再论电改：改什么？如何选择？

本周行情回顾 ：本周 （5.20~5.24） 上证指数报3088.87点 ， 下跌2.07%，沪深300指数报收3601.48点，下跌2.08%。中信电力及公用事业指数报收2750.05点，上涨1.01%，跑赢沪深300指数3.09pcts，位列30个中信一级板块涨跌幅榜第2位。 本周行业观点： 回顾电改历史沿革，由国家主导的计划体制到市场化改革，有过快进与停滞，争议与选择，但市场化改革的决心与主线已经愈发清晰。 第一轮电改（2002~2015年）：厂网分离，售电探索。2002年，中央发布《电力体制改革方案》，确立“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字方针，标志着我国启动第一轮电力体制改革。本轮改革以“打破垄断、引入竞争、提高效率、降低成本”作为主要目标，国家电力公司拆分“发电”与“电网”两大业务，拆为两大电网公司与五大发电集团，实现“厂网分离”，降低了我国电力系统的垄断程度。这一轮改革破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，形成了多家中央发电企业，以及众多地方、外资、民营发电企业办电的多元化竞争格局。改革极大增强了电力企业活力，提高了电力供给能力，缓解了长期困扰我国发展的电力短缺问题。 第二轮电改（2015年）：管住中间、放开两头。2015年《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》发布，拉开新一轮电力体制改革的序幕。该轮改革进一步深化推进电力市场化，以“管住中间、放开两头”为核心思想，即控制具有自然垄断属性的输配电网，放开对于发电侧与售电侧市场的限制并推进市场化改革。主要目标为凸显电力市场“通过供求关系确定电价并进一步引导市场需求”的市场属性。 当前改革，何去何从？当前改革实际上是2015年这一轮电改的延伸，但面临“双碳”和“缺电”多重复杂新背景，推行中有了更深刻和创新的变革，更突出“新型电力系统”下的“市场化”核心。 一是坚持全面推进电力市场化。完整的电力市场包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场。2023年电改重心在容量市场的确定，煤电容量电价正式出台。我们认为，2024年改革的主线坚持“市场化”，将放在电能量市场中的现货市场与辅助服务市场，现货市场和分时电价的推行将是今年电改值得关注的亮点，另外辅助服务市场将进一步完善。 二是要兼顾“双碳”目标，构建新型电力系统，深化电改。2015年出台的“9号文”，尚在以传统能源为主体的电力系统的体制改革，还未考虑到后续我国新能源快速发展的趋势与影响。2021年3月，中央首次提出“构建新型电力系统”的论述；2023年7月，《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》发布。新型电力系统下，不同电源面临不同的转型路径，需要在充分发挥市场竞争的基础上，保障各类电源的合理化收益。新能源将作为电量主体发展，环境价值通过绿电/绿证交易兑现；火电将转型为灵活性调节资源，通过容量电价和辅助服务/现货交易兑现其容量与调节价值。我们预计，在 2023年正式确定容量电价后，2024年改革的重点将聚焦新能源，绿电/绿证交易有望加快。 三是成本传导机制的理顺。我国电力体制改革具有我国特色，成本机制的传导一方面体现在部分电力系统成本从发电侧传导向用户侧，另一方面体现在工商业与居民电价关系理顺。2015年中发9号文《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》，改革的基本原则中提到“妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯价格机制，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳，切实保障民生”。我国居民、工商业电价倒挂情况严重，交叉补贴扭曲了电价结构和电价水平，使得“合理补偿成本”的电力商品定价机制难以实现。我们认为，坚持电力市场化改革，成本传导机制也应当加快理顺，可能通过阶梯调整等方式，在保障民生前提下进一步解决交叉补贴问题。