广发如是说｜关于电力体制改革

公用事业2024年投资策略：公用事业化（2023-11-28）

事件1： 据新华社报导，5月23日下午，总书记在山东省济南市主持召开企业和专家座谈会并发表重要讲话。 座谈会上，国家电力投资集团有限公司董事长、党组书记刘明胜等9位企业和专家代表先后发言，就深化电力体制改革等提出意见建议。

事件2：国电投集团公众号报导，5月24日国家电投党组传达学习习近平总书记在企业和专家座谈会上的重要讲话精神： ①全力以赴扛起核电、重型燃机两个重大专项的“国之重任”，坚决抓好“一流光伏”、氢能、储能等战略性新兴产业的发展任务；②要以改革深化提升推动高质量发展，努力打造世界一流清洁能源企业，切实抓好沙戈荒新能源大基地建设、农村能源革命试点县建设、绿电转化示范项目建设。

继续加快新能源建设是保障我国能源安全和引领全球低碳发展的必由之路，全面深化电力体制改革是实现该目标的重要举措。

新能源电价政策机制调整或将提速。 当前新能源渗透率快速提升，消纳问题凸显，如何实现其高质量成为重要问题。预计推动新能源入市、保障新能源合理收益、新能源环境溢价等政策会加快制定。

健全辅助服务市场。 23 年确立煤电容量电价，推动其向调节性电源转变；24年预计加快健全辅助服务市场机制：①完善辅助服务类型并合理定价；②推动部分辅助服务费用纳入系统运行费并向用户侧疏导。

用户侧参与电力系统调节有望加速。 负荷高增+新能源集中出力导致净负荷曲线波动加大，亟需加快发展虚拟电厂等，建立健全其价格机制。

输配电网建设将继续加快。 新能源大基地开发驱动特高压等主干网架建设提速，分布式新能源发展倒逼配电网升级改造。

事件：1月25日，国家能源局举行24年一季度新闻发布会，市场监管司副司长刘刚表示24年将在电力市场建设方面统筹做好： ①统筹推进电力市场建设，建立电力中长期、现货、辅助服务规则为主干的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。 ②完善电力辅助服务市场制度，研究出台《电力辅助服务市场基本规则》，推进各地电力辅助服务市场规范统一，推动辅助服务费用由主要在发电侧分担，逐步向用户侧合理疏导。 ③进一步推进省级电力市场建设，推动各地电力中长期、现货、辅助服务市场融合发展，推动具备条件的省份加快电力现货市场建设。④稳妥推进区域电力市场建设，开展全国统一电力市场发展规划研究。⑤强化电力市场监管。

23年火电容量电价落地，24年关注电力辅助服务市场突破。 当前加快推进各地电力辅助服务市场规范统一，有助于进一步明确调节性资源辅助电网运行价值，进行合理定价，并向用户侧有效疏导。

火电、水电等传统调节性资源收益有望提高，储能、虚拟电厂等新型调节性资源定价值得期待。 若前述政策落地，预计部分辅助服务费用将向用户侧传导，减少火电、水电等传统调节性资源辅助服务费用分摊、提高其收益。储能、虚拟电厂等新型调节性资源目前难以常态化参与辅助服务市场，前述政策落地有望推动新型调节性资源持续参与辅助服务市场，充分发挥其调节性能/成本优势，并获得稳定收益。

事件：10月9日，广东电力交易中心发布《广东电力市场低压工商业用户参与市场化交易试点实施方案》；10月13日，自然资源部、国家能源局印发《矿产资源和电力市场化交易专项整治工作方案》。

《矿产资源和电力市场化交易专项整治工作方案》加强整治以行政手段干预电力市场化交易行为： ① 干预电力市场准入行为；②干预电力市场交易组织行为；③干预电力市场价格行为。

《广东电力市场低压工商业用户参与市场化交易试点实施方案》预示着低压工商业用户入市迈出关键一步。目标： 建立健全低压工商业用户参与电能量市场交易机制，探索完善低压用户现货交易结算相关规则。 机制： 低压用户与售电公司签订零售合同，电费由市场购电费用、输配电费、线损电费、政府性基金及附加、辅助服务费用、其他分摊电费、尖峰加价电费等组成，市场购电费用按签订的零售合同结算；售电公司的结算费用为与之建立零售关系的电力用户缴纳的零售合同电费与其在批发市场支出电费的差额。

中央地方齐发力，电改加速超预期。 从跨省电力交易来看，本次国家能源局专项整治有望加快破局。从省内电力交易来看，当前广东试点低压用户入市，彰显电力市场化向纵深推进决心。

事件：8月3日，国家发展改革委、财政部、国家能源局印发《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》，旨在进一步鼓励绿电消费，加快对绿电的环境价值定价。

