行业及产业行业研究/行业深度证券研究报告公用事业/电力2023年05月18日电改的现在与未来：目前的形势和我们的任务看好——新电改解读系列报告之二相关研究证券分析师查浩A0230519080007zhahao@swsresearch.com邹佩轩A0230520110002zoupx@swsresearch.com联系人戴映炘(8621)23297818×daiyx@swsresearch.com本期投资提示：此前的系列报告一我们用大量篇幅回顾了我国电改的历史以及海外经验，目的是分析我国历次电改的来龙去脉、推动因素、改革难点，同时结合历次电改精神和海外改革的基本思路，指明我国电改的终极方向。本篇报告我们将更加着眼于我国电力体制的现状以及当下面临的诸多问题，结合海外经验以及国情，从电能量市场、容量市场、辅助服务市场、输配电价等几个方面入手，分析中短期内我国电改最有可能的几个方向。经过数十年来一系列改革和探索，我国已经具备了电力市场化的基本条件，但同时也有诸多遗留问题需要解决。（1）中长期市场：2021年1439号文后，中长期市场快速建立，燃煤机组和工商业用户已经全部进入电力市场。但中长期市场仍存在锚定燃煤标杆电价设置限价、优先购用电仍然存在限制了交易开展、电网代购电比例仍然过高等遗留问题，诸多限制条件为交易设置太多边界条件，不利于市场有效性。（2）现货市场：2017年我国开始建立现货市场，目前已经有两批14个省份开展试点。但仍存在现货限价范围过窄、可再生能源进入现货比例较低等缺点，最需要体现时间价值的新能源较少参与现货导致现货探索真实价格的作用失真。（3）容量电价：我国目前仅有部分天然气发电、抽水蓄能以及山东和云南的煤电具有名义上的容量电价。作为我国最重要的支撑性电源，煤电面临着利用小时数下降预期导致的投资动力不足，进而导致缺电问题愈发严重的问题，容量电价出台迫在眉睫。（4）输配电价：我国输配电价一直有着成本核算不清以及严重的交叉补贴问题，第三监管周期输配电价有效解决了上述问题，部分交叉补贴问题破除、容量电价和线损单独列示，为后续其他方向的市场化改革铺平了道路。但我国电网调度、交易中心、输配电资产均主要归电网公司所有，对交易的公平高效埋下了隐患。国外电力市场建设较为领先，其中有诸多借鉴意义。我国电网结构与欧洲具有一定相似之处：用电规模相近且都有30多个区域电网构成，除了电能量方面更高比例的参与以及更宽松的限价外，欧洲电力市场还有以下借鉴意义：（1）欧洲交易中心、ISO（相当于调度）、TSO（相当于输电网）、DSO（相当于配电网）相对独立但又各自受到严格监管，这很大程度上保证了交易的公平性；（2）开展了更加广泛的跨区域交易和平衡市场，利于辅助服务资源在不同国家间调用；（3）电网的规划和信息更加透明化。但我国面临历史上最艰巨的能源转型之路，改革不能照搬海外必须结合国情。我们预判的改革方向包括：（1）电能量市场参与电源逐渐丰富：交易限制进一步打开，其余电源类型陆续进入中长期市场和现货市场。（2）容量市场：煤电陆续进入容量市场，储能、光热等存在进入容量市场的可能。（3）辅助服务市场：市场化进一步加速，储能和用户侧参与辅助服务市场。（4）输配电价：交叉补贴继续破除。（5）碳市场一步扩容，可再生能源获取环境溢价。投资分析意见：电改会导致整个电力行业收入端的扩容，同时涉及到成本的再分配问题，从这个角度出发，我们认为潜在的收益方向有：（一）火电产业链：中长期和现货市场化加速，导致火电电力成本有效向下游传导，存量火电资产价值回归，现货市场有效激发灵活性改造需求。重点推荐：申能股份，内蒙华电，华润电力，东方电气，哈尔滨电气，青达环保；建议关注：浙能电力，京能电力，江苏国信，皖能电力，上海电气，华光环能，龙源技术，华电重工，西子洁能等。（二）新能源运营商：市场化交易虽然会导致电价产生波动，但伴随着碳市场的配套，新能源的收益来源会更加丰富，收益稳定性也会增强。此外电力市场化长期来看利于各种灵活性资源的建设，有利于新能源消纳和良性发展，建议关注：银星能源，嘉泽新能，大唐新能源，中国电力，三峡能源，龙源电力。（三）电力IT环节：与此前几轮电改相比，新一轮电改的对电力供需两端的交易能力、交易平台、功率预测等要求极高，建议关注：（1）交易平台和辅助决策环节：朗新科技，宝信软件，恒实科技等；（2）智能计量环节：林洋能源，海兴电力，炬华科技，威胜信息等。（3）功率预测环节：国能日新等。（四）数字化智能化环节：电源侧降本增效意愿大幅增加，数字化智能化则是提高运营稳定性、降低成本的主要方式。建议关注：（1）智能运维环节：南网科技，亿嘉和，申昊科技，容知日新，智洋创新等；（2）电力数字化设计：理工能科，恒华科技等。（3）电力ERP环节：远光软件，国网信通等。（4）电力自动化环节：国电南瑞，四方股份，东方电子，积成电子，金智科技等。（五）用户侧能源服务：随着新能源比例提高以及电力市场化加快推进，用电侧的商业模式逐渐丰富起来。建议关注：南网能源，芯能科技，安科瑞等；（六）增量配电网：第三监管周期输配电价落地，历史上首次高低压容量电价产生差异，这让增量配电网具备盈利可能性，配网侧投资有望大幅增加，进而带动配网业务快速发展。建议关注：苏文电能，海兴电力，华明装备，科林电气，泽宇智能等。风险提示：电力体制改革进度不及预期请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第2页共62页简单金融成就梦想投资案件结论和投资分析意见电改会导致整个电力行业收入端的扩容，同时涉及到成本的再分配问题，从这个角度出发，我们认为潜在的收益方向有：（1）火电产业链：中长期和现货市场化加速，导致火电电力成本有效向下游传导，存量火电资产价值回归，利好火电产业链。（2）新能源运营商：市场化交易虽然会导致电价产生波动，但伴随着碳市场的配套，新能源的收益来源会更加丰富，收益稳定性也会增强。（3）电力IT环节：与此前几轮电改相比，新一轮电改的对电力供需两端的交易能力、交易平台、功率预测等要求极高，建议关注交易平台和辅助决策环节、智能计量环节功率预测环节等。（4）数字化智能化环节：电源侧降本增效意愿大幅增加，数字化智能化则是提高运营稳定性、降低成本的主要方式。建议关注智能运维环节、电力数字化设计环节、电力ERP环节、电力自动化环节。（5）用户侧能源服务：随着新能源比例提高以及电力市场化加快推进，用电侧的商业模式逐渐丰富起来。（6）增量配电网：第三监管周期输配电价落地，历史上首次高低压容量电价产生差异，这让增量配电网具备盈利可能性，配网侧投资有望大幅增加，进而带动配网业务快速发展。原因及逻辑我国面临双碳转型和能源保供双重压力，电力体制本身要适应国家实际需求，旧机制显然已经无法满足现实需要，过去两年新旧能源投产都不及预期已经证实了这一点，电力体制改革迫在眉睫。加上我国电改具备很强前瞻性，经过数十年改革已经初步具备了电力市场化的条件。结合我国当前电力体制现状、海外经验以及我国实际国情，我们认为主要改革方向有：（1）电能量市场参与电源逐渐丰富：交易限制进一步打开，其余电源类型陆续进入中长期市场和现货市场。（2）容量市场：煤电陆续进入容量市场，电化学储能、光热、压缩空气等存在进入容量市场的可能。（3）辅助服务市场：市场化进一步加速，储能和用户侧参与辅助服务市场。（4）输配电价：交叉补贴继续破除。（5）碳市场进一步扩容，可再生能源获取环境溢价。有别于大众的认识（1）目前资本市场较少有对电改系统性的阐述。我们认为下一轮电改不会着眼于直接的“涨电价”或“降电价”，市场化是下轮电改的主题，并将导致整个电力产业链的价值重构，改革本身具有高度的复杂性。（2）资本市场普遍对电改力度悲观，认为电力市场化面临较多阻力。我们认为，我国目前新旧能源同时承压，已经具备了电改的必要性和迫切性，此外通过梳理历年电改政策可以发现，我国对于电改具备远超直观感受的前瞻性，在双碳转型开始前便已打下了电改基础，目前基本条件和迫切性同时具备，电改力度可能会超出预期。oPnOpPsQmPoNuMpNrRpPqR8OaO7NmOqQmOpMfQqQsPeRnMyR8OnMoNMYmRtNuOpPqO行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第3页共62页简单金融成就梦想引言：........................................................................................61.着眼当下：我国电力体制改革的现状....................................71.1电能量市场：中长期及现货市场基本形态已经形成但仍有诸多限制71.1.1中长期市场：形式基本建立但仍有多方面限制.................................81.1.2现货市场：提出较为前瞻推进速度逐渐加快...................................111.2辅助服务市场：种类逐渐丰富费用逐渐向用户侧传导.....................141.2.1调峰市场：短期有进一步扩大趋势....................................................151.2.2调频市场：电能量市场的重要补充....................................................171.3容量电价：抽蓄和气电已实行容量电价煤电容量电价仍在探索.....191.4输配电价：历经三轮监管周期改革电改道路已经铺平.....................211.4.1输配电价改革始于03年15年改革全面加速...............................211.4.2第三监管周期改革落地制约市场化交易顽疾基本破除.................241.4.3电网仍是电力交易核心环节电力供需主要在省内完成.................252.他山之石：国外电力市场对国内电改的启示.....................272.1我国电力结构与欧洲有类似之处欧洲已建立跨国电力交易平台.....272.2平衡市场和辅助服务市场.......................................................................322.3容量市场是电能量市场的补充但不同国家对此看法不一.................333．立足国情：国内电改的可能方向.....................................353.1最艰巨能源转型之路需要明确的制度促进改革...................................353.2结合国情我国电力体制改革的可能方向有哪些.................................384．电改需改变电费构成影响整个电力产业链的预期收入..424.1交易创造价值用户侧业务形态愈发丰富.............................................434.2电网是电改重要环节需要加强各参与方高频联动.............................474.2.1电改推进刺激用电侧计量设备需求....................................................474.2.2电网智能化设备....................................................................................504.3灵活性资源在电改下获取合理收益有望从0到1发展....................544.4电力市场化促进降本增效数智环节值得关注.....................................565．投资分析意见...................................................................57目录行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第4页共62页简单金融成就梦想图表目录图1：中长期市场交易机制............................................................................8图2：现货市场交易机制...............................................................................8图3：广东省2022年省内发电量结构.........................................................10图4：广东省2022年中长期市场结构.........................................................10图5：我国一产+城乡居民用电量比例和水电+核电+新能源比例...................11图6：我国电能量交易各相关方及作用.........................................................13图7：2017—2019H1年辅助服务规模及占电费的比重（亿元，%）............15图8：2019H1各机组类型补偿及分摊金额（亿元）.....................................15图9：我国输配电价的基本组成...................................................................22图10：我国共用网络输配电价（省级、区域输配电价）收取机制..................23图11：我国电网分区运行示意图.................................................................26图12：2009—2022年我国年发电量和省间输送电量（亿千瓦时）..............27图13：欧洲2025E年跨国输电容量............................................................27图14：ENTSO-E成员国............................................................................29图15：欧洲电力市场结构...........................................................................30图16：平衡市场运行和结算机制.................................................................32图17：容量市场拍卖机制...........................................................................33图18：2021年世界各国发电量比重...........................................................35图19：2000—2021年德意英发电量及新能源比例(TWh)...........................35图20：新能源转型对电力系统的要求..........................................................36图21：电改后每度电费用构成变化..............................................................42图22：潜在新技术实现的可能性及对电力系统带来的影响............................43图23：2016—2022年市场化电量交易及占比（亿千瓦时）........................44图24：综合能源服务示意图........................................................................45图25：EnergyLabNordhavn综合能源系统示意图.....................................45图26：30省市一般工商业10kV平均尖/峰谷价差（元/kWh）...................47图27：22-23年1-4月一般工商业10kV尖/峰谷价差（元/kWh）.............47行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第5页共62页简单金融成就梦想图28：智能用电建设加速...........................................................................48图29：智能电表在新型电力系统中扮演非常重要的角色................................48图30:国电南瑞新一代调度技术支持系统示意图............................................50图31：2019年部分国家户均停电时间（分钟）...........................................51图32：配电自动化系统..............................................................................51图33：传统电力营销VS市场化电力营销....................................................52图34：山东电力营销业务应用系统..............................................................52图35：电力营销的多元化趋势....................................................................53图36：2020年3月5日德国电力系统