电力、煤气及水等公用事业行业研究：市场化+浮动价增强盈利确定性，重构火电板块价值新时代.pdf

- 1 - 敬请参阅最后一页特别声明 市场数据 (人民币） 市场优化平均市盈率 18.90 国金电力、煤气及水等公用事业指数 3508 沪深 300 指数 3871 上证指数 2941 深证成指 9556 中小板综指 9060 相关报告 1.制造、消费用电出现复苏迹象，发电侧火 电 新 增 贡 献 最 大 - 【 国 金 环 . ，2019.10.24 2.地产周期用电出现复苏迹象，发电侧核电 新 增 贡 献 最 大 - 【 国 金 环 保 . ，2019.10.14 3.十四五”能源战略划重点： 煤油气风光齐 飞 保 供 应 ， 储 能 氢 能 互 联 . ，2019.10.14 4.煤电短期平均电价下降，长期回归公共事业资产有望重估 -【国金环 .， 2019.9.27 5.气温与贸易战影响 7 月用电量增速继续回落，煤价持续下跌利好 .， 2019.9.2 娜敏 联系人 namin gjzq 孙春旭 分析师 SAC 执业编号： S1130518090002 sunchunxu gjzq 杜旷舟 联系人 dukz gjzq 市场化 +浮动价增强盈利确定性， 重构火电 板块价值 新时代 投资建议 建议关注受电价政策落地、煤价下行、利用小时数稳定业绩企稳回升的火电龙头企业 华能国际、华电国际 ； 建议关注 区域供需紧平衡 带来价格上升、盈利增加的地方 火电龙头 建投能源、皖能电力、湖北能源 。 基本结论 直接交易比重距市场化目标差距大，推动 2019 电改政策频出。 2018 年我国市场交易电量占全社会用电量比重为 30.2%，距离国家提出的 2018 年与2020 年全国交易电量占比分别达到 54.4%和 66.1%（按照 2018 年用电量计算）差价较大 。 在此背景下，为推动电力市场化改革实现， 2019 年我国出台了包括电力机制改革与电价改革在内的多项举措。 发用电放开面临四大挑战，预计 2021 年市场化比例难超 55%。 当前发用电计划放开面临“市场建设进展慢、交叉补贴难解决、优先发电规模大和工商业用户进场难 ”四大挑战， 发用电计划放开无法一蹴而就 。 结合 2015 年推动第二轮市场化改革以来直接交易比重 年均增速 5%的 情况，我们 按照每年8%的市场化比例 乐观 计算，至 2021 年，全社会电力市场化比例也不超过55%。 因 各省当前市场化程度、电力供需情况不一，市场化程度在具体省份会有较大差异。 尽管煤电上网改“基准 +浮动”，电价 之锚仍为原有煤电标杆电价。 煤电上网标杆电价对核电、跨省水电的电价以及可再生能源的现金流（实时结算）起到“锚”的作用。政府定价电量部分的煤电价格机制由现行燃煤机组标杆上网电价机制改为“基准价士上下浮动”的价格机制后， 由于 核水风光等电源均为高固定成本结构，不适宜与煤价挂钩浮动， 且政府也已表明 ，其他电源与煤电标杆电价挂钩的内容将主要由煤电基准价取代， 因此，煤电基准价变动对其他电源定价没有影响 。 浮动价难改煤电联动本质，首轮地方政府定价降幅不超 3%。 我们认为受煤电成本比重高及各地用电结构不同影响，浮动机制最终将与煤 价挂钩而非下游产品成本。 受 煤价、电厂盈利水平、市场供需等影响， 首轮浮动价机制下， 政府定价电量的平均降价区间在 3%之内，江西、重庆、安徽、广西、辽宁、湖北、湖南、新疆、蒙西、冀南等地区或将成为首轮电价不降价 地区。 市场化 +浮动价增强盈利确定性，助力火电板块估值回归。 “ 市场煤、管制电”双轨制下，火电板块 PE 水平在 8-38 倍之间波动波动性导致 PE估值对火电板块整体的指引性较弱。美国市场化经验 表明 电龙头在市场化带动ROE 平稳后， PB 估值不断上升。我们认为，电力市场化 +浮动价有利于火电盈利波动平滑， 增强 公用事业属性， 板块投资逻辑发生转变，板块 PB 有望从当前 0.99 倍 提高到 PB 估值 1.4-1.7 倍 。 