而长期来看，发电侧成本有望疏导。 投资建议：新一轮电改改什么？实际上是2015年这一轮电改的延伸，但面临“双碳”和“缺电”多重复杂新背景，推行中有了更深刻和创新的变革，突出“新型电力系统”下的“市场化”。随着新能源比例快速提升，消纳问题愈发突出，催化调峰及辅助服务不断推进建设。火电作为灵活性支撑电源处于政策红利期，当前煤价下行，火电盈利弹性空间提升，重视弹性标的选择，后续实现回归公共事业后突出高股息高分红优势。建议关注绿电板块，随着改革聚焦新能源，加速绿电/绿证交易推进和消纳问题解决，底部空间迎来拐点。持续看好水电/核电板块，红利资产潜力显现，把握长期投资价值，同时看好今年来水基本面改善带来水电盈利能力改善。 重点看好火电板块，重点推荐关注煤电一体化标的：新集能源、国电电力；关注长三角地区弹性标的：浙能电力、申能股份、皖能电力，全国火电龙头标的华能国际、华电国际。持续推荐火电灵活性改造龙头标的：青达环保和华光环能。绿电板块，推荐关注全国绿电运营商龙头标的三峡能源、龙源电力、福能股份。水电板块，推荐关注长江电力、华能水电、国投电力、川投能源；核电板块，推荐关注中国核电和中国广核。 风险提示：原料价格超预期上涨；项目建设进度不及预期；电力辅助服务市场、绿证交易等政策不及预期。 重点标的 1.本周行业观点 1.1再论电改，何去何从？ 中共中央总书记、国家主席、中央军委主席习近平5月23日下午在山东省济南市主持召开企业和专家座谈会并发表重要讲话。座谈会上，国家电投董事长、党组书记刘明胜等9位企业和专家代表先后发言，就深化电力体制改革等提出意见建议。 回顾电改历史沿革，由国家主导的计划体制到市场化改革，有过快进与停滞，争议与选择，但市场化改革的决心与主线已经愈发清晰。 第一轮电改（2002~2015年）：厂网分离，售电探索。2002年，中央发布《电力体制改革方案》（电改“5号文”），确立“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字方针，标志着我国启动第一轮电力体制改革。本轮改革以“打破垄断、引入竞争、提高效率、降低成本”作为主要目标，国家电力公司拆分“发电”与“电网”两大业务，拆为两大电网公司与五大发电集团，实现“厂网分离”，降低了我国电力系统的垄断程度。 这一轮改革破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，形成了多家中央发电企业，以及众多地方、外资、民营发电企业办电的多元化竞争格局。改革极大增强了电力企业活力，提高了电力供给能力，缓解了长期困扰我国发展的电力短缺问题。 第二轮电改（2015年）：管住中间、放开两头。2015年《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》（电改“9号文”）发布，拉开新一轮电力体制改革的序幕。该轮改革进一步深化推进电力市场化，以“管住中间、放开两头”为核心思想，即控制具有自然垄断属性的输配电网，放开对于发电侧与售电侧市场的限制并推进市场化改革。主要目标为凸显电力市场“通过供求关系确定电价并进一步引导市场需求”的市场属性。 但这一轮电改的市场化推进矛盾交织，发电企业一度单边让利。2015年12月，我国发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，给出了完善后的煤电标杆电价联动公式，并按机制下调电价3分/千瓦时。至此，我国电力市场再次进入计划与市场并存的双轨制时代。 2019年，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。 2021年10月11日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（1439号文），提出燃煤发电量原则上全部进入市场，浮动范围扩大至正负20%，高耗能行业电价不受限制。 图表1：我国电改进程复盘 当前改革，何去何从？ 当前改革实际上是2015年这一轮电改的延伸，但面临“双碳”和“缺电”多重复杂新背景，推行中有了更深刻和创新的变革，更突出“新型电力系统”下的“市场化”核心。 一是坚持全面推进电力市场化。