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2020年12月10日发布

允许市场化交易方式拉大峰谷价差。2020年12月3日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号），指出要拉大峰谷价差，交易双方签订分时段合同时，可约定峰谷时段交易价格，也可参考上一年平均交易价格确定平段电价，峰谷电价基于平段电价上下浮动。峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，在发用电两侧共同施行，拉大峰谷差价。市场初期，为保证市场平稳健康有序，各地政府主管部门可根据需要制定分时段指导价，指导价的峰谷差价应不低于已有目录电价的峰谷差价。

在具体举措上，通过鼓励市场主体提供电力负荷曲线、推动分时段签约等方式来实现。鼓励参与交易的市场主体通过协商，分时段约定电量电价，签订电力中长期合同。电网企业要公布更加详尽的历史用电曲线，各地政府主管部门应根据本地区历史发用电曲线，制定并公布时段划分标准。同时，各地政府主管部门会同电网企业，要积极提供省内更多行业或地区的电力负荷曲线。鼓励电力用户自行提供电力负荷曲线，签订电力中长期合同；鼓励售电公司、综合能源服务机构等提供更细更精准的电力负荷曲线，帮助市场主体更好地参与市场交易。

峰谷价差的扩大利好储能、电能信息集采等板块，并有利于新能源的消纳。1）拉大峰谷电差，将直接利好储能在用户侧的峰谷价差套利。峰谷价差套利是指在用电侧利用电力价格的峰谷价差进行套利，即在用电低谷期充电，在用电高峰期放电，从而摊低用户的综合用电成本。我们查阅了近期各省陆续出台调整后的2020-2022年输配电价和销售电价，其中部分省份提出拉大峰谷电价差，并对峰谷平电价的时段也进行了相应的调整。以江苏35千伏及以上的一般工商业用电为例，峰谷价差高达0.7486元/kWh，按照国家发改委、能源局的通知，意味着峰谷价差将可能在此基础上进一步拉大。2）以市场化交易方式拉大峰谷价差的前提是有精确的电力负荷曲线，对于电力用户而言，要享受到这一政策红利，需要用户提供典型日的电力负荷曲线和近几年的历史负荷曲线，才能更好的把握电量和电价的申报，这将会利好电能信息集采等标的。3）有利于风电和光伏等新能源的消纳。通过市场化交易方式拉大峰谷价差，有利于通过更强烈的价格杠杆引导“需求侧响应”，即用户基于低谷电价的降低主动选择在负荷低谷期多用电，在高峰期少用电，起到了“削峰填谷”的作用，客观上释放了系统调峰能力，有利于新能源的消纳。

在具体的交易执行层面，通过市场化交易方式拉大峰谷价差的效果有待进一步观察。1）国家能源局、发改委出台的政策在时间上相对滞后，导致市场主体的准备时间有限，难以开展相应的组织安排和交易准备。首先，广东、云南、湖南等地均已在政策出台之前就开始组织2021年的年度中长期交易，电网公司难以及时调整交易规则来组织交易，发电企业、电力用户和售电公司也难以重新组织电量和电价的协商，并制定相应的交易策略。其次，通知鼓励“电力用户自行提供电力负荷曲线”，但除了电力大用户以外，大部分中小电力用户可能短期内无法获取精确的用电负荷曲线和历史负荷曲线，导致难以参与交易。第三，通知要求“峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，在发用电两侧共同施行，拉大峰谷差价”，但发电侧是否有足够的意愿拉大峰谷价差，目前暂时没有市场交易结果来印证。最后，从交易的角度出发，峰谷价差的市场化要求交易电量分解到月和具体时段，但由于各省交易规则对分时段交易下的偏差电量尚未同步做出调整，因此售电公司可能会担心电量偏差考核的压力进一步加大。2）已有的市场交易结果暂未反映出通过市场化交易方式拉大峰谷价差的效果。以湖南为例，在《湖南电力交易中心有限公司关于2021年电力市场年度交易的公告》中，1月至6月的交易电量须分解到月（不分解到时段），任一购方与任一售方每月只能申报一组电量及价差。7月至12月的交易电量须分解到月、时段，任一购方与任一售方每月的每个时段只能申报一组电量及价差。由于湖南本次交易截止目前暂时只进行了2021年上半年的交易，因此交易结果未能体现市场对峰谷价差的看法。

投资建议：峰谷价差的扩大将直接利好储能，建议关注在储能领域布局较早且有项目储备的科士达（002518.SZ）和阳光电源(300274.SZ)。为了更好的享受峰谷价差扩大带来的政策红利，电力用户需要加装电能信息采集设备以获取更精确的用电负荷曲线，建议关注在电能信息监测终端具有领先优势、在国网和南网集采中排名领先的威胜信息(688100.SH)，维持行业“同步大市”评级。

风险提示：全社会用电需求不及预期，市场化进度不及预期，交易安排难以及时调整。