一文看懂我国电价机制-长江证券.pdf

行业研究丨深度报告丨公用事业 [Table_Title] 一文看懂我国电价机制 请阅读最后评级说明和重要声明 2 / 25 丨证券研究报告丨 报告要点 [Table_Summary] 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，因此形成了目前我国 “计划电” 和“市场电”双轨并行的特殊格局。在变革的时代下，我国各类电源上网电价纷繁复杂，因此 本文将详细梳理各类电源上网电价形成方式以及市场化交易模式。 分析师及联系人 [Table_Author] 张韦华 司旗 宋尚骞 SAC：S0490517080003 SAC：S0490520120001 SAC：S0490520110001 请阅读最后评级说明和重要声明 丨证券研究报告丨 更多研报请访问 长江研究小程序 公用事业 cjzqdt11111 [Table_Title2] 一文看懂我国电价机制 行业研究丨深度报告 [Table_Rank] 投资评级 看好丨维持 [Table_Summary2] 计划+市场，双轨制并行的电价机制 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，因此形成了目前我国 “计划电” 和“市场电”双轨并行的特殊格局。其中 “计划电”模式下，各地经信委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，计划电量执行标杆或基准电价。“市场电”模 式下，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 组织供需双方开展电力交易。“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。截至2021年底， 我国市场化交易电量占全社会用电量比重为45.5%，并且随着市场化改革持续推进，市场电占 比还呈现出持续增加的态势。市场化交易的电量中，大部分的电量及电价会在年初进行年度交 易时确定，也称为年度交易，月度以及现货交易更多的是对年度交易进行补充。 煤电：全面推行市场化，上浮限制再松绑 2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，其 中要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过 市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。此外，通知将市场交易电价上下浮动 范围扩大为原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价与电力现货价格不受上浮 20%的 限制，此次改革正式拉开我国煤电全部市场化交易帷幕，我国煤电也正式从“计划电”和“市 场电”并行的双轨制，正式成为我国第一个全面市场化的电源。 水电&核电&气电：计划电主导，市场化为辅 水电方面，当前我国水电定价出现三种模式，其中2014年2月之前投产的水电仍旧按照“一 厂一价”执行，2014年 2 月之后投产省内消纳水电执行当地水电标杆电价，跨省区外送电源 按照落地省份燃煤发电标杆上网电价倒推执行；核电方面，我国核电目前基本实行标杆电价， 同时规定在具体省份按照当地燃煤基准价和核电标杆电价孰低原则执行，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；气电方面，上网电价主要定价方式为单 一制电价和两部制电价，由于气电成本较高当前单一制电价普遍高于燃煤基准价，两部制电价 会设定气电联动传导成本端压力。当前三类电源参与市场化比例相对较低，仍以计划电价为主。 风光绿电：迈向“平价时代”，绿电交易常态化 2022 年，除了浙江、广东及山东出台了本省海上风电补贴政策之外，其他风电及光伏已经开 启了全面平价上网的阶段。市场化交易方面，对于存量带补贴项目，为了促进新能源消纳，部 分省份陆续出台本省新能源保障性收购小时，在保障性收购小时以内的上网电价为燃煤基准价 +补贴，保障性收购小时以外的部分参与市场化，上网电价则为市场化电价+补贴。此外 2021 年8月，我国正式启动了专由新能源参与的绿电交易市场，当前已经实现常态化交易，由于新 能源具备绿色低碳的环境属性，因此在进行绿电交易时普遍实现了较燃煤基准价的溢价交易。 随着平价新能源陆续投产，预计绿电交易市场形成电价将成为新能源上网电价主要形成方式。 风险提示 1、电价政策变动风险； 2、电力供需恶化风险。 [Table_StockData] 市场表现对比图(近12个月) [Table_Chart] 资料来源：Wind 相关研究 [Table_Report] •《2022Q2环保重仓持仓配置比例0.35%，底部 配置价值凸显》2022-07-24 •《检测行业跟踪：2021年收入同比增14.1%，集 约化趋势延续》2022-07-24 •《再生资源技术篇：回收种类+利用及提纯能力+ 深加工助盈利提升》2022-07-18 -21% 0% 20% 40% 2021-7 2021-11 2022-3 2022-7 公用事业 沪深300指数 2022-07-28 请阅读最后评级说明和重要声明 4 / 25 行业研究 | 深度报告 目录 计划+市场，双轨制并行的电价机制 . 6 煤电：全面推行市场化，上浮限制再松绑 10 水电&核电&气电：计划电主导，市场化为辅 . 14 风光绿电：迈向“平价时代”，绿电交易常态化 18 投资建议 . 24 图表目录 图 1：我国不同产业链环节电价全景图 6 图 2：计划电量确定过程 7 图 3：我国不同电源电价水平（单位：元/千瓦时） . 7 图 4：市场电量确定过程 8 图 5：2021年云南市场化电力占比达到70% 8 图 6：不同电力市场化交易方式下的市场交易电量确认方式 9 图 7：不同电力市场化交易方式的电量占比，以陕西电力市场为例 . 9 图 8：“基准电价+浮动电价”调整前后变化 11 图 9：煤电市场化内容及保障措施 11 图 10：水电市场化交易电价情况（数据仅披露至2019Q1） 15 图 11：中国核电市场化交易电量（单位：亿千瓦时） . 16 图 12：中国广核市场化交易电量（单位：亿千瓦时）. 16 图 13：上海市气电两部制上网电价图示 16 图 14：气电市场化交易三种模式 . 17 图 15：分布式光伏发电电价构成 . 20 图 16：竞争性配置的两种模式 . 21 图 17：广东省绿电交易情况（单位：亿千瓦时，元/千瓦时） . 23 图 18：江苏省绿电交易情况（单位：亿千瓦时，元/千瓦时） . 23 表 1：上海市输配电价（自2021年1月1日起）（单位：元/千瓦时） . 8 表 2：各地偏差考核政策范围 . 9 表 3：历史上标杆电价调整情况 . 10 表 4：燃煤机组标杆上网电价调整水平累退确定方法. 10 表 5：各省份2022年年度交易电价及溢价情况 . 12 表 6：江苏省月度竞价结果（单位：元/兆瓦时） . 12 表 7：全国各地燃煤基准价 12 表 8：水电上网电价确定方式 . 14 表 9：三代核电暂行“一厂一价”制度 . 15 表 10：上海市天然气发电机组两部制上网电价 . 17 表 11：陆上风电上网电价政策（单位：元/千瓦时） . 18 表 12：海上风电上网电价政策（单位：元/千瓦时） . 18 表 13：海上风电省补政策 19 请阅读最后评级说明和重要声明 5 / 25 行业研究 | 深度报告 表 14：光伏上网电价政策（单位：元/千瓦时） 19 表 15：风电重点地区最低保障收购年利用小时核定表. 21 表 16：光伏重点地区最低保障收购年利用小时核定表. 22 表 17：部分地区风电最低保障收购年利用小时核定表. 22 表 18：部分地区光伏最低保障收购年利用小时核定表. 22 请阅读最后评级说明和重要声明 6 / 25 行业研究 | 深度报告 计划+市场，双轨制并行的电价机制 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） 图 1：我国不同产业链环节电价全景图 资料来源：国家发改委，长江证券研究所 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 以计划电为主的模式。 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。 上游 火电电价 水电电价 核电电价 风电电价 计划电 标杆电价 政府性基金 农网还贷基金 下游 一般工商业 用电价格 发电企业 发电企业的收入，电网企业的成本 中游 输配电：电网公司 上网电价 输配电价 发改委核定 销售电价 电网企业代收后上缴财政 部 居民生活用电价 格 售电：电力用户 地方水库移民 扶持基金 可再生能源附 加 重大水利工程 建设基金 大中型水库移 民扶持基金 净电价 收入 来源 主体 光伏电价 环保电 价 电网企业的收入 农业生产用电 产业链 环节 电 价 具 体 构 成 电力用户支付的价 格 脱硫电价 脱销电价 除尘电价 超低排放电 价 1.54 分 / 千瓦时 1.00 分 / 千瓦时 0.20 分 / 千瓦时 1.00 分 / 千瓦时 平均标杆电价 34 . 