电价改革解读「发改委调整电价对发电企业的影响」

时间：2023-03-21 16:45:04来源：搜狐

今天带来电价改革解读「发改委调整电价对发电企业的影响」，关于电价改革解读「发改委调整电价对发电企业的影响」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

（报告出品方/作者：长江证券，张韦华、司旗）

1 写在开头：从我国的电价机制说起

电力具备瞬时性，“产供销”即电力行业的发电、输电、配电、售电和用电等所有环节瞬间完成，因此在电力运营产业链中不存在存货的概念。从电价环节来说，发电环节对应针对不同电源的差异化上网电价，售电环节对应针对不同用电类型的差异化销售电价，中间输配环节对应电网公司的输配电价。除此之外，电网公司还承担着代收电价政府性基金的职责。

整体而言，电价始终遵循以下等式：

销售电价（用户）=上网电价（电企）输配电价（电网）政府性基金（电网代收）

当前我国电力系统及其相关制度正在推进电力市场化改革，处于由此前偏“计划经济” 的电量和电价形成制度向更加“市场经济”的形成制度转型过程中，因此便形成了目前我国 “计划电”和“市场电”同时存在、双轨并行的特殊格局。

计划电：由于电力商品的特殊性，瞬间生产的电能必须同一瞬间使用，因此计划用电是电力工业经营管理部门保证电能安全生产和向用电单位正常供电的重要方式，也决定了过去我国计划电为主的模式。在“计划电”的模式下，各地经信委根据历史用电需求、未来发展规划（即潜在需求）、供给环境（即统调电厂装机和外来电等）以及政策环境（即电量鼓励、优先保障收购等），制定电力平衡方案及发电量计划，并下发至电厂和电网公司遵照执行。通俗地来说，电网企业为电能的“经销商”，从发电企业处收购电能并出售给用户，收购和销售的电价均由国家能源发改部门核定，包括各电源的上网电价和各用户的销售电价。

市场电： 2015 年 3 月 15 日，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9 号)下发，标志着新一轮电力体制改革的正式开启。本次“电改”的目标是“放开两头，管住中间”，形成主要由市场决定能源价格的机制；内容上涉及输配电价改革、完善市场化交易机制、建立相对独立的电力交易机构、推进售电侧改革等四个方面；实施方法包括综合性试点、输配电价改革试点、售电侧改革试点等三种。在“电改 9 号文” 中，文件同时提出建立相对独立的电力交易机构，自此全国电力市场建设正式启动。

在当前的电力运行规则中，各地经信委依然负责制定全年的市场化电量规模和市场准入，再由各地的电力交易市场组织市场供需双方的参与主体开展电力交易。在完全市场化的电力运行构思中，电网企业将告别简单“买卖电能”的职能，转而回归原本近似“高速公路”的定位，即只能收取“过路费”（输配电价）。而对于发电企业来说，无论是通过双边协商、集中竞价还是挂牌交易等方式，发电企业能够获得的电量将交由市场决定，理论上不再受到指导和干预。

计划电价：国家核定发电、用电“两端”价格

在计划电体系下，国家对于发电产业链的“两端”——发电侧和用电侧分别核定上网电价和销售电价，中间的价差扣除代收的政府性基金以外，即为电网公司的利润。需要特别指出的是，不同电源的上网电价不尽相同，但是电能本身是同质化的产品，而用电侧的销售电价固定，因此对于中间环节而言不同电源的“销售利润”具备明显差异。

火水风光核，差异化上网电价

从我国电源结构来看，虽然自“十二五”起风电、光伏开始逐步发展，并在“十三五” 时期快速扩张，新能源电量占比已经有了明显的提升，但火电依然是我国的主体电源类型。截至 2020 年，在我国的电源结构中，火电占比依然高达 67.87%，其次水电占比 17.78%，核电、风电、光伏的占比分别为 4.80%、6.12%和 3.42%。

