推进电力市场化改革，电价机制如何调整？

投资要点 持续推进电价市场化改革，电价机制迎来改变。2015年，我国确定了“三放开、一独立、三强化”的电力体制改革基本路径，启动新一轮电改。2021年6月，部分新能源项目实行平价上网；2021年10月，煤电“基准价+上下浮动”的浮动上限扩大为20%；22年末多地提高峰谷价差，运用市场化机制保障电力系统安全稳定运行，优化电力资源配置。预计随着峰谷价差的加大，也将推动煤电灵活性改造、抽水蓄能和新型储能电站的建设，进一步促进能源转型发展。 电价上涨有望缓解成本压力，完善定价凸显绿色价值。我国近年电煤价格平均水平较高，2019年制定的基准价已无法反映真实发电成本，中电联按照5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨（《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行）测算，煤电基准价或将上调至0.4335元/千瓦时。发电企业有望通过电价上行调整，扭转亏损态势；2022年全国绿电交易占直接交易比例仅为0.6%，绿色环境溢价未能得到充分的体现，定价机制需进一步完善，助力推进“双碳”目标达成。 动力煤价格有望回归合理，硅片供应缺口短期难平。截至本周2月3日，秦皇岛Q5500动力煤价格为1165元/吨，较上周五1230元/吨回落了65元/吨。在“下限保煤、上限保电”的煤电价格改革机制与中长协签订继续保持高位的叠加下，煤电矛盾有望进一步缓解。本周182mm/150μm单晶硅片和210mm/150μm单晶硅片价格周环比涨幅分别为8.4%和7.3%，硅片价格继续回升，随着开工率在春节后的回升，市场需求提振，硅片供应依旧趋紧。 投资策略与重点关注个股：近期电力板块关注度持续提升，建议重点关注高弹性火电及补贴占比较高的优质绿电企业：1）火电：华电国际、国电电力、华能国际、内蒙华电等；2）风光：三峡能源、广宇发展、林洋能源等；3）水核：长江电力、中国核电等；4）其他：青达环保、协鑫能科等。 风险提示：产业建设不及预期风险、政策落实不及预期风险等。 1推进电力市场化改革，电价机制如何调整？ 深化推进电价市场化改革，理顺市场电价形成机制。从我国电价政策机制发展历程来看，我国电价政策机制发展历程大致可以分成四个阶段：计划经济阶段（1949-1985年）、电价初始调整阶段（1985-2002年）、电力市场化过渡阶段（2002-2015年）和全面深化电力改革阶段（2015年至今）。1950年，我国成立电力行业管理局，初步形成以中央领导为主、地方领导为补充的政企合一的垂直电力管理体制；1985年，以国家经济委员会、国家计划委员会、水利电力部、国家物价局发布的《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》为标志，开启分类定价；2002年国务院发布《电力体制改革方案》，标志着我国电力行业定价正式告别政府定价，进入市场竞价新时代。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。在“双碳”目标的驱动下，电力行业进入到了“能源转型期”、“改革深化期”、“新型系统构建期”三期叠加的新阶段，将进一步构建更加符合市场需求的电价机制与交易体系，加速推动新型电力系统的建设。 表1：电价政策机制关键节点及事项 煤电全部进入电力市场，新能源拉开平价上网序幕。近两年受极端天气等因素影响，全国多地实施有序用电以平衡电力需求，同时也在积极推进电力市场化改革。2021年10月，国家发改委印发 《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（ 发改价格[2021] 1439号），推动燃煤发电量全部进入电力市场，并将煤电“基准价+上下浮动”的浮动范围由原先上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，并推动工商业用户进入电力市场。2021年6月， 国家发改委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格[2021]833号），自2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，实行平价上网，新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，新能源拉开平价上网序幕；2022年1月，国家发改委印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改[2022]118号），提出2025年初步建成全国统一电力市场体系，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；2030年基本建成全国统一电力市场体系，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择。随着绿色电力交易的开展和逐步推进，绿电的环境价值带来的绿电溢价有望助力绿色运营商迎来新发展。 表2：各类型电源电价定价机制 多地进一步提高分时电价峰谷价差，利好煤电灵活性改造和储能发展。从上世纪80年代初开始我国便已陆续在29个省份实施不同的分时电价机制，电价分时常规按日划分峰、平、谷时段，执行峰谷分时电价，但部分省份在此基础上增加了尖峰时段。22年末多地提高峰谷价差，如对于一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电，上海夏季和冬季高峰时段电价上浮80%，低谷时段电价下浮60%，尖峰时段电价则在高峰电价基础上上浮25%，其他月份高峰时段电价上浮60%，低谷时段电价下浮50%。分时电价机制一方面可以使其更接近电力系统的供电成本，另一方面利用电价信号作用，引导用户削峰填谷，运用市场化机制保障电力系统安全稳定运行，优化电力资源配置。预计随着峰谷价差的加大，也将推动煤电灵活性改造、抽水蓄能和新型储能电站的建设，进一步促进能源转型发展，助力双碳目标的实现。 表3：部分城市分时电价政策 煤价高位抬升火电企业成本，有望通过电价疏导成本压力。