电力行业2022年度策略：电力市场化加速，煤电新周期启动- 信达证券.pdf-solarbe文库

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电力市场化加速，煤电新周期启动 [Table_Industry] 电力行业 2022年度策略 [Table_ReportDate] 2022年 12月 12日请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 2 证券研究报告行业研究 [Table_ReportType] 行业深度研究电电力行业投资评级看好上次评级看好 [Table_Author] 左前明能源行业首席分析师执业编号 S1500518070001 联系电话 010-83326712 邮箱 zuoqianmingcindasc.com 李春驰能源行业分析师执业编号 S1500522070001 联系电话 010-83326723 邮箱 lichunchicindasc.com 信达证券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城区闹市口大街 9号院 1号楼邮编 100031 [Table_Title] 电力市场化加速，煤电新周期启动 [Table_ReportDate] 2022 年 12 月 12 日本期内容提要 [Table_Summary] [Table_Summary] ➢ 2022 年电力回顾供需趋紧、电价上扬，煤电新一轮建设加速。（ 1）电力供需情况分析国内电力供需矛盾激化，缺电范围时段持续扩大。顶峰容量装机增速低于全电源装机增速，以煤电为主的支撑性电源装机占总装机比例逐年下降，是缺电发生的根本原因。 2022 年叠加极端天气影响，有序用电范围较 2021 年进一步扩大。（ 2）电价波动情况分析市场化改革加速推进，煤电电价持续高位运行。目前电力市场化改革正向纵深推进，现货市场试点运行推进情况较好；随着煤电电量和工商业用户全部进入市场，电力市场交易电价也随之出现上涨，并持续高位运行；辅助服务成本疏导机制明确，费用逐步转向发电企业和市场化用户共同分摊；容量市场仍处于小范围试点开展中。（ 3）煤电企业经营情况经营情况边际向好，企业业绩出现分化。 2021 年以来，动力煤现货价格大幅上涨，导致主要煤电企业均因成本问题出现亏损。 2022 年以来的电煤长协保供政策落实情况较好，但煤电企业业绩仍出现分化。（ 4）煤电投资建设情况政策更加强调安全保供，煤电投资逆势上扬。国家能源政策开始调整，提出 “先立后破 ” ，强调能源供给与保障安全。今年尤其是下半年以来，火电投资出现大幅增长，逆转原先下跌趋势。 2022 年煤电项目核准节奏如我们在电力“十四五”发展的前瞻性研判电力供需形势与展望（还会缺电吗）我国电力市场的价格、机制与投资机会缺电常态下煤电建设提速势在必行多篇研究逻辑中预判的加快，预计预期外新增项目并网时间为 2024年左右。 ➢ 2023 年煤电新周期开启投资继续加速、业绩有望持续改善。（ 1）装机需求测算“十四五” 顶峰装机缺口亟待补充，煤电作为兜底保障能源重要性突显。除煤电外，其他电源顶峰容量预计仅不到 2 亿千瓦，若按 “十四五”煤电装机规划为 1.5 亿千瓦考虑，则“十四五” 期间顶峰装机缺口约为 0.981.19 亿千瓦，既有煤电装机规划远不足以满足顶峰容量需求。（ 2）装机供应情况分析新核准速度进入上升期，原停缓建部分有望更快恢复建设投运。停缓建项目很多已完成前期可研、立项及相关审批环节，可更快开工，“十三五”煤电停缓建项目总量约 1.5 亿千瓦。同时 2022 年煤电项目核准进入快车道，预计今明两年火电将额外新开工 1.65 亿千瓦。（ 3）煤电项目投产制约分析投资决策流程和建设周期限制煤电产能释放节奏。从投资能力看，煤电企业经营情况在 2022 年转好，投资能力有所恢复，为新一轮煤电投资建设周期启动奠定一定条件基础。从投资意愿看，发电收益的不确定性影响煤电集团加大投资的意愿。因此，煤电的投资建设还需要以辅助服务市场和容量市场为代表的系统调节性补偿市场机制加以驱动。从建设周期看，煤电产能释放存在至少 2 年以上的建设周期。电力供应短缺的局面不会在近期出现缓解。（ 4）设备市场空间分析火电投资建设加速，设备市场迎来机遇期。本轮新增煤电装机规划将扭转火电投资建设持续下滑趋势，带动提振火电设备市场空间扩请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 3 大。以“十四五”新增煤电装机规划 1.6 亿千瓦计，对应锅炉机组投资额约为 2324.8亿元，汽轮发电机组投资额约为 681.37 亿元，热力系统汽水管道投资额约为 345.6 亿元。（ 5）煤电灵活性改造系统调节资源日益稀缺，煤电灵活性改造加速推进。在构建适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统过程中，系统调节资源的稀缺是推动煤电灵活性改造的最强助力。