招商证券：新型电力系统-聚焦源网荷储，电改顶层设计渐清晰.pdf

敬请阅读末页的重要说明 证券研究报告 | 行业深度报告 2023年08月04日 推荐（维持） 智慧能源系列专题报告（五） 周期/环保及公用事业 7月11日，中央深改会审议通过《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》，对于我国加快建设新型电力系统具有深刻指导意义。结合当 前我国电力系统发展情况，我们认为此次电力体制改革将聚焦源网荷储四个环 节，深入推进市场化改革，促进电力系统安全、低碳转型与经济性之间的平衡。 ❑ 两轮电改成效显著，当前我国进入新型电力系统建设阶段。2002年以来，我 国电力系统经历了 2002 年、2015 年两次重大改革，初步搭建了市场化的电 力系统框架，电力市场建设及绿色低碳转型均有显著成效。当前，我国电力 系统面临着多重挑战：电力供需紧平衡持续，电力供应安全面临挑战；新能 源比例快速提高，消纳形势日益严峻，系统运行成本逐渐上升；煤价高企导 致火电企业利润端受损，投资积极性差。为实现“双碳”目标，保障能源电 力安全，国家提出建设新型电力系统。 ❑ 美国拥有较为成熟的电力市场，其建设适应可再生能源的电力系统的实践对 于我国具有积极的借鉴意义。为了适应可再生能源带来的运行挑战，美国各 大电力市场对电能量市场、辅助服务市场、容量市场等机制进行了优化，通 过丰富辅助服务交易品种，建立容量保障机制，鼓励储能参与电力市场等方 式，提高电力系统灵活性，确保发电资源充裕度，促进可再生能源消纳。 ❑ 本轮改革看点：聚焦源网荷储，权衡安全、低碳与成本。1）电力市场：随着 现货试点进一步覆盖，中长期市场将向着交易频次和交易时段精细化的方向 发展，逐渐与现货市场机制衔接。辅助服务主体将通过市场机制形成，用户 有望进一步参与分摊辅助服务费用。全国层面有望出台燃煤发电容量电价， 对火电企业预期收益形成支撑。2）电源侧：通过多能互补来提升新能源综合 消纳能力的大基地项目有望成为未来的重要发展模式。此外，煤电机组“三 改联动”，以及超超临界等新技术同样有望成为未来改革的主要方向。3）电 网侧：未来电网的信息化、智能化程度将进一步提升，模式将向着“分布式” 与“大电网”兼容并存的格局发展，并将通过市场化机制厘清各主体的利益 分配问题；4）用户侧：预计中短期内我国电力保供压力将逐渐增加，需通过 市场机制引导用户自发进行系统调节。此外，为实现碳排放双控，绿电、绿 证及碳排放市场有效衔接机制有望得到进一步完善；5）储能侧：具备灵活调 节能力的储能重要性日益凸显，未来有望通过市场化机制引导储能发挥调节 能力，并鼓励独立储能+共享机制的模式，提高配储经济性。 ❑ 投资建议：当前火电企业利润因煤价下行有所修复，政策层面有望进一步通 过辅助服务市场及容量保障机制的完善保障火电企业收益，提高其投资积极 性。推荐华能国际、粤电力、国电电力；建议关注浙能电力、申能股份等。 水电未来参与电力市场化交易将显著收益，推荐长江电力，建议关注国投电 力、川投能源等；新能源未来有望通过绿电绿证交易、CCER 等手段体现可 再生能源的环境价值。建议关注福能股份等。核电在安全保供和能源转型的 压力下有望迎来快速发展期。推荐中国核电；建议关注中国广核等。 ❑ 风险提示：电力市场化改革进程不及预期、经济增速下滑导致终端用电需求 疲软、新能源装机增长不及预期、火电灵活性改造装机增速不及预期等。 行业规模 占比% 股票家数（只） 223 4.4 总市值（十亿元） 3256.8 3.9 流通市值（十亿元） 2815.6 3.9 行业指数 % 1m 6m 12m 绝对表现 0.3 3.2 6.9 相对表现 -2.6 6.5 8.4 资料来源：公司数据、招商证券 相关报告 1、《智慧能源系列专题报告（四）： AI助力新型电力系统建设，虚拟电厂 前景广阔》2023-05-18 1、《电力行业点评报告：今年首批 核准6台核电机组，能源保供核力全 开》2023-08-01 1、《智慧能源系列专题报告（三）： 中特估值体系视角下，关注成长型电 力央企价值重塑机会》2023-04-12 2 、《环保公用事业行业周报 （20230730）：气量修复+顺价纾困， 关注低估值的燃气板块投资机会》 2023-07-30 2、《智慧能源系列专题报告（二） 火转绿篇：“煤炭+硅料”成本双优 化，“火转绿”标的确定性增强》 2023-03-28 3 、《环保公用事业行业周报 （20230723）：Q2火电盈利改善明 显，风光消纳形势向好》2023-07-23 宋盈盈 S1090520080001 songyingying@cmschina.com.cn -20 -15 -10 -5 0 5 10 Aug/22 Nov/22 Mar/23 Jul/23 (%) 环保及公用事业 沪深300 新型电力系统：聚焦源网荷储，电改顶层设计渐清晰 敬请阅读末页的重要说明 2 行业深度报告 正文目录 一、 回顾电改漫漫长路，新型电力系统建设久久为功 5 1、 两轮电改成效显著，电力市场化步伐加速 . 