环保行业碳中和系列报告之十二：碳中和下电价上涨捋顺电价势在必行

证券研究报告请务必阅读正文之后第23页起的免责条款和声明碳中和下电价上涨，捋顺碳中和下电价上涨，捋顺电价势在必行核心观点碳中和政策背景下，电力低碳化是能源转型的关键，其中电力低碳化的关键是电力市场化，而电力市场化的关键是电价机制改革。过去我国电价经历了三次较大调整形成了三段式电价，2015年起改革聚焦“管住中间放开两头”。当前改革的方向是电价形成机制更市场，电价结构为疏导成本更细化。整体来看，新型电力系统的新增成本使得电价上涨将会是大概率事件，分类上来看预计居民侧电价保持稳定，电源侧受益，电网侧影响较小，高耗能用户承担成本。根据我们测算，预计2030年市场电(非居民用电)价格或接近0.7元/度，但长期趋势有望随发电成本下行，建议关注绿电交易+分布式电力交易+电子交易平台+虚拟电厂。中信证券研究部杨帆政策研究首席分析师S100001于翔政策研究联席首席分析师刘春彤政策研究分析师S0003遥远政策研究分析师S0003郑辰政策研究分析师S0003▍当前电价模式为三段式电价，近年电价难以反映电力真实成本，未来改革方向需要兼顾价格形成机制和价格结构疏导。三次大调整后我国电价形成三段式电价，2015年起“管住中间放开两头”。新一轮电改以来我国电价(上网电价、输配电价、销售电价)一直处于下降通道，电价位置和结构难以反映真实成本。当前的改革方向是电价形成机制上培育各类电力市场，电价结构上为疏导成本更细化使得各类电力市场的价格得以疏导。▍未来电价存在上涨可能，为什么，怎么涨，谁买单需要厘清：口为什么：电源转型增加成本，电网作用开始下降，未来需销售端反映。碳中和与能源安全为刚性目标，新能源的开发利用将导致电力系统的成本大幅提升。过去特高压主要解决的是区域间电量平衡，当前电功率不平衡导致的新增成本无法完全由电网消化。若电价保持不变，当前仅靠电源侧传统能源或无法承担低碳转型成本。因此随着电力市场化改革深入，中期视角预计国内终端电价将进入上涨周期。口怎么涨：推广完善分时电价、联动中长期和现货市场，疏导辅助费用。1985年至今，我国电价经历了三次较大调整，整体方向以更市场化为基调。方式一是在推广分时电价的同时类比阶梯电价更合理地优化了终端电价；方式二是在提高中长期电力交易合同的同时做好和现货市场的衔接，从而将现货价格更好地反映在终端电价；方式三是完善辅助费用市场，未来用户侧共担辅助费用，使得成本直接传导至下游终端电价。口谁买单：预计居民侧电价保持稳定，电源侧受益，电网侧影响有限，工商业侧。居民侧用电占比较低，在保民生的目标下，未来民生用电价格或保持稳定。电源侧是本轮涨价的受益者，涨价带来利润环节分配，安全主题下鼓励下游装机。电网侧作为垄断行业，其利润率与投资额均有一定的行政色彩，企业难以在电价上涨中分得一杯羹。用户侧，以浙江电力市场为例，当前工商业中用电较小的代理购电用户议价权较弱，买入了价格最高的电力，但长期来看高耗能企业应是电价上涨的承担者。节奏上来看，涨价决策预计是谨慎且缓慢的。口投资建议：预计2030年市场电价格(非居民用电，居民电价预计维持稳定)或接近0.7元/度，但长期有望随发电成本下行，建议关注绿电交易+分布式电力交易+电子交易平台+虚拟电厂。市场电价格2021年四季度随着火电涨价开始回升，预计到2030年见顶(接近0.7元/度左右)，随后风光发电低价上网会成为主导终端电价下行的核心驱动力。预期未来“证电合一”的绿色电力交易将得到长足发展，分布式发电市场化交易将更活跃，电力用户直接参与交易的电子交易平台模式将崛起，虚拟电厂作为负荷侧运营商将大有可为。▍风险因素：政策不及预期的风险；电价改革不及预期的风险；宏观经济下行风险。请务必阅读正文之后的免责条款和声明2电价改革方向：定价模式更市场，电价结构待优化 4历史沿革：三次大调整后形成三段式电价，15年起管住中间放开两头 4改革成效：近年电价处于下降通道，电价位置结构无法充分反映真实成本 7当前方向：电价形成机制上更加市场，电价结构上为疏导成本更细化 9电价方向：存在上涨可能，主要由工商业承担成本 11为什么会涨？电源转型增加成本，电网作用开始下降，未来需销售端反映 11具体怎么涨？推广完善分时电价、联动中长期和现货市场，疏导辅助费用 13涨价谁买单？居民侧稳定，电源侧受益，电网侧影响有限，工商业侧承担 17电价上涨空间测算以及电改相关投资机会 19涨价测算：预计2030年市场电(非居民用电)价格或接近0.7元/度，但长期有望随发电 投资机会：绿电交易+分布式电力交易+电子交易平台+虚拟电厂 20 请务必阅读正文之后的免责条款和声明3插图目录图1：2022年12月我国部分城市电网公司代理购电价格和当地燃煤标杆上网价格情况.7图2：2016~2020年各国上网电价年均增长率 7图3：2016~2020年各国输配电价年均增长率 7图4：2016~2020年各国平均销售电价年均增长率 8 图6：当前我国电价机制存在的主要问题及有关建议 8图7：我国上网电价包括政策性上网电价和市场化交易电价 9图8：2016~1-3Q2022全国市场化交易电量及占比 10 10图10：可再生能源的开发利用将导致新型电力系统的成本大幅提升 11 图13：居民阶梯电价测算(以上海为例) 14量增速为7.6%，阶梯电价未变 14图15：用电大省广东、江苏中长期合同电价基本顶格上浮 14 图17：现货价格高于中长期结算价格(2022年11月) 15 PJM 6H 6 M 7 图25：浙江电力市场三类用户的用电量和用户量占比 18图26：2014~2030E我国终端电价(平均销售电价)组成拆分及预测 20 表格目录 表3：我国不同主流电力类型的上网电价定价模式 5最新的分时电价政策一览表 13表5：虚拟电厂运营市场规模和投资建设规模估算 22请务必阅读正文之后的免责条款和声明4▍电价改革方向：定价模式更市场，电价结构待优化碳中和政策背景下，电力低碳化是能源转型的关键，其中电力低碳化的关键是电力市场化，而电力市场化的关键是电价机制改革。