電力體制改革深度解析：電力鐘聲系列1：新能源消納加速改革電力行業(yè)萬億市場機會在哪

內(nèi)容目錄碳中和是一場廣泛而深刻的經(jīng)濟社會系統(tǒng)性變革 4從何而來——電力體制改革的歷史 8西方電力體制經(jīng)歷了國有化到市場化的轉(zhuǎn)變 8中國電力發(fā)展史是一部不斷改革創(chuàng)新的歷史 8計劃經(jīng)濟階段1949-198年：國家所有，中央統(tǒng)管 8改革開放階段1978-202年：集資辦電，政企分開 9第一輪電改階段2002-205年：廠網(wǎng)分開，主輔分離 新電改階段2015-至今：管住中間，放開兩頭 13歷史的經(jīng)驗 17現(xiàn)在何方——當前的電力體制架構(gòu) 18從電價說起，終端電價的組成部分 18計劃市場雙軌制下的電力市場架構(gòu) 20電力市場按時間維度拆分 23電力市場按空間維度拆分 25向何而去——改革方向與節(jié)奏 27電力多維價值體現(xiàn)是未來改革方向 27“能源不可能三角”與政策節(jié)奏的把握 30當下的挑戰(zhàn) 31挑戰(zhàn)一：電力供需緊平衡，保供任務(wù)艱巨 31挑戰(zhàn)二：新能源超速發(fā)展，系統(tǒng)消納壓力陡增 32挑戰(zhàn)三：宏觀經(jīng)濟周期仍在底部，用戶電價承受能力較弱 33未來三大產(chǎn)業(yè)趨勢判斷 34趨勢一：火電成系統(tǒng)稀缺資源，市場化加速其價值重估 34趨勢二：風光入市面臨降電價風險，但長期無需過度悲觀 35趨勢三：棄風棄光率可能上升，系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源迎發(fā)展良機 36為什么電力體制研究對產(chǎn)業(yè)投資如此重要？ 37風險提示 37附錄：電力體制改革政策文件 38附錄：參考文獻 39圖表目錄圖表1：人類將通過第四次能源革命進入低碳時代 4圖表2：相對發(fā)達國家，中國低碳轉(zhuǎn)型任務(wù)更為艱巨 5圖表3：中國能源對外依存度大幅超過安全警戒線 6圖表4：電力行業(yè)是中國碳排放的主要來源 6圖表5：2021年中國電力行業(yè)碳排放占比高達51% 6圖表6：預計2060年中國風光合計發(fā)電量占比將超過60% 7圖表7：中國是全球發(fā)電量最多的國家 7圖表8：中國終端電價在全球主要國家中處在較低水平 7圖表9：計劃經(jīng)濟階段是中國電力工業(yè)艱苦奮斗、積極探索的創(chuàng)業(yè)期 9圖表10：改革開放階段“發(fā)展”是中國電力工業(yè)的第一要務(wù) 10圖表國發(fā)[2002]“5號文”旨在打破壟斷，引入競爭 圖表12：第一輪電改階段市場化改革成為時代主題 13圖表13：中發(fā)[2015]“9號文”對新一輪電力體制改革作出全面部署 14圖表14：發(fā)改價格[2021]“1439號文” 16圖表15：新電改階段電力市場架構(gòu)逐漸清晰 17圖表16：終端電價可拆分為市場化部分和非市場化部分 18圖表17：電力市場體系與計劃體系對比 20圖表18：目前的電力市場架構(gòu)為計劃市場雙軌制 21圖表19：電力市場按時間維度可拆分為中長期市場和現(xiàn)貨市場 23圖表20：德國電力市場邊際電價機制示意圖 25圖表21：電力市場按空間維度可拆分為省間市場和省內(nèi)市場 26圖表22：體現(xiàn)電力多維價值是未來的主要改革方向 29圖表23：理想狀況下各類電源的多維價值構(gòu)成推演 30圖表24：能源不可能三角及對應的機制 31圖表25：改革開放以來，經(jīng)歷了四輪電力緊缺周期 32圖表26：2023年供暖季部分省份風光利用率出現(xiàn)大幅下滑 32圖表27：中國工業(yè)企業(yè)盈利周期仍然處在底部 33圖表28：中國火電利用小時數(shù)中樞已下降至4500小時 34圖表29：十三五期間中國火電新增裝機量明顯下降 34圖表30：2022年中國火電頂峰功率貢獻度高達35圖表31：預計中國火電頂峰功率貢獻度在2050年前難以被超越 35圖表32：2023年中國風電新增裝機為歷史最高 35圖表33：2023年中國光伏新增裝機216.9GW，為歷史最高 35圖表34：風光運營企業(yè)三峽能源估值中樞已從3.0倍PB下降至1.5倍PB 36圖表35：中國輔助服務(wù)調(diào)峰費用快速增長 37圖表36：2023年各現(xiàn)貨省份呈現(xiàn)午間低價趨勢 37我們正處在新一輪能源革命的開端第一次能源革命始于遠古時代的鉆木取火，人類從此告別愚昧，從原始文明邁向農(nóng)業(yè)文明；第二次能源革命開始于18世紀60入化石能源時代，后續(xù)內(nèi)燃機的發(fā)明及天然氣勘探運輸?shù)耐黄朴掷^續(xù)推動了從煤炭轉(zhuǎn)向石油天然氣的能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變；第三次能源革命則來自人類對電能的利用，1831年英國科學家法拉第發(fā)現(xiàn)電磁感應現(xiàn)象，發(fā)明了第一臺發(fā)電機17982年德普勒首次實現(xiàn)遠距離輸電，愛迪生在紐約建成了第一座發(fā)電站，同年中國第一臺12千瓦發(fā)電機將15盞燈在外灘點亮，電力的普及推動人類進入第二次工業(yè)革命，電氣時代社會生產(chǎn)力和人類文明達到了前所未有的高度。如今我們正處在第四次能源革命起步階段，為了實現(xiàn)人類社會能源可持續(xù)供應和應對全球氣，低碳清潔化、高度電氣化、智能互聯(lián)化是本輪能源轉(zhuǎn)型的主要特征。圖表1：人類將通過第四次能源革命進入低碳時代資料來源：OurWorldinData,五礦證券研究所人類共同的目標——碳中和最早關(guān)于新一輪能源革命的討論來自上世紀末，由于社會經(jīng)濟發(fā)展對化石能源過度依賴，能源資源面臨逐漸枯竭的危險，同時大量碳排放也導致溫室效應日益加重，極端天氣頻發(fā)，國際社會一致認為需要采取緊迫且強有力的國際合作以應對氣候變化。1992年世界上第一個應對全球變暖的國際公約《聯(lián)合國氣候變化框架公約》誕生，1997年聯(lián)合國氣候變化大會平衡和抵消人為造成的溫室氣體排放，來達到凈值為零的碳排放量。

COP3通過的《京都議定書》是人類歷史上首次以法規(guī)形式限制溫室氣體排放，2015年COP25通過的《巴黎協(xié)定》則為2020年后全球應對氣候變化行動作出安排，并設(shè)定了本世紀下半葉全球?qū)崿F(xiàn)凈零排放*的目標。20209月聯(lián)合國大會一般性辯論上就中國碳達峰碳中和目標向國際社會作出了莊嚴承諾，中國將力爭二氧化碳凈排放量于2030206020902050年實現(xiàn)碳中和有50-70年過渡期，而中國需要在30年內(nèi)實現(xiàn)“達峰中和”的宏偉目標，時間緊任務(wù)重，意味著中國低碳轉(zhuǎn)型力度將遠超其他國家。圖表2：相對發(fā)達國家，中國低碳轉(zhuǎn)型任務(wù)更為艱巨資料來源：OurWorldinData,五礦證券研究所注：圖中二氧化碳凈排放量包含煤、石油、天然氣等化石燃料燃燒和水泥、鋼鐵等工業(yè)過程中直接排放的數(shù)量挑戰(zhàn)與機遇并存，中國全面響應碳中和的底層邏輯是什么？一是積極應對氣候變化。的確工業(yè)革命以來的人類活動導致地球氣溫異常地快速上升，這已經(jīng)是主流科學界的共識，根據(jù)美聯(lián)儲全球化研究所，若不采取氣候行動，到2100年全球氣3.7GDP72%，意味著如果放任全球變暖，本世紀末的人類每年都要面對嚴重的經(jīng)濟損失。0915承諾20201000最重要的是，實現(xiàn)能源自主可控。另一方面堅定推動碳中和轉(zhuǎn)型也是出于對中國能源安全的考量，在國際形勢風云突變的背景下，中國作為制造業(yè)大國，要發(fā)展實體經(jīng)濟，必須實現(xiàn)能源自主可控。2023年中國石油對外依存度超過國際公認的50%的安全警戒線，達到70%以上，天然氣對外依存度超過40%結(jié)構(gòu)的歷史契機，所以碳中和最核心的底層邏輯是“能源的飯碗必須端在自己手里圖表3：中國能源對外依存度大幅超過安全警戒線

71.2%60%40%20%0%-20%-40%1995 2000 2005 2010 2015 2020中國原油對外依存度 中國天然氣對外依存度資料來源：Wind、國家統(tǒng)計局、中國商務(wù)部、中國石油報,五礦證券研究所注：對外依存度=（進口數(shù)量-出口數(shù)量）/表觀消費量實現(xiàn)雙碳目標，能源是主戰(zhàn)場，電力是主力軍能源是國民經(jīng)濟發(fā)展的命脈，也是中國二氧化碳排放的主要來源，2020年中國能源燃燒產(chǎn)生的二氧化碳排放量占全社會總排放量約87%。分行業(yè)看，電力熱力行業(yè)二氧化碳排放量占比最高，2021年占比約51%。2022年中國終端電氣化率約26.9%，未來隨著電氣化率的增長，電力行業(yè)對中國碳排放總量的影響將不斷提升。可見在雙碳目標的實現(xiàn)進程中，降低電力系統(tǒng)碳排放，新型電力系統(tǒng)建設(shè)是重中之重。圖表4：電力行業(yè)是中碳排的主來源 圖表5：2021年中國電行業(yè)排放比高達120

中國各行業(yè)二氧化碳排放情況（億噸）其他（億噸）

2021年中國各行業(yè)二氧化碳排放占比居民806040200

農(nóng)業(yè)采礦業(yè)制造業(yè)-非礦產(chǎn)居民交通運輸1997199920011997199920012003200520072009201120132015201720192021電力熱力

