电改主要方向及对电源侧价值影响20240527

电改主要方向及对电源侧价值影响20240527_智能速览2024年05月28日23：39 关键词 电改电价电源侧电力市场新能源电力需求电价构成发电成本辅助服务环境影响市场化计划电价综合收益中长期交易现货市场价格发现电力系统调峰费用风电光伏全文摘要 电改推动中国电力行业向综合收益转变，引发市场对于电价、发电成本及综合价值的关注。未来电价构成将包括火电、水电、核电及新能源，其中新能源的发展对电感的重要性日益凸显。电力市场正朝着多元化、市场化方向发展，预计中长期交易将成为电量构成主要部分。长三角地区的电力交易表现出了较强的价格韧性和波动性，反映出煤炭价格和供需变化对电价的影响。国家发改委加速推进电力现货市场建设，计划扩大至更多省份，进一步促进行政电力市场的市场化进程。中国电力体系正在经历重大变革，煤电的角色转变为基荷+调节性能源，通过容量电价机制反映市场变化，增强公用事业属性。电力需求旺盛，增速较去年提高，第二产业仍是主要推动力。水电发电量有望提升，绿电运营商因成本降低及环境溢价面临上升空间。核电行业步入成长期，核准机组数量创新高，预计将带动电力市场需求增长。中国核电设备市场快速增长，得益于高核准转高开工趋势和显著的投资增长。电改带来的深远影响促使电力板块多元发展，但同时也面临着原材料价格波动和基础设施建设滞后等风险。下一次电话会议将探讨新能源占比高的国家经验及电改背景下电价的变化趋势。 章节速览 ●00：00电力改革展望与电源侧价值重估□电改推动电价向综合收益转变，电力行业呈现 低估值高股息特征；电感在新能源发展中重要，行业关注点将从单一电价转向综合收益；火电 、水电、核电及新能源在未来电价构成中占据重要位置，其发电成本与电价紧密关联且呈下降趋势 ；辅助服务及环境影响被认为是电改中综合价值的重要组成部分；预计电力市场将朝向多元化、市场化发展，中长期交易将成为电量构成的主要部分，现货交易比例提高以增强市场灵活性和价格反映能力. ●05：42电力市场动态与中长期交易电价□长三角地区电力交易表现出较强的价格韧性和波动性，主要受制于煤炭价格和供需变化。江苏省的电价在2024年实现了较大幅度的上涨，而 广东省则因煤价较低导致电价略降。电力现货市场的发展促进了价格发现功能，并有助于市场向更加灵活和竞争的方向发展。国家发改委加速推进电力现货市场建设，计划扩大至更多省份，进一步促进电力市场的市场化进程。 ●11：12中国煤电及辅助服务市场变革□中国电力体系正在经历重大变革，煤电的角色转变 为基荷+调节性能源，通过实施容量电价机制反映市场变化，增强公用事业属性。同时，辅助服务市场潜力巨大，随着新能源比例上升，对辅助服务的需求增加，预计将成为未来发展重点。 ●16：51电力供需现状与未来趋势分析 当前电力需求旺盛，增速较去年提高；第二产业用电量占比最高，推动用电量快速增长；新能源出力不稳定，对电网构成挑战；火电装机与最大负荷持平，存在电力短缺风险；到2030 年电力缺口预期加大，需要发展储能等新型电力支持；电量方面，未来社会用电量预计持续增长，存在消纳过剩电量问题；解决方案包括被动与主动消纳，主动消纳更优；容量电价政策对火电有积极影响，提升其稳定收益；动力煤价格稳定，对火电厂成本端构成利好. ●26：45水电与绿电运营商的发展前景□今年来水情况好于去年，三峡水库蓄水量显著增加 ，水电发电量有望提升。绿电运营商因成本降低及环境溢价存在上升空间，未来收益率可能提高。 ●31：51中国核电与火电行业迎来发展高峰□核电行业已进入成长期，2023年核准机组 数量创近十年新高，预计将带动电力市场需求增长。火电行业得益于煤价下降和政策支持，预计2023-2025年将迎来设备投资高峰期，尤其是西北地区风光大基地项目的快速发展将推动火电及 配套设备需求上升。 ●41：33中国核电与火电设备市场迎来发展高峰□中国核电设备市场经历快速增长，得益于 核电项目高核准转高开工趋势，以及近两三年显著的投资增长。