1、 请参考最后一页评级说明及重要声明 投资评级：投资评级：强于大市强于大市（维持维持） 报告日期：报告日期：2021 年年 10 月月 13 日日 行业表现行业表现 数据来源：wind 电价上涨元年，打破僵局，电力体制改电价上涨元年，打破僵局，电力体制改革实现重大突破革实现重大突破 碳中和系列报告（五）碳中和系列报告（五） 供需结构改变导致我国限电现象频发，限电情况或将常态化、长期化供需结构改变导致我国限电现象频发，限电情况或将常态化、长期化 2020 年底以来，我国多地陆续出现部分时间段限电的情况，限电目标主要为高耗能产业， 行政单位和景观用电被要求降低用电， 极端情况下居民用电也受到了影响。

2、 限电影响逐步显现， 今年 8 月我国二三产用电量均环比下降，同比增速也显著低于 7 月。 我们认为本轮限电现象的发生原因是我国电力供需格局发生了改变。 具体看，需求侧：我国率先走出新冠疫情，经济持续复苏，用电量持续高增，多地电网用电负荷创新高。供给侧：1）我国装机结构持续改变，发电端出力稳定性下降，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口；2）能耗双控政策持续推进， 能耗指标逐步收紧， 部分省份煤电机组受政策限制减少了出力；3）煤价高企影响了火电企业的发电意愿。 随着我国经济持续增长，用电量及最高用电负荷将稳定增长。而“双碳”目标下，我国风光装机占比持续提升，在储能大规模运用前，可靠电源装机容量

3、与高峰用电负荷的缺口将进一步扩大。 故此我们认为限电现象将在未来 5-10 年内持续存在。 双碳目标下，电价或将长期温和上涨双碳目标下，电价或将长期温和上涨 电改实现重大突破，电价电改实现重大突破，电价将将有效反映市场情况。有效反映市场情况。2015 年我国新一轮电改拉开序幕，逐步形成了市场化条件下的电价体系。2019 年基准电价+上下浮动机制出台， 为今年部分地区上浮电价提供依据， 当今年煤价快速上涨，火电企业经营困难后，部分省份根据“意见”出台政策，放开了煤电交易价格上浮限制， 随后煤电市场交易电价迅速上涨。 今年 7 月新分时电价机制政策出台，加强了分时电价的价格信号作用，引导用户削峰填

4、谷，平滑用户侧负荷曲线。今年 10 月关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知 出台， 扩大煤电上下浮动比例， 进一步放开发电侧与用户侧，电力市场化改革实现了重大突破。 四因素将共同推动我国电价进入温和上涨周期四因素将共同推动我国电价进入温和上涨周期：1）电力供需结构改变，高峰时间用电量由供给侧决定，推动市场电价上涨；2）溢价绿电的消纳量和占比将都会持续提升，推动上网电价上涨；3）火电下降利用小时数辅助调峰将会显著提升运营成本，需要合理补偿；4）电网需增加投资建设新型电力系统以消纳更多新能源， 输配电价将会提升。 综合考虑上述四项因素，我们认为我国发电侧的上网电价和电网侧的输配电价都将会

5、上涨， 我国终端电价将进入一个温和上涨周期。 考虑到本次煤电市场电价上浮比例为 20%， 且现货市场和高耗能企业电价上涨幅度不受限制， 我们预 证券研究报告证券研究报告 行行业业专专题题报报告告 行行业业报报告告 电电力力及及公公用用事事业业行行业业 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 计“十四五”期间电力市场综合电价较 2020 年底将上涨 20%-50%。 投资建议：投资建议： 火电：火电：电价机制持续完善叠加商业模型有望改变，行业盈利稳定性将增电价机制持续完善叠加商业模型有望改变，行业盈利稳定性将增强，看好优质企业转型新能源。强，看好优质企业转型新能源。短期看，煤电市场电价上

6、浮比例被打开，电价上涨将缓解火电企业的经营压力， 煤价上涨的成本可以部分传导至下游。中长期看，随着电改的深入，市场煤与计划电的矛盾将持续缓解，价格机制将更为顺畅。 同时在新型电力系统中， 火电将逐步转变为辅助能源，商业模式有望发生改变， 两项因素都将提升行业盈利稳定性， 稳定的现金流为企业转型新能源提供支持。推荐标的：华电国际，相关标的：国电电力、华润电力（H） 。 水电：市场电电价有望上涨，增厚企业利润，良好的现金流可帮助企业水电：市场电电价有望上涨，增厚企业利润，良好的现金流可帮助企业快速转型发展新能源。快速转型发展新能源。在“十三五”电价下行周期中，水电企业市场交易电量的电价整体下降，在

7、“十四五”电价上行周期中，企业市场电电价有望重新上涨，盈利能力将显著增强。长期看，水电行业优质现金流特点将帮助其快速转型发展新能源， 保持业绩的持续增长。 推荐标的： 国投电力、川投能源。 风电光伏： “双碳”目标下，行业发展前景广阔，优质企业将快速扩张规风电光伏： “双碳”目标下，行业发展前景广阔，优质企业将快速扩张规模。模。 煤电市场电电价上涨有望部分传导至风光市场电价格， 增强企业盈利能力，此外碳交易市场、绿证及绿电交易都将提升行业盈利能力，促进行业发展。 “双碳”目标下，新能源行业长期成长确定性高，前景广阔。推荐标的：中闽能源、福能股份、协鑫能科，相关标的：三峡能源、龙源电力(H)、中

8、广核新能源（H） 。 风险提示：风险提示：政策推进不及预期，用电需求下降，机组利用小时数下降，煤价上涨超预期，模型假设偏离预期等。 qRsMnQpNrRyQrRtNtQoOnR7NbPbRpNrRpNmNiNmNmMfQoPsP7NrRyQxNsRpRMYnOsN 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 目录目录 1. 供需结构改变导致我国限电现象频发，限电情况或将常态化、长期化 . 5 2021 年用电增速超预期，最高用电负荷创新高 . 6 电源装机结构持续改变，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口 . 7 能耗双控：地方政府以“限电限产”为抓手降低能耗，火电出力将维持稳定 . 11

9、 煤价高企部分影响了煤电企业的发电意愿，但非导致限电的关键因素 . 13 2. 双碳目标下，电价或将长期温和上涨 . 14 2.1 电改实现重大突破，电价将有效反映市场情况 . 14 煤电上网电价是“定价之锚” ，为其它电源制定上网电价提供指引 . 14 2015 年新一轮电改拉开序幕，逐步形成了市场化条件下的电价体系 . 15 2019 年基准电价+上下浮动机制出台，为今年部分地区上浮电价提供依据 . 16 今年 7 月新分时电价机制政策出台，加强了分时电价的价格信号作用，引导用户削峰填谷，平滑用户侧负荷曲线 . 17 今年 10 月新政出台，扩大煤电上下浮动比例，进一步放开发电侧与用户侧，

