敬请参阅最后一页特别声明-1-证券研究报告2022年6月15日电力设备新能源深化电力市场改革，破解能源不可能三角——新型电力系统深度研究二电力设备新能源电力体制改革反映电力发展周期内在需求。现阶段电力发展的内在需求是在新能源占比不断提高情景下，还原电力的商品属性，实现市场化定价，提高系统运行效率。电力市场建设提速，2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》印发，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。电力行业产业链收益整体向好。2021年电力行业利润总额6417.5亿元，同比增长20.9%，五年复合增长9.0%。电力行业具有一定的周期特性，装备制造、原材料、火电、电网板块收益轮动。我国正在构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，在新能源安全可靠、逐步替代传统能源的基础上，不断提高非化石能源比重，电力行业将迎来持续稳定增长，新能源制造、能源金属与工业金属原材料、新能源运营的板块收益将依次迎来高增速。释放灵活性资源投资与电力容量市场、辅助服务空间。高比例波动性可再生能源并网提高系统灵活性调节需求，灵活性调节资源投资增加，我们预计，“十四五”期间电化学储能、抽水蓄能、火电厂灵活性改造累计投资达到1380.5亿元、1800亿元、60~180亿元。调节资源的系统价值将通过容量市场、辅助服务市场得到补偿，我们预测2025年、2030年容量补偿金额分别为2252.9亿元/年、2935.0亿元/年，辅助服务费用将达到1371.0亿元/年、1906.2亿元/年。电力市场是优化资源配置、提高运行效率的选择。新能源运营商收益有望持续改善、储能盈利能力有望实现突破、火电运营商盈利能力修复。电力的生产成本、环境效益（碳减排）、系统价值在电力市场机制下将得到充分体现。短期看，电力供应的综合成本将有所上升，2025年、2030年终端用户电价预测将较2020年上浮17.85%、19.87%，平均每度电上涨0.107元和0.120元。随着新能源技术、储能技术进步带来的成本下降，以及碳达峰后二氧化碳减排、碳价不显著上升，预计电价在2030年后将会下降。投资建议：电力需求与国民经济的发展呈现显著的正相关性。（1）我国正加速建设全国统一电力市场，电力市场建设将还原电的商品属性，碳排放成本有望通过电价实现顺价，灵活性资源的系统价值将得以体现。（2）电力行业产业链利润总额整体向好，灵活性调节资源的投资力度加大。（3）电价结构调整和电价上涨将改善新能源、火电、储能运营收益。（4）电力行业受政策驱动，作为稳增长的重要选择，在适度超前基础设施建设政策刺激下，有望提前实现超额收益。建议关注：隆基绿能、晶科能源、明阳智能、日月股份、三峡能源、华能国际、国电电力、宁德时代、阳光电源、文山电力、万里扬。风险分析：政策变化风险、电力市场建设不及预期、碳成本内部化不及预期。买入（维持）作者分析师：殷中枢执业证书编号：S0930518040004010-58452063yinzs@ebscn.com分析师：黄帅斌执业证书编号：S0930520080005021-52523828huangshuaibin@ebscn.com联系人：和霖021-52523853helin@ebscn.com行业与沪深300指数对比图-10%16%42%67%93%12/2003/2107/2110/2102/22电力设备新能源沪深300资料来源：Wind相关研报特高压：加速，电力传输的超级动脉——新基建行业专题系列一（2021-01-13）渐强的碳价信号，渐近的碳约束时代——碳中和深度报告（一）（2021-02-02）碳中和与大重构：供给侧改革、能源革命与产业升级——碳中和深度报告（二）（2021-02-28）要点敬请参阅最后一页特别声明-2-证券研究报告电力设备新能源投资聚焦电力市场建设加速推进。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）印发，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。电力市场是资源优化配置的选择。电能具有生产资料和生活资料的双重属性，电力需求与国民经济的发展呈现显著的正相关性。电力市场建设还原了电的商品属性，通过市场手段实现资源的优化配置，在不同电力发展周期引导了投资和电力运行效率提升。波动性可再生能源大规模并入电网，电网对灵活性调节资源的需求随之提高，传统机组由提供基荷电源向保障性、调节性作用转变，相关的补偿机制与激励机制将通过市场得到调节。我们的创新之处（1）结合电力发展周期特性分析了电改历程，从电力供给、能源利用效率、电力成本、新能源调节需求多个角度总结了各阶段的驱动因素；（2）从电力行业产业链角度，分析了产业链利润分布，预测了在碳中和背景下各产业链环节的收益变化；（3）从电力安全稳定运行的本质需求出发，考虑波动性可再生能源的容量可信度，分析了灵活性资源的需求，预测了容量市场、辅助服务市场空间；（4）综合考虑供电成本、系统价值、环境收益，研究了碳中和背景下电价变化趋势，预测了火电运营、新能源运营、储能运营盈利变化。投资观点我国正加速建设全国统一电力市场，低成本电力生产要素带来的竞争优势将随着环境成本提升发生变化，我们看好电力市场建设带来的发展机会：（1）电力行业整体利润向好。电力行业面临重大发展机遇，新能源制造、能源金属与工业金属原材料、新能源运营的板块收益将依次迎来高增速。（2）灵活性调节资源系统价值提升。在波动性可再生能源大规模并网条件下灵活性资源投资力度加大，将通过电力市场充分反映调节资源的系统价值，容量市场、辅助服务市场空间增长。（3）电力商品属性还原、电力市场实现资源优化配置。电、碳耦合将环境成本内部化，有望对外实现顺价，市场化电价构建合理的补偿激励机制，利于新能源、火电、储能运营收益。2022年4月26日，中央财经委员会第十一次会议召开，研究全面加强基础设施建设问题，明确指出要适度超前推进能源基础设施建设。电力行业受政策驱动，作为稳增长的重要选择，有望提前实现超额收益。建议关注：受益于电力系统转型与电力行业持续稳定增长，新能源制造、新能源运营有望提前获利，建议关注光伏、风电设备制造企业隆基绿能、晶科能源、明阳智能、日月股份，新能源运营商三峡能源；电力系统的容量（可靠性）需求、调频备用辅助服务需求增长，火电、储能等调节资源的盈利模式改善、收益提升，建议关注火电运营商华能国际、国电电力，建议关注储能设备制造宁德时代、阳光电源，储能运营文山电力、万里扬。敬请参阅最后一页特别声明-3-证券研究报告电力设备新能源目录1、波动性能源带来的电力安全稳定挑战................................................................................71.1、电力商品的特殊性..................................................................................................................................71.2、高比例可再生能源加大电网可靠性压力.................................................................................................81.3、电力市场改革体现电力发展周期..........................................................................................................112、电力市场是优化资源配置的选择......................................................................................142.1、电力市场构成.......................................................................................................................................142.2、现货市场..............................................................................................................................................182.3、中长期电力市场...................................................................................................................................202.4、辅助服务市场.......................................................................................................................................222.5、容量市场..............................................................................................................................................272.6、灵活性市场资源...................................................................................................................................283、电力产业链利润分布与市场空间......................................................................................333.1、电力行业产业链利润变化.....................................................................................................................333.2、灵活性调节资源市场空间预测..............................................................................................................363.3、电价水平预测及各环节盈利变化..........................................................................................................404、投资建议.........................................................................................................................455、风险分析.........................................................................................................................46敬请参阅最后一页特别声明-4-证券研究报告电力设备新能源图目录图1：电力系统运行实时平衡示意图..................................................................................................................7图2：2021年美国德州大停电系统负荷削减曲线...............................................................................................7图3：2020年美国德州电力系统电源结构..........................................................................................................7图4：2019年全国主要城市电力可靠性指标......................................................................................................8图5：2020年五省区风电容量可信度.................................................................................................................8图6：系统可靠容量供给图.................................................................................................................................8图7：波动性可再生能源并网阶段划分（2017年）..........................................................................................10图8：电力的时间价值......................................................................................................................................11图9：电力的空间价值......................................................................................................................................11图10：电力体制改革历程.................................................................................................................................11图11：发电设备利用小时变化..........................................................................................................................12图12：电力装机与发电量增速变化..................................................................................................................12图13：火电机组装机与发电量增速变化...........................................................................................................13图14：电力投资与电力弹性系数......................................................................................................................13图15：电力市场构成........................................................................................................................................14图16：电力市场交易结构.................................................................................................................................14图17：电力市场出清价格示意.........................................................................................................................15图18：集中竞价优先交易顺序示意..................................................................................................................15图19：电力市场化交易构成.............................................................................................................................16图20：2017-2021年中国市场交易电量及变化趋势..........................................................................................16图21：电价构成...............................................................