中国经济高质量发展系列研究：数字经济：绿色电力+绿色算力协同发展，新市场孵化新业态

中国经济高质量发展系列研究 数字经济：绿色电力+绿色算力协同发展，新市场孵化新业态 环保公用组分析师：陶贻功、梁悠南 数字经济专题报告 2024年3月19日 数字经济：绿色电力+绿色算力协同发展，新市场孵化新业态 核心观点 分析师 可再生能源装机占比超过50%，能源转型推动市场化改革提速。截至2023年末，全国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，同比增长25%，占全国发电 总装机的51.9%。能源转型加速，要求适应新型电力系统的市场机制创新。电价方面，煤电容量电价落地，辅助服务价格机制完善；电量方面，现货基本规则落地并明确各省现货市场建设进度。 电改提速，电力现货覆盖范围持续扩大。第二次电改明确提出建立中长期与现货并举的电力市场，近年来电改提速推动电力现货覆盖范围持续扩大。截至2023年末，第一批8个试点地区中，山西、广东进入正式运行；第二批6个试 点地区中，5个进入长时间结算试运行；其余非试点地区全部进入试运行阶段。我们预计电力现货市场规模扩大，2025、2030年现货电量有望达到6500亿千瓦时、1.3万亿千瓦时。2023年新能源市场电比例接近50%，预计2030年全面参与电力现货市场，以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳。 数字经济激发海量绿电需求，开辟新能源发展新时代。数字经济与电气化高度契合，数字经济的爆发将为电力需求带来显著增量。仅以数据中心为例，我们预计2025、2030、2035年国内数据中心用电量分别为0.51万亿千瓦时、1.27万 亿千瓦时、2.90万亿千瓦时，占全社会用电量比例分别为5%、9.8%、17.6%；我们搭建了“数据中心-电力系统需求模型”，测算出2026-2030年，仅为满足数据中心耗电需求催生的光伏、风电年均新增装机可达64GW、28GW，2031-2035年升至137GW、60GW；风光装机带动储能配套，截至2030年、2035年，预计储能累计新增装机可达350.9GWh、1926.6GWh。 数字经济赋能电力现货交易，助力电力企业减少亏损、增厚盈利。随着电力现货市场在全国范围内铺开，电力企业需面对现货电价波动、运营灵活性要求、技术与人才储备等挑战。对于新能源企业，数字化、智能化分析模型有助于提高功率预测准确度，降低出力随机性造成的偏差考核风险；对于其他电力企业 或售电公司，依托人工智能和机器学习等技术的自动算法交易有望增厚盈利水平。目前自动交易已主导欧洲电力市场，2022年欧洲最大的短期电力交易所巴黎EpexSpotSE，自动交易占比60%左右，部分电力交易公司依托自动交易获得高额利润。 投资建议：（1）数字经济加速电气化，数据中心、5G基站等基础设施建设释放海量用电需求。伴随国家“双碳”能源转型，绿色电力和绿色算力协同发展，看好新能源装机长期成长空间；（2）数字经济赋能电力现货交易，助力 电力企业减少亏损、增厚盈利。随着电力现货在全国范围内铺开，电价波动显著扩大，电力企业需要借助数字化转型，应对现货市场带来的挑战和机遇。我们预计具有较强运行管理能力的龙头发电企业有望受益；（3）个股建议关注：皖能电力、浙能电力、华电国际、国电电力、华能国际、协鑫能科、长江电力、川投能源、中国广核、中国核电等。 陶贻功：S0130522030001梁悠南：S0130523070002风险提示1、装机规模不及预期的风险；2、煤炭价格持续高位的风险；3、上网电价下调的风险；4、行业竞争加剧的风险等。 目录 一、电改持续深化，电力商品价值多维化2 （一）电力市场历程及现状：市场全形态运营，市场电比例超过60%2 （二）电力市场展望：电量交易精细化，电力价值多维化3 1.电量：省间优先级高于省内，中长期与现货衔接4 2.电价：价值多维化，调节性价值和绿色环境价值占比上升5 二、电改提速，电力现货覆盖范围持续扩大7 （一）电力现货发展历程及现状7 1.发展电力现货的意义：促进消纳、引导需求、增强保供能力7 2.电力现货政策回顾：覆盖范围持续扩大，各省建设时间点明确9 3.