電力行業電價發展趨勢研判：風來千帆競潮涌逐浪高-220804（34頁）.pdf

1、 電價發展趨勢研判：風來千帆競，潮涌逐浪高 Table_Industry 電力行業 Table_ReportDate2022 年 08 月 04 日 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 2 證券研究報告 行業研究 Table_ReportType 行業深度研究 電電 電力行業 投資評級投資評級 看好看好 上次評級上次評級 看好看好 Table_Author 左前明 能源行業首席分析師 執業編號：S1500518070001 聯系電話：010-83326712 郵 箱： 李春馳 能源行業分析師 執業編號：S1500522070001 聯系電話：010-83326723 郵 箱： 信

2、達證券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城區鬧市口大街9號院1號樓 郵編：100031 Table_Title 電價發展趨勢研判：風來千帆競，潮涌逐浪電價發展趨勢研判：風來千帆競，潮涌逐浪高高 Table_ReportDate 2022 年 08 月 04 日 本期內容提要本期內容提要: : Table_Summary Table_Summary 電價機制改革本質上是國家經濟社會對電力發展需求變化的內在反電價機制改革本質上是國家經濟社會對電力發展需求變化的內在反映映，是宏觀經濟調控的重要手段，是宏觀經濟調控的重要手段。從計劃體制到“集資辦電” ，從“廠網分

3、離”到“管住中間，放開兩頭” ，電價機制的數次變化均伴隨著國家經濟社會改革轉型的關鍵期?，F行電價機制改革的政策性方電價機制改革的政策性方向是立足于全國統一電力市場體系向是立足于全國統一電力市場體系下，理順電價關系，下，理順電價關系，完善電力價格完善電力價格市場化形成和傳導機制。市場化形成和傳導機制。 現行的電價機制同時面臨長期問題與短期問題?，F行的電價機制同時面臨長期問題與短期問題。從長期視角看，電價存在結構機制性問題，包括計劃體制下行政性指令過強，電力價格傳導機制扭曲、商品性屬性不足，以及輔助服務機制和容量補償機制的缺乏。從短期視角看，全球能源通脹背景下的煤炭、石油、天然氣價格高企，國內“市

4、場煤，計劃電”的價格倒掛導致煤電企業虧損嚴重；大規模高比例新能源消納調節需求導致系統成本進入加速上升階段，新能源需承擔一定的調節費用；輸配電價核定趨嚴，電網經營情況不容樂觀，將會進一步導致電網調節手段減少和投資緊張。 預計國內電價將隨著預計國內電價將隨著電力市場化電力市場化深入，進入一輪上漲周期。深入，進入一輪上漲周期。立足于加快建設全國統一電力市場的背景下，行政性降電價舉措已接近尾聲。行政性降電價舉措已接近尾聲。伴隨電力市場化改革持續深入，預計國內電價將進入以理順電價形成傳導機制為主旋律的上漲周期?；诎l電側發電成本壓力和用戶側宏觀經濟承受力的考量，預計電價將預計電價將以結構調整為以結構調整

5、為主要主要，以溫和漸進以溫和漸進為為主基調逐步主基調逐步提升提升。 發電側：電能量電價方面，煤電發電側：電能量電價方面，煤電受限煤炭供應緊張受限煤炭供應緊張持續、支撐性電源持續、支撐性電源裝機不足裝機不足和產業結構調整的需求和產業結構調整的需求，預計預計電價電價在市場化過程中仍有在市場化過程中仍有上浮上浮空間；空間；新能源新能源立足于價格結構調整，分攤調節費用后立足于價格結構調整，分攤調節費用后電價也將向下游電價也將向下游傳導傳導；輔助服務電價和容量電價；輔助服務電價和容量電價基基于機制理順和需求緊缺于機制理順和需求緊缺的情況的情況，有有望進一步推進望進一步推進。煤電煤電：立足于煤炭供應將在“

6、十四五”期間持續處于緊張狀態的預估，電煤長協簽訂價格未來有望趨勢性逐步抬升。同時，“雙碳”目標下的煤礦產業存在產業結構調整，實現煤炭清潔高效利用的需求，相關成本在理順價格機制后疏導至價格端。新能源新能源：市場化改革下的新能源價格機制需實現結構性調整，綜合來看低廉的發電邊際成本和逐步升高的輔助服務費用分攤，其帶來的系統性成本的抬升會向終端電價傳導。水電核電：水電核電：整體體量較小，成本構成和運營方式決定電價走向。輔助服務：輔助服務：新版“兩個細則”明確“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的補償分攤原則，輔助服務費用分攤范圍由原先的發電側內部相互轉讓轉向發電企業和市場化用戶共同分攤模式，并逐步將非市

7、場化電力用戶納入補償費用分攤范圍。容量電價：容量電價：容量電價機制是保證常規電源成本回收，保證電力系統安全性和可靠性的重要支撐。隨著“十四五”期間頂峰容量裕度降低，頂峰電源缺口擴XZBVVW5WEWTYEY4Y6MbPaQmOnNsQnPlOmMuMlOoOmR6MmMvMuOmOpONZmNpQ 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 3 大，容量電價機制將會受供需關系的影響適時建立推廣。 輸配環節：輸配環節：綜合考慮電網投資需求和合理收益、抽水蓄能和特高壓的綜合考慮電網投資需求和合理收益、抽水蓄能和特高壓的成本成本核算分攤、以及分布式核算分攤、以及分布式發電發電規?；尤肱渚W的相關

8、影響規?；尤肱渚W的相關影響，輸配電輸配電價有望止跌轉升價有望止跌轉升?；谛滦碗娏ο到y的建設目標，電網公司仍需持續性的電網側資源建設和配網側電力電子化改造，存在長期的建設改造投資需求。抽水蓄能和特高壓工程在“十四五”期間有望迎來爆發式增長，相關容量電價需要折算入輸配電價實現成本回收。遠期分布式光伏規?；尤腚娋W導致電網輸配電量下降，進而導致輸配電度電分攤成本上升。綜合來看，輸配電價有望止跌轉升。 用戶側：一產用戶側：一產、居民電價保持居民電價保持相對相對穩定；穩定；工商業用戶電價工商業用戶電價以市場化改以市場化改革為主線革為主線，實現實現分門別類上漲分門別類上漲。用戶側電價依照產業類別，一產

9、和居民電價相關政策以相對穩定為主，亦存在通過引入分時電價、拉大階梯電價差等手段漲電價的可能。工商業用戶電價自全部進入市場以來已經出現上漲情況，未來可能實現分門別類的上漲。預計高耗能產業電價將率先上漲，同時考慮區域產業發展水平，通過電價引導產業結構調整。 建議建議關注領域關注領域： （1）能源通脹和電力市場化改革推進局面下，煤電電煤電電價價有望逐步上漲有望逐步上漲。 （2）立足于新型電力系統長周期持續性的調節需求，火電靈活性改造、儲能、特高壓、配網改造、虛擬電廠等火電靈活性改造、儲能、特高壓、配網改造、虛擬電廠等調節性調節性靈活性資源技術有望呈現爆發式增長靈活性資源技術有望呈現爆發式增長。 （3

10、）新能源發電新能源發電在在現貨市場現貨市場和和輔助服務市場輔助服務市場存在存在收益率下行風險收益率下行風險。 風險因素：風險因素：1、宏觀經濟下滑導致電力需求和用電量增速不及預期；2、電力市場化改革推進不及預期；3、政策在各地的執行力不及預期。 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 4 目 錄 電價機制改革本質上是經濟社會發展對電力行業的內在反映 . 6 1、我國電價政策機制發展歷程 . 6 2、現行電價機制介紹與分析 . 7 3、電力市場化改革情況簡介 . 14 現行電價機制同時面臨長期的機制結構性問題和短期的能源環境及政策問題 . 16 1、長期機制結構性問題 . 16 伴隨電力

11、市場化改革持續深入，預計國內電價將進入新一輪上漲周期 . 22 1、發電側電價上漲空間解析： . 23 2、輸配電價上漲空間解析： . 28 3、銷售電價上漲空間解析： . 28 投資建議 . 30 風險因素 . 31 表 目 錄 表 1：主要煤電電價政策總結.8 表 2：主要風電電價政策總結. 10 表 3：主要光伏電價政策總結. 11 表 4：主要輸配電價政策總結. 12 表 5：第一輪省級電網輸配電價核定結果變動（元/kWh） . 13 表 6：電改“9 號文”重點總結 . 14 表 7：舊版“兩個細則”下輔助服務補償方式 . 17 表 8：2016-2020 年電網企業降低用電成本情況

12、總結 . 20 表 9：新舊“兩個細則”修訂與調整內容對比 . 26 表 10：裝機容量與頂峰容量測算（萬千瓦） . 27 表 11：重點投資區域和相關上市公司 . 31 圖 目 錄 圖 1：電價政策機制發展歷程 .6 圖 2：電價結構示意圖 .7 圖 3：歷年動力煤價與燃煤標桿電價變動關系 .9 圖 4：歷年煤電裝機與燃煤標桿電價變動關系 .9 圖 5：風電標桿電價變化情況（元/kWh） .9 圖 6：光伏標桿電價變化情況（元/kWh） .9 圖 7：風電裝機變化情況 . 10 圖 8：光伏裝機變化情況 . 10 圖 9：歷年廣東電力市場年度合同電量與價差示意圖. 15 圖 10：2022

13、年 6 月山西電力現貨市場日前價格 . 15 圖 11：我國電力市場架構與價格體系 . 15 圖 12：2015 年前“煤電聯動機制”四次失效示意圖 . 16 圖 13：全國工業與居民用戶的電力交叉補貼變化趨勢 . 16 圖 14：2019 年 16 月全國電力輔助服務補償費用構成 . 17 圖 15：火電逐年發電量與平均利用小時數趨勢圖 . 17 圖 16：20102021 年全球煤炭產量與消費量同比示意圖 . 18 圖 17：20102021 年全球石油產量與消費量同比示意圖 . 18 圖 18：20102021 年全球天然氣產量與消費量同比示意圖 . 18 圖 19：2019 年 4 月

14、至今國際煤炭、石油、天然氣價格走勢圖 . 18 圖 20：美國住宅、工業、商業電價示意圖（美分/千瓦時） . 18 圖 21：英國、德國、歐盟 27 國非居民電價示意圖（歐元/千瓦時） . 18 圖 22：動力煤長協價格與現貨價格關系情況（元/噸） . 19 圖 23：煤電價格與電煤價格關系情況（元/噸） . 19 圖 24：五大發電集團上市公司 2021 年凈利潤情況（億元） . 19 圖 25：20212030 年各電源年發電量預測（億千瓦時） . 20 圖 26：20212030 年各電源年裝機量預測（萬千瓦） . 20 圖 27：20152021 國家電網營收與凈利潤統計 . 21 圖

15、 28：20152021 南方電網營收與凈利潤統計圖 . 21 圖 29：20162020 年電網降價降費政策執行情況（億元） . 21 圖 30：20162020 電網企業降價降費政策執行情況 . 21 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 5 圖 31：“十五五”電力輔助服務補償費用預測（有調峰） （億元） . 24 圖 32：“十五五”電力輔助服務補償費用預測（無調峰） （億元） . 24 圖 33：“十五五”風電輔助服務費用及度電分攤（有調峰） . 24 圖 34：“十五五”光伏輔助服務費用及度電分攤（有調峰） . 24 圖 35：“十五五”風電輔助服務費用及度電分攤（無調峰

16、） . 25 圖 36：“十五五”光伏輔助服務費用及度電分攤（無調峰） . 25 圖 37：20212030 年水電裝機及發電量預測 . 25 圖 38：20212030 年核電裝機及發電量預測 . 25 圖 39：2019 年部分國家（地區）居民電價水平比較（元/kWh） . 29 圖 40： 兩網公司電網代理購電平均電價情況（元/MWh） . 30 圖 41：山西省電網代理購電上浮情況（元/MWh） . 30 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 6 電價機制改革本質上是經濟社會發展對電力行業的內在反映 1、我國電價政策機制發展歷程 電力行業作為工業社會基礎產業，是國民經濟發展和

17、人民正常生活的重要能源保障。電價作為電力供需的標桿和優化電力資源配置的杠桿，不僅承載著各方利益訴求，而且影響著電力行業的發展方向和前景。我國電價政策機制發展歷程大致可以分成四個階段： 計劃管理階段（計劃管理階段（1949-1985 年） ：年） ：與計劃經濟體制相適應，建國初期的電力建設和電價管理采用了高度集中的計劃管理體制。以1952年全國主要電力企業由地方上劃中央為標志，我國電力工業開始實行中央統一管理，從電力發、輸、配、售到銷售收入的實現和利稅上繳，電力生產的各個環節，均由政府自上而下垂直管理，實行計劃建設、計劃發電、計劃供電的體制。電力價格由政府制定。 初始調整階段（初始調整階段（19