本文就国内电力市场电价改革问题进行梳理，解读双碳目标下电价形成机制改革的内容和方向。历史沿革：三次大调整后形成三段式电价，15年起管住中间放开两头1985年至今，我国电价经历了三次较大调整，电价从关注企业还贷转向关注企业经营情况再到分主体经营情况，电价改革整体方向以更市场化为基调。从电价形成机制来看，我国大体经历了“还本付息电价”、“经营期电价”、“三段式电价”三个阶段。1985年还本付息电价模式下实行“一厂一价”以保证新电厂的投资收益，短期解决了电力短缺的问题，但是长期出现电厂效率低下和发电成本上升的情况。2001年国家提出了经营期电价，以先进企业平均成本为基础核定平均上网电价，火电按20年、水电按30年经营期计算，该模式下电价的形成仍是从成本端出发兼顾合理利润，并不是由市场交易所形成的。为更好提升电力市场投资和经营效率，国务院在2002年发布《电力体制改革方案》引入三段式电价，并实行了厂网分离，其核心在于打破电力企业发输配一体化垂直垄断经营的模式，为电力市场引入竞争机制。文件价《关于鼓励集资多种(1)在价格机制上，除了引入燃运加价、峰谷电价、丰枯水期电价等定价机制外，本、税金、合理利润核定售电价格；(2)全国发电厂的发电价格主要实行“一厂一价”、“一机一价”的定价模式。《关于规范电价题的(1)“经营期电价”是指按照发电项目经营期、按先进企业社会平均成本核定平均价； (2)与还本付息电价相比，经营期电价将按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付今《电力体制改革(1)实行“厂网分开”，即“将国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务并分别进行资产、财务和人员的重组”两类资产分开经营； (2)确立“三段式电价”形成机制，将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价销售电价。聚焦电价，三段式电价即电力、电网和用户三个结点的电力价格。三段式电价将电价划分为上网电价、输配电电价和终端销售电价。从电价生产到需求的流程来看，电力从发电厂生产后，经由电网企业建造的输电网和配电网后到达终端电力用户，电价在三个结点上形成了上网电价、输配电价和销售电价，关系为上网电价+输配电价=销售电价。2002年开启的厂网分离改革和三段式电价改革相辅相成，只有形成了发电、电网、售电的不同市场主体，才能够存在不同主体间交易的不同电价。请务必阅读正文之后的免责条款和声明5电价体系名称定义解释电力批发市场在电力批发市场中，由电力供需双方通过谈判、竞价等交易方式形成的发电上网侧价格。入系统、联网、电能输送与销售服务的价格的总称。销售电价终端电力用户购买电能的价格，由电力批发市场价格、输配电价、税费和其他附加等组成。2015年提出按照“管住中间，放开两头”，有序放开发电环节和销售环节的竞争性环节电价。电价形成机制的关键在于电价是由“看得见的手”还是“看不见的手”来调控。通过多年改革积累和电力市场化建设，在碳中和政策出台之前我国已经形成了完整电价体系的雏形。2015年第二轮电力市场化改革则是旨在解决交易机制缺失、电力缺乏市场定价机制、新能源和可再生能源开发利用面临的困难等问题，着重于上网电价和销售电价的市场化改革。在这个阶段有三个特点：(1)上网端燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”的机制；(2)上网端新增可再生能源(风电、光伏)全面按照燃煤标杆电价进入平价时代；(3)销售端电力中长期交易展开，现货市场试点开启，电力销售公司进行探索。(1)上网电价方面，我国针对不同的电力类型的上网电价定价模式有所区别。当前燃煤上网电价实行“基准价+上下浮动比例”的定价机制，具有一定市场定价属性。水电上网电价，对于省内消纳部分，实行标杆上网电价制度；跨省区交易电力，采用市场倒推电价；流域梯级水电站，鼓励推进流域统一电价模式。核电上网电价，自2013年起新投产的核电机组实行标杆上网电价制度，其定价要求不高于燃煤机组基准价；重点示范项目的标杆上网电价可在不超过燃煤机组基准价的基础上适当提高。风电上网电价，陆上风电、海上风电均采用“指导价”。光伏上网电价，针对集中式光伏亦采用“指导价”模式，自2021年起“平价上网”。价模式价要求型价机制上下浮动地现行燃煤发电标杆上网电价确定，基准价和上下浮动的比例由实际情况进行调整农业杆电价上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹供求关系本制定用电通过受电地区落地价扣减输电价格(含线损)确定。落地价由购电双方参照购电价格协商确定站在同一流域开发的梯级水电站，在完善上下游电站补偿机制基础步实行统一的省内上网电价杆上网电价不高于燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝加价)杆电价基础上适当提高上网电价不高于煤电标杆上网电价+市场竞争定价目全面平价上网，新核准项目上网电价竞争方式确定，且电+市场竞争定价目全面平价上网，新核准项目上网电价竞争方式确定，且请务必阅读正文之后的免责条款和声明6价模式价要求型价机制集中式光伏指导价+市场竞争定价目全面平价上网，新核准项目上网电价竞争方式确定，且工商业分布式光伏自发上网网电价户用分布式光伏全发电量补贴+上网电价千瓦时燃煤机组基准价收购，中信证券研究部我国上网电价的定价主要受政策和成本的影响，并且不断注入市场化元素。