电力专题系列报告（十四）：新系统的电改：机制完善，强弱分野

投资建议：维持“增持”评级。我们认为电力市场化改革对各电源的潜在可能影响为：1）火电：行业盈利稳定性提升，机组内部盈利出现分化；2）水电&核电：隐含超额收益期权；3）新能源：短期收益率存在隐忧，长期电改助力行业可持续发展。我们推荐具备竞争优势的各细分发电领域龙头公司：1）火电：国电电力、华电国际、华电国际电力股份（H）；2）水电：长江电力、川投能源；3）核电：中广核电力（H）、中国核电；4）新能源：云南能投。 电力市场化改革进展：电能量市场逐步完善，其他新兴市场初步建立。1）我国中长期电量交易比例已处于较高水平，但交易电价仍受一定约束；2）我国现货电量市场推进速度逐渐加快，第一批现货试点省份陆续“转正”；3）我国辅助服务市场规模逐渐扩大，但市场交易品种仍较为单一；4）抽水蓄能、煤电、部分气电已执行容量补偿电价，但煤电、气电容量补偿标准仍不足以回收固定资产投资成本。 电力市场化改革特性：难度逐步提升，进程“越阶式”发展。长周期来看，我们认为我国电力市场化改革的核心脉络为：行政指令打破垂直一体化垄断，通过市场化手段实现竞争性环节的资源配置。我国电力市场化改革呈现两大特性：1）电力市场化改革难度逐步提升：2002年电改5号文提出改革十六字方针：“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”，其中“厂网分开、主辅分离”已经基本全部完成；2）历史电力市场化改革进程往往呈“跃阶式”发展，由于改革涉及主体结构较为复杂，因此往往需要在“外力”助推下才能实现“越阶式”发展。 电力市场化改革展望：给予电力商品各项属性充分定价，护航新型电力系统长期可持续发展。我们预计电力市场化改革的潜在可能方向为：1）中长期交易市场：限价幅度逐步放开，新能源入市拉动市场化电量占比进一步提升；2）现货市场：建设进度加速，逐步成为电力市场体系的核心组件；3）容量电价市场：煤电容量补偿比例逐步提升，最终向容量市场电价过渡；4）辅助服务市场：产品种类更加丰富、用户侧逐步纳入辅助服务费用分摊方；5）绿电市场：多类市场有望有机统一，市场规模有望持续扩大。 风险因素：用电需求不及预期，新能源盈利低于预期，电量电价低于预期，煤价超预期，电力市场化推进低于预期等。 1.新系统的电改：机制完善，强弱分野 电力市场化改革进展：电能量市场逐步完善，其他新兴市场初步建立。 1）我国中长期电量交易比例已处于较高水平，但交易电价仍受一定约束； 2）我国现货电量市场推进速度逐渐加快，第一批现货试点省份陆续“转正”；3）我国辅助服务市场规模逐渐扩大，但市场交易品种仍较为单一； 4）抽水蓄能、煤电、部分气电已执行容量补偿电价，但煤电、气电容量补偿标准仍不足以回收固定资产投资成本。 电力市场化改革特性：难度逐步提升，进程“越阶式”发展。长周期来看，我们认为我国电力市场化改革的核心脉络为：行政指令打破垂直一体化垄断，通过市场化手段实现竞争性环节的资源配置。我国电力市场化改革呈现两大特性：1）电力市场化改革难度逐步提升：2002年电改5号文提出改革十六字方针：“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”，其中“厂网分开、主辅分离”已经基本全部完成；2）历史电力市场化改革进程往往呈“跃阶式”发展，由于改革涉及主体结构较为复杂，因此往往需要在“外力”助推下才能实现“越阶式”发展。 电力市场化改革展望：给予电力商品各项属性充分定价，护航新型电力。 我们预计电力市场化改革的潜在可能方向为：1）中长期交易市场：限价幅度逐步放开，新能源入市拉动市场化电量占比进一步提升；2）现货市场：建设进度加速，逐步成为电力市场体系的核心组件；3）容量电价市场：煤电容量补偿比例逐步提升，最终向容量市场电价过渡；4）辅助服务市场：产品种类更加丰富、用户侧逐步纳入辅助服务费用分摊方；5）绿电市场：多类市场有望有机统一，市场规模有望持续扩大。 投资建议：维持“增持”评级。我们认为电力市场化改革对各电源的潜在可能影响为：1）火电：行业盈利稳定性提升，机组内部盈利出现分化； 2）水电&核电：隐含超额收益期权；3）新能源：短期收益率存在隐忧，长期电改助力行业可持续发展。