2023年核电建设项目数量增加，预计2024年将迎来施工高峰期，总投资额实现两位数增长。同时，核电设备国产化有效降低了投 资成本，并推动了相关企业的发展。随着审批重启和设备交付期的到来，预计核电设备公司将迎来发展高峰期。 ●44：30深入解析电改下的电源侧价值与新能源发展□本次讨论集中在电改带来的深远影响 及其对电力板块的影响上。首先指出电改目前进入了关键阶段，即如何实现市场化定价，各地省间的电力现货市场正在不断扩大并实施结算试运行，电力价格开始反映真实的供需情况，有助于优化发电成本。此外，碳市场和绿电市场的融合预计将推动绿色能源发展的第二曲线，同时煤炭和可再生能源的成本都在降低，使得运营商的成本端得到显著改善。电改促进了电力资产收益方式的多元化，传统能源凭借稳定的输出和支持电网的能力，在未来的收入和利润增长方面具有潜力。从细分板块来看，火电由于其容量电价机制提供了额外的价值，尤其是在电价韧性和现货交易方面的优势；水电因良好的现金流和高分红特性受到青睐；新能源运营商受益于成本降低和环境溢价增加，值得重点关注；核电板块则因其项目确定性增强和产业链投资拉动效应显著而被推荐。然而，电改推进、原材料价格波动和基础设施建设滞后是潜在的风险因素。最后预告了下一场电话会议的内容，将从全球视角探讨新能源占比高的国家如丹麦和德国的经验，以及电改背景下电价的变化趋势。 要点回顾 电改对电源侧的价值有何影响？电改的核心内容是什么？ 电改的推进将使电价从传统的电量定价转变为关注综合收益的方向，这对电源侧的价值产生再升级的作用。在未来二三年，随着供需格局转弱，电力行业的低股息、低估值和高股息特征将使电力资产重新定价，进一步提升其相对收益表现。电改的核心是推进各个主体市场化，由计划电价转变为各主体同台竞价的方式，合理配置电源成本。未来电价将拆解为不同发电主体的价值体现，而非单一的电能量 价格，重点关注各发电品种的综合收益。未来电价构成中有哪些因素需要关注？ 未来电价构成中除了传统的电能量价格外，还与发电成本密切相关，尤其是随着风光发电成本下降，其在电价中的地位也将提升。同时，辅助服务和环境影响也将在电价中体现，辅助服务的价格传导和商业模式将影响其进一步贯彻执行，而环境溢价、容量补偿等政策已逐步落地执行。 电力市场的交易方式和结构会发生哪些变化？ 未来电力市场将由中长期交易逐渐占据主导地位，中长期市场电量占比相对较高，成为电力价格体系的中枢部分，而现货交易则会逐渐体现边际变化，进一步扩大现货交易力度和覆盖面，增强电力市场的价格发现功能。 2024年中长期交易电价趋势如何？ 在2024年中长期交易电价中，长三角地区表现出较强的电价韧性，部分地区如江苏由于煤价相对较高，形成的电价涨幅超过预期。而在广东地区，由于煤价相对较低，中长期电价涨幅低于预期。不 过，广东的现货市场已进入正式运行阶段，其火电机组电量多样化，通过月度现货市场有望获得相对高的电价收益。 24年现货电价的同比变化趋势及其影响因素是什么？ 24年现货电价出现同比降低的趋势，这一变化主要受到两个因素的影响。首先，水电发电量较大，使得供需有所缓和；其次，火电机组基于容量电价进行现货市场报价，电量电价部分占主导地位，因此同比降低。尽管如此，整体来看，现货交易比例扩大，从区域转向全国性，这一趋势是不可逆的。现货市场建设正在加速，电力时间维度的价值逐步凸显。 电力现货市场如何反映短期供需关系并影响电价定价？ 电力现货市场能够反映短期电力供需关系，体现电价时间维度的价值，对于电力供需的价格发现作用具有明显的引导机制。现货市场的完善为煤电储能等机构带来了盈利性机遇，同时也丰富了调节机组的商业模式。现货市场的扩展对电力市场化程度具有决定性效应，其比例对未来电力市场化能走多远至关重要。 煤电定位的变化及容量电价机制如何改革？ 煤电的角色定位正在逐渐清晰，从最初的绝对主力能源转变为基础加调节性能源。