出力曲线（GW）.............................54图37：2020年10月1日—15日德国煤电机组出力曲线............................54表1：国家发改委2021年10月11日《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要点...............................................................................................9表2：部分地区2023年中长期市场电量比例要求.........................................10表3：各地现货市场推行进度、现货限价和结算机制比较..............................12表4：辅助服务种类及定义..........................................................................14表5：部分省区火电调峰补偿方式异同.........................................................16表6：各省区有偿调峰范围及补偿费用.........................................................16表7：各地新型储能参与调峰政策对比.........................................................17表8：各地新型储能参与调频政策对比.........................................................18表9：各地需求侧资源和虚拟电厂参与辅助服务对比.....................................18表10：湖南、广东天然气发电上网电价.......................................................20表11：我国实行容量电价政策的机组类型及地区（不完全统计）..................20表12：建设不同跨国输电容量对新能源转型成效的影响................................29表13：我国和欧洲电网、电力交易机构类比和异同......................................31表14：当前灵活性资源潜力的定性分析.......................................................36表15：通过长期投资信号保证电力系统充足容量和灵活性............................38表16：调度自动化市场空间测算.................................................................51表17：需求侧响应在保障供应方面具有明显成本优势...................................55行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第6页共62页简单金融成就梦想引言：在我们电改的前世今生：改革脉络与海外经验《电改的前世今生：改革脉络与海外经验》中，我们用大量篇幅回顾了国内外电改的历史，目的在于说明电改的两大关键点：复杂性和迫切性。电改的复杂性在于：（1）电力系统是全世界当前能源体系的核心环节之一，也是宏观经济运行的重要组成部分，电力体制改革牵一发而动全身，深刻影响各国经济运行，因此改革必须谨慎；（2）电力系统是人类发明出的最精密也是最脆弱的“物流”系统，虽然电力是完全标准化产品，但电力系统从底层技术上要求供给与需求必须时刻平衡，而电力生产方的类型却多种多样：煤炭、天然气、石油、水能、核能、风能、太阳能乃至生物能、潮汐能、地热能等都可以作为电力生产的“原料”。电改的迫切性在于：随着我国清洁能源转型的需求，风电光伏占比越来越高，供需关系时刻发生变化，但当前较为计划性的电价机制已经显现出诸多弊端：（1）风电光伏出力不足时需要传统电源顶峰供电，需要用户尽量减少用电，但电价缺乏向上调节空间导致传统电源增加出力意愿不足，用户减少用电需求动力不足；（2）风电光伏大发时需要火电降低出力让出发电空间，需要用户尽量增加用电促进消纳，但电价缺乏向下调节空间导致火电降低出力（进行灵活性改造）意愿不足，用户增加用电需求动力不足；（3）当前电价机制难以区分不同电源的环境价值，项目推进以政策面推进为主，与双碳目标联系不紧密，长期来看不具有持续性；（4）随着新能源渗透率快速提升，电力系统运行的系统成本大幅增加，缺乏有效的传导机制。因此本报告试图通过4章篇幅分析上篇报告遗留的问题：第1章阐述我国电力体制现状；第2章着眼于海外，看发达国家电力市场现状，分析电改的可能方向；第3章再回到国内，立足国情，分析我国电改的具体措施；第4章自上而下分析整个电力产业链由此产生的投资机会。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第7页共62页简单金融成就梦想1.着眼当下：我国电力体制改革的现状我国电价体系较为复杂，从终端用户的角度来看，用户的用电电价=上网电价+输配电价+其他费用（主要是政府性基金及附加）。在非市场化机制下，三个部分均由政府核定，政府主要通过输配电价来调节不同时段电价从而形成分时电价，满足基本的价格调节机制。2015年电改后我国重新核定了输配电价，这也是电力市场化的基础。未来在市场化要求下该电价形成机制将产生如下变化：（1）电能量市场：综合用电需求价格的稳定性和灵活性，上网电价将分为中长期电价和现货电价，并由市场化方式形成。（2）辅助服务市场：辅助服务自电力系统诞生起就存在，但此前辅助服务的提供方和承担方均为发电侧，用户侧不承担此项费用，主要原因在于传统电源结构下，发电侧大部分电源都是可控电源。但是“十三五”以来，随着新能源装机占比提升，辅助服务的需求和供给开始失衡，电力系统无法内部消化指数型增长的辅助服务需求和成本。2021年12月发布修订版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（以下称“两个细则”）将用户侧纳入分摊范围。（3）容量电价：容量电价是现货市场的重要“补丁”，对稳定现货价格、保障电力供给安全具有重大意义。容量电价是用户侧为了保证用电充裕度而支付的保险，因此理应由用户侧承担。因此在市场化机制下，用户的用电电价=上网电价（中长期+现货）+输配电价+辅助服务费用（调峰、调频、备用、爬坡、转动惯量、自动电压控制、调相、无功调节、稳定切机、稳定切负荷、黑启动等）+容量电价+其他费用（主要是政府性基金及附加）。需要指出的是，在第三监管周期输配电前，容量电价作为电网的运行成本，实际上是作为输配电价的一部分。这里我们不抠定义细节，重点围绕中长期、现货、辅助服务、容量电价、输配电价（不含容量电价）五个方向展开。上述五个方向除辅助服务外，其余四项都是由用户侧承担，辅助服务则是电源侧和用户侧共同承担。1.1电能量市场：中长期及现货市场基本形态已经形成但仍有诸多限制如果把上述五个方向继续向下展开，涉及到的品种多达十几种，纷繁复杂的电力交易品种以及各不相同的机制提高了对电力市场研究的门槛。但从电力系统运行的本质来说，不论是电能量市场、辅助服务市场还是容量电价，大体上都是要实现两个功能：有功平衡和无功平衡。有功平衡即电力系统需要保持发电功率和用电负荷时时刻刻相等。为了保证供电的可靠性以及用电成本的稳定性，用户侧需要提前安排和预测其未来的用电需求，发电侧需要行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第8页共62页简单金融成就梦想提前预测其未来出力情况（风电、光伏、水电等）或安排发电计划（化石能源），因此需要提前签订用电合约来使供需平衡。但不论新能源的出力还是用电计划，距离用电时间越远把握性越小，所以根据签订合约时点与实际用电时点的远近，可以分为中长期和现货交易，本质目的是对电力合约进行分解，使得电力合约与实际用电需求尽量匹配。中长期交易从时间尺度上可以分为年度合约、季度合约、月度合约等，现货交易则主要分为日前、日内和实时现货交易。将电能量市场根据时间尺度不同分解为不同的产品，本质上是在市场灵活性和交易成本之间取平衡，时间尺度越长灵活性越差，交易成本越低，反之则灵活性越强但交易成本越高。在现货开始交易之前，通过年度、季度和月度合约交易情况，会产生D日一天24小时每时每刻的用电曲线。而在现货交易开始后，实际电力供需发生变化，用电曲线与中长期曲线产生偏差，偏差部分按照现货与中长期量差及现货价格结算。简单表述，即：在T时刻的电费=中长期电量×中长期价格+（中长期电量-现货电量）×现货价格。由以上公式我们可以得出以下几个结论：（1）目前多地要求中长期市场电量规模下限为用电总量的90%左右，因此中长期电量和价格决定了电源侧的基础收益。（2）机组实际发电曲线与中长期曲线越接近，则收入越稳定。理论上实际发电曲线与中长期曲线完全重合时机组收入与现货价格无关。（3）现货市场的交易规模十分接近总用电量，通常大家所说的10%现货规模指的是与中长期电量偏差部分。现货是实际交割的物理合约，而中长期市场为金融合约，现货价格会影响中长期市场价格。图1：中长期市场交易机制图2：现货市场交易机制资料来源：申万宏源研究资料来源：申万宏源研究1.1.1中长期市场：形式基本建立但仍有多方面限制2016年底国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》，规定了电力中长期交易的品种、周期、方式、价格机制、时序安排、执行、计量结算及合00.20.40.60.811.21357911131517192123Q：电量时间（h）年度合约季度合约月度合约日滚动交易中长期合约0.600.650.700.750.800.850.900.951.001357911131517192123Q：电量时间中长期曲线现货曲线偏差部分根据现货价格结算行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第9页共62页简单金融成就梦想同电量偏差处理、辅助服务等内容，建立了相对完整的电力中长期交易规则。2020年6月，国家发改委、国家能源局印发正式版《电力中长期交易基本规则》。2016年以来，我国电力市场化交易比例逐年上升，从全电量口径来看，2016年市场化电量占比为19%，2021年达到46%。最近一次中长期市场大规模改革源自2021年10月发布的1439号文，彼时受国际能源价格大幅上涨影响，我国煤炭价格也出现了明显上涨，由于煤电上网电价缺乏调节机制，导致煤电度电成本超过上网电价的两倍，煤电机组出现全国性现金流亏损，最终引发多省拉闸限电。为此1439号文一方面扩大了对于市场交易电价上下浮动范围，更重要的是要求推动燃煤发电量和工商业用户全部进入电力市场，并逐渐取消目录电价。1439号文发布后我国交易电量进一步上涨至2022年的61%，煤电几乎全部进入电力市场。表1：国家发改委2021年10月11日《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要点要点内容有序放开全部燃点上网电价燃煤发电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。扩大市场交易电价浮动范围将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。推动工商业用户都进入市场各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。避免不合理行政干预各地对电力用户和发电企业进入电力市场不得设置不合理门槛，不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预资料来源：政府网站，申万宏源研究2022年是1439号文发布后电力市场运行的第一个完整年，以广东省为例，广东省2022年累计发受电量7616亿千瓦时，其中外省送电1772亿千瓦时，本地电源发电量5844亿千瓦时，从交易电量来看，2022年广东省总共完成交易电量5309亿元，占本省机组发电量的比例超过90%，其中直接交易电量2986亿千瓦时，占本身机组发电量比例为51%。在直接交易电量中，中长期电量2871亿千瓦时，占比96%，其中年度交易2662亿千瓦时，月度交易223亿千瓦时，其余为周交易以及多日交易等。现货偏差电量100亿千瓦时，但发电侧日前总成交电量达到了3800亿千瓦时。2022年广东省内机组煤电、气电、水电、核电、风电和太阳能发电量分别为3157、829、254、1019、270、103亿千瓦时，煤电占比为54%。但在电力市场中，煤电是绝对主力，中长期市场交易电量2871亿千瓦时中煤电、气电、核电占比分别为74.8%、20%和5.2%。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第10页共62页简单金融成就梦想图3：广东省2022年省内发电量结构图4：广东省2022年中长期市场结构资料来源：广东电力交易中心，申万宏源研究资料来源：广东电力交易中心，申万宏源研究煤电市场化是1439号文最重要的内容之一，煤电全部进入市场后，其发电曲线将全部由市场决定，而煤电由于出力可控，理论上可以严格按照中长期曲线进行发电，因此煤电中长期合同被视作“压舱石”，是稳定用电成本的核心。因此目前对煤电的交易价格做出严格限制，各省煤电交易电价基于核定的燃煤标杆电价，并做上下浮动不高于20%的限制（高耗能不受此限制）。目前绝大多数地区对于中长期交易比例都有比较明确的要求。表2：部分地区2023年中长期市场电量比例要求省份中长期比例要求山东高于前三年用电量平均值的80%广东2023年直购电约4900亿千瓦时，年度交易约3000亿千瓦时广西年度交易高于前一年用电量70%云南年度交易高于前一年用电量80%贵州不低于前三年平均交易电量的80%海南不低于前一年或前三年用电量的80%山西全省电力市场交易规模预计1600亿千瓦时以上甘肃不低于前三年签约电量的90%浙江工商业用户用电量不低于90%为中长期交易陕西不低于上年用电量80%冀南年度交易不低于前三年用电量80%宁夏年度直接交易占比为前三年用电量的70%；高耗能不超过80%新疆预计全年市场化交易电量1200亿千瓦时；单用户年度交易比例不超过85%北京高于去年用电量80%天津2023年直接交易暂定350亿千瓦时冀北直接交易规模830亿千瓦时，工商业不低于前三年用电量80%福建不低于上一年度用电量的80%蒙西不低于上一年实际发电量90%江苏保障中长期交易电量不低于市场交易总电量90%54%14%4%17%5%2%4%燃煤燃机水电核电风电太阳能其他燃煤75%燃机20%核电5%行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第11页共62页简单金融成就梦想安徽电网企业年度代理购电量不低于2022年代理购电量80%，30万千瓦级及以上燃煤发电机组年度双边合同电量不低于2022年全省市场化合同利用小时(不含电网代理购电暂按3800小时)的90%辽宁原则上至少占用电量95%以上。河南全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量90%湖北中长期比例不低于前一年用电量90%蒙东不低于上一年用电量的80%吉林不低于上一年用电量的80%资料来源：各地电力交易中心，各地政府官网，申万宏源研究基于国情，我国还存在优先发电和优先购电用户。其中优先发电用户主要包括跨省跨区送电、保障消纳的新能源、保障消纳水电等，优先购电用户指按照政府定价优先购电并获得优先保障的用户，主要包括一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电。优先购电用户主要执行政府核定的目录电价，优先发电用户主要执行政府核定的上网电价，我国核电和水电以执行标杆电价为主，新能源保障性收购部分以当地燃煤标杆电价上网。优先购用电部分作为电力交易的边界条件决定电力市场交易的规模。我国一产和城乡居民用电量比例增加幅度较为缓慢，10年内增加不到1.5pct，而水电、核电和新能源比例上升幅度较快，因此同样需要安排这些电源一部分发电量进入中长期交易。从各省安排的中长期交易比例来看，煤电和气电占据了中长期交易规模的绝大部分，这主要因为其他电源基本不受燃料成本影响，当前让其进入电力市场的迫切性没有火电高，而且其余电源的电量占比仍然较低。图5：我国一产+城乡居民用电量比例和水电+核电+新能源比例资料来源：中电联，申万宏源研究1.1.2现货市场：提出较为前瞻推进速度逐渐加快现货市场试点早于双碳战略提出，具备高度前瞻性。2017年9月国家发改委发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，提出“加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，逐步构建中长期0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%35.00%20122013201420152016201720182019202020212022一产+城乡居民用电量比例水电、核电、新能源比例行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第12页共62页简单金融成就梦想交易与现货交易相结合的电力市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用”。现货市场建设启动试点早于双碳战略，政策极具前瞻性以及连续性，是被市场忽视的新一轮电改重大信号。现货市场首批试点省份为南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个省份，要求2018年底前启动试运行。但实际情况却不甚理想，2018年底仅有3个省份启动试运行，其余5个省份到2019年6月底之前陆续启动试运行，比原计划延迟约半年。