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1、中 泰 證 券 研 究 所專 業 領 先 深 度 誠 信證券研究報告2 0 24.0 8.2 6舉旗定向電力信息化系列報告之一分析師：蘇儀分析師：蘇儀執業證書編號：S0740520060001Email：研究助理：劉一哲研究助理：劉一哲Email：投資要點投資要點 我國電力工業一直在不斷變革中發展壯大。我國電力工業一直在不斷變革中發展壯大。自20世紀80年代起，我國電力體制改革先后經歷了集資辦電、政企分開、廠網分開及深化改革的階段，以及以中發9號文發布為標志的新一輪電力體制改革。多輪電改堅持立足我國國情，堅持市場化改革思路，基本遵循“開放多元競爭市場規則監管完善”的改革邏輯，讓電力行業從半封閉

2、走向開放，從集中單一走向分散多元，促進了電力市場的形成、電力企業的競爭以及行業的快速發展。為什么要進行新一輪電力體制改革？為什么要進行新一輪電力體制改革？雙碳頂層目標的設立，推動我國新能源裝機與發電占比持續快速提升，截至2023年底，我國“風電+光伏”裝機量已占到當年底全國發電裝機量的36%，且未來仍有持續提升的趨勢。新能源出力的增長也帶來了電力系統的不穩定性與不確定性，這需要電力工業全體系的體制機制發生變革。在新型電力系統建設的大背景下，新能源消納成為當前最為關鍵與突出的課題，新能源消納成為當前最為關鍵與突出的課題，而這也將是下一輪電改著重解決的問題。新一輪電改的可能主要方向有哪些？新一輪電

3、改的可能主要方向有哪些？對于新能源消納的處理方法，目前主要有兩個大的方向，即物理保障和市場化手物理保障和市場化手段。段。1）物理保障以增大特高壓、配電網建設為主，）物理保障以增大特高壓、配電網建設為主，意在增強硬件設備層面對過剩新能源的消納能力；2）市場化手段）市場化手段則包括推廣電力輔助服務、容量電價與虛擬電廠等，則包括推廣電力輔助服務、容量電價與虛擬電廠等，意在以市場化的方式調動更多的社會化資源，支持鼓勵這些資源以多種形式參與電力體系市場化運行，充分調動市場化資源的能力以幫助消納更多的新能源電力。投資建議：每一階段的電改都有其主題，我們認為新一輪電改將主要面向新能源消納問題的處理，具體標的

4、上建議關投資建議：每一階段的電改都有其主題，我們認為新一輪電改將主要面向新能源消納問題的處理，具體標的上建議關注東方電子、國能日新、國網信通、朗新集團、恒實科技、恒華科技等。注東方電子、國能日新、國網信通、朗新集團、恒實科技、恒華科技等。風險提示：風險提示：電力系統投資不及預期，電力市場化改革推進不及預期，新型電力技術發展不及預期，新能源發電建設不及預期，研報信息更新不及時，行業規模測算不及預期的風險等。eZbUbZeU8X9WfVfV6M9R9PpNnNtRtPkPrRvNkPmOqPaQoOyRNZoPrOuOmQqR目 錄C O N T E N T SC O N T E N T S我國電

5、改歷程縱覽我國當前電力體制及市場現狀新型電力系統建設下，電改方向探討123投資建議與風險提示4CONTENTS目錄CCONTENTS專 業 領 先 深 度 誠 信專 業 領 先 深 度 誠 信中 泰 證 券 研 究 所中 泰 證 券 研 究 所1我國電改歷程縱覽51.1 電力體制改革歷程概覽電力體制改革歷程概覽以電力市場為主線以電力市場為主線圖表：電力市場改革縱覽資料來源：艾瑞咨詢，中泰證券研究所61.1.1 1949-1978年：電力工業初興，處于高度集中、計劃管控階段年：電力工業初興，處于高度集中、計劃管控階段 1949年至年至1978年期間，我國電力工業發、輸、配、售由國家壟斷，電力管理

6、體制上由國家電力管理部門集行業管理年期間，我國電力工業發、輸、配、售由國家壟斷，電力管理體制上由國家電力管理部門集行業管理與企業生產經營多種職能合一，雖然國家電力管理部門多次調整和變更，但與企業生產經營多種職能合一，雖然國家電力管理部門多次調整和變更，但并未脫離高度集中、計劃管控的體制框架并未脫離高度集中、計劃管控的體制框架。新中國成立初期，電力工業分散在各地，實施軍事管制。1949年年10月，中央人民政府成立燃料工業部，月，中央人民政府成立燃料工業部，直接領導華北地區少數幾家電廠和電力公司，后地方電力工業逐漸劃歸燃料部集中管理。燃料部設立電業管理總局和東北、華北、華東、中南、西南、西北六個區

7、域電管局，完成了新中國對電力工業的第一次集中管理，形成了垂直壟斷、計劃管控的電力工業管理體制。1955年年7月：一屆全國人大二次會議決定設立電力工業部，月：一屆全國人大二次會議決定設立電力工業部，六大區域電管局撤銷，各省電力工業直接由電力部管理和領導。隨著各省級電業管理機構逐步充實，電力工業形成中央和地方相結合、以中央領導為主的管理體制。1958年年2月，一屆全國人大五次會議決定合并電力工業部與水利部，成立水利電力部。月，一屆全國人大五次會議決定合并電力工業部與水利部，成立水利電力部。水電部只負責京津唐電網和吉林遼寧電網兩個跨省跨區電網，其他電力下放給各省。這是新中國的電力管理體制的第一次拆分

8、。1961年，國家將電力工業管理權上收，實行以中央為主的管理體制，年，國家將電力工業管理權上收，實行以中央為主的管理體制，并形成京津唐、東北、華東、中原和西北五大電網的管理體系，完成了對電力工業的第二次集中管理。1967年年7月，水電部實行軍管，再次將電力工業管理權下放給地方政府。月，水電部實行軍管，再次將電力工業管理權下放給地方政府。1975年年1月，四屆全國人大一次會議恢復了水利電力部，月，四屆全國人大一次會議恢復了水利電力部，水電部上收東北、北京、華東電業管理局和四川省電力工業局，完成了對電力工業的第三次集中管理。71.1.2 1979-1997年：政企合一、集資辦電階段年：政企合一、集

9、資辦電階段 1979年至年至1997年期間，我國電力工業在發電市場引入了新的投資主體，改變了長期以來國家獨資辦電的格局，年期間，我國電力工業在發電市場引入了新的投資主體，改變了長期以來國家獨資辦電的格局，“電“電廠大家辦，電網一家管”廠大家辦，電網一家管”，以集資辦電為核心內容的電力投融資體制改革有效解決了電力供給短缺問題，但電力管理，以集資辦電為核心內容的電力投融資體制改革有效解決了電力供給短缺問題，但電力管理體制仍實行政企合一、垂直一體化經營模式。體制仍實行政企合一、垂直一體化經營模式。這一階段，我國通過推行“集資辦電”，解決電力建設資金不足問題。電力部提出利用部門與地方及部門與部門聯合這

10、一階段，我國通過推行“集資辦電”，解決電力建設資金不足問題。電力部提出利用部門與地方及部門與部門聯合辦電、集資辦電、利用外資辦電等辦法來解決電力建設資金不足的問題辦電、集資辦電、利用外資辦電等辦法來解決電力建設資金不足的問題,并且對集資新建的電力項目按還本付息的原則并且對集資新建的電力項目按還本付息的原則核定電價水平，打破了單一的電價模式，培育了按照市場規律定價的機制。核定電價水平，打破了單一的電價模式，培育了按照市場規律定價的機制。1979年年2月，五屆全國人大常委會第六次會議決定將水利電力部分為電力工業部和水利部，第二次成立電力部。月，五屆全國人大常委會第六次會議決定將水利電力部分為電力工

11、業部和水利部，第二次成立電力部。同年5月，國務院以國發1979184號文明確，電力工業是建立在現代化技術基礎上的大生產，必須實行高度的集中統一管理。1982年年3月，月，國務院機構改革，決定水利部與電力部合并，第二次成立水利電力部。1984年5月，水電部以（84）水電財字第41號文下發關于籌集電力建設資金的暫行規定，提出為調動各方面辦電積極性，補充國家電力建設資金的不足，歡迎各部門、各地方和企事業單位投資電力工程，并可按投資比例分享用電指標。1984年7月，云南魯布革水電站引水系統工程開工，魯布革工程利用世界銀行1.454億美元貸款，日本大成公司中標引水隧洞工程。這是新中國成立后，第一個利用世

12、行貸款，并率先實行國際招標、項目管理等國際工程管理機制的工程，“魯布革沖擊”引發了中國電建行業改革。1984年12月，水電部召開電力體制改革座談會，會議提出打破一家辦電思想，調動各方面辦電積極性。1985年年5月，國務院國發月，國務院國發198572號文，批轉國家經委等四部門號文，批轉國家經委等四部門關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定通知，通知，鼓勵地方、部門和企業集資辦電，實行“誰投資、誰用電、誰得利”的政策，并實行多種電價。1985年2月，國家計委、水電部分別轉發黨中央和國務院領導對關于利用外資加快電力建設問題的會議紀要的批示，決定組建華能國際

13、電力開發公司，利用外資辦電，后于1988年8月成立中國華能集團公司，在國家計劃中單列。81.1.2 1979-1997年：政企合一、集資辦電階段年：政企合一、集資辦電階段1987年年12月，月，國務院以國發1987111號文，批轉國家計委關于征收電力建設資金暫行規定的通知，明確對全國所有企業用電原則上均征收電力建設資金，標準為每度電2分錢，隨電費繳納，單立賬戶，?？顚Ｓ?。1988年1月，電力建設資金在全國范圍開始征收。這項政策先在華東“三省一市”（江、浙、皖、滬）試行，征收期至1995年12月31日止，實際延長至2000年底。1988年年4月，月，七屆全國人大一次會議決定撤銷煤炭部、石油部、核

14、工業部、水電部，成立能源部。同年7月，國家能源投資公司正式成立。同年同年10月，月，國務院以國發198872號發布關于印發電力工業管理體制改革方案的通知，提出按照“政企分開、省為實體、聯合電網、統一調度、集資辦電”的方針,因地、因網制宜,改革現行電力工業管理體制,各省電網逐步連接為跨省電網實行統一調度、分級管理，將省電力局改建為省電力公司,將網局改建為聯合電力公司（是跨省電網內各省電力公司及聯合電力公司直屬單位組成的聯合企業，由能源部歸口管理,在國家計劃中實行單列），鼓勵企業辦自備電廠，調動各方面辦電的積極性,形成多渠道、多層次、多模式辦電的局面。1993年年1月，月，華北、東北、華東、華中、

15、西北五大電力集團公司成立，與華能集團公司均列在國務院批準的第一批試點的55個大型集團公司之中，后五大電力集團公司陸續改組為國家電力公司的分公司。1991年7月，中國南方電力聯營公司在廣州成立，其后于1999年12月改組為國家電力公司南方公司。1993年年3月，月，八屆全國人大一次會議決定撤銷能源部，分別組建電力工業部和煤炭工業部，第三次成立電力部。1996年年12月，月，國務院下發國發199648號文，決定組建國家電力公司，并明確國家電力公司為經營跨區送電的經濟實體和統一管理國家電網的企業法人。1997年年1月，中國國家電力公司成立，月，中國國家電力公司成立，由電力部部長兼任國家電力公司總經理

16、。國家電力公司的成立，標志著我國電國家電力公司的成立，標志著我國電力工業管理體制由計劃經濟向社會主義市場經濟的歷史性轉折。力工業管理體制由計劃經濟向社會主義市場經濟的歷史性轉折。91.1.3 1998-2001年：政企分開、公司化改組階段年：政企分開、公司化改組階段 1998年至年至2001年期間，電力管理體制實行了年期間，電力管理體制實行了以政企分開、公司化改組為主要原則以政企分開、公司化改組為主要原則的改革，電力改革解決了電力體制政企不分的改革，電力改革解決了電力體制政企不分的問題，讓電力工業走入市場經濟的軌道，但的問題，讓電力工業走入市場經濟的軌道，但國家電力公司仍保持了垂直一體化的經營

17、方式，既是電網的運營者，也是電廠的國家電力公司仍保持了垂直一體化的經營方式，既是電網的運營者，也是電廠的經營者。經營者。1998年3月，九屆全國人大一次會議批準國務院機構改革方案，提出基于電力行業已組建國家電力公司，撤銷電力工業部，將電力工業政府管理職能并入國家經貿委。同年8月，國務院印發國家經貿委職能配置、內設機構和人員編制規定，明確了國家經貿委電力司的職能與機構設置。1998年年12月，月，國務院辦公廳以國辦發1998146號文下發轉發國家經貿委關于深化電力工業體制改革有關問題意見的通知，提出推進廠網分開，引入競爭機制，建立規范有序的電力市場；堅持政企分開、省為實體的方針，深化省級電力公司

18、的改革；加快實施全國聯網，實現資源優化配置；加快農村電力體制改革，減輕農民負擔，促進農村經濟發展等。1999年年1月，月，國務院以國發19992號文下發批轉國家經貿委關于加快農村電力體制改革加強農村電力管理意見的通知，明確：在農電管理體制上，按照政企分開原則，縣級管電機構和供電企業實行政企分開，由縣經貿委（經委、計經委）行使政府管理職能，供電企業要成為獨立核算的實體，行使企業經營職能；農村電價管理上，實行農村電價與城市電價統籌安排，社會公平負擔，首先實現城鄉居民生活用電同網同價，然后實現其他用電的同網同價。1999年年5月，月，國家經貿委印發關于做好電力工業政企分開改革工作的意見。2000年6

19、月，國家經貿委印發關于調整電力行政管理職能有關問題的意見，明確各?。▍^、市）將分散在各專業管理部門、行政性公司等單位的政府管電職能，劃入經濟貿易委員會，實行政企分開，逐步撤銷大區電業管理局和省級電力工業局。2000年年10月，月，中共十五屆五中全會通過了中共中央關于制定國民經濟和社會發展第十個五年計劃的建議，提出深化電力體制改革，逐步實行廠網分開、競價上網，健全合理的電價形成機制。2000年年10月，月，國務院辦公廳發出關于電力體制改革有關問題的通知，明確了電力體制改革協調領導小組的單位組成和牽頭單位，對電力體制改革試點內容作了調整，對政企分開、競價上網及省為實體試點范圍等問題作了明確規定。2

