电改加速推进下的电力行业投资机遇[—Tab—le_In电dus力try]行业2024年策略报告[Tab2le0_2Re3po年rtDa1t2e]月20日证券研究报告[电Tab改le_加Titl速e]推进下的电力行业投资机遇行业研究[Table_ReportDate]2023年12月20日[行Ta业ble投_Re资po策rtT略ype]本期内容提要:[Ta[➢Tbalbel_新eS_u型Smum电mamr力ya]系ry统]初具规模，缺电弃电问题面临并发：新旧电源发展齐头电力行业并进，新型电力系统初具规模。新能源方面，风光装机和电量发展已投资评级看好实现超预期快速增长。传统化石能源先前发展受到限制；缺电事件推动能源电力政策转向，火电投资额增长和项目核准开工同步超预期加上次评级看好快。发展阶段性问题频发：系统稳定运行迎来挑战、运行成本呈快速[左Ta前b明le_Au能th源o行r]业首席分析师抬升趋势。2021-2022多地发生缺煤和缺装机导致的缺电事件，电力执业编号：S1500518070001系统安全稳定运行遭遇挑战。“十三五”期间，以煤电为主体的顶峰联系电话：010-83326712邮箱：zuoqianming@cindasc.com电源建设放缓导致系统可靠容量逐年下降，是导致缺电事件频发的主要原因。虽由于气温同比下降叠加来水恢复，2023年“迎峰度夏”未发生严重缺电限电事件；但由于火电投产潮受制于2年的建设周李春驰电力公用行业联席首席分析师期，2024年夏季缺电情况或将再次发生。火电核准开工潮全面提执业编号：S1500522070001联系电话：010-83326723速，五大电力央企持续发力投建火电，煤炭企业与地方能源企业投建邮箱：lichunchi@cindasc.com火电积极性超预期。弃电率边际有所上升，消纳问题引发关注，低碳转型之路曲折中前进。全国新能源消纳情况尚可，但部分西北中部风光大省省份弃电率持续走高。年内“负电价”事件频发，消纳问题逐步引发关注。解决消纳问题的本质是需要解决源荷的时间和空间错配，但电网投资额平缓增长，特高压建设进展慢于预期。近年来我国电网投资完成额增速显著放缓。虽2023年以来特高压虽迎来新一轮建设高峰期，但考虑其1.5年左右的建设周期，恐仍将滞后于风光大基地电源建设。同时，灵活性资源缺乏补偿激励，短时间内消纳问题难以得到显著改善。火电灵活性改造“十三五”改造实际规模远低于目标；抽水蓄能建设进程不及预期，且建设周期受限；电化学储能受限于体量小、充放时间短和成本高企等问题，短期内难以实现大规模推广。信达证券股份有限公司➢电力市场改革驶入快车道，机制助力疏导系统供需矛盾：电改历史回CINDASECURITIESCO.,LTD顾（2015-2020）：电改意在实现资源优化配置，但结果为发电侧单北京市西城区闹市口大街9号院1号楼边降价。以中发9号文的印发为标志，我国开启新一轮电力市场化改邮编：100031革。2020年前电改主要完成交易机制初步建立。改革初期，各地对电改态度较为保守，多倾向于稳步推进。电力供需宽松与政策影响叠加，电改推进电价不升反降，导致发电侧“单边让利”局面。电改现状分析（2021-2023）：缺电事件推动下电改推进迅速，电改取得重要进展。煤炭及煤电供需矛盾紧张引发连续两年缺电限电事件，“1439”号文推动煤电电量电价迅速市场化，“市场煤-计划电”矛盾初步缓解。2023年，电力年度长协价格终实现顶格上浮，月度交易价格同比涨幅明显；市场化交易电量占比继续提高，省间电力交易活跃；现货市场加速推进，辅助服务市场改革初现；煤电容量电价终落地，有望开启煤电估值逻辑重塑。电改未来展望（2024-2025）：构建多维度电力市场体系，体现电能量、安全、绿色等价值并合理疏导转型成本。本质上，当前新型电力系统面临的问题都是能源“不可能三角”矛盾的集中体现。从电力市场的角度看，顶峰装机和灵活性资请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com2源短缺的主要原因是其在新型电力系统中的价值未被认可。电能量市场方面，中长期市场有望向“高比例电量+精细化签约”发展，政策支持下现货市场有望全面推广。辅助服务市场方面，多地消纳压力凸显背景下，辅助服务市场改革成下一阶段电改焦点，费用疏导与分摊成改革关键。容量电价方面，容量电价机制持续稳定煤电盈利，未来有望扩容覆盖全部顶峰资源。绿电绿证交易方面，体现绿色环境价值属性同时为新能源带来额外收益，但当前交易体量不足。落实消纳责任权重，释放环境属性需求是关键。综上，终端电价结构面临重塑，整体有望持续渐进上涨。➢电改推动下电力运营商发展展望：火电：电改助力煤电营收改善，整体估值逻辑重塑起步。成本端方面，保供政策持续强力保证电煤长协供应，价格双轨制稳定火电成本，2024年整体现货煤价有望与今年稳定平齐。收入端方面，煤价近期回升利好24年度电价长协谈判，影响短空长多，电价有望实现高比例上浮。发电量部分，来水转好叠加绿电大量并网不改电力消费高增速大局，煤电电量有望持续增长。电改增厚收益方面，辅助服务政策机制有望接续容量电价政策出台，为火电带来额外增厚收益。绿电：“消纳+折价+系统费用分摊”三大困境仍待破局，环境价值等待系统认可，短期内或将面临收益承压。新能源并网规模快速增长，消纳问题亟待解决；且入市后需与火电同台竞价，面临电价下降风险；“谁受益谁承担”背景下绿电或需承担辅助服务费用分摊。水电&核电：优质基荷电源，电量以保障性收购为主，水电的调节价值有望进一步发挥。水电、核电作为未来新型电力系统的优质基荷电源，发电量以保障性消纳为主，参与市场化交易的电量占比较低。未来水电调节价值有望进一步凸显。➢投资建议：国内历经多轮电力供需紧缺之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。电力供需紧缺的态势下，煤电顶峰价值凸显；煤炭增产保供政策强力落实下，电煤长协覆盖率及履约率有望持续提高，火电成本端有望持续改善；电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳健中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制有望出台。建议关注：（1全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际；（2电力供应紧张的区域龙头：皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力A；（3水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电；（4灵活性改造相关有望受益标的：华光环能、青达环保；（5虚拟电厂相关有望受益标的：国能日新、朗新科技、恒实科技。➢风险因素：宏观经济下行导致用电量增速不及预期，市场化改革推进及系统费用疏导情况不及预期，煤价大幅超预期上行。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com3目录新型电力系统建设初具规模，缺电和弃电问题频发.......................................................................6电力市场改革驶入快车道，机制助力疏导系统供需矛盾..............................................................16电改推动下电力运营商发展展望.....................................................................................................29投资建议............................................................................................................................................36风险因素............................................................................................................................................38表目录表1：“十三五”-“十四五”煤电政策对比..............................................................................................................7表2：2021年全国各省缺电事件..........................................................................................................................9表3：2022年全国各省缺电事件.......................................................................................................................10表4：我国在建及待建特高压直流情况...........................................................................................................15表5：新一轮电力体制改革的重点任务...........................................................................................................16表6：2018-2020年政府工作报告中要求连续三年降电价.....................................................................18表7：部分省份年度交易协定情况....................................................................................................................18表8：电力现货试点进展情况总结....................................................................................................................20表9：新旧“两个细则”修订与调整内容对比...................................................................................................21表10：部分省份辅助服务机制梳理..................................................................................................................21表11：各省级电网煤电容量电价表（2024-2025年）............................................................................22表12：部分煤电运营商容量电价收入受益情况..........................................................................................23表13：部分省份关于中长期交易分时带曲线的要求.................................................................................24表14：福建部分县市分布式光伏可接入空间情况......................................................................................26表15：广东部分县市分布式光伏可接入空间...............................................................................................26表16：部分主要电力企业电煤长协覆盖率情况..........................................................................................30表17：2024E电量平衡表（基准情景）.........................................................................................................32表18：2023年煤电电量增速敏感性分析.......................................................................................................32表19：近年来水风光互补政策梳理..................................................................................................................36表20：重点上市公司估值表................................................................................................................................37图目录图1：2012年至今新能源累计装机情况及增速..............................................................................................6图2：2012年至今新能源发电量情况及增速...................................................................................................6图3：2012年至今新能源新增装机情况及增速..............................................................................................7图4：2012至今新能源累计与新增发电量占比..............................................................................................7图5：2012-2023年火电年度投资情况及增速................................................................................................8图6：2020-2023年火电投资额逐月情况（亿元）......................................................................................8图7：2022-2023年煤电新增核准项目情况....................................................................................................9图8：2022-2023年煤电新增开工项目情况....................................................................................................9图9：不同时间尺度下的风电场、光伏电站出力情况...............................................................................10图10：不同空间尺度下的新能源出力情况（曲线归一化处理）.........................................