18、85-2002 年） ：年） ：為了解決建設資金不足、電力供應緊張的矛盾，1985 年國務院出臺關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定 （國發198572 號） ，提出電力投資主體多樣化，由原來的中央“一家辦電”改為“多家辦電”的形式，并配合電力投資改革進行了電價改革，實行了多種電價制度，包括 “還本付息”電價，“燃運加價”政策，以及 “二分錢”電力建設基金政策。 改革過渡階段（改革過渡階段（2002-2015 年） ：年） ：在世界電力工業均興起放松管制、引入競爭的背景下，我國電力行業開始以引入市場競爭機制為主要內容的電力管理體制與運營模式改革。2002 年底，國務院頒布電力體制改革方案

19、（國發20025 號文） ，開始進行以“廠網分開、主輔分離”為主要內容的電力工業管理體制改革。在上網電價環節，2004 年國家出臺了燃煤機組標桿上網電價，隨后逐步推廣到風電、光伏、核電、生物質發電等領域；在輸配環節，提出了輸配電價的概念；在銷售環節不斷優化調整銷售電價結構，擴大“基本電價（與變壓器容量用量成比例）+電量電價（與用電量成比例） ”的兩部制電價執行范圍。 全面改革階段（全面改革階段（2015年年-至今） ：至今） ：2015年，中共中央國務院下發關于進一步深化電力體制改革的若干意見 （中發20159 號） ，確定了“三放開、一獨立、三強化”的改革基本路徑以及“放開兩頭、管住中間”的

20、體制框架。針對電價機制改革，確定了單獨核定輸配電價、分步實現公益性以外的發售電價格由市場形成和妥善處理電價交叉補貼三項主要改革內容。 圖圖 1：電價政策機制發展歷程電價政策機制發展歷程 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 7 資料來源：信達證券研發中心 梳理電價政策機制發展歷程可以發現，電價機制改革本質上是國家經濟社會電價機制改革本質上是國家經濟社會發展發展對電力對電力行行業業的內在反映的內在反映，也是重要的宏觀經濟調控手段，也是重要的宏觀經濟調控手段。電價機制由計劃管制松綁的直接原因是電力行業投資不足帶來的“電荒” ；2002 年第一次電力體制改革主要瞄準“打破壟斷，引入競爭，提

21、高效率，降低成本”的目標。2015 年以來的新一輪電力體制改革主要針對的是電力行業市場交易機制缺失，電價機制未能理順，電力成本無法疏導的實質性問題。 2、現行電價機制介紹與分析 計劃模式下的電價機制來源于國家發改委電價改革實施方法 （發改價格2005514號） ，其中包括上網電價管理辦法 、 輸配電價管理暫行辦法和銷售電價管理暫行辦法 。計劃模式下的電價機制包括上網電價、輸配電價和銷售電價三部分。而根據關于核定20202022 年省級電網輸配電價的通知 （發改價格規20201508 號） ，參與電力市場化的用戶用電價格包括市場交易上網電價、輸配電價、輔助服務費用和政府性基金及附加四部分。 上網

22、電價：上網電價：又稱標桿電價，是發電企業與電網企業進行電能結算的價格。計劃體制下的上網電價由當地發改委進行核定。市場競爭下的上網電價由發電企業與用戶的中長期合同，或發電企業在現貨市場中的競價確定。 輸配電價：輸配電價：指電網經營企業提供接入系統、聯網、電能輸送和銷售服務的價格總稱，又稱輸配電費用。目前省級電網輸配電價定義中，輸配電價包含線損、交叉補貼和區域電網容量電費三部分?，F行的輸配電價由發改委按照“準許成本加合理收益”的原則每三年核定一次。 輔助服務費用：輔助服務費用：指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務而

23、產生的成本。輔助服務費用的收取和分攤依據源于 2006 年發電廠并網運行管理規定 （電監市場200642 號） 、 并網發電廠輔助服務管理暫行辦法 （電監市場200643 號） ，合稱“兩個細則” 。2021 年 12 月，國家能源局修訂發布電力并網運行管理規定（國能發監管規202160 號）和電力輔助服務管理辦法 （國能發監管規202161號） ，合稱新版“兩個細則”替代舊版“兩個細則” 。目前，全國除西藏外的 6 個區域電網和 30 個省級電網均已有電力輔助服務市場運行。 政府性基金及附加：政府性基金及附加：包括國家重大水利工程建設基金、水庫移民后期扶持基金、農網還貸資金、城市公用事業附加

24、、可再生能源電價附加等。 銷售電價：銷售電價：指電網經營企業對終端用戶銷售電能的價格，同時疊加電能成本、輸配電成本和政府性基金及附加等部分。計劃體制下的銷售電價由當地發改委進行核定。市場競爭下的銷售電價由發電企業與用戶的中長期合同，或電力用戶或供電公司在現貨市場中的競價確定。 圖圖 2：電價結構示意圖電價結構示意圖 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 8 資料來源：信達證券研發中心 隨著新一輪電力市場體制改革不斷推進，電力行業的生產消費結構也在逐步發生變化。目前，各省份均為計劃性質的優先發電/用電計劃與市場性質的中長期交易市場、電網企業代購電和（或）電力現貨市場試點并存的局面。其中

25、，發電側的優先發電量主要包括清潔能源消納供電，供熱機組供電、跨省跨區計劃送電等部分；用電側的優先用電量主要供給包括居民、農業、重要公用事業及公益性事業在內的未參與市場化交易的用戶。因此，現行的電價機制逐步由計劃體制轉向市場模式，計劃與市場并存的局面。逐步由計劃體制轉向市場模式，計劃與市場并存的局面。 上網電價：主要受政策及成本影響，與市場聯動加強，但仍受行政指令管制。上網電價：主要受政策及成本影響，與市場聯動加強，但仍受行政指令管制。 煤電方面：煤電上網電價受煤炭價格影響和行政性較大。煤電方面：煤電上網電價受煤炭價格影響和行政性較大?！懊弘娐搫印睓C制始于 2004 年國家發改委發布的關于建立煤

26、電價格聯動機制的意見的通知（發改價格20042909號），允許煤電上網標桿電價跟隨電煤價格依照一定關系實現聯動?！懊弘娐搫印睓C制雖實現周期性上網電價與煤炭價格聯動，但仍存在聯動性不足（電價聯動周期滯后煤價至少6個月，電煤累計上漲幅度需達 5%），行政性指令較強（電廠需要自行消化30%的煤價上漲因素）等機制性缺陷。 2019 年，國家發改委能源局發布關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見（發改價格20191658 號）建立“基準價+上下浮動”的市場化煤電價格調節機制，取代原先的“煤電聯動”機制?！盎鶞蕛r+上下浮動”機制允許發電企業與售電公司和電力用戶在競價范圍內，圍繞當地燃煤發電標桿上網

27、電價，通過雙邊協商和集中競價的市場化方式自由形成煤電價格，但競價結果仍存在受上浮不超過 10%，下浮不超過 15%的浮動限制，且仍存在“2020 年價格暫不上浮”的行政性指令。 2021年關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（發改價格20211439號）放開全部燃煤發電上網電價，放開燃煤發電電量進入市場，并且價格浮動上下限均被擴大為 20%?！盎鶞蕛r+上下浮動”機制允許煤電上網電價根據煤炭價格靈活上浮下浮，但目前上下浮動空間仍受行政指令管制。 表表 1：主要煤電電價政策總結主要煤電電價政策總結 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 9 價格機制 機制特點 關于建立煤電價格聯

28、動機制關于建立煤電價格聯動機制的意見的通知的意見的通知 煤電聯動機制：煤電聯動機制： 調整周期：6 個月一次 調整機制：平均煤價變化幅度達到或超過 5% 電力企業需自行消化 30%的煤價上漲因素 關于深化燃煤發電上網電價關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見形成機制改革的指導意見 “基準價“基準價+上下浮動”機制：上下浮動”機制：煤電市場化中長期合同價格可圍繞當地現行燃煤發電標桿上網電價浮動，上浮不超 10%，下浮不超過 15%。 浮動限制“上窄下寬” ，且明確提出“2020 年暫不上浮” 關于進一步深化燃煤發電上關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知網電價市場化改革的通知 “

29、基準價“基準價+上下浮動上下浮動”機制機制：燃煤發電機組全部進入市場，市場化價格上下浮不超過 20%。 燃煤機組全部進入市場，浮動限制略微放寬 資料來源：國家發改委，信達證券研發中心 圖圖 3：歷年動力煤價與燃煤標桿電價變動關系歷年動力煤價與燃煤標桿電價變動關系 圖圖 4：歷年煤電裝機與燃煤標桿電價變動關系歷年煤電裝機與燃煤標桿電價變動關系 資料來源：wind，信達證券研發中心 資料來源：中電聯，國家發改委，中國電力知庫，信達證券研發中心 風光方面：風光新能源歷經“補貼起步風光方面：風光新能源歷經“補貼起步-爆發增長爆發增長-補貼退坡”的典型行業政策扶持發展歷補貼退坡”的典型行業政策扶持發展歷

30、程，最終目標是實現平價上網和參與直接交易和市場競爭。程，最終目標是實現平價上網和參與直接交易和市場競爭。風光發電的上網標桿電價高于當地燃煤機組上網電價的部分，由可再生能源補貼支付。風光新能源發電也因此迎來爆發式增長時期。自2015年以來，風電和光伏的標桿電價分別經歷了五次和七次下調，補貼空間逐步壓縮。2021 年，國家發改委發布關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知（發改價格2021833號），正式取消所有新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目的補貼，實行平價上網。2022 年，國務院辦公廳轉發國家發展改革委、國家能源局聯合發布關于促進新時代新能源高質量發展

31、的實施方案（國函辦202239 號），鼓勵支持新能源項目與用戶開展直接交易，鼓勵簽訂長期購售電協議，在電力現貨市場試點地區，鼓勵新能源項目以差價合約形式參與電力市場交易。 圖圖 5：風電標桿電價變化情況風電標桿電價變化情況（元（元/kWh） 圖圖 6：光伏標桿電價變化情況光伏標桿電價變化情況（元（元/kWh） 資料來源：國家發改委，信達證券研發中心 資料來源：國家發改委，信達證券研發中心 2003004005006007008009001,0001,1000.270.290.310.330.350.370.390.410.432004/1/142006/10/102009/7/6 2012/4

32、/12014/12/272017/9/222020/6/18平均燃煤標桿電價（元/kWh）（左軸）秦皇島港:動力煤價（元/噸）（右軸）020,00040,00060,00080,000100,000120,000140,0000.20.250.30.350.40.452004A2005A2006A2007A2008A2009A2010A2011A2012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A2019A2020A歷年火電裝機（萬千瓦）（右軸）燃煤標桿電價（元/kWh）（左軸）0.20.250.30.350.40.450.50.550.60.65I類資源區II類資源區III

33、類資源區IV類資源區0.30.40.50.60.70.80.911.1I類資源區II類資源區III類資源區 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 10 圖圖 7：風電裝機變化情況風電裝機變化情況 圖圖 8：光伏裝機變化情況光伏裝機變化情況 資料來源：中電聯，中國電力知庫，信達證券研發中心 資料來源：中電聯，中國電力知庫，信達證券研發中心 表表 2：主要：主要風電風電電價政策總結電價政策總結 價格機制 機制特點 關于完善風力發電上網電價關于完善風力發電上網電價政策的通知政策的通知 陸上陸上風電標桿電價機制：風電標桿電價機制：全國分為四類風能資源區，風電標桿電價分別為 0.51 元/kW

34、h，0.54 元/kWh，0.58 元/kWh 和0.61 元/kWh 風電上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網負擔；高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。 關于海上風電上網電價政策關于海上風電上網電價政策的通知的通知 海上風電標桿電價海上風電標桿電價機制：機制： 近海風電項目電價：0.85 元/.kWh， 潮間帶風電項目：0.75 元/.kWh。 / 關于適當調整陸上風電標桿關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知上網電價的通知 陸上風電標桿電價機制：陸上風電標桿電價機制：全國分為四類風能資源區，風電標桿電價分別為 0.49 元/kWh，0.52 元/

