三中全会精神学习电力篇：电力行业如何推进市场化改革及价格改革

2024年7月21日，新华社受权发布“中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定”。内容中和电力体制改革相关的内容有： （1）“推进能源、铁路、电信、水利、公用事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，健全监管体制机制。” （2）“推进水、能源、交通等领域价格改革，优化居民阶梯水价、电价、气价制度，完善成品油定价机制。” 电力行业如何理解垄断环节独立运营、竞争性环节市场化、电价改革？ （1）垄断性经营环节：在电力领域主要指电网环节，实际上2015年9号文，即上一轮电改提出“管住中间，放开两端”，已经实现了电网的独立运营和收益的透明化。当前的问题是，消纳压力推动电网需要增加投资、须更加数字化、更加灵活。 （2）竞争性环节市场化：上一轮电改已经实现了火电经营市场化，但尚未完善新能源市场化的方法论，以及新能源与火电竞价的方式，导致目前新能源投资收益预期不明确。 （3）电价改革：主要是电力交易市场的完善、新能源竞争性价格形成模式以及电碳结合方式。目前容量电价、辅助服务电价政策趋于完善，但电能量市场，即中长期、现货电价政策需要更加完善，碳市场及电碳结合矛盾较多。 我们认为，推进“电网投资、新能源入市、电碳结合”是接下来推动“双碳”持续深入，解决阶段性新能源电力消纳矛盾点的重要举措。 投资建议： （1）电网投资将持续加速，主网确定性强、配网成长性高，主网侧建议关注：许继电气、平高电气；配网侧建议关注：东方电子、三星医疗、国能日新、威胜信息、泽宇智能、安科瑞； （2）新能源运营商盈利和可融资性预期有望企稳，建议关注：龙源电力（H）； （3）核电、水电等基荷能源的运营商盈利稳定性、设备商投资确定性提升，建议关注：长江电力、佳电股份、东方电气； （4）储能等灵活性调节资源建设有望加速，建议关注：阳光电源、盛弘股份、上能电气。 风险分析：电网投资不及预期、特高压建设不及预期、海外地缘政治风险、配电网投资不及预期、火电运营商盈利风险。 1、二十届三中全会与电改相关的内容 2024年7月21日，新华社受权发布“中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定”，内容中和电力体制改革相关的内容有： （1）“推进能源、铁路、电信、水利、公用事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，健全监管体制机制。” （2）“推进水、能源、交通等领域价格改革，优化居民阶梯水价、电价、气价制度，完善成品油定价机制。” 2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议通过了《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》；同月13日，国家能源局提出全面加快建设全国统一电力市场体系，研究制定“1+N”基础规则制度。新电改的目标是基于能源转型的背景下，既充分保障电力供应，又能实现更公平、更高效、更低成本的电力调配。 图1：我国电力体制改革历程 电力行业如何理解：垄断环节独立运营、竞争性环节市场化、电价改革？ （1）垄断性经营环节：在电力领域主要指电网环节，实际上2015年9号文，即上一轮电改提出“管住中间，放开两端”，已经实现了电网的独立运营和收益的透明化。当前的问题是，消纳压力推动电网需要增加投资、须更加数字化、更加灵活。 （2）竞争性环节市场化：上一轮电改已经实现了火电经营市场化，但尚未完善新能源市场化的方法论，以及新能源与火电竞价的方式，导致目前新能源投资收益预期不明确。 （3）电价改革：主要是电力交易市场的完善、新能源竞争性价格形成模式以及电碳结合方式。目前容量电价、辅助服务电价政策趋于完善，但电能量市场，即中长期、现货电价政策需要更加完善，碳市场及电碳结合矛盾较多。 我们认为，推进“电网投资、新能源入市、电碳结合”是接下来推动“双碳”持续深入，解决阶段性新能源电力消纳矛盾点的重要举措。 （1）在电网投资方面：提高负债率、增加输配电价或居民电价、放开社会资本投资，都是可以增加电网投资资金来源的选项。 （2）在新能源入市方面：我们认为政策将围绕推动新能源“电量”、基荷能源“容量”持续提升，来保障双碳的推进及用电安全；首先通过电力中长期协议稳定新能源电量、电价预期，推动新能源盈利和装机稳定，通过现货市场起到价格发现功能，使市场调节功能更有效；其次通过容量电价、辅助服务政策推动火电、灵活性调节资源盈利相对预期稳定，实现调节功能；最后逐步清除新能源投资中可能涉及的地方隐性及不合理成本。 （3）电碳结合方面：国家在持续推动能耗双控向碳双控的转换，推动绿证的全覆盖，提升绿电交易，推动高耗能企业更多使用绿电，不断完善碳配额和CCER市场机制。电碳结合有利于生产企业明确产品全生命周期碳足迹，助力减耗降碳； 同时可以为绿电的电量托底、电价补偿。 2、电网投资将增加，主配网共同发展 为了应对越来越多的可再生能源消纳，我国电网建设正处于持续加速阶段，从而推动电网投资进一步增加。根据国家能源局，2023年我国电网基本建设投资完成额为5275亿元，同比增长5.25%；2024年1-5月我国电网基本建设投资完成额达到1703亿元，同比增长21.64%。1）国家电网：2022年电网投资额为5094亿元，同比增长4.34%，并于此前计划2023年电网投资额超5200亿元，维持增长态势。2）南方电网：规划“十四五”期间电网建设投资约6700亿元，其中3200亿元投向配电网；2021年和2022年南网电网投资额分别为995亿元和895亿元，若要达到此前“十四五”期间总共6700亿元电网投资的规划，南网23-25年年均投资额将超1600亿元，显著高于以往各年的电网投资额。 图2：我国电网基本建设投资完成额 图3：国网和南网电网投资额 快速增长的新能源并网与消纳需求推动我国特高压加速建设。 当前电网中特高压和主网的持续投入是确定性事件，大基地建设因而可持续推进。我国将建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。