................................................................................16图22：PJM电价及其构成................................................................................................................................16图23：2020年各类发电上网电价.....................................................................................................................17图24：输配电价组成........................................................................................................................................17图25：2022年部分地区年度中长期交易价格上浮比例（较燃煤基准电价）...................................................17图26：销售电价分类........................................................................................................................................18图27：电力现货市场与其他市场的联系...........................................................................................................18图28：电力现货市场构成.................................................................................................................................18图29：山西现货市场电力交易价格及交易电量（2021年9月、12月、2022年1月、3月）.........................19图30：广东现货市场电力交易价格及浮动比例（2021年11月至2022年4月）............................................19图31：电力现货市场中弃风弃光的原因...........................................................................................................20图32：电力市场组成及各阶段交易电量...........................................................................................................20图33：分散式交易模式（物理合约）.............................................................................................................21图34：集中式交易模式（差价合约）...............................................................................................................21图35：广东电力市场结算情况（2021年12月）.............................................................................................22图36：广东电力市场结算情况（2022年4月）...............................................................................................22图37：电力辅助服务分类介绍.........................................................................................................................23图38：电力辅助服务提供来源.........................................................................................................................23图39：备用辅助服务与调频辅助服务...............................................................................................................24敬请参阅最后一页特别声明-5-证券研究报告电力设备新能源图40：电力辅助服务费用分摊机制..................................................................................................................25图41：江苏省2020年辅助服务费用统计.........................................................................................................25图42：江苏省2020年辅助服务费用分类别统计..............................................................................................26图43：2018年全国辅助服务费用分区域统计...................................................................................................26图44：2018年全国辅助服务费用分类别统计...................................................................................................26图45：容量成本回收机制补偿灵活调节保障电源............................................................................................27图46：山东电力现货市场容量补偿电价...........................................................................................................27图47：系统灵活性运行资源.............................................................................................................................28图48：各储能技术的系统额定功率与放电时间................................................................................................30图49：储能在各应用场景、环节的价值体现....................................................................................................31图50：不同储能技术在各应用场景下经济性比较（2025年）.........................................................................31图51：不同储能技术在各应用场景下经济性比较（2030年）.........................................................................31图52：新型电力系统是混合发电系统...............................................................................................................32图53：灵活性资源、虚拟电厂、交易中心、调度中心三级架构......................................................................32图54：电力行业产业链....................................................................................................................................33图55：电力行业利润总额变化.........................................................................................................................33图56：电力行业利润总额产业链分布...............................................................................................................34图57：电力行业产业链利润总额增长率...........................................................................................................34图58：波动性可再生能源成本与系统价值比较................................................................................................35图59：波动性可再生能源成本、系统价值与竞争性关系.................................................................................35图60：中国能量平衡图（2020年）.................................................................................................................35图61：中国能量平衡图（2060年）.................................................................................................................35图62：新能源、火电、电网盈利变化...............................................................................................................36图63：电源出力变化范围.................................................................................................................................37图64：常规机组发电量及容量补偿金额预测....................................................................................................37图65：常规机组利用小时数及电价上浮预测....................................................................................................37图66：调节机组需求及缺额预测......................................................................................................................38图67：电力辅助服务费用分区域分类别统计（2018年）................................................................................39图68：各区域新能源装机与辅助服务费用占比（2018年）.............................................................................39图69：辅助服务费用预测.................................................................................................................................39图70：不同场景下电力供应成本变化趋势.......................................................................................................40图71：不同场景下电力供应成本构成（2050年）...........................................................................................40图72：2025年、2030年电价预测....................................................................................................................42图73：2030年电价构成（有补贴场景）..........................................................................................................42图74：2030年电价构成（无补贴场景）..........................................................................................................42图75：风电运营商各场景下投资回收期测算....................................................................................................43图76：光伏运营商各场景下投资回收期测算....................................................................................................43图77：风电运营商2025、2030年收益构成.....................................................................................................43图78：光伏运营商2025、2030年收益构成.....................................................................................................43图79：火电运营商2025、2030年收益构成.....................................................................................................44图80：储能运营商2025、2030年收益构成.....................................................................................................44敬请参阅最后一页特别声明-6-证券研究报告电力设备新能源表目录表1：波动性可再生能源特性比较......................................................................................................................9表2：电力系统灵活性的不同时间尺度...............................................................................................................9表3：并网第1至第4阶段的相关影响概述.....................................................................................