................10图11：2011-2023年10月电源装机结构及顶峰容量（万千瓦）.......................................................11图12：2013-2023年10月煤电与新能源装机占比情况（%）..............................................................11图13：长江三峡水库平均入库流量（m³/s）...............................................................................................11图14：华中华东主要城市7-8月平均气温（℃）.....................................................................................11图15：顶峰容量及全国尖峰负荷情况（万千瓦）.....................................................................................12图16：年最大负荷增速对比................................................................................................................................12图17：2022-2023年10月火电项目核准结构情况（GW）..................................................................12图18：2022-2023年10月火电项目开工结构情况（GW）..................................................................12图19：历年弃风弃光率情况................................................................................................................................13图20：2021-2023全国分月弃风弃光情况....................................................................................................13图21：2022-2023部分省份弃风弃光情况....................................................................................................13图22：山东电力现货市场负电价情况（元/兆瓦时，2023.05.01-05.02）.......................................14图23：山东电力现货市场负电价情况（元/兆瓦时，2023.09.30-10.01）.......................................14图24：2020-2023年月度电网投资完成额（亿元）.................................................................................14图25：2011-2023年电网投资完成额及增速（亿元）............................................................................14图26：“十二五”至“十四五”期间抽蓄建设情况（万千瓦）.....................................................................15图27：“十三五”及“十四五”期间火电灵活性改造情况（亿千瓦）.......................................................15图28：三种储能形式的全生命周期度电成本（元/(kW·h)）..................................................................16请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com4图29：充电电价对全生命周期度电成本的影响..........................................................................................16图30：“十三五”广东电力市场市场化交易电量及电价情况....................................................................17图31：“十三五”山西电力市场市场化交易电量情况..................................................................................17图32：“十二五”至“十三五”火电利用小时情况.............................................................................................18图33：“十二五”至“十三五”全社会及分类用电量增速（%）...................................................................18图34：电网公司月度代理购电价格情况（全国平均，元/MWh）......................................................19图36：多维度电力市场体现系统多方面价值...............................................................................................23图37：广东电力现货市场电价曲线（2023.03.10，元/MWh）............................................................25图38：山西电力现货市场电价曲线（2023.03.10，元/MWh）............................................................25图39：山东电力现货市场电价曲线（2023.03.10，元/MWh）............................................................25图40：火电装机投产潮预测................................................................................................................................27图41：火电利用小时数预测................................................................................................................................27图42：2021-2023年绿电交易情况电量（亿千瓦时）............................................................................28图43：2017-2022年绿证销量（万个）.......................................................................................................28图44：电价结构拆分及前景预测......................................................................................................................29图45：2021-2023年动力煤长协价情况（元/吨）....................................................................................30图46：2021-2023年进口煤累计量情况（万吨）......................................................................................31图47：2021-2023年国内煤炭分月产量及增速..........................................................................................31图48：秦皇岛港动力煤5500K现货价格走势（元/吨）..........................................................................31图49：主要火电上市公司近三年归母净利润（亿元）............................................................................32图50：2022Q1-2023Q2山西省调现货机组结算价格（元/兆瓦时）................................................34图51：四川省某大型水电站完全成本构成（含财务费用）...................................................................35图52：核电项目完全成本构成示意（含财务费用）...............................................................................35图53：四川水电市场化交易电量及电价（亿千瓦时，元/kWh）........................................................35图54：中国核电市场化交易电量及占比（亿千瓦时）...........................................................................35请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com5新型电力系统处在起步阶段，缺电和弃电问题并存1.1新老电源协同发展，新型电力系统初具规模自2021年3月，中央财经委员会第九次会议上首次提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”以来，电力系统低碳转型步入快车道，新能源发展也随之提速。同时，在2021-2022年电煤供应紧张、缺电事件频发后，政策重新转向能源电力的保供，火电项目审批建设节奏大幅加快，传统电源开启发展新周期。总体来看，新型电力系统中新能源与传统电源呈现协同发展态势，新型电力系统建设已初具规模。新能源：装机、电量占比高速增长，2030年发展目标有望大幅提前完成。装机方面，自“十二五”初以来，新能源装机保持高增速，实现长足发展。2023年以来，受益于组件价格的大幅下跌，光伏装机规模年内持续高增，1-10月已实现光伏并网装机14256万千瓦，同时实现风电并网装机3731万千瓦，风光合计新增装机量达1-10月新增总电源装机的71.91%。电量方面，风光电量同样保持多年高增长，2023年1-10月已实现光伏发电量2436亿千瓦时（同比+23.75%），实现风电发电量6424亿千瓦时（同比+4.38%），风光发电量合计达1-10月总发电量的12.08%。发电增量方面，2022年风光贡献增发电量达1522亿千瓦时，占2022年增发电量的65.36%，已成为全社会增发电量的主要提供电源。截至2023年10月末，全国风光装机合计达到9.40亿千瓦，1-10月合计新增装机已达1.80亿千瓦。从目前发展进程来看，2020年习主席提出的“到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”，和《2023年能源工作指导意见》中“全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右”的目标有望大幅超前完成。图1：2012年至今新能源累计装机情况及增速图2：2012年至今新能源发电量情况及增速10000045%1400045%8000040%1200040%6000035%1000035%4000030%30%2000025%800025%020%600020%15%400015%10%200010%5%5%0%00%风电（万千瓦，左轴）光伏（万千瓦，左轴）增速（%，右轴）风电（亿千瓦时，左轴）光伏（亿千瓦时，左轴）增速（%，右轴）资料来源：中电联，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com6图3：2012年至今新能源新增装机情况及增速图4：2012至今新能源累计与新增发电量占比24000140%80%69.78%22000120%20000100%70%1800080%1600060%64.51%1400040%1200020%60%100000%-20%50%8000-40%33.88%6000400040%26.14%32.95%200032.96%030%26.35%21.27%12.47%20%10.40%11.88%19.61%11.73%8.59%9.54%10%5.13%6.55%7.76%12.08%13.66%2.14%2.73%3.23%3.92%0%风电（万千瓦，左轴）光伏（万千瓦，左轴）增速（%，右轴）新能源发电累计电量占比（%）新能源发电新增电量占比（%）资料来源：中电联，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心传统能源：煤电“十三五”期间发展受限，“十四五”开启建设新周期。自“十二五”来，国内煤电投资快速增长，但利用小时数持续下滑，煤电过剩风险逐渐显现。为防范煤电装机与投资浪费，化解煤电潜在过剩风险，2016年国家发改委、能源局先后印发《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于进一步调控煤电规划建设的通知》等文件，严控煤电新增规模。同年，国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》更提出“‘十三五’期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上……到2020年全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内”等目标。受政策影响，“十三五”期间煤电发展受到严格限制。2020年我国提出“30·60”“碳达峰-碳中和”的目标后，部分地方没有完整、准确、全面理解“双碳”政策理念，出现减碳的节奏偏差。2021年7月，中央政治局会议首次提出“先立后破”，此后能源双碳顶层设计开始强调节奏，强调以保障安全为前提构建现代能源体系，确保国家能源安全。在2021和2022年频发缺电事件的催化下，电力政策同样转向对支撑性电源建设的鼓励，2022年8月国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作中提到“已开始逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运”。2023年4月，国家能源局发布的《2023年能源工作指导意见》中，将“坚持把能源保供稳价放在首位”作为2023年能源工作的基本原则，重点强调增强能源电力的供应保障。