11省市电价调整政策梳理

发布于 2021-10-08 10:57

本周专题

在近期多省市拉闸限电的背景下，政策端开始逐渐放松对电价的限制，其中包括内蒙古、上海在内的七省市发文允许市场交易电价上浮不超过10%，另外浙江、河南等五省市相继出台分时电价完善机制，电价上升趋势明确。本周我们梳理总结近期各省市电价调整政策并对其原因进行探究。

核心观点

▍近期电价政策梳理总结

政策端：限制逐渐放松，电价打开上浮窗口。7月以来已有多省份陆续发文允许燃煤发电电价在标杆电价的基础上上浮不超过10%。电价上浮空间的打开将对2022年年度长协价格产生重要影响，电价上浮红利有望在明年加速释放。

多省市完善分时电价政策，拉大峰谷价差。今年7月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，通知明确了峰谷电价、尖峰电价以及季节性电价三个方面的优化。9月以来，浙江、广东和河南已经相继出台分时电价完善机制，继续拉大峰谷电价价差。

市场端：市场化电价呈现走高态势。广东2021年10月集中竞价交易统一出清价差为45.30厘/千瓦时，迎来正价差时代；云南1-8月市场化交易成交价格为20.988厘/千瓦时，同比上涨7.97%。

▍为何近期电力持续紧张？

导火索：电力供需矛盾尖锐。供给端，煤炭供需失衡、进口下降以及安全监管等多重因素导致国内煤价上涨。截至9月30日，动力煤市场价已经达到1682.5元/吨，远超历史高点。煤价高企叠加电厂煤库存持续走低，火电企业发电意愿低。需求端，后疫情时代用电需求高速增长。1-8月，全国全社会用电量54704亿千瓦时，同比增长13.8%。

深层次：我国处于能源转型阵痛期，新能源出力不稳，火电仍为支撑。“十三五期间”，光伏和风电的装机增速分别为35%和17.6%，远高于火电的4%。风光装机占比已经由2016年的13.56%提升至目前的25%，火电的装机占比降至56%，但是今年上半年火电供给比例仍高达73%，光伏风电贡献比例仅12.9%左右，对火电依赖程度较高。此外，新能源出力不稳，水电季节、年际波动明显，风光发电受地域环境限制较大，火电仍将在较长一段时间担任调峰重任。

▍投资建议

▍风险提示：宏观经济大幅下滑的风险、政策推进不及预期、电价下调的风险、煤价大幅上涨的风险等

正文

1. 近期电价政策总结

1.1. 从政策到市场，电价上涨趋势明确

1.1.1. 政策端：限制逐渐放松，电价打开上浮窗口

多省市发文允许市场交易电价上浮。国家发改委2019年颁发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，同时为确保工商业平均电价只降不升，规定实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份2020年暂不上浮。2021年7月以来，多省份陆续发文允许燃煤发电电价在标杆电价的基础上上浮不超过10%。

电价上浮对明年长协有重大意义。市场化交易电价10%上浮空间的打开，虽然对火电企业今年业绩影响有限，但是由于年度长协交易是成交电量最多的交易品种，电价上浮红利有望在明年加速释放。

多省市完善分时电价政策，拉大峰谷价差。今年7月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，通知明确了三个方面的优化，明显拉大了峰谷电价价差。（1）峰谷电价：合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1；（2）尖峰电价：在峰谷电价的基础上结合实际推行，尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%；（3）季节性电价：考虑季节性因素分季划分峰谷时段，水电大省健全丰枯机制。

9月以来，浙江、广东和河南已经相继出台分时电价完善机制，继续拉大峰谷电价价差。以广东为例，10月起尖峰电价将上浮25%。

1.1.2. 市场端：市场化电价呈现走高态势

今年电力供需紧张致多省出现限电现象叠加政策端限制的放松，电力市场交易价格进一步被推高。

广东：正价差时代来临。电力交易中心于9月24日发布《关于完善广东电力市场2021年四季度运行有关事项的通知》，允许月度交易成交价差可正可负，即价差上限为4.53分/千瓦时，下限为-6.8分/千瓦时。目前广东2021年10月集中竞价交易已经结束，统一出清价差为45.30厘/千瓦时。

正价差时代到来下，对于发电企业来说，参与月度交易的电量发电成本得以疏导。对于售电企业，如果月竞价差为正，月竞电量按0价差结算，不受正价差影响；对于电力用户来说，当全月总超额电费为正时，由所有市场用户根据月度实际用电量比例分摊。根据广东电力交易中心的测算，原零售合同价差约为-4分/千瓦时，若超额度电分摊为-1分/千瓦时，综合来看让利价差约为-3分/千瓦时。