5 2、 建设新型电力系统，电改进入新阶段 6 二、 他山之石：美国适应可再生能源的电力系统改革经验 . 13 1、 美国电力市场概况 . 13 2、 提升电力系统灵活性，促进可再生能源消纳 . 13 三、 改革看点：聚焦源网荷储，权衡安全、低碳与成本 17 1、 电力市场：中长期分时精细化，加速推进现货试点 17 （1）中长期市场：向精细化方向发展，运行机制逐渐与现货市场衔接 17 （2）现货市场：试点规模逐渐扩大，省内省间现货市场规模持续增长 18 （3）辅助服务市场：以市场机制确定交易主体，用户侧分摊比例进一步提升 19 （4）容量保障机制：有望出台全国层面的容量电价政策 20 2、 电源侧：完善新能源供给消纳体系，推动煤电向支持性电源转型 21 3、 电网侧：提升信息化、智能化改造，“分布式”与“大电网”兼容并存 . 23 4、 用户侧：引导用户自发提升调节能力，促进可再生能源价值实现 25 5、 储能侧：以市场化促进储能发挥调节作用 . 27 四、 投资建议 30 五、 风险提示 30 图表目录 图1：我国电力改革历程 5 图2：输配电价定价机制 6 图3：全口径发电装机容量（万千瓦）及同比增速 7 图4：累计发电量（亿千瓦时）及同比增速 . 7 图5：全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速 . 7 图6：人均电力消费量（千瓦/小时）及同比增速 . 7 图7：分电源装机占比 7 图8：分电源发电量占比 7 图9：全国弃风量（亿千瓦时）及弃风率 . 8 敬请阅读末页的重要说明 3 行业深度报告 图10：全国弃光量（亿千瓦时）及弃光率 . 8 图11：市场交易电量（亿千瓦时）及占全社会用电量比重 . 8 图12：中长期交易电量（亿千瓦时）及省内交易占比 8 图13：某区域电网6-8月日均负荷和风电出力占比 9 图14：某区域电网逐月负荷电量、新能源发电占比 9 图15：2022年全国弃风率前五地区 10 图16：2022年全国弃光率前五地区 10 图17：传统电力系统与“双高”电力系统的主要差异 . 10 图18：火电投资完成额（亿元）及同比增速 . 11 图19：全国火电新增装机量（万千瓦）及同比增速 11 图20：新型电力系统图景展望 . 12 图21：新型电力系统“三步走”建设路径 12 图22：美国区域电力市场 13 图23：加州电力市场灵活爬坡交易机制示意图 . 14 图24：PJM市场辅助服务费用（美元/MWh）及占比 . 15 图25：2022年PJM市场辅助服务费用结构 . 15 图26：PJM市场容量费用（美元/MWh）及占比 16 图27：我国电力市场体系 17 图28：中长期交易电量（亿千瓦时）及占市场交易电量比重 18 图29：国产超超临界百万千瓦燃煤机组 22 图30：燃气-超临界𝐂𝐎𝟐联合循环发电系统 22 图31：智能电网基本环节 23 图32：虚拟电厂运行示意图 . 26 图33：终端用户销售电价构成 . 27 图34：储能参与电网调频应用效果 28 图35：储能参与电网辅助调峰应用 28 图36：2022年中国电力储能累计装机规模技术类型分布 . 28 表1：不同电源受阻系数和有效系数 9 表2：最高用电负荷增速高于可靠装机量增速 . 9 表3：主要火电企业归母净利润（亿元）及同比增速 11 表4：美国电力市场的电能量稀缺价格 15 敬请阅读末页的重要说明 4 行业深度报告 表5：CAISO和PJM能量市场机制对比 . 16 表6：中长期市场运行机制 . 18 表7：现货市场试运行阶段 . 19 表8：我国第一批、第二批现货试点省份 . 19 表9：电力辅助服务分类及调节方式 19 表10：容量保障机制补偿原理 . 20 表11：我国在建风光水火储一体化大基地项目 . 21 表12：煤电“三改联动”主要内容. 22 表13：1000MW高效超超临界煤电机组𝐂𝐎𝟐减排效益 22 表14：隔墙售电的交易模式 . 24 表15：不同类型储能技术的比较 . 27 表16：不同商业模式储能容量对比 29 敬请阅读末页的重要说明 5 行业深度报告 一、回顾电改漫漫长路，新型电力系统建设久久为功 1、两轮电改成效显著，电力市场化步伐加速 改革开放初期，我国电力科技水平较为落后，电力系统基本实行集中统一的计划 管理体制，全国经历了长期缺电的局面。