电价发展趋势研判：风来千帆竞，潮涌逐浪高

电价发展趋势研判：风来千帆竞，潮涌逐浪高 电力行业 2022年08月04日 证券研究报告行业研究 行业深度研究电力行业投资评级上次评级 看好看好 左前明能源行业首席分析师执业编号：S1500518070001联系电话：010-83326712邮箱：zuoqianming@cindasc.com李春驰能源行业分析师执业编号：S1500522070001联系电话：010-83326723邮箱：lichunchi@cindasc.com 信达证券股份有限公司CINDASECURITIESCO.,LTD北京市西城区闹市口大街9号院1号楼邮编：100031 电价发展趋势研判：风来千帆竞，潮涌逐浪高 2022年08月04日 本期内容提要: 电价机制改革本质上是国家经济社会对电力发展需求变化的内在反映，是宏观经济调控的重要手段。从计划体制到“集资办电”，从“厂网分离”到“管住中间，放开两头”，电价机制的数次变化均伴随着国家经济社会改革转型的关键期。现行电价机制改革的政策性方 向是立足于全国统一电力市场体系下，理顺电价关系，完善电力价格市场化形成和传导机制。 现行的电价机制同时面临长期问题与短期问题。从长期视角看，电价存在结构机制性问题，包括计划体制下行政性指令过强，电力价格传 导机制扭曲、商品性属性不足，以及辅助服务机制和容量补偿机制的缺乏。从短期视角看，全球能源通胀背景下的煤炭、石油、天然气价格高企，国内“市场煤，计划电”的价格倒挂导致煤电企业亏损严重；大规模高比例新能源消纳调节需求导致系统成本进入加速上升阶段，新能源需承担一定的调节费用；输配电价核定趋严，电网经营情况不容乐观，将会进一步导致电网调节手段减少和投资紧张。 预计国内电价将随着电力市场化深入，进入一轮上涨周期。立足于加快建设全国统一电力市场的背景下，行政性降电价举措已接近尾声。伴随电力市场化改革持续深入，预计国内电价将进入以理顺电价形成 传导机制为主旋律的上涨周期。基于发电侧发电成本压力和用户侧宏观经济承受力的考量，预计电价将以结构调整为主要，以温和渐进为主基调逐步提升。 发电侧：电能量电价方面，煤电受限煤炭供应紧张持续、支撑性电源装机不足和产业结构调整的需求，预计电价在市场化过程中仍有上浮空间；新能源立足于价格结构调整，分摊调节费用后电价也将向下游传导；辅助服务电价和容量电价基于机制理顺和需求紧缺的情况，有望进一步推进。煤电：立足于煤炭供应将在“十四🖂”期间持续处于紧 张状态的预估，电煤长协签订价格未来有望趋势性逐步抬升。同时， “双碳”目标下的煤矿产业存在产业结构调整，实现煤炭清洁高效利用的需求，相关成本在理顺价格机制后疏导至价格端。新能源：市场化改革下的新能源价格机制需实现结构性调整，综合来看低廉的发电 边际成本和逐步升高的辅助服务费用分摊，其带来的系统性成本的抬升会向终端电价传导。水电核电：整体体量较小，成本构成和运营方式决定电价走向。辅助服务：新版“两个细则”明确“谁提供、谁获 利；谁受益、谁承担”的补偿分摊原则，辅助服务费用分摊范围由原先的发电侧内部相互转让转向发电企业和市场化用户共同分摊模式， 并逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。容量电价：容量 电价机制是保证常规电源成本回收，保证电力系统安全性和可靠性的重要支撑。随着“十四🖂”期间顶峰容量裕度降低，顶峰电源缺口扩 大，容量电价机制将会受供需关系的影响适时建立推广。 输配环节：综合考虑电网投资需求和合理收益、抽水蓄能和特高压的成本核算分摊、以及分布式发电规模化接入配网的相关影响，输配电价有望止跌转升。基于新型电力系统的建设目标，电网公司仍需持续 性的电网侧资源建设和配网侧电力电子化改造，存在长期的建设改造投资需求。抽水蓄能和特高压工程在“十四🖂”期间有望迎来爆发式增长，相关容量电价需要折算入输配电价实现成本回收。远期分布式光伏规模化接入电网导致电网输配电量下降，进而导致输配电度电分摊成本上升。综合来看，输配电价有望止跌转升。 