《电力行业体制改革系列报告:从终端电价说起看电改-240805(57页).pdf》由会员分享,可在线阅读,更多相关《电力行业体制改革系列报告:从终端电价说起看电改-240805(57页).pdf(57页珍藏版)》请在三个皮匠报告上搜索。
1、-电力体制改革系列报告电力体制改革系列报告从终端电价说起看电改从终端电价说起看电改证券研究报告投资评级:()报告日期:行业推荐维持2024年08月05日分析师:傅鸿浩分析师:傅鸿浩SAC编号:S1050521120004分析师:臧天律分析师:臧天律SAC编号:S1050522120001深度报告2 2此轮电改最大变化在于新能源入市比例提高此轮电改最大变化在于新能源入市比例提高诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明电改的核心在于电价机制细化与梳理,其本质在于还原电力作为商品的价值不同电源的成本架构存在差异,也使得电力商品的价值多元化,包含电能量价值、灵活性价值、可靠性价值、绿色环境价值
2、。此轮电改最大变化在于新能源入市比例的提高。此前电价主要反映电能量价值,然而随着新能源入市比例逐步提高,灵活性灵活性/可靠性价值的重要性可靠性价值的重要性逐步提升,预计未来辅助服务市场与煤电容量市场将继续保持稳健增长。而另一方面,新能源发电不稳定,市场化下电价压力较大,后续需体现其包含的绿色环境溢价。新能源入市消纳的推进可以分解成为基础设施建设以及电价机制建设。基础设施建设包括特高压、主网以及配网;电价机制建设包括电能量市场、容量市场、基础设施建设包括特高压、主网以及配网;电价机制建设包括电能量市场、容量市场、辅助服务市场、以及绿电绿证市场的完善。辅助服务市场、以及绿电绿证市场的完善。资料来源
3、:华鑫证券研究整理fY8XaYaY8XaVbZaYaQbP8OmOrRtRnReRoOzRiNoOsM9PmMuNMYnPzQxNoMnN3 3诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:华鑫证券研究整理保障新能源消纳入市,绿电绿证以及配网率先受益保障新能源消纳入市,绿电绿证以及配网率先受益我们与市场的不同:我们与市场的不同:此轮电改自2015年起持续推进,重点是要抓住当前的边际变革的核心变化新能源入市新能源入市。新能源入市牵涉范围广,本文通过对终端电价的梳理来判断不同的受益方向。在梳理受益方向以外,把握不同方向紧迫节奏更加重要。本文横向分析当前电能量、容量、辅助服务以及绿电绿证
4、市场的发展态势,认为当前绿电/绿证市场以及配网建设紧迫性较高。综合我们对于未来电改以及电力市场建设的推演,我们认为此轮电改带来的边际变化节奏如下:绿电绿证市场建设较为紧迫,绿电溢价将提升,绿电企业有望盈利提升绿电绿证市场建设较为紧迫,绿电溢价将提升,绿电企业有望盈利提升电网投资加速大势所趋,分布式光伏接入急需配网升级改造,配网电力设备与信息化有望受益电网投资加速大势所趋,分布式光伏接入急需配网升级改造,配网电力设备与信息化有望受益火电收入结构将分化,电能量市场收入下降,容量与辅助服务市场获利,企业盈利有所分化火电收入结构将分化,电能量市场收入下降,容量与辅助服务市场获利,企业盈利有所分化灵活性
5、资源长期需依靠新型主体,长期来看需完善对应盈利模式(储能、微电网),有望出台储灵活性资源长期需依靠新型主体,长期来看需完善对应盈利模式(储能、微电网),有望出台储能容量电价,设备厂商受益能容量电价,设备厂商受益重 点 关 注 公 司 及 盈 利 预 测重 点 关 注 公 司 及 盈 利 预 测4 4资料来源:Wind,华鑫证券研究(注:未评级盈利预测取自万得一致预期)公司代码公司代码名称名称20242024-0808-0505股价股价EPSEPSPEPE投资评级投资评级202320232024E2024E2025E2025E202320232024E2024E2025E2025E000400.
6、SZ000400.SZ许继电气许继电气30300.990.991.21.21.581.5830.330.3252518.9918.99买入买入001289.SZ001289.SZ龙源电力龙源电力17.1517.150.750.750.920.921.021.0226.5726.5718.6418.6416.7816.78未评级未评级002028.SZ002028.SZ思源电气思源电气64.7264.722.012.012.72.73.313.3132.232.223.9723.9719.5519.55买入买入002533.SZ002533.SZ金杯电工金杯电工9.239.230.630.630
7、.740.740.860.8614.6514.6512.4712.4710.7310.73买入买入300274.SZ300274.SZ阳光电源阳光电源66.566.56.366.365.265.266.136.1313.7813.7812.6412.6410.8410.84未评级未评级301162.SZ301162.SZ国能日新国能日新37.0137.010.850.851.151.151.521.5261.1261.1232.1832.1824.3924.39未评级未评级301179.SZ301179.SZ泽宇智能泽宇智能16.2116.211.071.070.960.961.211.211
8、5.1515.1516.8916.8913.413.4买入买入600312.SH600312.SH平高电气平高电气20.0120.010.60.60.80.81.041.0433.3533.3525.0125.0119.2419.24买入买入600905.SH600905.SH三峡能源三峡能源4.824.820.250.250.30.30.340.3417.4217.4216.0916.0914.0214.02未评级未评级601126.SH601126.SH四方股份四方股份16.8416.840.750.750.890.891.041.0422.4522.4518.9218.9216.1916
9、.19买入买入诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明5 5风 险 提 示风 险 提 示电力现货市场进展不及预期电力行业政策变动的风险宏观经济波动风险推荐公司业绩不及预期诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明目 录CONTENTS2 2.上网电价的分类与展望上网电价的分类与展望3 3.输配电价以及其他输配电价以及其他1 1.用户电价的分类与定价机制用户电价的分类与定价机制6 6诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明4 4.此轮电改的变化在于新能源发电此轮电改的变化在于新能源发电比例提升比例提升0101 当前电价的分类与组成8 8诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重
10、要免责声明资料来源:Wind,国家能源报,国家能源局,华鑫证券研究当前电价的分类与组成当前电价的分类与组成电力用户可以根据其用电特性、用电规模等因素进行分类。按照电力负荷主要用途,可分为居民生活用户、农业生产用户、工商业用户(包括原大工业用户和居民生活用户、农业生产用户、工商业用户(包括原大工业用户和一般工商业用户)一般工商业用户)。2024年1-5月,全社会用电量38370亿千瓦时,同比增长8.6%。2023年全社会用电量92241亿千瓦时,人均用电量6539千瓦时,同比增长6.7%。规模以上工业发电量为89091亿千瓦时。分产业看,第一产业、第二产业、第三产业和城乡居民生活用电量分别为12
11、78亿千瓦时、60745亿千瓦时、16694亿千瓦时和13524亿千瓦时,分别同比增长11.5%、6.6%、12.3%和1.2%。2024年1-5月,全社会用电量38370亿千瓦时,同比增长8.6%,增速比2023年同期提高3.3个百分点,比2023年全年增速提高1.9个百分点。根据中电联发布2024年一季度全国电力供需形势分析预测报告,预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时,比2023年增长6%左右。其中,上半年全社会用电量同比增速略高于8%;受2023年下半年基数较高等因素影响,预计2024年下半年全社会用电量增速有所回落。010,00020,00030,00040,00050,0
12、0060,00070,00080,00090,000100,000图表:中国历年用电量(亿度)第一产业第二产业第三产业城乡居民9 9诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:中国能源报,国家能源局,Wind,华鑫证券研究当前电价的分类与组成当前电价的分类与组成过去20年来,我国第三产业与居民用电占比提升,分别提高了8pcts与3pcts。第一产业与第二产业有所下滑,分别下降2pcts与9pcts。中国2003-2023年用电量cagr为8.31%,其中第一产业cagr为3.85%,第二产业为7.64%,第三产业为11.52%,城乡居民用电为9.35%。2024年1-5月,第一产
13、业用电量495亿千瓦时,同比增长9.7%;第二产业用电量25365亿千瓦时,同比增长7.2%;第三产业用电量6918亿千瓦时,同比增长12.7%;城乡居民生活用电量5592亿千瓦时,同比增长9.9%。第一产业1%第二产业66%第三产业18%居民用电15%图表:2024年1-5月用电量占比第一产业3%第二产业75%第三产业10%城乡居民12%图表:2003年用电量占比1010诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:北极星售电网,电价研究前沿,华鑫证券研究电价定价机制历史沿革电价定价机制历史沿革新中国成立之初,销售电价由各地分别制定。1961年,国家统一颁布目录电价。1965年,
14、国家按照用户的用电性质和行业属性制订了全国统一的销售电价,颁发了电、热价格,其中各类用电价格按照目录形式列示,因此将电、热价格所列销售电价统称为目录电价。2021年10月,国家发展改革委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)中正式提出取消工商业目录销售电价(以下简称目录电价),居民(含公益性事业用户)、农业用电仍保持执行。2023年5月,关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知(526号文)印发,公布了第三监管周期(2023-2026年)各省级电网的输配电价水平,明确居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。全面实现了分电压等级核定容(需)量电价;创新