20、001年6月，廣東省決定實行電力體制廠網分開改革。8月，原廣東省電力集團公司一分為二為廣電集團公司和粵電集團公司，分別負責電網和電廠的經營管理，這是在全國率先實行的廠網分開改革。101.1.4 2002-2014年：“二灘棄水”事件成為本輪電改的導火索年：“二灘棄水”事件成為本輪電改的導火索 本輪電改導火索：二灘棄水事件本輪電改導火索：二灘棄水事件上網電價高于消費電價。上網電價高于消費電價。二灘水電站位于四川省攀枝花市，1991年9月正式開工建設，1999年12月全面投產發電，總裝機容量為330萬千瓦，總投資360億元，年發電能力可達170億度。然而二灘水電站建成之后卻面臨投產即虧損的困境。二

21、灘水電站虧損的原因，主要包括以下幾方面：核心原因：負債率畸高導致財務成本過高，進而導致度電價過高。核心原因：負債率畸高導致財務成本過高，進而導致度電價過高。二灘水電站屬于世界銀行貸款項目，在360億元總投資中，負債高達350多億元，而為保證還款，世行要求二灘必須達到12%的凈資產利潤率；此外，根據合同，二灘水電站的還款期限只有15年，還款壓力極大。面對巨大的還本付息壓力，根據當時國家計委審批上網電價按照企業項目建設“成本加成”的標準來核定，二灘只有將上網電價定為0.45元/千瓦時才行，而這一數字這不僅高于國電公司系統0.25元/千瓦時的平均上網電價，甚至比當時全國到戶城市居民0.42元/千瓦時

22、的平均消費電價還要高。同期川渝投產項目過多，導致二攤水電站失去競爭力。同期川渝投產項目過多，導致二攤水電站失去競爭力。國家計委同期批準的川渝開工電力項目過多，使得電力過剩。在1999年年底，川渝地區發電總裝機容量為2026萬千瓦，年發電量650億千瓦時，發電設備平均利用數僅為3200小時，大大低于全國發電設備4100小時的平均利用數。電力過剩使得市場競爭激烈，二灘水電站由于上網電價太高，以致在市場經濟條件下競爭上網時沒有競爭力。川渝分立無法消納二灘電量。川渝分立無法消納二灘電量。按照最初的設計，二灘水電站發電量的1/3是供向重慶的。1997年川渝分立，重慶作為直轄市單列之后優先使用自身市內的發

23、電量，省間壁壘導致重慶無法消納二灘水電站的那么多冗余電量。111.1.4 2002-2014年：電改“年：電改“5號文”拉開電力市場化改革序幕號文”拉開電力市場化改革序幕2002年年2月，國務院下發了月，國務院下發了電力體制改革方案電力體制改革方案（即電改“五號文”），提出了（即電改“五號文”），提出了“廠網分開、主輔分離、輸配分開、“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”競價上網”的的16字方針并規劃了改革路徑。字方針并規劃了改革路徑?？傮w目標是“打破壟斷，引入競爭，提高效率，降低成本，健全電價機制，優化資源配置，促進電力發展，推進全國聯網，構建政府監督下的政企分開、公平競爭、開放有序、健

24、康發展的電力市場體系?！备鶕摲桨?，電力管理體制、廠網分開、電價機制等一系列改革開始推進。圖表：國發20025號國務院關于印發電力體制改革方案的通知的要點具體內容具體內容廠網分開廠網分開將國家電力公司管理的資產按照發電和電網兩類業務劃分，并分別進行資產、財務和人員的重組。1）重組國家電力公司管理的發電資產，按照建立現代企業制度要求組建若干個獨立的發電企業。2）重組電網資產，設立國家電網公司和南方電網公司。競價上網競價上網建立電力調度交易中心，實行發電競價上網。建立電力市場運行規則和政府監管體系，初步建立競爭、開放的區域電力市場。建立合理的電價形成機制，將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和

25、終端銷售電價。開展發電企業向大用戶直接供電的試點工作，改變電網企業獨家購買電力的格局。輸配分開輸配分開“十五”期間，電網企業可暫不進行輸配分開的重組，但要逐步對配電業務實行內部財務獨立核算。主輔分離主輔分離對現國家電力公司系統所擁有的輔助性業務單位和“三產”、多種經營企業進行調整重組。經營主業以外的業務要按照規定程序報經國家有關部門批準，并與電網業務分開核算。有關電力設計、修造、施工等輔助性業務單位，要與電網企業脫鉤，進行公司化改造，進入市場。醫療和教育單位按國家規定實行屬地化管理。資料來源：國務院官網，中泰證券研究所121.1.4 十六字方針推進情況不一十六字方針推進情況不一廠網分離廠網分離

26、順利完成。順利完成。2002年12月，國家電力公司拆分為2個電網公司、5個全國性獨立發電集團公司和4家輔業集團公司，即：國家電網公司、南方電網公司，中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、中國國電集團公司、中國 電力投資集團公司，中國 電力工程顧問集團公司、中國水電工程顧問集團公司、中國水利水電建設集團公司、中國葛洲壩集團公司。主輔分離主輔分離稍有延后但進度較好。稍有延后但進度較好。2007年底，國務院國資委會同國家電網公司、南方電網公司及相關部委共同制定的電網主輔分離改革及電力設計、施工單位一體化重組方案出臺。2011年9月，國家電網公司與南方電網公司所屬的勘測設計企業、施工企

27、業、修造企業，與中國水利水電建設集團公司、中國水電工程顧問集團公司以及中國葛洲壩集團公司、中國 電力工程顧問集團公司，分別重組成立中國 電力建設集團有限公司、中國能源建設集團有限公司兩大電力輔業集團，電力體制改革“主輔分離”取得重要進展。輸配分開輸配分開進度較慢。進度較慢。2005年3月，國家發改委制定與電價改革方案相配套的上網電價管理暫行辦法輸配電價管理暫行辦法和銷售電價管理暫行辦法三個實施辦法。但整體而言，輸配分開需要對輸電資產和配電資產分別進行獨立核算，而我國過去幾十年電力工業處于高速發展期，電網資產較難理清，從而較難理順發、輸、配三個環節的成本與定價邏輯，加之之前一直存在的交叉補貼等現

28、象，本輪電改中輸配電價未能實現較好的清晰梳理與核算。競價上網競價上網進度較慢，標桿電價及煤電聯動機制成為過渡選擇。進度較慢，標桿電價及煤電聯動機制成為過渡選擇。由于輸配電價改革受到多重因素影響而進度緩慢，發電側競價上網的結果也難以準確客觀地傳導到用電側，我國電力交易在本輪周期內仍然繼續實行電網統購統銷的交易模式。這一階段國家以燃燒標桿上網電價為抓手，形成煤電聯動機制，并于2004年首次公布了各地的燃煤機組發電統一的上網電價水平。131.1.4 2002-2014年電改取得的重要成果年電改取得的重要成果 2002-2014年推進的這一輪電力體制改革，遵循“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”

29、的年推進的這一輪電力體制改革，遵循“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的16字方針，主要成字方針，主要成果如下：果如下：破除了獨家辦電的體制束縛，破除了獨家辦電的體制束縛，從根本上改變了指令性計劃體制和政企不分、廠網不分等問題，促進了電力行業快速發從根本上改變了指令性計劃體制和政企不分、廠網不分等問題，促進了電力行業快速發展，提高了電力普遍服務水平；展，提高了電力普遍服務水平；初步建立了電力市場主體多元化競爭機制，初步建立了電力市場主體多元化競爭機制，推進了大用戶與發電企業直接交易、跨省區電能交易，電力市場化交易取推進了大用戶與發電企業直接交易、跨省區電能交易，電力市場化交易取得重要進展

30、，電價形成機制逐步完善；得重要進展，電價形成機制逐步完善；構建了電力監管體制，構建了電力監管體制，電力行業監管積累了重要經驗，為新一輪電力體制改革奠定了基礎。電力行業監管積累了重要經驗，為新一輪電力體制改革奠定了基礎。141.1.5 2015年至今這輪電改的背景年至今這輪電改的背景 2002年以來的第一輪電改，遵循“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的16字方針，在諸多方面都取得了顯著成效，也進行了很多新的探索。而2015年起新一輪電改的背景如下：電價并未反映真實電力供需關系，電力市場形成仍需時間。電價并未反映真實電力供需關系，電力市場形成仍需時間。只要電網公司統購統銷的模式還主導電力市

31、場，作為電力市場關鍵因素的電價就無法充分反映市場參與方的真實意愿與供需關系，真正的電力市場就仍然難以形成。能源革命下新能源占比提升。能源革命下新能源占比提升。1）2015年巴黎協定的簽訂標志著全球清潔能源發展的進一步提速，綠色低碳的能源電力轉型成為大趨勢。2）2015年起開始的供給側改革，對以煤炭為主的火電產業造成一定影響，我國電力工業急需新一輪體系改革與優化。綜上，以光伏、風電為代表的可再生能源開始成為電力工業的新成長點。圖表：2013-2023年中國發電設備裝機結構及變化（單位：萬千瓦）資料來源：國家能源局，中泰證券研究所2800230183319373321134119352263564

32、037016390924135042154862389156999021105388110604114376119055124517129678133239139032754895811293414864163671842621005281533284836544441341942265243187742130251746320468253433065639261609490%5%10%15%20%25%30%35%40%05000010000015000020000025000030000035000020132014201520162017201820192020202120222023水

33、電火電核電風電太陽能【風電+太陽能】占比（右軸）151.1.5 2015年至今：管住中間，放開兩頭年至今：管住中間，放開兩頭 2015年3月，中共中央印發了關于進一步深化電力體制改革的若干意見(中發(2015)9號)文件（以下簡稱“9號文”），拉開了本輪電改的大幕?？傮w思路：總體思路：本次9號文的發布，在進一步完善政企分開、廠網分開、主輔分開的基礎上，按照按照管住中間、放開兩頭管住中間、放開兩頭的體的體制架構，制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃；推進交易機構相對獨立，規范運行；繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配

34、體制研究；進一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。配套文件迅速落地：配套文件迅速落地：9號文出臺后，2015年底國家發改委、國家能源局會同有關部門研究制定了關于推進輸配電價改革的實施意見、關于推進電力市場建設的實施意見、關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見、關于有序放開發用電計劃的實施意見、關于推進售電側改革的實施意見、關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見等6個電力體制改革配套文件，分別從多方面對9號文進行了細致的安排與部署，并于當年印發。圖表：中發20159號中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見的要點具體內容具體內容總體思路

35、、重點總體思路、重點和路徑和路徑在進一步完善政企分開、廠網分開、主輔分開的基礎上，按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃；推進交易機構相對獨立，規范運行；繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配體制研究；進一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應?；驹瓌t基本原則堅持安全可靠，堅持市場化改革，堅持保障民生，堅持節能減排，堅持科學監管。重點任務重點任務 有序推進電價改革，理順電價形成機制。有序推進電價改革，理順電價形成機制。單獨核定輸配電價；分步實現公益性以外

36、的發售電價格由市場形成；妥善處理電價交叉補貼。推進電力交易體制改革，完善市場化交易機制。推進電力交易體制改革，完善市場化交易機制。規范市場主體準入標準；引導市場主體開展多方直接交易；鼓勵建立長期穩定的交易機制；建立輔助服務分擔共享新機制；完善跨省跨區電力交易機制。建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺。建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺。遵循市場經濟規律和電力技術特性定位電網企業功能；改革和規范電網企業運營模式；組建和規范運行電力交易機構；完善電力交易機構的市場功能。推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制的作用。推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制的作用。有序

37、縮減發用電計劃；完善政府公益性調節性服務功能；進一步提升以需求側管理為主的供需平衡保障水平。穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務。穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務。鼓勵社會資本投資配電業務；建立市場主體準入和退出機制；多途徑培育市場主體；賦予市場主體相應的權責。開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制。開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制。積極發展分布式電源；完善并網運行服務；加強和規范自備電廠監督管理；全面放開用戶側分布式電源市場。加強電力統籌規劃和科學監管，提高電力安全可靠水平。加強電力統籌規劃和科學監管，提高電力安全可靠水平。切實加強電力行業特別是電網的統

38、籌規劃；切實加強電力行業及相關領域科學監督；減少和規范電力行業的行政審批；建立健全市場主體信用體系；抓緊修訂電力法律法規。資料來源：國務院官網，中泰證券研究所161.1.5 2015年以來電改的一些成果年以來電改的一些成果 電力市場：“中長期電力市場：“中長期+現貨”模式正式確立?，F貨”模式正式確立。2015年底推出的關于推進電力市場建設的實施意見明確提出，要逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場。受此影響，我國分別在2017年啟動第一批8個、2021年啟動第二批6個電力現貨交易試點。根據中電聯發布的中國 電力行業年度發展報告2024，截至2023年

39、底我國已有23個省份啟動電力現貨市場試運，而截至6月底，山西、廣東、山東電力現貨市場已轉入正式運行狀態。輸配電價改革破冰，輸配電價獨立核算正式形成。輸配電價改革破冰，輸配電價獨立核算正式形成。2014年12月，輸配電價改革首先在深圳電網和蒙西電網“破冰”，2015年上半年，在云南、貴州、安徽、寧夏、湖北五個省級電網開展了第一批試點工作。之后，輸配電價改革由點及面、逐步擴大。截至2017年，首輪輸配電價改革試點已經全面完成，剔除不相關的或者不合理的金額達到1180億元。2023年發改委印發的第三監管周期輸配電價及相關事項的通知，全面理順各環節電價，電價構成更加清晰，輸配電價結構全面優化邁出了關鍵

