电改金字塔，重点为容量电价及辅助服务市场......................................27（二）火电：辅助服务市场及容量电价落地，火电将迎来价值重估........................33（三）绿电及电网：若电改完成，绿电企业及电网投资也均将受益........................36四、电改深化，破壁在即，关注火电、绿电及电网投资..................................................37五、风险提示....................................................................................................................37识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明4/40[Table_PageText]深度分析公用事业图表索引图1：电力系统改革是突破当前刚性架构，原材料的降本恰好提供了契机...........6图2：并网条件挂钩空间错配问题.........................................................................7图3：调节条件挂钩时间错配（实时平衡）问题...................................................7图4：2022年末我国风光发电量占比已升至10.9%..............................................7图5：伴随光伏接入比例增高，鸭型曲线愈加明显................................................8图6：五一期间山东现货电价出现持续负电价.......................................................8图7：2023年6月全国风电利用率为97.7%........................................................8图8：2023年6月全国光伏利用率为98.7%........................................................8图9：风电利用率最低的前五大地区.....................................................................8图10：光伏利用率最低的前五大地区...................................................................8图11：我国电网最高用电负荷逐年攀高（亿千瓦）..............................................9图12：2023年1-6月我国火电累计新增26GW...................................................9图13：2022年至今新增核准火电装机情况（GW）.............................................9图14：2016年以来国网、南网净利率显著下滑.................................................10图15：近年国网、南网投资支出不断扩大..........................................................10图16：各区域煤电深度调峰补偿各异（单位：元/兆瓦时）................................11图17：当前电改方向均为在架构左右两侧微调...................................................12图18：2021、2022年火电企业盈利大幅下降....................................................13图19：2022年全国仅新增风电38GW...............................................................13图20：2022年全国仅新增光伏87GW...............................................................13图21：2007年至今燃煤标杆电价历年调整情况.................................................14图22：我国14个省区加速建设电力现货市场....................................................16图23：我国前五大用电大省为广东、山东、江苏、浙江、河北.........................17图24：一般工商业平段价格(1-10千伏,元/千瓦时).............................................18图25：一般工商业峰段价格(1-10千伏,元/千瓦时).............................................18图26：当前我国上网电价可调节范围亦相对有限...............................................18图27：2023年上半年我国进口动力煤同比+98.2%............................................19图28：2023年6月我国进口动力煤同比+137%................................................19图29：国家持续加大电煤中长期合同监管力度...................................................19图30：秦皇岛动力煤市场价格已大幅回落（元/吨）...........................................19图31：多晶硅致密料均价已降至2020年水平（元/千克）.................................19图32：单晶组件-182mm价格已降至低点（元/瓦）...........................................20图33：电池级碳酸锂价格亦大幅回落（元/千克）..............................................20图34：伴随发电成本端释放利润，考虑综合辅助服务后用电侧成本非显著提升20图35：预计2023~2025年为风光新增装机高峰期.............................................21图36：测算十五五末我国火电发电量占比降至50.8%........................................21图37：总度电发电成本受火电成本影响较大（元/千瓦时）................................22图38：测算2030年电网上网侧度电成本（即度电发电收入）较2023年下降0.015元/度......................................................................................................................24识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明5/40[Table_PageText]深度分析公用事业图39：测算2030年需要消纳绿电占总绿电的49%............................................25图40：测算2030年综合辅助服务市场空间为3880亿元...................................25图41：测算度电综合辅助服务成本大幅增长但终端电价增长有限......................26图42：电力市场金字塔架构................................................................................27图43：2023年各省（市、自治区）电网企业代理购电分时段电价示意图.........28图44：秦皇岛港5500大卡下水煤中长期交易价格合理区间为570～770元/吨29图45：广东市场化交易当月成交电价（元/兆瓦时）...........................................29图46：2023H1全国电力辅助服务费用达278亿元............................................29图47：2023H1调峰补偿费用占60%.................................................................29图48：辅助服务包含多种动作，价格机制有望出台............................................30图49：中长期、现货电力交易及辅助服务市场有望逐步完善.............................30图50：部分省（市、自治区）可再生能源占比已持续提升（发电量，亿千瓦时）32图51：2022年北京、上海、天津输入电量占用电量比例超45%.......................32图52：火电和绿电有望形成独立但联动的体系...................................................33图53：火电的估值体系即将重塑，从挂钩煤价的周期股逐步走向挂钩绿电增长的成长股...................................................................................................................33图54：火电为辅助服务补偿主体.........................................................................34图55：测算2030年火电综合辅助服务市场达1752亿元...................................34图56：伴随电改，电力公司的辅助服务及绿电利润将稳中有升.........................35图57：“打捆”高压输电线路运行方式示意...........................................................37图58：三峡能源、龙源电力PE估值水平当前处于低位.....................................37表1：各省、自治区新能源配储要求逐步提高.....................................................11表2：2022年10月以来多地区更新峰谷分时电价政策......................................14表3：《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》主要内容....................................................................................................15表4：三轮监管省级电网输配电价政策对比梳理.................................................16表5：多地2023年度中长期交易电价均为顶格上浮...........................................17表6：测算十五五末我国风光发电量占比达26.2%.............................................21表7：标煤价格对总度电发电成本敏感性测算.....................................................22表8：各电源度电发电成本预测...........................................................................23表9：测算2030年综合辅助服务空间为3880亿元，度电成本为0.129元.......25表10：测算2030年终端电价较2023年仅增长6.4%........................................26表11：标煤价格对终端电价敏感性测算..............................................................26表12：多省已出台容量补偿政策，期待全国性辅助服务市场交易规则落地.......31表13：测算2030年综合辅助服务市场空间为3880亿元...................................34表14：煤电强连动后火+绿度电利润有望保持相对稳定......................................35表15：光伏项目资本金IRR对单位投资及配储比例敏感性测算........................36识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明6/40[Table_PageText]深度分析公用事业一、电力系统的问题可以简化为一个刚性架构我们引入一个刚性架构的模型来描述电力系统。