本体改造费用总额范围为 44.4266.4 亿元；热电机组额外进行“热电解耦”改造，改造费用总额范围为 175.8829.8 亿元。（ 6）煤电运营商经营形势分析受益于量价齐升，业绩有望持续改善。煤电企业有望在“十四五”迎来煤电量价齐升，实现亏损状态的持续改善。从电量角度看，煤电电量的新增电量及同比增速依然有望在“十四五”保持增长；从电价角度看，煤电电价有望从电能量、辅助服务补偿和容量补偿三个电价组成部分获益。 ➢ 投资建议（ 1）受益于电煤保供政策落实和电力市场化改革推进，煤电运营商有望迎来价值重估。受益于电煤中长协保供力度的加强、以及长协煤价格的基本稳定，煤电运营商成本端的压力有望缓解。电量方面，在 “十四五 ”期间全社会用电量仍将保持相对中高速增长的前提下，煤电电量有望保持正增长，煤电企业运营商的销售电量也有望进一步提升；电价方面，伴随着电力市场化改革不断推进、市场化电量占比不断提高、各地现货市场建设和辅助服务市场建设的进一步开展，煤电企业有望从电能量价格上浮、辅助服务收益和容量补偿三个电价组成部分获益。受益标的国电电力、华电国际、华能国际、粤电力 A等。（ 2）煤电新一轮建设周期启动，设备制造商迎来新增长。由电力供需紧张引起的煤电新一轮投资建设周期启动，新增煤电装机有望同步带动火电设备投资空间的超预期增长。 “十五五”期间尖峰负荷需求将有望随新能源的进一步渗透和居民三产用电占比提高而不断提高，顶峰电源的新增装机需求具有较高的可持续性。受益标的东方电气。（ 3）高比例新能源渗透带动灵活性资源需求，灵活性改造技术有望受益。立足于新型电力系统长周期持续性的调节需求，煤电灵活性改造有望大幅增长。“十四五”的煤电灵活性改造同时具备 “三改联动”政策推动和电力市场化改革加速的经济性推动。中短期来看，灵活性改造有望完成“十四五”规划的 2 亿千瓦；远期来看，灵活性改造有望覆盖全部在运适改机组，市场空间较大。受益标的龙源技术、青达环保、西子洁能等。 ➢ 风险因素宏观经济下滑导致用电量增速不及预期、电力市场化改革推进不及预期、电煤长协保供政策的执行力度不及预期等。请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 4 目录 2022年电力回顾供需趋紧、电价上扬，煤电建设加速 . 6 1、国内电力供需矛盾激化，缺电范围时段持续扩大 . 6 2、电力市场化改革加速推进，煤电电价持续高位运行 . 7 3、煤电企业经营边际向好，企业业绩出现分化 . 13 4、政策更加强调安全保供，煤电投资逆势上扬 . 13 2023年煤电新周期开启投资继续加速、业绩有望持续改善 . 16 1、顶峰缺口亟待补充，煤电作为兜底保障电源重要性突显 . 16 2、装机新核准加速，原停缓建机组有望更快投运 . 18 3、投资决策流程和建设周期限制煤电产能释放节奏 . 20 4、火电投资加速背景下，设备市场迎来机遇期 . 21 5、系统调节资源日益稀缺，煤电灵活性改造加速推进 . 22 6、受益于量价齐升，煤电运营商业绩有望持续改善 . 24 投资建议 26 1、受益于电煤保供政策落实和电力市场化改革推进，煤电运营商有望迎来价值重估 26 2、煤电新一轮建设周期启动，设备制造商迎来新增长 . 26 3、高比例新能源渗透带动灵活性资源需求，灵活性改造技术有望受益 27 风险因素 27 表目录表 1可用装机容量的测算方法 6 表 2 2021-2022 年全国电力供需情况总结 .7 表 3电力市场化改革重要政策总结 8 表 4电力现货试点进展情况总结 .9 表 5新旧 “两个细则 ”修订与调整内容对比 . 11 表 6能源供给与安全保障政策梳理 . 14 表 7各地区合理备用率 . 16 表 8最大负荷增速（估算）与全国主要电网最高用电负荷增速对比情况 16 表 9 “十四五 ”除煤电外其他电源新增顶峰容量测算（万千瓦） . 17 表 10 “十四五 ”煤电缺口计算（亿千瓦） . 18 表 11 2017 年全国煤电调控任务落实情况汇总表（万千瓦） 18 表 12 2022 年煤电新增核准项目情况 . 19 表 13煤电项目建设流程及周期 21 表 14煤电灵活性改造技术路线及成本情况 . 24 表 15重点上市公司估值表 27 图目录图 1 “十二五 ”以来电源装机及顶峰容量发展情况（万千瓦） 6 图 2 “十二五 ”以来顶峰容量及全国尖峰负荷情况（万千瓦） 6 图 3全国统一电力市场体系 9 图 4 2022 上半年广东电力市场交易电量情况（亿千瓦时） . 10 图 5近五年山西省调机组市场化电量比重变化情况 . 10 图 6历年广东电力市场年度合同电量与价差示意图 . 10 图 7 2022 年 6 月山西电力现货市场日前价格 . 10 图 8 2022 年 1-11 月山西电力市场电价情况（元 /兆瓦时） . 11 图 9 2022 年 1-9 月广东电力市场电价情况（元 /兆瓦时） . 11 图 10火电逐年发电量与平均利用小时数趋势图 . 12 图 11山东电力市场容量补偿政策 13 图 12山东容量补偿峰谷分时系数情况 13 图 13电煤现货与长协价格差情况（元 /吨） . 