2020年双碳目标提出后，现货市场开启加速。2021年国家发改委发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，再将上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点，要求2022年6月底前启动试运行。整体来看第二批电力现货推行阻力小于第一批，除上海外其余省份基本按期启动试运行，上海也于2022年7月22日启动了试运行。表3：各地现货市场推行进度、现货限价和结算机制比较类别省份现货市场进度现货限价（元/kwh）现货结算机制第一批现货试点区域山东2022年1月进入长周期结算试运行-0.08~1.5主动+被动广东2022年1月开启全年连续结算试运行2022年8月取消二级限价中长期全电量结算，现货偏差结算四川2021年12月26日，启动电力现货市场长周期连续结算试运行丰水期：0.075-0.253元/kWh，枯水期市场限价范围0.341-0.44元/kWh。边际电价，集中竞争、统一优化出清福建2020年8月18日,正式转入不间断结算试运行——集中竞价，边际出清蒙西2022年6月1日，启动连续结算试运行申报：火电0.001~1.5，新能源0~1.5结算：0~5山西2022年3月，连续结算试运行一周年上限1.5甘肃2020年4月，完成长周期结算试运行0.04~0.65浙江2021年3月，长周期试运行开启——全电量申报、集中优化出清第二批现货试点区域江苏2022年11月，第三次结算试运行申报：0.3~1.5出清：0.3~0.782安徽2022年4月，启动第二次模拟试运行中长期差价合约+全电量集中优化湖北2022年11月，第三次模拟试运行申报：0~1出清：0~1.5全电量申报河南2022年11月，第一次短周期调电（结算）试运行申报：0~1.5全电量申报、集中优化出清上海2022年10月，启动第三次模拟试运行申报：0~1.2出清：0~1.5全电量申报、集中优化出清辽宁2023年1月，第一次结算试运行其他广西2022年11月，纳入南方区域电力现货市场试运行无全电量申报、集中优化出清陕西2022年11月，启动模拟试运行无行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第13页共62页简单金融成就梦想冀南2023年2月，第三次模拟试运行无无宁夏2022年12月，启动模拟试运行无无西藏无无无新疆无申报：0~0.65出清：0~0.75北京2022年4月，启动整季度结算试运行0~10天津无无无冀北无无无江西2022年11月，首次模拟试运行申报：0~1.5青海2023年1月，第一次模拟试运行申报：0.04~0.5集中式市场、全电量竞价蒙东——吉林——重庆2023年3月，第三次模拟试运行申报：0~1.5出清：0~1.5云南2022年7月，南方区域（云贵广）启动不结算试运行无全电量申报、集中优化出清贵州2022年12月，贵州贵州电力交易中心完成现货市场三部制调电模拟结算无全电量申报、集中优化出清海南2022年11月，纳入南方区域电力现货市场试运行无全电量申报、集中优化出清资料来源：各地电力交易中心，各地政府官网，申万宏源研究优先购用电、中长期市场和现货市场组成了我国当前电力交易的最主要组成部分。电力交易主要相关方包括电网、调度、电力用户、发电企业、交易中心、售电公司等。其中电力用户直接或通过售电公司与发电企业在电力交易中心中交易，电网调度根据电网和机组实际运行状态等给出交易中心约束条件，最终形成的交易结果成为电网调度的依据。电网原则上不参与电力交易，只根据交易电量按规定收取输配电费。但我国当前电力交易还不够成熟，有相当规模的用户通过电网进行代理购电，因此电网当前还担任一部分售电公司职责。以上便构成我国当前电能量交易最基本的组成部分。但是电网代购电只是作为到全面市场化交易的过渡。2022年5月，湖南出台国内首个电网代购电退出时间表，10千伏以上存量大工业、一般工商业分别在2023年1月1日和2023年5月1日前直接进行市场交易，否则代购电价格将上涨50%。这意味着电网代购电机制最终将退出历史舞台。图6：我国电能量交易各相关方及作用行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第14页共62页简单金融成就梦想资料来源：申万宏源研究。注：红色为电能量流动方向，绿色箭头为合约方向1.2辅助服务市场：种类逐渐丰富费用逐渐向用户侧传导辅助服务弥补电力交易不足，对保证电力系统稳定运行有重大意义。通过前面对于电能量市场交易的机制以及实际情况来看，即使是实时现货市场，也会在T-15min刻完成，而理论上直到实际用电那一刻前，都无法保证发电和用电需求不会发生变化，实际发电量可能大于或小于用电量，而由于电力供需平衡对实时性要求极高，再进行电力交易去弥补缺口已经不可能，因此还需要电网通过其他更快速的手段完成最终的平衡，在我国主要通过辅助服务的调峰、调频、备用、转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等完成，以上辅助服务本质都是对电能量的实时控制。而自动电压控制、调相、无功调节本质上是无功平衡，本文着重分析有功辅助服务。黑启动是一种比较特殊的辅助服务，主要在电力系统大规模故障后启用，本文也不做分析。表4：辅助服务种类及定义种类定义调峰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一次调频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二次调频并网主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等，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备用指为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。备用分为旋转备用和冷备用。转动惯量指在系统经受扰动时，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，阻止系统频率突变爬坡指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。自动电压控制指利用计算机系统、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。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第15页共62页简单金融成就梦想调相运行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。无功调节指发电侧并网主体通过迟相运行向电力系统注入无功功率，或进相运行从电力系统吸收无功功率。稳定切机服务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稳定切负荷指电网发生故障时，安全自动装置正确动作切除部分用户负荷，确保电力系统安全稳定黑启动服务指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、自维持或快速切负荷（FCB）能力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。资料来源：申万宏源研究1.2.1调峰市场：短期有进一步扩大趋势调峰辅助服务是我国当前占比最高同时也是相比其他国家最特殊的辅助服务类型。从国家能源局公布的数据来看，调峰辅助服务的规模及占比快速上升。调峰辅助服务即根据电力系统实际负荷的需要，根据电网调度指令调低部分机组的出力，同时对其给予一定的补偿而带来的辅助服务。调峰辅助服务的功能与电能量市场类似，是适合非市场化情况下的一种辅助服务机制。图7：2017—2019H1年辅助服务规模及占电费的比重（亿元，%）图8：2019H1各机组类型补偿及分摊金额（亿元）资料来源：国家能源局，申万宏源研究资料来源：国家能源局，申万宏源研究短期来看调峰辅助服务规模有进一步扩大的趋势，各地均在出台辅助服务细则，增加调峰辅助服务的补偿力度。目前各地辅助服务政策基本都会把火电调峰分为有偿调峰和无偿调峰，火电出力高于一定范围后的调峰属于无偿部分，不会获得补偿，低于一定范围后才会相应获取补偿。从各地新政策来看，除华北地区以70%为界外，其余地区均在50%左右。有偿调峰补偿费用除甘肃采用容量补偿外，其余均为积分电量补偿，以广东为例，实际出力低于50%才能获取调峰补偿，则50%额定出力减去实际出力曲线在深度调峰时间段内的积分即为可获取补偿的电量，并且根据火电机组实际调峰深度划分不同的档次，实际出力越低，每度电获取的补偿越高。25.041.727.025.152.350.129.242.947.46.410.35.50.00%0.50%1.00%1.50%2.00%0.050.0100.0150.0200.02017Q2-Q42018A2019H1调频调峰备用调压其他占电费比重（右轴）行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第16页共62页简单金融成就梦想至于单位电量补偿价格，目前华东、南方、华中均采用固定数额补偿，而华北、甘肃均采用市场报价（有限值）。表5：部分省区火电调峰补偿方式异同华东南方（广东为例）华北西北（甘肃为例）补偿方式按电量补偿按电量补偿按电量补偿按容量补偿无偿调峰范围上海47%50%70%50%江苏、安徽50%浙江49%福建60%补偿价格形成机制固定数额固定数额市场报价市场报价资料来源：各地能监局和能监办，申万宏源研究至于调峰补偿费用，南方（以广东为例）补偿费用最高，30%~40%之间补偿费用为792元/MWh，0%~30%之间补偿费用则高达1188元/MWh，且为固定补偿，远高于其他区域。华北地区则低于70%就可以获得补偿，补偿起点较高。甘肃对于调峰补偿档位更多，且调峰深度越深补偿力度越大，鼓励更为激进的灵活性改造手段。甘肃省最大亮点是调峰辅助服务由电量交易转为调峰容量市场。上一版甘肃省《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（简称《暂行规定》）以及国内其他地方深度调峰辅助服务多以电量交易为主。比如上一版甘肃省《暂行规则》在火电厂负荷率40%至50%之间时报价上限为200元/MWh（最高档负荷率0%到20%之间上限为800元/MWh），电量交易一大问题在于调峰时长具有较大不确定性。本版《暂行规则》则直接改为调峰容量时长，且容量需求由电网调度机构确定，并按月报价和交易，这意味着调峰容量需求只与本月调峰容量需求最大的一天相关，而其他天数无论实际调用时长如何，都可以享受同样补贴，如40%至50%负荷率，供热季补偿上限为300元/MW·日（与实际调用时长无关）。此外本版《暂行规则》大幅提高了不同档次之间深度调峰补偿差距，非供热季最高档与最低档可获取的补偿差距达到18倍（供热季为12倍）。上述规则对于火电灵活性改造的积极性有较大正向影响：（1）调峰容量交易大大提高了火电厂深度调峰规模和收益的确定性；（2）深度调峰获取的补偿更高，鼓励更激进的灵活性改造方案。表6：各省区有偿调峰范围及补偿费用华东南方（广东为例）华北西北（甘肃为例）调峰范围补偿费用（元/MWh）调峰范围补偿费用（元/MWh）调峰范围报价范围（元/MWh）调峰范围报价范围（元/MW·日）非供热季/供热季第1档50%~60%2040%~50%9950%~70%0~30040%~50%0~10/300第2档40%~50%4030%~40%79240%~50%0~40035%~40%0~200/500第3档30%~40%1600%~30%118830%~40%0~50030%~35%0~350/700行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第17页共62页简单金融成就梦想第4档0%~30%3200%~30%0~60025%~30%0~600/1200第5档20%~25%0~800/1600第6档15%~20%0~1000/2000第7档10%~15%0~1200/2400第8档5%~10%0~1500/3000第9档0%~5%0~1800/3600资料来源：各地能监局和能监办，申万宏源研究为了促进新型储能的发展，各地也逐渐将储能纳入调峰市场。但各地对储能参与调峰辅助服务的细则还是有比较明显的不同。不同于火电，储能调峰在不同出力水平时运行成本、调节能力等均没有明显区别，因此对于储能参与调峰各地一般是统一的补偿标准。从调峰补偿力度来看，南方区域补偿力度最大，广东省充电电量补偿高达792元/MWh，相比之下华东区域仅160元/MWh。甘肃省采用与火电调峰补偿类似的容量补偿方式，但补偿上限仅0~300元/MW·日，仅与供热期火电第一档相当，但甘肃省新型储能调峰具有最高优先级，而在南方区域新型储能优先级则低于抽水蓄能。表7：各地新型储能参与调峰政策对比华东南方（以广东为例）华北西北（以甘肃为例）新型储能能否参与调峰是是未直接规定是储能参与调峰优先级未明确规定低于抽水蓄能——最高补偿方式充电电量补偿充电电量补偿——容量补偿补偿价格形成机制固定补偿固定补偿——市场报价补偿标准（元/MWh，元/MW·日）160792——0~300资料来源：各地能监局和能监办，申万宏源研究但长期来看，《电力现货市场运行规则》（征求意见稿）提出探索电能量市场与调频、备用等辅助服务联合出清，并加快辅助服务成本向用户侧合理疏导。部分地区已经明确在电力现货市场开启时不启动调峰辅助服务市场，因此随着电能量市场逐渐完善，调峰辅助服务最终会退出历史舞台。1.2.2调频市场：电能量市场的重要补充调频辅助服务经常因其名称而让人迷惑，但调频辅助服务本质上还是对电能量的调节。调频辅助服务理论上就是为了弥补调频辅助服务是为了弥补电力市场和调峰辅助服务无法解决的实时平衡问题，主要依靠自动控制技术来进行调整。调频已经成为储能的重要收入来源之一。各地陆续允许新型储能参与调频辅助服务市场，而目前在多数地区，调频辅助服务已经成为储能最重要的收益来源。对于调频辅助补偿基准，华东和南方区域采用积分电量（即调频容量乘以调用时间），而华北和甘肃则采用调频里程（即调频容量乘以调用次数）。调频补偿的计算方式并不重要，重要的是看新行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第18页共62页简单金融成就梦想型储能参与调频辅助服务相比于火电等传统机组是否存在优势。华东、南方区域储能与火电相比，补偿计算方式没有任何区别。华北区域同等调频里程情况下，储能的补偿费用仅有火电的一半。而对于甘肃省，补偿费用则高于火电。表8：各地新型储能参与调频政策对比华东南方（以广东为例）华北西北（以甘肃为例）新型储能能否参与调频是是是是补偿基准积分电量（MWh）积分电量（MWh）调频里程（MW）调频里程（MW）计算方式其中YAGC=360元/MW·月积分电量×12元/MWh日补偿费用=调频里程×2.5元/MW调频里程×1.5×里程报价里程报价上限12元/MW资料来源：各地能监局和能监办，申万宏源研究备用辅助服务指为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。备用分为旋转备用和冷备用。转动惯量辅助服务是为了应对新能源稳定性弱而引入的目的是加强电力系统稳定性的的辅助服务，爬坡辅助服务是为了应对新能源或负荷剧烈变化而引入的辅助服务。这两项辅助服务目前开展的地区较少。另外随着各地缺电形势加剧，各地新版“两个细则”均对需求侧响应和虚拟电厂参与辅助服务获取收益的方式进行了规定。其中南方区域的规定最为详细，不仅规定了需求侧响应和虚拟电厂的准入门槛，还对调节能力、持续时间等进行了规定，补偿费用为固定补偿。甘肃省对需求侧响应和虚拟电厂的准入门槛最低，分别仅有1MW和5MW，远低于南方区域，价格形成方式为市场报价，价格上限低于广东，但另行规定了应急削峰和应急填谷服务，补偿标准接近广东省。华东区域和华北区域在“两个细则”中对需求侧响应和虚拟电厂均未做单独规定，而是将其直接纳入到APC（自动功率控制）辅助服务中。APC辅助服务是AGC（自动发电控制）的延伸，AGC一般仅针对发电厂，而APC则进一步涵盖了储能以及用户侧资源等，也就是说在这些地区需求侧响应和虚拟电厂是纳入调频辅助服务联合补偿，这也与调频辅助服务的原理有关，后面第2章可以看到欧洲的虚拟电厂基本都是纳入调频辅助服务。APC与AGC类似，补偿费用获取主要与调节量和调节系数有关。表9：各地需求侧资源和虚拟电厂参与辅助服务对比华东南方（以广东为例）华北西北（以甘肃为例）需求侧响应准入门槛（MW）另行规定≥30——≥1调节能力要求（MW）≥5————持续时间要求（h）≥0.5————行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第19页共62页简单金融成就梦想虚拟电厂准入门槛（MW）≥30——≥5调节能力要求（MW）≥5————持续时间要求（h）≥0.5————补偿价格形成机制参与APC辅助服务固定补偿参与APC辅助服务市场报价削峰价格（元/MWh）其中YAPC=240元/MW·月1584YAPC=10元/W0~1000填谷价格（元/MWh）7920~500应急削峰价格（元/MWh）——0~1500应急填谷价格（元/MWh）——0~750资料来源：各地能监局和能监办，申万宏源研究1.3容量电价：抽蓄和气电已实行容量电价煤电容量电价仍在探索如果电能量市场可以充分反应成本，那么按理说对于煤电，即使未来利用小时数下降，依然可以通过提高高峰时段电价（此时新能源无法提供电能，煤电拥有定价权）来弥补收益，这是最为理想的情况。但实际情况，以上机制会面临两个问题：（1）难以预测未来电价：对于长期的用电需求及新能源出力难以做出准确预测，火电企业难以精确预估电价趋势；（2）无法激励冗余机组建设：电力系统作为公用事业属性，保证供电安全是首要目的，在极端情况（高温导致用电负荷超出预期、外部因素导致部分机组非正常停机等）下应保证有冗余机组提供电能，但只有电能量市场的情况下，投资方没有意愿建设冗余机组。那么此时部分国家便研究出台了容量电价政策。