2021年《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》放开全部燃煤发电上网电价，放开燃煤发电电量进入市场，并且价格浮动上下限均被扩大为20%。“基准价+上下浮动”机制允许煤电上网电价根据煤炭价格灵活上浮下浮，但目前上下浮动空间仍受行政指令管制。与此同时，风电光伏上网电价也从2021年起对新增装机实行全面平价上网，并鼓励参与市场化交易，因参与市场化交易未被消纳的部分不纳入消纳监测指标。(2)输配电价方面：第一轮核定已经完成且已发布第二监管周期价格，目前进入跨省跨区专项工程输电价格核价阶段。输配电价核定的思路主要是“存量核定，增量预测〞，即首先对年度存量电网资产和成本开展成本监审，再根据国家电力规划预测下一周期(3年)的电网资产增量和成本增量，最终合并计算出下一周期内的有效资产和准许成本，以及周期内允许回收的准许收益。准许成本和合理收益加和后形成的总准许收入与下一周期内售电量预测之比，即为平均输配电价。国家通过优化输电价格结构，降低了价格，为促进清洁能源消纳和在更大范围优化配置电力资源创造了有利条件。(3)销售电价方面：除居民农业电价以外，我国已取消目录电价，工商业电价理论上均由市场化交易形成。我国销售电价的三个执行方案包括：保障性用户目录电价、电网企业代理购电电价和分时电价制度。2015年电力市场化改革前，销售目录电价均由国家进行制定。2021年国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，取消工商业目录电价并以电网代理购电机制代替，以及推动工商业用户全部进入市场参与交易，代理购电价格普遍高于当地燃煤基准价，天津、山东、河南、上海、浙江、安徽等地代理购电价格相对于本地燃煤基准价涨幅在20%以上。居民农业用电执行目录销售电价政策；同时规定高耗能行业企业电价不受上浮20%的限制。请务必阅读正文之后的免责条款和声明7国澳大利亚国国克典0国澳大利亚国国克典0.0%%%%%0.0%%0%00北京天津广东安徽江苏甘肃河南黑龙江湖北吉林江西辽宁委，中信证券研究部改革成效：近年电价处于下降通道，电价位置结构无法充分反映真实成本新一轮电改以来我国电价(上网电价、输配电价、销售电价)一直处于下降通道。上网电价方面，中国上网电价的下降与中国市场化电量提升有关，2016~2020年年均增长率为-1.5%；输配电价方面，2020年疫情期间，工商业电价统一按到户电价水平95%结算，我国在两轮输配电价核定中，降的是一般工商业电价，2016~2020年年均增长率为-4.0%；销售电价方面，中国受电力市场化改革、政策性降价、电源结构变化等因素，销售电价持续下降，2016~2020年年均增长率为-3.0%。图2：2016~2020年各国上网电价年均增长率(%)国国国国国图3：2016~2020年各国输配电价年均增长率(%)我国总体电价水平偏低，且居民电价低于工商业电价。以GlobalPetrolPrices网站上2022年3月的数据为例，我国居民/工商业用电价格分别为0.546/0.634元/度，总体水平远低于其他发达国家，并且我国工商业电价高于居民电价，其他发达国家则是居民电价高于工商业电价。这一点，是由于我国特有的交叉补贴政策导致的。请务必阅读正文之后的免责条款和声明8国兰克兰国国典国牙国兰克兰国国典国牙.0%0.0%%0%图4：2016~2020年各国平均销售电价年均增长率(%)民与工业用户销售电价按电量加权平均水平)价格价格000000000000000000国牙国国牙国典国根据中电联发布的《适应新型电力系统的电价机制研究》，当前电价组成结构还存在一些因素，导致电价难以充分反映电力生产真实成本。我国当前电价形成机制存在的问题包括交叉补贴现象严重、辅助服务成本和容量成本无法疏导、跨省跨区交易存在市场壁垒、价格传导不通畅及电价机制受到的行政制约较多等。中电联发布的《适应新型电力系统的电价机制研究》认为，当前的电价机制存在四个主要问题，包括煤电价格形成机制、输配电价定价机制、新能源绿色价值和疏导调节系统成本。其中我们认为在当前能源价格回落、输配电价改革初见成效的背景下，疏导系统调节成本是体现新能源绿色价值的前提也将是短期电力改革的重中之重，合理设计电价组成结构将是改革关键。适应新型电力系统的电价机制研究》，中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明9当前方向：电价形成机制上更加市场，电价结构上为疏导成本更细化近几年电力市场的改革围绕电力市场的建设入手，具体大致可分为中长期市场、现货市场、辅助服务市场、省内/省间交易市场以及绿电交易市场。自15年以来提出“管住中间，放开两头”的电改思路后，早期电改围绕管住输配电价改革进行，近期电改则更多关注上网电价和销售电价的放开。其中针对上网电价的改革是近年电改的核心，形成电价的电力交易机制的构建是近年政策的主要推动方向。当前国内基本形成以中长期交易为“压舱石”、辅助服务市场为“调节器”、现货试点为“试验田”、绿电市场为“助推器”的电力市场格局。与此同时，国网和南网均积极打通各省之间的电力市场交易，形成省间电力市场以解决我国电力地域上供需错配的问题。从传统电量市场来看，中长期市场有助于规避风险，现货市场具备价格发现功能，绿电市场是体现绿色溢价的中长期市场。中长期交易市场主要开展长期合同的电能量交易，灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易，有助于交易双方锁定风险；现货市场主要开展短期内(日前、日内、实时)的电能量交易，通过竞争形成市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易，其重要特征是价格随时间波动，因此具备价格发现功能。