九游会官网 J9平台九游会官网 J9平台今天分享的是储能系列报告 ：《2024 年电力行业深度报告》报告出品方： 《银河证券》

　　回顾我国电价改革历程，从计划走向市场。改革开放以来，我国电力行业经历了深刻变革，电力市场化建设持续推进，资源配置效率持续提升，推动了我国经济社会发展的全面进步。中发 9 号文开启新一轮电改，确定了“三放开、一独立、三强化”的改革基本路径以及“放开两头、管住中间”的体制框架。有序放开发用电价格，市场形成价格比例快速提升。推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进了电力资源优化配置。中发9号文”开启第三轮电改，电力市场化探索取得积极成效。根据中电联 2023 年经济形势与电力发展分析预测会，目前已形成覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划放开，有力促进能源资源大范围优化配置。2022 年是我国电力市场全形态运营的第一年，也是我国电力市场建设历程中具有标志性意义的一年，随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈人“深水区”、“无人区”，电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。

　　市场交易规模持续扩大，市场电比例超过 60%。根据中电联《2023 年 1-10 月份全国电力市场交易简况》 1-10 月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 46578 亿千瓦时,同比增长 8.1%,占全社会用电量比重为 61.3%，同比提高 1.2 个百分点。省内交易电量合计为 37048 亿千瓦时，其中电力直接交易 35454.3 亿千瓦时(含绿电交易 414.3 亿千瓦时、电网代理购电 7201.4 亿千瓦时 )、发电权交易 1480.5 亿千瓦时、其他交易 113.2 亿千瓦时。省间交易电量合计为 9530 亿千瓦时，其中省间电力直接交易 1059.4 亿千瓦时、省间外送交易 8370 亿千瓦时、发电权交易 100.6 亿千瓦时。

　　资源惠赋决定我国应形成“构建大电网、融人大市场”的发展格局。电力市场的发展有其路径依赖，历史与现实条件、物理和社会环境决定其发展路径不唯一，需要积极探索建设具有中国特色的电力市场体系。我国能源资源与生产力逆向分布，80%以上的煤炭、水能、风能和太阳能资源分布在西部和北部地区，70%以上的电力消费集中在东中部地区，能源基地距离负荷中心 1000-4000 公里。随着中东部负荷和“三倍”地区新能源装机规模持续增长，电力电量平衡及清洁能源消纳仅依赖本省、本区域已难以为继，电力电量平衡已由“分省分区”平衡全面向“全网统一平衡”转变，客观上要求构建大电网、大市场，实现大范围优化配置。截至 6 月底，我国“西电东送”输电能力已超过 3 亿千瓦其中跨省跨区直流通道度夏期间最大输电能力可达 1.8 亿千瓦。

　　构建“统一市场、两级运作”电力市场框架，省间交易先于省内执行。电力市场分为省间市场和省内市场，其中省间市场定位于落实国家能源战略，促进清洁能源消纳和能源资源大范围优化配置建立资源配置型市场;省内市场定位于优化省内资源配置，确保电力供需平衡和电网安全稳定运行，建立电力平衡型市场。因此，需要在满足大范围资源优化配置的前提下，保证省内电力基本平衡，“两级运作”意味着省间交易优先级高于省内。中长期交易方面，省间中长期交易物理执行，省间交易结果作为省内交易的边界;现货交易方面，首先在省内形成预平衡，再开展省间日前现货。当送端有富裕能力、通道有剩余空间、受端有购电需求时，组织送受端市场主体自主报量报价，实现电力市场化余缺互济和清洁能源大范围消纳。

　　发挥高比例中长期稳价作用，加强与现货市场衔接。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用，完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提升交易频次，丰富交易品种。目前各省中长期交易比例在 80-90%左右，通过中长期交易减少电价风险。从中长期与现货市场街接上看，多数省份已就市场风险管理、结算方式、曲线和时序街接等方面提出了标准化解决方案。后续预计将进一步提高中长期市场交易频次(由 D-N缩短到 D-2)、优化中长期曲线形成方式、细化中长期交易时段( 与现货市场全天 96 时段紧密街接 )

　　各省现货市场建设进度明确。现货交易有利于反映市场供需变化、发挥市场在电力资源配置中的决定性作用、提升电力系统调节能力、促进可再生能源消纳，促进电力系统转型。10 月 12 日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知 》 发改办体改[ 2023 ]813 号)本次《通知》明确了各省电力现货推进节点，其中连续运行一年以上省份，可按程序转人正式运行:《通知》扩大了市场参与主体，按照 2030 年新能源全面参与市场交易的时间节点,推动分布式、储能、虚拟申厂等参与现货市场。本次文件与此前 9 月印发的国标文件《电力现货市场基本规则(试行 )》主旨一致，即按“基本共识+因地制宜”的原则，推动各地现货开展，各市场衔接，加快构建全国统一申力市场体系。