电网预估未来全社会冗余容量需求，并出台容量补偿（固定数额）或容量电价（市场竞标）来支付给这部分机组保证其收益。这部分电量不论后续是否需要调用，均需要支付给机组，相当于用户侧支付的“保险”。需要注意的是：容量电价由用户侧支付这一点相当重要，因为根本上来说极端情况下容量不足，对于发电企业来说并没有实质性损害。在我国，目前名义上的容量电价主要包括抽水蓄能、天然气发电以及山东省和云南省的煤电。抽水蓄能：我国截至目前共出台了2014年7月《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》和2021年4月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》两份抽水蓄能电价政策文件，均强调了抽水蓄能执行两部制电价，其中容量电价主要体现抽蓄电站保障电力系统安全的价值，弥补固定成本+合理收益；电量电价体现调峰填谷效益，弥补抽发电损耗等变动成本，条款基本一致。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。容量电价机制按照6.5%准许收益率核定。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第20页共62页简单金融成就梦想天然气发电：天然气发电响应速度快的优点使其成为部分地区重要的顶峰电源和调峰电源。这也导致天然气发电利用小时数较低、电价较高。为了保证天然气发电的合理收益，各地对天然气发电的电价都做出了特殊规定，大体可以分为两种：（1）第一种以湖南、广东等地为代表，根据机型、利用小时数不同规定电价。比如湖南、广东；（2）第二种以河南以及江浙沪等地为代表，采用了容量电价+上网电价两部制电价。表10：湖南、广东天然气发电上网电价省份文件名机型利用小时数（小时）电价（元/kWh）备注湖南湖南省发改委《关于天然气调峰发电机组上网电价有关问题的通知》40万千瓦及以上调峰机组＞18000.65≤1800市场交易广东《关于调整我省天然气发电上网电价的通知》（粤发改价格〔2020〕284号）9F及以上≤35000.6052021年广东发改委《关于提高我省天然气发电上网电价的通知》中将除使用澳洲进口合约LNG电厂外机组统一提高0.05元/kWh＞35000.4639E≤40000.63＞40000.4636F及以下≤50000.64＞50000.463资料来源：政府网站，申万宏源研究山东容量电价：山东省容量电价与山东省现货市场推进有关，2020年6月山东省发布《山东省电力现货市场交易规则（试行）》，首次提出了容量补偿。容量补偿电价（当前价格为0.0991元/度）直接附加在电价中，由市场化用户承担，并由机组能够提供的可用容量分摊。云南容量电价：云南容量电价出台时间为2022年12月的《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，文件规定燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，交易价格为220元/千瓦·年±30%，买方为未自建或购买共享储能服务的新能源场站。前文我们分析过容量电价本质上是用电侧为可靠用电购买的“保险”，目的是促进可靠电源冗余投资以保证电力安全。从这个角度来看，云南容量电价全部由新能源场站来承担，且与新能源的电价相关，因此云南容量电价本质上是一种“辅助服务”，与甘肃的调峰容量市场相似，而山东省容量电价更多像给当地火电机组整体的电价补偿，并未反应未来容量的需求。从这个角度看，中国尚未有真正的煤电容量市场。表11：我国实行容量电价政策的机组类型及地区（不完全统计）类型政策文件细则受益方承担方行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第21页共62页简单金融成就梦想抽水蓄能《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》2021年4月政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。容量电价机制按照6.5%准许收益率核定。抽水蓄能电站用户山东火电《山东省电力现货市场交易规则（试行）》2020年6月《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》2022年3月综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素,以容量补偿方式补偿发电机组固定成本。发电容量补偿费用按照省发展改革委核定的容量补偿电价向用户侧收取，每月结算一次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）有可用容量的发电机组用户云南火电《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》2022年12月燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，交易价格为220元/千瓦·年±30%。未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算，结算差额资金纳入电力成本分担机制煤电新能源河南燃气发电容量电价35元/千瓦·月燃气发电浙江燃气发电《省发展改革委关于优化我省天然气发电上网电价的通知》2021年9月9F/9E：302.4元/千瓦·年6F：571.2元/千瓦·年6B：394.8元/千瓦·年上海燃气《关于我市开展气电价格联动调整有关事项的通知》2022年11月调峰机组：37.01元/千瓦·月热电联产：36.50元/千瓦·月江苏燃气《省物价局关于完善天然气发电上网电价管理的通知》2018年11月调峰机组：28元/千瓦·月热电联产：40万级：28元/千瓦·月20万级：32元/千瓦·月10万级：42元/千瓦·月资料来源：各地政府官网，申万宏源研究1.4输配电价：历经三轮监管周期改革电改道路已经铺平1.4.1输配电价改革始于03年15年改革全面加速我国输配电价市场化改革正式提上议程是在2003年。2003年《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》中，首次提出输配电价应输配电价由政府价格主管部门按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”原则制定，从此我国输配电价开始正式向“成本+合理收益”的模式过渡。在此之前，我国电力市场是计划电价模式，发电厂的上网电价和用户侧销售电价均由政府核定，电网公司收取的输配电价实际上为其差额。这种模式最让人诟病的地方在于电网公司依靠其垄断地位获取了超额的收益，且这种定价机制过于死板，对于引导用电和引导建设电源都有一定的负面影响。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第22页共62页简单金融成就梦想2005年国家发展改革委《关于印发电价改革实施办法的通知》，则对国务院的通知进行了细化，将输配电价分为共用网络输配电服务价格、专项服务价格和辅助服务价格。其中共用网络输配电服务价又分为区域电网和省级电网，区域电网以共用网络邮票法统一制定输电价，省级电网以省价区分电压等级制定。这也成为了我国目前输配电价结构的雏形。图9：我国输配电价的基本组成资料来源：政府文件，申万宏源研究输配电价真正实现全面加速改革则是2015年。2015年3月15日，《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》(中发【2015】9号)下发，输配电价改革全面加速。2016年12月22日，国家发展改革委印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》，2017年12月29日，国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法（试行）》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，对省级电网、区域电网、跨省跨区专项以及增量配电网价格进行了全面细化，并规定了每三年作为一个监管周期，首个监管周期到2019年结束。2020年，随着《省级电网输配电价定价办法》、《区域电网输电价格定价办法》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》等规定正式发布，我国正式制定出台了第二监管周期输配电价，全面完善了定价规则，规范了定价程序，实现了严格按机制定价；首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。至此2005年《关于印发电价改革实施办法的通知》中制定的目标才基本完成。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第23页共62页简单金融成就梦想输配电价三个组成部分中，共用网络输配电价和专项服务价格统均采用“核定成本“+“准许”收益的机制，其中受历史沿革问题影响，我国输配电价存在大额的交叉补贴，主要是高电压用户向低电压用户补贴以及不同省份之间的交叉补贴等。根据《省级电网输配电价定价办法》，省级电网实行“准许成本+合理收益”的定价模式，各电压等级输配电价=该电压等级总准许收入÷本电压等级的输配电量。我们可做如下简要分析：（1）根据2017-2020年分电压等级投资数据来看，电网单位容量投资额基本呈现电压越低单位投资额越高的特点。（2）而我国目前装机以火电、水电等直接接入220kV及以上电网的大型机组为主，电量随电压等级递减。（3）高电压等级电网建设利用率高，传输相同电量所需的容量更少。基于以上三点，低电压等级电网输配电价应显著高于高电压等级。交叉补贴存在的问题：交叉补贴历史较久，我们认为在我国优先保证居民和农业用电的基本原则下，短期破除难度较大。但交叉补贴影响了实际供需关系，且随着居民用电比例提高矛盾会更加突出。比较值得关注的是2021年6月发改委对于交叉补贴的表态：承认“我国居民电价偏低，工商业电价偏高”，并且指出要“完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴”，证明高层对破除交叉补贴的主要思路是利用阶梯电价制度变相缩小交叉补贴的额度。图10：我国共用网络输配电价（省级、区域输配电价）收取机制资料来源：申万宏源研究行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第24页共62页简单金融成就梦想1.4.2第三监管周期改革落地制约市场化交易顽疾基本破除2023年5月15日，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，第三监管周期输配电价终于落地。第三周期电网输配电价核定在多方面取得实质性突破，预示着新一轮电改加速。对比2017-2019、2020-2022两个监管周期，我们分析第三监管周期输配电价核定有三大核心亮点：1）终端电价中，不同电压等级之间的输配电价差距拉大，容量电价区分电压等级，减少不同电压等级之间的交叉补贴。2）精简用户类别，减少不同类型用户之间的交叉补贴；3）明确终端电价构成，完善系统运行成本传导。上述三点都旨在理顺输配环节电价机制，为发电侧更进一步的市场化改革打下基础，预示着我国新一轮电改有望大幅加速。1）长期以来，制约我国电力市场化改革的核心阻力之一为输配环节价格核定，而制约输配环节价格理顺的核心阻力是交叉补贴和不平衡资金传导，两大堵点在第三周期核定中全部涉及。我国2015年提出电改9号文，拉开本世纪继2002年电改5号文后的第二轮电改序幕，核心思想是“管住中间，放开两头”。在电力产业链中，电网属于“中间”，具备自然垄断属性，由政府按照准许收益率核定价格，而发电和用电则是“两头”，需要引入市场化竞争来提升效率。“放开两头”除了放开发电侧，另一个重要抓手是鼓励社会资本以混合所有制方式发展配电业务。早在国家能源局2016年颁布的《有序放开配电网业务管理办法》中即规定，“配电网运营商拥有配电区域内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务”，但是截至目前，由社会主体投资的增量配电网发展严重低于预期，除面临电网在接入方面的障碍外，一个重要阻力即不同电压等级之间的交叉补贴。根据我国现行政策，在给定各电压等级输配电价格后，增量配电网能够获得的收入上限就是不同电压等级之间的输配电价差，如增量配电网一端接入10kV电压用户，另一端接入220kV电网，配电网的收入即10kV电压等级与220kV电压等级的输配电价差值。但是在我国2017-2019、2020-2022两个周期的输配电价核定中，不同电压等级之间存在巨大的交叉补贴，并未反映真实的输配电成本，一方面不同电压等级之间的输配电价差极小，另一方面容量电价并未区分电压等级，可理解为各电压等级之间的容量电费价差为零，增量配电网无论电压等级如何，均需向高电压等级电网全额交纳容量电费，无法从中获得收益，导致配电网改革滞后。而配电网改革的滞后也限制了电力系统整体的市场化程度，削弱发电侧议价权。此次第三周期输配电价核定中，不同电压等级之间的电费差距显著拉大，交叉补贴大幅减少。以浙江为例，上一轮核价周期中，两部制电价最高电压等级220kV输配电价0.1102元/千瓦时，最低电压等级1-10kV输配电价0.1772元/千瓦时，后者高出前者60.1%。最新核定的电价中，220kV输配电价0.0688元/千瓦时，1-10kV输配电价0.126元/千瓦时，后者高出前者83%，交叉补贴大幅减少。除此之外，对于两部制中的容（需）量电价，上一核价周期不缺分电压等级，此次区分电压等级，体现为低电压等级容（需）量电价大幅上涨，高电压等级下降，整体利好大工业用户，提高中小用户成本，进一步减少交叉补贴。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第25页共62页简单金融成就梦想而且整体来看，在两部制电价中，容量电价比重增加、电量电价比重下降，符合当前尖端负荷稀缺、系统调峰压力加大的趋势，利好大工业用户。2）电网企业购销价差商业模式彻底变为历史，系统不平衡资金明确传导至用户侧，减少发电企业压力。此次明确工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，电网公司彻底结束购销价差模式。在过往实践中，由居民等用户产生的不平衡资金，通常不能向下游传导，辅助服务费用和抽水蓄能成本的分摊也缺乏制度性规定，往往由电力系统内部消化。此次明确终端电价构成，辅助服务费用和抽水蓄能电价在终端电价中单列，由终端用户支付，与电网和发电企业均无关极大减少发电企业压力。3）终端用户类别进一步精简，减少不同用户类别之间的交叉补贴。此次文件提出用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。用户类别的精简进一步减少不同用户类别之间的交叉补贴，为不同用户公平参与市场化交易扫清障碍。4）线损单独列示，进一步为市场化交易铺路。一个容易被忽视的点是，本次核定的输配电价中不再包括线损，而是作为综合线损率单独列示。在非市场化机制下，线损与上网电价相关，作为折价统一核算在输配电价中。但市场化交易下，上网电价出现波动，线损电费也会跟着上网电价波动，而输配电价每三年核定一次，线损不宜再直接折算为输配电费，故将线损单独列示，最终将直接反应在电量中。此项改革将彻底理清线损的承担方，为后续进一步的市场化交易铺路。第三核价周期在理清交叉补贴和成本传导方面取得实质性进展，为进一步改革打下坚持基础。在缺电愈演愈烈压力下，我国以现货市场为核心的新一轮电改逐步加速，实现边际定价法下的供需实时出清，赋予电力的时间价值。1.4.3电网仍是电力交易核心环节电力供需主要在省内完成目前我国电能量交易市场的参与方主要包括发电企业、输配电网、电网调度、电力用户、售电公司以及电力交易中心等。电网调度部门根据电网以及机组实际情况，向电力交易中心发出约束条件从而形成电力交易的边界条件。电力交易中心作为电力合约交易场所，发电企业、电力用户、售电公司均通过电力交易中心完成电能量交易，电网调度根据电网、电源状态以及交易结果，向发电企业和输配电网发出调度指令，完成实际运行。但是在我国，输电网、配电网资产以及电网调度部门均属于电网公司所有，电网公司同时也参股电力交易中心。此外，由于电能量市场建设还处于非常初级阶段，直接交易和通过售电公司交易无法覆盖全部市场，因此还需要电网代理购电，电网实际上也完成了大量售电公司的职责（2022年广东省电网代购电2323.2亿千瓦时，占总交易电量43.8%）。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第26页共62页简单金融成就梦想此外由于历史沿革原因，我国大陆地区除内蒙古和河北外，每个省级行政区均设有1个省级电网，加上内蒙古自治区的蒙东、蒙西和河北的冀北、河北南网4个省级电网，共有33个省级电网，大部分电力的生产和消纳均在省内完成。未来随着电网彻底退出售电市场，以及全国统一电力市场的加速推进，将有助于大幅提高整个电力交易的市场化程度和水平。图11：我国电网分区运行示意图资料来源：申万宏源研究行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第27页共62页简单金融成就梦想2.他山之石：国外电力市场对国内电改的启示2.1我国电力结构与欧洲有类似之处欧洲已建立跨国电力交易平台前面提到，由于历史沿革原因，我国大陆地区除内蒙古和河北外，每个省级行政区均设有1个省级电网，加上内蒙古自治区的蒙东、蒙西和河北的冀北、河北南网4个省级电网，共有33个省级电网，大部分电力的生产和消纳均在省内完成。我国跨省输电电量稳步提升，从2009年的4459亿千瓦时上升至2022年的14610亿千瓦时，增加约3倍，占比也从12.2%提升到17.4%，2022年全年发电量约8.4万亿千瓦时。图12：2009—2022年我国年发电量和省间输送电量（亿千瓦时）资料来源：Wind，申万宏源研究。