交通運輸4%7%制造業(yè)-礦產(chǎn)相關(guān)31%

電力熱力51%資料來源：Wind,五礦證券研究所 資料來源：Wind,五礦證券研究所高比例新能源電力系統(tǒng)建設(shè)，賦予電力體制改革新的使命新型電力系統(tǒng)最顯著的特征在于電源側(cè)新能源對化石能源的大規(guī)模替代，2022年中國風光29.6%13.4%年新能源將成為發(fā)電主體，我們測算屆時中國風光合計裝機容量和發(fā)電量占比將分別達到74.8%和63.7，，正所謂“實現(xiàn)碳達峰碳中和是一場廣泛而深刻的經(jīng)濟社會系統(tǒng)性變革圖表6：預計2060年中國風光合計發(fā)電量占比將超過60%中國各類電源發(fā)電量占比預測13.9%113.9%13.5%24.5%33.2%21.9%30.5%90%80%70%60%50%40%30%20%10%2010201520202025E2010201520202025E2030E2035E2040E2045E2050E2055E2060E火電 水電（含抽蓄） 核電 風電 太陽能資料來源：歷史數(shù)據(jù)來自中電聯(lián)，未來數(shù)據(jù)為五礦證券研究所預測電力體制改革不僅要“分好蛋糕”更要“做大蛋糕”年中國全社會用電量約9.2kWh，假設(shè)終端電價為0.6元/kWh，那么中國每年電力消費市場規(guī)模約5.5萬億元。電力體制尤其是電價機制關(guān)系到“發(fā)輸配售用儲”各環(huán)節(jié)相關(guān)主體如何參與投資、回收準許成本以及獲取合理收益，但電改不能只是為了實現(xiàn)存量分配的優(yōu)化。理想的電力體制應該將“有為政府”與“有效市場”相結(jié)合，在確保電力可靠供應出增量貢獻，實現(xiàn)全社會效益最大化，以最低的社會經(jīng)濟成本推進能源轉(zhuǎn)型。同時，2023年全球發(fā)電量約28.4萬億kWh，假設(shè)全球平均電價為1.0元/kWh，那么全球每年電力消費市場規(guī)模約28.4萬億元。如今中國已在許多新能源細分領(lǐng)域構(gòu)建了全球競爭力，例如中國光伏組件產(chǎn)量已連續(xù)16年位居全球首位，多晶硅、硅片、電池片、組件等產(chǎn)量產(chǎn)能的全球占比均達80%以上，未來中國不僅有能力將自己的“蛋糕”做大，更有能力成為領(lǐng)導者將全球的“蛋糕”做大。圖表7：中國是全球發(fā)量最的國家 圖表8：中國終端電價全球要國中處較低平2022年全球主要國家發(fā)電量

2023年全球主要國家電價法國8.864.341.841.110.970.700.580.48（萬億kWh）0.0 2.0 4.0

6.0 8.0 10.0

中國美國印度俄羅斯日本巴西德國法國

0890.5810.9440.5081.1.2351.6702.0331.1.1620171.5251.888（元

1.0 2.0 3.0 4.0居民電價 工商業(yè)電價資料來源：Lowcarbonpower,五礦證券研究所 資料來源：Statista,五礦證券研究所西方電力體制經(jīng)歷了國有化到市場化的轉(zhuǎn)變總成本小于多家分散經(jīng)營的成本之和。

早期自由競爭時代（1880年代-1920年代）從1882年愛迪生在紐約曼哈頓投建的人類第一座發(fā)電廠點亮包括JP摩根辦公室在內(nèi)的400盞電燈開始，世界電力工業(yè)走過了140國為例，間照明，由于負荷單一、規(guī)模較小，各發(fā)電廠負荷率普遍較低，導致電價很高，電力普遍被當成一種的奢侈品。政府管制時代（1930年代-1960年代）集中發(fā)電和電網(wǎng)聯(lián)合運行可以減少重復投資，實現(xiàn)效率最大化，這一階段大量小型電力公司開始整合為全國性或地區(qū)性的電力集團。在19世紀30年代凱恩斯經(jīng)濟學成為主流后，考慮到電力行業(yè)的自然壟斷*屬性，為了防止壟斷權(quán)的濫用，政府開始介入電力工業(yè)，要么直接參與投資，要么收歸國有，要么采取強監(jiān)管下的特許經(jīng)營模式。全面市場化時代（1970年代-至今）石油危機后，監(jiān)管模式的弊端開始顯現(xiàn)，電價調(diào)整滯后、過度投資等問題引發(fā)消費者對壟斷1978年美國推出《公用事業(yè)監(jiān)管政策法》為標志，全球掀起了電力市場化改革的浪潮，此后私有化、市場化、放松管制、引入競爭成為各國電力體制改革的主旋律。從上世紀70年代理論準備，80年代技術(shù)實踐，90年代深入推進，到00年代體系完善，西方的電力市場建設(shè)經(jīng)歷了30余年歷程，并且遭遇了美國加州電力危機和美加大停電等波折。雖然全球電力市場發(fā)展到今天已經(jīng)形成了成熟的理論體系和美國PJM、北歐、德國電力市場等標桿模式，但面對新一輪能源革命，可預見的是未來全球電力體制仍然需要繼續(xù)改革和進化。中國電力發(fā)展史是一部不斷改革創(chuàng)新的歷史計劃經(jīng)濟階段（9年8年：國家所有，中央統(tǒng)管1949年建立燃料工業(yè)部，到1955年成立電力工業(yè)部，到1958年重組成立水利電力部，經(jīng)過多次上收和下放的探索，確立了“以國家主管部門為主導、以省為建制”組建各省電業(yè)局的計劃管理體制。，1965年國家頒布《電、熱價格改革開放前的中國電力工業(yè)發(fā)展史，是一部自力更生、奮發(fā)圖強的艱苦奮斗史。中國電力工業(yè)從落后、弱小、破碎的“爛攤子”起步，雖然經(jīng)歷了中蘇關(guān)系變化、三年自然災害等波折，電力長期處于緊缺階段，但電力工業(yè)總體仍然不斷發(fā)展壯大，1978年中國電力裝機容量和19493059倍，初步建立起較為完整的電力工業(yè)體系，為改圖表9：計劃經(jīng)濟階段是中國電力工業(yè)艱苦奮斗、積極探索的創(chuàng)業(yè)期資料來源：中電聯(lián)，五礦證券研究所改革開放階段（8年2年：集資辦電，政企分開“發(fā)展”成為第一要務(wù)回顧改革開放初期，1978年十一屆三中全會勝利召開，中國進入了以經(jīng)濟建設(shè)為中心的新時代，國民經(jīng)濟步入高速發(fā)展軌道。然而，電力卻成為制約經(jīng)濟發(fā)展的瓶頸，1978年全國發(fā)電裝機缺口達到100電問題引起了國家各級領(lǐng)導的高度重視。建設(shè)投資由財政撥款改為銀行貸款

集資辦電登上歷史舞臺下面一段談話引出了當時中國電力體制改革的思路。1980年冬季的一個傍晚，時任中國電力部部長的李鵬同志一行散步到濟南緯二路大觀園附近，他指著街道昏暗的路燈不解的問：“你們濟南連霓虹燈也沒有？”李鵬部長聞言哈哈大笑，并隨后作出指示：“你們剛才在車上提到的集資辦電構(gòu)想是可行的，可以一試。有適合建電廠的地方么？”“有啊，煙臺就很好，地處沿海又有煤礦?！迸阃藛T再一次回答?！笆遣皇强梢钥紤]在煙臺范圍內(nèi)發(fā)行股票，五年內(nèi)還本付息？”李鵬部長建議。就在那一個夜晚，中國電力體制第一次改革的思路確定了。首先從電力投融資體制入手，改變國家獨家辦電體制，通過集資辦電解決資金不足和投資激勵不足問題，1980年電力行業(yè)率先實行“撥改貸”*，此后又推出集資辦電（1981年試點，1985年推廣、發(fā)行電力建設(shè)債券（1987年）等解決電力建設(shè)資金短缺問題的政策。這一時期，集資辦電政策極大地調(diào)動了地方、民企、外資等各方辦電的積極性，中國電力工業(yè)空前發(fā)展，發(fā)電裝機容量和發(fā)電量進入快速增長通道?！岸喾N電價”打破計劃電價長期不能調(diào)整的局面在這一階段，中國的電價機制作為電力體制的核心也同步進行了改革。計劃經(jīng)濟時期的國家統(tǒng)一目錄電價對電力行業(yè)疏導成本和鼓勵擴大再生產(chǎn)造成了嚴重的制約。1985年，《關(guān)于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規(guī)定》下發(fā)，決定對部分電力實行多種電價，例如煤電電價可隨燃料、運輸價格的變化而相應浮動，用戶側(cè)實行高峰低谷電價，水電可按豐水期枯水期制定電價，外資辦電在還本付息期間可按成本稅金及合理利潤核定電價等。多種電價的實施，打破了電力單一計劃價格長期不能調(diào)整的局面，使平均電價水平平滑上升，扭轉(zhuǎn)了電價水平與成本水平逆向運行的狀況，緩解了電力企業(yè)財務(wù)每況愈下的狀況。還本付息電價、燃運加價、經(jīng)營期電價、涉外電價等多項電價政策的實行，也激發(fā)了各方集資辦電的熱情，對加快電力建設(shè)，促進電力企業(yè)效率提升起到了積極作用。,即建設(shè)改造農(nóng)村電網(wǎng)、改革網(wǎng)同價

