【信达证券】电力行业2024年策略报告：电改加速推进下的电力行业投资机遇.pdf

2023-12-20

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新型电力系统处在起步阶段，缺电和弃电问题并存

1.1新老电源协同发展，新型电力系统初具规模

自 2021 年 3 月，中央财经委员会第九次会议上首次提出 “构建以新能源为主体的新型电力系统”以来，电力系统低碳转型步入快车道，新能源发展也随之提速。同时，在 2021-2022 年电煤供应紧张、缺电事件频发后，政策重新转向能源电力的保供，火电项目审批建设节奏大幅加快，传统电源开启发展新周期。总体来看，新型电力系统中新能源与传统电源呈现协同发展态势，新型电力系统建设已初具规模。

新能源：装机、电量占比高速增长，2030 年发展目标有望大幅提前完成。装机方面，自 “十二五”初以来，新能源装机保持高增速，实现长足发展。2023 年以来，受益于组件价格的大幅下跌，光伏装机规模年内持续高增，1-10 月已实现光伏并网装机 14256 万千瓦，同时实现风电并网装机 3731 万千瓦，风光合计新增装机量达 1-10 月新增总电源装机的 71.91%。电量方面，风光电量同样保持多年高增长，2023 年 1-10 月已实现光伏发电量 2436 亿千瓦时（同比+23.75%），实现风电发电量 6424 亿千瓦时（同比+4.38%），风光发电量合计达1-10月总发电量的12.08%。发电增量方面，2022年风光贡献增发电量达1522 亿千瓦时，占 2022 年增发电量的 65.36%，已成为全社会增发电量的主要提供电源。截至 2023 年 10 月末，全国风光装机合计达到 9.40 亿千瓦，1-10 月合计新增装机已达 1.80 亿千瓦。从目前发展进程来看，2020 年习主席提出的“到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上”，和《2023 年能源工作指导意见》中“全年风电、光伏装机增加 1.6 亿千瓦左右”的目标有望大幅超前完成。

传统能源：煤电“十三五”期间发展受限，“十四五”开启建设新周期。自“十二五”来，国内煤电投资快速增长，但利用小时数持续下滑，煤电过剩风险逐渐显现。为防范煤电装机与投资浪费，化解煤电潜在过剩风险，2016 年国家发改委、能源局先后印发《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于进一步调控煤电规划建设的通知》等文件，严控煤电新增规模。同年，国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》更提出 “‘十三五’期间，取消和推迟煤电建设项目 1.5 亿千瓦以上……到 2020 年全国煤电装机规模力争控制在 11 亿千瓦以内”等目标。受政策影响，“十三五”期间煤电发展受到严格限制。 2020 年我国提出“30·60”“碳达峰-碳中和”的目标后，部分地方没有完整、准确、全面理解“双碳”政策理念，出现减碳的节奏偏差。2021 年 7 月，中央政治局会议首次提出 “先立后破”，此后能源双碳顶层设计开始强调节奏，强调以保障安全为前提构建现代能源体系，确保国家能源安全。在 2021 和 2022 年频发缺电事件的催化下，电力政策同样转向对支撑性电源建设的鼓励，2022 年 8 月国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作中提到“已开始逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运”。2023 年 4 月，国家能源局发布的《2023 年能源工作指导意见》中，将“坚持把能源保供稳价放在首位”作为 2023 年能源工作的基本原则，重点强调增强能源电力的供应保障。

火电新周期开启，投资额逆势上扬。投资强度方面，自2021年四季度以来，火电投资额逆转持续多年的下跌趋势，迎来上升拐点，累计同比持续攀升。2021 年火电年投资额达 672 亿元，同比增速达 18.31%；2022 年火电年投资额达 909 亿元，同比增速达 35.27%，增速提高；2023 年 1-10 月火电累计投资额达 730 亿元，同比增速仍高达 14.20%。从项目核准情况看，自 2022 年 8 月政策调整以来，煤电项目核准节奏显著加快。2022 年 1-7 月，煤电项目累计核准仅为 18.24GW，而同年 8-12 月的新增核准则高达 56.48GW，占全年新增核准项目的 75.59%。2023 年以来，煤电项目快速核准的节奏仍在持续，2023 年 1-10 月煤电项目新增核准累计达到 68.50GW，同比增速达 10.31%。从项目开工情况看，煤电项目开工潮也同步启动。2022 年 1-7 月煤电项目新增累计开工仅为 21.80GW，而同年 8-12 月的新增累计开工高达 43.57GW，占全年新增开工项目的 66.65%。2023 年 1-10 月煤电项目新增累计开工达到 79.85GW，同比增速高达 70.84%。

1.2发展阶段性问题频发：系统稳定运行迎来挑战、运行成本呈快速抬升趋势

能源电力的发展将长期面临“不可能三角”的挑战，即当前条件下，难以构建一个能源系统，使其同时满足安全稳定、经济廉价与绿色低碳的特征。传统电力系统中，电源供给结构与我国“富煤贫油少气”的能源资源禀赋相匹配，电源装机以火电尤其是煤电为主，水电核电分别在西南地区和沿海省份占比较高。整体来看，在平水常温年的条件下，我国电源装机的出力水平总体可控。而自“十二五”起，新能源装机和电量快速增长，渗透率逐渐提升。由于新能源出力具有强不确定性和低保障性，超出社会与能源系统协同发展节奏将会对能源安全带来挑战，推高能源成本。从电力电量的时间分布来看，新能源的电力分布具有瞬时间歇性和波动性，电量分布具有“日出而作，日落而息”的周期性，瞬时变化与周期波动均需电力系统提供额外的调节支撑资源。从电力电量的空间分布来看，以三北地区风光大基地为代表的清洁能源基地加速建设，区域电力不平衡矛盾加剧，源荷空间错配问题持续突出。原有的电力系统架构硬件和“国调-省调-地调-县调”的逐级调度体制均难以适应“双高”（高比例新能源，高比例电力电子设备）接入下的新型电力系统，电力系统稳定运行迎来挑战，系统运行成本呈现快速抬升趋势。

