电价调整对电力行业的影响「电力改革」

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前言：改革何去，电价何从？

2015 年 3 月 15 日，随着“电改 9 号文”发布，我国正式开启了第二轮电力体制改革。 随着 5 年的发展和推进，越来越多的电能开始走出计划、走向市场。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，煤电的定价机制 将主要由市场的方式去决定。那么，“市场化的方式”究竟是一种什么样的方式？没有 了政府的指导，市场化体系下的电价又会呈现出什么样的变化规律呢？

其实，电力的市场化改革并不是什么特别新鲜的事情。一方面，电力工业的先行者们在 第一轮电改（2002 年）之后就做过不同的尝试，这些改革有的激进、有的保守，一些 相对激进的改革虽然最终被叫停、但给我们后继者留下了宝贵的经验财富，一些保守的 改革持续保留了下来并成为今天电力市场不可或缺的一部分。另一方面，国外也有很多 成功和失败的案例，成熟的海外电力市场也是我们电力改革主要借鉴的对象。

在本篇报告中，我们将系统梳理我国电力市场化改革的发展历史，并通过对海外成熟电 力市场的数据进行研究，以期解密市场化环境下电价的变动规律，并借此对我国未来电 价的变化做出合理的展望。

我国电力市场的前世今生

电力市场化交易发展历程

电力市场化改革，主要是相对于一直以来所执行的偏计划体制而言所推进的体制框架优 化。长期以来，由于电力工业全方位贯穿民生经济，我国的电能生产、输送、配给、销 售都由国家主管部门把控、在偏向计划体制的框架下有序进行。客观地评价，在经济发 展的早期，计划体制下的电力工业具备在不发达时期实现快速发展的显著优势。然而， 伴随着我国宏观经济的快速发展以及电气工业化的全面加速推进，计划体制下的电能逐 渐显现出其价格不合理、分配不合理等多种弊端，越来越多的现象表明其已不再符合当 前我国电力工业发展的节奏和需要。因此，电力市场化改革的关键，便是让电能回归市 场进行有效竞争和交易，理清电能价格形成机制，还原电能的商品属性。

从时间发展和改革进程的维度上来看，我国电力市场的发展经历了大约四个时期：改革 前、试水期、蛰伏期、发展期。

从历史到今天

昙花一现的改革试点：东北区域电力市场

我国最早的电力市场化改革试点，实际上是东北区域的电力市场。1999 年，自原国家 经贸委选定在辽宁、吉林、黑龙江、上海、浙江、山东 6 省试点开始，东北区域电力市 场的建设就已经在整体规划和酝酿之中。

在国家电网公司、南方电网公司重组、五大发电集团改革完成的背景下，基于全国范围 内初步实现厂网分开的改革有利条件，2003 年 6 月 6 日原国家电监会下发《关于建立 东北区域电力市场的意见》(电监供电【2003】15 号)，正式确定我国区域电力市场试点 将率先在东北地区启动，并明确试点启动时间表：2003 年 10 月底完成市场试运行条件并进入模拟运行、次年即 2004 年 1 月正式进入运行。东北区域电力市场的改革试点， 表明围绕建立全国统一电力市场为目标所进行的区域电力市场实现竞价上网的改革正 式拉开帷幕。

选择东北区域电网作为改革试点，与东北区域电网形成的历史和特点密切相关：1、改 革开放以来，我国实行集资办电等政策，相继出现了一批独立发电企业，尤其是 2002 年底国网、南方和五大发电集团的成立，在全国范围内基本实现“厂网分离”，区域范 围内基本实现市场份额相对均衡的发电竞争格局；2、东北电网是我国最早形成的跨省 统一电网，长期实行统一规划、统一建设、统一调度、统一核算和统一管理，当时已基 本形成了较为完善的跨省主网架；3、东北三省综合销售电价水平比较接近，同时经济 发展步伐在当时也颇为接近，有利于新电价机制的形成；4、“厂网分开、竞价上网”试 点自 1999 年便已经开始，为建设东北区域电力市场积累了一定的经验；5、东三省电源 结构、负荷特性、调峰能力等存在着互补性，具有优化调度的潜力；6、东北地区电力 供需环境相对宽松，有必要也有利于引入竞争机制。

虽然最终从结果来看，东北区域电力市场从 2003 年开始建设、直至 2006 年终止仅持 续短短不到 4 年的时光，可谓昙花一现。但是，在这短暂的 4 年里面，东北区域电力市 场为我国电力市场化改革积累了宝贵的经验。

东北区域电力市场，从覆盖面积来看相比最终的电改目标可谓“麻雀虽小”，但从建设 理念方面来看实则“五脏俱全”。东北区域电力市场虽然执行于我国电力体制改革的初 期，但是其建设理念即使放在今天来看也非常先进：1、试点直接以集中竞价交易为竞价方式，跳过了双（多）边协商交易的场外市场模式，而且直接开放了日前市场和实时 市场；2、试点从模拟阶段开始就开放全电量参与市场，不设交易规模限制；3、试点在 电价的形成机制方面，模拟运行采用单一制电价，试运行期间采用两部制电价。