40、一步。發用電計劃：從有序放開到全面放開發用電計劃：從有序放開到全面放開發用電計劃在我國一直以來起到重要的電力保障與平衡作用，但隨著電力市場化的推進和電力能源結構的改變，傳統計劃模式下的發用電計劃難以形成真正合理的市場供給關系與價格，發用電管理方式亟待改革。2017年，發改委、國家能源局聯合印發關于有序放開發用電計劃的通知；2018年，全面放開部分重點行業電力用戶發用電計劃實施方案正式印發，選擇煤炭、鋼鐵、有色、建材4個重點行業，率先全面放開發用電計劃試點；2019年，發改委印發關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知，明確除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業用戶之外的其他電力用戶均屬

41、于經營性電力用戶，其發用電計劃原則上全部放開。171.1.5 2015年以來電改的一些成果年以來電改的一些成果 燃煤發電全電量、工商亞用戶進入電力市場。燃煤發電全電量、工商亞用戶進入電力市場。2021年，發改委印發關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（以下簡稱“1439號文”），明確燃煤燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，發電電量原則上全部進入電力市場，以“基準價+上下浮動”形式形成上網電價，并將上下浮動范圍擴大為不超過20%。同時，1439號文明確取消工商業目錄電價，全部工商業用戶都進入市場。取消工商業目錄電價，全部工商業用戶都進入市場。本次1439號文是電改以來的一個重要里程碑。

42、供需兩端的大幅增加，有力推動了電力市場的進一步建設與發展。一方面，占我國發電量較大部分的煤電進入電力市場，大幅提升了參與市場化交易電量的比重；另一方面，取消工商業目錄電價、推動工商業用戶全部進入市場，也大幅增加了市場化用戶的數量。圖表：發改價格20211439號關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知的要點具體內容具體內容有序放開全部燃煤發有序放開全部燃煤發電電量上網電價電電量上網電價燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價?，F行燃煤發電基準價繼續作為新能源發電等價格形成的掛鉤基準。擴大市場交易電價上擴大市場交易電價上下浮動范圍下浮動范圍將

43、燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。推動工商業用戶都進推動工商業用戶都進入市場入市場各地要有序推動工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電。保持居民、農業用電保持居民、農業用電價格穩定價格穩定居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業用電由電網企業保障供應，執行現行目錄銷售電價政策。各地要優先將低價電源用于保障居民、農業用電。資料來源

44、：國務院官網，中泰證券研究所181.2 我國歷次電改的一些經驗我國歷次電改的一些經驗 國家能源局曾發文回顧我國改革開放以來的電力體制改革進程，并歸納出國家能源局曾發文回顧我國改革開放以來的電力體制改革進程，并歸納出三方面三方面值得總結的值得總結的經驗：經驗：堅持立足國情，形成了中國特色電改模式。堅持立足國情，形成了中國特色電改模式。國外推行電力體制改革都有自身政治體制、電力工業發展階段特征，我國沒有簡單照搬照抄國外“破碎式”改革模式，而是采用“管住中間、放開兩頭”的模式，保障了電力長期持續可靠供應。目前我國裝機容量、電網規模和全社會用電量位居世界第一，已于2015年底全面解決無電人口用電問題，

45、無論從哪個角度衡量，都可以說我國創造了電力工業的世界奇跡。堅持問題導向，找準突破口試點先行穩步推進。堅持問題導向，找準突破口試點先行穩步推進。2002年國發5號文出臺，通過“廠網分開、主輔分離”體制性變革，促進電力行業凈產出水平提升11.2%，進入發展快車道，基本滿足了“用上電”的需求。隨著經濟發展進入新階段，2015年中發9號文出臺，在各方共識的基礎上有序、有效、穩妥推進各項改革任務，逐步擴大輸配電價改革試點范圍，對增量配電放開、電力市場建設、相對獨立的交易機構組建等重大改革事項，先進行試點再逐步推開，為人民從“用上電”向“用好電”轉變，為國民經濟和社會從“快速發展”向“高質量發展”提供了堅

46、強支撐。堅持市場方向，在深化改革中釋放活力堅持市場方向，在深化改革中釋放活力。電力市場化交易規模大幅增長，從2002年以來的零星探索，到2023年全國市場化交易年度電量56679億千瓦時，占全社會用電量比重達到61.4%，市場化發展進入加速擴張階段。19CONTENTS目錄CCONTENTS專 業 領 先 深 度 誠 信專 業 領 先 深 度 誠 信中 泰 證 券 研 究 所中 泰 證 券 研 究 所2我國當前電力體制及市場現狀202.1 電價的構成電價的構成 目前，我國電價已從過去的政府目錄電價機制，逐漸向市場化定價模式過渡。整個發電流程中的參與方，也在通過電價的傳導機制回收其應得的合理成本

47、，獲得合理的收益。以目前放開程度、市場化程度較高的工商業用戶終端電價為例，根據關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知，其終端電價由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加構成。上網電價上網電價線損費用輸配電價系統運行費用工商業用戶工商業用戶用電價格用電價格政府性基金及附加輔助服務費用抽水蓄能容量電費圖表：我國工商業用戶終端電價的構成圖示資料來源：國家發改委，中國政府網，中泰證券研究所212.1 電力市場化改革后，售電、購電模式發生較大變化電力市場化改革后，售電、購電模式發生較大變化 伴隨電力體制改革和電力市場化改革，電力交易模式也發生了很大變化，從傳統的電

48、網統購統銷，逐漸向買賣雙方競價/協商交易模式過渡。交易模式的變化：交易模式的變化：電改前，電力銷售方面以電網企業統購統銷為主，電改前，電力銷售方面以電網企業統購統銷為主，發電企業與電網企業簽訂購售電合同、并網調度協議，電網企業與用戶簽訂供用電合同。電改后：1）計劃發用電部分交易模式與電網企業統購統銷模式一致；2）市場交易部分可以有兩種交易模式，一是發電企業與大用戶直接交易，二是發電企業售電給售電公司，售電公司再售電給用戶，電網企業承擔輸配電服務，從統購統銷模式中的“電力批發商”角色轉換為“電力承運人”角色。圖表：電改前后電力市場交易模式的改變資料來源：配售電社區公眾號，中泰證券研究所 電網公司

49、的盈利模式變化：電網公司的盈利模式變化：電改前，電網公司的盈利來自于購售電價差；電改后，電網公司的盈利來自于經過精確核算成本和利潤后的過網費。222.1 電價的計劃市場雙軌制電價的計劃市場雙軌制 在從計劃體制向市場體制轉變的過程中，我國電力市場曾出現了多種介于市場和計劃之間的機制。時至今日，在傳統計劃調度體制基礎上，我國已形成了優發優購、電網代理購電、市場化交易等多種計劃和市場機制并行的電力市場格優發優購、電網代理購電、市場化交易等多種計劃和市場機制并行的電力市場格局局。優發優購：優發優購：在發電側保障經過挑選的電量優先上網，在用戶側保障無議價能力的用戶用電。以省級電網系統為例，在雙軌制下，省

50、級電網發用電兩側的電量對應關系如右下圖所示。圖表：省級電網發用電兩側的電量對應關系資料來源：電力計劃和市場雙軌制運行中部分協調問題探討，中泰證券研究所用戶側：用戶側：目前優購電量主要指居民和農業用電，市場化和非直接市場化電量都主要屬于工商業用電。發電側：發電側：發電側優發電量分為“保量保價”“保量競價成交”和“保量競價不成交”3個部分。計劃性外來電量和外送電量是用于落實計劃性的省間分配/調劑。232.1 雙軌制產生的不平衡資金問題雙軌制產生的不平衡資金問題 什么是雙軌不平衡資金：什么是雙軌不平衡資金：“雙軌制”并存運行的條件下，非市場用戶實際用電與其中長期計劃用電所產生的偏差電量部分，一方面電

51、網企業在現貨市場中按現貨市場結算價格從發電側進行了采購，一方面電網企業對非市場用戶實際用電仍然按照政府核定的目錄價格進行結算，現貨價格并未傳導至非市場用戶，這樣就產生了“雙軌制”不平衡資金。雙軌制不平衡資金問題產生的原因：雙軌制不平衡資金問題產生的原因：未參與市場的優發優購電量仍然執行傳統的目錄電價，由電網企業代理統購統銷，而市場化的發電機組與用戶側電價則通過市場化交易產生。若發用兩端市場化電量不匹配，則易造成一部分市場化發電量在用戶側按計劃電價結算，或者是一部分市場化用電量在發電側按計劃電價進行結算，由此導致盈余或虧損。目前的處理方法：目前的處理方法：目前雙軌制不平衡資金主要按“誰受益，誰承

52、擔”的原則向相關參與主體進行分攤，具體則參考各省自行制定的處理細則。242.2 電力市場的體系與結構電力市場的體系與結構 完整的電力市場通常由多個部分（子市場）共同構成，各子市場的集合即為電力市場體系。電力市場體系實質是電力市場交易體系，包括市場主體、交易對象、交易類型、價格形成機制等方面。電力市場的各子市場相互聯系、相互制約，共同形成合力，推動整個能源電力經濟的發展。電力市場體系中各類市場的劃分有不同維度，一般有交易數量和額度、市場性質、交易品種、時間、競爭模式等維度。圖表：電力市場體系的劃分資料來源：北極星售電網，中泰證券研究所252.2.1 維度一：交易數量和額度維度一：交易數量和額度電

53、力批發市場與電力零售市場電力批發市場與電力零售市場 在競爭性的電力市場里，電力市場可分為電力批發市場與電力零售市場。電力批發市場：電力批發市場：發電企業與電力用戶、售電公司開展直接交易等電力衍生品交易的市場，是進行大宗電力交易的市場；電力零售市場：電力零售市場：在批發市場的基礎上，進一步放開售電服務，零售用戶有權自主選擇供電商的售電側市場形態。圖表：電力批發市場與電力零售市場 資料來源：北極星售電網，中泰證券研究所262.2.2 維度二：交易品種維度二：交易品種電能量市場、容量市場、輔助服務市場、輸電權市場電能量市場、容量市場、輔助服務市場、輸電權市場 從交易品種的維度來看，電力市場可分為電能

54、量市場、容量市場、輔助服務市場等，同樣，對應的交易類型也分為電能量交易、容量交易、輔助服務交易等。圖表：電力市場的體系資料來源：國家發改委，中泰證券研究所電力電力市場市場電能量市場電能量市場輔助服務市場輔助服務市場容量市場容量市場中長期電能量市場現貨電能量市場日前市場日內市場實時市場年度/多年度交易市場月度交易市場月內交易市場調頻市場備用市場調峰市場容量補償機制272.2.2 電能量市場包括電力中長期市場與電力現貨市場電能量市場包括電力中長期市場與電力現貨市場圖表：電力中長期市場與現貨市場的時間維度關系資料來源：珠海領航電氣，搜狐網，中泰證券研究所282.2.2 電能量市場：市場化交易電量持續

55、上升，中長期市場仍是主要交易市場電能量市場：市場化交易電量持續上升，中長期市場仍是主要交易市場電力中長期交易市場：電力中長期交易市場：由市場主體對未來某一時期內交割電力產品或服務的交易，包括多年、年、季、月、周、多日等不同時間維度的交易。電力現貨交易：電力現貨交易：通過現貨交易平臺在日前及更短時間內集中開展的次日、日內至實時調度之前電力交易活動的總稱。我國市場化交易電量持續上升，中長期市場仍是主要交易市場。我國市場化交易電量持續上升，中長期市場仍是主要交易市場。2023年1-12月，全國電力市場交易電量5.7萬億千瓦時，同比增長7.9%，占全社會用電量比例61.4%，比上年提高0.6個百分點。

56、電力中長期交易已在全國范圍內常態化運行，交易周期覆蓋多年到多日，中長期交易電量占市場化電量比重超90%。圖表：2017-2023年我國市場化交易電量及占比（單位：億千瓦時）資料來源：中電聯，中國政府網，國家能源局，北極星售電網，中泰證券研究所0%10%20%30%40%50%60%70%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,000100,0002017201820192020202120222023市場化交易電量全社會用電量市場化交易電量占比292.2.2 我國電力現貨試點加速推進我國電力現貨試點加速推進圖表：我國電力現貨建設進

57、度資料來源：國家能源局，中國政府網，人民網，各地方政府機構官網等，中泰證券研究所模擬試運行階段模擬試運行階段調電試運行階段調電試運行階段間斷（小于一年）結間斷（小于一年）結算試運行階段算試運行階段不間斷（大于一年）不間斷（大于一年）結算試運行階段結算試運行階段正式運行正式運行福建2019年6月2019年9月2020年4月2020年8月山西2018年12月2019年7月2019年9月2021年4月2023年12月廣東（南方區域）2018年9月2019年5月2019年5月2021年11月2023年12月山東2019年6月2019年9月2019年9月2021年12月2024年6月甘肅2018年12月

58、2019年9月2019年9月2022年1月蒙西2019年6月2019年5月2019年9月2022年6月浙江2019年5月2019年9月2019年9月四川2019年6月2019年9月2019年9月2021年12月江蘇2022年1月2022年7月2022年7月河南2022年6月2022年11月2022年11月湖北2022年7月2022年11月2022年12月遼寧2022年6月2023年1月2023年1月安徽2022年3月2023年3月2023年3月上海2022年7月已完成江西2022年11月2023年3月2023年6月湖南2022年6月2023年4月陜西2022年11月2023年4月2023年12

59、月冀南2022年12月2023年5月2023年9月重慶2022年12月2023年5月2023年11月寧夏2022年12月2023年7月2023年12月青海2023年1月2023年12月新疆2023年5月2023年12月第一批第一批第二批第二批其他其他302.2.2 電力現貨市場的功能與重要意義電力現貨市場的功能與重要意義 電力現貨市場的功能：電力現貨市場的功能：日前市場：日前市場：通過集中市場竟爭,決定次日的機組開機組合,以及每臺機組每15分鐘的發電出力曲線,實現電力電量平衡、電網安全管理和資源優化配置,發現電力價格。日內市場：日內市場：滾動調整未來2至4小時的機組出力或制定燃氣、水電、抽蓄等

