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1、 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 1 证券研究报告 发电发电 电价市场化深入，煤电电价市场化深入，煤电/核电弹性大核电弹性大 华泰研究华泰研究 发电发电 增持增持 ( (维持维持) ) 行业行业走势图走势图 资料来源：Wind，华泰研究 重点推荐重点推荐 股票名称股票名称 股票代码股票代码 目标价目标价 (当地币种当地币种) 投资评级投资评级 华能国际 600011 CH 10.85 买入 中国核电 601985 CH 8.84 买入 内蒙华电 600863 CH 4.75 买入 中国电力 2380 HK 5.04 买入 国投电力 600886 CH 14.80

2、买入 福能股份 600483 CH 21.97 买入 华能水电 600025 CH 8.31 买入 川投能源 600674 CH 15.37 买入 资料来源：华泰研究预测 2022 年 3 月 15 日中国内地 深度研究深度研究 电价市场化深入，电价市场化深入，2022 年煤电年煤电/核电受益相对更多核电受益相对更多 我国电价改革不断向市场化深入，2021 年煤价高企倒逼市场化电价上浮比例扩大至 20%， 高耗能用户不受限制， 由于煤电电量原则上 100%进入市场，我们判断 2022 年煤电电价弹性最大，收入增厚最可观；同样获得市场化交易量价齐升的核电，由于燃料成本较稳定，在净利润增厚层面更有

3、优势；风光目前总体市场化交易电量仍较少， 水电市场化电价上涨幅度有限且市场化电量不多，影响暂时较小。推荐拥有煤电装机的多元化运营商华能国际/内蒙华电/中国电力/福能股份/国投电力，核电龙头中国核电，建议关注水电上市公司华能水电/川投能源。 电价市场化改革逐步深入，兼顾民生和发展电价市场化改革逐步深入，兼顾民生和发展 1949 年新中国成立至今，我国电价稳中求进，逐步由单一计划电价向市场化电价改革，经历了还本付息电价、经营期电价、两部制上网电价、标杆电价到市场化交易电价的变革，从具体实施看，改革过程兼顾了国计民生和发展。2019 年 10 月-2021 年 7 月，市场化交易电价不允许较基准电价

4、上浮，以保证工商业电价只降不升， 促进工商业发展。 2021 年 10 月， 因煤价高企，煤电企业亏损严重， 国家要求工商业全部进入市场交易并取消工商业目录电价；但为保障农业和居民用电，其执行现行目录销售电价政策。 煤电电价是改革主线，风光电价由补贴走向平价煤电电价是改革主线，风光电价由补贴走向平价 煤电作为我国主要电源，其电价改革基本与整体电价改革主线一致。同时，煤电标杆电价（2019 年电改后称为“基准电价” ）还作为燃机/核电/风光网电价定价参考指标。 纵观我国六大电源电价的改革之路， 基本都由最早的 “一厂一价”走向标杆电价制度，实现了电价从个别成本到社会平均成本定价的跨越，电力投资效

5、益差异更多由建设成本/运营效率/融资成本差别决定，促进电力建设成本下行和电力运营商运营效率提升。风电/光伏电价因造价的不断下降，由补贴电价到平价，2021 年起，新建陆上风电、除户用外的光伏项目均步入平价时代，2022 年起，新建海风国补也被取消。 2022 年年煤电煤电收入收入弹性弹性最最大，大，净利润增厚层面核电更具优势净利润增厚层面核电更具优势 2021 年发改委提出的市场化电价上涨主要是为了缓解煤电发电因高煤价产生的大额亏损，故我们认为收入方面最大受益的是煤电，但煤电电价上涨部分需抵消一些燃煤成本上升， 净利润层面我们则认为市场化交易量价齐升的核电由于燃料成本较稳定而更有优势。考虑新机

6、组投产带来电量增长，我们测算中国核电 2022 年市场化量价齐升带来的归母净利润增厚为 20-28 亿元，较公司 2021 年归母净利润 80 亿元增厚 25%-35%。水电市场化电量比例不高且市场化电价上涨有限，目前全国风光市场化比例也仍较小，但我们认为未来可期盼水电/风光清洁属性价值在电价中体现。 推荐推荐含煤电含煤电/核电的多元化运营商标的，建议关注水电上市公司核电的多元化运营商标的，建议关注水电上市公司 2022 年开年以来，电力板块大幅回调，进入布局窗口。推荐含煤电/核电的多元化运营商标的华能国际/中国核电/内蒙华电/中国电力/福能股份/国投电力，建议关注水电上市公司华能水电/川投能