1.2.1 缺电问题频发，电力系统安全稳定运行遭遇挑战

在 2020 年“双碳”目标提出后，电力系统加速低碳转型进程，新能源装机及电量同比持续实现高增；同时电力市场化改革进展较缓，2020-2021 年煤电电价虽有“基准价+上下浮动” 的浮动机制，但受限于政策要求实际未能实现自由上浮。因此 2021 年煤价高企时，火电运营商无法通过电价向下游用户疏导大幅上涨的煤炭成本，出现因缺煤导致的缺电事件； 2022 年来水不及预期时，出现因顶峰装机不足导致的缺电事件，且连续两年亏损的火电企业没有足够积极性投建煤电等顶峰电源，电力系统安全稳定运行遭遇挑战。

缺电事件频发表现为负荷尖峰时刻顶峰装机裕度不足，单靠供给端无法满足电力系统电力电量平衡的要求，进而限缩需求端的负荷用电。“十三五”期间顶峰电源建设放缓导致系统可靠容量逐年下降，进而成为导致“十四五”缺电事件频发的重要原因。电力系统固有的电力电量平衡特性和难以大规模存储特性，决定了电力系统需主要依赖电源装机出力及调节以满足负荷端波动。在传统电力系统中，以煤电为主的火电装机占电源装机的绝大比重，其出力较为稳定可调。但“十三五”以来国家严控煤电新增装机规模，2016~2020 年间，煤电新增装机在总新增装机中的占比分别为 36.85%、27.70%、21.98%、32.83%、 18.02%，导致煤电装机占比从 2016 年的 57.33%下滑至 2020 年的 49.01%。同时，水电剩余可开发裕度不足，核电在 2016-2018 年间审批建设停滞三年，导致顶峰容量增速逐步放缓。而“十三五”以来，我国新增装机容量主要来自于新能源。新能源电源装机可靠性较低，易在极端天气下出现出力受阻情况。因此，顶峰容量装机增速远低于全电源装机增速，以煤电为主体的支撑性电源装机占总装机比例逐年下降，叠加尖峰负荷持续增长，导致顶峰容量裕度不足，是缺电发生的根本原因。

顶峰装机容量裕度缺口持续扩大。虽 2023 年因来水好转叠加气温平稳，未出现严重缺电现象；但 2024 年缺电情况仍有再次发生的可能性。由于 2023 年夏季中部和南方普遍气温同比有所下降，极端天气情况有所缓和，叠加 8 月来水情况大幅好转，水电出力支撑大幅增强，我们预计 2023 年全国尖峰负荷增速仅为 3.84%，相较于全社会用电量增速偏低，因此 2023 年电力供应紧张情况大幅好转。然而由于火电新增投产潮需到 2024 年底才可初步体现，2024 年缺电情况仍有再次发生的可能。据我们估算，2024 年尖峰负荷预计保持 6%的增速，达 14.2 亿千瓦左右。顶峰容量裕度缺口或将持续扩大。

政策重点转向安全保供，火电项目核准开工全面提速。2022 年 8 月四川缺电发生后， 9 月国家发改委召开了煤炭保供会议，提出“今明两年火电将新开工 1.65 亿千瓦”的火电建设目标。火电项目核准开工全面提速。据我们统计，2022-2023 年 10 月，国内新增火电项目核准容量达 145.2GW，国内新增火电项目开工容量达 143.86GW。从结构上看，除五大发电央企（国家能源集团、中国华能集团、中国华电集团、中国大唐集团、国家电力投资集团）持续发力投建火电外，地方能源电力企业和煤炭企业投资建设火电的积极性也较高，在核准和开工口径的占比合计分别为 44.01%和 40.72%，主要由于地方政府需落实压紧能源保供任务，地方能源企业投建火电积极性较高。此外，煤炭企业在《关于发展煤电联营的指导意见》、《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》等政策鼓励下积极推进煤电一体化发展。得益于过去两年高煤价实现的较好收益，煤炭企业投建及参股火电积极性超预期。

1.2.2 弃电率边际有所上升，消纳问题引发关注，低碳转型之路曲折中前进

新能源消纳全国情况尚可，但部分省份弃电率持续走高。就全国整体情况而言，2022 年全国风电利用率达到 96.8%，光伏利用率达到 98.3%。消纳情况尚可，但弃风率较 2021 年已经出现边际上升。分地区对比来看，2023 年部分大基地省份和新能源占比较高的省份消纳率出现边际持续走高的态势。根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2023 年 1-10 月，河北风电弃电率 4.7%，相较于 2022 年上升 0.1pct，太阳能弃光率 2.2%，相较于 2022 年上升 0.4pct；蒙东风电弃电率 8.3%，相较于 2022 年上升 5.9pct，太阳能弃光率 1.3%，相较于 2022 年上升 0.7pct；甘肃风电弃电率 5.2%，相较于 2022 年上升 1.1pct，太阳能弃光率3.0%，相较于2022年上升1.5pct；河南风电弃电率2.9%，相较于2022年上升1.2pct，太阳能弃光率 1.6%，相较于 2022 年上升 1.5pct。除甘肃、内蒙等新能源风光大基地所在省份外，中部新能源占比比较高的河南、河北弃风弃光率边际上升，电力系统接纳新能源新增电量的难度持续上升。

“负电价”频繁出现，消纳问题逐步引发关注。新能源出力具有边际零成本，同质性和反负荷特性，导致新能源出现“内卷”，即在白天光伏同时出力，导致电力供需供大于求，同时新能源边际零成本特性使其在电力现货市场中可以实现优先出清，从而拉低电力现货市场的现货价格；傍晚居民负荷晚高峰出现，但新能源的反负荷特性导致傍晚时刻新能源难以为电力系统提供出力，导致电力供需供不应求，从而抬高电力现货市场的现货价格。在电力市场改革推进后，山东、山西等具备电力现货市场的新能源大省在现货电价方面多次因市场规则的不同出现“零电价”（山西）和“负电价”（山东）。2023 年“五一”假期期间，山东实时现货交易连续 22 小时为负电价，“十一”假期期间，山东再次出现连续 7 个小时的负电价，引发行业内广泛关注。