10、电力市场化改革实现重大突破 . 18 2.2 四因素将共同推动我国电价进入温和上涨周期 . 19 电力供需结构改变，高峰时间用电量由供给侧决定，推动市场电价上涨 . 19 溢价绿电的消纳量和占比将都会持续提升，推动上网电价上涨 . 19 火电下降利用小时数辅助调峰将会显著提升运营成本，需要合理补偿 . 20 电网需增加投资建设新型电力系统以消纳更多新能源，输配电价将会提升 . 20 3. 投资建议 . 22 4. 风险提示 . 23 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 图表目录图表目录 图 1：我国历年全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速 . 7 图 2：我国主要电网最高用电负荷合计

11、值（万千瓦） . 7 图 3：我国主要电网当月最高用电负荷（万千瓦） . 7 图 4：我国历年各电源装机占比 . 8 图 5：2011 年我国各电源装机占比 . 8 图 6：2020 年我国各电源装机占比 . 8 图 7 我国历年各电源发电量占比 . 9 图 8：2011 年我国各电源发电量占比 . 9 图 9：2020 年我国各电源发电量占比 . 9 图 10：2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表 . 12 图 11 动力煤价格指数（单位：元/吨） . 13 图 12：电价结构拆分 . 14 图 13：市场化环境下发电价格体系 . 15 图 14：云南市场电电量价格曲线（单位：

12、元/千瓦时）. 19 图 15：我国九大清洁能源基地示意图 . 21 表 1：我国 2020 年底至今部分省份限电事件梳理 . 5 表 2：我国各省份装机合理备用率 . 9 表 3：2021 年 1 月 7 日我国装机出力测算（单位：万千瓦） . 10 表 4：我国部分省份调整电价政策 . 16 表 5：我国部分省份新出台分时电价政策 . 18 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 1. 供需结构供需结构改变改变导致导致我国我国限电限电现象现象频发，频发，限电限电情况情况或或将将常态化、长期化常态化、长期化 2020 年底以来， 我国多地陆续出现年底以来， 我国多地陆续出现部分时间段

13、部分时间段限限电的情况电的情况， 限电目标主要为高耗能产业， 限电目标主要为高耗能产业，行政单位和景观用电被要求降低用电，极端情况下居民用电也受到行政单位和景观用电被要求降低用电，极端情况下居民用电也受到了了影响。影响。根据中电联发布的 2021 年上半年全国电力供需形势分析预测报告 ，今年上半年全国电力供需总体平衡，局部地区部分时段电力供应偏紧。1 月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地出现电力缺口，采取了需求响应或有序用电措施。二季度，蒙西、广东、云南、广西等地采取了需求响应或有序用电措施，广东、云南电力供应尤为紧张。 各地出台的有序用电政策通常要求优先保障

14、居民生活、 公共设施 （医院、学校等）和重点企业用电，降低行政单位和景观用电，对高耗能产业采取错、避峰用电乃至限电、停电措施。 限电影响逐步显现， 今年限电影响逐步显现， 今年 8 月月我国我国二三产用电二三产用电量量均环比下降均环比下降， 同比增速也显著低于， 同比增速也显著低于 7 月月。根据中电联数据，今年 8 月我国全社会用电量 7607 亿千瓦时，同比增长 3.6%（前值为12.8%） ， 环比下降 2.0%， 其中二产用电量 4851 亿千瓦时， 同比增长 0.6% （前值为 9.2%） ，环比下降 4.3%，三产用电量 1400 亿千瓦时，同比增长 6.2%（前值为 21.6%）

15、 ，环比下降了 1.5%。我们认为随着限电情况的持续，今年剩余月份我国用电量增速较前 7 月将明显放缓。 表表 1：我国我国 2020 年底至今部分省份限电事件梳理年底至今部分省份限电事件梳理 地地点点 限电事件限电事件 湖南省 2020 年 12 月，湖南省发改委印发关于启动 2020 年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知，提出启动全省有序用电，有序用电时段为每日 10：3012：00、16：3020：30。将优先保障居民生活、关键公共设施（学校、医院等）和重点企业用电，适当压限行政单位和景观用电，有序用电时段关闭全省城市景观照明、半关闭路灯，周末关闭党政机关办公室动力用电。今年 9 月，常德市

16、工信局印发文件，要求 9 月 24 日至 30 日为有序用电战时状态，湖南将实行 24小时电力和电量“双控”措施 江西省 2020 年 12 月，江西省发改委发布通知，从 12 月 15 日起，每日早晚高峰段实施可中断负荷，并启动有序用电工作。 浙江省 2020 年 12 月，浙江省机关事务管理局近日发布通知称，从即日起至 12 月 31 日，省各有关单位办公区域在气温达到3以下（含 3）时方可开启空调等取暖设备，且设置温度不得超过 16。今年 9 月，9 月 23 日，浙江上市公司西大门新材料股份有限公司发布公告称，由于电力供应紧张上市，浙江省近日对辖区内重点用能企业实行用电降负荷，在确保安

17、全的前提下对重点用能企业实施停产，预计将停产至 9 月 30 日 广东省 自 5 月起，广东在 17 个地级市启动有序用电，包括广州、佛山、东莞、惠州、珠海、中山、潮州、汕头、肇庆、江门等地区，时至 5 月末，广东部分区域已由起初的每周错峰一天增至三天，即“开四停三”。9 月广东电网表示，自9 月 16 日起执行“开二停五”用电方案，每周星期日、星期一、星期二、星期三和星期四实现错峰轮休，错峰日只保留保安用电负荷，保安负荷在总负荷的 15%以下。 云南省 5 月份，云南全省启动错峰用电，全省电解铝用户（涉及昆明、曲靖、红河、大理、昭通、文山等 6 家供电局）开始了每日不少于 3 小时的错峰生产

18、，错峰限电量为 10%-30%。7 月，云南省要求当地部分金属生产商在三个月内第二次降低电力消耗。9 月 11 日，云南省发改委发布文件要求工业硅企业 9-12 月份月均产量不高于 8 月产量的 10%。 广西 广西自治区人民政府 8 月发布文件，各用电工商企业要结合企业自身生产特点，科学合理安排生产计划，制定并严格落实有序用电方案，主动错峰避峰用电。省内钦州市、玉林市、南宁市等市发布了关于做好有序用电保障生活生产正常秩序的通知。通知支出各级机关、企事业单位等空调温度设定不低于 26 摄氏度，照明、电梯和自动扶梯减半使用等。9 月，广西省内高耗能产业开始限电，10 月广西工信厅发布关于 10