对于“计划电”下的不同电源而言，国家相关部门分别制订了不同的电价政策，彼此之间的电价水平存在一定的差异，总体来看清洁能源的电价中枢相较煤电均有一定提升。

煤电： 2004 年以前，我国电力行业发展相对落后，为促进电力行业的快速发展政府出台了一系列政策，针对不同时期不同地区的发展情况，制定了较为复杂的电价体系。2004 年2019 年，国家开始按省份统一核定燃煤发电标杆上网电价，并以煤电联动机制为基础对电价进行调整，因此“计划电”方面除少部分历史存量机组有自己特殊的电价执行标准外，同一省份的燃煤电厂均执行该省的标杆电价。从调整的频率和结果来看，彼时的电价调整更多地是从准许收益率的角度出发。

2015 年 12 月 31 日，国家发改委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格[2015]3169 号），明确了煤电价格联动机制基准和具体内容：

以 5000 大卡/千克代表规格品电煤价格为标准，当周期内电煤价格与基准煤价相比波动不超过每吨 30 元（含）的，成本变化由发电企业自行消纳，不启动联动机制；当周期内电煤价格与基准煤价相比波动超过每吨 30 元的，对超过部分实施分档累退联动，即当煤价波动超过每吨 30 元且不超过 60 元（含）的部分，联动系数为 1；煤价波动超过每吨 60 元且不超过 100 元（含）的部分，联动系数为 0.9；煤价波动超过每吨 100 元且不超过 150 元（含）的部分，联动系数为 0.8；煤价波动超过每吨 150 元的部分不再联动。

按此测算后的上网电价调整水平不足每千瓦时 0.2 分钱的，当年不实施联动机制，调价金额并入下一周期累计计算。在此机制下，按煤电价格联动机制调整的上网电价和销售电价于每年 1 月 1 日实施。

2019 年 10 月，《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规 [2019]1658 号）文件出台，标志着我国燃煤发电厂执行了 16 年的标杆电价正式成为历史的一部分。2020 年起，燃煤发电标杆电价机制改为“基准浮动”电价机制，其中基准价对标各地含脱硫、脱硝、除尘电价的现行标杆电价，而浮动电价部分的波动范围原则上在-15%-10%之间，文件单独规定 2020 年暂不上浮。在煤电联动机制废止后，各省份基准电价按此前的标杆电价执行，换而言之“基准价”将代替现行标杆电价的锚定作用，因此对核电、新能源等电价并不构成影响。

气电：除了与煤电类似的单一制的度电电价机制以外，我国气电还存在两部制电价。目前我国浙江、江苏、上海等省份对气电上网电价实施两部制电价，一部分为固定的容量电价，一部分为变动的电量电价，其他省份多为单一制上网电价。

单一制电价省份：北京、天津、广东、福建、山西、湖南、湖北、重庆、海南；两部制电价省份：江苏、浙江、上海、河南、河北、广西。

两部制电价一般对于电量电价实行气电价格联动政策。以上海为例，上海气电调峰机组容量电价为 37.01 元/千瓦（含税），气电价格联动调价公式为：联动后电量电价=现行电量电价天然气平均调价幅度×税收调整因子/发电气耗。

水电：目前我国水电定价出现三种模式，“计划电”的电价较为稳定：

2014 年 2 月以前投产的水电站，仍旧按照“一厂一价”的机制执行；

2014 年 2 月以后投产的省内调度水电站，原则上按照该省的水电标杆上网电价执行；

2014 年 2 月以后投产的跨省区送电的水电站，按照落地省份燃煤发电标杆上网电价倒推执行。

风电及光伏：风电及光伏作为代表性的新能源电源，长期以来受政策扶持给予一定补贴电价，补贴金额即为超过当地煤电标杆电价部分，但补贴标准日益减少，两者逐步走向“平价时代”：

I 类资源区陆上风电 2009 年电价高达 0.51 元/千瓦时。2016 年开始，风电及光伏的电价补贴开始逐步脱退坡，并在 2019 年 5 月 21 日的《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882 号）中明确 2019、2020 两年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于项目所在资源区指导价。自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，2022 年及以后海上风电机组完成并网的，执行并网年份的指导价。光伏发电也呈现出跟风电类似的退坡和机制变动趋势。

核电电价：我国核电目前基本实行标杆电价，但由于技术迭代原因，目前有少量先进三代机组实行 “一厂一价”制度：

1. 2013 年 6 月 15 日，国家发改委下发《核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格[2013]1130 号），文件中“核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时 0.43 元”，同时规定“核电标杆上网电价高于机组所在地燃煤机组标杆上网电价的，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价”，即二代核电机组电价按照“核电 0.43 元/千瓦时标杆电价和当地火电电价孰低”的原则执行；