电力系统纷繁复杂，投资者对于体系的认知度和认知意愿并不高，我们力图精简结构，塑造简明化的电力系统格局。从主要构成来看，左边是各种电源的上网电价、右边是用户电价，二者均可以调整但是范围有限：如上网电价侧的煤电价格通常在煤价过高或过低时调整，大部分绿电项目补贴电价或者保障性利用小时对应的电价也相对刚性等；如终端用电价格过去也较为刚性。参与者方面主要为电网（调度主体）、电源（煤电、绿电等发电主体，因水电及核电相对稳定，本文不做主体探讨）。当电网的电源多为稳定电源时，即便在两端电价相对刚性的情况下，电力系统也可顺畅运行，其中的参与者电网、燃煤发电等发电主体均可获得相对稳定的运转情况，电力系统冲击不大。但近年来，风光等新型发电主体占比的迅速提升导致过去的刚性结构屡受冲击，尤其是因为风光发电的高度不稳定情况（鸭型曲线），导致了体系内的主体均受到压制，电网付出反风光发电曲线的调节/调度成本、煤电企业接受调峰等调度但支付模式不清晰、绿电持续增加配储要求但仍无法摆脱负电价的情况，架构内压力突出，电力体系的改革迫在眉睫。好在，当前改革已在路上，我们将采用一个章节的篇幅来进一步解释改革的方向。一方面是存量的政策如何基于刚性架构的模型进行解读；另一方面是我们认为解决当前问题的核心在于，扩张架构的边界是重点方向，发电成本的下降提供了改革的契机（“在时间的煤硅锂”的降本）、远期将通过环境溢价及市场化交易合理提高用电成本等。基于边界打开的视角，我们认为体系的拥挤度将下降，通过辅助服务市场的建立、现货市场的价格修正机制等，火电获得容量补偿、绿电拥有盈利模型扩大装机、电网的调度成本得到传导，相关投资均将加速，刚性架构中的主体都有更好的前景展望。图1：电力系统改革是突破当前刚性架构，原材料的降本恰好提供了契机数据来源：广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明7/40[Table_PageText]深度分析公用事业（一）新能源消纳压力及电价无法高效波动是系统性问题的内生原因当前我国电网调节压力快速增加，而电价端无法有效传导成本。电网调度实行“统一调度、分级管理”的工作原则，其运行管理工作的主要内容集中在以下几个方面：（1）编制和执行电网的运行方式，制定并监督实施电网发电、供电调度计划；（2）指挥调度管辖范围内设备的运行、操作及事故处理等；（3）负责电网的调峰、调压等。电力系统运行要求实时平衡，而新能源发电出力具有随机性、波动性、间歇性特点，因此随着新能源渗透率提升，电力系统调节压力快速增长。尽管我国已经历多轮电价改革，但当前我国工商业对居民及农业的电价补贴依然存在，电价不能反映真实用电成本，且购售电价格均相对刚性，对电价结构变化的反映亦不足。图2：并网条件挂钩空间错配问题图3：调节条件挂钩时间错配（实时平衡）问题数据来源：国网能源研究院，广发证券发展研究中心数据来源：国网能源研究院，广发证券发展研究中心伴随新能源电量占比迅速提升、鸭型曲线愈加明显，电力系统的不稳定性正持续增强。自2020年双碳目标提出以来，我国风光新增装机快速增长，2022年风光发电量（规模以上口径）占比已达10.9%。由于风光资源波动不可控，电力系统的不稳定性正持续增强，中午日照最强时光伏出力达到峰值、而用电负荷高峰出现在傍晚时刻，伴随光伏接入比例增高、鸭型曲线愈加明显；且我国风光资源禀赋多集中于三北地区、而用电负荷多集中于沿海发达地区，时间及地域错配问题均较为突出，风光消纳成为新型电力系统发展痛点。图4：2022年末我国风光发电量占比已升至10.9%数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：发电量占比为规模以上口径80.3%82.8%78.6%80.4%74.9%74.9%74.4%73.5%73.3%72.3%71.2%71.1%69.8%16.0%13.3%15.8%15.0%18.8%17.7%17.8%17.2%16.2%16.1%16.4%14.6%14.3%1.0%1.5%1.9%2.4%2.5%3.0%4.2%5.3%6.1%6.6%7.5%9.2%10.9%0%10%20%30%40%50%0%20%40%60%80%100%2010201120122013201420152016201720182019202020212022我国发电量结构/%火电（左轴）水电（右轴）风光（右轴）核电（右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明8/40[Table_PageText]深度分析公用事业图5：伴随光伏接入比例增高，鸭型曲线愈加明显图6：五一期间山东现货电价出现持续负电价数据来源：EIA，广发证券发展研究中心数据来源：山东电力交易中心，广发证券发展研究中心风光利用率环比下滑，重点地区消纳问题突出。根据新能源消纳预警中心披露数据，2023年3~5月全国风电、光伏利用率持续降低引起关注，2022年全年风电平均利用率低于95%的地区分别是蒙东、青海、蒙西、甘肃等三北区域，其中蒙东、蒙西一、二季度的风电利用率通常在80%-90%，消纳问题严重。而光伏利用率方面，各地区整体表现优于风电，弃光主要集中在西藏、青海地区，其中西藏自治区弃光率常年高达25%。图7：2023年6月全国风电利用率为97.7%图8：2023年6月全国光伏利用率为98.7%数据来源：新能源消纳检测预警中心，广发证券发展研究中心数据来源：新能源消纳检测预警中心，广发证券发展研究中心图9：风电利用率最低的前五大地区图10：光伏利用率最低的前五大地区数据来源：新能源消纳检测预警中心，广发证券发展研究中心数据来源：新能源消纳检测预警中心，广发证券发展研究中心-2000200400600800123456789101112131415161718192021222324小时山东电力现货交易电价/（元/兆瓦时）燃煤标杆电价5月1日5月2日5月3日95.5%98.5%96.8%96.1%96.5%97.7%90%92%94%96%98%100%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月202020212022202396.8%98.9%98.2%97.9%98.3%98.7%90%92%94%96%98%100%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月202020212022202360%68%76%84%92%100%2022年至今风电利用率/%蒙东青海蒙西甘肃吉林60%68%76%84%92%100%2022年至今光伏利用率/%西藏青海新疆蒙西宁夏识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明9/40[Table_PageText]深度分析公用事业此外，我国尖峰负荷持续走高，电力系统面临容量、灵活度双缺问题。根据国网能源研究院对“十四五”期间电网负荷的分析，国网经营区最大负荷增速将高于用电量增速，预测2025年最大日峰谷差达到4亿千瓦，最大日峰谷差率增至35%，负荷尖峰化特征显著。2021年冬季及2022年夏季部分省份均出现不同程度的有序用电、限电措施，尖峰容量短缺问题逐步被重视，2023年1-6月，我国火电累计新增26GW。根据各地发改委披露信息统计，2022年至2023年6月我国核准火电已接近150GW，多集中于沿海发达地区（广东、浙江、江苏等），火电等稳定电源加速审批。因而当前我国电力系统一方面面临缺调节、调度灵活性，一方面面临尖峰容量短缺，导致了体系内的各主体均受到压制。图11：我国电网最高用电负荷逐年攀高（亿千瓦）数据来源：Wind，广发证券发展研究中心图12：2023年1-6月我国火电累计新增26GW图13：2022年至今新增核准火电装机情况（GW）数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：北极星电力网，广发证券发展研究中心备注：统计数据截至2023年6月电网侧：2016年以来盈利水平显著下滑，但投资支出不断加大。伴随风光等可再生能源比例不断提高，对电力系统灵活性调度提出更高要求（时间、空间错配问题），催生电网投资建设需求。根据国家电网董事长辛保安在《求是》杂志发布署名文章称，十四五”期间，国家电网计划投入电网投资2.4万亿元，预计新投产抽水蓄能装机容量超过2700万千瓦，大力推进新能源供给消纳体系建设；根据《南方电网“十四五”电网发展规划》，十四五”期间南方电网规划投资约6700亿元用于电网建设，新增抽水蓄能装机容量600万千瓦，推动新能源配套储能2000万千瓦。但我国当前电力市场交易体系中，发电侧上网电价与用户侧销售电价均不具备大幅调整空间，10.6010.0810.7512.01036912152月3月4月5月6月7月8月9月10月11月2019202020212022202357464568132226012243648601-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月火电装机容量累计新增/GW202020212022202329161312101088555544332220714212835广东浙江江苏安徽河北湖北江西四川山东广西宁夏贵州内蒙古新疆福建陕西山西上海河南火电识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明10/40[Table_PageText]深度分析公用事业2016年以来国网、南网净利率已由3.04%、3.27%降至2022年1.55%、1.33%，且预期未来消纳需求非线性增长，电网盈利能力的降低与投资支出规模的扩大之间产生矛盾。图14：2016年以来国网、南网净利率显著下滑数据来源：Wind，广发证券发展研究中心图15：近年国网、南网投资支出不断扩大数据来源：Wind，广发证券发展研究中心火电侧：火电调峰调度频次增加，但支付机制有待进一步明确。早在2016年6月我国就启动了火电机组灵活性改造试点工作，涉及丹东电厂等22个项目（共计46台机组，约18.18GW）。根据《国家电网服务新能源发展报告》，“十三五”期间国家电网经营区内累计完成火电机组改造1.62亿千瓦，仅完成4亿千瓦火电机组深度调峰改造目标的40%。根据各区域电力辅助服务管理实施细则（或征求意见稿），华中、华北、东北、华东、南方区域对煤电深度调峰补偿分别为250~840、100~250、200~1000、20~320、247~1188元/兆瓦时，同时部分省份还有独立的补偿细则。煤电机组在100%~50%负荷区间内调节较易，但伴随近年火电需要深度调峰（通常为50%以下负荷）调度频次增加，经济补偿各异且市场机制完善程度掣肘火电改造调峰积极性。551102-1%0%1%3%4%5%(200)020040060080020032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022国网-归母净利润/亿元南网-归母净利润/亿元国网-净利率（右轴）南网-净利率（右轴）(4400)(1217)(6000)(3600)(1200)12003600600020032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022国网-经营现金流量净额/亿元国网-投资现金流量净额/亿元南网-经营现金流量净额/亿元南网-投资现金流量净额/亿元识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明11/40[Table_PageText]深度分析公用事业图16：各区域煤电深度调峰补偿各异（单位：元/兆瓦时）数据来源：各区域能源局监管局，广发证券发展研究中心绿电侧：绿电要求配储、但负电价时有发生，收益难以保障。一方面对绿电项目配储要求逐步提高，2022年新能源项目全面平价以来，各地对具备储能调节能力的项目给予一定倾斜，部分省份对配储比例及时长作出明确规定。另一方面，对绿电市场化时间作出明确指示，国家发改委、能源局2022年1月已提出“到2030年…新能源全面参与市场交易”；2023年8月再次加快绿证交易的全覆盖，绿电市场化亦提速。但从新能源参与现货交易的情况来看，广东省2023年以来新能源现货电价略低于日前交易均价，山东省五一期间连续多时段负电价的情况。绿电要求配储、成本有所增加，同时电价难以保持相对稳定，收益难以保障成为当前绿电侧发展痛点。