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：S0490517080003SAC：S0490520120001SAC：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%2021-72021-112022-32022-7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1kV1-10(20)kV35Kv110kV220(330)kV一般工商业及其他用电单一制0.29430.25100.2094两部制0.16770.14390.12160.09690.096934.0222.68大工业用电0.24840.22900.17970.15190.15194228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200411.77%标杆电价机制首次建立20114.94%6月1日和12月1日两次调升，引入脱硝电价加价20059.32%4月22日全面上调标杆电价201210.32%电价未调整200611.51%6月28日全面上调标杆电价201314.78%9月25日电价全面调降，但是调升脱硝电价，引入除尘电价200711.43%电价未调整201414.02%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201513.09%4月20日电价全面调降20098.44%11月20日部分省份调整20167.93%1月1日电价全面调降，引入超低排放电价20106.73%1月1日全面上调标杆电价20173.34%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）×12超过60元不超过100元（含）的C△=30+(A-60)×0.93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0.4666919.36%0.1020212月26日广东省0.497049.72%0.0975512月28日陕西省0.4254020.00%0.0845512月29日海南省0.5157619.94%12月31日河北省0.4372517.54%1月10日广西自治区0.4916016.86%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20212022同比较基准价1月391.00382.00463.521.34%18.54%2月391.00391.00467.0019.44%19.445%3月391.00379.00468.0023.48%19.69%4月391.00371.00469.0026.42%19.95%5月391.00370.00468.9026.73%19.92%6月391.00373.00468.8025.68%19.90%7月391.00377.00467.3023.95%19.51%8月391.00380.009月391.00389.0010月391.00-11月391.00469.0012月391.00468.00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0.4350.42030.4151当地燃煤电价0.4530.41530.3949核电标杆电价0.43当地二代电价0.430.41530.3949三代电价溢价0.0050.0050.0202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。0.000.050.100.150.200.252017Q12017Q22017Q32017Q42018Q12018Q22018Q32018Q42019Q1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37.06%38.58%02004006008001000120020202021政府定价电量市场交易电量33.52%39.15%020040060080010001200140020202021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：0.59292500（不含）-5000（含）小时内：0.51255000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11：陆上风电上网电价政策（单位：元/千瓦时）资源区2009-20152016年前核准，2017年底前开工，2020年底前并网2018年前核准，2019年前开工，2020年底前并网2018年前核准，2020年底前并网2019年前核准，2021年底前并网指导价2020年核准，2021年底前并网指导价2021年核准I类0.510.490.470.40.340.29当地煤电基准电价II类0.540.520.50.450.390.34III类0.580.560.540.490.430.38IV类0.610.610.60.570.520.47资料来源：国家发改委，长江证券研究所海上风电：从标杆电价、指导价到地方政府接力补贴➢标杆电价时代：2014年，国家发改委印发《关于海上风电上网电价政策的通知》明确对非招标的海上风电项目区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价，2017年以前(不含2017年)投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元，2014-2019年补贴价格未作调整。➢指导价时代：2019年，海上风电标杆上网电价改为指导价，2019年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准的海上风电项目全部通过竞争性方式确定上网电价，其中新核准的近海风电不得高于前述指导价，新核准的潮间带风电项目不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。