弃电问题的本质在于源荷时空错配，即新能源发电的电源侧和负荷侧存在时间、空间错配的问题。时间方面，风光发电侧与用户侧存在日内、季节尺度上的电力供需错配；空间方面，新能源装机主要集中于“三北”地区，而电力负荷集中在中东部，新能源装机分布与用电负荷侧存在空间错配。此外，新能源发电占比提升加剧源荷时间的错配程度，加大消纳难度。因此，解决消纳问题的本质是需要解决源荷的时间和空间错配，即需要跨省区特高压工程和灵活性资源的时间空间调节。近年来电网投资额增速较低，特高压通道建设大幅慢于电源建设。从电网投资额角度来看，近年来我国电网投资完成额增速偏低，2017-2022 年 CAGR 为-1.3%（其中 2019/2020 年投资额出现同比下滑），与新能源较高的投资强度和热度形成错配；从特高压规划及实际建设进展角度来看，2022 年国网提出年内将开工建设“十交三直”特高压工程，但受特高压专项审计周期较长，及环评和疫情拖延开工的影响，2022 年仅开工“七交”，直流尚未开通；2023 年以来电网建设加快推进，特高压迎来新一轮建设高峰期。2023 年电网投资增速大幅增长，1-10 月电网投资完成额同比增长 6.27%；2023 年国网预计规划核准“5 直 2 交”，开工“6 直 2 交”，截至 2023 年 8 月，“金上-湖北±800KV”、“陇东-山东±800KV”、“宁夏-湖南±800KV”、“哈密-重庆±800KV”等四条特高压直流已于年内陆续开工，进度有所加快。但考虑其 2 年左右的建设周期，预计 2025 年底才可投产运营，特高压工程建设推进恐仍将滞后于风光大基地电源建设。

灵活性资源不足，消纳问题短期内难以根本改善。火电灵活性改造方面，受下游电价机制疏导不畅等因素影响，“十三五”期间火电灵活性改造实际规模远低于目标，仅完成规划量的 45.5%；“十四五”以来，随着新版“两项细则”的出台、各地辅助服务政策的陆续完善，煤电灵活性改造进程有所提速，2021-2022 年共完成灵活性改造 1.88 亿千瓦，已实现 “十四五”规划目标的 94%，但规模仍然偏低。抽水蓄能方面，“十三五”建设进程同样不及预期，仅完成规划量的 43%。“十四五”期间，抽蓄建设进程同样有所加快，截至 2023 年 10 月我国抽蓄规模达到 5004 万千瓦，其中“十四五”以来新增 1972 万千瓦，已完成“十四五”规划量的 62.2%；然而，考虑抽蓄建设周期需要 6-8 年，短时间内投运规模增长仍然有限。电化学储能则受限于体量小、充放时间短、电池使用安全仍存争议等问题，难以解决电力系统日以上级别的电力电量平衡问题，且长时储能技术仍在探索中。成本方面，电化学储能近年来经过技术发展，降本显著。据 2021 年文军等所著《储能技术全生命周期度电成本分析》，磷酸铁锂储能度电成本高居 0.68 元/kWh，而据 2023 年 11 月远景集团高级副总裁田庆军表示，锂电池储能度电成本已经接近 0.2 元/kWh。储能技术仍在快速迭代发展的过程中，或将在未来成本具有优势时有望实现大规模推广。

电力市场改革驶入快车道，机制助力疏导系统供需矛盾

2.1 “十三五”期间电改历史回顾（2015-2020）：电改意在实现资源优化配置，但结果为发电侧单边降价

以中发 9 号文的印发为标志，中国掀开了新一轮电力市场化改革的序幕。为建立高效的资源分配机制、理顺电价关系，2015 年国家发改委发布电改“9 号文”，以“管住中间，放开两头”为核心思想，推进对电力的市场化定价，即：对于位于中间的输配电环节进行强监管，由政府通过定期的成本监审进行合理定价；对于发电端和用电端，不再由电网企业进行统购统销，而是由两端进行市场化定价，以合理反映供需水平。继“9 号文”之后，我国电力体制机制也正式步入计划电与市场电并存的“双轨制”阶段。

电改选择电力供需宽松窗口期，交易机制初步建立。改革初期，市场机制和市场运行推进较为缓慢。电力供需宽松时期，政府定价（标杆价等）水平高于市场定价水平。对于用户而言，进入电力市场能够享受降电价红利，更容易接受市场化改革；对于发电运营商而言，进入电力市场能够“以量补价”，缓解经营压力。从交易机制部分来看，2016 年，国家发改委、能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》，要求各地适时有序放开发用电计划，制定中长期交易规则；次年，国家发改委、能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，将南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等 8 个地区作为第一批现货市场试点，试验日前与实时的电力交易机制。至此，电力交易 “中长期+现货”的基本机制得以初步建立。改革初期，各地开始摸索电力交易机制。在电力系统强调安全运行的前提下，各地对变革现有电力系统调度运行机制的态度较为保守，多倾向于稳步推进。随“9 号文”提出的《关于推进电力市场建设的实施意见》，其中整体按照以现货市场为基础的市场体系直到 2017 年才开始逐步落实，首批 8 个现货试点到 2020 年仍未能实现年度结算试运行，推进较为缓慢。

主客观因素叠加，电改实质上导致发电侧“单边让利”的结果。推动电力市场化改革，建立市场化交易机制的目的是发掘电力时空价值，促进资源优化配置。改革与市场并不能决定电价绝对性地上涨或者下跌。但自 2015 年新一轮电改启动以来，电力供需和政府政策导向综合导致电价持续下降的结果。从客观方面来看，“十三五”前期电力供需较为宽松， “十二五”至“十三五”火电利用小时数持续下降，全社会总用电量增速及分类用电量增速均出现下滑，2015 年电改同步启动，形成“电改=降电价”的预期。从主观方面来看， “十三五”期间，中央政府主导解决国内工商业制度性成本过高，非税负担过重的问题，直接推动电价 2018-2020 年连续三年实行行政性降价；地方政府存在招商引资，扩大本地投资的需要，行政干预电价动力较强。综合来看，电改启动伊始便受到较强的干预，至 2020 年电价一再降低，形成发电侧“单边让利”的局面。2019 年，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》：自 2020 年起，煤电电价机制由过往的“煤电联动”改革为“基准价+上下浮动”机制，允许煤电电价实现“-15%-+10%”的区间浮动。然而，受政府降价降费的行政干预影响，政策同时强调“2020 年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升”。降价降费的行政干预持续影响 2020-2021 年年度电力长协价格的浮动范围。