2. 文件中同时规定，承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高；

3. 2019 年伴随着三代核电机组陆续投产，“承担技术引进、自主创新的首台或首批核电示范工程“条件满足，国家按照”一厂一价”的方式核准广东台山核电电价 0.4350 元/千瓦时、浙江三门核电电价 0.4203 元/千瓦时、山东海阳核电电价 0.4151 元/千瓦时，试行价格从项目投产之日起至 2021 年底止。

民用农工商，分产业用电价格

对于用电侧的价格，在国家发改委的统一指导下，各省针对自身的实际情况，分不用的用电类型制定销售电价。以上海市 2021 年峰时段销售电价来看，居民电价和农业生产用电明显低于一般工商业和工业用电电价。而从供电成本来看，一般工商业和大工业用电的电压等级要高于农业和居民用电，其线路损耗和供电成本更低，但价格却高于农业和居民电价，这便是我国销售电价中存在的工商业对居民和农业的“交叉补贴”。

市场电价：“开放两头”、市场定价，管住中间、政府定价

市场电”与“计划电”最大的差异在于：“市场电”体系下发电侧与用户侧直接进行电价的协商谈判，电网只在其中只起到输送电力的作用；而“计划电”体系下，电网统购统销，输电成本不作单列，而是与购电成本共同组成了电网公司的营业成本。因此，在电力市场化改革中一项重大的工作，便是首先需要对输电成本进行单独的核定，即核准输配电价。通过输配电价的核定，从产业链的角度来看便可以将中间环节的利润管住，继而再放开发电侧和用电侧的“两端”，也就是所谓的“管住中间、放开两头”，而这也正是此轮“电改”的最终目标。

在 2015 年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕 9 号）印发后，《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711 号）也随后发布，文件对电网输电费用进行了核定，并在 2020 年进行了修订。定价原则是先核定电网企业输配电业务的准许收入，再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价。

此处我们同样以上海为例，可以发现输配电价同时区分用电类型，电价等级越高、输配电价越低：

待中间环节的输配电价确定后，电力市场上的供需双方便可以通过多种形式进行交易，市场化形成的发电侧市场电价和用户侧市场电价即可互相确定，电价等式也就变成：发电侧市场电价输配电价政府性基金=用户侧市场电价的关系。

2 “计划”与“市场”的矛盾和模糊，“十三五”负重前行

按照电力体制改革的设计，在市场化定价机制下，电价由供需双方交易决定，通过双边协商、集中竞价和挂牌交易独有的方式，最终确定市场化上网电价。但是，在实际执行的过程中，在“十三五”末期经济增长压力增大背景下，基于“减税降费”、降低实体经济负担、体现社会责任担当等因素，降低下游企业用电成本的措施接连推出。

不完全市场化，承担降价使命

在 2018 和 2019 年的降低电价举措中，均提到了扩大市场交易规模、通过市场机制降低用电成本，使得市场化电价一般要低于当地燃煤基准价或者市场化改革之初的标杆电价，“市场电”最终承担了相当一部分降低用户侧电价的重要使命。例如以广东来看，年度累计完成交易电量的电价相较标杆电价有明显折价，2017 年和 2018 年的折价幅度都超过了 6.5 分/千瓦时。

最终的结果是，火电标杆电价的确没有行政性下调，但降价金额中相当一部分来自于折价的市场电规模扩大，即便近年来火电市场化交易折价幅度有所改善，但快速提升的市场电占比完全对冲了价差收窄的影响，甚至进一步限制了火电电价中枢。

通过以下数据可以直观地感受到，市场化电量在全社会用电量中比重的持续提升：根据中电联数据披露，2020 年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 31663 亿千瓦时，同比增长 11.7%；其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为 24760 亿千瓦时，同比增长 13.7%，占全社会用电量比重为 32.9%，同比提高 2.8 个百分点。 2021 年 1-7 月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为 16402 亿千瓦时，同比增长 38%，占全社会用电量比重为 34.8%，同比提高 5.4 个百分点。

