电价行业深度报告：从电力体制改革趋势看产业投资机会

复盘发现新一轮电改下围绕“源网荷储”的投资机会应运而生：1）2021年，风电光伏运营商大力投资带来了主流的绿电企业龙源电力、华润电力、中国电力等年涨幅达137%、230%、244%；2）2022年，受益于山东、贵州等地试点火电容量电价，以及2022Q3四川来水不足导致火电重要性再度提升，主要火电企业华电国际也从2022年4月到2022年9月涨幅达到108%；3）2022年，由于全球“缺电”+能源危机，主要储能设备公司派能科技、南网科技等最大区间涨幅达356%、508%；4）2023年，由于《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷侧管理办法（征求意见稿）》的出台，虚拟电厂产业链标的国能日新、安科瑞、威胜信息、南网能源、泽宇智能等绝对收益显著。 新一轮电改背景：绿电占比大幅提升+动力煤价格高企。为何我国约26亿千瓦的发电装机却无法解决约13亿的尖峰负荷缺电问题？原因在于：当前电网的核心矛盾是尖峰负荷而非发电装机。新型电力系统转型的矛盾从大幅增加风电光伏电源装机，转向提高电网消纳能力+降低尖端负荷。深刻理解新型电力系统是“源网荷储一体化”的电力系统，电源侧从传统火电向风电光伏为主的发展过程中，由于风、光受到天气影响非常大，发电的连续性无法保证；用电侧随着电动车、智能家居、屋顶光伏、家用储能等设备的广泛运用，终端负荷多元化趋势显著；电源侧和用电侧的重大变化均对电网造成了超额冲击和负荷。 本轮电改电价市场化趋势下，利好稳定电源火电、水电、核电：电力市场化趋势确定，2016-2022年我国市场交易电量占比逐年提升。我国主要电源侧品种火电、水电、核电、绿电，其中火电的市场化比例达100%，其余水电、核电、绿电的市场化趋势确定，而市场化趋势下，叠加尖峰负荷下高峰时期用电荒或将长期存在，我们预计未来2年水电、核电的电价中枢或呈现小幅微涨，绿电的电价中枢或呈现小幅微跌。 他山之石：PJM市场优先出清新能源，有利于促进新能源消纳。以美国PJM市场为代表的集中式市场以“中长期差价合同+全电量竞价现货市场”为核心特征，差价合同类似于“期货合同”，本质上属于金融合约。PJM电力市场以节点边际电价作为市场出清价格，发电企业若申报高于边际成本的价格有可能不中标，若低于边际成本的价格，可能拉低统一出清价格损害自身收益；集中式市场能够有效引导企业基于边际成本报价。一般情况下发电机组按边际成本由低到高排序是：新能源发电、水电、核电、低能耗煤电、气电等，除燃气机组外，与节能发电的排序一致。 风险提示：电价波动风险；电改政策不及预期的风险等 1.我国电力体制改革的背景和复盘 1）背景：上一轮电改：2015年3月，国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文），标志着我国电力市场化改革开启，这也是第一次我国开始尝试电力行业市场化改革，上一轮改革的核心思路是“管住中间，放开两端”，顾名思义，电价分为上网电价、输配电价和终端销售电价，管住中间的输配电价，让发电端、用户端充分市场化。上一轮改革的突出贡献在于建设了中长期的电能量交易市场。本轮新型电力系统下的新电改：本轮自2020年以来开启的从地方到全国性的电力体制改革的试点和推广本质上是由于新型电力系统下，新型电源风电光伏、储能、负荷侧等多主体出现情况下，带来的新型电力系统下的电力体制改革。动力煤价格高企：2021年以来动力煤价格高企，2022年动力煤秦皇岛港5500大卡价格一度突破2000元/吨，当前（截至2023年9月19日）动力煤价格达到960元/吨，火电厂在当前电价水平下亏损经营。2）复盘发现，新一轮电改下孕育了多样的投资机会：1）2021年，风电光伏运营商大力投资带来了主流的绿电企业龙源电力、华润电力、中国电力等年涨幅达137%、230%、244%； 2）2022年，受益于山东、贵州等地试点火电容量电价，以及2022Q3四川来水不足导致火电重要性再度提升，主要火电企业华电国际也从2022年4月到2022年9月涨幅达到108%；3）2022年，由于全球“缺电”+能源危机，主要储能设备公司派能科技、南网科技等最大区间涨幅达356%、508%；4）2023年，由于《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷侧管理办法（征求意见稿）》的出台，虚拟电厂产业链标的国能日新、安科瑞、威胜信息、南网能源、泽宇智能等绝对收益显著。 