政策主要变化： 与17年《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》相比，本次文件的主要变化为： ①扩大绿电消费主体。 现文件提出“鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿电，发挥示范带动作用。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥先行带头作用，稳步提升绿电消费比例。强化高耗能企业绿电消费责任，按要求提升绿电消费水平。支持重点企业、园区、城市等高比例消费绿色电力，打造绿色电力企业、园区、绿色电力城市”。 ②绿证覆盖范围由风光扩展至可再生能源电力。 现文件提出“对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖”。 ③逐步衔接碳市场、实现绿电环境价值的市场化定价。 现文件提出，绿证将支撑绿色电力交易（证电合一）、不纳入能耗双控、逐步衔接碳市场（碳配额市场和CCER市场）。

考虑到23年多省区煤电中长期合约价格触及20%上限、24年大概率下降，涨电价压力缓解背景下，绿电环境价值有望加快定价；与此同时，现货、辅助服务、容量等电力市场建设将逐步显示新能源消纳成本，即绿电电量价值折价、支付消纳费用。 当前消纳压力显著增加，消纳板块有望最终受益 。

事件：7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议召开，审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》等文件。

推动能耗双控逐步转向碳排放双控，绿电的环境价值有望逐步彰显。 ①能耗双控向碳排放双控转变，将扩大绿电需求，提高绿电收益。能耗双控中，绿电消费计入企业能耗总量，转变为碳排放双控后，绿电消费不再受限，企业能够通过使用绿电扩大生产。后续关注绿电市场建设、绿电市场与碳市场联动。②绿电价值=电量价值+环境价值。对于风电、光伏所发绿电，由于其随机性、波动性、间歇性特征，其电量价值应较火电等可控电源有所折价；而由于其不产生碳排放和污染物排放，故其额外具备环境价值。在现货市场、辅助服务市场推进过程中，绿电的电量价值逐渐被充分定价，收益率存在下行压力；而碳排放双控将逐步彰显绿电的环境价值，有望缓解其收益率下行风险，确保合理收益。

电力市场化持续推进，电力交易市场空间广阔。 （1）电能量市场可通过中长期交易和现货交易实现收益，考虑全社会用电量、平均电价以及调节性资源定价的情况，参考美国市场经验，我们预计我国电力交易市场空间广阔；（2）目前辅助服务市场在全社会电费中的占比较低（仅为1.5%），根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例未来有望持续提升；（3）容量市场通过容量成本补偿机制提供合理利润，具有公用事业的属性。

电改催生专业化用电用能管理需求，综能服务迎来发展良机。用户侧是新型电力系统建设的重要一环，综合能源服务渐成刚需。 传统电力系统“重发轻供不管用”，而新型电力系统推动“源网荷储互动”，用户侧成为“补短板”的重要方向。在新型电力系统中，用户侧需要从“用上电”向“用好电”转变，在能源不可能三角中寻找平衡点，需要专业化用电用能服务支撑。 能源托管是综能服务的高级形态，有望获取电力交易的较大红利。 能源托管能够实现用户内部供电供能和外部电力能源交易的综合优化，故综合能源服务商将“内嵌”售电业务。在开展售电业务过程中，优秀的综能服务商可通过中长期交易和现货交易的差价获得明显收益。

5 月19日，国家发改委印发《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，旨在加强对用电需求的引导和管理。

国家发改委发布用电管理文件，重在完善需求响应和有序用电管理。 文件涉及需求响应、节约用电、电能替代、绿色用电、智能用电、有序用电等方面，其中需求响应和有序用电为重点。 从目标来看， 到25年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上，“5%或以上”为首次提及。 从机制来看， 需求响应以经济激励为主，全面推进需求侧资源参与电力市场常态化运行。先前发布的第三监管周期输配电价政策已明确电网运行费能够独立向终端用户传导，打开辅助服务和容量市场收益空间，预计需求响应支持力度也将增强。

电力需求侧管理服务机构发挥重要作用，用电/用能服务商逐步成为刚需。 文件提出，充分发挥电力需求侧管理服务机构的资源整合能力。支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。电力系统长期“重发轻供不管用”，用户侧资源挖掘潜力大。在当前电力保供和新能源消纳的双重压力性，亟需推动“源网荷储协调互动”，电力用户需要综合考虑节能、绿色、需求响应等诸多方面，专业化的用电/用能服务商将逐步成为刚需。

综合能源服务具备万亿市场潜力和规模化扩张属性，支撑大型企业成长。 从商业模式看，综合能源服务商具有“类保险公司”属性，规模化扩张是其降低风险的有效手段。从竞争壁垒看，综合能源服务商的长期发展依靠电力市场交易能力，该能力初始投资高、边际成本低，亦具有规模化扩张属性。