表1：各省、自治区新能源配储要求逐步提高省市区时间政策文件风电光伏配储比例配储时长/h配储比例配储时长/h河北2022年11月《关于做好2022年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》15%215%22021年7月《关于做好2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》15%215%2内蒙古2022年7月《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则（2022年版）》15%2（保障性并网项目）4（市场化并网项目）15%2（保障性并网项目）4（市场化并网项目）2021年12月《关于加快推动新型储能发展的实施意见》15%2（保障性并网项目）4（市场化并网项目）15%2（保障性并网项目）4（市场化并网项目）吉林2022年11月《吉林省新能源产业高质量发展战略规划（2022-2030年）》15%215%22021年8月《吉林省新能源发展“十四五”规划》10%210%2甘肃2022年12月陇南：《陇南市“十四五”第二批风光发电项目竞争性配置公告》15%215%2识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明12/40[Table_PageText]深度分析公用事业2022年12月定西：《定西市“十四五”第二批风光电项目竞争性配置公告》15%215%22022年11月平凉：《甘肃平凉市“十四五”第二批风光电项目竞争性配置公告》15%215%22022年9月张掖：《张掖市“十四五”第二批风光发电项目竞争性配置公告》20%220%22022年3月嘉峪关：《嘉峪关市“十四五”第一批光伏发电项目竞争性配置公告》20%22021年5月《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发、建设有关事项的通知》10%（河西）5%（其他）210%（河西）5%（其他）2青海2022年11月《青海省电力源网荷储一体化项目实施细则（试行）》15%215%22021年1月《支持储能产业发展的若干措施（试行）》10%210%2数据来源：各省、自治区发改委，广发证券发展研究中心（二）煤硅锂价高企对刚性架构的稳定性形成了进一步的冲击架构左边是各种电源的上网电价、右边是用户电价，二者均可以调整但是范围有限。考虑用电成本过去两年已经有所上涨，若右侧推进（进一步提升用户侧销售电价）难度较大。当前我国电力供需保持紧平衡，2021年10月已将燃煤电价上浮空间由10%升至20%，若上下游完全打通（如取消上下限等），预计对用电侧电价压力将更大。当前电改政策聚焦峰谷价差拉大（从用户侧销售电价调节）、现货市场推进（上网电价及销售电价双侧调节）等，均为在刚性架构的左右两侧微调。我们想强调的是，短期通过降低发电成本提供的改革契机（左侧）、长期通过销售电价市场化（右侧），体系将得到理顺。图17：当前电改方向均为在架构左右两侧微调数据来源：广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明13/40[Table_PageText]深度分析公用事业近年煤价、硅价等原材料成本快速增长，对架构又形成了进一步的冲击成本。2021年下半年以来，煤炭价格飙升并持续处于高位，2021、2022年秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价均值较2020年均值分别上涨50%、114%，火电运营商成本大幅提升进一步挤压利润空间，因而尖峰容量短缺、火电核准加速下，2022年我国新增火电装机仍明显下降。此外，受制于硅料价格高企、新增平价项目配储等，近两年绿电装机增长亦不及预期。图18：2021、2022年火电企业盈利大幅下降数据来源：Wind，广发证券发展研究中心图19：2022年全国仅新增风电38GW图20：2022年全国仅新增光伏87GW数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：Wind，广发证券发展研究中心为了解决刚性架构的左侧，国家推出煤电联动的政策方向。2004年我国首次公布各地燃煤标杆上网电价，而后燃煤标杆上网电价共经历了12次调整，其中7次上调、4次下调，还有1次全国各地区有升有降。参考历次电价调整说明及动力煤涨跌情况，多于煤电联动机制有关。2020年起，燃煤电价撤标杆、断联动，改为“基准价+上下浮动”；规定基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，同时全力推进电力市场化改革。2021年10月，燃煤电价浮动区间扩大至上下20%，给予更大浮动空间。2022年2月，发改委规定秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格合理区间为570～770元/吨（含税），该区间的确定兼顾煤、电上下游利益，并与煤电市场化电价机进行妥善衔接，但完全的联动机制仍在摸索中。680453215268323526(286)1043292-33.4%-52.5%24.5%20.8%62.7%-154.3%-73.1%182.6%-200%0%200%400%600%800%-30003006009001200201520162017201820192020202120222022Q12023Q1火电：归母净利润（亿元）火电：同比（右轴）385.810.414.216.423.0016324864801-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月风电装机容量累计新增/GW20202021202220238720.433.748.361.278.40204060801001-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月光伏装机容量累计新增/GW2020202120222023识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明14/40[Table_PageText]深度分析公用事业图21：2007年至今燃煤标杆电价历年调整情况数据来源：Wind，广发证券发展研究中心为了解决刚性架构的右侧，推出绿电的环境溢价、拉大峰谷价差等政策方向。2021年7月国家发改委下发完善分时电价相关政策以来，多地区结合自身情况对原有政策进行优化，合理拉大峰谷电价价差，引导用户侧削峰填谷。此外，绿电/绿证交易亦提速，2023年8月国家发改委等三部门发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，绿证核发覆盖全部可再生能源（包括分布式电站），且绿证可有偿转让。我们认为，上述政策方向旨在从用户侧销售电价微调，缓解消纳压力。表2：2022年10月以来多地区更新峰谷分时电价政策省市区时间政策名称主要内容宁夏2023/1《自治区发展改革委关于优化峰谷分时电价机制的通知》峰谷时段划分变化明显。将铁合金、碳化硅、煤炭开采、水泥制造四个行业执行的时段划分扩大到全部工商业用电（含电网企业代理购电用户）和农业生产用电范围，即：高峰7：00-9：00、17：00-23：00；平段23：00－次日7：00；谷段9：00-17：00。工商业用户市场化执行方式更加灵活，峰谷价差进一步拉大。峰谷电价按平段上、下浮动50%计算，建立分时电价动态调整机制，根据我区电力系统用电负荷或净负荷特性变化、新能源消纳等情况，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例、执行范围。上海2022/12《关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知》一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电：夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮80%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮60%，尖峰时段电价在高峰电价的基础上上浮25%。其他月份高峰时段电价在平段电价基础上上浮60%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮50%。一般工商业及其他单一制用电：夏季和冬季高峰时段电价在平段电价基础上上浮20%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮45%。其他月份高峰时段电价在平段电价基础上上浮17%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮45%。一般工商业及其他用电、大工业用电夏季季节性价差不再执行。湖北2022/12《关于进一步完善分时电价机制有关的通知》在每年冬季、夏季用电高峰月份（冬季1月、12月，夏季7月、8月），省内执行峰谷分时电价政策用户的尖峰时段基础电价倍率由1.8调整至2.0，低谷时段基础电价倍率由0.48调整至0.45。其他月份尖峰、低谷时段的基础电价倍率仍分别按1.8和0.48识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明15/40[Table_PageText]深度分析公用事业执行。河南2022/11《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》实施季节性电价机制。每年1月、7—8月、12月，对分时电价电力用户执行季节性电价，在平段电价不变的基础上，峰平谷电价比调整为1.71:1:0.47。恢复尖峰电价机制。每年1月、7—8月、12月，对分时电价电力用户执行尖峰电价，其中，1月、12月尖峰时段为每日18—19时，7—8月尖峰时段为每日12—14时和20—21时，用电价格在其他月份峰段电价基础上上浮20%。江西2022/11《关于完善分时电价机制有关事项的通知》根据用电负荷特性，分季节重新划定峰、谷、平时间段。适当扩大峰谷价差。高峰时段电价上浮50%，低谷电价时段下浮50%，比现行上下浮动幅度扩大了20%。尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%。山东2022/11《关于工商业分时电价政策有关事项的通知》浮动比例为高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。每年2-5月、9-11月每日高峰时段（含尖峰时段）为5小时、低谷时段（含深谷时段）为5小时、平时段为14小时；每年1月、6-8月、12月每日高峰时段（含尖峰时段）为6小时、低谷时段（含深谷时段）为6小时、平时段为12小时。尖峰、深谷时段原则上全年各不超过1095小时。河北2022/10《关于进一步完善河北南网工商业及其他用户分时电价政策的通知》平段电价按市场交易购电价格或电网代理购电平均上网价格执行，高峰和低谷时段用电价格在平段电价基础上分别上下浮动70%（原为在平段电价基础上分别上下浮动50％）；尖峰时段用电价格在高峰电价基础上上浮20%。数据来源：政府官网，广发证券发展研究中心表3：《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》主要内容《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》总体要求明确绿证适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，完善绿证应用，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖。绿证适用范围（1）是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。（2）对符合条件的可再生能源电量核发绿证，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。（3）用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等，其中：可交易绿证除用作可再生能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。可再生能源绿色电力证书是可再生能源电力消费的凭证。绿证核发（1）原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，与发电企业或项目业主提供数据相核对。绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。（2）对全国风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证。其中，对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目，建立全国统一的绿证体系，由国家可再生能源信息管理中心根据国家相关规定和电网提供的基础数据向可再生能源发电企业按照项目所发电量核发相应绿证。