15、建立了负荷率激励约束机制。1949-19651966-19961997-20142015-2024新中国成立之初,销售电价由各地分别制定;1961年,国家统一颁布目录电价;1965年,国家按照用户的用电性质和行业属性制订了全国统一的销售电价,颁发了电、热价格;80年代,农村各家各户开始安装电表;引入国际普遍采用的两部制电价;推广具有分时功能的电表,试点峰谷电价、季节电价,80年代中期,政府放松上网环节价格管制,引入“还本付息电价”;19851996年,全国发电装机容量增加2.92倍、发电量增加2.76倍;2015年,中共中央国务院下发关于进一步深化电力体制改革的若干意见;2021年,国家发展改
16、革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知提出取消工商业目录销售电价,居民(含公益性事业用户)、农业用电仍保持执行;2023年,关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知明确居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价1997年,将还本付息电价改为经营期电价,实施了农电“两改一同价”改革;2002年,国务院出台电力体制改革方案电力工业实现了全面厂网分开、主辅分离;2005年,电价改革办法印发,燃煤机组上网电价形成机制由事后定价改为事前核定标杆电价;2007年,出台了征收可再生能源电价附加和上网图表:我国电价定价机制历史沿革图表:我国电价定价机制历史沿革1111诚信、专业、稳健、
17、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:国网山东电力,华鑫证券研究当前电价的分类与组成当前电价的分类与组成从定价机制来看:从定价机制来看:目前,我国的电价体系是“双轨制”,即政府定价与市场价格并存,存在“计划”电价和“市场化”电价。(政府定目前,我国的电价体系是“双轨制”,即政府定价与市场价格并存,存在“计划”电价和“市场化”电价。(政府定价包含了上网标杆电价以及目录销售电价)价包含了上网标杆电价以及目录销售电价)居民生活用户、农业生产用户居民生活用户、农业生产用户由国家电网保障供应,继续执行现行目录销售电价政策目录销售电价政策。工商业用户用电工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输
18、配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。由于现存的交叉补贴情况,我国居民电价较低,与工商业电价倒挂。根据Global Petrol Prices,我国2023年12月居民用电价格平均价格为0.547元/kwh,工商业用电价格为0.634元/kwh。对比之下,美国/英国/德国的居民用电价格平均价格为1.178/2.935/2.915元/kwh,工商业用电价格为0.996/3.415/1.965元/kwh。用户分类电价定价方式居民(含公益性事业用户)目录销售电价农业(第一产业)目录销售电价工商业用户直接交易用户上网电价(市
19、场化交易电价)+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加。代理购电上网电价(代理购电价格)+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加。计划轨计划轨市场轨市场轨图表:我国当前电价分类图表:我国当前电价分类1212诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:国网山东电力,华鑫证券研究计划轨计划轨居民生活用户、农业生产用户居民生活用户、农业生产用户目录销售电价政策目录销售电价政策是一种直接面向用户,由政府(发改委)制定标准的“到户价”,等于平均上网电价、输配电价平均上网电价、输配电价(含线损含线损)、政府性基金及附、政府性基金及附加之和加之和。居民生
20、活电价:各省均不相同,阶梯电价/分时(峰谷)电价均有。阶梯电价是指把用电量设置为若干个阶梯,分段或分档次定价计算费用;分时电价是将每天24小时划分不同时段,对各个时段制定不同的电价水平,以鼓励用户合理安排用电时间,提高电力资源的利用效率。目前全国基本上实现了以省为单位的城乡同网同价,即城市居民与农村居民生活用电电价相同。山东省居民电价仅执行阶梯电价,上海等地的居民电价在阶梯电价的基础上叠加了分时计价。农业电价占比较低,与居民电价不完全相同,但价格差距较小。整体均略低于工商业用电。图表:山东电网销售电价表图表:山东电网销售电价表1313诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:国
21、家发改委,华鑫证券研究市场轨市场轨工商业用户电改历程工商业用户电改历程 2021年10月12日国家发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知,有序推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场,取消工商业目录销售电价取消工商业目录销售电价。对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电。2023年我国发布第三监管周期省级电网输配电价,两部制电价执行范围扩大,分电压等级核定容需量电价,网损、抽蓄容量电价单列,按“准许成本准许成本+合理收益合理收益”直接核定输配电价。工商业用户电价上网电价输配电价输配电价政府性基政府性基金及附加金及附加工商业用户电价上网电价上网电价上网电价线损
22、线损输配电价输配电价系统运行系统运行费用费用政府性基政府性基金及附加金及附加第三监管周期输配电价平均上网电价+偏差电费线损电价单列电网输配电价辅助+天然气容量电价抽蓄容量电价目录销售电价2021年1439号文图表:工商业电价改革历程图表:工商业电价改革历程1414诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:电联新媒,国网山东省电力公司,国家能源局市场轨市场轨工商业用户代理购电制度工商业用户代理购电制度 代理购电:代理购电:1439号文指出,对暂未直接参与市场交易的工商业用户,由电网企业以代理购电方式从电力市场进行购电,代理购电价格为月度集中竞标电力市场平均价格。直接参与电力市场交
23、易的用户可以自行选择发电企业,或通过售电公司购买电力,价格可以通过自行协商或市场竞争形成。随后,国家发改委又在关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知(发改办价格2021809号,简称809号文)中对代理购电如何参与电力市场提出具体要求,电网企业市场化购电方式约定为电网企业代理购电以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。由此可见,电网企业代理购电制度是一个市场化进程中的过渡方案过渡方案和兜底保障机制兜底保障机制。代理工商业购电价格64%代理工商业线损2%电度输配电价28%政府性基金及附加3%系统运行费用折价3%图表:山东省图表:山东省7 7月月1 1-1010千伏用户代理购电价格构
24、成千伏用户代理购电价格构成图表:山东省图表:山东省2024年年7月代理购电价格表月代理购电价格表电力市场交易(占比60%)1515诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:华鑫证券研究整理双轨制产生了双轨制不平衡资金双轨制产生了双轨制不平衡资金居民、公用以及农业用户(20%左右)工商业用户直接参与市场用户(70%)电网负责统购统销以及代理购电部分售电公司(仍以发电集团和两网)发电企业(五大六小)批发、跨区部分35KV及以上直接与发电企业交易代理售电优先低价购电电网公司输配电保障性收购购电政府授权合约代理购电(10%)从用户端看,考虑到工商业用户基本全面参与市场,排除居民、公用以
25、及农业用户后,用电侧参与市场交易的电量占比约在从用户端看,考虑到工商业用户基本全面参与市场,排除居民、公用以及农业用户后,用电侧参与市场交易的电量占比约在8 80%0%左右。左右。从发电侧来看,从发电侧来看,2023年发电侧市场化交易电量占比达到年发电侧市场化交易电量占比达到60%,二者入市电量并不匹配二者入市电量并不匹配。同时优先发电与优先购电之间电力同样难以平衡,同时优先发电与优先购电之间电力同样难以平衡,且由于均不承担平衡责任费用,形成了双轨制不平衡资金。且由于均不承担平衡责任费用,形成了双轨制不平衡资金。零售市场上网电价图表:电力交易结构图表:电力交易结构发用两侧入市电量不匹配,电力亦
26、难以平衡。优先购电和优先发电只执行国家核定电价,不承担平衡责任费用0202 上网电价占据了我国电力行业发展的核心地位1717诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明市场轨市场轨工商业用户工商业用户工商业用户电价上网电价上网电价上网电价线损线损输配电价输配电价系统运行费系统运行费用用政府性基金政府性基金及附加及附加居民以及农业用户工商业用户火电水电核电风电光伏电度输配电价容(需)量电价辅助服务煤电容量抽蓄容量天然气容量电费其他补偿与价差重大水利工程建设基金大中型水库移民后期扶持资金可再生能源电价农网还贷资金地方水库移民后期扶持基金月度市场化交易电价*线损率/(1-线损率)地方水利建设基金
27、自三轮输配电价改革后,各省基本形成了相似的电价构成,不同地区的系统运行费用与政府基金附加的定价以及分类略有不同。自三轮输配电价改革后,各省基本形成了相似的电价构成,不同地区的系统运行费用与政府基金附加的定价以及分类略有不同。图表:工商业用户电价细分图表:工商业用户电价细分资料来源:国网江苏省网,国网山东省电力公司,华鑫证券研究1818诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:国际电力网,国家统计局,中电联,国家能源局,华鑫证券研究 根据发电原料采的次能源的不同,分为火电、水电、核电、风电、太阳能,目前中国的发电结构还是以火电为主目前中国的发电结构还是以火电为主。2023年我国发
28、电量94564亿千瓦时,其中火电、水电、核电、风电和太阳能发电量分别为62657亿、12859亿、4347亿、8859亿和5842亿千瓦时。2023年风电和太阳能发电合计在总发电量中的比重约为15.5%,较2013年水平提高约12.8个百分点。2023年,火电占总发电量的比重超过六成,仍是我国的主力电源。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%。2023年末,全国发电装机容量291965万千瓦,比2022年末增长13.9%。其中,火电装机容量139032万千瓦,增长4.1%;水电装机容量42154万千瓦,增长1.8%;核电装机容量5691万千瓦,增长2.4
29、%;并网风电装机容量44134万千瓦,增长20.7%;并网太阳能发电装机容量60949万千瓦,增长55.2%。工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加火电66%水电14%核电5%风电9%太阳能6%图表:2023年发电量占比0%20%40%60%80%100%图表:国内各电源类型发电量结构历年变化火电水电核电风电太阳能其它能源合计1919诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:中电联,华鑫证券研究工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加 2015年,中共中央、国务院下