2.2 “十四五”以来电改进展总结（2021-2023）：缺电事件催化电改推进加速，市场化取得重要进展

电力供需紧张引发两年缺电限电事件后，煤电电量电价迅速实现市场化，“市场煤-计划电” 矛盾初步缓解。受缺电限电事件催化，2021 年 10 月，国家发改委印发《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[2021]1439 号），将煤电价格浮动空间扩大至“-20%~+20%” （高耗能不受限制），并将全部煤电电量和 10kV 以上工商业用户推入市场。“1439”号文的重要性体现在其直接解决煤电电量计划与市场并存的“双轨制” 问题，真正意义上允许煤电电价实现高于基准价的向上浮动，同时实现煤电的量价市场化放开。2023 年以来，随着煤价均值的同比回落、以及长协煤覆盖率的提升，火电企业普遍实现扭亏为盈。至此，随着交易机制及交易电价不断“松绑”，交易范围不断扩大，电力市场化改革步入快车道。电力价格方面：年度长协终实现顶格上浮。2023 年电力年度中长期交易情况中，广东电力市场年度双边协商、挂牌成交和集中竞价均在552.2元/MWh以上，几乎逼近年度合同成交上限 554 元/MWh。江苏年度交易加权均价 466.64 元/MWh，上浮比例达 19.35%。山西电力市场年度双边协商、集中竞价和年度挂牌交易价格不一，但均较于燃煤基准价 332 元 /MWh 出现明显上涨。

月度交易方面，2023 年 1-10 月电网代理购电价格较基准都有明显上浮。1-8 月全国电网代理购电均价同比上涨明显。虽 9 月之后月度代理购电价格同比有所回落，但均价依然在基准价上浮区间。

市场化交易电量占比继续提高，省间电力交易活跃。1-10 月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 46578 亿千瓦时，同比增长 8.1%，占全社会用电量比重为 61.3%，同比提高 1.2 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 36456.2 亿千瓦时，同比增长 6.4%。历经 2021-2022年的电力市场迅速铺开，市场化交易电量保持高速增长，至 2023 年虽增速有所放缓，但同比依然保持正增长。市场化交易电量体量持续扩大。

现货市场加速推进，现货时代或将来临。2023 年 9 月，国家能源局正式发布《电力现货市场基本规则》，标志着全国范围内的省级电力现货市场发展将出现提速。第一批 8 个试点地区（南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）已于 2022 年 6 月底启动长周期结算试运行，第二批 6 个试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）已于 2022 年 7 月底前启动模拟试运行。自 2022 年年中以来，第二批现货试点中，湖北、河南、江苏、辽宁分别开展调电试运行和结算试运行。此外，非现货试点省份对于现货市场的建设推进积极性也较高：宁夏、重庆、陕西、江西、河北电网、青海、湖南均开展模拟试运行或调电试运行。2023 年全国范围内的现货市场推广热潮已起，“现货时代” 或将来临。

辅助服务市场改革初现，新型电力系统调节需求有望推动辅助服务市场推广，费用逐步转向发电企业和市场化用户共同分摊。电改之前，根据《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43 号）要求，辅助服务费用的来源分为两种，一是辅助服务的考核费用+按统一标准由并网发电厂分摊，二是仅包括辅助服务的考核费用。辅助服务费用的补偿和分摊并未体现在终端电费中，而是由发电侧平摊相应成本，形成电源端“零和博弈”。 2021 年 12 月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（新版“两个细则”），重点提出基于“谁受益、谁承担” 的原则，理顺辅助服务补偿和分摊机制，并推动辅助服务费用分摊向用户侧和未提供服务的发电单元传导。

新版“两个细则”后各地辅助服务政策出台不断，辅助服务种类逐步扩容。自 2021 年新版“两个细则”发布以来，各地辅助服务市场政策不断出台。其中，甘肃和西北地区创新地发布“调峰容量电价”的机制，将原先调峰辅助服务按电量补偿变为按容量补偿，较大程度上消除火电机组参与调峰辅助服务时因补偿电量不确定而带来的收益不确定，明显提高火电机组深度调峰的积极性。此外，除传统电力系统中调峰调频等辅助服务种类外，山西、山东等新能源大省针对系统波动较大，爬坡和调频需求较高的实际需求，分别出台一次调频辅助服务市场和爬坡辅助服务市场机制，以满足新能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，维持系统功率平衡。

煤电容量电价机制终落地，政策着眼于中长期煤电功能定位转型、充分发挥支撑调节作用，短期兼顾补偿煤电效益。在新能源占比逐步提升的新型电力系统中，煤电占比逐步下降，并逐步转向提供辅助服务调节和容量支撑的支撑调节性电源。煤电盈利模式也将随定位转型而发生变化，其顶峰备用价值亟需相应定价，从而一定程度回收机组投资成本。2023 年 11月 8日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，容量电价政策正式落地。《通知》明确了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，固定成本全国统一为每年每千瓦330元，2024～2025年多数地方通过容量电价回收固定成本的 30%左右（即每年每千瓦 100 元的容量电价水平），部分煤电转型较快的地方适当高一些，为 50%左右（即每年每千瓦 165 元的容量电价水平）。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。同时，《通知》明确了容量电价的分摊方式，纳入系统运行费用，由工商业用户按当月用电量比例分摊。煤电容量电价机制的建立，意味着我国近一半的发电装机的电价结构调整为两部制电价，是政策首度以电价补偿的形式认可煤电的顶峰备用价值，正向激励煤电投资建设的积极性。

煤电容量电价机制有望开启煤电估值逻辑重塑。对于煤电而言，以往仅考虑其电能量价值时，影响业绩的主要是煤价、电量电价、小时数这三要素。传统视角下的煤电资产同时受市场化程度较高、价格弹性较大的煤价，以及市场化程度较低、价格几乎无弹性的管制电价压制，成本端波动压力无法充分疏导至下游。因此，煤电板块历史上并没有体现出公用事业的稳定盈利属性，而成为典型的逆周期板块。而市场化改革加速推进后，将通过多元市场对于辅助服务、容量价值等多元价值进行定价。容量电价机制的正式出台，意味着煤电资产将取得一部分稳定收益，其资产回报率的确定性有所提升，抵抗煤价波动的能力也更强。因此，我们认为煤电资产有望迎来价值重估，逐步走向合理盈利的 PE 估值体系。