电力现货试点现状：全国范围铺开，山西、广东已正式运行9 （二）电力现货市场展望11 1.交易规模不断扩大，2030年现货电量超过1万亿千瓦时11 2.市场机制衔接更为完善，购建全国统一电力市场12 3.2030年新能源全面参与电力现货市场12 4.电力期货市场迎来发展机遇13 三、绿色电力+绿色算力协同发展，新市场孵化新业态14 （一）数字经济激发海量绿电需求，开辟新能源发展新时代14 （二）数字经济赋能新型电力系统建设，助力能源体系升级变革17 （三）数字经济辅助新能源现货交易，降低交易风险18 1.新能源参与现货面临降价风险18 2.人工智能提高功率预测准确性20 （四）自动算法交易主导欧洲电力市场，部分企业获得高额利润23 四、投资建议26 （一）投资策略26 （二）投资组合与盈利预测26 五、风险提示27 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份有限公司免责声明。 1 一、电改持续深化，电力商品价值多维化 （一）电力市场历程及现状：市场全形态运营，市场电比例超过60% 回顾我国电价改革历程，从计划走向市场。改革开放以来，我国电力行业经历了深刻变革，电力市场化建设持续推进，资源配置效率持续提升，推动了我国经济社会发展的全面进步。中发9号文开启新一轮电改，确定了“三放开、一独立、三强化”的改革基本路径以及“放开两头、管住中间”的体制框架。有序放开发用电价格，市场形成价格比例快速提升。推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进了电力资源优化配置。 图1：我国电价改革历程时序图 资料来源：中国电力新闻网，中国银河证券研究院 “中发9号文”开启第三轮电改，电力市场化探索取得积极成效。根据中电联2023年经济形势与电力发展分析预测会，目前已形成覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划放开，有力促进能源资源大范围优化配置。2022年是我国电力市场全形态运营的第一年，也是我国电力市场建设历程中具有标志性意义的一年。随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈入“深水区”、“无人区”，电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。 图2：近期省间及省内市场交易品种资料来源：中国电力《中国电力市场建设路径及市场运行关键问题》马莉，中国银河证券研究院 市场交易规模持续扩大，市场电比例超过60%。根据中电联《2023年1-12月份全国电力市场交易简况》，2023年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56679.4亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.61个百分点。省内交易电量合计为45090.1 亿千瓦时，其中电力直接交易42995.3亿千瓦时（含绿电交易537.7亿千瓦时、电网代理购电 8794.7亿千瓦时）、发电权交易1964.2亿千瓦时、其他交易130.5亿千瓦时。省间交易电量合计 为11589.4亿千瓦时，其中省间电力直接交易1293.6亿千瓦时、省间外送交易10159.7亿千瓦时、 发电权交易136.1亿千瓦时。 图3：全国市场化交易电量及占比 图4：2023年全国市场化电量结构 资料来源：中电联，中国银河证券研究院 资料来源：中电联，中国银河证券研究院 （二）电力市场展望：电量交易精细化，电力价值多维化 资源禀赋决定我国应形成“构建大电网、融入大市场”的发展格局。电力市场的发展有其路径依赖，历史和现实条件、物理和社会环境决定其发展路径不唯一，需要积极探索建设具有中国特色的电力市场体系。我国能源资源与生产力逆向分布，80%以上的煤炭、水能、风能和太阳能资源分布在西部和北部地区，70%以上的电力消费集中在东中部地区，能源基地距离负荷中心 1000-4000公里。