表1：“十三五”-“十四五”煤电政策对比时间发布部门政策内容2016.03.17国家发改委、能关于促进我国煤电有序发展的通知建立风险预警机制，严控煤电总量规模，有序推进源局煤电建设（“取消一批、缓核一批、缓建一批”措施），加大监督管理处理力度2016.04.17国家发改委关于发展煤电联营的指导意见调整配置大型煤炭基地内现有煤矿、电力项目，优国家能源局先消化存量项目，严格控制新增项目“十三2016.9.23国家能源局关于取消一批不具备核准建设条件煤电落实“取消一批”政策，并公布总量1240万千瓦的煤五”煤项目的通知电项目取消清单。电政策进一步加大风险预警等级为红色省份自用煤电项目2016.10.21关于进一步调控煤电规划建设的通知（不含民生热电）规划建设的调控力度。纳入规划项目尚未核准的，暂缓核准。已核准项目，尚未取齐开工必要支持性文件或取齐开工必要支持性文件尚未开工的（开工标志为主厂房基础垫层浇筑第一方混凝土），暂缓开工建设。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com72016.11.07国家发改委、能电力发展“十三五”规划（2016-2020年）“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦源局以上，淘汰落后煤电机组约2000万千瓦，到2020年全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内，现2021.10.24中共中央、国务关于完整准确全面贯彻新发展理念做好役煤电机组平均供电煤耗降至310克标煤/千瓦时。院碳达峰碳中和工作的意见统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加“十四2021.10.26国务院2030年前碳达峰行动方案快现役煤电机组节能升级和灵活性改造。逐步减少五”煤2022.08.20国家能源局直至禁止煤炭散烧。电政策国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机2023.04.06国家能源局2023年能源工作指导意见组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推资料来源：中国政府网，国家发改委，国家能源局，信达证券研发中心动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。开始提前谋划"十四五”中后期电力保供措施，按照“适度超前”原则做好“十四五"电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”宋全国及重点地区电力供需平衡，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运加快建设具备条件的支撑性调节性电源，开工投产一批煤电项目火电新周期开启，投资额逆势上扬。投资强度方面，自2021年四季度以来，火电投资额逆转持续多年的下跌趋势，迎来上升拐点，累计同比持续攀升。2021年火电年投资额达672亿元，同比增速达18.31%；2022年火电年投资额达909亿元，同比增速达35.27%，增速提高；2023年1-10月火电累计投资额达730亿元，同比增速仍高达14.20%。从项目核准情况看，自2022年8月政策调整以来，煤电项目核准节奏显著加快。2022年1-7月，煤电项目累计核准仅为18.24GW，而同年8-12月的新增核准则高达56.48GW，占全年新增核准项目的75.59%。2023年以来，煤电项目快速核准的节奏仍在持续，2023年1-10月煤电项目新增核准累计达到68.50GW，同比增速达10.31%。从项目开工情况看，煤电项目开工潮也同步启动。2022年1-7月煤电项目新增累计开工仅为21.80GW，而同年8-12月的新增累计开工高达43.57GW，占全年新增开工项目的66.65%。2023年1-10月煤电项目新增累计开工达到79.85GW，同比增速高达70.84%。图5：2012-2023年火电年度投资情况及增速图6：2020-2023年火电投资额逐月情况（亿元）火电年度投资额度（亿元，右轴）增速（%，左轴）19040.00%1,40017030.00%1,20020.00%1,00015010.00%8006001300.00%400-10.00%200110-20.00%0-30.00%90705030101-234567891011122020202120222023资料来源：中电联，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com8图7：2022-2023年煤电新增核准项目情况图8：2022-2023年煤电新增开工项目情况20802090187018801616706014601412125050104010408308620630442021010200001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022分月核准量（GW，左轴）2023分月核准量（GW，左轴）2022年分月开工（GW，左轴）2023年分月开工（GW，左轴）2022累计核准量（GW，右轴）2023累计核准量（GW，右轴）2022年累计开工（GW，右轴）2023年累计开工（GW，右轴）资料来源：各地政府网，北极星电力网等，信达证券研发中心资料来源：各地政府网，北极星电力网等，信达证券研发中心1.2发展阶段性问题频发：系统稳定运行迎来挑战、运行成本呈快速抬升趋势能源电力的发展将长期面临“不可能三角”的挑战，即当前条件下，难以构建一个能源系统，使其同时满足安全稳定、经济廉价与绿色低碳的特征。传统电力系统中，电源供给结构与我国“富煤贫油少气”的能源资源禀赋相匹配，电源装机以火电尤其是煤电为主，水电核电分别在西南地区和沿海省份占比较高。整体来看，在平水常温年的条件下，我国电源装机的出力水平总体可控。而自“十二五”起，新能源装机和电量快速增长，渗透率逐渐提升。由于新能源出力具有强不确定性和低保障性，超出社会与能源系统协同发展节奏将会对能源安全带来挑战，推高能源成本。从电力电量的时间分布来看，新能源的电力分布具有瞬时间歇性和波动性，电量分布具有“日出而作，日落而息”的周期性，瞬时变化与周期波动均需电力系统提供额外的调节支撑资源。从电力电量的空间分布来看，以三北地区风光大基地为代表的清洁能源基地加速建设，区域电力不平衡矛盾加剧，源荷空间错配问题持续突出。原有的电力系统架构硬件和“国调-省调-地调-县调”的逐级调度体制均难以适应“双高”（高比例新能源，高比例电力电子设备）接入下的新型电力系统，电力系统稳定运行迎来挑战，系统运行成本呈现快速抬升趋势。1.2.1缺电问题频发，电力系统安全稳定运行遭遇挑战在2020年“双碳”目标提出后，电力系统加速低碳转型进程，新能源装机及电量同比持续实现高增；同时电力市场化改革进展较缓，2020-2021年煤电电价虽有“基准价+上下浮动”的浮动机制，但受限于政策要求实际未能实现自由上浮。因此2021年煤价高企时，火电运营商无法通过电价向下游用户疏导大幅上涨的煤炭成本，出现因缺煤导致的缺电事件；2022年来水不及预期时，出现因顶峰装机不足导致的缺电事件，且连续两年亏损的火电企业没有足够积极性投建煤电等顶峰电源，电力系统安全稳定运行遭遇挑战。表2：2021年全国各省缺电事件时间省份事件2021.09•9月10日-22日，辽宁启动6轮III级（负荷缺口5%-10%）和3轮IV级（负荷缺口5%及以下）有序用电措施，用电影响范围限制在部分工业企业。辽宁•9月23日-25日，由于风电骤减等原因，电力供应缺口增加至严重级别，辽宁启动3轮II级（负荷缺口10-20%）有序用电措施，个别时段电网仍存在供电缺口。为防止全电网崩溃，根据《电网调度管理条例》，东北电网调度部门下达指令执行“电网事故拉闸限电”。用电影响范围扩大到居民和非实施有序用电措施企业。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com9•9月10日至22日，黑龙江全省共启动Ⅲ级（负荷缺口5%—10%）和Ⅳ级（负荷缺口5%及以下）有序用电13次。2021.09黑龙江•9月23日开始，由于东北电网水电减少、新能源发电不及预期等因素影响，日内电力平衡形势进一步严峻，黑龙江全省开始启动II级（负荷缺口10%—20%）有序用电措施，但仍存在较大供电缺口。为防止电网瓦解和大面积停电，依据《电网调度管理条例》及相关预案，实施了紧急限电措施，给部分企业和居民生产生活带来一定影响。•9月23日晚，国网吉林供电公司、国网通化供电公司发布通知：受电煤紧缺、火电机组停机容量2021.09吉林大、新能源发电电力偏小和电力负荷增长等因素综合影响，东北电网电力供应持续紧张。为保证电网安全稳定运行，按东北电网指令，吉林（省）电网于当天16时37分采取限电措施，全省9个市区均执行了限电。部分用户停电，恢复供电时间待东北电网通知。•9月22日，国网湖南电力公司发出安全橙色预警：因火电电煤库存和水库水位急剧下降，当前供2021.09湖南电能力已下降至2600万千瓦，而用电负荷长时间维持在2900-3200万千瓦，存在300-600万千瓦供电缺口。若不采取果断措施，电网供电能力将在一周内快速下降至2000万千瓦，供电缺口将达到1000万千瓦以上。资料来源：澎湃新闻，新京报，观察者网，信达证券研发中心表3：2022年全国各省缺电事件时间省份事件•8月15日，四川再次召开电力保供调度会，预计电力供需形势已由7月份的高峰时期电力“紧2022.08四川缺”，转变为全天电力电量“双缺”局面。当前形势促使该省决定执行《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户（含白名单重点保障企业）实施生产全停（保安负荷除外），时间从8月15日00:00至20日24:00，“让电于民”。•8月16日，重庆市经济和信息化委员会、国网重庆电力公司联合下发《关于扩大工业企业让电于2022.08重庆民实施范围的紧急通知》：为确保电力安全有序供应，保障群众基本需求，启动有序用电一级方案，纳入有序用电方案的所有电力用户必须全部参与执行（保安负荷除外），让电于民，时间从8月17日0:00至24日24:00（后续根据气温变化和供需形势及时调整）。2022.09湖北•8月16日，多位武汉市民反映多家商场及写字楼“错峰用电”，有商场工作人员表示已接到通知，为保障居民用电。国网武汉客服称，因持续高温天气等原因，电力供需存矛盾。资料来源：澎湃新闻，信达证券研发中心图9：不同时间尺度下的风电场、光伏电站出力情况图10：不同空间尺度下的新能源出力情况（曲线归一化处理）资料来源：郑可轲，牛玉广《大规模新能源发电基地出力特性研究》，信达资料来源：郑可轲，牛玉广《大规模新能源发电基地出力特性研究》，信达证证券研发中心券研发中心缺电事件频发表现为负荷尖峰时刻顶峰装机裕度不足，单靠供给端无法满足电力系统电力电量平衡的要求，进而限缩需求端的负荷用电。“十三五”期间顶峰电源建设放缓导致系统可靠容量逐年下降，进而成为导致“十四五”缺电事件频发的重要原因。电力系统固有的电力电量平衡特性和难以大规模存储特性，决定了电力系统需主要依赖电源装机出力及调节以满足负荷端波动。在传统电力系统中，以煤电为主的火电装机占电源装机的绝大比请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com10重，其出力较为稳定可调。但“十三五”以来国家严控煤电新增装机规模，2016~2020年间，煤电新增装机在总新增装机中的占比分别为36.85%、27.70%、21.98%、32.83%、18.02%，导致煤电装机占比从2016年的57.33%下滑至2020年的49.01%。同时，水电剩余可开发裕度不足，核电在2016-2018年间审批建设停滞三年，导致顶峰容量增速逐步放缓。而“十三五”以来，我国新增装机容量主要来自于新能源。新能源电源装机可靠性较低，易在极端天气下出现出力受阻情况。因此，顶峰容量装机增速远低于全电源装机增速，以煤电为主体的支撑性电源装机占总装机比例逐年下降，叠加尖峰负荷持续增长，导致顶峰容量裕度不足，是缺电发生的根本原因。图11：2011-2023年10月电源装机结构及顶峰容量（万千瓦）图12：2013-2023年10月煤电与新能源装机占比情况（%）30000070%25000060%20000050%15000040%10000030%20%5000010%00%火电水电核电风电煤电装机占比新能源发电装机占比太阳能发电发电装机容量顶峰容量资料来源：中电联，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心顶峰装机容量裕度缺口持续扩大。虽2023年因来水好转叠加气温平稳，未出现严重缺电现象；但2024年缺电情况仍有再次发生的可能性。由于2023年夏季中部和南方普遍气温同比有所下降，极端天气情况有所缓和，叠加8月来水情况大幅好转，水电出力支撑大幅增强，我们预计2023年全国尖峰负荷增速仅为3.84%，相较于全社会用电量增速偏低，因此2023年电力供应紧张情况大幅好转。然而由于火电新增投产潮需到2024年底才可初步体现，2024年缺电情况仍有再次发生的可能。据我们估算，2024年尖峰负荷预计保持6%的增速，达14.2亿千瓦左右。顶峰容量裕度缺口或将持续扩大。图13：长江三峡水库平均入库流量（m³/s）图14：华中华东主要城市7-8月平均气温（℃）202320222021202020193332.332.460000.003231.531.228.8550000.00313130.553028.130.053029.429.529.140000.002930000.002827.420000.002710000.0026250.00杭州南京上海合肥南昌长沙武汉01-012022202301-1601-3102-1503-0203-1704-0104-1605-0105-1605-3106-1506-3007-1507-3008-1408-2909-1309-2810-1310-2811-1211-2712-1212-27资料来源：iFinD同花顺，信达证券研发中心资料来源：iFinD同花顺，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com11图15：顶峰容量及全国尖峰负荷情况（万千瓦）图16：年最大负荷增速对比1800002016000016,0001514000011,000101200006,0001000001,000580000060000201520162017201820192020202120222023E2024E(4,000)剩余顶峰容量裕度（右轴）-5顶峰容量情况（左轴）201220132014201520162017201820192020202120222023E全国主要电网最高用电负荷（含备用）（左轴）全社会用电量增速（%）最大用电负荷增速（估计）（%）资料来源：Wind，中电联，信达证券研发中心全国主要电网最高用电负荷增速（%）资料来源：Wind，中电联，信达证券研发中心政策重点转向安全保供，火电项目核准开工全面提速。2022年8月四川缺电发生后，9月国家发改委召开了煤炭保供会议，提出“今明两年火电将新开工1.65亿千瓦”的火电建设目标。火电项目核准开工全面提速。据我们统计，2022-2023年10月，国内新增火电项目核准容量达145.2GW，国内新增火电项目开工容量达143.86GW。从结构上看，除五大发电央企（国家能源集团、中国华能集团、中国华电集团、中国大唐集团、国家电力投资集团）持续发力投建火电外，地方能源电力企业和煤炭企业投资建设火电的积极性也较高，在核准和开工口径的占比合计分别为44.01%和40.72%，主要由于地方政府需落实压紧能源保供任务，地方能源企业投建火电积极性较高。此外，煤炭企业在《关于发展煤电联营的指导意见》、《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》等政策鼓励下积极推进煤电一体化发展。得益于过去两年高煤价实现的较好收益，煤炭企业投建及参股火电积极性超预期。图17：2022-2023年10月火电项目核准结构情况（GW）图18：2022-2023年10月火电项目开工结构情况（GW）其他行业企业,其他行业企业,15.36,11%20.14,14%煤炭企业,五大电力央企,煤炭企业,11.96,五大电力央企,20.56,14%61.62,42%8%54.45,38%地方能源电力国地方能源电力国企,43.34,30%企,46.61,32%其他电力央企,其他电力央企,4.32,3%10.70,8%资料来源：各地政府网，北极星电力网等，信达证券研发中心（注：此资料来源：各地政府网，北极星电力网等，信达证券研发中心（注：此处处为不完全统计）为不完全统计）1.2.2弃电率边际有所上升，消纳问题引发关注，低碳转型之路曲折中前进新能源消纳全国情况尚可，但部分省份弃电率持续走高。