政企分開，吹響市場化的前奏在集資辦電政策取得巨大成功后，電力市場化改革也被提上議程。1987年，全國電力體制的電力改革方針。1997年撤銷電力工業(yè)部，實行政企分開，將電力行政管理職能移交國家經(jīng)貿(mào)委，行業(yè)管理職能移交中電聯(lián)，國家電力開、競價上網(wǎng)”試點等工作，為后續(xù)的市場化改革做好了鋪墊。圖表10：改革開放階段“發(fā)展”是中國電力工業(yè)的第一要務(wù)資料來源：中電聯(lián),五礦證券研究所第一輪電改階段（2年5年：廠網(wǎng)分開，主輔分離垂直一體化模式弊端初現(xiàn)經(jīng)過改革開放二十多年的快速發(fā)展，中國電力建設(shè)取得了巨大成就，從1978年至2000年，中國發(fā)電裝機容量和發(fā)電量先后超越法國、英國、加拿大、德國、俄羅斯和日本，均躍居世二灘棄水的反思世紀工程二灘水電站棄水事件成為第一輪電力體制改革的導火索。二灘水電站于1991年開330360億元。1998年首臺機組投產(chǎn)后，前三年累計億kWh5億元。如今回顧二灘棄水事件的內(nèi)在原因，最直接的原因是電價定價機制問題。二灘水電站的上網(wǎng)電價為0.45元/kWh，是由國家計委按照企業(yè)項目建設(shè)“成本加成”的標準核定審批的，這不僅高于國家電力公司系統(tǒng)0.25元/kWh的平均上網(wǎng)電價，甚至比當時全國到戶城市居民0.42元/kWh的平均消費電價還高，這對于終端用戶來說無疑是難以承受的。如此高的核定電價背后則是由于項目建設(shè)成本中的財務(wù)成本過高，二灘水電站屬于世界銀行貸款項目，項目總投資中資本金占比僅3%，剩余97%為負債。為了達到世界銀行12%的凈資產(chǎn)利潤率和15年還款期限的要求，二灘水電站不得不承擔過高的還款付息壓力，最終導致了高昂的核準電價。電力過剩則是導致二灘事件的另一個原因。二灘水電站建設(shè)的同時川渝地區(qū)也同步投建了大量火電項目，1999年年底，川渝地區(qū)發(fā)電總裝機容量達到2026萬千瓦，發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)僅為3200小時，遠低于全國4100小時的平均水平，電力過剩使得二灘高電價在市場環(huán)境中沒有競爭力。同時，1999年川渝分立，省間壁壘也導致原定的消納計劃難以執(zhí)行，最終形成二灘水電站“賣電難”的處境。巨額投資卻換來巨額虧損，二灘棄水矛盾將電力行業(yè)管理體制的問題徹底暴露，引發(fā)了業(yè)內(nèi)人士的思考和中央的關(guān)注，在一定程度上加快了電力體制改革的步伐?！?號文”標志電力市場化改革大幕拉開02年2（[20]5號5的改革方針，目的在于培育電力市場主體，形成發(fā)電側(cè)多元化公平化競爭的格局。要點 具體內(nèi)容圖表11：國發(fā)[2002]“5號文”旨在打破壟斷，引入競爭要點 具體內(nèi)容廠網(wǎng)分開 將國家電力公司管理的產(chǎn)按發(fā)電電網(wǎng)類業(yè)劃分并分進行資、財和人的重組。形成國家電網(wǎng)、南電網(wǎng)大電企業(yè)司，及五發(fā)電團等發(fā)企業(yè)。主輔分離 對現(xiàn)國家電力公司系統(tǒng)擁有輔助業(yè)務(wù)位和三產(chǎn)、多經(jīng)營企進行整重。輸電和配電資產(chǎn)分離，單獨價十五期間電網(wǎng)業(yè)可不進行配分的重，但輸配分開

要逐步對配電業(yè)務(wù)實行內(nèi)部財務(wù)獨立核算。競價上網(wǎng) 引導發(fā)企業(yè)過競形成網(wǎng)電，建電力場運規(guī)則政府管體，初建立爭、資料來源：中國政府網(wǎng),五礦證券研究所廠網(wǎng)分開，較為順利由于廠網(wǎng)分開是首輪電改規(guī)劃藍圖中的第一步也是最關(guān)鍵一步，早期也積累了足夠的試點經(jīng)5號文”出臺后，廠網(wǎng)分開最先得到落實。2002年底，國家電力公司正式分拆重組中兩大電網(wǎng)公司為國家電網(wǎng)公司和南方電網(wǎng)公司；五大發(fā)電集團為華能集團、大唐集團、華電集團、國電集團和中國電力投資集團；四大輔業(yè)集團為水電規(guī)劃設(shè)計院和電力規(guī)劃設(shè)計院11家集團公司的組建，實現(xiàn)了廠網(wǎng)分開，引入了競爭機制，可謂是中國電力體制改革的一個里程碑。主輔分離，稍有延后在廠網(wǎng)分開的改革順利實施后，主輔分離改革制定了多個版本的方案均由于缺電、雨雪災害等原因有所推遲。2011年，國資委再度啟動改革，將國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)下屬的勘測設(shè)計、施工等輔業(yè)剝離，與此前形成的4大輔業(yè)集團一并重組為中國電建和中國能建兩大建設(shè)集團，標志著歷時9年的電力行業(yè)主輔分離基本完成。能源監(jiān)管機構(gòu)的確立2008年國家能源局組建，其職責包括擬定能源發(fā)展戰(zhàn)略、規(guī)劃和政策，提出相關(guān)體制改革建議；實施對石油、天然氣、煤炭、電力等能源的管理；管理國家石油儲備；提出發(fā)展新能源和能源行業(yè)節(jié)能的政策措施；開展能源國際合作。而能源價格的管理由國家能源局提出調(diào)整能源產(chǎn)品價格的建議，報國家發(fā)改委審批，國家發(fā)改委調(diào)整涉及能源產(chǎn)品的價格應征求國家能源局意見。2013年國家能源局和國家電監(jiān)會整合為新的國家能源局，將行政管理和監(jiān)督管理合并，實現(xiàn)政監(jiān)合一。輸配分開及競價上網(wǎng)，不及預期改革開放以來實行的多種電價政策，對推動集資辦電和扭轉(zhuǎn)中國長期存在的缺電問題起到了積極作用，但是難以適應市場化背景下電力供求關(guān)系和市場結(jié)構(gòu)的變化制方面提出了“輸配分開、競價上網(wǎng)”的改革目標，由于電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷模式的存在，如果電網(wǎng)輸配電價無法做到清晰獨立的核算，發(fā)電側(cè)競價上網(wǎng)的結(jié)果也難以準確客觀地傳導到用電側(cè)。但是想實現(xiàn)輸配分開并不容易，需要對電網(wǎng)的輸配電資產(chǎn)進行系統(tǒng)核算，這是一項極其復雜的工作，難以短時間完成。因為改革開放以來中國電網(wǎng)處在高速發(fā)展時期，輸配電網(wǎng)建設(shè)任務(wù)重，電網(wǎng)資產(chǎn)龐雜，導致輸配電資產(chǎn)各自在電網(wǎng)資產(chǎn)中的份額很難厘清。此外考慮到電網(wǎng)安全調(diào)度以及交叉補貼等問題，也使得輸配分開改革的推進不及預期，競價上網(wǎng)難以實現(xiàn)。燃煤標桿電價及煤電聯(lián)動機制成為過渡期的選擇之。

由于輸配電價改革不及預期5為了向市場化過渡階段的電價機制。2004年發(fā)改委出臺了燃煤標桿上網(wǎng)電價政策，統(tǒng)一制定并頒布了各省新投產(chǎn)機組上網(wǎng)電價。標桿電價不考慮電廠自身投資及特殊成本，按各省平均社會成本，以長期國債加一定百分點作為資本金內(nèi)部收益率，統(tǒng)一測算形成。對于同一地區(qū)新投產(chǎn)的同類煤電機組，原則上按同一價格水平核定上網(wǎng)電價，同時燃煤標桿上網(wǎng)電價也成為其他類型電源上網(wǎng)價格的“錨標桿電價制度出臺后，為了緩解2002年煤炭市場化改革后煤價快速上漲對電力企業(yè)的影響，2004年發(fā)改委頒布了《關(guān)于建立煤電價格聯(lián)動機制的意見》，煤電聯(lián)動機制規(guī)定，以不少于6個月為一個周期，當周期內(nèi)電煤價格變動幅度超過上一周期的5%時，在電力企業(yè)消化煤價變化因素30%的基礎(chǔ)上，相應調(diào)整上網(wǎng)電價。“標桿電價+煤電聯(lián)動”的電價機制在緩解“煤電頂?！?問題上有一定積極作用，但是其本質(zhì)仍然是計劃體制下完全由政府主導的核價機制，距離真正實現(xiàn)通過競爭形成價格的市場化模式還有很長的路要走?！犊稍偕茉捶ā奉C布，新能源進入萌芽階段進入21世紀后，中國經(jīng)濟飛速發(fā)展，但能源供需矛盾和環(huán)境問題日益突出。在此背景下，年《可再生能源法》出臺，為中國可再生能源發(fā)展奠定了法律框架，將可再生能源的開發(fā)利用列為能源發(fā)展的優(yōu)先領(lǐng)域。2010年對《可再生能源法》進行了修訂，確定了國家實行可再生能源發(fā)電全額保障性收購等制度，這成為中國未來新能源得以快速發(fā)展的重要支撐性政策之一。此外，國家財政設(shè)立了可再生能源發(fā)展基金，通過可再生能源電價附加等渠道籌集基金用于支持新能源項目的建設(shè)，主要用于補貼平價前的可再生能源價格與常規(guī)能源價格的差額。圖表12：第一輪電改階段市場化改革成為時代主題資料來源：中電聯(lián),五礦證券研究所新電改階段5年至今：管住中間，放開兩頭改革的任務(wù)還遠沒有完成2002年“廠網(wǎng)分開”的改革，初步形成了發(fā)電側(cè)多元競爭的格局，后續(xù)國家也在大用戶直購電和區(qū)域電力市場等領(lǐng)域做了多輪試點和探索，但只要電網(wǎng)在發(fā)電側(cè)作為單一電能購買者和在售電側(cè)作為單一電能銷售者的統(tǒng)購統(tǒng)銷模式不改變，作為電力體制改革“牛鼻子”的電價改革難以推進，真正的電力市場就難以形成。于是2015年3（中發(fā)[2015]9號）“9號文”標志著新一輪電力體制改革啟動。能源革命和供給側(cè)改革為背景和首輪電改相比，新一輪電改的背景有了明顯變化。從國際看，2015年巴黎協(xié)定的簽訂標志全球能源結(jié)構(gòu)清潔化、低碳化轉(zhuǎn)型的趨勢明顯加快；從國內(nèi)看，2015年中國經(jīng)濟開始告別粗放式發(fā)展，進入“L”型高質(zhì)量轉(zhuǎn)型階段，電力供需整體過剩，各行各業(yè)都啟動了供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，旨在以改革促發(fā)展。在此背景下，中國電力工業(yè)急需全面的結(jié)構(gòu)性調(diào)整和優(yōu)化，以引領(lǐng)中國能源轉(zhuǎn)型和適應經(jīng)濟發(fā)展新常態(tài)。管住中間，放開兩頭“9號文”對電力體制改革目標和路徑做出了詳細的頂層設(shè)計。針對2002年首輪電改遺留的輸配難以分開，競價難以傳導等問題“9構(gòu)，有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，有序向社會資本開放配售電業(yè)務(wù)，有序放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃；推進交易機構(gòu)相對獨立，規(guī)范運行；繼續(xù)深化對區(qū)域電網(wǎng)建設(shè)和適合中國國情的輸配體制研究；進一步強化政府監(jiān)管，進一步強化電力統(tǒng)籌規(guī)劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應?！?號文”發(fā)布后，2015場、售電、交易等方面對文件進行了細致的安排和部署。新電改通過對輸配電價進行單獨核定，使“過路費”透明化，電網(wǎng)回歸“高速公路”的定位，在此基礎(chǔ)上有序推動發(fā)電側(cè)售電側(cè)市場化，順電力價格形成機制，還原電力的商品屬性，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。新一輪電改可以說是對傳統(tǒng)“計劃模式”的根本性顛覆，中國電力體制改革真正步入“深水區(qū)”。圖表13：中發(fā)[2015]“9號文”對新一輪電力體制改革作出全面部署要點 具體內(nèi)容要點 具體內(nèi)容總體思路

