核心观点：
从系统的“破壁”看待电力体制改革，核心把握绿电装机导致消纳问题。
在碳中和以及能源安全的大背景下，我国绿电发电量占比持续提升（过去 10 年从 3.3%升至 15.5%）。但由于新能源发电的日内、日间波动性均较大，电力系统的稳定性受到挑战，诸如火电利用小时被挤压、电网对火电及储能等调节资源的调度需求提升、特高压建设迫切、区域负电价等问题时有发生。电力体制改革迫在眉睫，周四的企业和专家座谈会将加速改革推进。我们早在去年8月就发布电改框架篇《系统的“破壁”》，我们认为电力系统的核心问题就是消纳问题，电价机制的明确和市场化的推进是解决方案，短期借助发电成本回落的契机出台价格机制，长期则通过市场化交易实现价格传导，电力系统有望“破壁”，重回稳定性。
电力体制改革的金字塔——把握先推电价再推全面市场化的改革进度。我们认为全面的电力系统改革需要如下步骤：（1）首先要反映每个电源的各种价值（如环境价值、调节价值、基荷价值、发电成本等），因此我们看到去年 11 月反映煤电让出负荷的容量电价落地、今年 2 月反映调节价值的辅助服务电价纲领性政策出台、分时电价也逐步出台，未来将更加全面；（2）其次是完善市场化机制：在价格机制完善后，中长期市场、现货市场、辅助服务市场将逐步落地，当前各省建设框架出台，后续将引入更多交易主体；（3）最终是电价恒等式：即各类电源的价值均应得到反映，例如“绿电电价+调节成本”挂钩”火电电价+环境成本”。我们在去年底就提出，2023 看容量电价、2024 看辅助服务+分时电价+煤电联动、2025 看环境溢价及市场化交易的改革脉络，目前持续验证。
投资机会清晰——火电价值三部曲演绎、绿电及电网投资加速。改革势必加速，火电作为在运规模大、覆盖效果好、调节能力强的基荷电源，是全社会消纳成本的左侧。未来将通过容量电价反应固定成本（折旧）、电量电价反应变动成本（煤价）、辅助服务反应调节成本（消纳），预计ROE 中枢将维持在 10%，例证是华能国际 Q1 容量+辅助服务收入已约等于火电整体利润。我们在 4 月 28 日发布火电价值三部曲，无论是 4 月起的煤价平稳、5-8 月的辅助服务细则发布、8 月起的电量电价签订，核心都是验证上述逻辑，改革加速就意味着行情加速。此外，若政策理顺迅速，绿电盈利模型稳定也值得期待，电网投资也值得期待。
正文
从系统的“破壁”出发，理解电力体制改革
（一）系统的“破壁”视角：绿电增长下的消纳问题挑战电力系统稳定
我们在去年8月发布电改框架《系统的“破壁”》，将电力系统作为一个刚性架构，对电力系统的问题和改革趋势进行阐述。电力系统纷繁复杂，投资者对于体系的认知度偏低，我们力图精简结构，塑造简明化的电力系统格局。从主要构成来看，左边是各种电源的发电成本、右边是销售电价。参与者方面则主要为电网（调度主体）、电源（煤电、绿电等发电主体，因水电及核电相对稳定示意图中简化）。我们认为电力系统经历三个阶段的变迁：
第一阶段：当电网的电源多为稳定电源时，即便在两端电价相对刚性的情况下，电力系统也可顺畅运行，其中的参与者电网、燃煤发电等发电主体均可获得相对稳定的运转情况，电力系统冲击不大。
第二阶段：近年来，在碳中和以及能源安全的背景下，我国风光等新型发电主体占比的迅速提升，但也导致刚性结构屡受冲击，尤其是因为风光发电的高度不稳定情况（鸭型曲线），导致了体系内的主体之间出现重叠和矛盾，如火电被风光挤占利用小时、如电网要求绿电进行储能建设、电网亦持续提升对火电等电源的调峰调频调度，导致各个主体均显著困境。架构内压力突出，电力体系的改革迫在眉睫。
第三阶段：系统需要破壁，一方面通过“时间的煤硅锂”（长协煤比例提升、组件价格下降、储能成本回落）的契机降低发电侧成本，通过远期的环境溢价和市场化交易理顺用电侧价格；另一方面则是通过容量电价（去年11月落地）、辅助服务电价（今年2月出台纲领）、煤电联动（广东、浙江已有试点）、工商业分时电价（年内持续落地）、环境溢价等方式实现“蛋糕的再分配”，消解各个主体之间的重叠。基于边界打开的视角，我们认为体系的拥挤度将下降，通过辅助服务市场的建立、现货市场的价格修正机制等，火电逐步转型调节电源、绿电盈利模型改善扩大装机、电网的调度成本得到传导，相关投资均将加速，各个主体都有更好的前景展望。