就全国整体情况而言，2022年全国风电利用率达到96.8%，光伏利用率达到98.3%。消纳情况尚可，但弃风率较2021年已经出现边际上升。分地区对比来看，2023年部分大基地省份和新能源占比较高的省份消请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com12纳率出现边际持续走高的态势。根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2023年1-10月，河北风电弃电率4.7%，相较于2022年上升0.1pct，太阳能弃光率2.2%，相较于2022年上升0.4pct；蒙东风电弃电率8.3%，相较于2022年上升5.9pct，太阳能弃光率1.3%，相较于2022年上升0.7pct；甘肃风电弃电率5.2%，相较于2022年上升1.1pct，太阳能弃光率3.0%，相较于2022年上升1.5pct；河南风电弃电率2.9%，相较于2022年上升1.2pct，太阳能弃光率1.6%，相较于2022年上升1.5pct。除甘肃、内蒙等新能源风光大基地所在省份外，中部新能源占比比较高的河南、河北弃风弃光率边际上升，电力系统接纳新能源新增电量的难度持续上升。图19：历年弃风弃光率情况17.0弃风率弃光率18.016.015.014.012.612.012.010.010.08.06.07.03.06.020184.02.04.03.53.13.220192.02.01.72.02020202120220.0201520162017资料来源：国家能源局，Wind，信达证券研发中心图20：2021-2023全国分月弃风弃光情况图21：2022-2023部分省份弃风弃光情况全国弃风率全国弃光率2023弃风率(1-10月）2022弃风率2023弃光率(1-10月)2022弃光率6.00%25.0%弃风弃光率要求5.00%20.0%4.00%3.00%15.0%2.00%1.00%10.0%0.00%5.0%资料来源：全国新能源消纳预警中心，信达证券研发中心0.0%河北蒙西蒙东吉林河南甘肃青海宁夏新疆西藏资料来源：全国新能源消纳预警中心，信达证券研发中心“负电价”频繁出现，消纳问题逐步引发关注。新能源出力具有边际零成本，同质性和反负荷特性，导致新能源出现“内卷”，即在白天光伏同时出力，导致电力供需供大于求，同时新能源边际零成本特性使其在电力现货市场中可以实现优先出清，从而拉低电力现货市场的现货价格；傍晚居民负荷晚高峰出现，但新能源的反负荷特性导致傍晚时刻新能源难以为电力系统提供出力，导致电力供需供不应求，从而抬高电力现货市场的现货价格。在电力市场改革推进后，山东、山西等具备电力现货市场的新能源大省在现货电价方面多次因市场规则的不同出现“零电价”（山西）和“负电价”（山东）。2023年“五一”假期期间，山东实时现货交易连续22小时为负电价，“十一”假期期间，山东再次出现连续7个小时的负请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com13电价，引发行业内广泛关注。图23：山东电力现货市场负电价情况（元/兆瓦时，2023.09.30-10.01）图22：山东电力现货市场负电价情况（元/兆瓦时，2023.05.01-05.02）6005006004005003004002003001002001000-1000-200-100-20000:0002:0004:0006:0008:0010:0012:0014:0016:0018:0020:0022:0000:0002:0004:0006:0008:0010:0012:0014:0016:0018:0020:0022:0000:0001:3003:0004:3006:0007:3009:0010:3012:0013:3015:0016:3018:0019:3021:0022:3000:0001:3003:0004:3006:0007:3009:0010:3012:0013:3015:0016:3018:0019:3021:0022:30资料来源：泛能网，信达证券研发中心资料来源：泛能网，信达证券研发中心弃电问题的本质在于源荷时空错配，即新能源发电的电源侧和负荷侧存在时间、空间错配的问题。时间方面，风光发电侧与用户侧存在日内、季节尺度上的电力供需错配；空间方面，新能源装机主要集中于“三北”地区，而电力负荷集中在中东部，新能源装机分布与用电负荷侧存在空间错配。此外，新能源发电占比提升加剧源荷时间的错配程度，加大消纳难度。因此，解决消纳问题的本质是需要解决源荷的时间和空间错配，即需要跨省区特高压工程和灵活性资源的时间空间调节。近年来电网投资额增速较低，特高压通道建设大幅慢于电源建设。从电网投资额角度来看，近年来我国电网投资完成额增速偏低，2017-2022年CAGR为-1.3%（其中2019/2020年投资额出现同比下滑），与新能源较高的投资强度和热度形成错配；从特高压规划及实际建设进展角度来看，2022年国网提出年内将开工建设“十交三直”特高压工程，但受特高压专项审计周期较长，及环评和疫情拖延开工的影响，2022年仅开工“七交”，直流尚未开通；2023年以来电网建设加快推进，特高压迎来新一轮建设高峰期。2023年电网投资增速大幅增长，1-10月电网投资完成额同比增长6.27%；2023年国网预计规划核准“5直2交”，开工“6直2交”，截至2023年8月，“金上-湖北±800KV”、“陇东-山东±800KV”、“宁夏-湖南±800KV”、“哈密-重庆±800KV”等四条特高压直流已于年内陆续开工，进度有所加快。但考虑其2年左右的建设周期，预计2025年底才可投产运营，特高压工程建设推进恐仍将滞后于风光大基地电源建设。图24：2020-2023年月度电网投资完成额（亿元）图25：2011-2023年电网投资完成额及增速（亿元）2020202120222023电网投资完成额增速1,200.001,000.00600020%5000800.0040008.11%17.06%15%600.00300012.64%400.0020006.82%10%200.0010005.33%6.27%1.23%5%0.0001-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月-0.69%0.66%1.12%0%-1.71%-2.31%-5%-6.74%-10%请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com14资料来源：中电联，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心表4：我国在建及待建特高压直流情况项目名称建设情况及开工时间金上-湖北±800KV已开工，23年2月陇东-山东±800KV已开工，23年3月宁夏-湖南±800KV已开工，23年6月哈密-重庆±800KV已开工，23年8月藏东南—粤港澳大湾区±800KV可研陕北-安徽±800KV可研陇电入浙±800KV可研陕西-河南±800KV可研蒙西-京津冀±800KV可研资料来源：新华网，中国政府网，国家能源局，北极星智能电网在线网，澎湃新闻，中国电建，国网武威供电公司，中国能建，信达证券研发中心灵活性资源不足，消纳问题短期内难以根本改善。火电灵活性改造方面，受下游电价机制疏导不畅等因素影响，“十三五”期间火电灵活性改造实际规模远低于目标，仅完成规划量的45.5%；“十四五”以来，随着新版“两项细则”的出台、各地辅助服务政策的陆续完善，煤电灵活性改造进程有所提速，2021-2022年共完成灵活性改造1.88亿千瓦，已实现“十四五”规划目标的94%，但规模仍然偏低。抽水蓄能方面，“十三五”建设进程同样不及预期，仅完成规划量的43%。“十四五”期间，抽蓄建设进程同样有所加快，截至2023年10月我国抽蓄规模达到5004万千瓦，其中“十四五”以来新增1972万千瓦，已完成“十四五”规划量的62.2%；然而，考虑抽蓄建设周期需要6-8年，短时间内投运规模增长仍然有限。电化学储能则受限于体量小、充放时间短、电池使用安全仍存争议等问题，难以解决电力系统日以上级别的电力电量平衡问题，且长时储能技术仍在探索中。成本方面，电化学储能近年来经过技术发展，降本显著。据2021年文军等所著《储能技术全生命周期度电成本分析》，磷酸铁锂储能度电成本高居0.68元/kWh，而据2023年11月远景集团高级副总裁田庆军表示，锂电池储能度电成本已经接近0.2元/kWh。储能技术仍在快速迭代发展的过程中，或将在未来成本具有优势时有望实现大规模推广。图26：“十二五”至“十四五”期间抽蓄建设情况（万千瓦）图27：“十三五”及“十四五”期间火电灵活性改造情况（亿千瓦）规划量实际量完成比例规划量实际量完成比例350070%2.52.22300061.1%60%21.88250046.7%43.0%50%1.5200040%1150030%194.0%100020%45.5%0.550010%0十三五0%0十四五十二五十四五十三五资料来源：iFinD，人民政府网，信达证券研发中心注：“十四五”实际资料来源：iFinD，人民政府网，国家发改委，人民日报，信达证券研发中完成量为截至2023年9月数据心注：十四五”实际完成量为截至2022年底数据请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com15图28：三种储能形式的全生命周期度电成本（元/(kW·h)）图29：充电电价对全生命周期度电成本的影响资料来源：文军等《储能技术全生命周期度电成本分析》，信达证券资料来源：文军等《储能技术全生命周期度电成本分析》，信达证券研研发中心发中心电力市场改革驶入快车道，机制助力疏导系统供需矛盾2.1“十三五”期间电改历史回顾（2015-2020）：电改意在实现资源优化配置，但结果为发电侧单边降价以中发9号文的印发为标志，中国掀开了新一轮电力市场化改革的序幕。为建立高效的资源分配机制、理顺电价关系，2015年国家发改委发布电改“9号文”，以“管住中间，放开两头”为核心思想，推进对电力的市场化定价，即：对于位于中间的输配电环节进行强监管，由政府通过定期的成本监审进行合理定价；对于发电端和用电端，不再由电网企业进行统购统销，而是由两端进行市场化定价，以合理反映供需水平。继“9号文”之后，我国电力体制机制也正式步入计划电与市场电并存的“双轨制”阶段。表5：新一轮电力体制改革的重点任务主要内容改革重点输配电价改革•从“价差”模式到“顺价”模式、逐步理顺交叉补贴等电力市场建设•构建电能量市场（中长期、现货市场）、辅助服务市场等电力交易机构组建和•建立相对独立的电力交易机构，为电力系统提供公平高效的交易组织服务。近年来持续推进电力交易中心的股规范运行份制改造有序放开发用电计划•燃煤发电市场化、取消工商业目录电价（销售电价）、实行电网企业代理购电等售电侧改革•增量配电改革、推动市场化售电等资料来源：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》，信达证券研发中心电改选择电力供需宽松窗口期，交易机制初步建立。改革初期，市场机制和市场运行推进较为缓慢。电力供需宽松时期，政府定价（标杆价等）水平高于市场定价水平。对于用户而言，进入电力市场能够享受降电价红利，更容易接受市场化改革；对于发电运营商而言，进入电力市场能够“以量补价”，缓解经营压力。从交易机制部分来看，2016年，国家发改委、能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》，要求各地适时有序放开发用电计请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com16划，制定中长期交易规则；次年，国家发改委、能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，将南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批现货市场试点，试验日前与实时的电力交易机制。至此，电力交易“中长期+现货”的基本机制得以初步建立。改革初期，各地开始摸索电力交易机制。在电力系统强调安全运行的前提下，各地对变革现有电力系统调度运行机制的态度较为保守，多倾向于稳步推进。随“9号文”提出的《关于推进电力市场建设的实施意见》，其中整体按照以现货市场为基础的市场体系直到2017年才开始逐步落实，首批8个现货试点到2020年仍未能实现年度结算试运行，推进较为缓慢。图30：“十三五”广东电力市场市场化交易电量及电价情况图31：“十三五”山西电力市场市场化交易电量情况2501.40250050.42%60%250041.70%-10200050%1950.3200029.80%-201572.1-30150023.86%26.46%40%30%1500-33.66-40.19-4010001140.8-45.73-50100020%439.6-6050010%500251.2-65.72-65.53201.402017201820190%081.0133.72019-7020162020201620172018-802020一级市场成交电量（左轴，亿千瓦时）二级市场成交电量（左轴，亿千瓦时）交易电量（亿千瓦时，左轴）全社会用电量（亿千瓦时，左轴）一级市场平均价差（右轴，元/兆瓦时）占比（%，右轴）资料来源：《广东电力市场2020年年报》，信达证券研发中心资料来源：《山西电力市场2020年年报》，中电联，信达证券研发中心主客观因素叠加，电改实质上导致发电侧“单边让利”的结果。推动电力市场化改革，建立市场化交易机制的目的是发掘电力时空价值，促进资源优化配置。改革与市场并不能决定电价绝对性地上涨或者下跌。但自2015年新一轮电改启动以来，电力供需和政府政策导向综合导致电价持续下降的结果。从客观方面来看，“十三五”前期电力供需较为宽松，“十二五”至“十三五”火电利用小时数持续下降，全社会总用电量增速及分类用电量增速均出现下滑，2015年电改同步启动，形成“电改=降电价”的预期。从主观方面来看，“十三五”期间，中央政府主导解决国内工商业制度性成本过高，非税负担过重的问题，直接推动电价2018-2020年连续三年实行行政性降价；地方政府存在招商引资，扩大本地投资的需要，行政干预电价动力较强。综合来看，电改启动伊始便受到较强的干预，至2020年电价一再降低，形成发电侧“单边让利”的局面。2019年，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》：自2020年起，煤电电价机制由过往的“煤电联动”改革为“基准价+上下浮动”机制，允许煤电电价实现“-15%-+10%”的区间浮动。然而，受政府降价降费的行政干预影响，政策同时强调“2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升”。降价降费的行政干预持续影响2020-2021年年度电力长协价格的浮动范围。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com17图32：“十二五”至“十三五”火电利用小时情况图33：“十二五”至“十三五”全社会及分类用电量增速（%）55006%16144%125000102%8645000%42-2%0-24000-4%-4-6%201020112012201320142015201620172018201920203500-8%3000-10%2011201220132014201520162017201820192020一产二产三产居民全社会利用小时数（h）yoy资料来源：中电联，信达证券研发中心资料来源：iFinD，信达证券研发中心表6：2018-2020年政府工作报告中要求连续三年降电价主要内容2018大幅降低企业非税负担。进一步清理规范行政事业性收费，调低部分政府性基金征收标准。继续阶段性降低企业“五险一金”缴费比例。降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。2019•以改革推动降低涉企收费。深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。2020•推动降低企业生产经营成本。降低工商业电价5%政策延长到今年年底。资料来源：中国政府网，信达证券研发中心2.2“十四五”以来电改进展总结（2021-2023）：缺电事件催化电改推进加速，市场化取得重要进展电力供需紧张引发两年缺电限电事件后，煤电电量电价迅速实现市场化，“市场煤-计划电”矛盾初步缓解。