改革开放开启了我国电力建设的大发展 时期，国务院于1985年批转国家经济委员会等部门“关于鼓励集资办电和实行 多种电价的暂时规定”的通知，1987年提出“政企分开，省为实体，联合电网， 统一调度，集资办电”的改革方针，加速了集资办电、利用外资办电、地方政府 办电等进展，极大促进了电力特别是电源的发展。在电力市场供求状况发生明显 变化之后，电力体制暴露出一些不适应社会主义市场经济体制要求的弊端， 2002-2021年间，我国电力系统又经历了两次大改革。 图1：我国电力改革历程 资料来源：国家电网、招商证券 （1）2002年电改：厂网分开，竞价上网 ➢ 改革背景：垄断经营的体制性缺陷日益明显，省际之间市场壁垒阻碍了跨省 电力市场的形成和电力资源的优化配置。2002 年之前，中国电力行业主要 由国家电力公司和各地的地方电力公司垄断经营。由于国电和地方电力公司 拥有电力发电、输配电网等全产业链资源，缺乏有效监管和市场竞争，导致 电力市场竞争不足、行业效率低下、供需矛盾严重、服务质量较差等问题。 ➢ 改革内容：2002年《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（5号文） 发布，明确按照“厂网分开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为 七，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中 电投五家发电集团。“厂网分开”意味着将电力企业的发电部门与输配电部 门分离经营。分离之后，发电企业和输配电企业可以独立运营，加强内部管 理，并且为电力市场的开放创造了条件。电力体制改革还引入了“竞价上网” 机制，通过竞争的方式确定电力上网的价格。发电企业需要根据市场条件进 行竞价，并以竞拍的方式获得供电合同，切实提高电力市场的竞争性，促进 电力企业的投资积极性，提升电力供应的效率和质量。 敬请阅读末页的重要说明 6 行业深度报告 （2）2015年电改：配售分离，管住中间放开两头 ➢ 改革背景：经过2002年电改，发电端多主体竞争局面已经形成，但输配售 电垂直一体化的垄断局面依旧存在，我国长期以来未能建立一套合理的输配 电价标准和核定方法。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后 于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度 和环境保护支出。 ➢ 改革内容：2015 年 3 月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革 的若干意见》（9号文）印发，开启了新一轮电力体制改革。本轮改革的基 本内容是打破电网企业的售电专营权，向社会放开配售电业务，形成“管住 中间、放开两头”的体制架构。一是形成了完整的输配电价体系。先后印发 跨区专项输电工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网的定价办 法，构建了科学的独立输配电价制度体系，核定了各级电网输配电价水平， 适用于所有类型的电力市场化交易。二是有序放开发用电价格，市场形成价 格比例快速提升。推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进 了电力资源优化配置。 图2：输配电价定价机制 资料来源：国家发改委、招商证券 2、建设新型电力系统，电改进入新阶段 （1）电力系统发展现状 发电装机容量世界第一，用电量持续增长。我国是全球最大的发电装机市场，装 机规模与发电量均保持上升趋势。2010-2022 年，我国发电装机容量由 9.66 亿 千瓦上升至 25.64 亿千瓦，年均复合增速为 8.5%；全国规模以上工业企业发电 量由 4.14 万亿千瓦时上升至 8.39 万亿千瓦时，年均复合增速为 6.1%。与此同 时，随着经济的快速发展和人民生活水平的提高，我国的用电需求不断攀升。 全社会用电量由2010年的4.19万亿千瓦时上升至2022年的8.64万亿千瓦时， 年均复合增速为6.2%；人均电力消费量由2010年的3135千瓦/小时上升至2021 年的6032千瓦/小时，年均复合增速为6.1%。 敬请阅读末页的重要说明 7 行业深度报告 图3：全口径发电装机容量（万千瓦）及同比增速 图4：累计发电量（亿千瓦时）及同比增速 资料来源：国家能源局、招商证券 资料来源：国家统计局、招商证券 图5：全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速 图6：人均电力消费量（千瓦/小时）及同比增速 资料来源：国家能源局、招商证券 资料来源：中国能源统计年鉴、招商证券 绿色低碳转型不断加速，电力系统调节能力持续增强。