29 分 / 千瓦时 全国平均上网电价 38.03 分 / 千瓦时 1. 01 分 / 千瓦时 0 .03 分 / 千瓦时 1.85 分 / 千瓦时 0. 52 分 / 千瓦时 0.53 分 / 千瓦时 64 . 52 分 / 千瓦时 （以 1 - 10 千伏一般工 商业平均电价为代表 ） 68 . 53 分 / 千瓦时 （以 1 - 10 千伏一般工商业平均电价为 代表） 总计 3.74 分 / 千瓦时 大工业用电价格 请阅读最后评级说明和重要声明 7 / 25 行业研究 | 深度报告 图 2：计划电量确定过程 资料来源：国家发改委，长江证券研究所 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。 图 3：我国不同电源电价水平（单位：元/千瓦时） 资料来源：中国华电，长江证券研究所 市场电： 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，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。近年来我国市场化电量在 全社会用电量中的比重正在持续提升，根据中电联统计，2021 年全国各电力交易中心 累计组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重 为 45.5%。其中，云南市场化交易电量占全省全社会用电量比例近 70%，位居全国第 一，广东市场化交易电量占比达到37.52%。 经信委 • 每年根据历史情况、未来发展规划、供给环境和政策环境，制定 电力平衡方案及发电量计划，并下发至统调发电企业及电网公司 发电企业 • 根据经信委下发的发电计划，执行所分配的电量计划 电网公司 • 根据实际的用电情况，对于统调电厂进行实时调度，并通过输配 电网将电能输送至千家万户 请阅读最后评级说明和重要声明 8 / 25 行业研究 | 深度报告 图 4：市场电量确定过程 图 5：2021年云南市场化电力占比达到70% 资料来源：国家发改委，长江证券研究所 资料来源：昆明电力交易中心，长江证券研究所 “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。 表 1：上海市输配电价（自2021年1月1日起）（单位：元/千瓦时） 用电分类 电度电价 最大需量（元/ 千瓦·月） 变压器容量（元 /千伏安·月） 不满1kV 1-10(20)kV 35Kv 110kV 220(330)kV 一般工商业及其 他用电 单一制 0.2943 0.2510 0.2094 两部制 0.1677 0.1439 0.1216 0.0969 0.0969 34.02 22.68 大工业用电 0.2484 0.2290 0.1797 0.1519 0.1519 42 28 资料来源：Wind，长江证券研究所 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市场化交易方式 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。目前主要的 市场化交易方式有双边协商、集中竞价、挂牌交易，以陕西电力市场化交易为例，上述 交易方式在全年市场化交易电量的占比分别为 69%、23%、8%。其中，双边协商为主 流交易方式，进一步可细分为年度双边与月度双边，其中年度双边占全部市场化交易的 59%，也就是说市场化交易的电量中，大部分的电量及电价会在年初进行年度交易时确 定，电量和电价的确定实际上也相当于减少了发电侧和用户侧在后续交易的不确定性， 月度以及现货交易更多的是对年度交易进行补充。 经信委 •根据各地的电力体制改革方案，确定 每年电 力市场 规模 •根据各地电力体制改革方案，把控电 力市场 准入 电力市场 •根据经信 委确定 的电力 市场 规模，组 织准入 的发电 企业 、售电公 司、 电力用户开展市场化交易 发电企业 •按照各地确定的电力市场交易方式， 与下游 的电力 用户或 者售电 公 司开展交易，并按照交易结果履行发 电义务 计划电电量 , 30% 双边协商 , 78% 集中竞价 , 2%挂牌交易 , 9% 日前交易 , 1% 其他交易 , 10% 市场化电 量， 70% 请阅读最后评级说明和重要声明 9 / 25 行业研究 | 深度报告 图 6：不同电力市场化交易方式下的市场交易电量确认方式 图 7：不同电力市场化交易方式的电量占比，以陕西电力市场为例 资料来源：国家发改委，长江证券研究所 资料来源：陕西电力交易中心，长江证券研究所 违约会面临惩罚机制，但更多是针对用户侧。