受缺电限电事件催化，2021年10月，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》（发改价格[2021]1439号），将煤电价格浮动空间扩大至“-20%~+20%”（高耗能不受限制），并将全部煤电电量和10kV以上工商业用户推入市场。“1439”号文的重要性体现在其直接解决煤电电量计划与市场并存的“双轨制”问题，真正意义上允许煤电电价实现高于基准价的向上浮动，同时实现煤电的量价市场化放开。2023年以来，随着煤价均值的同比回落、以及长协煤覆盖率的提升，火电企业普遍实现扭亏为盈。至此，随着交易机制及交易电价不断“松绑”，交易范围不断扩大，电力市场化改革步入快车道。电力价格方面：年度长协终实现顶格上浮。2023年电力年度中长期交易情况中，广东电力市场年度双边协商、挂牌成交和集中竞价均在552.2元/MWh以上，几乎逼近年度合同成交上限554元/MWh。江苏年度交易加权均价466.64元/MWh，上浮比例达19.35%。山西电力市场年度双边协商、集中竞价和年度挂牌交易价格不一，但均较于燃煤基准价332元/MWh出现明显上涨。表7：部分省份年度交易协定情况请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com18省份交易类型燃煤基准价2022交易电价及浮动比例2023交易电价及浮动比例（元/MWh）同比变化（元/MWh）（元/MWh）-0.02%0.08%年度双边466.78（+19.38%）466.65（+19.35%）11.44%江苏391465.14（+18.96%）11.11%11.46%年度挂牌464.76（+18..86%）10.89%年度双边553.88（+19.63%）6.34%年度挂牌552.28（+19.28%）0.01%553.96（+19.65%）7.43%广东453（23年为497（+9.71%）电能量均价529.94；环境溢价均价21.21-0.17%年度集中竞争463）（+14.46%）年度可再生能源双边协商(新能源)348.03（+4.83%）370.1（+11.66%）双边协商(火电)393.73（+18.59%）393.78（+18.61%）359.07（+8.15%）385.74（+16.19%）山西332集中竞价(火电)年度挂牌交易392.91（+18.34%）392.24（+18.14%）资料来源：北极星电力网，广东电力交易中心，泛能网，信达证券研发中心月度交易方面，2023年1-10月电网代理购电价格较基准都有明显上浮。1-8月全国电网代理购电均价同比上涨明显。虽9月之后月度代理购电价格同比有所回落，但均价依然在基准价上浮区间。图34：电网公司月度代理购电价格情况（全国平均，元/MWh）电价均价2023电价均价2022燃煤基准价（平均值）燃煤基准价上浮20%（平均值）450.002月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月440.00430.00420.00410.00400.00390.00380.00370.00360.00350.001月资料来源：北极星电力网，信达证券研发中心市场化交易电量占比继续提高，省间电力交易活跃。1-10月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量46578亿千瓦时，同比增长8.1%，占全社会用电量比重为61.3%，同比提高1.2个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为36456.2亿千瓦时，同比增长6.4%。历经2021-2022年的电力市场迅速铺开，市场化交易电量保持高速增长，至2023年虽增速有所放缓，但同比依然保持正增长。市场化交易电量体量持续扩大。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com19图35：2021-2023年各电力交易中心累计电量同比增速（%）120%100%80%60%40%20%0%-20%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月202320212022资料来源：中电联，信达证券研发中心（注：2021年1-3月数据未公布）现货市场加速推进，现货时代或将来临。2023年9月，国家能源局正式发布《电力现货市场基本规则》，标志着全国范围内的省级电力现货市场发展将出现提速。第一批8个试点地区（南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）已于2022年6月底启动长周期结算试运行，第二批6个试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）已于2022年7月底前启动模拟试运行。自2022年年中以来，第二批现货试点中，湖北、河南、江苏、辽宁分别开展调电试运行和结算试运行。此外，非现货试点省份对于现货市场的建设推进积极性也较高：宁夏、重庆、陕西、江西、河北电网、青海、湖南均开展模拟试运行或调电试运行。2023年全国范围内的现货市场推广热潮已起，“现货时代”或将来临。表8：电力现货试点进展情况总结结算试运行时间非现货试点试运行时间第二批现货试点2022.12.27第一次模拟试运行2022.12.20第一次模拟试运行江苏2022.11.11第三次结算试运行宁夏2022.11.22第一次模拟试运行2022.11.24第一次模拟试运行湖北2022.11.24首次调电试运行重庆2022.12.23模拟试运行河南2022.11.16第一次短周期调电（结算）试运行陕西2023.1.11第一次模拟试运行2023.4.7第一次调电试运行辽宁2023.09.12长周期结算试运行江西河北南网青海湖南资料来源：北极星售电网，中国电力网，人民资讯，人民网，泛能网，信达证券研发中心辅助服务市场改革初现，新型电力系统调节需求有望推动辅助服务市场推广，费用逐步转向发电企业和市场化用户共同分摊。电改之前，根据《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）要求，辅助服务费用的来源分为两种，一是辅助服务的考核费用+按统一标准由并网发电厂分摊，二是仅包括辅助服务的考核费用。辅助服务费用的补请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com20偿和分摊并未体现在终端电费中，而是由发电侧平摊相应成本，形成电源端“零和博弈”。2021年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（新版“两个细则”），重点提出基于“谁受益、谁承担”的原则，理顺辅助服务补偿和分摊机制，并推动辅助服务费用分摊向用户侧和未提供服务的发电单元传导。表9：新旧“两个细则”修订与调整内容对比修订与调整主题旧版新版扩大主体范围并网发电厂发电侧并网主体：火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂可调节负荷：新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂丰富交易品种基本辅助服务：一次调频、基本调有功平衡服务：调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡峰、基本无功调节无功平衡服务：自动电压控制、调相运行事故应急及恢复服务：稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服有偿辅助服务：自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、备用、黑启动务。完善补偿机制按照补偿成本和合理收益的原则对固定补偿方式：确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿能表现及合理收益等因素，按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度将相关考核费用按贡献量大小对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿。市场化补偿形成机制：考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格形成价格传导“补偿成本+合理收益”费用来源：为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、主要来源于辅助服务的考核费用，不足市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入（富余）部分按统一标准由并网发电厂分补偿费用分摊范围。摊；为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电“按贡献量大小补偿”费用：包括侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关辅助服务的考核费用、非计划停运的考核电力用户分摊。费用、日发电计划偏差的考核费用。资料来源：国家能源局，国家发改委，北极星售电网，信达证券研发中心新版“两个细则”后各地辅助服务政策出台不断，辅助服务种类逐步扩容。自2021年新版“两个细则”发布以来，各地辅助服务市场政策不断出台。其中，甘肃和西北地区创新地发布“调峰容量电价”的机制，将原先调峰辅助服务按电量补偿变为按容量补偿，较大程度上消除火电机组参与调峰辅助服务时因补偿电量不确定而带来的收益不确定，明显提高火电机组深度调峰的积极性。此外，除传统电力系统中调峰调频等辅助服务种类外，山西、山东等新能源大省针对系统波动较大，爬坡和调频需求较高的实际需求，分别出台一次调频辅助服务市场和爬坡辅助服务市场机制，以满足新能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，维持系统功率平衡。表10：部分省份辅助服务机制梳理省份/地区辅助服务品种补偿标准费用分摊新能源企业与未中标的火电机组分摊华北地区调峰容量市场•根据机组出力水平设置报价上限：负载率•发电侧和电化学储能电站共同分摊50%-0%分档对应报价上限10-950元/MW·日华东地区调峰辅助服务市•无价格限制•西北地区场根据机组出力水平设置报价上限：负载率•在西北各省区内部按照1:1在电源侧调峰容量市场•和用户侧分别分摊50%-0%分档对应报价上限0-200元/MW·日山西调频辅助服务市•根据时段设置报价范围。凌晨、早高峰、后夜•发电侧和用户侧均分。发电侧费用扣场降负荷时间范围为5-15元/兆瓦时；中午、晚除“两个细则”考核费用后按照火高峰为10-30元/兆瓦时。电、风电、光伏1:1:1的比例分摊甘肃调峰容量市场•根据机组出力水平设置报价上限：供热期负载•未参与调峰容量交易的火电、新能率50%-0%分档对应报价上限300-3600元源、水电和市场化用户按照电量比例请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com21/MW·日；非供热期负载率50%-0%分档对应分摊报价上限10-1800元/MW·日火电厂、集中式风电场、集中式光伏•根据机组出力水平设置报价上限：负载率•电站、核电厂、送入山东的跨省区联调峰辅助服务市络线、地方公用电厂、分布式光伏山东50%-0%分档对应报价上限100-800元/MWh（户用、扶贫项目除外）等共同分摊场未提供爬坡服务的直调公用发电机组、风电场、光伏电站按当日上网电爬坡辅助服务市•分为上爬坡和下爬坡，仅需申报爬坡速率，无•量比例进行分摊山东场需报价。出清价格由安全约束出清调度结果确除去一次调频考核费用外，不足部分由发电侧上网主题分摊定。山西一次调频市场•报价范围为5-10元/MW•资料来源：各省区能源监管办公室，信达证券研发中心煤电容量电价机制终落地，政策着眼于中长期煤电功能定位转型、充分发挥支撑调节作用，短期兼顾补偿煤电效益。在新能源占比逐步提升的新型电力系统中，煤电占比逐步下降，并逐步转向提供辅助服务调节和容量支撑的支撑调节性电源。煤电盈利模式也将随定位转型而发生变化，其顶峰备用价值亟需相应定价，从而一定程度回收机组投资成本。2023年11月8日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，容量电价政策正式落地。《通知》明确了煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，固定成本全国统一为每年每千瓦330元，2024～2025年多数地方通过容量电价回收固定成本的30%左右（即每年每千瓦100元的容量电价水平），部分煤电转型较快的地方适当高一些，为50%左右（即每年每千瓦165元的容量电价水平）。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。同时，《通知》明确了容量电价的分摊方式，纳入系统运行费用，由工商业用户按当月用电量比例分摊。煤电容量电价机制的建立，意味着我国近一半的发电装机的电价结构调整为两部制电价，是政策首度以电价补偿的形式认可煤电的顶峰备用价值，正向激励煤电投资建设的积极性。表11：各省级电网煤电容量电价表（2024-2025年）省级电网容量电价(元/千瓦.年,含税)省级电网容量电价(元/千瓦年,含税)陕西100河南165新疆100宁夏100湖南165甘肃100深圳100重庆165广东100海南100四川165贵州100北京100青海165天津100冀北100云南165河北100山西100广西165山东100蒙西100湖北100蒙东100黑龙江100上海100江苏100浙江100安徽100福建100江西100辽宁100吉林100资料来源：国家发改委，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com22煤电容量电价机制有望开启煤电估值逻辑重塑。对于煤电而言，以往仅考虑其电能量价值时，影响业绩的主要是煤价、电量电价、小时数这三要素。传统视角下的煤电资产同时受市场化程度较高、价格弹性较大的煤价，以及市场化程度较低、价格几乎无弹性的管制电价压制，成本端波动压力无法充分疏导至下游。因此，煤电板块历史上并没有体现出公用事业的稳定盈利属性，而成为典型的逆周期板块。而市场化改革加速推进后，将通过多元市场对于辅助服务、容量价值等多元价值进行定价。容量电价机制的正式出台，意味着煤电资产将取得一部分稳定收益，其资产回报率的确定性有所提升，抵抗煤价波动的能力也更强。因此，我们认为煤电资产有望迎来价值重估，逐步走向合理盈利的PE估值体系。表12：部分煤电运营商容量电价收入受益情况上市公司煤电总装机（万千瓦）2022年营收（亿元）煤电容量电价总收入（亿元）容量电价收入占营收比例（%）华能国际9421.82,467.2594.223.82%4.08%华电国际43701,070.5943.703.73%3.93%国电电力7183.51,926.8171.843.60%3.90%皖能电力953242.769.53浙能电力2887801.9528.87粤电力A2055526.6120.55资料来源：公司公告，公司信评报告，信达证券研发中心整理（注：煤电装机数据均截止至2022年末）2.3电改未来展望（2024-2025）：构建多维度电力市场体系，体现电能量、安全、绿色等价值并合理疏导转型成本新型电力系统的建设需要构建多维度电力市场体系，体现电能量、安全、绿色等多元化价值。其中，“中长期+现货”电能量市场体现电能量的价值，亟待中长期市场进一步扩大和现货市场的全面推广；安全性方面，辅助服务市场和容量机制分别对应灵活性资源的调节价值和煤电的顶峰容量价值，有待辅助服务市场和容量机制的进一步完善；清洁性方面，则需以绿电绿证交易机制体现绿色电力的环境价值，亟待绿电绿证交易的持续扩容。展望未来，通过市场化机制促进新能源消纳、保障系统容量裕度，并建立转型成本的合理疏导机制。同时，电力市场化改革有望带动电价的结构调整重塑，由于系统性成本的抬升，中长期来看电价中的辅助服务费用、容量费用、环境费用将呈上升趋势。图36：多维度电力市场体现系统多方面价值资料来源：信达证券研发中心整理请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com232.3.1.电能量市场：“中长期+现货”体系不断完善，现货市场有望全面推广，电力分时分区信号趋于完善当前电力交易以中长期交易为主，“高比例电量+精细化签约”是未来发展方向。