绿证交易（1）依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易，适时拓展至国家认可的其他交易平台，绿证交易信息应实时同步至核发机构。现阶段可交易绿证仅可交易一次。（2）绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。（3）对享受中央财政补贴的项目绿证，初期采用双边协商和挂牌方式为主，创造条件推动尽快采用集中竞价方式进行交易，绿证收益按相关规定执行。平价（低价）项目、自愿放弃中央财政补贴和中央财政补贴已到期项目，绿证交易方式不限，绿证收益归发电企业或项目业主所有。绿证原则上可转让，绿证转让按照有关规定执行。积极推进绿证交易市场建设，推动可再生能源参与绿证交易。数据来源：国家发改委，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明16/40[Table_PageText]深度分析公用事业从电网侧来看，国家积极推动输配电改革及现货市场建设。2017年8月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择广东、山东等8个地区作为电力现货市场第一批试点；2021年5月，两部委发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，选择辽宁、上海等6个地区为第二批作试点。2023年5月，国家发改委印发《第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，进一步深化输配电价改革，明确用户承担系统运行费用，并将辅助用能电价单列。为了解决与日俱增的消纳压力，政策一方面明确电价各环节构成要素，一方面加快交易市场改革、通过现货市场价格发现修正电价至合理水平。图22：我国14个省区加速建设电力现货市场数据来源：国家发改委，国家能源局，广发证券发展研究中心表4：三轮监管省级电网输配电价政策对比梳理方向第一监管周期第二监管周期第三监管周期政策名称《关于印发<输配电定价成本监审办法>的通知》《关于印发<省级电网输配电价定价办法>的通知》《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》发布时间2019年5月2020年2月2023年5月用户分类依据不同电压等级和用户的用电特性和成本结构，分别制定分电压等级、分用户类别输配电价用户类别：以现行销售电价分类为基础，原则上分为大工业用电、一般工商业和其他用电、居民和农业用电电压等级：分为500千伏（750伏）、220千伏（330千伏）、110千伏（66千伏）、35千伏、10千伏（20千伏）和不满1千伏等6个电压等级用户用电价格归并为居民生活、农业生产及工商业用电三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电四类上网电价构成参与电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加。工商业用户用电价格由上网电价、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。(系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等)计费方式两部制电价的容量电价和电度电价原则上参考准许成本中折旧费用与运行维护费的比例核定省级电网输配电准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。（与输配电业务无关的固定资产不得纳入可计提收益的固定资产范电网企业按照本文件核定的标准收取输配电价。未参与电力市场化交易的用户，执行政府规定的销售电价。执行工商业用电价格的用户，用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明17/40[Table_PageText]深度分析公用事业围，其中包括抽水蓄能电站、电储能设施、已单独核定上网电价的电厂资产等。）标准90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。输配电价构成过网费、准许收入、线损（交叉补贴）过网费、准许收入、线损（交叉补贴）过网费、准许收入、（交叉补贴）数据来源：国家发改委，广发证券发展研究中心（三）降低发电成本后的再分配为刚性架构的破局提供了契机考虑用电成本过去两年已经有所上涨，若右侧推进（进一步提升用户侧销售电价）难度较大。根据国家统计局数据，2022年我国前五大用电大省分别为广东、山东、江苏、浙江及河北，近两年煤价高企、中长期交易电价基本均顶格上浮，因而用户侧电价基本呈现上涨趋势，10千伏一般工商业平段用电价格2021年12月至2023年8月上涨8%~15%不等，同期峰段用电价格上涨5%~23%不等。同时考虑经济仍处于恢复期，短期预计销售电价大幅上涨较为困难。表5：多地2023年度中长期交易电价均为顶格上浮省份燃煤标杆电价（元/兆瓦时）2023年度成交电价（元/兆瓦时）较标杆上浮/%广东463553.8819.63%江苏391466.6419.35%陕西354.5425.4020.00%海南429.8515.7620.00%数据来源：北极星售电网，广发证券发展研究中心图23：我国前五大用电大省为广东、山东、江苏、浙江、河北数据来源：Wind，广发证券发展研究中心0160032004800640080002022年各省（市、自治区）用电量/亿千瓦时识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明18/40[Table_PageText]深度分析公用事业图24：一般工商业平段价格(1-10千伏,元/千瓦时)图25：一般工商业峰段价格(1-10千伏,元/千瓦时)数据来源：国家电网，广发证券发展研究中心数据来源：国家电网，广发证券发展研究中心我国上网电价逐步市场化，短期打开上下限亦较为困难。伴随电改的推进和电力交易市场的完善，我国燃煤机组执行十余年的标杆上网电价自2020年起变为可浮动的市场化机制电价；2021年10月浮动区间扩大至上下20%（国家发改委，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》）。参考2022年浙江迎峰度夏时期跨省交易的高电价，当前我国电力供需保持紧平衡，若上下游完全打通（如取消上下限等），预计对用电侧电价压力将更大。图26：当前我国上网电价可调节范围亦相对有限数据来源：Wind，广发证券发展研究中心因而我们认为，通过左侧降低发电成本并推动煤电联动，煤硅锂的降本为此方向的主要控制点。从煤炭视角而言，国家持续加大煤价管控手段及放大进口煤供应。国内煤方面，无论是2022年10月国家发改委发布的《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，亦或是11月的“963”新规，发改委强化保供稳价思路不改；进口煤方面，根据海关总署数据，2023年上半年我国进口动力煤同比增长98.2%、其中单6月同比大幅增长137%，伴随海外电煤需求减弱等因素，我国进口煤持续高增改善国内煤炭供需格局。0.50.60.70.70.80.9广东山东江苏浙江河北0.70.91.01.21.31.5广东山东江苏浙江河北识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明19/40[Table_PageText]深度分析公用事业图27：2023年上半年我国进口动力煤同比+98.2%图28：2023年6月我国进口动力煤同比+137%数据来源：海关总署，广发证券发展研究中心数据来源：海关总署，广发证券发展研究中心图29：国家持续加大电煤中长期合同监管力度数据来源：Wind，广发证券发展研究中心煤硅锂的价格回落提供了改革的契机，电力系统来自上网电价的冲击感将得到缓解。经历近两三年的调控及市场机制，煤、硅、锂价均已出现大幅回落，2023年初至今秦皇岛5500大卡动力煤市场价大幅回落30%左右（百川盈孚数据），组件价格与硅料价格已经新低（PVinfolink数据），碳酸锂价也已经回落。我们认为上述三个价格分别代表火电发电、绿电建设、电化学储能的成本。上述体系的持续降本，将为电力体制改革提供契机，我们认为改革已至，刚性架构的边界也将得到打开。图30：秦皇岛动力煤市场价格已大幅回落（元/吨）图31：多晶硅致密料均价已降至2020年水平（元/千克）数据来源：百川盈孚，广发证券发展研究中心数据来源：PVinfolink，广发证券发展研究中心2.072.182.232.592.180.841.6710.4%5.0%2.5%16.1%-15.7%-25.3%98.2%-30%0%30%60%90%120%0.00.61.21.82.43.02018201920202021202222H123H1动力煤进口量及同比进口量/亿吨同比/%239020592981309831383002080016002400320040001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月动力煤单月进口数量/万吨20192020202120222023060012001800240030002021/7/12021/8/302021/10/292021/12/282022/3/182022/5/172022/7/162022/9/142022/11/132023/1/122023/3/132023/5/122023/7/11市场价格:秦皇岛动力煤（Q5500，元/吨）年度长协价:CCTD秦皇岛动力煤(Q5500，元/吨)2022/2/24《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（303号文）国家发改委认为秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570～770元（含税）较为合2022/7/6《关于请确认电煤中长期合同签约履约情况的通知》国家发改委各煤炭企业、发电供热企业要严格执行国家关于电煤中长期合同的政策，做到三个100%2022/10/31《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》国家发改委基准价格较2022年度下调25元/吨至675元/吨；签订比例中，新增对动力煤资源签订量不低于75%要求；惩戒措施进一步升级2022/11国家发改委：963新规15999071610123084540090014001900240029001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2020202120222023303690701402102803501月2月3月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2020202120222023识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明20/40[Table_PageText]深度分析公用事业图32：单晶组件-182mm价格已降至低点（元/瓦）图33：电池级碳酸锂价格亦大幅回落（元/千克）数据来源：PVinfolink，广发证券发展研究中心数据来源：鑫椤锂电，广发证券发展研究中心二、搭建叠加态的电力大模型，用电成本短期略增、长期回落基于前述观点，我们认为当前风光消纳的刚性架构系统性问题，通过进一步放开上网电价、销售电价、大力推进现货市场等方式较难实现，破局的契机在于煤硅降本以及煤电联动的推进，核心路径则是通过辅助服务市场解决消纳难题，远期通过环境溢价及市场化交易的方式打开右侧。我们设计了电力大模型：终端电价=∑各电源发电成本发电量占比+发电企业合理利润+电网输配成本及合理利润+调峰等综合辅助服务成本及合理利润。结果显示，若基于煤价保持当前价格稳定的假设下，考虑综合辅助服务后2030年用电成本仅为0.655元/度，较2023年提升6.4%，而期间单位绿电综合辅助服务成本由2023年的0.068元/度升至2030年0.129元/度、大幅增长88.8%，即用电成本增幅有限，辅助服务市场将做出一轮利润的再分配。图34：伴随发电成本端释放利润，考虑综合辅助服务后用电侧成本非显著提升数据来源：广发证券发展研究中心备注：2010~2022年均为测算拟合值（一）上网侧成本=∑各电源成本发电量占比+合理利润（不含调峰）测算十四五末、十五五末我国风光发电量占比分别达17.8%、26.2%。《政府工作报告》设定2023年GDP增速目标5%，我们对规模以上口径发电量进行预测，假设2023~2025年发电量增速分别为5%、4.5%、4.5%，2026~2030年增速呈下降趋势至3.0%。