電力及公用事業行業碳中和系列報告（五）：電價上漲元年打破僵局電力體制改革實現重大突破-211013（22頁）.pdf

1、 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 投資評級：投資評級：強于大市強于大市（維持維持） 報告日期：報告日期：2021 年年 10 月月 13 日日 行業表現行業表現 數據來源：wind 電價上漲元年，打破僵局，電力體制改電價上漲元年，打破僵局，電力體制改革實現重大突破革實現重大突破 碳中和系列報告（五）碳中和系列報告（五） 供需結構改變導致我國限電現象頻發，限電情況或將常態化、長期化供需結構改變導致我國限電現象頻發，限電情況或將常態化、長期化 2020 年底以來，我國多地陸續出現部分時間段限電的情況，限電目標主要為高耗能產業， 行政單位和景觀用電被要求降低用電， 極端情況下居民用電也受到了影響。

2、 限電影響逐步顯現， 今年 8 月我國二三產用電量均環比下降，同比增速也顯著低于 7 月。 我們認為本輪限電現象的發生原因是我國電力供需格局發生了改變。 具體看，需求側：我國率先走出新冠疫情，經濟持續復蘇，用電量持續高增，多地電網用電負荷創新高。供給側：1）我國裝機結構持續改變，發電端出力穩定性下降，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口；2）能耗雙控政策持續推進， 能耗指標逐步收緊， 部分省份煤電機組受政策限制減少了出力；3）煤價高企影響了火電企業的發電意愿。 隨著我國經濟持續增長，用電量及最高用電負荷將穩定增長。而“雙碳”目標下，我國風光裝機占比持續提升，在儲能大規模運用前，可靠電源裝機容量

3、與高峰用電負荷的缺口將進一步擴大。 故此我們認為限電現象將在未來 5-10 年內持續存在。 雙碳目標下，電價或將長期溫和上漲雙碳目標下，電價或將長期溫和上漲 電改實現重大突破，電價電改實現重大突破，電價將將有效反映市場情況。有效反映市場情況。2015 年我國新一輪電改拉開序幕，逐步形成了市場化條件下的電價體系。2019 年基準電價+上下浮動機制出臺， 為今年部分地區上浮電價提供依據， 當今年煤價快速上漲，火電企業經營困難后，部分省份根據“意見”出臺政策，放開了煤電交易價格上浮限制， 隨后煤電市場交易電價迅速上漲。 今年 7 月新分時電價機制政策出臺，加強了分時電價的價格信號作用，引導用戶削峰填

4、谷，平滑用戶側負荷曲線。今年 10 月關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知 出臺， 擴大煤電上下浮動比例， 進一步放開發電側與用戶側，電力市場化改革實現了重大突破。 四因素將共同推動我國電價進入溫和上漲周期四因素將共同推動我國電價進入溫和上漲周期：1）電力供需結構改變，高峰時間用電量由供給側決定，推動市場電價上漲；2）溢價綠電的消納量和占比將都會持續提升，推動上網電價上漲；3）火電下降利用小時數輔助調峰將會顯著提升運營成本，需要合理補償；4）電網需增加投資建設新型電力系統以消納更多新能源， 輸配電價將會提升。 綜合考慮上述四項因素，我們認為我國發電側的上網電價和電網側的輸配電價都將會

5、上漲， 我國終端電價將進入一個溫和上漲周期。 考慮到本次煤電市場電價上浮比例為 20%， 且現貨市場和高耗能企業電價上漲幅度不受限制， 我們預 證券研究報告證券研究報告 行行業業專專題題報報告告 行行業業報報告告 電電力力及及公公用用事事業業行行業業 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 計“十四五”期間電力市場綜合電價較 2020 年底將上漲 20%-50%。 投資建議：投資建議： 火電：火電：電價機制持續完善疊加商業模型有望改變，行業盈利穩定性將增電價機制持續完善疊加商業模型有望改變，行業盈利穩定性將增強，看好優質企業轉型新能源。強，看好優質企業轉型新能源。短期看，煤電市場電價上

6、浮比例被打開，電價上漲將緩解火電企業的經營壓力， 煤價上漲的成本可以部分傳導至下游。中長期看，隨著電改的深入，市場煤與計劃電的矛盾將持續緩解，價格機制將更為順暢。 同時在新型電力系統中， 火電將逐步轉變為輔助能源，商業模式有望發生改變， 兩項因素都將提升行業盈利穩定性， 穩定的現金流為企業轉型新能源提供支持。推薦標的：華電國際，相關標的：國電電力、華潤電力（H） 。 水電：市場電電價有望上漲，增厚企業利潤，良好的現金流可幫助企業水電：市場電電價有望上漲，增厚企業利潤，良好的現金流可幫助企業快速轉型發展新能源?？焖俎D型發展新能源。在“十三五”電價下行周期中，水電企業市場交易電量的電價整體下降，在

7、“十四五”電價上行周期中，企業市場電電價有望重新上漲，盈利能力將顯著增強。長期看，水電行業優質現金流特點將幫助其快速轉型發展新能源， 保持業績的持續增長。 推薦標的： 國投電力、川投能源。 風電光伏： “雙碳”目標下，行業發展前景廣闊，優質企業將快速擴張規風電光伏： “雙碳”目標下，行業發展前景廣闊，優質企業將快速擴張規模。模。 煤電市場電電價上漲有望部分傳導至風光市場電價格， 增強企業盈利能力，此外碳交易市場、綠證及綠電交易都將提升行業盈利能力，促進行業發展。 “雙碳”目標下，新能源行業長期成長確定性高，前景廣闊。推薦標的：中閩能源、福能股份、協鑫能科，相關標的：三峽能源、龍源電力(H)、中

8、廣核新能源（H） 。 風險提示：風險提示：政策推進不及預期，用電需求下降，機組利用小時數下降，煤價上漲超預期，模型假設偏離預期等。 qRsMnQpNrRyQrRtNtQoOnR7NbPbRpNrRpNmNiNmNmMfQoPsP7NrRyQxNsRpRMYnOsN 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 目錄目錄 1. 供需結構改變導致我國限電現象頻發，限電情況或將常態化、長期化 . 5 2021 年用電增速超預期，最高用電負荷創新高 . 6 電源裝機結構持續改變，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口 . 7 能耗雙控：地方政府以“限電限產”為抓手降低能耗，火電出力將維持穩定 . 11

9、 煤價高企部分影響了煤電企業的發電意愿，但非導致限電的關鍵因素 . 13 2. 雙碳目標下，電價或將長期溫和上漲 . 14 2.1 電改實現重大突破，電價將有效反映市場情況 . 14 煤電上網電價是“定價之錨” ，為其它電源制定上網電價提供指引 . 14 2015 年新一輪電改拉開序幕，逐步形成了市場化條件下的電價體系 . 15 2019 年基準電價+上下浮動機制出臺，為今年部分地區上浮電價提供依據 . 16 今年 7 月新分時電價機制政策出臺，加強了分時電價的價格信號作用，引導用戶削峰填谷，平滑用戶側負荷曲線 . 17 今年 10 月新政出臺，擴大煤電上下浮動比例，進一步放開發電側與用戶側，