2023年末我国风光装机占比已升至36%，全口径发电量占比已超15%。根据国家能源局数据，2023年全国风电、光伏装机分别新增76、217GW，同比分别增加20.8%、55.2%，风光合计占全部装机的36.0%、同比大幅增长6.4个百分点。装机快速提升带动风电、光伏全口径发电量分别同比增长16.2%、36.7%（有别于月度披露的规模以上口径），风光发电量合计占比升至15.5%、同比提升2.1个百分点。在风光发电量高速增长的同时，也带来日益严峻的消纳问题。
新能源出力与用电负荷不匹配，鸭型曲线愈加明显，导致电力系统的不稳定性正持续增强。由于风光资源波动不可控，电力系统的不稳定性正持续增强，中午日照最强时光伏出力达到峰值、而用电负荷高峰出现在傍晚时刻，伴随光伏接入比例增高、鸭型曲线愈加明显；且我国风光资源禀赋多集中于三北地区、而用电负荷多集中于沿海发达地区，时间及地域错配问题均较为突出，风光消纳成为新型电力系统发展痛点。
（二）电改金字塔：先改电价、再推市场化、最终电力恒等式
用“电改金字塔”来理解改革节奏：首先要明确不同电源的各种价值、其次是通过全面的市场化推进、最终是电力恒等式。全面的电力系统改革需要如下步骤：（1）首先要反映每个电源的所有价值（如环境价值、调节价值、基荷价值、发电成本），因此我们看到去年11月反映煤电让出负荷的容量电价落地、今年2月反映调节价值的辅助服务电价纲领性政策出台、分时电价也逐步出台，未来将更加全面；（2）其次是完善市场化机制：在价格机制完善后，中长期市场、现货市场、辅助服务市场将逐步落地，当前各省建设框架出台，后续就是引入更多交易主体；（3）最终是电价恒等式：即各类电源的价值均应得到反映，例如绿电电价+调节成本挂钩火电电价+环境成本。
节奏上来看，我们在去年11月发布的公用事业2024年度策略《公用事业化》中就提出电改的节奏，2023看容量电价、2024看煤电联动+调峰电价+分时电价、2025看环境溢价+现货及辅助服务市场。我们对脉络进行进一步的阐述和复盘：
（1）从电价的要素来看（2023-2024），2023年容量电价落地后，辅助服务也开始得到度量，此外近年来国家持续落地的是峰谷价差的政策、以及煤电联动也是推进的方向（尤其是若今年浮动比例上下限不重新调整，市场化交易出的煤价上浮比例就将反映煤电联动的事实，浙江和广东已有推进），金字塔的价格底座已经稳固，2025年环境溢价也有望落地；
（2）从市场的要素来看（2024-2025），中长期市场目前覆盖范围较广，现货市场交易规则已经出台、其交易试点也将推广，而重点的辅助服务市场价格机制的建设当前已加速，同时伴随容量电价推行久期拉长后，预计相关容量、辅助服务市场化建设速度也将加快；
（3）从金字塔的顶端的电力恒等式来看（2026及以后）：我们认为伴随绿电环境溢价的体现和各类辅助服务市场的落地推广，最终现货市场将全面铺开，最终将形成电力的统一价格形态。当前各省现货市场框架均陆续建立，部分省份已推进至连续运行，价格机制理顺后现货市场将全面引入参与主体，充分反映发电价值、环境价值、调节价值，甚至是更具体的时间错配和空间错配。
（三）投资机会梳理：火电价值三部曲演绎、绿电及电网投资加速
电力体制改革的加速是势在必行的，火电势必收益，走在从发电资产向调节资源的路上。火电作为在运规模大、覆盖效果好、调节能力强的基荷电源，是全社会调节成本的左侧。能源局提出火电将通过容量电价反应固定成本（折旧）、电量电价反应变动成本（煤价）、辅助服务反应调节成本（消纳），结合改革政策进行测算，我们预计ROE中枢将维持在10%。火电龙头华能国际或已证明此思路，根据公司官网，2024Q1容量收入21亿元、辅助服务收入8亿元，合计与火电利润（煤+气34亿元）相近，火电由容量+辅助服务贡献主要盈利的模型或已得到验证、ROE有望保持。
测算思路如下：参考历年火电项目造价，预计建设成本均值约3500元/千瓦，资本金比例通常为30%，则在经营正常情况下（暂不考虑煤价大幅提升盈利巨亏）对应净资产为1050元/千瓦。基于上述基准情形，在新电价构成下，我们分别对火电的容量电价、辅助服务电价、电量电价三部分ROE进行测算：
