2024年中期投资策略报告：电力市场改革持续深化，电价机制有望加速完善

公用事业及环保板块行情回顾

今年以来电力板块跑赢沪深 300 指数 20.83 个百分点

2024 年以来，电力及公用事业作为传统防御性板块，叠加高股息优势与火电、水电业绩改善，指数表现 领先全行业。截止到 2024 年 7 月 5 日，W ind 电力板块今年以来上涨 20.83%，领先其他中信一级行业指数； 同期沪深 300 指数基本持平，电力板块累计跑赢大盘 20.83 个百分点。

火电、水电子板块上涨，跑赢大盘

截止到 2024 年 7 月 5 日，火电子板块上涨 23.63%，跑赢沪深 300 指数 23.63 个百分点；水电子板块上涨 23.98%，跑赢沪深 300 指数 23.98 个百分点；燃气子板块下降 1.85%。

电力及公用事业板块估值处于行业间中游水平

截止到 2024 年 7 月 5 日，电力及公用事业行业一致预期市盈率为 15 倍，居于各行业中游水平。

而根据最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业为 1.8 倍，在所有行业中处于中游的位置。

今年以来环保行业跑输沪深 300 指数 16.16 个百分点

截止到 2024 年 7 月 5 日，环保指数今年以来下跌 16.16%，与其他 Wind 一级行业相比位居第 21 位，累计 跑输大盘 16.16 个百分点。

2024 年水务运营、固废无害化板块涨幅明显

我们在环保板块选择了 105 家 A 股和 10 家 H 股进行跟踪研究，并将这些公司细分为环境监测、大气治 理、固废资源化、综合治理、环境卫生、污水处理、水务运营、固废无害化以及环保设备 9 个子板块。从各子 板块今年年初以来的涨跌幅来看，其中，水务运营上涨 17.59%，固废无害化上涨 6.22%，固废资源化下跌 1.38%，污水处理下跌 14.11%，环境监测下跌 18.17%，环保设备下跌 19.82%，综合治理下跌 20.35%，环境卫 生下跌 22.68%，大气治理下跌 29.02%。

截至 2024 年 7 月 5 日，环保行业一致预期 PE 为 17 倍，居于各行业中游水平。而根据最新净资产计算的 市净率，环保行业 PB 为 1.6，在所有行业中也处于中游的位置。

电改持续深化，电价机制有望加速完善

现阶段电改重点聚焦于电价，发、售两头电价市场化加速

改革开放以来，我国电力工业发展迅速，电力建设取得了巨大成就。但是，在电力市场供求状况发生明显 变化之后，现行的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，不适应发展要求。为了促进 电力工业发展，我国对于电力方面进行了大刀阔斧的改革，我国的电力改革史可以分为以下四个阶段。

集资办电阶段（1978-1996 年）：1978 年之前，我国实行国家独资办电的传统电力体制，但政府部门管理 电力对市场需求变化反应不及时，改革开放后用电需求快速提升，电力供给不足情况逐步加重，电力短缺制约 了中国经济的发展。截至 1978 年底，我国发电机装机缺口达 1000 万千瓦，发电量缺口达 400 亿千瓦时。1985 年 5 月，国务院颁布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，采用“集资办电”方式，鼓励地方、 部门和企业投资、合理利用外资，缺电局面扭转。但由于该阶段思路为“谁投资、谁用电、谁受益”，这造成 市场秩序混乱、全国电力难以进行统一调度。 政企分离阶段（1997 年-2001 年）：集资办电改革后，国内电厂数量激增，一定程度上解决了国内电力短 缺的问题，但是由于新建电厂不受国家统一调度，场面十分混乱。1997 年，国务院在全国电力体制改革座谈 会上提出“政企分开 ，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”二十字方针。1997 年 1 月，国家电力公 司在北京成立，次年取消电力工业部，国家电力公司不是一个行政性部门，而是大型国有企业，从而通过国有 企业经营的方式，使工作重心从发电转移到输配电系统的建设。但国家电力公司拥有全国 60%以上发电装机， 全国 80%以上电网，垄断程度较高，不符合市场竞争规律，不利于电力体制改革优化。 厂网分离阶段（2002 年-2014 年）：2002 年国务院同意由国家计委会同有关部门和单位研究提出的《电 力体制改革方案》（电改 5 号文），提出“厂网分离，政企分开，主辅分离”，拉开了第一轮电改的序幕。 2002 年国家发展和改革委员会制定了《电力厂网价格分离实施办法》，确定了厂网分开时的发电企业上网电 价和电网输配电价。自此，电力行业逐步破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企 不分、厂网不分等问题，初步形成了“两大电网、五大发电、六小豪门、两大建设”的电力市场主体多元化竞争格局，进一步释放了电力行业的市场活力。 管住中间，放开两头（2015 年-至今）：2015 年中共中央国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若 干意见》（电改 9 号文），拉开了第二轮电改的序幕。电改 9 号文提出了“管住中间，放开两头”改革方案， 即放开对于发电、售电端的严格管控，引导市场化改革，还原电力商品属性；对于输配电网环节加强监管，由 政府进行定价，确保电网公平开放、市场公平交易。此外，国家电网“主辅分离”继续推进，部分辅业划分至 中国西电集团。2020 年中国明确提出双碳目标，2021 年国家提出构建以新能源为主体的新型电力系统。2022 年，国家发展和改革委员会提出《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到 2025 年，全国 统一电力市场体系初步建成；到 2030 年，全国统一电力市场基本建成。推动各级电力市场建设与协同合作、 推动中长期、现货、辅助市场建设、完善价格形成机制与市场化交易、提升电力市场对高比例新能源的适应性 等。