10、電力市場化改革實現重大突破 . 18 2.2 四因素將共同推動我國電價進入溫和上漲周期 . 19 電力供需結構改變，高峰時間用電量由供給側決定，推動市場電價上漲 . 19 溢價綠電的消納量和占比將都會持續提升，推動上網電價上漲 . 19 火電下降利用小時數輔助調峰將會顯著提升運營成本，需要合理補償 . 20 電網需增加投資建設新型電力系統以消納更多新能源，輸配電價將會提升 . 20 3. 投資建議 . 22 4. 風險提示 . 23 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 圖表目錄圖表目錄 圖 1：我國歷年全社會用電量（億千瓦時）及同比增速 . 7 圖 2：我國主要電網最高用電負荷合計

11、值（萬千瓦） . 7 圖 3：我國主要電網當月最高用電負荷（萬千瓦） . 7 圖 4：我國歷年各電源裝機占比 . 8 圖 5：2011 年我國各電源裝機占比 . 8 圖 6：2020 年我國各電源裝機占比 . 8 圖 7 我國歷年各電源發電量占比 . 9 圖 8：2011 年我國各電源發電量占比 . 9 圖 9：2020 年我國各電源發電量占比 . 9 圖 10：2021 年上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表 . 12 圖 11 動力煤價格指數（單位：元/噸） . 13 圖 12：電價結構拆分 . 14 圖 13：市場化環境下發電價格體系 . 15 圖 14：云南市場電電量價格曲線（單位：

12、元/千瓦時）. 19 圖 15：我國九大清潔能源基地示意圖 . 21 表 1：我國 2020 年底至今部分省份限電事件梳理 . 5 表 2：我國各省份裝機合理備用率 . 9 表 3：2021 年 1 月 7 日我國裝機出力測算（單位：萬千瓦） . 10 表 4：我國部分省份調整電價政策 . 16 表 5：我國部分省份新出臺分時電價政策 . 18 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 1. 供需結構供需結構改變改變導致導致我國我國限電限電現象現象頻發，頻發，限電限電情況情況或或將將常態化、長期化常態化、長期化 2020 年底以來， 我國多地陸續出現年底以來， 我國多地陸續出現部分時間段

13、部分時間段限限電的情況電的情況， 限電目標主要為高耗能產業， 限電目標主要為高耗能產業，行政單位和景觀用電被要求降低用電，極端情況下居民用電也受到行政單位和景觀用電被要求降低用電，極端情況下居民用電也受到了了影響。影響。根據中電聯發布的 2021 年上半年全國電力供需形勢分析預測報告 ，今年上半年全國電力供需總體平衡，局部地區部分時段電力供應偏緊。1 月，受寒潮天氣等因素影響，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。二季度，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。 各地出臺的有序用電政策通常要求優先保障

14、居民生活、 公共設施 （醫院、學校等）和重點企業用電，降低行政單位和景觀用電，對高耗能產業采取錯、避峰用電乃至限電、停電措施。 限電影響逐步顯現， 今年限電影響逐步顯現， 今年 8 月月我國我國二三產用電二三產用電量量均環比下降均環比下降， 同比增速也顯著低于， 同比增速也顯著低于 7 月月。根據中電聯數據，今年 8 月我國全社會用電量 7607 億千瓦時，同比增長 3.6%（前值為12.8%） ， 環比下降 2.0%， 其中二產用電量 4851 億千瓦時， 同比增長 0.6% （前值為 9.2%） ，環比下降 4.3%，三產用電量 1400 億千瓦時，同比增長 6.2%（前值為 21.6%）

15、 ，環比下降了 1.5%。我們認為隨著限電情況的持續，今年剩余月份我國用電量增速較前 7 月將明顯放緩。 表表 1：我國我國 2020 年底至今部分省份限電事件梳理年底至今部分省份限電事件梳理 地地點點 限電事件限電事件 湖南省 2020 年 12 月，湖南省發改委印發關于啟動 2020 年全省迎峰度冬有序用電的緊急通知，提出啟動全省有序用電，有序用電時段為每日 10：3012：00、16：3020：30。將優先保障居民生活、關鍵公共設施（學校、醫院等）和重點企業用電，適當壓限行政單位和景觀用電，有序用電時段關閉全省城市景觀照明、半關閉路燈，周末關閉黨政機關辦公室動力用電。今年 9 月，常德市

16、工信局印發文件，要求 9 月 24 日至 30 日為有序用電戰時狀態，湖南將實行 24小時電力和電量“雙控”措施 江西省 2020 年 12 月，江西省發改委發布通知，從 12 月 15 日起，每日早晚高峰段實施可中斷負荷，并啟動有序用電工作。 浙江省 2020 年 12 月，浙江省機關事務管理局近日發布通知稱，從即日起至 12 月 31 日，省各有關單位辦公區域在氣溫達到3以下（含 3）時方可開啟空調等取暖設備，且設置溫度不得超過 16。今年 9 月，9 月 23 日，浙江上市公司西大門新材料股份有限公司發布公告稱，由于電力供應緊張上市，浙江省近日對轄區內重點用能企業實行用電降負荷，在確保安

17、全的前提下對重點用能企業實施停產，預計將停產至 9 月 30 日 廣東省 自 5 月起，廣東在 17 個地級市啟動有序用電，包括廣州、佛山、東莞、惠州、珠海、中山、潮州、汕頭、肇慶、江門等地區，時至 5 月末，廣東部分區域已由起初的每周錯峰一天增至三天，即“開四停三”。9 月廣東電網表示，自9 月 16 日起執行“開二停五”用電方案，每周星期日、星期一、星期二、星期三和星期四實現錯峰輪休，錯峰日只保留保安用電負荷，保安負荷在總負荷的 15%以下。 云南省 5 月份，云南全省啟動錯峰用電，全省電解鋁用戶（涉及昆明、曲靖、紅河、大理、昭通、文山等 6 家供電局）開始了每日不少于 3 小時的錯峰生產

18、，錯峰限電量為 10%-30%。7 月，云南省要求當地部分金屬生產商在三個月內第二次降低電力消耗。9 月 11 日，云南省發改委發布文件要求工業硅企業 9-12 月份月均產量不高于 8 月產量的 10%。 廣西 廣西自治區人民政府 8 月發布文件，各用電工商企業要結合企業自身生產特點，科學合理安排生產計劃，制定并嚴格落實有序用電方案，主動錯峰避峰用電。省內欽州市、玉林市、南寧市等市發布了關于做好有序用電保障生活生產正常秩序的通知。通知支出各級機關、企事業單位等空調溫度設定不低于 26 攝氏度，照明、電梯和自動扶梯減半使用等。9 月，廣西省內高耗能產業開始限電，10 月廣西工信廳發布關于 10

19、月份加強部分高耗能行業節能調度的通知，10 月份繼續對水泥、鋼鐵、鐵合金、石灰、建筑陶瓷等高耗能企業實行限產措施。 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 寧夏 2021 年 5 月，寧夏發改委發布關于印發 2021 年有序用電方案的通知，根據地區產業結構實際情況，原則上選擇淘汰落后產能、耗能超標、不符合產業準入條件以及鐵合金、電石、碳化硅等傳統工業企業參與錯峰、避峰、限電。隨后時間，寧夏發改委兩次印發通知，126 家省內重點企業將錯避峰生產。 貴州省 貴州省 7 月以來部分地區存在限電現象。9 月，貴州省能源局發布2021 年貴州省有序用電方案，將結合實際情況合理安排有關企業錯、避峰