东北区域电力市场的试点开启了改革的进程，其失败经验成为了后续试点的“过河石”。 东北区域电力市场虽然以失败告终，但积攒下来的经验极其宝贵，之后的其他试点均有 所借鉴，以保证风险可控：1、此后的试点以双边、多边协商交易为起点开展交易，而 非集中竞价；2、此后的试点以锁定销售电价和上网电价之间的价差（输配电价）为前 提；3、此后的试点会在初期对于市场竞争的电量规模进行控制，而非直接放开所有电 量；4、此后的试点主要以省为单位开展，跨省跨区域的交易相对较少。

竞价交易的另一种尝试：大用户直供电

2004 年 3 月 29 日，原国家电监会、国家发展改革委联合下发《电力用户向发电企业直 接购电试点暂行办法》（电监输电【2004】17 号），提出在具备条件的地区开展较高电 压等级或较大用电量的电力用户向发电企业直接购电的试点。所谓大用户直供电，即发 电企业直接向用电大户提供电力，这类用户一般指代用电消耗较大的工业企业，不过随 着大用户直供电模式的发展，关于大用户用电规模的界定标准也在持续放宽。之所以称 之为直供电，是因为有别于此前电网统一收购发电企业所生产的电能、再转销给下游大 用户的商业模式，改为由发电企业与电能消耗大用户直接协商供电。至此，大用户直购 电试点开始起步，中间虽有一定程度的低谷期，但是大用户直供电的试点一直持续到现 在。

大用户直购电推出的背景具有其特殊性，当时电力市场化改革试点在东北区域市场失利， 同时 2004 年第一次“电荒”的出现标志着我国电力供需由宽松转向紧张，而此时的电 煤价格又出现持续的上涨。在这种恶劣的电力工业运行环境下，大用户直购电的推出是 电力市场化改革的一种大胆尝试，但同时不可否认地也存在不少的缺陷和问题。

首先，大用户直购电的优点显而易见：1、采取协议方式定价，协议双方可以完全根据 自身经营情况进行协调；2、电网仅收取输电费用，更加符合其自身定位以及电力体制 改革目标；3、协议定价机制下，大用户实际用电成本得到有效降低；4、大用户直购电 提前锁定电量消纳，有利于发电企业生产经营。

然而，大用户直购电同样存在一些制约：1、在协议定价机制下，价格发现的能力一定 程度上有所缺失；2、大用户直购电电价固定，无法反映需求峰谷的差异；3、难以展开 实时的安全校核；4、发用电侧无法做到完全的实时同步。

场外交易向场内市场过渡：交易中心平台出现

截至目前，我国已揭牌 34 个省级以上的电力交易中心，其中跨省级电力交易中心 2 个， 省级电力交易中心 32 个，除北京电力交易中心和广州电力交易中心属于跨区域交易中 心外，其余电力交易中心均为省级电力交易中心。各省级电力交易中心交易品种以双边 协商、集中竞价为主，但不同省份的电力交易中心略有区别。

电改 9 号文——市场化改革全面加速

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、售电侧改革试点三种。在电改 9 号文中，提出 建立相对独立的电力交易机构，全国电力市场建设开始启动。

电力市场带来的变化

电力市场将为电力工业带来诸多变化，整体而言其将改变电力产业链的职能分配。在电 力工业运行中存在着四大环节，即发电、输电、配电和售电。在电力体制改革之前，电 力工业的运行主体为电力部，即便后来重新成立了新的国家电力公司，发输配售仍在计 划体制内一体化运作。第一次电力体制改革后，“厂网分离”正式完成，发电端与输配 售端实现脱钩，日后构成上市公司主体的独立发电公司走上历史舞台。而在新一轮电改 中，按照现有的改革思路和框架，售电端将逐步从此前的输配售一体化运作机制中剥离 并向完全竞争过渡，而电网公司仅留下具备自然垄断特性的输电和配电职能。

电力市场运行后的上网侧

在电力市场运行后，上网侧的电价将会有着根本上的差异。上网电价是指电网购买发电 企业的电力和电量，在发电企业接入主网架那一点的计量价格。上网电价由电网向发电 企业支付，是发电企业的营收和利润核心组成部分。计划电和市场电的上网电价有所不 同：在偏计划框架下的电力工业运行中，电价系由发改委核定的标杆电价，而当电力市 场开始运行之后，市场电价将交由市场交易决定。

电力市场运行后的输配侧

长期以来，电网公司备受诟病的一点便是其受益于我国电价定价机制而享有超额的收益 回报，究其原因在于：在偏计划的体制框架下，下游终端的“销售电价”和前端生产的 “上网电价”均由发改委核准确定，而直接影响电网公司收益的“输配电价”概念是由 核定的“销售电价”与“上网电价”相减，其确定的方式与电网公司的运营成本无关。