用户侧：一产、居民电价保持相对稳定；工商业用户电价以市场化改革为主线，实现分门别类上涨。用户侧电价依照产业类别，一产和居 民电价相关政策以相对稳定为主，亦存在通过引入分时电价、拉大阶梯电价差等手段涨电价的可能。工商业用户电价自全部进入市场以来已经出现上涨情况，未来可能实现分门别类的上涨。预计高耗能产业电价将率先上涨，同时考虑区域产业发展水平，通过电价引导产业结构调整。 建议关注领域：（1）能源通胀和电力市场化改革推进局面下，煤电电价有望逐步上涨。（2）立足于新型电力系统长周期持续性的调节需求，火电灵活性改造、储能、特高压、配网改造、虚拟电厂等调节性灵活性资源技术有望呈现爆发式增长。（3）新能源发电在现货市场和辅助服务市场存在收益率下行风险。 风险因素：1、宏观经济下滑导致电力需求和用电量增速不及预期；2、电力市场化改革推进不及预期；3、政策在各地的执行力不及预期。 目录电价机制改革本质上是经济社会发展对电力行业的内在反映6 1、我国电价政策机制发展历程6 2、现行电价机制介绍与分析7 3、电力市场化改革情况简介14 现行电价机制同时面临长期的机制结构性问题和短期的能源环境及政策问题16 1、长期机制结构性问题16 伴随电力市场化改革持续深入，预计国内电价将进入新一轮上涨周期22 1、发电侧电价上涨空间解析：23 2、输配电价上涨空间解析：28 3、销售电价上涨空间解析：28 投资建议30 风险因素31 表目录表1：主要煤电电价政策总结8 表2：主要风电电价政策总结10 表3：主要光伏电价政策总结11 表4：主要输配电价政策总结12 表5：第一轮省级电网输配电价核定结果变动（元/kWh）13 表6：电改“9号文”重点总结14 表7：旧版“两个细则”下辅助服务补偿方式17 表8：2016-2020年电网企业降低用电成本情况总结20 表9：新旧“两个细则”修订与调整内容对比26 表10：装机容量与顶峰容量测算（万千瓦）27 表11：重点投资区域和相关上市公司31 图目录图1：电价政策机制发展历程6 图2：电价结构示意图7 图3：历年动力煤价与燃煤标杆电价变动关系9 图4：历年煤电装机与燃煤标杆电价变动关系9 图5：风电标杆电价变化情况（元/kWh）9 图6：光伏标杆电价变化情况（元/kWh）9 图7：风电装机变化情况10 图8：光伏装机变化情况10 图9：历年广东电力市场年度合同电量与价差示意图15 图10：2022年6月山西电力现货市场日前价格15 图11：我国电力市场架构与价格体系15 图12：2015年前“煤电联动机制”四次失效示意图16 图13：全国工业与居民用户的电力交叉补贴变化趋势16 图14：2019年1~6月全国电力辅助服务补偿费用构成17 图15：火电逐年发电量与平均利用小时数趋势图17 图16：2010~2021年全球煤炭产量与消费量同比示意图18 图17：2010~2021年全球石油产量与消费量同比示意图18 图18：2010~2021年全球天然气产量与消费量同比示意图18 图19：2019年4月至今国际煤炭、石油、天然气价格走势图18 图20：美国住宅、工业、商业电价示意图（美分/千瓦时）18 图21：英国、德国、欧盟27国非居民电价示意图（欧元/千瓦时）18 图22：动力煤长协价格与现货价格关系情况（元/吨）19 图23：煤电价格与电煤价格关系情况（元/吨）19 图24：�大发电集团上市公司2021年净利润情况（亿元）19 图25：2021~2030年各电源年发电量预测（亿千瓦时）20 图26：2021~2030年各电源年装机量预测（万千瓦）20 图27：2015~2021国家电网营收与净利润统计21 图28：2015~2021南方电网营收与净利润统计图21 图29：2016~2020年电网降价降费政策执行情况（亿元）21 图30：2016~2020电网企业降价降费政策执行情况21 图31：“十🖂🖂”电力辅助服务补偿费用预测（有调峰）（亿元）24 图32：“十🖂🖂”电力辅助服务补偿费用预测（无调峰）（亿元）24 图33：“十🖂🖂”风电辅助服务费用及度电分摊（有调峰）24 