电力市场体系下的长江电力及三峡能源

长江电力(600900)：每股净资产 7.96元，每股净利润 1.16元，历史净利润年均增长 12.91%，预估未来三年净利润年均增长 6.04%，更多数据见：长江电力600900核心经营数据

长江电力的当前股价 22.31元，市盈率 19.12，未来三年的估值假设和预期收益率如下：
15倍PE，预期收益率 -7.38%；20倍PE，预期收益率 23.49%；25倍PE，预期收益率 54.36%；30倍PE，预期收益率 85.24%。

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在前三部三峡能源系列的分析文章中（三峡能源分析（一）——经营项目，营业利润等，三峡能源分析（二）——财务，三峡能源分析（三）——长江电力在左，三峡能源在右）作者分别从业务，财务，长江电力与三峡能源的对比三个角度，分析了三峡能源和长江电力两个企业。

企业的发展离不开整体的环境，因此本篇文章将长江电力与三峡能源两个企业放在电力市场体系的大环境之下，并分别结合水电和风电两个商业模式分析两个企业。

需要注意的是，作者在撰写本篇文章时力求搜索、选取近两年（2020年～2022年）的参考文献及信息，以保证分析的准确及时效。但由于信息获取渠道的限制，本文可能存在错误或信息不全，还请阅读此文的专业人士及读者指正。

一、电力市场

1.框架

电力市场体系可以分为两个体系，一是定价体系，二是区域体系。

定价体系分为计划体系和市场体系。计划体系由政府进行定价，电网企业统购统销，主要客户为居民和农业用户。各省发改委根据不同电源的上网电价对这些用户进行价格补贴；市场体系是由多个电力用户在政府设定的浮动范围内通过自主协商，集中竞价等方式形成市场化的电价。这个体系的客户为工商业企业等非居民和农业用户。

市场体系具体又包括电能量市场，辅助服务市场，现货市场，中长期交易市场等多个层次的市场结构。

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。目前，现货市场处于试点运行阶段，并逐渐与中长期市场联动运行。

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。

辅助交易市场（主要针对火电厂以及电化学储能等其他电力系统，本文主要讨论水电和风电，因此简要介绍）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。2021 年 12 月 21 日，国家能源局修订发布《电力辅助服务管理办法》、重点对辅助服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制等进行了补充深化。具体修订内容及补贴机制如下：

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。

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。

区域体系指的是省内市场和省间市场。两级市场尚未实现联动运行，一般由省间市场先进行供需出清，其出清结果作为省内市场的边界，然后省内市场进一步进行供需出清。

2.价格

根据上文的介绍，这里介绍的价格指的是市场体系中的价格，包括电能量市场价格，容量价格，辅助服务价格和成本补偿四个部分。

电能量价格由中长期交易价格，现货交易价格和优先发电价格组成。

中长期交易价格。中长期市场交易主要指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等市场交易主体，通过市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上电能量交易。通过中长期市场交易形成的价格称为中长期交易价格，适用于境内现阶段各地开展的电力直接交易、跨省跨区交易（指跨越发电调度控制区）、合同电量转让交易等。目前，我国中长期电力交易主要以双边协商交易和集中竞价交易为主，挂牌交易作为补充。

现货交易价格。现货市场主要包括日前、日内和实时的电能量，通过现货市场交易形成的价格称为现货交易价格。从交易时间角度看，现货市场可分为日前市场、日内市场和实时市场；从定价形式角度看，现货市场定价机制均以短期边际成本为基础，根据输电线路约束考虑的粗细分为系统边际定价、区域边际定价以及节点边际定价，三种定价机制适用于不同电网结构和输电阻塞情况的电力批发市场。

优先发电价格。改革后，部分发电量以“计划电量”或“基数电量”的形式存在，由调度机构根据优先发电、优先购电计划以及电网实际运行需要安排。该部分电量仍由电网企业收购，按照政府核定的上网电价（基准电价）进行结算。