20、生產。 山東省 日照市發改委會、國網日照供電公司發布關于有序用電的緊急預警通知，稱受電煤供需矛盾加劇和高溫天氣影響，山東電網供電能力急劇下降，電力供應出現較大缺口，電力供需形勢十分嚴峻。棗莊市能源局發布關于配合做好有序用電工作的通知稱，近期山東省電力供應出現缺口，為維護正常供用電秩序，保障電網平穩運行和電力可靠供應，要按照需求響應優先、有序用電保底的原則。 江蘇省 江蘇省多家上市公司發布公告，旗下江蘇子公司收到限電通知。 陜西省 9 月， 陜西榆林市發改委發布關于確保完成 2021 年度能耗雙控目標任務的通知， 要求新建成“兩高項目”不得投入生產，本年度新建已投產的“兩高”項目，在上月產量基礎

21、上限產 60%。其他“兩高”企業實施降低生產線運行負荷、停運礦熱爐限產等措施，確保 9 月份限產 50%。據統計，陜西榆林擁有的電解鋁產能為 60 萬噸，按壓降 50%計算，運行產能下降 30 萬噸。調控時間：2021 年 9 月-2021 年 12 月。 東三省 自 9 月 10 日，黑龍江省與遼寧、吉林及蒙東地區同時啟動有序用電。9 月底，東北三省部分用電高峰時間停電，居民用電受到影響。 資料來源：各省市政府網站、財新網、wind、同花順、長城證券研究院 我們認為我們認為本輪本輪限電現象的發生限電現象的發生原因是我國電力供需格局原因是我國電力供需格局發生了發生了改變改變。具體看，需求側：我

22、國率先走出新冠疫情，經濟持續復蘇，用電量持續高增，多地電網用電負荷創新高。供給側：1）我國裝機結構持續改變，發電端出力穩定性下降，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口；2）能耗雙控政策持續推進，能耗指標逐步收緊，部分省份煤電機組受政策限制減少了出力；3）煤價高企影響了火電企業的發電意愿。 2021 年用電增速超預期，最高用電負荷創新高年用電增速超預期，最高用電負荷創新高 2021 年我國經濟持續復蘇，年我國經濟持續復蘇，限電情況下限電情況下前前 8 月用電量同比高增月用電量同比高增 13.8%，顯著高于此前電顯著高于此前電規總院預測的“十四五”年均規總院預測的“十四五”年均 4.4%的增速。的

23、增速。根據中電聯數據，今年前八月份我國全社會用電量 54704 億千瓦時，同比增長 13.8%，是過去十年同期最高增速，也高于過去 10 年全年最高增速。剔除新冠疫情造成低基數影響，以 2019 年 8 月為基數，兩年同比復合增速也達到了 7.4%。2020 年 7 月電力規劃設計總院發布了中國電力發展報告 2019 ，預計未來三年我國用電增速將恢復中速增長，十四五期間我國用電量復合增速將為3.9%-4.8%。而今年以來我國經濟的持續復蘇，海外疫情反復促使我國出口增加等因素使我國用電量增速實現高增，大幅超出預期。 電網最大用電負荷創歷史新高，提高了用電高峰時期對發電端的出力要求。電網最大用電負

24、荷創歷史新高，提高了用電高峰時期對發電端的出力要求。2021 年 7 月我國全國主要電網最高用電負荷合計值達到 11.9 億千瓦， 同比增長 16.3%， 創歷史新高，華北、東北、南方電網等主要區域電網用電負荷同樣創歷史新高。最高用電負荷不斷提高對電源側的出力和電網運行都提出了更高要求，在電力系統無法維持穩定運行時，電網被迫拉閘限電降低用電負荷。 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 圖圖 1：我國歷年全社會用電量（億千瓦時）及同比增速我國歷年全社會用電量（億千瓦時）及同比增速 資料來源：中電聯，長城證券研究院 圖圖 2：我國主要電網最高用電負荷合計值（萬千瓦）我國主要電網最高用電負

25、荷合計值（萬千瓦） 圖圖 3：我國主要電網當月最高用電負荷（萬千瓦）我國主要電網當月最高用電負荷（萬千瓦） 資料來源：wind、長城證券研究院 資料來源：wind、長城證券研究院 電源電源裝機裝機結構持續改變，結構持續改變，可靠可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口電源出力與高峰用電負荷間存在缺口 過去過去十十年我國火電裝機占比持續下降，由年我國火電裝機占比持續下降，由 2010 年的年的 74%下降至下降至 2020 年的年的 57%，而風光，而風光裝機占比則由裝機占比則由 3%上升至上升至 24%，不，不可靠可靠電源電源占比持續提升占比持續提升。2020 年底，我國發電裝機容量 220058

26、 萬千瓦，比中，火電裝機容量 124517 萬千瓦，占總裝機比為 57%；水電裝機容量 37016 萬千瓦，占比為 17%；核電裝機容量 4989 萬千瓦，占比為 2%；并網風電裝機容量 28153 萬千瓦， 占比 13%； 并網太陽能發電裝機容量 25343 萬千瓦， 占比為 11%。過去十年火電和水電裝機容量占比持續下降，核電裝機占比小幅提升，整體看可靠電源（出力可預期，高峰負荷期可以穩定出力，目前火電、大水電和核電可以滿足要求）裝機占比持續下降，不可靠電源裝機占比提升，電力系統穩定性下降。 14.8%12.0%5.6%7.5%3.8%0.5%5.0%6.6%8.5%4.5%4.0%13.

27、8%0%2%4%6%8%10%12%14%16%01000020000300004000050000600007000080000全社會用電量（億千瓦時）同比（%） 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 圖圖 4：我國歷年各電源裝機占比我國歷年各電源裝機占比 資料來源：wind，長城證券研究院 圖圖 5：2011 年我國各電源裝機占比年我國各電源裝機占比 圖圖 6：2020 年我國各電源裝機占比年我國各電源裝機占比 資料來源：wind、長城證券研究院 資料來源：wind、長城證券研究院 過去過去十十年我國火電發電量占比持續下降，但明顯高于裝機占比，年我國火電發電量占比持續下降，但明顯

28、高于裝機占比，2020 年火電發電量占比年火電發電量占比為達為達 68%。根據中電聯數據，2020 年我國發電量 7.62 千瓦時，其中火電實現發電量 5.17億千瓦時，占比為 68%；水電發電量 1.36 億千瓦時，占比為 18%；核電發電量 0.37 億千瓦時，占比為 5%；風電發電量 0.47 億千瓦時，占比為 6%；光伏發電量 0.26 億千瓦時，占比 3%。過去十年我國可靠電源發電量占比下降，由 2011 年的 98%下降至 2020 年的91%，但仍維持高位。 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 圖圖 7 我國歷年各電源發電量占比我國歷年各電源發電量占比 資料來源：中電