................10表4：电力市场交易基本规则...........................................................................................................................15表5：中长期与现货市场的协调........................................................................................................................21表6：各类电力辅助服务品种补偿机制.............................................................................................................24表7：灵活性提升手段比较...............................................................................................................................28表8：火电厂灵活性改造参数比较....................................................................................................................29表9：纯凝机组、热电联产机组灵活性改造技术特点.......................................................................................29表10：电力系统储能服务定性说明..................................................................................................................30表12：新能源、火电、电网盈利变化...............................................................................................................36表13：电源出力变化与调节机组需求预测.......................................................................................................38表14：辅助服务费用预测（2025年、2030年）..............................................................................................39表15：灵活性资源投资和市场空间预测（2025年）........................................................................................40表16：各类机组发电量与用户电价构成测算....................................................................................................41敬请参阅最后一页特别声明-7-证券研究报告电力设备新能源1、波动性能源带来的电力安全稳定挑战1.1、电力商品的特殊性电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩溃，乃至大停电。电力市场相较于普通商品市场具有显著的特殊性：（1）无仓储性：生产、交割和消费几乎同时完成，交割速度远快于一般商品；（2）同质性：不带有任何生产者的标识，电能实际生产和消费过程中不存在对应性；（3）可预测性：电能需求在较长周期内会以日或周为单位呈现周期性波动；（4）生产资料和生活资料的双重属性：既关系国计，又关系民生。电力市场服务具有广泛性及其产品的不可替代性，电力需求与国民经济的发展呈现显著的正相关性，既要遵循市场规律，又要顾及社会承受能力。图1：电力系统运行实时平衡示意图电气/储能/机械/化学/电化学/……水电火电核电升压变压器风电生物质能发电集中式光伏降压变压器中低压电网电动汽车工业用户商业用户居民用户高压电网发输配用全过程实时平衡多种储能技术气/热/冷/氢/机械/……多种能源形式屋顶光伏资料来源：清华大学，《清华大学电机系九十周年》系统停电、缺电、限电是短时电力不平衡的一个重要表征因素。受设备故障、停运检修、功率大规模波动等影响，当系统发电容量或输电容量不能满足负荷需求时，若没有灵活性的资源进行调节补充，便会造成系统停电，严重时有可能造成系统性的大停电事故，如2021年2月中旬，美国得克萨斯州受极端寒冷天气影响，电力供需严重失衡，电力现货价格暴涨，发生大面积、轮流停电事故；又如2021年7月后，中国大陆局部地区电力缺口问题开始逐渐显现，自2021年9月24日开始，中国大陆多个省份开始出现大规模限电状况，其中以中国东北地区的辽宁、吉林、黑龙江三省尤为严峻。图2：2021年美国德州大停电系统负荷削减曲线图3：2020年美国德州电力系统电源结构CoastEastFarWestNorthNorthCentralSouthSouthCentralWestCoal:12.74%NaturalGasCombinedCycle:35.85%NaturalGasGasTurbine:7.11%Storage:0.34%Nuclear:4.3%Hydro:0.47%OnshoreWind:23.33%PV:4.11%Biomass:0.16%OtherNaturalGas:10.95%资料来源：VCE，ERCOTWinterStormUriBlackoutAnalysis（February，2021）资料来源：VCE，ERCOTWinterStormUriBlackoutAnalysis（February，2021）敬请参阅最后一页特别声明-8-证券研究报告电力设备新能源电力系统可靠性指标是系统供电能力的重要指标，指电力系统按可接受的质量标准和所需数量不间断地向电力用户供应电力和电量的能力。据中国电力企业联合会发布的电力可靠性指标，2019年全国50个主要城市用户平均停电时间6.04小时/户，全国平均值为13.72小时/户。其中，城市地区用户平均停电时间2.22小时/户，全国平均值为4.50小时/户；农村地区用户平均停电时间8.28小时/户，全国平均值为17.03小时/户。上海、深圳、厦门的用户平均停电时间低于1小时/户，拉萨、长春的用户平均停电时间超过15小时/户。图4：2019年全国主要城市电力可靠性指标资料来源：中国电力企业联合会1.2、高比例可再生能源加大电网可靠性压力长时间来看，新能源发电可以满足电量平衡需要，但由于出力波动，在短时内无法满足电力平衡需要。新能源出力具有不确定性、间歇性以及不可控性的特点，为电力系统维持发电及负荷的实时平衡带来挑战。由于新能源机组出力具有间歇性，同样容量的新能源机组与常规火电或水电机组带负荷的能力并不相同，因此电力系统充裕度分析中新能源容量无法与常规机组同等对待。以风电为例，风电可信容量指等可靠性前提下风电机组可以视为的常规机组容量大小，风电容量可信度为其可信容量占其装机容量的比例，根据王彤等对南网的可靠性评估结果，南网2020年风电的容量可信度在0.67%~18.75%之间。而方鑫等人在《并网光伏电站置信容量评估》一文中测算，光伏的容量可信度在54%~56%之间。图5：2020年五省区风电容量可信度图6：系统可靠容量供给图资料来源：王彤等，《风电并网对南方电网可靠性的影响评估》资料来源：刘永奇等，《能源转型下我国新能源替代的关键问题分析》敬请参阅最后一页特别声明-9-证券研究报告电力设备新能源系统灵活运行能力是电力系统转型的核心。灵活性用于衡量电力系统管理供需波动性和不确定性的能力，随着波动性可再生能源的日益增长，系统灵活运行能力变得更加重要。（1）波动性是可再生能源发电企业的固有属性，最大发电量随气候状况波动，对波动的预测准确性取决于预测时间；（2）波动性可再生能源占比大小，影响了电力系统转型不同阶段对系统灵活性的部署需求；（3）灵活性要求在不同时间范围内存在较大差异。表1：波动性可再生能源特性比较风电光伏发电厂波动性在次季节尺度上通常具有随机性；地方气候状况可能有一定的规律。行星运动（天数，季节），有统计叠加（云、雾、雪）等集中时的波动性通常具有很强的地理平滑化效应。若形成“钟型曲线”，则效益有限。集中时的不确定性发电的曲线与时间未知。已知发电曲线的比例因子未知。爬坡取决于资源；极端事件通常较少。频繁发生，基本确定，具有重复性，波动幅度较大模块化社区为最小单位。家庭为最小单位。技术非同步电网连接和机械能发电。非同步电网连接和电子发电。设备利用率约20%至50%。约10%至25%。资料来源：IEA（2017e)，GettingWindandSunontotheGrid:AManualforPolicyMakers系统灵活性在不同时间尺度下需求各异，长时间以满足电量平衡、短时间以满足电力平衡为主要特点。维持电力稳定供应需要在所有时间尺度内（从瞬时到数年）平衡供应和需求，因此需要考虑不同时间尺度内的系统灵活性。短期灵活性与系统的稳定性有关，包括电压和频率管理等，主要考虑供需不平衡导致的频率偏差；长期灵活性与容量和资源的可用性有关，主要考虑非波动性可再生能源组合，以满足波动性可再生能源偏离预期发电比例时的系统电量平衡需求。表2：电力系统灵活性的不同时间尺度灵活性类型超短期灵活性/稳定性极短期灵活性短期灵活性中期灵活性长期灵活性极长期灵活性时间尺度亚秒到数秒数秒到分钟数分钟到数小时数小时到数天数天到数月数月到数年问题在非同步发电占比较高时，保证系统稳定性（电压和频率稳定）在波动性发电占比较高时，保证短期频率控制应对更频繁、更快速和更不可预测的供需平衡变化，并进行系统调节提前一小时和一天，确定可用发电资源的运行计划，应对系统状况解决因特定天气出现导致波动性发电的长期供应过剩或不足平衡波动性发电的季节性和年际可用性与电力需求与系统运行和规划的下列领域有关动态稳定性（惯性响应，电网强度）主一次和二次频率响应，包括自动发电控制自动发点控制，经济调度，平衡实时市场，调节经济调度适用于提前一小时，机组组合适用于提前一天机组组合，调度，充裕度水火电协调，充裕度,电力系统规划资料来源：IEA，《中国电力系统转型》波动性可再生能源并网会对电力系统产生多种影响。这些影响并非突然出现，而是随着波动性可再生能源渗透率的提高而逐步增多。2021年风电、光伏发电量9785亿千瓦时，占全社会用电量的比重首次突破10%，达到11.7%，已进入第3阶段，有些省份已经进入第5、甚至第6阶段，对系统灵活性的要求不断提高。第1阶段：已部署第一批波动性可再生能源发电厂，但对系统基本没有影响；只会造成极少的局部影响，例如在发电厂的并网点。第2阶段：随着波动性可再生能源发电厂数量的增加，负荷与净负荷之间的变化日益明显。改进系统运行方式以更充分地利用现有系统资源，通常足以满足系统并网要求。敬请参阅最后一页特别声明-10-证券研究报告电力设备新能源图7：波动性可再生能源并网阶段划分（2017年）资料来源：IEA，《中国电力系统转型》表3：并网第1至第4阶段的相关影响概述属性(随着各阶段的推进累加)第1阶段第2阶段第3阶段第4阶段从系统角度的特点总结在整个系统层面，波动性可再生能源发电容量并不重要系统运营商关注到波动性可再生能源发电容量随着供需平衡的起伏加大，灵活性变得更重要稳定性变得重要。在个别时间,波动性可再生能源发电容量满足近100%的需求对现有发电企业的影响负荷与净负荷之间没有显著差异净负荷的不确定性和波动性没有显著提高，但为了消纳波动性可再生能源，现有发电企业需要对运行模式做出小幅调整净负荷波动性加大。运行模式有较大差异;连续运行的发电厂数量减少没有发电厂全时运行;所有发电厂调整发电量，以消纳波动性可再生能源对电网的影响靠近并网点的地方电网状况(若有)极有可能影响地方电网状况;电网内电力潮流转移可能导致输电阻塞受到不同地点气候状况的影响，电网内电力潮流模式出现显著变化;电网高压和低压部分之间双向电力潮流增加要求电网强化，改善电网在扰动后恢复的能力挑战主要取决于电网中的本地状况需求和VRE发电量的匹配情况灵活资源的可及性系统承受扰动的强度资料来源：IEA，《中国电力系统转型》第3阶段：供需平衡难度更大，需要系统性地提高电力系统灵活性，现有设施和改进运行方式难以满足这一要求。第4阶段：在某些特定时段，波动性可再生能源发电量足以提供系统大部分电力需求，电力系统在系统受到扰动后迅速响应的方式发生变化。可能涉及到规则调整，使波动性可再生能源发电也要提供频率响应服务，如一次调频和二次调频。第5阶段：波动性可再生能源发电量经常超过电力需求，如果没有额外处理方式，将导致出现净负荷的结构性过剩，增加弃电风险。（1）将用电需求向波动性可再生能源发电量较高的时期转移；（2）通过电气化创造新需求；（3）增加与相邻系统的电力交换。第6阶段：提高波动性可再生能源占比的主要挑战是：在风能和太阳能可用率持续较低时（比如数周）如何满足电力需求，以及供应不易于电气化的应用需求。因此，这个阶段需要季节性储能，以及应用氢等合成燃料。敬请参阅最后一页特别声明-11-证券研究报告电力设备新能源1.3、电力市场改革体现电力发展周期电力作为特殊的商品和生产要素，具有时间价值和空间价值。（1）电力具有时间价值：一天内不同时刻负荷大小不同，负荷高的时刻发电成本高，负荷低的时刻发电成本低，分时电价反应不同时刻的边际机组发电价格；（2）电力具有空间价值：不同地区电力资源供求关系不同，负荷中心发电资源稀缺，发电成本高，电源中心发电资源富裕，发电成本低，节点/分区电价反应不同地区的边际机组发电价格。图8：电力的时间价值图9：电力的空间价值现货市场中，不同时间、不同负荷水平，市场价格不同资料来源：北京清能互联科技有限公司，《电力市场概论》资料来源：北京清能互联科技有限公司，《电力市场概论》图10：电力体制改革历程199720022015撤销电力部成立国家电力公司“5号文”第一次电改“厂网分离”“9号文”第二次电改售电侧放开发电输电配电售电市场结构全产业链计划性一体化国家电力公司政府定价市场结构市场结构交易路径五大发电集团各类资本发电厂国家电网、南方电网输配售一体化上网电价、销售电价政府定价五大发电集团各类资本发电厂国家电网、南方电网、蒙西电网严格监管下自然垄断存量配网：地市供电局计划性用电：镇街供电所增量配网：社会资本进入市场化用电：各类售电公司发电厂A发电厂C发电厂B交易中心电网企业售电公司大用户计划性用户市场化用户计划性发电、输配电价、计划性用电、由政府定价“118号文”全国统一电力市场2021电网代购向全部进入市场过渡电力富余，计划体制向市场体制过渡区域产能过剩、调度不灵活、省间交易壁垒，发电公司与电网公司独立运营经济发展放缓、电力行业产能过剩、电价未能反映真正成本新能源占比提高、市场化决定电价、提高运行效率2022“1439号文”全部进入电力市场1985-1987“72号文”，集资办电，“三公”调度垂直一体化公用事业电力部政府定价“电荒”，省为主体，第三方允许建电厂2017第一批现货试点市场结构市场化发电、用电价格、由市场形成资料来源：发改委、国家能源局，舒印彪《构建新型电力系统八点建议》等，光大证券研究所绘制电力市场改革可发挥市场优化配置资源作用,经济发展放缓、电力行业产能过剩、电价未能反映真正成本，构成了电力行业市场化改革的最强大动力。第一阶段：“电荒”问题促使垂直一体化的电力部进行所有制结构改革。20世纪80年代，中央政府财政资金并不充裕导致电力投资严重不足，第三方被允许投资发电项目。中央政府于1987年开始实施“三公”调度原则，以确保电力调度的“公开、公平、公正”。第二阶段：成立国家电力公司，计划体制改造成由市场配置资源的体制。1997年，为减少政府干预经济，电力行业的大部分资产都从电力工业部转移至新成立的国家电力公司。敬请参阅最后一页特别声明-12-证券研究报告电力设备新能源第三阶段：区域产能过剩、调度不灵活、省间交易壁垒，促成第一次电力体制改革。2002年，《电力体制改革方案》（中发[2002]5号文件）发布，实现“厂网分开”、“政企分开”，发电公司与电网公司开始独立运营。第四阶段：经济发展放缓、电力行业产能过剩、电价未能反映真正成本，第二次电力体制改革迎难而上。2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号文）正式印发，目标是实现“三放开、一独立、三加强”，管住中间，放开两头，激活发电侧与售电侧市场动力。第五阶段：促进新能源消纳、市场化决定电价、提高运行效率，全国统一电力市场建设正式启动。2021年10月，《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）发布，燃煤发电量全部进入电力市场、工商业用户全部进入电力市场。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）印发，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。图11：发电设备利用小时变化3,5004,0004,5005,0005,5006,0006,5001970197119721973197419751976197719781979198019811982198319841985198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021全部发电设备平均利用小时火电设备平均利用小时装机增速低于发电量增速时，发电机组利用率便出现上升，反之则下降。