60、快速機組的啟停計劃,保障系統運行的安全性與可靠性。實時市場：實時市場：實現電力實時平衡的市場化調節、電網安全約束的市場化調整,在滿足安全約束的條件下對發電機組進行最優經濟調度,實現全系統發電成本最優,同時發現實時電力價格。電力現貨市場的重要意義：電力現貨市場的重要意義：發現價格、激勵響應：發現價格、激勵響應：可真實反映電力商品在時間和空間上的供需關系,引導發用電資源響應市場格波動,提升電網調峰能力、緩解阻塞。促進競爭、優化配置：促進競爭、優化配置：以集中出清的手段促進了電量交易的充分競爭，實現了電力資源的高效、優化配置。落實交易、調節偏差：落實交易、調節偏差：落實中長期合同交割與結算,以現貨市

61、場為核心的電力電平衡機制調節發用電偏差,同時為中長期交易提供價格風向標。保障運行、管理阻塞：保障運行、管理阻塞：形成與電力系統物理運行相適應、體現市場成員意愿的交易計劃,為阻塞管理和輔助服務提供調節手段和經濟信號。引導規劃、量化決策：引導規劃、量化決策：分區、節點電價能夠有效引導電源、電網的合理規劃,為建設投資提供量化決策依據。312.2.2 電力現貨市場的出清機制電力現貨市場的出清機制邊際出清機制邊際出清機制 和其他供需關系一樣，電力現貨市場也存在市場出清，電力供應曲線、需求曲線的交點即為市場均衡出清點，在均衡點上，出清電價使得電力供給量和需求量相當，市場達到出清狀態。出清機制：出清機制是電

62、力市場的核心過程，用于確定電力交易的價格和數量。出清機制：出清機制是電力市場的核心過程，用于確定電力交易的價格和數量。邊際出清機制：邊際出清機制：在出清過程中，買家和賣家的報價被收集起來，并按照價格進行排序。隨后，市場運營商開始從最高買價和最低賣價匹配交易，直到找到使得所有成交的買價都高于或等于賣價的最低價格點，此時形成的價格就是出清點，所有獲得出清的發電機組和需求用戶均按出清價格成交結算。圖表：邊際出清機制示意圖，供需雙方出清于（P0,MW0）點資料來源：中泰證券研究所PMWhP0MWh0電力需求曲線電力供應曲線從供應端來看，基于我國當前電力結構，煤電機組仍然是我國主要的市場參與方；而新能源

63、機組則更多以報量不報價形式參與電力現貨交易，并以價格接受者的形式優先出清。322.2.3 維度三維度三空間：省內市場與省間市場空間：省內市場與省間市場 我國電力現貨市場建設主要分為省間和省內兩級市場，兩級市場均包含電能市場和輔助服務市場。省間電力市場由國調中心（區域分中心）負責組織和管理，省內電力市場由省級電網公司調控中心負責組織和管理。省內、省間市場的聯動動作機制：省內、省間市場的聯動動作機制：考慮到中國市場主體數量眾多，目前中國已形成了以“統一市場、兩級運作”“統一市場、兩級運作”的模式構建全國統一電力市場，即首先在省內預出清，然后根據省間輸電容量出清省間的電力盈余或缺口首先在省內預出清，

64、然后根據省間輸電容量出清省間的電力盈余或缺口，這種機制可以降低市場運行復雜度。具體而言，可以分為日前市場和日內、實時市場的兩級運作，以西北市場為例如下圖：圖表：日前市場的省內、省間市場聯動運營模式（西北市場為例）資料來源：促進新能源消納的省間、省內兩級電力現貨市場運行機制，中泰證券研究所圖表：日內及實時市場的省內、省間市場聯動運營模式（西北市場為例）資料來源：促進新能源消納的省間、省內兩級電力現貨市場運行機制，中泰證券研究所332.3 建立全國統一電力市場的必要性建立全國統一電力市場的必要性 新一輪電力體制改革以來，我國電力市場建設穩步有序推進，市場交易方式不斷豐富、市場規模不斷擴大，多元競爭

65、主體格局初步形成，八個電力現貨試點市場陸續開展了長周期結算試運行，五個電力現貨試點開展不間斷連續結算試運行，三個電力現貨試點已陸續轉入正式運行，市場交易體系基本形成，我國電力市場化改革和建設取得了顯著成效。但隨著改革的不斷深入，一些制約我國電力市場良好發展的深層次、根本性問題逐漸凸顯，如電力市場體系不完整、但隨著改革的不斷深入，一些制約我國電力市場良好發展的深層次、根本性問題逐漸凸顯，如電力市場體系不完整、功能不完善、交易規則不統一、跨省跨區交易存在市場壁壘等。功能不完善、交易規則不統一、跨省跨區交易存在市場壁壘等。因此，加快建設全國統一電力市場體系，實現電力資源在更大范圍內共享互濟和優化配置

66、，提升電力系統穩定性和靈因此，加快建設全國統一電力市場體系，實現電力資源在更大范圍內共享互濟和優化配置，提升電力系統穩定性和靈活調節能力，已成為下一步電力改革的重要課題?；钫{節能力，已成為下一步電力改革的重要課題。342.3 發布發布關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見，制定明確目標，制定明確目標 2022年1月18日，國家發改委、國家能源局聯合發布關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見，正式提出加快建設全國統一電力市場體系。該文件提出了全國統一電力市場建設的總體目標，提出了全國統一電力市場建設的總體目標，并以此為指引，提出了幾項重要的工作要

67、點?？傮w目標：總體目標：1）到）到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，年，全國統一電力市場體系初步建成，國家市場與?。▍^、市）/區域市場協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成。2）到）到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，年，全國統一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統要求，國家市場與?。▍^、市）/區域市場聯合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。圖表：關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見的

68、工作要點具體內容具體內容健全多層次統一電健全多層次統一電力市場體系力市場體系加快建設國家電力市場，加快建設國家電力市場，充分發揮北京、廣州電力交易中心作用；研究推動適時組建全國電力交易中心。穩步推進?。▍^、市）穩步推進?。▍^、市）/區域電力市場建設，區域電力市場建設，開展跨省跨區電力中長期交易和調頻、備用等輔助服務交易，優化區域電力資源配置。引導各層次電力市場協同運行，引導各層次電力市場協同運行，有序推動國家市場、?。▍^、市）/區域電力市場建設，加強不同層次市場的相互耦合、有序銜接，推動探索組建電力交易中心聯營體，并建立完善的協同運行機制。有序推進跨省跨區市場間開放合作，有序推進跨省跨區市場間

69、開放合作，建立多元市場主體參與跨省跨區交易的機制，加快建立市場化的跨省跨區輸電權分配和交易機制。完善統一電力市場完善統一電力市場體系的功能體系的功能持續推動電力中長期市場建設；積極穩妥推進電力現貨市場建設；持續完善電力輔助服務市場；培育多元競爭的市場主體。健全統一電力市場健全統一電力市場體系的交易機制體系的交易機制規范統一市場基本交易規則和技術標準；完善電力價格形成機制；做好市場化交易與調度運行的高效銜接；加強信息共享和披露。加強電力統籌規劃加強電力統籌規劃和科學監管和科學監管健全適應市場化環境的電力規劃體系；完善現代電力市場監管體制；健全電力市場信用體系；完善電力應急保供機制。構建適應新型電

70、力構建適應新型電力系統的市場機制系統的市場機制提升電力市場對高比例新能源的適應性；因地制宜建立發電容量成本回收機制；探索開展綠色電力交易；健全分布式發電市場化交易機制。加強組織實施加強組織實施強化組織落實；營造改革氛圍；及時跟蹤評估。資料來源：國家發改委官網，中泰證券研究所35CONTENTS目錄CCONTENTS專 業 領 先 深 度 誠 信專 業 領 先 深 度 誠 信中 泰 證 券 研 究 所中 泰 證 券 研 究 所3新型電力系統建設下，電改方向探討363.1 新時期電力系統發展總體方向新時期電力系統發展總體方向構建新型電力系統構建新型電力系統 面對當前經濟社會發展、能源結構變化等新形

71、勢，2021年3月15日，總書記在中央財經委員會第九次會議上對能源電力發展作出了系統闡述，首次提出構建新型電力系統。黨的二十大報告強調加快規劃建設新型能源體系，為新時代能源電力發展提供了根本遵循。何為新型電力系統：何為新型電力系統：新型電力系統是以確保能源電力安全為基本前提以確保能源電力安全為基本前提，以滿足經濟社會高質量發展的電力需求為首要目標，以高比例新能源供給消納體系建設為主線任務，以高比例新能源供給消納體系建設為主線任務，以源網荷儲多向協同、靈活互動為有力支撐，以堅強、智能、柔性電網為樞紐平臺，以技術創新和體制機制創新為基礎保障的新時代電力系統，是新型能源體系的重要組成部分和實現“雙碳

72、”目標的關鍵載體。圖表：新型電力系統圖景展望資料來源：新型電力系統發展藍皮書，中泰證券研究所373.1 新型電力系統的四大特征新型電力系統的四大特征 新型電力系統具備安全高效、清潔低碳、柔性靈活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清潔低碳是核心目標，柔性靈活是重要支撐，智慧融合是基礎保障，共同構建了新型電力系統的“四位一體”框架體系。圖表：新型電力系統的四大特征具體內容具體內容安全高效安全高效安全高效是構建新型電力系統的基本前提。安全高效是構建新型電力系統的基本前提。新型電力系統中，新能源通過提升可靠支撐能力逐步向系統主體電源轉變。煤電仍是電力安全保障的“壓艙石”，承擔基礎保障的“

73、重擔”。多時間尺度儲能協同運行，支撐電力系統實現動態平衡?！按箅娫?、大電網”與“分布式”兼容并舉、多種電網形態并存，共同支撐系統安全穩定和高效運行。適應高比例新能源的電力市場與碳市場、能源市場高度耦合共同促進能源電力體系的高效運轉。清潔低碳清潔低碳清潔低碳是構建新型電力系統的核心目標。清潔低碳是構建新型電力系統的核心目標。新型電力系統中，非化石能源發電將逐步轉變為裝機主體和電量主體，核、水、風、光、儲等多種清潔能源協同互補發展，化石能源發電裝機及發電量占比下降的同時，在新型低碳零碳負碳技術的引領下，電力系統碳排放總量逐步達到“雙碳”目標要求。各行業先進電氣化技術及裝備發展水平取得突破，電能替代

74、在工業、交通、建筑等領域得到較為充分的發展。電能逐步成為終端能源消費的主體，助力終端能源消費的低碳化轉型。綠電消費激勵約束機制逐步完善，綠電、綠證交易規模持續擴大，以市場化方式發現綠色電力的環境價值。柔性靈活柔性靈活柔性靈活是構建新型電力系統的重要支撐。柔性靈活是構建新型電力系統的重要支撐。新型電力系統中，不同類型機組的靈活發電技術、不同時間尺度與規模的靈活儲能技術、柔性交直流等新型輸電技術廣泛應用，骨干網架柔性靈活程度更高，支撐高比例新能源接入系統和外送消納。同時，隨著分布式電源、多元負荷和儲能的廣泛應用，大量用戶側主體兼具發電和用電雙重屬性，終端負荷特性由傳統的剛性、純消費型，向柔性、生產

75、與消費兼具型轉變，源網荷儲靈活互動和需求側響應能力不斷提升，支撐新型電力系統安全穩定運行。輔助服務市場、現貨市場、容量市場等多類型市場持續完善、有效銜接融合，體現靈活調節性資源的市場價值。智慧融合智慧融合智慧融合是構建新型電力系統的必然要求。智慧融合是構建新型電力系統的必然要求。新型電力系統以數字信息技術為重要驅動，呈現數字、物理和社會系統深度融合特點。為適應新型電力系統海量異構資源的廣泛接入、密集交互和統籌調度，“云大物移智鏈邊”等先進數字信息技術在電力系統各環節廣泛應用，助力電力系統實現高度數字化、智慧化和網絡化，支撐源網荷儲海量分散對象協同運行和多種市場機制下系統復雜運行狀態的精準感知和

76、調節，推動以電力為核心的能源體系實現多種能源的高效轉化和利用。資料來源：新型電力系統發展藍皮書，中泰證券研究所383.1 新型電力系統的發展規劃新型電力系統的發展規劃 按照黨中央提出的新時代“兩步走”戰略安排要求，錨定2030年前實現碳達峰、2060年前實現碳中和的戰略目標，基于我國資源稟賦和區域特點，以2030年、2045年、2060 年為新型電力系統構建戰略目標的重要時間節點，制定新型電力系統“三步走”發展路徑，即加速轉型期（當前至2030年）、總體形成期（2030年至2045年）、鞏固完善期（2045年至2060年），有計劃、分步驟推進新型電力系統建設的“進度條”。圖表：新型電力系統“三

77、步走”發展路徑資料來源：新型電力系統發展藍皮書，中泰證券研究所393.2.1 當前電力系統面臨的挑戰之一當前電力系統面臨的挑戰之一電力供需再次緊平衡，保障任務艱巨電力供需再次緊平衡，保障任務艱巨 復盤歷史，我們發現我國電力系統在進入21世紀后，仍然經歷了幾輪電力緊張周期，其中2018年以來這次“結構性緊平衡”缺電持續至今，始終困擾。2020冬以來，部分地區時有出現時段性電力短缺，2021年的拉閘事件將本輪“缺電”問題推上風口浪尖，而2022年起極端天氣增多，疊加新能源頂峰供給能力不足，我國電力系統持續呈現“緊平衡”態勢，用電高峰期電力供給持續緊張。圖表：21世紀以來我國電力供需緊張的幾次復盤具

78、體內容具體內容2002-2004從2002年夏季開始，我國電力供需逐漸趨緊，因缺電而拉閘限電的省份達12個，其中近70%的省份主要是季節性、時段性的尖峰期缺電，持續時間短、缺電范圍小。進入2003年，電力供需形勢進一步惡化，夏季電力緊缺的省份增加至18個，缺電性質已經轉變為“硬缺電”。7-8月份，全國各地區累計拉閘限電超過14萬條次，累計限電量19億千瓦時，電網最大日拉限電負荷之和超過4000萬千瓦。2004年全國缺電形勢更加嚴峻，電力缺口進一步增大，夏季拉限電省份增加至24個，持續時間延長。全年國家電網經營區域累計拉閘限電123.85萬條次,累計限電量388.33億千瓦時，對我國經濟社會發展

