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2021年10月11日发布

政府明确完善电价机制， 多省推出电价上浮政策。

10 月 8 日国务院常务会议中强调，要改革完善煤电价格市场化形成机制。有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，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。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。此次政策的提出，推翻了此前电价“只降不升”的传统预期， 进一步加速了电价市场化改革进程，促使电力资源重回商品属性。自 2021 年 7 月以来，多省市发布相关政策，允许电价上浮。由于各省市发电结构和产业用电结构各不相同，相应电价上浮政策也略有不同，但整体反映出的趋势即是电价将呈上涨趋势。电价的上浮对于火电发电企业来讲有重大意义，直接增厚企业利润，推动火电企业价值重估。

追本溯源， 多因素加速电价改革。

2021 年上半年， 9 个省（区）上半年能耗强度不降反升； 10个省上半年能耗强度降低率未达到进度要求。全国各地能耗双控完成进度大多不及预期，全年任务目标艰巨，能耗双控压力仍在。在能耗双控目标的压力下，各地不得不推出相应的限电政策，力争完成 2021 年能耗双控目标。今年，限电情况已经在十余省市出现。我国电力供应主要依赖火电， 1-8 月，全国累计火电发电量占比高达 71.85%。而火电企业受制于动力煤价格快速攀升，成本端压力陡增，部分企业处于亏损状态，在限电政策下， 部分企业更倾向于“少发少亏”的原则， 进一步缩减了电力供应。 此外， 目前新能源装机增速远高于火电装机，截至 2021 年 6 月底，全国风电装机容量同比增长 34.7%；全国光伏发电装机容量同比增长 23.7%，新能源装机增长速度远远快于火电、水电等能源，但目前新能源发电量占总发电量的比重较小，无法满足国内能源消耗的增长。 2021 年 1-8 月，风电发电量占总发电量的比例为 6.17%，光伏发电量占总发电量的比例为 2.27%，合计不到 9%。并且，风电和光伏发电受环境因素干扰较大，十分不稳定，也进一步加剧了在火电、水电等传统能源受限的情况下，全国电力供需矛盾紧张的格局。所以，加速电价改革，推动火电电量全部进入电力市场，对于高耗能行业用电可由市场交易形成价格，不受上浮 20%的限制，即保障了全国电力供应，也促进了火电行业健康发展。

推动绿电交易， 增加可再生能源消费比例。

9 月 7 日，来自 17 个省份的 259 家市场主体，以线上线下方式完成了 79.35 亿千瓦时绿色电力交易。绿电交易精准匹配发电和用户需求，从供需双侧发力，促进新能源发展，将成为以市场化手段推动构建新型电力系统的重要抓手。在需求侧，近些年越来越多的国内外企业购买绿电需求迫切，特别是国企通过购买绿电彰显企业社会责任和高耗能企业需要通过购买绿电完成全年能耗指标。在供给侧，随着新能源进入平价时代，政府补贴逐步退坡，未来在引导和促进新能源发展方面，需要由政策扶持逐步过渡到市场激励， 推动新能源行业健康可持续发展。 2021 年 9 月 11 日，相关部门印发关于《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知，鼓励地方增加可再生能源消费，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。表明企业可以通过绿电市场购买绿电，来满足自身额外的电力需求，这一政策刺激了地方更加积极的开发和使用可再生能源，也会加速绿电交易市场的发展。

投资建议

在碳达峰、碳中和的背景下，电力机制改革进程将会持续推进，火电电价的上浮将直接增强企业盈利能力。而在能耗双控的压力下，绿色能源结构转型显得尤为关键，新能源装机有望快速增长，新能源运营商则受益于规模增加，运营效率提升，增厚业绩。我们看好国内传统电力企业受益于电价上浮带来的利润增厚，也看好新能源运营商受益于绿电交易和规模提升带来的盈利能力回升，推荐关注火电转型新能源标的【华能国际】，受益的有【内蒙华电】 ; 同时受益的纯正新能源运营电站【太阳能】、【节能风电】、【嘉泽新能】。

风险提示

1）电价上浮不及预期； 2）全社会用电量增速不及预期； 3）动力煤价格持续高增； 4）新能源装机不及预期； 5）新能源消纳情况不及预期