风险提示 电价下降与电力市场化程度超预期、煤炭突发性事件导致煤价上涨 2828300431793355353137073882181025190125190425190725国金行业 沪深 300 2019年 10月 25 日 资源与环境研究中心 电力、煤气及水等公用事业 行业研究 买入 （ 维持评级 ） ) 行业深度研究 证券研究报告 行业深度研究 - 2 - 敬请参阅最后一页特别声明 内容目录 2019 年：电改进入攻坚年，体制价格政策齐发力奔市场化 .4 发用电计划放开面临多重挑战， 2021 市场化率或难超过 55% .5 清洁能源定价之锚不变，但长期影响不同 .8 浮动机制难改煤电联动本质，多因素推动首轮浮动价降幅不超 3% . 11 市场化 +浮动价增强盈利确定性，助力火电板块估值回归 .17 投资建议 .20 风险提示 .20 图表目录 图表 1：电力市场化目标与实际比较 .4 图表 2：电力行业由 发用电计划向市场化配置的职能转变 .6 图表 3： 2017-2019 浙江电网输配电价表（自 2018 年 4月 1 日执行） .7 图表 4： 预计 2021 年放开发用电计划不超过 55% .7 图表 5： 电力工业交易 与价格机制 标杆电价时期 .8 图表 6： 电力工业交易与价格机制 放开经营性发用电计划后 .9 图表 7： 电力工业交易与价格机制 2018 年年底现状 .10 图表 8： 三峡实际落地电价基本低于落地省市交易电价 . 11 图表 9： 溪向实际落地电价基本低于落地省市交易电价 . 11 图表 10： 2018 年度电煤炭成本占比 .12 图表 11： 2018 年青海省装机结构 .13 图表 12： 2018 年青海省发电结构 .13 图表 13： 2016-2018 年青海省火电企业合计资产资产负债情况（亿元） .13 图表 14：华能国际股价表现与煤价对比 .14 图表 15： 2017 年全国各地区上网电价与煤价联动测算结 果（单位：分 /千瓦时、元 /吨） .14 图表 16： 2017 年各省实际电价调整基本高于理论调整值 .15 图表 17： 2018 年 1月 1 日煤电联动理论调价幅度 .16 图表 18： 2015 年至今五大发电集团煤电利润与亏损面 .16 图表 19：大型发电集团平均市场交易煤电价格不断攀升 .16 图表 20： 2019Q1 多数省份市场化电价折价率在 5%以内 .16 图表 21：火电板块毛利率波动性较公共事业和水电高 .17 图表 22：火电板 块 PE 估值与公用事业、水电对比 .17 图表 23：火电指数大多时候受 EPS 驱动，仅 11-12 年、 18 年由 PE 主导 .17 图表 24：火电板块 PB 持续低于公用事业、水电 .18 图表 25：火电板块 PB 与公用事业、水电差距 .18 图表 26：华能、华电净利润增速波动大于美国电力龙头 .19 图表 27：华能、 华电 ROE 波动率远大于美国电力龙头 .19 行业深度研究 - 3 - 敬请参阅最后一页特别声明 图表 28：美国电力龙头 PB 持续提升 .19 图表 29：南方电力 ROE 与 PB 走势 .19 图表 30：华能国际 ROE 与 PB 走势 .20 图表 31：火电板块 ROE 与 PB 线性回归 .20 行业深度研究 - 4 - 敬请参阅最后一页特别声明 2019 年：电改进入攻坚年，体制价格政策齐发力奔市场化 市场化交易量不断攀高， 改革红利逐步释放 。 2019 年是中华人民共和国成立七十周年， 我国 电力工业与国家经济齐发展，共同走过了七十年峥嵘岁月。在习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，我国于 2015 年 3 月 拉开 新一轮电力体制改革大幕，改革迅速在全行业铺开。