德邦计算机：电力IT系列1：关于电改的7个趋势

证券研究报告|行业专题 计算机 2024年5月29日 【德邦计算机】 电力IT系列1：关于电改的7个趋势 证券分析师 姓名：陈涵泊 资格编号：S0120524040004 邮箱：chenhb3＠tebon.com.cn 研究助理 姓名：李杨玲 邮箱：liyl＠tebon.com.cn 0 关于电改的7个趋势 1.政策密度高，电改是长期确定性主线。去年开始，顶层文件明显发力，密度落地；政策组合拳有望年内发布。 2.各省现货市场建设明显加速。我们认为，电力市场化下一阶段的重点在于建设现货市场。现货市场建设去年下半年开始呈 现全面加速的信号，我们预计未来两年将是现货市场大年。 3.推动更高比例新能源参与电力市场。目前电力系统的核心矛盾是越来越高比例新能源接入电网后的消纳问题；当前新能源消纳方式治标不治本，新能源消纳还需进一步放开现货及推进更高比例新能源参与入市。 4.加强用电侧负荷侧调节与灵活性资源调度。能源局预计今年度夏期间，全国用电负荷还将快速增长，电力保供面临着一定压力。虚拟电厂是平衡电力供需的重要手段之一，我们预计相关热度有望持续提升。 5.建设新型电力系统，电网智能化景气高。电网在数字化/智能化及配网侧的投资比例有望持续加大；国网换帅落地，4月电网投资超预期（1-4月同比+25%，4月同比+47%），我们预计电网全年智能化招标有望加速。 6.多元化主体参与电力现货市场。独立储能、虚拟电厂、核电等市场主体参与现货市场均有一定进展。 7.理顺电价机制，分时电价、调节性资源付费。我们认为电价侧调整会相对谨慎，主要趋势是分时电价（引导用户削峰填谷 ）及调节性资源（激励灵活性资源参与调节）/系统运行成本分摊付费。 投资建议：重点关注电力市场化标的国能日新。电网侧、负荷侧公司也有望受益，建议关注的相关标的包括：国网信通，南网科技，泽宇智能，东方电子，威胜信息，朗新集团，安科瑞等。 风险提示：相关政策落地不及预期、电网投资不及预期、新型电力系统发展不及预期的风险等。 请务必阅读正文之后的信息披露及法律声明。1 目录CONTENTS 01电力市场化建设加速 02投资建议与风险提示 请务必阅读正文之后的信息披露及法律声明。2 01电力市场化建设加速 请务必阅读正文之后的信息披露及法律声明。3 去年开始，顶层文件明显发力，密度发布。一方面，持续推动电力市场相关基本规则的制定，为各省市场化电力体系 提供指导；另一方面开始制定更加明确的推进时间表，加快市场化建设的落实。 政策组合拳有望年内发布。能源局还将于今年编制印发《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场准入注册基本规则》 《电力市场计量结算基本规则》等文件，形成力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结 算规则为支撑的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。 近年电改相关文件梳理 《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》 2025年全国统一电力市场体系初步建成，2030年全国统一电力市场体系基本建成。 《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》 公布了2023-2026年各省级电网输配电价水平，并对用户电价分类/构成、工商电价等重要政策优化完善。 《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》 强调要深化电力体制改革， 加快构建清洁低碳、安全充 裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。 《电力需求侧管理办法(2023年版)》《电力负荷管理办法(2023年版)》 到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。 《电力市场运行基本规则》 明确了包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等在内的市场成员范围， 引入了电力中长期交易、电力现 货交易、电力辅助服务交易、容量交易等新的交易类型。 2022年1月 2023年5月2023年7月2023年9月 2024年5月 2020年6月 2022年3月2023年6月 2023年9月2023年10月 《电力中长期交易基本规则》 从市场准入退出、交易组织 、价格机制、安全校核、市场监管和风险防控等方面进行补充、完善和深化。 《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》支持具备条件的现货试点不 间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。 《新型电力系统发展蓝皮书》 全面阐述了新型电力系统的发展理念、内涵特征，制定“三步走”发展路径，并提 出构建新型电力系统的总体架构和重点任务。 《电力现货市场基本规则（试行）》 在国家层面首次出台电力现货市场规则性文件，为推动电力现货市场从试点走向全 国打好基础。 《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》 明确浙江2024年6月前启动现货市场连续结算试运行，辽宁、江苏、安徽等力争在2023年底前开展长周期结算试运行等，有序扩大现货市场建设范围。 我国中长期电力市场建设率先发力，目前已初见成效。 我们认为，电力市场化下一阶段的重点在于建设现货市场。 电力中长期市场：反映整体市场对未来供需态势的预期，起到现货市场价格锚点作用。 电力现货市场：为电力短期供需平衡提供市场化手段，实时市场更兼容新能源波动性、随机性等特点，有利于扩大新能源消纳空间。 辅助服务市场：利用价格机制充分调动各类灵活性资源，发挥火电/储能/负荷等资源的调节能力，减轻电网调度压力。 电力市场分类 电力市场交易品种 电力辅助交易 电能量交易 容量交易 中长期交易 现货交易 年度（多年）电能量 月度电能量 月内（多日）电能量 日前电能量 日内电能量 实时电能量 按时间 现货市场建设去年下半年开始呈现全面加速的信号，我们预计未来两年将是现货市场落地大年。 