不同电源的“上网电价”并不相同，燃煤标杆电价一直以来是大多数电源的定价基准。除燃煤发电本身适用于燃煤标杆电价外，风电、光伏等可再生能源剔除财政补贴外同样 以标杆电价作为参考标准，核电在自身标杆电价出台之前也适用于燃煤标杆电价，而只 有水电电价自始至终都相对偏低。毫无疑问，由于销售电价相同、且电能属于同质化商 品，因此如果电网公司能够大量收购低价的水电，那么其购电成本便会显著降低，也就 可以获得高额的收益。

这一现象的存在与长久以来我国输配电价的定价机制不合理密切相关，因此在 2015 年 的电力体制改革总纲“电改 9 号文”中明确提出“单独核定输配电价，逐步过渡到按“准 许成本加合理收益”原则”，也就是通俗意义所讲的“管住中间、放开两头”。

输配电价改革是电力市场化改革的基础，主要原因系输配电价是联系上网电价与销售电 价的桥梁。在早期的东北区域电力市场试点中，保持销售电价不变而输配电价浮动，导 致电网公司亏损故试点提前终止；在过渡期的电力市场试点中，例如双边协商交易、广 东省集中竞价交易等，便是在输配电价尚未核准的时期维持偏计划体制下的输配电价不 变；而当输配电价完全核准之后，电网公司在电力市场交易上的职能将被最终固化，在 受监管的情况下获取准许收益，换而言之电网公司成为收取“过网费”的“高速公路”。

综合对比来看，在电力体制改革之前，电网公司通过收取上网电价和销售电价的“购销 差价”来获取收益；而在电力体制改革完成后，电网公司将按照“准许成本加合理收益” 原则下确定的输配电价以“过网费”的形式形成利润。

目前输配电价改革已经基本完成，电力市场化改革基础夯实。自 2014 年 12 月输配电 价改革首先在深圳电网和蒙西电网“破冰”以来，在 2015 年到 2018 年间相关部门建 立了一套科学独立的输配电价定价机制，并完成了全国 31 个省和区域的电网输配电价 核定。2018 年，在李克强总理“一般工商业电价降低 10%”的号召下，全国输配电价 在完成核准之后首度下调。

2018 年 2 月，国家发改委印发《关于核定区域电网 2018—2019 年输电价格的通知》， 通知中规定了华北、华东、华中、东北、西北区域电网首个监管周期（2018 年 1 月 1 日—2019 年 12 月 31 日）两部制输电价格水平。2018 年 8 月，发改委印发《关于核定 部分跨省跨区专项工程输电价格有关问题的通知》，调整灵宝直流等 21 个跨省跨区专项 工程输电价格，至此我国输配电价改革基本完成。

2019 年，自李克强总理在作 2019 年政府工作报告时再度提出“一般工商业平均电价再 降低 10%”的目标后，全国输配电价迎来二次下调。

电力市场运行后的售电侧

在电力体制改革的框架设计中，发电企业所发电能将通过市场交易的方式，把电能直接 销售给下游大用户或售电公司。而对于告别售电职能的电网公司而言，仅需要配合交易 完成输配电服务，在此过程中收取核准的输配电价即“过网费”赚取收益。在财务处理 中，电网公司的营业收入不再是销售电价，而是核准的输配电价，购电成本将不复存在。

换而言之，电网公司将不再是电能的“经销商”，而是提供输配电服务和电费结算服务 的“服务商”。目前，电费的结算仍由电网公司负责完成，即电费仍由电力用户和售电 公司支付给电网公司，之后电网公司再向发电企业支付上网电价。从现金流的角度来看， 虽然现金流的流程未发生改变，但其实质上的性质已经发生根本变化。

在市场化定价机制下，电价将由交易而非核准决定。通过双边协商、集中竞价和挂牌交 易等独有的方式，在电力市场中上网电价不再依附于之前的核准制，而是完全交由市场 行为确定。市场化上网电价加上当地核准的输配电价以及应缴纳的政府性基金和附加费 用，最终形成电力用户需要支付的市场化电费总额。

在售电侧改革的前沿广东省，售电公司被首次引入参与市场竞争。广东省于 2014 年初 开始进行发电企业与电力用户集中竞价交易，并于 2017 年 3 月首次引入售电公司作为 新的购电主体。售电公司的加入，为其他未能进入电力市场的企业提供了间接参与的机 会：企业可以与售电公司签订长期供电合同，由售电公司向企业降价供电；而售电公司 则参与售电市场竞标，通过中标电量满足客户用电需求，并以贸易商的身份赚取上下游 电价差价。

电力体制改革实例——广东省

根据中发 9 号文精神，2017 年 1 月南方能监局联合广东省经信委、发改委联合印发《广 东电力市场交易基本规则（试行）》和《广东电力市场监管实施办法（试行）》，通过文 件明确了市场交易的参与主体、交易方式、价格机制等。

