一、电力行业介绍（一）电力在能源行业的位置1、二次能源
2、比重逐年提高
（二）电力行业特征1、资源性资源性产品是人类赖以生存的基本条件，是经济社会发展必不可少的物质基础，而且绝大部分是有限的，随着社会经济的发展逐步减少。如何获得并高效利用资源，是实现我国经济社会可持续发展必须解决的突出问题。电力资源性的增强，使电力从平价的公共资源转变成稀缺和竞价的大宗商品，成为类似石油的稀缺能源，发电企业将获得类似石油采掘企业的能源拥有者的企业属性。 2、公共服务性公共服务是指由政府部门、国有企事业单位和相关中介机构履行法定职责，根据公民、法人或者其他组织的要求，为其提供帮助或者办理有关事务的行为。公共服务事项是由法律、法规、规章或者行政机关的规范性文件设定，是相关部门必须有效履行的义务。
我国电价体系呈现“双轨制”特征。计划轨主要面向居民、农业用户和部分工商业用户，由电网企业统购统销，发电企业售电执行上网电价，电网企业售电执行销售电价，两类电价均由发改委核定。当前我们国家有60%多是计划轨的保障电量。电厂有很强的公共服务属性，盈利不是首要目标，在财务上就表现为盈利能力差，利润低，无成长。长此以往造成的结果是卖方都很少出这方面的研报。新人想要学习和研究起来比较吃力。 虽然当前包括能源管理部门在内的多方都呼吁让电力回归商品属性，但不可忽略的是，电力的最重要的仍然是公共服务性。 3、商品性当前保障电是主体，但国家引导的方向是尽量市场化。全国电力市场化的比例在35%左右，各省的市场化进度存在较大的差异，云南已经达到了70%。
电价放开，但碳中和和能耗双控的目标并没有变。在保障民生之外，电力的总供给量是受限制，电力用户需要在有限的电力资源中竞价购电。在经济发展和新能源发展两方面对电力需求的支撑下，供给受限，需求增长，电力价格大概率长期将处于上行势头。 在电力直接交易中，电力生产分配不再是原来计划式的分配，而是竞争性获取。那些管理能力好，技术水平高，生产成本低，生产量大的电厂才能拿到更多的生产配额，那些原来的小型、落后机组和生产成本高的老旧电力企业更容易在这种新的市场竞争中被淘汰。优秀企业将更能够获取超额利润，强者恒强，有利于领先企业进一步做大做强。 在电力经营可以获取更大利益的背景下，电力生产主体的竞争也将加剧。新的水电和新能源发电的点位竞争将更为激烈，只有拥有更强资金能力，资源获取能力和技术能力的企业才能够在竞争中胜出。电力市场将越来越是强者的舞台。 （三）电力行业架构
图片来源：雪球（爱思考的汤姆猫） （四）电力运行模式1、模式进化
根据电力市场中不同主体的关系，不同环节的开放程度和竞争性，可以将电力市场运行模式简单划分为垂直一体化垄断模式、单一购买者模式、批发竞争模式和零售竞争模式。其中批发竞争和零售竞争模式都属于电力竞争模式，区别在于配电和售电环节的竞争程度： 1）批发竞争电力市场模式下，输电网业务仅对于配电公司和大用户开放，有偿提供输电服务，并向交易双方或一方收取输电费，但中小用户没有选择权，即配电网对运营区域内的中小用户仍然实行供电专营； 2）零售竞争模式会在批发竞争模式的基础上进一步开放配电服务，同时更多的终端用户将拥有购电选择权，既可以向独立售电公司和拥有配网公司的配售电公司购电，也可以向发电企业直接购电。 2、发展目标“十四五”期间将形成清洁能源充分参与的电力市场零售竞争模式。
（五）发电主体分析1、电力结构
2、主要公司
当前“五大四小”中，除国电投和三峡集团风光并重发展外，其余集团均以发展风电为主。由于光伏单体投资小、分布较为分散，管理成本、度电补贴、补贴拖欠程度都较高等原因，隶属央企、国企的电力企业过去更多偏好布局风电项目运营。从我们统计的“五大四小”电力运营商数据来看，2020年其风电装机占行业装机比重达到65.4%，市场集中度较高，而光伏装机占比仅为22.2%，除了国电投集团有接近30GW的光伏装机之外，其他集团的光伏装机均低于10GW；而国家能源集团、华能集团、大唐集团、华润集团、华电集团、中广核集团均以发展风电装机为主，其风电装机占新能源装机的比重均超过70%。
“十四五”期间，“五大四小”发电集团可再生能源装机规划强劲，总体增速达到94.9%。从各大电力集团及上市公司“十四五”期间装机规划看，其“十四五”装机规划或将达到468GW，相比较于他们2020年底的存量装机240GW，提升了94.9%，增速十分强劲。从集团层面来看，“十四五”期间计划新增新能源装机目标较高的集团是国家能源集团（70-80GW）、华能集团（80GW）、国电投集团（72GW）、华电集团（75GW）和三峡集团（70-80GW），其次为大唐集团（35GW），国投电力暂未有公开目标。从上市公司层面来看，“十四五”期间计划新增新能源目标较高的公司为华润电力（40GW）、华能国际电力（40GW）、龙源电力（30GW，如考虑母公司资产注入则为52GW）以及大唐新能源（28GW）。