四 年来， 本着摸着石头过河的方法， 改革实现了重要突破， 电力市场构建所需要的机制建设、市场主体培育、交易机构建设、输配电价核定等基本工作已初步完成，市场结构初具雏形， 市场化交易比重日益提高，改革红利逐步释放， 市场正逐渐发挥配置电力资源的决定性作用，提高电力资源利用效率。 现实相对骨感，直接交易比重距 市场化目标 仍有差距 。 提高 市场交易电量比重，即 电力用户与发电企业直接交易 (简称直接交易 )占全社会用电量的比重 是我国电力市场建设的重要内容之一。根据 2016 年 3 月 国家能源局 在国家能源局综合司关于征求做好电力市场建设有关工作的通知（征求意见稿）意见的函 中提出的电力市场化目标为“ 2018 年实现工业用电量100%放开， 2020 年实现商业用电量的全部放开”。根据上述目标，以2018 年用电量为基础， 2018 年与 2020 年全国交 易电量占全社会用电量的比重应分别达到 54.4%和 66.1%。然而， 2018 年全国电力市场交易电量（含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量）合计为 20654 亿千瓦时，同比增长 26.5%， 市场交易电量占全社会用电量比重为 30.2%。 显然，当前的市场化交易比重与目标仍存在较大差距。 图表 1： 电力市场化目标与实际比较 注： 目标市场化占比以 2018 年用电量为基础 来源： 中电联， 国金证券研究所 落实政府工作报告， 电力市场化改革稳步推进。 作为“十三五”规划的倒数第二年， 2019 年，国内加大对各项改革成果的梳理与分析，对照“五年规划”目标，寻找差距，发布政策，为实现规划目标准备冲刺。面对前述电力市场化不达预期的情况， 3 月 5 日，国务院总理李克强在 2019 年政府工作报告时对电力行业提出工 作 要求，“ 深化电力、油气、铁路等领域改革，自然垄断行业要根据不同行业特点实行网运分开，将竞争性业务全面推向市场 ”表明了中央希望加快推动电力市场化进程的决心。其后，政府出台了一系列改革体制与价格政策 落实了政府工作报告 要求，更好地实现电力市场化目标 。 其中， 相关机制改革政策全面覆盖放开发用电计划及中长期与现货市场，推动电改有条不紊地进行 ： 7 , 9 6 2 1 1 , 2 5 8 1 6 , 3 2 4 2 0 , 6 5 4 1 4 . 3 %1 9 . 0 %2 5 . 9 %3 0 . 2 %6 6 . 1 %0%20%40%60%80%100%05 , 0 0 01 0 , 0 0 01 5 , 0 0 02 0 , 0 0 02 5 , 0 0 02015 2016 2017 2018 2020市场化交易电量 实际市场化占比（右轴） 目标市场化占比（右轴）亿千瓦时5 4 . 4 %行业深度研究 - 5 - 敬请参阅最后一页特别声明 6 月 27 日， 国家发展改革委印发了关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知 ，就 全面放开经营性电力用户发用电计划 、 支持中小用户参与市场化交易 、 健全全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制 、 切实做好公益性用电的供应保障 及 规划内清洁电源的发电 消纳 保障 等工作进行了具体部署。 8 月 7 日，国家发改委发布了关于深化电力现货市场建设试点工作的意见 提出，要进一步发挥市场决定价格的作用，建立完善现货交易机制，以灵活的市场价格信号，引导电 力生产和消费，加快放开发用电计划，激发市场主体活力，提升电力系统调节能力，促进能源清洁低碳发展。此外，还要综合考虑各地供需形势、网源结构、送受电情况、市场化基础和经济社会发展水平等因素，研究制定电力现货市场建设方案，鼓励各地差异化探索。 