➢政府补贴接力时代：2020年《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》规定2021年底前完成并网的存量海风可按相应价格政策纳入中央财政补贴范围，其余新增不再补贴，海上风电由国家补贴调整为地方政府补贴，同时通过竞争性方式配置新增项目，优先选择补贴强度低、退坡幅度大、技术水平高的项目。表12：海上风电上网电价政策（单位：元/千瓦时）2018年底前核准投产，2021年底前并网2018年底前核准，2022年及以后并网2019年指导价2020年指导价2021年20222年潮间带海风0.75并网年份指导价竞价上网，不高于当年陆风指导价当地政府制定全面平价请阅读最后评级说明和重要声明19/25行业研究深度报告近海风电0.850.800.75资料来源：国家发改委、长江研究所我国沿海省份经济发达，因地制宜发展海上风电可以解决其用能需求以及调整用能结构。因此在国补退出后，截至目前广东、山东、浙江相继推出海风省补。以浙江为例，2022-2023年浙江新增海风项目按60万千瓦、150万千瓦的规模，分别给予3分和1.5分的度电补贴，补贴期限为期十年。表13：海上风电省补政策省份期限补贴规格补贴标准广东2018年底前核准，2022-2024年建成并网2022年并网机组1500元/千瓦2023年并网机组1000元/千瓦2024年并网机组500元/千瓦山东2022-2024年建成并网200万千瓦800元/千瓦340万千瓦500元/千瓦160万千瓦300元/千瓦2023年底前建成并网免于配建或租赁储能设备浙江2022-2023年（补贴期限十年，按等效利用小时2600小时进行补贴）60万千瓦0.03元/千瓦时150万千瓦0.015元/千瓦时资料来源：各省发改委，长江证券研究所光伏：从标杆电价、指导价迈向全面平价➢标杆电价时代：与风电一致，在2019年前，光伏补贴采用标杆电价模式，针对不同资源区制定不同标杆电价标准。➢指导价时代：2019年4月，国家发展改革委出台《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，并规定统一实行市场竞争方式配置的集中式光伏电站、工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过其所在资源区相应指导价。➢全面平价时代：自2021年起，集中式与工商业分布式光伏不再进行补贴，户用分布式光伏仍享受0.03元/千瓦时的补贴。2022年起，光伏正式进入全面平价时代，户用光伏补贴结束。表14：光伏上网电价政策（单位：元/千瓦时）集中式光伏电站工商业分布式光伏户用式分布光伏全额上网自发自用余额上网Ⅰ类地区II类地区III类地区I类地区II类地区III类地区全电量度电补贴度电补贴2018.1（标杆价）0.550.650.750.550.650.750.370.372018.5（标杆价）0.500.600.700.500.600.700.320.322019（指导价）0.400.450.550.400.450.550.100.182020（指导价）0.350.400.490.350.400.490.050.082021不再补贴0.03请阅读最后评级说明和重要声明20/25行业研究深度报告2022不再补贴资料来源：国家发改委，长江证券研究所分布式光伏上网电价区别于各类电源，分布式光伏按照用能单位原有电价协商确定折扣向其提供电力，剩余发电量并入所在区域电量。分布式光伏发电企业自用电量无需征收政府性基金，且由于自发自用电量不并入电网，也无需缴纳输配电价，因此政府性基金和输配电价共同构成了用能单位折扣电价和分布式光伏获得较高电价的来源。由于工商业电价普遍高于居民电价，且居民侧电能消费规模有限，因此工商业分布式光伏项目上网电价普遍高于户用分布式光伏上网电价。图15：分布式光伏发电电价构成资料来源：长江证券研究所2019年4月及5月，国家发改委陆续发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》、《关于完善风电上网电价政策的通知》,规定新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，新核准的集中式陆上风电项目及海上风电上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价；分散式风电项目不参与竞争性配置。自此，2019年风电及光伏正式进入竞价上网阶段，不过需要注意的是竞价上网更多是指在电站开建前向政府允诺的上网基准价，即更多是事前定价，与同用户侧进行交易而形成的市场化电价性质截然不同。政府性基金输配电价燃煤基准价（上网电价）用户收益上网电价余电上网自发自用请阅读最后评级说明和重要声明21/25行业研究深度报告图16：竞争性配置的两种模式资料来源：国家发改委，长江证券研究所2016年6月，国家发改委、能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，其中对于存在弃风弃光地区明确指出，保障性收购电量应由电网企业按照标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障性收购年利用小时数的部分应通过市场化方式消纳，由风电、光伏发电企业与售电企业或电力用户通过市场化的方式进行交易，并按照新能源标杆上网电价与当地燃煤基准价的差额享受可再生能源补贴。而对于非弃风弃光地区，政策要求电网全额按可再生能源标杆上网电价全额收购风电、光伏项目量。表15：风电重点地区最低保障收购年利用小时核定表资源区地区保障性收购利用小时I类资源区内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区2000新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、克拉玛依市、石河子市1900II类资源区内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市1900河北省张家口市2000甘肃省嘉峪关市、酒泉市1800III类资源区甘肃省除嘉峪关市、酒泉市以外其他地区1800新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区1800吉林省白城市、松原市1800黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区1900宁夏回族自治区1850IV类资源区黑龙江省其他地区1850吉林省其他地区1800江宁省1850山西省忻州市、朔州市、大同市1900资料来源：国家发改委，长江证券研究所对已确定投资主体的项目竞争性配置模式未确定投资主体的电项目各省区在本地相关风电规划规模内，对项目进行优选，综合评分高的项目优先纳入本地区年度建设方案，但即使未纳入只是建设进度滞后。