19、月份加强部分高耗能行业节能调度的通知，10 月份继续对水泥、钢铁、铁合金、石灰、建筑陶瓷等高耗能企业实行限产措施。 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 宁夏 2021 年 5 月，宁夏发改委发布关于印发 2021 年有序用电方案的通知，根据地区产业结构实际情况，原则上选择淘汰落后产能、耗能超标、不符合产业准入条件以及铁合金、电石、碳化硅等传统工业企业参与错峰、避峰、限电。随后时间，宁夏发改委两次印发通知，126 家省内重点企业将错避峰生产。 贵州省 贵州省 7 月以来部分地区存在限电现象。9 月，贵州省能源局发布2021 年贵州省有序用电方案，将结合实际情况合理安排有关企业错、避峰

20、生产。 山东省 日照市发改委会、国网日照供电公司发布关于有序用电的紧急预警通知，称受电煤供需矛盾加剧和高温天气影响，山东电网供电能力急剧下降，电力供应出现较大缺口，电力供需形势十分严峻。枣庄市能源局发布关于配合做好有序用电工作的通知称，近期山东省电力供应出现缺口，为维护正常供用电秩序，保障电网平稳运行和电力可靠供应，要按照需求响应优先、有序用电保底的原则。 江苏省 江苏省多家上市公司发布公告，旗下江苏子公司收到限电通知。 陕西省 9 月， 陕西榆林市发改委发布关于确保完成 2021 年度能耗双控目标任务的通知， 要求新建成“两高项目”不得投入生产，本年度新建已投产的“两高”项目，在上月产量基础

21、上限产 60%。其他“两高”企业实施降低生产线运行负荷、停运矿热炉限产等措施，确保 9 月份限产 50%。据统计，陕西榆林拥有的电解铝产能为 60 万吨，按压降 50%计算，运行产能下降 30 万吨。调控时间：2021 年 9 月-2021 年 12 月。 东三省 自 9 月 10 日，黑龙江省与辽宁、吉林及蒙东地区同时启动有序用电。9 月底，东北三省部分用电高峰时间停电，居民用电受到影响。 资料来源：各省市政府网站、财新网、wind、同花顺、长城证券研究院 我们认为我们认为本轮本轮限电现象的发生限电现象的发生原因是我国电力供需格局原因是我国电力供需格局发生了发生了改变改变。具体看，需求侧：我

22、国率先走出新冠疫情，经济持续复苏，用电量持续高增，多地电网用电负荷创新高。供给侧：1）我国装机结构持续改变，发电端出力稳定性下降，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口；2）能耗双控政策持续推进，能耗指标逐步收紧，部分省份煤电机组受政策限制减少了出力；3）煤价高企影响了火电企业的发电意愿。 2021 年用电增速超预期，最高用电负荷创新高年用电增速超预期，最高用电负荷创新高 2021 年我国经济持续复苏，年我国经济持续复苏，限电情况下限电情况下前前 8 月用电量同比高增月用电量同比高增 13.8%，显著高于此前电显著高于此前电规总院预测的“十四五”年均规总院预测的“十四五”年均 4.4%的增速。的

23、增速。根据中电联数据，今年前八月份我国全社会用电量 54704 亿千瓦时，同比增长 13.8%，是过去十年同期最高增速，也高于过去 10 年全年最高增速。剔除新冠疫情造成低基数影响，以 2019 年 8 月为基数，两年同比复合增速也达到了 7.4%。2020 年 7 月电力规划设计总院发布了中国电力发展报告 2019 ，预计未来三年我国用电增速将恢复中速增长，十四五期间我国用电量复合增速将为3.9%-4.8%。而今年以来我国经济的持续复苏，海外疫情反复促使我国出口增加等因素使我国用电量增速实现高增，大幅超出预期。 电网最大用电负荷创历史新高，提高了用电高峰时期对发电端的出力要求。电网最大用电负

24、荷创历史新高，提高了用电高峰时期对发电端的出力要求。2021 年 7 月我国全国主要电网最高用电负荷合计值达到 11.9 亿千瓦， 同比增长 16.3%， 创历史新高，华北、东北、南方电网等主要区域电网用电负荷同样创历史新高。最高用电负荷不断提高对电源侧的出力和电网运行都提出了更高要求，在电力系统无法维持稳定运行时，电网被迫拉闸限电降低用电负荷。 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 图图 1：我国历年全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速我国历年全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速 资料来源：中电联，长城证券研究院 图图 2：我国主要电网最高用电负荷合计值（万千瓦）我国主要电网最高用电负

25、荷合计值（万千瓦） 图图 3：我国主要电网当月最高用电负荷（万千瓦）我国主要电网当月最高用电负荷（万千瓦） 资料来源：wind、长城证券研究院 资料来源：wind、长城证券研究院 电源电源装机装机结构持续改变，结构持续改变，可靠可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口电源出力与高峰用电负荷间存在缺口 过去过去十十年我国火电装机占比持续下降，由年我国火电装机占比持续下降，由 2010 年的年的 74%下降至下降至 2020 年的年的 57%，而风光，而风光装机占比则由装机占比则由 3%上升至上升至 24%，不，不可靠可靠电源电源占比持续提升占比持续提升。2020 年底，我国发电装机容量 220058

26、 万千瓦，比中，火电装机容量 124517 万千瓦，占总装机比为 57%；水电装机容量 37016 万千瓦，占比为 17%；核电装机容量 4989 万千瓦，占比为 2%；并网风电装机容量 28153 万千瓦， 占比 13%； 并网太阳能发电装机容量 25343 万千瓦， 占比为 11%。过去十年火电和水电装机容量占比持续下降，核电装机占比小幅提升，整体看可靠电源（出力可预期，高峰负荷期可以稳定出力，目前火电、大水电和核电可以满足要求）装机占比持续下降，不可靠电源装机占比提升，电力系统稳定性下降。 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%000004000050000600007000080000全社会用电量（亿千瓦时）同比（%） 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 图图 4：我国历年各电源装机占比我国历年各电源装机占比 资料来源：wind，长城证券研究院 图图 5：2011 年我国各电源装机占比年我国各电源装机占比 图图 6：2020 年我国各电源装机占比年我国各电源装机占比 资料来源：wind、长城证券研究院 资料来源：wind、长城证券研究院 过去过去十十年我国火电发电量占比持续下降，但明显高于装机占比，年我国火电发电量占比持续下降，但明显