随着我国对可再生能源的 重视和支持，太阳能、风能等绿色能源装机容量不断增加，绿色能源在电力系统 中的占比逐渐提升，为实现绿色低碳转型提供了强有力的支持。截至2022年底， 非化石能源装机规模达12.7亿千瓦，占总装机的49%，超过煤电装机规模；非 化石能源发电量达3.1万亿千瓦时，占总发电量的36%。其中，风电、光伏发电 装机规模7.6亿千瓦，占总装机的30%；风电、光伏发电量1.2万亿千瓦时，占 总发电量的14%。此外，随着新能源比例上升，我国采取了多种措施提升电力系 统调节能力。截至2022年底，我国煤电灵活性改造规模累计约2.57亿千瓦，抽 水蓄能装机规模达到4579万千瓦，新型储能累计装机规模达到870万千瓦；新 能源消纳形势稳定向好，全国风电、光伏发电利用率达96.8%、98.3%。 图7：分电源装机占比 图8：分电源发电量占比 资料来源：国家能源局、招商证券 资料来源：国家统计局、招商证券 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年 装机量 同比增速 -5% 0% 5% 10% 15% 0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年 发电量 同比增速 0% 5% 10% 15% 20% 0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年 全社会用电量 同比增速 -5% 0% 5% 10% 15% 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 人均电力消费量 同比增速 0% 20% 40% 60% 80% 100% 火电 水电 风电 太阳能 核电 0% 20% 40% 60% 80% 100% 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 火电 水电 风电 光伏 核电 敬请阅读末页的重要说明 8 行业深度报告 图9：全国弃风量（亿千瓦时）及弃风率 图10：全国弃光量（亿千瓦时）及弃光率 资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券 资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券 市场化交易电量占比持续提升，目前占比超60%，其中中长期交易占比接近80%。 随着电力市场的不断完善和市场主体的增多，市场化交易电量占比持续提升。 2022 年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 52543.4 亿千瓦时， 同比增长39%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点。我国 的电力市场化交易主要为中长期交易，能够为电力企业、大型工业用户以及发电 设备投资者提供了长期交易的可靠保障，促进资源配置的合理性和市场稳定性。 2022 年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为 41407.5 亿千瓦时，同 比增长36.2%，占市场化交易电量的比例为78.8%。其中，省内电力直接交易（含 绿电、电网代购）电量合计为40141亿千瓦时，占中长期交易电量比重为96.9%。 图11：市场交易电量（亿千瓦时）及占全社会用电量比重 图12：中长期交易电量（亿千瓦时）及省内交易占比 资料来源：中电联、招商证券 资料来源：中电联、招商证券 “能涨能跌”的市场化电价机制初步形成。价格机制是市场化的核心，2019 年 国家发改委出台了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将 实施多年的燃煤发电标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化电 价机制，各地燃煤发电通过参与电力市场交易，由市场形成价格。“基准价+上 下浮动”市场化电价机制的实施，推动了电力市场化进程，2020年超过70%的 燃煤发电电量通过市场交易形成上网电价。