一、用电需求持续增长，电力多维价值显现
用电需求和负荷刚性增长，供需偏紧支撑电价韧性
《中国电力》2023年第3期刊发《新形势下“十四五”后三年中国电力需求形势研判》显示： 1）2023年中国经济运行有望整体明显好转，预计GDP增速为5.0%~7.0%。2024、2025年，预计中国GDP分别增长4.5%~6.5%、4.0%~6.2%。 2）用电量仍有较大增长空间，技术进步、能源转型、电力市场、气候气温等因素对用电增长影响将增强，预计2023、2024、2025年，中国全社 会用电量分别为9.1万亿~9.3万亿、9.4万亿~9.7万亿、9.7万亿~10.1万亿kWh， “十四五”后三年年均增速为3.9%~5.3%， “十四五”年均增速为 5.2%~6.0%。 3）最大负荷受产业结构调整、空调与电采暖设备推广、气候气温等影响将更为突出，增速将高于用电增速。预计2023、2024、2025年，中国全 社会最大负荷分别为14.3亿~14.7亿、14.9亿~15.7亿、15.4亿~16.6亿kW， “十四五”年均增速为5.7%~7.2%，高于用电量年均增速0.5~1.2个百 分点。 ➢ 电力规划设计总院预计，2024年至2025年，全国电力供应保障压力仍然较大。极端气候显著推高电力负荷，结合当前电源、电网工程投产 进度，预计2024年，迎峰度冬期间华北、东北区域电力供需基本平衡；华东、华中、西北、南方区域电力持续供需偏紧。
安全保供和绿色转型形势下，电力多维价值显现
2023年5月15日，国家发改委正式印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕 526号），这是我国发布的第三监管周期省级电网输配电价，新的电价政策已于今年6月1日起执行。《通知》明确工商业 用户终端电价由上网电价、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，其中系统运行费用包 括辅助服务费用和容量电费等，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。
中电联发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》显示，为了保证系统安全稳定和持续推进能源 转型，系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的 多维价值。发电公司上网电价的合理构成应包括四个部分，即电能量价格﹢容量价格﹢辅助服务费用 ﹢绿色环境价格。
广东省和江苏省2024年长协电价有望维持较好水平
2023年12月7日，国家发改委、国家能源局发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》。 通知提出，持续推进电力市场化改革，规范有序做好电力中长期合同签订履约工作，充分发挥电力中长期交 易压舱石、稳定器作用，保障电力安全平稳运行。各地政府主管部门原则上应于12月20日前完成2024年年度 电力中长期合同签订工作。文件提出，要坚持电力中长期合同高比例签约，并明确了发电侧签约比例、用电 侧签约比例。用电侧：2024年各地市场化电力用户(含电网代理购电，下同)年度电力中长期合同签约电量应 不低于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年电力中长期合同签约电量 不低于上一年度用电量的90%。
2023年11月21日，广东省能源局、国家能源局南方监管局，发布《关于2024年电力市场交易有关事项的通 知》。通知中提出，2024年广东电力市场规模约为6000亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代 理购电电量，较上一年度增加500亿千瓦时。1）年度交易规模：2024 年，按照目前用户侧市场注册情况， 并考虑年用电量 500 万千瓦时及以上的电网代购用户直接参与市场，安排年度交易规模上限 3200 亿千瓦 时，成交电量达到 3200 亿千瓦时结束年度交易。2）交易价格：按照“基准价+上下浮动”的原则，根据燃 煤基准价0.453元/千瓦时上下浮动 20%形成年度交易成交均价上下限。2024年，市场参考价为0.463元/千瓦 时，年度交易成交均价上限暂定为0.554元/千瓦时，下限暂定为0.372 元/千瓦时。
江苏电力交易中心发布《2024年电力市场年度交易公告》，对2024年电力市场年度交易相关事项进行公告。 在发电量方面，《公告》规定省内燃煤机组年度交易电量原则上为其2023 年上网电量的 80%左右；在交易 价格方面，煤电电量电价仍按照“基准价+20%上下浮动”形成（312.8~469.2元/兆瓦时），容量电价按照国 家和省有关规定执行。此外，江苏省2023年12月电力集中竞价交易结果近期发布，成交价格为469.2元/兆瓦 时，较基准电价顶格上浮。
二、长协煤保供+容量电价，利好火电盈利趋稳
动力煤供需平衡，长协保供助力煤电盈利持续改善
2023年，国内煤炭产量供应稳定增长以及进口煤大增的情况下，动力煤供需整体平衡，中长协价格相对稳定在国家发改 委规定的价格区间。预计2023年电煤中长协供应量提升到26亿吨，覆盖面超过85%。山西电煤中长期合同履约率达91.3%， 签约量超额完成。最新环渤海动力煤价格指数稳定在731元/吨，市场动力煤现货报价为954元/吨。
基于发电耗煤持续增长的考虑，2023年要求电力企业长协全覆盖甚至105%覆盖（即发电耗煤在2022年基础上增加5%）， 2024版本签约比率恢复至80%-100%，对耗煤增量的限制相对放松，签约弹性较2023年增加。2024年火电发电量预计有3%- 5%的增加，所以即便长协签约比率下降，电煤合同量或并不会有明显减少，长协量整体保持稳定，有利煤电盈利持续改 善。
煤电容量电价出台
2023年11月10日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量 电价机制的通知》。自2024 年1 月1 日起执行煤电两部制电价，并明确煤电 机组固定成本、各省补偿比例以及分摊方式。