虽然电力交易已经较为市场化，但从签约 角度更多还是偏向于对未来的规划，即电力中长期交易合同电量均为计划值，当合同电 量和实际用电量不相等就产生了偏差。也就是说，当合同电量≠实际用电量，即产生了 电量偏差，如果超出了各地规定的偏差范围，就要面临考核。以京津唐电网为例，超出 5%以外的偏差电量电费计算公式为：市场化偏差考核电费=市场化偏差考核电量×年度 双边协商交易电厂侧加权平均成交价×20%。也就是说用户侧签约电量没有达到规定区 间范围内，即使没有用电，也需要缴纳偏差考核费用。 表 2：各地偏差考核政策范围 免考核范围 对应省份 -5% 贵州、陕西、浙江、内蒙古、京津唐、冀北、吉林 ±5% 河南、北京、新疆、辽宁、江西、广西、黑龙江、青海、宁夏 ±4% 广东、海南、上海 ±3% 四川、福建、湖北、重庆、湖南、云南、江苏 -3% 甘肃 其他 安徽、山西、山东 资料来源：各地电力交易中心，长江证券研究所 •市场主体自主协商交易电量和电价 •达成一致意见后形成交易意向协议， 确认各公司成交电量 双边协商 •市场主体通过电力交易平台集中申报需求和价格 •系统按照申报价格排序原则进行交易匹配， 确认市场成交 电量 集中竞价 •市场主体按规定将交易信息通过电力交易平台对外挂牌 •由满足需求的一方摘牌， 确认市场成交电量 挂牌交易 集中竞价 , 23% 挂牌交易 , 8% 年度双边协商 , 85% 月度双边协商 , 15% 双边协商 , 69% 请阅读最后评级说明和重要声明 10 / 25 行业研究 | 深度报告 煤电：全面推行市场化，上浮限制再松绑 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。 表 3：历史上标杆电价调整情况 年份 长江火电ROE 标杆电价调整情况 年份 长江火电ROE 标杆电价调整情况 2004 11.77% 标杆电价机制首次建立 2011 4.94% 6月1日和12月1日两次调升，引入脱硝电价加价 2005 9.32% 4月22日全面上调标杆电价 2012 10.32% 电价未调整 2006 11.51% 6月28日全面上调标杆电价 2013 14.78% 9月25日电价全面调降， 但是调升脱硝电价，引入除 尘电价 2007 11.43% 电价未调整 2014 14.02% 9月1日电价全面调降 2008 -4.65% 7月1日和8月20日电价两连调升 2015 13.09% 4月20日电价全面调降 2009 8.44% 11月20日部分省份调整 2016 7.93% 1月1日电价全面调降，引入超低排放电价 2010 6.73% 1月1日全面上调标杆电价 2017 3.34% 7月1日电价全面调升 资料来源：国家发改委，长江证券研究所 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： 燃煤机组标杆上网电价与煤价联动计算公式如下： P△：本期燃煤机组标杆上网电价调整水平，单位为“分/千瓦时”；C△：上期燃煤发 电企业电煤（电煤热值为5,000大卡/千克）价格变动值，具体计算方法见下表，单位 为“元/吨”；Ci：上期供电标准煤耗（标准煤热值为7,000大卡/千克），以中国电力企 业联合会向社会公布的各省燃煤发电企业上期平均供电标准煤耗为准，单位为“克/千 瓦时”；A：上期中国（分省）电煤价格指数与2014年相比增减额，单位为“元/吨”。 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。 表 4：燃煤机组标杆上网电价调整水平累退确定方法 档位 上期平均煤价变动值A（元/吨） 纳入联动的煤价计算公式 1 超过30元不超过60元（含）的 C△=（A-30）×1 2 超过60元不超过100元（含）的 C△=30+(A-60)×0.9 3 超过100元的不超过150元（含）的 C△=30+40×0.9+（A-100）×0.8 请阅读最后评级说明和重要声明 11 / 25 行业研究 | 深度报告 4 超过150元的 C△=30+40×0.9+50×0.8 资料来源：国家发改委，长江证券研究所 标杆机制废除，“基准+浮动”电价机制走向台前。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。 