中长期交易和现货交易既有省内市场也有省间市场。绿电市场则是和传统电力市场并行的市场，绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力的需求，并提供相应的绿色电力消费认证。绿电市场在满足企业ESG相关需求的同时能够体现新能源的绿色溢价，从而鼓励国内新能源装机的发展。当前国内市场电比例逐年攀升，按照2021年国家发改委的通知(1439号文)规定，长期工商业用户将100%进入电力市场，届时市场电比例将超过八成，其中内部中长期市场和省内交易占比均逾八成。根据中电联数据，2021/1-3Q2022全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量达3.8/3.9万亿千瓦时，占当年全社会用电量的45.5%/60.0%，占比已经扩大到2016年的3倍，中电联判断2022年全年有望突破5万亿千瓦时。其中，煤电已全部进入电力市场，通过“基准价﹢上下浮动20%”机制形成价格；新能源于请务必阅读正文之后的免责条款和声明10现货交易电量现货交易电量2021年实行了平价上网，并部分参与市场交易。煤电方面，2022年以来，我国各地普遍执行国家现行燃煤发电价格改革政策，2022Q1-Q3全国燃煤发电机组完成交易电量3.12万亿千瓦时，平均交易价格为0.4497元/千瓦时；新能源方面，从2021年平价上网开始，当前全国新能源电量平均市场化率约30%左右，全国有三分之一的省份市场化率超过30%，主要集中在中西部地区。根据发改委2021年1439号文，我国要求推动工商业用户都进入市场，根据国家统计局数据，当前工商业用户用电占比接近85%，随着电力市场化进程的推进，届时市场电比例将超过八成。目前电力市场交易主要以中长期为主，以省内交易为主。2021年全国交易中心完成的省内市场交易电量占比为81.40%，全国中长期市场交易电量占比为81.08%。图8：2016~1-3Q2022全国市场化交易电量(亿千瓦时)及占比图9：2021年中长期与现货市场交易电量情况,000,0000000-交易电量占比%%%%%%%料来源：中电联，中信证券研究部当前电价改革不仅仅是简单地调降电量价格，更需要在整体价格结构上进行优化，做到“谁享受，谁承担”，完善电能量以外成本疏导机制亦是关键。在碳中和3060目标的驱使下，我国风光装机和发电占比逐年提升，目前已经达到了10%左右的水平，过往解决新能源消纳的主要方式是通过建设特高压跨省消纳交易。风光发电占比较低，可以主要通过电网侧建设特高压跨省消纳，对应成本可以反映在输配电价中。参考丹麦经验，当风光发电占比达到20%-45%时，新能源的间歇性发力将造成电力系统不稳定，此时仅靠电网侧的建设孤木难支，实时匹配供需需要火电厂、电网建设、市场调度等部门的耦合发力。当新能源占比超过50%时，此时需求侧的调整例如虚拟电厂则成为耦合的关键。无论是新技术的发展还是老火电的改造，都需要有配套的市场机制来覆盖新型电力系统建设过程中新增需求所产生的成本。体现在电价上，则是需要电价有更多组成部分以体现电力生产运输过程中的多维价值，容量电价、辅助服务费用和绿色溢价将是短期电价的新增部分和增长来源。市场现行电价形成机制即销售电价=上网电价+输配电价+政府性基金及附加。当前上网电价由固定电价和浮动电价两部分组成，输配电价由电网及输配电公司征收，政府性基金及附加一般由用电侧承担，电网代收后返还给发电企业。根据用电性质不同，用电侧可以分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其他用电三类。但随着当前风光发电占比的逐请务必阅读正文之后的免责条款和声明11年提升，新型电力系统在构建过程中产生的系统不稳定性对于火电调峰、新型储能和需求侧响应提出了新需求，而这些新需求对应一定的成本。电价的构成应逐步体现电力的多维价值，我们认为电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格﹢容量价格﹢辅助服务费用﹢绿色环境价格﹢输配电价格﹢政府性基金和附加。▍电价方向：存在上涨可能，主要由工商业承担成本先抛出结论，结合当前国内客观的电力供需结构，在不考虑补贴的情形下，我们认为本轮电改推进下终端的平均电价(所有用电群体)上涨将会是大概率事件。本段我们将围绕电价上涨的原因、对应的手段和相应的承担者三个方向讨论。碳中和与能源安全为刚性目标，新能源的开发利用将导致电力系统的成本大幅提升。从长期看，可再生能源的技术进步会促进发电成本的持续降低，目前技术无法支撑大规模新能源接入电力系统。由于风电和光伏等可再生能源发电本身的可靠性较差，大规模并网势必会冲击系统运行的稳定性，增加失稳风险。因此在储能技术没有取得突破性进展之前，为了维护电网可靠性，可再生能源的消纳成本将导致电力系统总成本大幅提升。这部分额外增加的系统性成本可以分解为三部分：为了使得风光出力与负荷曲线相匹配的匹配成本，短期内维持供需平衡的平衡成本以及跨省跨区输送的电网成本。电力系统的清洁性、经济性和安全性为“不可能三角”。若牺牲清洁性则和双碳目标背道而驰，因此要想保证电力的安全供应，需要改变价格低廉的现状，这就意味着需要调高电价。究部绘制过去特高压主要解决的是区域间电量平衡，当前电功率不平衡导致的新增成本无法完全由电网消化。特高压输电网将各省电力系统联系在一起实现西电东输，是早期风电光伏产业能在西部资源优势地区快速发展的重要支柱行业。但特高压只能解决电量平衡，因为全国范围内的电力结构短期是固定的，并不能解决电力平衡即瞬时功率供需情况。此处引入一个受阻系数的概念，即尖峰负荷时期机组内平均无法运作的机组比例，根据南方能源观察的数据，火电受阻系数约8%，水电10%-40%，核电为0，而风光接近100%。