在广东省电力批发交易中，年度交易流程下交易品种按照年度双边协商、合同电量转让、 月度集中竞价依次进行。

2018 年 8 月 30 日，南方能监局会同广东经信委、发改委联合发布了《关于征求南方（以 广东起步）电力现货市场系列规则意见的通知》，拟增加挂牌交易、电力现货交易及调 频服务交易，原合同电量转让交易更名为基数合约交易。

挂牌交易方面，通过在交易系统集中组织开展，由市场主体通过交易系统进行挂牌、摘 牌操作形成交易结果，开展频率为周度。

现货交易方面，目前计划日前电力交易采用发电侧报量报价，用电侧报量不报价的组织 模式，采用全电量申报、集中出清的交易方式，市场主体为发电企业、电力大用户及售 电公司，待市场成熟后拟采用发电侧报量报价，用电侧报量报价的组织模式。

调频服务方面，交易市场主体为调频服务提供者（电力企业、独立第三方辅助服务商） 及调频费用缴纳者（电网企业、自备电厂等），交易需通过广东电力交易系统申报进行。

2018 年，广东省市场直接交易电量规模突破 1700 亿千瓦时。近年来，广东省电力市场 直接交易规模逐步提升，2014-2018 年直接交易电量规模分别为 155 亿千瓦时、227 亿 千瓦时、440 亿千瓦时、1157 亿千瓦时和 1705 亿千瓦时，增速分别达到 549.35%、 46.45%、93.74%、163.10%和 47.36%。2018 年 10 月，广东省经信委下发《关于 2019年广东电力市场年度交易安排的通知》，提出“2019 年广东电力市场交易规模约为 2000 亿千瓦时，约占广东全社会用电量的 30%，约占省内发电量的 46%。其中，年度双边 协商交易规模为 1200 亿千瓦时，年度集中交易规模为 200 亿千瓦时”。

由于初期市场意识的薄弱，用户对于电价降低幅度的预期并不强烈，一般用户与售电公 司签署的购电协议降价幅度较小，通常在 0.01-0.03 元左右。然而供给方让利幅度较大， 初始成交价格逼近地板价，售电公司购电成本逐月下降，收入端受购电协议保障较为稳 定，利润空间较大。此后，随着广东省修改交易规则，发电企业竞价更为小心，让利幅 度缩小，售电公司逐步走向“薄利多销”。

海外电力市场是如何建成的？

发达国家电力市场化进程：过程各异，殊途同归

美国电力市场化进程

美国主要通过一系列法案的颁布和实施为标志进行电力市场化改革。

1978 年，公用事业管制政策法（PURPA）出台，允许企业建立电厂并出售电力给地方 公用事业公司。1992 年，能源政策法案（Energy Policy Act）出台，允许私人投资进入 电网环节，但仅限于数量大的买方和卖方，而不允许个人消费者进入，并要求在电力批 发市场引入竞争。1996 年，联邦能源管制委员会（FERC）要求开放电力批发市场，要 求将发电、输电、配电、供电分开，建立开放的电力批发市场及零售市场。1999 年， FERC 发布了 2000 号法令，建议所有电力公司自愿加入区域输电组织（RTO)，以建立 区域电力市场。2002 年 7 月，FERC 提出了标准化电力市场设计（SMD），开放准入输 电价格，推动全国输电服务和批发电能市场的统一标准。

美国电力工业以州管理为主，具体的电力改革方案由各州结合实际情况自行确定。因此 在美国的电力市场化过程中各州根据自身情况采取了不同的改革举措，其中 PJM 模式 是较为成功的典型模式之一。

PJM始于 1927 年，由三家公用事业公司通过相互连接以共享发电资源来提高收益及效 率，构成了世界上第一个持续的电力池。1993-1997 年，PJM逐步演变成为独立组织管 理电力池，随后开放非公用事业成员加入，并选举了独立的管理委员会。1997 年，PJM 开通第一个基于投标的能源市场，FERC 批准 PJM 作为美国第一家功能全面的独立系 统运营商（ISO）。 2002 年 PJM 成为美国第一个全面运作的 RTO，随后 PJM将众多公 用传输网集成到其运营中。

PJM 模式主要内容为，PJM 市场主要由电能市场、容量市场和电力金融市场构成。电 能市场主要分为双边交易市场（日前和中长期交易）和现货集中交易市场（日前和实时 现货交易）两种形式；容量市场为容量信用提供交易平台，即按日和月的维度在市场中 提供各发电主体可用的发电能力。PJM模式在发电侧和售电侧实行市场化竞争，电价以 拍卖竞价方式由市场机制形成；输电领域公用化垄断经营，输电领域电价由政府控制。 除环保管制外，发电侧基本无进入障碍，输电领域仍实行严格政府管制，配电侧常采取 许可或特许经营方式，各州通常会对零售价格进行限制性的管制措施。