图 8：“基准电价+浮动电价”调整前后变化 资料来源：国家发改委，长江证券研究所 2021 年 10 月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通 知》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通 过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，现行燃煤发电基准价继续作 为新能源发电等价格形成的挂钩基准。此外，通知将市场交易电价上下浮动范围扩大为 原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价与电力现货价格不受上浮20%的限制。 图 9：煤电市场化内容及保障措施 资料来源：国家发改委，长江证券研究所 文件发布后，自12月底开始，全国多地年度长协电价实现了大幅上涨，江苏省、陕西 省、海南省、河北省及广西自治区2022年年度成交均价较当地燃煤基准价均实现了15% 以上的涨幅。当前来看，市场电价仍维持着高位水平，以江苏近期月度竞价电价为例， 7月份江苏省月度集中竞价成交价格依然高达467.3元/兆瓦时，较当地燃煤基准价溢价 19.5%。 跨区域水 电 标杆 电价 新能源 火电 核电 挂钩 挂钩 挂钩 跨区域水 电 基准 电价 新能源 火电 核电 挂钩 挂钩 挂钩 浮动 电价 执行 执行 执行 替换 调整前 调整后 - 15% ~ + 10% , 2020 年暂不上浮有序放开全部煤 电电量上网电价 扩大电价上下浮 动范围 推动工商业用户 全部进入市场 保证居民、农业 用电价格稳定 全面推进电力市 场建设 加强与分时电价 政策衔接 避免不合理行政 干预 加强煤电市场监 管 改革内容 保障措施 请阅读最后评级说明和重要声明 12 / 25 行业研究 | 深度报告 表 5：各省份2022年年度交易电价及溢价情况 时间 省份 交易电价（元/千瓦时） 较当地燃煤基准价溢价 同比涨价（元/千瓦时） 12月23日 江苏省 0.46669 19.36% 0.10202 12月26日 广东省 0.49704 9.72% 0.09755 12月28日 陕西省 0.42540 20.00% 0.08455 12月29日 海南省 0.51576 19.94% 12月31日 河北省 0.43725 17.54% 1月10日 广西自治区 0.49160 16.86% 资料来源：各省电力交易中心，长江证券研究所 表 6：江苏省月度竞价结果（单位：元/兆瓦时） 燃煤基准价 2021 2022 同比 较基准价 1月 391.00 382.00 463.5 21.34% 18.54% 2月 391.00 391.00 467.00 19.44% 19.445% 3月 391.00 379.00 468.00 23.48% 19.69% 4月 391.00 371.00 469.00 26.42% 19.95% 5月 391.00 370.00 468.90 26.73% 19.92% 6月 391.00 373.00 468.80 25.68% 19.90% 7月 391.00 377.00 467.30 23.95% 19.51% 8月 391.00 380.00 9月 391.00 389.00 10月 391.00 - 11月 391.00 469.00 12月 391.00 468.00 资料来源：江苏省电力交易中心，长江证券研究所 表 7：全国各地燃煤基准价 地区 基准电价（元/千瓦时） 华北 北京 0.3598 天津 0.3655 冀北 0.372 冀南 0.3644 山西 0.332 蒙西 0.2829 山东 0.3949 东北 吉林 0.3731 辽宁 0.3749 黑龙江 0.374 请阅读最后评级说明和重要声明 13 / 25 行业研究 | 深度报告 蒙东 0.3035 华东 上海 0.4155 江苏 0.391 浙江 0.4153 安徽 0.3844 福建 0.3932 华中 江西 0.4143 河南 0.3779 湖北 0.4161 湖南 0.45 重庆 0.3964 四川 0.4012 西北 陕西 0.3545 甘肃 0.2978 青海 0.3247 宁夏 0.2595 南方地区 广东 0.453 广西 0.4207 贵州 0.3515 云南 0.3358 海南 0.4298 资料来源：中电联，长江证券研究所 请阅读最后评级说明和重要声明 14 / 25 行业研究 | 深度报告 水电&核电&气电：计划电主导，市场化为辅 水电：三种计划定价模式并存 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。 