当前国内电能量市场以年度和月度的中长期交易为主，其中按照2022年国家发改委、国家能源局《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，年度中长期合约签约电量应高于上一年度的80%，全年中长期合约电量应高于上一年90%。电力中长期交易锁定高比例交易电量的现状有望持续。此外，电力中长期交易逐步开始向精细化发展，分时段带曲线交易成为主流。《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》同样要求“进一步优化时段划分方式，交易时段数量由3—5段增加至5段以上，按需明确划分尖峰、深谷时段”。同样，广东、山东等省份也相继出台相应分时带曲线的中长期交易政策。表13：部分省份关于中长期交易分时带曲线的要求主要内容省份及文件•年度集中竞争交易按月分别组织集中竞争交易，每个标的月分峰段、平段、谷段三个标的，成交电广东电力交易中心：《广东电力中量按照月分日权重、日内均分到小时的原则进行分解长期分时段交易实施方案》月度集中竞争交易采用分24小时分时段交易的形式•山东省发改委、能源局：《关于做参与中长期交易的发电机组，应参照我省现货市场价格信号，提供多样性中长期合约曲线，与售电好2023年全省电力交易有关工作•公司和批发用户签订具有分时价格的中长期交易合同。的通知》资料来源：广东电力交易中心，山东省发改委，北极星售电网，泛能网，信达证券研发中心政策推动现货市场建设加快推进，基本规则出台为现货市场推广提供样板。现货市场的推进在2022年前较为缓慢。首批电力现货市场试点于2017年9月即开始建设，但到2022年，首批8个现货市场试点仍未全部进入常态化试运行。自2022年，国家发改委、能源局发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，除要求第一批试点6月进入长周期试运行外，还要求第一二批以外的其他地区在2022年一季度上报现货市场方案。政策推动现货市场建设在全国范围内推广。2023年9月，国家发改委、能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》，这是首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则，为其他准备建设电力现货市场的省份提供基本的制度指引。2023年10月，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，要求其他地区(除西藏外)加快推进市场建设，力争在2023年底前具备结算试运行条件。现货市场推进全面提速。部分试点运行经验较为成熟，现货机制助力发掘电力时空价值。首批试点中，广东、山西、山东作为长期开展连续结算试运行的省份，其运行经验较为丰富。其中，三个省份均采用“全电量参与，日前市场+实时市场”的市场模式，而其现货市场的电价曲线特征则反映出其本身电源结构和对新能源参与市场的要求。市场成员方面，广东作为新能源占比较低的省份，现货市场中主要由煤电、气电和核电机组参与交易，新能源仅试点参与现货市场；山西和山东作为新能源大省，山西市场中新能源以“报量不报价”参与现货市场，山东市场中集中式电站以至少10%的电量“报量报价”参与现货市场。在高比例新能源富集的地区，新能源出力同质性和反负荷特性将导致在光伏大发时刻，电力系统供大于求，电价显请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com24著走低；在光伏无法出力的时刻，电价显著走高。以同一天（2023.03.10）的市场价格为例，广东现货电价运行较为平稳；而山西和山东的现货电价在中午时段均出现阶段性走低，在傍晚时段重新走高。因此，现货市场可以有效跟踪电力系统的实时供需情况，发掘电力的时空价值的作用较为明显。展望未来，在现货市场全面推广的大背景下，北方地区新能源电量占比较高的省份有望出现类似山西山东的情况，电力供需时段性宽松和紧张的情况直接反应为电价的时段性低谷和尖峰。西南地区水电电量占比较高的省份则更有可能因水电出力的季节性丰枯表现，电价呈现季节性的高位和低谷。图37：广东电力现货市场电价曲线（2023.03.10，元/MWh）图38：山西电力现货市场电价曲线（2023.03.10，元/MWh）17501750155015501350135011501150950950750750550550350350150150-50-5000:0001:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:0000:0001:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00日前市场实时市场日前市场实时市场资料来源：泛能网，信达证券研发中心资料来源：泛能网，信达证券研发中心图39：山东电力现货市场电价曲线（2023.03.10，元/MWh）1700150013001100900700500300100-10000:0001:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00日前市场实时市场资料来源：泛能网，信达证券研发中心2.3.2.辅助服务市场：消纳压力凸显下辅助服务有望成电改焦点，费用疏导与分摊成改革关键沙戈荒大基地项目逐步提速，外送通道建设仍稳步推进。如前所述，当前西北地区的弃风弃光情况不容乐观，且伴随着第二、三批沙戈荒风光大基地项目陆续开工，至“十四五”末投产期更需外送通道的建设以实现新增电力消纳。然而特高压项目可研和建设仍处于稳步推进节奏，叠加特高压项目的1.5年左右的建设周期，大基地项目的消纳情况或将因外送条件不具备而受限。除此之外，分布式光伏的接入情况也初现危机。2023年6月，国家能源局发布《开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，在全国请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com25范围选取山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作，以期解决分布式光伏接网受限等问题。截至目前，福建、广东、河南均已公布相关评估结果。其中，广东、福建多县市分布式光伏剩余接入空间裕度已告罄，其余多县市剩余接入裕度有限，代表分布式新能源接入和消纳瓶颈问题同样开始逐步凸显。重磅电改文件剑指消纳矛盾，辅助服务市场有望成为下一阶段电改焦点。2023年7月中央深改委审议通过《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》，提出“要健全适应新型电力系统的体制机制”。而在当前，新型电力系统缺电问题已由煤电容量电价机制从政策端补齐，针对弃电问题的辅助服务市场机制有望接续出台，成为消纳压力凸显时下一阶段的电改焦点。表14：福建部分县市分布式光伏可接入空间情况县市区可新增开放容量（MW，截至2023年9月）县市区可新增开放容量（MW，截至2023年9月）永定区14.8福清市734.15尤溪县0光泽县0永泰县16.63浦城县53.91屏南县0仙游县36.83南安市126.19南靖县0资料来源：福建省发改委，信达证券研发中心表15：广东部分县市分布式光伏可接入空间县市区无可接网容量县可接网容量<50MW县乳源县韶关市乐昌市、南雄市、仁化县、始兴县麻章区、坡头区、遂溪县、吴川市阳江市阳江县平远县、大埔县连南县湛江市徐闻县、雷州市南澳县广宁县梅州市梅县区红海湾、陆河县高州市清远市连山县、阳山县、连州市汕头市肇庆市汕尾市茂名市资料来源：广东省能源局，信达证券研发中心系统性成本非线性增长背景下，辅助服务费用疏导及分摊成市场发展关键。如前所述，在当前新能源高比例渗透的背景下，包括调节成本在内的系统性成本已经出现非线性增长的情况。辅助服务费用传统的“发电侧零和博弈，用户侧免费获得”的商业模式或将无法维持。在2021年新版“两个细则”出台后，“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”的市场公平原则有望跟随政策推广，辅助服务费用的用户侧疏导和分摊成为电改的大势所趋。但仍需注意费用疏导分摊的落实情况。2023年9月国家能源局发布《电力现货市场基本规则》，相比于2022年12月发布的《征求意见稿》，正式发布文稿在辅助服务费用的分摊方面有做较大范围的调整。关于现货市场与辅助服务市场的衔接部分，原先“加快辅助服务费用向用户侧合理疏导”的表述删除。原先“按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，建立用户请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com26侧参与辅助服务费用的分摊与返还机制”改为现行“辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理原则共同分担”的表述。因此我们认为，辅助服务费用向用户侧完全的下顺和疏导目前来看仍需静待时日，需密切关注政策落实和费用疏导分摊的实际情况。2.3.3容量电价机制：稳定煤电盈利并鼓励建设积极性，有望扩容覆盖更多类型顶峰资源火电核准投产潮已起，但后续利用小时数或将快速下行，单一电量电价机制难以支撑经营。自2022年缺电事件后，火电项目的核准开工潮已初具规模。按照火电厂从开工到投产中间周期两年左右计算，继核准和开工潮之后的投产潮即将自2024年四季度逐步落地。由于风光装机持续快速落地，可再生能源新增电量有望大幅增长，导致火电小时数长期呈现下行趋势。原有的单一电量电价模式下，火电只能依赖售电实现收入，利用小时数的下降将会导致火电整体收入的持续萎缩，在火电投产潮来临后或更难以支撑火电经营，因此需要容量电价机制的出台。图40：火电装机投产潮预测图41：火电利用小时数预测450012%火电（万千瓦，左轴）yoy（%，右轴）1800005%440010%430017000042008%5%41001600006%4%40001500001400004%39004%13000038003%2%12000037003%36000%11000020222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E1000002%2021202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E火电利用小时数（小时，左轴）全社会用电量增速（%，右轴）资料来源：中电联，信达证券研发中心预测资料来源：中电联，信达证券研发中心预测煤电容量电价有望持续增长，提高电源盈利水平的稳定性。如前所述，新型电力系统的发展将长期面临能源“不可能三角”的挑战。因此，在强调安全保供的前提下推进能源低碳转型，或将导致电力系统需要同时保有两套电源，即绿色低碳的新能源机组提供占比逐渐提升的电量，以及具有顶峰调节能力的传统火电机组提供系统安全价值。在煤电功能定位转型推进的过程中，容量电价补偿水平有望进一步增长，以鼓励其投建的积极性。《关于建立煤电容量电价机制的通知》提及：自2026年起，云南、四川等煤电转型较快的地方通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于70%，其他地方提升至不低于50%。容量电价机制或将扩容覆盖更多类型的系统内顶峰资源。随着新型电力系统的持续发展，原先单独依靠发电侧调节“源随荷动”的单向调度模式有望向“源网荷储互动”模式转变，发用两侧有望同时参与对电力系统的调节支持和容量支撑。因此，目前分别覆盖气电、抽水蓄能和煤电的单一容量电价机制有望实现统合，并包含新型储能、需求侧响应等储能和负荷侧元素，最终或将形成电力系统全资源覆盖的统一容量市场，源、荷、储等资源在系统内统一报价形成系统容量价格。系统内其他顶峰资源的价值有望得到市场化的体现。2.3.4绿电绿证交易机制：环境属性亟待价值认证，绿色需求扩容是关键请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com27体现绿色环境价值属性，绿电绿证交易为新能源电源带来额外收益。绿电交易是在电力中长期市场体系框架内设立的交易品种。用户通过电力交易的方式购买和消费绿色电力，并获得相应的绿色认证。绿证交易是以绿证为标的物的市场交易，实际将绿电交易中的电量交易和消费与环境属性剥离，实现“证电分离”，也是新能源体现绿色环境属性的重要方式。其中，绿证交易起步略早于绿电交易。2017年，国家发改委、财政部、能源局三部委联合发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，提出在全国范围内试行绿证核发和自愿认购，带补贴项目的绿证交易正式启动，发电企业需在补贴和绿证之间二选一。2019年，国家发改委、能源局发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，给予平价上网项目和低价上网项目以“平价绿证”。2023年，国家发改委、财政部、能源局三部委联合发布了《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》，向全部可再生能源全面核发绿证。绿证供给大幅扩容。而绿电交易起源于2021年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。绿电绿证交易为新能源电源带来额外增厚收益。2023年上半年，绿电交易价格相较燃煤基准价度电上浮0.065元，而绿证交易均价约为0.028元/千瓦时。绿电绿证交易体量不足。落实消纳责任权重，释放环境属性需求是关键。当前，我国新能源电量以“保量保价”的收购为主。以国网片区为例，2022年新能源市场化交易电量仅为35%，保障性收购电量达65%。在大部新能源电量以保障性电量收购的情况下，绿电交易成交体量相对较小。除绿电绿证供给被压缩外，绿电绿证需求不足是交易体量无法增长的主因。当前我国可再生能源消纳保障责任主要考核地方政府，消纳责任权重设置较为宽松，大部分省无需将配额严格分配至市场主体，主要通过电网企业统一采购完成考核，消纳责任难以落实到绿电消费主体。因此，活跃绿电绿证交易，增厚绿电环境溢价补贴的关键在于释放环境属性的需求，或需以可再生能源消纳责任权重作为政策约束，将可再生能源消纳责任权重指标分解落实到电力用户，从而有望推动用户通过参与绿电绿证交易完成指标。图42：2021-2023年绿电交易情况电量（亿千瓦时）图43：2017-2022年绿证销量（万个）450414.3补贴销售量无补贴销售量400371.8350311.5450400300255.7350300250213.4227.8250200200.1199.4150100200174.350123.6136.30150113.4无补贴销售量96补贴销售量1006177.657.15021.233.121.738.11.73.146.32017201820192020202120222.6654.04384.603.7002.330.670.640.540.021月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2021年2023年资料来源：iFinD，信达证券研发中心资料来源：南方能源观察，中国绿色电力证书认购交易平台，信达证券研发中心2.3.6终端电价结构面临重塑，整体有望渐进式温和上涨从终端用户的角度来看，电力市场化改革首先带动电价电费的结构调整重塑。原先度电固定的销售电价逐渐被拆分为“电能量电费+系统运行费用（包含辅助服务费用分摊和容量电请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com28费）+输配电价+环境溢价+其他（政府性基金及附加）”。中长期来看，在能源“不可能三角”的矛盾下，强调安全保供的同时推进能源电力低碳转型，或将导致系统性成本的抬升。基于此，终端度电电费构成有望按照如下趋势发展：1）电能量电费：实现自由浮动后，短期因能源价格上涨有望持续高位；长期在新能源电量替代化石能源电量后，度电燃料成本逐步摊薄，进而导致电能量电费逐步下行。2）辅助服务费用分摊：辅助服务市场已初具雏形。短期内若辅助服务市场费用仅部分疏导至用户侧或仍为发电侧分摊，辅助服务费用分摊上升或不明显；中长期随着新能源高比例渗透电力系统，辅助服务费用分摊将出现明显上行。3）容量电价费用分摊：容量电价费用已落地，并实现直接向用户侧的疏导与分摊，此部分费用将于2024年开始实现单独收取；中长期来看，容量电价电费将有望随固定成本回收比例提升而实现上涨。