英国电力市场化进程

电力市场化改革前，英国由国有的中央发电局统管英格兰和威尔士的发、输、配电业务， 实行垄断经营，下属 12 个地方电力局，按照区域划分实行属地化供电。

第一阶段改革始于 1989 年，这一阶段主要成果为建立了竞争性电力库模式（Pool）。 《Electricity Act 1989》对原有发电局资产进行拆分重组，发电企业被拆分为 3 家发电 公司和输电公司，电力输出超过 5 万千瓦的电厂须通过电力库竞价上网，供电公司、批 发商、零售商均须通过电力库来购买电力，允许电力用户自由选择供电商。在此过程中， 监管部门确定输电价，批发零售电价由市场决定。

第二阶段改革始于 2000 年，这一阶段主要成果为建立新电力交易协议模式（NETA， new electricity trading arrangements）。由于电力库存在定价机制不合理、市场操纵力 等问题，英国 2000 年批准新的公共事业法，决定在英格兰和威尔士地区以新的 NETA 模式取代 Pool 模式，2001 年 NETA 方案出台：发电企业与电力用户可自行确定电量和 电价，输电公司不再是电力的唯一购买者；同时将发、输、配、售４个环节独立开来， 统一调度，价格清晰，监管明确。

第三阶段改革始于 2005 年，这一阶段主要成果为建立英国电力交易与输送模式 （BETTA）。从 2005 年 4 月开始，英国政府决定将 NETA 模式推广到苏格兰地区乃至 全国，称 BETTA 计划，在全国范围内建立统一的竞争性电力市场，统一电力贸易、平 衡和结算系统，实现全国电力系统的统一运营。

为了应对节能减排的挑战，英国开启了以低碳为核心的新一轮电力改革。2011 年 7 月， 英国能源部正式发布了《电力市场化改革白皮书（2011）》（Planning our electric future: a white paper for secure, affordable and low-carbon energy），主要内容包括针对低碳 电源引入固定电价和差价合同相结合的机制、对新建机组建立碳排放性能标准、构建容 量机制等。

日本电力市场化进程

1995 年之前，日本电力行业由十大电力公司垄断，电力公司没有降低电费的动力，电 价绝对水平普遍高于欧美国家。为改革弊端，日本展开了五轮的电力市场化改革。

1995 年开始第一轮电力市场化改革，放开发电侧竞争，允许独立发电商进入市场参与 电力批发业务，但独立发电商所发电只能趸售给区域具有独占特性、发输配售垂直一体 化的通用电力公共事业公司。

1999 年开始第二轮电力市场化改革：1）有条件放开部分电力零售侧；2）重新修订电 价制度； 3）放开 20KV 大型工厂用户，对签约电力在 2000kW 以上的大用户解除限制， 允许其参与一直由电力公司垄断的售电业务。

2003 年开始第三轮电力市场化改革，增加了用户选择电力供应商的权力。2003 年成立 趸售电力的日本电力交易所，2004-2005 年 500kW 以上和 50kW 以上高压用户实现了 售电市场化。设立电力系统利用协议会(ESCJ)，负责电力系统运用规则、处理纷争等。

2008 年开始第四轮电力市场化改革：1）建立针对不同电力供应商的调度机制，保证电 网的公平接入；2）建立促进电源发展的体制机制；3）在电力交易与配售机制引入环保 机制。考虑扩大售电市场范围不利于居民用户，推迟全面放开电力零售市场的改革。

2013 年，日本开始新一轮电力市场化改革，本次改革进程分为三个阶段，第一阶段（2015 年），建立电力广域运营推进机关，统筹全国各电力公司调度；第二阶段（2016 年）， 引入发电、零售、输电和配电网络的许可证制度，实现发电企业的自由化和零售业务自 由化。第三阶段（2018-2020 年），电网和发电环节实现法律分离，消除零售电价管制， 由市场决定价格，并在输配电网络部门建立实时市场，维持电力供应供需平衡。

开放市场下现货电价与什么因素有关？

以美国、英国、日本电力现货市场交易情况来看，我们发现三个国家现货市场电价与本 国 CPI 同比增速、国际原油价格存在较强的相关性。

 现货电价与 CPI：虽然 CPI 的编制包含了电价的变动，但由于 CPI 的考量因素众 多，电价权重不高，因此对比现货电价与 CPI 的变化仍具一定意义。从历史趋势 来看，美国和日本现货电价与 CPI 同比增速的相关性较强，反映为在 CPI 上涨的 多数时期，现货电价也有明显的提升。英国现货电价与 CPI 增速的相关性相对较 弱，主因或系受英国脱欧和苏格兰脱英独立时间影响，英国国内 CPI 持续上涨。

 现货电价与原油价格：相比现货电价和 CPI 的相关性而言，现货电价与原油价格 的关联性更强。从历史趋势看，现货电价和原油价格大致保持同向变动，其中尤 以日本现货电价与原油价格的走势更为契合，其中 2010-2011 年原油价格持续上 涨而美国现货电价较为平稳，主因或系页岩气库存增加推动下，美国天然气市场 供过于求，成为较为廉价的能源类型，替代效应影响下现货电价未随原油价格上 涨而提升。