9 月 19 日，国家能源局印发关于加强电力中长期交易监管的意见 提出进一步加强电力中长期交易监管，规范市场交易行为，维护公平竞争的市场秩序，加快电力市场化改革。 与机制改革配套的价改 也就 输配电成本与上网电价两个层面 进行深化改革 ： 5 月 24 日， 国家发展改革委、国家能源局联合修订出台 输配电定价成本监审办法 (以下简称 新 办法 )进一步完善对电网输配电成本的监管，深入推进输配电价改革。 新办法强化了成本监审约束和激励作用 ： 对电网企业部分输配电成本项目实行费用上限控制；明确对电网企业未实际投入使用、未达到规划目标、重复建设等输配电资产及成本费用不列入输配电成本，引导企业合理有效投资，减少盲目投资；对企业重大内部关联方交易费用开展延伸审核，提高垄断环节成本的社会公允性。 10 月 21 日，国家发改委 印发 关于深化燃煤机组上网电价形成机制改革的指导意见 （ 以下简称“煤电价改意见”） ， 自 2020 年 1 月 1 日起， 将现行燃煤机组标杆上网电价机制改为“基准价士上下浮动”的市场化价格机制。在 过渡 期，基准价按当地现行燃煤机组标杆上网电价确定，浮动度范围为上浮不超过 10、下浮原则上不超过 15 （ 2020 年暂不上浮， 不具备条件的可不浮动按基准价执行 ） 。国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动度范围进行调整 ； 各地结合当地情况组织制定细化实施方案，经省级人民政府批准后，在国家发改委备案。 上述 一系列政策从 市场机制建设与电价改革两个维度，进一步对电力行业的发、输配、售进行分离，合理制定输配价格，进一步扩大市场化销售价格范围。上述政策执行后，市场化电的部分由哪些电源承担？取消运行长达 15 年的标杆电价是否会对其他电源价改产生影响？新的价格机制下，2020 年煤电价格降幅多少？新的机制对煤电行业有何影响？我们将从体制与价格改革两方面一一解读。 发用电计划放开面临多重挑战， 2021 市场化率或难超过 55% 发用电计划放开，推动市场资源配置发挥。 放开发用电计划意味着“电力计划经济体制”的终结，是电力市场化改革的最重要目标 。 电力无法大量储存的特点使得电力必须分层次。 计划体制时代，发用电计划的分配制度包括两 个层次 ：一是 年内电量平衡， 主要由地方经信委安排的年度发用电指标分配制度，二是 实时电力平衡： 电力调度机构（电网）执行的按天、按小时的发用电指标分配制度。放开发用电计划后， 随着计划电的大幅缩减，市场交易的结果将主要决定机组的开机及发电负荷，从而影响电网的潮流分布，影响大电网的安全稳定运行。 原来的年度发用电指标分配将被电力中长期合同取代，实现年内电量平衡；计划调度中的电力平衡也将通过电力现货市场实施： 日前市场替代传统电力调度机构每天确定次日机组组合和每台机组次日出力曲线的职能，实时市场替代实时维护系统运行平衡的职能，辅助服务市场替代电力调度机构安排辅助服务机组的职能。 行业深度研究 - 6 - 敬请参阅最后一页特别声明 图表 2： 电力行业由 发用电计划 向市场化配置的职能转变 来源： 国家发改委， 国金证券研究所 绘制 然而，我国电力市场规模大、区域差异大、且改革目标多元，发用电计划放开无法一蹴而就，当前发用电计划放开至少面临以下挑战： 一是 市场 机制建设进展不支持发用电计划大幅放开 。 中国的电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让等中长期交易的开展，都是依附于计划电量分配执行下的传统调度方式。 “ 放开发用电计划 ”意味着电力现货市场取代调度职能，因此，“放开发用电计划” 进程 离 必须与电力市场 建设 ，否则 依然 会 存在 地方政府过度干预企业 的 行为 。然而，截至 2019 年 6 月底， 8 个现货市场试点仅展开试运行，现货市场建设任重道远。