向前看，我国电力体制经过多次分离重整后，解决了我国电力供给不足的问题，形成了多元化市场参与格 局，有效释放了电力市场活力；往后看，我国电改仍在持续深化过程中，构建新型电力系统与建立全国统一电 力市场或将成为两条主线，未来市场在资源优化配置中作用有望不断增强，电力商品属性有望加速还原。 电价是电力改革中最重要的要素之一，合理的电价不仅能有效反映电力市场的供需关系，引导用户节约用电、错峰避峰；而且能优化资源配置：电价能够引导资金、技术等资源向更高效的领域流动，促使发电企业提 高生产效率、降低成本，推动电力行业的技术进步和结构优化；还能为电力企业提供合理的收入，保障电力投 资和基础设施建设。我国用电结构仍然以第二产业和第三产业为主，市场化电价也有助于电力用户调节自身用 能结构，优化能效指标。

我国电价形成机制较为复杂，包括发电侧的上网电价、电网侧的输配电价及用电侧的销售电价，针对大工 业客户，通常还有两部制电价机制（即要加收容量电价）。在计划电时代，下游用电侧根据电压等级的不同， 核定不同的销售电价，又称为目录电价；上游发电企业上网电价也是确定的，一般称为标杆电价，中间电网企 业相当于统购统销，内部对不同电价进行调整。

2015 年，国务院提出了“管住中间，放开两头”改革方案，即放开对于发电、售电端的严格管控，引导 市场化改革，对于输配电网环节加强监管，由政府进行定价。其中，关于输电电价，2023 年 5 月 15 日，《国 家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526 号）正式发 布。 2023 年 6 月 1 日起全国开启执行新一轮输配电价。本轮输配电价改革在完善输配电价监管体系、加快推动电力市场建设等方面迈出了重要步伐：一是输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本 差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网、微电网等发展创造有利条件；二是输配电价功能定位更加清 晰，将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于更加及时、合理体现用户购电线 损变化，清晰反映电力系统调节资源费用，进一步强化电网准许收入监管；三是激励约束机制更加健全，对负 荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性。

煤电全面进入市场交易，容量电价机制出台

煤电联动机制成为历史，煤电全部进入市场交易

2005 年-2019 年期间，我国实行的是煤电联动电价机制。2005 年 4 月发改委正式下发实施煤电价格联动 的系列通知文件，第一版煤电联动机制是以 2004 年 5 月底的电煤车板价为基础，6 个月为一个周期，联动的 标准为煤价涨幅的 70%。2012 年 12 月，第二版煤电联动政策出台，调整为以年度为周期，企业承担价格波动 比例由 30%降低为 10%。2015 年 12 月 31 日第三版煤电联动政策正式发布，引入分省的电煤价格指数作为各省 调价的依据，由于公开相关计算公式，其从理论和实践上均有所完善，更具有可操作性。但是，煤电联动往往 不及预期，同时调节的过程中受行政干预较为明显，到 2021 年夏季，煤电倒挂达到历史之最，电价机制亟待 理顺。 虽然从 2020 年 1 月 1 日起，我国已经取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮 动”的市场化机制。浮动范围为上浮不超过 10%、下浮不超过 15%，具体电价由供需双方协商或竞价确定，但 2020 年暂不上浮。21 年夏季煤价冲高导致煤电大规模亏损倒逼政策改革，2021 年 10 月 12 日起，我国将“基 准价+上下浮动”市场化机制的浮动范围调整为上浮不超过 20%、下浮不超过 20%，具体电价由供需双方协商或 竞价确定，电价对高耗能行业不设涨幅限制，至此煤电联动成为历史，我国煤电全部进入市场交易。

我国煤电进入全面市场化后，电力交易形势主要包括年度长协、月度、现货、电网代购电、辅助服务等。 其中年度长协主要由双边协商达成价格，为煤电最核心的交易方式，煤电年度长协价格也成为我国电力市场的 价格锚。从交易量来看，我们估计 2024 年煤电年度长协比例为 60%，月度交易占比 25%，现货占比 5%，其他 交易形式占比 10%，煤电年度长协锁定大部分煤电。

与此同时，煤电现货市场也在加快发展。2023 年 9 月，《电力现货市场基本规则（试行）》正式发布。1 个 月后，《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》发布，提出推动现货市场转正式运行。电力现货市场 建设实施路径一般包含模拟试运行、调电试运行和结算试运行三个阶段。截至 2023 年底，全国共有 2 9 个地区 开展电力现货市场（试）运行，山西和广东电力现货市场已先后转入正式运行。总体而言，中国的电力现货市 场正在逐步推进，各省份的试运行和正式运行情况各有差异。未来，随着市场机制的不断完善和电力体制改革 的深入，电力现货市场将在中国的电力行业中发挥越来越重要的作用。 电网企业代理购电，始见于国家发改委 10 月 11 日印发的《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 号中。同月，国家发改委印发了详细“说明书”——《关于组织开展电网 企业代理购电工作有关事项的通知》。电网代购电主要是针对 1439 号文中被推入电力市场的小型电力用户， 由于其体量较小难以直接参与电力市场交易，故现阶段暂由电网代理其购电。已参与市场交易、改为电网企业 代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的 1.5 倍执行（类似于惩罚电价）。用电侧参与市 场化有三种方式：注册成为直购电用户；注册成为零售用户委托售电公司参与；电网代购（相当于电网是大型 的售电公司）。2022 年起，电网通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价方 式、作为价格接受者参与市场出清。即电网企业对于代购电价格没有直接定价权，代购电价格将完全由市场形成。

容量电价机制出台，煤电盈利稳定性提升

容量电价是一种以容量为基础的经济激励机制。在新能源发电逐渐占据主导地位的电力市场中，燃煤发电 难以仅靠电量市场回收其固定投资成本，导致煤电机组投运积极性削弱，电力系统充裕性受威胁。容量电价机 制以机组的装机容量而非发电量为基准，使机组可获得能量市场和辅助服务市场以外的收益，是激励煤电投资 积极性的重要方式。 近年来，我国新能源装机规模持续增长，发电量占比稳步提升。新能源发电具有多种优势，但是新能源发 电出力也具有随机性、波动性，难以独立保障可靠电力供给，需要依赖支撑性电源提供容量保障。以光伏出力 曲线为例，光伏通常在中午十二点达到最大出力功率，而夜间发电功率则降低到 0，这与早晚双高峰的用电曲线 有较大差异。新能源大规模进入市场后，发电侧负荷曲线需要更多灵活性电源进行调节，燃煤发电机组需要承 担调节或备用角色，确保新能源发电上网的稳定性。容量电价机制基于容量为机组提供收益，可保证煤电机组 在市场化的电能量定价和辅助服务定价之外，获得稳定的收入，确保机组持续平稳运行，保障电力系统容量的 充裕性。