29、聯，wind，長城證券研究院 圖圖 8：2011 年我國各電源發電量占比年我國各電源發電量占比 圖圖 9：2020 年我國各電源發電量占比年我國各電源發電量占比 資料來源：中電聯，wind、長城證券研究院 資料來源：中電聯。wind、長城證券研究院 為了保證電力系統的平穩運行，為了保證電力系統的平穩運行，需要留有備用機組，我國各省合理備用率通常在需要留有備用機組，我國各省合理備用率通常在13%-15%，因此，因此可用裝機容量需高于用電負荷可用裝機容量需高于用電負荷。為了保障電力供應，電力系統可用裝機容量要高于用電負荷（可用裝機容量=用電負荷（1+合理備用率） ） ，因此需要留有部分機組以備急用

30、。 根據 國家能源局關于發布 2023 年煤電規劃建設風險預警的通知 政策，因為電網規模、發用電結構不同，各地的合理備用率有所差別，大部分省份合理備用率在 13%-15%。 表表 2：我國各省份裝機合理備用率我國各省份裝機合理備用率 地區地區 合理備用率合理備用率 綠色區間綠色區間 橙色區間橙色區間 紅色區間紅色區間 黑龍江 13% 15% 15-16% 16% 吉林 13% 15% 15-17% 17% 遼寧 13% 14% 14-17% 17% 蒙東 15% 19% 19-20% 20% 蒙西 15% 16% 16-21% 21% 北京 15% - - - 天津 15% 19% 19-20

31、% 20% 冀北 13% 15% 15-17% 17% 冀南 13% 14% 14-18% 18% 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 山東 13% 14% 14-17% 17% 山西 13% 15% 15-19% 19% 陜西 13% 15% 15-18% 18% 甘肅 13% 15% 15-18% 18% 青海 13% 16% 16-18% 18% 寧夏 15% 18% 18-20% 20% 新疆 15% 17% 17-22% 22% 河南 14% 15% 15-19% 19% 湖北 14% 16% 16-20% 20% 湖南 14% 16% 16-20% 20% 江西 14%

32、 16% 16-22% 22% 四川 14% 15% 15-19% 19% 重慶 15% 17% 17-21% 21% 西藏 - - - - 上海 15% 17% 17-18% 18% 江蘇 12% 13% 13-17% 17% 浙江 12% 13% 13-17% 17% 安徽 12% 14% 14-18% 18% 福建 12% 14% 14-18% 18% 廣東 13% 14% 14-18% 18% 廣西 13% 15% 15-17% 17% 云南 13% 14% 14-20% 20% 貴州 13% 15% 15-20% 20% 海南 20% 25% 25-29% 29% 資料來源：國家能源

33、局，長城證券研究院 注：綠色區間：系統實際備用率不高于合理備用率，或在合理備用率之上小于當地一臺大型煤電單機對應的系統備用率； 紅色區間：系統實際備用率在合理備用率之上多出當地一年負荷增長需要的裝機所對應的系統備用率； 橙色區間：系統實際備用率介于綠色及紅色范圍之間。 由于可靠電源裝機容量下降，在某些時段我國由于可靠電源裝機容量下降，在某些時段我國部分區域出現部分區域出現裝機出力將低于用電負荷裝機出力將低于用電負荷的的情況情況，造成限電發生。，造成限電發生。以今年 1 月 7 日為例，當日寒潮來臨，全國夜間用電負荷創新高，達到 11.89 億千瓦，按照合理備用率 14%計算，當時實際需要裝機

34、13.55 億千瓦。而根據發改委介紹的當天發電情況，另假設火電機組（除燃氣）及核電機組有效可用出力比例分別為 92%和 100%， 則當日實際可用裝機容量僅為 13.53 億千瓦， 電力系統達到緊平衡。實際運行中，由于物理限制，全國電網并不是完全互聯互通、盈缺互濟的，必須分省平衡，因此在我國電源分布并不平均的情況下，全國數值的緊平衡就意味著部分地區缺少電源出力。 根據中電聯分析， 1 月我國受寒潮天氣等因素影響， 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。 表表 3：2021 年年 1 月月 7 日日我國裝機出力測算（單位：萬千瓦）我國裝機出

35、力測算（單位：萬千瓦） 2020 年底裝機年底裝機 可用容量可用容量 不可用容量不可用容量 可用容量比例可用容量比例 火電 124517 110439 14078 89% 其中：燃煤 107992 99353 8639 92% 其他火電 6723 6185 538 92% 燃氣 9802 4901 4901 50% 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 水電 37016 17016 20000 46% 核電 4989 4989 0 100% 風電 28153 2815 25338 10% 太陽能 25343 0 25343 0% 其他（忽略） 40 合計 220058 135259

36、84759 61% 資料來源：國家發改委，wind，長城證券研究院 “雙碳”目標下，我國風光裝機占比將持續提升，在儲能大規模運用前，可靠電源裝機“雙碳”目標下，我國風光裝機占比將持續提升，在儲能大規模運用前，可靠電源裝機容量與容量與高峰高峰用電負荷的缺口將進一步擴大，我們認為限電現象將在未來用電負荷的缺口將進一步擴大，我們認為限電現象將在未來 5-10 年年內內持持續存續存在。在。 “雙碳”目標下，我國可靠電源裝機難以快速增長：火電新增裝機有限；大型水電站基本開發完畢；而抽蓄及核電站建設周期通常在 5 年以上，預計十四五投產裝機基本都為“十三五”時期已經開始建設的項目，增量有限。風光裝機規模雖

37、然實現了快速增長，但在儲能大規模運用、電源自身實現日調節前，依然為不可靠能源，難以穩定出力。假設我國未來四年最高用電負荷復合增速為 5%，以 7 月最高負荷 11.92 億千瓦為基數，則到 2025 年底我國最高用電負荷將達到 14.49 億千瓦，按照合理備用率 14%計算，則需要裝機 16.52 億千瓦，較 2020 年底可靠裝機容量高出 2.99 億千瓦，而“十三五”期間我國火水核裝機合計僅增加 2.46 億千瓦。因此我們認為我國的可靠電源裝機容量與用電負荷的缺口將進一步擴大，限電現象將在未來 5-10 年內持續存在。 能耗雙控：地方政府以“限電限產”為抓手降低能耗，能耗雙控：地方政府以“

38、限電限產”為抓手降低能耗，火電出力將維持穩定火電出力將維持穩定 “能耗雙控”概念始于“能耗雙控”概念始于 2015 年，旨在按區域設定能源消費總量和強度控制目標，對各級年，旨在按區域設定能源消費總量和強度控制目標，對各級地方政府進行考核。地方政府進行考核。實行能源消耗總量和強度“雙控”行動，即“能耗雙控”概念最早于 2015 年 10 月在黨的十八屆五中全會中提出，旨在按省、自治區、直轄市行政區域設定能源消費總量和強度控制目標，對各級地方政府進行監督考核。實行能源消耗總量和強度“雙控”行動，是推進生態文明建設，解決資源約束趨緊、環境污染嚴重的一項重要措施，既能節約能源資源，從源頭上減少污染物和