79、造成了較大影響。2008-2011煤炭價格高漲、電煤資源緊張、電廠存煤下降、缺煤停機容量增多是導致這一時期發生電力短缺的重要原因。煤炭價格高漲、電煤資源緊張、電廠存煤下降、缺煤停機容量增多是導致這一時期發生電力短缺的重要原因。金融危機之后，電力需求下降導致煤電矛盾趨緩。隨著經濟形勢好轉，2010年起電力需求上升，煤炭消費增長加快，電煤問題重新顯現。2011年我國發電量超越美國躍居世界首位，但卻遭遇了2004年以來最嚴重缺電，部分地區、部分時段缺電嚴重，呈現時間提前、范圍擴大、缺口增加的特點。1月份，全國最大電力缺口超過3000萬千瓦，19個省份采取限電措施。3-4 月份，缺電范圍由點到面不斷擴

80、大，華東、華中等部分區域出現淡季缺電。7-8 月份迎峰度夏期間，16個省份采取限電措施，全國最大電力缺口2500萬千瓦左右，貴州、廣西最大缺口一度超過用電需求的25%。年末迎峰度冬期間，山西和華中大部分省份由于電煤供應不足或煤質差出現電力缺口。電荒幾乎貫穿全年，累計限電量約為352億千瓦時。2018年至今年至今從從2018年起，全國電力供需形勢從之前的“總體寬松”轉為“總體平衡、局部地區用電高峰時段電力供應偏緊”。年起，全國電力供需形勢從之前的“總體寬松”轉為“總體平衡、局部地區用電高峰時段電力供應偏緊”。2019年至今，迎峰度夏、度冬期的區域性時段性電力缺口程度逐漸擴大，采取有序用電措施省份

81、數量逐漸增多。2020年底和2021年初迎峰度冬期間，受大范圍寒潮天氣、疫情后工業生產快速恢復、外受能力有限和機組故障等因素影響，江蘇、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地出現電力缺口，采取了需求響應或有序用電措施。2021年二季度，部分省市未進入迎峰度夏期就頻繁出現缺電現象，蒙西、廣東、云南、廣西等地采取了需求響應或有序用電措施，廣東、云南電力供應尤為緊張。入夏以來，全國各地高溫預警頻發，用電負荷和日發電量均突破歷史峰值，15個省用電負荷創新高，受電煤緊張、持續高溫、極端天氣等因素疊加影響，河南、湖南、江西、浙江、重慶、陜西、湖北等7個省采取了有序用電和需求響應措施。進入9月后，部分省份為

82、沖刺能源“雙控”目標，采取限電措施，遏制“兩高”項目無序用能，產能受限加劇了某些工業產品的供應緊張形勢，甚至推高大宗商品價格。2022年至今，極端天氣頻發、新能源頂峰能力不足等因素影響下，我國電力供需持續呈現較為緊張的緊平衡局面。資料來源：北極星火力發電網，中泰證券研究所403.2.1 當前電力系統面臨的挑戰之一當前電力系統面臨的挑戰之一電力供需再次緊平衡，保障任務艱巨電力供需再次緊平衡，保障任務艱巨圖表：2003年以來我國出現過三次全社會用電量增速高于GDP增速的時期資料來源：Wind，中泰證券研究所0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%200320042005200620072

83、008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023中國GDP同比增速（不變價）全社會用電量同比增速413.2.2 當前電力系統面臨的挑戰之二當前電力系統面臨的挑戰之二新能源裝機高增長，消納壓力增大新能源裝機高增長，消納壓力增大 以風光為代表的新能源發電，其出力具有間歇性、波動性，新能源的大規模接入也給電力系統穩定和能源安全帶來了新挑戰。風電：風電：風電電力受自然來風電影響出力波動性很大，具體體現為較大的日變化率和季節變化率，呈現較強的季節性、間歇性。在一日內，風電出力往往呈現兩頭高、中間低的出力功率曲線。光伏：光伏：整

84、體而言光伏受日照影響，午間電力大發，早晚基本不出力，整體呈現中間高、兩邊低的曲線特點。圖表：典型的光伏發電量曲線資料來源：國能日新招股說明書，中泰證券研究所圖表：某省某典型日風電出力和負荷曲線資料來源：新能源消納關鍵因素分析及解決措施研究，中泰證券研究所423.2.2 當前電力系統面臨的挑戰之二當前電力系統面臨的挑戰之二新能源裝機高增長，消納壓力增大新能源裝機高增長，消納壓力增大 連續多年的新能源裝機高增之下，新能源消納壓力開始凸顯。從2023年全國各省風光利用率來看，部分省份的風光消納壓力于近年開始顯現，多個省份的風光利用率持續低于95%的警戒線。2024年5月28日，國家能源局下發關于做好

85、新能源消納工作 保障新能源高質量發展的通知，其中提到“部分資源條件較好的地區可適當放寬新能源利用率目標，原則上不低于90%”。這一放寬是針對當前我國新能源消納現狀所做出的調整，也側面反映出當前我國新能源消納面臨的一定壓力。圖表：我國全國及各省份2021年5月至今風電利用率變化情況資料來源：國家能源局，北極星售電網，中泰證券研究所（注：云南省暫無2021年8月數據）M5M6M7M8M9M10M11M12M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12M1M2M3M4M5全國96.3%97.8%98.6%98.3%98.1%97.2%96

86、.6%96.9%98.2%96.5%96.1%94.8%94.7%97.0%97.9%98.6%97.8%98.1%97.3%97.6%95.5%98.5%96.8%96.1%96.5%97.7%98.4%97.8%97.3%98.0%96.7%97.0%98.3%93.7%96.3%96.1%94.8%北京100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.2%100.0%100.0%100.0%10

87、0.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%94.9%96.4%98.6%98.1%天津100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.5%99.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.7%99.9%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%100.0%95.3%99.8%99.9%99.7%河北94.5%97.5%9

88、9.4%99.1%99.4%98.6%93.0%93.7%97.7%96.0%95.5%93.0%95.0%97.6%98.9%98.7%97.5%96.7%92.2%93.9%90.6%97.3%91.9%91.9%96.5%97.9%98.5%99.6%99.4%98.6%93.7%91.3%97.1%84.0%94.8%94.9%93.3%山西97.8%98.6%99.8%99.9%99.4%99.7%97.8%97.5%96.2%95.1%96.5%98.3%98.1%99.7%100.0%99.9%99.1%99.5%99.1%99.0%95.9%99.4%99.2%99.2%99.

89、0%99.6%99.8%100.0%99.7%99.8%98.9%99.5%99.7%95.9%97.9%99.9%99.6%山東99.6%99.7%100.0%100.0%99.6%99.3%97.4%98.4%97.6%90.3%97.8%96.6%96.9%99.5%99.0%100.0%99.9%97.7%99.2%99.6%96.9%99.3%98.4%98.2%96.6%99.1%99.9%100.0%99.1%98.5%94.0%94.0%98.6%90.1%96.1%98.5%95.4%蒙西91.2%96.4%98.8%97.5%97.0%97.7%90.7%87.4%93.5

90、%86.7%87.4%86.0%85.5%94.9%97.7%99.1%97.7%97.4%95.7%96.6%84.8%96.1%90.9%91.5%92.4%94.0%95.9%98.2%98.2%97.0%93.8%94.8%97.1%90.3%94.2%93.6%92.2%蒙東96.0%98.0%100.0%99.2%99.2%96.8%97.4%98.5%98.8%97.3%96.4%85.5%88.0%85.9%93.0%94.9%87.8%90.9%91.1%91.2%88.9%94.1%89.7%85.9%89.7%95.0%94.9%97.0%94.6%95.4%94.7%9

91、6.2%96.8%87.8%94.2%91.9%89.1%遼寧97.9%100.0%100.0%99.9%99.7%94.3%97.9%98.9%99.5%98.3%97.8%95.7%99.5%99.4%99.9%99.9%98.7%99.0%99.0%98.1%98.4%98.6%98.4%96.0%96.6%99.4%99.9%99.6%97.9%97.5%99.1%96.9%97.3%91.0%95.6%92.5%88.4%吉林96.7%98.3%100.0%100.0%99.3%94.8%97.6%98.7%97.8%96.1%90.3%88.9%93.9%95.6%99.9%99.

92、9%98.4%98.0%94.6%96.5%97.1%96.6%95.3%94.1%94.3%98.8%98.4%99.0%97.1%94.2%95.4%96.1%96.2%82.9%93.9%91.8%89.3%黑龍江99.4%100.0%100.0%100.0%100.0%93.8%96.2%96.2%100.0%99.1%92.2%92.1%98.7%100.0%100.0%99.9%99.4%99.8%100.0%100.0%99.8%100.0%98.4%98.3%95.9%100.0%99.5%100.0%98.1%98.3%99.1%98.2%99.8%91.2%95.4%95.

93、3%88.7%上海100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%江蘇100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%1

94、00.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.5%100.0%100.0%100.0%浙江100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%

95、100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%安徽100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.4%100.0%100.0%100.0

96、%福建100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%江西100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.3%99.4%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.

97、7%99.8%99.5%100.0%100.0%99.8%100.0%100.0%99.8%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.8%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%97.9%99.9%100.0%99.7%河南98.6%100.0%100.0%100.0%97.3%94.5%97.0%96.9%97.3%96.5%95.1%98.7%98.9%100.0%99.9%100.0%99.9%98.4%97.8%96.8%94.4%99.0%96.3%95.7%97.7%98.8%99.1%93.0%99.1%98.7%95.8%

98、95.8%98.1%89.1%93.4%97.8%95.8%湖北100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%99.9%99.9%93.1%98.4%98.3%99.6%99.7%100.0%97.1%98.7%99.5%99.0%湖南91.8%98.9%99.5%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0

99、%100.0%96.2%87.4%89.6%97.5%100.0%100.0%100.0%99.1%99.3%99.6%100.0%99.9%99.6%98.6%98.7%100.0%100.0%100.0%100.0%99.7%100.0%100.0%93.9%99.4%92.2%95.0%重慶100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%1

100、00.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%四川100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%陜西97.

101、7%99.3%99.1%99.2%99.0%97.5%96.8%97.8%93.5%96.2%92.2%94.1%96.3%96.2%96.3%96.7%98.5%98.0%96.0%96.2%96.8%98.5%97.8%97.7%97.7%99.0%98.8%99.6%97.7%97.8%93.4%93.6%97.6%94.2%94.6%95.8%96.0%甘肅96.0%96.6%98.0%96.3%97.2%92.9%97.1%97.5%98.6%92.8%93.8%92.2%81.7%93.2%94.1%96.2%95.8%96.7%98.0%99.6%97.3%97.3%94.7%9

102、3.6%92.4%94.0%95.7%93.7%96.0%95.1%96.0%96.2%91.9%91.2%91.1%94.1%97.5%青海88.9%92.7%94.7%91.8%83.2%88.0%90.7%94.2%96.0%90.2%95.9%96.2%93.4%88.8%88.5%96.5%91.2%92.5%89.6%91.6%95.0%97.2%94.8%92.6%96.2%96.2%94.9%94.9%95.4%94.8%87.1%92.8%94.5%92.4%92.4%92.3%94.0%寧夏97.6%99.4%99.7%99.0%97.7%97.5%96.6%98.3%97

103、.3%98.2%96.4%98.7%99.6%99.0%99.3%99.7%99.9%98.2%98.4%97.8%95.8%97.6%97.9%97.3%97.5%98.8%99.1%99.6%97.7%98.8%97.4%97.0%98.9%97.7%96.9%99.0%98.0%新疆89.8%92.3%92.1%93.7%94.2%90.3%92.7%96.6%98.6%94.9%93.2%92.0%92.7%94.9%96.5%96.1%97.5%97.4%97.9%99.2%98.8%98.8%98.6%97.6%94.9%94.9%96.4%95.0%89.1%95.4%95.4%

104、97.4%97.4%95.9%93.5%93.1%92.3%西藏100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%97.4%92.7%100.0%廣東100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.

105、0%100.0%100.0%99.3%99.7%99.3%100.0%100.0%99.9%99.9%100.0%100.0%100.0%100.0%99.8%100.0%99.9%99.4%99.9%98.2%100.0%99.9%99.6%99.5%99.6%100.0%99.6%99.6%98.1%99.9%廣西100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%10

106、0.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%海南100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%98.8%100.0%100.0%100.0%99.5%100.0%100

107、.0%貴州99.5%99.9%99.4%99.2%99.5%99.5%99.3%99.6%99.4%98.8%99.5%99.7%99.8%99.9%99.9%99.9%100.0%99.9%99.4%100.0%99.5%99.6%99.5%99.5%99.7%99.9%99.9%100.0%99.9%99.7%99.6%99.6%100.0%98.9%99.5%99.4%100.0%云南100.0%100.0%99.5%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%99.3%100.0%99.9%100.0%99.9%99.7%1

108、00.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%99.9%99.9%97.8%99.5%99.3%98.8%全國風電利用率全國風電利用率2021年2021年2022年2022年2023年2023年2024年2024年433.2.2 當前電力系統面臨的挑戰之二當前電力系統面臨的挑戰之二新能源裝機高增長，消納壓力增大新能源裝機高增長，消納壓力增大圖表：我國全國及各省份2021年5月至今光伏利用率變化情況資料來源：國家能源局，中泰證券研究所（注：云南省暫無2021年8月數據）M5M6M7M8M9M10M11M

109、12M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12M1M2M3M4M5全國98.3%98.8%98.6%98.4%97.6%97.4%97.7%98.2%98.3%96.3%97.2%97.6%98.0%98.6%98.9%99.4%98.5%98.3%98.4%98.8%96.8%98.9%98.2%97.9%98.3%98.7%98.7%98.8%98.2%97.5%96.9%97.1%98.0%93.4%96.4%97.1%97.5%北京100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100

110、.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%98.6%99.4%99.8%99.8%天津100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.7%99.4%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.6%99

111、.9%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%100.0%93.6%99.4%99.7%99.7%河北97.8%99.1%99.8%99.8%99.2%98.6%98.1%97.9%98.4%94.0%96.3%96.6%97.8%99.3%99.7%99.6%99.1%98.7%97.0%97.5%91.1%97.7%96.4%96.7%95.3%98.5%99.3%99.7%99.5%99.2%96.7%95.9%97.8%87.4%94.0%97.1%96.3%山西99.7%99.9%100.0%100.0%9

112、9.8%99.9%99.2%99.6%99.0%97.5%98.6%99.6%99.4%99.9%100.0%100.0%99.9%99.8%99.6%99.8%96.9%99.6%99.4%99.3%99.6%99.7%99.9%100.0%99.9%99.9%95.9%95.8%96.3%94.4%97.9%99.9%99.9%山東99.6%99.8%100.0%100.0%99.5%99.6%98.3%98.8%96.9%92.5%97.4%97.3%98.0%100.0%100.0%100.0%99.9%98.7%99.5%99.7%98.0%99.6%99.6%99.4%98.8%9

113、9.5%100.0%100.0%99.7%99.3%97.7%98.7%99.4%90.8%98.4%99.3%98.7%蒙西97.8%98.3%98.1%97.5%98.0%98.1%96.0%90.5%96.7%90.3%97.3%97.5%97.5%97.9%99.3%99.7%98.3%97.9%97.9%97.5%83.8%97.7%94.7%96.0%97.4%98.5%97.9%99.2%98.3%98.5%96.4%97.4%96.4%88.6%92.2%93.0%96.5%蒙東99.7%99.9%100.0%100.0%99.8%99.1%99.1%99.4%99.7%97.

