公用事业及环保产业行业研究：电力现货市场为何重要？

火电：山东给予煤电全容量补偿，且明确供需紧张时段的合理收益提高，或更快实现火电公用事业化，建议关注山东省内火电资产较多的华电国际、华能国际。浙江等供需紧张地区火电合理收益具备溢价，建议关注浙能电力。 虚拟电厂：建议关注具有优质工商业客户资源基础的综合能源运营商南网能源。 如何理解电改目标？ 电改具有朴素的目标——构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，使市场在电力资源配置中起决定性作用。新型电力系统建设提速，强化电改紧迫性。系统增量成本分摊难以在计划性电力体制内完成，实现“谁受益、谁承担”的市场化分摊机制变得迫切。未来多个细分市场反映“电”的不同价值，构成成熟的电力市场体系。 电力现货市场为何重要？ 满足电力实时平衡需要。高比例新能源的电力系统已难以做到“源随荷动”，各时段、各地区新能源出力波动大，因此发展电力现货市场，提供时/空信息更精确呈现的电能量交易平台。 现货市场与容量机制已体现联动。火电单机模型测算表明：利用小时年降背景下，山东“全容量补偿+成本型现货”市场模式对电量电价上浮比例要求更低，通过煤价下行燃料成本下降、机组折旧完全后固定成本下降可进一步减缓系统成本上升压力。 实际偏差电量结算比例或高于10%。美国PJM/英国电力市场历史数据，12年现货电量结算比例已分别达到21%/28%。 300GW新能源装机带来的冲击？ 现货市场实现了跨电源类型的同台竞价，新能源在更多时段主导定价。由于新能源边际可变成本近似零，电价之锚逐步由“成本定价”转向“供需定价”。1H24现货市场交易情况可见，除蒙西外多数市场在多数时段现货价格低于燃煤基准价、现货价格同比下降。加州市场近十年运行结果也反映“现货电价下行、终端电价上行”的结果。 现货影响中长协、指引分时电价。（1）发电侧：现货交易结果指导中长协签订价格。（2）发电侧：现货交易结果影响火电中长协签订比例/签订顺位。在现货市场价格较低、市场环境表现为宽松的省份，高峰时段火电报高价的成交率有限。出于压缩火电套利空间的考虑，有意愿逐步放开火电中长协比例或向后调整火电中长协签订顺位，导致火电现货敞口扩大。（3）发电侧：现货交易结果指导新能源中长协峰谷系数，指引谷段限价。（4）用电侧：现货峰谷价差数据引导分时价差设置，进而引导负荷调整。 加快现货推进节奏。（1）新能源装机大幅提升后，现货市场运行有助于挤出高成本电源电量，降低平均电量电价，推进现货市场的意愿有望加强。山东全市场模型测算表明：不牺牲火电单千瓦盈利的前提下，通过新能源电量占比提升、新能源降价仍可减缓系统成本上升压力，可腾出0.01~0.02元/KWh用于电网、辅助服务、环境溢价等其他增量成本的支付。（2）价格监管机制逐步完善，规避现货极端电价。 现货市场推进节奏不及预期风险；现货市场价格监管趋严风险；电力供需趋于宽松风险；虚拟电厂落地进度不及预期风险等。 内容目录 1、如何理解电改目标？5 1.1推动市场化是不变的总目标5 1.2新型电力系统建设提速，强化电改紧迫性5 2、电力现货市场为何重要？7 2.1满足电力实时平衡需要7 2.2现货市场是其他功能性子市场的基础7 2.3实际现货偏差结算比例或高于10%15 3、300GW新能源装机带来的冲击？18 3.1新能源在更多时段主导定价18 3.2现货影响中长协、指引分时电价20 3.3加快现货推进节奏22 4、投资建议27 5、风险提示28 图表目录 图表1：15年“中发9号文”明确了电改目标与实施路径5 图表2：22年“发改118号文”明确了电改时间表5 图表3：能源不可能三角表明新型电力系统建设伴随成本上升过程6 图表4：电改推动各成本上升环节的“成本疏导、价值变现”6 图表5：市场化用户电价构成与发电企业收益结构均改变7 图表6：某商业园区典型负荷曲线7 图表7：挂牌交易签订的风/光出力曲线7 图表8：196号文出台后国内辅助服务价格机制变动8 图表9：核定成本报价公式考虑核定发电成本与合理收益率8 图表10：合理收益率与供需比呈正相关8 图表11：PJM现货市场价格的区域分布9 