（报告出品方：长江证券）
从政策维度看新型电力系统概念的变迁
前期摸索期，从双碳目标到新型电力系统构建
新型电力系统的概念可以追溯到“双碳”目标的提出，年9月我国在第75届联合国大会一般性辩论中宣布中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的措施，二氧化碳排放力争在年前达峰，努力争取年实现“碳中和”。随后我国又在气候雄心峰会以及中央经济工作会议中继续强调“双碳”的重要性。实际上“双碳”目标的实现必然以能源为主战场，而电力则是其中的主力军，因此在“双碳”目标快速推进的背景下，电力系统变革的顶层设计势必也会箭在弦上。
新型电力系统首次提出是在年3月15日的中央财经委员会第九次会议上，会议对于能源体系的定义为“构建清洁低碳安全高效的能源体系”，同时明确提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”。会议首次提出“新型电力系统”的概念，并未提及传统电源，核心目的十分明确，就是要加速新能源建设。在9月22日完稿，10月24日公开发布的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中延续了此前的表述，同样明确指出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”，而且同时强调要“统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模”。此时看出初期从顶层设计方面，我国对于新型电力系统的观念仍以新能源为核心，对于传统火电的态度依然处于偏压制的状态。
重新审视期，缺电使得政策调整对新型电力系统认知
年下半年，我国多省份出现缺电现象，尤其是9月份，东北地区出现了罕见的居民用户拉闸限电，当时由于风电骤减，万千瓦的风电装机出力不足10%，加之火电缺煤出力不足，导致电力供需严重失衡，电网频率跌落至49.8赫兹，为防止全电网崩溃，最终实施了“电网事故拉闸限电”。拉闸限电不同于有序用电，是电网保电网安全的最终手段，用电影响范围扩大到居民和非实时有序用电措施企业，而在实时有序用电时，居民和非实时用电措施企业均不受政策影响。
全国大范围的缺电现象使得国家层面开始调整对于能源电力顶层设计，年10月24日，国务院发布《年前碳达峰行动方案》，其中对于新型电力系统的表述首次发生变化，从此前的“构建以新能源为主体的新型电力系统”变成“构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统”，表述的差异反映出政策层面一方面虽然继续强调新能源的快速增长，但另一方面也重视建设节奏以及增加对安全稳定的重视。同时，政策对于煤电的态度也有所缓和，从此前的“严控煤电装机规模”变成“严格控制新增煤电项目……有序淘汰煤电落后产能……推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”，方向从控制总量变为控制增量。但整体而言，对于煤电的态度依然偏向于压制状态。随后在12月份的中央经济工作会议上，政策层面正式开始调整对于传统能源的态度：“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情。”年1月，国家发改委、能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，首次提出“承担支持电力系统运行和保供任务的煤电机组未经许可不得退出运行，经评估后可转为应急备用机组。”与此前“有序淘汰煤电落后产能”的表述相比，对于煤电的态度发生巨大变化。整体来看，年下半年全国大范围的电力供需紧缺的现象让政策层面调整对于新型电力系统构建的看法，从此前专注于强调新能源的角色转变为开始重视传统能源对于电力系统的安全保供作用。
虽然政策层面已经开始重视传统电源对于新型电力系统构建过程中的重要支撑作用，但是对于火电新增装机的态度依然相对偏紧。然而，年夏季多省份再次出现的电力供需紧缺的现象使得政策对于未来电力供需以及偏紧格局的原因判断更加深刻。年7~8月份，我国四川、浙江等省份再次启动新一轮的有序用电，而与此前的电力供需紧张不同的是，此前大范围的电力供需紧张或存在煤源及极端天气影响（详见《限电洞察：缺煤还是缺电？》），本轮的缺电使得政策层面真正认识到顶峰装机的不足以及电力系统偏弱的调节能力系缺电的核心要素，单纯依赖于存量机组以及大量新增新能源装机难以有效改变电力供需趋紧的格局。正如年8月1日，华东区域遭遇极热无风天气，当日晚高峰负荷3.15亿千瓦，新能源最小出力仅有万千瓦，新能源出力的不稳定性使得电力供给面临极大的压力。
