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*(ttunu*t资料来源：国联证券研究所1.1中长期市场：重点地区电价具备韧性各省2024年电力市场化交易方案、部分看份2024年电价交易绥果已出，一方面重视电力系统稳定性，如容量政策，另一方面注意成本疏导，如浙江、广东强调煤电联动机制。电价方面，江苏电价+2,我们认为长三角地区电力需求较高，有望保持韧性，南方地区来水偏丰，压力缓解，中长期也价或有压制，关注月度交易和现货市场价格。浙江出台煤电联动政策，

11、重视成本疏导。2023年12月13日，浙江省发改委、能监办、能源局联合印发2024年浙江省电力市场化交易方案。该方案与2022年版本相比基准价及上下浮动范围并未变化，同时提出煤电联动机制，机制分为年度联动机制和月度联动机制，年度机制要求年度中长期交易电价要合理考虑煤炭价格，而月度机制中强调当月度煤价趣年度基准煤价30元/吨时启动联动机制，为煤电成本疏导提供路径。图表3:2023、2024浙江省电力市场化交易方案对比变化部分：2024年2023年支多电量中长期交易电量占比不低于95,，中长期未覆盖的现货中长期交易电贵占比不低于901,中长期未覆盖的现货交务交易电量占比不高于前电量占比不高于10|

12、交易模式和准入方式业网企业应每月做好友用电及其他电源电量覆测。满足电网代理购电,用户（含线损电量）、兜底用户用电需求后多余电量，通过月度集中交易投放市场，月度交易投放价格参照年度市场交易率考价：不足电量部分通过月度集中交易市场化采购交易价格士La,上6厂、二市场交易价格根据拳与方式（直接或间接）分为直接交易价市场父易价格根譬直接或间接）分为直接又易格和代理购电价格。市场交易价格中包含环保和超低排放电价格、兜底售电价格和代理购电价格。价.燃煤发电市场交易价格执行“基准价+上下浮动”市场价格机制，上下浮动苑.国不超过艮当燃煤发电企业月度结算均价超过燃煤基准价上浮时，按燃煤基准价上浮工进行结算。高耗

13、能企业市场交易也价不受限制。电力现货价格不受限制兜底,电价格对应商低价电源采购电量按原年度、月度市场交易分才价碉定.其中，MSH-11H-1月交易机构公布的高低价电源月度参才价.兀年度煤电价格暇动是招以隼度为周期按煤夏价格进行联动新增：煤电价格联年度交易时，市场主体应合理测算、林商议价好成年度动机制（包括年度交，价格，推动原电电价回后至合理区间和月度煤电价格联动）当月度息价A月度与年度基准煤价A年度差值趣过30元/吨（含）时，启动月度煤电价格联动.能源价格回顾机制：当一次能源价格波动超出一定范围时， 视市场运行情况，经省发改委、省能源局、浙江能源监管办 协商一致，启动一次能源价格回顾机制，根据

14、当期全省统调 燃煤机组平均入炉标柒单价与年度交易时对应的全省统调燃 煤机组平均入炉标原单价比较情况，明确相应的允许上下浮 动比例。资料来源：浙江电力交易中心，浙江省发改委，国联证券研究所广东煤电基准价未变，青限于建立容量电价机制、规范可再生能源参与市场范国。2023年11月21日广东省能源局等发布广东省2024年电力市场交易有关事项的通知，其中煤电交易基准价和上下限并未发生改变。较2022年版本相比进一步要求规模以上可再生能源参与现货交易，此举能够增加可再生能源在市场的消纳量。同月23日广东电力交易中心印发的广东省可再生能源交易规则（试行）也定义了可再生能源的交易范围、交易方式、交易成员、市场运行机制等。此外，方案也对交易规模进行了扩大，提及建立广东容量市场补偿机制。图表4:2023、2024广东省电力市场化交易方案对比变化部分：2024隼2023年交易规模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2023年广东电力市场规模约为5500亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电1网企业代理购电电量。储能参与电能量市场独立储能准入条件按广东省独立储能参与也能量市场