2022年电力行业研究报告.docx

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1、2022年电力行业研究报告、有别于市场观点市场更多关注到市场化电价上涨带来的煤电业绩弹性，对核电有认识但不够充分。我们认为煤电电价弹性最大从而收入增厚最可观，净利润增厚层核电优势或更明显。目前我国核电市场化交易电量仅次于煤电，核电市场化电价在江苏省2022年年度电力市场化交易中获得与煤电相近的上涨趋势,但即使上涨不如煤电，我们认为其至少将接近于核电机组本身的计划电价（标杆电价），即核电参与市场化至少不需要再折价。同时由于核电上市公司的燃料铀采购一般与集团旗下兄弟公司签订长协，铀价相对稳定。而煤电市场化电价上涨很大一部分场化电价上涨带来的核电净利润增厚更为可观。要用于抵消燃煤成本的上升。故在净利

2、润层市场认为市场化电价上涨也会给水电带来较大业绩增厚。我们认为此增厚有限。首先，各大水电公司实际市场化比例较低，绝对市场化交易电量也不高。水电上市公司中，市场化交易比例和绝对电量最多的华能水电仅有不到380亿市场化电量（除去300亿度西电东送长协）。各省份公布的2022年市场化交易方案中，水电的市场化电量几乎没有变动。最主要的是，水电的市场化电价上涨实际不大，处于较为稳定的水平。但我们认为水电作为清洁能源之一，未来有希望在电价上更好的体现其清洁属性价值。二、整体回顾：电价市场化改革有序推进，价格逐渐向价值收敛1949年至今，我国电价主要经历了六次改革：1）厂网合一，无上网电价；2）对抗电荒，鼓

3、励集资办电，执行还本付息电价；3）为抑制电价持续上涨和电力投资过热，改进还本付息电价为经营期平均电价；4）厂网分离，实行两部制电价；5）标杆电价时代到来，实现了电价从个别成本到社会平均成本定价的历史性跨越；6）深化电力体制改革，进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价。此阶段，电力中长期交易展开，现货市场试点开启；燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”机制；新建的陆上风电及除户用光伏外的新建光伏项目进入平价时代。这六大阶段见证了我国电力市场化改革进程，促进我国电价机制日益完善，但仍有继续优化的空间。三、经历六大阶段，电价市

4、场化有序推进（一）1979-1984年，完全管制阶段，上网电价尚未形成。改革开放以前，我国对电价实行统筹管理，电价水平维持相对稳定。改革开放后，电价机制部分调整以促进发用电效率提升，包括：取消部分工业用电电价优惠，颁布功率因数调整电费方法以明确功率因素的考核标准，调整东北地区用电价格等举措。但由于电价涨幅不及燃煤成本上升幅度，电力投资建设较萎靡，电力供需格局偏紧,一度出现缺电情况。此阶段电力管理政企合一，实行发、供、售一体化，电厂和电网统一核算，因此不存在上网电价。（二）1985年-1996年，集资办电开新局,还本付息电价应运而生。1985年，在全国电力紧缺的背景下，山东龙口电厂项目开工，系我

5、国电力投资改革的开端。紧接着，关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定出台，鼓励多渠道集资办电。集资电厂成为我国电力建设投资的主要形式之一，有效缓解了电力紧缺。对于不依靠政府财政拨款而实行负债建设的电厂（独立经营集资电厂、中外合资电厂等），其上网电价由还本付息需要及核准合理收益所确定。发电项目按还贷需要核定还贷期,还贷期内的上网电价因反映了投建成本等而价格较高，还贷期后上网电价随着成本降低而下降。此外，国家还引入了峰谷电价、燃运加价等机制。因此，此阶段是以还本付息电价为主的多种电价并存时期。（三）1997年-2001年，经营期电价出台,平滑分摊电价成本。实行还本付息电价时期，上网电价主要受发电

6、投资成本影响，基本表现为“一厂一价”甚至“一机一价”。由于投资热情高涨及投资成本缺乏有效约束机制，电厂投产初期上网电价过高，销售电价上涨过多。为降低电价，约束电力成本上升，2001年，国家计委发布关于规范电价管理有关问题的通知，实行经营期电价机制，火电/水电的经营期分别为20/30年，经营期上网电价测算以电力项目的整个经济寿命周期为基础，通过将项目经营期内现金流贴现，使其净现金流满足内部收益率，资本金内部收益率略高于同期国内银行5年期以上贷款利率。（四）2002年-2003年，厂网分离打破一体化垄断，实行两部制上网电价。2002年国务院印发电力体制改革方案：规定实行“厂网分开”，竞价上网，以此

7、打破电力企业的一体化垄断经营模式，引入竞争。方案将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。自此,电价机制更加明晰。（五）2004-2014年，标杆上网电价出台。2004年，标杆上网电价出台，新投产的燃煤机组在省网以上区域范围内执行统一的标杆电价，价格由发改委统一制定。随后，风电、光伏、核电也制定了标杆电价。标杆电价实现了从个别成本到社会平均成本定价的历史性跨越，为电价最终实现市场化创造条件。（六）2015年-至今，电力市场化改革不断深入。2015年国务院发布关于进一步深化电力体制改革的若干意见，标志着我国新一轮电力体制改革开启