煤电容量电价机制的实施范围为合规在运的公用煤电机组。用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全 国统一标准，为每年每千瓦 330 元。通过容量电价回收的固定成本比例，2024-2025 年多数地方为 30%左右，部 分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为 50%左右；2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提 升至不低于 50%。 煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电 网企业按月结算。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。对纳入受 电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分 摊比例和履约责任等内容。其中，配套煤电机组原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担；其 他煤电机组原则上执行送电省份容量电价，容量电费由送、受方合理分摊。对未纳入受电省份电力电量平衡的 跨省跨区外送煤电机组，由送电省份承担其容量电费。

总体而言，煤电容量电价机制是适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势的要求，有助 于保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源发展奠定坚实基础。但该机制在实施过程中，可能面临政 策实施不及预期、电价下降、容量电费考核等风险，还需密切跟踪监测并根据实际情况进行调整优化。

绿电市场化程度逐步提升，长效电价机制值得期待

绿电电价从目录到竞价，市场化程度不断提升

风电与光伏作为新能源电源，过去一直以来上网电价得到政策补助，补贴金额为超过当地燃煤标杆电价部 分。随着技术逐步成熟，电价补贴逐步减少，2021 年风电、光伏最终走入平价时代。风、光电根据销售途径分 为保障利用小时数以内的保障性消纳和保障利用小时数以外的市场化消纳。保障性消纳依照政策性的目录电价， 市场化消纳通过双边协商、集中竞价等多种方式根据市场价格销售。从保障性消纳能力角度看，近年电网调节 能力的持续增强，2020 年我国弃风率、弃光率均降至 5%以下，绿电目录内消纳保障能力较强。风光计划电部分 均按照资源区类型以及核准时间节点、并网时间节点等决定目录电价，目录电价确定后，在合理利用小时达到 之前不会变化，机制较为稳定。

近年来绿电市场化消纳方式呈现百花齐放特点，中长期电力交易、月度交易、日内交易、绿电交易、绿证 交易等均加速发展，由于绿电日内出力不均特点，绿电现货市场尤其得到重视。从全国各省份已基本建立起分 时电价机制的适用范围发现，执行分时电价的用户普遍为大工业用户及一般工商业用户。从电价浮动来看，各 省份峰谷电价浮动比例大多在 50%-80%之间，而尖峰及深谷电价浮动比例在峰/谷电价基础上进一步拉大。从整 体趋势上来看，主要呈现出拉大峰谷价差和“两充两放”地区渗透率提高上。 2023 年，北京、山东、湖北、辽宁、宁夏、新疆、甘肃、福建、河北、云南、青海等 11 个省份出台了关于 分时电价的新政策。其中山东推出《关于进一步优化工商业分时电价政策的通知》及福建省发改委下发《关于 完善分时电价政策的通知》，进一步推动输配电价改革、拉大峰谷价差。湖北则推出《关于做好工商业分时电 价机制有关工作的通知（征求意见稿）》，调整工商业电价至“午时谷电”模式倒逼用户侧增加光伏配储。合 理的峰谷电价价差，对发挥电价信号作用、引导电力用户削峰填谷非常关键。对于工商业用户而言，分时电价政策既可能导致部分企业用电成本增加，也会有分企业从中获益。

绿电消纳分化明显，市场化消纳成未来主流

青海省消纳政策：弃风、弃光率较高，绿电外送规模快速增长，所有绿电参与市场化交易

青海省不仅风光条件优越，而且土地资源丰富，截至 2023 年底，青海省风电装机 1185 万千瓦、光伏装机 2560 万千瓦，新能源装机规模达 3726 万千瓦，占总装机的 68%。2024 年一季度，青海省新能源发电量 127 . 3 亿 千瓦时，同比提升 20.4%；青海新能源发电量占发电总量的 51.3%，成为全国率先实现新能源发电量超 50%的省 级电网。虽然风光装机规模快速扩大有效利用了青海省发电资源，在推动省内能源结构转型与实现双碳目标中 发挥了重要作用，但风光装机比例的快速提升也增大了青海电网的消纳压力，2024 年前 5 个月，青海省弃风率 7%、弃光率 8.7%，在全国所有省市中弃风、弃光情况较为严重。 由于省内绿电发电量快速增长，但省内自身需求相对有限，青海省积极发展跨省电力消纳。截至 202 3 年底， 青海电网已建成东接甘肃、南联西藏、西印新疆和直通中原的交直流混合型多端枢纽电网，成为西北地区收割 受、送能力均超过千万千瓦的省级电网，是我国“西电东送”的重要通道之一。2021 年，青海省新能源发电量 339 亿千瓦时，外送 100 亿千瓦时，外送比例为 29.5%。2023 年前七个月，青海省绿电外送范围扩展至 1 4 个省 市，外送电量达 116 亿千瓦时，占新能源发电量的比例为 43.2%。

青海省也成为国内绿电市场化程度较高的省份之一。青海省现行新能源发电项目上网电价为 0.2277 元/千 瓦时，具体结算价格根据发电项目参与市场化交易后的实际水平确定。青海省绿电消纳以年度长协为主，青海 省能源局针对 2024 年电力市场交易提出新能源年度市场交易合同电量比例不低于 80%，其余电能以多月、月度 及月内交易合同电量形式消纳。此外，青海能源局还要求做好分时段交易机制与峰谷分时电价政策衔接，中长 期分时段交易光伏发电峰、谷电价在平电价的基础上分别上浮不低于 63%、下浮不低于 20%形成。青海省也是我 国国内较早试点绿电交易的省份，2022 年 7 月青海省首次绿电交易中，23 家新能源电站与 42 家电力用户签约 2022-2027 年绿色电力交易总电量 62.7 亿千瓦时，绿电环境价值得到显现机会。