30、发关于进一步深化电力体制改革的若干意见(九号文),分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。放开竞争性环节电力价格,把输配电价与发售电价在形成机制上分开放开竞争性环节电力价格,把输配电价与发售电价在形成机制上分开。其配套文件关于推进电力市场建设的实施意见要求,“逐步建立以中长期交易规避风险,以现货市场发现价格,交易品种齐全、功能完善的电力市场”。1-5月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量23172.5亿千瓦时,同比增长5.8%,占全社会用电量比重为60.4%,同比下降1.6个百分点,占电网售电量比重为74.1%,同比下降2.2个百分点。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为1
31、8195.8亿千瓦时,同比增长3.8%。上网电价形成机制的变化占据了我国电力行业发展的核心地位。上网电价形成机制的变化占据了我国电力行业发展的核心地位。未入市电量40%中长期电力直接交易电量47%现货以及其他电力交易13%未入市电量39%其他电力直接交易35%绿电交易2%电网代理购电10%发电权交易2%其他交易0%省间交易电量12%未入市电量40%市场交易电量60%图表:图表:2023年电力市场交易情况年电力市场交易情况2020诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:南方能源观察,北极星电力交易,国家电网,电力系统自动化,华鑫证券研究工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网
32、环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加中长期市场:电力中长期市场是电力市场的一个重要组成部分,主要涉及符合特定准入条件的发电厂商、电力用户、售电公司以及独立辅助服务提供者等市场主体。这些主体通过双边协商、集中交易等市场化手段,开展时间跨度为多年、年、季、月、周、多日等的电力批发交易。现货市场:电力现货市场则是指符合准入条件的经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。现货市场通过竞争形成体现时空价值的市场出清价格,并配套开展调频、备用等辅助服务交易。现货市场的特点是实时性、灵活性和高风险性。由于市场价格的实时波动,市场主体需要根据市场信号及时调整自己的生产和消费策略,以实现收
33、益最大化。中长期市场现货交易市场时间跨度多年、年、季、月等日前、日内和实时,供需双方以15分钟为时间间隔申报运行日96个时段交易方式双边协商和集中交易市场竞争电价政策峰谷电价政策现货期间各时点的电价价格形成对未来电力供需的预测和判断实时反映电力市场的供需情况偏差电量对实际用电量与合同电量之间的偏差进行考核并收取相应费用对偏差电量的考核相对弱化,更注重市场主体的实时响应能力市场稳定性通过长期合同锁定价格、电量等交易条件,提供较为稳定的收益预期实时价格波动较大辅助服务作为电费的一部分进行结算,但缺乏实时性和灵活性根据服务的质量和效果进行结算,能够更好地反映辅助服务的价值风险相对较低相对较高意义规划
34、和管理长期电力供需灵活性强,应对短期电力市场的波动辅助服务市场:2017年至今,随着国家部委持续完善电力辅助服务机制,我国电力辅助服务行业进入市场化加速发展阶段。根据交易标的的不同,覆盖调峰市场、备用市场、调频市场、灵活爬坡市场、无功市场、黑启动市场等。图表:中长期与现货市场的不同图表:中长期与现货市场的不同图表:辅助服务市场与电能量市场紧密关联图表:辅助服务市场与电能量市场紧密关联容量市场:随着2023年11月关于建立煤电容量电价机制的通知的发布,我国煤电容量补偿机制得以确立。2121诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:中电联,国家能源局,华鑫证券研究工商业用户用电 =
35、上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加 新型电力系统下的电价构成应逐步体现电力的多维价值。不同电源的成本架构存在差异,也使得电力商品的价值多元化,包含电能量价值、灵活性价值、可靠性价值、绿色环境价值。电能量价值对应中长期市场与现货市场中长期市场与现货市场。绿色环境价值对应绿电与绿证市场绿电与绿证市场。可靠性价值对应容量市场与输电权市场容量市场与输电权市场。灵活性价值对应辅助服务市场辅助服务市场。上网电价电能量价值灵活性价值可靠性价值绿色环境价值火电RRRRRRRR水电RRRRRRRR核电RRRRRRRR绿电RRRRRR储能RRRRR对应市场中长期市场与现
36、货市场辅助服务市场容量市场与输电权市场绿电与绿证市场未来发展方向图表:电价形成机制逐步体现电力多维价值图表:电价形成机制逐步体现电力多维价值图表:各类上网电源所具有的多维价值不同图表:各类上网电源所具有的多维价值不同2222诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:中国统计年鉴,国家能源局,智研咨询,华鑫证券研究 火电火电能源结构的主导、电力发展的主力军能源结构的主导、电力发展的主力军工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加 火力发电,利用可燃物在燃烧时产生的热能转换为电能,是一种成熟的发电方式。中国拥有丰富的煤炭资源,火
37、力发电在中国电力结构中一直占据重要地位。截至2023年12月底,全国火电累计发电装机容量139032万千瓦;发电量达62657.7亿千瓦时,在全年发电量中占比依旧高于60%;全年火电发电量为4466小时,比上年同期增加76小时。火电新增装机容量自火电新增装机容量自2021年以来的小幅度增长,但整体速度较为年以来的小幅度增长,但整体速度较为平稳。平稳。按燃料分类按燃料分类燃煤发电燃煤发电燃油发电燃油发电燃气发电燃气发电生物质能发电生物质能发电垃圾发电垃圾发电沼气发电沼气发电按原动机分类按原动机分类蒸汽轮机发电机组蒸汽轮机发电机组燃汽轮机发电机组燃汽轮机发电机组内燃机发电机组内燃机发电机组图表:根
38、据燃料与原动机不同,火电有不同发电方式图表:根据燃料与原动机不同,火电有不同发电方式-60.00%-40.00%-20.00%0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%01000200030004000500060007000800090001000020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023图表:火电新增装机容量火电发电装机容量(万千瓦)同比增长速度2323诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:国家发改
39、委,Wind,国电电力2023年年报,国家能源局,人民日报,北极星火力发电,华鑫证券研究 火电火电两部制电价,政策持续出台。两部制电价,政策持续出台。2021年11月,国家发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知(发改价格20211439号),宣布有序放开全部燃煤发电电量上网电价,通过市场交易在“基准价“基准价+上下上下浮动”浮动”范围内形成上网电价,上下浮动原则上均为不超过20%。基准价为当地发改委确定的燃煤发电标杆上网电价,煤电价格全部市场化。2024年1月1日起,国家发改委、国家能源局联合印发关于建立煤电容量电价机制的通知建立煤电容量电价机制煤电容量电价机制,对煤电实行两
40、部制电价政策。其中,电量电价通过市场化方式形成,容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。通过容量电价回收的固定成本比例,综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定,20242025年多数地方为30%(100元每年每千瓦)左右,部分煤电功能转型较快的地方适当高一些,为50%左右。工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加容量电价补偿标准偏低,分年到位,且门槛高、容量电价补偿标准偏低,分年到位,且门槛高、考核严格。考核严格。容量电价给与了煤电机组额外补偿,因此国家明确要求2024年度煤电中长协价格不得超过2023年的中长协价格
41、。在现货上下限价维系不变时,受限于边际成本与机组容量的反比关系,叠加容量电价降低了煤电固定成本回收压力,睹微知著,小机组低价段发电意愿降低、让出消纳空间使新能源边际出清时段增加,市场地板价频次及时长提高;大机组根据边际成本报价的动机增强、平均报价下降、报价曲线下移,导致现货市场谷段均价随即降低。1439号文发布后,各地火电上网电价均出现号文发布后,各地火电上网电价均出现顶格上浮顶格上浮20%的火电上网价格。的火电上网价格。以国电电力为例,公司以国电电力为例,公司2023年市场化电量电年市场化电量电价溢价价溢价62.63元元/兆瓦时,较上年改善兆瓦时,较上年改善0.84元元/兆瓦时,煤机电价较基
42、准价上浮兆瓦时,煤机电价较基准价上浮20.66%。2424诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:华夏能源网,国家能源局,北极星售电网,电联新媒,中国电力知库,2023年华能国际年报,Wind,华鑫证券研究 火电盈利逐步好转,未来短期将继续承担长周期保供的重任工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加火电用户收入电能量市场电价辅助服务辅助服务容量电价容量电价火电用户成本固定成本可变成本可变成本标杆电价+上下浮动20%,近年来国内各地煤电基准电价在0.25-0.45元/千瓦时之间,平均约为0.38元/千瓦时。2023年主要辅
43、助服务费总费用规模接近400亿元0200400600800100012001400160018002020-01-022021-01-022022-01-022023-01-022024-01-02秦皇岛港:平仓价:动力末煤(元/吨)秦皇岛港:平仓价:动力末煤(元/吨)期间停止报价以下限100元/年/kwh的容量电价估算,火电4466利用小时测算,度电补贴2.24分。目前大部分容量电价定价在1-2分之间,以1.5分钱的平均以及工商业用电量折算,对应市场容量在1162亿左右。在700元/吨的煤价水平下,一个供电煤耗300克标煤/千瓦时的电厂燃料成本约0.3元/千瓦时。加上其他运行成本,总成本0.