为响应电网号召，保障煤电机组运营企业的调峰能力，发改委和能源局发布了关于建立煤电容量电价机制的通□知，从24年1月1日起执行容量电价机制。这使得煤电通过市场化方式形成电量电价，反映电力市场供需和 燃料成本变化，同时通过容量电价回收固定成本，增强了煤电的公用事业化特征。我国辅助服务市场现状及未来发展潜力如何？ 在我国，辅助服务市场规模还不够大，目前占比上网电费的不到1%，远低于发达国家水平。随着新能源占比提升，辅助服务需求逐渐增强，但我国当前的辅助服务费占电量比例仍然较低。未来，随着风电光伏成为主力电源，对其调节的需求将从可选项变成刚需，从而带动辅助服务市场的发展。此外， 辅助服务费用可平移到为风电光伏调节提供服务的机组，保障其经济性，对整个电网体系相关参与方有利，因此辅助服务市场具有巨大的发展空间。 电网面临哪些电力供需难题？ 由于风电、光伏的非全天候发电特性，在特定时段（如早上、晚上），会出现新能源出力下降，造成电网功率调节上的挑战。具体表现为在晚上时段会出现较大的功率差，这成为电网未来面临的重大供需难题。 预计到2030年，电网中常规性电源与新能源装机的对比如何？ 预计到2030年，最大符合将达到2295GW，而火电核电装机约为1500GW，存在450GW左右的缺口。若考虑火电、核电处理率及水电处理比例的变化，缺口将进一步扩大至677GW，这为储能等功率型装机提供了巨大的市场空间。 目前我国电量电网存在哪些问题，以及应对措施是什么？ 电量电网目前面临电量过剩但缺功率的问题。预计到2025年，全社会用电量将达到10万亿度，若 仅考虑其他发电品种不变，每年会出现过剩电量且比例将越来越高。面对消纳压力，解决方式包括被动（如降低小时数）和主动（如通过电解槽将电能转化为氯气等化工原料）两种。被动方式虽能短期内缓解部分消纳问题，但易导致弃光现象并冲击资产收益率和行业规划；因此，主动消纳方案将成为主要发展方向。 火电在电改背景下的主要影响是什么？ 火电在电改背景下的主要影响是容量电价政策的出台，使得火电进一步获得了稳定收□益。2024-2025年，大部分地区火电容量电价将提升至30%-50%，这将为火电厂获取确定性收益提供强 有力的保障。对于运行状况较差、收入偏低的火电厂来说，容量电价尤为重要。动力煤市场现状如何，对火电厂有何影响？ 目前动力煤价格较去年同期降低，价格稳定在900元/吨左右，港口库存相对充沛。尽管部分电厂有刚需采购，但整体库存仍维持震荡向上的趋势。在这种价位下，即使有需求，价格也不会回到去年高位。因此，火电厂的成本端得到了优化，加上容量电价政策的落地执行，预计今年火电厂的利润相对较高且具备确定性。 水电公司在今年夏季发电量提升的原因是什么？ 水电公司在今年夏季发电量提升的原因主要在于蓄水量较高，尤其是在奥尔尼诺大背景下，今年一季度来水相对较好，雨水明显增多。这导致水电6小时发电量同比增长了48个小时。 水电公司的运营属性如何体现其防御属性？ 水电公司的高分红率凸显了其极强的防御属性。在当前资本市场环境下，股息率是投资者关注的一个重要指标。典型水电公司如长江电力，分红比率保持较高水平，折算后的股息率通常在2%以上，甚至 可达3%以上，确保了水电资产的稳定收益。绿电运营商在未来收益上有哪些预期？ 绿电运营商未来收益的预期主要体现在两方面：一是随着风电和光伏利用小时数的下降，未来新能源运营商的综合收益率将有上行空间；二是尽管成本端优势明显（如光伏产业链价格低），但收入端（小时数）的变化对单体项目的收益率影响更大，只要达到一定水平，如不细分限电的情况下达到8%以上，甚至10%，实现高收益的可能性极大。 电改下，新能源运营商如何获得收益率提升？ 在电改逐渐落地、电力价值发现的背景下，新能源运营商可通过提升环境溢价来获得收益率提升。随着全球发展，绿电的环境溢价将通过费用或关税形式体现在电价上，从而带动绿电交易规模和绿证价格的增长，最终形成正循环，使绿电提供方获得经济补偿，进而提升新