电力行业“发输配售用”五个环节瞬时完成，用电侧的市场化电量即发电侧的市场化电量，主要发电企业的市场化比例近年来也呈现出快速提升的趋势：华能国际市场化交易电量比例从 2017 年的 33.61%提升至 2020 年的 58.33%；华电国际市场化交易电量比例从 2017 年的 37.27%提升至 2020 年的 59.60%。

3 新环境下新要求，电价机制改革推进

完善分时电价机制，发挥价格调节作用

“十三五”以来，我国电源结构发生了明显的变化，随着煤电供给侧改革的推进和风电、光伏新增装机的快速提升，装机和电量结构中清洁能源的占比快速提升。

发电侧出力稳定性下降，短期暂时难以快速解决。能源和电力结构的转型与升级是必然的趋势，但新能源装机占比的快速增长也使得风电和光伏等电源容易受天气影响、稳定性欠佳的缺点更加凸显，发电侧的供电能力波动也随之明显加剧。同时，在当前的经营环境和技术成本下，无论是物理储能还是化学储能均难以在短时间内满足供电系统的需求，叠加现有系统的调峰能力有限，新能源出力的高波动性暂时难以得到有效的解决。

需求侧波动进一步提升，波峰愈发尖、波谷愈发深。在全社会用电的需求侧，随着经济结构的持续发展和升级，以及工业化进程和生活电气化水平的提升，叠加上近年来气候气温异常频发，我国全社会用电最高用电负荷持续上行，波峰波谷之间的负荷差持续拉大，用电侧波动性日益加剧。

在电力商品的生产侧与消费侧双向波动均大幅增加的背景下，电力供给与需求的负荷匹配难度成几何次方式地提升，电力供需平衡的“容错率”显著下降，一旦出现用电负荷的超预期提升或者部分电源的出力功率不足，就会容易产生电力供应缺口，从而导致有序用电。

2020 年年底以来，尤其是今年迎峰度夏期间，全国多地频发限电现象，各地方主管部门纷纷提出有序用电、压减行政单位和景观用电、控制空调使用等措施调控供需平衡，多年不见的限电现象再次频繁出现在讨论之中。截至 2021 年 7 月末，全国已经累计有 8 个省级电网出现不同程度的限电情况，主要集中在我国南部沿海地区以及内蒙古。

2021 年 7 月 29 日，国家发改委官方网站发布《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093 号），提出为了分发挥分时电价信号作用，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展，在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制。具体包括三个方面：

1、完善峰谷电价机制：科学划分峰谷时段，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰，将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷；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、建立尖峰电价机制：各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。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，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。强化尖峰电价、深谷电价机制与电力需求侧管理政策的衔接协同，充分挖掘需求侧调节能力。

3、健全季节性电价机制：日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，要进一步建立健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差；水电等可再生能源比重大的地方，要统筹考虑风光水多能互补因素，进一步建立健全丰枯电价机制，丰、枯时段应结合多年来水、风光出力特性等情况合理划分，电价浮动比例根据系统供需情况合理设置。鼓励北方地区研究制定季节性电采暖电价政策，通过适当拉长低谷时段、降低谷段电价等方式，推动进一步降低清洁取暖用电成本，有效保障居民冬季清洁取暖需求。

我们认为：分时电价机制的执行，在一定程度上起到了促进需求侧移峰填谷、缓解电力供需矛盾的作用，有望用电价取代当前行政或调度指令主导的错峰用电措施，引导用电侧自主调整用电节奏。

完善分时电价有望引导下游用电需求，储能将迎来更加清晰的商业模式。用户侧储能的削峰填谷收益包括两部分，一是谷电价储存、峰电价释放的价差收益，二是通过储能需量管理，减少企业的容量电价；若是第三方建设运营，还需考虑电价分成。

峰谷电价价差明显扩大，调峰煤电或有增量效益。虽然，目前这一政策主要针对用户侧产生影响，但我们认为在电价体制改革和电价市场化的推进下，用户侧峰谷电价价差的

拉大有望部分传递至发电侧，届时具备调峰能力的电源有望从中获益。在所有电源中，可以频发启停、增减功率的煤电具备明显的调峰优势，在不少海外发达国家中煤电也承担着主力调峰电源的职责，此处针对煤电调峰机组电价补贴的提升，对于补贴力度进行敏感性测算，可以发现煤电调峰的经济效益随补贴显著增加。