2.3 电改未来展望（2024-2025）：构建多维度电力市场体系，体现电能量、安全、绿色等价值并合理疏导转型成本

新型电力系统的建设需要构建多维度电力市场体系，体现电能量、安全、绿色等多元化价值。其中，“中长期+现货”电能量市场体现电能量的价值，亟待中长期市场进一步扩大和现货市场的全面推广；安全性方面，辅助服务市场和容量机制分别对应灵活性资源的调节价值和煤电的顶峰容量价值，有待辅助服务市场和容量机制的进一步完善；清洁性方面，则需以绿电绿证交易机制体现绿色电力的环境价值，亟待绿电绿证交易的持续扩容。展望未来，通过市场化机制促进新能源消纳、保障系统容量裕度，并建立转型成本的合理疏导机制。同时，电力市场化改革有望带动电价的结构调整重塑，由于系统性成本的抬升，中长期来看电价中的辅助服务费用、容量费用、环境费用将呈上升趋势。

2.3.1. 电能量市场：“中长期+现货”体系不断完善，现货市场有望全面推广，电力分时分区信号趋于完善

当前电力交易以中长期交易为主，“高比例电量+精细化签约”是未来发展方向。当前国内电能量市场以年度和月度的中长期交易为主，其中按照 2022 年国家发改委、国家能源局《关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》，年度中长期合约签约电量应高于上一年度的 80%，全年中长期合约电量应高于上一年 90%。电力中长期交易锁定高比例交易电量的现状有望持续。此外，电力中长期交易逐步开始向精细化发展，分时段带曲线交易成为主流。《关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》同样要求“进一步优化时段划分方式，交易时段数量由 3—5 段增加至 5 段以上，按需明确划分尖峰、深谷时段”。同样，广东、山东等省份也相继出台相应分时带曲线的中长期交易政策。

政策推动现货市场建设加快推进，基本规则出台为现货市场推广提供样板。现货市场的推进在 2022 年前较为缓慢。首批电力现货市场试点于 2017 年 9 月即开始建设，但到 2022 年，首批 8 个现货市场试点仍未全部进入常态化试运行。自 2022 年，国家发改委、能源局发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，除要求第一批试点 6 月进入长周期试运行外，还要求第一二批以外的其他地区在 2022年一季度上报现货市场方案。政策推动现货市场建设在全国范围内推广。2023 年 9 月，国家发改委、能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》，这是首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则，为其他准备建设电力现货市场的省份提供基本的制度指引。2023 年 10 月，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，要求其他地区(除西藏外)加快推进市场建设，力争在 2023 年底前具备结算试运行条件。现货市场推进全面提速。

部分试点运行经验较为成熟，现货机制助力发掘电力时空价值。首批试点中，广东、山西、山东作为长期开展连续结算试运行的省份，其运行经验较为丰富。其中，三个省份均采用 “全电量参与，日前市场+实时市场”的市场模式，而其现货市场的电价曲线特征则反映出其本身电源结构和对新能源参与市场的要求。市场成员方面，广东作为新能源占比较低的省份，现货市场中主要由煤电、气电和核电机组参与交易，新能源仅试点参与现货市场；山西和山东作为新能源大省，山西市场中新能源以“报量不报价”参与现货市场，山东市场中集中式电站以至少 10%的电量“报量报价”参与现货市场。在高比例新能源富集的地区，新能源出力同质性和反负荷特性将导致在光伏大发时刻，电力系统供大于求，电价显著走低；在光伏无法出力的时刻，电价显著走高。以同一天（2023.03.10）的市场价格为例，广东现货电价运行较为平稳；而山西和山东的现货电价在中午时段均出现阶段性走低，在傍晚时段重新走高。因此，现货市场可以有效跟踪电力系统的实时供需情况，发掘电力的时空价值的作用较为明显。展望未来，在现货市场全面推广的大背景下，北方地区新能源电量占比较高的省份有望出现类似山西山东的情况，电力供需时段性宽松和紧张的情况直接反应为电价的时段性低谷和尖峰。西南地区水电电量占比较高的省份则更有可能因水电出力的季节性丰枯表现，电价呈现季节性的高位和低谷。

2.3.2. 辅助服务市场：消纳压力凸显下辅助服务有望成电改焦点，费用疏导与分摊成改革关键

沙戈荒大基地项目逐步提速，外送通道建设仍稳步推进。如前所述，当前西北地区的弃风弃光情况不容乐观，且伴随着第二、三批沙戈荒风光大基地项目陆续开工，至“十四五” 末投产期更需外送通道的建设以实现新增电力消纳。然而特高压项目可研和建设仍处于稳步推进节奏，叠加特高压项目的 1.5 年左右的建设周期，大基地项目的消纳情况或将因外送条件不具备而受限。除此之外，分布式光伏的接入情况也初现危机。2023 年 6 月，国家能源局发布《开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，在全国范围选取山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建 6 个试点省份开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作，以期解决分布式光伏接网受限等问题。截至目前，福建、广东、河南均已公布相关评估结果。其中，广东、福建多县市分布式光伏剩余接入空间裕度已告罄，其余多县市剩余接入裕度有限，代表分布式新能源接入和消纳瓶颈问题同样开始逐步凸显。重磅电改文件剑指消纳矛盾，辅助服务市场有望成为下一阶段电改焦点。 2023 年 7 月中央深改委审议通过《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》，提出“要健全适应新型电力系统的体制机制”。而在当前，新型电力系统缺电问题已由煤电容量电价机制从政策端补齐，针对弃电问题的辅助服务市场机制有望接续出台，成为消纳压力凸显时下一阶段的电改焦点。

系统性成本非线性增长背景下，辅助服务费用疏导及分摊成市场发展关键。如前所述，在当前新能源高比例渗透的背景下，包括调节成本在内的系统性成本已经出现非线性增长的情况。辅助服务费用传统的 “发电侧零和博弈，用户侧免费获得”的商业模式或将无法维持。在 2021 年新版“两个细则”出台后，“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”的市场公平原则有望跟随政策推广，辅助服务费用的用户侧疏导和分摊成为电改的大势所趋。但仍需注意费用疏导分摊的落实情况。2023 年 9 月国家能源局发布《电力现货市场基本规则》，相比于 2022年 12月发布的《征求意见稿》，正式发布文稿在辅助服务费用的分摊方面有做较大范围的调整。关于现货市场与辅助服务市场的衔接部分，原先“加快辅助服务费用向用户侧合理疏导”的表述删除。原先“按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，建立用户侧参与辅助服务费用的分摊与返还机制”改为现行“辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理原则共同分担”的表述。因此我们认为，辅助服务费用向用户侧完全的下顺和疏导目前来看仍需静待时日，需密切关注政策落实和费用疏导分摊的实际情况。