4）环境溢价：由于可再生能源消纳责任权重尚未向市场用户主体落实摊派，若短期内消纳责任权重摊派政策出台并直接实现费用分摊向用户侧疏导，此部分费用将出现明显上行；若短期内消纳责任权重摊派政策无法全面落地，而是在中长期渐进式推动，则此部分费用将在中长期呈逐渐上行态势。5）输配电价：新型电力系统的发展需要电网侧加强投资，不断完善以特高压为代表的主网架建设和配网侧改造，以适应“双高”（高比例新能源、高比例电力电子元器件）的逐步渗透。因此，输配电价有望随电网规划投资升级需要，在终端电价实现逐步上涨。图44：电价结构拆分及前景预测资料来源：信达证券研发中心整理注：电改推动下电力运营商发展展望请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com293.1火电：电改加速推动煤电盈利改善，板块有望迎来估值重塑3.1.1.成本端：长协比例提升且现货煤价区间震荡，成本端压力整体可控持续强力保障电煤长协供应，煤价双轨制稳定火电成本。自2022年2月国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，规定秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格范围为每吨570~770元（含税）以来，电煤实质上以“既保量又保价”的状态进入了行政化保供状态。随着发改委加大电煤长协保供力度，提出“严格落实三个100%（即电煤保供签约率100%，履约率100%，执行合理的价格区间100%）”。电煤长协签约率、尤其是履约率有所上行。主要电力企业中，华能国际电煤长协覆盖率由2022年的56.89%上涨至74.9%左右；华电国际电煤长协覆盖率由2022年的60%上涨至73.3%。图45：2021-2023年动力煤长协价情况（元/吨）800750700650600550500450400资料来源：iFinD同花顺，信达证券研发中心表16：部分主要电力企业电煤长协覆盖率情况2023H1202274.90%56.89%华能国际73.30%60.00%华电国际资料来源：公司业绩会，信达证券研发中心年内海外煤进口量大幅增加，国内煤炭供需矛盾有所缓解，现货煤价同比回落。截至2023年10月，我国煤炭进口量大增至3.84亿吨（累计同比增速+66.7%）。进口煤量大增部分缓解了此前较为紧张的国内煤炭供需格局，港口现货煤价自2023年二季度以来同比出现较大幅度的回落，至11月在800-1100元/吨区间震荡。展望2024年煤炭价格，国内煤炭供给受产能周期和安监压力影响，产量进一步释放空间有限；需求端电煤等动力煤消费量仍有一定增长空间。因此，我们预计2024年国内煤炭供需或将持续保持紧平衡态势，长协价格基本持平，港口现货价格基本稳定，前低后高，基本维持900-1100元/吨区间震荡走势。在动力煤长协签约率和履约率得以保障的情形下，火电企业成本端压力预计相对可控。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com30图46：2021-2023年进口煤累计量情况（万吨）图47：2021-2023年国内煤炭分月产量及增速45000800002040000350007000030000152500020000600001500010100005000050000400005123456789101112202120222023300000资料来源：CCTD，信达证券研发中心20000图48：秦皇岛港动力煤5500K现货价格走势（元/吨）-51,800100001,6001,4000-101,2001-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1,0002021月产量（万吨，左轴）2022月产量（万吨，左轴）8002023月产量（万吨，左轴）2021月同比（%，右轴）6002022月同比（%，右轴）2023月同比（%，右轴）400200资料来源：CCTD，信达证券研发中心资料来源：iFinD同花顺，信达证券研发中心3.1.2.电价：容量电价执行后仍需电量电价维持较高上浮比例四季度是上下游谈判签订次年电力长协的关键时段，煤价“淡季不淡”的表现对电力长协价格的签订有较强支撑作用。2022年11月，在历经连续两年煤价高企、煤电亏损严重、市场预期煤价仍将在2023年高位震荡的背景下，长协电价最终实现接近20%的顶格上浮。受益于年度长协在售电比例中占绝对高比重的结构，煤电企业受益于收入端长协电价的顶格上浮、成本端煤价年内同比下行而在23Q3实现普遍的业绩反转。四季度以来，现货煤价再度走强，有望支撑2024年电力年度长协电量电价维持较高比例的上浮。火电“困境反转”起步伊始，容量电价执行后仍需电量电价维持较高上浮比例。2021-2022年火电严重亏损两年后，受益于2023年电价顶格上浮和煤价同比下行，火电迎来初步“困境反转”，归母净利实现同比大幅好转。但相较于前两年的巨额亏损，当年的反转仍然体量较小，严重受损的资产负债表仍亟待修复。展望2024年，年度长协电量电价在现货煤价的高位浮动支撑下有望实现高比例上浮，叠加煤电容量电价机制落地带来度电约2分左右的收益，整体电价有望与2023年电价情况接近，部分地区有望接续实现20%顶格上浮。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com31图49：主要火电上市公司近三年归母净利润（亿元）8064.9025.8215.178.4927.79601.00-30.04-8.37-18.2240-73.87-4.10粤电力20-100.06-49.82浙能电力华电国际-29.280华能国际-20-90.98-40大唐发电-60-80-100-120202120222023H1资料来源：iFinD，公司公告，信达证券研发中心3.1.3.电量部分：全社会用电量高增速背景下，预计煤电电量仍将保持正增长电力消费高增速背景下，煤电电量仍有望维持增长。在信达能源2023年3月外发的《2020-2025电力电量分析与展望》报告中，我们预计随着我国经济结构转型进程继续，未来几年电力消费弹性系数有望维持在1-1.3之间；在新型产业升级发展和居民的高电力消费需求驱动下，预计2024年全社会用电量将有望持续维持高增速。用电量高增长背景下，新能源无法全部消化电力需求的增量空间。而刨去装机和利用小时数较为稳定的核电、气电和生物质发电的增量后，剩余电力需求增量空间就需要水电与煤电的增量来填补。据我们测算，基于2024年煤电机组装机新增4000万千瓦、气电装机新增1000万千瓦、水电装机新增531万千瓦、核电装机新增241万千瓦、风电装机新增6000万千瓦、光伏装机新增16000万千瓦的假设，即便水电发电量和2021年来水较好年份基本相同，在6%的全社会用电量增速下，2024年煤电电量的增速仍需达到2.3%，有望维持增长。表17：2024E电量平衡表（基准情景）20222023E2024E全社会用电量增速3.6%6.0%6.0%发电增量（亿千瓦时）317355295548水电发电增量（亿千瓦时）149487584火电增量（亿千瓦时）84430671723其中：燃煤50025891224燃煤发电量增速1.0%5.1%2.3%核电发电增量（亿千瓦时）103113181风电发电增量（亿千瓦时）10689661210太阳能发电增量（亿千瓦时）100613351860风电新增装机（万千瓦）369650006000光伏新增装机（万千瓦）86051500016000资料来源：中电联，信达证券研发中心整理（注：表中仅体现电量平衡部分关键假设。发电设备利用小时数假设为“煤电4551h，气电2346h，核电7524h，风电2068h，光伏1034h”，为近三年利用小时数平均值）表18：2023年煤电电量增速敏感性分析电力消费增速水电发电量增速4%5%6%7%请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com32-5%1.2%2.9%4.6%6.4%1.6%3.4%5.1%0.0%-0.1%0.6%2.3%4.0%0.4%2.1%3.8%4.2%（基准情景）-1.2%-0.9%0.8%2.6%5%-1.4%10%-2.6%资料来源：中电联，信达证券研发中心整理3.1.4.电改催化：煤电容量电价政策已落地，辅助服务市场机制有望接续出台，带来额外增厚收益。在新能源对电力系统的快速度高比例渗透的背景下，系统性调节需求将随着日益增大的新能源波动性和间歇性而提高，新型电力系统面临的缺电与限电并存的问题或将持续凸显。在系统供需不平衡情况愈发突出的情况下，系统中以煤电为主的调节&顶峰电源有望持续收益。容量电价机制给予煤电运营商以稳定回收部分固定成本的方式明确“长期投资火电容量”的信号，进而保证电力系统顶峰容量裕度。以2022年全国煤电装机容量11.24亿千瓦计，全国煤电容量电费总体量约为1100亿元，且后续有望随容量电价抬升而实现扩容。辅助服务费用方面，据国家能源局，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%，较2019年上半年占比1.5%左右出现明显提升。以当前山西等新能源渗透比例较高的地区来看，我们预计辅助服务费用占比已经达到约5%左右。因此我们认为，在当前煤电容量电价已落地的情况下，辅助服务市场机制有望接续出台落地。在当前新型电力系统持续发展，电力市场化改革持续推进疏导系统矛盾的进程中，煤电有望持续迎来额外增厚收益。3.2绿电：“消纳+折价+系统费用分摊”三大困境仍待破局，或将面临收益承压新能源并网规模快速增长下，消纳问题亟待解决。随着新能源并网规模的持续增长，电网调节压力日益增大，叠加配套外送通道、灵活性资源建设慢于预期，部分地区新能源并网消纳压力已然显现。新能源入市大势所趋，绿电市场化交易折价问题凸显。新能源作为未来新型电力系统中的高占比电源，参与市场化交易是大势所趋。2022年1月，国家发改委、国家能源局印发《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2030年要实现“新能源全面参与市场交易”。分地区来看，甘肃、山西、蒙西、山东等地已经开展新能源参与现货市场的试点工作。市场化交易下，新能源需要与火电同台竞价，面临电价下降风险；尤其是新能源参与现货市场后，由于其本身的“反调峰”特性，相较火电电价将有较大折价。以山西省新能源参与现货市场交易情况为例，2022-2023Q2山西省风电、光伏现货机组结算价格普遍较火电结算价格低0.11-0.26元/千瓦时。此外，由于新能源发电存在随机性和波动性的问题，中长期预测往往偏差较大，新能源需要承担偏差考核或平衡成本。电价下降风险叠加考核成本，新能源大规模入市后绿电运营商面临收益承压。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com33图50：2022Q1-2023Q2山西省调现货机组结算价格（元/兆瓦时）火电风电光伏500472.88337.48450403.83314.63395.75410.04391.22395287.03248.25245.13227.54232.48244.562022Q32023Q12023Q2400196.61267.073502022Q22022Q4300250200172.79150131.511002022Q1资料来源：泛能网，山西电力交易中心，信达证券研发中心“谁受益谁承担”背景下绿电或需承担辅助服务、容量电价等费用分摊，从而进一步拉低收益率。新能源大量接入电力系统，需要更多灵活性资源提供备用、调频、快速爬坡等功能，以保障系统的安全运行。若相关费用分摊未能在短时间内疏导至用户侧，则在发电侧分摊“零和博弈”的情况下，新能源企业或需额外承担辅助服务和容量电价费用分摊。绿电绿证交易启动，接续补贴保障新能源项目的稳定收益。绿电的零碳排放特性使其具有环境价值,发展绿电有助于经济社会的绿色转型，绿电交易和绿证是体现新能源环境价值的重要手段。自2021年9月我国绿电交易正式启动以来，至2023年10月，我国绿电省内直接交易量达到414.3亿千瓦时，同比增长107.05%。我国的绿证交易始于2021年1月，实行配额制下的绿色电力证书交易，之后在一系列政策刺激下2021年起绿证交易活跃度明显提升，2022年销售绿证共计384.6万个，同比增长566.2%。绿电交易增速较快，但整体体量较小。落实消纳责任权重，释放环境属性需求是关键。尽管自启动以来，绿电交易电量增速较快，但由于绿电交易整体体量较小，仍未能对新能源项目形成可观的收益增厚。2023年1-10月，绿电交易电量为414.3亿千瓦时，而1-10月风光合计发电量达8860亿千瓦时，仅占风光发电总量的4.68%。2023年8月，国家发改委、能源局、财政部等三部门联合印发了《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》，将绿证核发范围由过去的集中式陆上风电和太阳能的项目拓展到全部新能源项目，以此鼓励用电主体和新能源项目参与绿电交易，活跃绿电绿证交易。虽然政策仍在积极推动绿电交易发展，但如前所述，由于当前可再生能源消纳责任难以落实到绿电消费主体，绿电消费需求端仍缺乏相应的配额相关政策，当前用户消费绿电的积极性仍有待提高。3.3水电&核电：优质基荷电源，水电调节价值有望进一步体现水电、核电成本稳定，以固定成本为主。水电成本较为稳定，成本主要来自固定资产折旧（挡水建筑物（大坝）、房屋及建筑物、机器设备、运输设备等），占完全成本的50%左右，其余为财务费用、修理费用等；核电成本中约40%为折旧费，燃料费、修理费等可变成本占比相对较低，相较火电成本稳定。水电、核电作为未来新型电力系统的优质基荷电源，发电量以保障性消纳为主，参与市场化交易的电量占比较低，收益率有望维持稳定。水电由于其相对清洁、稳定、低成本的属性，大部分电量属于保量保价的低价优先发电电量，参与市场化交易的比例低。以我国主要水电上市公司为例，长江电力占比约7%-14%。目前国家对于水电参与市场化的原则为：水电比重大或消纳受限的地区，可以逐步扩大市场化交易比例，其他地区在保障优先发电优先购电的基础上参与市场化交易。相较之下，核电市场化交易比例较高，2022年中国核请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com34电市场化交易电量占比约44%；核电标杆电价以煤电标杆电价为参照，参与市场后价格基本与之前持平。我们预计未来水电、核电电量仍以保障性收购为主，市场化比例缓慢上升，收益率有望维持基本稳定。容量电价机制对水电运营商整体收益影响较为有限。目前我国水电定价机制主要为成本加成、水电标杆电价、倒推电价及市场化交易电价四种。其中，前两者电价相对固定，不受其他因素影响；市场化交易多在水电大省（如四川、云南等）开展，水电机组仅内部竞价，不与火电机组同台竞争，交易价格也相对独立；“西电东送”水电项目（如国投电力锦官电源组、长江电力向家坝及溪洛渡）外送部分的上网电价由受端燃煤电价倒推形成，但此类机组占比较低。因此总体而言，容量电价机制对水电运营商整体收益影响较为有限。图51：四川省某大型水电站完全成本构成（含财务费用）图52：核电项目完全成本构成示意（含财务费用）水基水资源工成其他其他成员工薪酬福利2%1%6%2%1%用材料4%8%2%7%48%退役用37%10%用燃料35%大14%10%用13%资料来源：何璞玉等《基于容量补偿和绿电价值的水电上网电价研究资料来源：陈衬兰《基于工程造价及发电成本的核电与火电比较研究》，刘彦——以四川省为例》，信达证券研发中心《岭澳核电站项目融资管理研究》，信达证券研发中心图53：四川水电市场化交易电量及电价（亿千瓦时，元图54：中国核电市场化交易电量及占比（亿千瓦时）/kWh）50.0%45.0%水电交易电量（左轴，亿千瓦时）水电交易均价（右轴，元/千瓦时）40.0%43.6%35.0%2022160023%30.0%33.7%37.1%38.6%25.0%201920202021140023%20.0%15.0%120022%10.0%27.1%2018100022%5.0%21.0%0.0%201780021%60021%40020%20020%019%20182019202020212022资料来源：北极星水力发电网，四川电力交易中心，信达证券研发中心资料来源：中国核电公司公告，信达证券研发中心未来水电的功能将由电量供应为主转变为电量供应与灵活调节并重，调节价值有望进一步凸显。水电的调节性能较为优良。