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2021年10月08日发布

本周专题

在近期多省市拉闸限电的背景下，政策端开始逐渐放松对电价的限制，其中包括内蒙古、上海在内的七省市发文允许市场交易电价上浮不超过10%，另外浙江、河南等五省市相继出台分时电价完善机制，电价上升趋势明确。本周我们梳理总结近期各省市电价调整政策并对其原因进行探究。

核心观点

近期电价政策梳理总结

政策端：限制逐渐放松，电价打开上浮窗口。7月以来已有多省份陆续发文允许燃煤发电电价在标杆电价的基础上上浮不超过10%。电价上浮空间的打开将对2022年年度长协价格产生重要影响，电价上浮红利有望在明年加速释放。

多省市完善分时电价政策，拉大峰谷价差。今年7月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，通知明确了峰谷电价、尖峰电价以及季节性电价三个方面的优化。9月以来，浙江、广东和河南已经相继出台分时电价完善机制，继续拉大峰谷电价价差。

市场端：市场化电价呈现走高态势。广东2021年10月集中竞价交易统一出清价差为45.30厘/千瓦时，迎来正价差时代；云南1-8月市场化交易成交价格为20.988厘/千瓦时，同比上涨7.97%。

为何近期电力持续紧张？

导火索：电力供需矛盾尖锐。供给端，煤炭供需失衡、进口下降以及安全监管等多重因素导致国内煤价上涨。截至9月30日，动力煤市场价已经达到1682.5元/吨，远超历史高点。煤价高企叠加电厂煤库存持续走低，火电企业发电意愿低。需求端，后疫情时代用电需求高速增长。1-8月，全国全社会用电量54704亿千瓦时，同比增长13.8%。

深层次：我国处于能源转型阵痛期，新能源出力不稳，火电仍为支撑。“十三五期间”，光伏和风电的装机增速分别为35%和17.6%，远高于火电的4%。风光装机占比已经由2016年的13.56%提升至目前的25%，火电的装机占比降至56%，但是今年上半年火电供给比例仍高达73%，光伏风电贡献比例仅12.9%左右，对火电依赖程度较高。此外，新能源出力不稳，水电季节、年际波动明显，风光发电受地域环境限制较大，火电仍将在较长一段时间担任调峰重任。

投资建议

在煤价高企，火电出力不足但是用电需求旺盛的背景下，多省市近期拉闸限电，“市场煤”与“计划电”的矛盾进一步催化电价市场化改革。目前多省市已经发文允许燃煤发电电价在标杆电价的基础上上浮不超过10%并陆续完善分时电价机制，进一步拉大峰谷价差。电价抬升趋势明确，火电企业基本面改善。十四五期间，火电仍将在能源转型过渡期发挥基石作用。具体标的方面，建议关注【华能国际（A+H）】【华润电力】【华电国际（A+H）】；此外，能源结构转型仍是大势所趋，可再生能源将是未来发电主体。建议关注新能源运营商【龙源电力】【福能股份】【三峡能源】【吉电股份】等。

风险提示：宏观经济大幅下滑的风险、政策推进不及预期、电价下调的风险、煤价大幅上涨的风险等