山东省：弃风、弃光率适中，保障消纳兜底作用明显，有序推进新能源发电接入现货市场

山东作为经济大省，积极扩展新能源发电规模以匹配日益增长的用电需求，自 2016 年山东风电、光伏装机 容量突破 10GW 后，山东风电、光伏装机规模持续快速发展，近八年年均增速超 30%。2023 年，山东新增风电、 光伏 1682 万千瓦。截至 2023 年底，山东省风电装机 2591 万千瓦，装机规模位列全国第四；光伏装机 563 8 万 千瓦，装机规模位列全国第一。尽管山东省持续存在电力缺口，但由于新能源出力不稳定特性，仍然有明显的 消纳压力，2024 年前 5 个月，山东省弃风率 4.5%、弃光率 2.2%，在全国所有省市中弃风、弃光情况处于中等水 平。 作为能源大省，山东省通过科学分配消纳责任权重、落实新能源消纳工作责任、健全政策措施、做好督导 考核等手段确保新能源发电的消纳维持在较高水平。在做好保障消纳兜底的同时，山东省也积极推动新能源发 电进入市场交易，树立“2023 年新能源全面参与电力市场交易”为目标，推动存量新能源联合配建储能高比例 参与电力市场交易；逐步扩大新能源参与电力市场交易比例，通过市场化方式，提升新能源配建储能利用率和 场站综合收益水平。探索基于电力现货市场分时电价信号的分布式光伏分时上网电价机制，推动分布式储能健 康发展。除已推动集中式电源进入市场交易外，山东省也在积极筹划推动分布式光伏进入市场交易，从而进一 步提升省内新能源电力市场化水平。 山东省电力现货市场建设也走在国内前列，作为我国首批电力现货市场试点建设地区之一，经过连续不间 断试运行 929 天后，山东省电力现货市场于 2024 年 6 月转入正式运行。市场模式方面，山东电力现货市场选择现货全电量出清、中长期交易差价结算的集中式市场模式；制定分时电价传导机制方面，山东创新实施了现货 市场分时电价全链条传导机制，优化工商业分时电价与分时零售套餐约束机制，同步适时调整代理购电用户分 时电价浮动比例和峰谷时长等参数，有效实现现货市场分时价格信号向终端用户的有效传导。在政策组合拳下， 随着光伏装机占比持续提升，山东省峰谷价差持续拉大，对电力资源配置起到积极作用。

上海市：绿电 100%消纳，重点发展绿电交易市场，推动绿电消费水平提升

上海市作为国内直辖市和重要经济中心之一，2023 年用电量达 1849 亿千瓦时，同比增长 5.9%，上海市外 来电占比约 45%，以水电为主；市内电力供应以煤电为主，本市新能源发电量为 48 亿千瓦时，同比增长 14. 3 %。 上海市电力供需缺口较大，同时新能源发电量占比较小，2024 年前 5 个月，上海市弃风率 0%、弃光率 0 %，保持 零弃风、零弃光。 受益于良好的本地用电需求以及较低的风电、光伏发电量比例，上海市连续多年保持 100%绿电消纳率，市 内绿电。上海市在保障省内绿电消纳的同时积极帮助绿电实现环境价值，一方面加快可再生能源项目建档立卡， 提升绿证核发进度；另一方面积极推动省间绿电交易，2023 年上海市绿电交易量达 21.5 亿千瓦时，较去年同期 6.7 亿千瓦时大幅增长，2024 年年度省间绿电交易量突破 40 亿千瓦时，较 2023 年进一步大幅增长。 根据 2024 年 5 月 24 日上海市发展和改革委员会等四部门发布的《上海市促进绿色电力消费加快能源低碳 转型实施意见》显示，上海市将按照全国统一电力市场和绿电交易体系建设的总体要求，建立健全符合上海实 际的绿电交易机制。到 2025 年，绿电绿证交易机制逐步完善，绿电消费能力显著提升，绿电交易规模达到 5 0 亿千瓦时以上；到 2030 年，绿电供给和消费多元化发展，建成绿电消费标杆城市，绿电交易规模达到 300 亿千 瓦时。上海绿电市场重点任务包括加大绿电多元化供给、构建多维度的绿电交易机制、完善绿电交易收益分配 机制、积极探索分布式绿电交易等。

市场化竞争激烈，电价过低不利于绿电健康发展

由于电网建设与电源建设之间存在的不匹配的情况，我国现有新能源电力的消纳能力难以完全保障绿电项 目利用小时数，其中西北电网的消纳压力尤为明显。我国西北电网主要覆盖陕西、甘肃、青海、宁夏和新疆五 省，近年来，西北地区新能源装机维持较高增速。截止 2023 年末，西北五省新能源装机容量达 2.23 亿千瓦，占 全部装机容量的 49.51%，新能源装机占比接近半数。新能源比例的增长使得新能源与旧系统的不适配性愈发明 显，与此同时，西北地区电力需求的增速难以匹配新能源装机容量的增长。2018 年~2023 年，西北新能源装机 容量累计增速达 142.57%，用电量需求累计增速仅为 49.79%。

在消纳情况方面，据全国新能源消纳监测预警中心发布的《2023 年各省级区域新能源并网消纳情况公布》， 陕西、甘肃、宁夏、新疆和青海风电利用率分别为 96.80%、95%、97.80%、95.80%和 94.20%，除宁夏以外均低 于全国平均水平 97.3%；陕西、甘肃、宁夏、新疆和青海的光伏利用率分别为 96.50%、95%、96.40%、96. 90% 和 91.40% ，均低于全国平均水平 98.0%。到 2030 年，西北电网新能源装机预计将达到 3.5 亿千瓦，相当于 2020 年新能源装机的 3 倍，西北地区消纳压力持续增长。