市场电价中枢上移，浮动限制多地取消

“煤电顶牛”再现，火电举步维艰。上一次的电价调升发生在 2017 年，旨在应对 2016 年末快速提升的煤炭价格。随后，2018-2019 年虽然煤价中枢略有下降，但煤电通过更高比例地参与市场交易承担了一定的让利使命。2020 年煤电联动机制正式作古，“基准浮动”电价机制登台，却也同时明确提出 2020 年暂不上浮，2020 年末至今的煤价上涨给火电企业带来了极大的经营压力，“煤电顶牛”再度出现。

在今年的特殊环境下，煤炭价格高位运行，仅在一季度冲高后略有回落，随后煤价持续攀升，煤电企业生产经营和现金流压力陡增。然而，在成本大幅抬升的同时，收入端的电价方面仍然相对固定，电力供需偏紧和燃料成本激增并未在价格方面得到体现。

电力和煤炭供需关系的变化在一定程度上会通过发电、购电双方的报价策略影响最终的市场成交电价。从广东和云南电力交易情况来看，月度交易价格或竞价价差的波动就体现了当地供需关系的变化，供需偏紧情况下电价同比提升。6 月份以来，广东、云南两省份月度交易电价维持了同比提升的趋势，其中广东省 9 月份集中竞价交易统一出清价差为 0 厘/千瓦时，实现 0 折价。

日度开展的高频率使得其相比月度交易而言更具及时反应供需关系变化的能力。从云南和广东的现货市场交易电价来看，供需偏紧之下云南省现货电价较上年同期有明显提升。而对广东现货交易而言供需紧张对电价的影响更为明显，今年 5 月中旬广东电力现货电价显著提升，并超过了当地煤电基准电价。除云南和广东以外，其他省份在现货市场试运行中也曾出现过现货电价走高并显著高于煤电电价的情况。根据中国能源报披露， 2020 年 12 月，甘肃省内用电与外送电负荷双增，当地现货价格频繁出现 0.5 元/千瓦时的上限价格，也直接导致了甘肃电力现货市场暂停。

8 月份开始，部分省市的煤电浮动机制的限制陆续“松绑”，同时还出现要求发用电双方就 2021 年已成交的交易电量价格进行重新协商的情况。目前已有内蒙、宁夏、上海等地放开电价不能上浮的限制，后续我们预计将会有更多省份跟进出台类似政策，在当前的供需环境和煤炭成本下电价中枢大概率上移，火电将逐步实现从“逆周期”属性到“公用事业”属性的转变。

蒙西：自 2021 年 8 月起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价（每千瓦时 0.2829 元）的基础上可以上浮不超过 10%（上限为每千瓦时 0.3112 元），2021 年已经成交的年度交易电量，经发电、用电企业协商一致，可以由交易双方报交易机构调整市场交易价格。

上海：因 2021 年电力供应偏紧、煤电燃料成本上涨，严格执行《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》文件规定，进一步完善“基准价上下浮动”电力市场价格形成机制，取消《2021 年上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易工作方案》中“暂不上浮”的规定。

宁夏：宁夏回族自治区发展和改革委员会发布《关于调整 2021 年电力直接交易有关事项的通知》，有序放开煤电企业优先发电计划。允许煤电交易价格上浮，煤电月度交易价格在基准价（0.2595 元/千瓦时）的基础上可以上浮不超过 10%，优先新能源企业与电力用户直接交易。执行期限为 2021 年 8-12 月。

因此综合来看，年初以来市场竞价电价方面已经表现出电价上涨的趋势，广东 9 月份竞价部分已经实现了 0 折价，多地市场月度竞价结果都呈现折价收窄、绝对价格提升的趋势，此外近期蒙西、宁夏、上海等地区放开煤电电价上浮限制、允许以基准电价为基础进行上浮，也有望带动火电公司电价提升，部分对冲高煤价带来的经营压力。从主要火电公司华能国际、华电国际来看，除了煤价的下降以外，电价的提升也能够提供非常显著的业绩弹性：