第一阶段：“电荒”，省为实体建电厂第二阶段：电力富余，成立国家电力公司第三阶段：调度不灵活，厂网分开第四阶段：产能过剩，管住中间，放开两头第五阶段：新能源主体，全国统一电力市场资料来源：wind，国家统计局，光大证券研究所绘制；单位：小时图12：电力装机与发电量增速变化0%5%10%15%20%25%1970197119721973197419751976197719781979198019811982198319841985198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021总装机增速发电量增速装机增速的变动趋势往往落后于电量增速，这是造成机组利用率呈现较强周期性的原因第一阶段：“电荒”，省为实体建电厂第二阶段：电力富余，成立国家电力公司第三阶段：调度不灵活，厂网分开第四阶段：产能过剩，管住中间，放开两头第五阶段：新能源主体，全国统一电力市场资料来源：wind，国家统计局，光大证券研究所绘制敬请参阅最后一页特别声明-13-证券研究报告电力设备新能源图13：火电机组装机与发电量增速变化-10%-5%0%5%10%15%20%25%-10%-5%0%5%10%15%20%25%1970197119721973197419751976197719781979198019811982198319841985198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021电量增速-装机增速装机/发电量增速火电电量增速-火电装机增速（右）火电装机增速（左）火电发电量增速（左）装机增速低于发电量增速时，发电机组利用率便出现上升，反之则下降；发电量增速与装机增速之差可以认为近似等于机组利用率变动幅度资料来源：wind，国家统计局，光大证券研究所绘制图14：电力投资与电力弹性系数01,0002,0003,0004,0005,0006,00000.20.40.60.811.21.41.61.82000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021投资金额电力弹性系数/投资系数电源投资（右）电网投资（右）电力消费弹性系数（左）电力生产弹性系数（左）电源投资/电网投资（左）平均电力生产、平均电力消费弹性系数为1.06，略高于GDP增速电网投资/电源投资具有周期性，电网投资高于电源投资资料来源：wind，国家统计局，光大证券研究所绘制；单位：亿元（右）敬请参阅最后一页特别声明-14-证券研究报告电力设备新能源2、电力市场是优化资源配置的选择2.1、电力市场构成电力市场体系包括市场主体、交易对象、交易类型、价格形成机制等方面，电力市场的各子市场相互联系、相互制约，共同形成合力，推动整个能源电力经济的发展。电力市场体系中各类市场的划分有不同的维度，一般有交易数量和额度、市场性质、交易品种、时间、竞争模式等维度。从交易品种维度，电力市场划分为电能量市场、容量市场、辅助服务市场和输电权市场，从时间维度，电力市场又可以划分为电力现货市场和中长期市场。图15：电力市场构成划分维度交易数量和额度市场性质交易品种时间竞争模式子市场电力批发市场电力零售市场……电力实物市场电力金融市场……电能量市场辅助服务市场……电力批发市场电力零售市场……容量市场输电权市场单边市场双边市场资料来源：国家电网，《电力现货市场101问》电力市场的交易结构由垂直一体化向“管住中间、放开两头”转移。第一阶段：纵向一体，电力工业实行发供用一体化管理，不区分上网电价和输配电价。政府分类制定对用户的销售电价。第二阶段：单一买方，厂网分开，发电环节以标杆电价为核心的政府定价体系；销售环节目录销售电价，完善分时、两部制电价等制度；电网通过销售电价与上网电价之差补偿成本。第三阶段：趸售竞争，建立独立输配电价机制，逐步放开上网电价、销售电价。第四阶段：零售竞争，发电侧燃煤电量全部进入市场，销售侧全面取消目录销售电价，10kV以上用户全部进入电力市场。图16：电力市场交易结构纵向一体单一买方趸售竞争零售竞争发电输电配电输电配电输电输电发电发电发电发电发电发电发电发电发电配电配电大用户配电配电配电零售零售大用户用户用户大用户用户大用户用户用户用户用户用户用户用户资料来源：北京清能互联科技有限公司，《电力市场概论》敬请参阅最后一页特别声明-15-证券研究报告电力设备新能源电能量交易包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。集中竞价交易指设置交易报价提交截⽌时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。滚动撮合交易是指在规定的交易起⽌时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布邀约，由符合资格要求的另一方提出接受该邀约的申请。集中竞价交易的市场出清价格，按买卖双方报价排序，以社会福利最大化的原则出清，即买方价格由高至低、卖方价格由低至高的顺序优先交易。表4：电力市场交易基本规则类别交易方式交易周期双边协商交易双边交易市场主体之间自主协商交易电量、电价，形成双边协商交易初步意向后，经相关方确认并校核后形成交易结果年度、月度、周等，或随时协商、规定时限内提交集中交易集中竞价市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，市场运营机构进行集中出清，确定最终的成交对象、成交电量或容量与成交价格等年度、月度、周、日前、实时等挂牌交易市场主体通过电力交易平台，将意向交易电量的数量和价格等信息对外发布邀约（挂牌），由符合资格要求的另一方提出接受该邀约的申请（摘牌）年度、月度、周等滚动撮合交易在规定的交易起⽌时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交年度、半年度、季度、月度资料来源：发改委、国家能源局，《电力中长期交易基本规则》，光大证券研究所整理图17：电力市场出清价格示意图18：集中竞价优先交易顺序示意价格交易量卖方中标量买方中标量MCP资料来源：清华大学，《电力市场概论》资料来源：清华大学，《电力市场概论》2017-2021年，中国市场交易电量呈上升趋势。据中国电力企业联合会统计，2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3个百分点。省内交易电量（仅中长期）合计为30760.3亿千瓦时，省间交易电量（中长期和现货）合计为7027.1亿千瓦时。2017-2021年期间，市场交易电量复合增长率23.3%。敬请参阅最后一页特别声明-16-证券研究报告电力设备新能源图19：电力市场化交易构成图20：2017-2021年中国市场交易电量及变化趋势市场化发电市场化用电（45%）输配电价输配电价购销价格新能源（13%）水电、核电、气电等优先购电（居民、农业电价）（27%）电网代理（28%）市场定价政府定价市场定价政府定价0%10%20%30%40%50%60%70%050001000015000200002500030000350004000020172018201920202021市场化交易电量增长率/全社会用电量占比市场化交易电量省内交易（左）省间交易（左）全社会电量占比（右）增长率（右）资料来源：国家电网，《现货市场建设相关政策解读》资料来源：中国电力企业联合会，光大证券研究所绘制；单位：亿千瓦时备注：2020年省内、省间数据为1-10月交易总量，橙色部分为11-12月增量电价由上网电价、输配电价、线损折价、政府基金及附加、销售电价几部分组成，用户侧拿到的销售电价是发电侧上网电价、电网侧输配电价、线损折价与政府基金及附加之和。发电侧上网电价由“弥补成本、合理利润”原则转向通过竞争形成市场交易价格；输配电价由政府监管，按“准许成本+合理收益”原则核定，平均输配电价确定后，再分电压等级、分用户类别确定具体的输配电价标准。图21：电价构成图22：PJM电价及其构成上网电价+输配电价+线损折价+政府基金及附加=销售电价上网电价输配电价政府基金及附加销售电价主要弥补发电环节电能生产成本。主要弥补电网环节电力输配成本。由国务院批准，通过电价征收的非税收入,包括重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金、可再生能源电价附加等。电力用户承担的最终用电价格。电能,35.23,73.7%容量,6.02,12.6%输电,4.71,9.9%调频,0.25,0.5%运行备用,0.75,1.6%PJM花费,0.32,0.7%无功,0.35,0.7%输电所有者,0.08,0.2%同步备用,0.04,0.1%黑启动,0.03,0.1%资料来源：国家电网，《图说电价》资料来源：谢开，《美国电力市场运行与监管实例分析》，光大证券研究所整理；单位：美元/MWh以PJM（PJM是美国最大的区域电力市场运营商）电价构成为例，其2012年的平均电价为47.78美元/MWh，其中电能费用为35.23美元/MWh，占电价的73.7%；容量费用为6.02美元/MWh，占电价的12.6%；输电费用为4.71美元/MWh，占电价的9.9%；运行备用、调频、无功分别为0.75美元/MWh、0.25美元/MWh、0.35美元/MWh，占电价的1.6%、0.5%和0.7%。敬请参阅最后一页特别声明-17-证券研究报告电力设备新能源图23：2020年各类发电上网电价图24：输配电价组成0.360.630.380.260.540.820.670.30.330.44燃煤发电燃气发电核电水电风电光伏发电生物质发电上网电价（不含补贴）上网电价输配电价由政府监管，按“准许成本+合理收益”原则核定平均输配电价输配电准许总收入总售电量=÷准许成本合理收益各项税金平均输配电价确定后,再分电压等级、分用户类别确定具体输配电价标准。独立的输配电价机制,使得输配环节与上网环节、销售环节分离开来,为放开发、用电价格奠定了重要基础。++资料来源：国家电网，《图说电价》；单位：元/kWh资料来源：国家电网，《图说电价》《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）发布后，高耗能用户年度交易价格上涨。1439号文规定燃煤机组上网电价和工商业用户目录电价全面取消，进一步扩大了市场化交易空间。大部分地区2022年年度中长期交易价格涨幅接近20%上限，高耗能用户年度交易价格最高上涨46%（宁夏），在一定程度上缓解了煤电企业燃料成本上涨压力。图25：2022年部分地区年度中长期交易价格上浮比例（较燃煤基准电价）0%5%10%15%20%北京天津河北冀北山西上海江苏浙江安徽福建湖北河南重庆吉林黑龙江陕西甘肃宁夏新疆资料来源：国家电网，《现货市场建设相关政策解读》销售电价分类别核定，主要包括大工业、一般工商业、居民生活和农业生产四类。销售电价的定价机制又可分为分时电价、阶梯电价、两部制电价三类，其中分时电价体现电力的时间价值，包括峰谷电价、季节电价、丰枯电价（指水电），电力紧缺时电价高、电力富裕时电价低；阶梯电价引导居民建立节约消费，根据累计电量大小分阶段实行不同的电价标准，累计电量越大、电价标准越高；两部制电价体现电力投资的合理性，在电量电价之外，按用电设备容量或最大需量另外收取一部分电费，避免“大马拉小车”，从而节约用电、提高设备利用率。敬请参阅最后一页特别声明-18-证券研究报告电力设备新能源图26：销售电价分类用电分类电压等级电量电价基本电价平段元/千瓦时尖峰元/千瓦时高峰元/千瓦时低谷元/千瓦时最大需量元/千瓦·月变压器容量元/千伏安·月居民生活用电一户一表不满1千伏第一档---第二档---第三档---1~10千伏及以上第一档---第二档---第三档---合表不满1千伏---1~10千伏及以上---一般工商业用电（单一制）不满1千伏--1~10千伏--35千伏及以上--大工业用电（两部制）1~10千伏35~110千伏110千伏220千伏及以上农业生产用电不满1千伏-----1~10千伏-----35千伏及以上-----其中：农业排灌用电不满1千伏-----1~10千伏-----35千伏及以上-----“一户一表”居民用户执行阶梯电价政策电量电价按照时段划分峰谷价格执行两部制的工商业用户在电量电价以外，可选择变压器容量、最大需量或实际需量方式执行基本电价资料来源：国家电网，《图说电价》，光大证券研究所2.2、现货市场电力现货市场是发现电力价格、激励响应的核心环节。电力现货市场主要可开展日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展备用、调频等辅助服务交易。日前市场于运行日前一日以天为时段组织交易的电能量市场，日内市场是日前市场关闭后，市场成员进行发用电计划微调的平台，实时市场是实际运行前5-15分钟组织的电力实时交易平台。图27：电力现货市场与其他市场的联系图28：电力现货市场构成交易对象时间金融物理实时日前中长期市场性质输电权辅助服务电量容量日前运行日前一天日内运行日当天实时实时运行时现货日前及更短时间内的考虑供需平衡和安全约束的电力产品交易的市场。日前市场日内市场实时市场日前市场是于运行日的前一日以1d为时段组织交易的电能量市场日内市场是日前市场关闭后市场成员进行发用电计划微调的平台实时市场是在实际运行前5~15分钟组织的电力实时交易平台，为电量供给和阻塞管理提供经济信号资料来源：清华四川能源互联网研究院，《电力现货市场基本原理及案例分析》资料来源：清华四川能源互联网研究院，《电力现货市场基本原理及案例分析》全国已确定两批共14个地区作为现货市场试点。2017年8月，国家发改委办公厅、国家能源局发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确第一批选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展电力现货市场建设试点，并于2018年底前启动电力现货市场试运行，同时积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。2021年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，敬请参阅最后一页特别声明-19-证券研究报告电力设备新能源明确了电力现货试点范围扩大，拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。现货市场可发现电力实时价格，准确反映电力供需。日前、实时现货价格可及时、准确发映供需形势和发电侧成本变化，为中长期交易价格提供参考，有助于能源行业上下游价格传导。以山西现货市场电力交易为例，2021年9月、2021年12月、2022年1月、2022年3月期间，实时市场与日前市场的平均上网电价分别为353.29元/MWh和353.40元/MWh，但实时成交均价与日前成交均价表现出明显的波动性，如2021年9月19日的日前成交均价为935元/MWh，而实时成交均价仅517元/MWh，实时电价下浮44.7%;而2022年3月1日的日前成交均价为154元/MWh，实时成交均价407元/MWh，实时电价上浮164.3%。图29：山西现货市场电力交易价格及交易电量（2021年9月、12月、2022年1月、3月）0100020003000400050006000010020030040050060070080090010002021/9/12021/9/162021/12/12021/12/162021/12/312022/1/152022/1/302022/3/142022/3/29成交电量电力交易价格实时市场交易电量（右）实时成交均价（左）日前成交均价（左）月度均价（353元/MWh）资料来源：泛能网电力交易公众号，光大证券研究所绘制；单位：元/MWh（左），万千瓦时（右）广东现货市场日前成交价较燃煤基准价平均上浮21.5%、实时成交价较燃煤基准价平均上浮24.2%。以2021年11月至2022年4月广东现货市场交易数据统计分析，6个月的日前成交均价为562.4/MWh、实时成交均价为575.1/MWh，日前市场与实时市场成交均价相近，均高于燃煤基准价（463元/MWh）。日前成交电价与实时成交电价表现出明显的波动性，日前市场成交均价较燃煤基准价最高上浮85%、最高下浮55%；实时成交均价较燃煤基准价最高上浮103%、最高下浮40%。图30：广东现货市场电力交易价格及浮动比例（2021年11月至2022年4月）-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%10020030040050060070080090010002021/11/22021/12/22022/1/22022/2/22022/3/22022/4/2浮动比例成交均价实时浮动比例（右）日前成交均价（左）实时成交均价（左）资料来源：广东电力交易中心，光大证券研究所绘制；单位：元/MWh（左）敬请参阅最后一页特别声明-20-证券研究报告电力设备新能源电力现货交易促进新能源消纳。可再生能源出力存在不确定性，由于负荷不会发生剧烈变化，当可再生能源大发时，需要以火电为主的机组降低自身出力，为可再生能源让出发电空间。然而，由于火电存在最小出力的限制，同时火电也无法实现迅速停机，因此能够出让的发电空间有限。若出让的发电空间小于新能源增加的发电，则会造成新能源的弃置情况。现货市场利用价格信号挖掘发用两侧调节能力，提升新能源消纳空间，在新能源大发期间，现货市场价格下降直至为零，引导火电机组主动停机或降低出力下限，将发电空间让给新能源，用户侧及时根据价格信号调整用电习惯，释放用户侧调节空间。图31：电力现货市场中弃风弃光的原因功率小时123456……………12……………18…………2324系统需求曲线理想：应发尽发实际：弃置能源新能源出力火电机组出力火电最小出力火电最小出力新能源弃置量资料来源：清华大学，《电力市场的原理、变革与关键问题》2.3、中长期电力市场中长期电力市场占市场化交易电量的主体部分。电力中长期市场指符合准入条件的发电厂商、电力用户、售电公司和独立辅助服务提供主体等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。根据国家发展改革委员会、国家能源局2020年发布的《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》，对中长期合同签订提出“六签”要求，其中“全签”、“长签”明确表示，用户签约电量不低于上一年实际用电量的95%或前三年用电量平均值，生产经营调整较大的用户可适当放宽至不低于90%，并鼓励签订2~3年甚至更长周期的合同。