电力系统消纳能力的不足使得电力系统难以保障项目利用小时数，更多的项目发电量需要通过市场交易消 纳。同时，新能源发电在电力市场竞争中处于相对劣势地位，尤其是日内峰谷波动较大的光伏项目，使得市场 交易电价偏低，进一步拉低了新能源项目的上网均价，导致项目盈利承压。以中航京能光伏 REIT 榆林 300MW 光伏项目为例，该项目批复电价为 0.8 元/千瓦时（含税，含国补）。

2021 年，该项目“保量保价”电量占比达 79.88%，保量竞价电量占比 20.12%，平均结算单价为 0.7797 元 /千瓦时。2022 年，该项目市场化交易电量达 33.66%，保障性光伏发电电量占比下降至 66.34%，平均结算单价 下降为 0.7602 元/千瓦时，同比下降 2.5%。2023 年，在全国开展电力市场化交易改革的整体政策背景下，陕西 省降低了以固定标杆/基准电价结算的优先计划光伏电量，使得更多的光伏上网电量以电力市场交易的方式进行 结算。2023 年 2 季度以来，受市场交易电量和电价波动影响，项目结算电价呈波动趋势。2023 年 3 季度，榆林 光伏项目市场交易电量为 0.95 亿千瓦时，占总结算电量的 81.20%，市场交易均价为 0.707 元/千瓦时，项目当期 结算电价为 0.725 元/千瓦时，环比下降 10.56%。2024 年一季度，项目市场交易电量为 0.64 亿千瓦时，占总结 算电量的 60.95%，市场交易均价为 0.738 元/千瓦时，项目当期结算电价为 0.7321 元/千瓦时，环比下降 5. 66%。 整体来看，受政策驱动和电网消纳能力有限的影响，新能源市场化交易比例大幅上升，项目平均结算电价 明显下降，项目盈利承压。值得注意的是，这并非为目前受市场电价下滑导致盈利承压的孤例，我们判断在 3060 双碳目标大方针的指引下，新能源发电项目仍有较好的发展机会。为支持新能源发电项目健康平稳发展，后续 电改或将针对新能源项目电价机制展开优化，从而保障新能源项目合理收益率。我们预期政策利好可能主要体 现在差价合约机制、绿电交易、绿证交易等方面，帮助新能源项目实现合理的电能量价值和环境价值。

新能源差价合约有望推广，保障绿电项目长期收益

新能源差价合约（CfD）是一种金融工具，它可以帮助新能源发电商在电力市场中规避价格风险，同时也可 以为购电方提供稳定的电价。新能源差价合约是指买卖双方订立的一种合约，合约规定卖方以金融的形式向买 方支付商品合约价与结算价之间的差额（如果差价为负，则需要买方向卖方支付），整个过程中不涉及实体交 易。对于天然存在出力不稳定性的新能源发电主体而言，差价合约无疑是最符合其出力特性的中长期合约形式， 帮助其规避了物理执行风险。根据差价合约招标规则，清洁能源发电厂参与拍卖以确定其售电收入的执行价格。 当市场价格低于执行价格时，政府补足差额，而当市场价格超过执行价格时，发电厂保留盈余，将超出部分偿 还给政府。 随着各地新能源渗透率的持续提高，新能源参与电力市场的方式增加、范围扩大、规模和比例迅速上升。 在新能源装机快速增长、电力市场持续推进形势下，新能源参与电力市场的电量比例已过半，参与市场带来的消纳风险和度电收益不确定性可能影响新能源发展节奏和能源转型进程。差价合约是兼顾新能源参与电力市场 和保障一定收益的可行机制，未来 CfD 机制有望在国内得到进一步推广。

绿电交易、绿证交易加速发展，绿电环境价值加速显现

绿电交易快速发展，“证电合一”助力实现环境价值

绿色电力交易指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，其中，绿色电力产品是符合国家相关政策要 求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量，初期主要为风光发电上网电量，后续可能会逐步扩充符合条 件的其它电源上网电量。与一般的电量交易不同，绿色电力在提供电能价值的同时，也为用户提供环境价值。 绿电交易在进行电能量交易的同时会提供绿色电力消费证明和绿色电力证书（“绿证”），即“证电合一”。其 中，绿色电力消费证明由电力交易机构核发，可为用户提供绿电电力消纳的认证，其内容包括绿电合同的周期、 电量、电能的供输消方、电能的类型等。 我国绿电交易的政策开端可追溯到国家发改委、国家能源局 2021 年 9 月发布的《关于绿色电力交易试点 工作方案的复函》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。《工作方案》强调绿色电力的 绿色属性与环境价值，提出绿电交易应当还原绿电的绿色商品属性。同时，《工作方案》提出绿电交易应当发 挥粘合剂作用，与绿证交易、全国碳排放权交易及可再生能源电力消纳保障机制下的超额消纳量交易等市场机 制实现衔接融合。 2023 年 8 月，北京电力交易中心发布《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则 (修订稿)》，提出无补 贴新能源优先组织参与绿电交易，带补贴新能源项目逐步参与绿电交易，绿电交易高于煤电基准电价的溢价收 益，将与可再生能源补贴发放进行等额扣减。在最新的绿电交易规则下，对于无补贴项目来说，绿电交易主要 提供环境价值溢价；对于带补贴项目来说，绿电交易可提供可再生能源补贴的提前回收。

