计划+市场，双轨制龙头股并行的电价机制当前我国电力系统及其相关制度正在推进电力市场化改革，处于由此前偏“计划经济”的电量和电价形成制度向更加“市场经济”的形成制度转型过程中，因此形成了目前我国 “计划电”

 

    和“市场电龙头股”双轨并行的特殊格局。其中 “计划电”模式下，各地经信委制定电力平衡方案及发电量计划，并下发至电厂和电网公司遵照执行，计划电量概念股执行标杆或基准电价。“市场电”模式下，各地经信委依然负责制定全年的市场化电量规模和市场准入，再由各地的电力交易市场组织供需双方开展电力交易。“市场电”与“计划电”最大的差异在于：“市场电”体系下发电侧与用户侧直接进行电价的协商谈判，电网只在其中只起到输送电力的作用。截至2021 年底，我国市场化交易电量占全社会用电量比重为45.5%，并且随着市场化改革持续推进，市场电占比还呈现出持续增加的态势。市场化交易的电量中，大部分的电量及电价会在年初进行年度交易时确定，也称为年度交易，月度以及现货交易更多的是对年度交易进行补充。

 

    煤电：全面推行市场化，上浮限制再松绑

 

    2021 年10 月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，其中要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。此外，通知将市场交易电价上下浮动范围扩大为原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价与电力现货价格不受上浮20%的限制，此次改革正式拉开我国煤电全部市场化交易帷幕，我国煤电也正式从“计划电”和“市场电”并行的双轨制，正式成为我国第一个全面市场化的电源。

 

    水电&核电&气电：计划电主导，市场化为辅

 

    水电方面，当前我国水电定价出现三种模式，其中2014 年2 月之前投产的水电仍旧按照“一厂一价”执行，2014 年2 月之后投产省内消纳水电执行当地水电标杆电价，跨省区外送电源按照落地省份燃煤发电标杆上网电价倒推执行；核电方面，我国核电目前基本实行标杆电价，同时规定在具体省份按照当地燃煤基准价和核电标杆电价孰低原则执行，但由于技术迭代原因，目前有少量先进三代机组实行“一厂一价”制度；气电方面，上网电价主要定价方式为单一制电价和两部制电价，由于气电成本较高当前单一制电价普遍高于燃煤基准价，两部制电价会设定气电联动传导成本端压力。当前三类电源参与市场化比例相对较低，仍以计划电价为主。

 

    风光绿电：迈向“平价时代”，绿电交易概念股常态化2022 年，除了浙江、广东及山东出台了本省海上风电补贴政策之外，其他风电及光伏已经开启了全面平价上网的阶段。市场化交易方面，对于存量带补贴项目，为了促进新能源消纳，部分省份陆续出台本省新能源保障性收购小时，在保障性收购小时以内的上网电价为燃煤基准价+补贴，保障性收购小时以外的部分参与市场化，上网电价则为市场化电价+补贴。此外2021年8 月，我国正式启动了专由新能源参与的绿电交易市场，当前已经实现常态化交易，由于新能源具备绿色低碳的环境属性，因此在进行绿电交易时普遍实现了较燃煤基准价的溢价交易。

 

    随着平价新能源陆续投产，预计绿电交易市场形成电概念股价将成为新能源上网电价主要形成方式。

 

    风险提示

 

    1、电价政策变动风险；

 

    2、电力供需恶化风险。

 

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