7、源。 风险提示：市场化电价上涨不及预期；用电需求不及预期来带发电量不及预期；核电新增装机投产不及预期。 (17)(3)122640Feb-21Jun-21Oct-21Feb-22(%)发电沪深300 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 2 发电发电 正文目录正文目录 投资概要投资概要 . 3 有别于市场观点 . 3 整体回顾：电价市场化改革有序推进，价格逐渐向价值收敛整体回顾：电价市场化改革有序推进，价格逐渐向价值收敛 . 4 经历六大阶段，电价市场化有序推进 . 4 六大类电源电价改革历程及定价机制六大类电源电价改革历程及定价机制 . 6 煤电：电价标杆，改革主线.

8、 6 2004 年之前：统建统管、还本付息、经营期、两部制电价 . 6 2004 年-2019 年：标杆上网电价机制 . 6 2020 年至今：“基准价+上下浮动”出台，煤价高企倒逼电力市场化改革 . 7 燃机：以煤为标，各地不一. 8 2015 年以前，一厂一核 . 9 2015 年至今，气、电联动，决定在地方 . 9 核电：标杆电价，合理调控. 10 1985 年至 2012 年： “一厂一价” ，决策在国家 . 10 2013 年至 2021 年：核电标杆上网电价机制 . 10 水电：一厂一价至多元化定价 . 11 2004 年前：“一厂一价”，自行定价 . 11 2004 年至 200

9、9 年：同一地区，标杆化定价 . 11 2009 年至 2014 年：去标杆化，因地制宜 . 11 2014 年至 2021 年：分区管理，标杆定价 . 12 抽水蓄能定价模式 . 12 风光：装机造价下行，从补贴至平价 . 13 区域定价开启风电产业商业化发展 . 13 风光招标定价和核准定价并存 . 13 分资源区标杆电价 . 15 标杆价变为指导价，逐步走入平价 . 17 2021 年市场化电价改革带来的年市场化电价改革带来的 2022 年业绩弹性到底有多大年业绩弹性到底有多大 . 19 煤电收入弹性最大，核电次之，水电和绿电有限 . 19 行业观点及重点推荐行业观点及重点推荐 . 23

10、 华能国际（600011 CH，买入，目标价：10.85 元） . 23 内蒙华电（600863 CH，买入，目标价：4.75 元） . 24 中国电力（2380 HK，买入，目标价：5.04 港币） . 24 福能股份（600483 CH，买入，目标价：21.97 元） . 25 中国核电（601985 CH，买入，目标价：8.84 元） . 25 国投电力（600886 CH，买入，目标价：14.80 元） . 26 川投能源（600674 CH，买入，目标价：15.37 元） . 26 华能水电（600025 CH，买入，目标价：8.31 元） . 27 风险提示. 28 qWtZPBf

11、ZiZxU7N8Q6MpNpPpNmOiNrRtQiNoPsM6MmMvMNZtPnNwMsPsO 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 3 发电发电 投资概要投资概要 纵观我国电价改革历程，大方向主要系向市场化不断深入。纵观我国电价改革历程，大方向主要系向市场化不断深入。六大电源种类大体都由最早的“一厂一价”甚至“一机一价”逐步转换为标杆电价（煤电 2019 年后称为基准电价）/指导价，主要实现了电价从个别成本到社会平均成本定价的跨越，电力投资效益差异更多由建设成本/运营效率/融资成本差别决定，促进电力建设成本不断下行和电力运营商运营效率不断提升。近年来，各类电源市场

12、化比例逐年上升，市场化改革不断深入。 图表图表1： 各类电源现行电价定价机制各类电源现行电价定价机制 电源种类电源种类 电价电价 煤电 原则上全部参与市场化交易，上网电价=各省基准电价*（1+浮动比例），浮动区间-20%.+20%，高耗能用户不受 20%浮动限制 燃机 单一制电价与两部制电价并存 核电 计划电价、市场化电价（市场化电价定价机制与煤电基本相同） 水电 1）留省内消纳水电电量对应省内市场化电价和非市场化电价 2）外送消纳电量中，合同内电量一般为跨省跨区送电的协商电价，合同外的超发电量可能参考落地省份的市场化交易电价或者取两省平均市场化交易电价定价 抽水蓄能 两部制电价 风电/光伏