39、溫室氣體排放，也能倒逼經濟發展方式轉變，提高我國經濟發展綠色水平。 我國我國能耗雙控的發展進程能耗雙控的發展進程整體是整體是循序漸進的循序漸進的，根據“十四五”規劃，根據“十四五”規劃，2025 年單位年單位 GDP能耗和碳排放比能耗和碳排放比 2020 年分別降低年分別降低 13.5%、18%。國家“十一五”規劃把單位 GDP 能耗降低作為約束性指標，國家“十二五”規劃在把單位 GDP 能耗降低作為約束性指標的同時，提出合理控制能源消費總量的要求。2014 年國務院辦公廳印發2014-2015 年節能減排低碳發展行動方案 ，將 2014-2015 年能耗增量（增速）控制目標分解到各地區。十三

40、五”時期，國家在此前的基礎上實施能耗總量和強度“雙控”行動，明確要求到 2020 年單位 GDP 能耗比 2015 年降低 15%，能源消費總量控制在 50 億噸標準煤以內，而國務院將全國“雙控”目標分解到了各地區，對“雙控”工作進行了全面部署。而在最新的“十四五”規劃中進一步提出完善能源消費總量和強度雙控制度，重點控制化石能源消費，2025 年單位 GDP 能耗和碳排放比 2020 年分別降低 13.5%、18%，國務院將全國“雙控”目標分解到了各地區，對“雙控”工作進行了全面部署。 今年上半年今年上半年 9 省份能耗強度不降反升，政府省份能耗強度不降反升，政府以以“限電限產”“限電限產”為

41、抓手為抓手降低能耗。降低能耗。今年 8 月國家發改委印發 2021 年上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表 ，在能耗強度降低方面，青海、寧夏、廣西、廣東、福建、新疆、云南、陜西、江蘇 9 個省(區)上半年能耗強度不降反升，為一級預警，2021 年暫?！皟筛摺表椖抗澞軐彶?國家規劃布局的重大項 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 目除外)，同時發改委提出地方政府需采取有力措施，確保完成全年能耗雙控目標特別是能耗強度降低目標任務。 隨后 9 省份地方政府以不同形式進行 “限電限產” ， 以降低能耗，完成雙控目標。 圖圖 10：2021 年上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表年上半年

42、各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表 資料來源：國家發改委，長城證券研究院 注：1.西藏自治區數據暫缺，不納入預警范圍，地區排序的依據為各地區能耗強度降低率。 2.紅色為一級預警，表示形勢十分嚴峻；橙色為二級預警，表示形勢比較嚴峻；綠色為三級預警，表示進展總體順利 能耗雙控能耗雙控目標逐年收緊，目標逐年收緊， 高耗能企業用電將會持續受到限制，高耗能企業用電將會持續受到限制， 火電火電機組出力將維持穩機組出力將維持穩定定。能耗雙控目標是基于歷史數據逐年按百分比下降，完成難度將隨時間推移逐步提升，高耗能低附加值的行業用電將會持續受限，不合理用電需求將被抑制。同時由于今年 9 月發改委印發的完善能源消費

43、強度和總量雙控制度方案提出，超出最低可再生能源電力消納責任權重的可再生能源消納量不納入地區年度和五年規劃當期能源消費總量考核。 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 我們認為地方政府會加大對綠電消納的重視程度，火電機組的出力將維持穩定，為更多風光機組并網提供輔助服務。 煤價高企煤價高企部分部分影響了影響了煤煤電企業的發電意愿電企業的發電意愿，但非導致限電的關鍵因素，但非導致限電的關鍵因素 煤價高企部分壓制了煤價高企部分壓制了煤煤電企業發電電企業發電意愿和意愿和積極性。積極性。今年以來我國動力煤價格持續攀升，根據統計局公布數據，9 月 14 日，我國動力煤價格指數 CCI5500（含稅

44、）和 CCI5000（含稅）分別達到 947 元/噸和 875 元/噸，較去年同期分別增長 368 元/噸和 353 元/噸，部分地區動力煤現貨價格已經達到 1500 元/噸， 高昂的煤價使煤電企業陷入發電即虧損的情況，部分壓制了煤電企業的發電意愿和積極性，影響了煤電企業的整體出力。 圖圖 11 動力煤動力煤價格指數（單位：元價格指數（單位：元/噸）噸） 資料來源： wind，長城證券研究院 前前 8 月火電發電量和利用小時數同比明顯增長，高煤價月火電發電量和利用小時數同比明顯增長，高煤價并并非導致限電的關鍵因素。非導致限電的關鍵因素?；痣娖髽I大多為央企和國企，企業愿意積極承擔社會責任，盈利規

45、模非企業的唯一目標，因此高昂的煤價帶來的成本倒掛對火電企業生產積極性的影響并沒有其他行業明顯。根據中電聯數據，今年前八月份我國火電發電量 38723 億千瓦時，同比增長 12.6%，是 2011年以后同期的最高值，以 2019 年 8 月為基期，兩年復合增速為 6.95%，火電 8 月發電量達 5166.9 億千瓦時，同比增長 0.3%，以 2019 年 8 月份為基期，兩年復合增速 4.5%。利用小時數方面，今年前八月份，火電 2988 小時，比上年同期增加 260 小時，其中，燃煤發電 3089 小時，比上年同期增加 293 小時。在煤價持續攀升的同時，火電企業發電量和利用小時數保持了較快

46、增長，高煤價并未顯著影響火電出力。 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 2. 雙碳目標雙碳目標下，電價下，電價或將長期溫和上漲或將長期溫和上漲 2.1 電改實現重大突破，電改實現重大突破，電價將有效反映市場情況電價將有效反映市場情況 煤電上網電價是“定價之錨”煤電上網電價是“定價之錨” ，為其它電源制定上網電價提供指引，為其它電源制定上網電價提供指引 電力具有瞬時性特點，產、供、銷（發、輸、配、售、用）同時完成，沒有存貨，因此理論上其價格可能會因為缺乏調節工具而出現極端劇烈的波動（例如今年美國德州在極端天氣下，出現極端供需偏緊，在電力高度市場化的情況下電價快速上漲） 。在建立起有效

47、的電力市場并實現發電競價上網前，電價管控成為國家調控經濟、產業的重要手段，電價也呈現出極強的政策管制屬性。2004 年 4 月，國家發改委發布關于進一步疏導電價矛盾規范電價管理的通知 ， 要求規范上網電價管理， 對同一地區新投產的同類機組 （按照水電、火電、風電、核電等分類） ，原則上按統一價格水平核定上網電價，對安裝脫硫環保設施的燃煤電廠，其在環保方面的投資、運行成本按社會平均水平計入上網電價。 圖圖 12：電價結構拆分電價結構拆分 資料來源：北極星電力網，長城證券研究所 煤電標桿上網電價一直在電價體系中處于核心位置，其在多個方面影響著其他各類電源的標桿、上限和無補貼電價。自 2004 年首

48、次建立煤電聯動機制以來，十多年間十次執行聯動政策、四次擱淺，其中六次上調、三次下調煤電標桿上網電價。政策調整的時效性愈發滯后，在電力體制改革不斷深化的大背景下，煤電標桿上網電價與煤電聯動機制不 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 適應形勢發展變化的矛盾愈發突出，特別是在電煤價格高位運行，燃料成本上升，但電量寬松、尖峰電力緊張的背景下，燃煤發電標桿上網電價難以聯動上調。因價格缺乏彈性且機制不完善，導致煤電“定價之錨”的作用明顯減弱，對水電、核電、燃氣發電等上網電價以及跨省跨區送電價格的合理形成均有一定的影響。 2015 年年新一輪新一輪電改拉開序幕，電改拉開序幕，逐步逐步形形成了成了