图表12：PJM容量市场价格的区域分布9 图表13：山东火电初始状态运营假设9 图表14：全容量补偿背景下，基于总毛利不变目标，利用小时数下降对火电收益结构的影响10 图表15：全容量补偿，对电量电价上涨要求降低10 图表16：全容量补偿与补偿递增对综合电价上浮要求一致10 图表17：容量补偿递增假设下，基于总毛利不变目标，利用小时数下降对火电收益结构的影响11 图表18：全容量补偿背景下，基于总毛利不变目标，煤价&利用小时数双降对火电收益结构的影响12 图表19：煤价下降，对电量电价上涨要求降低12 图表20：煤价下降，对综合电价上浮要求更低12 图表21：山东火电折旧完全机组的运营假设13 图表22：全容量补偿背景下，基于总毛利不变目标，利用小时数下降对折旧完全火电的收益结构影响13 图表23：折旧完全机组对电量电价要求下降14 图表24：折旧完全机组对综合电价上浮要求更低14 图表25：欧洲电力现货市场边际出清机制14 图表26：现货市场煤电/绿电的收益/成本构成情况示意图14 图表27：成本传导机制下，碳价影响电力现货价格15 图表28：碳成本60%可传导情景下碳价即可覆盖欧洲陆风度电成本15 图表29：2023年广东电力现货市场日前价格波动区间为0.17~0.835元/KWh15 图表30：两类市场模式差异比较汇总16 图表31：两类市场模式根本差异——中长期与现货市场衔接方式16 图表32：23年广东年度交易电量占中长协总电量约87%17 图表33：23年广东现货市场偏差电量占比约10%17 图表34：现货市场合约量/日前量/实时量之间存在偏差17 图表35：12年美国PJM市场现货电量敞口约占21%18 图表36：12年英国电力市场现货电量敞口约占28%18 图表37：1H24现货价格相比燃煤基准价折溢价情况（周度数据）18 图表38：1H24现货价格同比情况（周度数据）19 图表39：近十年美国终端零售电价总体稳中有升19 图表40：近十年美国加州现货市场均价总体下行19 图表41：2020年美国加州新能源装机占比升至24%20 图表42：广东23年现货市场价格影响24年长协定价20 图表43：23年甘肃河西地区日内现货均价情况21 图表44：23年甘肃河东地区日内现货均价情况21 图表45：甘肃工商业用户峰谷时段划分及新能源交易分时系数情况21 图表46：23年现货省份峰谷价差及10kV用户分时价差情况（元/KWh）22 图表47：23年山东午间出现负荷调整22 图表48：截至1H24现货省份实际推进节奏相对滞后22 图表49：10M23文件提出现货市场推进时间表22 图表50：维持煤电基准价在21年起已无法维持企业合理利润23 图表51：美国电价机制下的工业平均零售电价能涨能跌，燃料成本可被有效疏导，电企业绩稳定性较好23 图表52：山东23年在运直调火电机组的运营假设24 图表53：全容量补偿背景下，基于火电电量达峰、新增装机单千瓦毛利不变目标，利用小时数下降对火电综合电价的影响24 图表54：通过新能源电量占比提升、新能源入市降价，可实现火电+新能源综合电价下降25 图表55：山东火电进入增容不增量阶段25 图表56：新能源电量增多利于减缓系统成本上升压力25 图表57：23年新能源电量及年末装机、占比情况26 图表58：第一批现货试点省份出清价格上下限情况27 图表59：山东新版电力市场规则新增二级限价27 图表60：相关公司估值情况28 1、如何理解电改目标？ 1.1推动市场化是不变的总目标 电改是全面深化改革中的一环。全面深化改革围绕8大领域，电改属于经济体制改革中的市场体制改革细项。 “中发9号文”、“发改118号文”为电改两份重要文件，前者明确电改目标和路径，后者明确电改时间表。 电改具有朴素的目标——构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，使市场在电力资源配置中起决定性作用。 15年发布“1”总纲+“6”配套文件，涉及发/输配/售/用各个环节。其中，21年《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下简称“1439号文”）改革步伐较大，实现了煤电全部入市，实现工商业用户全部入市。 