随着中东部负荷和“三北”地区新能源装机规模持续增长，电力电量平衡及清洁能源消纳仅依赖本省、本区域已难以为继，电力电量平衡已由“分省分区”平衡全面向“全网统一平衡”转变，客观上要求构建大电网、大市场，实现大范围优化配置。截至2023年6月底，我 国“西电东送”输电能力已超过3亿千瓦，其中跨省跨区直流通道度夏期间最大输电能力可达1.8 亿千瓦。 表1：中美欧电力市场对比 美国市场 欧洲市场 中国市场 资源分布 资源与负荷分布相对较为均衡和分散 各国能源结构互补，负荷分布相对较分散 能源资源与用电负荷呈逆向分布，且距离较远 电源结构 气电等灵活调节电源比例较高，煤电比例较低 各类型电源较为均衡 煤电机组占比超过40%，水电、气电等灵活调节资源占比较低，但新能源规模大且集中 电网体制 所有权较为分散 各国之间所有权较为分散 电网所有权集中，统一规划、统一建设、统一管理 电网结构 各区域电网相对独立，相互间电网联络规模有限 各国电网相对独立，部分区域内联系较紧，形成5个同步电网区域 全网资源配置的电网结构基本建成，但尚处于初期；省级电网通过省间输电通道普遍联系 调度与交易 各ISO负责各自区域电网的调度管理与市场交易 各国调度+欧洲电网联合运营及协调中心。主要交易中心也加强合作，共同运营欧洲统一市场 统一调度、分级管理：国调（分调）负责省间输电通道调度+各省调负责省内电网调度两级交易：国家级交易中心+省级交易中心 市场模式 金融交易+日前、实时市场 双边和约+日前、日内场内交易+平衡机制 计划逐步放开→市场化的中长期交易+现货交易 市场结构 市场逐步扩大融合 通过市场耦合形成欧洲统一电力市场 统一市场、两级运作未来逐步融合，在全国范围内统一进行优化配置，分控制区保障平衡 资料来源：北京电力交易中心，中国银河证券研究院 1.电量：省间优先级高于省内，中长期与现货衔接 构建“统一市场、两级运作”电力市场框架，省间交易先于省内执行。电力市场分为省间市场和省内市场，其中省间市场定位于落实国家能源战略，促进清洁能源消纳和能源资源大范围优化配置，建立资源配置型市场；省内市场定位于优化省内资源配置，确保电力供需平衡和电网安 全稳定运行，建立电力平衡型市场。因此，需要在满足大范围资源优化配置的前提下，保证省内电力基本平衡，“两级运作”意味着省间交易优先级高于省内。中长期交易方面，省间中长期交易物理执行，省间交易结果作为省内交易的边界；现货交易方面，首先在省内形成预平衡，再开展省间日前现货。当送端有富裕能力、通道有剩余空间、受端有购电需求时，组织送受端市场主体自主报量报价，实现电力市场化余缺互济和清洁能源大范围消纳。 图5：省间交易与省内交易衔接模式 资料来源：电力系统自动化，中国银河证券研究院 发挥高比例中长期稳价作用，加强与现货市场衔接。《关于加快建设全国统一电力市场体系 的指导意见》提出发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用，完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提升交易频次，丰富交易品种。目前各省中长期交易比例在80-90%左右，通过中长期交易减少电价风险。从中长期与现货市场衔接上看，多数省份已就市场风险管理、结算方式、曲线和时序衔接等方面提出了标准化解决方案。后续预计将进一步提高中长期市场交易频次（由D-N缩短到D-2）、优化中长期曲线形成方式、细化中长期交易时段（与现货市场全天96时段紧密衔接）。 表2：部分省份中长期交易规则省份/地区 中长期最短交易尺度 中长期曲线分解方式 中长期签约时段划分 山西省 D-2 合同叠加值 按小时划分为24段 甘肃省 D-2 合同叠加值 省内交易分为10个电量时段 江苏省 D-2 企业自行申报 原来是分5个时段，以后准备按24点 江西省 D-3 企业自行申报 年度、月度4时段申报，D-3日24时段 辽宁省 D-2 中长期曲线分解由双方协商、典型曲线、分时段交易多种方式，总曲线是各类合同叠加 24段 蒙西 D-5 自行申报与合同叠加结合 7段 四川省 D-2 自行申报 6段 广东省 D-3 中长期曲线分解分典型曲线、自定义曲线。总曲线由各类合同叠加 24段