随着近年风光新装机占比接近30%的水平，火电核电等稳定电源增量和存量均出现回落，预计22年尖峰时期可以运作的电源装机量或已与尖峰负荷相当。过去在国家政请务必阅读正文之后的免责条款和声明12策引导下，电网服务收费处于下行空间，甚至一定程度的向电源侧和用户侧让利，当前电功率不平衡的问题需要由市场化的各方主体来解决。当前电源侧传统能源或无法承担低碳转型成本。中国未来的煤电定位将是保障电力系统的安全稳定而承担调峰调频的辅助服务角色，一方面，这种灵活性改造需要大量的资金投入，另一方面可再生能源的持续并网将带来煤电机组利用小时数的降低，从而保持低负荷工况，带来单位煤耗成本和设备磨损的检修成本的提高。因此，只从内部改革无法完全消化低碳转型带来的成本冲击。从国际经验看，发电端碳成本会通过电价传导逐步向下游传导，直至消费者。在当前中国电价机制下，发电端的碳成本很难向用能企业传导，无法充分发挥碳价格的信号作用。在此情形下，下游产业链受到倒逼进行产业结构升级的动力便会大打折扣。目前我国煤电行业免费发放的碳配额约为0.9kg/度，基本与电力行业平均水平持平，若按照50元/吨的碳价和10%的缺口计算，煤企的碳成本为0.005元/度，约占上网电价的1%，如若按照欧盟完全取消发电行业的免费配额，未来行业按照100%缺口和100元/吨的碳价计算，那么碳成本占比将会逼近20%。(碳成本占电价成本比重=煤电行业免费碳配额×碳价×碳缺口÷上网电价。)究部究部测算随着电力市场化改革深入，中期视角预计国内电价将进入上涨周期。从顶层设计看，行政性降电价的举措已经步入尾声，新一轮的改革重点预计将以市场化手段逐步替代行政手段，国内电价机制将迎来结构性改革机会，考虑到全国统一电力市场计划于2030年建成，预计随着电能量成本机制的理顺，电力辅助服务市场和容量电价机制的建立，输配电价合理核定的完成，电价或将进入渐进式的上涨周期。1)上网电价方面，目前虽然燃煤发电市场交易价格浮动范围已经放宽至20%，仍然难以完全消化煤价上涨带来的冲击，煤电仍受煤炭供应紧张限制，预计火电在市场化过程中仍有价格上涨空间；虽然新能源电能量的边际生产成本低，但是新能源消纳的分摊成本仍旧会抬升电价。2)输配电价方面，考虑到电网投资需求和合理收益，输配电价或止跌回升。3)销售电价方面，预计居民电价相对保持稳定，当完善分时电价机制后有望抬升总体电价水平，而工商业用户电价将以不同行业区分，分门别类实现上涨。请务必阅读正文之后的免责条款和声明131985年至今，我国电价经历了三次较大调整，电价从关注企业还贷转向关注企业经营情况再到分主体经营情况，电价改革整体方向以更市场化为基调。从电价形成机制来看，我国大体经历了“还本付息电价”、“经营期电价”、“三段式电价”三个阶段。1985年还本付息电价模式下实行“一厂一价”以保证新电厂的投资收益，短期解决了电力短缺的问题，但是长期出现电厂效率低下发电成本上升的情况。2001年国家提出了经营期电价，以先进企业平均成本作为参考价格。(1)日前各地调整分时电价政策扩大峰谷价差，旨在更好发挥电价信号作用，同时为储能、煤电灵活性改造等市场打开盈利空间。2022年12月1日起，河南执行最新分时电价机制；同年12月16日上海市发改委发布进一步完善分时电价机制政策，高峰时段电价在平段电价基础上最高可上浮80%；江西湖北等地也调整了峰谷价差。我们认为合适的峰谷价差会引导用户削峰填谷，加速用户侧储能需求释放，同时促进电源侧火电灵活性改造，因此利好储能、煤电灵活性改造等市场。2021年7月底，国家发展改革委下发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，《通知》规定，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。策础针对一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电，夏季(7、8、9月)和冬季(1、12月)高峰时段电价在平段电价基础上，中信证券研究部由于电力需求调整具有一定的刚性，类比阶梯电价，分时电价在鼓励削峰填谷的过程中会增加正常用户的平均电价水平。以居民电价为例，一直以来，多地居民电价都是实行阶梯电价，分为三个档次，用电量越大价格越高。随着居民生活用电量不断提高，越来越多的用户触及到第三档，导致居民电价水平普遍提高，以上海为例，当家庭单月用电量到达300/500/800度时，虽然低档电价不变，但电价实际涨幅达5/15/30%。随着居民生活水平的提高，家庭电费的上涨速度远不及家庭收入的上涨，因此居民对于电价的敏感性出现降低。对于工业企业来说尤其是类似水泥玻璃等需要长时间维持运转的行业，其生产活动相对刚性难以调整其用电时间，其平均电力成本将在分时电价实施后增加。以表4为例，河南、江西、湖北、河北和上海五地仅江西高峰电价上浮比与低谷电价下浮比相当，其余省市电价上浮比均远高于低谷下浮比。请务必阅读正文之后的免责条款和声明14图13：居民阶梯电价测算(以上海为例)00020030050080000000(2)电力中长期合同受政策青睐，提高签订比例可发挥保障电力平稳运行的压舱石、稳定器作用，用电大省电价顶格上涨。2022年12月22日，国家发改委和国家能源局发布关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知，不断推进中长期电力市场的建设。通知中提到，市场化电力用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%。在长期购电协议中，需要充分考虑燃料生产成本和发电企业承受能力，政府鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价与煤炭、天然气价格挂钩联动条款，引导形成交易电价随煤炭、天然气市场价格变化合理浮动机制，因此签订长期合同在一定程度上也具备电价上涨的可能性和操作空间。