此外 ， 我国能源供需逆向分布的禀赋，以及新能源大范围消纳利用的需求，客观上决定了电力大规模跨区域输送和消纳是必由之路 。 2018 年 全年全国跨省送电为12936 亿千瓦时，占全社会用电量的 18.9%。 由于缺乏电力 交易利益补偿机制，省间壁垒问题突出，部分地区严格管控省外购电量，除国家指令性计划电量外，禁止向省外购电 ； 部分地区要求压低省外购电价格，致使价格方案协商困难，交易难以达成， 也同样 制约了全国电力市场建设和资源的充分、高效配置。打破省间壁垒 同样需要 充分发挥市场机制作用， 通过建立 省间发电权交易、省间辅助服务交易等方式，建立发电侧的激励机制，对受端利益受损的发电机组进行补偿 。 在政府意愿方面，探索建立省间交易利益补偿机制，省间交易产生的红利由送、受端省协商 (或者按照强制比例 )分配，提升政府接纳省 间送受电的积极性。 二是“交叉补贴”阻碍发用电计划 100%放开。 我国销售电价主要根据历史水平、社会稳定、居民承受力等因素决定，因此，存在因价格结构扭曲导致 某类用户支付的能源价格低于 其 能源供应成本，由其他用户分担其成本的“交叉补贴”现象， 如高电压等级用户对低电压等级用户的补贴，大工业与工商业用户对居民用户的补贴， 举例来看，全球居民用户平均支付的电价水平为工商业用户的两倍左右，我国居民用户支付的价格是工商业用户的 30%-50%。根据国网财务部测算全国交叉补贴金额约在 2000-3000亿之间，在谁承担补贴方面， 以 2016 年某省为例，当年该省全部政策性交叉补贴总额约为 60.35 亿元，其中，一般工商业和大工业分别承担了28.01 亿元和 32.34 亿元电价补贴，居民被补贴 总 额高达 59.27 亿元 ； 电改后， 电网公司由“购销差价”改为“输配电价”（利润率不断下降），原来承担电价补贴的高价用户直接或间接进入市场，电网支撑“ 交叉补贴 ”的 渠道进一步 流失 ，在既要保障公益性用户优先购电又无法提价传导成本、既要保障用电安全又要规范输配电价格的情况下，电网 利润受到 进一步 挤压 ，难以维续交叉补贴的能力，势必竭力挽留一般工商业用户。 受低价保障性用电 量的阻碍，我国的电力市场化目标最高只能到 66%（扣除农业、居民与公益性用电量后）。 三是 优先发电 规模扩大导致发用电计划放开难。 除了前述用电侧交叉补贴外，发电侧还有高成本机组补贴，包括大量气电、核电机组等清洁能源、市场配置年度发用电指标分配电量平衡经信委排产 / 政府定价电力平衡电力调度机制 / 政府定价次日机组组合各机组次日出力曲线实时电力系统平衡 辅助服务机组安排计划体制发用电计划中长期合同 *电量平衡直接交易 / 双边协商电力 平衡现货市场 / 市场价格日前市场 实时市场 辅助服务市场市场机制* 对中长期合同，业界倾向于采用“差价合约”进行金融结算。推动直接交易行业深度研究 - 7 - 敬请参阅最后一页特别声明 甚至包括“一厂一价”时代高成本煤电机组等 。 在我国能源低碳转型的背景下，需要 重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购， 同时为 积极推进风电、光伏发电补贴平价上网， 国家 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 。 一方面 我国可再生能源发电量的进一步扩大， 电力 调度面临 的 清洁能源保障性收购 任务不断加重 ；另一方面，市场化 比例扩大 使得电力调度可用的平衡手段 不断 减少 。 多重目标对电力调度的限制使得放开发用电计划阻力加大。 根据 2018 年数据测算 优先发电量合计占比为34.6%：我国 风电、太阳能 按照 100%保障计算， 发电 量占比分别为 5.2%和 2.5%；核电和水电分别按照 20%和 30%市场率计算，优先发电占比分别为 3.4%和 12.3%；此外，燃气发电（按照 20%市场化率）优先发电占比约 2.6%，煤电热电联产机组优先发电（按照 2018 年装机 4.3 亿，假设城市供热 3 亿， 120 天供热保障、利用率 70%， 2016 小时计算）占比约8.6%。