注：中电联不公布12月省间输送电量，因此年省间输送总电量为当年1—11月之和，因此实际占比会比图中略高。根据BP数据，欧洲（不包括独联体地区）2021年的总发电量4.03亿千瓦时，大约为中国的一半，而且欧洲也由30余个大大小小的国家组成，与中国的情况有一定的相似性。2014年欧洲理事会呼吁到2020年欧盟成员国跨国输电能力（跨国输电容量/发电装机容量）达到至少10%，这一目标在2018重新修改，目标是2030年跨国输电能力达到15%，2021年有16个国家表示有望在2030年前完成这一目标。图13：欧洲2025E年跨国输电容量0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%10.00%12.00%14.00%16.00%18.00%20.00%010000200003000040000500006000070000800009000020092010201120122013201420152016201720182019202020212022发电量省间输送电量占比（右轴）行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第28页共62页简单金融成就梦想资料来源：ENTSO-E，申万宏源研究2009年欧洲六大输电运营商联盟达成协议，组建ENTSO-E，ENTSO-E是欧洲TSO（TransmissionSystemOperators，输电系统运营商）组成的非盈利组织。其时，成员包括36个国家的43个输电运营商，主要职责包括制定电网规划、协调电力输送、制定市场规范、推动新能源发展，这也为欧洲跨国电力市场打下了基础。截止目前，ENTSO-E由来自35个国家的39个TSO正式成员和2个观察成员组成，基本包括了除俄罗斯、白俄罗斯、英国（除北爱尔兰）外的欧洲所有主要国家。所有成员国中，除德国和奥地利外，均只有1个TSO来负责本国的输电资产、运维，通常来说TSO行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第29页共62页简单金融成就梦想负责380/220kV电网运行。部分国家TSO兼电力调度职责，而部分国家除TSO外还有ISO（IndependentSystemOperators，独立系统运营商）来专门负责电力调度。图14：ENTSO-E成员国资料来源：ENTSO-E，申万宏源研究跨国电力输送在欧洲新能源转型中将发挥巨大的作用。根据ENTSO-E的报告，截止2022年ENTSO-E成员国跨国输电能力为93GW。如果到2030年再增加64GW跨国输电能力，则相比于不增加跨国输电能力每年多消纳170亿千瓦时新能源、少使用90亿千瓦时天然气电量、减少1400万吨二氧化碳排放并节省50亿欧元发电成本。表12：建设不同跨国输电容量对新能源转型成效的影响建设不同跨国输电容量结果2022年跨国输电容量93GW2025年跨国输电容量116GW2030年情景相比2025不增加跨国输电容量相比2025增加64GW跨国输电容量增加的社会效益每年弃风弃光电量350亿千瓦时180亿千瓦时减少弃风弃光170亿千瓦时每年天然气发电量3930亿千瓦时3840亿千瓦时减少天然气发电量90亿千瓦时每年二氧化碳排放量3.23亿吨3.09亿吨减少二氧化碳排放0.14亿吨每年发电成本1040亿欧元990亿欧元减少发电成本50亿欧元行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第30页共62页简单金融成就梦想2040年情景相比2025不增加跨国输电容量相比2025年增加88GW跨国输电容量41GW储能和3GW调峰电源每年弃风弃光电量780亿千瓦时360亿千瓦时减少弃风弃光420亿千瓦时每年天然气发电量3660亿千瓦时2910亿千瓦时减少天然气发电量750亿千瓦时每年二氧化碳排放量1.75亿吨1.45亿吨减少二氧化碳排放0.3亿吨每年发电成本1320亿欧元1230亿欧元减少发电成本90亿欧元资料来源：ENTSO-E，申万宏源研究欧洲电网实行输配分离的结构。除TSO外，欧洲还有数千家DSO（DistributionSystemOperators，配电系统运营商），其职能与TSO类似，区别在于DSO管理电压等级较低的输电线路，且DSO之间的互联较少，其主要职责是做好TSO和用户的衔接，保证电力能有效地传输给用户，同时保证DSO和TSO安全稳定运行。在欧洲新能源转型的战略下，越来越多的分布式电源、工商业和户用储能接入DSO，使得DSO从单一的电能接收和转运环节变为电力生产和消费同时进行的环节，这也对DSO的运行带来了巨大调整，去中心化成为大势所趋。欧盟统一电力市场是欧洲统一大市场的组成部分，统一市场的建设经历了从顶层设计到细化规则，从单个国家市场到跨国区域市场，从中长期交易到日前、日内交易的分阶段推进过程。2011年，欧盟提出在2014年之前建成欧洲内部统一能源市场（SingleEnergyMarket）的目标，要求各成员国加快输电网络等基础设施的互联、统一运行规则和技术标准等。随着欧洲统一电力市场计划的不断推进，欧洲开始出现越来越多的电力交易所（ElectricExchange，EEX），促进各国交易融合。目前欧洲已有20多家电力交易所，包括：1）最早成立的北欧电力交易所，主要服务北欧、波罗的海沿岸国家，是13个欧洲国家指定的电力市场运营商；2）成立于1998年的欧洲电力现货交易所，是目前欧洲最大的电力交易中心，每年交易电量占到全欧洲用电量的近1/3。图15：欧洲电力市场结构行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第31页共62页简单金融成就梦想资料来源：EPEX，申万宏源研究欧洲的电力市场主要由批发市场和系统服务两部分组成，基本结构与我国目前电力交易类似，但是欧洲将绝大部分电量放在批发市场中，并通过场内和场外交易两种形式完成。其现货市场与中国类似，但是有更多的衍生品交易来确保电价稳定。在批发市场外，还有主要由TSO或DSO负责的系统服务，主要为了保证电力系统的实时平衡，这一机制在欧洲被称为EB（ElectricityBalancing，电力平衡）机制。需要注意的是，欧洲电力市场得以推进的核心在于EEX、ISO、TSO和DSO的互相配合。因为不论TSO和DSO如何拆分，在所属区域均具有垄断特性，在一个地区设置多个DSO来产生竞争，从各方面来看均不具备可行性。因此竞争只能在EEX中完成，TSO和DSO只负责根据交易结果和ISO的调度指令来运营电力资产。表13：我国和欧洲电网、电力交易机构类比和异同欧洲中国区别电力交易机构EPEX、Nordic等电力交易中心——调度机构ISOs调度部门欧洲ISO和TSO独立，部分ISO和TSO一体化运营。我国调度和电网一体化运营输配电网TSOs和DSOs110kV及以下为配电网（类似DSO），220kV及以上为输电网（类似TSO），欧洲输电网和配电网分离我国输配网均隶属于电网公司资料来源：申万宏源研究行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第32页共62页简单金融成就梦想2.2平衡市场和辅助服务市场欧洲的平衡市场源于2017年12月23日欧盟委员会EB条例，该条例给出一个指导方针，使得各国可以在平衡市场中共享资源，从而使发电量始终与用电量相等。从实际达成的效果来看，欧洲平衡市场与我国的调频辅助服务类似。在平衡市场中，调度智能归于TSO或者DSO，参与平衡市场运行和结算的市场成员包括BSP（BalanceServiceProvider，BSP）和BRP（BalanceResponsibilityParty，BRP）等。其中BSP提供平衡资源，在实际运行中根据系统频率变化或调度指令改变自身出力以帮助系统恢复平衡，BRP是承担责任并参与不平衡结算的市场成员。图16：平衡市场运行和结算机制资料来源：《国外典型电力平衡市场的运作模式及其对中国的启示》贺宜恒等，申万宏源研究平衡市场将为需求侧响应、储能以及综合能源等提供新的参与机会，从而调动他们加入到市场竞争以提高全社会用能效率。欧洲的统一平衡市场建立在各国辅助服务的基础上，目前主要的品种包括FCR（FrequencyContainmentReserve）、aFRR（automaticFrequencyRestorationReserve）、mFRR（manualFrequencyRestorationReserve）、VoltageControl、BlackStart等，大体上对应我国的一次调频、二次调频、电压控制、黑启动等。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第33页共62页简单金融成就梦想欧洲平衡市场的运行原理与中国调频辅助服务市场类似，其中比较大的区别在于欧洲鼓励聚合商参与调频辅助服务，而中国对于聚合商一般单独制定辅助服务。2.3容量市场是电能量市场的补充但不同国家对此看法不一目前各国对于容量市场的看法不一，对容量市场持正面看法的国家认为，容量市场可以确保电力运营商进行冗余投资以应对极端天气或极端条件下电力供应问题。对容量市场持负面看法的国家则认为，容量市场提高了全社会用电成本，而且对于容量市场能否引导冗余投资持怀疑态度，这些国家认为极端情况下的高电价是正常现象，相比容量市场可以做到全生命周期用电成本最低。美国：美国PJM设置了容量市场。PJM等区域还意识到如果完全按照现货市场实时出清，电力公司将没有动力建设冗余备用机组，导致系统难以应对极端天气等突发情况，因此PJM早在1998年就设立了单独的容量市场。PJM容量市场也是一种“期货市场”，由PJM交易中心测算未来3年的必要容量需求，提前三年拍卖，包括一次基础拍卖和后续的三次补充拍卖（如2023年所需容量的基础拍卖在2020年5月进行），保障电力公司竞拍得到容量指标后，有充足的时间进行机组建设。在未来容量履约期内，负有容量义务的电力公司必须提供随时可调用的容量，如果不足需要在日前容量二级市场中购买。美国PJM市场容量市场的拍卖机制与电能量市场类似，同样采用“边际出清”机制。电网计算出容量需求，各类型机组根据其成本报价并按报价从低到高排序，直到容量需求被满足时的价格作为所有中标机组的出清价格。容量市场与电能量市场的区别在于，容量市场的需求更加计划性，而供给侧较为市场化，而电能量市场两侧都更加市场化。图17：容量市场拍卖机制资料来源：EnergyCentral，申万宏源研究行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第34页共62页简单金融成就梦想英国：容量市场规模由政府确定，然后通过拍卖在市场上购买容量，最低出价者提供容量，但如果未能交付，最低出价者将面临严厉的处罚。英国第一次容量拍卖于2014年12月举行，目的是在2018/19年冬季提供足够的产能，耗资近10亿英镑。英国政府在2018/19年度的第一期交付中确保了略高于50吉瓦的容量。但是容量市场也可能容易受到操纵，英国市场监管机构曾展开了一项调查，怀疑五家电力公司可能在其新电站计划中提供了误导性信息从而影响了容量市场的价格。此外在英国早期的容量市场中，煤电成为了最主要的受益者，这与公众的普遍认知不符（当然我们认为这是正常的）。法国：法国的容量市场选择了去中心化的设计，电力零售商有义务提前四年根据客户的峰值需求确保容量，必须从发电站运营商那里购买容量证书。法国冬天有巨大的容量需求，因为法国大部分供暖都依赖于电力，邻国比利时也希望通过容量市场为新建天然气发电的投资提供补贴。在其他电力市场化程度更为极端的国家或地区，比如美国德州、加州以及德国等，均不设置容量市场。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第35页共62页简单金融成就梦想3．立足国情：国内电改的可能方向3.1最艰巨能源转型之路需要明确的制度促进改革我国面临着人类历史上最为艰巨的新能源转型之路。中国如今已经拥有全世界最大的电力系统，2021年我国发电量占全球比例已达到30%，接近第二名美国的2倍，更重要的是我国的用电规模仍在快速增长，2021年我国全年新增发电量达7552亿千瓦时（BP口径），是德国2021年全国用电量的接近1.3倍，而德国总发电量从近20年基本维持在稳定水平。图18：2021年世界各国发电量比重图19：2000—2021年德意英发电量及新能源比例(TWh)资料来源：BP，申万宏源研究资料来源：BP，申万宏源研究我国新能源转型伊始便布满荆棘。2020年底习总书记提出“3060”双碳目标，加上陆上风电和陆上光伏陆续平价，新能源建设迎来爆发。但随后，2021年初极寒天气、2021年三季度煤价暴涨、2022年夏季异常高温导致我国发生了10年来最严重的缺电事故，能源安全愈发凸显。此外，受光伏组件和储能成本上涨等因素影响，2021年、2022年集中式光伏装机规模分别仅为2560万千瓦和3629万千瓦，明显低于预期。风电新增装机规模则从2020年开始连续三年下滑，虽然与2020年和2021年两次风电抢装有关，但仍显示出我国新能源建设难度超过大家预期。在这样的背景下，电力市场规则对于新能源转型至关重要。从海外国家经验教训来看，一套合理的电力市场规则应满足以下条件：（1）通过有效的长期信号，推动可再生能源、灵活性资源和电网的投资，拥有充足的容量保证用电安全。中国30.0%美国15.5%日本3.6%德国2.1%英国1.1%印度6.0%法国1.9%加拿大2.3%韩国2.1%意大利1.0%其他34.5%0%10%20%30%40%50%02004006008002000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021德国发电量（TWh）英国发电量（TWh）意大利发电量（TWh）德国新能源比例（右轴）英国新能源比例（右轴）意大利新能源比例（右轴）行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第36页共62页简单金融成就梦想（2）促进资源的高效调度和消费，同时促进整个电力系统空间和时间上的灵活性；（3）电力市场规则应该与电力系统的能力和安全性要求相一致，保证电网安全可靠运行；（4）保证电力用户用电安全性和经济性。图20：新能源转型对电力系统的要求资料来源：ENTSO-E，申万宏源研究新能源是电力系统完成碳中和目标的核心，但并非唯一发展方向。新能源可以提供清洁的电量支持，但由于新能源发电具有间歇性，且难以提供充足的无功、转动惯量等缺点，因此未来的电力系统一定会需要更多的角色参与，包括储能、氢能、电网以及需求侧资源弥补新能源的缺点。表14：当前灵活性资源潜力的定性分析类型资源解决新能源间歇性平衡/缓解阻塞能力稳定性/转动惯量电压控制可靠性/恢复能力电源侧化石能源最终退出氢能发电水电、生物质风电、光伏用户侧智能电动车/小型分布式大型分布式储能侧电化学储能/V2G超级电容抽水蓄能飞轮储能液态空气/压缩空气/热储能行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第37页共62页简单金融成就梦想多能互补电氢耦合电热耦合电网侧电网互联（包括高压直流）电网灵活性（潮流、电压控制）：大规模推广潜力较大。：有部分潜力或需要技术进步才能大规模推广资料来源：ENTSO-E，申万宏源研究一、通过长期投资信号保证电力系统充足容量和灵活性由于我国用电需求还在高速增长中，特别是用电负荷还在快速增长。2021年和2022年我国最高用电负荷分别增加1.14亿千瓦和1亿千瓦，均超过德国全国的用电负荷。在目前技术基础下，顶峰电源依然需要继续建设，根据我们测算，为了保证全国顶峰供电能力的需求，到2030年煤电装机需要达到14.8亿千瓦，相比2022年底仍要增加约3.8亿千瓦。在过去机制下，煤电厂收入=电价×利用小时数×发电容量，但煤电利用小时数下降是必然趋势，收入也呈下降趋势，对煤电建设是负面信号。此外对于储能及需求侧资源来说，虽然理论上现货确实能够使其获得商业运行的可能，但是现货市场的收益相对来说波动较大且不确定，因此给与他们必要的长期投资信号也是必须的。此外，明确的长期投资信号对于新技术投入商业运行给与指引，从而有效引导在新兴技术上的资本投入。可能的举措包括：（1）对可再生能源的支持机制。包括a）逐渐建立碳市场、绿电交易市场，让可再生能源获取合理的环境溢价。b）通过多样的长期购电协议来保证新能源收益的稳定性；c）探索双向差价合约机制，避免电价过高时新能源获取过多的超额收益等。（2）传统电源时代不被重视的容量价值需要得到体现。通过建立容量补偿或容量电价机制，可以提高煤电、储能等资源建设的积极性，从而给整个电力系统提供充足性。（3）电力信息需要公开透明。电力系统的运行和交易具有特殊性，电网公司不论结构如何总是多少拥有垄断的特性，为了让电力交易能够顺畅进行，尽量降低全社会用电成本，跟电力交易有关的信息需要透明，才能确保所有电力市场参与者都能公平交易。此外，公开电网的相关信息也非常重要，特别是必要的网架信息以及电网长期的规划。二、通过灵活的短期价格信号增加电力系统灵活性为了提高能源系统的短期灵活性，日前、日内和实施平衡价格信号对于确保发电和用电的有效调度、优化综合能源系统至关重要。为了满足未来灵活资源组合的需求，短期市场需要逐步接近实时运行，采用更短的结算期，消除市场进入获取收益的障碍。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第38页共62页简单金融成就梦想灵活的短期价格信号对于调动分散的能源和灵活性资源，特别是分布式电源、用户侧储能、电动车、虚拟电厂、需求侧响应等具有积极意义。因为对于这些资源来说，为电力系统提供灵活性可能并不需要过多额外的资本投入，短期价格信号的意义更加明显一些。而从更长远的视角来看，短期价格信号对于电力系统与其他能源系统（如交通、热力、燃气等）进行耦合互补也有积极作用。三、通过辅助服务市场等确保电力系统有足够的资源应对风险辅助服务本质上是弥补电力交易的局限性，大部分辅助服务需要根据电网实时运行状况及时调用。但辅助服务同样需要建立市场，反应出电力系统对辅助服务资源的迫切性，从而引导辅助服务资源的建设。这需要两方面的努力：a）电网公司能够对长期的辅助服务需求提出规划；b）在此基础上市场的设计必须反映电网的实际情况和需求。