通览各类调节性电源，由于长时储能技术暂未突破，水电开发已经接近尾声，核电建设周期漫长，因此唯有新增火电成为当前解决缺电最优途径。为应对偏紧的供需格局，长期以来对于新增火电装机偏压制的取向也终于发生了变化。国家能源局于8月召开会议，对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置。其中明确提出按照“适度超前”原则做好“十四五”电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。年8月全国开始陆续核准大量火电机组，根据我们不完全统计，年8-12月全国新核准火电机组高达（含核准前公示）万千瓦，接近-年5年核准火电装机规模。此次大规模核准火电机组，在一定程度上打破了此前对于火电新增装机的偏于压制的取向，也彰显出政策对于安全以及火电的积极态度。由此，我国对于新型电力系统中传统能源及新能源的态度终于形成了既要重视新能源快速增长，又要重视传统能源在电力系统的重要保供作用。
整合成形期，新型电力系统的概念趋于完善
经过接近2年的完善总结，年1月6日，国家能源局正式发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（以下简称蓝皮书），我国新型电力系统的发展方向初步明晰。蓝皮书明确新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。蓝皮书同时提出制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至年）、总体形成期（年至年）、巩固完善期（年至年），其中当前加速转型期以支撑碳达峰为主要目标。总结蓝皮书提出的四大基本特征以及稳妥推进“三步走”发展路径，其均体现出“安全、稳妥”是极为关键的发展理念。而且作为安全保障的来源，蓝皮书明确年煤电装机及发电量仍将适度增长，未来煤电建设将主要集中在送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点。由此，政策也真正明确了煤电未来新增装机的必要性以及确定性。而且蓝皮书也进一步完善了对于新能源的表述，论述改为“新能源逐步成为发电量增量主体”。
除了电源侧的描述以外，蓝皮书对于新型电力系统的表述也更加重视系统性思维，新型电力系统不仅仅是电源及电网侧的任务，“源网荷储”四个维度均将在新型电力系统构建过程中发生巨大的变化，而且在不同的阶段均有自己不同的历史使命，不同历史使命势必也会孕育新的投资机遇。
回顾政策层面对于新型电力系统的表述及演进路径，从初期的核心为新能源为主体到随后的新能源占比逐步提升，再到蓝皮书提出“三位一体”的框架体系以及“三步走”发展战略，一方面可以清晰的看到政策方向的变化有事件催化的特点，另一方面政策体系也是在吸取当时的经验在逐步完善。整体来看，经过两年的经验探索，安全这一重要原则被摆在更加重要的位置，新型电力系统的框架也已经初步搭建完毕，可以总结为新型电力系统是在安全的前提上，服务于新能源快速增长这一核心目标而建设的系统性工程，与之对应的，体系化的变革也将带来产业链系统性的投资机遇。
电力：新型电力系统主战场，体制变革引领发展趋势
冰火两重天，火电仍需政策强力支持
市场虽然投资情绪高涨，但发电集团依然态度谨慎。在近两年频频出现的缺电现象影响下，虽然从政策层面上已经开始肯定传统火电对于电力系统的重要支撑作用，而且也开始大量新核准火电项目，但是传统火电巨头五大发电集团对于火电项目依然处于谨慎态度。根据我们不完全统计，从年9月份以来，五大发电集团转让火电装机高达.3万千瓦（含转让中项目），转让项目多为深陷亏损的火电项目。此外，根据我们统计的数据，年全年新核准火电项目中，归属于五大发电集团的项目占全部新核准装机的31%，远低于年底我国在运火电五大发电集团约50%的装机占比，由于同样作为世界最大煤炭企业的国家能源集团在项目获取方面依然持积极态度，因此新核准火电装机与存量火电装机占比较为接近，若将其剔除，则剩余四大发电集团占新核准项目的比例降幅会更为显著。
火电资产持续亏损，限制新项目建设积极性。之所以产业维度与市场所认知存在显著差异，我们认为原因在于深陷亏损的火电资产使得发电集团在新项目投资方面决策更加谨慎。根据中电联统计，年五大发电集团煤电板块亏损亿元，累计亏损面达到80%左右，导致整体资产负债率同比提高2.2个百分点。年1-9月，全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加亿元左右，其中扣除上半年的同比增加，第三季度单季度电煤采购成本同比增加亿。在存量火电资产的盈利未得到根本性扭转的情况下，火电项目的建设从积极性的维度来看势必会处于低位。