2022年12月22日，广东电力交易中心通报2023年度电力交易结果：双边协商交易成交电量2,426.5亿千瓦时，成交均价553.88厘/千瓦时，相较广东燃煤发电上网电价463厘/千瓦时上涨19.63%，超出市场。成交均价-元/兆瓦时高于基准价涨幅80604020苏省苏省，中信证券研究部2023绿电交易量-亿千瓦时2022绿电交易量-亿千瓦时成交均价-元/兆瓦时50广东省苏省广东省，中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明15预计未来市场电比例将超过8成，其中内部9成为中长期，1成为电力现货，未来现货市场价格波动将反映在中长期合同内从而提高平均终端电价。从1439号文来看，目前要求除居民和农业用电外的所有工商业用电都进入市场，根据国家统计局数据，当前居民和农业用电占比大致为14%，即未来将有86%的电力由市场定价。2022年12月能源局发布的《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》则明确提出2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，月度(含月内)及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%，也就是说有10%的电价将由现货市场形成。同时文件还提出未来中长期市场要做好与现货市场的衔接，约定在现货市场运行期间的负荷曲线形成方式和调整方式，也就是说未来更多的电将采取分时间段的中长期市场交易，现货市场的价格波动将能更好地反映在中长期电价中。从当前价格形成机制来看，电力现货价格不受20%上浮限制高于中长期平均成交价，以广东山东为例，其电力现货价较中长期价格溢价约10%左右。现货较中长期溢价(右轴)000广交易中心，中信证券研究部易中心，中信证券研究部(3)利用用户侧参与辅助服务费用分摊的方式，调动发电企业的调峰积极性。根据英国国家电网电力系统运营商，2021年英国电力平衡系统成本26.5亿英镑，同比增长48%，这一部分费用均计入终端用电成本。在北美集中式电力市场中，辅助服务费用会被直接分摊给代表用户的售电商，在欧洲分散式电力市场中，辅助服务费用会以系统使用费等形式疏导到终端用户。随着新能源装机比例的不断提升，系统消纳成本也将逐渐增加，按照“谁受益、谁承担”的原则，我们预计用户侧参与辅助服务费用的分摊将会是电价涨价的第三个机制。请务必阅读正文之后的免责条款和声明16 0服务费($/MWh)201720182019202020212022调峰调频备用调压其他%中国国内近年来电力辅助服务费用有所增长，未来用户侧共担辅助费用将直接将成本传导至下游电价。根据国家能源局数据，2018年全国参与电力辅助服务补偿的发电企业共4176家，补偿费用共147.62亿元，占上网电费总额的0.83%。2019年H1，全国参与电力辅助服务补偿的发电企业共4566家，补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%。2019H1火电参与辅助服务获得的补偿最高，2019H1达120.62亿元，远高于其他类型电源。补偿费用主要来自发电机组分摊费用，合计114.29亿元，占比为87.71%。我国辅助服务市场以调峰、调频和备用为主。根据能源局在2019年11月发布的《关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，2019年上半年电力辅助服务补偿费用中调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%；调频补偿费用总额27.01亿元，占总补偿费用的20.73%；备用补偿费用总额47.41亿元，占比36.38%。请务必阅读正文之后的免责条款和声明17-能高技术装备-能高技术装备 占比-%-右轴0%消费品他预计未来调整电价结构过程中仍会考虑民生保障问题，居民电价有望保持稳定。让电价反映市场供需及碳成本是电力市场化改革的目标之一，煤电企业通过碳交易增加碳成本，需要有一个出口疏导电价的上涨：从国际经验来看，电力生产侧的碳减排成本会通过电价逐步向下游(包括最终消费者)传导，因此居民侧电价上调的预期与双碳目标及碳交易相关。我国居民消费量只占目前电力消费总量的16%，考虑民生保障目标，预计居民电价维持稳定。00-占比-%-右轴70.0%60.0%50.0%40.0%30.0%20.0%10.0%0.0%城乡居民产电源侧是本轮涨价的受益者，涨价带来利润环节重新分配，安全主题下受益鼓励电源装机。当前电改的目的是通过合理的电价机制鼓励上游电力装机放量，从而解决当前电量和电功率的不平衡。从电量价格来看，当前火电上网电价浮动比例已经放宽至20%，在当前海外地缘危机缓解、一次能源价格下跌的背景下，火电企业利润盈利已得到改善。绿电交易中，风光等新能源相较标杆上网电价均能获得4-5分钱/度的绿色溢价或绿证，使其在补贴脱坡的情况下仍能保持较高的收益，从而支撑下游装机增长，兼顾安全性和清洁性。电容量价格制度是保障电源侧备用电源获得合理收益的机制。因此电源侧无论是新老能源，当前电改下的电价上涨其都是受益方。电网侧作为垄断行业，其利润率与投资额均有一定的行政色彩，企业较难在电价上涨中分得一杯羹。电网的规模经济性和网络经济性使得输配电业务具有自然垄断属性，我国电改9号文对输配电业务规制的总体要求是“加强监管”，当前作为电网主要收益来源的输配电价，其定价模式是国家根据电网总资产所批准的准许收入除以总电量，该种机制下输配电价的价格仍具有行政色彩难以顺畅地上升，甚至为考虑下游用电成本电网公司的利润率一直处于极低的水平。