电力行业2024年度策略报告：电改引领电源侧价值再升级.docx

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1、电力行业2024年度策略报告电改引领电源侧价值再升级正文目录1 .政策陆续出台，电改步入深水区41.1 中长期市场：重点地区电价具备韧性51.2 现货市场：建设加速，电力时间维度价值凸显91.3 容量电价：原也两部制确立101.4 辅助服务：有望向用户侧传导兑现价值102 .供需：电力供需形式仍然偏紧122.1 经济回暖促2023年用电量增速提升122.2 制造业用电量增势明显，2023电网负荷压力加大133 .火电：关注电改后火电综合收益提升153.1 容量电价给予火电稳定收益153.2 煤价方面：港口、电厂煤炭库存新高174 .水电：来水校好，防御属性凸出194.1 厄尔尼诺助23H2-2

2、4H1来水向好194.2 高分红凸显防御属性205 .新能源运营商：成本降低，关注绿电消费215.1 特高压提速助消纳，成本下行增强盈利215.2 绿电消费获政策支持，环境溢价逐步兑现236 .核电：商成长性，分红稳定256.1 2023年年内核准10台机组，成长性凸显256.2 分红率稳定提振防御，四代核电发展迅速277 .投资建议：关注电改后不同类型电源综合价值298 .风险提示30图表目录图表1:新型电力市场;电能量+辅助服务+容量4图表2:电改后应当关注电源侧机组综合收益5图表3:2023、2024浙江省电力市场化交易方案对比5图表4:2023、2024广东省电力市场化交易方案对比6图

3、表5:2023、2024江苏省电力市场化交易方案对比7图表6:2023/2024年江苏电价对比7图表7:2023/2024年广东电价对比8图表8:202301-202401江苏看月度交易电价（元/MWh）9图表9:202301-202401广东盾月度交易电价（元/MWh）9图表10:各省现货市场时间表9图表11:煤电主体角色变化驱动收益模式变化10图表12:部分省份2022年辅助服务补偿情况（亿元）11图表13:2023上半年我国辅助服务费用情况11图表14:美国/英国市场情况11图表15:全社会用电量及增速12图表16:分各产业用电增速情况）12图表17:2023/2022各类型电源发电量（

4、亿千瓦时）12图表18:2023年各类型电源发电量占比12图表19:我国不同种类发电设备累计新增装机容量（万千瓦）13图表20:我国不同发电设备累计平均利用小时数（小时）13图表21:部分板块用电量同比增速（a）14图表22:2020-23南方电网用电负荷最高值（万千瓦）14图表23:2020-23华东电网用电负荷最高值（万千瓦）14图表24:各省容量电费情况（亿元）15图表25:各省级电网煤电容量电价表（2024-2025）15图表26:各盾级电网煤电容量电价表（2026年后）16图表27:20242025年度各省容量电费工商业用户分摊成本（元/kWh）17图表28:20242025年度各省

5、煤电度电收入（元/kWh）17图表29:2022至今坑口煤、进口煤价格变化18SH30:港口煤炭库存（万吨）18图表31:2022-2023主要电厂屎炭库存（万吨）18图表32:近5年三块水库站水位情况（米）19图表33:近5年三帙水库站蓄水量情况（亿立方米）19图表34:厄尔尼诺现象对当年水电利用小时数影响20图表35:2022-2023年水电发电量当月值及同比20图表36:水电现金流充沛保障高分红20图表37:典型水电公司分红比例（三）20图表38:典型水电公司股息率情况21图表39:两个五年第二批风光大基地装机规划21图表40:风电利用小时数提升22图表41:光伏利用小时数22图表42:

6、多晶硅（致密料）价格（元kg）22图表43:PERC-210价格（W）22图表44:近年陆上风机含塔筒中标价格（元kW）23图表45:近年海上风机含塔筒中标价格（元kW）23图表46:当前绿电市场面临问题及解决方式23图表47:2022-2023年12月全国绿电交易规模（亿千瓦时）24图表48:2012至今核电累计装机容量/新增装机容量25图表49:2022-2023MIl核电平均利用小时数26图表50:2022-2023MlO核电发电量及同比26图表51:我国核电站历年核准台数（台）26图表52:我国内陆核电储备场址27图表53:同水电公司相比核电公司分红比例（三）28图表54:同水电公司相