国资委提出可再生装机占比考核，大量投资亏损火电增加转型压力。除了火电资产持续亏损以外，国资委年12月30日发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》（以下简称意见），意见明确指出，到年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上。而在当前火电资产仍处于深度亏损的情况下，大力新建火电项目一方面将会挤压新能源项目建设资金，另一方面也会持续做大考核的分母，从而增加自身的考核压力。实际上从当前来看，五大发电集团中除国家电投集团满足考核要求外，其他集团均距离考核目标存在较大的差距。
整体而言，之所以存在新增火电机组投资与发电集团建设火电新项目积极性偏弱的矛盾，核心原因在于火电资产的盈利能力偏弱。而在当前以安全为新型电力系统建设最为关键的前提基础上，政策层面继续发力改善火电资产的盈利能力成为了必然。
环境差异，此次政策发力或不同以往
宽松经营环境已经逆转，趋紧供需决定政策取向。我们一直强调，使用传统的全年火电利用小时数并不能完全反映出火电供需紧张情况，从全年火电利用小时来看，自“十二五”以来，我国火电利用小时数呈现出快速下降的态势，并在“十三五”期间持续处于低位，虽然“十四五”以来火电利用小时略有抬升，但与“十二五”期间的火电利用小时相比仍处于绝对低位。但是全年的数据会掩盖个体的特性，我们用一年中火电利用小时数最高月份的小时数进行横向对比可见，年之后，我国在用电旺季的火电利用小时数已经呈现出趋势性上行的态势。考虑到我国新能源装机快速上升对月内用电需求偏弱时期火电利用小时的挤压，实际火电利用效率或供需紧张情况趋势上行或表现的更为显著。也就是说从火电的供需情况来看，“十三五”期间偏宽松的火电供需环境已经在当前逐步逆转，火电供需环境变化势必也将对政策取向以及连贯性产生较大影响。
“十三五”宽松的环境营造了降电价政策的土壤。年两会期间，政府工作报告提出要“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%”。此后，发改委印发了一系列文件，提出11项措施、分四轮下调我国一般工商业电价。年初，国务院《年政府工作报告》中提出：深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。随后国家陆续推出一系列相关政策，明确了年一般工商业电价再降10%的空间来源。虽然连续两轮的降电价并未直接传导至发电侧，而且其核心原因在于“十三五”末我国经济增长压力增大，政府提出降低实体经济负担的要求。但是彼时以火电作为核心电源宽松的供需环境也为政策发力提供了有利的土壤。
供需趋势依赖于火电发力，卖方市场决定火电价值。我们依然延续使用《煤电改造能否改善趋紧的电力供需格局？》的测算逻辑，并以年8月出现的用电负荷最高值作为测算的起点。其中需求侧保守假设为至年末用电负荷的复合增速为5%，乐观假设为6%。通过测算可以清晰的看到，由于风电及光伏发电受阻系数较大，到年末我国电力供需缺口边际变化情况核心取决于火电新增装机情况。考虑到年迎峰度夏期间我国已经存在明显的电力供需缺口，实际供需缺口或大于测算值。因此从经营环境也可以看出，未来火电市场将逐步从“十三五”期间的“买方市场”向“十四五”期间的“卖方市场”发展。整体来看，我们认为火电经营环境较“十三五”期间已经存在显著的差异，且由于此次电力供需趋势时间跨度更大，紧迫性也今非昔比，因此此次政策发力或与以往显著不同。
方向明晰，市场化及补偿机制成为重要方向
我们一直强调，在建设新型电力系统的要求下，若要改善电力供需格局，未来仍需供需双方同时发力，供电侧措施即为提升供电负荷，包括煤电机组进行灵活性改造和增加储能、调峰电源，出台容量电价保障火电收益以增加调峰积极性；电网侧措施主要是通过加强输配电网建设，互济余缺；用户侧措施即为平滑用户负荷，包括利用储能设备自主调峰、增加高峰期用能成本和拉闸限电。
在诸多的定价模式中，容量电价实际上是为了弥补调节性电源无法采用在传统电能量市场通过交易电量获得收益，而采用的一种成本补偿机制，其目的一是保证现存机组继续存在，二是激励新建机组来应对调节容量充裕性不足的问题。在以往的电力市场机制下，火电作为发电侧支撑性电源，主要通过大量发电、在中长期交易市场内以相对固定的电价进行交易获利，然而当前随着火电机组逐渐从发电电源过渡到调节电源，而电能量市场不能体现火电机组作为调节电源的容量价值，且上游煤价的波动性也制约了火电盈利稳定性。因此，在我国尚未建立有效的容量市场的情况下，我国通过逐步推进现货市场、辅助服务市场以及政府直接制定容量补偿电价来为火电机组提供新的盈利模式，以此来保障火电长期的稳定盈利。