44、350.4元/度。折旧以及摊销煤价在2020-2022年受到俄乌冲突以及美国放水影响持续高涨,进入2023年随着煤价下行,火电企业盈利有了明显好转。2023年火电龙头华能国际燃煤板块利润总额4.33亿元,相比2022年的亏损173亿元扭亏为盈;2024年Q1实现燃煤板块利润总额28.25亿元,盈利持续改善。2525诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:中国政府网,国际电力网,国家能源局,Wind,电力网,华鑫证券研究 火电盈利逐步好转,未来短期将继续承担长周期保供的重任工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加 煤电将由
45、过去的“主体电源、基础地位、支撑作用主体电源、基础地位、支撑作用”,转向近中期(2020-2030)“基础保障性和系统调节性电源并“基础保障性和系统调节性电源并重”重”,再到远期(2030-2060)“系统调节性电源系统调节性电源”,为保障电力安全供应兜底,为全额消纳清洁能源服务。建立煤电市场机制,包括探索建立容量市场,完善辅助服务市场,深化中长期、现货电能量市场,形成以容量电价、调节性电价、电能量电价组成的电价体系。同时,要有效对接碳市场,合理管控煤炭市场。35004500550065002005200620072008200920102011201220132014201520162017
46、201820192020202120222023图表:火电利用小时数(h)05001000150020002500图表:历年火电投资完成额(亿元)2626诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:国家能源局,国家统计年鉴,国家统计局,中国电建,华鑫证券研究工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加 水电“双碳”目标下建设新型能源体系的重要力量水力发电是一种利用水流动能来产生电能的可再生能源技术。中国是世界上最大的水电发电国,不仅拥有丰富的水资源和大规模的水电项目,也已逐步成为世界水电创新的中心。截至2022年底,中国的水电总
47、装机容量超过了4000万千瓦,占全球水电总装机容量的约三分之一。根据国家统计局发布的中华人民共和国2023年国民经济和社会发展统计公报,2023年全国水电新增装机容量748万千瓦,占新增发电装机总容量的2%;水电发电量为12858.5亿千瓦时,占比14%。2023年,水电利用小时数为3133小时。2023年,全国水电基本建设投资完成额为991亿元,占全部电源工程建设投资完成额的10.24%,同比增长13.7%。2023年11月,我国目前在建装机容量最大的水电站金沙江旭龙水电站顺利实现大江截流。旭龙水电站是西电东送骨干电源点之一,是国家“十四五”期间核准在建装机容量最大水电站,电站装机240万千
48、瓦。电站建成后,年发电量约105亿千瓦时,每年可节约标准煤317万吨。2727诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:碳中和”背景下流域统一电价机制研究,长江电力公司公告,华能水电公司公告,国电电力公司公告,华鑫证券研究 水电上网电价较低,入市后盈利模式较为乐观2014年前成本加成:执行“一厂一价”的定价机制,上网电价由政府部门根据发电项目经营期核定。按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独立电价 上网电价=成本+利润+税费。自 2014 年后:我国新投产水电站,跨省、跨区域交易价格由供需双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格扣减输电价格协商确定,即:上网电价=落地电价
49、-输电电价-线损省内消纳电量实行标杆上网电价制度,水电比重较大的省份可实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。市场化定价:部分地区鼓励以竞价方式确定水电价格。上网电力参与各地市场化竞争,由市场供需关系形成电价。工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加水电边际成本较低,无燃料成本,主要为固定成本以及经营成本,根据长江电力2023年年报,其度电成本仅为0.098元。可以看到水电价格明显低于标杆电价是由于此前的定价机制造成的,水电未来有望通过市场化交易占比提升逐步提高。以长江电力为例,公司电站除葛洲坝采用成本加成方式定价外,其余电站均采用落地电价倒推
50、形成上网电价。率先开展电力市场化交易的云南省2023年省内水电成交电量为1437.70亿千瓦时,已达省内水力发电量的46.62%。图表:水电上网定价模式演变图表:水电上网定价模式演变0.000.000.050.050.100.100.150.150.200.200.250.250.300.30201520152016201620172017201820182019201920202020202120212022202220232023水电上市公司上网电价(元水电上市公司上网电价(元/度)度)长江电力长江电力华能水电华能水电国电电力国电电力2828诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明
51、资料来源:国家能源局,央视网,中电联,国家统计年鉴,华鑫证券研究工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加 核电:上网电价基本与煤电基准价相近,入手后需承担系统调节成本 核电站与火电站发电过程相同,均是热能机械能电能的能量转换过程,不同之处主要是热源部分。火电站是通过化石燃料在锅炉设备中燃烧产生热量,而核电站则是通过核燃料链式裂变反应产生热量。2023年全年,中国核电新增装机容量138万千瓦,占新增发电装机总容量的0.37%。同时,中国核电设备平均利用小时数为7661小时,核电发电量4334亿千瓦时,位居全球第二,占全国累计发电量的4.86
52、%,年度等效减排二氧化碳约3.4亿吨。2023年,中国新开工核电机组5台,核电工程建设投资完成额949亿元,占全部电源工程建设投资完成额的9.8%,同比增长40%,创近5年最高水平。截至2023年底,在建核电机组26台,总装机容量3030万千瓦,均保持世界第一。全球首座投入商业运行的第四代核电站石岛湾高温气冷堆示范工程,自2023年12月投产以来,发电量已经超过6.5亿度。这标志着我国在第四代核电技术研发和应用领域达到世界领先水平。2929诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:国家能源局,中电联,中国核电公司公告,华鑫证券研究工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线
53、损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加 核电:上网电价基本与煤电基准价相近,入手后需承担系统调节成本从核电上网电价看,2013 年以前投运的核电站,上网电价按照“成本加合理利润”,采用过还本付息电价、经营期电价、本利浮动电价等,造成了“一厂一价”。2013 年,国家发展改革委下发通知,2013 年后新投产的核电站(除特殊项目外)开始采用标杆上网电价制度,上网电价采用所在地燃煤机组标杆上网电价和核电标杆上网电价的较低值。2016 年,部分核电机组开始参与电力市场改革,上网电量划为两部分,不参与电力市场的部分继续执行核准电价(也称计划电价)。核电利用小时数较高:全国6000千瓦及以上电厂
54、发电设备利用小时3,592小时,核电核电7,670小时小时,并网风电2,225小时,并网太阳能发电1,286小时。可以看到核电上网电价基本与煤电基准价相近,根据中国核电2023年年报,核电上网电价普遍在0.386-0.422元/度之间。而从度电成本看,2023年中国核电核电业务度电成本在0.215元。展望后续:核电长期遵循“政府定价、保障消纳”,以“统购统销”为主,收益相对较为稳定。但是考虑到核电的灵活性资源不足,如要深入参与电力市场,需要承担系统调节成本。图表:核电成本占比图固定资产 折旧燃料及其 他材料成 本电厂运行 维护费人员费用其他成本0100020003000400050006000
55、7000800090002002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023图表:我国核电利用小时数(小时)3030诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:国家能源局,中电联,电查查,中国统计年鉴,南方能源观察,华鑫证券研究工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加 绿电:主要来源为太阳能、风力、生质能、地热等,中国以太阳能及风力为主2023年,全国发电总量为94564.4亿千瓦时,其中绿电共计147
56、00.2亿千瓦时,占比超15%;风电和太阳能发电量快速增长,合计发电量同比增加2801亿千瓦时,占全年总发电量增量的46.1%。2023年,风电和太阳能发电共计3511小时,其中风电同比提高7小时,太阳能发电同比降低54小时。2023年,风电、光伏发电的新增装机占新增装机总容量的比重达到79.2%,成为新增装机的绝对主体。2023年,绿电基本建设投资完成额为6706亿元,占全部电源工程建设投资完成额的69.31%,同比增长40.19%。随着我国能源绿色低碳转型不断加速,绿色电力交易规模快速增长,2024年前5个月,全国绿色电力(绿证)消费总量1871亿千瓦时,同比增长327%。其中,绿电交易量
57、约1481亿千瓦时,同比增长254%。3131诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:电联新媒,全国新能源消纳监测预警中心,华鑫证券研究 绿电:装机高增,消纳压力逐步显现平价上网之后逐步市场化:光伏:自2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目,中央不再补贴,实行平价上网。陆风:2021年起,对新核准陆上风电项目,中央财政不再补贴,实行平价上网。海风:自2022年起,我国海上风电项目不再纳入中央财政补贴范畴,海上风电开发进入地方补贴接力时期。当前,我国新能源上网电量包括保障性收购和市场化消纳两部分。保障性收购电量通过电网企业以政府定价(项目核准/备案时确定)收购
58、,市场化消纳电量通过电力市场竞争形成价格。全国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%。可以看出,风、光新能源的上网电价将逐步告别固定电价,各省入市要求与比例各有不同,但趋势相同。无论是分布式还是集中式电站,入市均势不可挡。消纳压力显现,红线放开:2024年6月4日,能源局引发关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知提及部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标,原则上不低于90%。工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加2023年2024年1-5月风电利用率97.30%95.90%光伏利
59、用率98%96.70%97.30%95.90%98%96.70%95%95%96%96%97%97%98%98%99%图表:风电与光伏利用率下降较快图表:图表:2023年现货连续运行地区电价分时曲线年现货连续运行地区电价分时曲线3232诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:能源先锋汇,国家电网,华能国际年报,华鑫证券研究 绿电:新能源价值暂未有所体现,未来可能需要绿电/绿证/碳市场进一步发展对于发电侧、用户侧经营主体而言,精准预判不同时间跨度的现货价格都极为重要:在进行年度、月度中长期交易时,现货价格的年度、月度走势和均价信息可以帮助经营主体掌握现货格整体水平,从而指导交易
60、报价;日内分时价格曲线可以辅助经营主体判断现货价格高峰、低谷可能出现的时段以及峰值,进而帮助经营主体调整交易策略实现利润最大化。具备调节能力的发电主体可以安排价格过低时降出力甚至停机,而高价时段争取出力更大;用户则可以根据分时价格信号,优化生产工作时间,避开高价时段用电,降低用电成本。新能源入市后,电能量电价下降是长期趋势,未来潜在有几大发展趋势:1、探索政府授权合约机制。以政府授权合约等配套机制,推动新能源优先发电电量与市场的衔接,实现电价调控,保障新能源企业入市后的合理收益。2、引导长期购电协议签订。3、推动碳市场纳入绿证碳抵扣。4、明确全国统一的绿证核发与交易机制。工商业用户用电 =上网