28、高于装机占比，2020 年火电发电量占比年火电发电量占比为达为达 68%。根据中电联数据，2020 年我国发电量 7.62 千瓦时，其中火电实现发电量 5.17亿千瓦时，占比为 68%；水电发电量 1.36 亿千瓦时，占比为 18%；核电发电量 0.37 亿千瓦时，占比为 5%；风电发电量 0.47 亿千瓦时，占比为 6%；光伏发电量 0.26 亿千瓦时，占比 3%。过去十年我国可靠电源发电量占比下降，由 2011 年的 98%下降至 2020 年的91%，但仍维持高位。 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 图图 7 我国历年各电源发电量占比我国历年各电源发电量占比 资料来源：中电

29、联，wind，长城证券研究院 图图 8：2011 年我国各电源发电量占比年我国各电源发电量占比 图图 9：2020 年我国各电源发电量占比年我国各电源发电量占比 资料来源：中电联，wind、长城证券研究院 资料来源：中电联。wind、长城证券研究院 为了保证电力系统的平稳运行，为了保证电力系统的平稳运行，需要留有备用机组，我国各省合理备用率通常在需要留有备用机组，我国各省合理备用率通常在13%-15%，因此，因此可用装机容量需高于用电负荷可用装机容量需高于用电负荷。为了保障电力供应，电力系统可用装机容量要高于用电负荷（可用装机容量=用电负荷（1+合理备用率） ） ，因此需要留有部分机组以备急用

30、。 根据 国家能源局关于发布 2023 年煤电规划建设风险预警的通知 政策，因为电网规模、发用电结构不同，各地的合理备用率有所差别，大部分省份合理备用率在 13%-15%。 表表 2：我国各省份装机合理备用率我国各省份装机合理备用率 地区地区 合理备用率合理备用率 绿色区间绿色区间 橙色区间橙色区间 红色区间红色区间 黑龙江 13% 15% 15-16% 16% 吉林 13% 15% 15-17% 17% 辽宁 13% 14% 14-17% 17% 蒙东 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% 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 山东 13% 14% 14-17% 17% 山西 13% 15% 15-19% 19% 陕西 13% 15% 15-18% 18% 甘肃 13% 15% 15-18% 18% 青海 13% 16% 16-18% 18% 宁夏 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% 重庆 15% 17% 17-21% 21% 西藏 - - - - 上海 15% 17% 17-18% 18% 江苏 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% 广东 13% 14% 14-18% 18% 广西 13% 15% 15-17% 17% 云南 13% 14% 14-20% 20% 贵州 13% 15% 15-20% 20% 海南 20% 25% 25-29% 29% 资料来源：国家能源

33、局，长城证券研究院 注：绿色区间：系统实际备用率不高于合理备用率，或在合理备用率之上小于当地一台大型煤电单机对应的系统备用率； 红色区间：系统实际备用率在合理备用率之上多出当地一年负荷增长需要的装机所对应的系统备用率； 橙色区间：系统实际备用率介于绿色及红色范围之间。 由于可靠电源装机容量下降，在某些时段我国由于可靠电源装机容量下降，在某些时段我国部分区域出现部分区域出现装机出力将低于用电负荷装机出力将低于用电负荷的的情况情况，造成限电发生。，造成限电发生。以今年 1 月 7 日为例，当日寒潮来临，全国夜间用电负荷创新高，达到 11.89 亿千瓦，按照合理备用率 14%计算，当时实际需要装机

34、13.55 亿千瓦。而根据发改委介绍的当天发电情况，另假设火电机组（除燃气）及核电机组有效可用出力比例分别为 92%和 100%， 则当日实际可用装机容量仅为 13.53 亿千瓦， 电力系统达到紧平衡。实际运行中，由于物理限制，全国电网并不是完全互联互通、盈缺互济的，必须分省平衡，因此在我国电源分布并不平均的情况下，全国数值的紧平衡就意味着部分地区缺少电源出力。 根据中电联分析， 1 月我国受寒潮天气等因素影响， 江苏、 浙江、 安徽、 湖南、江西、四川、新疆等地出现电力缺口，采取了需求响应或有序用电措施。 表表 3：2021 年年 1 月月 7 日日我国装机出力测算（单位：万千瓦）我国装机出

35、力测算（单位：万千瓦） 2020 年底装机年底装机 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 火电 124517 110439 14078 89% 其中：燃煤 107992 99353 8639 92% 其他火电 6723 6185 538 92% 燃气 9802 4901 4901 50% 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 水电 37016 17016 20000 46% 核电 4989 4989 0 100% 风电 28153 2815 25338 10% 太阳能 25343 0 25343 0% 其他（忽略） 40 合计 220058 135259

36、84759 61% 资料来源：国家发改委，wind，长城证券研究院 “双碳”目标下，我国风光装机占比将持续提升，在储能大规模运用前，可靠电源装机“双碳”目标下，我国风光装机占比将持续提升，在储能大规模运用前，可靠电源装机容量与容量与高峰高峰用电负荷的缺口将进一步扩大，我们认为限电现象将在未来用电负荷的缺口将进一步扩大，我们认为限电现象将在未来 5-10 年年内内持持续存续存在。在。 “双碳”目标下，我国可靠电源装机难以快速增长：火电新增装机有限；大型水电站基本开发完毕；而抽蓄及核电站建设周期通常在 5 年以上，预计十四五投产装机基本都为“十三五”时期已经开始建设的项目，增量有限。风光装机规模虽

37、然实现了快速增长，但在储能大规模运用、电源自身实现日调节前，依然为不可靠能源，难以稳定出力。假设我国未来四年最高用电负荷复合增速为 5%，以 7 月最高负荷 11.92 亿千瓦为基数，则到 2025 年底我国最高用电负荷将达到 14.49 亿千瓦，按照合理备用率 14%计算，则需要装机 16.52 亿千瓦，较 2020 年底可靠装机容量高出 2.99 亿千瓦，而“十三五”期间我国火水核装机合计仅增加 2.46 亿千瓦。因此我们认为我国的可靠电源装机容量与用电负荷的缺口将进一步扩大，限电现象将在未来 5-10 年内持续存在。 能耗双控：地方政府以“限电限产”为抓手降低能耗，能耗双控：地方政府以“

38、限电限产”为抓手降低能耗，火电出力将维持稳定火电出力将维持稳定 “能耗双控”概念始于“能耗双控”概念始于 2015 年，旨在按区域设定能源消费总量和强度控制目标，对各级年，旨在按区域设定能源消费总量和强度控制目标，对各级地方政府进行考核。地方政府进行考核。实行能源消耗总量和强度“双控”行动，即“能耗双控”概念最早于 2015 年 10 月在党的十八届五中全会中提出，旨在按省、自治区、直辖市行政区域设定能源消费总量和强度控制目标，对各级地方政府进行监督考核。实行能源消耗总量和强度“双控”行动，是推进生态文明建设，解决资源约束趋紧、环境污染严重的一项重要措施，既能节约能源资源，从源头上减少污染物和