2023~2025年起来水修复、水电核电新增装机贡献增量、风光装机加速建1.951.931.281.01.31.61.92.22.51月2月3月4月5月7月8月9月10月11月20202021202220235228657526801202403604806001月2月3月4月4月6月6月7月8月9月10月11月12月20202021202220230.1290.6850.6150.6550.000.160.320.480.640.80度电上网侧成本（元/度）度电过程增加成本（元/度）单位绿电综合辅助服务成本（元/度）终端电价（元/度）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明21/40[Table_PageText]深度分析公用事业设，2026~2030年核电装机有望加速投产、风光新增装机增速逐步降低；利用小时数方面，除火电利用小时数缓慢降至4000小时左右、风光水核均保持相对稳定，则2025年我国风光发电量占比增至17.8%、2030年增至26.2%，实现快速增长。图35：预计2023~2025年为风光新增装机高峰期图36：测算十五五末我国火电发电量占比降至50.8%数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：Wind，广发证券发展研究中心表6：测算十五五末我国风光发电量占比达26.2%发电量预测/亿千瓦时202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E发电量81,12283,88688,08092,04496,186100,033104,035107,676111,445114,788火电57,70358,53159,03059,35559,68859,95159,93359,03058,87858,342水电11,84012,02013,23214,00614,80115,21415,66816,44117,12917,699风电5,6676,8678,3129,90011,71713,60815,57517,50418,96620,429光伏1,8372,2903,1854,3405,4116,3797,2778,1018,8509,678核电4,0754,1784,3224,4434,5694,8815,5826,6017,6218,640发电量增速/%202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E增速/%9.4%3.4%5.0%4.5%4.5%4.0%4.0%3.5%3.5%3.0%火电9.3%1.4%0.9%0.6%0.6%0.4%0.0%-1.5%-0.3%-0.9%水电-2.5%1.5%10.1%5.8%5.7%2.8%3.0%4.9%4.2%3.3%风电36.7%21.2%21.0%19.1%18.3%16.1%14.5%12.4%8.4%7.7%光伏29.3%24.7%39.1%36.2%24.7%17.9%14.1%11.3%9.2%9.4%核电11.3%2.5%3.4%2.8%2.8%6.8%14.4%18.3%15.4%13.4%发电量结构/%202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E火电71.1%69.8%67.0%64.5%62.1%59.9%57.6%54.8%52.8%50.8%水电14.6%14.3%15.0%15.2%15.4%15.2%15.1%15.3%15.4%15.4%风电7.0%8.2%9.4%10.8%12.2%13.6%15.0%16.3%17.0%17.8%光伏2.3%2.7%3.6%4.7%5.6%6.4%7.0%7.5%7.9%8.4%核电5.0%5.0%4.9%4.8%4.8%4.9%5.4%6.1%6.8%7.5%新增发电量/亿千瓦时202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E发电量6,9512,7644,1943,9644,1423,8474,0013,6413,7693,343(50)301101902703502011201220132014201520162017201820192020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E新增装机预测/GW火电水电风电光伏核电0%10%20%30%40%50%0%20%40%60%80%100%20102011201220132014201520162017201820192020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E我国发电量结构预测火电（左轴）水电（右轴）风光（右轴）核电（右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明22/40[Table_PageText]深度分析公用事业火电4,904828499325333263-18-903-151-537水电-3001801,212774796413454772689570风电1,5211,2001,4451,5891,8161,8911,9661,9291,4631,463光伏4164538951,1551,071969897824749828核电4131031441211263117011,0191,0201,019新增发电量比例/%202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E火电70.5%30.0%11.9%8.2%8.0%6.8%-0.4%-24.8%-4.0%-16.1%水电-4.3%6.5%28.9%19.5%19.2%10.7%11.3%21.2%18.3%17.0%风电21.9%43.4%34.4%40.1%43.9%49.2%49.1%53.0%38.8%43.7%光伏6.0%16.4%21.3%29.1%25.9%25.2%22.4%22.6%19.9%24.8%核电5.9%3.7%3.4%3.1%3.0%8.1%17.5%28.0%27.1%30.5%数据来源：中电联，Wind，广发证券发展研究中心备注：以上发电量数据为国家统计局规模以上口径发电成本端，火电部分假设2023~2030年长协煤价保持720元/吨稳定、市场煤价保持900元/吨稳定，长协煤比例保持70%稳定，则期间标煤价格为985元/吨，对应火电度电成本为0.36元。水电部分，考虑当前我国水电开发进入中后期阶段，开发难度增加，单位投资由2023年的13500元/千瓦增至2030年的17000元/千瓦，则度电成本由2023年的0.18元增至2030年的0.21元。风光成本考虑造价下降（暂不考虑配储），风电度电成本由2023年的0.19元降至2030年的0.15元，同期光伏度电成本由0.20降至0.17元；核电度电成本基本保持0.20元稳定。考虑各电源电量占比进行加权，则对应总度电发电成本由2023年的0.304降至2030年的0.273元。图37：总度电发电成本受火电成本影响较大（元/千瓦时）数据来源：广发证券发展研究中心备注：2010~2022年均为测算拟合值表7：标煤价格对总度电发电成本敏感性测算2030年标煤价格（元/吨）118510859858857856852030年总度电发电成本0.3020.2870.2730.2580.2440.2290.000.100.200.300.400.50火电水电风电光伏核电总度电发电成本识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明23/40[Table_PageText]深度分析公用事业（元/千瓦时）数据来源：广发证券发展研究中心表8：各电源度电发电成本预测各电源发电成本/元/千瓦时202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E总度电发电成本0.3590.3860.3040.2990.2940.2910.2860.2810.2760.273火电0.430.470.360.360.360.360.360.360.360.36水电0.180.190.180.180.180.190.200.200.210.21风电0.200.190.190.180.180.170.170.160.160.15光伏0.220.210.200.200.190.190.180.180.170.17核电0.200.200.200.200.210.210.210.210.210.21火电发电成本/元/千瓦时202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E火电度电成本0.430.470.360.360.360.360.360.360.360.36年化折旧+其他成本0.080.080.080.080.080.080.080.080.080.08度电燃料成本0.350.390.280.280.280.280.280.280.280.28标煤单价Q700012131363985985985985985985985985长协煤价Q5500648722720720720720720720720720市场煤价Q550011561220900900900900900900900900水电发电成本/元/千瓦时202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E水电度电成本0.180.190.180.180.180.190.200.200.210.21单位投资/元/千瓦12500130001350014000145001500015500160001650017000总投资/亿元48865537555657960193639156905974398799348566691594年化折旧成本/当年发电量0.140.150.140.140.140.150.160.160.170.17度电非折旧成本0.040.040.040.040.040.040.040.040.040.04风电、光伏发电成本/元/千瓦时202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E风电度电成本0.200.190.190.180.180.170.170.160.160.15年化折旧成本/当年发电量0.150.140.140.130.130.120.120.110.110.10度电非折旧成本0.050.050.050.050.050.050.050.050.050.05光伏度电成本0.220.210.200.200.190.190.180.180.170.17年化折旧成本/当年发电量0.170.160.150.150.140.140.130.130.120.12度电非折旧成本0.050.050.050.050.050.050.050.050.050.05数据来源：广发证券发展研究中心备注：2021~2022年均为测算拟合值电网上网侧成本=发电侧收入=各电源发电成本+各电源合理利润（不含调峰收益及成本），测算2030年上网侧成本较2023年下降0.015元/度。考虑电网上网侧成本（即电网向发电企业支付成本）为发电侧收入，基于前述各电源度电成本，考虑发电企业合理利润水平倒算出发电收入，即火电毛利率保持4%~5.5%左右；水电毛利率保持50%稳定；风电、光伏毛利率综合考虑新增平价项目增多及造价下降，风电毛利率由2023年的53%降至2030年的44%，同期光伏由50%降至44%；核电毛利率保持识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明24/40[Table_PageText]深度分析公用事业45%稳定。综合来看，电网上网侧度电成本（即发电侧度电收入）2030年为0.361元，较2023年的0.376元下降0.015元、降幅4.10%。图38：测算2030年电网上网侧度电成本（即度电发电收入）较2023年下降0.015元/度数据来源：广发证券发展研究中心备注：2010~2022年均为测算拟合值（二）终端电价=上网侧成本+输配成本+电网合理利润+调节性成本等在我们设计的电力大模型中，考虑电网将综合辅助服务成本向上下游传导，在第三轮输配电价改革后，电网发挥“过路费”的角色、保留合理利润，因而终端电价-电网合理利润=上网侧成本+输配成本+调节性成本等。上网侧成本在上节已进行详细论述，若输配电价（含线损）参考历年数据假设基本保持0.2元/千瓦时稳定（含电网合理利润），则影响终端电价核心在于调节性成本部分。调节性成本=综合辅助服务成本+环境溢价成本+碳排放成本。其中综合辅助服务成本=需要消纳绿电电量∑各类型调节成本占比+合理利润。所需消纳绿电部分：我们假设每年需要消纳绿电电量为较2020年新增部分的60%，参考前述发电量预测，则2030年所需消纳绿电电量为1.47万亿千瓦时、占2030年全部风光电量的49%。各类型调节成本部分：我们将参与辅助服务的主体分为火电灵活性改造调峰、抽水蓄能、电化学储能及新型储能四大类，其中火电灵活性改造调峰度电成本及合理利润假设为0.16~0.20元不等、抽水蓄能为0.23元、电化学储能基本保持0.6元稳定、新型储能为1~1.2元。考虑到2030年抽水蓄能、电化学储能及新型储能占比逐步升至15%、10%、5%，其余为火电部分。