13 图 14部分煤电企业上市公司单季度净利润情况（亿元） . 13 图 15近三年火电分月投资额情况（亿元） . 15 图 16近三年火电逐月累计投资额同比变动（） . 15 图 17 2021-2022 年分季度煤电新增核准项目情况（ GW） 15 图 18 2022 年 1-10 月分省煤电项目核准情况（ GW） 15 图 19年最大负荷增速对比 17 图 20年最大负荷增速与顶峰容量（冬季）增速对比（） 17 图 21主要煤电上市公司现金流情况（亿元） 20 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 5 图 22国网能源研究院关于未来发电量结构的预测 . 20 图 23煤电项目投资组成 22 图 24煤电项目热力系统投资情况 22 图 25 “十二五 ”至 “十四五 ”火电项目投产情况（万千瓦） . 22 图 26 “十三五 ”-“十四五 ”火电装机增速对比（） . 22 图 27 2020 年煤电机组容量分布情况 . 23 图 28 “十三五 ”至今灵活性改造相关政策规划 . 23 图 29 “十三五 ”至 “十四五 ”煤电新增电量及增速情况 . 25 图 30 “十三五 ”至 “十四五 ”煤电电量占比 25 图 31 2016 年以来动力煤长协价格情况（元 /吨） 26 图 32 “十三五 ”至 “十四五 ”煤电设备利用小时数情况 . 26 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 6 2022年电力回顾供需趋紧、电价上扬，煤电建设加速 1、国内电力供需矛盾激化，缺电范围时段持续扩大电力系统运行需要实现实时平衡，即同时包括电量平衡和电力平衡。其中，电力平衡用以描述电力系统的瞬时功率供需情况，其要求是可用装机容量≥最大负荷（ 1备用率）。顶峰容量测算方法如表 1 所示。当遭遇极寒极热天气，新能源出力不及预期时，局部顶峰装机全部容量亦无法满足尖峰负荷，从而导致缺电问题发生。表 1可用装机容量的测算方法电源类型可用装机容量装机容量（ 1 - 受阻系数）火电供热机组受阻系数一般按 15考虑粗略估计我国火电机组中有一半供热，则火电平均受阻系数按 8考虑水电常规水电需要按照丰枯季、调节能力考虑受阻比例，一般丰季受阻系数 10，枯季受阻系数 40 抽水蓄能受阻系数按 0 考虑核电受阻系数按 0 考虑风电受阻系数一般按 95考虑太阳能发电因最大负荷一般出现在晚 7-9 点左右，此时光伏不再发电，因此受阻系数按 100考虑资料来源南方能源观察，信达证券研发中心 “十三五”以来，我国新增装机容量主要来自于新能源机组。 20162020 年间，新能源新增装机在总新增装机中的占比分别达到 40.6、 54.4、 53.6、 50.8、 63.0。出于对电力供需将在 “十三五 ”期间处于供应过剩的预判， 2016 年以来国家严控火电新增装机增长，火电项目出现 “三个一批 ”（取消一批、缓核一批、缓建一批）的局面。 20162020 年间，火电新增装机在总新增装机中的占比分别仅达到 44.2、 34.8、 31.8、 42.0、 28.8，增速逐渐放缓。同时，水电剩余可开发裕度不足，核电在 2016-2018 年间审批建设停滞三年，导致顶峰容量增速持续低于最大负荷增速。 2011 年 -2021 年，全电源装机增速年均 12.44，而顶峰容量增速仅为 7.37，且 2014 年后增速差距逐渐拉大。顶峰容量装机增速低于全电源装机增速，以煤电为主体的支撑性电源装机占总装机比例逐年下降，是缺电发生的根本原因。图 1 “十二五”以来电源装机及顶峰容量发展情况（万千瓦）图 2 “十二五”以来顶峰容量及全国尖峰负荷情况（万千瓦）资料来源中电联，信达证券研发中心（注 2022E 为 2022 年 1-10 月数据）资料来源 Wind，信达证券研发中心（注 2022E 为 2022 年 1-10 月数据） 2021 年电力系统顶峰容量已出现不足，多地发生电力系统紧平衡与有序用电。 2021 年 1 0 50000 100000 150000 200000 250000 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022E 水电火电核电风电太阳能发电顶峰容量发电装机容量 -1000 4000 9000 14000 19000 60000 70000 80000 90000 100000 110000 120000 130000 140000 150000 160000 剩余顶峰容量裕度（右轴）顶峰容量情况（左轴）全国主要电网最高用电负荷（含备用）（左轴）请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 7 月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川等 8 个省级电网，在部分用电高峰时段采取有序用电措施。 