图表1：15年“中发9号文”明确了电改目标与实施路径 文件名称 目标/进展 “1”总纲《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号） 目标：构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，使市场在电力资源配置中起决定性作用 “6”配套文件《关于推进输配电价改革的实施意见》 进展：三轮输配电价改革后明确输配电“成本加成+合理收益”的收费模式 《关于推进电力市场建设的实施意见》 进展：截至1H24共3个省份现货市场正式运行 《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》 进展：16年北京电力交易中心（国网）/广州电力交易中心（南网）批复运行 《关于有序放开发用电计划的实施意见》 进展：21年“1439号文”实现煤电全部入市，优发电规模逐年下降；实现工商业用户全部入市 《关于推进售电侧改革的实施意见》 进展：21年“809号文”明确电网代理购电机制，并提出“不断缩小电网企业代理购电范围” 《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》 进展：21年《关于深入打好污染防治攻坚战的意见》提出“原则上不再新增自备燃煤机组，支持自备燃煤机组实施清洁能源替代，鼓励自备电厂转为公用电厂” 来源：国家发改委、易能电力服务、山东省人民政府官网、人民网、国金证券研究所 22年发布的“发改118号文”设置了2025年和2030年两个重要节点，并对建成目标做了细化。当前看来，25年细化目标的实现进展并不顺利；同时，值得注意的是新能源全面参与市场交易原本定为2030年目标。 图表2：22年“发改118号文”明确了电改时间表 目标 进展 2025年目标：全国统一电力市场体系初步建成国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行 南方区域市场尚在试点，国网/南网互济机制未建立 电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营 现货正式运行省份尚未建立现货-辅助服务联合出清机制 跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高 大通道部分实现了落地市场价倒推；1H24多地绿电交易规模大幅提升、但占比仍较小 有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成 试点新能源/独立储能报量报价参与市场，但市场化比例仍不高 2030年目标：全国统一电力市场体系基本建成适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置 来源：国家发改委、国家能源局、人民网、国金证券研究所 1.2新型电力系统建设提速，强化电改紧迫性 伴随新型电力系统建设，系统成本长期上升。以保障用能安全为基本前提、清洁低碳 为核心目标，由此形成了“1+X+Y”的新型电力系统，即传统电源冗余配置，而新能源电量扩大，各类调节资源需求扩大。根据能源不可能三角可知，系统经济性将受系统增量成本拖累。 图表3：能源不可能三角表明新型电力系统建设伴随成本上升过程 来源：国金证券研究所 增量成本的分摊难以在计划性的电力体制内完成，或形成不公平的分摊结果；因此，实现“谁受益、谁承担”的市场化分摊机制变得迫切。增量成本将在互斥的多个细分市场得到分摊，这些细分市场共同构成一个成熟的电力市场体系。 图表4：电改推动各成本上升环节的“成本疏导、价值变现” 来源：国金证券研究所 成熟电力市场体系构建后，用户电价构成与发电侧收益结构趋于多样化。总体趋势上，受益于新能源这类低发电成本的电源占比提升，全市场平均电量电价将下降；系统运行费用与潜在的碳减排成本将上升。 图表5：市场化用户电价构成与发电企业收益结构均改变 来源：国金证券研究所