图32：电力市场组成及各阶段交易电量新增容量容量能量备用PPA和长期合同容量市场中长期市场日前市场日内市场辅助服务及运行备用市场实时平衡市场系统运行长期市场中期市场现货市场未来15~35年未来3~4年月前日前日内30~60分钟时间锁定远期价格规避现货价格波动风险确定能量市场70%以上交易量需求预测准确率达97%设备状态基本确定形成可执行的交易计划形成日前分时价格确定97%左右的交易量修正日前预测偏差确保实时电力平衡反映系统超短期的资源稀缺程度确定3%左右的交易量资料来源：IEA《中国电力系统转型》，北京清能互联科技有限公司《电力市场概论》，光大证券研究所绘制敬请参阅最后一页特别声明-21-证券研究报告电力设备新能源中长期市场与现货市场的协调是电力市场组织模式的核心。现货价格能够为中长期交易价格提供参考，现货价格、中长期价格逐渐趋同、动态平衡。中长期市场结果在现货市场应用，按中长期交易和现货市场的衔接方式，主要分为集中式模式和分散式模式两种典型模式。第一批现货市场试点中，广东、甘肃、山西、山东、浙江以集中式为主，蒙西、福建、四川以分散式为主。（1）集中式模式：以中长期差价合约管理，配合现货交易采用全电量集中总价模式。该模式下，发电厂商和电力用户达成的双边合约仅用于结算，并不要求在机组组合和发电计划安排中执行；（2）分散式模式：以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节。该模式下，市场主体在不同时间尺度的实物电能量市场交易，但不排除电力金融衍生品交易。图33：分散式交易模式（物理合约）图34：集中式交易模式（差价合约）功率小时优化空间中长期合约电力曲线固化空间功率小时优化空间中长期合约电力曲线资料来源：清华大学，《电力市场的原理、变革与关键问题》资料来源：清华大学，《电力市场的原理、变革与关键问题》表5：中长期与现货市场的协调地区组织模式交易方式省间交易发电侧电价用电侧电价统调煤电新能源水电燃机南方（以广东起步）集中式双边协商、集中竞价、挂牌交易和基数合同交易无节点边际电价全省统一结算点电价B类机组参与市场不参与，优先消纳不参与，优先消纳无容量电价，参与市场，结算以煤机和燃机标杆电价差值为补偿浙江集中式双边协商、集中竞价、挂牌交易和基数合同交易外来电占社会用电量的1/3系统边际电价加权平均电价参与市场不参与，优先消纳仅省统调水电参与保留容量电价，参与市场山西集中式采用双边协商、集中竞价、挂牌等方式开展有系统边际电价加权平均电价参与市场优先消纳预测量，偏差电量按现货价格结算不参与，优先消纳不参与山东集中式年度双边、月度双边、竞价无系统边际电价发电侧节点电价加权参与市场当前不参与市场，全额消纳。当消纳受限时参与不参与，优先消纳无燃机四川分散式、集中式双边协同、集中挂牌、复式竞价撮合省间中长期+现货系统边际电价接受出清电价枯水期参与市场不参与，非水可再生能源保障性全额收购丰水期参与不参与甘肃集中式双边协商、集中竞价（撮合）、挂牌交易等方式省间中长期+现货分区边际电价出清最高电价参与市场特许权及扶贫机组等政策允许的特殊机组，作为价格接受者优先出清；剩余参与报价作为价格接受者参与，优先出清不参与福建分散式双边协商、集中竞价、挂牌交易无系统边际电价目录电价参与市场不参与，优先消纳不参与，优先消纳不参与蒙西分散式双边协商、集中竞价、挂牌交易无统一分时电价不参与市场定价参与市场申报次日发电出力预测曲线和分段电能量价格不参与，优先消纳不参与资料来源：各省电力现货交易细则，光大证券研究所整理敬请参阅最后一页特别声明-22-证券研究报告电力设备新能源广东市场中长期交易电量占比提高。根据广东电力交易中心数据显示，2021年12月，发电侧中长期交易电量179.4亿千瓦时，占市场总交易电量的49%，现货交易电量57.7亿千瓦时，占市场总交易电量的16%，中长期、现货交易电费109.6亿元，占总交易电费的60%。用户侧中长期交易电量179.4亿千瓦时，占总交易电量的76%，现货交易电量57.7亿千瓦时，占总交易电量的24%。2022年4月，发电侧中长期交易电量183.2亿千瓦时，占市场总交易电量的66%，现货交易电量6.7亿千瓦时，占市场总交易电量的2%，中长期、现货交易电费95.4亿元，占总交易电费的60%。用户侧中长期交易电量183.2亿千瓦时，占总交易电量的96%，现货交易电量6.7亿千瓦时，占总交易电量的4%。图35：广东电力市场结算情况（2021年12月）代购电量(亿千瓦时),128.5,35%中长期(亿千瓦时),179.4,49%现货电量(亿千瓦时),57.7,16%发电侧结算电量代购电量电费(亿元),59.3,33%市场电费(亿元),109.6,60%变动成本补偿(亿元),13.0,7%发电侧结算电费中长期电量(亿千瓦时),179.4,76%现货电量(亿千瓦时),57.7,24%用电侧结算电量资料来源：广东电力交易中心，光大证券研究所绘制；发电侧结算电量（左）、发电侧结算电费（中）、用电侧结算电量（右）图36：广东电力市场结算情况（2022年4月）代购电量(亿千瓦时),89.8,32%中长期(亿千瓦时),183.2,66%现货电量(亿千瓦时),6.7,2%发电侧结算电量代购电量电费(亿元),39.7,25%市场电费(亿元),95.4,60%变动成本补偿(亿元),23.5,15%发电侧结算电费中长期电量(亿千瓦时),183.2,96%现货电量(亿千瓦时),6.7,4%用电侧结算电量资料来源：广东电力交易中心，光大证券研究所绘制；发电侧结算电量（左）、发电侧结算电费（中）、用电侧结算电量（右）2.4、辅助服务市场辅助服务是电力系统灵活性的内在需求。辅助服务是为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。从功能的角度区分，电力辅助服务主要分为有功功率平衡服务、无功功率平衡服务、事故恢复服务三类，有功功率平衡服务主要包括调频、备用等，调峰是一种特殊的有功功率服务，是过渡期的服务品种；无功功率服务主要为无功功率调节、电压支撑；事故恢复服务主要是指黑启动。敬请参阅最后一页特别声明-23-证券研究报告电力设备新能源图37：电力辅助服务分类介绍有功平衡服务无功平衡服务事故应急及恢复服务一次调频二次调频调峰备用转动惯量爬坡当电力系统频率偏离目标频率时，常规机组通过调速系统的自动反应、新能源和储能等并网主体通过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务包括自动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等。并网主体通过自动功率控制技术，跟踪电力调度机构下达的指令，按照一定调节速率实时调整发用电功率，以满足电力系统频率、联络线功率控制要求的服务指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务在系统经受扰动时，并网主体根据自身惯量特性提供响应系统频率变化率的快速正阻尼，阻止系统频率突变所提供的服务为应对可再生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，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务自动电压控制调相运行稳定切机服务稳定切负荷服务黑启动利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布发电机不发出有功功率，只向电网输送感性无功功率的运行状态，起到调节系统无功、维持系统电压水平的作用。指电力系统发生故障时，稳控装置正确动作后，发电机组自动与电网解列所提供的服务指电网发生故障时，安全自动装置正确动作切除部分用户负荷，用户在规定响应时间及条件下以损失负荷来确保电力系统安全稳定所提供的服务。电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。电力辅助服务资料来源：国家能源局，《电力辅助服务管理办法》，光大证券研究所绘制电源侧资源是辅助服务的主要提供方。电力辅助服务的提供方来自电源侧、电网侧、负荷侧等多个方面，电源侧是辅助服务的主要提供方，可以提供所有品种的辅助服务，在补偿机制未建立时，辅助服务通常是由传统电源义务提供；电网侧的调相机、SVC等主要提供无功平衡服务；负荷侧的需求响应可提供调频、备用服务；联络线主要用于区域间的能量交换，可提供调频、备用等服务；储能则可参与系统的调频、备用辅助服务，因其灵活性、可控性将发挥越来越大的作用。图38：电力辅助服务提供来源电力辅助服务提供来源电源电网负荷联络线储能传统电源可再生能源调相机SVC……价格响应可中断负荷……外来电外送电抽水蓄能电储能储冷储热……资料来源：国家电网，《电力现货市场101问》电力辅助服务与现货市场具有功率互补性。从保障发用电功率实时平衡的角度，备用辅助服务市场是保证电力日内实时平衡市场电能量供应充裕性的机制，调频辅助服务市场是保证实时平衡市场闭市后偏差电量平衡的机制。考虑到系统负荷存在不确定性，运行中开机的机组总容量应大于系统负荷需求，机组最小出力总和应小于系统负荷需求，偏差部分称为备用，分为上备用与下备用；除备用外，机组出力还需随电力系统的负荷波动而快速调整，这项服务称为调频辅助服务。敬请参阅最后一页特别声明-24-证券研究报告电力设备新能源图39：备用辅助服务与调频辅助服务功率小时系统需求曲线上备用下备用机组总容量机组最小出力总和调频调用曲线调频容量资料来源：清华大学，《电力市场的原理、变革与关键问题》电力辅助服务分为有偿服务与无偿服务两类。电力辅助服务管理实施细则明确了通过义务提供、固定补偿方式获取的电力辅助服务品种的相关机制，电力辅助服务市场交易规则主要明确了通过市场化竞争方式获取的电力辅助服务品种的相关机制。固定补偿方式综合考虑电力辅助服务成本、性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；市场化补偿形成机制应遵循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的原则。表6：各类电力辅助服务品种补偿机制电力辅助服务分类具体品种补偿方式固定补偿参考因素有功平衡服务一次调频义务提供、固定补偿、市场化方式（集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商）电网转动惯量需求和单体惯量大小二次调频常规机组：维持电网频率稳定过程中实际贡献量；其他并网主体：改造成本和维持电网频率稳定过程中实际贡献量调峰社会平均容量成本、提供有偿辅助服务的投资成本和由于提供电力辅助服务而减少的有功发电量损失备用转动惯量爬坡无功平衡服务自动电压控制义务提供、固定补偿、市场化方式（公开招标/挂牌/拍卖、双边协商）按低于电网投资新建无功补偿装置和运行维护的成本的原则调相事故应急及恢复服务稳定切机稳控投资成本、错失参与其他市场的机会成本和机组启动成本稳定切负荷用户损失负荷成本黑启动投资成本、维护费用、黑启动期间运行费用以及每年用于黑启动测试和人员培训费用资料来源：国家能源局，《电力辅助服务管理办法》电力辅助服务的补偿定价机制向“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”发展。电力辅助服务市场与电力现货市场密切联系，辅助服务欠补偿会造成电力灵活性资源短缺，进而可能造成电力现货市场供不应求、价格高涨、供电可靠性降低，也可能会影响可再生能源消纳；辅助服务过补偿则会造成资源错配，推高供电成本。电力市场辅助服务定价是对保证电能安全、优质输送而提供的额外服务的定价，由于市场模式的不同，费用的分摊机制不同，可分为发电企业承担、终端用户承担、共同承担和引发负责4种。敬请参阅最后一页特别声明-25-证券研究报告电力设备新能源图40：电力辅助服务费用分摊机制发电企业承担终端用户承担共同承担引发负责费用分摊方谁欠补、谁承担谁用电、谁承担谁受益、谁承担谁引起、谁承担分摊机制资料来源：国家电网，《电力现货市场101问》，光大证券研究所绘制常规火电是辅助服务费用补偿主体。以江苏2020年辅助服务市场费用为例，采用发电企业承担的分摊机制，不考虑省间补偿与特高压直流分摊，2020年辅助服务补偿费用收入合计9.01亿元，分摊费用7.99亿元。补偿费用收入中，以火电厂、燃机为主，分别为7.64亿元、1.11亿元，占总补偿费用收入的84.8%和12.4%；分摊费用中，以火电、风电为主，分别为4.14亿元、2.06亿元，占总分摊费用的51.9%和25.8%；光伏的分摊费用为0.26亿元，占总分摊费用的3.3%，新能源机组占分摊费用的29.1%。图41：江苏省2020年辅助服务费用统计0.020.010.007.641.110.22-2.06-0.26-0.68-4.14-0.48-0.36-6.00-4.00-2.000.002.004.006.008.0010.00风电光伏核电火电燃机热电分摊合计补偿合计资料来源：江苏省能监局，光大证券研究所绘制；单位：亿元2020年江苏辅助服务费用中调峰费用占65.6%，调频费用占25.8%，旋转备用费用占3.7%，无功服务费用占4.8%，另有黑启动费用0.1%。根据国家能源局对《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60号）、《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）的解读，现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。敬请参阅最后一页特别声明-26-证券研究报告电力设备新能源图42：江苏省2020年辅助服务补偿费用分类别统计227.28139.850.0476367.8211138.222193.400100002000030000400005000060000700008000090000风电光伏核电火电燃机热电调峰补偿AGC基本补偿AGC调用补偿有偿无功服务补偿AVC服务补偿旋转备用补偿黑启动补偿资料来源：江苏省能监局，光大证券研究所绘制；单位：万元据国家能源局通报的2018年电力辅助服务情况，2018年全国参与辅助服务的发电装机容量共13.25亿千瓦（新能源装机3.59亿千瓦），补偿费用共147.62亿元，占上网电费总额的0.83%。从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用最高的三个区域依次为西北、东北和华北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为3.17%，华中区域占比最低，为0.23%。从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额52.34亿元，占总补偿费用的35.46%；调频补偿费用总额41.66亿元，占比28.22%；备用补偿费用总额42.86亿元，占比29.03%；调压补偿费用10.33亿元，占比7%；其他补偿费用0.43亿元，占比0.29%。图43：2018年全国辅助服务费用分区域统计图44：2018年全国辅助服务费用分类别统计0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%05101520253035404550华北东北西北华东华中南方电费占比补偿费用补偿费用（左）电费占比（右）调峰,52.34,35.46%调频,41.66,28.22%备用,42.86,29.03%调压,10.33,7.00%其他,0.43,0.29%资料来源：国家能源局，光大证券研究所绘制；单位：亿元（左）资料来源：国家能源局，光大证券研究所绘制；单位：亿元从分项电力辅助服务补偿费用来看，调峰、调频和备用补偿费用占总补偿费用的90%以上。其中，东北、西北区域调峰补偿力度最大，西北、华北区域调频补偿力度最大，西北、南方区域备用补偿力度最大。总体来看，西北区域整体电力辅助服务补偿力度最大。敬请参阅最后一页特别声明-27-证券研究报告电力设备新能源2.5、容量市场容量成本回收机制是保证电力可靠性的重要支撑。新能源出力具有随机性、波动性，相对常规电源而言仅有电量替代效益而无容量替代效益，并不能独立保障可靠电力供给，而必须依赖煤电等其他常规电源提供容量保障。因此，随着系统电源结构中新能源占比逐步提升，煤电、气电等常规化石能源发电角色定位将发生改变，装机利用小时数将逐步下降，煤电将从提供电力电量保障的主力电源逐步转为以提供电力为主、电量为辅的调节及备用保障电源，气电将主要作为调节和保障电源。对于确保系统可靠性所需的发电机组，全年运行时间短，必须在较短运行时段内回收全部投资成本，因此单一能量市场需要引入容量成本回收机制，主要分为稀缺定价机制、容量成本补偿机制和容量市场三类。图45：容量成本回收机制补偿灵活调节保障电源高成本火电厂A中成本火电厂B低成本火电厂C可再生能源电厂变动成本固定成本价格容量系统需求出清价格出清价格超额覆盖成本难以覆盖成本仅覆盖变动成本无法覆盖变动成本资料来源：清华大学，《电力市场的原理、变革与关键问题》（1）稀缺定价机制：不单独设立固定投资回收机制，而是在电能量市场中设置上限很高的稀缺价格，发电商通过在供应紧张时段的短时极高价格来回收投资成本。（2）容量直接补偿机制：由政府或特定机构根据公允评估结果，直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定成本，补偿费用一般由电力用户分摊。（3）容量市场机制：将机组可用装机容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格，容量购买费用最终由所有用户分摊。图46：山东电力现货市场容量补偿电价资料来源：山东省发展和改革委员会敬请参阅最后一页特别声明-28-证券研究报告电力设备新能源山东现货试点提出容量费用补偿标准。《电力中长期交易基本规则》指出，对于未来电力供应存在短缺风险的地区，可探索建立容量市场，保障长期电力供应安全。对于燃烧机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制。