7、比核电公司股息率（R28图表55:石岛湾项目建设历程28图表56:电力行业相关公司291.政策陆续出台，电改步入深水区万得电力指数2023年上涨1.7t,在市场波动加大、供需格局转弱的背景下，电力凭借低估值、高股息的特征，相对沪深300取得了较大相对收益。展望2024年,我们认为电改作为指挥棒，将发挥更加重要的作用，引领行业迎来新一轮价值发掘电力市场化进程按下加速使。2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议召开，审议并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，电改进入加速阶段。国内电力系统以窗为实体，省级电力市场建设需要支撑电价从计划体制向市场体制平稳过渡，电力中长

8、期交易提供相对确定性的电量和价格，电力现货市场发现电能量实时价值，并且作为中长期交易价格参考。后续将完善辅助服务和容量电价机制，维持高比例新能源并网后电网的安全运行和系统充裕度。0*0M3/卡投样嬉电力中吴火，B尺山的电能北史5.以 年立加月及易由二图表1:新型电力市场=电能量+辅助服务+容量H利.H角.实时电色量文.*114个通点*传.ar8L用.丸功卜玲.A朴HH.资料来源：国联证券研究所我们认为电改政策核心一方面为推进各主体市场化，从计划电价逐步转变成各主体同台竞价方式，合理配置电源成本，另一方面将过去单一制电价依据各类发电恻电源主体发挥价值不同，拆解成不同收益方式，以后关注点应由电价转

9、变为不同电源的综合收益。电能量市场：中长期交易电价由发用双方供需决定，以年度、月度、多日交易等市场化交易形式形成，现货市场则在日前和日内市场形成供需关系决定的分时电价体现时间维度稀缺电价价值。辅助服务市场：目前以省级为单位，各省电源资源不同，补偿价格和种类不同，秉承“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，不同机组获得损益不同。容量市场：为电网提供冗余度机组获取容量收益，且向下游用户传导。绿电市场：新能源电量获取环境溢价或者绿证。图表2:电改后应当关注电源侧机组综合收益电能量价值综合价值电能量价格,11.：fA4I(4。n(ew)C*。*St0一传.IVMC电般量价格t*t，包0:-*.9f*t

10、tneAnH*电能量抑格lAftaCt*:*1t(mJ包600L9H*Mt-|：/4RS：*t发9、*-tA.，8HRW.网“AtA.京、坏眩,温价环发油价Uttet4JAlVAft.Mft4*电价方面：长三角地区电价韧性高，广东地区需关注月度和现货价格在容量也价补偿发布后，各省交易电价为电量电价，容量补偿有按月结算，业厂实标收益为电量电价+容量电价。江苏2024年综合电价有望上浮l以上，突破框架限制，长三角地区高需求促电价韧性高。依据2024年江苏电力市场年度交易结果公示，2024年度交易总成交电量3606.24亿千瓦时，电量电价为452.94元/MWh。电量电价方面较江苏煤电基准价上浮比例

11、为1*.82,假设容量电价为0.022元/kWh时，江苏综合电价有望达到474.94元/1卜，上浮21.47,同比增长0.0083元/kWh,江苏原电企业有望增收。图表6:2023/2024年江苏电价对比2023年度交易结果加权均价上浮突（MWh）比例2024年度交易结果g加权均价上浮/wau、类别.、（xMWh）（元Wh）比例年度双边协商466.6519.35（电量）年度双边协-452.861-13.79商5年度挂牌465.1418.96（电量）年度挂牌446.761-18.38年度绿电交易468.5819.84年度绿电交易464.441-4.14总交易结果466.6419.35（电量）总交

12、易结果452.941容量电价（预测）22总交易结果466.6419.35综合电价（预测）474.9428.3江苏燃煤基准价391江苏燃屎基准价391资料来海：江苏省电力交易中心，北极星电力网.国联证养研究所广东2024年综合电价上浮5.等,略低于预期。12月22日，广东电力交易中心发布广东电,力市场2024年度交易及年度绿电交易结果的通报，2024年度交易总成交电量2582.01亿千瓦时，成交均价为465.62元/MWh,电量电价方面相对广东基准价浮0.57,假设广东煤电机组容量电价为0.022元/kWh左右时,综合电价约487.62元/MWh,上浮比制约为5.32,略低于预期。图表7：202