39、温室气体排放，也能倒逼经济发展方式转变，提高我国经济发展绿色水平。 我国我国能耗双控的发展进程能耗双控的发展进程整体是整体是循序渐进的循序渐进的，根据“十四五”规划，根据“十四五”规划，2025 年单位年单位 GDP能耗和碳排放比能耗和碳排放比 2020 年分别降低年分别降低 13.5%、18%。国家“十一五”规划把单位 GDP 能耗降低作为约束性指标，国家“十二五”规划在把单位 GDP 能耗降低作为约束性指标的同时，提出合理控制能源消费总量的要求。2014 年国务院办公厅印发2014-2015 年节能减排低碳发展行动方案 ，将 2014-2015 年能耗增量（增速）控制目标分解到各地区。十三

40、五”时期，国家在此前的基础上实施能耗总量和强度“双控”行动，明确要求到 2020 年单位 GDP 能耗比 2015 年降低 15%，能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤以内，而国务院将全国“双控”目标分解到了各地区，对“双控”工作进行了全面部署。而在最新的“十四五”规划中进一步提出完善能源消费总量和强度双控制度，重点控制化石能源消费，2025 年单位 GDP 能耗和碳排放比 2020 年分别降低 13.5%、18%，国务院将全国“双控”目标分解到了各地区，对“双控”工作进行了全面部署。 今年上半年今年上半年 9 省份能耗强度不降反升，政府省份能耗强度不降反升，政府以以“限电限产”“限电限产”为

41、抓手为抓手降低能耗。降低能耗。今年 8 月国家发改委印发 2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表 ，在能耗强度降低方面，青海、宁夏、广西、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏 9 个省(区)上半年能耗强度不降反升，为一级预警，2021 年暂停“两高”项目节能审查(国家规划布局的重大项 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 目除外)，同时发改委提出地方政府需采取有力措施，确保完成全年能耗双控目标特别是能耗强度降低目标任务。 随后 9 省份地方政府以不同形式进行 “限电限产” ， 以降低能耗，完成双控目标。 图图 10：2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表年上半年

42、各地区能耗双控目标完成情况晴雨表 资料来源：国家发改委，长城证券研究院 注：1.西藏自治区数据暂缺，不纳入预警范围，地区排序的依据为各地区能耗强度降低率。 2.红色为一级预警，表示形势十分严峻；橙色为二级预警，表示形势比较严峻；绿色为三级预警，表示进展总体顺利 能耗双控能耗双控目标逐年收紧，目标逐年收紧， 高耗能企业用电将会持续受到限制，高耗能企业用电将会持续受到限制， 火电火电机组出力将维持稳机组出力将维持稳定定。能耗双控目标是基于历史数据逐年按百分比下降，完成难度将随时间推移逐步提升，高耗能低附加值的行业用电将会持续受限，不合理用电需求将被抑制。同时由于今年 9 月发改委印发的完善能源消费

43、强度和总量双控制度方案提出，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的可再生能源消纳量不纳入地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 我们认为地方政府会加大对绿电消纳的重视程度，火电机组的出力将维持稳定，为更多风光机组并网提供辅助服务。 煤价高企煤价高企部分部分影响了影响了煤煤电企业的发电意愿电企业的发电意愿，但非导致限电的关键因素，但非导致限电的关键因素 煤价高企部分压制了煤价高企部分压制了煤煤电企业发电电企业发电意愿和意愿和积极性。积极性。今年以来我国动力煤价格持续攀升，根据统计局公布数据，9 月 14 日，我国动力煤价格指数 CCI5500（含税

44、）和 CCI5000（含税）分别达到 947 元/吨和 875 元/吨，较去年同期分别增长 368 元/吨和 353 元/吨，部分地区动力煤现货价格已经达到 1500 元/吨， 高昂的煤价使煤电企业陷入发电即亏损的情况，部分压制了煤电企业的发电意愿和积极性，影响了煤电企业的整体出力。 图图 11 动力煤动力煤价格指数（单位：元价格指数（单位：元/吨）吨） 资料来源： wind，长城证券研究院 前前 8 月火电发电量和利用小时数同比明显增长，高煤价月火电发电量和利用小时数同比明显增长，高煤价并并非导致限电的关键因素。非导致限电的关键因素。火电企业大多为央企和国企，企业愿意积极承担社会责任，盈利规

45、模非企业的唯一目标，因此高昂的煤价带来的成本倒挂对火电企业生产积极性的影响并没有其他行业明显。根据中电联数据，今年前八月份我国火电发电量 38723 亿千瓦时，同比增长 12.6%，是 2011年以后同期的最高值，以 2019 年 8 月为基期，两年复合增速为 6.95%，火电 8 月发电量达 5166.9 亿千瓦时，同比增长 0.3%，以 2019 年 8 月份为基期，两年复合增速 4.5%。利用小时数方面，今年前八月份，火电 2988 小时，比上年同期增加 260 小时，其中，燃煤发电 3089 小时，比上年同期增加 293 小时。在煤价持续攀升的同时，火电企业发电量和利用小时数保持了较快

46、增长，高煤价并未显著影响火电出力。 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 2. 双碳目标双碳目标下，电价下，电价或将长期温和上涨或将长期温和上涨 2.1 电改实现重大突破，电改实现重大突破，电价将有效反映市场情况电价将有效反映市场情况 煤电上网电价是“定价之锚”煤电上网电价是“定价之锚” ，为其它电源制定上网电价提供指引，为其它电源制定上网电价提供指引 电力具有瞬时性特点，产、供、销（发、输、配、售、用）同时完成，没有存货，因此理论上其价格可能会因为缺乏调节工具而出现极端剧烈的波动（例如今年美国德州在极端天气下，出现极端供需偏紧，在电力高度市场化的情况下电价快速上涨） 。在建立起有效

47、的电力市场并实现发电竞价上网前，电价管控成为国家调控经济、产业的重要手段，电价也呈现出极强的政策管制属性。2004 年 4 月，国家发改委发布关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知 ， 要求规范上网电价管理， 对同一地区新投产的同类机组 （按照水电、火电、风电、核电等分类） ，原则上按统一价格水平核定上网电价，对安装脱硫环保设施的燃煤电厂，其在环保方面的投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价。 图图 12：电价结构拆分电价结构拆分 资料来源：北极星电力网，长城证券研究所 煤电标杆上网电价一直在电价体系中处于核心位置，其在多个方面影响着其他各类电源的标杆、上限和无补贴电价。自 2004 年首