2.3.3 容量电价机制：稳定煤电盈利并鼓励建设积极性，有望扩容覆盖更多类型顶峰资源

火电核准投产潮已起，但后续利用小时数或将快速下行，单一电量电价机制难以支撑经营。自 2022 年缺电事件后，火电项目的核准开工潮已初具规模。按照火电厂从开工到投产中间周期两年左右计算，继核准和开工潮之后的投产潮即将自 2024 年四季度逐步落地。由于风光装机持续快速落地，可再生能源新增电量有望大幅增长，导致火电小时数长期呈现下行趋势。原有的单一电量电价模式下，火电只能依赖售电实现收入，利用小时数的下降将会导致火电整体收入的持续萎缩，在火电投产潮来临后或更难以支撑火电经营，因此需要容量电价机制的出台。

煤电容量电价有望持续增长，提高电源盈利水平的稳定性。如前所述，新型电力系统的发展将长期面临能源“不可能三角”的挑战。因此，在强调安全保供的前提下推进能源低碳转型，或将导致电力系统需要同时保有两套电源，即绿色低碳的新能源机组提供占比逐渐提升的电量，以及具有顶峰调节能力的传统火电机组提供系统安全价值。在煤电功能定位转型推进的过程中，容量电价补偿水平有望进一步增长，以鼓励其投建的积极性。《关于建立煤电容量电价机制的通知》提及：自 2026 年起，云南、四川等煤电转型较快的地方通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于 70%，其他地方提升至不低于 50%。容量电价机制或将扩容覆盖更多类型的系统内顶峰资源。随着新型电力系统的持续发展，原先单独依靠发电侧调节“源随荷动”的单向调度模式有望向“源网荷储互动”模式转变，发用两侧有望同时参与对电力系统的调节支持和容量支撑。因此，目前分别覆盖气电、抽水蓄能和煤电的单一容量电价机制有望实现统合，并包含新型储能、需求侧响应等储能和负荷侧元素，最终或将形成电力系统全资源覆盖的统一容量市场，源、荷、储等资源在系统内统一报价形成系统容量价格。系统内其他顶峰资源的价值有望得到市场化的体现。

2.3.4 绿电绿证交易机制：环境属性亟待价值认证，绿色需求扩容是关键

体现绿色环境价值属性，绿电绿证交易为新能源电源带来额外收益。绿电交易是在电力中长期市场体系框架内设立的交易品种。用户通过电力交易的方式购买和消费绿色电力，并获得相应的绿色认证。绿证交易是以绿证为标的物的市场交易，实际将绿电交易中的电量交易和消费与环境属性剥离，实现“证电分离”，也是新能源体现绿色环境属性的重要方式。其中，绿证交易起步略早于绿电交易。2017 年，国家发改委、财政部、能源局三部委联合发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，提出在全国范围内试行绿证核发和自愿认购，带补贴项目的绿证交易正式启动，发电企业需在补贴和绿证之间二选一。2019 年，国家发改委、能源局发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，给予平价上网项目和低价上网项目以“平价绿证”。2023 年，国家发改委、财政部、能源局三部委联合发布了《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》，向全部可再生能源全面核发绿证。绿证供给大幅扩容。而绿电交易起源于 2021年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。绿电绿证交易为新能源电源带来额外增厚收益。2023 年上半年，绿电交易价格相较燃煤基准价度电上浮 0.065 元，而绿证交易均价约为 0.028 元/千瓦时。

绿电绿证交易体量不足。落实消纳责任权重，释放环境属性需求是关键。当前，我国新能源电量以“保量保价”的收购为主。以国网片区为例，2022 年新能源市场化交易电量仅为 35%，保障性收购电量达 65%。在大部新能源电量以保障性电量收购的情况下，绿电交易成交体量相对较小。除绿电绿证供给被压缩外，绿电绿证需求不足是交易体量无法增长的主因。当前我国可再生能源消纳保障责任主要考核地方政府，消纳责任权重设置较为宽松，大部分省无需将配额严格分配至市场主体，主要通过电网企业统一采购完成考核，消纳责任难以落实到绿电消费主体。因此，活跃绿电绿证交易，增厚绿电环境溢价补贴的关键在于释放环境属性的需求，或需以可再生能源消纳责任权重作为政策约束，将可再生能源消纳责任权重指标分解落实到电力用户，从而有望推动用户通过参与绿电绿证交易完成指标。

2.3.6 终端电价结构面临重塑，整体有望渐进式温和上涨

从终端用户的角度来看，电力市场化改革首先带动电价电费的结构调整重塑。原先度电固定的销售电价逐渐被拆分为“电能量电费+系统运行费用（包含辅助服务费用分摊和容量电费）+输配电价+环境溢价+其他（政府性基金及附加）”。中长期来看，在能源“不可能三角”的矛盾下，强调安全保供的同时推进能源电力低碳转型，或将导致系统性成本的抬升。基于此，终端度电电费构成有望按照如下趋势发展： 1）电能量电费：实现自由浮动后，短期因能源价格上涨有望持续高位；长期在新能源电量替代化石能源电量后，度电燃料成本逐步摊薄，进而导致电能量电费逐步下行。 2）辅助服务费用分摊：辅助服务市场已初具雏形。短期内若辅助服务市场费用仅部分疏导至用户侧或仍为发电侧分摊，辅助服务费用分摊上升或不明显；中长期随着新能源高比例渗透电力系统，辅助服务费用分摊将出现明显上行。 3）容量电价费用分摊：容量电价费用已落地，并实现直接向用户侧的疏导与分摊，此部分费用将于 2024 年开始实现单独收取；中长期来看，容量电价电费将有望随固定成本回收比例提升而实现上涨。 4）环境溢价：由于可再生能源消纳责任权重尚未向市场用户主体落实摊派，若短期内消纳责任权重摊派政策出台并直接实现费用分摊向用户侧疏导，此部分费用将出现明显上行；若短期内消纳责任权重摊派政策无法全面落地，而是在中长期渐进式推动，则此部分费用将在中长期呈逐渐上行态势。 5）输配电价：新型电力系统的发展需要电网侧加强投资，不断完善以特高压为代表的主网架建设和配网侧改造，以适应“双高”（高比例新能源、高比例电力电子元器件）的逐步渗透。因此，输配电价有望随电网规划投资升级需要，在终端电价实现逐步上涨。