49、市場化條件下的電價體系市場化條件下的電價體系 2015 年， 中共中央、 國務院印發 關于進一步深化電力體制改革的若干意見 （中發 20159 號文）及配套文件 （簡稱“9 號文” ） ，國家發改委、國家能源局隨后發布了電力體制改革的六個配套文件，我國新一輪電力體制改革拉開序幕。其中關于推進電力市場建設的實施意見明確我國電力市場構成主要由中長期市場和現貨市場構成。中長期市場主要開展多年、年、季、月、周等日以上電能量交易和可中斷負荷、調壓等輔助服務交易?，F貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。改革以來，各地均開展了以雙邊協商、集中競價及掛牌多種交易方式的年度、月度的

50、中長期交易，交易品種涉及電能量及發電權交易。 2017 年 8 月，國家發展改革委和能源局選擇南方（以廣東起步） 、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅作為第一批電力現貨市場建設試點地區，各試點地區均已開展現貨市場不同時間周期的結算試運行?，F貨市場中以集中競價方式開展，交易品種為電能量。輔助服務市場中，除四川外，各試點地區開展了調頻輔助服務交易；甘肅、山西、山東、內蒙開展了調峰輔助服務市場交易，其中甘肅、山東、內蒙在現貨試結算期間暫停調峰市場交易。 圖圖 13：市場化環境下發電價格體系市場化環境下發電價格體系 資料來源：長城證券研究所 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 隨著發

51、用電計劃逐步放開，發電企業和電力用戶（售電公司）可以通過自主協商、集中競價等市場化方式交易部分電量，交易價格即為市場交易電價，市場交易電價分為中長期交易價格、現貨交易價格。部分電量仍以“計劃電量”或“基數電量”的形式存在，由電網企業統一收購，按照政府定的標桿上網電價進行結算。 在電力市場化環境中，根據交易類型的不同，可將煤電發電價格體系分為四類：一是電能量價格，包括中長期價格、現貨價格、優發價格（基準）等；二是容量價格，可以是稀缺電價機制、容量市場、容量補償機制的任意一種；三是輔助服務價格，包括調頻、備用、AGC、黑啟動等；四是成本補償（機制） ，包括運行成本補償和機會成本補償等。 2019

52、年基準電價年基準電價+上下浮動機制出臺，為今年部分地區上浮電價提供依據上下浮動機制出臺，為今年部分地區上浮電價提供依據 2019 年，發給委印發關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見 （以下簡稱“意見” ） ，內容主要包含五點： 為穩步實現全面放開燃煤發電上網電價目標，將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制?；鶞蕛r按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%。對電力交易中心依照電力體制改革方案開展的現貨交易，可不受此限制。國家發展改革委根據市場發展適時對基準價和浮動幅度范圍進行調整。 現執行標桿上網電價的

53、燃煤發電電量，具備市場交易條件的，具體上網電價由發電企業、售電公司、電力用戶等市場主體通過場外雙邊協商或場內集中競價（含掛牌交易）等市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，并以年度合同等中長期合同為主確定；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶用電對應的電量，仍按基準價執行。 燃煤發電電量中居民、農業用戶用電對應的電量仍按基準價執行。 燃煤發電電量中已按市場化交易規則形成上網電價的，繼續按現行市場化規則執行。 燃煤發電上網電價形成機制改革后，現行煤電價格聯動機制不再執行。 “意見”的出臺標志是我國電力市場改革邁出新的一步， “基準價+上下浮動”價格機制使煤電市場主體具備了一定的

54、自主定價空間，進而使煤電價格能有效反映電煤價格、電力需求等供求因素變化，有利于電力資源的優化配置，有利于理順電力與其上下游產業的關系，促進電力市場加快發展。 當今年煤價快速上漲，火電企業經營困難后，部分省份根據“意見”出臺政策，放開了煤電交易價格上浮限制，隨后煤電市場交易電價迅速上漲。以廣東為例，在上下浮動電價政策發布后，10 月集中競價交易的出清電價統一頂格上漲 10%。 表表 4：我國部分省份調整電價政策我國部分省份調整電價政策 時間時間 省份省份 政策名稱政策名稱 電價調整內容電價調整內容 2021.07 四川 四川省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案 自 2021 年 7 月起，

55、 省內統調統分燃煤發電市場化交易配比電量上網電價按川發改價格2020316 號實施浮動，浮動幅度范圍為現行燃煤發電基準價 0.4012 元/千瓦時基礎上上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%。 （2020 年 6 月政策出臺，今年實行上?。?行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 2021.08 上海 上海取消電力市場價格“暫不上浮”規定 取消2021 年上海市電力用戶（含售電公司）與發電企業直接交易工作方案中 “暫不上浮”的規定 2021.08 寧夏 寧夏允許煤電交易價格上浮不超過10% 有序放開煤電企業優先發電計劃，允許煤電交易價格上浮，煤電月度交易價格在基準價（0.2595

56、 元/千瓦時）的基礎上可以上浮不超過 10%。執行期限為 2021 年 8-12 月 2021.09 山東 山東實行參與市場的煤電上網電價“基準價+上下浮動”的價格機制 參與市場的煤電上網電價在“基準價+上下浮動”的價格機制上形成，最高上升幅度為10%，最低下降幅度為 15% 2021.09 內蒙古 蒙西允許煤電成交價可上浮不超過10% 自 2021 年 8 月起，蒙西地區電力交易市場燃煤發電電量成交價格在基準價（每千瓦時0.2829 元）的基礎上可以上浮不超過 10%（上限為每千瓦時 0.3112 元） 2021.09 廣東 廣東允許月度交易成交價“上下浮動” 允許月度交易成交價上校浮動，

57、上浮幅度不超過煤炭基準價 10%， 下降幅度不超過 15% 資料來源：各地政府網站，北極星電力網，長城證券研究院 今年今年 7 月月新分時電價機制新分時電價機制政策政策出臺，出臺，加強加強了了分時電價的價格信號作用分時電價的價格信號作用，引導引導用戶削峰填谷，用戶削峰填谷，平滑用戶側平滑用戶側負荷負荷曲線曲線 7 月 29 日，發改委印發關于進一步完善分時電價機制的通知 （以下簡稱“通知” ） ，通知旨在引導電力用戶削谷填峰、為構建以新能源為主體的新型電力系統保障電力系統安全穩定經濟運行提供支撐。此次通知主要內容如下： 完善峰谷電價機制，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電

58、價價差原則上不低于 4：1；其他地方原則上不低于 3：1； 建立尖峰電價機制，尖峰時段根據前兩年當地電力系統最高負荷 95%及以上用電負荷出現的時段合理確定，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%； 健全季節性電價機制，分季節劃分峰谷時段，合理設置季節性峰谷電價價差。 加強加強分時分時電價的電價的價格信號作用，更好與電力需求側管理銜接價格信號作用，更好與電力需求側管理銜接。峰谷、尖峰和季節性電價機制的提出進一步保證了電力市場更加精準的反映了電力供需的職責，以此來適應大量新能源裝機的增加：1）明確了電力系統的高峰時段應是在系統供需緊張、邊際供電成本高的時段；2）大幅拉大了峰谷電價差異