根据《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则 (修订稿)》，目前绿色电力交易主要包括省内绿电交易和 省间绿电交易，组织交易方式包括双边协商、挂牌交易和集中竞价，在初期主要以双边协商为主。以省内绿电 交易为例，电力交易中心会定期发布交易公告，市场主体需要申报电量、价格等信息，绿色电力交易平台出清 形成无约束交易结果。在交易价格方面，绿电交易的价格在燃煤发电的基础上，进一步体现绿色电力的环境价 值，且成交价格中需要分别明确电能量价格和绿色环境价值。具体来说，在集中竞价交易中，绿电按照电能与 环境价值整体撮合成交，其中环境价值为交易组织时国家电网公司经营区平价绿证市场上一结算周期成交均价， 电能价值为整体价格扣减环境价值；在协商与挂拍交易中，双方确定绿电交易的整体价格后也需要对电能和环 境价值分别明确。在完成绿电交易后，电力交易机构需向市场主体出具绿电交易的结算依据，其中包含电能的 电量和价格、环境价值以及环境价值偏差补偿费用等内容。电网企业则依据结算单据向用户出具电费账单，其 中绿电的环境价值电量、价格和费用部分单列。最后，电力交易中心会依据实际结算的绿电环境价值电量，在 绿色电力交易平台将对应的绿证有发电主体划转到用电主体，并定期将绿证划转信息提高到国家可再生能源信 息管理中心。

2023 年以来，绿电交易实现跨越式增长。2023 年，我国绿电交易完成 537.7 亿千瓦时，占全国市场交易量 比重约为 0.95%。公开资料显示，2023 年，京津冀区域完成年度绿电交易超 230 亿千瓦。2023 年浙江绿电交易 电量达到 82.13 亿千瓦时，同比增长 218.85%。2023 年贵州绿电交易电量达 7.9 亿千瓦时，同比增长 2 6 倍。伴 随着电力市场改革的深化和绿色市场机制的衔接，绿电交易规模还有持续增长的趋势。2024 年 7 月，广东省绿 电环境价值成交 9.92 厘/千瓦时，环比下降 0.02 厘/千瓦时。

绿证覆盖范围扩大，交易规模快速增长

绿证全称为可再生能源绿色电力证书，是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电 力生产、消费的唯一凭证。绿色电力证书则由国家可再生能源信息管理中心核发，内容包括绿电的购买方和生 产方、绿证编号、证书对应的电量和相应的减排量等内容。同时，与国际 REC 相似，每张绿证同样对应 1 兆瓦 时的可再生能源发电量。

2017 年 1 月，国家发展改革委、财政部、国家能源局共同出台试行绿色电力证书核发及自愿认购交易的政 策，此时绿证的核发范围仅为享受补贴的陆上风电和集中式光伏发电项目上网电量，主要目的是帮助缓解可再 生能源补贴的缺口。补贴项目在申领出售绿证之后，需要放弃相对应电量的电力补贴。2019 年 5 月，国家发改 委和国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，提出建立健全可再生能源电力消纳 保障机制，确定各省可再生能源电量在电力消费中的占比，即“可再生能源电力消纳责任权重”。同时，《通知》 提出消纳责任由售电企业和电力用户协同承担，责任主体可通过自愿认购绿色电力证书的方式，完成消纳目标。 2020 年，可再生能源电力消纳保障机制正式开始实现。2022 年，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联 合发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，进一步明确各地区‘十 四五’时期新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核以及绿证作为可再生能源电力消费量认定 的基本凭证。2023 年 8 月，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》正 式发布，该通知在进一步明确绿证权威性、唯一性和通用性特点，即明确由国家能源局负责绿证相关管理工作， 明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证， 明确将推动绿证与国内碳市场、国际绿色消费和碳减排进行衔接。同时，《通知》将绿证核发范围从陆上风电和 集中式光伏发电项目扩展到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，但常规存量水电项目暂不核发可交易绿证，其余可再生能源项目可核发支持交易一次的可交易绿证。总结绿证政策的发展过程，伴随着绿证政策的演进， 绿证的核发范围逐渐扩大，承担的任务越来越复杂，需求主体逐渐多样化。

2023 年 12 月 13 日，国家能源局召开绿证核发工作启动会，12 家申领绿证的发电企业和 10 家绿色电力用 户代表现场获颁国家能源局核发的首批绿色电力证书。国家能源局首批核发绿证约 1191 万个，涉及项目 1168 个、发电企业 755 家。随着我国可再生能源装机容量和发电量不断攀升，实现绿证核发全覆盖后，我国将成为 全球最大的绿证供应市场。 根据中国绿色电力证书交易平台统计，截至 2023 年 10 月 22 日，全国累计绿证销售数量约 5654.11 万份， 对应绿电电量 565.41 亿千瓦时；其中企业用户购买数量达 5650.18 万份，占比 99.93%；个人用户购买数量为 3.93 万份，占比仅为 0.07%。企业用户中绿证购买数量最多的 5 家公司分别为新疆东方希望有色金属有限公司、 中国神华神朔铁路分公司、华晨宝马汽车有限公司、河北津西钢铁和中国神华神东煤炭分公司，购买数量分别 约为 130、111.44、93.53、72.00 和 57.26 万份，分别占总交易规模的 2.30%、1.97%、1.65%、1.27%和 1.01% 。 从用户类型来看，5 家企业主要从事金属冶炼、煤炭开采、汽车制造等能耗较大的重工业行业。分区域来看，交 易量最大的 3 个省份分别为内蒙古、山西和陕西，成交量分别达 909.02、900.68 和 780.59 万份，占比达 16. 08%、 15.93%和 13.81%。

根据绿证核发的项目的补贴情况，绿证可分为带补贴项目绿证和无补贴项目绿证，其中带补贴绿证标价一 般远高于无补贴绿证，相应成交量也低于无补贴绿证。根据中国绿色电力证书交易平台披露数据，2022 年全国 绿证无补贴绿证成交规模达 384.60 万份，带补贴绿证仅成交 187 份。交易价格方面，2022 年带补贴风电和光伏 绿证交易均价分别为 201.1 和 622.8 元/份，无补贴风电和光伏项目交易均价为 44.5 和 48.5 元/份。 2023 年前 7 月，我国共核发绿证 5304 万份，对应电量为 530.4 亿千瓦时；2023 年前 7 月我国风光 发电量为 6439.90 亿千瓦时，假设平均厂用电率为 5%，绿证核发率约为 8.67%，假设绿证认购率为 50%， 则新能源成交绿证产出率约为 4.33%。由于目前风光无补贴绿证的价格差异较小，带补贴绿证的交易规 模较小，因此我们不区分风光绿证。假设无补贴绿证的交易价格为 40 元/份，对应新能源发电量为 1 兆 瓦时。从度电收益来看，每张无补贴绿证可为每度新能源电能提供 0.04 元的额外收入。