13、补贴项目：基准电价+补贴 平价项目：基准电价或指导价 绿电交易电价：市场交易决定 资料来源：国家发改委、华泰研究 煤电电价弹性最大从而收入增厚最可观，净利润增厚层面核电优势煤电电价弹性最大从而收入增厚最可观，净利润增厚层面核电优势或或更明显。更明显。2021 年，煤价高企倒逼电力市场化改革，市场化交易电价较基准电价浮动范围由-15%,+10%扩大至-20%，+20%，高耗能用户交易价格不受 20%限制。煤电市场化电价上涨主要系为了抵抗煤价高涨带来的成本上升压力，虽然电价（收入）增厚最多，但是到净利润层面，该增厚会被燃料成本增长抵消一部分。但对于核电/水电/风光，同等售电量下，由于铀采购成本相对

14、稳定，水风光为自然资源无燃料成本，市场化电价上涨带来的收入增厚落实到利润层面几乎只需要扣除税金。由于水风光的市场化体量较小，我们认为相较于其他电源，市场化电价上涨带来的核电净利润增厚更可观。 有别于市场观点有别于市场观点 市场更多关注到市场化电价上涨带来的煤电业绩弹性，对核电有认识但不够充分。市场更多关注到市场化电价上涨带来的煤电业绩弹性，对核电有认识但不够充分。我们认为煤电电价弹性最大从而收入增厚最可观，净利润增厚层面核电优势或更明显。目前我国核电市场化交易电量仅次于煤电， 核电市场化电价在江苏省 2022 年年度电力市场化交易中获得与煤电相近的上涨趋势，但即使上涨不如煤电，我们认为其至少将

15、接近于核电机组本身的计划电价（标杆电价） ，即核电参与市场化至少不需要再折价。同时由于核电上市公司的燃料铀采购一般与集团旗下兄弟公司签订长协，铀价相对稳定。而煤电市场化电价上涨很大一部分要用于抵消燃煤成本的上升。故在净利润层面，市场化电价上涨带来的核电净利润增厚更为可观。 市场市场认为认为市场化电价上涨市场化电价上涨也会给水电带来较大业绩增厚。也会给水电带来较大业绩增厚。我们认为此增厚有限。首先，各大水电公司实际市场化比例较低，绝对市场化交易电量也不高。水电上市公司中，市场化交易比例和绝对电量最多的华能水电仅有不到 380 亿市场化电量（除去 300 亿度西电东送长协） 。各省份公布的 202

16、2 年市场化交易方案中，水电的市场化电量几乎没有变动。最主要的是，水电的市场化电价上涨实际不大，处于较为稳定的水平。但我们认为水电作为清洁能源之一，未来有希望在电价上更好的体现其清洁属性价值。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 4 发电发电 整体回顾：电价市场化改革有序推进，价格逐渐向价值收敛整体回顾：电价市场化改革有序推进，价格逐渐向价值收敛 1949 年至今，我国电价主要经历了六次改革：1）厂网合一，无上网电价；2）对抗电荒，鼓励集资办电，执行还本付息电价；3）为抑制电价持续上涨和电力投资过热，改进还本付息电价为经营期平均电价；4）厂网分离，实行两部制电价；5）

17、标杆电价时代到来，实现了电价从个别成本到社会平均成本定价的历史性跨越； 6） 深化电力体制改革， 进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价。此阶段，电力中长期交易展开，现货市场试点开启；燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”机制；新建的陆上风电及除户用光伏外的新建光伏项目进入平价时代。这六大阶段见证了我国电力市场化改革进程，促进我国电价机制日益完善，但仍有继续优化的空间。 经历经历六大阶段，电价市场化有序推进六大阶段，电价市场化有序推进 1979-1984 年，年，完全管制阶段完全管制阶段，上网电价尚未形成。，上网电价尚未

18、形成。改革开放以前，我国对电价实行统筹管理，电价水平维持相对稳定。改革开放后，电价机制部分调整以促进发用电效率提升，包括：取消部分工业用电电价优惠，颁布功率因数调整电费方法以明确功率因素的考核标准，调整东北地区用电价格等举措。但由于电价涨幅不及燃煤成本上升幅度，电力投资建设较萎靡，电力供需格局偏紧，一度出现缺电情况。此阶段电力管理政企合一，实行发、供、售一体化，电厂和电网统一核算，因此不存在上网电价。 1985 年年-1996 年，集资办电开新局，还本付息电价应运而生。年，集资办电开新局，还本付息电价应运而生。1985 年，在全国电力紧缺的背景下，山东龙口电厂项目开工，系我国电力投资改革的开端

