电价空间打开竞争性VS保障性电量，市场化改革奔跑在路上

　　（报告出品方作者：华创证券庞天一）一、近期事件梳理
　　电力供需频频失衡。
　　7月份各地陆续出台限电政策，通过限产、错峰用电等一系列措施缓解电力供需偏紧现象。随后8月份动力煤价格飞涨，火电企业亏损面不断扩大，电力供应继续承压。
　　8月17日，能耗控制晴雨表发布，多地控制不及预期，各产业限产情况持续加剧。
　　9月末，东北地区限制居民用电问题频出，将市场上限电、能耗双控话题的讨论推至高潮。
　　市场化电上浮空间打开。
　　随着一系列电力供需失衡情况的发生，各地于7月份陆续出台政策允许电价上浮。
　　10月8日，国务院常务会议部署要做好今冬明春电力和煤炭等供应，保障群众基本生活和经济平稳运行。
　　会议明确在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10、15，调整为原则上均不超过20，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20的限制。
　　10月11日，发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，电力市场化进程加快。
　　双控政策、限电和煤价高企共同推进了电价的市场化改革进程。
　　双控政策本质是碳中和承诺下的能耗限制，限电本质是煤价高企导致的用电缺口叠加局部电力疏导不畅；煤价上升主要受产能等一系列内外供需问题的影响。
　　这一系列市场异象导致我国电力市场的供需失衡频发，进而通过电力市场这一枢纽共同推动了电价上浮空间的打开。
　　电力市场在整个电力体系中有着极为重要的作用：电力市场可以通过多时段交易疏导电力缺口从而缓解限电情况；与此同时能耗双控本质是电力不清洁才导致的控制，而清洁的绿电不受双控的限制，绿电交易市场通过交易价格更高的绿色电力变相推高了电价；电力市场也可以通过市场化交易机制疏导煤价上涨导致的发电成本高企的问题。
　　因此，我们认为电力市场在上述传导机制中扮演了重要的枢纽作用，市场上的各种异象导致的用电供需错配问题经由电力市场得以缓解，最终共同推动了浮动电价上浮空间的打开和电力市场化改革进程的加快。
　　在上述传导机制途中，我们发现电力市场作为传导中介对于电价的提升发挥了很大的疏导作用。我们将对我国的电力市场及电价机制做出详细分析。并以此展望我国电价制度和电力市场的改革方向。二、解码电价及电力市场体系
　　（一）电价
　　1、电价决定机制
　　上网电价、输配电价、政府性基金及附加共同构成销售电价。
　　当前上网电价主要由固定电价及浮动电价两部分构成；输配电价主要由电网及配输电公司征收；政府性基金及附加主要包括农网还贷基金、国家重大水利工程建设基金、大型水库移民后期扶持基金、可再生能源发展基金等，此部分一般由用电侧承担，由电网代为征收，后返还给发电企业。
　　以上三部分共同决定电力用户的使用价格，根据用电性质不同，主要分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其他用电三类。
　　2、电价改革历程：
　　2004年前，全国各地实行的电价机制较为复杂。
　　2004年：煤电联动机制，首次确定燃煤上网标杆电价。发改委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见》，标志着标杆电价的确立。
　　以6个月为周期，根据煤价调整电价，电企消纳比例占比30，即要承担30的煤价上涨责任。
　　2012年：调价周期延长，电企消纳比例降低。
　　2012年国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，标志着电煤价格双轨制将成为历史。
　　《意见》规定了电煤价格波动幅度超过5时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30调整为10。
　　一方面，主要关注点为调价周期延长至一年，避免电价频繁上涨对经济造成的负面影响；另一方面，电力企业消纳煤价波动的比例由30调整为10，由其他主体承担的比例由70升至90，缓解了煤价剧烈波动对电厂成本的冲击。
　　2015年：煤电价格实行区间联动，分档累退联动。
　　以中国电煤价格指数2014年各省（价区）平均价格为基准煤价（444元吨），当周期内电煤价格（每期电煤价格按照上一年11月至当年10月电煤价格平均数确定）与基准煤价（444元吨）相比波动超过每吨30元的，对超过部分实施分档累退联动。
　　2020年：燃煤发电标杆电价实行基准浮动的电价机制。
　　从2020年1月1日起取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为基准价上下浮动的市场化机制。
　　基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10、下浮原则上不超过15，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但2020年暂不上浮。