4 “碳中和”背景下，电价改革路在何方？

2021 年 5 月 18 日国家发改委已经发布《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，提出重点围绕助力“碳达峰、碳中和”目标实现，深入推进价格改革，完善价格调控机制。其中，电力方面明确要求持续深化电价改革，完善绿色电价政策：进一步完善省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程、增量配电网价格形成机制，加快理顺输配电价结构。持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。平稳推进销售电价改革，有序推动经营性电力用户进入电力市场，完善居民阶梯电价制度。

针对高耗能、高排放行业，完善差别电价、阶梯电价等绿色电价政策，强化与产业和环保政策的协同，加大实施力度，促进节能减碳。实施支持性电价政策，降低岸电使用服务费，推动长江经济带沿线港口全面使用岸电。

此外，国家发改委在答复网络留言时提出了下一步改革的落点和原则：按照进一步深化电价市场化改革要求，下一步要完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性，形成更加充分反映用电成本、供求关系和资源稀缺程度的居民电价机制。

居民阶梯电价改革迫在眉睫

我国居民用电价格在国际上处于绝对低位。据国家电网公布数据，2019 年我国平均销售电价为 0.618 元/千瓦时，与可获得数据的 35 个 OECD 国家相比，位列倒数第三位，约为各国平均水平的 60%。其中平均居民用电价格为 0.542 元/千瓦时，居 36 个国家（含中国）倒数第二位；平均工业电价 0.635 元/千瓦时，居 36 个国家（含中国）倒数第九位。与主要工业国美国相比，我国居民用电价格（0.542 元/千瓦时）远低于其居民电价水平（0.901 元/千瓦时），但是我国工业用电价格（0.635 元/千瓦时）却高于美国平均工业电价水平（0.472 元/千瓦时）。

大规模的交叉补贴是居民电价相对偏低的核心原因。我国居民电价长期低于工业电价， 36 个 OECD 国家（含中国）的平均居民电价为 1.338 元/千瓦时，比其平均工业电价（0.892 元/千瓦时）高 50%，而我国情况正好相反，居民电价比工业电价低 15%，这背后是我国工业用电长期对居民用电进行补贴。据国家电网公布数据，仅 2019 年我国通过工商业向居民用户进行补贴规模已经超过 2700 亿元。而实际上，工商业多为集中式供电，电压水平、电网利用率及负荷密度均远高于居民用电，也就意味着工商业供电成本要远低于居民，未来在“碳中和”背景下，电网侧及发电侧将会进行大量投资用于调峰，因此供电成本或将有所上升，而持续大量的工商业对居民的交叉补贴一定程度上影响我国制造业的成本竞争力，因此我国居民用电价格改革具备现实基础。

按照产业逻辑推演和海外国家经验，居民阶梯电价的改革或提升用户侧平均电价水平，而在输配电价暂无提升的预期背景下，用户侧平均电价水平的提升存在着未来可能将会传导改善发电侧长期承压的处境，公用事业属性的回归有助于估值体系的修复和重构。

容量电价政策或将出台

调峰需求日益显著增加，煤电成本不止显性煤耗。近年来，风电和光伏等清洁能源发电装机快速扩张，装机占比逐年增加，但此类电源具有间歇性、波动性、反调峰性以及预测精度和容量可信度低的特点，大幅增加了电力系统的等效负荷峰谷差，增大了系统调峰和调频的难度。在此背景下，社会、电网以及风光发电企业对火电机组加大调峰力度的呼声持续增加。但是，在煤电频繁参与调峰的过程中，运行参数频繁偏离设定值，将会导致供电煤耗上升，继而增加运行成本。特别是当深度调峰到 30%及以下负荷时，燃煤机组设备磨损和寿命损耗显著增加，实际成本远不止显性成本。此外，随着机组负荷频繁降低，利用小时也将持续减少，度电成本分摊的费用也就随之增加。

灵活性改造的进程缓慢，背后原因系经济账难算。由于我国由于长期以来没有发电侧容量电价这一政策，而以电量核算总费用无法体现出备用容量机组对于整个电网所带来的贡献，某种程度上损害了备用机组的效益，从而降低了备用机组为市场提供备用的积极性。根据我国“十三五”规划要求，“十三五”期间我国“三北”地区热电机组灵活性改造约 1.33 亿千瓦，纯凝机组改造约 8200 万千瓦。改造完成后 “三北”地区增加 4500 万千瓦。但从实际情况来看，“十三五”期间我国“三北”地区实际仅完成灵活性改造规模 8241 万千瓦，增加调峰能力 1510 万千瓦，实际完成情况远不及规划目标，其背后的原因便是通过灵活性改造从而参与调峰的经济性较差。