电改推动下电力运营商发展展望

3.1 火电：电改加速推动煤电盈利改善，板块有望迎来估值重塑

3.1.1. 成本端：长协比例提升且现货煤价区间震荡，成本端压力整体可控

持续强力保障电煤长协供应，煤价双轨制稳定火电成本。自 2022 年 2 月国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，规定秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格范围为每吨 570~770 元（含税）以来，电煤实质上以“既保量又保价”的状态进入了行政化保供状态。随着发改委加大电煤长协保供力度，提出“严格落实三个 100% （即电煤保供签约率 100%，履约率 100%，执行合理的价格区间 100%）”。电煤长协签约率、尤其是履约率有所上行。主要电力企业中，华能国际电煤长协覆盖率由 2022 年的 56.89%上涨至 74.9%左右；华电国际电煤长协覆盖率由 2022 年的 60%上涨至 73.3%。

年内海外煤进口量大幅增加，国内煤炭供需矛盾有所缓解，现货煤价同比回落。截至 2023 年 10 月，我国煤炭进口量大增至 3.84 亿吨（累计同比增速+66.7%）。进口煤量大增部分缓解了此前较为紧张的国内煤炭供需格局，港口现货煤价自 2023年二季度以来同比出现较大幅度的回落，至 11 月在 800-1100 元/吨区间震荡。展望 2024年煤炭价格，国内煤炭供给受产能周期和安监压力影响，产量进一步释放空间有限；需求端电煤等动力煤消费量仍有一定增长空间。因此，我们预计 2024年国内煤炭供需或将持续保持紧平衡态势，长协价格基本持平，港口现货价格基本稳定，前低后高，基本维持 900-1100 元/吨区间震荡走势。在动力煤长协签约率和履约率得以保障的情形下，火电企业成本端压力预计相对可控。

3.1.2. 电价：容量电价执行后仍需电量电价维持较高上浮比例

四季度是上下游谈判签订次年电力长协的关键时段，煤价“淡季不淡”的表现对电力长协价格的签订有较强支撑作用。2022 年 11 月，在历经连续两年煤价高企、煤电亏损严重、市场预期煤价仍将在2023年高位震荡的背景下，长协电价最终实现接近20%的顶格上浮。受益于年度长协在售电比例中占绝对高比重的结构，煤电企业受益于收入端长协电价的顶格上浮、成本端煤价年内同比下行而在 23Q3 实现普遍的业绩反转。四季度以来，现货煤价再度走强，有望支撑 2024 年电力年度长协电量电价维持较高比例的上浮。火电“困境反转”起步伊始，容量电价执行后仍需电量电价维持较高上浮比例。2021- 2022 年火电严重亏损两年后，受益于 2023 年电价顶格上浮和煤价同比下行，火电迎来初步“困境反转”，归母净利实现同比大幅好转。但相较于前两年的巨额亏损，当年的反转仍然体量较小，严重受损的资产负债表仍亟待修复。展望2024年，年度长协电量电价在现货煤价的高位浮动支撑下有望实现高比例上浮，叠加煤电容量电价机制落地带来度电约 2 分左右的收益，整体电价有望与 2023 年电价情况接近，部分地区有望接续实现 20%顶格上浮。

3.1.3. 电量部分：全社会用电量高增速背景下，预计煤电电量仍将保持正增长

电力消费高增速背景下，煤电电量仍有望维持增长。在信达能源 2023 年 3 月外发的《2020-2025 电力电量分析与展望》报告中，我们预计随着我国经济结构转型进程继续，未来几年电力消费弹性系数有望维持在1-1.3之间；在新型产业升级发展和居民的高电力消费需求驱动下，预计 2024年全社会用电量将有望持续维持高增速。用电量高增长背景下，新能源无法全部消化电力需求的增量空间。而刨去装机和利用小时数较为稳定的核电、气电和生物质发电的增量后，剩余电力需求增量空间就需要水电与煤电的增量来填补。据我们测算，基于 2024 年煤电机组装机新增 4000 万千瓦、气电装机新增 1000 万千瓦、水电装机新增 531 万千瓦、核电装机新增 241 万千瓦、风电装机新增 6000 万千瓦、光伏装机新增 16000 万千瓦的假设，即便水电发电量和 2021 年来水较好年份基本相同，在 6%的全社会用电量增速下，2024 年煤电电量的增速仍需达到 2.3%，有望维持增长。

3.1.4. 电改催化：煤电容量电价政策已落地，辅助服务市场机制有望接续出台，带来额外增厚收益。

在新能源对电力系统的快速度高比例渗透的背景下，系统性调节需求将随着日益增大的新能源波动性和间歇性而提高，新型电力系统面临的缺电与限电并存的问题或将持续凸显。在系统供需不平衡情况愈发突出的情况下，系统中以煤电为主的调节&顶峰电源有望持续收益。容量电价机制给予煤电运营商以稳定回收部分固定成本的方式明确“长期投资火电容量”的信号，进而保证电力系统顶峰容量裕度。以 2022 年全国煤电装机容量 11.24 亿千瓦计，全国煤电容量电费总体量约为 1100 亿元，且后续有望随容量电价抬升而实现扩容。辅助服务费用方面，据国家能源局，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%，较 2019 年上半年占比 1.5%左右出现明显提升。以当前山西等新能源渗透比例较高的地区来看，我们预计辅助服务费用占比已经达到约 5%左右。因此我们认为，在当前煤电容量电价已落地的情况下，辅助服务市场机制有望接续出台落地。在当前新型电力系统持续发展，电力市场化改革持续推进疏导系统矛盾的进程中，煤电有望持续迎来额外增厚收益。