表 8：水电上网电价确定方式 定价机制 应用范围 说明 成本加成“一厂一价” 多数存量电站 每个地区的政策环境不同导致电价变 动的频率、幅度均不相同，有些电站 自建成以来从未调整过电价，而有的 电站却经历数次调价，此类电站的电 价调整多以上调为主 标杆电价 水电大省2014年以后新建电站省内消纳电量 目前主要试行于水电大省，包括云 南、四川、广西和湖北省等地，然而 水电建设已经进入后期，投产速度明 显下降，执行标杆电价的电站不多， 且标杆电价基本不会发生变化 受电区火电标杆倒推 国家明确跨省跨区域水电站 只适用于特定的跨省跨区域送电水电 站，目前仅向家坝、溪洛渡、锦屏一 级、锦屏二级和官地水电站适用于该 电价机制，电价多随火电标杆进行变 动 资料来源：国家发改委，长江证券研究所 目前来看，水电市场化的交易规模仍较小，处于起步阶段。以长江电力为例，其 2020 年、2021年市场化交易电量占比分别为14.2%、11.6%。虽然规模仍较小，但水电参与 市场化交易，可帮助水电电价上浮。2018年，大型发电集团水电机组上网电量6451亿 千瓦时，较上年增加 748 亿千瓦时，占其合计上网电量的 17.6%；水电市场交易电量 2056亿千瓦时，较上年增加292亿千瓦时，水电上网电量市场化率达到31.9%，较上 年提高1个百分点；市场交易平均电价为0.2245元/千瓦时，较上年提高0.0038元/千 瓦时。 请阅读最后评级说明和重要声明 15 / 25 行业研究 | 深度报告 图 10：水电市场化交易电价情况（数据仅披露至2019Q1） 资料来源：Wind，长江证券研究所 核电：二代标杆为主，三代“一厂一价” 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： ➢ 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； ➢ 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； ➢ 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。 表 9：三代核电暂行“一厂一价”制度 地区 广东台山 浙江三门 山东海阳 三代暂行电价 0.435 0.4203 0.4151 当地燃煤电价 0.453 0.4153 0.3949 核电标杆电价 0.43 当地二代电价 0.43 0.4153 0.3949 三代电价溢价 0.005 0.005 0.0202 资料来源：国家发改委，长江证券研究所 市场化参与程度迅速提升。核电开启市场化交易的进程较早，早在2015年的《关于有 序放开发用电计划的实施意见》中就已提到鼓励核电参与市场化交易，2018 年《关于 积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》也明确了稳妥有序推进核电机组 进入市场。当前，福建、浙江、广西、辽宁、江苏等省的核电机组均参与了市场化交易。 0 . 0 0 0 . 0 5 0 . 1 0 0 . 1 5 0 . 2 0 0 . 2 5 2017Q1 2017Q2 2017Q3 2017Q4 2018Q1 2018Q2 2018Q3 2018Q4 2019Q1 水电市场化交易电价（元 / 千 瓦时） 请阅读最后评级说明和重要声明 16 / 25 行业研究 | 深度报告 从中国核电、中国广核近年来市场化交易电量占比来看，核电市场化参与程度正迅速提 升，其2021年市场化交易电量占比均在35%以上。 图 11：中国核电市场化交易电量（单位：亿千瓦时） 图 12：中国广核市场化交易电量（单位：亿千瓦时） 资料来源：Wind，长江证券研究所 资料来源：Wind，长江证券研究所 气电：单一制与两部制并行，成本电价倒挂问题亟需解决 我国天然气发电厂上网电价主要定价方式为单一制电价和两部制电价。单一制电价为各 省发改委价格主管部门批复的标杆电价或“一厂一价”的上网电价，各省自行补贴，存 在最高限价。根据《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》，天然气发电上 网电价最高不得比当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格高出 0.35 元/kWh。在我国发电气价较高的情况下，单一制的电价易产生天然气成本与电价倒挂的 问题，因此部分省份采用两部制电价对电量电价实行气电价格联动政策。 ➢ 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。 