　　3、风光电价是在标杆电价基础上的延伸
　　可再生能源上网电价由脱硫燃煤机组标杆电价和可再生能源电价补贴两部分构成。早期因为新能源发电前景不明朗、技术不成熟等原因导致行业整体成本较高，为了促进可再生能源行业的发展，国家对可再生能源行业提供资金和政策支持，引导行业的发展。
　　根据《可再生能源法》，新能源上网电价主要包含脱硫燃煤机组标杆上网电价和可再生能源电价补贴两部分，前一部分由电网公司直接支付，后一部分补贴电价由公司发电项目并网后，根据国家发改委、财政部和能源局要求，逐级申报补贴目录或补贴清单，发电项目列入补贴目录或补贴清单后方可获得可再生能源补贴。
　　补贴从可再生能源发展基金拨付，基金来自于用电用户支付的可再生能源附加费，已包含用户在实际支付的电费中。
　　风光经历了由补贴到平价的过程：
　　2007补贴序幕拉开：
　　光伏最早于2007年开始征收可再生能源附加，自此打开了补贴时代的序幕。可再生能源附加：火电标杆电价基础上给予补贴。
　　补贴时代（20072020）：
　　随后光伏补贴不断下调，电价自2011年1。15元千瓦时后每年降幅在0。050。15元千瓦时不等。2013年国家划分出不同的资源区，根据不同资源区太阳能的资源禀赋的不同给予一、二、三类资源区不同的电价。
　　平价时代（2021）：
　　2020年，除部分分布式光伏还有0。1元千瓦时的补贴外，集中式光伏基本已经实现全面平价上网。除海上风电外，风电平价时代也已来临。
　　4、水电电价较为特殊，电价制定方法较为多样
　　部分水电站为大型水利工程的附属部分，在电价制定时不同电站的差异较大，目前主要有以下电价制定方案：一厂一价：如葛洲坝电价、三峡电站（发改委单独制定）；同流域同价；市场化电价：主要在水电大省且市场化电占比高的省份，如云南、四川；成本倒推电价：如溪向电站等。
　　（二）电力系统：枢纽作用
　　1、电力市场框架
　　（1）电力市场主要交易竞争性电量
　　我国总体电量总体包括保障性电量及竞争电量两部分，大致可分为两条路径满足社会各方面的用电需求。
　　第一条路径为主要满足保障性用电需求：保障性电量由国家管理部门统筹计算得出，由政府统一定价，目的为满足民生等保障性用电需求。
　　第二条路径为满足市场化用电需求：此路径主要交易竞争性电量，竞争性电量经由各地电力交易中心，满足工商业用电等市场化的用电需求。
　　在电力交易体系中的交易电量主要为第二条路径中的竞争性电量。
　　（2）电力市场交易电量占比约三成
　　从全国来看，市场化电比例逐年提升。
　　2021年18月份全国累计市场化电交易占全部用电量的比例达到34。8，为近五年来最高水平。
　　从地域来看，部分地区市场化电交易水平远超平均。按照云南省披露的市场化电交易情况来看（剔除跨省跨区交易部分），云南市场化电交易水平远高于全国，自今年8月份以来，市场化交易占比达7成。
　　（3）电力市场目前格局以中长期、省内交易为主
　　电力市场经过多年发展，国务院、发改委多次发文进行改革。经过不断的发展，我国目前形成了以中长期交易和现货交易为主，并辅以开展调频、调峰、备用等辅助服务交易和发电权交易、可再生能源电力绿色证书交易等其他相关交易的电力市场交易系统。
　　2、电力交易市场各部分分析
　　1）现货市场
　　现货市场主要开展短期内（数日到数分钟）的能量交易。在短时间内引导资源的合理配置，提升资源利用率。
　　电网实时出现的偏差可通过现货市场的交易实现电力的供需瞬时平衡。
　　2）中长期交易市场
　　中长期交易市场主要开展电能量交易，灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。
　　目前电力市场交易主要以中长期为主，以省内交易为主。
　　2021年18月全国累计市场交易电量为2。4万亿千瓦时，由于未披露现货与中长期占比情况，从中长期省内交易电量与中长期和现货的省间交易电量口径计算，最保守情况下中长期占比超80。
　　3）辅助交易市场
　　辅助交易市场主要维持发电与用电的实时平衡，从而保证电网频率的相对恒定，主要进行调峰调频，还有部分抽水蓄能交易。
　　2009年5月，京津唐电网根据华北区域辅助服务与并网考核实施细则，率先在全国建立了基于成本加合理收益的辅助服务交易机制，随后辅助服务交易陆续在华东地区等地开展。在新能源大量并网的背景下，辅助交易市场的重要性愈发凸显。
　　4）发电权市场
　　发电权交易是指发电企业将基数电量合同、优先发电合同等合同电量，通过电力市场交易搭建的交易平台，以双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式向其他发电企业进行转让的交易行为。特征是以大代小、以清洁能源机组代替化石能源机组。
　　原则上由大容量、高参数、环保机组替代替代低效、高污染火电机组及关停发电机组发电，由水、风、光、核等清洁能源发电机组替代低效、高污染火电机组发电。
　　5）绿电交易
　　绿色电力市场指以绿色电力产品（当前主要为风光非水电力，后期有望纳入水电）为标的的以满足电力用户购买、消费绿色电力需求的中长期电力交易市场。
　　首批绿电交易电量79。35亿千瓦时，共17个省份259家市场主体参与，较当地电力中长期交易价格溢价0。030。05元千瓦时。