基本原則 堅持安全可靠，堅持市化改，堅保障生，持節(jié)減排堅持科監(jiān)管。1）有序推進電價改革，順電形成制。獨核輸配價，步實公益以外發(fā)售電價格由市場形成，放開爭性節(jié)電價格妥善理電交叉貼。2）推進電力交易體制改革，完善市場化交易機制。規(guī)范市場主體準入標準，引導市場主體開展重點任務(wù)

資料來源：中國政府網(wǎng),五礦證券研究所輸配電價改革破冰其實早在2014年，深圳市便率先啟動了輸配電價改革試點，政府以電網(wǎng)有效資產(chǎn)為基礎(chǔ)，核定準許成本和準許收益，對電網(wǎng)企業(yè)實行總收入監(jiān)管，并公布獨立的輸配電價。有了深圳的經(jīng)驗后，在“9號文”的推動下，2015年至2017年所有省份及區(qū)域電網(wǎng)均陸續(xù)啟動試點，作為電力體制改革重要任務(wù)之一的首輪輸配電價改革試點工作全面完成，首輪輸配電價核定剔除不相關(guān)或不合理的成本金額達到1180億元。中國輸配電價核定周期為3年，此后國家發(fā)改委在2020年和2023年分別出臺了第二監(jiān)管周期及第三監(jiān)管周期輸配電價核定通知，標志著中國獨立輸配電價體系已基本完善，有力推動了電力上網(wǎng)、銷售環(huán)節(jié)政府定價向市場定價模式的轉(zhuǎn)變。電力市場“現(xiàn)貨+中長期”模式確立電力中長期交易主要是指市場主體通過市場化方式開展的多年、年、季、月、周等日以上的電能量交易?，F(xiàn)貨市場則主要開展日前、日內(nèi)、實時電能量交易，現(xiàn)貨市場可以平衡中長期交易偏差，并根據(jù)電力實時供需情況及時發(fā)現(xiàn)價格信號。“9號文”配套文件《關(guān)于推進電力市場建設(shè)的實施意見》明確提出，中國電力市場建設(shè)目2016年《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行+直接交易為主的電力中長期”交易模式操作方法及流程。在基本規(guī)則出臺后，到2019年各省也都在其基礎(chǔ)上因地制宜制定了各自可操作性更強的電力中長期交易規(guī)則。隨著電力中長期市場的規(guī)范，中國分別于2017年和2021年啟動第一批8個和第二批6個電力現(xiàn)貨市場試點建設(shè)工作，截至2023年，全國已有23個地區(qū)實現(xiàn)了電力現(xiàn)貨市場的試運行，其中南方（以廣東起步、山東、山西、甘肅、蒙西等地實現(xiàn)常態(tài)化運行。2023年《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行》的發(fā)布，也標志著中國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)從地方試點的實踐探索正式轉(zhuǎn)入在全國層面的推廣。發(fā)用電計劃從“有序放開”到“全面放開”發(fā)用電計劃管理是傳統(tǒng)計劃模式下的電力管理制度，政府通過行政方式結(jié)合節(jié)能減排等目標制定發(fā)電、用電和調(diào)度計劃，電廠能發(fā)多少電，以什么價格上網(wǎng)，都是按計劃執(zhí)行。長期以來，發(fā)用電計劃作為電力電量平衡方案，有力保障了電力供需平衡、電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，特別是在電力供應緊張時期發(fā)揮了重要作用。然而隨著市場化的推進，計劃模式下的電力生產(chǎn)管理方式在面對不同時段、不同區(qū)域的電力供求狀況時，難以形成正確的市場和價格信號，也難以對電源優(yōu)化布局和用戶資源投入實施有效引導。推進發(fā)用電計劃改革是新一輪電力體制改革的重點任務(wù)之一，我們以把發(fā)用電計劃放開比例簡單理解為參與市場化交易的發(fā)用電量比例，所以發(fā)用電計劃放開和電力市場建設(shè)的節(jié)奏基本是同步的。2018年煤炭、鋼鐵、有色、建材4個重點行業(yè)全面放開電力用戶發(fā)用電計劃；2019年全面放開經(jīng)營性用戶進入市場（居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)、公益性服務(wù)以外的工商業(yè)21年“439工商業(yè)目錄電價，建立代理購電制度，全部工商業(yè)用戶進入市場1439號文”的頒布可謂新一輪電改以來的重大里程碑，發(fā)用電計劃全面放開，使得市場化用戶數(shù)量大幅提升，為當時處于“瓶頸”的電力市場建設(shè)注入了巨大推力。圖表14：發(fā)改價格[2021]“1439號文”要點 具體內(nèi)容要點 具體內(nèi)容推動工商業(yè)用戶進入市場

不超過15%20%保持居民、農(nóng)業(yè)用電價穩(wěn)定 居含執(zhí)居民價的校社會利機社服務(wù)心等益性業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用電由電網(wǎng)企業(yè)保障供應，執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。資料來源：國家發(fā)展改革委,五礦證券研究所售電公司仍處在粗放發(fā)展階段“9號文”將售電側(cè)改革同樣列為改革重點任務(wù)之一，向社會資本放開售電業(yè)務(wù)，意在培育售電側(cè)市場競爭主體，在電力批發(fā)市場之外形成零售市場，讓用戶擁有選擇權(quán)，使得市場化釋放的紅利可以重復傳遞給用戶，降低用戶用能成本。以2016年廣東省售電公司獲得準入為始，售電公司如雨后春筍般相繼在全國落地，且后續(xù)隨著電力市場不斷成熟，參與市場的電力用戶增加，售電公司數(shù)量也在不斷增加，市場規(guī)模不斷擴大。但由于開放初期售電公司商業(yè)模式較單一，主要利潤來自于簡單的購售電價差及通過中小用戶信息獲取能力差賺取服務(wù)費，在同質(zhì)化競爭加劇的過程中，多數(shù)售電公司出現(xiàn)經(jīng)營困難的情況?？梢娛垭姽疽欢ú皇呛唵蔚馁嵢r差，而是需要結(jié)合自身優(yōu)勢提供增值服務(wù)，例如通過資源整合為用戶提供輔助服務(wù)或代理用戶參與需求側(cè)響應，或者制定適合的套餐幫助用戶規(guī)避批發(fā)市場波動風險，或者為用戶提供綠電及碳市場服務(wù)等。未來隨著電力現(xiàn)貨市場的普及和分布式能源的發(fā)展，售電公司作為連接用戶和市場的橋梁，將起到更為關(guān)鍵的作用。增量配電進展緩慢，但曙光初現(xiàn)9在短期存量難以厘清的情況下，改革從增量入手，提出逐步向負荷條件的市場主體開放增量配電投資業(yè)務(wù)，鼓勵以混合所有制方式發(fā)展配電業(yè)務(wù)。增量配電改革的目的有三：一是引導社會資本廣泛參與配電網(wǎng)的建設(shè)發(fā)展，滿足社會快速增長的用電需求；二是在配電網(wǎng)運營領(lǐng)域引入競爭者，以專業(yè)化管理措置盤活大量沉淀的配網(wǎng)資產(chǎn)，通過市場競爭提高配網(wǎng)運營效率；三是鼓勵社會資本對增量配網(wǎng)業(yè)務(wù)進行拓展創(chuàng)新，豐富增值服務(wù)內(nèi)容，提高終端用戶能源管理水平。年以來，增量配電試點工作在全國范圍鋪開，但是改革進展明顯不及預期，試點項目大多難以推進，除了接網(wǎng)、調(diào)度、存量資產(chǎn)處置、區(qū)域劃分等問題外，最核心的問題還是在于輸配電價機制不夠完善，高低電壓等級的輸配電價價差空間不夠，導致配電投資長期無法收回。2023/需量電價，為增量配電、微電網(wǎng)的發(fā)展創(chuàng)造了有利條件。圖表15：新電改階段電力市場架構(gòu)逐漸清晰資料來源：中電聯(lián),五礦證券研究所歷史的經(jīng)驗堅持“電力先行”的客觀規(guī)律早在98電力應適度超前發(fā)展，是由電力工業(yè)的基礎(chǔ)性、公益性等特點決定的，工農(nóng)業(yè)、交通運輸、城市建設(shè)、人民生活，都需要大量使用電力，一旦供應不足會帶來很大的經(jīng)濟損失。同時，電力工業(yè)是資金密集型和技術(shù)密集型產(chǎn)業(yè)，電源電網(wǎng)建設(shè)需要一定的時間周期，需要提前規(guī)劃。遵循“安全第一”的生產(chǎn)方針電力工業(yè)具有瞬時性的特點，局部發(fā)生事故，將危及整個電力系統(tǒng)的發(fā)輸配用所有環(huán)節(jié)，危及全社會的生產(chǎn)生活。為了防止電力系統(tǒng)發(fā)生穩(wěn)定破壞、電壓崩潰、電網(wǎng)瓦解等惡性大面積停電事故，在電力建設(shè)中必須執(zhí)行“質(zhì)量第一”的方針，電力生產(chǎn)中必須執(zhí)行“安全第一”的方針。計劃體制時代，中國電力行業(yè)一直處在“半軍事化”管理的狀態(tài)，沒有發(fā)生過大面積停電事故。未來隨著電力市場化改革推進和新能源快速發(fā)展，電力系統(tǒng)安全問題應與時俱進，常抓不懈。堅持改革與發(fā)展相互促進中國電力發(fā)展史是一部不斷改革創(chuàng)新的歷史，從“集資辦電”到“廠網(wǎng)分開”再到“管住中間，放開兩邊”，每一輪改革均抓住了當時行業(yè)發(fā)展的痛點，以改革促發(fā)展，使中國電力工業(yè)取得了舉世矚目的成就。新一輪電力市場化改革仍在路上，為實現(xiàn)能源革命，電改的步伐不能停。從電價說起，終端電價的組成部分即發(fā)輸配售用幾乎是同時完成，且電力系統(tǒng)需要保持實時平衡。本著“誰受益，誰承擔”的公平負擔原則，用戶理所應當需要為其所消費電力的生產(chǎn)運輸平衡成本買單，整個流程中的參與方，例如發(fā)電廠、電網(wǎng)、售電公司等也理所應當能回收其合理成本和獲取合理收益。典型的工商業(yè)用戶終端電價的組成可以分為市場化部分和非市場化部分，市場化部分的上網(wǎng)電價通常由電力市場供需雙方交易形成，而非市場化的部分，如輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府基金及附加則盡可能拆分出來單獨核定。圖表16：終端電價可拆分為市場化部分和非市場化部分資料來源：國家電網(wǎng)、中國政府網(wǎng)，五礦證券研究所即由政府價格主管部門按能源類別分類定價，主要包括燃煤、燃氣、燃油、水電、核電、風電、光伏發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等。在電力中長期市場和現(xiàn)貨市場建立之后，參與市場的發(fā)電機組上網(wǎng)電價由供需雙方協(xié)商或交易確定。輸配電價：指電網(wǎng)企業(yè)提供電力運輸服務(wù)的結(jié)算價格。自新一輪電力體制改革以來，中國輸配電價已經(jīng)經(jīng)歷了三輪監(jiān)管周期的核定，發(fā)改委按照“準許總收入=準許成本+準許收益+稅金”的方法先核定電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)的準許收入，再以準許收入為基礎(chǔ)核定分電壓等級和各類用戶的輸配電價。線損費用：指電力輸送和分配過程中電能損失的費用，由用戶承擔。電力在運輸過程中，受線損費用根據(jù)各省電網(wǎng)統(tǒng)一的綜合線損率計算得出，并隨著每個監(jiān)管周期的輸配電價文件一并公布。系統(tǒng)運行費用：指為了維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行而發(fā)生的費用，主要包含輔助服務(wù)費用、抽水蓄能容量電費和煤電容量電費。不同省份系統(tǒng)運行費用構(gòu)成有所差別，例如江蘇省還包含了天然氣發(fā)電容量電費、電價交叉補貼新增損益等?？紤]到中國對居民和農(nóng)業(yè)的保障性供電，所以系統(tǒng)運行費用主要由發(fā)電側(cè)和全體工商業(yè)用戶承擔。