35、kWh，0.56 元/kWh 和0.61 元/kWh 鼓勵通過招標等競爭方式確定業主和上網電價，但通過競爭方式形成的上網電價不得高于國家規定的當地風電標桿上網電價水平。 關于完善陸上風電光伏發電關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知上網標桿電價政策的通知 陸上風電標桿電價機制：陸上風電標桿電價機制： 2016 年 0.47 元/kWh，0.50 元/kWh，0.54 元/kWh 和0.60 元/kWh 2018 年 0.44 元/kWh，0.47 元/kWh，0.51 元/kWh 和0.58 元/kWh。 / 關于調整光伏發電陸上風電關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知標桿上網電

36、價的通知 陸上風電標桿電價機制：陸上風電標桿電價機制：2018 年 0.40 元/kWh，0.45 元/kWh，0.49 元/kWh 和 0.57 元/kWh； 海上風電標桿電價海上風電標桿電價機制：機制：近海風電項目標桿上網電價為每千瓦時 0.85 元，潮間帶風電項目標桿上網電價為每千瓦時 0.75元。 關于積極推進風電、光伏發關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的電無補貼平價上網有關工作的通知通知 / 開展平價上網項目和低價上網試點項目建設。鼓勵平價上網項目和低價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償。促進風電、光伏發電通過電力市場化交易無補貼發展。 關于完善風電上網電價政策關于

37、完善風電上網電價政策的通知的通知 陸上風電陸上風電指導價指導價機制：機制：2019 年 0.34 元/kWh，0.39 元/kWh，0.43 元/kWh 和 0.52 元/kWh；2020 年 0.29 元/kWh，0.34 元/kWh，0.38 元/kWh 和 0.47 元/kWh。 海上海上風電風電指導價指導價機制：機制：2019 年 0.8 元/kWh；2020 年 0.75 元/kWh。 2021 年開始新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，2022 年開始新核準的海上風電項目全面實現平價上網。 0%10%20%30%40%50%60%0500010000150002000025000

38、3000035000風電累計裝機（萬千瓦）風電新增裝機（萬千瓦）YOY0%100%200%300%400%500%600%700%800%900%1000%0500010000150002000025000300003500020112012201320142015201620172018201920202021光伏累計裝機（萬千瓦）光伏新增裝機（萬千瓦）YOY 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 11 關于關于 2021 年新能源上網電價年新能源上網電價政策有關事項的通知政策有關事項的通知 / 支持新能源項目與用戶開展直接交易，鼓勵簽訂長期購售電協議，電網企業應采取有效措施確保協

39、議執行。在電力現貨市場試點地區，鼓勵新能源項目以差價合約形式參與電力市場交易。 資料來源：國家發改委，信達證券研發中心 表表 3：主要光伏電價政策總結：主要光伏電價政策總結 價格機制 機制特點 關于完善太陽能光伏發電上關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知網電價政策的通知 除西藏仍執行 1.15 元/kWh 的上網電價外，其余?。▍^、市）上網電價均按每千瓦時 1 元/kWh執行 太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。 關于發揮價格杠桿作用促進關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知光伏產業健康發展的通知 全國分為三類太陽

40、能資源區，標桿電價分別為 0.9 元/kWh，0.95 元/kWh，1 元/kWh 分布式光伏發電：0.42 元/kWh 光伏發電項目自投入運營起執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為 20年。鼓勵通過招標等競爭方式確定光伏電站上網電價或分布式光伏發電電價補貼標準，但通過競爭方式形成的上網電價和電價補貼標準，不得高于國家規定的標桿上網電價和電價補貼標準。 關于完善陸上風電光伏發電關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知上網標桿電價政策的通知 全國分為三類太陽能資源區，標桿電價分別為 0.80 元/kWh，0.88 元/kWh，0.98 元/kWh 鼓勵通過招標等競爭方式確定業主和上

41、網電價，但通過競爭方式形成的上網電價不得高于國家規定的當地風電標桿上網電價水平。 關于調整光伏發電陸上風電關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知標桿上網電價的通知 全國分為三類太陽能資源區，標桿電價分別為 0.65 元/kWh，0.75 元/kWh，0.85 元/kWh / 關于關于 2018 年年光伏發電項目價光伏發電項目價格政策的通知格政策的通知 集中式光伏標桿電價：0.55 元/kWh，0.65 元/kWh，0.75 元/kWh； 分布式光伏補貼：0.37 元/kWh / 關于關于 2018 年光伏發電有關事年光伏發電有關事項的通知項的通知 集中式光伏標桿電價分別為 0.5 元/kW

42、h，0.6 元/kWh，0.7 元/kWh；分布式光伏補貼標準調整為 0.32 元/kWh 叫停 2018 年普通光伏電站建設 關于完善光伏發電上網電價關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知機制有關問題的通知 集中式光伏指導價：0.4 元/kWh，0.45 元/kWh，0.55元/kWh 分布式光伏補貼：0.1 元/kWh 戶用光伏補貼標準：0.18 元/kWh 集中式光伏電站標桿上網電價改為指導價。新增集中式光伏電站上網電價原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區指導價。 關于關于 2020 年年光伏發電上網電光伏發電上網電價政策有關事項的通知價政策有關事項的通知 集中式光伏指導價

43、：0.35 元/kWh，0.4 元/kWh，0.49元/kWh； 工商業分布式光伏補貼：0.05 元/kWh； 戶用光伏補貼：0.08 元/kWh 關于積極推進風電、光伏發關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的電無補貼平價上網有關工作的通知通知 / 開展平價上網項目和低價上網試點項目建設。鼓勵平價上網項目和低價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償。促進風電、光伏發電通過電力市場化交易無補貼發展。 關于關于 2021 年新能源上網電價年新能源上網電價/ 支持新能源項目與用戶開展直接交易，鼓 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 12 政策有關事項的通知政策有關事項的通知 勵

44、簽訂長期購售電協議，電網企業應采取有效措施確保協議執行。在電力現貨市場試點地區，鼓勵新能源項目以差價合約形式參與電力市場交易。 資料來源：國家發改委，信達證券研發中心 輸配電價：第一輪核定已經完成，降價趨勢明顯。輸配電價：第一輪核定已經完成，降價趨勢明顯。 立足于電改 9號文對輸配電價 “準許成本+合理收益” 改革原則，國家發改委于 2015年、2016 年，和 2017 年分別發布輸配電定價成本監審辦法（試行）（發改價格20151347 號）、省級電網輸配電價定價辦法（試行）（發改價格20162711 號）和關于印發和的通知(發改價格規20172269 號)，其中對省級電網、區域電網和跨省跨

45、區輸電工程的輸配電定價成本構成、成本核定、準許收入計算辦法、輸配電價計算辦法和調整機制等進行明確規定。 輸配電價核定的思路主要是“存量核定，增量預測”，即首先對年度存量電網資產和成本開展成本監審，再根據國家電力規劃預測下一周期（3 年）的電網資產增量和成本增量，最終合并計算出下一周期內的有效資產和準許成本，以及周期內允許回收的準許收益。準許成本和合理收益加和后形成的總準許收入與下一周期內售電量預測之比，即為平均輸配電價。 2017-2019 年全國首輪輸配電價監管周期結束，核定結果于 2020 年 9 月公布。核定結果中，輸配電價項目包含增值稅，交叉補貼、線損以及區域電網容量電費。首輪輸配電價

46、核定結果在數值調整上“降多增少”。除北京、河北南網、冀北電網、蒙東等少數地方省級輸配電價有普遍上調外，其他地方的省級輸配電價均出現不同程度的下調。其中，西北、華東區域下調面廣、幅度大，華中也有較大下調。 表表 4：主要輸配電價政策總結：主要輸配電價政策總結 價格機制 輸配電定價成本監審辦法輸配電定價成本監審辦法（試行）（試行） （后轉正式版） （后轉正式版） 輸配電定價成本包括折舊費和運行維護費。 折舊費指按與輸配電服務相關的固定資產原值和一定折舊率計提的費用，運行維護費指電網企業維持電網正常運行的費用，包括材料費、修理費、職工薪酬和其他費用。 省級電網輸配電價定價辦法省級電網輸配電價定價辦法

47、（試行）（試行） （后轉正式版） （后轉正式版） “準許成本加合理收益”原則，確定監管周期為三年。 省級電網輸配電準許收入的計算公式為：準許收入=準許成本+準許收益+價內稅金。 其中：準許成本=基期準許成本+監管周期新增（減少）準許成本；準許收益=可計提收益的有效資產準許收益率 省級電網平均輸配電價的計算公式為：省級電網平均輸配電價（含增值稅）=通過輸配電價回收的準許收入（含增值稅）省級電網共用網絡輸配電量 關于印發關于印發和和的通知的通知 區域電網輸電價格原則上采用兩部制電價形式。其中：電量電費反映區域電網提供輸電服務的成本；容量電費反映區域電網為省級電網提供可靠供電、事故備用等安全服務的成

48、本。 配電網區域內電力用戶的用電價格，由上網電價或市場交易電價、上一級電網輸配電價、配電網配電價格、政府性基金及附加組成。 新投產跨省跨區專項工程輸電價格按經營期電價法核定。經營期電價是指以彌補合理成本、獲取合理收益為基礎，考慮專項工程經濟壽命周期內各年度的現金流量后所確定的電價。 資料來源：國家發改委，信達證券研發中心 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 13 表表 5：第第一一輪省級電網輸配電價核定結果變動輪省級電網輸配電價核定結果變動（元（元/kWh） 省份省份 用電分類 不滿 1 千伏 110 千伏 20 千伏 35 千伏 110 千伏 220 千伏 330 千伏 北京北京

49、 一般工商業 0.0336 0.0336 / 0.0336 0.0336 0.0336 大工業 0.0086 / 0.0086 0.0086 0.0086 冀北冀北 工商業及其他用電（單一制） 0.003 0.003 / 0.003 工商業及其他用電（兩部制） 0.003 / 0.003 0.003 0.003 河北河北 工商業及其他用電（單一制） 0.003 0.003 / 0.003 工商業及其他用電（兩部制） 0.003 / 0.003 0.003 0.003 蒙西蒙西 工商業及其他用電（單一制） -0.0183 -0.0115 / -0.0048 工商業及其他用電（兩部制） -0.03

50、21 / -0.0321 -0.0321 -0.0321 山東山東 工商業及其他用電（單一制） / 工商業及其他用電（兩部制） -0.011 / -0.015 -0.016 -0.03 山西山西 一般工商業 / 大工業 -0.0052 / -0.0052 -0.0102 -0.0202 天津天津 一般工商業 -0.0512 -0.0402 / -0.0778 -0.0922 -0.0808 大工業 0.3518 0.0191 / 0.0125 -0.0019 -0.0123 吉林吉林 一般工商業 -0.0289 -0.0289 -0.0289 大工業 -0.0001 -0.0001 -0.00

51、01 -0.0001 遼寧遼寧 工商業及其他用電（單一制） -0.0073 -0.009 -0.009 -0.0125 工商業及其他用電（兩部制） -0.009 -0.0108 -0.0125 -0.0143 -0.016 蒙東蒙東 一般工商業 0.02 0.02 0.02 大工業 0.02 0.02 0.027 0.023 江蘇江蘇 一般工商業 -0.01 -0.01 -0.01 -0.01 大工業 -0.0366 -0.0406 -0.0466 -0.0566 -0.0666 安徽安徽 工商業及其他用電（單一制） -0.0412 -0.0412 -0.0412 工商業及其他用電（兩部制）

52、0.0092 -0.0008 -0.0108 -0.024 福建福建 工商業及其他用電（單一制） 工商業及其他用電（兩部制） -0.007 -0.007 -0.007 -0.007 上海上海 工商業及其他用電（單一制） -0.0873 -0.0879 0.251 -0.0998 工商業及其他用電（兩部制） -0.1445 -0.117 0.1439 -0.0909 -0.0732 -0.0738 浙江浙江 大工業 -0.0638 -0.0319 0.229 -0.0328 -0.0182 -0.0182 一般工商業 河南河南 一般工商業 大工業 -0.003 -0.004 -0.007 -0.