6-8月迎峰度夏期间，广东、河南、广西、云南、湖南、贵州、江西、蒙西、浙江、重庆、陕西、湖北等 12个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。 2022 年叠加极端天气影响，有序用电范围进一步扩大。 8 月全国有 21 个省级电网用电负荷创新高，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势尤为紧张。表 2 2021-2022 年全国电力供需情况总结 2021 年迎峰度冬 2021 年迎峰度夏 2022 年迎峰度冬 2022 年迎峰度夏华中湖南、江西有序用电湖南、江西、河南、湖北有序用电江西、湖南紧平衡湖北有序用电华南 - 广东、广西有序用电 - - 西南四川有序用电贵州、云南、重庆有序用电四川、重庆、贵州紧平衡四川重庆有序用电华北蒙西有序用电蒙西有序用电 - - 华东江苏、浙江、安徽有序用电浙江有序用电上海紧平衡浙江、安徽、江苏有序用电东北 - - - - 西北新疆有序用电陕西有序用电 - - 资料来源中电联，信达证券研发中心 2、电力市场化改革加速推进，煤电电价持续高位运行 2021 年缺电至今，国家开始加快推动电力市场化改革向纵深推进。 2021 年 10 月，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（发改价格 [2021]1439 号），推动燃煤发电量全部进入电力市场，并将煤电 “基准价上下浮动 ”的浮动范围扩大至上下浮动 20（高耗能不受 20比例限制），同时推动工商业用户全部进入电力市场，暂未进入市场的用户由电网企业代理购电。 2022 年 1 月，国家发改委进一步印发关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改 [2022]118 号），提出 2025 年初步建成全国统一电力市场体系，国家市场与省（区、市） /区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成； 2030 年基本建成全国统一电力市场体系，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市） /区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。今年以来，现货市场建设推进节奏较快。 2022年 2月，国家发改委能源局联合发布关于加快推进电力现货市场建设工作的通知（发改办体改） [2022]129号），对现货市场建设推进节奏提出“ 第一批试点地区原则上 2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在 2022 年 6 月底前启动现货市场试运行。 2022 年 6 月底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行 ”的落地运行要求。同时，通知提出加快推动电力资源与负荷加快进入现货市场，包括新能源、储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体、增量配电网、微电网等新型市场主体。 11 月，国家能源局发布电力现货市场基本规则（征求意见稿）和电力现货市场监管办法（征求意见稿）。其中，电力现货市场基本规则（征求意见稿）明确了集中式电力市场模式下的主要市场规则；电力现货市场监管办法（征求意见稿）规定了监管机构对于各类市场成员的监管内容以及监管流请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 8 程。电力现货市场自此由试点性质的分省试验迈入全国性全面推广的阶段。表 3电力市场化改革重要政策总结时间相关政策主要内容 2021.10 关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知燃煤发电量和 10kV以上工商业用户全部进入电力市场煤电“基准价上下浮动 ”的浮动范围扩大至上下浮动 20（高耗能不受 20比例限制） 2022.01 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 2025年初步建成全国统一电力市场体系电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高；有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成； 2030年基本建成全国统一电力市场体系适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市） /区域市场联合运行；新能源全面参与市场交易 2022.02 关于加快推进电力现货市场建设工作的通知第一批试点地区原则上 2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在 2022年 6月底前启动现货市场试运行。 