3.2 绿电：“消纳+折价+系统费用分摊”三大困境仍待破局，或将面临收益承压

新能源并网规模快速增长下，消纳问题亟待解决。随着新能源并网规模的持续增长，电网调节压力日益增大，叠加配套外送通道、灵活性资源建设慢于预期，部分地区新能源并网消纳压力已然显现。新能源入市大势所趋，绿电市场化交易折价问题凸显。新能源作为未来新型电力系统中的高占比电源，参与市场化交易是大势所趋。2022 年 1 月，国家发改委、国家能源局印发《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到 2030 年要实现“新能源全面参与市场交易”。分地区来看，甘肃、山西、蒙西、山东等地已经开展新能源参与现货市场的试点工作。市场化交易下，新能源需要与火电同台竞价，面临电价下降风险；尤其是新能源参与现货市场后，由于其本身的“反调峰”特性，相较火电电价将有较大折价。以山西省新能源参与现货市场交易情况为例，2022-2023Q2 山西省风电、光伏现货机组结算价格普遍较火电结算价格低 0.11-0.26 元/千瓦时。此外，由于新能源发电存在随机性和波动性的问题，中长期预测往往偏差较大，新能源需要承担偏差考核或平衡成本。电价下降风险叠加考核成本，新能源大规模入市后绿电运营商面临收益承压。

“谁受益谁承担”背景下绿电或需承担辅助服务、容量电价等费用分摊，从而进一步拉低收益率。新能源大量接入电力系统，需要更多灵活性资源提供备用、调频、快速爬坡等功能，以保障系统的安全运行。若相关费用分摊未能在短时间内疏导至用户侧，则在发电侧分摊“零和博弈”的情况下，新能源企业或需额外承担辅助服务和容量电价费用分摊。绿电绿证交易启动，接续补贴保障新能源项目的稳定收益。绿电的零碳排放特性使其具有环境价值, 发展绿电有助于经济社会的绿色转型，绿电交易和绿证是体现新能源环境价值的重要手段。自 2021 年 9 月我国绿电交易正式启动以来，至 2023 年 10 月，我国绿电省内直接交易量达到 414.3 亿千瓦时，同比增长 107.05%。我国的绿证交易始于 2021 年 1 月，实行配额制下的绿色电力证书交易，之后在一系列政策刺激下 2021 年起绿证交易活跃度明显提升，2022 年销售绿证共计 384.6 万个，同比增长 566.2%。

绿电交易增速较快，但整体体量较小。落实消纳责任权重，释放环境属性需求是关键。尽管自启动以来，绿电交易电量增速较快，但由于绿电交易整体体量较小，仍未能对新能源项目形成可观的收益增厚。2023 年 1-10 月，绿电交易电量为 414.3 亿千瓦时，而 1-10 月风光合计发电量达 8860 亿千瓦时，仅占风光发电总量的 4.68%。2023 年 8 月，国家发改委、能源局、财政部等三部门联合印发了《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》，将绿证核发范围由过去的集中式陆上风电和太阳能的项目拓展到全部新能源项目，以此鼓励用电主体和新能源项目参与绿电交易，活跃绿电绿证交易。虽然政策仍在积极推动绿电交易发展，但如前所述，由于当前可再生能源消纳责任难以落实到绿电消费主体，绿电消费需求端仍缺乏相应的配额相关政策，当前用户消费绿电的积极性仍有待提高。

3.3 水电&核电：优质基荷电源，水电调节价值有望进一步体现

水电、核电成本稳定，以固定成本为主。水电成本较为稳定，成本主要来自固定资产折旧（挡水建筑物（大坝）、房屋及建筑物、机器设备、运输设备等），占完全成本的 50%左右，其余为财务费用、修理费用等；核电成本中约 40%为折旧费，燃料费、修理费等可变成本占比相对较低，相较火电成本稳定。水电、核电作为未来新型电力系统的优质基荷电源，发电量以保障性消纳为主，参与市场化交易的电量占比较低，收益率有望维持稳定。水电由于其相对清洁、稳定、低成本的属性，大部分电量属于保量保价的低价优先发电电量，参与市场化交易的比例低。以我国主要水电上市公司为例，长江电力占比约 7%-14%。目前国家对于水电参与市场化的原则为：水电比重大或消纳受限的地区，可以逐步扩大市场化交易比例，其他地区在保障优先发电优先购电的基础上参与市场化交易。相较之下，核电市场化交易比例较高，2022 年中国核电市场化交易电量占比约 44%；核电标杆电价以煤电标杆电价为参照，参与市场后价格基本与之前持平。我们预计未来水电、核电电量仍以保障性收购为主，市场化比例缓慢上升，收益率有望维持基本稳定。

容量电价机制对水电运营商整体收益影响较为有限。目前我国水电定价机制主要为成本加成、水电标杆电价、倒推电价及市场化交易电价四种。其中，前两者电价相对固定，不受其他因素影响；市场化交易多在水电大省（如四川、云南等）开展，水电机组仅内部竞价，不与火电机组同台竞争，交易价格也相对独立；“西电东送”水电项目（如国投电力锦官电源组、长江电力向家坝及溪洛渡）外送部分的上网电价由受端燃煤电价倒推形成，但此类机组占比较低。因此总体而言，容量电价机制对水电运营商整体收益影响较为有限。

未来水电的功能将由电量供应为主转变为电量供应与灵活调节并重，调节价值有望进一步凸显。水电的调节性能较为优良。首先，水电和新能源出力具有较强互补性，枯季是风电和光伏多发季节，可通过水能的快速启停功能保障风电和光伏的优先送出；而雨季是风电和光伏的少发季节，水电可充分利用汛期来水多发或满发；第二，水风光打捆外送具有消纳优势，依托流域内已有的水电资源建设水风光一体化基地，可以将随机波动的风电、光伏发电调整为平滑、稳定的优质电源，借助已有的水电的外送通道打捆送出，可减少弃风弃光的问题，提高利用小时数。2021 年 2 月，国家发改委和国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，提出优先利用水电调节性能消纳近区风光电力，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆；此后四川省与云南省也分别于 2021 年 6 月、2022 年 3 月提出建设金沙江上中下游、雅砻江流域、大渡河中上游、澜沧江上中下游、红河流域、风光水一体化可再生能源综合开发基地。鉴于水电优良的调节性能，未来随着电力市场机制的完善，其对电力系统的调节价值有望获得合理收益。

（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。）