計劃+市場，雙軌制龍頭股并行的電價機制當前我國電力系統及其相關制度正在推進電力市場化改革，處于由此前偏“計劃經濟”的電量和電價形成制度向更加“市場經濟”的形成制度轉型過程中，因此形成了目前我國 “計劃電”

 

    和“市場電龍頭股”雙軌并行的特殊格局。其中 “計劃電”模式下，各地經信委制定電力平衡方案及發電量計劃，并下發至電廠和電網公司遵照執行，計劃電量概念股執行標桿或基準電價。“市場電”模式下，各地經信委依然負責制定全年的市場化電量規模和市場準入，再由各地的電力交易市場組織供需雙方開展電力交易。“市場電”與“計劃電”最大的差異在于：“市場電”體系下發電側與用戶側直接進行電價的協商談判，電網只在其中只起到輸送電力的作用。截至2021 年底，我國市場化交易電量占全社會用電量比重為45.5%，并且隨著市場化改革持續推進，市場電占比還呈現出持續增加的態勢。市場化交易的電量中，大部分的電量及電價會在年初進行年度交易時確定，也稱為年度交易，月度以及現貨交易更多的是對年度交易進行補充。

 

    煤電：全面推行市場化，上浮限制再松綁

 

    2021 年10 月，國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，其中要求，有序放開全部燃煤發電電量上網電價，燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價。此外，通知將市場交易電價上下浮動范圍擴大為原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價與電力現貨價格不受上浮20%的限制，此次改革正式拉開我國煤電全部市場化交易帷幕，我國煤電也正式從“計劃電”和“市場電”并行的雙軌制，正式成為我國第一個全面市場化的電源。

 

    水電&核電&氣電：計劃電主導，市場化為輔

 

    水電方面，當前我國水電定價出現三種模式，其中2014 年2 月之前投產的水電仍舊按照“一廠一價”執行，2014 年2 月之后投產省內消納水電執行當地水電標桿電價，跨省區外送電源按照落地省份燃煤發電標桿上網電價倒推執行；核電方面，我國核電目前基本實行標桿電價，同時規定在具體省份按照當地燃煤基準價和核電標桿電價孰低原則執行，但由于技術迭代原因，目前有少量先進三代機組實行“一廠一價”制度；氣電方面，上網電價主要定價方式為單一制電價和兩部制電價，由于氣電成本較高當前單一制電價普遍高于燃煤基準價，兩部制電價會設定氣電聯動傳導成本端壓力。當前三類電源參與市場化比例相對較低，仍以計劃電價為主。

 

    風光綠電：邁向“平價時代”，綠電交易概念股常態化2022 年，除了浙江、廣東及山東出臺了本省海上風電補貼政策之外，其他風電及光伏已經開啟了全面平價上網的階段。市場化交易方面，對于存量帶補貼項目，為了促進新能源消納，部分省份陸續出臺本省新能源保障性收購小時，在保障性收購小時以內的上網電價為燃煤基準價+補貼，保障性收購小時以外的部分參與市場化，上網電價則為市場化電價+補貼。此外2021年8 月，我國正式啟動了專由新能源參與的綠電交易市場，當前已經實現常態化交易，由于新能源具備綠色低碳的環境屬性，因此在進行綠電交易時普遍實現了較燃煤基準價的溢價交易。

 

    隨著平價新能源陸續投產，預計綠電交易市場形成電概念股價將成為新能源上網電價主要形成方式。

 

    風險提示

 

    1、電價政策變動風險；

 

    2、電力供需惡化風險。

 

數據推薦

最新投資評級目標漲幅排名上調投資評級 下調投資評級機構關注度行業概念股關注度股票綜合評級首次評級股票