我们推荐具备竞争优势的各细分发电领域龙头公司：1）火电：国电电力、华电国际、华电国际电力股份（H）； 2）水电：长江电力、川投能源；3）核电：中广核电力（H）、中国核电； 4）新能源：云南能投。 表1：重点公司盈利预测与估值 2.电力市场化改革回顾：市场逐步完善，改革层层递进 2.1.改革脉络：行政指令打破垂直一体化垄断，通过市场化手段实现竞争性环节的资源配置 电力市场化改革核心脉络：行政指令打破垂直一体化垄断，通过市场化手段实现竞争性环节的资源配置。长周期来看，我国电力体制改革主要分为3个阶段：（1）集资办电阶段（1978~1987年）：改革核心目标在于刺激投资；（2）市场主体塑造阶段（1988~2014年）：逐步建立“政企分开，厂网分离”的市场主体格局；（3）新一轮市场化改革段（2015年至今）：不断完善各项市场制度建设，建立适应新型电力系统发展的市场体制机制。 图1：电力市场化改革历程 2002年以来我国电力市场改革经历三大重要节点：我们认为自2002年以来我国电力市场改革经历三大重要节点：1）2002年5号文《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》确立“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大电力市场化改革目标；2）2015年9号文《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》标志着新一轮电力体制改革的开启，核定输配电价，放开发用电计划；3）2021年1439号文《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》推动发电端煤电全部市场化交易、售电端工商业用户全部市场化交易。 表2：中国电力市场改革关键政策历史回顾 2002年5号文设立四大改革目标：1）厂网分开：将国家电力公司按照发电和电网两类业务划分，分别进行资产、财务和人员重组，形成国家电网、南方电网两大电网企业公司，以及五大发电集团等发电企业；2）主辅分离：除必要的电力科研机构，有关电力设计、修造、施工等辅助性业务单位要与电网脱钩，进行公司化改造进入市场，医疗、教育单位实施属地化管理；3）输配核算:“十五”期间，电网企业可暂不进行输配分开的重组，但要逐步对配电业务实行内部财务独立核算；4）竞价上网：放开发电侧上网电价市场，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制。 改革基本实现厂网分开以及主辅分离目标。2002年5号文确立的“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大电力市场化改革目标。其中前两者“厂网分开”、“主辅分离”目标基本得到实现；而后两者“输配分开”、“竞价上网”（由于输电、配电、售电等环节完全由电网垄断，用户议价能力较弱，发电侧的竞价上网亦未见成效）进展较为缓慢。 表3：2002年后主要电力体制改革重要事件 2015年9号文《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，标志着新一轮电力体制改革的开启。2015年9号文政策要点可概括为“三放开、一独立、三强化”，其中：1）“三放开”为按照“管住中间，放开两头”原则，有序放开输配以外的竞争性环节电价；有序向社会资本放并配售电业务；有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；2）“一独立”为推进交易机构相对独立；3）“三强化”为进一步强化政府监管；进一步强化电力统筹规划；进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。 改革推动现货市场试点逐步展开，输配电价独立核算。2015年9号文政策影响：1）用电侧的电价竞争市场正式成立，售电公司具备了生存空间； 2）2018年5月现货市场试点工作在广东首次开展，电力市场化逐渐走向深水区；3）虽然在输配分离方面未有大的动作，但各省电网输配电价逐步开始独立核算。 图2：2015年9号文在2002年5号文基础上对“竞价上网”内容有所细化 2021年1439号文《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》加快市场化节奏，扩大价格浮动区间。