48、次建立煤电联动机制以来，十多年间十次执行联动政策、四次搁浅，其中六次上调、三次下调煤电标杆上网电价。政策调整的时效性愈发滞后，在电力体制改革不断深化的大背景下，煤电标杆上网电价与煤电联动机制不 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 适应形势发展变化的矛盾愈发突出，特别是在电煤价格高位运行，燃料成本上升，但电量宽松、尖峰电力紧张的背景下，燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。因价格缺乏弹性且机制不完善，导致煤电“定价之锚”的作用明显减弱，对水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成均有一定的影响。 2015 年年新一轮新一轮电改拉开序幕，电改拉开序幕，逐步逐步形形成了成了

49、市场化条件下的电价体系市场化条件下的电价体系 2015 年， 中共中央、 国务院印发 关于进一步深化电力体制改革的若干意见 （中发 20159 号文）及配套文件 （简称“9 号文” ） ，国家发改委、国家能源局随后发布了电力体制改革的六个配套文件，我国新一轮电力体制改革拉开序幕。其中关于推进电力市场建设的实施意见明确我国电力市场构成主要由中长期市场和现货市场构成。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。改革以来，各地均开展了以双边协商、集中竞价及挂牌多种交易方式的年度、月度的

50、中长期交易，交易品种涉及电能量及发电权交易。 2017 年 8 月，国家发展改革委和能源局选择南方（以广东起步） 、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃作为第一批电力现货市场建设试点地区，各试点地区均已开展现货市场不同时间周期的结算试运行。现货市场中以集中竞价方式开展，交易品种为电能量。辅助服务市场中，除四川外，各试点地区开展了调频辅助服务交易；甘肃、山西、山东、内蒙开展了调峰辅助服务市场交易，其中甘肃、山东、内蒙在现货试结算期间暂停调峰市场交易。 图图 13：市场化环境下发电价格体系市场化环境下发电价格体系 资料来源：长城证券研究所 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 随着发

51、用电计划逐步放开，发电企业和电力用户（售电公司）可以通过自主协商、集中竞价等市场化方式交易部分电量，交易价格即为市场交易电价，市场交易电价分为中长期交易价格、现货交易价格。部分电量仍以“计划电量”或“基数电量”的形式存在，由电网企业统一收购，按照政府定的标杆上网电价进行结算。 在电力市场化环境中，根据交易类型的不同，可将煤电发电价格体系分为四类：一是电能量价格，包括中长期价格、现货价格、优发价格（基准）等；二是容量价格，可以是稀缺电价机制、容量市场、容量补偿机制的任意一种；三是辅助服务价格，包括调频、备用、AGC、黑启动等；四是成本补偿（机制） ，包括运行成本补偿和机会成本补偿等。 2019

52、年基准电价年基准电价+上下浮动机制出台，为今年部分地区上浮电价提供依据上下浮动机制出台，为今年部分地区上浮电价提供依据 2019 年，发给委印发关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见 （以下简称“意见” ） ，内容主要包含五点： 为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制。国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。 现执行标杆上网电价的

53、燃煤发电电量，具备市场交易条件的，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价（含挂牌交易）等市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。 燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。 燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按现行市场化规则执行。 燃煤发电上网电价形成机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。 “意见”的出台标志是我国电力市场改革迈出新的一步， “基准价+上下浮动”价格机制使煤电市场主体具备了一定的

54、自主定价空间，进而使煤电价格能有效反映电煤价格、电力需求等供求因素变化，有利于电力资源的优化配置，有利于理顺电力与其上下游产业的关系，促进电力市场加快发展。 当今年煤价快速上涨，火电企业经营困难后，部分省份根据“意见”出台政策，放开了煤电交易价格上浮限制，随后煤电市场交易电价迅速上涨。以广东为例，在上下浮动电价政策发布后，10 月集中竞价交易的出清电价统一顶格上涨 10%。 表表 4：我国部分省份调整电价政策我国部分省份调整电价政策 时间时间 省份省份 政策名称政策名称 电价调整内容电价调整内容 2021.07 四川 四川省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案 自 2021 年 7 月起，

55、 省内统调统分燃煤发电市场化交易配比电量上网电价按川发改价格2020316 号实施浮动，浮动幅度范围为现行燃煤发电基准价 0.4012 元/千瓦时基础上上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%。 （2020 年 6 月政策出台，今年实行上浮） 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 2021.08 上海 上海取消电力市场价格“暂不上浮”规定 取消2021 年上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易工作方案中 “暂不上浮”的规定 2021.08 宁夏 宁夏允许煤电交易价格上浮不超过10% 有序放开煤电企业优先发电计划，允许煤电交易价格上浮，煤电月度交易价格在基准价（0.2595

56、 元/千瓦时）的基础上可以上浮不超过 10%。执行期限为 2021 年 8-12 月 2021.09 山东 山东实行参与市场的煤电上网电价“基准价+上下浮动”的价格机制 参与市场的煤电上网电价在“基准价+上下浮动”的价格机制上形成，最高上升幅度为10%，最低下降幅度为 15% 2021.09 内蒙古 蒙西允许煤电成交价可上浮不超过10% 自 2021 年 8 月起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价（每千瓦时0.2829 元）的基础上可以上浮不超过 10%（上限为每千瓦时 0.3112 元） 2021.09 广东 广东允许月度交易成交价“上下浮动” 允许月度交易成交价上校浮动，

57、上浮幅度不超过煤炭基准价 10%， 下降幅度不超过 15% 资料来源：各地政府网站，北极星电力网，长城证券研究院 今年今年 7 月月新分时电价机制新分时电价机制政策政策出台，出台，加强加强了了分时电价的价格信号作用分时电价的价格信号作用，引导引导用户削峰填谷，用户削峰填谷，平滑用户侧平滑用户侧负荷负荷曲线曲线 7 月 29 日，发改委印发关于进一步完善分时电价机制的通知 （以下简称“通知” ） ，通知旨在引导电力用户削谷填峰、为构建以新能源为主体的新型电力系统保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。此次通知主要内容如下： 完善峰谷电价机制，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电

58、价价差原则上不低于 4：1；其他地方原则上不低于 3：1； 建立尖峰电价机制，尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷 95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%； 健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差。 加强加强分时分时电价的电价的价格信号作用，更好与电力需求侧管理衔接价格信号作用，更好与电力需求侧管理衔接。峰谷、尖峰和季节性电价机制的提出进一步保证了电力市场更加精准的反映了电力供需的职责，以此来适应大量新能源装机的增加：1）明确了电力系统的高峰时段应是在系统供需紧张、边际供电成本高的时段；2）大幅拉大了峰谷电价差异

59、，价格指导作用明显加强，更好的与电力需求侧管理衔接；3）明确了季节性电价不再局限于以前传统的峰谷季节电价，纳入了夏季、冬季等用电高峰的季节电价。我们认为此次分时电价机制的政策为电力市场更好的起到电力资源调配职责提供了基础，是我国电力市场化改革中的有机衔接，也为进一步深化电力市场化改革提供了方向。 引导更多用户进入电力市场，平衡用户侧负荷曲线，缓解电力供需紧张态势。引导更多用户进入电力市场，平衡用户侧负荷曲线，缓解电力供需紧张态势。本次通知中明确提出以电力现货市场价格为参考确定目录分时电价，并随现货市场价格变动进行动态调整，发挥市场的价格指引作用。对于尚未建立完善的电力现货市场地区，电力用户签订