或電力負荷等并網(wǎng)主體接受調(diào)度后所獲得的補償。根據(jù)2021年出臺的新版“兩務(wù)，有功平衡服務(wù)包括調(diào)頻、調(diào)峰、備用、轉(zhuǎn)動慣量、爬坡等。輔助服務(wù)是偏計劃性但是必要的調(diào)節(jié)機制，過去主要由發(fā)電側(cè)分攤，而發(fā)電側(cè)“零和博弈”也導致了火電靈活性改造和儲能投資激勵不足。隨著風光等不穩(wěn)定電源增長，輔助服務(wù)的需求和費用規(guī)模也在快速增長，按照“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，未來用戶也理應承擔部分輔助服務(wù)費用。水蓄能容量電費：指抽水蓄能電站兩部制電價中的容量電費部分。抽水蓄能是電力系統(tǒng)的主要調(diào)節(jié)電源，具有調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等多種功能。為鼓勵抽水蓄能建設(shè)，2021年開始對抽水蓄能電站實行兩部制電價，其中容量電價納入輸配電價回收，以保證能回收抽發(fā)運行成本外的其他投資成本，經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率按6.5%核定。電容量電費：指燃煤發(fā)電電站兩部制電價中的容量電費部分。煤電是中國最重要、成本較低的支撐調(diào)節(jié)電源，煤電經(jīng)營成本包括折舊費、人工費、修理費、財務(wù)費等固定成本和燃煤等變動成本。隨著新能源快速發(fā)展，煤電的功能逐漸向著基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型，平常時段為新能源發(fā)電讓出空間，高峰時段繼續(xù)頂峰出力。隨著煤電機組越來越多的時間“備而不用”，通過傳統(tǒng)的單一電量電價難以完全回收成本，長此以往可能影響電力系統(tǒng)安全運行。2023年國家正式出臺煤電容量電價機制，根據(jù)煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330元，根據(jù)各省轉(zhuǎn)型進展按不同比例執(zhí)行，2024至2025年多數(shù)省份比例為30%，2026年起，各省比例提升至不低于50%。政府性基金及附加：指電力生產(chǎn)輸送本身之外的考慮公共政策目標，并與能源電力發(fā)展有關(guān)的專項用途的資金。政府性基金及附加主要包含可再生能源電價附加、國家重大水利工程建設(shè)基金、水庫移民后期扶持資金、農(nóng)網(wǎng)還貸基金等，工商業(yè)及居民用電價格均包含了政府性基金及附加。