表15：通过长期投资信号保证电力系统充足容量和灵活性目的《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》具体表述可再生能源支持机制绿电合理环境溢价创新体制机制，开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。可再生能源收益稳定性建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同双向差价合约无传统电源容量价值容量补偿或容量电价机制引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。电力信息公开透明电力交易信息公开透明做好对电力市场信息披露情况的监督和评价电网长期规划统筹可再生能源和常规电源规划布局，加强全国电力规划与地方电力规划、电源规划与电网规划、电力规划与市场建设之间的衔接资料来源：政府网站，申万宏源研究3.2结合国情我国电力体制改革的可能方向有哪些如果说2020年双碳目标的提出是给电力行业指出了未来40年的发展方向，那么电改就是电力行业迈向目标的核心推手。旧的电力体制已无法适应新的需要，改革势在必行，过去两年电力行业面临的种种困境已经证明了这一点。电改给电力行业带来的变革，主要在于电力行业收入端的扩容以及内部的收入再分配。首先是电力行业收入端的整体扩容，虽然目前仅就电量成本而言，新能源在大部分地区相比火电已经具有优势，部分地区甚至逼近水电，但由于新能源提供的容量和调节能力相当有限，加上为保证新能源消纳和用电安全的调节和容量成本，整体而言电源侧的投资将呈现大幅上升的态势。据我们测算为保证碳达峰、用电安全以及增加调节能力，十四五行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第39页共62页简单金融成就梦想和十五五期间电源侧投资额需要进一步提高到1万亿以上，同时还需要投资抽水蓄能、储能等灵活性资源，相比双碳目标提出前的4000—5000亿左右的量级至少翻倍以上，而电力消费量的增长相对有限。考虑到电力资产收益率情况对电力投资持续性至关重要，因此整个电力行业收入端的扩容也至关重要，否则会对双碳目标带来负面影响，这也是全社会为双碳转型所必须承担的成本。收入端的扩容面临的核心问题是电价向下游的传导。目前我国各套电价机制向下游传导均面临问题：（1）中长期市场：对中长期价格实行±20%的上下限，以及大量的优先购电合同，限制了上游正常的成本支出向下游传导。（2）现货市场：现货市场的限价以及交易规模的限制阻碍了成本传导。（3）辅助服务市场：此前辅助服务均由发电侧承担，2021年后政策逐渐转向用户侧也参与分摊，但老的思路在部分政策制定中仍存在，比如新能源强制配储、云南火电容量电价政策等。另外，辅助服务不够市场化也阻碍了辅助服务发挥正常功能。（4）容量电价：容量电价是保证我国海量煤电正常发电和参与调节的有效手段，但出于种种考虑火电容量电价出台迟迟难以兑现。此外，诸如光热发电、电化学储能、生物质发电等电源均有不同程度提供容量的能力，但目前这些电源基本都没有容量电价，这阻碍了相关资源建设的积极性。（5）输配电价：输配电价的核定已经基本完成，存在的主要问题是剩余交叉补贴。基于以上分析，结合国情以及政策文件，我们对后续电力市场的改革具体方向包括：一、陆续放开优先发电和优先购电按照《电力中长期交易基本规则（暂行）》和《关于有序放开发用电计划的实施意见》，优先发电的顺序为跨省跨区优先发电、保障性收购新能源、可再生能源调峰机组、二类优先发电机组（水电、核电、余热余压余气发电等）。从电力交易的角度，优先发电和优先购电排除在电力交易市场之外，并根据电网的预测和计算作为电力交易的边界。从未来长期趋势来看，所有电源都要需要陆续进入电力市场进行交易，根据《电力中长期交易基本规则（暂行）》的指导思想，进入电力市场的先后顺序应为气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏。目前我国优先购电主要包括一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电，出于公平角度，短期内这部分用电量可能不会进入电力市场，将仍执行优先购电，那么相应的还会保持一定规模的优先发电。但由于优先发电和优先购电规模增长可能出现明显偏差，因此也不排除后续取消优先购电而采取补贴的方式降低其用电负担的可能。二、进一步放松中长期和现货市场价格限制行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第40页共62页简单金融成就梦想我国目前绝大部分地区对中长期和现货市场价格都执行了限价，普遍认为主要出于以下几点原因：（1）中长期市场决定了全社会用电成本的水平，当前能源价格较高如果完全传递到电力市场，可能造成用电成本大幅上升；（2）我国电力市场制度设置尚处于早期，完全放松价格限制可能造成价格波动过大；（3）一旦放开限价可能导致部分电源产生暴利，不符合大众对电力企业公用事业属性的定位。但是从长期来看，限价如果长期保持，可能从全社会福利的角度会造成损害；（1）目前价格不仅设上限还设置了下限，如果能源价格大幅下跌同样缺乏向下调节空间，可能导致全社会用电成本不降反升；（2）价格限制导致在某些情况下无法如实反应市场供需，难以通过价格信号有效激发保供或调节能力；（3）限价如果长期限制实际市场供需的体现，可能导致电力投资意愿下降。下游行业对于电价上涨的承受力本质上并不弱，如果因为担心涨价导致电源投资不足出现缺电得不偿失。另外，目前的限价制度实际上是隐含了对部分用户的电价补贴，这种暗补形式效率低下，远不如放开限价后在对部分用户（比如贫困居民）采取明补。因此长期来看，不论中长期市场还是现货市场，放开价格限制都是必然趋势。简而言之，限价影响实际供需关系的体现，可能反而导致社会平均用电成本上升。三、辅助服务市场进一步市场化并与现货市场接轨、范围进一步扩大我国目前辅助服务市场定价机制主要有主管部门直接规定（如南方、华东）以及有限价的市场化报价（如西北、华北等）等形式。直接规定的形式优点是机组的目标收益较为明确，但缺点是定价难以准确反应市场实际需求，可能导致收益率过高或过低。带限价的市场化报价机制比直接定价更灵活，但也难以完全反应市场需求。因此预计后续辅助服务市场也会逐渐市场化并逐渐引入专门的辅助服务提供商，且部分辅助服务将与现货市场一起联合定价或出清，以保证辅助服务市场准确定价，并引入更多的市场化主体参与使得电力系统更加灵活、可靠。四、陆续执行容量电价，并逐渐向容量市场过渡煤电：煤电仍然是我国目前最主要的电源类型，后续煤电在极端情况下的保供以及调节方面将发挥重要的作用，我国用电负荷仍将保持一段时间增长，煤电机组建设需求还在。但后续煤电整体利用小时数逐渐下降已成趋势，部分机组可能需要改造保持较低出力为新能源让出发电空间，在低利用小时数下保持合理收益对现有煤电机组稳定运行、提升新建机组建设意愿都有重要意义。我们预计后续煤电有望陆续实行容量电价，新能源消纳压力较大以及缺电压力较大的省份有望率先出台。储能：新型储能也存在给与容量电价的可能性，但与煤电不同，新型储能能够提供的容量有时间限制（取决于配储时长），因此预计在获取容量电价时相比于煤电会有所折扣。新能源：理论上来说，新能源（包括光伏、光热、风电等）也可以提供一定程度的容量（风电和光伏相对较少，光热相对较多），因此也可以获取容量电价，这在国外部分地区是被允许的。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第41页共62页简单金融成就梦想但结合我国国情，预计短期内预计参照气电或抽蓄以准许收益率的方法给与固定的容量补偿方式为主，在这种机制下，新能源预计不会获取容量电价。而后续有望发展为市场化的容量电价机制。五、短期内输配分离可能性较小但交叉补贴问题需要解决就我国国情来看，虽然2002年电改5号文提出了“输配分离”的目标，但从实际执行情况来看，输配分离甚至没有迈出真正的一步。虽然欧洲的实际情况是输配分离（即分为TSO和DSO），但目前来我国短期内实现输配分离的可能性不大。原因有以下几点：（1）我国2015年后才开始输配电价改革，到目前第三监管周期结束，整体上来看基本完成了“管住中间”的目标，对电力市场化初步开展已无明显阻碍；（2）欧洲虽然有大大小小数千家DSO，且其所有制多种多样，但再小的DSO在其管辖的地域都有排他性，属于垄断性企业。因此欧洲对DSO均进行了严格的监管，上中下游一体化经营受到限制，在财务、管理、法律等几个层面有严格的约束和要求。（3）在电力市场充分建立后，电网只需要负责平衡服务以及按实际发生的电量收取输配电价即可，电力供需均由市场决定，理论上电价高低与电网并无直接利益关系，且当前较为发达的数字化和互联网技术，让客户、售电商、发电企业对接十分容易，因此判断输配分离当下并无迫切性需求。但是交叉补贴问题可能会严重影响到电力市场建设。交叉补贴问题影响了电力交易的正常开展，同时也使得增量配电网和隔墙售电等业务的开展受到限制，而这两者是引入社会资本参与电力投资以及提高电网利用率、配电网去中心化的重要方式。从社会公平的角度，在电价侧进行交叉补贴和对部分用户采取事后补贴并无根本区别，但对电力交易来说，前者阻碍市场化规模进一步扩大并给交易设置了复杂边界条件。第三监管周期后高压对低压补贴已经开启破除，工商业对居民的补贴将是下一阶段改革的可能方向。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第42页共62页简单金融成就梦想4．电改需改变电费构成影响整个电力产业链的预期收入电力行业成本向下游传导的方式也至关重要，涉及到电费再分配的问题。电力行业目前面临的困境不是单纯的电价“高”还是“低”的问题，而是全社会应该承担的成本如何传导和分摊的问题。短期来看，全社会每度电电费构成应呈如下变化趋势：（1）传统电源的电量电费呈上升趋势（燃料成本向下游传导，火电时间价值得到体现）。（2）清洁电源电费呈上升或平稳趋势（清洁电源电费构成由现在单一的电量费用分化为电量费用和环境费用，电量费用下降，环境费用上升），可再生能源发电环节整体受益。（3）容量成本和辅助服务费用呈上升趋势，主要通过容量电价和辅助服务机制传导。传统电源、储能以及需求侧资源等都将为此获益。图21：电改后每度电费用构成变化资料来源：申万宏源研究。注：本图只定性反映变化，不包括输配电价，不考虑燃料价格变化。（4）电改带来的另一大变化便是市场化后的交易环节。从全局来看，此外由于各种类型的限价、政府定价、优先购用电的存在，使得电力交易面临太多的边际条件，客观上阻碍了实现全社会最低成本。电改后摩擦成本降低，使得电力交易本身产生价值，这也将是未来电力系统各个参与方降低成本并体现差距的重要行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第43页共62页简单金融成就梦想环节。由此可能带来电力交易环节兴起，并由此推动更多新业态和新技术的发展。“三新”经济有望在电力行业大放异彩。我国提出的新产业、新业态、新商业模式的“三新”经济是从简单投资拉动向创新和效率驱动高质量发展转型的重要理念，该理念也将随着电力体制改革的推进从而在电力行业开花结果。首先前面我们提到，明确的长期投资信号对于新技术投入商业运行给与指引，从而有效引导在新兴技术上的资本投入。在没有提出新能源转型的背景下，传统电源不论从成本、可靠性、对电力系统的要求等方面对于新技术有压倒性的优势，从而削弱了资本对新技术的投入，进一步减缓了新技术得到应用的可能性。双碳目标的提出为新技术发展提供了可能，而这一可能直接的推动作用便是电力市场。图22：潜在新技术实现的可能性及对电力系统带来的影响资料来源：申万宏源研究我们认为随着电力市场改革推进，特别是现货市场、辅助服务市场充分建立，整个电力系统的业务类型会发生巨大的变化，特别是用电侧不再是单一被动的价格接受者，而是会充分利用电力市场规则，主动参与到电力的生产和消费之中，反过来又将进一步促进不同业态的发展以及各类资源的整合和建设，最终形成完整、高效、良性的双碳产业生态环境。4.1交易创造价值用户侧业务形态愈发丰富电力市场化后，对用户侧带来的直接冲击便是用电成本的控制。以往用户侧基本执行目录电价，唯一的变动只有分时电价，而分时电价在一段时间内相对比较固定，因此用电成本控制相对容易。市场化后一方面电价在不同时段的价值可能拉大且不确定，用户评估行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第44页共62页简单金融成就梦想用电成本的难度增加，另外一方面市场化后用户通过储能套利以及参与辅助服务市场获利成为了可能。一、电力交易业务电力交易业务是电力市场化最直接收益的业务。由于电力市场的设计复杂，各地交易规则、品种不一，同时也要求对整个电力系统的运行规律有深刻理解，是高度专业化的业务，电力交易决策本身对于电力市场参与者的收益造成较大影响。市场化售电规模有快速扩张潜力。根据中电联相关数据，2022年我国市场化交易电量规模达到5.25万亿千瓦时，占全社会总用电量的规模已超过60%，考虑到优先购用电，直观看起来售电规模增长空间有限。但实际上：（1）我国目前市场化交易电量大部分仍通过电网代理购电，直接购电以及通过售电公司购电比例较低；（2）我国电力现货市场才开始推广，虽然各地要求中长期电量占比要达到70%—90%以上，但由于绝大多数省份现货市场均采用全电量结算，因此实际的现货交易量可能会接近全社会用电量。以广东省为例，2022年全省本地机组发电量5844亿千瓦时，中长期交易电量2871亿千瓦时，现货市场总交易量达3801亿千瓦时。图23：2016—2022年市场化电量交易及占比（亿千瓦时）资料来源：中电联、政府工作报告，申万宏源研究电力交易业务大规模扩容使得通过电力交易获益成为可能，需要指出的是这本身并不是一件坏事，因为充分竞争的市场可以让全社会用电成本降到最低，但这需要专业的交易机构来完成，专业交易机构进而从此获取收入。理论上来说，参与电力市场的所有相关方（除了电网）都可以直接或间接通过电力交易来获益。二、综合能源服务综合能源服务是能源转型发展过程中产生的能源服务新形态。能源整体解决方案服务即为终端客户提供电、气、热、冷等多种能源的综合解决方案，为客户提供降低用能成本、提高用能效率的新服务模式。综合能源服务大体上涵盖能源传输、能源管理、能源生产、能源分配、能源使用等环节，通过建设分布式电源、储能、热能、天然气等设施，根据各0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%70.00%01000020000300004000050000600007000080000900001000002016201720182019202020212022全社会用电量市场化交易电量占比（右轴）行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第45页共62页简单金融成就梦想类能源自身特性，实现多能互补，并与外部能源供应商形成有效联动，产生节约用能费用，提高用能效率的作用。其中电力是综合能源服务的核心。图24：综合能源服务示意图资料来源：申万宏源研究综合能源系统在国内外已有实际应用。国内外近些年一直在探索致力于能源转型的综合能源服务技术和模式。如德国EUREFCampus，整个园区几乎所有能源均由风、光、地热、沼气等可再生能源提供，通过智能微电网系统、超低能耗建筑、基于物联网的控制技术等，实现可再生能源高效利用、电动汽车智能充放电、冷热储能灵活转换及多种能源便捷交易等功能。丹麦EnergyLabNordhavn则是以电热互联为基础的综合能源管理系统，通过区域内大型热电联产设备、各类热泵、大型电储能与蓄热设备、电动汽车、具有储能功能的电加热器的灵活性来源，优化协调区域内电网、热网的运行。而日本晴海奥运村则是以氢能源为主体的综合能源项目，由地下输氢管道将氢气送往各区。图25：EnergyLabNordhavn综合能源系统示意图行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第46页共62页简单金融成就梦想资料来源：国网能研院，申万宏源研究从综合能源服务的定义、目的、方法等方面分析，很显然，要充分发挥综合能源服务的优势，需要以下前提：需要能够提供给用户足够的经济效益。综合能源服务的根本目的是降低用户用能成本，提高用户用能效率。综合能源服务相比于传统能源服务，需要更多的设备和投资，更复杂的用能系统，因此只有带来足够的经济效益才能充分激发用户需求。需要分布式可再生电源、储能等技术的支持。分布式可再生电源和储能技术是综合能源服务的核心技术之一。分布式可再生电源靠近负荷，输电成本低且利于消纳，可有效降低用户的用能成本。储能一方面可以平抑分布式可再生电源出力不稳定，另一方面可以通过峰谷电价差套利、备用电源、容量费用管理等作用为客户提供价值。分布式可再生电源与储能的有机结合能提高用电效率，减少客户电费支出。需要市场化的电力及碳交易环境。电力和碳排放市场化是综合能源服务的重要前提，综合能源管理系统用能方式相比于传统能源更为复杂，只有通过市场化交易才能对其进行准确定价，挖掘综合能源服务的价值，支撑多元化的商业模式。此外，随着我国及全球对碳排放指标管控愈发严格，碳交易作为控制碳排放的重要手段，在用户用能过程中将占据重要地位，充分市场化的碳交易可有效发挥可再生能源的优势。由此可见电力市场是推动综合能源服务的首要前提之一。而且与欧美发达国家相比，我国的新能源建设和综合能源服务还处于较为低级别的状态，因此初期的综合能源服务可能更多会在纯电力业务中发展。三、工商业储能业务行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第47页共62页简单金融成就梦想工商业储能是用户侧参与电力市场的重要工具。短期来看，工商业侧峰谷价差逐渐拉大，工商业储能已初步具备经济性。2021年7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，各省响应出台拉大峰谷价差。全国30省市平均峰谷价差由2021年的0.62元/kWh增长至2022年0.70元/kWh。