会议要点
1. 深度解析山东光伏政策及市场影响
山东省容量电价政策解析：山东省披露新火电容量电价政策，遵循国家要求按30%计算，实际补贴大约每千瓦100元，现行市场化容量补偿电价用户侧收取标准从每度电9分9调整到7分。
储能市场影响：山东省储能收益主要来自容量租赁、容量补偿和电力市场套利。原有容量补偿从每度电9分9调整至7分5，降低了对灵活性调节资源的补偿总量，反映市场运行前的过渡状态。
整体收益预测：2022年山东社会用电量预计约7500亿度，容量补偿总费用可能由600亿下降至420亿，降幅约170亿，火电装机约1.1亿千瓦。
2. 山东电网承载调节及收益展望
山东火电装机容量预计增长：预计2023年山东火电装机容量接近70GW，容量电价变动增加约70亿元，但资金来源与原容量补偿费用不同。
山东电价体系调整：实行半市场化，容量市场与费用调整有利于火电经济稳定，甚至呈现利好态势，而储能盈利可能受压缩。
未来，可能出现峰谷电价下降，峰谷价差变动的趋势，山东不同情景下电价波动呈现差异性；特殊情况下，淡季可能出现负电价。
3. 云南光伏电价政策与市场化趋势
云南省新能源政策：面对水电大省云南水资源短缺，新政策主要调整了新能源光伏上网电价结构，2021-2023年全容量并网项目继续执行2023年电价，2024年后，部分电量将参与电力市场。
新能源参与市场化递增：新能源上网电价政策指向保障性收购比例减少，参与电力市场交易的越来越多，明年具体交易电价将根据具体情况定。
分布式光伏装机情况：部分省份（如山东、河南）新建分布式光伏装机量同比量增速显著，山东省面临政策与市场因素影响，如负电价现象，而河南省增速迅猛。
4. 电网光伏消纳能力多省观察
河南省未来消纳能力存疑，建议关注明年数据。
江苏、浙江消纳能力稳定；浙江增速放缓，江苏增速较快。河北省分布式光伏出现问题。
华南和华中地区分布式光伏值得期待，华北地区某些省份可能面临挑战。
5. 光伏电网容量与省域分析
河南预计2023年装机将超过7.5GWh，目前余量约为8GWh，而浙江、广东（11个县除外）省份电网承载力相对宽裕。
黑龙江省接近饱和，仅剩1.9GWh余量。部分省份需更严格审查备案，不能超量接入。
从投资角度，推荐高股息和宏观防御属性的电力设备板块；顺周期属性强的项目，建议下半年再考虑投资。
会议实录
1. 深度解析山东光伏政策及市场影响
尊敬的各位投资人，大家晚上好，我是光大电信首席分析师殷中书。在我们的例会中，我们系统地梳理各省份的分时电价、火电的中长期电价以及新能源消纳的实时情况，并以周专题报告的形式呈现。本周的专题报告将聚焦三个部分：首先是山东省上周发布的关于2024年火电容量电价的相关政策及对储能市场的影响；其次是对云南省2024年新能源上网电价状况的分析；最后，我们将对电网对新能源消纳的影响，尤其是分布式能源的承载力进行总结。现在，让我们进入报告的第一部分。
山东省的2024年容量电价政策呈现出明显的特点。根据去年11月国家对于火电的容量电价政策，不同省份的执行标准存在差异，如有的省份按30%，有的按50%来给予补偿。山东省作为电力改革的先驱，公布了补充的细则，遵循国家要求，按30%标准执行。这相当于火电每千瓦时大约能获得100元的补偿（含税价格）。文中还提出了一个新的规定，即现行市场化容量补偿电价用户侧的收取标准，从每度电9分9调整到了7分5。这一调整蕴含了哪些含义？与火电容量电价如何关联？