8、。此次深化电力体制改革，按照管住中间、放开两头的体制架构进行。2016年，电力中长期交易基本规则（暂行）印发，电力中长期交易在全国范围内展开；2017年，第一批电力现货市场试点开启；2018年以后，风光标杆电价陆续取消；2019年燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”机制，电力市场化改革不断深入；2020年，现货市场长周期结算试运行开启；2021年，新建陆上风电、除户用外的新建光伏项目均步入平价时代。电价改革稳中求进，兼顾国计民生和发展。整体上，我国电价改革朝市场化道路前行，但从具体实施角度，电价改革兼顾了国计民生和发展，保持稳中求进的节奏。2019年，我国改燃煤标杆电价为“基准价+上下浮动”机

9、制，在2021年多省因煤价高企放开市场化电价较基准电价不上浮限制以前，国家不允许市场化交易电价较基准电价上浮以保证工商业电价只降不升，促进工商业快速发展。2021年煤价高企倒逼电力市场化改革进一步深入，国家要求工商业全部进入市场交易并取消工商业目录电价，但为保持居民和农业用电价格稳定，居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。各地要优先将低价电源用于保障居民、农业用电。四、六大类电源电价改革历程及定价机制（一）煤电：电价标杆，改革主线根据中电联数据测算，2020年以前，燃煤发电量占全国发电量的比例维持在60%以上。煤电在我国电力系统的支柱地位，决定了其定价在电力价格体系中起着

10、指导作用。至今，我国煤电上网电价历经了六个阶段：1）统建统管、厂网合一，无上网电价；2）厂网合一被打破，上网电价生成，执行还本付息电价；3）还本付息电价改进为经营期电价,以缓解投资过热和降低电价；4）厂网分离后，两部制电价实施；5）标杆电价出台，实施煤电联动机制；6）“基准价+上下浮动”机制取代标杆电价，煤电联动基本不再实施。2021年煤价高企倒逼电力市场化改革，上下浮动区间由2019年10月制定的+10%变为-20虬+20%,且高耗能用户交易价格不受上浮20%限制，多地市场化交易电价上涨。1、2004年之前：统建统管、还本付息、经营期、两部制电价1985年以前，煤电实行统建统管、厂网合一。这

11、段时期，煤电由国家集中管理、统一调控，煤电场政企合一，计划性较强。此阶段厂网尚未分离，因此没有上网电价的概念。煤电电价直接对接用户侧的目录电价，由国家统一制定，电价结构较为简单，电价水平较为稳定。集资电厂改变厂网合一历史，还本付息电价出台。为应对全国性用电紧张，加速电力建设，各地开始集资办厂。集资电厂打破了以往厂网合一的历史，上网电价由此产生。此时的上网电价执行还本付息电价，保障了投资者投资成本回收和合理利润，有力促进了电力建设，缺电得到缓解。然而，部分地区为追求短期利益，建设了许多小型高能耗电厂，忽视了规模效应，不利于国家整体布局。同时，投资热情高涨，电力建设市场供小于求拉高投资成本,投资成

12、本的上涨在还本付息电价机制下直接传导至上网电价，导致整体电价虚高，不利于国家经济建设和民生发展。降电价刻不容缓，经营期电价替代还本付息电价。2001年我国煤电上网电价正式改为经营期电价,即以项目的整个经营期为基础考虑投资者的合理成本和利润，测算经营期平均上网电价。经营期电价制度有效缓解了电价高涨，在电力建设高峰期保持了电价水平的基本稳定。但其定价没有考虑地区整体水平，政府导向作用难以发挥。厂网分离，实施两部制电价。2002年厂网分离，打破电力企业的一体化垄断经营模式。电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。2、2004年-20

13、19年：标杆上网电价机制标杆电价时代到来，竞争格局放开。2004年,我国开始实行煤电标杆上网电价机制。煤电标杆电价:各省发电平均社会成本+合理资本金内部收益率+税金。新投产的煤电机组，规范计价利用小时内原则上均遵循标杆电价，超发电量上网电价略低于标杆电价，煤电厂总体回报较为稳定。标杆上网电价脱离了单个电厂成本利润的局限，实现了从个别成本定价到区域平均成本定价的转变，不同区域的标杆电价反映了其资源和发展差异。同一标杆电价下，煤电厂竞争转变为造价成本和运营成本的竞争,促进煤电造价成本下降及运营效率提升。煤电联动，标杆电价历经“七上四下委可以根据发电企业燃煤成本的变化，对标杆电价进行一年一度的调整，

14、形成“煤电价格联动”。2004年的煤电联动政策中，规定70%的煤价涨幅由电价承担，余下30%由发电企业自行消化，对发电企业降本增效要求较高。2012年关于深化电煤市场化改革的指导意见对此作出调整，提出当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%。然而，出于对经济社会运行的总体考虑,煤电联动政策未真正落实。截至2019年，燃煤标杆电价共历经12次调整，其中有7次因煤炭价格上涨而上调。3、2020年至今：“基准价+上下浮动”出台，煤价高企倒逼电力市场化改革“基准价+上下浮动”市场化定价，煤电联动退出历史舞台。2019年国务院关于深

15、化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见决定，2020年1月1日起执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为-15%,+10%,具备市场交易条件的电量上网电价按市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，而燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。煤电联动机制也不再执行。指导意见还规定，实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。2021年高煤价倒逼电力市场化改革，市场化电价首次上浮且浮动范围扩大。由于2Q21和3Q21煤价高企，火电厂大面积亏损，火电运营商苦不堪言。受此压力，交易电价较基准电价不上浮的限制逐渐放开，多个省份开始允许上浮10%。2021年