　　从广东省披露数据来看，2021年16月共成交1049万千瓦时的绿电，在基准价基础上上浮0。0188元千瓦时，其中风电成交占比较大（占81），价差稍低于平均，为0。0161元千瓦时；光伏成交占比较小（占19），价差高于平均，为0。03元千瓦时。
　　三、改革路在何方？
　　（一）电价方面
　　1、多地允许正价差，电价已有所上调
　　随着近期煤价持续走高，电力市场呈现供给偏紧的局面，各地拉闸限电问题频发。
　　在此背景下，为疏导发电企业的成本问题，目前已有多个省份相继出台政策允许竞价交易电价的折价可正可负，允许浮动部分的市化电价上调不超过10。
　　此前市场化电竞价交易均折价成交，从广东省电力交易中心的成交数据来看，9月份竞价交易部分电价折价幅度已为零。
　　目前也有多个省份相继允许浮动部分电价上调。
　　内蒙古最早在7月份已出台相关规定允许市场化交易部分电价上浮不超过10，随后宁夏、广东、安徽、湖南等多地也陆续出台允许电价上浮的政策。
　　从目前主要省份的电价来看，若按照电价最高上浮10，则最高上浮的区间大致在24分左右（宁夏：2。595分千瓦时、广东：4。53分千瓦时）。
　　随着国常会将电价上浮空间进一步打开，目前电价最高允许上浮20，电价最高上浮空间有望实现倍增，即大致在59分左右。
　　2、还原电力商品属性：由价值决定价格，由供需反映波动
　　价值决定价格。
　　我国电力行业目前公用事业的属性较为明显，市场化改革后，市场化电部分几乎全部为折价成交，相当于变相降低标杆电价让利下游企业。
　　电力改革不断深入后，电力有望回归商品属性，回归价值决定价格，用户对电力质量的不同需求决定不同电价，比如有不间断电力需求的用户相较需求灵活的电力用户支付合理的溢价等等。
　　供需反应波动。
　　电价由市场的短期供需决定。以美国为例，美国电价呈现出明显的季节特征，夏季用电需求旺盛，年内电价峰值相较于低谷提价幅度在8左右。
　　目前我国电价上浮一般要经由各地政府部分层层审批，且只有市场化交易部分才有上浮空间。
　　未来电价并入市场轨道后，电价调整将更为灵活，将交由市场疏导成本变动。
　　目前来看，煤价飙涨至原来翻倍水平时，各地才陆续打开浮动电价的上调空间。
　　电价调整极为滞后，非常不利于火电企业的成本疏导，企业发电意愿低一定程度上会导致电力系统无电可用、拉闸限电的不良局面。在良性的经济体系中，应发挥市场的积极作用，引导供需合理反映价格波动，通过市场看不见的手引导资源有效配置，维持系统的稳定性。
　　（二）电力系统方面
　　1、市场交易体量上看：市场化交易电量有望进一步增长
　　市场化交易逐年提升，近五年提升比例已近10。随着市场交易电量的增多，电力市场扮演的角色也将愈发重要，作为调节的重要枢纽，电力市场的重要程度将持续提升。
　　2、市场交易方式上看：有望实现更为统一的全国性电力交易市场
　　目前省内交易占主要部分。2021年1月8月，省内交易电量占总市场交易电量80。4，省电力市场在整个电力市场体系中贡献主要作用。
　　省内、省外并重，中长期、现货并重或是未来电力市场改革的主要方向。
　　一方面通过跨区跨省中长期交易实现资源的大范围优化配置；另一方面通过灵活的短期交易消解电力系统中新能源波动性带来的调峰调频问题，现货市场的角色将进一步提升，实现省内、省外并重，中长期、现货并重的新型电力市场。
　　近期来看，建立多种类型的中长期省间交易机制，为新能源跨区跨省外送提供条件；完善省间辅助服务补偿和交易机制，促进各类火电机组为新能源调峰；实施新能源增量跨区跨省现货市场交易，充分利用通道空间和受端调峰资源。
　　远期来看，考虑中国新能源消纳存在困难、补贴负担重等情况，电力市场有望以差价合约或溢价补贴参与市场。
　　3、能耗双控背景下，绿电交易市场景气度不断提升
　　发改委连发两文，共同奠定绿电的市场地位。
　　8月17日发改委印发《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，对能耗强度不降反升的地区除国家规划布局的重大项目外，2021年暂停两高项目节能审查，要求对上半年严峻的市场形势保持高度警惕，确保完成全年能耗双控目标。
　　9月11日，发改委关于印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量，不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。
　　在能耗双控趋严的背景下，企业可通过使用不占用能耗计算指标的新能源电力满足生产发展的需要，一定程度上减轻限电限产带来的负面影响，能耗双控有望通过绿电消解。四、报告总结
　　电价市场化改革有望推进电价进一步抬升，火电及新能源运营商均将受益。
　　行业公司：火电企业：华润电力、华能国际、华电国际等；新能源运营商：龙源电力、三峡能源、福能股份、太阳能、晶科科技等。五、风险提示
　　电力市场化进程不及预期、电价提升不及预期，电力系统改革推进不及预期。
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