特高压起到平衡能源与负荷分布、促进新能源消纳的作用，是坚强智能电网的重要骨架，能够保障新能源远距离、大规模输送。特高压同时承担着托经济、稳增长的重要任务，特高压建设投资将在未来一段时间里持续高景气。 2024年我国有望开工“两交三直”特高压项目。《国家能源局关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》中提到要加快推进新能源配套电网项目建设，并且明确2024年将开工阿坝-成都东、大同-怀来-天津北-天津南两条特高压交流工程和陕北-安徽、蒙西-京津冀、甘肃-浙江三条特高压直流工程。 表1：2022年以来国内特高压项目推进情况 增加配网投资、提升数字化水平，也是新型电力系统中源网荷储灵活互动能力不断提升的重要途径。 （1）在中压配电侧（10kV-35kV）：虚拟电厂是实现电网数字化的重要技术，其运作具有以下三级架构。1）一级架构：由交易中心、调度中心和负荷管理中心组成，三者形成良性配合，该管理机构由政府主导；2）二级架构：虚拟电厂（VPP）或负荷聚合商，该级架构需要具有负荷资源；3）三级架构：分布式电源、电力用户、储能等可调资源，该级架构较为市场化，涉及微网建设、综合能源管理等，配合虚拟电厂进行电力调节。 运作机制：电力负荷管理中心负责组织需求响应交易中心和调度中心通过控制指令、电价激励等方式，组织虚拟电厂和电力市场主体参与需求响应，为电力系统提供更高的灵活性与更强的稳定性。 图4：虚拟电厂运行的三级架构 （2）在低压配电侧（220V/380V-10kV）：华为具备面向配电网领域的IDS智慧配电解决方案，有助于实现更高效且智能的配电管理。华为IDS智慧配电解决方案基于“云-管-边-管-端”架构，采用内部私有云、边缘计算单元ECU以及下一代电力线载波通信HPLC等关键技术，让电力企业从过去单个配电房的单点数字化走向由架构支撑的、可演进的、开放的、体系性的智能化，旨在解决线损高、供电可靠性差以及分布式光伏、电动汽车快速发展给电网带来巨大压力等问题。 2020年，国网陕西电力有限公司与华为共同成立电网数字应用联合创新实验室，积极探索实践数字化转型和创新实践，构建面向物联终端的物联APP柔性开发平台，并推动“云编排”技术落地，打通电力物联网配电“最后一公里”。 图5：华为智能配电解决方案架构 图6：华为国网陕西公司解决方案 （3）在源网荷储、微网模式创新方面，增量配电网改革有望重新加速。当前我国分布式新能源入市后，收益预期有一定压力，因此未来完善分布式新能源入市兜底政策、增加配网投资是重要举措。增量配电网改革是推动配电网投资增加的有力手段之一，一方面，增量配电试点能够有效激发社会资本对于增量配电项目投资的积极性；另一方面，增量配电改革试点还能够为源网荷储、微电网提供新的运行模式。 表2：增量配电网相关政策梳理 3、绿电进入市场化交易进程有望提速 从2004年开始，我国不断推进电力的市场化改革，电力价格由“计划电”向“市场电”转变。电力市场化改革前，发电量计划由地方经信委制定并下发电厂与电网公司，电网企业从发电企业处收购电力并出售给用户，执行标杆电价。电力市场化改革后，在经信委制定电量计划后，市场中的电力由供需双方进行市场化交易，交易价格采用“基准价+上下浮动”的市场化价格。2021年10月起执行新政策，燃煤发电市场交易价格上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。随着燃煤发电市场的市场化逐渐落地，近年我国电力市场市场化程度维持较高水平。2023年至2024年5月，我国电力市场化交易维持60%左右水平，其中中长期交易占市场化交易比例接近80%。 图7：2023年市场化交易组成部分及其占比 图8：2024年1-5月市场化交易组成部分及其占比 国家发改委在2021年发布了关于新能源上网电价政策的通知，其后新能源上网电价政策延续了平价上网政策，并鼓励市场化交易。 根据《通知》，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（下称新建项目），中央财政不再补贴，实行平价上网。 上网电价按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。 对目前成本仍然较高的新能源类型，《通知》将定价权下放到省级价格主管部门：2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。 图9：新能源电价定价机制 随着《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》的施行，新能源参与市场交易的进程进一步加速。2024年3月18日，国家发改委官网公告《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，该办法自2024年4月1日起施行。《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》将非水可再生能源（风电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电）上网电量分为两部分：保障性收购电量和市场交易电量。责任方面：电网组织电力市场成员，确保保障性收购电量消纳； 电力交易机构组织电力市场成员，推动新能源电量参与电力市场。 2023年度，新能源市场化交易电量比例为47%，之后该比例会持续提升。根据中电联数据，2023年，整体市场化交易电量为5.67万亿度，市场化交易电量占比为62%；其中，新能源市场化交易电量6845亿度，市场化交易电量占比为47%。 表3：2020-2023年新能源参与电力市场化情况 消纳压力推动新能源市场化程度越来越深。（1）新能源保障性收购电量（保量保价）越来越少，市场化场交易电量越来越多；（2）市场化交易电量以中长期合同为主，以现货合同为辅；（3）中长期合同：可以试点PPA、差价合约等方式，目的是为了稳定项目收益预期，保证可融资性；（4）现货合同：通过电价机制调节尖峰、深谷及波动性问题；（5）跨省交易：解决资源和负荷空间不匹配问题。 图