19、。紧接着， 关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定出台，鼓励多渠道集资办电。集资电厂成为我国电力建设投资的主要形式之一，有效缓解了电力紧缺。对于不依靠政府财政拨款而实行负债建设的电厂(独立经营集资电厂、中外合资电厂等)，其上网电价由还本付息需要及核准合理收益所确定。发电项目按还贷需要核定还贷期，还贷期内的上网电价因反映了投建成本等而价格较高，还贷期后上网电价随着成本降低而下降。此外，国家还引入了峰谷电价、燃运加价等机制。因此，此阶段是以还本付息电价为主的多种电价并存时期。 1997 年年-2001 年，经营期电价出台，平滑分摊电价成本。年，经营期电价出台，平滑分摊电价成本。实行还本付息电价时

20、期，上网电价主要受发电投资成本影响，基本表现为“一厂一价”甚至“一机一价” 。由于投资热情高涨及投资成本缺乏有效约束机制，电厂投产初期上网电价过高，销售电价上涨过多。为降低电价， 约束电力成本上升， 2001 年， 国家计委发布 关于规范电价管理有关问题的通知 ，实行经营期电价机制，火电/水电的经营期分别为 20/30 年，经营期上网电价测算以电力项目的整个经济寿命周期为基础，通过将项目经营期内现金流贴现，使其净现金流满足内部收益率，资本金内部收益率略高于同期国内银行 5 年期以上贷款利率。 2002 年年-2003 年，年， 厂网分离厂网分离打破一体化垄断打破一体化垄断， 实行两部制上网电价

21、实行两部制上网电价。 2002 年国务院印发 电力体制改革方案 ：规定实行“厂网分开” ，竞价上网，以此打破电力企业的一体化垄断经营模式，引入竞争。方案将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。自此，电价机制更加明晰。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 5 发电发电 2004-2014 年年，标杆上网电价出台。标杆上网电价出台。2004 年，标杆上网电价出台，新投产的燃煤机组在省网以上区域范围内执行统一的标杆电价，价格由发改委统一制定。随后，风电、光伏、核电也制定了标杆电价。标杆电价实现了从个别成本

22、到社会平均成本定价的历史性跨越，为电价最终实现市场化创造条件。 2015 年年-至今，电力市场化改革不断深入。至今，电力市场化改革不断深入。2015 年国务院发布关于进一步深化电力体制改革的若干意见 ，标志着我国新一轮电力体制改革开启。此次深化电力体制改革，按照管住中间、放开两头的体制架构进行。2016 年， 电力中长期交易基本规则（暂行） 印发，电力中长期交易在全国范围内展开；2017 年，第一批电力现货市场试点开启；2018 年以后，风光标杆电价陆续取消；2019 年燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”机制，电力市场化改革不断深入；2020 年，现货市场长周期结算试运行开启；2021 年，

23、新建陆上风电、除户用外的新建光伏项目均步入平价时代。 图表图表2： 1949 年至今我国年至今我国电价改革历程时序图电价改革历程时序图 资料来源：改革开放以来我国电力体制改革总体进展情况（2018 年）、华泰研究 电价改革稳电价改革稳中求中求进，兼顾国计民生和进，兼顾国计民生和发展发展。整体上，我国电价改革朝市场化道路前行，但从具体实施角度，电价改革兼顾了国计民生和发展，保持稳中求进的节奏。2019 年，我国改燃煤标杆电价为“基准价+上下浮动”机制，在 2021 年多省因煤价高企放开市场化电价较基准电价不上浮限制以前，国家不允许市场化交易电价较基准电价上浮以保证工商业电价只降不升，促进工商业快

24、速发展。2021 年煤价高企倒逼电力市场化改革进一步深入，国家要求工商业全部进入市场交易并取消工商业目录电价，但为保持居民和农业用电价格稳定，居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。各地要优先将低价电源用于保障居民、农业用电。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 6 发电发电 六大类电源电价改革历程及定价机制六大类电源电价改革历程及定价机制 煤电：电价标杆，改革主线煤电：电价标杆，改革主线 根据中电联数据测算，2020 年以前，燃煤发电量占全国发电量的比例维持在 60%以上。煤电在我国电力系统的支柱地位，决定了其定价在电力价格体系中起着指导作用。至