从欧美现货电价与 CPI 和原油价格的关系推断，现货电价或主要与以下两方面因素有关：

 宏观环境与电力供需：现货电价与 CPI 同比存在一定相关性，而 CPI 的同比变动 则是宏观经济的一个反映指标。此外，对于美国、英国、日本，原油价格的变动 与国内经济运行情况也存在密切关联。电力作为一种商品，在竞争完全、管制宽 松的市场中，在宏观环境变化将导致电力供需变化，进一步影响现货电价，反映 为现货电价与工业产值同比增速之前同样存在较高的相关性。

 原油价格：在美国、日本、英国的发电结构中，除清洁能源以外的化石燃料发电 均以油、气发电为主。油气燃料价格与国际原油价格高度相关，在成熟的电力现 货交易市场上，成本端的变化能够顺利地传导到收入端的电价上，反映为现货电 价与原油价格保持同向变动。

对我国未来电力市场及电价走向的一点思考

现状：电力市场以火电为主

基于我国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋，长期以来火电是我国保障电力供应和电力 安全的主力电源。从区域分布看，火电机组主要分布在我国经济较为发达和煤炭供给充 足的省份，如山东、江苏、广东、内蒙古和山西等省份。从总量看，截至 2019 年底， 全国火力发电装机容量为 11.91 亿千瓦，占比为 59.2%；2019 年火电机组发电量为 50450 亿千瓦时，占比为 68.9%。

考虑到全年数据更具参考性，即使中电联披露的电力市场交易具体数据截至 2019Q1， 我们此处仍选取 2018 年度数据作为参照。2018 年大型发电集团1煤电市场交易电量为 10459 亿千瓦时，煤电上网电量市场化率为 42.8%；同期，水电、风电、光伏发电和核 电上网电量的市场化率分别为 31.9%、21.4%、26.6%和 24.8%，均低于煤电市场化率。 整体来看火电市场化比例居于绝对高位，我国目前的市场化进程以火电的市场化为主。

2018 年大型发电集团煤电上网电量市场化率超过 40%的省区共有 18 个，其中，广西 煤电市场化率达到 98%，甘肃、广东、江苏、青海、蒙西、辽宁、河南和陕西 8 个省 区煤电市场化率超过 50%，湖南、贵州、重庆等 9 个省区的煤电市场化率超过 40%。

根据中电联数据，2018 年大型发电集团水电市场化率为 31.9%，而 2018 年全国水电发 电量为 12329 亿千瓦时，粗略估算出 2018 年全国水电市场交易电量为 3933.04 亿千瓦 时。根据四川、云南电力市场 2018 年度报告数据，四川和云南水电成交电量分别为 1579.84亿千瓦时和697.9亿千瓦时，分别占四川和云南电力市场成交总电量比重75.33% 和 66.76%，计算得出四川和云南水电合计交易电量占我们预测的 2018 年全国水电市 场总交易电量比重为 57.91%，据此推测目前我国水电市场化交易主要集中在水电装机 集中的西南地区如四川、云南等省。

新能源市场化比例方面，西北、西南地区省份由于其新能源装机比例较大，叠加目前我 国主要特高压线路的输出端集中在西北、西南地区，风电、光伏电量参与市场化交易的 比例相对其他省份较高。以 2018 年数据为例，青海的风电发电量市场化交易比例最高 为 68.9%，云南的光伏发电量市场化交易比例最高为 83.3%。

短期：电价仍存一定下行压力

随着我国经济发展进入新常态，而煤电产能继续快速增长，光伏、风电、核电等装机利 用小时数持续下降，出现了弃光、弃风和弃核现象。2015 年也就是我国开始第二轮电 改的年份，是 2009 年以来我国火电机组投产最多的一年，也是核电投产规模创年度新 高的一年。在全国电力供过于求的情况下，为了增加设备利用小时以提高电企的经济收 入，不同发电企业在电力市场中展开激烈的角逐，试图争取到更多的用电市场。此外， 电力市场化改革伊始，各电企的发电量仍以计划电量为主，市场化电量占比较低，因此 为保证利用小时，各电厂愿意报出相当低的价格来抢占市场份额。

随着电力市场交易的“偏差考核”等机制的不断完善、市场化比例的持续扩大，叠加煤 炭价格在 2016-2018 年持续上涨，火电企业经营环境有所恶化、亏损面逐步蔓延，因此 发电企业报地板价来抢占发电份额的策略逐步被摒弃，市场交易双方在逐步完善的规则 之下趋于理性， 2017Q1-2019Q1 我国大型发电集团煤电市场化交易电价呈现上升趋势。