114、6%97.3%96.5%99.4%99.2%100.0%99.7%98.4%98.5%98.9%98.7%99.3%98.6%98.1%97.4%99.3%99.8%99.9%99.8%97.4%97.5%98.2%98.9%99.1%97.8%96.7%96.6%95.8%遼寧99.6%100.0%100.0%100.0%100.0%98.9%100.0%99.9%100.0%98.8%98.1%98.7%99.7%99.7%99.8%99.9%98.9%99.5%99.8%99.5%98.1%98.7%99.5%98.8%99.2%99.7%99.9%100,0%99.5%99.0%99.

115、9%98.4%98.7%94.1%96.7%94.1%93.1%吉林98.4%99.6%100.0%100.0%99.7%98.1%99.5%99.2%99.7%99.6%94.6%95.0%98.2%99.2%100.0%100.0%99.2%99.5%95.7%97.5%97.7%98.4%96.8%92.7%95.3%98.4%99.0%99.3%97.1%97.0%98.4%95.8%95.0%94.7%97.3%96.4%95.9%黑龍江99.8%100.0%100.0%100.0%100.0%97.6%99.3%99.3%100.0%99.1%95.6%94.6%99.5%100.

116、0%100.0%100.0%99.1%99.8%100.0%100.0%99.5%100.0%98.2%98.3%97.7%100.0%99.9%100.0%98.8%98.7%98.5%99.8%99.7%91.5%96.4%96.0%93.4%上海100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%

117、100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%江蘇100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%98.6%100.0%100.0%100.0%浙江100.0%100.0%100.0%100.0%100

118、.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%安徽100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%1

119、00.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%98.6%100.0%100.0%100.0%福建100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%

120、100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%江西100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.8%100.0%100.0%99.9%100.0%99.6%99.9%100.0%99.9%87.5%99.5%99.9%98.9%河南99.9%100.0%100.0%100.0%99.7%99.6%99.3%99.

121、7%99.6%98.5%98.3%99.6%99.5%100.0%100.0%100.0%99.9%99.3%99.5%99.4%98.1%99.4%97.2%96.1%98.0%99.2%99.2%99.6%99.7%97.1%95.3%96.8%97.7%95.1%94.6%97.4%97.0%湖北100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.4%99.0%

122、98.7%99.2%98.5%97.6%93.7%98.0%98.5%99.3%88.3%95.0%97.6%98.0%湖南100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.5%99.8%96.0%99.6%重慶100.0%100.0%100.0%10

123、0.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%四川100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%

124、100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%98.2%100.0%陜西98.5%99.7%99.5%99.5%97.8%96.4%95.6%99.1%97.6%97.5%96.2%97.4%97.8%98.4%98.7%98.5%98.1%97.6%97.2%97.4%97.1%97.9%97.4%97.1%97.4%98.9%99.0%99.2%97.4%90.7%94.3%97.3%97.7%89.7%94.

125、1%96.0%96.6%甘肅99.3%99.2%99.9%99.6%99.3%95.6%97.6%98.4%98.6%98.5%97.1%96.9%96.2%98.3%99.1%99.4%97.5%98.7%99.2%99.9%99.2%98.9%97.0%96.8%96.5%98.5%98.1%96.8%97.2%93.2%90.2%83.2%92.9%93.2%90.6%88.7%93.3%青海88.0%89.5%85.2%82.1%73.9%77.2%90.8%94.2%95.5%91.0%90.2%89.9%83.7%84.8%87.4%95.0%92.8%95.1%94.3%95.8

126、%96.6%98.0%95.0%89.6%92.3%88.1%86.6%88.9%89.7%92.6%88.5%95.5%93.1%89.7%90.8%92.2%90.7%寧夏98.3%99.6%99.5%99.2%96.9%96.7%94.4%98.1%97.8%97.8%94.3%97.9%99.2%98.9%99.3%99.3%93.9%95.5%96.9%97.9%91.1%98.4%97.6%96.2%96.8%99.2%99.4%98.5%94.3%92.4%96.2%95.0%98.7%92.2%96.3%97.3%97.3%新疆97.2%98.4%98.3%98.8%98.9%

127、96.4%97.5%98.5%99.3%97.5%98.3%96.0%98.9%99.0%99.4%98.0%93.9%88.0%97.2%99.6%99.2%98.6%98.3%98.7%97.6%98.6%97.8%95.9%92.7%93.2%96.2%99.1%97.9%95.1%95.4%93.6%94.2%西藏75.6%86.5%92.7%92.7%88.1%85.1%78.9%70.7%73.5%78.1%75.6%77.8%85.8%87.5%86.5%89.3%69.2%76.2%81.1%78.2%71.8%73.1%73.1%81.8%75.5%77.2%79.3%80.

128、3%85.3%81.1%77.1%75.2%74.1%70.9%69.2%73.3%78.4%廣東100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.7%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%99.9%100.0%99.9%99.8%100.0%100.0%99.9%99.6%99.9%99.5%99.8%99.8%99.6%99.9%廣西100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0

129、%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.8%100.0%海南100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.

130、0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%97.7%100.0%99.2%97.8%99.1%100.0%100.0%貴州99.9%100.0%99.9%99.1%99.4%99.3%99.0%99.8%98.9%98.7%98.1%99.7%99.7%98.9%99.3%99.9%99.8%99.7%99.5%100.0%99.4%99.4%99.4%99.2%99.3%99.6%99.7%99.4%99.5%99.4%99.1%99.3%99.4%97.4%98.7%98.8%100.0%云南99.5%99.

131、8%99.6%99.9%100.0%100.0%100.0%99.2%100.0%99.8%99.3%99.7%99.7%99.8%99.9%99.5%98.0%99.3%99.1%99.2%99.8%99.9%100.0%99.9%99.9%99.8%99.9%99.0%98.0%99.0%99.3%98.9%94.2%97.3%97.0%96.8%全國光伏利用率全國光伏利用率2021年2021年2022年2022年2023年2023年2024年2024年44有效應對新能源消納的兩條思路有效應對新能源消納的兩條思路“軟硬兼施”“軟硬兼施”物理保障物理保障市場化手段市場化手段特高壓特高壓配電網

132、配電網電力輔助服務電力輔助服務容量電價容量電價虛擬電廠虛擬電廠453.3.1 何為特高壓何為特高壓 特高壓誕生的背景：特高壓誕生的背景：我國電力資源與負荷不均，我國80%以上的能源資源分布在西部、北部，而70%以上的電力消費集中在東部和中部，供需距離相距約800-3000km，且電力資源不易存儲，如果沒有辦法強力輸送出去，資源就會浪費。但面對這樣大規模長距離的輸電，如果用超高壓等級輸送線路損耗、系統穩定和短路電流問題就會非常嚴重，所以要采用特高壓輸電來解決這樣的問題。何為特高壓：何為特高壓：特高壓輸電技術是指交流1000千伏、直流800千伏及以上電壓等級的輸電技術。根據交直流的區別，特高壓可以

133、分為按照使用場景的不同可以分為直流輸電和交流輸電。直流輸電：直流輸電：只能點對點輸送，中間不可落點，輸送功率大，距離遠，適合遠距離輸電。交流輸電：交流輸電：中間可落點構成電網，輸電容量大、覆蓋范圍廣，線路中有串聯，呈網絡結構，可以兼具輸電和組網功能，適用于近距離輸電。圖表：特高壓圖示資料來源：華爾街見聞，見智研究，中泰證券研究所463.3.1“十四五”特高壓建設有望持續提速“十四五”特高壓建設有望持續提速 特高壓建設主要是通過直流解決能源外送，交流配合直流實現能源的匯集及調配。特高壓建設主要是通過直流解決能源外送，交流配合直流實現能源的匯集及調配。未來伴隨大型風光基地的持續落地，特高壓的建設需

134、求與推進節奏均有望隨之提速。據中國能源報報道，“十四五”期間，國網規劃建設特高壓線路“24交14直”，涉及線路3萬余公里，變電換流容量3.4億千伏安，總投資3800億元，較“十三五”特高壓投資2800億元大幅增長35.7%，特高壓建設將迎來加速期。圖表：我國已投運的38個特高壓工程項目一覽工程線路工程線路投運時間投運時間電壓等級電壓等級工程線路工程線路投運時間投運時間電壓等級電壓等級工程線路工程線路投運時間投運時間電壓等級電壓等級交流交流晉東南-南陽-荊門2009.011000kV交流交流交流南昌-長沙2021.121000kV交流直流直流扎魯特-青州2017.12800kV直流淮南-浙北-上

135、海2013.091000kV交流南陽-荊門-長沙2022.101000kV交流酒泉-湖南2017.06800kV直流浙北-福州2014.121000kV交流荊門-武漢2022.121000kV交流晉北-南京2017.06800kV直流錫盟-山東2016.071000kV交流駐馬店-武漢2023.111000kV交流滇西北-廣東2018.05800kV直流淮南-南京-上海2016.111000kV交流福州-廈門2023.121000kV交流上海廟-臨沂2019.01800kV直流蒙西-天津南2016.111000kV交流直流直流云南-廣東2010.06800kV直流準東-皖南2019.09110

136、0kV直流榆橫-濰坊2017.081000kV交流向家壩-上海2010.07800kV直流烏東德-廣東、廣西2020.12800kV三端混合直流錫盟-勝利2017.081000kV交流錦屏-蘇南2012.12800kV直流青海-河南2020.12800kV直流北京西-石家莊2019.061000kV交流哈密南-鄭州2014.01800kV直流雅中-江西2021.06800kV直流山東-河北環網2020.011000kV交流溪洛渡左岸-浙江金華2014.27800kV直流陜北-湖北2022.04800kV直流張北-雄安2020.081000kV交流糯扎渡-廣東2015.05800kV直流白鶴灘-

137、江蘇2022.07800kV直流蒙西-晉中2020.091000kV交流寧東-浙江2016.09800kV直流白鶴灘-浙江2023.06800kV直流駐馬店-南陽2020.121000kV交流錫盟-泰州2017.10800kV直流資料來源：CPEM，中泰證券研究所（注：統計時間截至2024年4月10日）473.3.2 配電網：新能源跨越式發展，倒逼配電網建設提速配電網：新能源跨越式發展，倒逼配電網建設提速 如果說特高壓、超高壓是電網的“主動脈”，中低壓級的配電網就是電網的“毛細血管”，覆蓋城鄉區域，電通千家萬戶，是連接電力系統和用戶電器設備的橋梁，是電力供應的“最后一公里”。自自2015年“年

138、“9號文”啟動新一輪電改以來，增量配電網改革就成為電改突破口，號文”啟動新一輪電改以來，增量配電網改革就成為電改突破口，國家層面批復了五批次459個增量配電試點。但增量配電網改革作為電改突破口，近年來雖然取得一定成績，但在試點落地過程中，項目的排他性經營權、公平接入上級電網和接入以新能源為主電源的發展權、按照國家政策獲取公允合理回報的收益權一直未能得到充分保障和落實在碳達峰碳中和目標下，為了發展更大規模新能源，按照傳統電力系統發展思維對待大規模的新能源并網，電力系統將面臨巨大的建設和使用成本壓力。這些壓力，一方面來自解決新能源傳輸和并網的電網投資，另一方面則來自新能源波動導致的輔助服務成本需求

139、。因此，在未來增量配電改革中，迫切需要創新配電體制機制，以實現低成本的消納在未來增量配電改革中，迫切需要創新配電體制機制，以實現低成本的消納新能源。新能源。兩網相繼加大配網投資力度。兩網相繼加大配網投資力度。國家電網：國家電網：2009年以來，配電投資占國家電網的投資比重持續提升。2016-2020年，國網在配電環節投資金額為456億元，占比26%。南方電網：南方電網：2021年11月，南方電網印發南方電網“十四五”電網發展規劃，明確“十四五”期間南方電網公司電網建設將規劃投資約6700億元，其中配電網建設規劃投資將達到3200億元，占總投資額近一半。圖表：2009-2020年國家電網智能配電

140、網投資額及占比資料來源：國家電網，華經產業研究院，中泰證券研究所16.4%21.7%26.0%0%5%10%15%20%25%30%0501001502002503003504004505002009-20102011-20152016-2020投資額（億元）配電環節投資額占比483.3.2 新新意見意見出臺，配網發展進入新時期出臺，配網發展進入新時期 面對能源結構持續轉型、新型電力系統加速建設的能源電力發展階段，2024年2月6日，國家發改委、國家能源局聯合印發關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見（下文簡稱意見）。意見提出，圍繞建設新型能源體系和新型電力系統的總目標，打造安全高效、清潔低碳