專項資金?？稍偕茉措妰r附加從2006年開征，歷經(jīng)5次調(diào)整后，征收標準從0.1分/kwh提高至1.9分/kwh2006年開始，中國開始對可再生能源發(fā)電實行固定電價下的補貼政策，盡管可再生能源電價附加不斷提高，但仍然遠低于新能源裝機202140002021年新能源進入平價時代，中國整體用電量不斷增長，預計未來補貼缺口有望逐步縮小。計劃市場雙軌制下的電力市場架構(gòu)電力市場是什么？關(guān)于電力市場最權(quán)威的定義為：基于市場經(jīng)濟原則，為實現(xiàn)電力商品交換的電力工業(yè)組織結(jié)構(gòu)、經(jīng)營管理和運行規(guī)則的總和。建立電力市場旨在通過開放、競爭等市場手段實現(xiàn)電力能源資源的優(yōu)化配置。所謂基于市場經(jīng)濟原則主要是指電能生產(chǎn)者和使用者本著公平競爭、自愿互利的原則，通過協(xié)商、競價等方式，就電能及其相關(guān)產(chǎn)品進行交易，通過市場競爭確定價格和數(shù)量的市場原則。圖表17：電力市場體系與計劃體系對比市場體系計劃體系市場環(huán)節(jié)交易目的市場執(zhí)行機構(gòu)計劃體制環(huán)節(jié)承擔機構(gòu)日前市場形成次日功率曲線的電量交易中心日生產(chǎn)計劃調(diào)度中心計劃處實時平衡市場與日前預計不符的功率或電量偏差調(diào)度中心實時調(diào)度控制調(diào)度中心調(diào)度處輔助服務(wù)市場調(diào)頻、調(diào)壓、黑啟動、備用日前為交易中心、實時為調(diào)度中心輔助服務(wù)補償機制在國家能源局市場監(jiān)管司主導下，調(diào)度中心調(diào)度處具體執(zhí)行中長期合約市場電量或電量合約（發(fā)用電合同轉(zhuǎn)讓）注：財務(wù)結(jié)算合同或?qū)嵨锝桓詈贤灰字行哪甓劝l(fā)用電計劃、大用戶直接交易、跨省區(qū)電能交易（電網(wǎng)代理）注：均為實物交割合同各地政府運行部門做計劃，電網(wǎng)公司發(fā)策部、交易中心根據(jù)計劃確定合同，調(diào)度中心方式處確定大的潮流走向容量市場容量指標交易中心分地區(qū)電力電量平衡制度和五年規(guī)劃能源局電力司金融市場金融避險產(chǎn)品可由交易中心也可交由期貨交易所電力價格調(diào)整制度和普遍服務(wù)義務(wù)發(fā)改委價格司和國有企業(yè)資料來源：《推進我國電力市場建設(shè)的思考》國家能源局,五礦證券研究所目前電力體制為計劃市場雙軌制目前中國電力行業(yè)仍然處在從計劃機制向市場機制過渡的階段，考慮到電力市場的復雜性和2021年“1439號文”將所有的煤電機組和工商業(yè)用戶推入市場，意味著發(fā)電側(cè)占比最高的煤電和用電側(cè)占比最高的工商業(yè)用戶不再執(zhí)行計劃電價，而是通過電能量市場交易形成上網(wǎng)電價。但是目前發(fā)電側(cè)仍然有相當數(shù)量的優(yōu)先發(fā)電電源按國家核準價格上網(wǎng)（比如帶補貼和平價的風光機組、一廠一價的水電核電機組等，用電側(cè)居民、農(nóng)業(yè)和公益性用戶仍然執(zhí)行優(yōu)先用電的目錄電價，這些非市場化主體發(fā)用電仍然按電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷的計劃模式運作，于是形成了計劃市場雙軌制電力市場架構(gòu)?？紤]到國情，我們預計未來以市場為主導、計劃市場雙軌并行的機制將繼續(xù)存在較長時間，如何合理化解計劃和市場的矛盾將是未來電力市場機制需要不斷實踐探索的課題。圖表18：目前的電力市場架構(gòu)為計劃市場雙軌制資料來源：Wind、中電聯(lián)、國家發(fā)展與戰(zhàn)略研究院等，五礦證券研究所雙軌制必然帶來不平衡資金雙軌制不平衡資金是在中國特有的計劃市場雙軌制模式下產(chǎn)生的，其根本原因在于未參與市場的優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電電量仍然執(zhí)行傳統(tǒng)計劃模式下的目錄電價，由電網(wǎng)企業(yè)負責統(tǒng)購統(tǒng)銷，而市場化的發(fā)電機組和用戶的電價則由市場交易產(chǎn)生。由于發(fā)用兩端市場化電量數(shù)量不匹配，將產(chǎn)生一部分市場化發(fā)電量在用戶側(cè)按計劃電價結(jié)算，或者是一部分市場化用電量在發(fā)電側(cè)按計劃電價進行結(jié)算，由此導致盈余或虧損。特別是在現(xiàn)貨市場環(huán)境下，分時價格信號的產(chǎn)生更可能加劇市場電價和計劃電價的價差，導致不平衡資金增加。目前雙軌制下產(chǎn)生的不平衡資金主要按“誰受益，誰分攤”的原則向全部或部分市場主體進行分攤或返還，各省規(guī)則不盡相同。政府授權(quán)合約可有效推動新能源參與市場存量的優(yōu)先發(fā)電機組采取政府授權(quán)合約的模式參與市場交易可以有效解決雙軌制銜接問題。國家制定了2030年新能源全面參與市場交易的目標，想要推動存量帶補貼新能源機組入市，地方政府可以按照確定的總電量規(guī)模，委托電網(wǎng)企業(yè)與新能源電站簽訂中長期差價合約，保障其合理收益，以推動其參與電力現(xiàn)貨結(jié)算，保障市場的有效性，最終優(yōu)先發(fā)電機組的政府授權(quán)合約部分電量按照合約電價與市場參考電價進行差價結(jié)算。政府授權(quán)合約產(chǎn)生的盈虧由全體市場化用戶分享或分攤，其實和雙軌制下的不平衡資金沒有太大區(qū)別，但可以實現(xiàn)將暗補變?yōu)槊餮a，推動更多機組進入市場的同時以市場化手段體現(xiàn)政府對優(yōu)先發(fā)用電的保障作用。解決交叉補貼是一大難題電價交叉補貼是指部分用戶用電價格與其應承擔的供電成本存在偏差，而這部分偏差由另一部分用戶所承擔。中國電價中的交叉補貼主要包括：一是不同類型用戶之間的交叉補貼，主要是工商業(yè)用戶對居民和農(nóng)業(yè)用戶的補貼；二是不同電壓等級用戶之間的交叉補貼，主要是高電壓用戶對低電壓用戶的補貼；三是不同地區(qū)之間的用戶的交叉補貼，主要是發(fā)達地區(qū)用戶對欠發(fā)達地區(qū)用戶的補貼。中國電價機制中交叉補貼的存在有其歷史原因和合理性，2002年“廠網(wǎng)分開”改革前，電力公司作為一個整體，將供電成本（至少包括發(fā)、輸、配、售電成本）在不同用戶之間進行分攤，必須要考慮用戶的承受能力，承受能力強的用戶（如工業(yè)用戶）要多承擔，承受能力（隨著市場化改革的推進，交叉補貼的弊端也越來越凸顯，帶來了電價扭曲、資源配置效率降低、工商業(yè)負擔加重、補貼資金不足等問題。妥善處理交叉補貼將是未來電力體制改革的一大難題，各類交叉補貼之間存在交織重疊，難以準確測算，也是各類輸配電成本難以核算的原因之一。們認為近期可以通過制定不同電壓等級輸配電價、完善居民階梯電價等方式逐步減少交叉補貼規(guī)模；遠期，可改由政府部門向全社會征收電力普遍服務(wù)稅收，或向全體電力消費者征收普遍服務(wù)基金的方式來解決電力普遍服務(wù)的資金來源，變暗補為明補。代理購電僅為臨時措施，未來規(guī)模將不斷縮小2021年“1439號文”出臺推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價，，代理購電價格主要通過場內(nèi)集中競價或競爭性招標方式形成，電網(wǎng)會在每個月月初公布代理購電電價。對于已參與市場交易、后又改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，其價格將按1.5倍執(zhí)行。代理購電只是市場加快放開后所采取的臨時措施，未來代理購電范圍和規(guī)模將不斷縮小，以四川省222年四川代理購電規(guī)模為5.8億kh223年這一數(shù)據(jù)下降至.3億kw，約占20%?，F(xiàn)貨市場尚未成熟，分時電價機制成為PlanB分時電價體系的建立由來已久，自1984年起，國家便開始了峰谷價差的試行，旨在通過高峰高價、低估低價來鼓勵和引導電力用戶主動改變用電習慣，以達到用電側(cè)移峰填谷和優(yōu)化電力資源配置的目的。雖然分時電價機制仍然帶有計劃性質(zhì)，但是在當前現(xiàn)貨市場尚未成熟，真正的實時電價信號難以形成或傳導不暢的情況下，零售側(cè)的分時電價政策可以起到引導用戶合理用電，促進谷段平段新能源消納，緩解高峰期負荷緊張的作用。2021年發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知20225月，全國已有28個省份發(fā)布了分時電價政策，大部分省份峰谷價格較平段上下浮動50%，部分省份峰谷價差會更大，最大達45:1。目前各省工商業(yè)代理購電用戶全部執(zhí)行分時電價機制，而售電公司通常可為用戶提供固定電價套餐和分時電價套餐供其選擇。電力市場按時間維度拆分由于電能的瞬時性，電力交易均需要提前一定時間完成，現(xiàn)貨市場和中長期市場是相對的概念，主要以交易和交割之間的時間長短區(qū)分，電力現(xiàn)貨市場泛指日前及更短時間內(nèi)的電能量更容易和計劃機制銜接的中長期電力市場起步，從2015年新一輪電改以來，經(jīng)歷多輪試點+中長期”的電能量市場架構(gòu)已初步成型。圖表19：電力市場按時間維度可拆分為中長期市場和現(xiàn)貨市場資料來源：國家能源局，五礦證券研究所目前電力交易仍以中長期市場為主電力中長期市場指符合準入條件的發(fā)電廠、電力用戶、售電公司等市場主體，通過雙邊協(xié)商、集中交易等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周、多日等電力批發(fā)交易。對于執(zhí)行政府定價的優(yōu)先發(fā)電電量，即計劃電量，采用電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷的形式，簽訂廠網(wǎng)間購售電合同，202356679kWh，占全社會用電量比重為61.4%，其中44289億kWh，占市場交易電量的?！盁o現(xiàn)貨、不市場”電力現(xiàn)貨市場是實現(xiàn)電力實物交割的終極市場，它在整個電力市場體系，特別是電能量交易環(huán)節(jié)起著核心的作用，理論上中長期市場、輔助服務(wù)市場、容量市場及輸電權(quán)等細分市場均是因配套電力現(xiàn)貨市場而建設(shè)的，正所謂“無現(xiàn)貨、不市場現(xiàn)貨市場地位如此重要的原因：發(fā)現(xiàn)價格、引導供需。可真實反映電力商品在時間和空間上的供需關(guān)系，引導發(fā)用電資源響應時長價格波動，提升電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力、緩解阻塞，同時為中長期交易提供價格風向標。促進競爭、優(yōu)化配置。以集中出清的手段促進了電量交易的充分競爭，實現(xiàn)了電力能源資源的高效、優(yōu)化配置。保障運行、管理阻塞。電力系統(tǒng)的物理屬性和電力市場的經(jīng)濟屬性緊密結(jié)合，形成與電力系統(tǒng)運行相適應、體現(xiàn)市場成員意愿的交易計劃，為阻塞管理和輔助服務(wù)提供調(diào)節(jié)手段和經(jīng)濟信號。引導規(guī)劃、量化決策。分區(qū)、節(jié)點電價能夠給出位置信號，有效引導電源、電網(wǎng)的合理規(guī)劃，為建設(shè)投資提供量化決策依據(jù)。20172021集中式全電量競價出清的模式，中長期合約為金融合同并進行曲線分解，中長期合約僅作為結(jié)算依據(jù)，不進行物理執(zhí)行，在此基礎(chǔ)上，最終上網(wǎng)電價根據(jù)現(xiàn)貨市場日前、日內(nèi)、實時出清結(jié)果與中長期合約分解曲線進行偏差結(jié)算。2023年國家連續(xù)出臺了電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則和進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知，并為各省的現(xiàn)貨市場設(shè)定了開展長周期試運行或啟動連續(xù)結(jié)算試運行的時間表，我們預計2025年前全國大多數(shù)省份均有望啟動結(jié)算試運行，現(xiàn)貨市場有望在全國范圍內(nèi)鋪開?，F(xiàn)貨市場中的邊際成本定價機制邊際成本定價是經(jīng)濟學中最基礎(chǔ)的一種定價方法，在電力現(xiàn)貨市場中普遍推行，邊際成本是程中，對于每個交易間隔，所有發(fā)電廠的報價都堆疊在一條供應曲線中，而需求曲線與供應曲線在某一點上交叉，該交叉點對應的電量和價格成為市場出清的結(jié)果。根據(jù)市場規(guī)則，每國的邊際機組主要是燃煤機組，新能源更多以報量不報價方式參與電力現(xiàn)貨市場，作為價格接受者優(yōu)先出清，以實現(xiàn)全額消納。圖表20：德國電力市場邊際電價機制示意圖資料來源：DHBW,五礦證券研究所電力市場按空間維度拆分現(xiàn)行的“統(tǒng)一市場，兩級運作”模式目前中國電力市場按空間維度主要分為省間和省內(nèi)兩級市場，均包含電能量和輔助服務(wù)市場，已經(jīng)形成了“統(tǒng)一市場，兩級運作”的模式。省間電力市場由國調(diào)中心（區(qū)域中心）負責組織和管理，省內(nèi)電力市場由省級電網(wǎng)公司調(diào)度中心負責組織和管理。圖表21：電力市場按空間維度可拆分為省間市場和省內(nèi)市場資料來源：國家電力調(diào)度控制中心、國家電網(wǎng)，五礦證券研究所實體。