2022年 6月底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场。引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体、增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场加快推动用户侧全面参与现货市场交易；有序推动新能源参与市场交易。 2022.11 电力现货市场基本规则（征求意见稿）、电力现货市场监管办法（征求意见稿）按照 “统一市场、协同运行 ”的框架，构建省间、省 /区域现货市场加强中长期市场与现货市场的衔接，推动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导稳妥有序推动新能源参与电力市场，并与现有新能源保障性政策做好衔接推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制资料来源国家发改委，国家能源局，北极星售电网，信达证券研发中心我国电能量市场呈现出“双轨制”的特征。“计划轨”代表仍然采用优先发电电量，沿用政府定价体系，由各省市发改委核定不同电源的上网电价和不同用户的销售电价，由电网公司继续进行统购统销的情况。“市场轨”代表在电能量部分，工商业用户与发电企业通过中长期合同和现货市场直接对话竞价，形成市场化电价的情况。目前，中长期电力交易市场已在全国普遍建立。现货市场中，第一批 8 个试点地区（南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）已于 2022年 6月底启动长周期结算试运行，第二批 6 个试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）已于 2022 年 7 月底前启动模拟试运行。从整体交易情况看， 2022 年 1-10 月，全国各地电力交易中心累计组织完成市场交易电量 43102.4 亿千瓦时，占全社会用电量比重为 60.1。相比于 2021 年全年市场化交易电量占比 45.5提高 14.6pct。请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 9 图 3 全国统一电力市场体系资料来源国家发改委，信达证券研发中心表 4电力现货试点进展情况总结省份结算试运行时间省份试运行时间广东第一批， 2021.11.1长周期结算试运行辽宁第二批， 2022.6模拟试运行山东第一批， 2022.1.1 长周期结算试运行安徽第二批， 2022.3模拟试运行山西第一批， 2021.4.1 长周期结算试运行湖北第二批， 2022.7模拟试运行浙江第一批， 2022.3.1长周期结算试运行河南第二批， 2022.6模拟试运行甘肃第一批， 2022.5.1长周期结算试运行江苏第二批， 2022.7.1结算试运行蒙西第一批， 2022.6.1 长周期结算试运行上海第二批， 2022.7.22 模拟试运行福建第一批， 2020.8.18 长周期结算试运行四川第一批， 2021.12 长周期结算试运行资料来源信达证券研发中心整理首批试点中，广东和山西作为起步较早、发展较快的电力现货市场试点，分别于 2022 年 11 月 11 日和 3月 31日完成年度长周期结算试运行。截止至 2022年上半年，广东电力市场共有 44345家市场主体，包括 124家发电企业和 145家售电公司。从交易品种看，广东电力市场现已在市场内部同时开展中长期市场交易（包括年度交易，月度交易，市场合同转让交易和周交易），现货市场交易（日前现货市场和实时现货市场），可再生绿电交易和请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 10 代理购电交易。截止至 2021 年底，山西电力市场共有 11051 家市场主体，包括 448 家发电企业， 308 家省内售电公司和 221 家跨省售电公司。从交易品种看，山西电力市场在组织年度、季度、月度等常规中长期交易的基础上，创新开展旬度和日度中长期交易，实现中长期按日开市的精细市场交易。图 4 2022 上半年广东电力市场交易电量情况（亿千瓦时）图 5 近五年山西省调机组市场化电量比重变化情况资料来源广东电力市场 2022 年半年报告，信达证券研发中心资料来源山西 2021 年电力市场交易报告，信达证券研发中心在改革初期，电力市场中的中长期合同成交价与现货市场价格相比于当地原先燃煤标杆电价均出现一定下降，广东电力市场中的中长期合同均价就出现 20172021年连续 5年的负价差，电力市场化改革在初期不断向发用双方释放红利，但同时也形成了电力供给过剩， “电改降电价”的错误预期。 2021 年全国大范围缺电扭转了社会对于电价“只跌不涨” 的认识。山西等现货市场较为完备的地区，电价可以在较大范围内实现浮动，及时反映电力供需形势。