容量补偿方兴未艾，将有效改善火电盈利。山东省早在年就已经出台本省容量电价政策，其中明确指出：1）山东容量市场运行前，参与电力现货市场的燃煤发电机组试行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为0.元/千瓦时（含税）；2）容量市场运行后，燃煤发电机组通过容量市场收回固定成本，容量补偿电价自动停止。云南省发改委年12月15日印发《云南省燃煤发电市场化改革方案（施行）》（以下简称方案）。方案提出，设立煤电调节容量市场，煤电企业最大和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期先按烟煤无烟煤额定装机的40%参与容量市场交易，容量价格由买卖双方在元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商确定。此外，为保障煤电容量市场的需求，鼓励配储未达到装机容量的10%的风电及光伏发电企业参与市场，未排除的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算。我们认为在当前时点推出改革方案推动煤电容量市场的建设，一方面将直接有利于改善煤电企业的经营困境，另一方面也对其他省份容量市场形成有益的借鉴，从而加速全国容量市场的推进。
辅助服务市场加码，进一步保障火电调峰成本回收。电力辅助服务是为维护电力系统的安全稳定运行产生的服务，火电是当前辅助服务费用的补偿主体，其补偿形式可按度电或者单位装机的标准进行补偿，以保障电力系统可用调节容量的充裕性。在新能源快速增长的背景下，辅助服务收入将在未来成为火电收入的重要一环，丰富火电的商业模式，从而摆脱火电单纯依赖于电量获取收入。
明确“两个细则”，费用分摊机制明朗。年12月24日，国家能源局正式发布《电力辅助服务管理办法》，将此前辅助服务的资金来源由此前的发电侧集资改为由发电侧和用户侧共同承担。年6月13日，国家能源局南方监管局印发《南方区域电力并网运行管理实施细则》、《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及相关专项实施细则，新版南方区域“两个细则”年1月1日起正式执行。在辅助服务补偿费用的承担上，市场化电力用户和发电侧并网主体将分别分摊一半的费用。我们认为，南方地区的“两个细则”更新，正式理顺了辅助服务费用的分摊机制。在电力体制改革的历史长河中，南方地区历来扮演着我国电力市场化改革排头兵的角色，此次分摊机制的明确解决了“钱从何处来”的问题，会对其他省份的辅助服务费用传导机制建立提供有益的借鉴意义。
现货电价不设上限，有望加速向全国推广。年11月25日，国家能源局发布关于公开征求《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》（以下简称征求意见稿）意见的通知。在总结此前两轮改革试点的基础上，进一步完善了现货市场的运行规则，为后续其他省份以及省间、全国性的电力现货市场建设提供参考，也有望加速全国电力现货市场的推广。由于号文明确电力现货价格不受交易价格上下限浮动限制，因此电力现货成为了发挥市场作用的最佳途径。年11月1日，南方(以广东起步)电力现货市场连续结算运行满一周年，日前现货均价约0.59元/千瓦时，较燃煤基准价上浮28%，与电力供需和一次能源成本基本匹配，真正发挥了“价格发现”的作用。对于火电为代表的灵活出力的电源而言，会充分受益于现货反映供需的价格发现职能，实现对其上网电价的支撑。
整体而言，我们认为在新型电力系统加速构建的背景下，新能源快速增长虽然是其长期主线，但是为了保障电力系统的安全稳定运行，传统能源也会在新体系下发挥重要作用。正如我们长期以来一直强调的，传统能源与新能源并非是左右手互博的关系，传统能源的发展是新能源快速增长的重要安全保障，二者在“新时代”均将迎来重要发展机遇。“碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿整个“十四五”期间，我们认为电力运营商的内在价值将全面重估。在此背景下，电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火电经营边际改善，推荐
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