我国现行煤电价格执行“基准价”+“上下浮动”机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，2019年确定的各地煤电基准电价在0.25-0.45元/千瓦时之间，测算对应参考为秦皇岛港5500大卡下水煤价格535元/吨。中电联认为当前基准价已无法反映真实发电成本，火电企业整体生存与发展都遭受较大的挑战。2022H1上海电力/华电国际/华润电力/国电电力/内蒙华电入炉标煤（折合5500大卡）价格为1108/927/892/761/501元/吨，火电企业成本压力较大。2022年11月，国家发改委印发《关于2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》（发改办运[2022]903号），电煤中长期合同中，下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨测算，中电联按照该电煤中长期交易均价测算，煤电基准价或将上调至0.4335元/千瓦时。火电企业有望通过电价上行调整，纾解火电企业成本压力，提振企业发展信心及动能。 图1：近年火电企业入炉标煤（折合至5500大卡）保持高位 图2：部分城市燃煤发电基准价（元/千瓦时）（2019年制定） 完善绿电交易价格形成机制，体现能源绿色价值。为推进实现“双碳”目标，我国大力推进新型电力系统的建设，发电结构将由传统的以煤电为主转向以新能源为主，预计到2030年我国新能源发电装机规模将超过煤电，成为第一大电源；2060年之前，新能源发电量有望超过50%，成为电量的主体。2021年5月，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改能源[2021]704号），强调积极推动本地可再生能源电力建设，开展跨省跨区电力交易，推动承担消纳责任的市场主体落实可再生能源电力消纳任务，但当前可再生能源消纳责任考核仅存在于省级行政区域，绿电成交规模较低，2022年全国绿电交易共计227.8亿千瓦时，占直接交易比例仅为0.6%，绿色环境溢价未能得到充分的体现。2022年12月，国家发改委印发《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》（发改运行[2022]1861号），提到绿色电力交易价格根据绿电供需形成，应在对标当地燃煤市场化均价基础上，进一步体现绿色电力的环境价值，在成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿色环境价值，以广东省电力交易中心近期成交为例，可再生能源价格由电能量价格和环境溢价构成，自22年10月-23年2月，电能量成交均价为497-546厘/千瓦时，环境溢价成交均价为10-28厘/千瓦时，其价格机制有望进一步完善。 图3：广东省电力交易中心近期可再生能源电力交易成交均价 图4：绿电成交占直接交易比例较小 我国电价机制从计划管理逐渐转向全面市场化改革，当前电价机制与市场资源配置、行业发展趋势仍存在若干矛盾，建立科学合理、灵活有效的电价机制，将有效保障我国新型电力系统的推进与建设，满足我国目前高质量发展电力行业的需求，促进新能源快速发展的目标。 2行业高频数据跟踪 2.1煤炭行情跟踪 中长协签订继续保持高位，动力煤市场价格有望向合理区间回归。受经济周期及企业开工率的影响，2022年12月以来，煤炭价格持续下跌。截至本周2月3日，秦皇岛Q5500动力煤价格为1165元/吨，较上周五1230元/吨回落了65元/吨。发改委于2022年10月31日印发《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》，2023年1月，国家能源局预计2022全年电煤中长期合同实际兑现量约20亿吨，并指出2023年将继续发挥煤炭兜底保障作用，电煤中长协供应量2023年进一步提升到26亿吨，覆盖面要超过85%。在“下限保煤、上限保电”的煤电价格改革机制与中长协签订继续保持高位的叠加下，有望缓解“煤电矛盾”。 图5：2022.12.3以来秦皇岛动力煤价格跌幅超12% 港口煤价方面，本周综合平均价格指数：环渤海动力煤Q5500价格最新数据为734元/吨，周环比持平，较上年同比下降2.8%，较年初价格基本持平；广州港山西优混Q5500库提价最新数据为1305元/吨，周环比下跌4.0%，较上年同比上涨6.1%，较年初下跌4.0%。 进口煤价方面，防城港印尼煤Q5500场地价为1100元/吨，周环比下跌4.4%，较上年同比上涨18.9%，较年初下跌12.4%。坑口煤价方面，榆林Q5500/鄂尔多斯Q5500/大同Q5500每吨最新价格分别为780/690/855元，周价格稳定，较年初价格持平。榆林Q5500较上年同比上涨17.3%，鄂尔多斯Q5500/大同Q5500较上年同比下跌17.9%/11.9%。港口库存方面，秦皇岛港库存649万吨，CCTD北方港口煤炭库存最新数据为上周1月23日的3357万吨，周环比分别上涨7.3%/1.9%，较上年同比上涨49.2%/28.2%，较年初上涨13.5%/3.2%。 表4：煤炭相关数据跟踪 23年1月以来煤电项目核准/开工为3.0/2.0GW，项目多集中于缺电省份和风光大基地。 据电力圈和北极星电力网等数据显示，我国22年初至今累计新增核准、开工和建成投产规模分别约79GW、60GW和29GW。本周新增华电汕头电厂2×1000MW燃煤发电扩建项目核准的批复；新集能源与国电投江西公司就开发建设江西上饶发电厂2×1000MW级超超临界机组工程项目拟签署合作投资协议；华电集团2x1000MW煤电项目三大主机设备招标以及安徽淮南潘集电厂一期2×660MW超超临界燃煤机组工程2号机组并网发电一次成功。分省份看，新建机组主要集中在缺电省份（广东、安徽、江苏、江西、浙江等）和风光大基地（山西、内蒙古、湖南等）。分运营商看，有煤炭资产的央企集团的新建机组项目占比较高，其中国家能源集团以50.0GW遥遥领先，占比高达21.6%，头部效应显著。 表5：22年初至今煤机项目核准/开工规模为78.9/59.5GW 图6：22年初至今煤电新增核准规模约79GW 图7：22年初至今煤电新增开工规模约60GW 2.2水电行情跟踪 2023年2月3日，三峡水库入库流量6400立方米/秒，较2023年1月28日周环比上升48.8%，本周三峡水库入库流量均值为6260立方米/秒；出库流量66