图 6 历年广东电力市场年度合同电量与价差示意图图 7 2022 年 6 月山西电力现货市场日前价格资料来源广东电力市场 2021 年年度报告，信达证券研发中心资料来源泛能网电力交易微信公众号，信达证券研发中心 “ 1439”号文出台后，随着煤电电量和工商业用户全部进入市场，电力市场交易电价也随之出现上涨，并持续高位运行。山西月度滚动交易加权价和日前 /实时月度现货结算点均价分别于 3 月和 5 月超过煤电基准价；广东中长期均价今年以来持续高于煤电基准价，现货结算点均价在 23月和 6月后都出现高于煤电基准价的大幅上涨。代购电 600.3 30 中长期电量 1360.68 68 现货电量 40.02 2 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 2017 2018 2019 2020 2021 市场化电量（亿千瓦时）上网总电量（亿千瓦时）占比（） -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 2017 2018 2019 2020 2021 2022 年度合同电量（亿千瓦时）价差（厘 /千瓦时） 0 200 400 600 800 0 0.05 0.1 0.15 0.2 标的日总成交量（亿千瓦时）（左轴）标的日加权成交价格（元 /兆瓦时）（右轴）日前价格（元 /兆瓦时）（右轴）请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 11 同时，工商业用户电价已经出现分门别类的上涨。根据国家发改委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20的限制。电网代理购电业务对高耗能企业提出 “原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格为电网企业代理购电价格的 1.5倍 ”的规定。 2022年 5月，浙江省发改委能源局联合发布关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿），对部分符合条件的高耗能企业电价提高 0.172元 /kWh。图 8 2022 年 1-11 月山西电力市场电价情况（元 /兆瓦时）图 9 2022 年 1-9 月广东电力市场电价情况（元 /兆瓦时）资料来源泛能网，信达证券研发中心资料来源泛能网，信达证券研发中心辅助服务市场方面，立足于新版“两个细则”，辅助服务成本逐步向用户和新能源机组疏导转移，费用由发电企业和市场化用户共同分摊。 2021 年 12 月，国家能源局发布电力并网运行管理规定（国能发监管规 [2021]60 号）、电力辅助服务管理办法（国能发监管规〔 2021〕 61 号）（新版 “两个细则 ”），用以替代 2006 年发布的发电厂并网运行管理规定（电监市场 [2006]42 号）并网发电厂辅助服务管理暂行办法（电监市场 [2006]43 号旧版 “两个细则 ”。本次修订与调整主要体现在扩大主体范围，丰富交易品种，完善补偿机制和形成价格传导四个方面，理顺辅助服务补偿和分摊机制，并推动辅助服务费用分摊向用户侧和未提供服务的发电单元传导。随着新版“两个细则”出台，基于 “谁提供，谁获利；谁受益，谁承担” 的市场化公平原则下，原先的辅助服务费用火电机组全部分摊的情况将有所改变。分摊成员和电量范围扩大后，火电机组分摊的辅助服务费用将有望下降；新版“两个细则” 明确用户侧资源的市场主体地位，用户侧可调节负荷可参加的服务种类包括调频、备用、需求响应等，政策壁垒有望加速破除；同时，新版“两个细则” 利好储能等可调节负荷；新能源发电分摊的辅助服务费用将有所扩大，收益率存在下行压力。表 5新旧“两个细则”修订与调整内容对比修订与调整主题旧版新版扩大主体范围并网发电厂（不含储能、抽水蓄能及用户侧资源）  发电侧并网主体火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂  可调节负荷新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂丰富交易品种  基本辅助服务一次调频、基本调峰、基本无功调节  有偿辅助服务自动发电控制（ AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、备  有功平衡服务调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡  无功平衡服务自动电压控制、调相运行  事故应急及恢复服务稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑 200 250 300 350 400 450 500 550 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月月度滚动交易加权价基准价月度日前现货结算点电价月度实时现货结算点电价 