结果显示，2030年我国需要消纳绿电电量为1.47万亿千瓦时、占当年绿电电量的49%，对应综合辅助服务市场空间为3880亿元，若平摊到全部绿电上、对应度电成本为0.129元（较2023年大幅增长88.8%）。0.4500.3760.3615.1%-8.2%-4.5%-8.1%-4.8%5.0%10.9%-1.0%-0.7%-0.4%29.1%7.7%-16.3%-0.1%-0.9%0.0%-0.8%-0.8%-1.0%-0.5%-20%-10%0%10%20%30%0.000.100.200.300.400.50度电上网侧成本/（元/度）同比（右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明25/40[Table_PageText]深度分析公用事业图39：测算2030年需要消纳绿电占总绿电的49%图40：测算2030年综合辅助服务市场空间为3880亿元数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：Wind，广发证券发展研究中心表9：测算2030年综合辅助服务空间为3880亿元，度电成本为0.129元202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E输配电成本（亿元）16224167771761618409192372000720807215352228922958输配电价（元/度）0.20.20.20.20.20.20.20.20.20.2综合辅助服务成本（亿元）1654647851230169622332645311634463880需要消纳的绿电电量（亿度）9002154355852046936865210371120231335014724需要消纳的绿电占总绿电比例12%24%31%37%40%43%45%47%48%49%火电灵活性改造调峰（元/度）0.160.190.200.200.210.210.200.190.180.17火电灵活性改造调峰占比%95%94%94%92%88%86%80%78%72%70%抽蓄度电成本（元/度）0.230.230.230.230.230.230.230.230.230.23抽蓄占比%2%2%2%2%5%5%10%10%15%15%电化学储能度电成本（元/度）0.620.60.60.60.60.60.60.60.60.6电化学储能占比%2%3%3%4%5%6%7%8%9%10%新型储能度电成本（元/度）1.21.21.01.01.01.01.01.01.01.0新型储能占比%1%1%1%2%2%3%3%4%4%5%单位绿电综合辅助服务成本（元/度）0.0220.0510.0680.0860.0990.1120.1160.1220.1240.129数据来源：广发证券发展研究中心备注：2021~2022年均为测算拟合值考虑综合辅助服务等成本后，测算2030年终端电价较2023年仅增长6.4%。当前我国绿电、绿证交易提速，未来碳市场亦有望加速推进，我们进一步考虑环境溢价及碳排放成本。假设绿电环境溢价由2023年0.002元/度逐步提升至2030年0.024元/度，参考全国碳市场碳排放配额(CEA)交易价格，在碳排放配额交易价格为58元/吨，煤电碳排放量为1023克CO2/千瓦时情形下，度电碳排放成本为0.059元，假设到2030年逐步完全体现。测算结果显示，2030年终端电价仅小幅升至0.655元、较2023年增长6.4%，即在考虑综合辅助服务、绿电环境溢价、碳排放后，终端电价仍能保持相对稳定。90021543558520469368652103711202313350147240%10%20%30%40%50%03000600090001200015000需要消纳的绿电电量（亿度）需要消纳的绿电占总绿电电量的比例16546478512301696223326453116344638800.020.050.070.090.100.110.120.120.120.130.000.020.050.070.100.120.14010002000300040005000综合辅助服务成本（亿元）单位绿电综合辅助服务成本（元/度，右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明26/40[Table_PageText]深度分析公用事业图41：测算度电综合辅助服务成本大幅增长但终端电价增长有限数据来源：广发证券发展研究中心备注：2021~2022年均为测算拟合值表10：测算2030年终端电价较2023年仅增长6.4%202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E环境溢价成本（亿元）15182357103160274410556723绿电的环境溢价（元/度）0.0020.0020.0020.0040.0060.0080.0120.0160.0200.024碳排放成本（亿元）577585590594119411991798236129443500火电的碳排放成本（元/度）0.010.010.010.010.020.020.030.040.050.06政府性基金（亿元）1874193820352126222223112403248725742652度电政府性基金（元/度）0.0230.0230.0230.0230.0230.0230.0230.0230.0230.023合计过程增加成本（亿元）18856197832104922415244522591027927299103180933712度电过程增加成本（元/度）0.230.240.240.240.250.260.270.280.290.29用电侧总成本（亿元）52704574935419557002602636317266374693867223975136终端电价（元/度）0.6500.6850.6150.6190.6270.6320.6380.6440.6480.655数据来源：广发证券发展研究中心备注：2021~2022年均为测算拟合值表11：标煤价格对终端电价敏感性测算2030年标煤价格（元/吨）118510859858857856852030年终端电价（元/千瓦时）0.6850.6700.6550.6390.6240.609数据来源：广发证券发展研究中心经测算，通过发电成本的控制，终端用电成本可以保持基本稳定，体系内的利润再分配可以有效解决刚性架构的系统性问题。由于技术进步和供需改善，煤煤硅锂价格均有望回落下，我们认为体系的拥挤度将下降，其中的主体都有更好的前景展望。对于火电企业而言，赚取发电合理利润+调节成本；对于绿电而言，短期支付调节成本并获得环境溢价；对于电网而言，获取输配电的合理利润；对于用户而言，远期或将支付环境溢价和调峰价值。0.6500.6850.6150.6190.6270.6320.6380.6440.6480.6550.0220.0510.0680.0860.0990.1120.1160.1220.1240.1290.000.160.320.480.640.80202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E终端电价（元/度）单位绿电综合辅助服务成本（元/度）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明27/40[Table_PageText]深度分析公用事业三、电改的终极金字塔形态，辅助服务市场是重中之重破局的途径——电改金字塔。前节我们测算成本降低提供了架构内的再分配条件，我们则认为包含容量电价在内的电力辅助服务市场是再分配的重要途径、而现货市场提供了再分配价格的验证及修正机制。我们认为包含各类调节性电源的辅助服务市场交易机制有望出台，是政策重中之重。对于现货市场的理解，我们认为不是通过大量的绿电现货交易去倒逼容量电价、而是通过交易的供需关系对电价进行调整。我们认为电改最终将形成一个稳定金字塔，底层的价格机制为【发电价格（煤电联动）+峰谷价差+辅助服务电价（待落地）】、中层的市场机制【现货及中长期电力交易市场+辅助服务市场】、顶层就是【电价恒等式，我们认为伴随中国电力结构的转型，过去以燃煤标杆电价为主的定价体系将逐步转化为电力的恒等式，即各类电源的成本应当殊途同归，比如绿电电价+辅助服务成本=火电电价+环境成本】。图42：电力市场金字塔架构数据来源：广发证券发展研究中心（一）构建电改金字塔，重点为容量电价及辅助服务市场经历前文的电改“简化版”思路后，我们仍需落到实处，探讨落地政策的方向。我们认为电改是个金字塔结构，因为电价要素是交易的基础，电力成本的统一是交易的目标。（1）从电价的要素来看，近年来国家持续落地的是峰谷价差的政策，煤电联动也是推进的方向（尤其是若明年浮动比例上下限不重新调整，市场化交易出的煤价上浮比例就将反映煤电联动的事实），但是同时辅助服务电价作为辅助服务市场的核心价格单元，定价体系尚不清晰；（2）从市场的要素来看，中长期市场目前覆盖范围较广，现货市场交易规则已经出台、其交易试点也将推广，重点是辅助服务市场的建设速度慢，无法有效对调峰储能等综合辅助服务形成定价；（3）从金字塔的顶端，我们认为伴随绿电环境溢价的出台和辅助服务市场的落地推广，最终将形成电力的统一价格形态。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明28/40[Table_PageText]深度分析公用事业电价要素-峰谷电价/分时电价：多省已经落地，旨在通过引导需求侧平衡电力供需。2022年12月22日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》指出：各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制衔接。2023年多省市拉大电网代理购电峰谷价差，显示出调峰压力向终端中小工商业客户传导。山东、河北等新能源发展较快省份已明显下调午间电网代理购电电价，另有上海等地上调傍晚高峰电价，峰谷价差明显拉阔。图43：2023年各省（市、自治区）电网企业代理购电分时段电价示意图数据来源：广发电新《新型电力系统系列之四-电改传导消纳压力，综能服务蓄势待发》，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明29/40[Table_PageText]深度分析公用事业电价要素-煤电联动：长协煤比例提升、煤价电价有机结合。自2021年10月放大了燃煤标杆上下浮动比例后（国家发改革委，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》），由于煤价高企，各省基本顶格上浮；2023年长协煤价小幅回落、广东、江苏等部分地区月度电价亦有所下降。我们认为伴随长协煤履约率提升且价格区间明确（国家发改委，《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》），展望未来，若煤价回落，则各地也有望以市场化交易的形态反映电价的合理上浮比例（不是刚性的10%或20%）。图44：秦皇岛港5500大卡下水煤中长期交易价格合理区间为570～770元/吨图45：广东市场化交易当月成交电价（元/兆瓦时）数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：广东电力交易中心，广发证券发展研究中心电价要素-包含容量电价、深度调峰价格在内辅助服务价格：迫切出台，是辅助服务市场的重要价格单元。我们认为伴随辅助服务市场的推进，容量电价及各类辅助服务价格都将被有效度量，其价格机制尤为重要。凭借价格机制，辅助服务的动作都将被量化，各类调节性电源无论是火电、抽蓄、电化学也都将被纳入市场。当前部分地区容量电价及辅助服务政策已出台，但价格幅度差异巨大，定价机制亦不稳定，是当前的电价侧的核心关切。图46：2023H1全国电力辅助服务费用达278亿元图47：2023H1调峰补偿费用占60%数据来源：国家能源局，广发证券发展研究中心备注：全国电力辅助服务费用2017年为4~12月年化所得、2019年为1~6月年化所得数据来源：国家能源局，广发证券发展研究中心7287277247237197097017045005606206807408001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年度长协价：秦皇岛动力煤（Q5500,元/吨）20202021202220235455465465475485475465453503904304705105501月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月201820192020202120222023335210016733425454464395450601201802403002017E2018A2019E2023H1我国电力补偿费用结构/亿元调峰调频备用其他26.1%35.5%38.4%60.1%0%16%32%48%64%80%2017E2018A2019E2023H1调峰调频备用其他识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明30/40[Table_PageText]深度分析公用事业图48：辅助服务包含多种动作，价格机制有望出台数据来源：广发证券发展研究中心市场要素-中长期已普遍、现货在建设，但辅助服务市场是重中之重。