61、电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加图表:新能源入市面临较高价格风险图表:新能源入市面临较高价格风险2017201820192020202120222023风电0.5480.5060.5450.5570.5780.5670.534光伏0.9040.7940.8630.7620.6590.5320.4730.400.500.600.700.800.901.00图表:华能国际风电与光伏上网电价(元/度)风电光伏0303 输配电价以及其他3434诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:中电联,电联新媒,江苏电网,北极星售电网,华鑫证券研究代理购
62、电:由当月平均购电价格与历史偏差电费折价组成。代理购电平均购电价格是指各类发电企业提供电能的平均结算价格,发电企业类型主要包括燃煤、燃气、燃油、水电、核电、风电、光伏发电、生物质发电等。历史偏差电费包括 1、代理购电价格预测不准而产生的偏差。2、优先购电占比与预期不符带来的电价调整。代理购电理论上规模逐步是缩小的趋势,但近期略有偏离 2023年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56679.4亿千瓦时,同比增长7.9%,而全国电网企业代理购电8794.7亿千瓦时,同比增长8.76%,占比不降反增。工商业用户用电 =上网电价上网电价 +上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及
63、附加优先上网电量45%市场化采购55%图表:图表:2023年工商业代理购电量占比年工商业代理购电量占比优先上网电量市场化采购图表:江苏省图表:江苏省2024年年7月代理购电价目信息表月代理购电价目信息表3535诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:网上国网,江苏电力交易中心,北极星电力网,配电网线损的原因与降损策略分析,国家能源局 上网环节线损上网环节线损:上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方,继续由电网企业代理采购线损电量,代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享。以7月份代理购电价格为例,江苏省线损费用为0.0
64、15元,浙江为0.0175元,安徽为0.018元。直接参与市场交易的用户按照实际购电上网电价按发电侧实际上网电价结算由电网代理购电的工商业用户按每月公式的代理购电价格预结算计算公式:计算公式:用户当月上网电价用户当月上网电价*(线损率(线损率/(1-线损率线损率))其中,用户上网电价为该户代理购电电价或该户(加权平均)市场购电电价。线损率为各省级电网输配电价核定时确定的综合线损率,第三监管周期中江苏省级电网输配电价核定的综合线损率为3.18%。以江苏为例,2024年7月代理购电价格为0.4554元/度,综合线损率为3.18%,最终计算0.4554*(3.18%/(1-3.18%)得出最终线损费
65、用0.014957,与7月公布线损费用0.015一致。工商业用户用电 =上网电价+上网环节线损费用上网环节线损费用 +输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加电网结构不完善(变压器偏离负荷中心,供电半径电网结构不完善(变压器偏离负荷中心,供电半径较大,导线线径过细等,此外部分电网没有在用户较大,导线线径过细等,此外部分电网没有在用户负荷持续增长的同时得到更新,无法满足正常负荷负荷持续增长的同时得到更新,无法满足正常负荷载流量的要求,进而将引起导线发热,产生不必要载流量的要求,进而将引起导线发热,产生不必要的电能损耗。)的电能损耗。)空载损耗较大(由于电网中变压器总量较多,空载损耗较大(由于电网
66、中变压器总量较多,且存在大量低负载率变压器,因此空载损耗的且存在大量低负载率变压器,因此空载损耗的影响较为突出,在配电网线损中占比较大,是影响较为突出,在配电网线损中占比较大,是变压器耗损的主要原因。)变压器耗损的主要原因。)功率因数较低(在电力系统中,变压器、电动功率因数较低(在电力系统中,变压器、电动机等设备需要吸收无功功率和维持磁场,仅依机等设备需要吸收无功功率和维持磁场,仅依靠发电机作为基本的无功电源,一方面将导致靠发电机作为基本的无功电源,一方面将导致无法实现经济运行)无法实现经济运行)抄核收质量影响、计量采集影抄核收质量影响、计量采集影响、窃电影响响、窃电影响技术线损技术线损管理线
67、损管理线损图表:线损产生的原因图表:线损产生的原因3636诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:国家发改委,江苏电力交易中心,省级电网输配电价定价办法,智库之声,北极星电力网,华鑫证券研究输配电价输配电价 =电度输配电价电度输配电价 +容(需)量电价容(需)量电价输配电价:是电网公司的输配电费用;执行标准:输配电价:是电网公司的输配电费用;执行标准:按政府价格主管部门核定的分电压等级、分用户按政府价格主管部门核定的分电压等级、分用户类别输配电价标准执行;输配电价包括输配电度类别输配电价标准执行;输配电价包括输配电度电价和输配容需量电价。输配容需量电价按电压电价和输配容需量电
68、价。输配容需量电价按电压等级分别核定。等级分别核定。工商业用户用电 =上网电价+上网环节线损费用+输配电价输配电价 +系统运行费用+政府性基金及附加用电容量机制定价模式100KVA以下单一制电价用电量*电价100KVA-315KVA单一制或者两部制315KVA以上两部制用电量*电价+容(需)量电费在价格形成上,我国实行的是政府定价与市场调节相结合的价格机制。前两个输配电价监管周期,主要采取对标电网购销价差确定涨价或降价金额进而调整现行输配电价表的方式形成核价结果,第三监管周期则按照“准许成本准许成本+合理收益合理收益”直接核定省级电网各电压等级输配电价。具体来说,政府会根据电网的建设成本、运行
69、维护费用以及合理的利润空间等因素来制定输配电价的基准价;同时允许市场在基准价的基础上进行一定程度的浮动以反映市场的供需关系和成本变化。这种价格形成机制既体现了政府的宏观调控作用又充分发挥了市场的调节作用。省级电网输配电准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。图表:输配电价定价模式图表:输配电价定价模式图表:各省份输配电价情况图表:各省份输配电价情况元/千瓦时单一制两部制省份不满1千伏1-10千伏35千伏及以上 1-10千伏 35-110千伏以下 110-220千伏以下 220千伏及以上江苏0.13570.11070.08570.05970.23940.21340.1884安徽0.18140.1
70、6140.14140.14280.11750.09240.0673山东0.22190.20690.19190.14910.13410.11910.1041山西0.14560.12560.1060.1040.0740.0490.029北京0.410.390.320.2750.20650.1660.151河北0.1950.1750.1550.15330.13330.11330.0933冀北0.16020.14420.12820.12920.11320.09720.0912河南0.19550.1680.12790.1680.14560.1210.103浙江0.24520.21440.1770.126
71、0.09550.07910.0688上海0.27560.23050.18590.14560.12720.09560.0652云南0.1620.1520.1420.12960.10450.07490.0555深圳0.13850.11390.07160.04050.154-0.01233737诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:2024电力市场化改革与电价体系洞察:面向市场参与者的十大趋势,北极星电力网,中国能源报,中国电力,华鑫证券研究工商业用户用电 =上网电价+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用系统运行费用 +政府性基金及附加 系统运行费用:系统运行费用:辅助服务费
72、用:辅助服务费用:是为了维护电网安全稳定运行,保证电能质量,由发电企业、具备需求侧响应能力的电力用户、独立辅助服务提供商等提供的调频、调峰、备用等辅助性服务所产生的成本费用。辅助服务费用由享受辅助服务的电力用户分摊,由辅助服务提供者分享,分摊方式按照政府要求执行。容量电价市场:容量电价市场:煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中,用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准,为每年每千瓦330元。煤电容量电价确保了煤电资产的部分固定收益。用户侧煤电容量电费分摊水平与发电侧容量电价定价水平相关,但作用效果呈现两极分化现象。图表:各省容量电费折价、容量电费折价占比、可再
73、生能源消纳责任权重、火电发电量占图表:各省容量电费折价、容量电费折价占比、可再生能源消纳责任权重、火电发电量占 比、火电利用小时数分布示意图比、火电利用小时数分布示意图3838诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:北极星电力网,华鑫证券研究工商业用户用电 =上网电价+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用系统运行费用 +政府性基金及附加 系统运行费用:系统运行费用:上网环节线损代理采购损益:代理购电中实际线损价格与在N-1月交易形成的预测线损价格可能因为代购线损合同电量的不匹配而产生结算价格的不同产生损益。包括辅助服务费用(目前大部分省份暂未向工商业用户均摊),抽蓄容量电
74、价,天然气容量电价,交叉补贴费用等等。图表:图表:2024年年7月部分省份系统运行费用拆分月部分省份系统运行费用拆分元/千瓦时江苏安徽山东山西北京河北冀北河南浙江上海天津广东系统运行费用折合度电水平0.02320.03840.01440.02740.02630.04250.01520.08390.03550.3230.08830.0213其中:1、辅助服务费用折合度电水平00.00042、抽水蓄能容量折合度电水平0.00350.00840.00510.002571 0.0068480.00710.00320.0049940.00460.009870.00490.00493、天然气发电容量电费(
75、含电气联动)分摊标准0.0230.0030.00870.02890.02014、电价交叉补贴新增损益折合度电水平-0.01-0.01510.02060.0072710.01760.00210.0370.0104-0.01470.0575、电力保供购电费用折合度电水平0.00156、上网环节线损代理采购损益折合度电水平-0.0019-0.0002-0.0016-0.00287-0.00151-0.0067-0.0066-0.00034-0.01167、峰谷分时电价损益折合度电水平-0.00880.00168、力调电费损益折合度电水平0.00229、煤电容量电费折合度电水平0.01370.0196
76、0.01750.018248 0.0152390.02450.01650.0419710.01180.01160.01790.01610、应急跨省购电预计损益折合度电水平0.022711、趸售电价损益折合度电水平0.00226512、功率因数调整电价损益折价0.00573213、独立储能容量电费折合度电水平0.0000413939诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明工商业用户用电 =上网电价+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加政府性基金及附加 政府性基金及附加:政府性基金及附加:政府性基金及附加按政府核定标准执行,目前主要包括重大水利工程建设基金、大中型水库
77、移民后期扶持资金、可再生能源电价附加等。政府性基金及附加缴纳范围:无论是直接参与市场化交易用户还是代理购电用户,在支付电费时都需要交纳政府性基金及附加。国家电网公司严格按照政府相关部门要求代征政府性基金及附加,并及时上缴中央或地方。省份政府基金附加重大水利工程建设基金大中型水库移民后期扶持资金可再生能源电价农网还贷资金地方水库移民后期扶持基金地方水利建设基金江苏2.940.420.621.90安徽2.890.360.621.90山东2.720.200.621.90山西4.340.200.241.902.00北京2.720.200.621.90河北2.410.200.261.900.05冀北2.