25、今，我国煤电上网电价历经了六个阶段：1）统建统管、厂网合一，无上网电价；2）厂网合一被打破，上网电价生成，执行还本付息电价；3）还本付息电价改进为经营期电价，以缓解投资过热和降低电价；4）厂网分离后，两部制电价实施；5）标杆电价出台，实施煤电联动机制；6） “基准价+上下浮动”机制取代标杆电价，煤电联动基本不再实施。2021 年煤价高企倒逼电力市场化改革，上下浮动区间由 2019 年 10 月制定的-15%,+10%变为-20%,+20%，且高耗能用户交易价格不受上浮 20%限制，多地市场化交易电价上涨。 2004 年之前：年之前：统建统管、还本付息统建统管、还本付息、经营经营期期、两部制、两

26、部制电价电价 1985 年以前， 煤电实行统建统管年以前， 煤电实行统建统管、 厂网合一厂网合一。 这段时期， 煤电由国家集中管理、 统一调控，煤电场政企合一，计划性较强。此阶段厂网尚未分离，因此没有上网电价的概念。煤电电价直接对接用户侧的目录电价，由国家统一制定，电价结构较为简单，电价水平较为稳定。 集资电厂集资电厂改变厂网合一历史， 还本付息电价改变厂网合一历史， 还本付息电价出台。出台。 为应对全国性用电紧张， 加速电力建设，各地开始集资办厂。集资电厂打破了以往厂网合一的历史，上网电价由此产生。此时的上网电价执行还本付息电价， 保障了投资者投资成本回收和合理利润， 有力促进了电力建设，缺

27、电得到缓解。然而，部分地区为追求短期利益，建设了许多小型高能耗电厂，忽视了规模效应，不利于国家整体布局。同时，投资热情高涨，电力建设市场供小于求拉高投资成本，投资成本的上涨在还本付息电价机制下直接传导至上网电价，导致整体电价虚高，不利于国家经济建设和民生发展。 降降电价电价刻不容缓刻不容缓，经营期电价，经营期电价替代还本付息电价替代还本付息电价。2001 年我国煤电上网电价正式改为经营期电价，即以项目的整个经营期为基础考虑投资者的合理成本和利润，测算经营期平均上网电价。经营期电价制度有效缓解了电价高涨，在电力建设高峰期保持了电价水平的基本稳定。但其定价没有考虑地区整体水平，政府导向作用难以发挥

28、。 厂网分离，实施两部制电价。厂网分离，实施两部制电价。2002 年厂网分离，打破电力企业的一体化垄断经营模式。电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。 2004 年年-2019 年：标杆上网电价机制年：标杆上网电价机制 标杆电价标杆电价时代到来，时代到来，竞争格局放开。竞争格局放开。2004 年，我国开始实行煤电标杆上网电价机制。煤电标杆电价=各省发电平均社会成本+合理资本金内部收益率+税金。新投产的煤电机组，规范计价利用小时内原则上均遵循标杆电价，超发电量上网电价略低于标杆电价，煤电厂总体回报较为稳定。标杆上网电价脱离了单

29、个电厂成本利润的局限，实现了从个别成本定价到区域平均成本定价的转变，不同区域的标杆电价反映了其资源和发展差异。同一标杆电价下，煤电厂竞争转变为造价成本和运营成本的竞争，促进煤电造价成本下降及运营效率提升。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 7 发电发电 图表图表3： 2004 首次制定标杆电价情况首次制定标杆电价情况及及 2021 年年 3 月月各省基准电价水平各省基准电价水平 电网电网区域区域 省省/市市/区区 2004 年年 2004 年年 2004 年年 2004 年年 2004 年年 2021 年年 燃煤标杆电价燃煤标杆电价 脱硫电价脱硫电价 脱硫燃煤标杆电

30、价脱硫燃煤标杆电价 规范计价利用小时规范计价利用小时 超发电价超发电价 燃煤基准电价燃煤基准电价 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 小时 元/千瓦时 元/千瓦时 华北 北京 0.305 0.015 0.320 5500 0.288 0.3598 天津 0.305 0.015 0.320 5300 0.288 0.3655 冀北 0.305 0.015 0.320 5500 0.288 0.3720 冀南 0.305 0.015 0.320 5500 0.196 0.3644 山西 0.235 0.015 0.250 5500 0.196 0.3320 山东 0.310 0.015 0.325