对于山东省的储能市场而言，去年我们关注到独立储能的运营模式带来了变化。山东省的灵活性资源，包括储能，其收益主要来源于三部分：一是容量租赁，即新能源租用调节资源；二是容量补偿，州政府为了保证灵活性调节资源的补偿，通过半市场化方式向工商业用户收取费用；三是参与电力市场的峰谷价差套利。从去年的运营情况来看，储能领域经济性由盈利困难向盈利改善转变。去年3月底的容量补偿费用政策发布后，容量市场未运行前，发电机组的容量补偿费用暂定每度电约9分9，现在调整至7分5。这意味着参与电力市场的调节资源将面临补偿费用的总量下降。
国家的要求与山东政策的本质思路相关，火电在电力现货推进过程中处于半市场状态，新政策以更加刚性的方式将部分资金调整给予火电。总的来说，山东省的容量补偿费用从去年的9分9每度电下调至今年的7分，基于2022年的用电量数据，我们可以测算容量补偿的总费用：去年约为600亿元，今年则可能降至420亿元，下降约170亿元。此外，山东省火电装机容量约为1.1亿千瓦。
以上就是本周专题报告内容的第一部分。接下来，我们将进入下一环节。
2. 山东电网承载调节及收益展望
当然，山东省有许多自备电厂。以2022年为例，当地火电的装机容量约为6,000万千瓦，预计在2023年将接近7,000万千瓦。如果按照每千瓦100元的标准进行补偿，那么总额将在60亿到70亿元之间。因此，将原有的容量补偿费用减少170亿，相对的，火电的容量电价增加了约70亿元，但这两笔资金的来源并不相同。火电的容量电价需要计入输配电价，因此这部分费用应从输配电价的明细中列出。原本山东省与工商业企业之间的容量补偿费用收取是正常的。
目前山东省在部分市场化的过程中，正在探索如何在容量市场进行资金的调整，这种斗转腾挪的方式对火电及其他灵活性资源产生了哪些影响？首先，对于火电来说，尽管我们更关注电量和电价，但容量电价的稳定对山东省火电整体收入来源产生了积极影响，甚至可以说是利好。目前山东的中长期电价没有明确公开的信息，但总体上保持乐观态度。因此，随着容量电价的稳定，山东省火电的整体收入来源相对稳健，甚至是偏向利好。
从整体的灵活性调节资源，如储能方面来看，政策导向已将价格稍微向下调整。尤其是从容量租赁角度来看，当前总体费用并未像之前那样多。显然可以感受到政府政策思路的变化。从整体的可再生能源消纳和灵活性调节的角度来看，国家包括一些地方政府还是倾向于依赖火电，其他技术如电化学储能、抽水蓄能等，由于早已固定电价，对它们的影响并不存在。
对于一些市场化程度较高的领域，或许会稍有收紧，但并不会过于严格。正如之前的汇报所提及，从明年全年来看，不太可能出现像今年或去年那样的电力短缺问题。同时，峰谷电价差的变化也将取决于经济形势和新能源发电情况。总的来说，峰电价和谷电价都可能下降，其中峰电价可能下降得更多，而谷电价相对较少。因此，每个省份的峰谷电价差异可能有所不同，但不会有剧烈的变动。就山东而言，我认为谷电价会非常低，尤其是在淡季，可能会出现负电价，这是山东省的一个特殊情况。
如果预计到2026年，山东省的火电装机容量能够达到7,000万千瓦，假设按照每千瓦最高330元进行补贴，那么总补贴额将是约190亿。即便现在降低了这些费用，从财政角度看，这对山东来说并没有形成太大压力。
所以，总结来看，山东省的容量电价目前处于这样一个状态，火电方面没有特别大的问题，甚至有利好趋势。而对于储能方面的盈利会略有下降，因为总体的容量补偿费用也确实有所减少。这是山东省目前的整体情况。
3. 云南光伏电价政策与市场化趋势
第二部分讲的是云南省的情况。云南省是一个以水电为主的能源大省，但近两年，特别是今年，降水量相对较少。目前，新能源的发展不是因为其装机容量大幅增长引起问题，而是如何平衡不同电源间的一个问题。去年12月，云南省出台了进一步完善新能源并网电价政策的相关通知。该通知明确了几点重要内容：从2021年1月1日到2023年12月31日并网的新能源项目，采用2023年的并网电价。