141、、柔性靈活、智慧融合的新型配電系統，在增強保供能力的基礎上，推動配電網在形態上從傳統的“無源”單向輻射網絡向“有源”雙向交互推動配電網在形態上從傳統的“無源”單向輻射網絡向“有源”雙向交互系統轉變，在功能上從單一供配電服務主體向源網荷儲資源高效配置平臺轉變。系統轉變，在功能上從單一供配電服務主體向源網荷儲資源高效配置平臺轉變。同時，意見給出了到2025年、2030年的配電網建設發展目標：到到2025年，年，配電網網架結構更加堅強清晰，供配電能力合理充裕；配電網承載力和靈活性顯著提升，具備5億千瓦左右分布式新能源、1200萬臺左右充電樁接入能力；有源配電網與大電網兼容并蓄，配電網數字化轉型全面推

142、進，開放共享系統逐步形成，支撐多元創新發展；智慧調控運行體系加快升級，在具備條件地區推廣車網協調互動和構網型新能源、構網型儲能等新技術。到到2030年，年，基本完成配電網柔性化、智能化、數字化轉型，實現主配微網多級協同、海量資源聚合互動、多元用戶即插即用，有效促進分布式智能電網與大電網融合發展，較好滿足分布式電源、新型儲能及各類新業態發展需求，為建成覆蓋廣泛、規模適度、結構合理、功能完善的高質量充電基礎設施體系提供有力支撐，以高水平電氣化推動實現非化石能源消費目標。493.3.2 新新意見意見出臺，配網發展進入新時期出臺，配網發展進入新時期圖表：關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見提出的4項

143、重點任務具體內容具體內容補齊電網短板補齊電網短板夯實保供基礎夯實保供基礎目前，雨雪冰凍、臺風、洪澇等自然災害頻發，部分配電設施運行年限長、能耗高、標準不統一，存在設備過載、供電容量不足、抗災能力較弱等情況，影響用戶供電質量。為全面提升供電保障能力，意見提出加快推進城鎮老舊小區、城中村配電設施升級改造，科學補強薄弱環節，并提高裝備能效和智能化水平。意見強調合理提高核心區域和重要用戶的相關線路、變電站建設標準，差異化提高局部規劃設計和災害防控標準，提升電網綜合防災能力。提升承載能力提升承載能力支撐轉型發展支撐轉型發展我國分布式新能源發展較快，截至2023年底裝機規模已超過2.5億千瓦，部分地區承載

144、力接近極限，存在配電網電壓越限、電網調峰困難的情況。為滿足大規模分布式新能源接網需求，意見提出有針對性加強配電網建設，評估配電網承載能力，引導分布式新能源科學布局、有序開發、就近接入、就地消納。電動汽車的普及，帶動充電需求快速增長，但部分商業區、居民區等配變容量不足，難以支撐大規模充電設施接入。為滿足電動汽車等新型負荷用電需求，意見提出科學銜接充電設施點位布局和配電網建設改造工程，并開展充電負荷密度分析，引導充電設施合理分層接入中低壓配電網。為促進各類新主體更好發揮作用，意見提出推動新型儲能多元發展和電力系統新業態健康發展。強化全程管理強化全程管理保障發展質量保障發展質量配電網規劃建設需要與多

145、部門統籌協調，部分電力設施改造涉及與其它基礎設施的協同優化，點多面廣、環節多、鏈條長。為提高效率效益，意見強調統籌制定電網規劃，加強與城鄉總體規劃、國土空間規劃的銜接，建立多部門參與的工作協調機制，協同推進工程建設。在優化項目投資管理方面，意見提出電網企業持續加大配電網投資力度，并鼓勵多元主體投資配電網。在運行維護方面，意見強調完善調度運行機制、提升運維服務水平。加強改革創新加強改革創新破解發展難題破解發展難題新形勢下配電網發展面臨著新挑戰，需要深入推進改革創新，著力破解技術和體制機制難題。意見提出持續推進科技創新，加強配電網規劃方法、運行機理、平衡方式、調度運行控制方法研究。為健全新主體、新

146、業態的市場交易機制，意見提出研究設計適宜的交易品種和交易規則，鼓勵多樣化資源平等參與市場交易，并持續優化電價機制。在完善財政金融政策方面，意見提出發揮好中央投資引導帶動作用、通過地方政府專項債券支持符合條件的配電網項目建設等舉措。資料來源：國家能源局，中泰證券研究所 在總體目標的基礎上，意見進一步在電力保供、轉型發展、全程管理、改革創新方面提出了4項重點任務。503.4.1 市場化手段之一：多種電力輔助服務不斷完善與增加市場化手段之一：多種電力輔助服務不斷完善與增加 根據國家能源局2021年12月印發的電力輔助服務管理辦法，電力輔助服務的定義如下：電力輔助服務是指為維持電力系統安全穩定運行，保

147、證電能質量，促進清潔能源消納，除正常電能生產、輸送、使用外，由火電、水電、核電、風電、光伏發電、光熱發電、抽水蓄能、自備電廠等發電側并網主體，電化學、壓縮空氣、飛輪等新型儲能，傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的可調節負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）提供的服務。發展電力輔助服務的意義：發展電力輔助服務的意義：在“雙碳”發展目標和新型電力系統建設背景下，大規模具有波動性和間歇性的新能源發電將接入電網并逐步成為主要供電電源，與電力系統有功、無功平衡和故障恢復能力緊密相關的電力輔助服務在提升電力系統靈活調節能力、保障電網安全穩定運行方面的重要性進一步

148、凸顯。根據以上內容，我們可以看到電力輔助服務有以下兩個特點：輔助服務市場的設計是圍繞電能量市場開展的，目的是為了維持系統的穩定運行。輔助服務市場的設計是圍繞電能量市場開展的，目的是為了維持系統的穩定運行。從定義來看，輔助服務是為了保障電能量正常生產、輸送、使用而設置的電力服務類別，實質上輔助服務產品與電力商品存在著一定的“主從關系”，電能量市場可以實現的功能就不需要再次設計相關輔助服務品種。輔助服務市場的交易機制也必須嚴格圍繞電能量市場來設計，輔助服務市場的交易機制也必須嚴格圍繞電能量市場來設計，主要體現的是調節價值，其產品使用過程中出現的電能量變化，需要按照電能量市場的相關規則進行結算，結算

149、費用也不應納入輔助服務費用統計。513.4.1 電力輔助服務的分類電力輔助服務的分類 根據電力輔助服務管理辦法，電力輔助服務的種類分為有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急及恢復服務。有功平衡服務：有功平衡服務：包括調頻、調峰、備用、轉動慣量、爬坡等電力輔助服務；無功平衡服務：無功平衡服務：即電壓控制服務，電壓控制服務是指為保障電力系統電壓穩定，并網主體根據調度下達的電壓、無功出力等控制調節指令，通過自動電壓控制（AVC）、調相運行等方式，向電網注入、吸收無功功率，或調整無功功率分布所提供的服務；事故應急及恢復服務：事故應急及恢復服務：包括穩定切機服務、穩定切負荷服務和黑啟動服務。圖表：電力輔助

150、服務的類別及產品種類資料來源：中國儲能網，中泰證券研究所523.4.1 電力輔助服務的補償分攤機制電力輔助服務的補償分攤機制 總原則：誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔總原則：誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔固定補償方式：固定補償方式：確定補償標準時應綜合考慮電力輔助服務成本、性能表現及合理收益等因素，按“補償成本、合理收益”的原則確定補償力度；市場化補償形成機制：市場化補償形成機制：應遵循考慮電力輔助服務成本、合理確定價格區間、通過市場化競爭形成價格的原則。圖表：各類電力輔助服務品種補償機制資料來源：電力輔助服務管理辦法，中泰證券研究所533.4.1 國內電力輔助服務市場規模及結構國內電力輔助服務

151、市場規模及結構 截至2023年6月底，全國發電裝機容量約27.1億千瓦，其中參與電力輔助服務的裝機約20億千瓦。2023年上半年，全國電力輔助服務費用共278億元，占上網電費1.9%，較2019年上半年的130.31億元增長約113%，其中市場化補償費用204億元，占比73.4%。目前，國內電力輔助服務市場以調峰、調頻、備用為主，調峰為主要輔助服務類型。目前，國內電力輔助服務市場以調峰、調頻、備用為主，調峰為主要輔助服務類型。2019年上半年，三項輔助服務補償費用分別占當期電力輔助服務費用的38.44%/20.73%/36.38%，到2023年上半年，三項占比變為60%/19.4%/16.2%

152、，調峰服務占比明顯提升。圖表：各類電力輔助服務品種補償機制占比資料來源：國家能源局，經濟觀察網，中泰證券研究所38.44%60.00%20.73%19.40%36.38%16.20%0%20%40%60%80%100%2019H12023H1調峰調頻備用其他543.4.2 市場化手段之二市場化手段之二容量電價：煤電企業發電成本需合理回收容量電價：煤電企業發電成本需合理回收 容量電價源自我國實行的兩部制電價，即電力企業向用戶收取的電費包括兩部分，一部分按用戶的需量或變壓器容量收取，稱為需量（容量）電費，也稱基本電費，另一部分按用戶的用電量收取，稱為電度電費。其中容量電費部分對應的電價就是容量電價

153、。推出容量電價的原因：電價市場化與新能源裝機大增的共同驅動下，需通過一定機制解決煤電企業發電成本回收問題。推出容量電價的原因：電價市場化與新能源裝機大增的共同驅動下，需通過一定機制解決煤電企業發電成本回收問題。在關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（發改價格規20211439號）文件發布后，煤電機組全部參與市場交易，收益方式從相對穩定的按計劃核定方式全面轉為市場交易方式。伴隨著新能源裝機的持續擴張，在當前可調負荷較少的形勢下，煤電機組的市場化空間被壓縮，發電利用小時數有所降低，將可能導致其容量利用率不斷下降，進而影響發電企業收益。隨著現貨市場建設的穩步推進，基于短期邊際成本的現貨價格

154、僅能反映發電機組的運行成本，對于運行成本較高的發電機組而言，系統出清電價與其運行成本接近，其固定投資成本幾乎無法通過現貨市場回收，造成部分發電機組合理收益受損。特別是在新能源高占比的地區，短期發電成本持續降低，燃煤火電機組可能面臨持續虧損，為電力保供帶來潛在風險。新能源跨越式發展的過程中還將帶來系統備用資源、調節資源成本上升。煤電作為當下主要的支撐性資源，雖然近期煤炭價格有所下降，但近年來煤炭價格持續高位，并且在電力行業壓降成本的共同作用下，煤電機組因通過市場競爭獲得的收益缺失，機組的靈活性改造進度無法滿足預期，進而導致了電力系統供應與調節能力嚴重不足，系統的可靠性難以保障。553.4.2 煤

155、電容量電價政策出臺，容量電價進一步理順煤電容量電價政策出臺，容量電價進一步理順 2023年11月10日，國家發改委、國家能源局聯合發布關于建立煤電容量電價機制的通知（以下簡稱通知），決定自2024年1月1日起，現行煤電單一制電價調整為由容量電價和電量電價構成的兩部制電價現行煤電單一制電價調整為由容量電價和電量電價構成的兩部制電價。通知的出臺，有效理順了我國煤電價格形成機制，科學反映了煤電的成本構成，有利于更好發揮煤電行業的基礎保障性和系統調節性作用，從而更好助力我國電力和能源系統安全轉型。圖表：關于建立煤電容量電價機制的通知的工作要點具體內容具體內容實施范圍實施范圍適用于合規在運的公用煤電機組

156、。燃煤自備電廠、不符合國家規劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環保和靈活調節能力等要求的煤電機組，不執行容量電價機制。容量電價水平容量電價水平的確定的確定煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦330元。具體比例上：通過容量電價回收的固定成本比例，20242025年多數地方為30%左右；部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些，為50%左右。2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。容量電費分攤容量電費分攤煤電機組可獲得的容量電費，根據當地煤電容量電價和機組申報的最大出力確定，煤電

157、機組分月申報，電網企業按月結算。各地煤電容量電費納入系統運行費用，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤，由電網企業按月發布、滾動清算。對納入受電省份電力電量平衡的跨省跨區外送煤電機組，送受雙方應當簽訂年度及以上中長期合同，明確煤電容量電費分攤比例和履約責任等內容。其中：配套煤電機組，原則上執行受電省份容量電價，容量電費由受電省份承擔。向多個省份送電的，容量電費可暫按受電省份分電比例分攤，鼓勵探索按送電容量比例分攤。其他煤電機組，原則上執行送電省份容量電價，容量電費由送、受方合理分攤，分攤比例考慮送電省份外送電量占比、高峰時段保障受電省份用電情況等因素協商確定。對未納入受電省份電力電量平衡的跨省

158、跨區外送煤電機組，由送電省份承擔其容量電費。容量電費考核容量電費考核正常在運情況下，煤電機組無法按照調度指令（跨省跨區送電按合同約定，下同）提供申報最大出力的，月內發生兩次扣減當月容量電費的10%，發生三次扣減50%，發生四次及以上扣減100%。對自然年內月容量電費全部扣減累計發生三次的煤電機組，取消其獲取容量電費的資格。資料來源：關于建立煤電容量電價機制的通知，國家發改委官網，中泰證券研究所563.4.2 各省級電網區域的容量電價各省級電網區域的容量電價圖表：省級電網煤電容量電價表（2024-2025年）省級電網省級電網容量電價（元容量電價（元/千瓦千瓦 年，含稅）年，含稅）省級電網省級電網

159、容量電價（元容量電價（元/千瓦千瓦 年，含稅）年，含稅）省級電網省級電網容量電價（元容量電價（元/千瓦千瓦 年，含稅）年，含稅）北京北京100上海上海100深圳深圳100天津天津100江蘇江蘇100廣東廣東100冀北冀北100浙江浙江100海南海南100河北河北100安徽安徽100貴州貴州100山西山西100福建福建100河南河南165山東山東100江西江西100湖南湖南165蒙西蒙西100陜西陜西100青海青海165蒙東蒙東100湖北湖北100重慶重慶165遼寧遼寧100新疆新疆100云南云南165吉林吉林100寧夏寧夏100四川四川165黑龍江黑龍江100甘肅甘肅100廣西廣西165資料來