59、，價格指導作用明顯加強，更好的與電力需求側管理銜接；3）明確了季節性電價不再局限于以前傳統的峰谷季節電價，納入了夏季、冬季等用電高峰的季節電價。我們認為此次分時電價機制的政策為電力市場更好的起到電力資源調配職責提供了基礎，是我國電力市場化改革中的有機銜接，也為進一步深化電力市場化改革提供了方向。 引導更多用戶進入電力市場，平衡用戶側負荷曲線，緩解電力供需緊張態勢。引導更多用戶進入電力市場，平衡用戶側負荷曲線，緩解電力供需緊張態勢。本次通知中明確提出以電力現貨市場價格為參考確定目錄分時電價，并隨現貨市場價格變動進行動態調整，發揮市場的價格指引作用。對于尚未建立完善的電力現貨市場地區，電力用戶簽訂

60、的中長期電力合約需要附帶用電曲線和各時段價格，并且市場電合約的峰谷價差 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 需高于目錄分時電價峰谷價差，通過更大價差發揮價格的信號作用，保證市場電合約能更準確的反映供需關系。我們認為通過目錄側分時電價和市場分時電價的雙重引導，將有更多用戶進入電力市場，促進電力資源優化配置，平滑用戶側負荷曲線，有望緩解電力供需緊張態勢。 表表 5：我國部分省份新出臺分時電價政策我國部分省份新出臺分時電價政策 省省份份 時間時間 政策內容政策內容 安徽 2021.08 從 2021 年 12 月 1 日起，對全省工商業用戶試行季節性尖峰電價和需求響應補償電價政策，為期兩

61、年。在日最低氣溫-5或日最高氣溫36時，全省執行峰谷分時電價的工商業電力用戶，用電價格在當日高峰時段購電價格基礎上每千瓦時上浮 0.072 元。 寧夏 2021.08 10 月 1 日起調整鐵合金、碳化硅、煤炭開采洗選、水泥制造四個行業峰谷電價時段，峰段電價以平段電價（不含政府性基金及附加）為基礎上浮 50；谷段電價以平段電價（不含政府性基金及附加）為基礎下浮50。 廣東 2021.08 10 月 1 日起執行尖峰電價， 尖峰電價在上述峰谷分時電價的峰段電價基礎上上浮 25%。 尖峰電價執行時間為 7 月、8 月和 9 月三個整月，以及其他月份中日最高氣溫達到 35及以上的高溫天。 貴州 20

62、21.09 10 月 1 日起，在銷售側試行為期兩年的峰谷分時電價。 廣西 2021.09 峰谷時段電價浮動比例為高峰時段電價在基礎電價的基礎上上浮 50%， 低谷時段電價在基礎電價的基礎上下浮50%。 尖峰電價執行時間為7月、 8月、 9月、 12月四個整月， 尖峰時段為每日11:0012:00、 17:0018:00。 浙江 2021.10 10 月 15 日起提高大工業尖峰電價每千瓦時 5.6 分、高峰電價每千瓦時 6 分，降低大工業低谷電價每千瓦時 6.38 分 資料來源：各地政府網站，北極星電力網，長城證券研究院 今年今年 10 月月新政出臺，新政出臺，擴大煤電上下浮動比例，擴大煤電

63、上下浮動比例，進一步放開進一步放開發電側與用戶側發電側與用戶側，電力市場化改革實現重大突破電力市場化改革實現重大突破 今年 10 月， 國家發改委印發 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“通知” ） ，改革內容主要包括四個方面： 有序放開全部燃煤發電電量上網電價。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下浮動范圍。 將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上擴大市場交易電價上下浮動范圍。 將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過浮不超過

64、10%、 下浮原則上不超過、 下浮原則上不超過 15%， 擴大為上下浮動原則上均不超過， 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限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。制。 推動工商業用戶都進入市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。推動工商業用戶都進入市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。已參與市場交易、改為電網企業代理購電的用戶，其價格按電網企業代理其他用戶購電價格的 1.5 倍執行。 居民、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

65、、農業用電。 深化電力市場化改革，完善價格形成機制，讓電力逐步回歸商品屬性。深化電力市場化改革，完善價格形成機制，讓電力逐步回歸商品屬性。本次“通知”中明確提出將推動全部燃煤發電電量和工商業用戶進入市場，增加發用兩側用戶數量，擴大市場范圍。放開電力現貨價格和高耗能企業電價上浮限制，取消工商業目錄電價放開 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 用戶側限制，由市場來發現價格，讓電力逐步回歸商品屬性。此外“通知”提出已參與市場交易、改為電網企業代理購電的用戶，將收取 1.5 倍的“懲罰性”電價，我們認為此舉是為了避免用戶反復進出市場購買低價電擾亂市場秩序，維護電力市場的穩定。 我們認為本次

66、“通知”明確了電改的發展方向：1）逐步打開煤電上下浮動限制來解決市場煤與計劃電之間的矛盾，逐步放開發用兩側限制，由市場決定價格；2）利用市場價格信號引導用戶提高用能效率、優化用能習慣并抑制不合理用電需求，結合分時電價機制平滑用戶側負荷曲線；3）保障居民、農業用電價格穩定。 2.2 四四因素將共同推動我國電價進入溫和上漲周期因素將共同推動我國電價進入溫和上漲周期 電力供需結構改變，電力供需結構改變，高峰時間用電量由供給側決定高峰時間用電量由供給側決定，推，推動動市場市場電價上漲電價上漲 如前文所寫，我們認為“十四五”期間我國可靠電源裝機容量與高峰時期用電負荷缺口將持續擴大，電力供需結構由此前的供

67、給絕對寬松轉變用電高峰時期電力供應緊缺。而隨著電力市場化機制的逐步成熟和市場電占比進一步提升，電價將能夠充分反應電力供需結構，市場電電價將會逐步提升。以云南省市場電交易為例，隨著電力供需格局偏緊后，云南省市場電交易價格明顯提升。2021 年 10 月，云南省內直接交易平均電價 0.1397元/千瓦時，同比增長 15.8%；前 10 月份省內直接交易平均電價為 0.1938 元/千瓦時，同比增長 12.1%，其中最能反映即時電力供需情況的日前交易平均電價為 0.237 元/千瓦時，同比增長 37.5%。 圖圖 14：云南市場電電量價格曲線（單位：元云南市場電電量價格曲線（單位：元/千瓦時）千瓦時

68、） 資料來源：昆明電力交易中心，長城證券研究所 溢價綠電的消納量和占比將都會持續提升溢價綠電的消納量和占比將都會持續提升，推動推動上網上網電價上漲電價上漲 為了促進風光能源的快速發展，穩定風光項目的投資收益，我國于 2017 年和 2021 年 9月先后推出了綠證交易和綠電交易，通過用戶側購買綠證或綠電，加快存量項目補貼回收周期，增加市場化交易綠電的度電收入。雙碳背景下溢價綠電的消納量和占比都會持續提升，推動風光上網電價的上漲。我們認為綠電消納量和占比將持續提升的原因有三點： 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 綠電綠電的環境屬性將愈發被重視的環境屬性將愈發被重視： “雙碳” 目標