山东省发改委于2022年3月发出《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，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）。2.6、灵活性市场资源图47：系统灵活性运行资源频率调整季节性套利运行备用负荷平衡若干秒若干分钟若干小时若干天若干月持续时间分布式/终端用户集中式/跨区输送电网公司/发电厂第三方/电网公司/发电厂抽水蓄能联络线路氢燃料灵活发电电池储能需求响应数字电网虚拟电厂智能充电储能改进电网灵活发电需求侧灵活性定位资料来源：IEA，《中国电力系统转型》系统能否在高比例波动可再生能源的情况下灵活运行，是电力系统转型的核心，且对于确保现代电力系统的安全性至关重要。电力系统灵活运行能力主要是指电力系统能够可靠且经济有效地应对全时间尺度的供需平衡变化和不确定性，从而确保电力系统瞬时稳定性、并支持长期供电安全。系统调节能力不足会降低电力系统的稳定性，或产生大量的弃电。电力系统灵活运行能力既来自电力供给侧，还可以通过电网基础设施，需求侧响应和电力存储来提供系统运行调节能力。在具有较高波动性可再生能源占比的电力系统中，发电侧以外的其他系统组成提供的系统灵活性极为关键。表7：灵活性提升手段比较提升手段优势不足火电灵活性改造单位调节容量投资小，调峰能力提升显著配合检修同步进行，周期短见效快改造的技术方案成熟，提升空间大配套政策与机制依赖性较高响应调节速度慢，冷启动需5小时抽水蓄能电站启动速度快不仅提升灵活性，还能作为事故备用和黑启动电源抽发损失25%，使用成本高地理条件受限电化学储能站全自动化控制，响应快速控制精度高，可全容量调节缺乏转动惯量，不利于控制电网频率前期投资高，性价比较低目前尚不具备大规模建设条件需求侧响应潜力大前景好价格信号传导机制形成需要较长时间提升效果存在不确定性需求侧资源可控性相对较差响应效果难以精确计量，有争议资料来源：张晶等，《火电机组灵活性改造的激励机制研究》，袁家海教授课题组，《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，光大证券研究所系统灵活性的重要性日益上升，主要包含三个转变：一是发电和储能各自对系统的贡献（电量贡献vs系统贡献），二是电网的角色转变，三是主动调整需求的措施。发电厂对系统可提供的贡献包括基本电量贡献和调节性电量贡献。（1）敬请参阅最后一页特别声明-29-证券研究报告电力设备新能源基本电量贡献用于衡量发电厂在何种程度上能够提供低成本电力，以满足特定时段需求。（2）调节性电量贡献用于衡量发电厂在何种程度上能够在特定时段为提供系统电量需求，以及其他关键系统服务。电池储能的反应速度和精确度，使其可以用于与开式循环燃气轮机机组类似的电力调节贡献。据郭剑波院士《中国高比例新能源带来的平衡挑战》分析，我国“十四五”期间将完成存量煤电机组灵活性改造2亿干瓦，增加系统调节能力3000~4000万千瓦，新增煤电机组中具备灵活调节能力的达1.5亿干瓦；到2025年，新型储能装机容量达到3000万干瓦以上；抽水蓄能规模2025年达到6200万千瓦以上，2030年达到1.2亿干瓦左右；到2030年，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。1）火电厂灵活性改造为保证成本效益和可靠性，传统发电厂必须具有灵活运行能力，并且可以在波动性可再生能源发电量较低时满足提供电力。由于波动性可再生能源发电的运行成本极低，因此对电力系统而言，最经济的方式是接受所有可用的波动性可再生能源发电，关闭运行成本更高的传统发电厂，同时利用电网基础设施、需求响应和储能资源等更为经济的系统灵活性资源。但为了维持系统稳定性，继续运营的其他传统发电厂必须有能力消纳风电和太阳能光伏发电。在这种全新的运行条件下，传统发电厂的运行时间和发电量可能减少，传统火电厂的灵活性改造显得尤为重要。改造内容包括：表8：火电厂灵活性改造参数比较参数改造前性能改造后性能最低稳定负荷（万千瓦）4427最大向上爬坡率（万千瓦/分钟）0.51.5最大向下爬坡率（万千瓦/分钟）0.51.5主要频率控制（30秒以内，万千瓦）1.84.5次要频率控制（5分钟以内，万千瓦）010资料来源：IEA，《中国电力系统转型》（1）稳定运行负荷范围：是指在有足够时间进行负荷调整时，发电机组可以稳定运行的工况范围，包括稳定运行发电量下限、稳定运行发电量上限。稳定运行范围越大，发电厂运行的灵活性越高。（2）爬坡率：是指在稳定运行范围以内升/降负荷的速度。向上和向下爬坡率取决于发电厂的技术特性和控制系统的技术属性。（3）最低运行时间和最低停机时间：是指发电机组必须在与系统同步后保持开机（最低运行时间），或在被停用时保持停机（最低停机时间）的时间限制。（4）启动时间：指达到最低稳定发电量水平所需要的时间。根据发电厂的运行状况，启动时间可进一步分为冷启动、暖启动和热启动。表9：纯凝机组、热电联产机组灵活性改造技术特点机组类型技术特点改造需求技术方案纯凝机组低负荷运行能力强，负荷调节灵活解决制煤、锅炉、汽机、辅机、排放系统的低负荷运行适应性问题重点关注低负荷排放和设备磨损及寿命问题磨煤机改造低负荷稳燃、脱硝技术汽机系统适应性改造热电联产机组热电耦合供热时调节能力差增加供热能力，降低供热时的强迫出力利用热储能实现热电解耦汽轮机旁路抽汽供热技术低压缸零出力供热技术高背压改造电极锅炉供热技术电锅炉固体储热技术资料来源：北极星电力网，光大证券研究所敬请参阅最后一页特别声明-30-证券研究报告电力设备新能源2）不同时间尺度储能应用电能存储是指可以吸收电能并能在未来释放电能的所有技术，按照能量存储形式可分为电储能、热储能、氢储能。电储能主要包含抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等机械储能技术；以及铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等电化学储能技术。各储能技术根据其输出功率、能量密度、储能容量、充放电时间等特点，将在不同的应用场景发挥最优储能效果。图48：各储能技术的系统额定功率与放电时间UPS电能质量电网支持负载转移大功率管理锂离子电池系统额定功率，模块尺寸额定功率下的放电时间抽水蓄能电站压缩空气储能液流电池：钒液流电池、铁铬液流电池、Zn-ClZn-AirZn-Br；多硫化物液流电池(PSB)、新化学电池钠硫电池（NaS）先进铅酸电池钠-氯化镍电池高能超级电容器铅酸电池镍镉电池镍氢电池高功率飞轮高功率超级电容器超导磁1kW10kW100kW1MW10MW100MW1GW小时分钟秒锂离子电池资料来源：IRENA2017,ElectricityStorageandRenewables:CostsandMarketsto2030表10：电力系统储能服务定性说明应用说明发电可再生能源并网一大规模可再生能源并网一爬坡时移可再生能源发电量，用于优化电网并网，减少弃电优化短期可再生能源发电量，改善电能质量，避免失衡电网运行频率控制输配电升级延迟输配电阻塞无电源启动电压支持使用不同响应模式，通过电力增加/减少，维持供需平衡延迟网络基础设施升级因避免因现有基础设施超载风险而产生的重新调度或本地价格差异网络中断后，不使用外部电源恢复发电厂运行通过无功电源/抑制比维持网络的电压水平用电峰值电源备用电源可再生能源自用账单管理减少在峰值时段由网络供应的需求，从而减少电网收费在网络故障时供电，保证电力质量和可及性最大程度使用自发电力，减少向网络的电力输出将用电时间从高电价时段转移到低电价时段，减少电费支出市场能源套利在批发或零售市场中，在低价时购买电力，在高价时售出资料来源：IEA，《中国电力系统转型》电能存储技术可以提供快速频率响应到大型能源储备等多种服务，覆盖了从超短时间尺度到长期时间尺度，可帮助应对与波动性可再生能源带来的挑战。储能作为一种灵活性的调节资源，具有实时功率平衡、提高系统容量系统、能量转移等功能价值、容量价值、能量价值。（1）电源侧，可时移可再生能源发电量，优化电源并网、减少弃电，优化短期可再生能源发电量，改善电能质量，避免功率失衡；（2）电网侧，使用不同响应模式，通过输出功率的增加/减少，提供调频、无功支撑等服务，维持供需平衡，同时可延迟网络基础设施升级，减小电网阻塞；（3）用户侧，可减少在峰值时段由网络供应电能的需求，将用电时间从高电价时段转移到低电价时段，减少电费，同时在网络故障时供电，保证电力质量和可及性。敬请参阅最后一页特别声明-31-证券研究报告电力设备新能源图49：储能在各应用场景、环节的价值体现实时功率平衡提高系统容量系数能量吞吐和转移能量价值新能源出力平衡电力流受端地区电网安全功率支撑、调频；应对电网安全事故电能质量管理改善新能源电站容量可信度容量备用阻塞管理容量费管理提高新能源消纳能力削峰填谷峰谷套利电源侧电网侧用户侧容量价值功能价值资料来源：郭剑波，《中国高比例新能源带来的平衡挑战》围绕“低成本、长寿命、高安全、易回收”目标，各储能技术应用场景：（1）长时储能方面：作用时间数小时以上，运行特点为大规模能量吞吐，主要应用场景为电网削峰填谷负荷调节。抽水蓄能作为最成熟的储能技术之一，以其大容量、长时间的特性，可用于大功率管理等场景；压缩空气储能同样具有大容量特点，且属于同步机组，具有良好的并网运行性能；氢能具有良好的环保价值，随着技术进步，在季节性储能方面的优势将得到发展。（2）短时储能方面：作用时间分钟至数小时，运行特点充放转换频繁，秒级响应，能量需求大，主要应用场景为平滑系统出力、二次调频、削峰填谷、提高设备利用率等。以电化学储能技术为主，依赖技术进步带来的成本减小，以及灵活的调节性能，在短时的功率调节方面具有显著优势。（3）功率支撑方面：作用时间为秒级，动作周期随机，要求毫秒级响应，大功率充放电，主要应用场景为电网支撑、一次调频、电能质量提升等。对储能技术要求高功率、高响应速度、高功率密度，超级电容与飞轮储能具有独特优势。图50：不同储能技术在各应用场景下经济性比较（2025年）图51：不同储能技术在各应用场景下经济性比较（2030年）资料来源：OliverSchmidtetal,ProjectingtheFutureLevelizedCostofElectricityStorageTechnologies资料来源：OliverSchmidtetal,ProjectingtheFutureLevelizedCostofElectricityStorageTechnologies根据Joule上发表的“ProjectingtheFutureLevelizedCostofElectricityStorageTechnologies”一文分析，通过抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子电池、液流电池、氢能等9项技术性能与电源侧、电网侧、用户侧等12个不同场景应用需求的对比研究，2030年各技术的成本平均下降36%（相较于2015年），届时锂离子电池将成为最具经济性的储能形式，在短时储能、功率支撑等方面具有明显的优势；抽水蓄能、压缩空气储能、氢能是长时储能最经济的选择，对于超过700小时放电时长的季节性储能，氢能可作为成本最低的选项。敬请参阅最后一页特别声明-32-证券研究报告电力设备新能源3）柔性输配电技术柔性输配电技术是提高电网利用率、保证分布式能源消纳的重要支撑。随着分布式发电比例的提升和电网组件的智能化，局部电网可以促进电力和数据的双向流动，从而在电网的各层面上实现更多交互。每条输电线路通常都有一个输送电力的额定容量，扩建电网基础设施总体来讲比新增波动性可再生能源需要的周期更长。使用柔性输电技术可以快速灵活地控制网络状况，使输电线路的运行更接近额定容量，提高现有网络的利用率，有助于解决波动性可再生能源可能导致的输电线路阻塞问题。图52：新型电力系统是混合发电系统资料来源：郭剑波，《新型电力系统特征与发展挑战》4）需求侧集成与虚拟电厂通过更好地匹配电力需求和波动性的电力供应，需求侧的调节可促进波动性可再生能源并网。（1）动态负荷转移。这类负荷调节会考虑短期或实时信息和控制信号，调整电力消费。最为重要的是，这类负荷调节并不会减少总电力消费，只是改变了消费的时间。（2）动态负荷削减。与动态负荷调整相反，动态负荷削减可以在关键时段减少电力需求，且不需要在稍后恢复该需求。（3）通过提高能效结构性减少电力需求。（4）通过电气化结构性增加电力需求。图53：灵活性资源、虚拟电厂、交易中心、调度中心三级架构资料来源：国家电网，《虚拟电厂与电力市场》虚拟电厂提供分散资源的聚合控制手段和交易途径。虚拟电厂依托互联网和现代信息通讯技术，把分布式电源、储能、负荷等分散在电网的各类资源相聚合，进行协同优化运行控制和市场交易，实现电源侧的多能互补、负荷侧的灵活互动，对电网提供调峰、调频、备用等辅助服务。敬请参阅最后一页特别声明-33-证券研究报告电力设备新能源3、电力产业链利润分布与市场空间3.1、电力行业产业链利润变化电力行业产业链包括上游原材料、中游准备制造、下游电力发输配用环节。上游原材料包括支撑装备制造的能源金属、工业金属，同时包括用于电力生产的煤炭等能源资源；中游装备制造包括电源设备制造、电网设备制造，同时包括电力工程的EPC组织；下游包括电力的生产、传输、配售和使用，其中电力生产环节包括火电、核电、水电、光伏发电、风力发电、生物质和其他能源发电，电力输送环节包括交直流输电与变电，配售环节包括中低压配电网与电能的售卖，用电环节包括工商业、居民等不同用户的电力设备安装、使用和负荷调节控制。图54：电力行业产业链水电火电核电升压变压器风电生物质光伏降压变压器中低压电网电动汽车工业用户商业用户居民用户高压电网发输配用上游原材料屋顶光伏电网设备制造电源设备制造能源金属煤炭工业金属中游装备制造资料来源：光大证券研究所绘制电力行业产业链利润总额整体向好。2021年电力行业利润总额6417.5亿元，同比增长20.9%，五年复合增长9.0%。受环境政策影响，可再生能源相关发展受益，原材料利润总额3746.8亿元，同比增长100.9%，五年复合增长20.8%；新能源制造利润总额1261.2亿元，同比增长80.7%，五年复合增长35.7%；新能源运营利润总额261.3亿元，同比增长38.1%，五年复合增长14.7%；水电行业利润总额524.6亿元，同比下降9.3%，五年复合增长3.6%。原材料、新能源制造、新能源运营、水电利润总额占比分别为58.4%、19.7%、4.1%和8.2%。图55：电力行业利润总额变化-60%-40%-20%0%20%40%60%80%1,00001,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021增长率利润总额原材料装备制造新能源制造火电水电新能源运营电网增长率（右）电力行业价值链利润向好资料来源：Wind，光大证券研究所绘制；单位：亿元（备注：数据统计采用申银万国行业分类（2021），电网环节采用国家电网、南方电网数据）敬请参阅最后一页特别声明-34-证券研究报告电力设备新能源受“市场煤、计划电”影响，火电行业利润水平存在较大波动。火电行业2008年、2021年利润总额为负，而2015年利润总额1000亿元，占电力行业整体利润的30.5%，同年煤炭仅占4.4%；2021年利润总额为-639.4亿元，同比下降183.1%。电网行业具有公用事业属性，在“准许成本、合理收益”原则下，自2015年电力体制改革以来，利润总额占比逐年下降，2016-2021年分别为28.5%、24.0%、21.8%、20.5%、13.2%和12.9%；2021年利润总额825.8亿元，同比增长17.5%。装备制造（电机、电网装备为主）利润水平主要受原材料价格和电源、电网投资影响，2021年利润总额为437.2亿元，同比下降13.6%。图56：电力行业利润总额产业链分布0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021原材料装备制造新能源制造火电水电新能源运营电网“市场煤+计划电”影响利润分配电网公用属性资料来源：Wind，光大证券研究所绘制（备注：数据统计采用申银万国行业分类（2021），电网环节采用国家电网、南方电网数据）电力行业具有一定的周期特性，装备制造、原材料、火电、电网板块收益轮动。电力作为主要的生产要素，与国民经济发展息息相关，经济快速发展则电力需求增长、电源投资提高、电网投资提高，经济增速放缓则电力供应过剩、电源投资减小、电网投资减小，同时电源电网投资具有稳增长特性。在板块收益轮动过程中，装备制造将首先释放利润弹性，随后是原材料、电力运营和电网运营。图57：电力行业产业链利润总额增长率-200%-100%0%100%200%300%400%500%600%20022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021原材料装备制造+新能源制造水电+新能源火电电网装备制造、原材料、火电、电网增长周期性资料来源：Wind，光大证券研究所绘制（备注：数据统计采用申银万国行业分类（2021），电网环节采用国家电网、南方电网数据）为了推演“十四五”、“十五五”期间电力行业产业链各环节的利润变化，我们引入系统价值的概念，并从系统价值、成本、环境收益三个维度进行比较。系统价值指新增某种技术的发电项目带来的净收益，是对平准化成本等经典发电成本衡量标准的补充，反映了新增发电容量对电力系统的影响，由该发电项目带来的敬请参阅最后一页特别声明-35-证券研究报告电力设备新能源综合效应（正面和负面效应相互作用）决定。如果一种技术的系统价值特别高，则即使该技术成本较高，但从系统角度来看该技术是可取的。（1）正面效应指的是可降低成本的所有评估因素，包括燃料成本降低，二氧化碳等其他污染物减排，降低其他类型发电装机的需求，甚至可能降低对电网的使用以及降低线路损失。（2）负面效应指的是某些成本的上升，如传统电厂投资回收成本增加和新建电网基础设施造成的成本增加。图58：波动性可再生能源成本与系统价值比较图59：波动性可再生能源成本、系统价值与竞争性关系•安装成本•运营和维护成本（燃料、排放等）•融资成本平准化成本积极影响：•降低燃料和排放成本•降低发电容量成本•降低电网成本或损失消极影响：•增加其他发电厂的损耗•增加输电网额外成本•弃风/充光系统价值C系统价值A成本调节需求A系统价值B成本调节需求B系统价值C成本提供调节资料来源：IEA，NextGenerationWindandSolarPower资料来源：IEA，NextGenerationWindandSolarPower波动性可再生能源发电虽然因技术迭代平准化成本不断降低，但高比例并入电网使系统成本提高。