对于2024年1月1日到6月30日并网的光伏项目，有65%的容量可以按照标杆电价结算，而其余部分则需参与电力市场。从7月1日到12月31日，标杆电价可覆盖的光伏比例为55%，剩余的45%需进入电力市场交易。据此，我们可以得出一个初步结论，即光伏和风电一样，能按照燃煤标杆定价结算的比例正逐渐减少。这从两个方面反映出来：一方面是云南采用这一口径约束，另一方面是其他省份实行的保障性收购小时数。我们可以得出另一个结论，未来一两年内，保障性收购的小时数或比例理论上将会下降，而参与市场化交易的部分将会增多。
接下来的问题是，参与市场交易的电价将如何表现，这与当地的经济状况和季节密切相关。以云南为例，燃煤的标杆电价是0.33元/千瓦时，而在2022年12月（丰水期），清洁能源的平均交易价格是0.27元/千瓦时。反观枯水期，即12月至次年5月，价格一般会较高，而丰水期（6月至11月）价格会相对较低。这样的市场价格变动给云南省新能源的并网电价提供了一个参考依据。
关于存量项目和新增项目的处理，国家遵循契约精神，尤其是存量项目仍将遵守原有协议，而新增项目的市场化比例可能会逐步增多。但是对于电力市场开放的幅度，建议初期不宜过大，以避免地方政府面临不可承受的电价波动，这也有益于保障政策的连续性和当地经济的稳定，同时也有利于新能源项目的启动和运行。因此，山东省和云南省在12月份的最后一周对政策进行了更新。
第三部分关注了各省分布式光伏建设的状况和消纳能力的总结。报告中通过几张图表明了一些有趣的点，特别是每个省在2023年分布式光伏装机量的同比和季度环比情况。增速较快的省份已经红色标注，而那些增长未达预期的则以绿色表示。
以山东省为例，2023年第一至第三季度的总装机量同比2022年有所增长，但绝对量并不如一些其他省份那样翻倍。同时，山东省的电价政策与电力市场的情况在今年5月份出现了负电价等现象，显示了一些问题。因此，后续山东省的装机量增长并未如预期那样快速。相比之下，河南省今年的装机量增长迅猛，前三季度同比去年全年增长50%。
4. 电网光伏消纳能力多省观察
河南省在进行消纳能力检测之后，可能会在明年面临一些挑战。当前，对于今年和明年的数据尤其是河南省的数据需要特别关注。至于浙江省，尽管去年年底设立了谷电价，并且今年的分布式增速并不快，但其整体的消纳能力尚在可控范围内，没有出现大的问题。
江苏省的整体增速较快，并且在消纳能力方面也没有大的问题。然而，河北省今年在分布式装机量方面就确实有问题，回顾去年的数据便可看出，从全年的6GW到今年前三季度的3GW，装机量有所减少。安徽省方面，问题并不大，但是部分县市的情况较为复杂，主要是对超量装机的严格管制。广东省和江西省的消纳能力问题不大，而福建省则有一些县市由于容量限制已无法进行新的装机，但该省海上风电发展较多，因此针对新能源的支持仍在持续。
在湖南和湖北，虽然湖北受谷峰电价政策影响存在一定问题，湖南省的问题则相对较小。华南和华中地区的分布式光伏装机总体上来说，仍然值得期待，因为这些地区的基础消纳能力尚未出现大规模的问题。但北方一些省份，如河北、山东，则会面临更多挑战。
特别是11月份发布的消纳监测数据显示，陕西、山东、内蒙古西部、青海、西藏等省份的风弃光率超过5%，这些数据值得重点关注。而西部地区如内蒙、甘肃、宁夏、新疆、西藏等，由于大力推进特高压和大型电站的建设，分布式光伏的机会相对较小。同时，一些水电资源丰富但光照条件较差的省份，如云南、贵州、四川，他们的发展情况也会因地制宜。