60、的中长期电力合约需要附带用电曲线和各时段价格，并且市场电合约的峰谷价差 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 需高于目录分时电价峰谷价差，通过更大价差发挥价格的信号作用，保证市场电合约能更准确的反映供需关系。我们认为通过目录侧分时电价和市场分时电价的双重引导，将有更多用户进入电力市场，促进电力资源优化配置，平滑用户侧负荷曲线，有望缓解电力供需紧张态势。 表表 5：我国部分省份新出台分时电价政策我国部分省份新出台分时电价政策 省省份份 时间时间 政策内容政策内容 安徽 2021.08 从 2021 年 12 月 1 日起，对全省工商业用户试行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价政策，为期两

61、年。在日最低气温-5或日最高气温36时，全省执行峰谷分时电价的工商业电力用户，用电价格在当日高峰时段购电价格基础上每千瓦时上浮 0.072 元。 宁夏 2021.08 10 月 1 日起调整铁合金、碳化硅、煤炭开采洗选、水泥制造四个行业峰谷电价时段，峰段电价以平段电价（不含政府性基金及附加）为基础上浮 50；谷段电价以平段电价（不含政府性基金及附加）为基础下浮50。 广东 2021.08 10 月 1 日起执行尖峰电价， 尖峰电价在上述峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮 25%。 尖峰电价执行时间为 7 月、8 月和 9 月三个整月，以及其他月份中日最高气温达到 35及以上的高温天。 贵州 20

62、21.09 10 月 1 日起，在销售侧试行为期两年的峰谷分时电价。 广西 2021.09 峰谷时段电价浮动比例为高峰时段电价在基础电价的基础上上浮 50%， 低谷时段电价在基础电价的基础上下浮50%。 尖峰电价执行时间为7月、 8月、 9月、 12月四个整月， 尖峰时段为每日11:0012:00、 17:0018:00。 浙江 2021.10 10 月 15 日起提高大工业尖峰电价每千瓦时 5.6 分、高峰电价每千瓦时 6 分，降低大工业低谷电价每千瓦时 6.38 分 资料来源：各地政府网站，北极星电力网，长城证券研究院 今年今年 10 月月新政出台，新政出台，扩大煤电上下浮动比例，扩大煤电

63、上下浮动比例，进一步放开进一步放开发电侧与用户侧发电侧与用户侧，电力市场化改革实现重大突破电力市场化改革实现重大突破 今年 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 （以下简称“通知” ） ，改革内容主要包括四个方面： 有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。 扩大市场交易电价上下浮动范围。 将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上扩大市场交易电价上下浮动范围。 将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过浮不超过

64、10%、 下浮原则上不超过、 下浮原则上不超过 15%， 扩大为上下浮动原则上均不超过， 扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限限制。电力现货价格不受上述幅度限制。制。 推动工商业用户都进入市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。推动工商业用户都进入市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。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。 居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策，各地要优先将低价电源用于保障居民

65、、农业用电。 深化电力市场化改革，完善价格形成机制，让电力逐步回归商品属性。深化电力市场化改革，完善价格形成机制，让电力逐步回归商品属性。本次“通知”中明确提出将推动全部燃煤发电电量和工商业用户进入市场，增加发用两侧用户数量，扩大市场范围。放开电力现货价格和高耗能企业电价上浮限制，取消工商业目录电价放开 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 用户侧限制，由市场来发现价格，让电力逐步回归商品属性。此外“通知”提出已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，将收取 1.5 倍的“惩罚性”电价，我们认为此举是为了避免用户反复进出市场购买低价电扰乱市场秩序，维护电力市场的稳定。 我们认为本次

66、“通知”明确了电改的发展方向：1）逐步打开煤电上下浮动限制来解决市场煤与计划电之间的矛盾，逐步放开发用两侧限制，由市场决定价格；2）利用市场价格信号引导用户提高用能效率、优化用能习惯并抑制不合理用电需求，结合分时电价机制平滑用户侧负荷曲线；3）保障居民、农业用电价格稳定。 2.2 四四因素将共同推动我国电价进入温和上涨周期因素将共同推动我国电价进入温和上涨周期 电力供需结构改变，电力供需结构改变，高峰时间用电量由供给侧决定高峰时间用电量由供给侧决定，推，推动动市场市场电价上涨电价上涨 如前文所写，我们认为“十四五”期间我国可靠电源装机容量与高峰时期用电负荷缺口将持续扩大，电力供需结构由此前的供

67、给绝对宽松转变用电高峰时期电力供应紧缺。而随着电力市场化机制的逐步成熟和市场电占比进一步提升，电价将能够充分反应电力供需结构，市场电电价将会逐步提升。以云南省市场电交易为例，随着电力供需格局偏紧后，云南省市场电交易价格明显提升。2021 年 10 月，云南省内直接交易平均电价 0.1397元/千瓦时，同比增长 15.8%；前 10 月份省内直接交易平均电价为 0.1938 元/千瓦时，同比增长 12.1%，其中最能反映即时电力供需情况的日前交易平均电价为 0.237 元/千瓦时，同比增长 37.5%。 图图 14：云南市场电电量价格曲线（单位：元云南市场电电量价格曲线（单位：元/千瓦时）千瓦时

68、） 资料来源：昆明电力交易中心，长城证券研究所 溢价绿电的消纳量和占比将都会持续提升溢价绿电的消纳量和占比将都会持续提升，推动推动上网上网电价上涨电价上涨 为了促进风光能源的快速发展，稳定风光项目的投资收益，我国于 2017 年和 2021 年 9月先后推出了绿证交易和绿电交易，通过用户侧购买绿证或绿电，加快存量项目补贴回收周期，增加市场化交易绿电的度电收入。双碳背景下溢价绿电的消纳量和占比都会持续提升，推动风光上网电价的上涨。我们认为绿电消纳量和占比将持续提升的原因有三点： 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 绿电绿电的环境属性将愈发被重视的环境属性将愈发被重视： “双碳” 目标

69、的提出促使企业有了更多对环境属性的需求，目前许多国内大型先进企业以及海外知名企业为了实现企业自身的碳中和，纷纷开始进行碳足迹核算工作，并对自身上下游和产业链相关企业提出了减碳排放要求，因此企业对于具有减碳属性的商品需求愈发强烈。购买绿电和绿证可以帮助企业实现能源使用方面的无碳化，是其实现双碳的主要方法之一，绿电消纳量将会提升。 能耗双控政策的指引：能耗双控政策的指引： 今年 9 月印发的 完善能源消费强度和总量双控制度方案 提出，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的可再生能源消纳量不纳入地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。随着能耗指标逐步收紧，高能耗企业将选择消纳更多绿电来避免能耗指标超标