53、009 湖北湖北 工商業及其他用電（單一制） -0.0775 -0.0775 -0.0775 工商業及其他用電（兩部制） 0.0125 0.0125 0.0125 0.0125 湖南湖南 工商業及其他用電（單一制） 工商業及其他用電（兩部制） -0.00004 -0.00004 -0.00004 -0.00004 江西江西 工商業及其他用電（單一制） 工商業及其他用電（兩部制） 四川四川 工商業及其他用電（單一制） -0.0333 -0.0341 -0.035 工商業及其他用電（兩部制） -0.0372 -0.0372 -0.0392 -0.0422 重慶重慶 一般工商業 -0.005 大工業

54、 -0.0021 -0.0077 -0.0127 -0.0177 廣東廣東 一般工商業 0.1995 0.1834 0.1834 0.1741 0.1741 大工業 0.1074 0.1074 0.0386 0.0386 0.0212 廣西廣西 工商業及其他用電（單一制） 工商業及其他用電（兩部制） -0.0002 -0.024 貴州貴州 工商業及其他用電（單一制） -0.0417 -0.0381 -0.0217 工商業及其他用電（兩部制） -0.0001 0.0063 0.0106 0.009 云南云南 一般工商業 0.0091 0.0091 0.0091 大工業 -0.0233 -0.02

55、33 0.0091 0.0091 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 14 寧夏寧夏 一般工商業 -0.01 -0.01 -0.01 大工業 -0.0261 -0.0138 -0.0061 -0.0011 0.0059 青海青海 工商業及其他用電（單一制） 工商業及其他用電（兩部制） -0.0164 -0.0164 -0.0164 -0.0164 -0.0264 甘肅甘肅 工商業及其他用電（單一制） -0.159 -0.159 -0.159 工商業及其他用電（兩部制） -0.0721 -0.0761 -0.0569 -0.0589 陜西陜西 一般工商業 -0.043 -0.043

56、0.1651 -0.043 大工業 -0.043 0.1054 -0.043 -0.043 -0.043 -0.043 資料來源：全國能源信息平臺，信達證券研發中心 銷售電價：工商業電價從行政性指令向市場化定價轉變，居民和農業電價保持穩定。銷售電價：工商業電價從行政性指令向市場化定價轉變，居民和農業電價保持穩定。 2015 年電力市場化改革前，銷售目錄電價均由國家進行制定。2018 年、2019 年和 2020年，國家發改委連續三年發布關于做好 2018 年降成本重點工作的通知（發改運行2018634 號）、關于做好 2019 年降成本重點工作的通知（發改運行2019819 號）和關于做好 2

57、020 年降成本重點工作的通知（發改運行20201183 號），分別降低一般工商業電價 10%、10%和 5%。2021 年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（發改價格20211439 號），取消工商業目錄電價并以電網代理購電機制代替，以及推動工商業用戶全部進入市場參與交易。此外，通知還規定居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業用電由電網企業保障供應，執行現行目錄銷售電價政策；同時規定高耗能行業企業電價不受上浮 20%的限制。 3、電力市場化改革情況簡介 2015 年 3 月 15 日中共中央印發關于進一步深化電力體制改革的若干

58、意見 （中發20159 號） ，新一輪電力體制改革啟動。其核心思想是“管住中間，放開兩頭” ：對于位于中間的輸配電環節進行行政性強監管，以發改委對電網公司輸配電環節進行成本審查和合理定價；對于發電端和用電端，不再由電網企業進行統購統銷，而是通過建立發用雙方可以直接對話的中長期合同和現貨市場交易，以反映電力作為商品的價值屬性。 表表 6：電改“：電改“9 號文”重點總結號文”重點總結 主要內容 有序推進電價改革，理順電價有序推進電價改革，理順電價形成機制形成機制 輸配電價納入行政監管， “準許成本+合理收益” 放開競爭性環節電力價格 妥善處理交叉補貼 推進電力交易體制改革，完善推進電力交易體制改

59、革，完善市場化交易機制市場化交易機制 引導市場主體開展多方直接交易，構建體現市場主體意愿、長期穩定的雙邊市場模式, 建立輔助服務分擔共享新機制。 完善跨省跨區電力市場交易機制。采取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，推進跨省跨區電力市場化交易，促進電力資源在更大范圍優化配置。 建立相對獨立的電力交易機建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易構，形成公平規范的市場交易平臺平臺 將原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構相對獨立運行。電力交易機構按照政府批準的章程和規則為電力市場交易提供服務。 推進發用電計劃改革，發揮市推進發用電計劃改革，發揮市場機制作用場機制作用

60、 有序縮減發用電計劃。根據市場發育程度，直接交易的電量和容量不再納入發用電計劃。鼓勵新增工業用戶和新核準的發電機組積極參與電力市場交易，其電量盡快實現以市場交易為主。 政府保留必要的公益性調節性發用電計劃，以確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電。 穩步推進售電側改革，有序向穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開配售電業務社會資本放開配售電業務 鼓勵杜會資本投資配電業務。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/

61、 15 資料來源：關于進一步深化電力體制改革的若干意見，信達證券研發中心 目前，中長期電力交易市場已在全國普遍建立，現貨市場中，第一批 8 個試點地區（南方（以廣東起步） 、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅）已開展了多輪長周期結算，第二批 6 個試點地區（上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北）正在加快建設。我國電力市場呈現出“雙軌制”的特征。 “計劃軌”代表仍然采用優先發電電量，沿用政府定價體系，由各省市發改委核定不同電源的上網電價和不同用戶的銷售電價，由電網公司繼續進行統購統銷的情況。 “市場軌”代表在電能量部分，工商業用戶與發電企業通過中長期合同和現貨市場直接對話競價，形成市場化電價

62、的情況。2021 年，我國整體市場化交易電量占比已達 45.5%。 在改革初期，電力市場中的中長期合同成交價與現貨市場價格相比于當地原先燃煤標桿電價均出現一定下降，廣東電力市場中的中長期合同均價就出現 20172021 年連續 5 年的負價差，電力市場化改革在初期不斷向發用雙方釋放紅利，但同時也形成了當前電力供給過剩， “電改=降電價”的錯誤預期。2021 年全國大范圍缺電扭轉了社會對于電價“只跌不漲”的認識。山西等現貨市場較為完備的地區，電價可以在較大范圍內實現浮動，及時反映電力供需形勢。 圖圖 9：歷年廣東電力市場年度合同電量與價差示意圖歷年廣東電力市場年度合同電量與價差示意圖 圖圖 10

63、：2022 年年 6 月山西電力現貨市場日前價格月山西電力現貨市場日前價格 資料來源：廣東電力市場2021年年度報告，信達證券研發中心 資料來源：泛能網，信達證券研發中心 2021 年缺電至今，國家開始加快推動電力市場化改革向縱深推進。2021 年 10 月，國家發改委印發關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（發改價格20211439 號），推動燃煤發電量全部進入電力市場，并將煤電“基準價+上下浮動”的浮動范圍擴大至上下浮動 20%，同時推動工商業用戶全部進入電力市場，暫未進入市場的用戶由電網企業代理購電。2022 年 1 月，國家發改委進一步印發關于加快建設全國統一電力市場體系的指

64、導意見（發改體改2022118 號），提出全國統一電力市場體系到 2025 年初步建成、到 2030 年基本建成。 圖圖 11：全國統一電力市場體系全國統一電力市場體系 -100-80-60-40-2002040050010001500200025003000201720182019202020212022年度合同電量（億千瓦時）價差（厘/千瓦時）020040060080000.050.10.150.2標的日總成交量（億千瓦時）（左軸）標的日加權成交價格（元/兆瓦時）（右軸）日前價格（元/兆瓦時）（右軸） 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 16 資料來源：國家發改委，信達證券研發

65、中心 現行電價機制同時面臨長期的機制結構性問題和短期的能源環境及政策問題 1、長期機制結構性問題 電價機制受到的行政管制較多：電價機制受到的行政管制較多：長久以來，我國電力標桿上網電價和銷售目錄電價仍在國家行政指令的管制之下。 “煤電聯動”機制規定“當電煤價格波動幅度超過 5%時，以年度為周期相應調整上網電價” 。但在 2004-2015 年間，煤價變化達到 5%的標準次數共有 14 次， “煤電聯動”機制僅有 10 次發生調整，有 4 次未發生調整。2018-2020年，發改委更是直接連續三年在降成本重點工作通知里分別提出降低工商業電價 10%、10%和 5%。2019 年， “煤電聯動”機

66、制被“基準價+上下浮動”機制取代，但其初期依舊存在向上 10%、向下 15%的浮動限制，甚至存在“2020 年暫不上浮”的行政性命令。因此，電力作為商品，其價格機制存在行政監管干涉較多的長期性問題。 圖圖 12：2015 年前年前“煤電聯動機制煤電聯動機制”四次失效示意圖四次失效示意圖 圖圖 13：全國工業與居民用戶的電力交叉補貼變化趨勢全國工業與居民用戶的電力交叉補貼變化趨勢 資料來源：wind，信達證券研發中心 資料來源：從交叉補貼視角看輸配電價改革，信達證券研發中心 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 17 電價機制無法體現電力商品屬性：電價機制無法體現電力商品屬性：現行電價

67、機制仍包含交叉補貼和政府性基金及附加。交叉補貼資金主要來源于高電價工商業用戶和高電壓等級用戶。在市場競爭方面，因為無法科學剝離核定輸配電價中的交叉補貼，電力的商品屬性和市場交易中的價格信號作用被剝離和降低。目前仍隨電價征收的政府性基金及附加主要包括國家重大水利工程發展基金、水庫移民后期扶持資金、可再生能源附加等。部分省區還征收地方水庫移民后期扶持基金。政府性基金及附加承擔了電力行業相關的社會成本，但“大水漫灌”式的全體電力用戶共同分攤成本的電價機制不利于體現電力的時間價值和空間價值，同樣無法體現其商品屬性。 輔助服務成本和容量成本無法疏導：輔助服務成本和容量成本無法疏導：長期以來， “一口定價

68、”的標桿電價/目錄電價機制立足于優先發電電量模式，同時覆蓋電力的電能量成本、輸配電成本、輔助服務成本、固定投資成本等。2015 年新一輪電力市場化改革啟動后，市場化后中長期合同和現貨市場報價出清機制僅覆蓋電能量成本，而未能考慮輔助服務成本和固定投資成本。計劃模式下的電力輔助服務成本，本質上是基于舊版“兩個細則”下的發電側之間互相轉讓。但依據“誰受益，誰承擔”的原則，如輔助服務成本未能疏導至終端用戶，將引起發電企業虧損，進而打擊發電側提供輔助服務的積極性。同時，隨著高比例新能源大規模接入電網并在電量上逐步開始替代火電電量，火電逐步由過去的電力電量主體電源轉向電力支撐為主，電量供應為輔的頂峰電源。

69、火電利用小時逐步被壓縮，而備用頂峰的價值尚未有合理機制得以補償，將導致度電固定成本分攤逐漸升高，進而影響火電固定投資成本回收。 表表 7：舊版“兩個細則”下輔助服務補償方式舊版“兩個細則”下輔助服務補償方式 補償方式補償方式 價格機制 分攤輔助服務考核費用分攤輔助服務考核費用+發電發電廠內部分攤廠內部分攤 按照補償成本和合理收益的原則對提供有償輔助服務的并網發電廠進行補償，補償費用主要來源于輔助服務的考核費用，不足（富余）部分按統一標準由并網發電廠分攤。 將相關考核費用按貢獻量大小對提供有償輔助服務的并網 分攤輔助服務考核費用分攤輔助服務考核費用 將相關考核費用按貢獻量大小對提供有償輔助服務的

70、并網 資料來源：并網發電廠輔助服務管理暫行辦法，信達證券研發中心 圖圖 14：2019 年年 16 月月全國全國電力輔助服務補償費用構成電力輔助服務補償費用構成 圖圖 15：火電逐年發電量與平均利用小時數趨勢圖火電逐年發電量與平均利用小時數趨勢圖 資料來源：國家能源局綜合司，信達證券研發中心 資料來源：中電聯，中國電力知庫，信達證券研發中心 2、短期能源環境及政策性問題 調峰, 50.09億元調頻, 27.01億元其他, 0.29億元備用, 47.41億元調壓, 5.51億元50%55%60%65%70%75%80%85%90%95%350037003900410043004500470049

71、00510053005500火電平均利用小時數火電發電量占比 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 18 全球進入新一輪能源通脹周期：全球進入新一輪能源通脹周期：海外自 2008 年以來、中國自 2012 年以來煤炭行業進入下行周期，全球產能均進入出清階段。同時伴隨著能源通縮，全球資本快速顯著地撤出化石能源，導致煤油氣的資本開支大幅下滑、明顯不足，從而造成新增產能非常有限。包括煤炭和油氣在內，由此以來出現資源接續乏力，甚至出現供給零增長、負增長的局面。從產能周期方面，常規油氣田產能建設周期大致兩到三年，煤礦普遍三到五年以上，所以即便從現在開始加緊投資，也難以在中短期看到有效產能的投放

72、，就造成了未來三到五年維度的能源短缺周期。 圖圖 16：20102021 年全球煤炭產量與年全球煤炭產量與消費量同比示意圖消費量同比示意圖 圖圖 17：20102021 年全球石油產量與消費量同比示意圖年全球石油產量與消費量同比示意圖 資料來源：同花順IFind，信達證券研發中心 資料來源：同花順IFind，信達證券研發中心 圖圖 18：20102021 年全球天然氣產量與消費量同比示意圖年全球天然氣產量與消費量同比示意圖 圖圖 19：2019 年年 4 月至今國際煤炭、石油、天然氣價格走勢圖月至今國際煤炭、石油、天然氣價格走勢圖 資料來源：同花順IFind，信達證券研發中心 資料來源：同花順