（1）容量电价部分：根据发改委、能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，容量电价绑定煤电固定成本，煤电机组固定成本为全国统一的330元/千瓦·年，2024-2025年多数地区为30%。在机组利用小时数400小时/年时，容量电价折度电收入为0.022元/千瓦时（不含税）；不考虑成本增加的情况下，当前容量电价水平对应ROE达6.3%（2025年之后补偿比例升至50%，对应ROE达10.4%）。
（2）辅助服务部分：根据国家能源局2023年第三季度新闻发布会，2023年上半年全国电力辅助服务费用共278亿元，从辅助服务提供主体来看，主要是火企获得补偿254亿元，占总费用的91.4%；考虑摊至上半年全部火电发电量2.95万亿千瓦时、则度电辅助服务费用为0.86分。
根据2023年2月发改委、能源局发布《建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价；参考各地燃煤标杆电价并考虑一定折价，假设调峰价格上限为0.3元/千瓦时，2027年火电调峰占全部调峰份额的70%，则对应火电调峰市场空间为698亿元。
截至2023年末我国火电装机为13.90亿千瓦，至2027年暂不考虑净增加；为方便与容量电价补偿力度做比较，则2027年辅助服务电价折每千瓦补偿50元，4000利用小时数下、折度电约0.013元/千瓦时。综合考虑深度调峰所需灵活性改造成本100元/千瓦，则对应辅助服务部分ROE为2.5%。
（3）电量电价部分：参考百川盈孚现货煤价及秦皇岛年度长协价格，当长协煤比例在70%，5500大卡现货煤价为850元/吨，5500大卡长协煤价格为709元/吨时，火电综合标煤成本为956元/吨；考虑利用小时数有所下滑、参与深度调峰比例增加等综合影响、煤耗小幅增至300克/千瓦时（当前各公司煤耗水平约290克/千瓦时左右），则度电用煤成本为0.287元，度电总成本约0.387元（度电折旧人工等约0.1元）；全国平均不含税燃煤标杆单价约0.35元/千瓦时，考虑15%上浮比例则为0.403元/千瓦时，同时考虑度电管理及财务费用扣除，则电量部分对应ROE为1.15%。
综上我们认为，未来火电在容量、辅助服务、电量三者的共同影响下，度电收入将为0.437元、对应度电成本为0.405元（考虑管理及财务费用），则度电利润为0.025元，综合ROE将保持在10%左右。且远期容量电价补偿有望向50%甚至更高补偿，伴随火电价值从“用煤发电的加工业”向“风光消纳的调节资源”，ROE中枢有望维持在10%以上。
火电将从周期三部曲走向价值三部曲。当前火电正逐步走向价值模型，我们提出火电的价值三部曲：（1）4月底起煤价企稳及容量电价执行情况，确认盈利中枢抬升且可持续、同时容量电价执行良好贡献稳定ROE来源；（2）5月起各省辅助服务将迎细则密集发布，能源局2月政策要求6个月内明确辅助服务价格，将确认辅助服务带来的ROE贡献；（3）8月起部分省份开始签订2025年电量电价，确认电量电价能否反映用煤成本，并且有望迎来中报的业绩高增，煤电联动政策也或将加速。我们建议重视煤价企稳的产业趋势，并更多关注ROE稳定性提升下的火电公用事业化的验证和定价契机，火电新三部曲即将演绎。
若电力系统改革推进则绿电的商业模型有望得到完善。我们认为绿电从当前情况来看存在六大困境：（1）保障利用小时持续回落；（2）非保障利用小时部分的市场化竞争报价；（3）现货市场部分电价承压；（4）配储成本；（5）补贴发放；（6）风机组件等造价。尽管当前风机组件价格有所回落，火电的辅助服务电价预计也将缓解配储成本，但绿电的商业模型仍未显著改善。我们认为电力系统的改革逐步推进，通过环境溢价以及市场化交易等，将会显著的改善绿电的六大困境，赋予绿电稳定的盈利模型。绿电远期有望迎来改善，短期可关注低估值修复。
我们亦看好消纳压力缓解后的电网侧加速建设。此前由于电网持续负担消纳成本，盈利显著回落，特高压等相关建设也较为滞后。我们看好电力体制改革通过电源侧配平和用户侧调节等方式解决消纳问题，提升特高压的利用率，看好电网相关建设加速。建议关注电网数智化建设、特高压落地、需求侧响应等加速推进。
本文主要观点来自广发证券郭鹏（执业证书编号：S0260514030003）、姜涛（执业证书编号：S0260521070002）、许子怡（执业证书编号：S0260524010002）5月26日发布的报告《轻松理解电力体制改革——系统的破壁》