31、 5500 0.260 0.3949 蒙西 0.237 0.015 0.252 5500 0.196 0.2829 东北 辽宁 0.310 0.015 0.325 4270 0.230 0.3749 吉林 0.300 0.015 0.315 3000 0.196 0.3731 黑龙江 0.310 0.015 0.325 3100 0.235 0.3740 蒙东 0.300 0.015 0.315 5500 0.200 0.3035 华东 上海 0.375 0.015 0.390 5500 0.260 0.4155 江苏 0.355 0.015 0.370 5500 0.280 0.3910 浙

32、江 0.385 0.015 0.400 5500 0.328 0.4153 安徽 0.330 0.015 0.345 灵活 0.317 0.3844 福建 0.350 0.015 0.365 不限制 - 0.3932 华中 湖北 0.320 0.015 0.335 4250 0.260 0.4161 湖南 0.345 0.015 0.360 4250 0.270 0.4500 江西 0.335 0.015 0.350 4500 0.280 0.4143 河南 0.290 0.015 0.305 5500 0.260 0.3779 四川 0.295 0.015 0.310 4500 0.240

33、0.4012 重庆 0.295 0.015 0.310 5000 0.260 0.3964 西北 陕西 0.260 0.015 0.275 5000 0.207 0.3545 甘肃 0.227 0.015 0.242 5500 0.150 0.3078 宁夏 0.230 0.015 0.245 5500 0.175 0.2595 青海 0.230 0.015 0.245 5500 0.180 0.3247 南方 广东 0.405 0.015 0.420 不限制 - 0.4530 广西 0.320 0.015 0.335 5000 0.268 0.4207 云南 0.240 0.015 0.25

34、5 5000 0.160 0.3358 贵州 0.235 0.015 0.250 不限制 - 0.3515 海南 0.350 0.015 0.365 5500 0.340 0.4298 注：1）2004 年国家发改委首次推出燃煤标杆电价时，将脱硫电价单列，所列超发电价不含脱硫电价；2）2021 年基准电价包含脱硫脱硝除尘电价；3）规范计价利用小时系针对省级电网统调范围内的燃煤机组（除部分特殊电厂） ，并以电网为单位核定 资料来源：国家发改委、华泰研究 煤电联动煤电联动，标杆电价历经，标杆电价历经“七上四下” 。“七上四下” 。发改委可以根据发电企业燃煤成本的变化，对标杆电价进行一年一度的调整，

35、形成“煤电价格联动”。2004 年的煤电联动政策中，规定 70%的煤价涨幅由电价承担， 余下 30%由发电企业自行消化， 对发电企业降本增效要求较高。 2012年关于深化电煤市场化改革的指导意见对此作出调整，提出当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由 30%调整为 10%。然而，出于对经济社会运行的总体考虑，煤电联动政策未真正落实。截至 2019年，燃煤标杆电价共历经 12 次调整，其中有 7 次因煤炭价格上涨而上调。 2020 年年至今至今： “基准价基准价+上下浮动”上下浮动”出台出台，煤价高企倒逼电力市场化改革煤价高企倒逼电力市场化

36、改革 “基准价“基准价+上下浮动上下浮动”市场化定价，煤电联动”市场化定价，煤电联动退出历史舞台。退出历史舞台。2019 年国务院关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见决定，2020 年 1 月 1 日起执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为-15%,+10%，具备市场交易条件的电量上网电价按市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，而燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。煤电联动机制也不再执行。 指导意见还规定，实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020 年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。 免责

37、声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 8 发电发电 2021 年高煤价倒逼电力市场化改革，市场化电价年高煤价倒逼电力市场化改革，市场化电价首次上浮且浮动范围扩大首次上浮且浮动范围扩大。由于 2Q21 和3Q21 煤价高企，火电厂大面积亏损，火电运营商苦不堪言。受此压力，交易电价较基准电价不上浮的限制逐渐放开，多个省份开始允许上浮 10%。2021 年 10 月 12 日，国家发改委发布国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知 ，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，市场交易电价较基准电价上下浮动范围-10%,+15%调整为