160、源：關于建立煤電容量電價機制的通知，國家發改委官網，中泰證券研究所（注：2026年起，云南、四川等煤電轉型較快的地方通過容量電價回收煤電固定成本的比例原則上提升至不低于70%，其他地方提升至不低于50%）573.4.3 市場化手段之三市場化手段之三需求側響應協調：虛擬電廠需求側響應協調：虛擬電廠 虛擬電廠（虛擬電廠（Virtual Power Plant，VPP）是一套能源協調管理系統，作為一個特殊電廠參與電網運行和電力市場交易。）是一套能源協調管理系統，作為一個特殊電廠參與電網運行和電力市場交易。虛擬電廠是能源與信息技術深度融合的智慧能源系統，通過IoT、AI、云服務等信息技術和軟件系統，聚

161、合和控制一種或多種處于不同空間的分布式電源、可控負荷、儲能系統等分布式能源資源，實現自主協調優化控制，對外等效成一個可控電源參與電力系統運行，也可作為市場主體參與電力市場交易獲取經濟收益，是一種跨空間的、廣域的源網荷是一種跨空間的、廣域的源網荷儲集成商。儲集成商。圖表：虛擬電廠運作模式示意圖資料來源：國網上海經研院，36氪，中泰證券研究所583.4.3 虛擬電廠的分類：三種控制結構下的不同虛擬電廠類型虛擬電廠的分類：三種控制結構下的不同虛擬電廠類型集中控制結構：集中控制結構：虛擬電廠的全部負荷信息均傳遞至控制協調中心（Control Coordination Center，CCC），控制協調中

162、心擁有對虛擬電廠中所有單元的控制權，制定各單元的發電或用電計劃?？刂茀f調中心控制力強且控制手段靈活，但通信壓力大且計算量繁重，兼容性和擴展性也不理想。集中集中-分散控制結構：分散控制結構：虛擬電廠被分為2個層級，分別為低層控制和高層控制。在低層控制中，本地控制中心管理本區域內有限個發用電單元，彼此進行信息交換，并將匯集的信息傳遞到高層控制中心；高層控制中心將任務分解并分配到各本地控制中心，然后本地控制中心負責制定每一個單元的發電或用電具體方案。此結構有助于改善集中控制方式下的數據擁堵問題，并使擴展性得到提升。完全分散控制結構：完全分散控制結構：虛擬電廠被劃分為若干個自治的智能子系統，這些子系統

163、通過各自的智能代理彼此通信并相互協作，實現集中控制結構中控制中心的功能，控制中心則成為數據交換與處理中心。圖表：虛擬電廠的集中控制結構資料來源：虛擬電廠的優化調度技術與市場機制設計綜述，中泰證券研究所圖表：虛擬電廠的集中-分散控制結構資料來源：虛擬電廠的優化調度技術與市場機制設計綜述，中泰證券研究所圖表：虛擬電廠的完全分散控制結構資料來源：虛擬電廠的優化調度技術與市場機制設計綜述，中泰證券研究所593.4.3 虛擬電廠的分類：基于投資周期和產業分布特征虛擬電廠的分類：基于投資周期和產業分布特征 基于投資周期和產業分布特征，虛擬電廠的類型可虛擬電廠的類型可分為供給分為供給/需求兩端。需求兩端。供

164、給側虛擬電廠：供給側虛擬電廠：具備獨立發電機組，對應有效的負荷匹配，調配彈性更高。但是，這也決定了其投資周期相對更長，固定調配成本更高。需求響應側虛擬電廠：需求響應側虛擬電廠：具備更強的技術協調性，可以在相對成熟的電力交易市場的基礎上，有效控制可轉移、可中斷負荷，具備更強的技術投資特征。從長期來看，混合型虛擬混合型虛擬電廠電廠基于兩者的優勢，更能兼顧經濟效益和社會效益。圖表：理論市場下虛擬電廠的類型對比資料來源：艾瑞咨詢，中泰證券研究所603.4.3 虛擬電廠支持政策頻出虛擬電廠支持政策頻出 近年來，為適應能源結構轉型，國家發改委、國家能源局出臺系列政策推動完善全國統一的電力市場體系，支持培育

165、多元競爭市場主體，鼓勵虛擬電廠參與電力市場交易及系統運行調節?！笆奈濉爆F代能源體系規劃（發改能源2022210號）等多個政策文件均陸續發布，我國將不斷完善新型電力系統建設和運行機制，完善適應可再生能源局域深度利用和廣域輸送的電網體系，健全適應新型電力系統的市場機制，完善靈活性電源建設和運行機制，并開展各類資源聚合的虛擬電廠示范。2023年3月，虛擬電廠管理規范虛擬電廠資源配置與評估技術規范兩項國家標準獲批立項，這意味著我國虛擬電廠建設將迎來國家統一的管理規范。圖表 34：虛擬電廠相關政策時間時間發布機構發布機構政策名稱政策名稱虛擬電廠相關內容虛擬電廠相關內容2021.03國家發改委國家能源局

166、關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見（發改能源規2021280號）充分發揮負荷側的調節能力。依托“云大物移智鏈”等技術，進一步加強源網荷儲多向互動，通過虛擬電廠等一體化聚合模式，參與電力中長期、輔助服務、現貨等市場交易，為系統提供調節支撐能力。2021.07國家發改委國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見（發改能源規20211051號）鼓勵聚合利用不間斷電源、電動汽車、用戶側儲能等分散式儲能設施，依托大數據、云計算、人工智能、區塊鏈等技術，結合體制機制綜合創新，探索智慧能源、虛擬電廠等多種商業模式。2022.01國家發改委國家能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見

167、（發改體改2022118號）引導各地區根據實際情況，建立市場化的發電容量成本回收機制，探索容量補償機制、容量市場、稀缺電價等多種方式，保障電源固定成本回收和長期電力供應安全。鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調節電源的投資建設。2022.01國家發改委國家能源局關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見（發改能源2022206號）拓寬電力需求響應實施范圍，通過多種方式挖掘各類需求側資源并組織其參與需求響應，支持用戶側儲能、電動汽車充電設施、分布式發電等用戶側可調節資源，以及負荷聚合商、虛擬電廠運營商、綜合能源服務商等參與電力市場交易和系統運行調節。2022.01國家發改委國家能源局“十四五”

168、現代能源體系規劃（發改能源2022210號）開展工業可調節負荷、樓宇空調負荷、大數據中心負荷、用戶側儲能、新能源汽車與電網(V2G)能量互動等各類資源聚合的虛擬電廠示范。2023.09國家發改委國家能源局電力現貨市場基本規則（試行）穩妥有序推動新能源參與電力市場，設計適應新能源特性的市場機制，與新能源保障性政策做好銜接；推動分布式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等新型經營主體參與交易。2024.02國家發改委國家能源局關于加強電網調峰儲能和智能化調度能力建設的指導意見全面推進需求側資源常態化參與電力系統調峰。深入挖掘可調節負荷、分布式電源等資源潛力，支持通過負荷聚合商、虛擬電廠等主體聚合形成規

169、?；{節能力，推動實施分鐘級、小時級需求響應，應對短時電力供需緊張和新能源消納困難問題。資料來源：36氪，中泰證券研究所613.4.3 供需趨緊、經濟效益突出，虛擬電廠市場廣闊供需趨緊、經濟效益突出，虛擬電廠市場廣闊 在需求側，在需求側，我國東西部電力供需關系趨緊，電力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高負荷95%以上峰值負荷累計不足50小時，亟需可靠的解決方案來應對。在供給側，在供給側，技術日漸成熟促使虛擬電廠成本不斷下降。根據國家電網測算，通過火電廠實現電力系統削峰填谷，滿足5%的峰值負荷需要投資4000億；而通過虛擬電廠，在建設、運營、激勵等環節投資僅需500-600億元。圖表：滿足5%的峰值

170、負荷的不同方案投資對比（單位：億元）資料來源：國家電網，36氪，中泰證券研究所4000010002000300040005000火電廠虛擬電廠投資金額500-600623.4.3 我國從邀約向市場轉型，需求響應、調峰服務實踐較多我國從邀約向市場轉型，需求響應、調峰服務實踐較多 目前，虛擬電廠可分為三個大的發展階段，依次分別為邀約型、交易型、自治型。目前，我國虛擬電廠處于邀約型向市場型轉型階段，各省開展的虛擬電廠項目以試點為主，尚未形成一套成熟的解決技術方案。在輔助服務市場中，通過需求響應，進行削峰填谷服務的實踐項目較多。在盈利模式上，我國虛擬電廠一方面向可控資源收取服務費來幫助其參與市場交易；

171、另一方面也可以獲得需求響應補償費用差價。當前，我國在虛擬電廠交易運行規則、資源聚合范圍和新能源協調控制策略、調度算法等方面尚未構建統一標準，存在較大發展空間。圖表：虛擬電廠發展三階段對比階段階段類型類型主要特征主要特征目的目的工具工具市場關鍵主體市場關鍵主體場景場景第一階段第一階段邀約型通過需求響應激勵資金池推動削減峰荷需求響應政府機構供冷供熱第二階段第二階段交易型通過電力交易引導主體加入電力市場電力平衡現貨市場交易機構調峰調頻第三階段第三階段自治型通過信息強化市場主體參與力度能源改革智能算法運營機構有源負荷資料來源：璞躍中國，36氪，中泰證券研究所633.4.3 我國虛擬電廠可調資源豐富，虛

172、擬電廠發展空間較大我國虛擬電廠可調資源豐富，虛擬電廠發展空間較大 我國虛擬電廠可調我國虛擬電廠可調資源資源較較大大。據36氪研究院測算，2022年，我國可調負荷資源超過5000萬千瓦，分布式電源裝機容量超過6000萬千瓦，用戶側儲能能力約100萬千瓦，電動汽車儲能達到3000萬千瓦，且以上資源規模仍處于快速上升期。虛擬電廠是當前國家開展新型電力系統建設，實現碳達峰、碳中和目標的一個重要建設方向。隨著新型電力系統建設推進，虛擬電廠有望迎來快速發展。2022年中國虛擬電廠項目累計裝機容量約為3.7GW，占全球虛擬電廠裝機總量的17.5%；預計2025年中國虛擬電廠累計裝機總容量39GW，投資規模3

173、00億元。圖表：2022-2025年中國虛擬電廠累計裝機總容量及變化預測（單位：GW）資料來源：國網上海經研院，36氪，中泰證券研究所3.73905101520253035404520222025E累計裝機容量64CONTENTS目錄CCONTENTS專 業 領 先 深 度 誠 信專 業 領 先 深 度 誠 信中 泰 證 券 研 究 所中 泰 證 券 研 究 所投資建議與風險提示465投資建議投資建議 電力體制改革與電力市場化改革是持續的課題，隨著我國經濟社會發展的階段不同，每一階段的電改都有其主題，以電力體制改革與電力市場化改革是持續的課題，隨著我國經濟社會發展的階段不同，每一階段的電改都有

174、其主題，以適應不同階段的經濟社會發展特點。適應不同階段的經濟社會發展特點。隨著“雙碳”要求的逐步落實，能源結構的加速轉型，在新型電力系統建設的大背景下，電力系統從“源隨荷動”向隨著“雙碳”要求的逐步落實，能源結構的加速轉型，在新型電力系統建設的大背景下，電力系統從“源隨荷動”向“源網儲荷聯動”方向發展“源網儲荷聯動”方向發展，新能源發電出力占我國發電量的比重也快速提升。新能源發電出力占我國發電量的比重也快速提升。而而新能源本身新能源本身出力不穩定出力不穩定的特點的特點，也也給新型電力系統帶來了給新型電力系統帶來了不穩定與不確定不穩定與不確定因素因素。因此我們認為，因此我們認為，新一輪電改將主要

175、面向新能源消納問題的處理，新一輪電改將主要面向新能源消納問題的處理，無論從新能源出力的物理消納保障，還是調動更多可無論從新能源出力的物理消納保障，還是調動更多可支配資源進行靈活消納，都將是新一輪電改的重要發展方向。我們認為，在新能源消納壓力持續提升的背景下，特高支配資源進行靈活消納，都將是新一輪電改的重要發展方向。我們認為，在新能源消納壓力持續提升的背景下，特高壓、配電網的建設有望持續提速，而市場化手段如電力輔助服務、容量電價、虛擬電廠等也將在未來幾年迎來重要發壓、配電網的建設有望持續提速，而市場化手段如電力輔助服務、容量電價、虛擬電廠等也將在未來幾年迎來重要發展時期，建議投資人持續關注相關方

176、向的產業進展。展時期，建議投資人持續關注相關方向的產業進展。具體標的上，我們建議關注東方電子、國能日新、國網信通、朗新集團、恒實科技、恒華科技等具體標的上，我們建議關注東方電子、國能日新、國網信通、朗新集團、恒實科技、恒華科技等。66風險提示風險提示 電力系統投資不及預期；電力系統投資不及預期；電力市場化改革推進不及預期；電力市場化改革推進不及預期；新型電力技術發展不及預期；新型電力技術發展不及預期；新能源發電建設不及新能源發電建設不及預期預期；研報信息更新不及時；研報信息更新不及時；行業規模測算不及預期的風險等。行業規模測算不及預期的風險等。67重要聲明重要聲明 中泰證券股份有限公司（以下簡

177、稱“本公司”）具有中國證券監督管理委員會許可的證券投資咨詢業務資格。本公司不會因接收人收到本報告而視其為客戶。本報告基于本公司及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，反映了作者的研究觀點，力求獨立、客觀和公正，結論不受任何第三方的授意或影響。本公司力求但不保證這些信息的準確性和完整性，且本報告中的資料、意見、預測均反映報告初次公開發布時的判斷，可能會隨時調整。本公司對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本報告所載的資料、工具、意見、信息及推測只提供給客戶作參考之用，不構成任何投資、法律、會計或稅務的最終操作建議，本公司不就報告中的內容對最終操

178、作建議做出任何擔保。本報告中所指的投資及服務可能不適合個別客戶，不構成客戶私人咨詢建議。市場有風險，投資需謹慎。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。投資者應注意，在法律允許的情況下，本公司及其本公司的關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。本公司及其本公司的關聯機構或個人可能在本報告公開發布之前已經使用或了解其中的信息。本報告版權歸“中泰證券股份有限公司”所有。事先未經本公司書面授權，任何機構和個人，不得對本報告進行任何形式的翻版、發布、復制、轉載、刊登、篡改，且不得對本報告進行有悖原意的刪節或修改。