我国电力交易市场可分为中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场三大类。当前中长期市场是各省的主要电力交易市场，现货市场交易规则已基本落地（2022年11月，国家能源局，《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》），我们认为各省的现货市场建设均将提速，但是现货交易的比例及其中绿电的比例我们认为应当是缓慢提升，若推进力度过大则对电力系统的供需平衡影响显著。2023年7月，国家能源局市场监管司副司长刘刚在国家能源局召开的三季度例行新闻发布会上表示，启动编制电力辅助服务市场基本规则，辅助服务市场交易规则亦有望建立。我们认为辅助服务市场意义重大：相比于现货市场直接决定现货交易比例和绿电纳入比例而言，我们认为辅助服务市场通过赋予价格的形式是更加温和的手段。现货市场的交易机制是通过电源侧和用电侧的直接签约确定价格，但其中绿电的占比若较高则会导致负电价等现象、若较低又无法反映现货价值。辅助服务市场是电源侧的供需交易，主要交易的是消纳需求。我们辅助服务市场是价格提供机制，现货市场是价格验证及调节机制。看好辅助服务市场交易规则落地后，各省的细则出台，根据各省实情确定交易价格，并决定支付主体。图49：中长期、现货电力交易及辅助服务市场有望逐步完善数据来源：广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明31/40[Table_PageText]深度分析公用事业表12：多省已出台容量补偿政策，期待全国性辅助服务市场交易规则落地时间政策部门/来源主要内容2022年3月《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》山东发改委提出山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。2022年6月《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》山东发改委等提出9月份起，对可调节负荷试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。在新能源大发、发电能源充裕的时段，容量补偿电价为：基准价0.0991元/千瓦时谷系数K1（K1取值0-50%）；发电紧张时段，容量补偿电价为：0.0991元/千瓦时峰系数K2（K2取值100%-160%）。2022年9月《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》山东省能源局支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场，获得电能量收益；允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益；对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益；支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益。支持储能多元化发展，燃煤机组经认定后，其容量可在全省范围内租赁使用。2022年9月《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》甘肃省能源建管办火电机组50%以下调峰容量，按机组额定容量10%-5%分档纳入补偿，电网侧独立储能参与调峰容量市场补偿标准上限300元/MW·日，参与区域辅助服务市场的火电机组、储能设施，当日不享受调峰容量补偿费用。2022年12月《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》云南省发改委燃煤发电企业试行期先按额定装机容量的40%参与燃煤发电调节容量市场交易（褐煤发电企业暂不参与），调节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形成。未自建新型储能设施、未购买共享储能服务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2023年3月关于征求《山东省电力并网运行管理实施细则(2023年修订版)》《山东省电力辅助服务管理实施细则(2023年修订版)》规范性文件意见的通知山东省能监办5MW/2小时以上的独立储能电站可以提供电力辅助服务并参与费用分摊；.可提供的辅助服务类型包括且不限于：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、自动电压控制（AVC）、黑启动、转动惯量、快速调压等，其中黑启动电源按照30万元/次进行补偿；因电网故障提供实际黑启动服务，按照1000万元/次进行补偿；有偿辅助服务补偿所需费用由并网主体按上网电量的比例分摊。数据来源：山东省发改委，广东省能源局，甘肃省能监办，广发证券发展研究中心电力恒等式：结合第二章的电力大模型，从终极形态来看，能源价格应当反映环境溢价及辅助服务成本。我们认为伴随上述价格体系、市场体系的逐步完备。过去我国的电价体系以燃煤标杆电价为主，新能源也是挂钩此价格。但伴随绿电占比的持续提升，我国部分省份的用能格局已经变化。例如广东作为受电大省之一、2022年云南送广东电量达1221亿千瓦时，占全省用电量的16.8%；2022年北京、上海等沿海经济发达地区输入电量占用电量比例已超45%。参考我国各省发电资源禀赋不同，四川、云南多水电，三北地区风光快速发展，未来东部部分沿海经济发电地区可再生能源电量使用比例将不断提升，过去以燃煤为主的定价机制也有望转向以可再生能源价格定价的模式。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明32/40[Table_PageText]深度分析公用事业图50：部分省（市、自治区）可再生能源占比已持续提升（发电量，亿千瓦时）数据来源：Wind，广发证券发展研究中心图51：2022年北京、上海、天津输入电量占用电量比例超45%数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：输入电量为1-11月数据年化所得从电力的终端受用角度功能相同的角度来看，考虑环境溢价和调峰成本后的电力恒等式是金字塔的顶层。我们认为过去以燃煤标杆电价为主的定价体系将逐步转化为电力的恒等式，火电和绿电有望形成独立但联动的体系。长期来看，辅助服务市场的建立将明确调峰成本，伴随绿电环境溢价的铺开又将具备环境溢价，我们认为电力的恒等式将逐步明确。我们认为最终将以（绿电电价+辅助服务成本）联动（火电电价+环境成本）的形态得到展现，各类电源的终端用电成本将稳定，但其中的辅助服务、环境溢价均将得到考量。013002600390052006500火电水电风电太阳能核电48%63%46%0%16%32%48%64%80%050010001500200025002022年各省（市、自治区）输入电量及占用电量比例/（亿千瓦时，%）输入电量输入电量/用电量（右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明33/40[Table_PageText]深度分析公用事业图52：火电和绿电有望形成独立但联动的体系数据来源：广发证券发展研究中心（二）火电：辅助服务市场及容量电价落地，火电将迎来价值重估辅助服务市场落地是大势所趋，火电的价值重估即将来临。过去市场对火电股作为周期股的判断深入人心，诚然火电在经历大装机时代后煤价成为盈利的核心判断，而利用小时数又伴随绿电占比提升而长期回落，是市场对于火电不乐观的主要原因。但是我们认为，火电的四要素需要重构，未来煤电逐步联动、辅助服务的收入占比也将提升，火电的盈利将变得更加稳定，脱离挂钩煤价的周期股。我们认为火电未来将分为三块利润，其中调峰利润和绿电利润都挂钩我国绿电化进程，匹配高估值。类似2021年的绿电价值重估，我们认为火电的价值重估已经来临。图53：火电的估值体系即将重塑，从挂钩煤价的周期股逐步走向挂钩绿电增长的成长股数据来源：广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明34/40[Table_PageText]深度分析公用事业我国电力辅助服务市场快速增长，2023上半年已接近300亿元。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%。从结构上看，市场化补偿费用204亿元，占比73.4%；固定补偿费用74亿元，占比26.6%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。图54：火电为辅助服务补偿主体数据来源：广发证券发展研究中心备注：火电获得补偿费用2017年为4~12月年化所得、2019年为1~6月年化所得测算十五五末综合辅助服务空间3880亿元，对应火电综合辅助服务空间近1800亿元。基于第二章中发电量及综合辅助服务成本预测，2030年风光累计发电量超3万亿千瓦时（占全部发电量的26.2%），2020年后新增风光发电量中60%均需消纳等综合辅助服务调节，辅助服务结构中火电参与比例由2022年的94%降至2030年的70%（其余由抽水蓄能、电化学储能、新型储能补充），则对应2030年综合辅助服务市场空间为3880亿元，其中火电对应1752亿元、平摊至全部火电发电量对应度电增收0.03元。此部分收入是火电时间调节能力、容量价值等属性的体现，且增长空间挂钩风光的增量发电量，未来几年的成长性突出。图55：测算2030年火电综合辅助服务市场达1752亿元数据来源：广发证券发展研究中心备注：火电度电增收=火电综合辅助服务空间/火电发电量表13：测算2030年综合辅助服务市场空间为3880亿元2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E风电发电量/亿千瓦时8,3129,90011,71713,60815,57517,50418,96620,429光伏发电量/亿千瓦时3,1854,3405,4116,3797,2778,1018,8509,67811213524125488.8%91.2%92.6%91.4%0%20%40%60%80%100%0601201802403002017E2018A2019E2023H1火电获得补偿/亿元占比（右轴）6699771270156316591782173017520.0110.0160.0210.0260.0280.0300.0290.0300.000.010.020.030.040.0504008001200160020002023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E火电综合辅助服务空间/亿元火电度电增收/元（右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明35/40[Table_PageText]深度分析公用事业风光发电量合计/亿千瓦时1149714240171281998822851256052781630107单位绿电综合辅助服务成本（元/度）0.0680.0860.0990.1120.1160.1220.1240.129综合辅助服务市场（亿元）7851230169622332645311634463880火电占辅助服务比例94%92%88%86%80%78%72%70%火电综合辅助服务空间（亿元）669977127015631659178217301752数据来源：国家能源局，广发证券发展研究中心伴随辅助服务市场等电改的落地，我们认为从利润结构来看辅助服务的占比将大幅提升，若考虑估值体系的变化，则空间更大。考虑“火+绿”打捆发电及参与辅助服务，则利润可由火力基础发电、火电调峰及新能源发电三部分构成，此处以一组年发电量为4000亿千瓦时的火电及年新增6-8GW风光机组的新能源为例。（1）火电基础发电：考虑机组利用小时数保持4500小时稳定，上网电价及度电燃料成本自2024年起逐步实现强联动、基础发电度电利润保持0.01元稳定。（2）火电调峰：伴随参与调峰电量的增多，机组深度调峰时间及次数增多，因而考虑度电补偿由2022年0.04升至0.10元。（3）新能源发电：假设机组利用小时数保持2000小时稳定，上网电价为0.35元/千瓦时（不含税），度电成本综合考虑造价下降与辅助服务成本分摊后基本保持稳定。一方面，上述三部分构成的盈利将愈发稳定，另一方面，若考虑辅助服务和绿电的利润给予15倍PE估值，即便不考虑火电发电部分的利润估值，展望2025年目标市值可达3000亿以上。