除了五大四小的央企以外，各个地方也都有很多发电厂。包括：内蒙华电、桂冠电力、晋控电力、永泰能源、上海电力、深圳能源、申能股份、天富能源、宝新能源、新集能源、赣能股份、黔源电力、穗恒运、桂东电力、通宝能源、上海能源等。 3、绿电水电和核电也是符合碳中和要求的清洁能源，但后续的增长性有限，所以投资机会不大。风电和光伏发电是当前电力市场增长的中流砥柱，绿电交易模式实际给予了它们自由定价和优先涨价的权利，其紧俏性将会进一步被市场认可。 （1）水电电价较为特殊，电价制定方法较为多样 部分水电站为大型水利工程的附属部分，在电价制定时不同电站的差异较大，目前主要有以下电价制定方案： 一厂一价：如葛洲坝电价、三峡电站（发改委单独制定）； 同流域同价； 市场化电价：主要在水电大省且市场化电占比高的省份，如云南、四川； 成本倒推电价：如溪向电站等。 （2）风光发电 风光经历了由补贴到平价的过程： 2007补贴序幕拉开：光伏最早于2007年开始征收可再生能源附加，自此打开了“补贴”时代的序幕。可再生能源附加：火电标杆电价基础上给予补贴。 补贴时代（2007-2020）：随后光伏补贴不断下调，电价自2011年1.15元/千瓦时后每年降幅在0.05-0.15元/千瓦时不等。2013年国家划分出不同的资源区，根据不同资源区太阳能的资源禀赋的不同给予一、二、三类资源区不同的电价。 平价时代（2021-）：2020年，除部分分布式光伏还有0.1元/千瓦时的补贴外，集中式光伏基本已经实现全面平价上网。除海上风电外，风电平价时代也已来临。
4、风电
5、光伏
（六）用电需求特征1、整体介绍
2、增长的持续性根据申万宏源分析，当前我国用电需求的增长动能已经发生了根本性变化，核心驱动力已切换至碳中和下的再电气化机遇以及产业升级带来的能源消费形式改变，表观现象和影响主要有三点： （1）用电需求增速与GDP增速的相关性减弱 2021年用电高增速并非高耗能产业拉动，而是各行业用电增速普增。有市场观点认为今年用电量高速增长源于上游资源品涨价，高耗能产业产能利用率大幅提升导致用电需求激增，挤压了一般工商业甚至居民的用电量，该观点似乎可以与当前限制高耗能产业用电量相互印证。然而中电联披露的分行业用电数据并不支持该结论，1-8月（9月开始限电，数据无法反映真实需求）黑色金属、非金属矿物、有色金属、化学原料四大高耗能产业合计用电量占比为27.1%，但是在用电增量中的贡献度仅为22.1%，意味着四大高耗能产业用电量占比反而下降。相反，公共服务及管理、批发零售、计算机通信、交运仓储等产业对用电增量贡献度可观，各行业用电增速普涨。
9月代表性高耗能行业产量悉数负增长，但是全社会用电增速依旧高企。受能耗双控、环保限产、拉闸限电等多方面因素影响，9月单月我国粗钢、钢材、水泥、电解铝产量分别同比变化-21.2%、-14.8%、-13%和-2.1%。但是9月单月全社会用电量增速仍高达6.8%，两年平均增长7.4%，较上半年虽有回落但仍处于高位。 详细拆解2021年1-8月全社会累计用电量和9月单月用电量可以发现，当前我国用电高增速并非高耗能产业拉动，而是各行业用电增速普增；9月代表性高耗能行业产量悉数负增长，但是全社会用电增速依旧高企。我们以2021年9月单月数据进行压力测试，结果显示极端假设下用电增速仍然可以保持正增长，用电需求韧性十足。
（2）地产产业链对用电需求的贡献度显著降低。 相比用电需求总量的变化，用电结构变化更为重要，地产产业链用电需求下滑更加利好煤电盈利。原因在于，与地产产业链高度相关的钢铁、建材、有色金属、化工同时消耗电力和煤炭，2020年仅钢铁、建材、化工行业直接消耗的煤炭即占我国煤炭总消费量的37%，2020年四大高耗能产业消费的电力占我国全社会用电量的比例接近30%。考虑到我国当前电源结构中60%左右为煤电，加上间接消耗量，与四大高耗能产业相关的煤炭消费量占全国总消费量的比例超过50%，四大高耗能产业对煤炭需求的拉动远大于对电力需求的拉动。如果用电增速下移主要由地产产业链需求不足引起，煤炭供需格局向有利于电力企业方向改善的程度将显著大于电力供需格局变化的影响。 叠加当前高耗能产业电价完全放开，煤电行业有望受益于煤价、电价的双向改善，带动2022年煤电板块盈利能力同比显著回升。