69、的提出促使企業有了更多對環境屬性的需求，目前許多國內大型先進企業以及海外知名企業為了實現企業自身的碳中和，紛紛開始進行碳足跡核算工作，并對自身上下游和產業鏈相關企業提出了減碳排放要求，因此企業對于具有減碳屬性的商品需求愈發強烈。購買綠電和綠證可以幫助企業實現能源使用方面的無碳化，是其實現雙碳的主要方法之一，綠電消納量將會提升。 能耗雙控政策的指引：能耗雙控政策的指引： 今年 9 月印發的 完善能源消費強度和總量雙控制度方案 提出，超出最低可再生能源電力消納責任權重的可再生能源消納量不納入地區年度和五年規劃當期能源消費總量考核。隨著能耗指標逐步收緊，高能耗企業將選擇消納更多綠電來避免能耗指標超標

70、，避免被征收處罰性電價。 非水可再生能源消納非水可再生能源消納責任責任權重倒逼權重倒逼地方地方消納消納綠電：綠電： 2021 年，國家能源局下發關于征求2021 年可再生能源電力消納責任權重和 20222030 年預期目標建議的函 ，提出 2030年全國統一可再生能源電力消納責任權重要達到 40%，其中非水可再生能源電力消納責任權重從 2021 年的 12.7%上升至 2030 年的 25.9%。 建議函同時對各省 20212030 年的非水可再生能源消納目標提出要求，在 2021 年目標的基礎上，要求各省非水可再生能源電力消納權重年均提升 1.5%左右，并遵循“只升不降”原則。 火電火電下降

71、利用小時數下降利用小時數輔助調峰輔助調峰將會顯著提升運營成本，需要合理補償將會顯著提升運營成本，需要合理補償 “雙碳”目標下，風光能源將實現快速發展，而風光裝機的并網需要配套足夠的儲能或者輔助能源，以此保障電網的穩定性。在儲能實現大規模商業化運用前，參與調峰的火電容量決定了風光的并網裝機規模。因此在新型電力系統中，火電角色將由主力電源逐步轉變為輔助電源，利用小時數將會顯著下降，火電企業將明顯虧損，難以持續經營。我們進行簡易的定性分析：在火電機組由主力電源轉變為調峰電源后，大部分應發電量將由新能源機組代發，利用小時數可能由預期的 6000 小時降低至 3000 小時，機組度電折舊成本將翻倍。 同

72、時當火電機組進行深度調峰后， 機組負荷和再熱蒸汽溫度都會降低，鍋爐效率會明顯受到影響，不完全燃燒會增加，從而增加度電的碳排放，進而增加碳排放成本。因此必須出臺合理的容量成本補償機制保障相關企業運營和投資的積極性，以此保障整個電力系統的穩定性。（詳細分析可以查看我們已發布報告： 碳中和系列報告二：電力市場改革深水區，成本回收機制改革之容量電價） 電網電網需需增加投資建設新型電力系統增加投資建設新型電力系統以消納更多新能源以消納更多新能源，輸配電價將會提升，輸配電價將會提升 我國能源資源和負荷中心并不匹配，我國能源資源和負荷中心并不匹配，電網電網需要大量需要大量投資投資建設輸送通道消納新能源。建設

73、輸送通道消納新能源。今年3 月新華社公布的中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四五規劃和 2035 年遠景目標綱要 ，我國將在“十四五”期間重點發展九大清潔能源基地和五大海上風電基地。九大清潔能源基地多在西部地區，當地風光資源豐富且有現成的大火電、大水電可為其調峰，因此適合大規模上新能源機組。而我國負荷中心主要在東部地區，因此需要大量外送通道將西部新能源送至東部消納。根據國家電網“雙碳”行動方案， “十四五”期間，國家電網將規劃建成 7 回特高壓直流，新增輸電能力 5600 萬千瓦，新增的跨區輸電通道將以輸送清潔能源為主。 行業專題報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 圖圖 15：我國九大清

74、潔能源基地示意圖我國九大清潔能源基地示意圖 資料來源：發改委，長城證券研究所 2030 年底抽蓄規模將達到年底抽蓄規模將達到 1.2 億千瓦，電網將億千瓦，電網將是主要投資主體。是主要投資主體。9 月國家能源局發布抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年） ，提出到 2025 年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到 6200 萬千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番， 達到 1.2 億千瓦左右。 大規模發展抽蓄的主要目的同樣是為了讓電網接入更多新能源機組，電網將承擔主要投資責任。 我國新型電力系統的建設將是一個持續我國新型電力系統的建設將是一個持續 3

75、0 年以上的超級工程， 電網側需要巨量投資建設年以上的超級工程， 電網側需要巨量投資建設電網，電網，以實現高新能源裝機占比下電網的穩定運行以實現高新能源裝機占比下電網的穩定運行，這些投資金額大多將轉變為成本，這些投資金額大多將轉變為成本，并向下游傳導，推高終端電價。并向下游傳導，推高終端電價。 總結：總結：綜合考慮上述四項因素，我們認為我國發電側的上網電價和電網側的輸配電價都將會上漲，我國終端電價將進入一個溫和上漲周期?？紤]到本次煤電市場電價上浮比例為 20%，且現貨市場和高耗能企業電價上漲幅度不受限制，我們預計“十四五”期間電力市場綜合電價較 2020 年底將上漲 20%-50%。 行業專題

76、報告 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 3. 投資建議投資建議 火電：火電：電價機制持續完善電價機制持續完善疊加商業模型疊加商業模型有望有望改變，行業改變，行業盈利穩定性盈利穩定性將將增強增強，看好優質企看好優質企業業轉型新能源轉型新能源。短期看，煤電市場電價上浮比例被打開，電價上漲將緩解火電企業的經營壓力，煤價上漲的成本可以部分傳導至下游。中長期看，隨著電改的深入，市場煤與計劃電的矛盾將持續緩解，價格機制將更為順暢。同時在新型電力系統中，火電將逐步轉變為輔助能源，商業模式有望發生改變，兩項因素都將提升行業盈利穩定性，穩定的現金流為企業轉型新能源提供支持。推薦標的：華電國際，相關標的：國電電力

77、、華潤電力（H） 。 水電：水電：市場電電價有望上漲，增厚企業利潤，良好的現金流可幫助企業快速轉型發展新市場電電價有望上漲，增厚企業利潤，良好的現金流可幫助企業快速轉型發展新能源。能源。在“十三五”電價下行周期中，水電企業市場交易電量的電價整體下降，在“十四五”電價上行周期中，企業市場電電價有望重新上漲，盈利能力將顯著增強。長期看，水電行業優質現金流特點將幫助其快速轉型發展新能源，保持業績的持續增長。推薦標的：國投電力、川投能源。 風風電光伏電光伏： “雙碳”目標下，行業發展前景廣闊： “雙碳”目標下，行業發展前景廣闊，優質企業將快速擴張，優質企業將快速擴張規模規模。煤電市場電電價上漲有望部分傳導至風光市場電價格，增強企業盈利能力，此外碳交易市場、綠證及綠電交易都將提升行業盈利能力，促進行業發展。 “雙碳”目標下，新能源行業長期成長確定性高，前景廣闊。推薦標的：中閩能源、福能股份、協鑫能科，相關標的：三峽能源、龍源電力(H)、中廣核新能源（H） 。