图34：“十🖂🖂”光伏辅助服务费用及度电分摊（有调峰）24 图35：“十🖂🖂”风电辅助服务费用及度电分摊（无调峰）25 图36：“十🖂🖂”光伏辅助服务费用及度电分摊（无调峰）25 图37：2021~2030年水电装机及发电量预测25 图38：2021~2030年核电装机及发电量预测25 图39：2019年部分国家（地区）居民电价水平比较（元/kWh）29 图40：两网公司电网代理购电平均电价情况（元/MWh）30 图41：山西省电网代理购电上浮情况（元/MWh）30 电价机制改革本质上是经济社会发展对电力行业的内在反映 1、我国电价政策机制发展历程 电力行业作为工业社会基础产业，是国民经济发展和人民正常生活的重要能源保障。电价作为电力供需的标杆和优化电力资源配置的杠杆，不仅承载着各方利益诉求，而且影响着电力行业的发展方向和前景。我国电价政策机制发展历程大致可以分成四个阶段： 计划管理阶段（1949-1985年）：与计划经济体制相适应，建国初期的电力建设和电价管理采用了高度集中的计划管理体制。以1952年全国主要电力企业由地方上划中央为 标志，我国电力工业开始实行中央统一管理，从电力发、输、配、售到销售收入的实现和利税上缴，电力生产的各个环节，均由政府自上而下垂直管理，实行计划建设、计划发电、计划供电的体制。电力价格由政府制定。 初始调整阶段（1985-2002年）：为了解决建设资金不足、电力供应紧张的矛盾， 1985年国务院出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》（国发〔1985〕 72号），提出电力投资主体多样化，由原来的中央“一家办电”改为“多家办电”的形式，并配合电力投资改革进行了电价改革，实行了多种电价制度，包括“还本付息”电价，“燃运加价”政策，以及“二分钱”电力建设基金政策。 改革过渡阶段（2002-2015年）：在世界电力工业均兴起放松管制、引入竞争的背景下，我国电力行业开始以引入市场竞争机制为主要内容的电力管理体制与运营模式改革。2002年底，国务院颁布《电力体制改革方案》（国发[2002]5号文），开始进行以“厂网 分开、主辅分离”为主要内容的电力工业管理体制改革。在上网电价环节，2004年国家出台了燃煤机组标杆上网电价，随后逐步推广到风电、光伏、核电、生物质发电等领域；在输配环节，提出了输配电价的概念；在销售环节不断优化调整销售电价结构，扩大“基本电价（与变压器容量用量成比例）+电量电价（与用电量成比例）”的两部制电价执行范围。 全面改革阶段（2015年-至今）：2015年，中共中央国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号），确定了“三放开、一独立、三强化”的改革基 本路径以及“放开两头、管住中间”的体制框架。针对电价机制改革，确定了单独核定输配电价、分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成和妥善处理电价交叉补贴三项主要改革内容。 图1：电价政策机制发展历程 资料来源：信达证券研发中心 梳理电价政策机制发展历程可以发现，电价机制改革本质上是国家经济社会发展对电力行业的内在反映，也是重要的宏观经济调控手段。电价机制由计划管制松绑的直接原因是电 力行业投资不足带来的“电荒”；2002年第一次电力体制改革主要瞄准“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本”的目标。2015年以来的新一轮电力体制改革主要针对的是电力行业市场交易机制缺失，电价机制未能理顺，电力成本无法疏导的实质性问题。 2、现行电价机制介绍与分析 计划模式下的电价机制来源于国家发改委《电价改革实施方法》（发改价格[2005]514号），其中包括《上网电价管理办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》。计划模式下的电价机制包括上