同时正如上文所分析的，当前电力系统遇到的问题更多在电源侧，通过电网的投资难以解决当前的问题。用户侧，以浙江为例，当前工商业中较小代理购电用户议价权较低，买入了价格最高的电力，长期来看高耗能企业应该是电价上涨的承担者。电力市场销售侧在2021年进入快车道，根据发改委2021年1439号文，理论上2022年所有的工商业电力用户都需要加入电力市场，但是一些小型工商业用户并没有参加电力市场交易的经验和能力。我请务必阅读正文之后的免责条款和声明18们以浙江电力市场为例：当前参加电力市场化交易的用户可分为入市交易用户、兜底售电用户和代理购电用户。电压在110Kv以上的行业用户和10-110Kv愿意被电力销售公司所接纳的用户正常参与电力市场交易，没有售电公司承接的10-110Kv的交易用户，转为兜底售电用户，10Kv以下的小用户和居民农业用电是代理购电。从浙江市场的电量和用户量来看，入市交易用户用电量最大但用户数极少，可以理解为高耗能大企业，而用电量仅占19%的代理购电用户数量占92%。0%入市交易用户代理购电用户入市交易用户代理购电用户三类用户中，入市交易用户的电价最低，兜底售电和代理购电用户承受了相对高昂的成本。2022年Q1浙江国网代理购电用户购电价格攀升至0.5522元/千瓦时，兜底售电用户购电价格已攀升至0.5335元/千瓦时，显著高于入市交易用户。其原因在于在电力市场上，大用户天然的具有优势，较大的电力和稳定的负荷曲线能帮助其争取到更优惠的电价。代理购电用户则在剔除低价的计划电后，其电价较兜底售电用户还高，因此在浙江出现了用户用电规模越大其电单价越便宜的现象，而占据市场绝大多数的小市场主体承担了更高的电价。事实上当前的情况与电改初衷相背，国家曾先后出台差别电价、惩罚性电价、阶梯电价等提高高耗能企业电价负担的政策，也一再强调不得给予高耗能企业优惠电价。《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，其本意在于避免高耗能企业入市后获得等同于普通企业的优惠待遇。长期来看，用户侧应由高耗能企业适当承担上涨的电价。节奏上来看，预计涨价决策是谨慎且缓慢的。我国居民电力消费量只占目前电力消费总量的16%(2022M1-9全社会用电64,931亿千瓦时，同比增速为4.0%，城乡居民生活用电量10,331亿千瓦时，同比增长13.5%，占全社会用电量的16%；工业用电量41,619亿千瓦时，其中制造业用电量31,580亿千瓦时，占社会总用电量的49%)，因此即使居民电价上涨也远远不够覆盖发电成本上涨，同时考虑到民生保障目标，我们认为居民用电价格或将保持稳定，而工业电价(特别是高耗能工业)则需要承担较大部分的碳中和成本。对于居民电价来说，政府出于考虑民生问题一般会较为谨慎；工业电价方面，政府也会慎重考虑电价对制造业竞争力的影响，所以即使工商业终端电价上升，预计也将是一个缓慢过程。请务必阅读正文之后的免责条款和声明19▍电价上涨空间测算以及电改相关投资机会发电成本下行中电联《适应新型电力系统的电价机制研究报告》指出合理的电价机制应为六个部分，即终端电价=电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。对比过去、现在和未来的电价结构，我们按照下图所示7个部分进行拆分。(此处电价预测针对市场电，根据上文观点我们认为居民电价或将保持平稳，2022年后的终端电价预测仅用有弹性的市场电电价代替。)值得说明的是，我们未考虑平衡系统成本的上网电价费用会随着新能源装机占比的提升呈现继续下行的趋势。由前述分析，我们预计输配电价缓步下行，预计2023年电网投资增速约4.5%，全社会用电量增长在疫情前平均近7%，假设疫后可恢复接近至该水平，在合理利润/总电量的模式下预计输配电价每年下降约2.5%；辅助服务费用方面，根据国际经验，该部分成本占比一般在3%以上，于是我们按照3%假设；绿色环境价格方面，根据广东省2023年中长期合同可再生能源的环境溢价占比约为4%，我们假设该成本对标碳成本逐年升高；容量价格方面，该价格用于补偿未发满电的新煤电机组的利润损失，根据山东省参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用为0.0991元/度，换算为全市场的容量价格约为0.01元/度，后续随着全国各地容量价格机制的建立和完善，预计该价格会逐步提升，考虑当前美国风光发电占比与我国类似在10%的水平，其容量电价占比为16%，假设2030年国内容量电价占比逐步达到该比例。我们预测，全社会平均终端电价自2014年(0.65元/度)下行至2020(0.589元/度)见底，2021年四季度随着火电涨价开始回升，到2030年见顶(接近0.7元/度左右)，随后风光低价上网会成为主导终端电价下行的核心驱动力。本部分做出较为定量的测算是希望更好的展示中短期市场电(非居民用电)价格会有所抬升的结论，但该测算依赖假设条件较多，实际市场电(非居民用电)价格上涨幅度和上涨的速度或与本报告测算值有所出入，本测算值仅供参考用于趋势判断。从更长期来看，我国电价将在技术进步的背景下随着新能源发电成本下行而下降。请务必阅读正文之后的免责条款和声明20图26：2014~2030E我国终端电价(平均销售电价)组成拆分及预测179 2021年11月，中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(以下简称《2022指导意见》)，全国统一电力市场应势而生，建设全国统一电力市场是构建新型电力系统和实现双碳目标的重要抓手，短中期看碳中和政策给予电力系统再一次高速增长的机会，有以下四个方面的新看点。看点一：“证电合一”的绿色电力交易将得到长足发展。