2021 年，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》，提出燃煤发电电量原则上全部 进入电力市场，并要求各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场 价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10 千伏以上 的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。此次改革将推动建立“能涨能跌” 的市场化电价机制，是电力市场化改革又迈出的重要一步，有利于缓解当前燃煤 发电企业经营困难的状况，保障电力安全稳定供应。 （2）面临的挑战 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 0 100 200 300 400 500 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 弃风量 弃风率 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 0 10 20 30 40 50 60 70 80 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 弃光量 弃光率 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 市场交易电量 占全社会用电量比重 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 中长期直接交易电量 省内交易占比 敬请阅读末页的重要说明 9 行业深度报告 电力系统可靠装机容量不足，负荷增速高于可靠容量增速。用电负荷方面，随着 我国经济复苏向好，叠加近年来极端天气频发，用电需求和负荷快速增长。据中 电联预测，2023年夏季全国最高用电负荷将比2022年增加8000万至1亿千瓦。 而电力供应方面，近年来风光装机增速较高，而火电、水电等可靠性电源的装机 增速趋缓。由于新能源发电特性与负荷用电特性在日内、日、月时间尺度均无法 有效匹配，且出力波动较大，风电、光伏发电的受阻系数分别高达95%和100%， 导致实际增加的稳定有效供应能力低于最大负荷增加量。叠加降水、风光资源、 燃料供应等方面的不确定性，我国电力供需将持续面临紧平衡的局面。 图13：某区域电网6-8月日均负荷和风电出力占比 图14：某区域电网逐月负荷电量、新能源发电占比 资料来源：《能源转型下我国新能源替代的关键问题分析》、招商证 券 资料来源：《能源转型下我国新能源替代的关键问题分析》、招 商证券 表1：不同电源受阻系数和有效系数 电源类型 受阻系数 有效系数 火电（纯凝） 0% 100% 火电（供热） 15% 85% 常规水电（夏季） 10% 90% 常规水电（冬季） 40% 60% 抽蓄 0% 100% 风电 95% 5% 光伏 100% 0% 核电 0% 100% 资料来源：《解析三种缺电和东北拉闸限电的影响》、招商证券 表2：最高用电负荷增速高于可靠装机量增速（亿千瓦） 2020年 2021年 2022年 2023E 2024E 2025E 最高用电负荷 10.76 11.91 12.89 13.53 14.21 14.92 最高用电负荷增速 2.3% 10.7% 8.2% 5.0% 5.0% 5.0% 最高用电负荷+备用容量 12.37 13.70 14.82 15.56 16.34 17.16 火电装机量 12.46 12.97 13.32 13.73 14.13 14.53 水电装机量（扣除抽蓄） 3.39 3.54 3.60 3.70 3.80 3.90 抽蓄装机量 0.31 0.36 0.46 0.50 0.56 0.62 风电装机量 2.82 3.28 3.65 4.10 4.50 4.90 光伏装机量 2.54 3.07 3.93 4.80 5.70 6.60 核电装机量 0.50 0.53 0.56 0.56 0.58 0.60 可靠装机量 14.51 15.18 15.68 16.18 16.71 17.25 可靠装机量增速 4.7% 4.6% 3.3% 3.2% 3.3% 3.2% 资料来源：《谨防“十四五”末煤电局部过剩与短缺并存》、中电联、中国广核及中国核电业绩材料、招商证券 注：假设系统备用率 为15%，供热机组占比为50%；常规水电机组有效系数按照60%计算，2023-2025年间用电负荷按照5%计算 敬请阅读末页的重要说明 10 行业深度报告 系统调节和支撑能力提升面临诸多掣肘，新能源消纳形势严峻，运行成本将进一 步增加。随着新能源比例的不断提高，电力系统灵活调节资源迅速消耗。