上述测算意味着，电网一方面要赔本保障供应居民等公益性质用电，另一方面又要支付核电、气电等高成本电源用电，在自身利润率不断被压缩的情况下，如何解决交叉补贴成为电力市场化的拦路虎。 图表 3： 2017-2019 浙江电网输配电价表（自 2018 年 4 月 1 日执行） 注： 1. 表中电价含增值税、线损及交叉补贴。 2.参与电力市场花交易的电力用户输配电价水平按上表执行，并按规定征收政府性基金及附加 来源： 中电联， 国金证券研究所 四是部分用电量不大的一般工商业用户难以进入市场。 从用户侧角度看，一般工商业用户 主要为年用电量 500 万千瓦时以下 用户，以浙江省为例一般为低电压等级用户，从销售电价与输配电价差价的角度看，以浙江省为例，一般工商业用户的销售电价与输配电价差约在 0.45-0.46 元 /千瓦时之间，扣除约 3 分钱的各类政府基金，差价约在 0.42-043 元 /千瓦时之间，浙江省市场化电的价格约为 0.38 元 /千瓦时，度电差价在 0.04-0.05 元 /千瓦时， 年用电量 100 万千瓦时的用户去市场购电后用电成本可降低 4-5 万元 （不考虑支付售电公司成本） 。如用户对电价敏感度不高，在轻资产独立售电公司与电网之间，用户出于对供电安全的考虑， 至少 在最初的一两年会处于观望状态 ；从电网方面考虑，工商业用户走向市场意味着电网要让出统购统销利益，降低自身利润率，因此，电网推动发用电计划放开的积极性不高；从发电企业角度考虑，则会比较市场化电价与出售给电网的浮动电价的高低来考虑是否需要直接与用户交易；最愿意推动市场化的独立售电公司，则要根据开发用户的投入产 出比、自身电价预测能力、报价水平等要素考虑用户开发。上述因素导致一般工商业用户不可能大踏步进入市场。 图表 4： 预计 2021 年放开发用电计划不超过 55% 不满 1 千伏 1 - 1 0 千伏 20 千伏 35 千伏输配电价 0 . 3 7 7 9 0 . 3 3 9 9 0 . 3 1 9 9 0 . 3 0 9 9平均销售电价 0 . 8 2 7 7 0 . 7 8 9 7 0 . 7 8 9 7 0 . 7 6 9 7销售电价与输配电价差价 0 . 4 4 9 8 0 . 4 4 9 8 0 . 4 6 9 8 0 . 4 5 9 8度电电价（元 / 千瓦时）用电分类行业深度研究 - 8 - 敬请参阅最后一页特别声明 来源： 中电联， 国金证券研究所 综合上述挑战与困难， 并结合 2015 年推动第二轮市场化改革以来， 面对年度用电量千万 -亿级别的用户， 电力市场直接交易的比重基本以 5%的年均增速向前推进的速度看（图表 1）， 在当前由于年度用电量收窄而客户数量大大增加的情况下， 即便我们非常激进地按照每年 8%的市场化比例计算，至 2021 年，全社会电力市场化比例也不超过 55%。当然，由于各省当前市场化程度、电力供需情况不一，市场化程度在 具体省份会有较大差异。 清洁能源定价之锚不变，但长期影响不同 发用电计划放开，深化上网电价市场化改革。 电力体制和电力市场化改革的同时，电价体系也随之发展变化。当前，我国 电价体系从单一的销售电价，经历了构建独立的上网电价、输配电价和完善销售电价等改革，基本形成了目前较为完善的电价体系。 发用电计划放开标志着电价改革进一步向市场化价格靠拢，逐渐实现中共中央国务院在关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中 发 20159 号，以下简称“ 9 号文”）提出的目标 “分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成”，“参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定”。 