以走在我国新一轮电力体制改革前列的广东省为例，自从月度电量集中竞价开展以来， 2017 年 2 月、3 月广东电力竞价接连报出-0.1455 元/千瓦时和-0.18945 元/千瓦时的统 一出清价差，可以看出为了争夺电量，电力供应侧的降价幅度已近极限。随着火电行业 整体经营压力陡增，在利用小时减少、煤价上涨等因素影响下，广东省内许多性能指标较高的机组处于停备状态，可运行机组亦无法保证应有的收益水平，集中竞价的惨烈竞 争更加剧了供需矛盾。随着交易规则的调整，各个市场主体的地位逐渐趋于合理，电力 需求侧拉低最终成交价格的成本有所上升，不能再用少量电量试探边际价差，电力供应 侧的利益间接得到保护，竞争趋缓的态势也在 4 月竞价结果得以体现。2017 年下半年 以来，广东省电力市场交易结算价差呈现逐步收窄的趋势，交易逐步趋于理性。

2019年8月，国家发展改革委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》， 提出除城乡居民生活用电、公共服务及管理组织、农林牧渔等行业电力用户以及电力生 产所必需的厂用电和线损之外，其他大工业和一般工商业电力用户原则上均属于经营性 电力用户范畴，均应该全面放开。短期来看，我国市场化比例仍存在提升空间，尽管电 力改革推进之下我国电力市场交易已逐步趋于理性，竞价部分折价幅度或将收窄。但在 当期电力需求偏宽松、煤价缺乏上行支撑力的趋势短期内无法改变的情况下，且在公共 卫生事件的影响下，经济的内生性增长动力仍然不足，电企将或多或少受到为下游用电 企业让利的压力，电价或存在一定下行空间。

中期：同台竞价，同等价格

来自国外的经验

（1）北欧电力市场：

挪威雨量充沛、水利资源丰富，是世界上水电比重最高的国家，2010-2018 年挪威水电 发电量占总发电量比重维持在在 94%以上，基本为纯水电系统。瑞典发电量结构中，水 电与核电基本各占一半。

但挪威、瑞典的水电资源主要集中在北部，火电与核电主要在南部，电源结构的差异是 北欧电网互联进而形成电力市场的主要原因。在北欧电力市场中，水电是与其它类型电 源采用的是相同规则。在丰水期，北欧北部地区大量成本较低的富余水电凭借价格优势 流入南部地区；在枯水季节，南部火电流入北部地区。由于水电比重较大且水库来水变 化，北欧电厂市场中的实时电价明显呈季节性特点，水电在电力市场中的资源配置优势 较为明显。

（2）加拿大电力市场：

加拿大水电在国内处于主导地位，且大型水电站较多，其水库具有一定的调节能力，水 电站之间有一定互补调节能力，因此加拿大电力市场中并没有对水电有特别的规则，水 电与火电公平竞争，某一水电站上网电量的波动可以由其它水电和火电共同承担，富余 的水电还经常进入美国 PJM市场。

从发达国家的电力市场的经验可以看出，在水电占有一定比例的电力市场中，各国都将 水电与火电一起纳入到市场参与竞争，且在水电比重较高的北欧和加拿大电力市场，市 场规则中并没有为水电设立特别的规定，水电与火电地位平等、自由竞争。随着我国电 力市场改革的推进，同等电力商品实现无任何附加条件地同等竞价值得期待。

电改的最终目标为还原电力的商品属性

《电力法》要求“上网电价实行同网同质同价”，国务院 2003 年批准的《电价改革方案》 提出将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价，发电、售电价格由 市场竞争形成。因此，电力作为同一种商品，在市场里的价格自然就会是相同的，当然， 风电、光伏发电等新能源在一定发展阶段尚需要政府在市场价格的基础上给予政策扶持。

我国电力体制改革的最终目标即为“还原电力的商品属性”。作为不同表现形式的同一 种商品，无论是水电、火电，还是新能源电量，未来必将在同台竞价的情况下实现同价， 因为各种不同的发电方式所产生的电力是同样的商品，给消费者带来的效用相同，所以价格绑定是相同的。尽管电力具有“产供用”三个环节在同一瞬间发生的特点，但并不 改变电力这种商品对于消费者的效用相同、其市场价格相同的规律。正是基于这个规律， 英、澳、美、欧盟等已经建立了发达的电力市场，部分甚至已经取消电网企业，代之以 全部电量都由发电商与用电户或配电商签订各类购电合同、自行商定电价的高级阶段。 经营输电网络的企业只做传输电力业务，终于使电力变成一种高度市场化的普通商品。

根据以上分析，以商品效用同一性为基础的“水火同价”理念及其所倡导的电力价格市 场化形成机制才能最终还原电力的商品属性，对标火电标杆电价来看，目前相对较低水 电电价未来存在提升空间。

从 LCOE 的角度来看，目前煤电成本相对较高的云南地区光伏 LCOE 成本已经低于火 电，略高于水电的 LCOE 成本，吉林、青海等地光伏 LCOE 成本已接近煤电。

对于风电，整体而言成本低于光伏，在新的指导电价下，上网电价相对较高的Ⅳ类资源 收益率及成本优势更为明显，其中四川、云南、上海、广西风电项目 LCOE 成本已经低 于火电。