图1：2019年-至今秦皇岛港5500大卡煤炭价格（单位：元/吨） 1.1.源网荷储下的新型电力系统 把握新型电力系统下的投资机会、深刻理解电改的趋势，核心出发点在于深刻理解不同时间源网荷储端核心矛盾。2021年国家能源局提出新型电力系统的核心在于四要素：“源”“网”“荷”“储”，站在当前时点，“风光配储”不一定是一个正确的路径，同时储能在充电模式下是荷，在放电模式下是源，因此源网荷储也是源网荷。实现新型电力系统的绿色低碳是一个漫长的过程，需要不断用价格的方式进行引导，核心原则是安全+经济。 图2：源网荷储下的新型电力系统发展趋势 为何我国约26亿千瓦的发电装机却无法解决约13亿的尖峰负荷缺电问题？原因在于：当前电网的核心矛盾是尖峰负荷而非发电装机。新型电力系统转型的矛盾从大幅增加风电光伏电源装机，转向提高电网消纳能力+降低尖端负荷。深刻理解新型电力系统是“源网荷储一体化”的电力系统，电源侧从传统火电向风电光伏为主的发展过程中，由于风、光受到天气影响非常大，发电的连续性无法保证；用电侧随着电动车、智能家居、屋顶光伏、家用储能等设备的广泛运用，终端负荷多元化趋势显著；电源侧和用电侧的重大变化均对电网造成了超额冲击和负荷。 表1：2023-2025年我国不同电源装机量预测（单位：万千瓦） 1.2.电力交易市场及主要政策 火电调峰调频价值得到挖掘，全国性火电容量电价呼之欲出。我国终端销售电价=上网电价+输配电价（含辅助服务费用）+其他（主要是政府性基金及附加）。上网电价为发电企业的直接收入来源，在本轮电改前，上网电价主要按照“发电量”计算，而电改趋势下，上网电价将陆续反映其“备用调峰调频”价值，也就是引入“容量电价”概念，上网电价将陆续从原先的单一电量电价逐步转变为“容量+电量”的两部制电价阶段。2023年及以前，我国抽水蓄能、气电执行两部制电价，反映容量电价，2022年4月开始山东、贵州等地推出火电的容量电价补偿机制以来，火电的调峰调频辅助服务价值得到各地挖掘，全国性的火电容量电价呼之欲出。 我国主要电力交易市场： 1）电能量市场：对应到电价上电量电价的概念，主要分为中长期交易市场和现货电能量市场。中长期交易市场也就是由电网牵头的月度和年度电价合同，各省对于中长期交易设置了不低于前一年用电量的80%-90%的要求，因此每年11月的年度电价合同以及各省的月度的电网代购电价格是最好的反应我国电价趋势的数据。另外剩余的电量约10%的比例通过现货电能量市场交易，现货电能量市场包括省间和省内市场。 2）辅助服务市场：辅助服务市场主要是为了满足电力系统稳定运行而生的市场，辅助服务费用在2023年以前是通过计入输配电价向用户端收取，2023年5月第三监管周期省级电网输配电价落地，将辅助服务费用从输配电价中剥离单独核算。我国辅助服务市场以调峰、调频为主，备用、黑启动为辅。2021年12月国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》的通知，定义电力辅助服务分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。 3）容量市场：容量电价是现货市场和辅助服务市场补充，容量电价将更多得反映稳定电源的调峰调频价值。2023年以前我国仅抽水蓄能和气电拥有容量电价，2022年4月以来山东、贵州等地陆续推出容量电价补偿试点，为火电参与调峰调频找到商业模式，当前（2023年9月）全国性火电容量电价呼之欲出，我国火电也将迎来两部制电价。 图3：我国电力辅助服务分类 1.3.重点电改政策的时间线 我国上一轮和本轮电改最重要的两个最高纲领分别为2015年3月的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文）和2023年7月的《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。