相较于容易理解的单一制电价，所谓两部制电价即一部分为固定的容量电价，主要覆盖 气电企业的固定成本，一部分为变动的电量电价，通过电量电价气电联动机制，将气价 变化所带来的高额燃料成本通过上网电价进行分摊。 以上海为例，上海气电调峰机组容量电价为37.01元/月·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。 图 13：上海市气电两部制上网电价图示 资料来源：上海市发改委，长江证券研究所 3 7 . 0 6 % 38 . 58 % 0 2 0 0 4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 0 0 0 1 2 0 0 2 0 2 0 2 0 2 1 政府定价电量 市场交易电量 3 3 .5 2 % 3 9 . 1 5 % 0 2 0 0 4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 0 0 0 1 2 0 0 1 4 0 0 2 0 2 0 2 0 2 1 政府定价电量 市场交易电量 气电上网电 价 容量电价（固 定） 电量电价（变 动） 现行电价 天然气平 均调价幅 度 税收调整 因子 / 发 电气耗 请阅读最后评级说明和重要声明 17 / 25 行业研究 | 深度报告 表 10：上海市天然气发电机组两部制上网电价 机组类型 电价类别 电价标准 （元/月·千瓦，元/千瓦时） 调峰机组 容量电价 37.01 电量电价 0.5687 热电联产机组（含小型 背压式机组） 容量电价 36.50 电量电价 2500（含）小时内：0.5929 2500（不含）-5000（含）小时内：0.5125 5000小时以上：0.4155 分布式机组 电量电价 0.8783 资料来源：上海市发改委，长江证券研究所 气电机组具有启停迅速、升降负荷快等调峰性能，是调峰电源的最佳选择之一。但在现 行的电价机制下，气电企业发电积极性不高，只愿在补贴电量范围内发电，导致机组闲 置率较高。以广西为例，2021年广西气电企业平均发电小时数仅为1713小时，约为设 计利用小时数的 1/3。因此，推进气电参与市场化交易成为了调动气电积极性的方法之 一。目前，我国几个气电装机大省（市），广东、上海、天津、江苏、浙江的气电均已参 与市场化交易，其中广东气电参与市场化交易的电量约为其总发电量的80%以上。气电 市场化交易模式主要有三种：直接交易模式（浙江、江苏）、差价传导交易模式（广东、 上海）、强制配比模式（天津）。目前来看，由于高额的燃料成本，气电参与市场化交易 与其他电源同台竞价，并不具备成本优势。但从长期来看，气电纳入电力中长期市场， 可以帮助气电企业突破补贴电量限制，依据购气成本变化和电力市场价格走势自主选择 交易，拓宽收益来源。 图 14：气电市场化交易三种模式 资料来源：中国能源报，长江证券研究所 直接交易模式 气电市场化交易模式 强制配比模式 采用市场成交价为结算电 价（浙 江、江 苏） 强制用户 购买低 电价煤 电 时购买一 定比例 气电（ 天 津） 差价传导模式 气电企业以和气电标杆价 价差报 价，价 差部分 传导至 用户，电网结算电价为气 电标杆 电价与 差价的 差值 （广东、上海） 请阅读最后评级说明和重要声明 18 / 25 行业研究 | 深度报告 风光绿电：迈向“平价时代”，绿电交易常态化 陆上风电：从标杆电价、指导价迈向全面平价 ➢ 标杆电价时代：2009年，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通 知》，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价，I类资源区、II类 资源区、III类资源区与IV类资源区的标杆上网电价（元/kWh）分别为0.51、0.54、 0.58与0.61，此后又分别于2016年、2018年进行了调整。 ➢ 指导价时代：2019年5月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》， 将陆风标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通 过竞争方式确定，竞争配置的电价不高于项目所在资源区指导价，并将燃煤机组标 杆上网电价作为指导价的下限。 ➢ 全面平价时代：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，不再补贴。 表 11：陆上