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。综合考虑各 地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，2024~2025年，多数地方通过 容量电价回收固定成本的比例为30%左右即每年每千瓦100元，部分煤电功能 转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的 比例提升至不低于50%,即每年每千瓦165元。
该调整是为了适应煤电从主力电源向基础保障性和系统调节性电源转型的 需要。煤电容量电价机制的建立，是将现行单一制电量电价调整为“电量电 价+容量电价”的两部制电价，其中，电量电价通过市场化方式形成，灵敏 反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价则是为保障用户侧用电 充裕度（与用电可靠性密切相关）而向提供有效容量的主体支付的费用，专 门为回收煤电机组固定成本而设，体现了煤电可靠发电容量的价值。
煤电机组通过灵活性改造，用于深度调峰的成本是最经济的。据测算，以煤 电灵活性改造成本1000元/kW，年调峰时长1000小时（25%的调峰空间），寿 命20年计算，煤电调峰的度电成本只有0.05元，远远低于抽水蓄能的0.23元、 锂电池储能的0.25-0.3元。有了容量电价的“托底”，煤电灵活性改造的积 极性就有了，按10亿千瓦装机的保守基数算，容量补偿相当于每年给煤电增 厚1000-1500亿元。
三、辅助服务+现货交易，改善火电盈利预期
煤电辅助服务市场有望扩容，进一步提升收益回报
辅助服务在电力系统中的关键作用是维持电力系统频率、电压稳定和供需平衡。通过提供灵活性支持，辅助服务能有效应对 负荷波动、突发故障，降低电力系统的风险。据电力辅助服务调节原理的不同，可以分为有功平衡服务、无功平衡服务和事 故应急及恢复服务。有功平衡服务通过频率控制调节系统的有功出力，无功平衡服务即电压控制服务，事故应急及恢复服务 包括稳控切机服务、快速切负荷服务和黑启动服务。其中，有功平衡服务特别是调频、调峰是我国电力辅助服务中应用最多 的方式。
截至2023年上半年，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全国电力 辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。按结构划分，市场化补偿费用204亿元，占比73.4%；固定补偿费用74亿元，占 比26.6%。按类型划分，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主 体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。
现货交易市场加快推进，提升煤电市场报价竞争力
2023年9月18日，国家发改委、国家能源局于联合下发了《电力现货市场基本规则（试行）》，该规则主要目的是规范电 力现货市场的建设和运营。规则内容包括日前、日内和实时电能量交易，以及现货市场与中长期、辅助服务、电网企业 代理购电的协调衔接。这一举措标志着现货市场已经从试点探索阶段过渡到全国推广新阶段。
2023年11月1日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。明确了下阶 段现货市场建设路径。在省间市场方面，要求2023年底前具备连续开市能力；在省内市场方面，明确了各个省份现货结 算试运行的时间节点，其中要求河南力争在2023年底前开展长周期结算试运行；在区域市场方面，明确南方区域市场在 2023年底前启动结算试运行，京津冀市场力争2024年6月前启动模拟试运行，加快推动长三角电力市场建设工作。
煤电在现货市场高价时多发、低价时少发，现货结算价格溢价显著。煤电机组的机电特性可为电力系统稳定和平衡贡献 重要支撑，在电力现货交易机制层面存在显著的报价优势，2022年山西、甘肃、蒙西、山东电力现货市场中火电结算价 分别为418.84、405.42、409.36、504.71元/兆瓦时，较同期风光结算价溢价110~265元/兆瓦时。有了现货交易作为中长 期交易的补充，可以减少煤电电价受煤价下跌的影响，并进一步提高煤电市场报价竞争力。
四、风光度电成本持续下行，绿电装机提速
风电整机价格持续下行，显著提升风电项目收益率
近日，内蒙古能源集团阿鲁科尔沁100万千瓦风储基地项目中标结果出炉。该项目分为两个标段，每个标段容量均为50万 千瓦，两家整机企业分羹。其中标段一第一中标候选人报价6.575亿元，折合单价1315元/千瓦。标段二第一中标候选人报 价6.54亿元，折合单价1308元/千瓦。如果剔除塔筒的话，此次裸机报价约958元/kW，刷历史新低。
2010~2022年之间，全球陆上风电度电成本下降了69%，从2010年的0.107美元/千瓦时降至2022年的0.033美元/千瓦时，风 电已经成为最经济的可再生能源。风电整机价格持续下行，有利显著提升风电项目收益率。
光伏产业链价格下行，刺激终端需求增长
硅业分会最新数据显示，最新n型硅料成交区间在65-70元/吨，成交均价为68元/吨，环比下降0.15%；单晶致密料成交 区间在58-62元/吨，成交均价为60.2元/吨，环比下降0.33%。预计12月多晶硅价格n型持稳为主，p型小幅下滑。
Energy Trend数据显示，近期本周组件价格企稳，182单面单晶PERC组件主流成交价为1.01元/W，210单面单晶PERC组件 主流成交价为1.02元/W，182双面双玻单晶PERC组件成交价为1.02元/W，210双面双玻单晶PERC组件主流成交价为1.03元 /W。基于2024年终端装机需求，多晶硅产能过剩以及产业链价格博弈，预期光伏产业链价格或仍将持续弱势下行。
报告节选：
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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