对于明年整个分布式光伏装机的情形，我们可以有两点基本判断：一是某些省份绝对装机量不会有太大的下降；二是部分省份肯定会遇到问题。特别是对于云南等省份，可能会出现抢装情况，由于电价政策的清晰指引。而对于那些政策不明确的省份，抢装的动力则不那么强烈。因此，明年的分布式光伏可能会呈现出不同的状态。至于后年的情况，如果明年的装机过于激进，可能会使得数据保持平稳，随后年份可能会进一步出现问题。如果明年能够有所下降，则后年的挑战可能不那么严重。
至于分布式光伏的消纳承载能力，举例来说，山东省共有120多个县，其中37个县已无法消纳，53个县属于临界状态，剩下的43个县则情况一般。从这些数据可以看出，大约80多个县存在一定的问题，但这并不意味着完全不能进行装机。实际上，53个县加上43个县仍然有装机空间，但在增量方面的期待应该是有限的。
5. 光伏电网容量与省域分析
河南的情况相当有意义。据河南表述，其可开放的容量为8GW。2022年，河南的装机量达到了7.5GW，预计今年可能装机量会达到约10GW以上。因此，如果将可用容量限定为8GW，我们可以清楚地了解当前的承载力状况。所以对于河南，具体数字已经很明显，不再过多展开。
在浙江省，电网承载力的问题不大。广东省则有11个县面临一些问题，但其他地区整体情况尚好。这意味着广东省整体情况不错，福建的情况与广东相似，可能面临的问题比广东少，但可开放容量预计会更少。黑龙江省近日公布的数据显示，该省几乎没有剩余容量，仅剩约1.9到2GW的容量。
我们还基于“消纳容量”这一关键词发布了一些报告。河北的承载力问题已是众所周知，无需赘言。安徽、江西、辽宁、湖北等省虽然不是不能增加装机量，但是对于新装机的备案要求将会更加严格，禁止超量接入电网。因此，这些省份仍有增装空间。而西部地区，只要建立特高压输电线路就能够解决。
至此，我就简单汇报了关于电网承载力的第三部分。总体来说，新能源股票在上周季度末有显著上涨，而今天随着年初的开盘，一些具有防御属性的股票涨幅较大。市场更多的是受季末效应的影响。由于供给端尚未完全恢复，需求端的情况大家心里有数，因此新能源大票并未降至足够吸引的水平。如果考虑半年或一年的投资维度，市场或许并不倾向于购入。但是，一些小票如果能够展现出良好的增速，或者清算进程符合我们的盈利预期，市场仍愿意参与其中。在整个行业下行周期中，那些价格已经降低到有吸引力的水平的股票，特别是那些市值较小的，可能是值得购入的选择。
对于行业的未来转折点，我认为可能要到2024年下半年或2025年上半年才会出现，那时电价将呈现增长趋势，并且经济复苏将扩大峰谷价差，这对于新能源领域是利好消息。上半年的市场可能并不乐观，这也解释了为什么在去年12月初到今年1月2日这段期间市场更倾向于购买具有防御属性的股票，因为当时的宏观经济趋势较为疲软。
因此，从投资角度来讲，我们首先推荐寻求具有高股息的弱宏观防御股票。在电力设备板块，不论是特高压还是出口，只要估值合理，就值得购买。而配网侧的投资也颇有吸引力，特别是网内的资产。对于那些周期性特征更强的股票，我们建议在下半年再行购入。
当前，我们推荐国投电力等水电股票，认为现在也适合配置火电股票。许多资金机构，包括公募基金和理财子公司，也在调整他们的投资策略，从而更多地关注高股息或防御型股票，代替了过去追求高弹性的策略。这种变化在去年12月和今年1月的配置思路中已经显现。防御性股票是我们目前的首选方向。至于机器人和超充桩，攻击性策略仍然是可行的。在农历新年之后，超跌反弹可能会使得锂矿或某些快速增长的充电桩细分市场变得更加活跃。到了下半年，整个新能源板块的反弹可能会表现得更好。