水电、核电定价机制

水电电价较为稳定，市场化程度有限

大部分水电以计划电形式定价，具体来看包括成本加成、标杆电价、落地倒推三种形式。2014 年 2 月前并 网的水电按成本加成方法，一厂一价核定上网；2014 年 2 月以后新投产的水电站，其中跨区跨省域交易价格由 供需双方协商确定；省内上网电价实行标杆电价制度，并根据水电站在电力系统中的作用，可实行丰枯分时电 价或者分类标杆电价。对一些国家明确跨省跨区域水电站，电价执行落地倒推机制，多随火电价格进行变动。 随着火电电价全面实行市场化定价，部分水电也建立起落地端倒推的浮动电价机制，享受到煤电电价上涨红利， 提升了整体的电价水平。目前在云南、四川等水电资源丰富的省份，水电企业可以通过省内水电交易平台通过 月度长协形式交易水电，尽管水电能在电网中充当基荷，并且也是一种清洁低碳能源，但由于水电综合发电成 本在现阶段明显优于其他电源类型，我们判断水电短期内大规模进入市场交易可能会对市场价格产生明显扰动， 这削弱了水电进行快速市场化的预期。 此外，抽水蓄能电站作为一种特殊的水电站，其上网电价与其他电源的上网电价有根本区别，主要有以下 几种形式：电网统一经营；单一电量电价；两部制电价；租赁电价。在电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，电价按照合理成本加准许收益的原则核定。例如，电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价 按燃煤机组标杆上网电价的 75%执行。抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运 行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。2021 年 5 月 7 日，国家发改委发布的《关于进一步完善 抽水蓄能价格形成机制的意见》明确，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收。电站经营 期按 40 年核定，经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定。同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽 水蓄能电站进入市场，以提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分发挥电价信号作用。

核电以计划电为主，市场化有望加速

核电以计划电为主，占总核电发电量的 70%以上，大部分核电机组电价为取当地燃煤标杆电价与 0.43 元/千 瓦时中的孰低值。少量先进三代核电按一厂一价核准上网电价，该电价一般略高于当地核电标杆电价。目前各 地核电市场化交易程度不一，重要交易形式为中长期交易与月度交易，市场交易价格通常与当地煤电长协电价 价格一致。随着我国电改程度不断深化，以及核电产业链国产化加速，未来核电市场化交易程度有望进一步加 深；核电较高的利用小时数以及较少的外围影响决定其能提供稳定的电力供应，这将增强核电在电力市场化交 易中的竞争力。

综合来看，我国电改核心目标为还原电力商品属性，通过“看不见的手”优化电力资源配置，首先 围绕发属配售各环节完善电力价格机制，最终建立多层次的全国统一电力市场。此外，为完成双碳目标， 我国将持续打造新型电力系统，新能源发电比例有望持续提升。电价作为电改的明珠，未来各环节电价 机制仍将持续深化改革，尤其是电力现货市场等高度市场化并深度契合新能源发电曲线的电价机制有望 迎来加速发展。

电力：用电量维持高增，来水改善水电出力显著增长

火电：可再生能源挤压火电出力，动力煤市场宽松运行

2024 年 1-5 月份我国全社会用电量增速为 8.6%，增速较上年同期增加 3.4 个百分点，5 月份我国全社会用 电量为 7751 亿千瓦时，同比上升 7.2%。从电力生产情况来看，得益于来水情况的好转，水电发电量同比高 增；受可再生能源发电增长的挤压，火电 5 月发电量同比下降。今年 1-5 月份火电累计发电量为 2.52 万亿千瓦 时，同比增长 4.0%；单 5 月来看，火电发电量同比下降 4.3%，较去年同期下降 5.6 个百分点。从利用小时来 看，今年 1-5 月我国火电利用小时为 1762 小时，较去年同期减少 4 小时。

储备煤政策+节能降碳行动，动力煤供需有望维持宽松

2024 年以来，受火电出力增速下行和非电需求乏力的影响，动力煤市场维持宽松运行状态，动力煤价格 整体呈下行趋势。在煤炭保供方面，2024 年 4 月，国家能源局发布《关于建立煤炭产能储备制度的实施意 见》，要求“主动适应煤炭供需形势变化，形成稳定的产能储备支持政策预期，积极引导具备条件的企业建设 煤炭储备产能”。具体来看，《通知》要求到 2027 年，初步建立煤炭产能储备制度，有序核准建设一批产能 储备煤矿项目，形成一定规模的可调度产能储备。到 2030 年，产能储备制度更加健全，力争形成 3 亿吨/年左 右的可调度产能储备。根据《通知》的要求，产能储备煤矿要严格履行煤炭保供稳价责任，按照有关要求签订 电煤中长期合同，执行国家有关价格政策。我们认为产能储备煤炭政策的建设有助于进一步降低电煤价格的波 动性，保障发电企业的业绩稳定性。 2024 年 5 月，国务院发布《2024－2025 年节能降碳行动方案》，强调在重点领域和行业节能降碳改造。 具体来看，《方案》提出 2024 年，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低 2.5%左右、3.9%左 右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约 5000 万吨标准煤。《方案》部署了化石能源消费减量替代行 动，要求严格合理控制煤炭消费，重点削减非电力用煤。节能降碳行动的推进有助于进一步降低煤炭需求的增 长，保障煤炭供需的宽松。