70、，避免被征收处罚性电价。 非水可再生能源消纳非水可再生能源消纳责任责任权重倒逼权重倒逼地方地方消纳消纳绿电：绿电： 2021 年，国家能源局下发关于征求2021 年可再生能源电力消纳责任权重和 20222030 年预期目标建议的函 ，提出 2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重要达到 40%，其中非水可再生能源电力消纳责任权重从 2021 年的 12.7%上升至 2030 年的 25.9%。 建议函同时对各省 20212030 年的非水可再生能源消纳目标提出要求，在 2021 年目标的基础上，要求各省非水可再生能源电力消纳权重年均提升 1.5%左右，并遵循“只升不降”原则。 火电火电下降

71、利用小时数下降利用小时数辅助调峰辅助调峰将会显著提升运营成本，需要合理补偿将会显著提升运营成本，需要合理补偿 “双碳”目标下，风光能源将实现快速发展，而风光装机的并网需要配套足够的储能或者辅助能源，以此保障电网的稳定性。在储能实现大规模商业化运用前，参与调峰的火电容量决定了风光的并网装机规模。因此在新型电力系统中，火电角色将由主力电源逐步转变为辅助电源，利用小时数将会显著下降，火电企业将明显亏损，难以持续经营。我们进行简易的定性分析：在火电机组由主力电源转变为调峰电源后，大部分应发电量将由新能源机组代发，利用小时数可能由预期的 6000 小时降低至 3000 小时，机组度电折旧成本将翻倍。 同

72、时当火电机组进行深度调峰后， 机组负荷和再热蒸汽温度都会降低，锅炉效率会明显受到影响，不完全燃烧会增加，从而增加度电的碳排放，进而增加碳排放成本。因此必须出台合理的容量成本补偿机制保障相关企业运营和投资的积极性，以此保障整个电力系统的稳定性。（详细分析可以查看我们已发布报告： 碳中和系列报告二：电力市场改革深水区，成本回收机制改革之容量电价） 电网电网需需增加投资建设新型电力系统增加投资建设新型电力系统以消纳更多新能源以消纳更多新能源，输配电价将会提升，输配电价将会提升 我国能源资源和负荷中心并不匹配，我国能源资源和负荷中心并不匹配，电网电网需要大量需要大量投资投资建设输送通道消纳新能源。建设

73、输送通道消纳新能源。今年3 月新华社公布的中华人民共和国国民经济和社会发展第十四五规划和 2035 年远景目标纲要 ，我国将在“十四五”期间重点发展九大清洁能源基地和五大海上风电基地。九大清洁能源基地多在西部地区，当地风光资源丰富且有现成的大火电、大水电可为其调峰，因此适合大规模上新能源机组。而我国负荷中心主要在东部地区，因此需要大量外送通道将西部新能源送至东部消纳。根据国家电网“双碳”行动方案， “十四五”期间，国家电网将规划建成 7 回特高压直流，新增输电能力 5600 万千瓦，新增的跨区输电通道将以输送清洁能源为主。 行业专题报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 图图 15：我国九大清

74、洁能源基地示意图我国九大清洁能源基地示意图 资料来源：发改委，长城证券研究所 2030 年底抽蓄规模将达到年底抽蓄规模将达到 1.2 亿千瓦，电网将亿千瓦，电网将是主要投资主体。是主要投资主体。9 月国家能源局发布抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年） ，提出到 2025 年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番， 达到 1.2 亿千瓦左右。 大规模发展抽蓄的主要目的同样是为了让电网接入更多新能源机组，电网将承担主要投资责任。 我国新型电力系统的建设将是一个持续我国新型电力系统的建设将是一个持续 3

75、0 年以上的超级工程， 电网侧需要巨量投资建设年以上的超级工程， 电网侧需要巨量投资建设电网，电网，以实现高新能源装机占比下电网的稳定运行以实现高新能源装机占比下电网的稳定运行，这些投资金额大多将转变为成本，这些投资金额大多将转变为成本，并向下游传导，推高终端电价。并向下游传导，推高终端电价。 总结：总结：综合考虑上述四项因素，我们认为我国发电侧的上网电价和电网侧的输配电价都将会上涨，我国终端电价将进入一个温和上涨周期。考虑到本次煤电市场电价上浮比例为 20%，且现货市场和高耗能企业电价上涨幅度不受限制，我们预计“十四五”期间电力市场综合电价较 2020 年底将上涨 20%-50%。 行业专题

76、报告 请参考最后一页评级说明及重要声明 3. 投资建议投资建议 火电：火电：电价机制持续完善电价机制持续完善叠加商业模型叠加商业模型有望有望改变，行业改变，行业盈利稳定性盈利稳定性将将增强增强，看好优质企看好优质企业业转型新能源转型新能源。短期看，煤电市场电价上浮比例被打开，电价上涨将缓解火电企业的经营压力，煤价上涨的成本可以部分传导至下游。中长期看，随着电改的深入，市场煤与计划电的矛盾将持续缓解，价格机制将更为顺畅。同时在新型电力系统中，火电将逐步转变为辅助能源，商业模式有望发生改变，两项因素都将提升行业盈利稳定性，稳定的现金流为企业转型新能源提供支持。推荐标的：华电国际，相关标的：国电电力

77、、华润电力（H） 。 水电：水电：市场电电价有望上涨，增厚企业利润，良好的现金流可帮助企业快速转型发展新市场电电价有望上涨，增厚企业利润，良好的现金流可帮助企业快速转型发展新能源。能源。在“十三五”电价下行周期中，水电企业市场交易电量的电价整体下降，在“十四五”电价上行周期中，企业市场电电价有望重新上涨，盈利能力将显著增强。长期看，水电行业优质现金流特点将帮助其快速转型发展新能源，保持业绩的持续增长。推荐标的：国投电力、川投能源。 风风电光伏电光伏： “双碳”目标下，行业发展前景广阔： “双碳”目标下，行业发展前景广阔，优质企业将快速扩张，优质企业将快速扩张规模规模。煤电市场电电价上涨有望部分传导至风光市场电价格，增强企业盈利能力，此外碳交易市场、绿证及绿电交易都将提升行业盈利能力，促进行业发展。 “双碳”目标下，新能源行业长期成长确定性高，前景广阔。推荐标的：中闽能源、福能股份、协鑫能科，相关标的：三峡能源、龙源电力(H)、中广核新能源（H） 。