新能源 的间歇性、随机性和波动性特点使得系统调节变得更加困难，系统平衡和安全问 题更加突出。一些大型新能源基地存在网架薄弱和缺乏同步电源支持的情况，导 致系统支撑能力不足，新能源的安全可靠外送受到影响。近年来，全国的新能源 利用率整体上保持较高水平，但仍存在消纳基础不够牢固的问题，一些地区仍面 临较为严峻的风光消纳问题。例如，2022年，蒙东地区弃风率高达10%，青海、 蒙西、甘肃等省份弃风率超过 5%；西藏弃光率高达 20%，青海弃光率近 9%。 此外，海外研究表明，当新能源电量渗透率超过15%后，引发的电源、电网等系 统成本将大幅上涨，这些成本需要在终端用户电价中疏导。 图15：2022年全国弃风率前五地区 图16：2022年全国弃光率前五地区 资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券 资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券 电力系统“双高”特性凸显，安全稳定运行面临较大风险。随着大规模可再生能 源的接入及负荷侧的再电气化过程，大量的特性各异的电源、负荷、储能等装备 以电力电子为接口接入现有电力系统，使电力系统向着高比例可再生能源和高比 例电力电子设备的“双高”趋势快速发展。相较传统电力系统，“双高”电力系 统中同步发电机逐步被电力电子设备所替代，系统内的传统调频资源逐渐稀缺化， 总体有效惯量将逐渐减少，系统抗扰动能力降低，电网将承受较大潮流波动压力， 频率控制难度进一步加大。此外，由于风光发电出力极不稳定，在极端气候下可 能停机甚至脱网，加大了电网供需失衡的风险。 图17：传统电力系统与“双高”电力系统的主要差异 资料来源：《“双高”电力系统大扰动稳定性：问题、挑战与展望》、招商证券 3.2% 10.0% 7.3% 7.1% 6.2% 4.8% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 全国 西藏 青海 新疆 宁夏 蒙西 1.7% 20.0% 8.9% 2.8% 2.6% 2.6% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 全国 西藏 青海 新疆 宁夏 蒙西 敬请阅读末页的重要说明 11 行业深度报告 煤价高企导致火电企业利润端受损，投资积极性差，电力供需紧平衡时期保供或 存隐患。“十三五”期间，我国提出推进煤电供给侧结构性改革，全国停建和缓 建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，2016-2020年我国火电 投资完成额由 1119.28 亿元下滑至 553 亿元。2021 年 10 月起煤价高企，主要 火电企业利润端承受大额亏损，火电投资积极性继续下滑。2023 年以来，煤价 大幅下行，火电企业利润有所修复，但相较历史正常收益水平仍有差距，企业投 资积极性还未完全恢复。“十四五”以来电力供需持续紧平衡，叠加极端天气频 发，各地缺限电现象层出不穷。煤电作为能源保供的“压舱石”，也是当前最具 经济性、安全可靠的灵活调节资源，若其投资建设的积极性持续低迷，将严重影 响我国电力系统安全稳定和高效运行。 表3：主要火电企业归母净利润（亿元）及同比增速 公司 2021年 2022年 2023Q1 归母净利润 同比 归母净利润 同比 归母净利润 同比 华能国际 -102.64 -325% -73.87 26% 22.50 335% 上海电力 -18.93 -313% 3.21 117% 3.35 231% 浙能电力 -8.55 -114% -18.22 -118% 10.11 61% 华电国际 -49.65 -212% 1.00 102% 11.34 82% 申能股份 16.42 -31% 10.82 -30% 7.34 264% 国电电力 -18.45 -142% 28.25 263% 9.64 -9% 内蒙华电 4.52 -40% 17.62 256% 8.61 73% 粤电力A -31.48 -253% -30.04 -3% 0.88 120% 皖能电力 -13.37 -232% 4.25 132% 1.26 -9% 建投能源 -22.10 -331% 1.03 105% -1.41 -303% 宝新能源 8.24 -55% 1.83 -78% 0.26 586% 晋控电力 0.04 -99% -6.83 -17872% -1.40 -4942% 资料来源：各公司公告、招商证券 图18：火电投资完成额（亿元）及同比增速 图19：全国火电新增装机量（万千瓦）及同比增速 资料来源：中电联、招商证券 资料来源：中电联、招商证券 （3）建设新型电力系统建设 2021 年 3 月 15 日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上首次提出构 建新型电力系统。