78、410.200.261.900.05河南2.890.320.621.900.05浙江2.920.400.621.90上海2.910.390.621.90云南6.390.110.381.902.002.00深圳2.770.200.671.90资料来源:北极星电力网,华鑫证券研究图表:图表:2024年年7月部分省份政府基金附加月部分省份政府基金附加拆分拆分(分(分/kwh)0404 此轮电改的变化在于新能源入市4141诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:Wind,华鑫证券研究此轮电改最大的变化在于新能源占比的提升此轮电改最大的变化在于新能源占比的提升此次电改起点为最大的边际变
79、化在新能源发电量占比提高新能源发电量占比提高。此轮电改起始于2015年,进度虽缓慢但也持续推进(2024年以来发电侧市场化交易电量占比达到60%,用电侧工商业电量全部入市)。近一两年格局有新变化以风电光伏为代表的新能源发电量占比超过15%,风电光伏发电调节能力与灵活性能力较弱,更高比例的新能源入市意味着更高成本的灵活性和容量成本。2010年至2015年期间,新能源发电量增长较慢,每年增长占比不到1%,整体占比较低,至2015年占比约在4%左右。2015至2020年,新能源发电量占比增长逐步提速,平均增速约在1%左右。2020年起新能源发电量快速提高,2020-2023年年均增长2.0%。根据我
80、们预测由于2023年风电光伏新增装机均历史新高,预计未来五年新能源发电量占比年均增长超过3%。图表:新能源发电量占比近两年将持续高速增长图表:新能源发电量占比近两年将持续高速增长0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%40.0%2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030新能源发电量占比4242诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:Wind,中国电力报,国家电网报,华鑫证券研究新能源占比
81、提升对电网与市场建设均有较高要求新能源占比提升对电网与市场建设均有较高要求新能源入市比例提高带来较大的消纳压力:对基础设施建设的要求包括特高压建设以及主配网建设要求。对电力市场建设的要求新能源比例提高对电网稳定性带来较大挑战,代表灵活性资源的辅助服务市场规模将扩大。同时新能源入市后带来电能量价格的下降,对绿电/绿证的消费提出更高需求。从电改角度推演,从特高压、主特高压、主/配网、容量市场、辅助服务市场、绿电配网、容量市场、辅助服务市场、绿电/绿证市场绿证市场五个角度来看,我们认为,从基础设施建设角度来看,配网的从基础设施建设角度来看,配网的投资意愿近年较低,影响分布式并网装机。从市场机制建设角
82、度看,当前绿电投资意愿近年较低,影响分布式并网装机。从市场机制建设角度看,当前绿电/绿证市场的完善将最为迫切。绿证市场的完善将最为迫切。图表:新能源占比提升对市场机制与基础设施建设均有较大挑战图表:新能源占比提升对市场机制与基础设施建设均有较大挑战新能源入市消纳基础设施建设电价机制建设特高压配网容量市场辅助服务市场绿电/绿证十四五期间,国家电网规划建设“24交14直”,总投资3800亿元。2024年国家电网全年投资超过6000亿元,主要用于特高压交直流工程建设。2024年上半年电网完成投资2540亿元,同比增长23.7%。煤电、气电、抽蓄均已经建立对应容量补偿机制。储能的容量机制亦在探索中。全
83、国除西藏外,已基本实现区域、省级辅助服务市场全面覆盖,具有中国特色的电力辅助服务市场体系初步建立。2024年2月,国家发改委、国家统计局、国家能源局发布关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知明确非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控,绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。发展进度迫切性目前特高压建设已经进入大规模集中建设、高强度创新攻关、高质量转型升级的发展阶段由于近年配网建设意愿不足,分布式光伏接入容量逼近上限,影响分布式光伏装机目前我国灵活性电源占比虽较于“24%”仍然有较大缺口,容量补偿机制已经初步建立。辅助服务整体已经建立,虽然规模较小,后续将稳健发展。绿
84、电市场交易量较小,绿电的环境价值无法充分体现,价格下行压力较大。主网电能量市场4343诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:电力系统自动化,华鑫证券研究基础设施建设端:相比主网,配网侧建设紧迫性较强,分布式并网难度较高基础设施建设端:相比主网,配网侧建设紧迫性较强,分布式并网难度较高新能源分布式入市的消纳问题目前较为严重,6月4日,国家能源局发布关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知,放宽消纳红线至90%。而另一方面,随着省级现货市场的推进,各省调整峰谷时段或者直接推进零售侧参照现货市场价格结算将稳步推进,分布式光伏的价值快速下降。目前以分布式光伏为代表的自发自用
85、用户装机量逐步提高,用户对电网企业的接入需求下降,降低了电网输配电价的收入,同样的电网费用分配到每度电的成本增加。另一方面,考虑到新能源发电的不稳定性,分布式用户所需的系统备用成本与灵活性成本反而有所增加。最终导致电网建设意愿较弱,配网投资额相对不足,近年分布式光伏接入容量逼近上限。图表:电网的死亡螺旋图表:电网的死亡螺旋图表:分布式主体价格机制没有理顺图表:分布式主体价格机制没有理顺4444诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:Wind,华鑫证券研究基础设施建设端:电网投资提速,特高压持续加速基础设施建设端:电网投资提速,特高压持续加速0.002,000.004,000.
86、006,000.008,000.0010,000.0012,000.00图表:近年电源投资额增长较快电网投资完成额 亿元电源投资完成额-30.00-20.00-10.000.0010.0020.0030.0040.00图表:电网投资增速2024年反超电源投资电网投资同比%电源投资同比%近年电网投资额相对稳定,电源投资额增长较快。自2024年起,电网投资明显加速,2024年1-6月电网投资完成额为2540亿元,同增23.7%,远高于电源侧投资增速2.5%。2024年国家电网公司全年电网投资将超过6000亿元,比去年新增711亿元,新增投资主要用于特高压交直流工程建设、电网数字化智能化升级等。特高
87、压方面,截至2023年年底我国共建成39项特高压输电工程,其中特高压交流19条、特高压直流20条,特高压线路总长度超过4万公里。跨省区输电能力超3亿千瓦,累计送电超3万亿千瓦时,其中70%以上为清洁能源。4545诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:电力勘测设计及施工运维,电规总院,中电联,华鑫证券研究当前配网投资面临的困境:当前配网投资面临的困境:配网投资意愿不足配网投资意愿不足近年配网投资占比从2019年的67%,逐步下降到2023年的55%。投资建设意愿明显减弱。分布式光伏接入空间有限分布式光伏接入空间有限2023年6月,国家能源局下发关于印发开展分布式光伏接入电网承
88、载力及提升措施评估试点工作的通知,要求山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份会同电网企业按照要求,按期完成分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估。近期,各省公布评估结果显示,超过150个地区分布式光伏已无新增接入空间。如黑龙江分布式光伏装机仅149万千瓦(截至2023年前三季度)的省份,也给出了81地剩余容量为0的评估结果。分布式光伏入市为大势所趋分布式光伏入市为大势所趋目前,已有省份探索分布式光伏分时上网电价机制,2023年11月,山东省能源局指出“探索基于电力现货市场分时电价信号的分布式光伏分时上网电价机制,支持分布式储能聚合为云储能响应调度需求,参与市场交易。”53%58%55
89、%60%67%60%60%57%55%0%10%20%30%40%50%60%70%80%01000200030004000500060002014201520162017201820192020202120222023图表:2019年以来配网投资额占比逐年下降输电网投资额(亿元)配电网投资额(亿元)配网投资占比(右)基础设施建设端:相比主网,配网侧投资建设不足,分布式并网难度较高基础设施建设端:相比主网,配网侧投资建设不足,分布式并网难度较高未来配电网升级改造已经开启未来配电网升级改造已经开启国家发改委、国家能源局发布关于新形势下配电网高质量发展的指导意见,提出到2025年,配电网承载力和灵
90、活性显著提升,具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力。各省公司今年陆续成立配电部及相关部署江苏计划2024-2025 年配电网计划投资共约 400 亿元;2026-2030 年,配电网计划投资共约1100 亿元,合计1500亿。4646诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:华鑫证券研究整理电价机制出发,新能源入市比例提高将对工商业电价构成带来冲击电价机制出发,新能源入市比例提高将对工商业电价构成带来冲击工商业用户电价上网电价上网电价上网电价线损线损输配电价输配电价系统运行系统运行费用费用政府性基金政府性基金及附加及附加居民以及农业用户工商业用户火电水电核电风电光伏电度输配电价