2021年1439号文政策内容主要包括：1）煤电全部市场化，交易电价幅度区间扩大：燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过“基准价+上下浮动”的市场交易形成上网电价，且燃煤发电市场交易价格上下浮动区间扩大至20%以内（高耗能企业及电力现货市场价格不受该浮动区间限制）；2）工商业用户全部进入市场化交易：除居民用电、农业用电外的工商业用电需有序全部进入市场，取消原有工商业目录销售电价；3）居民、农业用电保持原有目录销售电价政策，低价电源优先用于保障居民、农业用电。2021年1439号文实施后，我国发电端煤电电量、售电端工商业电量市场化全面铺开，市场化节奏大幅度加快。 表4：2021年1439号文政策要点 2.2.改革进展：电能量市场逐步完善，其他新兴市场初步建立 中长期市场电量：市场形式基本建立，市场化电量比例较高。1）2020年6月《电力中长期交易基本规则》建立电力中长期交易规则，截至2023年我国电力市场化交易比例61.4%，较2016年+42.4ppts，其中煤电几乎全部进入电力市场；2）多数省市及地区均对中长期交易电量比例有较为明确的规定。 表5：部分地区2024年中长期市场电量比例要求 中长期电量电价：价格仍受一定程度约束。1）中长期电量市场中的煤电合同电价仍受严格限制：各省煤电交易电价基于核定的燃煤标杆电价，并做上下浮动不高于20%的限制（高耗能企业原则不受此比例限制，但多数省份并未明确高耗能企业名单）；2）市场中仍存在一定优先发电和优先购电用户（其中优先发电用户主要包括跨省跨区送电、保障消纳的新能源、保障消纳水电等，优先购电用户指按照政府定价优先购电并获得优先保障的用户），优先电量电价主要由政府规定。 现货电量市场：推进速度逐渐加快，第一批试点省份陆续“转正”。1）2017年9月国家发改委将南方（以广东起步）、山东、山西、蒙西、四川、浙江、福建、甘肃等8个地区作为第一批试点；2）2021年将上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点；3）截至2023年末山西、广东省明确广东电力现货市场转入正式运行。 辅助服务市场：费用规模逐渐扩大，以调峰辅助为主。据国家能源局，1H23全国电力辅助服务费用达278亿元，占上网电费的1.9%（较1H19提升0.43 ppts），费用占比持续扩大。1H23全国辅助辅助服务费用中电力市场调峰补偿/调频补偿/备用补偿为167/54/45亿元，占电力辅助服务整体贡献比重为60.1%/19.4%/16.2%，调峰辅助服务仍为费用主体。从辅助服务补偿主体看，火电是维护电力系统安全稳定运行的重要电源，2023年上半年火电企业获得补偿254亿元，占服务总费用的91.4%。 表6：辅助服务种类及定义 图3：我国辅助服务市场规模逐渐扩大 图4：我国辅助服务市场以调峰服务为主 容量电价：抽水蓄能、煤电、部分气电已执行容量补偿电价。1）煤电：2023年11月《关于建立煤电容量电价机制的通知》提出建立煤电容量电价机制，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，各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。2）抽水蓄能：2021年4月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。3）气电：以江苏等地为代表的大部分省份出台气电容量价政策，以保障气电合理收益率。 表7：2023年11月《关于建立煤电容量电价机制的通知》政策主要内容 2.3.改革特性：难度逐步提升，进程“越阶式”发展 电力市场化改革难度逐步提升。2002年电改5号文确立了我国电力体制改革十六字方针：“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。其中行政管制色彩较浓烈、且推进机制较简单的“厂网分开、主辅分离”已经基本全部完成。“输配分开”目标自2015年电改9号文后变更为“有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务”，但配售电业务发展