38、原则上不超过 20%，且高耗能行业不受上浮 20%限制。10 月 15 日，上述通知开始执行首日，江苏开展了 10 月中旬月内挂牌交易，成交均价较基准价上浮 19.9%。 而后， 江苏/广东两省陆续公布了其电力市场 2022 年度交易结果，火电年度双边协商交易平均成交电价分别为 466.8/497.0 元/兆瓦时，较江苏/广东基准电价同比上浮 19%/10%，进一步印证 2022 年市场化交易电价上涨趋势。 图表图表4： A 股火电公司归母净利与股火电公司归母净利与秦皇岛动力煤秦皇岛动力煤 Q5500 库存库存/市场价市场价变化趋势图变化趋势图 资料来源：Wind、公司公告、华泰研究 图表图表

39、5： 各省份各省份近期近期市场化交易结果市场化交易结果节选节选 省份省份 市场化成交价格市场化成交价格 基准电价基准电价 较基准电价浮动较基准电价浮动 交易类型交易类型 江苏 0.4635 0.3910 18.5% 2022 年 1 月份月度集中竞价 江苏 0.46669 0.3910 19.4% 2022 年电力市场年度交易总结果（含双边和和挂牌交易） 安徽 0.46128 0.3844 20.0% 2021 年 11 月份国网安徽代理购电挂牌交易 广东 0.49704 0.4530 9.7% 2022 年电力市场年度交易总结果 冀南 0.43725 0.3644 20.0% 2022 年年

40、度电力直接交易 福建省 0.459 0.3932 16.7% 2022 年第一阶段（1-7 月）年度双边协商直接交易 辽宁 0.44891 0.3749 19.7% 2022 年 2 月月度集中竞价无约束交易 广西 0.491618 0.4207 16.9% 2022 年度电力市场化长协交易 湖南 湖南 0.5080 0.4500 12.9% 2022 年 1 月月度双边协商交易 0.5390 0.4500 19.8% 2021 年 12 月月度双边协商交易 资料来源：各省电力交易中心、北极星电力网、华泰研究 燃机：燃机：以煤为标，各地不一以煤为标，各地不一 天然气上网电价的制定历史较为简单：

41、2015 年以前，每一个电厂单独核定上网电价；2015年 1 月 1 日起，根据发改委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知 ，对新投产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策，把定价权下放到省级价格主管部门，同时天然气发电的电价补贴也不由国家统一考虑，而是下放到各省（市、区）地方政府自行统筹解决；新投产天然气调峰发电机组及天然气分布式能源上网价格参考热电联产机组标杆电价。同时，实行气、电联动机制，最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格 0.35 元/千瓦时。 (500)(300)(100)0900(5,000)(4,000)(3,00

42、0)(2,000)(1,000)01,0002,0003,0004,0005,00019-1019-1119-1220-0120-0220-0320-0420-0520-0620-0720-0820-0920-1020-1120-1221-0121-0221-0321-0421-0521-0621-0721-0821-0921-1021-1121-12（万吨）（元/吨，百万元）秦皇岛动力煤Q5500市场价秦皇岛煤炭库存华能国际归母净利华电国际归母净利国电电力归母净利 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 9 发电发电 2015 年以前，年以前，一一厂厂一核一核 早期天然

43、气早期天然气上网电价“一厂一核” ，单独定价。上网电价“一厂一核” ，单独定价。天然气发电在总发电量中占比较低，其统一电价政策也制定较晚。在国家对天然气电价作出统一规定之前，天然气上网电价实行“一厂一核”甚至是“一机组一核” ，核价的原则基本上是“合理成本加合理收益” 。 2015 年年至今至今，气气、电联动，电联动，决定在地方决定在地方 标杆上网电价标杆上网电价决定权下放决定权下放， 气电联动， 气电联动平衡发电成本平衡发电成本和收益和收益。 2015 年 1 月 1 日开始实施的 关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知 对天然气上网电价形成作出总体规划： 1）新投产热电联产发电机组实

44、行标杆电价政策，标杆电价由省级价格主管部门确定；2）新投产调峰发电机组，参考热电联产发电机组标杆电价基础上考虑与热电联产机组的合理差异；3）鼓励天然气分布式能源与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和价格，电网企业收购的自发自用或直接交易外的有余电量，按当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。同时，建立气、电价格联动机制，即天然气上网电价随天然气价格调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格 0.35 元/千瓦时。 各省各省灵活制定天然气标杆电价，两部制灵活制定天然气标杆电价，两部制和单一制并存。和单一制并存。国家发改委发文后，各地纷纷承担起气电上网电价