新一轮电改核心要解决新能源发电占比逐年提高过程中，源、网、荷、储各个主体的价格机制疏导。近3年来全国性的重点电力政策梳理： 一：现货市场 1）2021年5月，国家发改委《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》出台，推动新能源项目10%预计电量通过市场化交易竞争上网；该政策也是对于加快我国电力现货市场建设的重要通知，当前我国已经形成14个一二批的电力现货区域市场。 2）2023年9月，国家发改委《电力现货市场基本规则（试行）》出台，是国家层面首个电力现货交易规则，电力用户可以根据自己的需求在市场上购买或出售电力，不需要与发电企业进行事先协商。电力现货市场为促进可再生能源的消纳有重要作用。 二、煤电上网电价： 1）2021年10月，国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发布，将燃煤发电市场化交易浮动范围由“上浮不超过10%，下浮不超过15%”扩大调整为“上下浮不超过20%，高耗能企业不受上浮20%的限制”，政策执行以来，煤电电价持续上涨，2022年多地电价顶格上浮。 2）2023年7月，深改委《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，这也是新一轮电改下的最高纲领，煤电全国性容量电价政策也有望在最高纲领下出台，煤电有望迎来两部制电价定价，火电调峰调频作用得到价格体现。 三、输配电价 2023年5月，国家发改委《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》发布，也意味着我国的电改在输配电电价环节进一步深化。本轮的输配电价核定的核心变化在于3点：1）将辅助服务费用从输配电价中剥离进行单独核算，更加明确了输配电价的核定范围，也为辅助服务费用的预期增长埋下伏笔；2）区分不同电压等级的容量电价，利好大工业用户，有利于降低尖峰负荷；3）进一步减少不同用户类别之间的交叉补贴。 四、电力需求侧管理 2023年5月，国家发改委《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》颁布，建立并完善了需求响应的价格机制，提高各地需求侧响应能力，到2025年，各省需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。 图4：我国重要电改时间和政策情况梳理 1.4.重点电改政策与华电国际复盘 本轮华电国际的股价上涨关键驱动因素在于火电容量电价的政策改革。2022年4月，伴随着存量火电装机第一大省山东提出给予火电容量电价补偿度电0.0991元，催化了市场对火电盈利模式的关注；2022年Q3由于四川水电汛期不出力，国家发改委树立了我国火电的支撑性电源作用，并强调22/23年审批8000万千瓦火电装机，并保证24年投产8000万火电装机；2022年11月，中电联提出，电价应当由“电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加”构成；2023年7月，中央深改委审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，我国新型电力系统下的电改最高纲领出台。 图5：火电容量电价政策与华电国际股价复盘图 2.从电改趋势看产业投资机会 电改围绕电源侧、电网侧、负荷侧开展。1）电源侧调峰调频：火电+水电+气电+核电。在碳中和过程中电源侧的核心思路是寻找灵活性电源，不同发展阶段不同的电源将会承担主体电源作用，当前（2023年）关注全国性火电容量电价的出台对火电盈利性的补偿作用。2）电网侧：抽水蓄能+辅助服务市场建立。抽水蓄能是电网侧调峰调频最经济性、大功率的首选，伴随着风电光伏占比提升，电网侧调峰调频需求也会呈现高速增长，电网的辅助服务市场电费占比也会逐年提升。3）负荷侧：虚拟电厂+工商业储能+氢储能。负荷侧关注虚拟电厂、工商业储能的规模化应用，关注氢储能的技术突破。 表2：2023-2025年我国尖峰负荷测算平衡表（单位：亿千瓦）尖峰负荷测算平衡表2020