91、容(需)量电价辅助服务煤电容量抽蓄容量天然气容量电费其他补偿与价差重大水利工程建设基金大中型水库移民后期扶持资金可再生能源电价农网还贷资金地方水库移民后期扶持基金月度市场化交易电价*线损率/(1-线损率)地方水利建设基金部分高耗能企业有绿电消费责任灵活性资源与容量电价未来持续看涨,市场空间巨大。边际度电成本较为便宜的风电光伏,占比逐年提高电能量价格将因电源侧装机的提升而有所降低(绿电、火电供应均有所增加),然而新能源占比提升带来的灵活性资源缺乏与备用电源必要性的提升将对辅助服务市场与容量市场带来提升。同时部分高耗能企业也将承担更多绿电消费责任。绿电与绿证绿电与绿证成本成本4747诚信、专业、稳
92、健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:南方能源观察,广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化,InfoLink Consulting,华鑫证券研究当前灵活性资源较为不足,后续有望逐步缓解,辅助服务市场持续扩大当前灵活性资源较为不足,后续有望逐步缓解,辅助服务市场持续扩大当前距离当前距离“24%”的灵活调节电源占比仍然有差距,但灵活性缺口后续将逐步缓解”的灵活调节电源占比仍然有差距,但灵活性缺口后续将逐步缓解“十四五”现代能源体系规划明确提出了2025年灵活调节电源占比达到24%左右、电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%5%的目标。我们对2023、2025、2030年的装机以及灵活性资源
93、进行测算,2023年底我国灵活性资源占比约为17%,距离24%的灵活性电源占比目标仍然有约2.05亿千万的缺口,后续随着近年火电灵活性改造与投建,叠加后续储能装机的高速增长,灵活性短缺有望逐步缓解。辅助服务市场规模将持续扩大。目前,我国新能源装机占比为36%,辅助服务费用占总电费比重不到1%;对比美国2015年PJM可再生能源装机占比5%,辅助服务费用占比2.5%;英国可再生能源装机占比27%,辅助服务费用占比8%,未来辅助服务市场仍有较大空间。2023年灵活性资源 亿千瓦占比度电调峰额外成本 元/度合计煤电 亿千瓦43%0.050.022气电 亿千瓦35%0.4770.168抽蓄 亿千瓦15
94、%0.2130.031储能 亿千瓦7%0.3160.021加权灵活性成本 元/度0.242图表:我国灵活性调节电源占比仍然较低图表:我国灵活性调节电源占比仍然较低图表:除火电外,其他灵活性调峰成本仍然较高图表:除火电外,其他灵活性调峰成本仍然较高年份202320252030合计装机 亿千瓦29.238.054.3火电13.915.917.8水电4.24.35.4核电0.5690.701风电4.46.019.01光伏6.111.0921.09其中灵活性资源 亿千瓦5.07.211.8煤电34.57气电1.221.62.35抽蓄0.50940.621.2储能0.2260.50851.27灵活性电源
95、占比17%19%22%目标灵活性电源占比24%24%24%灵活性电源缺口 亿千瓦2.05 1.89 1.22 煤电贡献灵活性1.50 2.70 4.20 气电贡献灵活性1.22 1.60 2.35 抽蓄贡献灵活性0.51 0.62 1.20 储能贡献灵活性0.23 0.51 1.27 合计灵活性3.46 5.43 9.02 4848诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:global petrol prices,中国电力企业管理,国家发改委,国家能源局,电查查,华鑫证券研究容量市场初步建立,未来容量电费有望先升后降容量市场初步建立,未来容量电费有望先升后降随着2023年11月
96、关于建立煤电容量电价机制的通知的发布,我国煤电容量补偿机制得以确立。除了储能以外,气电、抽水蓄能、煤电均已建立相应补偿机制,我国煤电容量补偿机制得以确立。除了储能以外,气电、抽水蓄能、煤电均已建立相应补偿机制,预计后续可能逐步向容量市场演进。预计后续可能逐步向容量市场演进。火电地位短期不可撼动,未来发展会逐步转向“基础保障性和系统调节性电源并重基础保障性和系统调节性电源并重”的资源方向。近两年煤电相关政策出台叠加煤价下行使得煤电价值有所改善,但是目前容量电价现在定价标准仍然较低,按照每年固定成本30-50%的基准价格进行计算,而在新能源市场进一步入市的过程中,容量电价的价值有望持续提升。如若按
97、照100%的固定成本基准价格进行计算,则对工商业电价冲击2.7分/度,占2023年平均工商业电价4.3%。可以按照假设每年以15%的比例增加,到2028年回收比例达到100%、工商业用电量按5.5%的增长率、到2030年碳达峰前煤电容量2%5%的增长率增长、2030年后煤电容量和发电量负增长、年利用小时数由2024年的4600小时逐步降至2035年的4000小时计算,用户电费中单位度电补偿量还将呈逐年下降趋用户电费中单位度电补偿量还将呈逐年下降趋势,而发电侧度电补偿将逐年提升。势,而发电侧度电补偿将逐年提升。图表:未来单位度电补偿量还将呈先升后降趋势(右轴为电价费用)图表:未来单位度电补偿量还
98、将呈先升后降趋势(右轴为电价费用)图表:容量电价若按图表:容量电价若按100%固定成本计算,会对用户侧电价带来固定成本计算,会对用户侧电价带来4.5分成本分成本测算以2023年测算煤电装机量 亿千瓦11.83符合规定范围的煤电容量约占煤电总容量占比85%合规煤电容量 亿千瓦10.0555按照100%的容量电价回收330容量电费 亿元3318.315工商业用电量 亿度73792.8用户侧容量电价 元/度0.0452023燃煤发电量 万亿度5.542发电侧容量补偿 元/度0.060 按照40%的容量电价回收132容量电费 亿元1327.326工商业用电量 亿度73792.8用户侧容量电价 元/度0
99、.018对工商业电价冲击 元/度0.027 2023燃煤发电量 度5.542发电侧容量补偿 元/度0.024 4949诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:电煤新联,电查查,中国电力企业管理,华鑫证券研究绿电与绿证市场目前建设仍然处于初级阶段绿电与绿证市场目前建设仍然处于初级阶段图表:绿证绿电的需求分类图表:绿证绿电的需求分类用户类型应用场景绿电绿证国内碳市场控排企业降低碳市场排放(部分)出口型企业应对CBAM,降低电力间接排放(初步)跨国企业RE100等行业倡议(有条件)电力用户完成可再生能源消纳责任能耗管理企业完成能耗考核任务社会责任企业通过ESG、绿色低碳声明等方式体
100、现自身社会责任2017年1月,开始试行绿证自愿认购制度。但由于应用场景较为稀少,很长一段时间,绿证市场基本处于有价无市的状态。2023年8月,国家发改委、财政部、国家能源局发布的关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知明确对全部可再生能源电量核发绿证。2024年2月,国家发展改革委发布加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知,首次将绿证交易纳入省级人民政府的考核,加强了绿证与能耗“双控”政策的衔接。尽管如此,各省能耗考核的要求各有差异,且并未将任务分解给具体用户,目前电力用户购买绿电的意愿仍然较弱。尽管如此,各省能耗考核的要求各有差异,且并未将
101、任务分解给具体用户,目前电力用户购买绿电的意愿仍然较弱。从交易量上看,2023年,全国绿电(绿证)交易总量为1059亿千瓦时,其中绿电交易695.3亿千瓦时,绿证交易对应电量363.7亿千瓦时,测算评价可再生能源发电量2023年约为8138亿度,绿电与绿证交易量占比仅为绿电与绿证交易量占比仅为13%。(暂不考虑非平价绿电)2023年风光发电量 亿千瓦时1.47厂用电率2%上网电量 亿千瓦时1.4406平价风电装机 亿千瓦1.6风电发电小时 h/年22252023年平价风电发电量 亿千瓦时3560平价光伏装机 亿千瓦3.56光伏发电小时数 h/年12862023年评价光伏发电量 亿千瓦时4578
102、.162023年平价可再生能源 亿度8138.16绿电交易量 亿度695.3绿证交易量 亿度363.7绿电/绿证交易量占比13.0%图表:目前绿电绿证交易量占比仍然较低图表:目前绿电绿证交易量占比仍然较低5050诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:华鑫证券研究整理总结:从市场机制建设角度来看,绿电总结:从市场机制建设角度来看,绿电/绿证市场建设最为迫切绿证市场建设最为迫切截至2023年底,全国共有29个地区开展电力现货市场(试)运行,建设覆盖范围空前;山西、广东电力现货市场于年末先后转入正式运行,省间电力现货市场启动整年连续结算试运行。山东省于2024年转入正式运行。市场
103、机制建设容量市场辅助服务市场绿电/绿证电能量市场发展方向市场建设情况随着2023年11月关于建立煤电容量电价机制的通知的发布,我国煤电容量补偿机制得以确立。除了储能以外,气电、抽水蓄能、煤电均已建立相应补偿机制,预计后续可能逐步向容量市场演进,容量电费有望先升后降。2023年底我国灵活性资源占比约为17%,距离24%的灵活性电源占比目标仍然有约2.05亿千万的缺口。随着近年火电灵活性改造与投建,叠加后续储能装机的高速增长,灵活性短缺有望逐步缓解。各地逐步探索建立调峰、调频、备用等辅助服务市场价格机制,辅助服务市场规模将持续扩大。各省能耗考核的要求各有差异,且并未将任务分解给具体用户,目前电力用
104、户购买绿电的意愿仍然较弱。从交易量上看,绿电与绿证交易量占比平价可再生能源电量仅为13%。紧迫程度5151诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明资料来源:电联新媒,中国电力企业管理,华鑫证券研究绿电与绿证市场后续推演绿电与绿证市场后续推演高耗能企业强制消费绿电高耗能企业强制消费绿电图表:国网区绿证单价下降较快图表:国网区绿证单价下降较快7月17日,内蒙古发改委对内蒙古自治区建立高耗能企业可再生能源电力强制消费机制的若干措施征求意见。该征求意见稿明确提出要实施存量高耗能企业可再生能源电力强制消费机制。据据此我们认为后续各省有望推出类似高耗能企业消费绿电要求出炉。此我们认为后续各省有望推