73、IFind，信達證券研發中心 圖圖 20：美國住宅、工業、商業電價示意圖美國住宅、工業、商業電價示意圖（美分（美分/千瓦時）千瓦時） 圖圖 21：英國、德國英國、德國、歐盟歐盟 27 國國非居民電非居民電價示意圖價示意圖（歐元（歐元/千瓦時）千瓦時） 資料來源：Wind，信達證券研發中心 資料來源：Wind，信達證券研發中心 -6.00%-4.00%-2.00%0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%煤炭產量:全球:同比煤炭消費量:全球:同比-12.00%-10.00%-8.00%-6.00%-4.00%-2.00%0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%石油產量:世界總計

74、:同比石油消費量:全球:同比-4.00%-2.00%0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%天然氣產量:世界總計:同比天然氣消費量:世界總計:同比01234567890501001502002502019-04-302019-06-302019-08-312019-10-312019-12-312020-02-292020-04-302020-06-302020-08-312020-10-312020-12-312021-02-282021-04-302021-06-302021-08-312021-10-312021-12-312022-02-282022-04-30現貨價(月均價

75、):亨利港天然氣（美元/百萬英熱單位）（右軸）現貨價:布倫特原油（美元/桶）（左軸）離岸價:澳大利亞煤炭（美元/噸）（左軸）6.008.0010.0012.0014.0016.002010-012010-092011-052012-012012-092013-052014-012014-092015-052016-012016-092017-052018-012018-092019-052020-012020-092021-052022-01電價:住宅部門:美國電價:工業部門:美國電價:商業部門:美國0.080.090.100.110.120.130.140.150.160.170.18201

76、0-062011-012011-082012-032012-102013-052013-122014-072015-022015-092016-042016-112017-062018-012018-082019-032019-102020-052020-122021-07非居民用戶電價:德國非居民用戶電價:歐盟27國非居民用戶電價:英國 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 19 煤電“基準價煤電“基準價+上下浮動”機制無法消化煤價上漲幅度：上下浮動”機制無法消化煤價上漲幅度：2021 年，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（發改價格1439號），擴大煤電

77、價格上下浮動空間至 20%。然而電價上浮 20%并不能消化煤價上漲的幅度。據我們測算，以目前全國平均燃煤標桿電價 0.3664 元/kWh 來看，換算成可消化的煤炭價格大約為 676元/噸。以電價上漲幅度為 15%至 0.3960元/kWh計，可消化的煤炭價格大約為 820 元/噸左右；以電價上浮 20%至 0.4397 元/kWh計，能夠消化的煤炭價格大約為 875 元/噸左右。然而 2021 年以來煤價持續性上揚高企，以秦皇島港口動力煤價格為例，動力煤市場價格自 2021 年 3 月以來持續上揚，高點在 910 月突破 2000元/噸。假設火電廠電煤長協平均覆蓋率為 60%，電廠平均購煤價

78、格也在 10 月突破1200 元/噸，上漲幅度遠超煤電電價“基準價+上下浮動”可以消化的區間。受電煤成本大幅拖累業績，2021 年五大發電上市公司凈利潤均出現大幅虧損。 圖圖 22：動力煤動力煤長協價格與現貨價格長協價格與現貨價格關系情況關系情況（元（元/噸）噸） 圖圖 23：煤電價格與電煤價格關系情況（元煤電價格與電煤價格關系情況（元/噸）噸） 資料來源：同花順IFind, CCTD，信達證券研發中心 資料來源：同花順IFind, CCTD，信達證券研發中心 圖圖 24：五大發電集團上市公司五大發電集團上市公司 2021 年凈利潤情況（億元）年凈利潤情況（億元） 資料來源：Wind,信達證券

79、研發中心 大規模高比例大規模高比例新能源消納新能源消納調節調節需求導致系統成本進入加速上升階段需求導致系統成本進入加速上升階段，新能源需承擔，新能源需承擔一一02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,000年度長協價:CCTD秦皇島動力煤秦皇島港:市場價:動力煤0200400600800100012001400電廠平均購煤價格煤電價格頂格浮動時可消化煤價-120-100-80-60-40-200華能國際華電國際大唐發電中國電力國電電力 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 20 定的定的調節費用調節費用：“雙碳”目標下，電力系統將作為主體脫碳減排

80、部分加速完成清潔能源替代。據我們測算，新能源將于 2025 年左右達到新增發電量中占比超過 50%，于2035 年達到總裝機占比超過 50%，并在 2045 年達到總發電量占比超過 50%。風光出力的波動性和間歇性將使得電力系統由集中可控、穩定出力轉向強不確定、弱可控性轉變。因此，電網相較以往需要更多系統調節能力以消納新能源電量和平抑出力波動，而加裝儲能、投資抽水蓄能及調用常規調節電源和需求側響應等電網調節性手段不可避免地導致系統成本加速上升。隨著系統成本加速上升，以及電力市場化改革的不斷推進，目前電網保證新能源消納率的局面不可長期持續。在現貨市場改革未推進時，輔助服務仍屬于發電側機組的零和博

81、弈。新能源因其出力的間歇性和波動性，需要分攤調節費用?，F貨市場改革推進后，成本經由市場機制傳導至用戶側，新能源需要同市場用戶共同分攤調節費用。 圖圖 25：20212030 年各電源年發電量預測（億千瓦時）年各電源年發電量預測（億千瓦時） 圖圖 26：20212030 年各電源年裝機量預測（萬千瓦）年各電源年裝機量預測（萬千瓦） 資料來源：中電聯，中國電力知庫，信達證券研發中心 資料來源：中電聯，中國電力知庫，信達證券研發中心 電網企業由于降電價出現虧損，恐影響后續系統投資改造：電網企業由于降電價出現虧損，恐影響后續系統投資改造：近年來，我國連續出臺降低用戶電價政策措施，2016-2017年合

82、計每年減少用戶用電成本 1340億元。其中，電網企業直接承擔 790 億元、占比 59%。2018 年完成“一般工商業電價降 10%”任務，每年減少用電成本 1138 億元。其中，電網企業承擔 818 億元，占比 72%。2019 年全面落實“一般工商業電價再降 10%”的任務，每年減少用電成本 961億元。其中，電網企業直接承擔442億元，占比46%。2020年全面落實“除高耗能以外的大工業和一般工商業電價降低 5%”的任務，上半年減免用戶電費超過 595 億元。相關政策措施向電力用戶釋放了價格成本紅利，但電網企業以占銷售電價比重 30%的收入，承擔了2015年以來行政指令降電價60%的部分

83、，連續降電價給電力企業帶來巨大的經營壓力。2020 年 15 月，國家電網公司利潤總額同比減少 88.9%，27 家省級電網中有 19 家出現虧損；南方電網公司利潤同比下降 68.4%，5 家省級電網公司中有 3 家虧損。 表表 8：2016-2020 年電網企業降低用電成本情況年電網企業降低用電成本情況總結總結 序號序號 時間時間 降價措施降價措施 承擔方承擔方 減免金額減免金額（億元）（億元） 1 2016.01 省級電網輸配電價改革省級電網輸配電價改革 電網環節 5353 2 2016.07 優化兩部制電價執行方式優化兩部制電價執行方式 電網環節 153153 3 2017.07 客戶業

84、擴投資界面延伸客戶業擴投資界面延伸 其他環節 100100 4 2017.06 省級電網輸配電價改革省級電網輸配電價改革 電網環節 478478 5 2017.04 取消電鐵還貸加價取消電鐵還貸加價 電網環節 107107 6 2017.12 取消城市公用事業附加費取消城市公用事業附加費 財稅環節 450450 0200004000060000800001000001200001400002021 2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E核電風電太陽能發電其他水電火電0100000200000300000400000500000600000核電

85、風電太陽能發電其他火電水電 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 21 7 2017.12 取消臨時接電費取消臨時接電費 電網環節 134134 8 2018.04 減免系統備用費減免系統備用費 電網環節 3232 9 2018.04 增加商業用戶選擇權增加商業用戶選擇權 電網環節 3434 10 2018.04 清理轉供加價清理轉供加價 其他環節 3 3 11 2018.04 推進跨省、跨區輸配電價改革推進跨省、跨區輸配電價改革 電網環節 4646 12 2018.04 臨時降低輸配電價臨時降低輸配電價 電網環節 124124 13 2018.05 增值稅留抵返還增值稅留抵返還 電

86、網環節 105105 14 2018.05 降低增值稅率降低增值稅率 財稅環節 7676 15 2018.07 擴大跨省跨區電力交易規模擴大跨省跨區電力交易規模 電網環節 6464 16 2018.07 督促自備電廠承擔社會責任督促自備電廠承擔社會責任 其他環節 4545 17 2018.07 降低政府性基金征收標準降低政府性基金征收標準 財稅環節 6161 18 2018.09 取消地方基金及優待電價等取消地方基金及優待電價等 其他環節 135135 19 2018.09 使用準許收入盈余空間使用準許收入盈余空間 電網環節 263263 20 2019.04 電網環節增值稅降低電網環節增值稅

87、降低 3 3 個百分點個百分點 財稅環節 288288 21 2019.07 降低重大水利基金征收標準降低重大水利基金征收標準 50%50% 財稅環節 7575 22 2019.07 降低電網折舊率降低電網折舊率 0.50.5 個百分點等個百分點等 電網環節 288288 23 2019.07 降低非市場化水電、核電上網電價等其它措施降低非市場化水電、核電上網電價等其它措施 其他環節 156156 24 2019.07 20182018 年溪廣線降價分攤一半給云南年溪廣線降價分攤一半給云南 電網環節 4 4 25 2019.09 取消兩部制電價取消兩部制電價 40%40%下限下限 電網環節 1

88、50150 26 2020.03 減免減免非高耗能大工業非高耗能大工業和和一般工商業一般工商業企業電費的企業電費的 5%5% 電網環節 438438 27 2020.03 延長“支持性兩部制電價政策”執行期限延長“支持性兩部制電價政策”執行期限 電網環節 1 15757 資料來源：當前電價政策機制相關問題及建議調研報告，信達證券研發中心 圖圖 27：20152021 國家電網營收與凈利潤統計國家電網營收與凈利潤統計 圖圖 28：20152021 南方電網營收與凈利潤統計圖南方電網營收與凈利潤統計圖 資料來源：wind,國家電網有限責任公司年度報告，信達證券研發中心 資料來源：wind,南方電網

89、有限責任公司年度報告，信達證券研發中心 圖圖 29：20162020 年年電網降價降費政策執行情況電網降價降費政策執行情況（億元）（億元） 圖圖 30：20162020 電網企業降價降費政策執行情況電網企業降價降費政策執行情況 0100200300400500600700800050001000015000200002500030000350002015A2016A2017A2018A2019A2020A2021A營收（億元）（左軸）凈利潤（億元）（右軸）0204060801001201401601800100020003000400050006000700080002015A2016A201

90、7A2018A2019A2020A2021A營收（億元）（左軸）凈利潤（億元）（右軸） 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 22 資料來源：當前電價政策機制相關問題及建議調研報告，信達證券研發中心 資料來源：當前電價政策機制相關問題及建議調研報告，信達證券研發中心 小結：小結：電價電價機制機制長期問題與短期問題交織，長期問題與短期問題交織，“發輸配發輸配”環節成本亟需疏導。環節成本亟需疏導。立足于電力體制由集中管制向逐步放開市場競價轉變的改革節點，與電力體制一脈相承的電價機制同時面臨行政性管制較強，商品性屬性不足及輔助服務和容量成本無法疏導的長期性問題，和在全球能源通脹，能源成本持

91、續升高的背景下，煤電價格機制無法消化煤炭價格、新能源大幅拉升系統調節成本和電網公司持續降價降費后經營困難的短期問題?？偨Y來看，電價機制問題本質上還是電力市場化機制改革不完全不徹底所帶來的上游成本沒有完成機制理順，無法實現向下游疏導情況。因此，電力系統的“發輸配”三環節電價仍需立足于電改“9 號文”所確定的“理順電價形成機制，完善市場化交易機制”任務目標，繼續深化改革，疏導各環節成本。 伴隨電力市場化改革持續深入，預計國內電價將進入一輪上漲周期 立足于加快立足于加快建設建設全國統一電力市場的背景下，行政性降電價舉措全國統一電力市場的背景下，行政性降電價舉措已接近尾聲。已接近尾聲。從政策導向看，不