波动性可再生能源具有良好的环境效益，但由于负荷相关性及出力的不确定性，为保证系统的安全可靠运行与电力的稳定供应，需要其他调节资源进行补充，即提供系统价值。在此场景下，传统燃煤发电厂从提供基荷向提供平衡容量和系统价值转变，传统燃煤发电厂每年运行的时间较短并且启动次数较少，但系统可以在需要时随时调用，这部分系统价值需要以其他方式进行补偿。图60：中国能量平衡图（2020年）图61：中国能量平衡图（2060年）资料来源：清华大学低碳能源实验室资料来源：清华大学低碳能源实验室在碳达峰、碳中和战略背景下，我国将构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统。能源结构调整过程中，煤炭清洁高效转化和利用，按照“增容控量，控容减量，减量不减容”三个阶段路径发展；非化石能源在新能源安全可靠、逐步替代传统能源的基础上，不断提高非化石能源比重。波动性可再生能源占比提高，能源供应成本下降、环境效益提升，但系统调节成本随之提高；火电发电量逐渐限坡，机组利用小时数减小，加之受原材料成本波动影响，盈利受限。敬请参阅最后一页特别声明-36-证券研究报告电力设备新能源表11：新能源、火电、电网盈利变化正向因素负向因素目标现状盈利变化新能源运营运营成本低、环境收益高波动性、增加系统调节成本安全可靠前提下实现非化石替代建造成本高，盈利能力有限政策补贴+绿电交易，盈利向好火电运营灵活性调节资源，容量充裕度运营成本高、碳排放基荷向提供平衡容量和系统价值转变利用小时数下降，缺少容量补偿，原材料价格上涨，盈利受限容量补偿、辅助服务修复利润，短期见好，长期退坡电网特高压、分布式智能电网、灵活性调节，可靠性利用率低、线路损耗交直流混联电网，交流同步电网，直流互联利用率不高，投资需求增加，利润水平下降准许成本、合理收益，利润逐渐平稳资料来源：光大证券研究所我国正在构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，在新能源安全可靠、逐步替代传统能源的基础上，不断提高非化石能源比重，电力行业将迎来持续稳定增长，我们认为新能源制造、能源金属与工业金属原材料、新能源运营的板块收益将依次迎来高增速，新能源运营随着成本降低、系统价值提升、环境收益提高，盈利向好；电网将还原公用属性，系统价值与成本增加，利润水平保持平稳；而火电在“十四五”、“十五五”期间仍将是主体电源，受能源安全保障、新能源调节需求、电力市场改革影响，整体利润水平有望实现增长，但长期发展受限。图62：新能源、火电、电网盈利变化系统价值成本环境收益系统价值成本系统价值成本环境成本新能源火电电网成本降低、系统价值提升、环境收益提高盈利向好成本降低、系统价值保持、环境成本提高盈利短期修复成本提高、系统价值提升、环境维持中性盈利稳定弥补弥补弥补弥补弥补新能源占比提升带来的环境收益改善，用于补偿调节性资源投入，新能源调节能力改善提高系统价值新能源占比提升带来的系统成本，表现为火电+电网灵活性调节投入提高资料来源：光大证券研究所绘制3.2、灵活性调节资源市场空间预测1）容量市场空间部分时刻新能源等优先发电机组将满足负荷需求，火电成为备用。电网调度通常依据各类能源的发电特点进行分配，优先发电机组包括风电、光伏、水电、生物质、核电，这些机组的发电将得到优先调度，而火电机组，包括燃煤机组、燃气机组将作为补充调节，未来电力市场条件下，风电、光伏等出力因边际成本较低将被优先调度，火电机组的实际出力为实时负荷与优先机组出力之差。我们假设，风电容量可信度、光伏容量可信度分别取20%、55%，测算机组等效出力，同时线损取最大负荷水平的5%，计算得到火电机组的期望出力在2025年、2030年分别为火电机组额定出力的62.0%和66.2%，最低的出力水平为机组额定出力的1.9%和-18.2%，即在2030年，优先机组的理论出力将满足最大负荷需求，部分时刻不需要火电机组出力，火电将仅作为备用和调节资源。敬请参阅最后一页特别声明-37-证券研究报告电力设备新能源图63：电源出力变化范围-40%-20%0%20%40%60%80%100%-50510152025202020212025E2030E出力占额定出力比例负荷水平/出力水平最大负荷（左）优先装机（左）等效优先装机（左）火电期望出力（左）最低火电出力（左）火电期望出力比例（右）最低火电出力比例（右）火电作为保障电源，出力随新能源调整优先机组理论出力满足最大负荷需求资料来源：Wind，光大证券研究所预测；单位：亿千瓦（左）我们假设，核电、生物质、水电、风电、光伏的平均发电利用小时数分别取8000小时、5000小时、3600小时、2200小时、1200小时，剩余电量由火电机组提供，我们预测2025年、2030年火电机组发电量分别为4.79万亿千瓦时、4.85万亿千瓦时，折算利用小时数分别为3574.6小时、3515.9小时。以2020年火电平均上网电价0.37元/kWh计算，2020年火电单位容量收益1479.2元/千瓦，假设电价不变，2025年、2030年火电机组同等收益需补偿金额分别为156.6元/千瓦、178.3元/千瓦；假设无容量补偿，2025年、2030年电价需分别调增43.81元/MWh、50.71元/MWh。图64：常规机组发电量及容量补偿金额预测图65：常规机组利用小时数及电价上浮预测02004006008001,0001,2001,4001,6001,8004.44.54.64.74.84.95.05.15.25.3202020212025E2030E金额发电量单位容量收益（右）补偿金额（右）常规机组发电量(左）010203040506005001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,500202020212025E2030E补偿金额利用小时数电价调增金额（右）火电利用小时数测算（左）资料来源：Wind，光大证券研究所预测；单位：万亿千瓦时（左），元/千瓦（右）资料来源：Wind，光大证券研究所预测；单位：小时（左），元/MWh（右）波动性可再生能源比例提高增加电网调节能力需求。为满足电力系统的安全稳定运行，系统需要保证容量（可靠性）充裕度。我们假设电力系统的控制策略不变，维持当前的运行水平条件下，考虑到新能源出力的不确定性，我们根据容量可信度进行等效，并以2020年实际的备用水平42%、平均备用水平37%（2020、2021、2025、2030）测算得到调节机组的容量需求，扣除火电机组出力后得到2025年、2030年的调节机组容量缺额，2025年为0.2~1.0亿千瓦，2030年为1.7~2.7亿千瓦，这部分调节容量缺额可通过抽水蓄能、储能等方式进行补充。我们假设，2025年、2030年抽水蓄能规模按《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》分别取0.6亿千瓦和1.2亿千瓦，那么在42%备用容量水平下，2025年、2030年的储能容量需求将分别达到0.4亿千瓦和1.5亿千瓦，对应“十四五”、“十五五”期间的储能增量分别为0.3亿千瓦和1.1亿千瓦。假设全部为电化学储能，按储能时长3小时，成本分别取1.6元/Wh、1.2元/Wh，“十四五”、“十五五”期间的储能投资分别为1380.5亿元、3864.2亿元。敬请参阅最后一页特别声明-38-证券研究报告电力设备新能源图66：调节机组需求及缺额预测-1.0-0.50.00.51.01.52.02.53.00510152025202020212025E2030E调节机组缺额负荷水平/出力水平最大负荷（左）等效优先装机（左）42%备用常规机组容量需求（左）37%备用常规机组容量需求（左）42%备用调节机组缺额（右）37%备用调节机组缺额（右）不同备用水平下产生的调节机组缺额，可由储能补充资料来源：Wind，光大证券研究所预测；单位：亿千瓦表12：电源出力变化与调节机组需求预测202020212025E2030E最大负荷（亿千瓦）12.313.916.419.8平均负荷（亿千瓦）9.210.113.115.8总装机容量（亿千瓦）22.023.330.437.1煤电（亿千瓦）10.811.111.711.8气电（亿千瓦）1.01.11.72.0核电（亿千瓦）0.50.50.71.0生物质发电（亿千瓦）0.30.40.81.1常规水电（亿千瓦）3.73.94.04.1风电（亿千瓦）2.83.35.78.6太阳能发电（亿千瓦）2.53.15.88.5优先装机（亿千瓦）9.811.217.023.3等效优先装机（亿千瓦）5.76.38.911.7火电期望出力（亿千瓦）7.38.38.39.1最低火电出力（亿千瓦）3.13.40.3-2.542%备用常规机组容量需求（亿千瓦）11.813.414.416.537%备用常规机组容量需求（亿千瓦）11.212.713.615.542%备用调节机组缺额（亿千瓦）0.01.21.02.737%备用调节机组缺额（亿千瓦）-0.60.60.21.7抽水蓄能（亿千瓦）0.30.40.61.2电化学储能（亿千瓦）0.10.10.3~0.40.6~1.5电化学储能投资（亿元）1380.53864.2容量补偿费用（亿元/年）2252.92935.0单位容量补偿费用（元/千瓦）156.6178.3资料来源：Wind，舒印彪等，《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》，光大证券研究所预测备注：电化学储能投资分别为十四五”、“十五五”期间的五年累计投资预测2）辅助服务市场空间2018年，西北地区的新能源装机、发电量占比最高，辅助服务费用占比最高。根据国家能源局公布的2018年电力辅助服务费用统计情况，我们进一步分析各区域的新能源装机比例与新能源电量比例，2018年华北、东北、西北、华东、华中、南方六个区域的新能源装机占比分别为26.8%、16.1%、32.5%、14.9%、14.8%、和7.5%，发电量占比为10.1%、13.5%、14.9%、4.7%、3.9%和4.2%。敬请参阅最后一页特别声明-39-证券研究报告电力设备新能源图67：电力辅助服务费用分区域分类别统计（2018年）图68：各区域新能源装机与辅助服务费用占比（2018年）25.728.847.119.46.220.50%1%2%3%4%01020304050华北东北西北华东华中南方辅助服务费用占比辅助服务费用调频费用（左）调峰费用（左）备用费用（左）调压费用（左）其他费用（左）电费占比（右）0%5%10%15%20%25%30%35%020004000600080001000012000华北东北西北华东华中南方占比装机容量风电（左）光伏（左）电费占比（右）新能源装机占比（右）新能源电量占比（右）资料来源：国家能源局，光大证券研究所绘制；单位：亿元（左）资料来源：国家能源局、中国电力年鉴，光大证券研究所绘制；单位：万千瓦（左）2025年、2030年辅助服务费用将达到1371.0亿元/年、1906.2亿元/年。考虑到现货市场将替代调峰，调频、备用对系统灵活性的影响较大，因此我们重点分析调频、备用辅助服务费用情况。调频、备用的比例与各省的电源结构、负荷特性、区域联络水平有关，一般新能源发电量占比越高，调频服务需求越大；新能源装机占比越高，备用服务需求越大。我们假设2025年、2030年辅助服务费用占全社会电费的2.5%和3.0%，其中调频、备用占全社会电费的比例为2.0%和2.5%，平均销售电价取600元/MWh，调频与备用的比重分别参考2018年南方区域、东北区域的1:4和1:5，预测2025年、2030年调频费用分别为219.4亿元/年、264.8亿元/年，备用费用分别为877.4亿元/年、1323.8亿元/年。图69：辅助服务费用预测747.91371.01906.2249.3219.4264.8498.6877.41323.805001,0001,5002,0002,50020212025E2030E辅助服务费用调频费用备用费用资料来源：Wind，光大证券研究所预测；单位：亿元/年表13：辅助服务费用预测（2025年、2030年）202020212025E2030E全社会用电量（万亿千瓦时）7.518.319.1410.59最大负荷(亿千瓦）12.313.9216.419.8新能源装机占比24.1%26.7%37.8%46.1%新能源发电量占比9.5%11.7%21.3%27.5%全社会电费（万亿元）4.514.995.486.35辅助服务费用占比0.8%1.5%2.5%3.0%辅助服务费用（亿元/年）360.5747.91371.01906.2调频费用（亿元/年）219.4264.8备用费用（亿元/年）877.41323.8资料来源：Wind，光大证券研究所预测敬请参阅最后一页特别声明-40-证券研究报告电力设备新能源3）火电厂灵活性改造空间根据国家发改委、能源局《全国煤电机组改造升级的通知》，“十四五”期间完成2亿千瓦存量煤电机组灵活性改造，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。国家能源局在给全国政协1910号提案的答复函中明确表示，力争到2030年燃煤发电机组实现20%-100%调峰。根据潘尔生等《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》，不同机组特征、改造目标、燃料特性等条件都将带来改造投资的巨大差别，通常投资按30~90元/千瓦计算，“十四五”期间存量灵活改造投资60~180亿元，若以同等成本估算，灵活性制造投资45~135亿元。4）灵活性调节资源市场空间灵活性调节资源可通过容量市场、调频市场、备用市场、电能量市场获取收益。其中电化学储能、抽水蓄能、火电厂的容量市场、调频市场、备用市场收益按其可调容量占比折算。电化学储能、抽水蓄能的电能量市场收益为削峰填谷收入，并假设峰谷电价差0.8元/kWh，电化学储能按80%充放电效率、一日一次、3小时，抽水蓄能按70%充放电效率、两日一次、8小时计算。火电电能量收益为火电机组发电收入，煤电、气电电价分别采用2020年上网电价的0.36元/kWh、0.63元/kWh计算。2025年、2030年容量市场空间分别为2252.9亿元/年、2935.0亿元/年，辅助服务市场分别为1371.0亿元/年、1906.2亿元/年。表14：灵活性资源投资和市场空间预测（2025年）灵活性资源“十四五”投资容量市场收益调频市场收益备用市场收益电能量收益电化学储能1380.545.06.425.8201.6抽水蓄能180047.06.726.9241.9火电厂灵活性60~1802098.3197.2788.918483.3资料来源：光大证券研究所预测；单位：亿元（投资额），亿元/年（收益）备注：煤电、气电调峰能力分别取65%、70%，火电厂收益测算为全部机组，电化学储能、抽水蓄能为十四五增量3.3、电价水平预测及各环节盈利变化从近期来看，能源转型会使能源和电力供应成本有所上升，但长期来看将呈下降趋势。据清华大学气候变化与可持续发展研究院《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》，在2050年温控2℃情景和1.5℃情景下电力供应成本都呈现出先上升后下降的趋势，电力供应成本都在2028年达到最高，分别为2018年的1.4倍和1.41倍。远期来看，电力供应成本仍然是下降的，2℃情景和1.5℃情景下2050年的电力供应成本分别为2018年的75%和90%。从2050年的电力供应成本构成来看，2℃情景和1.5℃情景下的电力供应成本显著高于政策情景和强化政策情景，主要原因是固定投资成本、运行维护成本和电力传输成本都更高。图70：不同场景下电力供应成本变化趋势图71：不同场景下电力供应成本构成（2050年）资料来源：清华大学气候变化与可持续发展研究院，《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》；单位：元/kWh备注：政策情景为中国在《巴黎协定》下提出的国家自主决定贡献（NDC）目标、计划、政策，强化政策情景为适应各国强化和更新NDC目标和行动的要求。资料来源：清华大学气候变化与可持续发展研究院，《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》；单位：元/kWh备注：政策情景为中国在《巴黎协定》下提出的国家自主决定贡献（NDC）目标、计划、政策，强化政策情景为适应各国强化和更新NDC目标和行动的要求。敬请参阅最后一页特别声明-41-证券研究报告电力设备新能源碳中和背景下电力的环境成本不断提高。我们假设气电、核电、生物质、水电、风电、光伏平均发电利用小时数分别取2700小时、8000小时、5000小时、3600小时、2200小时、1200小时，剩余电量由燃煤机组提供，测算得到2025年、2030年火电（煤电+气电）发电量分别为4.79万亿千瓦时、4.85万亿千瓦时。火电机组碳排放水平按800克/kWh测算，2025年、2030年的二氧化碳排放量分别为38.3亿吨、38.8亿吨。2025年、2030年碳交易价格分别取90元/吨、120元/吨，全社会碳成本分别为3448.8亿元/年、4657.9亿元/年，平均每度电碳排放成本0.038元、0.044元。我们假设：2025年、2030年终端用户电价=现货电价+碳排放成本+容量费用+辅助服务费用+输配电价。（1）碳排放成本作为终端用电成本附加，在用户侧进行统计；（2）容量费用、辅助服务费用计入终端用电成本；（3）新能源发电减小的碳排放，计入碳减排收益；（4）2025年、2030年新能源补贴单价按2020年的60%、40%测算，预计将达到48.18元/MWh、40.81元/MWh，在计算最终用户电价时由碳排放成本替代；（5）现货市场反映电力商品属性，稀缺性电力按20%上浮计算平均上网电价，2025年、2030年的加权平均上网电价分别为352.01元/MWh、351.89元/MWh，现货上浮20%后分别为422.42元/MWh、422.26元/MWh；（6）输配电价取2013年~2018年的平均值209.79元/MWh（含线损）；（7）考虑不同用户的停电敏感度，因电能质量与供电可靠性提升产生的成本最终传导至用户侧。