图56：伴随电改，电力公司的辅助服务及绿电利润将稳中有升数据来源：广发证券发展研究中心备注：2022年为拟合值表14：煤电强连动后火+绿度电利润有望保持相对稳定火电基础发电2022202320242025202620272028发电量/亿千瓦时4000400040004000400040004000厂用电率/%5%5%5%5%5%5%5%上网电量/亿千瓦时3800380038003800380038003800上网电价/元/度（不含税）0.400.400.400.410.430.410.39基础发电收入/亿元1533153315331558163815581478度电燃料成本/元0.340.300.290.300.320.300.28度电其他成本/元0.080.080.080.080.080.080.08发电成本/亿元1680152014801520160015201440基础发电利润/亿元-146.5513.4553.4538.0038.0038.0038.00度电利润/元-0.040.000.010.010.010.010.01(147)13533838383816304896160180200576985103121136136-200-804016028040020222023E2024E2025E2026E2027E2028E火+绿业务利润构成/亿元火电基础发电火电辅助服务绿电发电识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明36/40[Table_PageText]深度分析公用事业火电辅助服务2022202320242025202620272028辅助服务电量占比10%15%20%30%40%45%50%辅助服务度电补偿/元0.040.050.060.080.10.10.1辅助服务净收入/亿元16304896160180200绿电发电2022202320242025202620272028装机容量/MW19,91228,01236,01244,012500125001250012利用小时数/小时2000200020002000200020002000发电量/亿千瓦时39847964080094010601060厂用电率/%3%3%3%3%3%3%3%上网电量/亿千瓦时386543699854970970970上网电价/元/度（不含税）0.350.350.350.350.350.350.35发电收入/亿元136.74164.56219.84274.78322.85364.05364.05度电成本/元0.200.200.210.210.210.210.21发电成本/亿元79.6595.85134.45171.97202.06227.85227.85发电利润/亿元57.0968.7185.39102.80120.79136.20136.20火电+绿电2022202320242025202620272028火电+绿电上网电量/亿千瓦时4186434344994654477047704770发电+调峰利润/亿元-73.45112.16186.84236.80318.79354.20374.20度电利润/元-0.0180.0260.0420.0520.0680.0730.077数据来源：广发证券发展研究中心（三）绿电及电网：若电改完成，绿电企业及电网投资也均将受益伴随调峰成本及盈利模式的明晰，绿电利空有望出尽。各地陆续出台强制配储政策，明确绿电调峰成本，假设配储时长2小时，储能电池容量单价1.7元/Wh，折算功率单价5.1元/W，项目生命周期内更换一次储能、成本折现后1.11元/W，则配置储能将提升光伏项目20%-30%左右单位投资成本。在常规光伏项目单位投资4.0元/W时，配储比例15%的情况下，光伏项目资本金IRR为5.6%，相比无储能时降低4.6pct。储能对光伏项目IRR确存在影响，但伴随各省陆续出台储能容量电价并纳入辅助服务市场，储能自身盈利模式日益清晰下，预计对光伏系统将不完全成为负担，光伏+储能模式在解决弃光的同时也能带来一定收益，叠加电改落地也将提供火电调峰的选项，在上述成本及盈利模型明确后，后续绿电装机成长仍值得期待。表15：光伏项目资本金IRR对单位投资及配储比例敏感性测算单位投资(元/W)配储比例3.53.63.73.83.944.14.24.34.44.54.64.70%14.0%13.1%12.3%11.6%10.9%10.2%9.6%9.0%8.5%8.0%7.5%7.0%6.6%5%11.5%10.8%10.2%9.5%9.0%8.4%7.9%7.4%7.0%6.5%6.1%5.7%5.3%10%9.5%8.9%8.4%7.9%7.4%6.9%6.5%6.1%5.7%5.3%4.9%4.6%4.2%15%7.8%7.3%6.9%6.4%6.0%5.6%5.2%4.9%4.5%4.2%3.9%3.6%3.3%20%6.4%6.0%5.6%5.2%4.8%4.5%4.2%3.9%3.5%3.3%3.0%2.7%2.4%数据来源：广发证券发展研究中心备注：测算模型未考虑储能自身的盈利识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明37/40[Table_PageText]深度分析公用事业电力企业的建设速度有望提升，若电改落地、则估值修复也将来临。当前非电力央国企的电力投资受限，我们认为电力公司的绿电建设即将提速，市占率提升在即。考虑电改落地明确绿电的盈利模型，绿电装机有望加速，我们认为无论是火转绿还是纯绿电，估值均有望提升。图57：“打捆”高压输电线路运行方式示意图58：三峡能源、龙源电力PE估值水平当前处于低位数据来源：张运洲，《我国能源电力中长期发展的重要问题》，中国电机工程学会智能国际能源区电网&新一代电力系统研讨会，2016年2月，广发证券发展研究中心数据来源：Wind，广发证券发展研究中心辅助服务市场解决消纳系统性问题，电网相关投资有望加速。我们认为伴随电改加速下的消纳问题得到解决，电网过往受困于消纳的巨额支出将得到缓解，看好电网盈利能力提升。同时输配电价提供了盈利的稳定性，剥离抽蓄等容量电价也使得电网盈利更加平滑。因此无论是特高压、变压器的建设，还是需求侧虚拟电厂的发展，我们认为均将加速。四、电改深化，破壁在即，关注火电、绿电及电网投资在上述电改方向的推进下，我们认为电网盈利将增加、火电获得容量补偿、绿电获得装机增速，整个体系将得到理顺。而其中预期差最大的正是火电，经历电改的洗礼，火电将彻底从“发电资产”转向“调峰资产”，盈利从挂钩煤价转向挂钩我国绿电占比提升，盈利的稳定性将大大增强，火电将迎来2021年绿电重估后的第二轮价值重估机会，即火储价值重估，我们测算2030年火储将增厚度电收入3分，建议关注【华能国际、华电国际等火电公司】。绿电企业将获得更稳定的项目盈利模型，助力装机增长，估值提升亦可期。我们亦建议关注电网相关投资机会。五、风险提示煤价大幅波动风险：由于火电公司盈利水平受动力煤价格影响较大，虽预计未来一段时间内，随着煤炭行业下游需求的放缓和新增产能的增加，我国煤炭市场供求整体形势将相对宽松，煤炭价格将处于平稳态势，但也不排除煤炭价格的再次大幅上涨挤压火电公司的盈利空间，带来盈利水平波动的风险。01224364860PE估值三峡能源600905.SH龙源电力001289.SZ识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明38/40[Table_PageText]深度分析公用事业改革不及预期风险：电力体制改革已经从政策层面得到明确，但推进节奏等方面仍存在不确定性，若政策落地程度及时间不及预期将对电力公司经营盈利模式变化产生一定影响。风电光伏等绿电装机增长不达预期：大力发展新能源背景下，消纳难度大幅增加；新能源补贴拖欠严重；海上风电短期内难以全面平价，如地方不接力补贴，将造成海上风电新增规模急剧下降；新能源原材料的供应紧张（如硅料）影响了新能源行业的发展速度；配储成本压制了新能源装机意愿，均有可能导致未来行业新增风光装机不达预期风险。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明39/40[Table_PageText]深度分析公用事业[Table_ResearchTeam]广发证券环保及公用事业研究小组郭鹏：首席分析师，华中科技大学工学硕士。许洁：联席首席分析师，复旦大学金融硕士，华中科技大学经济学学士，2016年加入广发证券发展研究中心。姜涛：资深分析师，武汉大学金融工程硕士，武汉大学经济学学士，2019年加入广发证券发展研究中心。陈龙：高级分析师，新加坡管理大学应用金融学硕士，厦门大学生态学学士，2021年加入广发证券发展研究中心。荣凌琪：高级研究员，帝国理工学院金融科技硕士，同济大学金融学学士，2021年加入广发证券发展研究中心。许子怡：高级研究员，硕士，毕业于香港城市大学，2022年加入广发证券发展研究中心。陈舒心：高级研究员，新加坡国立大学硕士，2022年加入广发证券发展研究中心。郝兆升：高级研究员，复旦大学金融硕士，中央财经大学经济学学士，2022年加入广发证券发展研究中心。[Table_RatingIndustry]广发证券—行业投资评级说明买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘10%以上。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘10%以上。[Table_RatingCompany]广发证券—公司投资评级说明买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘15%以上。增持：预期未来12个月内，股价表现强于大盘5%-15%。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-5%～+5%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘5%以上。[Table_Address]联系我们广州市深圳市北京市上海市香港地址广州市天河区马场路26号广发证券大厦47楼深圳市福田区益田路6001号太平金融大厦31层北京市西城区月坛北街2号月坛大厦18层上海市浦东新区南泉北路429号泰康保险大厦37楼香港德辅道中189号李宝椿大厦29及30楼邮政编码510627518026100045200120-客服邮箱gfzqyf@gf.com.cn[Table_LegalDisclaimer]法律主体声明本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（4号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。[Table_ImportantNotices]重要声明投资对不依据内识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明40/40[Table_PageText]深度分析公用事业广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。本报告所提及证券可能不被允许在某些国家或地区内出售。请注意，投资涉及风险，证券价格可能会波动，因此投资回报可能会有所变化，过去的业绩并不保证未来的表现。本报告的内容、观点或建议并未考虑任何个别客户的具体投资目标、财务状况和特殊需求，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的投资建议。本报告发送给某客户是基于该客户被认为有能力独立评估投资风险、独立行使投资决策并独立承担相应风险。本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任，除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策，如有需要，应先咨询专业意见。广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告。本报告反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表广发证券的立场。广发证券的销售人员、交易员或其他专业人士可能以书面或口头形式，向其客户或自营交易部门提供与本报告观点相反的市场评论或交易策略，广发证券的自营交易部门亦可能会有与本报告观点不一致，甚至相反的投资策略。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断，可随时更改且无需另行通告。广发证券或其证券研究报告业务的相关董事、高级职员、分析师和员工可能拥有本报告所提及证券的权益。在阅读本报告时，收件人应了解相关的权益披露（若有）。本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。[Table_InterestDisclosure]权益披露(1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12个月内并没有任何投资银行业务的关系。[Table_Copyright]版权声明未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。系因此者应当考虑存潜利益冲突而独性产生影响仅容