13、3/2024年广东电价对比2023年度交易结果2024年度交易结果变动(MWh)类别加权均价（元三1）上浮比例美别加权均价（元三1）上浮比例年度双边协商553.8819.63l（电量）年度双边I办商465.640.571-88.24年度挂牌552.2819.28（电量）年度挂牌463.30.0注-88.98集中竞争553.9619.65（电量）集中竞争485.644.892年度绿电交易529.9414.46J年度绿电交易465.640.57B-64.3（电量）总交易结果465.620.571容量电价（预测）22息交易结果553.8619.621综合电价（预测）487.625.32B-66.24

14、广东基准价463广东基准价463资料来海：广东电力交易中心，北极星电力网，国联证办研究所长三角地区电价初性高，广东地区需关注月度、现货电价。依据江苏、广东电力交易中心数据显示，江苏省2023年月度交易电价在0.45-0.46元/kWh左右，2024年1月份月度交易电量电价约0.44元/kWh,加容量电价后煤电也价有望达到0.462元AWho广东2024年1月月度交易电价均价约0.485元/kWh,加容量电价后煤电电价有望达到0.505元/kWh,超2024年年度交易结果0.02元/kWh,火电盈利空间提升。以年度、月度电价交易结果来看，江苏年度交易电价校高，提前保障2024年机组稳定收入，广东

15、现货市场已转入正式运行，广东火电机组电量组合更加多样化，年度十月度+现货，虽然年度交易电价结果喀低于预期，但有望通过月度、现货市场获取较高电价收兑。图表8: 202301-202401 江苏省月度交易电价（元Wh）图表9 : 202301-202401广东省月度交易电价（元Wh）资料来源：江苏电力交务中心，国联证券研究所资料来源：广东电力交易中心，国联证券研究所12现货市场：建设加速，电力时间维度价值凸显现货市场加速建设。2023年11月12日，国家发改委发布关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知，通知要求要推动现货市场转正式运行、有序扩大现货市场建设范围、加快区域电力市场建设，并持续优化省

16、间交易机制。2023年12月22日，山西省能源局、山西能监办发布关于山西也力现货市场由试运行转正式运行的通知代表着山西省电力现货市场即日起转入正式运行。山西省成为中国电力现货市场第一个正式运行的省份。电力现货市场反映了短期电力的供求关系，体现电价时间维度价值，代表春电价的稀缺溢价，现货市场的完善将给储能、煤电机组灵活性改造等带来诸多机遇。图表10:各省现货市场时间表臬求越区时间节点山西2023年12月22日转入正式运行-2023年底前开展长周期结算试运行浙江2024年6月前启动现货市场连续结算试运行持续探索适应高比例水的丰枯水一和街接市场模式和市场有序犷大现四川机制货市场走设辽宁、江苏、安徽、

17、河南、湖北、河北南网、江在2023年底前开展长周期结算试运行西、陕西其他地区力沙在2023年底前具备结算试运行条件南方区域2023年底前启动结算试运行加快区域电_一_长三明2023耳底前一立长三角电力市1-一体化合作机制力市场虞设力争2024年6月前启动模拟试运行资料来源：国家发改委，国联证卷研究,所1.3 容量电价：煤电两部制确立容量电价：煤电电价建立两部制。2023年11月10日，国家发改委、国家能源局发布关于建立燃电容量电价机制的通知（发改价格20231501号），2024年1月1日起执行。从政策思路来看，当前阶段煤电需要由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，因此将现行煤电

18、单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，反应电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现屎电对电力系统的支撑调节价值。图表11:煤电主体角色变化驱动收益模式变化资料来源：国案发改委，国联证券研究所1.4 辅助服务：有望向用户侧传导兑现价值我国电力辅助服务实现6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一辅助服务规则体系基本形成。依据国家能源局2023年一季度新闻发布会，2022年，通过辅助服务市场化机制，全国共挖掘系统调节能力90000万千瓦以上，煤电企业因辅助服务获得补偿收益约320亿元，促进煤电企业灵活性改造的积极性，推动煤电