　　电力商品价值多维化,传统能源调节性价值和新能源绿色环境价值占比上升。在新型电力系统下随着新能源逐步成为装机、电量主体，电力商品的价值较以往出现细分，由以电能量价值为主，逐步向电能量价值、调节性价值(可靠性价值和灵活性价值) 以及绿色环境价值等多维价值体系转变。其中电能量价值通过电能量市场体现，反映电能量的生产成本。随着新能源占比提升，生产成本出现下降，电能量价值在总价值的比例降低:可靠性价值通过容量市场体现，反映系统容量充裕度和调节充裕度，引导各类电源协调发展:灵活性价值通过辅助服务市场体现，反映系统灵活调节能力，保障申网安全稳定运行:绿色环境价值通过绿电市场体现，以市场机制实现绿色价值的外部属性内部化，推动能源电力低碳转型。

　　水电盈利能力稳定，分红率持续提升、股息率高。水电项目前期投人大，建设周期长，但进人运营期后商业模式清晰，其高比例折旧成本带来充沛现金流。随着全国常规大水电开发进入尾声，资本开支进人下行周期，板块分红率逐步提升。2010-2022 年，水电板块分红率由 44.6%提升至 72.5%，年均增加 2.3pct。股息率由 2.34%提升至 3.22%，年均增加 0.07pct。此外，考虑到水坝使用年限远高于财务折旧年限，因此远期净利润将受益于折旧到期而进一步提升。

　　盈利稳定性促进估值上行，带动水电板块超额收益。J9九游会登录入口首页以水电龙头长江电力为例，2012 年至今，长江电力涨幅 357%，沪深 300 仅为 50%，超额受益主要由于估值提升而非业绩增长。以 PE TTM 统计长江电力 10 年间估值水平由 14.2 提升至 23.0，涨幅高达 62%，同期沪深 300 估值水平由 10.4 提升至11.0涨娟仅为 5%。长江电力 10 年间归母净利润由 103 亿元提升至 213 亿元，涨幅为 106%，同期沪深 300 归母净利润由 17065 亿元提升至 41374 亿元，涨幅为 142%。

　　常规水电开发接近尾声，优质大水电稀缺性强。根据中国水力资源复查结果，仅考虑理论蕴藏量在 1 万千瓦及以上的河流，我国水电资源理论蕴藏量装机 6.94 亿千瓦，理论蕴藏量对应年发电量为6.08 万亿千瓦时;装机容量 500 万千瓦及以上水电站的技术可开发装机容量为 5.42 亿千瓦，对应年发电量为 2.47 万亿千瓦时;经济可开发装机 4.02 亿千瓦。截至 2023 年 8 月，我国常规水电装机容量已达 3.7 亿千瓦，占经济可开发装机 90%以上。进人十四五以来，随着金沙江白鹤滩电站和乌东德电站.雅奢江两河口电站河杨房沟电站投产，“十三大”水电基地装机 500 万千瓦以上水电站基本投运完毕优质大水电稀缺性明显。十四五有序开发上游大水电，J9九游会登录入口首页建设水风光综合基地。根据《“十四五”可再生能源发展规划》 现阶段有序开发雅鲁藏布江下游、金沙江上游、黄河上游等大水电; 积极推动大水电优化升级，发挥水电调节能力，推进已建、在建水电机组增容改造，此外，依托主要流域周边风能、太阳能资源，重点建设川滨黔桂水风光综合基地以及藏东南水风光综合基地。根据《“十四五”现代能源体系规划》 预计 2025 年常规水电装机达到 3.8 亿千瓦,2024-2025 年装机增量约为 1000 万千瓦,占目前累计装机 3%左右。

　　水风光一体化成长空间广阔，主要流域新能源装机规模均为千万千瓦级。根据国家发改委、国家能源局《“十四五”可再生能源发展规划》 十四五期间依托已建成水电、“十四五”期间新投产水电调节能力和水电外送通道，推进“十四五”期间水风光综合基地统筹开发。对于川滨黔水风光综合基地以及藏东南水风光综台基地主要流域，新能源规划装机均为千万千瓦级，其中金沙江流域可开发新能源装机超过 6000 万千瓦。

　　我国水电上网电价政策星多样化格局，分为按成本加成(经营期上网电价 )、落地省市电价倒推标杆上网电价和市场化交易电价等。根据国家发改委 2014 年 1月《关于完水电上网电价形成机制的通知》2014 年 2 月以前投产的水电站，按照“一厂一价”经营期上网电价机制执行:2014 年 2月以后投产的省内消纳水电站，其优先电量按照省内标杆电价执行，并实行丰枯分时电价或分类标杆电价，优先电量以外的电量进人市场化交易;2014 年 2 月以后投产的跨省跨区水电站，其电价由两省政府协商决定，一般情况下，按照落地省市电价倒推得出。

　　电改持续深化，水电市场化交易电量占比逐年提高。2015 年第二次电改启动以来，市场化交易电量比重大幅提升。以四川、云南前两大水电省份为例，近年来水电发电量占比均超过 75%，因此四川、云南整体市场化交易电量能够反映水电参与市场化交易的情况。2017-2022 年间，云南省市场化交易电量占比由 45.7%提升至 70.1%,年均增加 4.9pet; 四川省市场化交易电量占比由 28.7%提升至 54.9%,年均增加 5.2pct。

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