图表 5： 电力工业交易与价格机制 标杆电价时期 来源： 国家发改委， 国金证券研究所 绘制 根据前述对电力市场化的分析，我们认为即便在完全放开经营性发用电计划后，未市场化的优先购电机组清洁能源机组以及一些热电联产煤电机组仍将由政府定价；在难以解决“交叉补贴”问题的情况下，农业、居民、公共事业与福利机构以及由电网代理购电的一般工商业用户仍将由政府制定目录电价 （图表 7） 。 简而言之，仍由电网执行发用电计划的机组将维持当前政府定价。 发电侧预计 2021 年各电源市场化程度66%34%放开经营性发用电计划目标优先购电公益性保障用户用电侧预计 2012 年放开发用电计划不超过 55%大工业 / 工商业直接交易约 35% - 4 0 %独立售电公司代理约 10% - 1 5 %电网代理 *约 6% - 2 1 %* 电网代理部分，无法放开发用电计划。煤电 8 0 %气电 2 0 %水电 3 0 %核电 2 0 %可再生 3 %电网大工业一般工商业其他（公共事业/ 公益性等）农业居民 / 福利机构售电侧可 再生水电 *核电煤 电燃 机发电侧政府定价 - 标杆电网统购统销赚取购销差价政府定价 - 目录行业深度研究 - 9 - 敬请参阅最后一页特别声明 图表 6： 电力工业交易与价格机制 放开经营性发用电计划后 来源： 国家发改委 ， 国金证券研究所 绘制 适应电力机制发展，电价体系 逐步升级 。 在深入剖析当前的价格机制前，有必要对 我国电价 发展情况做大致了解，根据电价特地，我们将我国电价发展大致 分为三阶段 ： 一厂一价时 期（ 1985-2002 年 ）： 为 鼓励集资办电、吸引电力投资，我国实行了还本付息电价政策，后改进为经营期电价，初步形成了独立的上网电价，并相应地形成了多种销售电价 。这一阶段的定价以 成本加成 为主，由地方政府的 自主 定价 ， 有效加快了我国电力建设。 标杆电价 时 期（ 2002 2015 年 ）： 2002 年厂网分开后，逐步形成由电网公司向发电侧各种电源统一购电，再销售给工业、商业、居民等用户的商业模式。 电价体系 也 在单纯的销售电价结构基础上增加了发电上网电价、部分跨省区输电价格、部分省份大用户直购电交易的输电价格及辅助服务补偿标准 （图表 5）。 一是 形成了分电源 上网电价标杆化和外部性成本内部化改革 （ 脱硫脱硝除尘环保及超低排放加价 ）。 二是上网电价市场化探索，部分试点省份开展了大用户与发电企业直接交易，直接交易价格由双方协商确定或由电力交易中心组织集中竞价。 三是 销售电价改革，简化了销售电价分类，大部分省份实行了大工业用户峰谷分时电价，上海和浙江等省市试行了居民电价峰谷分时制，全国普遍实施居民阶梯电价和可再生能源电价附加等。 “标杆电价”有效 解决了 “ 一厂一价 ”无法有效约束成本的弊端，在建立竞争性批发市场的过渡阶段， 起到了 引导发电企业节约成本，提高效率，优化发电资源配置，促进发电节能技术进步的作用 。 市场 改革时 期（ 2015 年 至今）： 电价改革 包括两个 重点：实施独立输配电价监管，完成了第一个监管周期省级电网、区域电网和专项输电工程独立输配电价监管的全覆盖；各省、直辖市和自 治区（以下简称各省）通过开展了多种形式的电力交易，实现了部分发电量价格的市场化和大工业用电价格的市场化。 标杆电价时期，不同电源定价方式有差 。 目前， 我国 正处于由“标杆 电价 ”时期 向 “ 市场 改革”时期 发展的阶段 （图表 6），各种电源都有不同程度的市场化 。 但大多数电量依然由电网按照 “标杆电价” 收购，即 由政府价格主管部门制定的上网电价 ， 同一地区新建设的同类型发电机组实行同一价格 ,并事先向社会 公布的发电电价制度。 