45、制定的重任，制定天然气上网电价细则。燃气价格机制可分为两部制和单一制电价。总的来说，两部制电价下的容量电价相对稳定，电量电价和单一制电价则在考虑气电联动的基础上调整。 图表图表6： 近期部分省份天然气价格调整情况近期部分省份天然气价格调整情况 省份（市）省份（市） 时间时间 调整情况调整情况 定价机制定价机制 浙江省 2021.06.30 电量电价：省统调 9F、6F 机组 0.4335 元/千瓦时；省统调 9E、6B 机组 0.4650/千瓦时元；非省统调 6B 机组 0.5821 元/千瓦时。容量电价不变。 两部制 上海市 2021.12.31 电量电价：调峰机组 0.5687 元/千瓦时

46、，9E 系列全年发电利用小时数 300 小时以内，在上述基础上+0.15 元/千瓦时。热电联产机组全年发电利用小时数 2500 以内 0.5929元/千瓦时，2500-5000 小时以内 0.5125 元/千瓦时，5000 小时以上等于煤电基准价。分布式机组单一制电价 0.8783 元/千瓦时。 两部制+单一制 广东省 2020.08.03 使用澳大利亚进口合约天然气的 LNG 电厂上网电价每千瓦时降低 0.049 元；余下的：9F 型及以上机组，3500 小时内 0.605 元/千瓦时；9E 型机组 4000 以内 0.63 元/千瓦时；6F 型及以下机组，5000 小时以内 0.64 元/

47、千瓦时。以上机组超过限定年利用小时数的，上网电价统一为 0.463 元/千瓦时。 单一制 江苏省 2021.12.26 临时上调1-3月、 7-8月和11月发电电量电价： 调峰机组上调0.063元/千瓦时， 40/20/10万级热电联产机组上调每千瓦时 0.063/0.068/0.066 元，楼宇式分布式机组上调 0.066元/千瓦时；临时上调 12 月天然气发电电量电价：调峰机组上调 0.123 元/千瓦时，40/20/10 万级热电联产机组分别上调每千瓦时 0.123/0.132/0.129 元， 楼宇式分布式机组上调 0.129 元/千瓦时。 两部制 河北省 2021.11.26 河北华

48、电石家庄热电有限公司九期2台45.36万千瓦燃气机组， 2021年12月1日-2022年 3 月 15 日顶峰时段（每日 8 小时），电量电价按每千瓦时 0.6108 元执行，容量电价按每千瓦每月 32.33 元执行。 两部制 山东省 2022.02.23 电量电价通过市场化交易方式自主确定。日前、实时市场市场电能量申报价格下限为每千瓦时-0.08 元（含税，下同），上限为每千瓦时 1.3 元(申报价格上下限根据电力现货市场运行情况适时调整)。未参与市场交易的重型燃气轮机发电机组，上网电价按燃煤发电基准价执行。 容量目标电价暂定为 28 元/千瓦月。 两部制 资料来源：各省发改委、华泰研究 免

49、责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 10 发电发电 核电：标杆电价，合理调控核电：标杆电价，合理调控 1985 年至年至 2012 年： “一厂一价” ，决策在国家年： “一厂一价” ，决策在国家 2013 年以前，国家按照成本利润原则，单独对核定厂定价。年以前，国家按照成本利润原则，单独对核定厂定价。标杆电价出台以前，核电厂上网电价由发电成本、发电利润、发电税金组成。一厂核定一价。由于核电站造价高，其获得政府批准的上网电价也较高，核电企业缺少足够的积极性控制建设和运行成本。截至 2012 年底，全国在役核电机组共计 15 台， 合计装机 1,263 万千瓦， 其上网电

50、价均按“成本+利润”模式制定。 图表图表7： 截至截至 2012 年年底底国内在役核电机组国内在役核电机组容量容量和投资成本和投资成本 型号型号 机组名称机组名称 投产时间投产时间 装机容量装机容量 单位投资单位投资 （万千瓦） （元/瓦） CP300 秦山一核机组 1994/04 31 4 CP600 秦山二核 1 号机组 2002/04 65 11 CP600 秦山二核 2 号机组 2004/05 65 11 CP600 秦山二核 3 号机组 2010/10 66 12 CP600 秦山二核 4 号机组 2011/12 66 12 CANDU-6 秦山三核 1 号机组 2002/12 73