19、由基础保障性和系统调节性电源转型。图表12:部分省份2022年辅助履务补偿情况(亿元)资朴来淞：国家能源局各区域监管局.国小证兴研生所依据国家能源局2023年三季度新闻发布会数据，截至6月底，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。在电力现货市场，市场机组根据报价中标，调峰费用应该并入也能量市场费用，当前我国现货市场处于过渡阶段,调峰市场为过渡阶段特定市场，如果去掉调峰补偿费，目前辅助服务费用占比不到总电量电费陶1,显著低于其他国家。以2015年数据为例，美国PJM市场辅助服务费用占比25H,英国

20、市场占比电量电费8,而目前美国现货辅助服务清算额大约占电解首3-5O图表13:2023上半年我国辅助服务费用情况电力捕助服务费用(含调峰)电力辅助疆务费用(不含调峰)设想情况(不含调峰)可再生能源装机占比：48.8J278亿元111亿元438亿元占比上网电费Vv占比上网电费0.7占比上网电费3.资料来源：国家能源局，国联证券研究所图衰14:美国/英国市场情况美国PJi市场英国可再生能源装机占比5.可再生能源装机占比%辅助服务费用占电量电费：2.5i(2015)辅助服务费用占比电量电费:8a(2015)辅助服务费用占电量电费：3,-b5(2023)辅助服务费用占电量电费：15,(2030)资料来

21、源：美国PJM市场，国联证养研究所2 .供需：电力供需形式仍然偏紧2.1 经济回暖促2023年用电量增速提升2023年全社会用电量同比增长6.72,经济发展驱动用电量增速提升。依据中电联披露，2023年全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长R用电量是经济运行晴雨表，经济回暖带动用电量增速重回Il以上增长区间。分产业来看第一产业/第二产业/第三产业/城乡居民生活用电量分别为1278/60745/16694/13524亿千瓦时，用电量增速分别为11.5/6.5B12.2B0.,受益工商业回暖，第二产业、第三产业贡献主要增量。图表15:全社会用电量及增速2013 2014 2015 2016 20

22、17 2018 2019 2020 2021 2022 2023资料来源：肌nd,中电联，国联证券研究所图表16:分各产业用电增速情况5）-5.0,资料来源：Wind,中电联，国联证券研究所图表17: 2023/2022各类型电源发电量（亿千瓦时）资料来源：ifind.国擎妩计局,国联证券研究所4. 9.人七AP -IF肥小七 似已依据ifind数据，2023年规模以上工业发电量为8.9万亿kWh,其中火电/风也/太阳能/水电/核电分别发电量为6.2/0.81/0.29/1.14/0.43万亿kWh,发电量占比分别为口/9.1/3.312.8三4.9g。图表18:2023年各类型电源发电量占比

23、资料来源：ifind,国家婉计局,国荻证券研究所截至2023年11月底，全国累计新增装机283GWo依据国家能源局数据，从新增装机容量来看，火电/光伏/风电/核电/水电的累计新增装机容量分别为46.6/163.9/41.4/1.2/9.4GW,其中火电/风电/光伏同比新增13.22/18.87/98.17GW图表19:我国不同种类发电设备累计新增装机容量（万千瓦）资料来源：国家能源局,Wind,国联证券研究所截至2023年11月，风电、火电、核电发电平均利用小时数校2022年均有所增长。分类型看，风电/火伏/水也/太阳能/核电平均利用小时数分别为2029/4040/2927/1218/7001

24、小时，火电发电平均利用小时数基本等于2022年同期水平，而水也的平均利用小时数远低于2022年同期水平，主要系2023上半年枯水期，干旱情况严重，各流域来水情况较差影响发电量。图表20：我国不同发电设备累计平均利用小时数（小时）资料来源：Wind,国联证券研究所2.2制造业用电量增势明显，2023电网负荷压力加大我国制造业当月用电量增加显著。依据Wind数据，2023年11月，我国制造业用电量同比增速为11.1331,将制造业分为高技术装备制造板块（主要包括汽车、计算机等也器产品、医药、也气机械、仪表等）、高耗能产业板块（主要包括黑色金属冶炼、有色金属冶炼、电力、热力供应等），其中高技术装备制