92、同于 20182020 連續三年的降成本重點工作通知中量化性的降電價政令，2021 和 2022 年的降成本工作通知再未出現相似具體量化表述。從實施細節來看，降電價舉措已經從 2018 年的政府、電網企業和發電企業共同讓利，轉移至 2021 年以清理轉供電不合理加價為主的方式。從頂層設計來看，本輪電力市場化改革即將進入以全國統一電力市場為基礎框架的新階段。 頂層設計主導頂層設計主導電力市場化改革持續深入，預計國內電價將進入電力市場化改革持續深入，預計國內電價將進入以以結構性改革為結構性改革為主要主要，以以理順電價形成傳導機制為理順電價形成傳導機制為主旋律的主旋律的上漲周期。上漲周期。2021

93、年 10 月，中共中央、國務院發布關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見，在電力方面重點明確深化能源機制改革，以市場化手段逐步替代行政手段剛性約束，以價格機制推動能源、碳排放要素向高質量項目聚集。 2021 年 11 月，中央全面深化改革委員會第 22 次會議對我國電力市場建設發展提出明確要求，包括健全多層次統一電力市場體系，改革完善煤電價格市場化形成機制，完善電價傳導機制，做好基本公共服務供給的兜底，確保居民、農業、公用事業等用電價格相對穩定。推進適應能源結構轉型的電力市場機制建設，有序推動新能源參與市場交易等。這是中央第一次在最高級別的決策會議上研究部署電力專項改革方面的

94、任務?？梢钥闯?，在國家加快推進“碳達峰-碳中和”目標的背景下，加快建立健全多層次統一電力市場，理順能源價格傳導機制和電價機制，放開電價競爭是發揮市場機制在電力價格形成、成本傳導和資源配置的重要前提。 2022 年 1 月，國家發改委能源局發布關于加快建設全國統一電力市場的指導意見0200400600800100012001400160020162017201820192020電網環節財稅等其他環節電網環節66%財稅等其他環節34% 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 23 （發改體改2022118號），以遵循電力運行規律和市場經濟規律，破除市場壁壘為指導思想，對電價機制提出“完善煤

95、電價格市場化形成機制，完善電價傳導機制，推動電網企業輸配電業務和購售電業務分開，妥善處理政策性交叉補貼”的改革要求。立立足于全國統一電力市場的足于全國統一電力市場的建設要求建設要求和和理順電價形成和傳導機制，推動發用雙邊理順電價形成和傳導機制，推動發用雙邊市場化市場化交易，合理核定輸配電價，妥善處理交叉補貼等具體市場化改革路徑，交易，合理核定輸配電價，妥善處理交叉補貼等具體市場化改革路徑，將會給國內電將會給國內電價機制帶來結構性改革機會，價機制帶來結構性改革機會，國內電價將有望國內電價將有望隨之隨之進入一輪上漲周期。進入一輪上漲周期。 基于基于發電側發電側發電發電成本成本壓壓力和用戶側力和用戶

96、側宏觀經濟宏觀經濟承受力承受力的考量的考量，預計預計電價電價將以溫和漸進的將以溫和漸進的主基調主基調逐步逐步提升提升。電力作為國家工商業經濟的上游和基礎性原材料，其價格波動將會對下游產業有較大影響。短期視角來看，基于目前發電側火電企業巨額虧損，經營困難的局面，和用戶側疫情沖擊下宏觀經濟下行，壓力較大的情況，我們預計電價水平將在短期內保持穩定。中長期視角來看，隨著經濟逐步復蘇和市場化改革推進，考慮到全國統一電力市場預計建成時間為2030年，預計電價機制將會在“十四五”和“十五五”期間隨火電新能源電能量成本疏導機制理順，電力輔助服務市場和容量電價機制建立，以及輸配電價合理核定步入近十年左右的溫和漸

97、進上漲周期。 1、發電側電價上漲空間解析： 電能量電價電能量電價：煤煤電受限煤炭供應緊張現狀持續、支撐性電源裝機不足和產業結構調電受限煤炭供應緊張現狀持續、支撐性電源裝機不足和產業結構調整的需求，預計電價在市場化過程中仍有上浮空間整的需求，預計電價在市場化過程中仍有上浮空間。目前，我國各省已普遍建立電力中長期市場，部分地區開展現貨試點交易。燃煤火電機組也全部進入市場，以“基準價+上下浮動”機制參與交易。2022 年以來，受國家煤炭增產保供政策影響，煤炭價格高企的情況通過電煤定價長協 100%覆蓋的行政性指令得以緩解。經測算，570770 元/噸的長協價格基本可以為目前上浮 20%的煤電價格消化

98、，2021 年火電企業經營困難，巨額虧損的情況得以暫時緩解。但煤炭增產保供政策本質上是以“拆東墻補西墻”為主要手段，通過截取化工、建材、冶金等下游行業的煤炭供應以保障電煤供應。在煤炭供應總量增量不足前提下，優先保障國計民生相關的電力用煤需求，將導致市場煤供應減少，加劇市場煤供需錯配及市場煤價波動幅度。 “市場煤”和“計劃電”的實質沖突依舊存在。從長期視角來看，煤炭供給最終取決于在建礦井和核準新建礦井的建成投產。但“十三五”期間去產能和能源轉型行動極大限制了煤炭產業融資與發展，煤礦建設開發投資意愿低迷，動力不足?？紤]到煤礦 35 年的長建設開發周期，煤炭供應將在“十四五”期間持續處于緊張狀態，電

99、煤長協簽訂價格未來有望趨勢性逐步抬升。 同時，站在能源安全角度看，實現“雙碳”目標仍需立足于我國“富煤貧油少氣”的基本國情。2022 年 4 月 20 日的國常會議明確指出“發揮煤炭的主體能源作用。通過核增產能、擴產、新投產等，今年新增煤炭產能 3 億噸。推進煤炭清潔高效利用” 。因此，減碳不是全面去煤，而是要實現煤炭清潔高效利用，實現煤炭產業結構調整與轉型。隨著價格機制的疏導，煤炭產業結構調整的成本也會以終端消費價格適度上漲的形式傳導至用戶側。 綜合來看，煤電“基準價+上下浮動”的浮動空間也將隨著電煤價格波動，有望突破價格上浮空間。 電能量電價：電能量電價：市場化改革下的新能源價格機制需實現

100、結構性調整，在分攤調節費用市場化改革下的新能源價格機制需實現結構性調整，在分攤調節費用的情況下的情況下電價也將向下游傳導電價也將向下游傳導。隨著新能源在電力系統中滲透率逐步提高，原先新能源“保量保價，優先上網，全額消納”的全盤接收政策不能持續。在現貨市場改革推進后，新能源在電能量成本部分占有邊際生產成本低的優勢，可以在中長期合同中和 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 24 現貨市場優先成交和出清；但其需要承擔和分攤的系統性成本將會隨著新能源滲透率的持續上升而不斷提高。綜合來看，逐漸走高的分攤成本還是大于邊際生產成本優勢的空缺，系統性成本的抬升會向終端電價傳導。 假設：假設：據國家

101、能源局數據，輔助服務目前市場規模占全社會總電費的 1.5%。而根據國際經驗，電力輔助服務費用一般在全社會總電費的 3%以上。假設自 2025 年起，我國電力輔助服務市場規模開始逐年攀升，至2030年全國統一電力市場建成時達到全社會總電費的 3%。同時，2025年2030年全社會用電量增速保持 5.5%，風光裝機年裝機量保守估計為 120GW。輔助服務品種費用比例按照 2019 年上半年全社會電力輔助服務的比例計算，2025 年2030 年平均度電成本 0.6 元/kWh。假設同時考慮 2025 年時調峰輔助服務品種與現貨市場合并/未合并兩種場景。 圖圖 31：“十五五”“十五五”電力輔助服務補

102、償費用預測（有調峰）電力輔助服務補償費用預測（有調峰） （億元）（億元） 圖圖 32：“十五五”“十五五”電力輔助服務補償費用預測（無調峰）電力輔助服務補償費用預測（無調峰） （億元）（億元） 資料來源：信達證券研發中心 資料來源：信達證券研發中心 當考慮調峰輔助服務品種存在時，調峰輔助服務的費用分攤方法依照目前機制，在發電側按照發電機組電量比例進行分攤。假設新能源承擔 70%的調峰調用成本，則可以計算得到 2025 年風電輔助服務分攤費用總額為 196.75 億元，度電分攤費用為 0.019元/kWh；光伏輔助服務分攤費用總額為132.49億元，度電分攤費用為0.019元/kWh。2030

103、年風電輔助服務分攤費用總額為 456.17 億元，度電分攤費用為 0.030 元/kWh；光伏輔助服務分攤費用總額為 307.19 億元，度電分攤費用為 0.027 元/kWh。 當考慮調峰輔助服務品種與現貨市場合并時，假設調頻、備用、調壓和其他輔助服務的費用比例分別為50%、40%、5%、5%，則可以計算得到2025年風電輔助服務分攤費用總額為 203.57 億元，度電分攤費用為 0.02 元/kWh；光伏輔助服務分攤費用總額為 137.08億元，度電分攤費用為 0.02 元/kWh。2030 年風電輔助服務分攤費用總額為411.09 億元，度電分攤費用為 0.027 元/kWh；光伏輔助服

104、務分攤費用總額為 276.82億元，度電分攤費用為 0.024 元/kWh。因調峰輔助服務與現貨市場合并，調峰價值屬性在現貨價格中體現，因此無調峰情況下輔助服務費用總量相較于有調峰情況略有下降。 圖圖 33：“十五五”“十五五”風電輔助服務費用及度電分攤（有調峰）風電輔助服務費用及度電分攤（有調峰） 圖圖 34：“十五五十五五”光伏輔助服務費用及度電分攤（有調峰）光伏輔助服務費用及度電分攤（有調峰） 01002003004005006007008009002025E2026E2027E2028E2029E2030E調頻備用調壓其他調峰0200400600800100012002025E2026

105、E2027E2028E2029E2030E調頻備用調壓其他 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 25 資料來源：信達證券研發中心 資料來源：信達證券研發中心 圖圖 35：“十五五”“十五五”風電輔助服務費用及度電分攤（無調峰風電輔助服務費用及度電分攤（無調峰） 圖圖 36：“十五五”“十五五”光伏輔助服務費用及度電分攤（無調峰）光伏輔助服務費用及度電分攤（無調峰） 資料來源：信達證券研發中心 資料來源：信達證券研發中心 綜上所述，新能源發電在滲透率不斷升高的情況下，其輔助服務分攤費用和度電成本分攤將隨著輔助服務市場機制建立及成本疏導機制建立不斷升高。因此，新能源需要在項目可研階段及

106、市場報價階段將輔助服務費用分攤核算入內。隨著市場化不斷推進，相應調節成本分攤都將體現在新能源穩定出力后的電能量價格中，其電價上浮存在長期機會。 水電水電核電：核電：整體體量較小，整體體量較小，成本成本構成構成和運營方式決定電價走向。和運營方式決定電價走向。目前，水電的標桿電價按照省內標桿價和受端省標桿價執行，市場價則由發用雙方商議決定。核電入市體量較小，主要仍執行標桿電價。水電主要受限于水利工程投資規模較大、成本較高的影響，為保證固定投資成本回收，標桿價格下調的可能性不大。且隨著輔助服務市場的建立，水電的省內及跨省跨區調峰作用將得到合理的補償，價格有進一步上浮的可能。核電立足于技術國產化，其固

107、定投資成本逐漸走低，在目前標桿價下收益較好，價格上漲可能性不大。 圖圖 37：20212030 年水電裝機年水電裝機及發電量預測及發電量預測 圖圖 38：20212030 年年核電核電裝機及發電量預測裝機及發電量預測 0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300.0350501001502002503003504004505002025E2026E2027E2028E2029E2030E輔助服務費用總和（億元）度電分攤（元/kWh）0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300501001502002503003502025E2026E20

108、27E2028E2029E2030E輔助服務費用總和（億元）度電分攤（元/kWh）0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300501001502002503003504004502025E2026E2027E2028E2029E2030E輔助服務費用總和（億元）度電分攤（元/kWh）0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300501001502002503002025E2026E2027E2028E2029E2030E輔助服務費用總和（億元）度電分攤（元/kWh） 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 26 資料來源：信達證券研