省間出清結(jié)果為省內(nèi)市場邊界省間市場基于各省電力電量平衡的預測結(jié)果開展跨區(qū)域的資源優(yōu)化配置，省間市場出清結(jié)果，作為省內(nèi)市場的邊界條件，按物理合同執(zhí)行，所以省間市場的時序優(yōu)先于省內(nèi)市場的定位則是在省間市場的邊界條件下實現(xiàn)省內(nèi)的電力平衡。省間、省內(nèi)兩級市場耦合運行時，省級調(diào)度中心既作為省內(nèi)市場的管理者組織省內(nèi)電力市場交易，維護電網(wǎng)穩(wěn)定運行，同時負責統(tǒng)籌省內(nèi)發(fā)用電平衡情況，根據(jù)實際需求組織發(fā)電企業(yè)參與省間市場，以實現(xiàn)跨省跨地區(qū)的可再生能源消納、電力缺余互濟和資源優(yōu)化配置。省為實體理念*的打破由于中國上世紀80年代確定了省為實體的發(fā)展方針，在當時嚴重缺電的條件下確實起到了很好的作用，充分調(diào)動了地方投資辦電的積極性，后續(xù)的電力市場化改革也主要以省為單位推進。但是隨著時代變化，省為實體的發(fā)展理念在一定程度上也對中國電力市場化改革和能源轉(zhuǎn)型產(chǎn)生了負面影響，甚至演變成了省間壁壘。中國存在能源資源分部不均的客觀地理條件，風光和煤炭資源主要分布在西北地區(qū)，水力資源主要分布在西南地區(qū)，而用電負荷主要分布在中東部地區(qū)，為了保證區(qū)域間的電力供需平衡和水風光等可再生能源更大范圍消納，電力必然需要實現(xiàn)跨區(qū)域統(tǒng)籌配置，省間電力交易需要從過去的國家指令性計劃模式轉(zhuǎn)變?yōu)槭袌龌Ｊ?，順應建設(shè)“國家統(tǒng)一大市場”的發(fā)展理念。建立全國統(tǒng)一電力市場的時間表過去省間和省內(nèi)電力市場缺少標準化的接口，導致只能以時序先后分開運作出清。2021年中國首個省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則發(fā)布，明確了各層次市場動態(tài)銜接的辦法，即“省間（市場間）電力現(xiàn)貨交易賣方成交結(jié)果作為送端關(guān)口負荷增量，買方成交結(jié)果作為受端關(guān)口電源參2022年中國發(fā)布了加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見，目標“在全國更大范圍內(nèi)還原電力的商品屬性到225年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選電力多維價值體現(xiàn)是未來的改革方向電的價值是什么？想要捋清電的價值，我們需要回到本源，思考電是什么？電是一種能量形式，是電荷運動所產(chǎn)生的物理現(xiàn)象，是生活生產(chǎn)中不可或缺的資源。通過不同的設(shè)備電能可以轉(zhuǎn)換成熱能、光能、動能、化學能等多種形式的能量。電能量價值正因為電能可以轉(zhuǎn)換成其他形式的能量并創(chuàng)造出經(jīng)濟價值，那么電能量價值就是一度電被生產(chǎn)出來后所具有最基本的物理性的使用價值。理論上在同一時間、同一地點的電，不管它是由什么類型電源生產(chǎn)出來，其所具備的電能量價值應該是相同的，也就是“同網(wǎng)同質(zhì)同價”的概念。電力的電能量價值主要通過中長期市場和現(xiàn)貨市場體現(xiàn)。靈活性價值當我們把時間、地點的因素考慮進去，會發(fā)現(xiàn)不同時間不同地點電力的供需情況有差異，意味著電的價值也會有區(qū)別。同樣是一度電，如果可以中午發(fā)，也可以晚上發(fā)，能靈活調(diào)節(jié)發(fā)電的時間，去匹配用電負荷，這樣的電能肯定是有額外價值的，我們可以把這部分價值稱為靈活性價值。根據(jù)目前的市場架構(gòu)，電力的靈活性價值主要通過輔助服務(wù)市場和現(xiàn)貨市場體現(xiàn)。其中輔助服務(wù)市場偏計劃性，由調(diào)度機構(gòu)發(fā)布需求，符合條件的主體競價參與，兌現(xiàn)靈活性價值；現(xiàn)貨市場則是通過全電量實時競價的方式，將電能的時間空間差異體現(xiàn)在交易電價中，具備調(diào)節(jié)能力的機組就能獲得更高的結(jié)算電價，從而體現(xiàn)出靈活性價值?？煽啃詢r值可靠性價值又可以被稱為安全性價值。可靠性價值是人關(guān)于“確定性”的需要，好比當人們內(nèi)心確定“明天肯定有飯吃”，就不會為明天能否吃上飯感到恐懼、焦慮，可靠性對應人們滿足基本生存的安全感。同樣的，如果一度電可以很可靠地在用電頂峰時段發(fā)出來，為用戶提供一種確定性，這種確定性帶來的額外價值，就是可靠性價值。目前電力的可靠性價值主要通過容量補償機制體現(xiàn)。2023年中國出臺了針對煤電的容量電價政策，對具備可靠性的煤電機組的固定成本進行直接補償，保障電力系統(tǒng)充裕度和安全性的一塊重要拼圖落地。目前中國的容量補償是偏計劃性的機制，適用于市場起步階段，未來可以逐步向容量市場升級，通過市場機制形成容量價格。在海外，如美國德州、澳大利亞等國家地區(qū)則采用稀缺電價的機制來保障電力系統(tǒng)的充裕度，稀缺電價是指允許缺電時出現(xiàn)短時極高尖峰電價，但會導致價格波動風險較大，不適用于中國。注：“碳排放配額”指經(jīng)政府主管部門核定，企業(yè)所獲得的一定時期內(nèi)向大氣中排放溫室氣體（以二氧化碳當量計）的總量。注：“可再生能源消納責任權(quán)重”指按省級行政區(qū)域?qū)﹄娏οM規(guī)定應達到的可再生能源電量比重。注：“碳關(guān)稅”指主權(quán)國家或地區(qū)對其他未征收碳稅、能源稅或者實質(zhì)性能源補貼國家生產(chǎn)的高耗能產(chǎn)品進口征收的二氧化碳排放特別關(guān)稅。

綠色環(huán)境價值如本文開篇所述，人類為了應對氣候變化和實現(xiàn)長久可持續(xù)發(fā)展，踏上了第四輪能源革命的征程，開始積極發(fā)展新能源。但是目前對于風電光伏發(fā)出來的電，是幾乎沒有靈活性價值和可靠性價值的，所以一度被稱為“垃圾電快速下降，但隨著系統(tǒng)新能源占比上升，消納成本也將大幅上升。根據(jù)國家電網(wǎng)測算，新能源電量占比超過10%5pct0088元/kWh。那我們?yōu)槭裁匆l(fā)展風電光伏？原因是風光碳排放低，對環(huán)境友好，通過發(fā)展新能源以抑制溫室效應，阻止全球變暖?？梢哉f新能源的綠色環(huán)境價值是一種造福于全人類的價值，是一種百年尺度的長期價值，這種價值難以通過“無形的手”實現(xiàn)，需要政府進行干預，所以綠色環(huán)境價值本質(zhì)是一種政府的“創(chuàng)租”行為。每年召開一次的聯(lián)合國氣候變化大會，多數(shù)國家制定了碳中和發(fā)展目標。中國出臺了碳排放配額*考核機制和可再生能源消納責任權(quán)重*考核機制，以及歐洲推出了碳關(guān)稅*機制，這些政策都會創(chuàng)造綠色電力的購買需求，當需求被創(chuàng)造出來后，新能源的額外的綠色環(huán)境價值才能體現(xiàn)。圖表22：體現(xiàn)電力多維價值是未來的主要改革方向資料來源：中國政府網(wǎng)、發(fā)改委、國家電網(wǎng)等，五礦證券研究所體現(xiàn)電力多維價值是未來電力市場的主要改革方向未來隨著新型電力系統(tǒng)的發(fā)展，新能源逐步成為裝機、電量主體，電力的平均生產(chǎn)成本會逐漸下降，系統(tǒng)總成本可能會增加，這需要電力市場能夠?qū)﹄娏Φ亩喾N細分價值進行更準確的定價，才能實現(xiàn)成本合理疏導、推動能源轉(zhuǎn)型。中國的電力市場將從過去以體現(xiàn)電能量價值為主的體系，逐步向體現(xiàn)電能量價值、可靠性價值、靈活性價值以及綠色環(huán)境價值等多維價值的體系轉(zhuǎn)變。中長期市場：需要向縮短周期、提升頻次、帶曲線交易轉(zhuǎn)變，需要將現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)的電力時空價值在中長期市場中體現(xiàn)；不同類型電源價值推演在電力多維價值體系下，我們可以試著推演下理想狀況下不同類型電源的價值構(gòu)成。在晚高峰高電價時段滿功率發(fā)電，所以火電有較高的靈活性價值；火電發(fā)電確定性高，較高，綠色環(huán)境價值為負，目前已被納入碳市場，未來隨著碳配額的減少，需要支付較高的環(huán)境成本。核電：核電屬于電力系統(tǒng)的基荷能源，可以提供連續(xù)、可靠的電力供應，所以和火電一核電極少參與調(diào)峰，年利用小時數(shù)超過7000h，絕大多數(shù)時間以滿負荷運行，只能被動接價值的兌現(xiàn)或特別稅收的方式將超額收益回收。有一定的調(diào)節(jié)能力，但是中大型水電站除了發(fā)電還需要兼顧防洪、供水、灌溉、航運、發(fā)電，具備可靠性價值，但同樣會受到上述因素限制；水電是清潔能源，和風光有相同風光：風光都具備綠色環(huán)境價值毋庸置疑；而可靠性價值，風電會比光伏略好，能在晚高峰提供少許出力，光伏則完全無法頂峰出力，但風光都存在由于天氣原因無法按事先需要系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源去適應其發(fā)電節(jié)奏，所以需要付出較大的靈活性成本。儲能：儲能本身沒有發(fā)電能力，需要充電，所以其電能量價值可以理解為負；儲能可以也需要承擔部分靈活性成本（即輔助服務(wù)費用、抽蓄容量電價、可靠性成本（即煤電容量電價）以及綠色環(huán)境成本（綠證購買成本或綠電溢價成本。圖表23：理想狀況下各類電源的多維價值構(gòu)成推演資料來源：發(fā)改委、國家能源局、中電聯(lián)等，五礦證券研究所注：本示意圖僅為定性分析“能源不可能三角”與政策節(jié)奏的把握“不可能三角”理論最早起源于金融政策領(lǐng)域，美國麻省理工教授保羅·克魯格曼通過對亞洲金融危機的實證分析，得出一個國家在貨幣政策的獨立性、匯率的穩(wěn)定性、資本的完全流動性之間，只能三選二，不可能三者兼得的結(jié)論。2011年，世界能源委員會將這一概念引入能源領(lǐng)域，提出了任何一個能源系統(tǒng)都不可能在安全充裕、經(jīng)濟公平、低碳清潔三個方面同時達到最優(yōu)的論斷，這就是著名的“能源不可能三角”理論。根據(jù)這個理論，不少學者和專家談到電力行業(yè)的“雙碳”目標時，認為在現(xiàn)階段如果要保證高可靠性地使用高比例的清潔能源，需要付出經(jīng)濟上的代價，也就是電價上升?？梢娤胍平狻澳茉床豢赡苋恰彪y題，技術(shù)發(fā)展和體制創(chuàng)新缺一不可。目前中國能源轉(zhuǎn)型和電力市場改革處于初期，未來還需要更多能源政策的推出和完善，在方向、路徑已大致明確的情況下，政策出臺的節(jié)奏則是關(guān)鍵，需要考慮能源的安全充裕、經(jīng)濟公平、清潔低碳三大目標的統(tǒng)籌均衡，不能顧此失彼。根據(jù)這一客觀規(guī)律，我們可以結(jié)合當下情況，預判政策節(jié)奏以提前對電力行業(yè)各參與主體的盈利水平變化作出推測，找到周期拐點或新興產(chǎn)業(yè)崛起的投資機會。圖表24：能源不可能三角及對應的機制資料來源：發(fā)改委、國家能源局、中電聯(lián)等，五礦證券研究所當下的挑戰(zhàn)挑戰(zhàn)一：電力供需緊平衡，保供任務(wù)艱巨“十三五”期間由于宏觀經(jīng)濟“L”型轉(zhuǎn)型，中國電力供需一直處在寬松的氛圍當中，但是度轉(zhuǎn)彎，出現(xiàn)了多輪電力供需緊張的情況2020年迎峰度冬期間湖南、浙江、江西等南方省份的限電事件敲響警鐘，緊接著是2021年煤價大幅上漲導致了全國更大范圍的限電事件，2022年夏天則是由極端高溫和來水極度偏枯水電無法出力導致了四川、浙江等省份工商業(yè)的大規(guī)模有序用電。近幾年多輪限電事件反映出當前中國電力系統(tǒng)充裕度不足、抗沖擊能力不足的問題，保供任務(wù)艱巨。中央針對能源轉(zhuǎn)型提出了“先立后破，穩(wěn)中求進”的要求，堅決抑制“運動式后續(xù)出臺的煤電電價等一系列政策可以看出電力安全保供是現(xiàn)階段的重點。圖表25：改革開放以來，經(jīng)歷了四輪電力緊缺周期資料來源：國家能源局、中國電力網(wǎng)、北極星電力網(wǎng)、新華社、澎湃新聞等，五礦證券研究所挑戰(zhàn)二：新能源超速發(fā)展，系統(tǒng)消納壓力陡增中國風光發(fā)展較快的地區(qū)如青海、甘肅、吉林、河北、黑龍江、寧夏等省份風光發(fā)電量占比均已超過20%。從2023年風光利用率數(shù)據(jù)看，部分省份消納壓力開始顯現(xiàn)，尤其是進入供暖季后，如23年1月光伏利用率青海省降至.%（同降.8ct，甘肅省降至.%（同降.ct%的預警線，這背后既有23年光伏超速投產(chǎn)的原因，也有供暖季煤電供暖機組調(diào)節(jié)能力受限的原因，但這反映出的根本問題是源已明顯不足，風光消納遇到瓶頸。