新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济 社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主 线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网 为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统。新型电 力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全 -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 0 200 400 600 800 1,000 1,200 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 火电投资完成额 同比增速 -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年 火电新增装机量 同比增速 敬请阅读末页的重要说明 12 行业深度报告 高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础 保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。 图20：新型电力系统图景展望 资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》、招商证券 “三步走”建设新型电力系统，电力改革顶层设计逐渐清晰。2023 年 6 月，国 家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，提出以 2030 年、2045 年、2060 年为时间节点，从源网荷储四个环节入手，制定了新型电力系统“三步走”发展 路径，并明确了三个发展阶段的显著特点。7月，中央全面深化改革委员会第二 次会议审议通过《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》， 强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、 灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。 图21：新型电力系统“三步走”建设路径 资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 13 行业深度报告 二、他山之石：美国适应可再生能源的电力系统改革 经验 1、美国电力市场概况 美国电力市场化体系成熟，7 个 ISO/RTO 市场均采用集中式电力市场模式。美 国电力市场中参与交易的主体主要为 RTO（区域传输组织）或者 ISO（独立系 统运营商），均为批发电力市场，交易标的包括电能量、辅助服务、输电权和容 量。 ➢ 加州独立系统运营商（CAISO）：负责加州和内华达州部分地区的电力批 发交易和集中调度，包含日前和实时电力现货市场、辅助服务市场、阻塞收 益权市场等。 ➢ 宾州-新泽西-马里兰独立系统运营商（PJM）：负责美国大西洋沿岸的 13 个州以及哥伦比亚特区覆盖的 24.34 万平方英里范围的电力系统运行与管 理。从交易品种来说，PJM 包括日前和实时电力现货市场、容量市场、辅 助服务市场等。 ➢ 德州电力可靠性委员会（ERCOT）：负责管理德克萨斯州 2400 万用户的 电力供应，约占德州电力负荷的 90%。拥有实时和日前电力现货市场以及 辅助服务市场，是纯能量市场，没有容量市场。 图22：美国区域电力市场 资料来源：FERC、招商证券 2、提升电力系统灵活性，促进可再生能源消纳 美国建设适应可再生能源的电力系统的实践对于我国具有积极的借鉴意义。为了 适应可再生能源带来的运行挑战，美国各大电力市场对电能量市场、辅助服务市 敬请阅读末页的重要说明 14 行业深度报告 场、容量市场等机制进行了优化，提高电力系统灵活性，确保发电资源充裕度， 促进可再生能源消纳。 （1）丰富辅助服务交易品种 引入爬坡类产品，提高对于资源临时短缺的响应能力。