具体 分电源看： 煤电 ：地方定价国家发改委审批， 上网电价采用“分省标杆制 +脱硫、脱销、除尘及超低排放环保加价”的机制 ，部分缺电省份为保证供电安全，对“一厂一价时期”高价机组维持高于标杆电价的定价 ； 气电： 地方自主 定价， 根据其在 各地区 电力系统中的作用及投产时间，实行差别化的上网电价机制 ，目前 上海、浙江 、 江苏、河南执行两部制电价，其余地区仍采用单一制电价。 电网大工业一般工商业其他（公共事业/ 公益性等）农业居民 / 福利机构售电侧可 再生水电 *核电煤电燃 机发电侧电力交易中心市场交易价格优先发电 / 政府定价电网收 输配电价电网收 购销差价电网保障 / 政府定价独立售电 公司代理政府 定价 - 输配电价行业深度研究 - 10 - 敬请参阅最后一页特别声明 核电： 国家发改委定价， 上网电价采用全国统一标杆机制 （ 0.43 元 /千瓦时），同时 参考所在地区煤电标杆，通常情况下新投产机组不高于当地煤电标杆上网电价 。 水电： 省内水电 上网电价 由省内定价， 水电比重较大的省（如四川和云南），实行丰枯分时电价或者分类标杆电价 ，部分“一厂一价时期”电站维持“一厂一价”。 跨省跨区域送电的水电上网电价由 国家发改委定价，电价机制由 受电省（市）上网电价倒推机制改进为 由送电、受电市场主体双方按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制 ，一般来看，跨省水电落地电价不超过本地煤电标杆 。 抽水蓄能： 已从 租赁制、两部制和单一制等多种电价形式并存， 改为统一由国家发改委 制定两部制上网电价及抽水电价为基础的新机制。 图表 7： 电力工业交易与价格机制 2018 年年底现状 来源： 国家发改委， 国金证券研究所 绘制 风电和光伏： 秉承补贴退坡原则的标杆电价， 新建陆上风电 2019 年和2020 年的最低指导价分别 为 0.34 元 每千瓦时 和 0.29 元 每千瓦时，海上风电 上网电价 分别为 0.75 元 /千瓦时和 0.65 元 /千瓦时； 新建光伏发电项目2019 年的指导价已经下降到 0.4 元 每千瓦时 ， 并 通过加大竞争配置力度进一步降低补贴强度。 存量风光 发电 中电网 按照 当地煤电标杆电价 与发电企业 实时结算， 高出部分 由 可再生能源附加 依照“ 全国统一分 配”原则 进行补贴。 光热发电 ：退坡式三年标杆电价， 2019 年为 1.14 元 /千瓦时， 2020 年和2021 年分别在上年基础上下降 0.02 元 /千瓦时。 尽管煤电上网改“基准 +浮动”，电价之锚仍为原有煤电标杆电价。 前 述梳理表明 煤电上网标杆电价对核电、跨省水电的电价以及可再生能源的现金流（实时结算）起到“锚”的作用。 政府定价电量 部分 的煤电价格机制由现行燃煤机组标杆上网电价机制改为“基准价士上下浮动”的价格机制 后 ，是否会对 原有标杆价格体系 产生 影响？我们认为 与 煤电 高变动成本的结构不同，核电、水电、风光等 电源 均为高固定成本结构 ， 不适宜与煤价挂钩浮动，因此， 其他电源与煤电标杆电价挂钩的内容将主要由煤电基准价取代，暂不发生改变 。具体看： 煤电 ：从原有地方发改委定价报国家发改委审批变为国家发改委定基准价，地方自主定浮动价格后报国家发改委备案。由于国家发改委审批时期续综合考虑全国经济情况调价，价格审批权下放后可依据各省情况自主调整，或令价格调整频率加快。我们认为 中短期内 煤电 基准价不变，基准变动的触发点或为 至少超过半数的 省市电价变动上浮 超过 10%或下浮 超过 15%时 。 电网大工业一般工商业其他（公共事业/ 公益性等）农业居民 / 福利机构售电侧可 再生水电 *核电煤 电燃 机发电侧市场交易价格电力交易中心政府定价 - 标杆电网收 输配电价电网收 购销差价政府定价 - 目录独立售电 公司代理政府 定价 - 输配电价