（3）用电需求增速中枢上移 所以，GDP增速下移及地产产业链承压对用电需求的影响有限，用电需求高韧性将得到持续验证。 用电需求增长来自两部分：GDP增长带来能源的增长，电力在能源中的比重持续提高，最终将占到70%以上（也有研报提90%以上）。 非化石能源消费量占比提升以及终端减碳压力倒逼电能占终端能源的比例大幅提升。碳中和的本质为大幅提升非化石能源比例，碳中和的整体路径即“电力行业脱碳，其他行业全部用电”，未来40年电能占终端能源使用比例的提升幅度将由过去的年均不足1个百分点增加至超过1.5个百分点，在前10-20年年均可能超过2个百分点。叠加全社会终端能源总消费量的提升，用电需求增速具备基础支撑。
20210722电力专家解读电荒电话会议上专家提到：
3、不均衡性
二、电力交易机制（一）计划电&市场电
（二）交易方式1、成熟市场交易模式【电力市场概率】第五讲电力市场交易模式
一个完整的电力市场，一般划分为中长期合约交易市场、期货交易市场、日前交易市场、实时交易(平衡)市场和辅助服务交易市场几种。 (1)中长期合约市场：中长期合约是中长期实物交货合同，它可以通过竞价产生，也可以双边协商后以协议签订。 (2)期货交易市场：期货交易是期货合约的交易。 (3)日前市场：落实中长期合同电量，组织日前竞价，通过竞争发现日前市场价格，制定满足电网安全和经济运行的机组开停计划。 (4)实时平衡市场：组织实时平衡市场，通过竞争发现实时市场价格。 (5)辅助服务市场：通过竞争发现保证电力商品质量的各项服务内容的市场价值。 2、我国电力市场构成电力市场经过多年发展，国务院、发改委多次发文进行改革。经过不断的发展，我国目前形成了以中长期交易和现货交易为主，并辅以开展调频、调峰、备用等辅助服务交易和发电权交易、可再生能源电力绿色证书交易等其他相关交易的电力市场交易系统。
（1）现货市场 现货市场主要开展短期内（数日到数分钟）的能量交易。在短时间内引导资源的合理配置，提升资源利用率。电网实时出现的偏差可通过现货市场的交易实现电力的供需瞬时平衡。 （2）中长期交易市场 中长期交易市场主要开展电能量交易，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。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1-8月全国累计市场交易电量为2.4万亿千瓦时，由于未披露现货与中长期占比情况，从中长期省内交易电量与中长期和现货的省间交易电量口径计算，最保守情况下中长期占比超80%。 （3）辅助交易市场 辅助交易市场主要维持发电与用电的实时平衡，从而保证电网频率的相对恒定，主要进行调峰调频，还有部分抽水蓄能交易。2009年5月，京津唐电网根据华北区域辅助服务与并网考核实施细则，率先在全国建立了基于成本加合理收益的辅助服务交易机制，随后辅助服务交易陆续在华东地区等地开展。在新能源大量并网的背景下，辅助交易市场的重要性愈发凸显。 （4）发电权市场 发电权交易是指发电企业将基数电量合同、优先发电合同等合同电量，通过电力市场交易搭建的交易平台，以双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式向其他发电企业进行转让的交易行为。特征是以大代小、以清洁能源机组代替化石能源机组。原则上由大容量、高参数、环保机组替代低效、高污染火电机组及关停发电机组发电，由水、风、光、核等清洁能源发电机组替代低效、高污染火电机组发电。 （5）绿电交易 绿色电力市场指以绿色电力产品（当前主要为风光非水电力，后期有望纳入水电）为标的的以满足电力用户购买、消费绿色电力需求的中长期电力交易市场。首批绿电交易电量79.35亿千瓦时，共17个省份259家市场主体参与，较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/千瓦时。 电力交易方式有三种：双边协商（用户和发电企业确定价格和量）、挂牌（火电企业自己去挂一个，用户在交易平台去摘）、竞价（用户和发电侧去匹配自己的需求和价格）
3、我国电力市场现状