表15：各类机组发电量与用户电价构成测算202020212025E2030E全社会用电量（万亿千瓦时）7.518.319.1410.59煤电（亿千瓦时）44426490434331043120气电（亿千瓦时）2700294345905400核电（亿千瓦时）4000424056008000生物质发电（亿千瓦时）1494189940005500常规水电（亿千瓦时）13320140761440014760风电（亿千瓦时）616072161254018920太阳能发电（亿千瓦时）30003684696010200二氧化碳排放（亿tCO2/年)37.741.638.338.8全社会碳成本（亿元/年）2262.12495.33448.84657.9容量补偿费用（亿元/年）2252.92935.0辅助服务费用（亿元/年）360.5747.91371.01906.2可再生能源补贴（亿元/年）3292.03973.74404.04321.5参考上网电价（元/MWh）348.51348.93352.01351.89参考现货电价（元/MWh）418.21418.72422.42422.26单位碳成本（元/MWh）37.7343.98单位碳减排收益（元/MWh）72.096.0单位容量费用（元/MWh）24.6527.72单位辅助服务费用（元/MWh）15.018.0单位可再生能源补贴（元/MWh）43.8347.8248.1840.81输配电价（元/MWh）209.79209.79209.79209.79资料来源：Wind，光大证券研究所预测2025年、2030年终端用户电价预测将上升至709.59元/MWh、721.75元/MWh，较2020年上浮17.85%、19.87%，平均每度电上涨0.107元和0.120元。随着新能源技术、储能技术进步带来的成本下降，以及碳达峰后的二氧化碳减排、碳价不显著上升，电价在2030年后将会下降。敬请参阅最后一页特别声明-42-证券研究报告电力设备新能源图72：2025年、2030年电价预测400500600700800202020212025E2030E现行电价、有补贴、无辅助服务现行电价、无补贴、有辅助服务电价上浮20%、有补贴、无辅助服务电价上浮20%、无补贴、有辅助服务资料来源：光大证券研究所模拟、预测；单位：元/MWh备注：电价上浮20%以及无可再生能源补贴三个场景下2020年、2021年电价为模拟结果。终端电价中，碳排放成本替代可再生能源补贴。作为对比，我们分析现行可再生能源补贴与碳减排收益两种模式下的电价构成：（1）有可再生能源补贴，2025年、2030年补贴金额逐渐减小；容量市场、辅助服务费用由新能源运营商承担；终端用户电价中包括现货电价、可再生能源补贴、碳排放成本、输配电价。（2）无可再生能源补贴，增加新能源运营商碳减排收益，用于补充新能源运营商收益；容量市场、辅助服务费用由终端用户承担；终端用户电价中包括现货电价、容量费用、辅助服务费用、碳排放成本、输配电价。图73：2030年电价构成（有补贴场景）图74：2030年电价构成（无补贴场景）碳排放,43.98,6.1%可再生能源补贴,40.81,5.7%输配电价,209.79,29.3%现货电价,422.26,58.9%碳排放,43.98,6.1%容量补偿,27.72,3.8%辅助服务,18.00,2.5%输配电价,209.79,29.1%现货电价,422.26,58.5%资料来源：光大证券研究所预测；单位：元/MWh资料来源：光大证券研究所预测；单位：元/MWh“碳减排收益+辅助服务费用用户分摊”利好新能源运营商。在“谁受益、谁承担”的辅助服务费用分摊模式下，我们认为将改变现状发电侧辅助服务费用零和博弈现状，而将成本转移至用户侧。考虑增加新能源运营商碳减排收益，体现了“清洁替代、电能替代”的电碳耦合特性，可有效补充新能源运营商收益，成为新能源政策性补贴的替代。相较于现行的无碳减排收益、有新能源补贴、发电侧分摊辅助服务费用的模式，风电运营商、光伏运营商在有碳收益、无补贴、用户侧承担辅助服务费用模式下盈利能力向好。随着新能源技术带来的降本、碳环境收益增加，新能源运营商收益有望持续改善。敬请参阅最后一页特别声明-43-证券研究报告电力设备新能源图75：风电运营商各场景下投资回收期测算7.705.7312.337.949.486.6517.639.857.345.549.896.899.896.8915.179.09051015202025E2030E有碳收益、无补贴、用户侧承担辅助服务费用无碳收益、有补贴、发电侧承担资料来源：光大证券研究所预测；单位：年备注：各场景分别考虑是否有碳减排收益、新能源补贴及辅助费用承担方，即（1，1，1）表示有碳减排收益、有新能源补贴、辅助费用由发电侧承担，其他依此类推。风电成本2025年、2030年分别取6.5元/瓦和6元/瓦。图76：光伏运营商各场景下投资回收期测算7.354.7920.938.298.745.3438.2010.106.234.0212.165.878.184.7522.827.5805101520253035402025E2030E有碳收益、无补贴、用户侧承担辅助服务费用无碳收益、有补贴、发电侧承担资料来源：光大证券研究所预测；单位：年备注：各场景分别考虑是否有碳减排收益、新能源补贴及辅助费用承担方，即（1，1，1）表示有碳减排收益、有新能源补贴、辅助费用由发电侧承担，其他依此类推。光伏成本2025年、2030年分别取4元/瓦和3元/瓦。图77：风电运营商2025、2030年收益构成图78：光伏运营商2025、2030年收益构成7.946.890510-2,00002,0004,0006,0008,0002025E2030E回收期金额辅助服务成本（左）容量补偿成本（左）碳排放收益（左）电量收益（左）新能源补贴（左）静态回收期（右）8.295.870510-2,000-1,00001,0002,0003,0004,0002025E2030E回收期金额辅助服务成本（左）容量补偿成本（左）碳排放收益（左）电量收益（左）新能源补贴（左）静态回收期（右）资料来源：光大证券研究所预测；单位：亿元/年（左）、年（右）备注：计算收益时未考虑新能源补贴、容量费用、辅助服务费用，电价参考2020年取值资料来源：光大证券研究所预测；单位：亿元/年（左）、年（右）备注：计算收益时未考虑新能源补贴、容量费用、辅助服务费用，电价参考2020年取值敬请参阅最后一页特别声明-44-证券研究报告电力设备新能源容量市场助力火电运营商盈利能力修复。我们预测，2025年、2030年火电仍为主体电源，发电量分别为4.79万亿千瓦时、4.85万亿千瓦时，占全社会用电量的52.4%和45.8%，而新能源发电量占比分别为21.3%和27.5%。考虑到火电厂的碳排放采用配额制，不额外产生碳排放成本，增加容量补偿后，火电盈利能力修复，在6元/瓦投资、运行成本取煤价900元/吨、度电煤耗300克条件下，2025年、2030年静态回收周期分别为9.31年和8.66年。辅助服务、容量补偿、电量收入分别占2025年、2030年总收入的4.6%、9.7%、85.7%和5.6%、10.9%、83.5%。图79：火电运营商2025、2030年收益构成图80：储能运营商2025、2030年收益构成9.318.66510-20,000-10,000010,00020,00030,0002025E2030E回收期金额辅助服务（左）容量补偿（左）电量收入（左）碳排放成本（左）运行成本（左）静态回收期（右）4.953.62012345601002003004005006007008002025E2030E回收期金额辅助服务（左）容量补偿（左）电量收入（左）静态回收期（右）资料来源：光大证券研究所预测；单位：亿元/年（左）、年（右）备注：计算收益时未考虑碳排放成本，电价参考2020年取值，运行成本取煤价900元/吨，度电煤耗300克。资料来源：光大证券研究所预测；单位：亿元/年（左）、年（右）备注：按80%充放电效率、一日一次、3小时，0.8元/kWh峰谷电价差计算“容量市场+辅助服务市场+削峰填谷”储能盈利能力有望实现突破。2025年、2030年储能成本按1.6元/Wh、1.2元/Wh测算，80%充放电效率、一日一次、3小时、峰谷电价差0.8元/kWh计算，辅助服务费用、容量补偿、电量收益叠加后储能的静态回收期分别为4.95年和3.62年，辅助服务费用、容量补偿、电量收益分别占2025年、2030年总收益的11.6%、16.2%、72.3%和11.7%、17.9%、70.4%。敬请参阅最后一页特别声明-45-证券研究报告电力设备新能源4、投资建议我国正加速建设全国统一电力市场。电力需求与国民经济的发展呈现显著的正相关性，电力市场建设还原了电的商品属性，通过市场手段实现资源的优化配置，低成本电力生产要素带来的竞争优势将随着环境成本提升发生变化。我们认为：（1）电力行业产业链利润总额整体向好。2021年电力行业利润总额6417.5亿元，同比增长20.9%，五年复合增长9.0%。在碳达峰、碳中和战略背景下，我国将构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，电力行业将保持快速增长。新能源制造、能源金属与工业金属原材料、新能源运营的板块收益将依次迎来高增速。新型电力系统将加大电源、电网投资力度。围绕电源结构性调整、电网跨区互联加强、电力系统灵活性需求提升，“十四五”、“十五五”投资同比增加。我们看好灵活性需求带动的调节资源投资机会，预计“十四五”期间电化学储能、抽水蓄能、火电厂灵活性改造投资累计达到1380.5亿元、1800亿元、60~180亿元。（2）电力市场建设改善新能源、火电、储能运营收益。高比例波动性可再生能源并入电网，需要增加调节机组容量，满足电网可靠性充裕度要求，灵活性资源的系统价值将通过电力市场得到补偿，容量市场、辅助服务市场空间增长，预计2025年、2030年的容量市场空间2252.9亿元/年、2935.0亿元/年，辅助服务市场空间达1371.0亿元/年、1906.2亿元/年。一是新能源运营商收益有望持续改善。我们认为碳减排收益将替代新能源补贴，辅助服务费用改由用户侧分摊，相较于现行的补贴模式，盈利水平提高，随着新能源技术带来的降本以及碳环境收益增加，利于新能源运营收益。二是火电运营商盈利能力修复。火电仍为主体电源，为保证电力系统的安全稳定运行，确保电力充足供应，同时维持火电机组的合理收益，我们认为将通过容量市场、辅助服务市场对火电进行补偿，火电运营商收入结构调整，整体收益恢复。三是储能盈利能力有望实现突破。储能技术可以提供快速频率响应到大型能源储备等多种服务，是灵活性调节资源的最佳选择之一，我们认为在容量市场、辅助服务市场、削峰填谷收益联合加持下，储能收益预期转好。（3）能源转型会使能源和电力供应成本有所上升，但长期来看将呈下降趋势。电碳耦合将环境成本内部化，有望对外实现顺价，2025年、2030年平均每度电碳排放成本0.038元、0.044元。2025年、2030年终端用户电价预测将较2020年上浮17.85%、19.87%，平均每度电上涨0.107元和0.120元，电价结构调整、电价上涨有利于改善运营商收益。随着新能源技术、储能技术进步带来的成本下降，以及碳达峰后碳减排、碳价不显著上升，电价在2030年后将会下降。建议关注：受益于电力系统转型与电力行业持续稳定增长，新能源制造、新能源运营有望提前获利，建议关注光伏、风电设备制造企业隆基绿能、晶科能源、明阳智能、日月股份，新能源运营商三峡能源；电力系统的容量（可靠性）需求、调频备用辅助服务需求增长，火电、储能等调节资源的盈利模式改善、收益提升，建议关注火电运营商华能国际、国电电力，建议关注储能设备制造宁德时代、阳光电源，储能运营文山电力、万里扬。敬请参阅最后一页特别声明-46-证券研究报告电力设备新能源5、风险分析（1）政策变化风险：电力行业与国家宏观经济政策、产业政策以及国家电力规划有着密切联系，直接影响电力行业投资。（2）电力市场建设不及预期：电力市场建设受中央政府、地方政府、发电企业、电网企业多方影响，各省省情与市场基础不同，全国统一电力市场建设推进或受制约。（3）碳成本内部化不及预期：疫情下企业复工复产受阻，经济增速放缓，生产力竞争格局变化，电力生产成本与环境成本的顺价受到影响。敬请参阅最后一页特别声明-47-证券研究报告行业及公司评级体系评级说明行业及公司评级买入未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数15%以上增持未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数5%至15%；中性未来6-12个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至5%；减持未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数5%至15%；卖出未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数15%以上；无评级因无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使无法给出明确的投资评级。基准指数说明：A股主板基准为沪深300指数；中小盘基准为中小板指；创业板基准为创业板指；新三板基准为新三板指数；港股基准指数为恒生指数。分析、估值方法的局限性说明本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。本报告采用的各种估值方法及模型均有其局限性，估值结果不保证所涉及证券能够在该价格交易。分析师声明本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。负责准备以及撰写本报告的所有研究人员在此保证，本研究报告中任何关于发行商或证券所发表的观点均如实反映研究人员的个人观点。研究人员获取报酬的评判因素包括研究的质量和准确性、客户反馈、竞争性因素以及光大证券股份有限公司的整体收益。所有研究人员保证他们报酬的任何一部分不曾与，不与，也将不会与本报告中具体的推荐意见或观点有直接或间接的联系。法律主体声明本报告由光大证券股份有限公司制作，光大证券股份有限公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格，负责本报告在中华人民共和国境内（仅为本报告目的，不包括港澳台）的分销。本报告署名分析师所持中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格编号已披露在报告首页。中国光大证券国际有限公司和EverbrightSecurities(UK)CompanyLimited是光大证券股份有限公司的关联机构。特别声明光大证券股份有限公司（以下简称“本公司”）创建于1996年，系由中国光大（集团）总公司投资控股的全国性综合类股份制证券公司，是中国证监会批准的首批三家创新试点公司之一。根据中国证监会核发的经营证券期货业务许可，本公司的经营范围包括证券投资咨询业务。本公司经营范围：证券经纪；证券投资咨询；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问；证券承销与保荐；证券自营；为期货公司提供中间介绍业务；证券投资基金代销；融资融券业务；中国证监会批准的其他业务。此外，本公司还通过全资或控股子公司开展资产管理、直接投资、期货、基金管理以及香港证券业务。本报告由光大证券股份有限公司研究所（以下简称“光大证券研究所”）编写，以合法获得的我们相信为可靠、准确、完整的信息为基础，但不保证我们所获得的原始信息以及报告所载信息之准确性和完整性。光大证券研究所可能将不时补充、修订或更新有关信息，但不保证及时发布该等更新。本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次发布时光大证券研究所的判断，可能需随时进行调整且不予通知。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。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本报告中的信息或所表述的意见并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及作者均不承担任何法律责任。不同时期，本公司可能会撰写并发布与本报告所载信息、建议及预测不一致的报告。本公司的销售人员、交易人员和其他专业人员可能会向客户提供与本报告中观点不同的口头或书面评论或交易策略。本公司的资产管理子公司、自营部门以及其他投资业务板块可能会独立做出与本报告的意见或建议不相一致的投资决策。本公司提醒投资者注意并理解投资证券及投资产品存在的风险，在做出投资决策前，建议投资者务必向专业人士咨询并谨慎抉择。在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银行、财务顾问或金融产品等相关服务。投资者应当充分考虑本公司及本公司附属机构就报告内容可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一信赖依据。本报告根据中华人民共和国法律在中华人民共和国境内分发，仅向特定客户传送。本报告的版权仅归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式、任何目的进行翻版、复制、转载、刊登、发表、篡改或引用。如因侵权行为给本公司造成任何直接或间接的损失，本公司保留追究一切法律责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。光大证券股份有限公司版权所有。保留一切权利。光大证券研究所上海北京深圳静安区南京西路1266号恒隆广场1期办公楼48层西城区武定侯街2号泰康国际大厦7层福田区深南大道6011号NEO绿景纪元大厦A座17楼光大证券股份有限公司关联机构香港英国中国光大证券国际有限公司香港铜锣湾希慎道33号利园一期28楼EverbrightSecurities(UK)CompanyLimited64CannonStreet，London，UnitedKingdomEC4N6AE