109、發中心 資料來源：信達證券研發中心 輔助服務輔助服務：立足于新版立足于新版“兩個細則” ，輔“兩個細則” ，輔助服務助服務成本疏導機制明確，費用成本疏導機制明確，費用逐步逐步轉向轉向發電企業和市場化用戶共同分攤發電企業和市場化用戶共同分攤。2021 年 12 月，國家能源局發布電力并網運行管理規定 （國能發監管規202160 號） 、 電力輔助服務管理辦法 （國能發監管規202161號） （新版“兩個細則” ） ，用以替代2006年發布的發電廠并網運行管理規定 （電監市場200642 號） 并網發電廠輔助服務管理暫行辦法 （電監市場200643 號(舊版“兩個細則”)。本次修訂與調整主要體現在

110、擴大主體范圍，豐富交易品種，完善補償機制和形成價格傳導四個方面，重點提出基于“誰受益、誰承擔” 的原則，理順輔助服務補償和分攤機制，并推動輔助服務費用分攤向用戶側和未提供服務的發電單元傳導。 表表 9：新舊新舊“兩個細則”“兩個細則”修訂與調整內容對比修訂與調整內容對比 修訂與調整主題修訂與調整主題 舊版舊版 新版新版 擴大主體范圍擴大主體范圍 并網發電廠 發電側并網主體：發電側并網主體：火電、水電、核電、風電、光伏發電、光熱發電、抽水蓄能、自備電廠 可調節負荷：可調節負荷：新型儲能、自備電廠、傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡、聚合商、虛擬電廠 豐富交易品種豐富交易品種

111、基本輔助服務：基本輔助服務：一次調頻、基本調峰、基本無功調節 有償輔助服務：有償輔助服務：自動發電控制（AGC） 、有償調峰、有償無功調節、備用、黑啟動 有功平衡服務：有功平衡服務：調頻、調峰、備用、轉動慣量、爬坡 無功平衡服務：無功平衡服務：自動電壓控制、調相運行 事故應急及恢復服務：事故應急及恢復服務：穩定切機服務、穩定切負荷服務和黑啟動服務。 完善補償機制完善補償機制 按照補償成本和合理收益補償成本和合理收益的原則對提供有償輔助服務的并網發電廠進行補償 將相關考核費用按貢獻量大小按貢獻量大小對提供有償輔助服務的并網發電廠進行補償。 固定補償方式固定補償方式：確定補償標準時應綜合考慮電力輔

112、助服務成本、性能表現及合理收益等因素，按“補償成本、合理收益”的原則確定補償力度 市場化補償形成機制市場化補償形成機制：考慮電力輔助服務成本、合理確定價格區間、通過市場化競爭形成價格 形成價格傳導形成價格傳導 “補償成本“補償成本+合理收益”費用來源：合理收益”費用來源：主要來源于輔助服務的考核費用，不足（富余）部分按統一標準由并網發電廠分攤； “按貢獻量大小補償”費用：“按貢獻量大小補償”費用：包括輔助服務的考核費用、非計劃停運的考核費用、日發電計劃偏差的考核費用。 為電力系統運行整體服務的電力輔助服務，補償費用由發電補償費用由發電企業、市場化電力用戶等所有并網主體共同分攤企業、市場化電力用

113、戶等所有并網主體共同分攤，逐步將非逐步將非市場化電力用戶納入補償費用分攤范圍。市場化電力用戶納入補償費用分攤范圍。 為特定發電側并網主體服務的電力輔助服務，補償費用由相關發電側并網主體分攤。為特定電力用戶服務的電力輔助服務，補償費用由相關電力用戶分攤。 資料來源：國家能源局，信達證券研發中心 12,00013,00014,00015,00016,0003000033000360003900042000水電裝機容量（萬千瓦）水電發電量（億千瓦時）02,0004,0006,0008,00010,00002000400060008000核電裝機容量（萬千瓦）核電發電量（億千瓦時） 請閱讀最后一頁免責

114、聲明及信息披露 http:/ 27 受新政策影響，輔助服務價格將會從固定銷售目錄電價體系中逐步剝離出來，成為市輔助服務價格將會從固定銷售目錄電價體系中逐步剝離出來，成為市場化電力價格的組成部分。隨著場化電力價格的組成部分。隨著新型電力系統的進一步發展，系統內新型電力系統的進一步發展，系統內新能源新能源占比逐漸占比逐漸提升提升，穩定電網的輔助服務需求空間巨大，輔助服務電價，穩定電網的輔助服務需求空間巨大，輔助服務電價在系統性成本疏導后存在上在系統性成本疏導后存在上漲空間漲空間。 容量電價容量電價：因因頂峰電力頂峰電力供需趨緊供需趨緊而而逐步顯現價值，逐步顯現價值，受供需關系的影響適時建立推廣受供

115、需關系的影響適時建立推廣。在新能源占比逐漸提升的新型電力系統中，由于新能源出力存在隨機性、波動性和間歇性，單一依賴新能源無法做到對傳統機組的頂峰容量替代。 預計“十四五”期間，頂峰電力需求缺口存在擴大趨勢。預計“十四五”期間，頂峰電力需求缺口存在擴大趨勢。據我們測算，2021、2025年頂峰容量需求為 13.4、16.3-17.0 億千瓦。若“十四五”全社會用電量年均增速以 5%計，考慮到 2021年增速為 10.3%，預計 2022-2025 年均增速 4%左右。2022-2025 年，最大負荷增速按年均 5.5%考慮。2021 年最大負荷約 11.9 億千瓦，則 2025 年最大負荷為 1

116、4.7 億千瓦?？紤] 13%備用率，則 2021、2025 年頂峰容量需求分別為 13.4、16.3-17.0 億千瓦。 測算測算 2021、2025 年頂峰容量供給為年頂峰容量供給為 15.1、17.6 億千瓦億千瓦，相對定容需求的頂峰容量裕，相對定容需求的頂峰容量裕度進一步降低度進一步降低。若遭遇熱浪寒潮等極端天氣，尖峰時段供電缺口進一步拉大。2021 年頂峰容量裕度為 15.1-13.4=1.7 億千瓦，2025 年下降至 0.6-1.3 億千瓦。 表表 10：裝機容量與頂峰容量測算（萬千瓦）裝機容量與頂峰容量測算（萬千瓦） 電源類型電源類型 2021 年裝機容量年裝機容量 2021 年

117、頂峰容年頂峰容量（冬季）量（冬季） 2025 年裝機容量年裝機容量 2025 年頂峰容量年頂峰容量（冬季）（冬季） 受阻系數受阻系數 合計合計 237694 151277 314485 176177 火電：火電： 129678 119304 149375 137425 8% 煤電煤電 110901 102029 124901 114909 8% 氣電氣電 10859 9990 14859 13670 8% 其他其他 7918 7285 9615 8846 8% 水電：水電： 39092 24911 44719 29513 常規水電常規水電 35453 21272 38015 22809 40%

118、 抽水蓄能抽水蓄能 3696 3639 6704 6704 0% 核電核電 5326 5326 6593 6593 0% 風電風電 32848 1642 51048 2552 95% 太陽能太陽能 30656 0 62656 0 100% 其他其他 94 94 4 94 0% 資料來源：中電聯，信達證券研發中心 容量電價機制是保證容量電價機制是保證常規電源成本回收，保證常規電源成本回收，保證電力系統安全性和可靠性的重要支撐。電力系統安全性和可靠性的重要支撐。在高比例新能源接入的新型電力系統中，煤電等常規能源的系統角色將逐步從電力電量保障的主體電源轉變為以電力支撐為主，電量供應為輔的備用保障電源

119、。新能源由于其出力的間歇性和波動性，無法獨立保障可靠電源供給；而煤電等常規電源由于新能源的電量替代作用，發電利用小時數不斷下滑，無法通過發電收入回收固定投資成本。容量電價作為保障常規電源固定投資成本回收的重要手段，將會隨著全國統一電力市場的建立和電價機制的理順，作為獨立的電價組成部分納入電價體系內。隨著隨著“十四五”期間“十四五”期間頂頂峰容量裕度降低，頂峰電源缺口擴大，容量電價將會受供需關系的峰容量裕度降低，頂峰電源缺口擴大，容量電價將會受供需關系的 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 28 影響影響適時建立推廣適時建立推廣。 2、輸配電價上漲空間解析： 綜合考慮電網投資需求和合

120、理收益、抽水蓄能和特高壓的成本核算分攤綜合考慮電網投資需求和合理收益、抽水蓄能和特高壓的成本核算分攤、分布式發電、分布式發電規?；尤肱渚W側規?；尤肱渚W側的相關影響，輸配電價有望止跌轉升。的相關影響，輸配電價有望止跌轉升。據國家電網董事長辛保安透露， “十四五”期間國家電網公司預計的電網投資將共計達到 2.26 萬億元。據南方電網“十四五”電網發展規劃 ， “十四五”期間，南方電網總體電網建設投資將達到6700 億元。兩網公司“十四五”合計投資將超 3 萬億元。鑒于今年以來宏觀經濟下行的情況，為落實穩經濟政策要求，兩大電網公司均加大電網投資力度，共計超6200億元。2022 年 6 月 2

121、日國家電網發布全力服務扎實穩住經濟的八項舉措，其中包括電網投資超過 5000 億元，達歷史最高水平。南方電網公司今年固定資產投資計劃 1250 億元。 “十四五” “十五五”抽水蓄能和特高壓發展前景良好，成本核算分攤方式直接影響“十四五” “十五五”抽水蓄能和特高壓發展前景良好，成本核算分攤方式直接影響輸配電價。輸配電價。抽水蓄能方面，2021 年 8 月，國家能源局綜合司印發抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年） （征求意見稿） ，提出“十四五”期間開工 1.8 億千瓦，2025年投產總規模 6200 萬千瓦； “十五五”期間開工 8000 萬千瓦，2030 年投產總規模 2億千瓦

122、。2021 年 5 月發改委印發關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（發改價格2021633 號） ，提出“以競爭性方式形成電量電價，并將容量電價納入輸配電價回收”的抽蓄電站“兩部制”價格形成機制，重新將容量電價納入輸配電價當中。特高壓建設方面，據中國能源報 ， “十四五”期間，國家電網規劃建設特高壓工程達到“24 交 14 直” ，總投資接近 3800 億元。其中，2022 年計劃開工“10 交 3 直” 。抽水蓄能和特高壓的工程建設成本均需核算并分攤進輸配電價，因而輸配電價的水平也直接跟抽水蓄能與特高壓工程建設直接相關。 分布式發電規?；尤雽⒂绊戨娋W輸配電量，進而影響輸配電價調整。分

123、布式發電規?；尤雽⒂绊戨娋W輸配電量，進而影響輸配電價調整。分布式發電在“千鄉萬村馭風行動” “千家萬戶沐光行動”的政策鼓勵下將迎來重大發展機遇。分布式發電規?；尤腚娋W將實現新能源的就地消納，用戶也因此減少對電網的依賴程度。而輸配電價核定受下一周期電網輸配電量影響，在準許成本和合理收益一定時，輸配電量越低，則輸配電價越高。因此，分布式發電規?；尤雽⑹沟幂斉潆妰r有走高趨勢。 綜合來看，綜合來看，輸配電價有望止跌轉升輸配電價有望止跌轉升。在新能源大力發展背景下，疊加新能源長距離大范圍輸送、負荷結構變化等問題，特高壓電網將會持續迎來增量需求，并繼續成為電網公司的投資重點。同時，包括抽水蓄能和特高

124、壓在內工程是新能源并網服務配套建設的重中之重。因此，立足于電力系統升級改造的需求，電網公司需要在“十四五”期間維持較為合理的收益，以保證電網改造的充足持續投資。遵循“合理成本+準許收益”的輸配電價核定原則，2022 年底的輸配電價核定結果有望止跌甚至轉升。 3、銷售電價上漲空間解析： 居民農業銷售電價保持居民農業銷售電價保持相對相對穩定穩定，略有上漲空間，略有上漲空間。我國居民電價受交叉補貼的影響，在世界范圍均屬于較低水平。2021 年 6 月 24 日，國家發改委公開表示“與國際上其他國家相比，中國居民電價偏低，工商業價格偏高。下一步要完善居民階梯電價制度，使電力價格更好反映供電成本” 。根

125、據關于加快全國統一電力市場體系的指導意見 ，全國統一電力市場建設將統籌考慮企業和社會的電力成本承受能力，做好基本公共服務供給和電力市場建設的銜接，保障電力公共服務供給和居民、農業等用電價格相對穩定。因此，隨著電價機制逐步理順，計劃電量逐步進入市場，居民農業銷售電價將 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 29 保持相對穩定，并存在以拉大階梯價差，壓縮階梯空間的手段上漲的可能。 圖圖 39：2019 年部分國家（地區）居民電價水平比較（元年部分國家（地區）居民電價水平比較（元/kWh） 資料來源：當前電價政策機制相關問題及建議調研報告，信達證券研發中心 工商業工商業電價電價以電力市場化