（1）市场交易体量上看：市场化交易电量有望进一步增长 市场化交易逐年提升，近五年提升比例已近10%。随着市场交易电量的增多，电力市场扮演的角色也将愈发重要，作为调节的重要枢纽，电力市场的重要程度将持续提升。 （2）市场交易方式上看：有望实现更为统一的全国性电力交易市场 目前省内交易占主要部分。2021年1月-8月，省内交易电量占总市场交易电量80.4%，省电力市场在整个电力市场体系中贡献主要作用。
省内、省外并重，中长期、现货并重或是未来电力市场改革的主要方向。一方面通过跨区跨省中长期交易实现资源的大范围优化配置;另一方面通过灵活的短期交易消解电力系统中新能源波动性带来的调峰调频问题，现货市场的角色将进一步提升，实现省内、省外并重，中长期、现货并重的新型电力市场。 （3）还原电力商品属性：由价值决定价格，由供需反映波动 我国电力行业目前公用事业的属性较为明显，市场化改革后，市场化电部分几乎全部为折价成交，相当于变相降低标杆电价让利下游企业。电力改革不断深入后，电力有望回归商品属性，回归价值决定价格，用户对电力质量的不同需求决定不同电价，比如有不间断电力需求的用户相较需求灵活的电力用户支付合理的溢价等等。 电价由市场的短期供需决定。以美国为例，美国电价呈现出明显的季节特征，夏季用电需求旺盛，年内电价峰值相较于低谷提价幅度在8%左右。目前我国电价上浮一般要经由各地政府部分层层审批，且只有市场化交易部分才有上浮空间。未来电价并入市场轨道后，电价调整将更为灵活，将交由市场疏导成本变动。
4、电价的市场化改革10月11日，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》。提出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10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，进一步打破了市场对于电价“只降不升”的预期。
天风证券10月17日研报中提到：我国电力市场化改革持续推进，未来电力资源将更好地回归商品属性，电价上涨趋势明确，电力运营商价值有望重塑。在碳中和背景下，我国可再生能源有望加速发展。预计到2060年，我国风电、光伏等新能源发电量占比将达65%，可再生能源将从能源电力消费的增量补充变为增量主体，煤电等传统化石能源将退为辅助性电源。而能源结构转型仍处于阵痛期，新能源出力不稳，水电季节、年际波动明显，风光受地域环境限制较大，火电仍将在较长一段时间担任调峰重任。 政策影响： （1）将简单粗暴的限电转化为市场化调价形式，来解决电力供需不平衡的问题。 （2）只有电力市场交易的上网电价才有20%的浮动。煤电的市场化交易占70%左右，后续要全部市场化。后续浮动涨价扩展到核电等其他发电形式是有可能的。 （3）高耗能指钢铁、有色、纺织等行业。电力采购的供求关系发生逆转，发电侧可以根据用户的类型（高耗能）来超过20%以上上浮更多电价。 201010安信邀请资深电力政策专家：70%的电量由工业部门消耗，其中40%-45%由高耗能消耗。 三、绿电发展机制（一）发展链条发改委/能源局分配各省保障性规模（与消纳指标匹配）——各省电力企业竞争性配置——各省能源主管部门核准/备案（保障性并网/市场化并网）——建设——并网——绿电交易。 （二）消纳指标国家发改委、国家能源局正式下发《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，以确保完成2030年非化石能源占比的目标。 此次文件明确了从2021年起，每年初滚动发布各省权重，同时印发当年和次年消纳责任权重，当年权重为约束性指标，各省按此进行考核评估，次年权重为预期性指标，各省按此开展项目储备。各省在确保完成2025年消纳责任权重预期目标的前提下，由于当地水电、核电集中投产影响消纳空间或其他客观原因，当年未完成消纳责任权重的，可以将未完成的消纳责任权重累计到下一年度一并完成。各省级能源主管部门2022年2月底前，向国家发展改革委、国家能源局报送2021年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。