完整的电力市场包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场。2023年电改重心在容量市场的确定，煤电容量电价正式出台。我们认为，2024年改革的主线坚持“市场化”，将放在电能量市场中的现货市场与辅助服务市场，现货市场和分时电价的推行将是今年电改值得关注的亮点，另外辅助服务市场将进一步完善。 二是要兼顾“双碳”目标，构建新型电力系统，深化电改。2015年出台的“9号文”，尚在以传统能源为主体的电力系统的体制改革，还未考虑到后续我国新能源快速发展的趋势与影响。2021年3月，中央首次提出“构建新型电力系统”的论述；2023年7月，《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》发布。新型电力系统下，不同电源面临不同的转型路径，需要在充分发挥市场竞争的基础上，保障各类电源的合理化收益。新能源将作为电量主体发展，环境价值通过绿电/绿证交易兑现； 火电将转型为灵活性调节资源，通过容量电价和辅助服务/现货交易兑现其容量与调节价值。我们预计，在2023年正式确定容量电价后，2024年改革的重点将聚焦新能源，绿电/绿证交易有望加快。 三是成本传导机制的理顺。我国电力体制改革具有我国特色，成本机制的传导一方面体现在部分电力系统成本从发电侧传导向用户侧，另一方面体现在工商业与居民电价关系理顺。2015年中发9号文《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》，改革的基本原则中提到“妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯价格机制，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳，切实保障民生”。我国居民、工商业电价倒挂情况严重，交叉补贴扭曲了电价结构和电价水平，使得“合理补偿成本”的电力商品定价机制难以实现。我们认为，坚持电力市场化改革，成本传导机制也应当加快理顺，可能通过阶梯调整等方式，在保障民生前提下进一步解决交叉补贴问题。而长期来看，发电侧成本有望疏导。 1.2火电：煤价提高，库存上行 图表2：环渤海动力煤（Q5500）市场价（单位：元/吨） 图表3：秦皇岛港动力煤库存（万吨） 图表4：沿海8省电厂-库存（万吨） 图表5：沿海8省电厂-日耗（万吨） 图表6：中国LNG到岸价（单位：美元/百万英热单位） 图表7：中国LNG出厂价格全国指数（单位：元/吨） 图表8：火电发电量（单位：亿千瓦时） 图表9：火电新增装机量（单位：万千瓦） 图表10：火电平均利用小时数（单位：小时） 图表11：火电投资完成额（单位：亿元） 1.3水电：5月24日三峡入库流量同比上升24.44%，出库流量同比上升31.97% 图表12：三峡入库流量（立方米/秒） 图表13：三峡出库流量（立方米/秒） 图表14：水电发电量（单位：亿千瓦时） 图表15：水电新增装机量（单位：万千瓦） 图表16：水电平均利用小时数（单位：小时） 图表17：水电投资完成额（单位：亿元） 1.4绿电：硅片、硅料价格下跌 硅片、硅料价格下跌：本周（5.20-5.24）硅料价格为41元/KG，较上周下降1.00元/KG；主流品种硅片价格为1.49元/PC，较上周下降0.16元/PC。长期来看，组件价格仍有下行空间，光伏项目收益率有望进一步提升。 图表18：硅料及组件价格 图表19：风光发电量（单位：亿千瓦时） 图表20：风光新增装机量（单位：万千瓦） 图表21：风光利用小时数（单位：小时） 图表22：风电投资完成额（单位：亿元） 1.5碳市场：交易价格下降0.56% 全国碳市场交易价格较上周下降0.56%。本周（5.20~5.24）全国碳市场碳排放配额（CEA）总成交量111.19万吨，总成交额1.03亿元。挂牌协议交易周成交量31.19万吨，周成交额3040.65万元，最高成交价100.27元/吨，最低成交价96.50元/吨，本周最后一个交易日收盘价为98.97元/吨，较上周五下降0.56%。本周大宗协议交易周成交量80万吨，周成交额7211万元。截至2024.5.24，全国碳市场碳排放配额（CEA）累