300 400 500 600 700 800 900 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月中长期均价日前现货结算点均价实时现货结算点均价燃煤电价基准价请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 12 用、黑启动启动服务完善补偿机制  按照补偿成本和合理收益的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿  将相关考核费用按贡献量大小对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿。  固定补偿方式确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素，按“补偿成本、合理收益” 的原则确定补偿力度  市场化补偿形成机制考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格形成价格传导  “补偿成本合理收益”费用来源主要来源于辅助服务的考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊；  “按贡献量大小补偿”费用包括辅助服务的考核费用、非计划停运的考核费用、日发电计划偏差的考核费用。  为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。  为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。资料来源国家能源局，法律图书馆，信达证券研发中心容量补偿部分，在新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，由于新能源出力存在随机性、波动性和间歇性，单一依赖新能源无法做到对传统机组的顶峰容量替代。因此，煤电等常规能源的系统角色将逐步从电力电量保障的主体电源转变为以电力支撑为主、电量供应为辅的备用保障电源。在这一过程中，煤电等常规电源的发电利用小时数将不断下滑，因此难以仅通过电能量市场的收入回收固定投资成本。容量电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段，有望随着电力市场机制的改革，作为独立的电价组成部分纳入电价体系内。图 10 火电逐年发电量与平均利用小时数趋势图资料来源中电联，中国电力知库，信达证券研发中心目前已经开展容量补偿市场的地区仅有山东。 2020年 4月山东省发改委发布关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知（鲁发改价格〔 2020〕 622 号），开始向用户征收每千瓦时 0.0991元（含税）的容量补偿费用。 2022年 11月，国网山东电力公司会同山东电力交易中心发布关于发布 2023 年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告，在容量补偿费用收取部分引入深谷和尖峰系数及执行时段，以市场化机制手段通过调节容量收费时段来调节电力供需。 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 3500 3700 3900 4100 4300 4500 4700 4900 5100 5300 5500 2010A 2011A 2012A 2013A 2014A 2015A 2016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021 火电平均利用小时数火电发电量占比请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 13 图 11 山东电力市场容量补偿政策图 12 山东容量补偿峰谷分时系数情况资料来源山东省发改委，信达证券研发中心资料来源北极星储能网，信达证券研发中心 3、煤电企业经营边际向好，企业业绩出现分化自 2021 年一季度开始，动力煤现货价格大幅上涨，并在三季度突破 2000 元 /吨以上。据我们测算，以“ 1439”号文发布后，全国平均煤电电价按最大上浮空间 20计（即 0.4397 元 /kWh），能够实现盈亏平衡的平均煤炭价格大约为 875 元 /吨左右（秦皇岛港 5500K），远不足以覆盖动力煤现货价格上涨情况。受电煤成本大幅拖累业绩， 2021 年四季度主要煤电上市公司净利润均出现大幅亏损。 2021年 12月，国家发改委经济运行局发布 2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案征求意见稿，要求发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。 2022 年 2 月，国家发改委发布关于进一步完善煤炭市场价