针对目前煤电调峰积极性不足的现状，我国各地已经开始陆续出台容量电价政策，旨在改善目前煤电调峰经济性有限、煤电改造积极性不佳的问题：

云南省：2020 年 1 月，云南省发改委发布关于公开征求《深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告，提出：

（1）完善辅助服务电价形成机制：通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行；

（2）研究建立容量补偿机制：针对省内燃煤机组利用小时严重偏低的实际，以及我省来水不确定性对火电企业发电产生的影响，由省发改委会同省能源局在 2020 年底前，研究建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

山东省：2020 年 4 月，山东省成为首个建立容量补偿电价机制的省份，发布《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》（征求意见稿），提出：

（1）山东容量市场运行前，参与电力现货市场的燃煤发电机组试行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为 0.0991 元/千瓦时（含税）；

（2）容量市场运行后，燃煤发电机组通过容量市场收回固定成本，容量补偿电价自动停止。

容量市场系国际标配，资产价值有待重估。其实在国际上，容量市场已成为众多成熟电力市场的“标配”，其中英国、美国 PJM 等采取配套容量市场机制，澳大利亚、美国德州采用纯能量市场稀缺定价机制，欧盟则建立了容量回收机制。随着市场化改革的深入推进、计划电量占比的逐渐下降，“碳中和”背景下我国的电力市场体系设计势必将考虑发电容量充裕性问题，容量资产的价值需要得到重估，以保证发电企业投资的合理收益，而当发电侧能够获得合理的投资收益后，辅助服务市场规模预计也将能进一步扩张。

电力现货交易全面推行箭在弦上

2017 年，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改能源[2017]1453 号），选择南方地区（以广东起步）、蒙西经济区、浙江省、山西省、山东省、福建省、四川省和甘肃省等 8 个地区作为电力现货市场作为电力现货第一批试点市场。2018-2019 年，8 个电力现货市场全部完成结算试运行。

前期政策文件铺垫充分，现货市场改革有望提速。2017 年以来，国家发改委陆续出台多个文件，对电力现货市场的运行机制及参与主体进行详细阐述。2020 年 5 月，国家能源局发布《关于公开征求《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》意见的公告》，其中提出加快电力现货市场，并且表示电力现货市场运行初期，风电、光伏发电、核电保障性收购电量按“保量保价”方式进行收购，超出保障性收购利用小时数的电量以“报量不报价”或“报量报价”方式参与市场，未核定保障性收购利用小时数的地区，在电力系统不具备条件实现清洁能源全额消纳时段，可灵活调整“保量保价”电量规模；水电按照国家相关规定签订的中长期消纳合同电量，通过约定电力交易曲线参与现货市场，实施保量消纳和差价合约结算，合同外电量自主参与市场。

对于风光可再生能源来说，建设电力现货市场是落实国家电力体制改革和能源战略转型的要求，电力现货交易机制将扫清新能源发展障碍。由于电力现货市场是一种短时和即时市场，能够实时兼容新能源发电的波动性、随机性的特点，有利于扩大新能源电力的消纳空间，保证了以风电、光伏为主的新能源电力在电力现货市场获得更多的交易份额。

对于传统火电来说，通过将电力现货市场与调峰、调频等辅助服务市场进行有机结合，在目前的调峰、调频市场机制下，火电承担了全电网的主要调峰任务，有助于增加火电的调峰收益。此外，从各国现货电价与原油价格相关性来看，现货市场和原油价格大致保持同向变动，因此我们认为电力现货市场的建立，可以有效传导火电成本端压力，火电行业长期成本端压力无法传导的窘境将会得到极大改善，从而利好火电业绩提升。

对于储能行业来说，在未来新能源装机迅速增加的背景下，现货电价的峰值大概率是出现在风光出力低谷且用电高峰时期，而现货电价的低点则主要出现在风光出力高峰而用电需求低谷时期，风光等新能源运营企业为应对电价波动特点，势必将通过加装储能设施来规避不利局面，因此现货市场的推行同样将利好储能市场的扩张。