地方政府组织开展前期工作，以承诺上网电价为重要条件，通过招标等竞争方式公开选择项目投资主体。请阅读最后评级说明和重要声明22/25行业研究深度报告表16：光伏重点地区最低保障收购年利用小时核定表资源区地区保障性收购利用小时I类资源区宁夏1500青海海西1500甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌1500新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依1500内蒙除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区1500II类资源区青海除I类外其他地区1450甘肃除I类外其他地区1400新疆除I类外其他地区1350内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔1400黑龙江1300吉林1300辽宁1300河北承德、张家门、唐山、秦皇岛1400山西大同、朔州、忻州1400陕西榆林、延安1300资料来源：国家发改委，长江证券研究所虽然国家发改委出台了全国层面的保障性收购利用小时政策，但是部分省份囿于可再生能源装机规模大，消纳能力偏弱，因此陆续出台了本省的保障性收购利用小时，其中出台省份基本都是将保障收购利用小时在一定程度上下修。表17：部分地区风电最低保障收购年利用小时核定表省份当地出台国家出台2020-2021年实际均值市场化比例陕西省1700全额收购188510%内蒙古15002000240238%宁夏750-8501850183655%左右甘肃7741800196361%四川丰水期全部市场化全额收购2457-资料来源：地方发改委，长江证券研究所表18：部分地区光伏最低保障收购年利用小时核定表省份当地出台国家出台2020-2021年实际均值市场化比例陕西省1250全额收购138410%内蒙古12001500160925%宁夏无15001434无甘肃4791500/1400152969%四川丰水期全部市场化全额收购1529-资料来源：地方发改委，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明23/25行业研究深度报告2021年8月，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。《方案》规定，初期，售电方优先组织平价风电和光伏发电企业，平价新能源装机规模有限的省份可由本省电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电，或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再领取补贴。当前我国绿电交易已经呈现出常态化交易状态，以其中数据披露较为完备的广东省和江苏省为例，绿电交易价格较当地煤电基准价持续溢价，广东省绿电成交价格平均较当地煤电基准价溢价4-6分/千瓦时，江苏省溢价水平持续高于7分/千瓦时。而绿电溢价背后的逻辑在于，绿电作为低碳能源，电量具备环境属性，因此用户需要向环境属性支付溢价。图17：广东省绿电交易情况（单位：亿千瓦时，元/千瓦时）图18：江苏省绿电交易情况（单位：亿千瓦时，元/千瓦时）资料来源：广东电力交易中心，长江证券研究所资料来源：江苏电力交易中心，长江证券研究所0.350.370.390.410.430.450.470.490.510.53012345678年度交易2022年2月2022年3月2022年4月2022年5月2022年6月2022年7月成交电量交易均价（右轴）煤电基准价（右轴）0.350.370.390.410.430.450.470.49012345678910年度交易2022年2月2022年3月2022年4月2022年5月成交电量交易均价（右轴）煤电基准价（右轴）请阅读最后评级说明和重要声明24/25行业研究深度报告投资建议“碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿整个“十四五”期间，我们认为电力运营商的内在价值将全面重估。在此背景下，电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火电经营边际改善，推荐关注优质转型火电华能国际、华电国际、中国电力、福能股份和粤电力A；新能源装机快速成长，同时绿电价值日益凸显之下，推荐三峡能源、龙源电力和中国核电；水电板块推荐拥有明确成长空间的行业龙头长江电力和供需改善的华能水电，建议关注黔源电力和川投能源；电网板块推荐三峡集团入主后有望开拓综合能源服务的配售电先锋三峡水利。请阅读最后评级说明和重要声明25/25行业研究深度报告投资评级说明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。办公地址[Table_Contact]上海武汉Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层P.C/（200122）Add/武汉市新华路特8号长江证券大厦11楼P.C/（430015）北京深圳Add/西城区金融街33号通泰大厦15层P.C/（100032）Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼P.C/（518048）分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。重要声明长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（以下简称：本公司）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。