105、出类似高耗能企业消费绿电要求出炉。在此基础上,我们进行测算:若由高耗能电力用户承担全部剩余未交易绿电,则所需对应强制消费绿电占比约为29%。由于目前绿证与绿电的需求尚未完全建立,价格不能完全反应市场供需,我们参考全国碳市场价格进行测算,高耗能企业电价需增加1.8分。考虑到新能源发电量预计占比持续提升,碳市场交易电价上涨趋势明显,假设仅考虑平价绿电;后续成本将持续增加。若由火电发电企业承担,则对应度电成本需增加0.7分。图表:高耗能企业将承担约图表:高耗能企业将承担约1.8分的绿电成本分的绿电成本05101520253001,0002,0003,0004,0005,0006,0002022年20
106、23年2024年1-6月交易绿证 万张单价 元/张绿电供应量 亿度81382023年绿电与绿证交易量 亿度1059若由高耗能电力用户承担剩余未交易绿电 亿度7079传统高耗能行业用电量 万亿度2.4强制消费绿电占比29%二氧化碳排放因子 kgCO2/kWh0.59全国碳市场价格 元/吨100度电碳价格 元/kwh0.059对应绿证价格 元/mwh59.42以碳价测算可再生能源溢价市场亿元421高耗能企业度电成本增加 元/度0.0182023年工商业平均电价 元/度0.63高耗能企业度电成本增加%2.76%若由发电企业承担火电2023年发电量 亿度62657火电发电企业度电成本增加 元/度0.0
107、07 5252诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明此轮电改边际变化:绿电企业与配网建设有望率先收益此轮电改边际变化:绿电企业与配网建设有望率先收益综合我们对于未来电改以及电力市场建设的推演,我们认为此轮电改带来的边际变化如下:绿电绿证市场建设较为紧迫,绿电溢价将提升,绿电企业有望盈利提升:绿电绿证市场建设较为紧迫,绿电溢价将提升,绿电企业有望盈利提升:从电能量市场、容量市场、辅助服务市场、绿电/绿证交易市场对比来看,我们认为绿电相关市场建设仍然处于初级阶段,紧迫性较强。特别是绿电占比将加速提升,预计未来各省将陆续推动高耗能企业消耗绿电,参考全国碳市场价格进行测算,高耗能企业电价需增
108、加1.8分,占比电价比例较低。伴随绿电的需求得以进一步释放,相应的绿电溢价将提升,从而完善绿电的环境价值,推动电改进一步建设市场化电价机制。而成本侧,目前绿电的投资成本将持续降低。且绿电企业经历过23年装机高速增长后,发电量有望在24年迎来较快增长。进入2024年以来,相关政策提速较快,2024年2月首次将绿证交易纳入省级人民政府的考核,加强了绿证与能耗“双控”政策的衔接;7月17日,内蒙古发改委明确提出要实施存量高耗能企业可再生能源电力强制消费机制;8月2日,发改委印发加快构建碳排放双控制度体系工作方案建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制。综上,电改催化下,我们看好未来绿电企业的盈利有望持
109、续修复。电网投资加速大势所趋,分布式光伏接入急需配网升级改造,配网电力设备与信息化有望受益:电网投资加速大势所趋,分布式光伏接入急需配网升级改造,配网电力设备与信息化有望受益:新能源入市同步需要包括特高压在内的主网建设与配网建设加速进行,从目前的进度来看,以特高压为代表的主网进展相对较快,而配网侧投资连续多年占比下降(从2019年的67%,逐步下降到2023年的55%)。国家发改委、国家能源局发布关于新形势下配电网高质量发展的指导意见,提出到2025年,配电网承载力和灵活性显著提升,具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力。因此后续配网建设将提速,我们看好配网侧业务占比较高的电力设备公司以及相应电
110、网信息化相关公司。5353诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明此轮电改边际变化:火电盈利趋稳,储能、微电网盈利有望提高此轮电改边际变化:火电盈利趋稳,储能、微电网盈利有望提高综合我们对于未来电改以及电力市场建设的推演,我们认为此轮电改带来的边际变化如下:火电收入结构将分化,电能量市场收入下降,容量与辅助服务市场获利,企业盈利有所分化:火电收入结构将分化,电能量市场收入下降,容量与辅助服务市场获利,企业盈利有所分化:对于火电而言,2024年以来盈利有所修复,预计未来电能量市场收入将由于电能量市场价格下跌以及利用小时数下降而下滑,但容量补偿后续将由目前的固定成本的30%-50%持续提高
111、至100%,同时辅助服务费用亦将持续扩大。预计后续火电的收入收入结构分化,盈利整体维稳。发电企业除了技改降本以外,能够积极参与电力市场,获得现货(调峰)以及辅助服务收入将带来收益上的区别。灵活性资源长期需依靠新型主体,长期来看需完善对应盈利模式(储能、微电网),有望出台储能容量电价,设备厂商受益灵活性资源长期需依靠新型主体,长期来看需完善对应盈利模式(储能、微电网),有望出台储能容量电价,设备厂商受益短期来看,随着近两年火电逐步投建与灵活性改造完成,灵活性电源占比有了一定提高。但是长期来看,灵活性资源需要依靠包括储能、微电网在内的新型主体。目前储能仍然依靠容量补偿以及容量租赁的方式保持较低的盈
112、利水平,关于建立煤电容量电价机制的通知明确提出:逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。由于新型储能在调节性能和零碳属性方面优于煤电,预计后续储能的容量电价机制仍然有较大概率会出台。由于电芯价格近年快速下跌、储能盈利模式尚未完全建立,储能设备价格处于低价竞争的态势,设备厂商盈利较弱。伴随储能在辅助服务市场与容量市场的盈利提升,储能集成厂商与上游设备(电芯、PCS、温控)厂商有望受益。5454风 险 提 示风 险 提 示电力现货市场进展不及预期电力行业政策变动的风险宏观经济波动风险推荐公司业绩不及预期诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明5555新材料、电力设备组
113、介绍新材料、电力设备组介绍傅鸿浩:所长助理、碳中和组长,电力设备首席分析师,中国科学院工学硕士,央企战略与6年新能源研究经验。杜飞:碳中和组成员,中山大学理学学士,香港中文大学理学硕士,负责有色及新材料研究工作。曾就职于江铜集团金瑞期货,具备3年有色金属期货研究经验。覃前:碳中和组成员,金融硕士,大连理工大学工学学士,2024年加入华鑫有色团队。臧天律:金融工程硕士,CFA、FRM持证人。上海交通大学金融本科,4年金融行业研究经验,覆盖光伏、储能领域。诚信、专业、稳健、高效请阅读最后一页重要免责声明本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师,以勤勉的职业态度
114、,独立、客观地出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点。本人不曾因,不因,也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。证券分析师承诺证券分析师承诺股票投资评级说明:证券投资评级说明证券投资评级说明5656华鑫证券有限责任公司(以下简称“华鑫证券”)具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格。本报告由华鑫证券制作,仅供华鑫证券的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告中的信息均来源于公开资料,华鑫证券研究部门及相关研究人员力求准确可靠,但对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。我们已力求报告内容客观、公正,但报告中的信息与所表达的观点不构成所述证
115、券买卖的出价或询价的依据,该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求,在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。投资者应当对本报告中的信息和意见进行独立评估,并应同时结合各自的投资目的、财务状况和特定需求,必要时就财务、法律、商业、税收等方面咨询专业顾问的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果,华鑫证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易,还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露。本报告中的资料、意见、预测均只反映报告初次发布时
116、的判断,可能会随时调整。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。在不同时期,华鑫证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。华鑫证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本报告版权仅为华鑫证券所有,未经华鑫证券书面授权,任何机构和个人不得以任何形式刊载、翻版、复制、发布、转发或引用本报告的任何部分。若华鑫证券以外的机构向其客户发放本报告,则由该机构独自为此发送行为负责,华鑫证券对此等行为不承担任何责任。本报告同时不构成华鑫证券向发送本报告的机构之客户提供的投资建议。如未经华鑫证券授权,私自转载或者转发本报告,所引起的一切后果及法律责任由私自转载或转发者承担。华鑫证
117、券将保留随时追究其法律责任的权利。请投资者慎重使用未经授权刊载或者转发的华鑫证券研究报告。免责条款免责条款以报告日后的12个月内,预测个股或行业指数相对于相关证券市场主要指数的涨跌幅为标准。相关证券市场代表性指数说明:相关证券市场代表性指数说明:A股市场以沪深300指数为基准;新三板市场以三板成指(针对协议转让标的)或三板做市指数(针对做市转让标的)为基准;香港市场以恒生指数为基准;美国市场以道琼斯指数为基准。投资建议投资建议预测个股相对同期证券市场预测个股相对同期证券市场代表性指数涨幅代表性指数涨幅1买入20%2增持10%20%3中性-10%10%4卖出10%2中性-10%10%3回避-10%诚信、专业、稳健、高效请阅读本页重要免责声明报告编号:240805114411