自2023年以来，峰谷价差进一步拉大，全国30省份1-4月平均峰谷价差达0.78/0.75/0.72/0.69元/kWh。除4月以外，1-3月峰谷价差较2022年均有所上涨。图26：30省市一般工商业10kV平均尖/峰谷价差（元/kWh）图27：22-23年1-4月一般工商业10kV尖/峰谷价差（元/kWh）资料来源：各省发改委，CNESA，申万宏源研究资料来源：各省发改委，CNESA，申万宏源研究长期来看，新能源比例大幅增加必然导致局部地区高峰时段用电紧张，备电焦虑助长工商业储能需求。2021年全国多地出现拉闸限电现象，电力虽占大多数行业成本比重不高，但停电限电将直接导致企业停产。引发而来的除停工时造成的经济损失外，更有启停效率、成本等多种不利于生产的因素。因此以高耗能企业为代表的工商业用户具有备电需求。而储能系统可在停电或限电时可替代UPS电源实现备电，若叠加分布式光伏，则可实现电的自发自用，尽可能减少突发停电造成的经济损失。有序用电逐渐转变为市场化机制，工商业储能有更大发挥空间。2021年发改委推动工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价，对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电。过往有序用电机制将逐步转变为市场化机制，并衍生出需求侧响应等需求。2022年2月《关于完善能源绿色低碳转型体制和政策措施的意见》指出通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织参与需求响应，支持用户侧储能、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节；支持储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。4.2电网是电改重要环节需要加强各参与方高频联动4.2.1电改推进刺激用电侧计量设备需求用户侧潜力激发同时也带来了用电侧智能用电设备的需求。多种业务形态的出现同时也需要相应的软硬件支持，电力市场本质是对电能数据的收集、处理和控制管理。未来看，0.500.550.600.650.700.750.802022年1月2022年2月2022年3月2022年4月2022年5月2022年6月2022年7月2022年8月2022年9月2022年10月2022年11月2022年12月2023年1月2023年2月2023年3月2023年4月0.700.690.700.710.780.750.720.690.620.640.660.680.70.720.740.760.780.81月2月3月4月2022年2023年行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第48页共62页简单金融成就梦想在用电信息采集、能耗管理、营销平台、智能电表，终端缴费等方面有明显需求，实现传统的“源随荷动”向新型“源荷互动”模式转变。图28：智能用电建设加速资料来源：国家电网，申万宏源研究一、计量设备：主要是智能电表和用电信息采集设备，对用电信息的精确计量和采集是推进电力市场的基础条件。智能电表是电力市场建设推进的核心量测及感知元件。对于过去的传统电网，电力用户电价相对单一，且只从电网中单向接收电能，因此对电表等计量设备的要求较低。但随着配电网中分布式电源、储能以及充电桩等设备大量进入配电网，以及大量工商业用户进入到电力市场以及综合能源管理等新业务形态逐渐涌现，以往传统的电表已无法满足这样的变化，电表急需换代升级。新一代智能电表除了用于原始电能数据采集、计量外，更重要的是为用户提供更详细的用电信息，帮助电力供应商了解用户需求，推动电力市场价格体系改革。是建设智能电网、电力物联网、数字电网的核心终端设备。对于电网公司来说，也可以加快检测、排除故障，强化电网管控。图29：智能电表在新型电力系统中扮演非常重要的角色行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第49页共62页简单金融成就梦想资料来源：南方电网，申万宏源研究2020年国南网发布智能物联电能表、智能网关终端技术规范，将电表分为智能电能表（在2013版智能电表基础上设计，以下简称电能表）与智能物联电能表（以下简称物联表，本质上是电能表高配表型）两类。新标准中电能表向IR46靠拢，物联表完全适应IR46。IR46标准与我国现行标准的主要区别在于IR46架构采用多芯模组化设计，包括计量芯模块、管理芯模块、上行通信模块、扩展模块等，在计量误差要求、功率因素、环境适应性、谐波影响、负载平衡等方面均有更高要求。新版智能电表标准发布后还是以部分采用IR46的电能表为主，2020、2021、2022年国网招标的物联表分别为1.95、13.05和137万只，占整体招标量的比例还很低。目前我国还处于旧标准到IR46标准的过渡阶段，在电改推动下物联表的比例有望快速上升。二、充电桩：大力发展电动车不仅是我国重大的产业和能源战略，同时也是达成碳中和的重要方式之一，电动车大规模铺开的一大重要前提便是充足的充电桩建设。目前很多老旧小区装设充电桩已面临困难，主要原因之一便是老旧小区供电线路容量不足。据上海交警发布的信息，2022年上海市机动车保有量537万辆，其中新能源汽车94.5万辆。假设到2025年上海汽车保有量550万辆，新能源汽车渗透率提高到25%，车桩比2：1，其中20%为100kW高压快充，80%为7kW交流充电桩，总的充电功率将高达1760万千瓦，即使只考虑50%的同时充电率，则总充电功率也将达到880万千瓦，相当于近13台60万千瓦级火电机组的功率。而2022年上海最高用电负荷约3000万千瓦，充电桩给电力系统带来的压力已不可小觑。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第50页共62页简单金融成就梦想而如果电改充分推进，前文所述的光储充、虚拟电厂等业务兴起，就有希望引导绝大多数电动汽车错峰充电，不仅降低电网压力、进一步降低电动车充电费用，更有希望利用充电的灵活性，通过虚拟电厂参与辅助服务获取一定收益。4.2.2电网智能化设备电改对电网的智能化水平也将提出更高的要求，电力市场化背景下绝大部分电能量都由电力市场决定，整个电力系统的运行需要电力市场和电网紧密配合，才能在经济性和安全性两方面达到最优。一、调度自动化：调度自动化系统需要升级改造。未来随着分布式能源和电化学储能大规模接入、源荷界面逐渐模糊，电力系统的复杂程度呈几何级数上升，传统的电力系统调度方式已经处理如此庞大的信息和调度指令，电力系统智能化水平要求大大上升，调度自动化系统有望迎来整体升级。公司研制的具有“智能、安全、开放、共享”特征的新一代调度技术支持系统正在电网试点项目中逐步应用。图30:国电南瑞新一代调度技术支持系统示意图资料来源：公司公告，申万宏源研究调度自动化市场较为稳定，但随着电改更新周期有望加快。我国调度系统分为国调、网调、省调、地调、县调五级，分管不同区域的电力调度，每个调度中心都有一套调度自动化系统。根据国电南瑞公开信息，调度自动化系统每8—10年更新换代一次，随着新型电力系统构建加速，调度自动化系统更新速度有望提高。地调及以上调度自动化为高度专业化设备，行业集中度较高。主要为国电南瑞、积成电子、东方电子等，竞争格局较为稳定。县调市场规模最大，但竞争激烈，产品同质化严重。未来随着新型电力系统的构建，行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第51页共62页简单金融成就梦想县调自动化系统的要求和技术水平会逐渐提高，市场份额有望向头部供应商集中。我们测算调度自动化每年市场空间约31.4亿。表16：调度自动化市场空间测算级别负责区域数量预计更新年限系统单价（万元）年均市场规模（万元）国调区域间调度，主要为直流和特高压交流1880001000网调区域内省间调度，主要为500kV和750kV网架(西北)6860004500省调省内跨市调度318600023250地调市域内调度33482500104375县调县域内调度29008500181250总计314375资料来源：申万宏源研究二、配网智能化：配电网是未来电网变化最大的环节之一。三大因素叠加，对配电网造成巨大压力，配电网坚强程度决定了我国能源体系的安全：（1）分布式电源迎来高速发展，直接在配电网内部消纳。（2）我国配电网的可靠性和智能化水平还比较落后。我国2019年户均停电时间高达823分钟，分别是英国和德国的59倍和23倍。（3）终端用能比例上升会带来另一个突出问题：用电设备种类多样化导致配网电能质量下降。更加复杂的拓扑结构、种类更丰富的用电设备、潮流双向化导致配网的控制、保护策略愈加复杂，目前的配网控制保护已经难以满足要求，急需升级改造。中短期内我国配电网建设还是以充分布局自动化设备以及设备智能感知和用电数据监测为主，其中配电自动化系统是核心。南方电网提出要全面推进以故障自愈为方向的配电自动化建设，有效实现配网状态监测、故障快速定位、故障自动隔离和网络重构自愈。逐步延伸自动化覆盖面，推进智能配电站、智能开关站、台架变智能台区建设，推进微电网建设，推广应用智能网关，开展配电网柔性化建设。图31：2019年部分国家户均停电时间（分钟）图32：配电自动化系统行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第52页共62页简单金融成就梦想资料来源：国网能研院，申万宏源研究资料来源：国电南瑞官网，申万宏源研究“十四五”配电网投资继续加大，有望超1.5万亿。“十三五”期间，配网投资总额近1.5万亿元，较“十二五”期间同比增长55%，占全国电网完成投资额的57%。根据电网公司规划“十四五”期间，南方电网规划投资6700亿元，其中配电网规划投资3200亿元；国家电网投资规模约为3500亿美元（约合2.23万亿元），预计配电网投资至少超过50%，为1.1万亿元，加上地区电网公司，预计“十四五”配电网投资有望超1.5万亿元。配网投资倾向于二次设备，这是配网自动化的关键。一次设备中如配网变压器，2015-2018年因农网改造和变压器节能改造，招标量保持较高水平，之后两年随之下滑。2015年开始二次设备招标量不断增长，如TTU在2019-2020年招标放量。三、电网营销系统：电力商品属性逐渐还原，电力营销刻不容缓。随着我国电力市场的不断开放，电网企业单一的售电主体地位被打破，售电侧出现越来越多的竞争者。电力的商品属性正在被逐渐还原，“供需决定价格，价格引导供需”，面对越来越多的电力卖家，消费者拥有了更多的选择空间。对于电网企业而言，立足企业经营角度，面向市场为消费者提供多元的、可靠的能源产品和能源服务，实现始于消费者需求并终于消费者满意，借助数字化手段进行电力市场化营销成为一种必然选择。一般而言，电力营销系统涵盖客户服务、抄表管理、电费核算、业扩管理、计量管理、售电业务、线损管理、用电检查、档案管理、辅助分析与决策等模块。图33：传统电力营销VS市场化电力营销图34：山东电力营销业务应用系统82313.929122535.20100200300400500600700800900中国德国美国日本英国行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第53页共62页简单金融成就梦想资料来源：朗新研究院，申万宏源研究资料来源：公司官网，申万宏源研究电力营销2.0亟待更新。随着智能电网技术、互动服务技术的发展，以及大用户直购电、分布式新能源上网、阶梯电价等政策的推行，电网公司在售电侧的技术发展将会朝着智能、互动、实时感知的方向发展，将会带来市场业务模式、用户用电方式等方面的改变。电力营销系统1.0在互动服务、新能源接入等方面已不能适应电网公司的新需求，电力营销系统2.0进一步实现电力营销业务的业务处理自动化、采集控制实时化、客户服务互动化需求，基于新的技术平台，结合物联网、云计算、地理信息系统与空间定位、大数据存储与管理、大数据分析与挖掘等技术，将从互动服务、电动汽车用电管理、分布式电源与储能管理、客户用能服务、智能量测管理等方面进行全面升级。图35：电力营销的多元化趋势资料来源：朗新研究院，申万宏源研究行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第54页共62页简单金融成就梦想4.3灵活性资源在电改下获取合理收益有望从0到1发展一、煤电灵活性改造煤电是当前潜力最大的灵活性资源之一。截止2022年底我国煤电装机已突破12亿千瓦，后续仍将保持一定规模的建设。但我国煤电灵活性较差，纯凝机组不经过改造最低出力一般只有额定容量的50%左右，热电联产机组在供热期则更差。如果通过改造将最低出力降低至25%则可以释放出仅5亿千瓦调节能力，大约相当于250GW抽水蓄能，是现存抽蓄调节能力的5倍。德国2021年煤电利用小时数3664小时，其中硬煤4980小时，褐煤2346小时，中国2022年利用小时数达到近4700小时，仍有进一步下降空间；（2）以日内波动来看，德国2020年3月5日晚间风电出力大幅增加，从午间约7GW大幅增加至晚间超过28GW，硬煤发电迅速从最高10.7GW调减至不足3GW，日内压低负荷到30%以下，为新能源消纳做出巨大贡献。图36：2020年3月5日德国电力系统出力曲线（GW）图37：2020年10月1日—15日德国煤电机组出力曲线资料来源：Fraunhofer，申万宏源研究资料来源：Fraunhofer，申万宏源研究煤电灵活性改造不及预期主要就是受制于没有良好的收益机制。我国从十三五就开始着手进行煤电灵活性改造工作。国家能源局《电力十三五规划》中计划十三五末热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦，但根据中电联数据，截至2019年仅完成5775万千瓦，不及规划目标的27%。主要原因是深度调峰辅助服务补偿标准偏低，已完成的改造项目收益不及预期，影响了系统调节能力的进一步释放。2021年11月，国家能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出十四五期间将完成：（1）存量煤电机组灵活性改造应改尽改，完成改造2亿千瓦，增加系统调节性能力3000—4000万千瓦（相当于增加15%~20%调节能力）；（2）实现灵活性0102030405060708012:00AM1:15AM2:30AM3:45AM5:00AM6:15AM7:30AM8:45AM10:00AM11:15AM12:30PM1:45PM3:00PM4:15PM5:30PM6:45PM8:00PM9:15PM10:30PM11:45PM褐煤硬煤风电光伏其他024681012140:1515:156:1521:1512:153:1518:159:150:1515:156:1521:1512:153:1518:159:150:1515:156:1521:1512:153:1518:159:1510.110.310.510.710.910.1110.1310.15行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第55页共62页简单金融成就梦想制造规模1.5亿千瓦，新建机组纯凝工况调峰能力达到35%额定负荷，供热期达到40%额定负荷。但由于相关收益机制并未配套出台，因此煤电灵活性改造的当前进度仍低于规划。电力市场的建设为灵活性资源的建设提供了土壤。目前来看，辅助服务市场、现货市场和容量电价均有可能极大促进灵活性改造的开展。（1）辅助服务市场：目前各地“两个细则”均不同程度提高了煤电深度调峰补偿的标准，此外各地均不同程度地将煤电调峰补偿费用从“发电侧完全承担”转变为“发电侧和用户侧共同承担”，这对于灵活性改造和灵活性制造的开展均有积极意义。（2）现货市场：与辅助服务给煤电补偿不同，现货市场主要通过新能源大发时段的低电价逼迫煤电降低出力进而让煤电厂自发进行灵活性改造。（3）容量电价：也可以通过给煤电真正意义上的容量电价来促进灵活性改造的开展。二、聚合商和虚拟电厂在第三产业和城乡居民用电比例逐渐上升的背景下，“尖峰负荷”问题凸显。尖峰负荷具有短时波动较大、持续时间较短等特点。如果仅为保证尖峰负荷配套电源和电网建设，投资规模过大、效率过低。因此削减短时尖峰负荷从全社会角度来看是最经济的解决方法。过去的“有序用电”“拉闸限电”本质上也是对需求侧进行管理，但这种方式过于简单粗暴。表17：需求侧响应在保障供应方面具有明显成本优势方案电力供应保障方案（尖峰负荷500万千瓦，持续100小时）年化成本（亿元）方案一需求侧响应容量270万千瓦+延寿煤电230万千瓦3.25方案二需求响应容量170万千瓦+延寿煤电230万千瓦+抽蓄100万千瓦7.06方案三需求侧响应100万千瓦+延寿煤电200万千瓦+抽蓄200万千瓦+气电46万千瓦+储能54万千瓦10.61方案四需求侧响应容量100万千瓦+延寿煤电200万千瓦+抽水蓄能100万千瓦+自备电厂参与100万千瓦7.06方案五新建燃煤机组500万千瓦17.55资料来源：《中国电力安全经济性分析和保障路径研究》，申万宏源研究除了大工业用户可以与电力公司签订需求侧响应协议外，小用电客户也可以通过聚合商的形式统一参与到电力系统运行中，通过调低或调高负荷来响应电力系统需求，这便是虚拟电厂的概念。从本质上来说，聚合商参与的是调频辅助服务市场，但当前我国部分地区为聚合商单独制定收益和结算机制。图18：虚拟电厂结构示意图行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第56页共62页简单金融成就梦想资料来源：《虚拟电厂技术特征内涵与发展现状概述》，申万宏源研究4.4电力市场化促进降本增效数智环节值得关注目前我国大多数电价的制定均遵循准许收益率法，该原则适用于成本稳定、供给结构单一（不存在重大技术变革）和需求预期稳定（经济处于稳定上升期）的情况，更适合城市燃气、污水处理、垃圾焚烧等其他公用事业领域，对于电力行业来说难以形成技术、降本方面的有效正向激励。但在市场化定价机制下，由于节点边际定价模式的存在，高效低成本机组相比于同一市场其他机组，必然可以获取超额收益，因此可以形成技术和降本方面的正向激励。