126、改革為主線實現上漲。以電力市場化改革為主線實現上漲。根據關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知 ，取消工商業目錄銷售電價，有序推動工商業用戶全部進入電力市場。電網公司代理購電業務作為目錄銷售電價取消后的過渡性措施，通過掛牌交易和集中出清等方式確定代理購電價格。綜合來看，自 2021 年 12 月電網代理購電業務開展以來，代理購電價格均高出基準價（當地燃煤標桿電價） ，甚至存在長期頂格向上 20%浮動的情況。根據國家發改委辦公廳國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知 （發改辦價格2021809 號）文件，各地將推進放開發電計劃，推動更多工商業用戶直接參與電力市

127、場交易，不斷縮小電網代理購電范圍和規模?？梢灶A見，市場化不斷推進的情況下，工商業用戶的銷售電價將以電力市場化改革為變化主線實現上漲。 同時，工商業用戶電價將以不同行業區分，分門別類實現上漲。同時，工商業用戶電價將以不同行業區分，分門別類實現上漲。根據國家發改委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知 ，高耗能企業市場交易電價不受上浮 20%的限制。電網代理購電業務對高耗能企業提出“原則上要直接參與市場交易，暫不能直接參與市場交易的由電網企業代理購電，用電價格為電網企業代理購電價格 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 30 的 1.5 倍”的規定，成為工商業用戶中首個漲電價的行

128、業。2022 年 5 月，浙江省發改委能源局聯合發布關于調整高耗能企業電價的通知（征求意見稿） ，對部分負荷條件的高耗能企業電價提高 0.172 元/kWh。因此，工商業用戶電價在跟隨市場化推進上漲的過程中，各個行業的步伐和節奏也將有所差別，預計高耗能產業電價將率先上漲。同時，基于區域產業發展側重不同，工商業電價也可作為宏觀調控手段引導產業結構調整。 圖圖 40： 兩網公司兩網公司電網代理購電電網代理購電平均電價平均電價情況情況（元（元/MWh） 圖圖 41：山西省電網代理購電上浮山西省電網代理購電上浮情況情況（元（元/MWh） 資料來源：網上國網，南網在線，信達證券研發中心 資料來源：網上國

129、網，信達證券研發中心 投資建議 能源通脹和電力市場化改革推進局面下，煤電電價有望逐步上漲能源通脹和電力市場化改革推進局面下，煤電電價有望逐步上漲。在近期內全球煤、油、氣等能源通脹不減，中遠期電力市場化改革持續推進的情況下，煤電價格將借力于電價機制的持續理順，實現從上游煤炭價格到下游終端用戶電價的全流程成本疏導。在煤價依舊高企的情況下，煤電電價進一步放開“基準價+上下浮動”的浮動上限可能性較大。同時， “雙碳”目標下的新型電力系統將不斷接入高比例新能源，煤電作為不受時間限制的“儲能” ，具有連續穩定出力特點，可以同時實現從秒級系統調節到月度電量供應的作用。相較于受容量限制，目前只能持續出力 26

130、 小時的儲能和 610 小時的抽水蓄能，煤電同時具備為新能源出讓發電空間的調峰作用和為新能源提供長達月級的頂峰作用，將同時在輔助服務市場和容量市場成為優質資源。在“十四五”頂峰容量裕度不足， “十五五”新增煤電裝機極少的情況下，煤電將同時在電能量、輔助服務和容量三個方面成為稀缺資源。因此，在能源通脹和電力市場化改革推進局面下，煤電電價有望逐步上漲。 立足于新型電力系統長周期持續性的調節需求，火電靈活性改造、立足于新型電力系統長周期持續性的調節需求，火電靈活性改造、電化學電化學儲能、特儲能、特高壓高壓工程工程、配網改造、虛擬電廠等、配網改造、虛擬電廠等調節性技術有望呈現爆發式增長調節性技術有望呈

131、現爆發式增長。隨著高比例新能源接入電力系統，新型電力系統的調節需求也將向著長周期持續性方向發展，同時也為火電靈活性改造、電化學儲能、特高壓工程、配網改造、虛擬電廠等調節性技術提供了市場空間。隨著政策準入和電網接入等壁壘的不斷破除，相關技術有望實現爆發式增長。 新能源發電在現貨市場和輔助服務市場存在收益率下行風險新能源發電在現貨市場和輔助服務市場存在收益率下行風險。從電力系統運行調節的角度來看，電力現貨市場本質上反映的是可控機組及資源的調峰價值。中長期市場與現貨市場的聯動機制對發電邊際成本較低，出力存在間歇性和波動性的新能源不利。同時，電力系統調節成本將會在輔助服務市場實現向源頭的疏導。新能源發

132、電在現貨市場和輔助服務市場存在收益率下行的風險。 340360380400420440460480國家電網南方電網280300320340360380400420基準價電網代購電價 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 31 表表 11：重點投資區域和相關上市公司重點投資區域和相關上市公司 主題主題 相關標的相關標的 證券代碼證券代碼 總市值（億元）總市值（億元） PE-TTM(x) PB-MRQ(x) 一致預期收入一致預期收入增速增速（%） 一致預期凈利潤一致預期凈利潤增速增速（%） 煤電企業煤電企業 華能國際 600011.SH 832.42 - 1.85 7.90% / 華電國

133、際 600027.SH 382.24 - 1.05 4.33% / 中國神華 601088.SH 5187.97 9.52 1.38 5.50% 19.43% 大唐發電 601991.SH 396.23 - 1.69 7.99% / 國電電力 600795.SH 640.30 - 1.44 8.34% / 調節性技術調節性技術 龍源技術 300105.SZ 32.91 595.87 1.82 / / 青達環保 688501.SH 18.25 32.92 2.43 30.16% 36.25% 東方電氣 600875.SH 474.40 19.43 1.50 14.49% 23.10% 中國電建

134、601669.SH 1028.42 11.43 1.09 18.45% 19.72% 寧德時代 300750.SZ 12300.66 79.51 14.44 72.29% 58.63% 永福股份 300712.SZ 112.82 230.27 9.86 80.90% 177.09% 南網能源 003035.SZ 234.47 47.95 3.88 20.50% 29.01% 蘇文電能 300982.SZ 65.71 23.14 4.39 32.19% 32.79% 許繼電氣 000400.SZ 216.99 29.23 2.28 15.31% 21.15% 思源電氣 002028.SZ 340

135、.35 30.91 4.00 19.32% 21.17% 文山電力 600995.SH 74.36 479.76 3.33 8.27% 196.93% 資料來源：Wind, 信達證券研發中心（截至2022年8月3日收盤數據） 風險因素 宏觀風險：宏觀風險：宏觀經濟下滑導致電力需求和用電量增速不及預期 政策風險：政策風險：電力市場化改革推進不及預期；政策在各地的執行力不及預期。 Table_Introduction 研究團隊簡介研究團隊簡介 左前明，中國礦業大學（北京）博士，注冊咨詢（投資）工程師，兼任中國信達能源行業首席研究員、業務審核專家委員，中國地質礦產經濟學會委員，中國國際工程咨詢公司專

136、家庫成員，曾任中國煤炭工業協會行業咨詢處副處長（主持工作） ，從事煤炭以及能源相關領域研究咨詢十余年，曾主持“十三五”全國煤炭勘查開發規劃研究、煤炭工業技術政策修訂及企業相關咨詢課題上百項， 2016 年 6 月加盟信達證券研發中心，負責煤炭行業研究。2019 年至今，負責大能源板塊研究工作。 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 32 李春馳，CFA，中國注冊會計師協會會員，上海財經大學金融碩士，南京大學金融學學士，曾任興業證券經濟與金融研究院煤炭行業及公用環保行業分析師，2022 年 7 月加入信達證券研發中心，從事煤炭、電力、天然氣等大能源板塊的研究。 機構銷售聯系人機構銷售聯

137、系人 區域區域 姓名姓名 手機手機 郵箱郵箱 全國銷售總監 韓秋月 13911026534 華北區銷售總監 陳明真 15601850398 華北區銷售副總監 闕嘉程 18506960410 華北區銷售 祁麗媛 13051504933 華北區銷售 魏沖 18340820155 華北區銷售 陸禹舟 17687659919 華北區銷售 樊榮 15501091225 華北區銷售 章嘉婕 13693249509 華東區銷售總監 楊興 13718803208 華東區銷售副總監 吳國 15800476582 華東區銷售 國鵬程 15618358383 華東區銷售 李若琳 1312261

138、6887 華東區銷售 朱堯 18702173656 華東區銷售 方威 18721118359 華東區銷售 戴劍簫 13524484975 華東區銷售 李賢哲 15026867872 華東區銷售 俞曉 18717938223 華東區銷售 孫僮 18610826885 華東區銷售 賈力 15957705777 華東區銷售 王爽 18217448943 華東區銷售 曹亦興 13337798928 華東區銷售 粟琳 18810582709 華東區銷售 石明杰 15261855608 華南區銷售總監 王留陽 13265702135 華南區銷售副總監 陳晨 15986679987

139、 華南區銷售副總監 王雨霏 17727821880 華南區銷售 劉韻 13620005606 華南區銷售 蔡靜 18300030194 華南區銷售 胡潔穎 13794480158 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 33 華南區銷售 鄭慶慶 13570594204 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 34 分析師聲明分析師聲明 負責本報告全部或部分內容的每一位分析師在此申明，本人具有證券投資咨詢執業資格，并在中國證券業協會注冊登記為證券分析師,以勤勉的職業態度,獨立、客觀地出具本報告；本報告所表述的所有觀點準確反映了分析師本人的研究觀點；本人薪酬的任何組成部

140、分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體分析意見或觀點直接或間接相關。 免責聲明免責聲明 信達證券股份有限公司(以下簡稱“信達證券”)具有中國證監會批復的證券投資咨詢業務資格。本報告由信達證券制作并發布。 本報告是針對與信達證券簽署服務協議的簽約客戶的專屬研究產品，為該類客戶進行投資決策時提供輔助和參考，雙方對權利與義務均有嚴格約定。本報告僅提供給上述特定客戶，并不面向公眾發布。信達證券不會因接收人收到本報告而視其為本公司的當然客戶?？蛻魬斦J識到有關本報告的電話、短信、郵件提示僅為研究觀點的簡要溝通，對本報告的參考使用須以本報告的完整版本為準。 本報告是基于信達證券認為可靠的已公開信息編制，

141、但信達證券不保證所載信息的準確性和完整性。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告最初出具日的觀點和判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會出現不同程度的波動，涉及證券或投資標的的歷史表現不應作為日后表現的保證。在不同時期，或因使用不同假設和標準，采用不同觀點和分析方法，致使信達證券發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告，對此信達證券可不發出特別通知。 在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議，也沒有考慮到客戶特殊的投資目標、財務狀況或需求?？蛻魬紤]本報告中的任何意見或建議是否符合其特定狀況，若有必要應尋求專家意見。本報告所載的資料、工

142、具、意見及推測僅供參考，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或向人做出邀請。 在法律允許的情況下，信達證券或其關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能會為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行業務服務。 本報告版權僅為信達證券所有。未經信達證券書面同意，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制、發布、轉發或引用本報告的任何部分。若信達證券以外的機構向其客戶發放本報告，則由該機構獨自為此發送行為負責，信達證券對此等行為不承擔任何責任。本報告同時不構成信達證券向發送本報告的機構之客戶提供的投資建議。 如未經信達證券授權，私自轉載或者轉發本報告，所引起的一切后果及法律

143、責任由私自轉載或轉發者承擔。信達證券將保留隨時追究其法律責任的權利。 評級說明評級說明 風險提示風險提示 證券市場是一個風險無時不在的市場。投資者在進行證券交易時存在贏利的可能，也存在虧損的風險。建議投資者應當充分深入地了解證券市場蘊含的各項風險并謹慎行事。 本報告中所述證券不一定能在所有的國家和地區向所有類型的投資者銷售，投資者應當對本報告中的信息和意見進行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專業顧問的意見。在任何情況下，信達證券不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任，投資者需自行承擔風險。 投資建議的比較標準投資建議的比較標準 股票投資評級股票投資評級 行業投資評級行業投資評級 本報告采用的基準指數 ：滬深 300指數（以下簡稱基準） ； 時間段：報告發布之日起 6 個月內。 買入：買入：股價相對強于基準 20以上； 看好：看好：行業指數超越基準； 增持：增持：股價相對強于基準 520； 中性：中性：行業指數與基準基本持平； 持有：持有：股價相對基準波動在5% 之間； 看淡：看淡：行業指數弱于基準。 賣出：賣出：股價相對弱于基準 5以下。