容量价格由稀缺电价机制，容量市场和容量补偿机制组成。容量价格的出现，是由于不同电源的发电效率以及减少电力浪费的需求，而产生的调节电力富裕的机制。

稀缺电价机制是指不设置容量市场或容量机制，依靠单一电能量市场解决发电资源充裕的一种方式，该市场不设上限价格或者上限价格很高。在系统电能量和备用稀缺的情况下，电能价格能够快速大幅上涨，通过短时高价格满足电源回收投资的需要，用以鼓励投资新建电厂。

容量市场是一种为容量定价的市场机制，是在单一电能量市场之外设置的新的市场，用以保证电力系统达到明确的可靠性标准。

容量补偿机制是由监管机构制定容量价格和可补偿容量，为发电机组回收固定成本的一种具有行政色彩的容量成本回收机制。主要在政府或监管机构的指导下，根据负荷预测、用户停电损失评估、系统可靠性标准和发电机组可用性等因素确定单位容量补偿标准和各机组可补偿容量，从而对发电容量成本进行合理补偿。较为典型的是智利电力市场容量补偿机制，通过经济性监管手段对竞争性发电侧现货市场进行有益补充。发电机组根据可补偿容量和补偿价格获得月度容量补偿，总收入为电能量收入与容量收入之和。

辅助服务价格主要来源是调峰调频备用。修订的《电力辅助服务管理办法》对电力辅助服务进行重新分类，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务，新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种。电力辅助服务的补偿和分摊费用可以由固定补偿和市场化形成两种方式，包含在用户用电价格中，并在交易电价中单独列支。

成本补偿机制主要由运行成本和机会成本补偿两个机制组成。

运行成本补偿机制指当根据调度指令运行的机组不能通过电能费用收回运行成本时，市场将根据其报价成本或核定成本进行补偿。运行成本包括了启停、空载等成本，运行成本补偿分为日前市场运行成本补偿和实时市场运行成本补偿。日前市场运行成本补偿指如果某一机组根据日期市场出清结果被调用，但在日前市场的电能收入无法覆盖其成本，则可获得补偿。实时市场运行成本补偿是指对符合条件的机组在实时市场进行成本补偿，以弥补其成本和收入的差异。

机会成本补偿是指发电机在实时市场中，由于约束等原因的影响按照调度要求降低负荷，对该机组损失的机会成本进行补偿。机会成本补偿包括辅助服务机会成本和调度干预机会成本两类，补偿思路为保证其正常参与电能市场的利润。

二、水电商业模式下的长江电力，风电商业模式下的三峡能源

在对整个电力市场和电力价格体系有了解后，本文将以此体系为背景，分别结合水电、风电的商业模式对长江电力和三峡能源进行分析。需要明确的是，上文介绍是整体电力市场体系，因此也会包含火电的运营及价格机制；由于本文主要介绍的是水电和风电，因此本文将有选择性地选取上文介绍的体系的部分内容，作为背景进行分析。

1.水电商业模式下的长江电力

先来介绍水电的商业模式。商业模式指的是：企业与企业之间、企业的部门之间、乃至与顾客之间、与渠道之间都存在各种各样的交易关系和连结方式。简单概括，商业模式就是一个企业如何赚钱，如何运转。

水力发电的原理就是水能转换为动能，最后转换为电能，因此，水力发电有三要素：流量、水位、水轮机效率。水电出力功率取决于水轮机的流量、水库上下游水位差，水轮机组的效率。水轮机的出库流量与入库流量和水位情况相关，入库流量与来水情况密切相关，其与上游的天气（降雨量和气温）相关；水库上下游水位差取决于整个流域的资源禀赋和大坝建设点地势情况。总结来看，流经水轮机的流量越大、大坝上下游的水位差越大、发电时间越长，则发电量越多。

