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核心观点：

调节性电源摸排、输配电改革、电力需求负荷管理三箭齐发，改革进入加速期。近期电改政策高频出台，我们总结如下：（1）输配电改革：

明确用户承担系统运行费用，并将辅助用能电价单列；（2）调节性电源摸排：对抽蓄、火电灵活性改造、气电、新型储能等灵活调节性电源摸排、评估；（3）电力需求负荷管理征求意见：针对缺电形成响应机制，2025 年各省需求响应能力达到3-5%，2030 年形成规模化实时需求响应能力。上述政策核心聚焦于绿电发电量占比迅速提升过程中带来的电网不稳定、新能源消纳、辅助服务定价等问题，正是我国新型电力系统发展、改革的重点方向。

欧盟的经验：火电作为消纳主体，电价改革加速。我们在《欧盟能源启示录》中结论已经明确，在欧盟风光发电量占比从2013 年的10%提升至2022 年的22%过程中：（1）主动弃核带动核电占比由28%下降到22%，煤电发电量占比由25%降至16%，气电发电量占比由14%升至20%，且这一过程中气电调峰及煤电灵活性改造加速；（2）系统峰谷电价、分时电价、边际出清机制等政策快速出台，电价中支付给综合辅助服务的比例快速提高，即绿电化过程中需要支付的系统成本显性化。展望我国电改的政策思路，特别是如山东、云南、甘肃、新疆等地已经出台的政策，均不断强调针对辅助综合服务、特别是调峰、消纳的政策，其中多地明确对火电机组调峰给予补贴/容量电价。

时间的煤硅继续演绎，火储价值重估进行时。我们在去年末提出《时间的煤硅》，看好煤、硅的成本回落以及电改的加速。2022 年我国风光发电量达0.92 万亿千瓦时、占比11%（类似欧洲2014 年），预计2030年风光发电量超2.80 万亿千瓦时、占比23.6%，对应所需辅助综合服务达2100-2800 亿元/年（假设0.075-0.10 元/kwh）。基于我国多煤少气的能源结构和热值价格比，我国火电机组（主要是煤电）有望成为辅助综合服务的主体。过往几年，火电被风光调用的次数已数倍增长，展望容量电价、现货交易、可调节电源等政策预期，我们预计2030 年火电的综合辅助服务收入有望达到1050-1400 亿元/年，此部分收入是火电时间调节能力、容量价值等属性的体现，且增长空间挂钩风光的增量发电量，未来几年的成长性突出。

攻守兼备，配置价值突出，关注全国性+地方龙头。关注火储价值挖掘下的火电【全国龙头华能国际（A+H）、华电国际（A+H）、大唐发电（A+H）；区域龙头福能股份、上海电力、宝新能源、粤电力A】。同时，关注来水改善和防御价值凸显的水电【长江电力、国投电力、川投能源】。

风险提示。煤价大幅波动；来水不及预期；绿电装机增长不达预期。

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