（三）并网审核1、保障性规模&市场化规模根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》。风电、光伏市场分保障性规模、市场化规模两类： （1）保障性规模 规模主体，由电网企业承担消纳任务。为各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机，采用竞争性配置，由电网企业保障并网；2021年度的保障性规模为90GW。 （2）市场化规模 由电源企业承担消纳任务。为超出保障性消纳规模仍有意愿并网的项目，企业通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式获得，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等后，由电网给予并网。 保障性规模的主流要求：10%、2h，市场化规模的最低要求：15%、4h。市场化规模的调峰能力配建要求的成本基本是保障性规模的3倍！在现有化学储能成本下，首年约增加0.6元/W的初始投资（未考虑将来化学储能设备更换成本）。 （1）各省保障性并网规模如何确定？ A：各省级能源主管部门可依据本区域年度非水电最低消纳责任权重和全社会用电量，测算本地区年度非水电可再生能源电力消纳量，进而测算确定本地区年度必须新增的保障性并网装机规模，这是完成非水电最低消纳责任权重所必需的底线目标。 对于通过跨省跨区电力交易落实非水电消纳责任权重的，保障性并网规模可省际置换，经送、受省份协商并会同电网企业签订长期协议后，可根据输送（交易）新能源电量相应调减受端省保障性并网规模，并调增至送端省。 （2）电网对于新能源消纳的问题，未来会怎么解决？ A：新能源消纳整体的国家政策很明晰。大规模并网情况下消纳的问题仅仅靠电网公司是不行的。可以通过配储能，包括建大型的储蓄电站。去年、今年新能源的消纳能力在97%以上，弃电率低于5%，按照国际惯例低于5%就认为是全额消纳了。 2、政策解读（1）21年备案项目竞争性配置时无需竞价。 （2）21年新批复的新增项目都可以执行煤电基准价。 （3）发改委给能源局的函中明确户用补贴3分钱，倒算出的规模指标为16.5GW，在解读中给出了15GW以上的户用目标。 （4）今年批准项目拖延到明年并网还可以获得煤电基准价，但会有一部分参与市场化交易。 21年国内规模预期：光伏55GW以上：地面电站35GW，分布式20GW（户用15GW、工商业7-8GW），户用表现更好的话可以达到60GW；风电35GW。 （四）绿电交易1、政策出台2021年9月7日，我国绿色电力交易试点工作正式启动，以平价风电和光伏为电源侧，联通17个省份共259家市场主体，首批交易量达79.35亿kWh，较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/kWh。在试点初期，绿电交易以年度或多月为周期组织开展，买卖双方可通过双倍协商和挂牌集中竞价等方式购买。 绿电主要是牵扯到了两个核心观点，第一个是环境权益的转移，第二个是实现了环境权益的溢价。 2、交易要素
3、绿电价值（1）对国家：分担补贴压力
（2）对地方：减弱双控限制 申万宏源报告：关于与“能源双控”与“绿色电力”衔接，2019年5月版《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》与2021年9月版《完善能源消费强度和总量双控制度方案》相关表述有较大差别，我们分析2021年9月最新版的表述对可再生能源支持力度更大： 1）2019年5月版本条款前置“在确保完成全国能源消耗总量和强度'双控’目标条件下”的定语，2021年9月版本删除。 2）2021年版本新增“根据各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况”定语，点明与绿色电力证书交易挂钩，为未来细化政策奠定基础。 3）2021年版本加大豁免幅度，但是收紧单位能耗管控。 在超出部分的豁免方面，2019年版本为“超过激励性消纳责任权重”的部分，而2021年变为“超出最低消纳责任权重”的部分。根据2019年政策框架，激励性责任权重高出最低责任权重10%，因此2021年版本的超额奖励幅度显著大于2019年。但是在奖励方式上，2019年版本提出超出部分不纳入“双控”考核，而2021年版本仅不纳入总量考核，仍保留对单位能耗的考核，体现国家正在逐步加强对单位能耗的管控。
（3）对企业：提供绿色证明 把清洁能源发电企业的发电额度转化成绿电证明，清洁能源企业可以对外售卖，既可以保证清洁能源企业收回部分补贴，又能使得需要绿电的企业获得绿电凭证，即补贴绿证。
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