近年来，进口煤作为我国煤炭供需格局重要的平衡因素，已成为政府调节煤炭价格的重要抓手。2024 年 1-5 月，我国累计进口煤 2.05 亿吨，同比增长 12.6%；5 月单月进口煤为 4382 万吨，同比增长 10.71%。动力 煤进口方面，目前我国主要的贸易对象为印度尼西亚、俄罗斯、蒙古和澳大利亚等国，其中印尼煤进口数据量 保持平稳，澳煤进口数量同比显著增长。2024 年 1-5 月，我国进口印尼、澳大利亚和俄罗斯动力煤分别为 9007.38、2712.20 和 1791.31 万吨，同比变化-4.71%、+148.33%和-18.39%。在国际能源市场恢复、中澳关系好 转的影响下，我国动力煤进口量有望稳步增长，成为煤炭市场供应的主要补充。

动力煤消费方面，2024 年以来，受宏观经济边际改善和火电出力增速放缓的综合影响，动力煤消费量同 比增长。2024 年 1-5 月，国内动力煤总消费量为 16.60 亿吨，同比增长 4.43%；单 5 月来看，动力煤消费总量 为 3.1 亿吨，同比增长 0.26%。从动力煤消费结构来看，电力仍是动力煤消费的主体行业。2024 年 1-5 月，火力发电量同比增长，电力行业动力煤消费量达 10.27 亿吨，同比增长 3.33%；在总消费量中占比达 68.30%。冶 金、化工、建材、供热行业的动力煤消耗量分别为 0.72、1.03、1.14 和 1.88 亿吨，同比增长-6.09%、-5.73%、 26.45%和 9.24%；在总消费量中占比 4.80%、6.82%、7.58% 和 12.50%。伴随水电及新能源出力的增长，火 电发电量增速或将继续回落，动力煤消费的增长承压。动力煤供应方面，2024 年 1-5 月，我国动力煤总供应量 约 16.36 亿吨，同比增长 0.33%；进口量约 0.69 亿吨，同比增长 50.43%，进口数量的增长有效保障动力煤总供 应量水平。

动力煤价格方面，2024 年以来，动力煤供需情况维持宽松，市场价格整体呈下行趋势。截至 2024 年 7 月 6 日，秦皇岛 Q5500 动力煤价格为 845 元/吨，同比下降 2.31%；2024 年 7 月 4 日，印尼 Q5500 动力煤价格为 933 元/吨，同比增加 2.30%。考虑到目前国内的能源保供政策、国际能源市场的供需情况以及下游电厂的库存 水平，我们认为年内动力煤大幅回升的可能性不大，动力煤价格低位水平有望维持，煤电盈利改善趋势有望持 续。

国际煤炭市场方面，俄乌冲突对全球能源市场的影响逐渐消弱，国际动力煤价格在 2022 年 3 月达峰后， 持续维持下行趋势。截至 2024 年 6 月 27 日，纽卡斯尔、理查兹、印度东海岸和印度西海岸 Q5500 大卡动力 煤价格降至 88.00、89.60、106.90 和 106.50 美元/吨，同比下降 2.92%、4.55%、20.59%以及 22.13%。

水电：来水同比显著改善，水电发电量同比增长

2024 年以来全国降水量较往年同期偏高，整体水电表现良好，水电发电量明显上升。2024 年 1-5 月我国 水电累计实现发电量 4088.50 亿千瓦时，同比增长 14.9%。其中 5 月份单月水电实现发电量 1149.9 亿千瓦时， 同比增长 38.6%。从利用小时来看，2024 年 1-5 月我国水电累计平均利用小时数为 1093 小时，同比增加了 126 个小时。

2024 年 6 月，我国降水量整体较去年偏丰，单 6 月来看，平均降水量达 115.0 毫米，同比偏多 32.64%， 较常年同期偏多 11.9％。分省份利用小时方面，截止 2024 年 5 月，除四川水电累计利用小时数同比下降 41 小 时外，主要水电省份水电利用小时均较去年同期有所上升，贵州、云南、广西、广东、湖南、湖北、青海、福 建和浙江累计水电利用小时数同比上升 335、63、259、165、635、395、141、12 和 227 小时。

风电、光伏：装机规模维持增长，消纳利用略有下降

风电装机持续增长，1-5 月新增装机 1970 万千瓦

风电方面，截至 2024 年 5 月，我国累计并网风电装机约 4.6 亿千瓦，同比增长 20.50%；我国新增风电装 机 1970 万千瓦，较去年新增装机规模同比增长 14.80%。2024 年 1-5 月风电累计发电量为 4048.30 亿千瓦时，同比增长 5.00%。随着新能源转型进程的持续推进，我们预期“十四五”期间风电行业将持续保持景气。

2024 年以来，受电网建设速度和电源建设不匹配的影响，风电利用率有所下降，弃风率同比上升。据全 国新能源消纳监测预警中心数据显示，截至 2024 年 5 月，我国风电利用率达到 95.9%，弃风率 4.1%左右，较 去年同期增加 0.7 个百分点；利用小时数方面，截至 2024 年 5 月，风电累计利用小时数为 976 小时，较去年 同期下降 105 小时，降幅达 9.71%。

弃光率升至 3.3%，分布式发展提速

自 2015 年以来，我国光伏累计装机容量保持稳健增长，截至 2024 年 5 月光伏发电累计并网装机容量达 6.91 亿千瓦，同比增长 52.20%。2024 年 1-5 月光伏累计发电量为 1495.23 亿千瓦时，同比增长 25.30%；光伏 发电累计利用率约 96.7%，弃光率约 3.3%，同比上涨 1.3 个百分点。

从光伏装机总量上看，集中式光伏领先分布式光伏，但分布式光伏规模增长迅速。截至 2024 年一季度 末，我国集中式光伏总装机 3.80 亿千瓦，占总装机的 57.54%；分布式光伏总装机为 2.80 亿千瓦，占总装机容 量 42.46%。从新增装机结构来看，近年来分布式占比逐渐提升，2024 年第一季度集中式光伏新增装机 2502 万 千瓦，占新增光伏装机的 49.46%；分布式光伏新增装机 2556 万千瓦，占新增光伏装机的 50.54%。

编辑：火腿肠