水电企业的盈利主要由主营业务收入和营业外收入组成。主营业务收入指的是售电收入，由发电量和上网电价组成。发电量取决于装机容量和利用小时，利用小时数主要取决于来水量。上网电价包括三种模式：按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独立电价，省内执行的标杆电价，以及跨省跨区送电的协商电价。水电的省间中长期交易主要基于政府间协议和国家指令性计划，以挂牌方式的省间外送交易和双边协商的发电权交易为主，根据汛期需要，也包含部分应急水电交易。省内中长期交易，按照年度、月度和月内周期在省内交易平台开展，典型交易方式包括：集中撮合交易、挂牌交易、直接交易等多种形式。各省根据具体情况，水电交易各有特点。四川、云南等水电大省的水电市场化交易量较大，其他各受端省水电一般作为优先发电资源保量保价消纳，只在来水丰沛、难以及时消纳时，通过“减弃增发” 类应急交易消纳富余水电。现货交易则开展了省间富余可再生能源现货交易和四川等地的现货市场试点建设。

营业外收入主要是政府补贴等。

由于水电具有调节灵活，季节特性明显等特点，因此水电存在消纳问题，也就是解决富裕水电的问题。

根据消纳方式的不同，各水电站目前电价也有所差异。留省内消纳水电电量可分为市场化交易电量和非市场化交易电量，对应省内市场化电价和非市场化电价。外送电量中，合同内电量一般为跨省跨区送电的协商电价，合同外的超发电量可能参考落地省份的市场化交易电价或者取两省平均市场化交易电价定价。

水电企业的成本主要由折旧（房屋及建筑物，发电设备，挡水建筑），维修费，水费（库区维护基金，水资源费）和职工薪酬（工资，福利费）组成。其中60%为固定成本，库区资源费，水资源费，各项财政费，材料费和人工成本为可变动成本。总体来说，水电企业的成本呈现“先高后低”的模式。水坝建设的前期成本高，包括施工费用、搬迁费用等多项成本；水坝建成后其折旧会被分摊至各个会计年度，直至折旧计提完毕不再计提，以长江电力为例，其挡水建筑的折旧年限为40—60年，而其使用寿命一般为100年左右（1936年建成的美国胡佛水坝至今已经86年，仍在使用），因此折旧成本是逐年减少的。

维护费和水费一般可以忽略不计，维护费一般是常态化的维护，只要水坝保存完好，其费用也不会很高；水费相对来说也比较少，且可以循环利用，其中库区维护基金根据水库实际上网销售电量，按不高于每千瓦时0.8分钱的标准征收，水资源费按照每千瓦时0.3-0.8 分钱的标准进行征收。

职工费用一般是动态变化，控制在营业收入的5%即可。

2.风电商业模式下的三峡能源

风电的发电原理是：风能→机械动能→电能。根据贝茨定律，风能利用效率最高约为59%，但考虑到实际发电过程中产生的能量损耗，实际风能利用率约为30~50%。

海上风电比陆上风电更有优势，一是海上风能充分，没有障碍物阻挡风能传递，风机利用率高；二是运输更为便捷，可以调动大吨位的运输船舶，因此单机容量大；三是海风不受障碍物扰流，因此相比陆风更为平稳，风机运行更加稳定。

风电的电价发展是一个逐渐市场化的过程。2021年起对新核准陆上风电项目,中央财政不再补贴,实行平价上网。2021 年新建项目上网电价,按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。2021 年起,新核准（备案）海上风电项目，上网电价由当地省级价格主管部门制定,具备条件的可通过竞争性配置方式形成,上网电价高于当地燃煤发电基准价的,基准价以内的部分由电网企业结算。

成本方面，风电的成本主要包括运行和维护成本，贷款利息和税收成本。风电设备的使用年限一般为20～30年左右。

降低成本的方法之一是风电设备大型化。单机容量的提升意味着更大的扫风面积和更高的轮毂高度，切入风速更低，在同一地理位置可以捕获更多风能，可有效提升全寿命周期风电机组发电量；同容量风电场采用更大单机容量的机组可以有效降低分摊到单位容量的原材料、基础、吊装、线路、土地等投资成本；机组大型化将降低后期运维和管理成本及难度。因此，机组大型化将有效降低风力发电的LCOE。更大的单机容量同时也意味着同容量风电场需要的风机点位更少，相应的风机基础、运输、安装和维护成本下降更为明显。