去年《电力现货市场基本规则（试行）》和《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》“813号文”出台后，全国现货市场建设全面加速。目前山东、甘肃、蒙西现货市场均已连续试运行一年以上，根据“813号文”时间表，我们预计继山西、广东两省现货转正后，今年山东现货市场有望进一步转正，江苏、河北南网、湖北等地区现货市场有望率先转为连续结算试运行，南方区域电力现货市场将开展不同周期的结算试运行。 模拟试运行 调电试运行 短周期结算 试运行 长周期结算 试运行 连续结算 试运行 正式运行 全国各地区现货市场的建设进度（截止2024年1月） 吉林青海 湖南新疆上海 河南宁夏重庆陕西江西 南方区域 福建四川浙江江苏辽宁 河北南网安徽湖北 山东山西 甘肃广东 蒙西省间现货 目前电力系统的核心矛盾是越来越高比例新能源接入电网后的消纳问题。 根据全球能源互联网发展合作组织，预计2025~2030年我国新增电力需求全部由清洁能源满足，其中该期间清洁能源 新增装机总量近85%由风、光装机满足。 截至2023年底，我国风光累计装机量达到1050GW，装机占比36%。到2050年，预计风电、太阳能装机占比超过75%，发电量超过65%；到2060年，预计风电、太阳能装机占比近80%，发电量超过70%。 2012-2023我国风电、光伏累计装机及占比到2060年风电、光伏装机占比要达到近80% 1200 36% 40% 1.0 1000 27% 30% 35%30% 0.90.8 800 24% 441 0.7 21% 25% 0.6 19% 600 17% 365 20% 0.5 4002000 6% 2012 8% 2013 9% 2014 11% 2015 14% 148 78 2016 164131 2017 184175 2018 209205 2019 282253 2020 328306 2021 392 2022 609 2023 15%10%5%0% 0.40.30.20.10.0 36%2023 48%2030E 79% 2060E 光伏累计发电（GW）风电累计装机（GW）风光装机占比 风/光装机占比其他 目前电力系统的核心矛盾是越来越高比例新能源接入电网后的消纳问题。 2023年风光装机爆发式高增，2023年新增风光装机达到292GW，同比+133%，其中光伏新增装机216GW，同比+147%，风 电新增装机76GW，同比+101%。 装机高增后，消纳问题愈发突出。今年1-3月风电消纳率96.1%，同比下降0.7pct，光伏消纳率96.0%，同比下降2.0pct，多个地区消纳率已降至95%以下。 我国2017-2023年新增风、光装机规模今年1-3月光伏消纳率出现显著下滑 300 250 200 150 99% 94% 89% 84% 100 50 0 79% 76 72 55 87 48 216 45 53 27 74% 17 21 26 48 38 69% 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 新增风电装机容量(GW)新增光伏装机容量(GW) 蒙西河北宁夏青海陕西吉林河南甘肃新疆蒙东山西辽宁黑龙江山东贵州云南天津广东湖北江西海南北京江苏安徽湖南 2023年1-3月2024年1-3月 当前新能源消纳方式不够完善，新能源消纳还需进一步放开现货及推进更高比例新能源参与入市。 目前新能源发电的消纳方式主要是保障性收购+市场化交易。保障性收购：按照各地方核定的“保障利用小时数”确定收购电量，以煤电基准价收购（根据2024年2月发布的新监管办法，优先发电以外部分“保量不保价”按市场规则形成上网电价）。根据国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中到2030年新能源全面参与市场交易的规划。 2024年2月国家发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，体现了将可再生能源发电项目的上网电量分为保障性收购电量和市场交易电量，收购价格由全部政府定价转变为部分政府定价，其余部分通过市场化交易形成价格的重大机制转变，标志着可再生能源电力市场将迎来全新的市场化交易时代。 新能源发电消纳方式《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》重要变化 保障性收购 •按照各地区核定的“保障利用小时数”确定收购电量，以煤电基准价收购； •根据2024年2月发布的新准则，优先发电以外部分 “保量不保价”按市场规则形成上网电价。 •新《监管办法》将可再生能源发电项目的上网电量分为保障性收购电量和市场交易电量。 “全额”收购电量主体变化 •收购方式已由电网公司“统购统销”转变为电网企业、售电企业、电力用户等多市场成 参与市场 收购电价变化 •模式1：保障性收购电量以外剩余电量参与市场；• •模式2：新能源发电按比例参与市场； •模式3：在保障利用小时数等基础上，自愿选择参与市场； •模式4：在配套机制基础上，推动部分新能源全面参与市场； •模式5：区域内直接开展绿电交易（北京、浙江等）。 员协同消纳。 新《监管办法》体现了可再生能源电量收购价 格由全部政府定价转变为部分政府定价，其余部分通过市场化交易形成价格的重大机制转变，明确可再生能源发电项目上网电量中市场化交易电量价格通过市场化方式形成。 各省积极推动新能源入市，去年底伊始，各省相继发布2024年电力交易方案，对新能源入市比例及电价进一步明确。 目前部分地区政策为优先发电外电量全部入市；部分为光伏按比例入市，如河北、云南；蒙西、甘肃两地区新能源发电量占比较高，基本上除扶贫光伏、分布式光伏外，新能源发电机组全电量参与中长期市场与现货市场。 据国家能源局，2023年新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%；2022年此比例为38.4%。 省区光伏入市政策 各省光伏入市政策 河北2024年中长期交易:省调直调光伏冬季(1-2月、12月)、夏季(6-8月)入市比例暂定为40%，春季(3-5月)、秋季(9-11月)