美国加州电力市场（CAISO） 最先在2011年提出了灵活爬坡约束，并在2016年11月1日正式启动了灵活性 爬坡产品（Flexible Ramping Product, FRP）的交易；美国中西部电力市场（MISO） 则提出了爬坡能力产品（Ramp Capability Product, RCP）。爬坡类产品由燃气 机组、抽水蓄能等构成，是一种通过预先储存一定的灵活性容量，进而满足系统 中潜在的爬坡、滑坡（下爬坡）需求的市场产品。美国MISO、CAISO、SPP（美 国西南电力市场）等电力市场已经建立了短期爬坡交易机制以适应可再生能源发 电资源的临时短缺，调度机构可以通过爬坡类产品有效维持电力系统的稳定性和 安全性。随着未来可再生能源接入电力系统的比例进一步提升，我国可以借鉴相 关经验，引入调节性能更好的发电机组进一步满足快速爬坡的要求。 图23：加州电力市场灵活爬坡交易机制示意图 资料来源：国网能源研究院《适应可再生能源的美国电力市场化改革》、招商证券 引入系统惯性类产品，补偿电力系统常规能源机组。电力系统需要维持稳定，其 本身存在的系统惯性十分重要，它可以预防突发事故导致的机组停转。而不同于 常规发电机组本身存在物理惯性，新能源机组对系统惯性的贡献十分微弱，随着 未来可再生能源接入电力系统的比例进一步提升，这将会对系统调节性能带来影 响。为了应对新能源机组的系统惯性不足的问题，2014 年，美国得州电力市场 最先在向FERC（美国联邦能源管理委员会）提交的未来辅助服务市场设计草案 中提出了同步惯性频率响应（Synonous Inertial Response, SIR），一种为了应 对可再生能源接入所引入的新兴辅助服务产品，通过对提供系统惯性、维持系统 稳定运行的常规能源机组进行补偿，鼓励市场中常规能源机组的发展。 目前，PJM 市场已经拥有了无功平衡、调频、黑启动和备用四类辅助服务。其 中，无功平衡和黑启动主要是通过签订合同或协议进行交易，备用服务在日前及 实时市场中与电能联合出清，调频在实时市场中与电能联合出清。PJM将调频、 备用辅助服务义务按照实际负荷量比例分配给负荷服务商（LSE）， 将辅助服 务费用完全传导给终端用户。2022 年，PJM 市场中辅助服务费用为 1.08 美元 /MWh，占终端电费电价的 1.0%。其中，无功平衡占比最高，达到 46%，其次 是调频，占比35%，黑启动和备用占比在10%左右。 敬请阅读末页的重要说明 15 行业深度报告 图24：PJM市场辅助服务费用（美元/MWh）及占比 图25：2022年PJM市场辅助服务费用结构 资料来源：《State of the Market Report for PJM》、招商证券 资料来源：《State of the Market Report for PJM》、招商证券 （2）建立并完善容量保障机制 多种容量保障机制，确保电力资源的充裕性。 ➢ 容量市场机制：美国部分电力市场已经建立起了容量市场机制，例如 PJM 市场、MISO 市场，通过市场化交易的方式确保电力充裕。2022 年，PJM 市场的容量费用为8.03美元/MWh，占电价比重为7.6%。 ➢ 稀缺定价机制：ERCOT电力市场通过建立稀缺定价机制，即设置较高的价 格上限，在系统资源短缺的时候允许市场价格陡升至较高水平，从而使边际 机组能够回收成本；具有容量市场的电力市场中，也可以同时采用稀缺定价 机制，但其价格上限一般远低于纯电能量市场的价格上限。 ➢ 灵活性资源远期备用制度：CAISO 市场建立了灵活性资源远期备用制度， 每年根据系统负荷、新能源装机情况等预测第二年系统中所需要的灵活性资 源，并按一定规则将灵活性资源的需求分配给负荷服务商（LSE），LSE再 通过双边合约的方式购买灵活性资源（包括发电、储能、需求侧响应等）以 满足相应的配额需要。 表4：美国电力市场的电能量稀缺价格 电力市场 价格（美元/兆瓦时） 价格类型 NYISO 1000（考虑备用的惩罚价格后高于1000） 电能量报价价格上限 CAISO 1000（考虑备用的惩罚价格后高于1000） 电能量报价价格上限 PJM 1000（考虑备用的惩罚价格后高于1000） 电能量报价价格上限 ERCOT 9000 出清价格上限（即电能量和备用价格增量之和） 资料来源：《美国稀缺定价机制及对我国现货市场建设的启示》、招商证券 0.77 0.83 0.72 0.73 0.86 1.08 0% 1% 2% 3% 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 辅助服务费用 占电价比重 无功平衡 46% 调频 35% 黑启动 9% 备用 10% 敬请阅读末页的重要说明 16 行业深度报告 图26：PJM市场容量费用（美元/MWh）及占比 资料来源：《S