此外，粗略估计在双碳约束下全社会用电量扩容3~4倍，风电光伏提供相同发电量所需要的电力装机量是煤电的约3倍，风电光伏单体电站容量仅为火电的约1/10（随着分布式大规模发展这一比例可能还会降低），因此相比于非双碳约束，双碳约束下的发电单元数量可能最终增加近100倍。因此未来电源侧的一大显著变化便是电站小型化、分散化，数量显著上升，电站运维管理难度和成本也大幅上升。需要更加智能化的方式对电站进行远程、集中式运维管理，从而降低运维成本、提升管理效率。电源侧建设规模同样大幅上升，电力设计、建设、采购等环节也需要更加高效智能，而且需要与后续运行等环节打通，从而实现电力工厂全寿命周期的智能化管理。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第57页共62页简单金融成就梦想5．投资分析意见本系列报告一我们回顾了中国电改历史，本篇报告则重点分析当下我国电力体制的现状。应该说通过2002年电改5号文明确方向，2015年电改9号文核定输配电价，2017年推行现货市场，2021年“两个细则”、抽蓄容量电价和1439号文全面推行电力市场等一系列措施，我国已经基本建立了以电能量市场（中长期+现货）、辅助服务市场、容量电价市场化和输配电价为主的电力市场化雏形。但需要指出的是，我国电力市场化改革虽然开始较早，但由于电力系统发展阶段以及历史遗留等问题的限制，各方面均存在一些亟需改善的问题。加上我国开始双碳转型时面临用电规模大以及用电规模仍在快速增长等不利因素，电改一方面面临较大困难但另一方面也体现出其迫切性。通过与国外多年电改的经验和教训，我们分析我国后续电改主要有如下几个方向：（1）电能量市场参与电源逐渐丰富：交易限制进一步打开，其余电源类型陆续进入中长期市场和现货市场。（2）电能量市场限价逐渐放开。限价影响了电源时间价值的进一步体现，电价波动理应由合理的中长期合约和容量市场来抑制，现货限价并不能真正做到这一点。因此预计后续中长期和现货的限价将逐渐放开，燃煤标杆电价可能退出历史舞台。（3）容量市场：煤电陆续进入容量市场，储能存在进入容量市场的可能。煤电预期利用小时数下降限制了煤电的投资意义，给煤电容量电价可以有效解决这一顾虑。目前我国缺电形势严峻，煤电实行容量电价越来越迫在眉睫。此外，储能也可以发挥一定的容量价值，因此储能也存在进入容量市场的可能性。（4）辅助服务市场：市场化进一步加速，储能和用户侧参与辅助服务市场。目前辅助服务市场雏形已基本具备，预计后续辅助服务有望与现货市场衔接。此外，辅助服务由用户侧分摊的同时，用户侧也可以通过虚拟电厂、需求侧响应等方式在辅助服务市场获取收益。（5）输配电价：交叉补贴逐渐破除。交叉补贴是阻碍电力进一步市场化的重要原因，交叉补贴的存在使得占全社会用电量近20%的用电量无法直接进入电力市场交易。从社会公平的角度，在电价侧进行交叉补贴和对部分用户采取事后补贴并无根本区别，但对电力交易来说，前者阻碍市场化规模进一步扩大并给交易设置了复杂边界条件。（6）碳市场扩容，可再生能源获取环境溢价。我国减碳政策体系短时间内可能仍然是可再生能源配额制与碳市场并行，但是碳市场的权重将快速上升，显性碳价将成为促进我国低碳转型的核心机制，并逐步与海外衔接。与此同时，可再生能源配额机制有望分解到具体企业，实现配额考核的权责统一。行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第58页共62页简单金融成就梦想电改一方面是整个电力行业收入端的扩容，另一端涉及到电费再分配问题。电力行业目前面临的困境不是单纯的电价“高”还是“低”的问题，而是全社会应该承担的成本如何传导和分摊的问题。短期来看，全社会每度电费用构成应呈如下变化趋势：（1）传统电源的电量费用呈上升趋势（燃料成本向下游传导，火电时间成本应得到体现）。（2）清洁电源电费成本呈上升或平稳趋势（洁电源电费构成由现在单一的电量费用分化为电量费用和环境费用，电量费用下降，环境费用上升），可再生能源发电环节整体受益。（3）容量和辅助服务费用呈上升趋势，主要通过容量电价和辅助服务机制传导。传统电源、储能以及需求侧资源等都将为此获益。通过以上分析，从各环节收入端的变化以及现状，我们认为值得重点关注的领域包括：（1）火电产业链：中长期和现货市场化加速，导致火电电力成本有效向下游传导，存量火电资产价值回归。容量电价机制建立，火电长期收益担忧解除，新建意愿加强，带动火电设备需求增加。此外现货市场负电价的出现使得火电企业有强烈意愿在低电价时段减少出力避免损失，灵活性改造的需求得以真正激发。重点推荐：申能股份，内蒙华电，华润电力，东方电气，哈尔滨电气，青达环保；建议关注：浙能电力，京能电力，江苏国信，皖能电力，上海电气，华光环能，龙源技术，华电重工，西子洁能等申能股份，东方电气，内蒙华电，华润电力，哈尔滨电气，青达环保；建议关注：浙能电力，京能电力，江苏国信，皖能电力，上海电气，华光环能，龙源技术，华电重工，西子洁能等。（2）新能源运营商：市场化交易虽然会导致电价产生波动，但伴随着碳市场的配套，新能源的收益来源会更加丰富，收益稳定性也会增强。此外电力市场化长期来看利于各种灵活性资源的建设，有利于新能源消纳和良性发展。建议关注：银星能源，嘉泽新能，大唐新能源，中国电力，三峡能源，龙源电力。（3）电力IT环节：与此前几轮电改相比，新一轮电改的对电力供需两端的交易能力、交易平台、功率预测等要求极高，参考欧美市场，很可能会形成服务发电侧的经纪商和服务用电侧的售电商两大蓝海市场，电力市场最终可能是专业的经纪商和售电商之间进行交易，围绕发用两端的服务公司、交易平台、辅助决策软件、智能计量设备、功率预测系统等都有望迎来从0到1的机会。建议关注：（1）交易平台和辅助决策环节：朗新科技，宝信软件，恒实科技等；（2）智能计量环节：林洋能源，海兴电力，炬华科技，威胜信息等。（3）功率预测环节：国能日新等。（4）数字化智能化环节：电力市场化改革后，不同电源主体之间公平竞争，根据边际定价原理同一区域内电源电价基本相同，电源侧降本增效意愿大幅增加，数字化智能化则是提高运营稳定性、降低成本的主要方式。建议关注：（1）智能运维环节：南网科技，亿嘉和，申昊科技，容知日新，智洋创新等；（2）电力数字化设计：理工能科，恒华科技等。（3）电力ERP环节：远光软件，国网信通等。（4）电力自动化环节：国电南瑞，四方股份，东方电子，积成电子，金智科技等行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第59页共62页简单金融成就梦想（5）用户侧综合能源服务：随着新能源比例提高以及电力市场化加快推进，用电侧的商业模式逐渐丰富起来。降低用能成本和保证用电可靠性是基本要求，通过分布式能源和储能建设以及与热、气等其他能源互动是完成这一目标的重要方式。此外，在对碳排放考核压力下，碳排放计量和绿电交易等增值服务也将成为综合能源服务的重点。未来综合能源服务将是一片蓝海，是发展潜力最大的细分方向之一。建议关注：南网能源，芯能科技，安科瑞等。（6）增量配电网：第三监管周期输配电价落地，历史上首次高低压容量电价产生差异，这让增量配电网具备盈利可能性，配网侧投资有望大幅增加，进而带动配网业务快速发展。建议关注：苏文电能，海兴电力，华明装备，科林电气，泽宇智能等。风险提示：本文根据我国电力体制现状、发展需要及国情分析电力体制改革的可能方向，因此最大的风险即电力体制改革不及预期。具体可以分为以下几个方面：1）与此前几轮改革相比，此次改革将彻底重构电价形成机制，必然会受到包括技术、既有体制、市场主体等多方面阻力，且很多阻力难以提前预知，或导致改革进度不及预期。2）电力行业的健康、平稳运行对一个国家经济发展具有决定性作用，改革的容错率极低，势必导致国家将按照循序渐进的模式推进电改，中间可能出现反复。表：公用事业重点公司估值表（亿元，华润电力采用港币，其他公司采用人民币）板块代码简称评级收盘价EPSPEPB（lf）2023/5/1723E24E25E23E24E25E火电转型02380.HK中国电力买入2.880.330.420.499760.7600836.HK华润电力买入18.262.432.83.118761.07600795.SH国电电力买入4.060.420.510.5910871.58600863.SH内蒙华电买入4.110.540.590.618771.75000539.SZ粤电力A买入6.850.440.50.611614111.78600011.SH华能国际增持9.370.430.580.722216133.09600483.SH福能股份买入12.431.391.621.769871.21600027.SH华电国际买入6.330.420.650.7151091.70601991.SH大唐发电买入3.240.20.30.331611102.19600642.SH申能股份买入6.990.560.640.721211101.08新能源600905.SH三峡能源买入5.510.250.330.372217151.9800916.HK龙源电力买入7.691.051.231.37661.0201798.HK大唐新能源买入2.750.460.530.616551.1601811.HK中广核新能源买入2.280.410.476501.03000875.SZ吉电股份增持5.590.370.44151301.34601619.SH嘉泽新能买入4.720.40.570.7312861.95601778.SH晶科科技增持4.770.3414001.14核电601985.SH中国核电买入7.010.550.630.691311101.56行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第60页共62页简单金融成就梦想003816.SZ中国广核买入3.140.220.230.241414131.45水电600900.SH长江电力买入22.961.311.381.451817162.79600025.SH华能水电买入7.420.430.470.51716152.40600886.SH国投电力买入12.760.8811.211513111.89600674.SH川投能源买入14.861.021.11.191514121.96600236.SH桂冠电力买入5.780.360.39161502.65002039.SZ黔源电力买入14.421.21.391.63121091.71综合能源服务003035.SZ南网能源买入6.890.190.280.363625193.86600509.SH天富能源买入6.590.520.660.83131081.33资料来源：Wind，申万宏源研究表：电力设备重点公司估值表（亿元，均采用人民币）板块代码简称评级收盘价EPSPEPB（lf）2023/5/1723E24E25E23E24E25E电力信息化600131.SH国网信通买入18.620.810.981.162319163.87301162.SZ国能日新增持90.371.361.662.086654436.35发电设备600875.SH东方电气买入18.841.241.71.971511101.6501133.HK哈尔滨电气买入3.000.360.951.018330.44电网设备000400.SZ许继电气买入24.210.921.481.792616142.39600406.SH国电南瑞买入27.881.151.421.452420194.33002028.SZ思源电气买入46.522.142.562.982218163.77603606.SH东方电缆买入53.482.613.494.12015136.76600089.SH特变电工增持23.663.763.283.096781.57储能688248.SH南网科技增持41.140.871.321.544731278.92601222.SH林洋能源买入8.020.590.780.88141091.11资料来源：Wind，申万宏源研究表：环保重点公司估值表（亿元）板块代码简称评级收盘价EPSPEPB（lf）2023/5/1723E24E25E23E24E25E环境监测300800.SZ力合科技买入12.410.680.750.91817141.47环保装备000920.SZ沃顿科技买入9.310.370.440.522521182.55688501.SH青达环保买入26.71.111.481.84行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第61页共62页简单金融成就梦想2418153.16000967.SZ盈峰环境增持5.430.230.280.322419171.01氢能装备000811.SZ冰轮环境买入14.80.750.941.182016132.24循环经济603588.SH高能环境买入9.610.770.931.15121081.61002266.SZ浙富控股买入4.130.340.40.46121091.81688196.SH卓越新能买入48.344.414.556.6111172.21资料来源：Wind，申万宏源研究行业深度请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明第62页共62页简单金融成就梦想信息披露证券分析师承诺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。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。与公司有关的信息披露本公司隶属于申万宏源证券有限公司。本公司经中国证券监督管理委员会核准，取得证券投资咨询业务许可。本公司关联机构在法律许可情况下可能持有或交易本报告提到的投资标的，还可能为或争取为这些标的提供投资银行服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。客户可通过compliance@swsresearch.com索取有关披露资料或登录www.swsresearch.com信息披露栏目查询从业人员资质情况、静默期安排及其他有关的信息披露。机构销售团队联系人华东A组茅炯021-33388488maojiong@swhysc.com华东B组李庆021-33388245liqing3@swhysc.com华北组肖霞010-66500628xiaoxia@swhysc.com华南组李昇0755-82990609Lisheng5@swhysc.com股票投资评级说明证券的投资评级：以报告日后的6个月内，证券相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：买入（Buy）增持（Outperform）中性(Neutral)减持(Underperform)：相对强于市场表现20％以上；：相对强于市场表现5％～20％；：相对市场表现在－5％～＋5％之间波动；：相对弱于市场表现5％以下。行业的投资评级：以报告日后的6个月内，行业相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：看好（Overweight）中性(Neutral)看淡(Underweight)：行业超越整体市场表现；：行业与整体市场表现基本持平；：行业弱于整体市场表现。我们在此提醒您，不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系，表示投资的相对比重建议；投资者买入或者卖出证券的决定取决于个人的实际情况，比如当前的持仓结构以及其他需要考虑的因素。投资者应阅读整篇报告，以获取比较完整的观点与信息，不应仅仅依靠投资评级来推断结论。申银万国使用自己的行业分类体系，如果您对我们的行业分类有兴趣，可以向我们的销售员索取。本报告采用的基准指数：沪深300指数法律声明本报告仅供上海申银万国证券研究所有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司http://www.swsresearch.com网站刊载的完整报告为准，本公司并接受客户的后续问询。本报告首页列示的联系人，除非另有说明，仅作为本公司就本报告与客户的联络人，承担联络工作，不从事任何证券投资咨询服务业务。本报告是基于已公开信息撰写，但本公司不保证该等信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，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作出邀请。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，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波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突，不应视本报告为作出投资决策的惟一因素。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本公司特别提示,本公司不会与任何客户以任何形式分享证券投资收益或分担证券投资损失，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。本公司未确保本报告充分考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。本公司建议客户应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。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。在任何情况下，本公司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。市场有风险，投资需谨慎。若本报告的接收人非本公司的客户，应在基于本报告作出任何投资决定或就本报告要求任何解释前咨询独立投资顾问。本报告的版权归本公司所有，属于非公开资料。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。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。