2017年，国家为了解决新能源产业过度依赖财政补贴的问题，推出绿色电力证书，简称绿证制度，电力用户向发电企业购买绿证，发电企业对于出售绿证获益部分，不再接受财政补贴。但自绿证推出以来，由于新能源电力的消纳量不足，绿证交易并不活跃。2021年，国家发改委批准绿电交易与绿证衔接，实现“证电合一”，即国家核发绿证并转至电力交易中心，电力交易中心依据绿电交易结果将绿证分配至电力用户。根据中电联的数据统计，2021年度全国绿电交易量达6.3亿千瓦时，仅占2021全年市场交易电量的0.017%。《2022指导意见》中提到“探索开展绿色电力交易”、“以市场化方式发现绿色电力的环境价值”后，地方也陆续出台相关交易规则，促进绿电的消纳，预计未来“证电合一”的绿色电力交易将得到进一步发展。看点二：新电改带来分布式能源发展的春天，分布式发电市场化交易将更活跃。中国分布式光伏发电采取“自发自用、余电上网”或“全额上网”的模式已经好几年了，但是效果仍有待进一步改善：2017年，国家发改委和国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，到2022年，首批分布式发电市场交易试点项目中仅有江苏省常州市天宁区郑陆工业园5兆瓦试点项目成功投入运营。在某种程度上，输配电价、过网费、电力辅助服务等因素阻滞了分布式发电的市场化交易。以《2022指导意见》为代表的国家层面和以江苏省、浙江省为代表的地方层面已陆续出台政策支持健全分布式发电市场化交易机制，我们预测，分布式发电市场化交易有望成为未来中国电力市场中促进新能源就地消纳，解决“弃风、弃光”问题的一个重要机制之一。请务必阅读正文之后的免责条款和声明21看点三：电力用户直接参与交易的电子交易平台模式将崛起。《2022指导意见》中提到“鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易”。发电企业或售电公司与电力用户通过电子交易平台进行直接交易的模式在国外电力市场已经有成熟先例，例如美国德克萨斯州的售电平台“PowerToChoose”，用户可以选择不同售电公司的售电套餐。2020年10月，昆明电力交易中心推出“来淘电”电力交易平台，由售电企业展示电力套餐，用电企业可以选购也可以定制，我们预计在中国电力零售市场上的电子交易平台将会崛起。电改政策的出台，将开启全国5.5万亿度售电对应的万亿元级别市场，具备电改先行条件的区域性电力平台如内蒙古、四川、云南等省有望受益。看点四：新型电力系统背景下，随着峰谷价差正逐步加大的分时政策陆续推出和电力现货市场的规则逐步完善，虚拟电厂作为负荷侧运营商将大有可为。虚拟电厂是聚合优化“网源荷”清洁发展的新一代智能控制技术和互动商业模式。在传统电网物理架构上，依托互联网和现代信息通讯技术，聚合分布式电源、储能、负荷等尚未纳入电网现有调控范围的各类资源，进行协同优化运行控制和市场交易，实现电源侧的多能互补、负荷侧的灵活互动，对电网提供调峰、调频、备用等辅助服务。虚拟电厂在构建新型电力系统中的实践与思考》，中信证券研究部能源信息化和以电价为核心的虚拟电厂模式将高速增长。虚拟电厂盈利能力的核心指标是电价，峰谷电价差越大，虚拟电厂能为用户带来的价格激励越大，从而有更多的负荷侧用户加入虚拟电厂，因此虚拟电厂的盈利空间能够打开。中国电力传媒集团能源情报研究中心能源研究员封红丽在《虚拟电厂市场发展前景及实践思考》一文中测算，2025年，国内需构建可调负荷资源库约7850万千瓦，到2030年底将达10620万千瓦。我们预计，考虑项目可行性，投资成本按1000元/千瓦计算，2030年虚拟电厂的投资规模将突破1,000亿，假设随着电价机制进一步放开2035年尖峰电价有望达到3.5元/度，届时尖峰负荷价值将超过4,500亿元，虚拟电厂的运营市场远期规模将接近2,400亿元。请务必阅读正文之后的免责条款和声明22单位20212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E全国最大负荷亿千瓦时15.716.116.516.917.317.7可调负荷需求比例%5.0%5.0%5.0%5.0%5.0%6.0%6.0%6.0%6.0%6.0%可调负荷需求亿千瓦时.投资成本按1,000元/千瓦算亿元600.0650.0700.0750.0785.0966.0990.01014.01038.01062.0参与平抑用电峰值负荷时长小时30.035.040.045.050.055.060.065.070.075.0虚拟电厂参与平抑的用电量亿千瓦时360.0455.0560.0675.0785.0885.5990.01098.51211.01327.5尖峰负荷的平均电价元/千瓦时.虚拟电厂平抑的负荷价值亿元540.0750.81,016.41,347.61,724.02,139.22,630.83,211.03,893.84,695.3分成比例%50%50%50%50%50%50%50%50%50%50%虚拟电厂运营市场规模亿元270.0375.4508.2673.8862.01,069.61,315.41,605.51,946.92,347.6政策不及预期的风险；电价改革不及预期的风险；宏观经济下行的风险。主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：(i)本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；(ii)该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构(仅就本研究报告免本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