25、造板块用也增速为14.14a高耗能产业板块增速为8.83f823。图表22： 2020-23南方电网用电负荷最高值（万千瓦）图表23: 2020-23华东电网用电负荷最高值（万千瓦）25000. 0020000. 0015000.0010000.005000.0040000.00U. UU 2月 3月 4月 5月6月7月8月9月10/1 11月35000. 0030000. 0025000.0020000.0015000.0010000.005000.000.00资料来近：Wind.国联证券研究所资料来淞：Wind.国联证券研究所3 .火电：关注电改后火电综合收益提升3.1 容量电价给予火电稳

26、定收益全国容量电费情况；我们以2021年各省煤电装机容量、以2022025年标准计算，加权后计算可得全国容量电费大约1208亿元；假设2026年容量电价回收比例提高，全国容量电费大约1900亿元。图表24:各省容量电费情况（亿元）SJ收比例20242025年一容量电价（ki年，含税&T电费（亿元）回收比例2026容量电价（元/k年，含税）容量电费（化无）北京30.1000.7750.1651.27天津30.100I12.2450.165|20.20河北30,10048850.1658065山西30.10068.8450事165113.5内蒙古30.10096.2050.165158.73辽宁3

27、0p10035.5050.1655.58吉林301001117.0650.165-28.15黑龙江301001122.5050v165037.13上海30I10015.02500165|24,78江苏30.10078.8150f165130.0I浙江30.1004719150事1657905安徽30b10052.74501658702福建30f100-129.3650v165z一江西30.100-22.6050.1651137.29山东30.100106.3650.165175.49|河南50.165109.3370231153.06沏北3010028.9350.I165Q7.73湖南50f1

28、656.767023151.47广东30.100I68.2$50.I165112.611广西50.165?2.4270231他.39海南30g100I3.2450.I1655.35史庆50165|21.9370.23130.70四川5016523.30702311132.62贵州30(100|34.6950.I1657.24云南50i1651121.42702311129.98陕西30f1004,165016577|81甘肃30,100|22.5750M16537.24青海50.165I6.1970231_8,66宁夏30.10081.66501_16552.24新建30j10065.9950

29、2165108.38合计1208.621931.39资料来源：Wind,国家发改委，国联证券研究所煤电容量电价有望逐年提升。煤电客量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，煤电机组固定成本实行全国统一标准，为330元kW,通过容量电价回收的固定成本比例逐年提升，20242025年多数地方为3宣左右（100元kW年）,河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西为D左右（165元kW年）。图表25:各省级电网煤电容量电价表（2024-2025）盾级电网回收比例容量电价（元/千瓦年，含税）省级电网回收比例容量电价（元/千瓦年，含税）北京300100河南50a165天津30g100湖北30210

30、0冀北30)100湖南50H165河北30层100重庆50b165山西300100四川50165山东30J100陕西30H100蒙西30f100新疆302100蒙东30V100青海502165辽宁30工100宁夏30.100吉林300100甘肃30ff100黑龙江300100深圳30星100上海300100广东30H100江苏30J100云南502165浙江300100海南302100安徽30B100贵州30B100福建30f100广西50B165江西300100资料来源：国家发改委，国会证券研究所2026年起，云南、四川等地比例提升至很,其他地方提升至不低于850,容量部分收益有望逐年增厚。

31、图表26:各雷级电网煤电容量电价表（2026年后）看级电网回收比例容量电价（元/千瓦年，含税）盾级电网回收比例容量电价（元/千瓦年，含税）北京50g165河南70B231天津50J165湖北50S165冀北50v165湖南70231河北50f165重庆70J231山西50f165四川70B231上东50E165陕西50165蒙西50f165新疆50层165蒙东50e165青海70B231辽宁50j165宁夏50层165吉林50g165甘肃500165黑龙江50gi165深圳50f165上海501165广东500165江苏500165云南701231浙江500165海南50H165安徽500165贵州50B165福建50g165广西70B231江西50/165资料来源：国率发改委，国联证券研究所各省度电度电增加成本：同样