首先，水电和新能源出力具有较强互补性，枯季是风电和光伏多发季节，可通过水能的快速启停功能保障风电和光伏的优先送出；而雨季是风电和光伏的少发季节，水电可充分利用汛期来水多发或满发；第二，水风光打捆外送具有消纳优势，依托流域内已有的水电资源建设水风光一体化基地，可以将随机波动的风电、光请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com35伏发电调整为平滑、稳定的优质电源，借助已有的水电的外送通道打捆送出，可减少弃风弃光的问题，提高利用小时数。2021年2月，国家发改委和国家能源局发布《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》，提出优先利用水电调节性能消纳近区风光电力，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆；此后四川省与云南省也分别于2021年6月、2022年3月提出建设金沙江上中下游、雅砻江流域、大渡河中上游、澜沧江上中下游、红河流域、风光水一体化可再生能源综合开发基地。鉴于水电优良的调节性能，未来随着电力市场机制的完善，其对电力系统的调节价值有望获得合理收益。表19：近年来水风光互补政策梳理时间发布机构政策名称相关内容对于存量水电，优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、因地制宜2021年2国家发改委、《关于推进电力源网荷储一体化和多增加储能设施，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打月国家能源局能互补发展的指导意见》捆。对于增量风光水（储）一体化，严控中小水电建设规模，以大中型水电为基础，统筹汇集送端新能源电力，优化配套储能规模。将流域梯级水电站周边一定范围内的光伏、风电就近接入水电站，利2021年6四川省发改委、《四川省“十四五”光伏、风电资源用水电站互补调节和其通道送出，提高送出通道利用率。按照国家月四川省能源局开发若干指导意见》“十四五”风光水一体化可再生能源综合开发基地建设要求，规划建设金沙江上游、金沙江下游、雅砻江流域、大渡河中上游4个风光水一体化可再生能源综合开发基地。在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续整装开发条2022年3国家发改委、《“十四五”现代能源体系规划》件、符合区域生态环境保护等要求的地区，有序推进风电和光伏发电月国家能源局集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互补。以州、市行政区域为单元，充分发挥大型水电与光伏互补调节作用，2022年3云南省人民政府《云南省人民政府印发关于加快光伏重点支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧月发电发展若干政策措施的通知》江金沙江上游“风光水储”和曲靖“风光火储”等6个多能互补基地，争取3年时间全面开工并基本建成。依托主要流域水电开发，兼顾具有调节能力的火电，配套建设一定规2022年3国家能源局综合《关于开展全国主要流域可再生能源模的以风电和光伏为主的新能源发电项目，建设可再生能源一体化综月司一体化规划研究工作有关事项的通合开发基地，实现一体化资源配置、规划建设、调度运行和消纳，提知》高可再生能源综合开发经济性和通道利用率，提升水风光开发规模、竞争力和发展质量。2023年4国家能源局《2023年能源工作指导意见》推动主要流域水风光一体化规划，建设雅砻江、金沙江上游等流域水月风光一体化示范基地。资料来源：国家发改委，各省人民政府，中国能源报，中国改革报，北极星水力发电网，信达证券研发中心投资建议我们认为，国内历经多轮电力供需紧缺之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。电力供需紧缺的态势下，煤电顶峰价值凸显；煤炭增产保供政策强力落实下，电煤长协覆盖率及履约率有望持续提高，火电成本端有望持续改善；电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳健中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制有望出台。双碳目标下的新型电力系统建设，将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。展望未来，在电力供需偏紧和电力市场化改革加速的催化下，煤电运营商自2023年一季度以来的业绩持续改善将有望持续，受益于成本改善以及电量电价的齐升。具体投资主线包括：1、受益于成本端压力趋于缓和，电改推进带来增厚收益，电力运营商有望迎来价值重估火电运营商：火电新周期仍然在途，“量价本”有望共振发力。火电运营商历经2021-22年请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com36的业绩承压，在电价顶格上浮，煤价有所下行的2023年迎来困境反转。我们预计2024年，火电上行新周期仍然在途，“量价本”三要素有望共振发力。电量方面，受益于经济持续平稳复苏，即便来水恢复叠加风光大规模装机并网，高增速用电量需求仍有望持续支撑火电发电量增长。成本端方面，随着长协煤比例的逐步提升以及现货煤价趋于区间震荡，电力运营商成本端的压力相对可控。收入端方面，2024年度长协电价有望维持较高比例的上浮；电改提速背景下，容量电价政策落地，现货市场有望全面铺开，辅助服务市场建设有望进一步推进，火电运营商有望同时获得现货尖峰电价，辅助服务收益和容量电价补偿三方面额外收益。有望受益标的包括全国性的煤电龙头及电力供应偏紧的区域龙头：国电电力、华能国际、华电国际、皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力A等；水电运营商：兼具稀缺性、成长性和调节性的优质资源，具有长期投资价值。优质大水电资产具有稀缺性及不可复制性，在我国当前水电资源总体可开发空间不足、上游开发造价高的情况下，优质存量机组优势凸显；龙头公司水电装机仍有较大增长空间，叠加多库联调带来的梯级补偿效益，电量增长可期；水电公司借助自身优势加快推进水风光一体化及抽水蓄能建设，开启第二增长曲线；结合以上，我们长期看好水电行业的投资价值；相关标的：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电。2、高比例新能源渗透带动灵活性资源需求，灵活性改造和虚拟电厂相关技术有望受益随着高比例新能源接入电力系统，新型电力系统的调节需求也将向着长周期持续性方向发展，相应调节资源体量和调节性能单靠传统煤电机组的缓慢调节无法满足，亟待源侧和荷侧的共同发力。立足于新型电力系统长周期、持续性、大体量、高波动的调节需求，源侧的火电灵活性改造和荷侧的虚拟电厂有望随着辅助服务市场机制推广而出现大幅增长。从政策角度来看，“三改联动”和新版《需求侧响应管理办法》为火电灵活性改造和虚拟电厂的发展提供政策支持；从收益角度看，在“谁提供，谁获利”的辅助服务市场原则细化明确了调峰辅助服务的补偿方式和费用分摊来源，火电灵活性改造和虚拟电厂的投资积极性在市场化推动下有望提升。基于此，火电灵活性改造在中短期有望超额完成“十四五”规划的2亿千瓦，虚拟电厂有望在2025年左右实现尖峰负荷5%的发展规模，相关市场空间较大。有望受益标的：华光环能、青达环保、国能日新、朗新科技、恒实科技等。表20：重点上市公司估值表归母净利润（百万元）EPS（元/股）PE股票名称收盘价2022A2023E2024E2025E2022A2023E2024E2025E2022A2023E2024E2025E国电电力0.160.400.490.579.817.28华能国际4.1528257223871210100-0.470.921.011.1410.268.486.61华电国际7.520.010.560.670.76-6.725.09-7387145821607118125581.458.147.427.8623.891005735690777599.117.556.93-7.64皖能电力6.594251433167118990.190.630.740.8424.9010.438.965.03浙能电力4.64-1822693981138987-0.140.520.610.67-8.987.6715.44申能股份6.2610823141362440210.220.640.740.82火电4.98-3004378346095217-0.570.720.880.9922.419.778.48运营粤电力A2130商23.053069934581365226.925.66水电长江电力9运营0.941.261.411.4918.3616.31请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com37商12.7640796338727880110.550.981.171.2819.7913.0210.919.97国投电力灵活川投能源14.5535154616500752860.751.041.121.1816.8614.0412.9612.28性改华能水电8.6768017651846892180.380.420.470.5117.4720.4118.4716.96造相青达环保16.061121642150.620.931.371.8041.7817.1911.718.90关华光环能5985598211.1311.059.608.4910.0172911160.750.911.041.18国能日新48.9967951241630.950.951.251.6492.2951.3439.1029.86虚拟朗新科技16.30514833111914490.480.761.021.3224.5621.3815.9412.32电厂相关恒实科技12.3931711051430.100.230.330.46-53.8737.5526.93资料来源：iFinD，信达证券研发中心（注：部分公司2022年归母净利润为负值，因此不展示PE数据；标公司为信达能源的盈利预测，其余公司盈利预测来源于iFinD一致预测，数据截至2023年12月19日）风险因素宏观经济下行导致用电量增速不及预期，市场化改革推进及系统费用疏导情况不及预期，煤价大幅超预期上行。Table_Introduction]请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com38研究团队简介左前明，中国矿业大学博士，注册咨询（投资）工程师，信达证券研发中心副总经理，中国地质矿产经济学会委员，中国国际工程咨询公司专家库成员，中国价格协会煤炭价格专委会委员，曾任中国煤炭工业协会行业咨询处副处长（主持工作），从事煤炭以及能源相关领域研究咨询十余年，曾主持“十三五”全国煤炭勘查开发规划研究、煤炭工业技术政策修订及企业相关咨询课题上百项，2016年6月加盟信达证券研发中心，负责煤炭行业研究。2019年至今，负责大能源板块研究工作。李春驰，CFA，中国注册会计师协会会员，上海财经大学金融硕士，南京大学金融学学士，曾任兴业证券经济与金融研究院煤炭行业及公用环保行业分析师，2022年7月加入信达证券研发中心，从事煤炭、电力、天然气等大能源板块的研究。高升，中国矿业大学（北京）采矿专业博士，高级工程师，曾任中国煤炭科工集团二级子企业投资经营部部长，曾在煤矿生产一线工作多年，从事煤矿生产技术管理、煤矿项目投资和经营管理等工作，2022年6月加入信达证券研发中心，从事煤炭行业研究。邢秦浩，美国德克萨斯大学奥斯汀分校电力系统专业硕士，具有三年实业研究经验，从事电力市场化改革，虚拟电厂应用研究工作，2022年6月加入信达证券研究开发中心，从事电力行业研究。程新航，澳洲国立大学金融学硕士，西南财经大学金融学学士。2022年7月加入信达证券研发中心，从事煤炭、电力行业研究。吴柏莹，吉林大学产业经济学硕士，2022年7月加入信达证券研究开发中心，从事煤炭、煤化工行业的研究。胡晓艺，中国社会科学院大学经济学硕士，西南财经大学金融学学士。2022年7月加入信达证券研究开发中心，从事石化行业研究。刘奕麟，香港大学工学硕士，北京科技大学管理学学士，2022年7月加入信达证券研究开发中心，从事石化行业研究。李睿，CPA，德国埃森经济与管理大学会计学硕士，2022年9月加入信达证券研发中心，从事煤炭行业研究。唐婵玉，香港科技大学社会科学硕士，对外经济贸易大学金融学学士。2023年4月加入信达证券研发中心，从事天然气、电力行业研究。刘波，北京科技大学管理学硕士，2023年7月加入信达证券研究开发中心，从事煤炭行业研究。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com39分析师声明负责本报告全部或部分内容的每一位分析师在此申明，本人具有证券投资咨询执业资格，并在中国证券业协会注册登记为证券分析师,以勤勉的职业态度,独立、客观地出具本报告；本报告所表述的所有观点准确反映了分析师本人的研究观点；本人薪酬的任何组成部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体分析意见或观点直接或间接相关。免责声明信达证券股份有限公司(以下简称“信达证券”)具有中国证监会批复的证券投资咨询业务资格。本报告由信达证券制作并发布。本报告是针对与信达证券签署服务协议的签约客户的专属研究产品，为该类客户进行投资决策时提供辅助和参考，双方对权利与义务均有严格约定。本报告仅提供给上述特定客户，并不面向公众发布。信达证券不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。客户应当认识到有关本报告的电话、短信、邮件提示仅为研究观点的简要沟通，对本报告的参考使用须以本报告的完整版本为准。本报告是基于信达证券认为可靠的已公开信息编制，但信达证券不保证所载信息的准确性和完整性。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告最初出具日的观点和判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会出现不同程度的波动，涉及证券或投资标的的历史表现不应作为日后表现的保证。在不同时期，或因使用不同假设和标准，采用不同观点和分析方法，致使信达证券发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告，对此信达证券可不发出特别通知。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，也没有考虑到客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测仅供参考，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人做出邀请。在法律允许的情况下，信达证券或其关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能会为这些公司正在提供或争取提供投资银行业务服务。本报告版权仅为信达证券所有。未经信达证券书面同意，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发布、转发或引用本报告的任何部分。若信达证券以外的机构向其客户发放本报告，则由该机构独自为此发送行为负责，信达证券对此等行为不承担任何责任。本报告同时不构成信达证券向发送本报告的机构之客户提供的投资建议。如未经信达证券授权，私自转载或者转发本报告，所引起的一切后果及法律责任由私自转载或转发者承担。信达证券将保留随时追究其法律责任的权利。评级说明股票投资评级行业投资评级买入：股价相对强于基准20％以上；看好：行业指数超越基准；投资建议的比较标准增持：股价相对强于基准5％～20％；中性：行业指数与基准基本持平；持有：股价相对基准波动在±5%之间；看淡：行业指数弱于基准。本报告采用的基准指数：沪深300卖出：股价相对弱于基准5％以下。指数（以下简称基准）；时间段：报告发布之日起6个月内。风险提示证券市场是一个风险无时不在的市场。投资者在进行证券交易时存在赢利的可能，也存在亏损的风险。建议投资者应当充分深入地了解证券市场蕴含的各项风险并谨慎行事。本报告中所述证券不一定能在所有的国家和地区向所有类型的投资者销售，投资者应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专业顾问的意见。在任何情况下，信达证券不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者需自行承担风险。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com40