云南：市场化电价持续走高。云南2021年1-8月市场化交易成交价格为每千瓦时0.20988元，同比上涨7.97%。

1.2. 为何近期电力持续紧张？

1.2.1. 导火索：电力供需矛盾尖锐

供给端：多重因素导致国内煤价上涨。截至9月30日，动力煤市场价已经达到1682.5元/吨，远超历史高点。煤价上涨原因主要有以下几点：1）国内煤炭的供需失衡。今年1—8月国内煤炭需求增长11.3%，煤炭生产增长4.2%，供需缺口较去年增加7.1%；2）由于实行能耗“双控”政策、安全监管等原因，国内煤炭产能释放不足。3）煤炭进口量同比下降，今年1-8月我国进口煤炭同比下降10.3%。4）大宗生产资料商品价格整体出现较大幅上涨，也影响了煤炭市场预期和资源配置，提升了煤价。

煤价大幅上涨激化“市场煤”与“计划电”矛盾，电力供给不足。2021年以来，煤价大幅上扬并维持高位运行，煤电企业燃料成本大幅上涨，由于相对固定的上网电价，导致煤电企业产销成本严重倒挂。此外，重点电厂煤炭库存快速走低，截至今年8月，重点电厂煤炭库存为4890万吨，较去年同期下降37%，企业发电意愿受到压制。

需求端：后疫情时代我国用电需求高速增长。2021年1-8月，全国全社会用电量54704亿千瓦时，同比增长13.8%，其中全国工业用电量同比增长13.1%，增速同比提高13.5个百分点；全国制造业用电量同比增长14.9%，增速同比提高15.3个百分点。

1.2.2.能源转型阵痛期：新能源出力不稳、火电仍为支撑

风电、光伏等新能源装机增速明显高于火电。在碳达峰、碳中和目标指引下，预计到2060年，我国风电、光伏等新能源发电量占比将达65%，可再生能源将从能源电力消费的增量补充变为增量主体，煤电等传统化石能源将退为辅助性电源。“十三五”期间，光伏和风电的装机增速分别为35%和17.6%，远高于火电的4%。未来在整县推进屋顶分布式光伏等相关新能源支持政策的推动下，我国新能源装机比例将持续提升。

能源结构转型处阵痛期，对火电依赖程度大。我国风电和光伏的装机占比已经由2016年的13.56%提升至目前的25%，同时火电的装机占比降至56%，但是今年上半年火电发电量比例仍高达73%，光伏风电贡献比例仅12.9%左右。虽然“十四五”规划纲要给出了非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右的目标，但是由于我国正处于工业化、城镇化快速发展阶段，能源消费持续保持刚性增长态势，同时我国经济结构中高耗能产业比重较高，化石能源不太可能马上退出，能源结构转型阵痛期仍将持续。

水电季节、年际波动明显。水电出力存在非常明显的波动性，一方面年际波动明显：以雅砻江下游电站为例，基本呈现出“一年好，一年坏”的波动特征；另一方面季节性突出，根据国家统计局数据，近40%的水电发电量集中在第三季度。

此外，今年受来水偏枯影响，水电供给明显减少。以长江电力为例，据公司统计，2021年第二季度长江上游溪洛渡水库来水总量约130.61亿立方米，较上年同期偏枯44.68%，三峡水库来水总量约887.66亿立方米，较上年同期偏枯6.67%。受来水同比偏少影响，公司今年第二季度总发电量较上年同期减少11.24%。

风光发电受地域环境限制较大。风光发电存在季节性能源分布不均，天气影响较大，发电出力波动性、随机性较大等问题，给持续可靠供电带来挑战。据中电联数据，今年1-8月，火电的日均利用小时数高达12.45小时，而风电约为6.25小时，光伏约为3.7小时。今年9月23日至25日，辽宁就由于风电骤减加剧电力供应缺口等原因被迫拉闸限电。

火电不仅仍是发电支撑，还起到重要的调峰作用。新能源占比提高加大了电力系统面临的稳定性风险，2019年8月英国伦敦发生的停电事故原因之一就是高比例风光发电的电网转动惯量不足，异常扰动导致频率异常波动，而风电机组群对频率波动抗干扰能力不足而脱网。虽然储能技术可以通过移峰填谷作用增加风光出力的稳定性，但目前在经济性上不具备可行性。抽水蓄能电站的综合效率一般为0.65～0.75，而化学储能目前的度电成本大致在0.6～0.9元千瓦时。在电网托底的条件下，京津唐地区大负荷期间如需使用高比例风光电源，则需要具备存储50亿千瓦时的能力，按目前最经济的存储方式也需要5万亿的投资，类推全国则需要100万亿以上投资，是目前全国电网资产的20倍以上。在此背景下，具有调节能力的火电将在较长一段时间担任调峰的重任。

1.3. 投资建议

2. 环保公用投资组合

3. 重点公司外资持股变化

截至2021年9月30日，剔除限售股解禁影响后，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和华测检测外资持股比例分别为6.62%、0.35%、1.48%、2.60%和21.20%。较年初（1月2日）分别变化+1.17、+0.00、-0.70、-0.67和-1.78个百分点，较上周分别变化+0.25、-0.19、-0.10、-0.21和-0.06个百分点。