北地區(qū)存量系統(tǒng)調(diào)節(jié)資圖表26：2023年供暖季部分省份風光利用率出現(xiàn)大幅下滑資料來源：新能源消納監(jiān)測預警中心，五礦證券研究所挑戰(zhàn)三：宏觀經(jīng)濟周期仍在底部，用戶電價承受能力較弱年中國面臨一系列宏觀經(jīng)濟壓力，如國際貿(mào)易摩擦、房地產(chǎn)下行、地方政府債務(wù)等問題，國內(nèi)工業(yè)企業(yè)利潤增速跌至周期底部。電力作為工商業(yè)、大工業(yè)用戶重要且敏感的生產(chǎn)要素，電價對于生產(chǎn)經(jīng)營成本有非常大影響，2021年“1439號文”已經(jīng)將煤電電價較基準價上浮比例上限從10%擴大為20%，2022/23電價已經(jīng)處在較高水平，再上漲的空間有限。我們預計在經(jīng)濟未明顯好轉(zhuǎn)或煤價尚未大幅回落前，新能源發(fā)展的靈活調(diào)節(jié)成本、綠色環(huán)境成本不會向用戶傳導過多。圖表27：中國工業(yè)企業(yè)盈利周期仍然處在底部60%50%40%30%20%10%0%-10%2002002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023中國工業(yè)企業(yè)利潤（滾動12個月）同比變動資料來源：Wind，五礦證券研究所預測通過“能源不可能三角”把握電改方向和節(jié)奏“能源不可能三角”是個動態(tài)平衡的過程在中國能源轉(zhuǎn)型初期，政策給予了新能源優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先出清的地位，電力系統(tǒng)尚有較多存量消納能力，大部分資源向新能源發(fā)展傾斜。同時，十三五期間，政府連續(xù)三年提及降低工商業(yè)電價，所以過去的政策目標更多偏向“低碳、經(jīng)濟但是隨著新能源發(fā)展規(guī)模越來越大，存量調(diào)節(jié)資源快速消耗，電網(wǎng)穩(wěn)定性下降，電力充裕度不足，近兩年“安全”成為了重中之重；同時煤價仍在高位，宏觀經(jīng)濟下行壓力仍然較大，工商業(yè)用戶電價負擔較重，系統(tǒng)成本難以疏導年風光合計裝機目標是12202310展速度顯著高于規(guī)劃路線，消納壓力加大，新能源發(fā)展機制也從全額保障性消納向經(jīng)濟性消納轉(zhuǎn)變。在當前形勢下，我們認為未來三年的電改政策節(jié)奏和目標將逐漸向“安全、經(jīng)濟”能源入市，使其更多承擔調(diào)節(jié)成本，根據(jù)煤價情況，調(diào)節(jié)成本和環(huán)境成本適時適度向用戶傳導，保“經(jīng)濟”。未來三大產(chǎn)業(yè)趨勢判斷趨勢一：火電成系統(tǒng)稀缺資源，市場化加速其價值重估中國火電利用小時中樞已經(jīng)從“十二五”前的5000小時降至4500小時以下，可見中國電力供需已經(jīng)從最初電力建設(shè)滯后導致的供給硬缺口，逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏┙o總量有余但季節(jié)性、突發(fā)性、區(qū)域性短缺的狀況，背后的原因是用電需求呈現(xiàn)冬夏兩季尖峰化、日內(nèi)峰谷差不斷拉大的變化。圖表28：中國火電利用時數(shù)樞已降至4500時 圖表29：十三五期間中火電增裝量明下降6500

火電利用小時數(shù)

100

火電新增裝機容量（h（（h（GW）55005045002535002002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023

02002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023資料來源：國家能源局,五礦證券研究所 資料來源：國家能源局,五礦證券研究所火電正在從發(fā)電主體的定位逐步向調(diào)節(jié)、頂峰支撐的定位轉(zhuǎn)變。從能源轉(zhuǎn)型以來，火電已經(jīng)義務(wù)承擔了很多系統(tǒng)調(diào)節(jié)和安全保供的任務(wù)，其靈活性價值和可靠性價值沒能充分體現(xiàn)也缺少相應的電力市場機制來體現(xiàn)。但隨著現(xiàn)貨市場、容量電價機制的推出，煤電一方面回收固定資產(chǎn)成本的預期得到明確，另一方面從煤電機組在各現(xiàn)貨試點省份的表現(xiàn)來看，煤電可以依靠其靈活性在現(xiàn)貨市場獲得比中長期市場更高的結(jié)算電價，調(diào)節(jié)和頂峰價值得到體現(xiàn)。五大六小發(fā)電集團均制定了向新能源轉(zhuǎn)型的目標，我們預計未來除了部分大基地配套和保供項目以外，煤電不再成為各大發(fā)電集團的優(yōu)先投資選擇，中國煤電總裝機量可能在十五五期間達峰。煤電不再大規(guī)模新增，不代表存量煤電價值會下降，根據(jù)我們測算，預計2030年火電頂峰功率貢獻度占比仍然高達67%。在很長一段時間內(nèi)火電仍將是電力保供主體，且成為系統(tǒng)稀缺性資源，我們認為市場化改革推進將有利于火電價值重估。圖表30：2022年中國火頂峰率貢度高達77% 圖表31：預計中國火電峰功貢獻在年難以超越100%80%60%40%20%

各類電源頂峰功率貢獻度占比

100%80%60%40%20%

各類電源頂峰功率貢獻度趨勢20222025E2030E2035E2040E20222025E2030E2035E2040E2045E2050E2055E2060E20212024202720302033203620392042204520482051205420572060火電 水電（含抽蓄） 核電 風電 光伏 儲能

火電 水電（含抽蓄） 核電風電 光伏 資料來源：中電聯(lián)，五礦證券研究所預測 資料來源：中電聯(lián)，五礦證券研究所預測桿上網(wǎng)電價。

趨勢二：風光入市面臨降電價風險，但長期無需過度悲觀23年中國風電新增裝機.9W2.9W20232023年風光合計新增裝機規(guī)模為160GW左右，最終實現(xiàn)風光合計新增裝機292.8GW，大幅超出預期。我們認為2023年風光超速發(fā)展的主要原因為1過去兩年突發(fā)公共衛(wèi)生事件導致部分已核準項目建設(shè)進展推遲至23年；2）硅料、碳酸鋰降價，帶動組件和配儲成本大幅下降，之前因經(jīng)濟性所積壓的項目得以啟動；3）目前電網(wǎng)消納能力尚有余量，為了避免未來排隊并網(wǎng)情況，已核準項目均加快投建節(jié)奏；4）十四五過半，各發(fā)電集團為完成十四五規(guī)劃目標，開始加快投資。展望未來，我們預計十四五期間風光新增裝機規(guī)模仍有望保持相對高位，但進入十五五后，消納壓力可能將使得項目核準和并網(wǎng)規(guī)模出現(xiàn)明顯下降。中國風光發(fā)展經(jīng)歷了2020年以前的補貼時代，2020年至今的平價*時代，未來將逐步過渡到市場化時代。過去的風光項目多數(shù)都是由電網(wǎng)以固定電價保障性收購，優(yōu)先上網(wǎng)，未來新建風光機組的保障性收購小時數(shù)將逐步縮小，未被保障性收購的電量則需要參與電力市場交2030年全面參與市場交易。圖表32：2023年中國風新增機為歷史高 圖表33：2023年中國光新增機為歷最高200

風電新增裝機容量

200

光伏新增裝機容量

（GW（GW）（GW（GW）76100 10050 5002008 2011 2014

201

202

2023

02008 2011 201

201

202

2023資料來源：國家能源局,五礦證券研究所 資料來源：國家能源局,五礦證券研究所（即以當?shù)厝济夯鶞蕛r