目前分布式光伏已到平价边界，部分地区亦逐步开始建设平价项目，后续随着各环节成 本的进一步下降，行业有望迎来全面平价时代。对于部分风资源较好的一类地区，不考 虑限电，发电小时数可以达到 3000 小时以上。在基本不考虑补贴的情况下，成本水平 在 6.5 元/W 的左右，经我们测算，发电小时数达到 2600 小时以上，收益率即可达到 10%以上。因此，目前对于部分风资源好的一类地区，已经基本实现用户侧平价发电。

国家发改委在《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》中提出，积极推进风 电、光伏发电无补贴平价上网工作，对平价上网项目和低价上网项目，要将全部电量纳 入优先发电计划予以保障，在同等条件下优先上网。随着新能源逐步实现平价上网和新 一轮电力体制改革向纵深推进，电力市场以及跨区现货交易、辅助服务市场以及增量电 力市场的有序建立和运作，新能源电力企业将摆脱以往能源体制限制，主动积极地在电 力市场中平等地参与竞争，市场化比例将进一步提升。

长期：供需为标，成本传导

从美、英、日的历史经验来看，电力市场改革步入后期以后，现货电价主要挂钩的因素 是宏观经济影响下的电力供需与燃料价格。

远期来看，随着经济发展趋于平稳，新增发电装机建设预计将趋于理性，电力供给侧的 变动对电力供需的影响或将趋弱，在此情形下，宏观经济波动影响下的用电需求或将成 为影响电力供需关系的主要因素。因此，宏观经济影响下的用电需求，预计将成为影响 我国长期电价的主要因素。

此外，如前所述，在成熟的电力现货交易市场上，成本端的变化能够顺利地传导到收入 端的电价上，反映为美国、英国、日本现货电价与原油价格存在趋同的变动轨迹。但是 我们认为，影响我国长期电价的因素是煤价而非油价：

其一：考虑到我国的富煤贫油少气的资源禀赋，即便能源转型下可再生能源占比持续提 升，但煤电预计仍是化石燃料发电的主体，将在长期的电量结构中占据一席之地，油气 发电占比较低。

其二：从我国历史煤价和国际原油价格之前的走势来看，两者存在较为明显的相关性， 但两者之间的直接关联较低，更多的是间接的影响。虽然煤炭与石油存在一定的能源替 代关系，但由于同等发热量情况下煤炭经济性优于油气，因此替代效应较为有限。但是 需要注意的是，原油价格是全球经济运行情况的反映指标，全球经济的波动也会对国内 经济产生一定影响，进一步通过煤炭需求对我国煤价产生一定的影响。此外，从我国现 实情况看，煤炭价格还会受到产业政策等因素的影响。总体来说，我国的煤炭价格更多 的是受到国内供需和产业政策影响。

投资参考

当前时点，我们认为具有一定逆周期性和投资防御性的公用事业板块有望走出稳健行情。 在疫情彻底消除前，各地生产复工节奏仍将有所分化，叠加企业资产分布的地域差异， 结构性行情将会在未来相当长的时间内持续存在。当前煤价中枢支撑进一步弱化，火电 行业及公司业绩有望延续改善趋势，个股推荐业绩相对煤价敏感性较高的华电国际、华 能国际和水火兼济的国投电力；水电板块经营稳健、注重分红回报、具备优异的投资防 御性，个股推荐拥有长期成长空间的行业龙头长江电力。

华能国际：1）公司业绩相对煤价弹性较高，煤价下行利好公司业绩持续改善；2）产能 持续提升，在火电经营环境向好的趋势下，公司业绩有望加速改善；3）公司承诺 2018-2020 年不低于可分配利润的 70%的分红比例，未来有望保持高比例分红。

华电国际： 1）公司业绩表现相对煤价的弹性居行业前列，有望深度受益于煤价下行； 2） 拟建及在建机组丰富，集团优质资产有望持续注入，外延及内生双轮驱动值得期待；3） 历年保持 40%左右的高分红比例，未来可期待持续分红。

长江电力：1）乌东德、白鹤滩开发顺利推进，建设完成后有望注入上市公司，长期利 润增长有保证；2）控股三峡水利及增持国投电力、川投能源成为两家上市公司的第二 大股东，开启业务合作想象空间，有望进一步增强公司盈利能力；3）承诺 2016-2020 年不低于每股 0.65 元的现金分红，2021-2025 年不低于净利润 70%的现金分红， 2016-2019 年实际分红均高于承诺额。公司当前经营状况良好，现金流充足，承诺兑现 预期较高。

国投电力：1）雅砻江中游水电开发进程良好，中游优质龙头水库有望中长期利好雅砻 江全流域发电效率提升；2）两投均获长江电力举牌，雅砻江-金沙江流域联合调度有望 成型；3）公司火电资产业绩改善趋势已成，价值获得重估。

（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：长江证券）

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