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电荒研究系列二：电价会上涨么？

核心内容概述

本报告分析了当前电价机制的演变趋势、电价上涨的可能性及对投资标的的影响。通过对电价政策发展历程、供需关系、现货价格、补偿机制等多方面的梳理，报告认为电价上涨存在政策依据和理论可能，但行业性电价上调大概率不会出现。报告建议长期关注清洁能源运营资产和综合能源服务公司，短期则应重视煤炭板块的投资机会。

主要观点

1. 电价政策演变趋势

• 2004年以前：实行“一厂一价”制度，政府对每个发电厂单独定价。
• 2004-2015年：推行标杆电价和煤电联动机制，电价调整周期为6个月，依据煤炭价格变化进行调整。
• 2015年后：煤电联动机制逐步失效，2018年、2019年连续两年下调一般工商业电价。
• 2020年起：正式实施“基准价+上下浮动”的市场化电价机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%，下浮不超过15%。

2. 电价上涨的现实依据

• 供需关系：南方省份因经济向好和高温天气，负荷高峰提前；动力煤价格高企抑制燃煤电厂出力，导致电荒现象加剧。未来“十四五”期间，广东省等局部区域电力供应可能持续偏紧，电荒或成常态。
• 现货价格：2021年5月广东电力现货价格阶段性超过标杆电价60%，显示出市场化机制下电价上涨的迹象。
• 补偿机制：新能源大规模应用对电力系统安全稳定构成挑战，需发展调峰和备用电源（如火电）。目前电力辅助服务补偿机制不完善，导致灵活电源积极性不足。

关键信息

电价上涨的理论可能性

• 电力市场化：电价机制正逐步向市场化方向发展，标杆电价退出意味着电价更贴近市场供需。
• 海外经验：电力市场化后，电价波动性增强，电价中枢上行，为国内电价上涨提供参考。
• 政策依据：现行“基准价+上下浮动”机制允许电价上浮，为价格上涨提供了空间。

电价上涨的现实障碍

• 行业性调整可能性低：抽水蓄能和储能价格政策的出台，表明电改将更注重内部挖潜，而非全行业统一调价。
• 双碳目标下的电改方向：输配电投资增加和综合能源服务发展，意味着输配电价改革仍有空间，但不会立即引发全行业电价上调。
• 新型电力系统建设初期：阶段性电价暴涨和区域性电荒是发展中的问题，最终需通过发展解决，而非直接调价。

标的推荐

长期投资方向

• 清洁能源运营资产：关注【长江电力】【国投电力】【龙源电力】等公司。
• 综合能源服务公司：关注【三峡水利】【新奥能源】等企业。

短期投资机会

• 煤炭板块：当前具备最高景气度、最佳业绩表现、最低估值及最少对手盘，是短期重点布局对象。

风险提示

1. 宏观经济下行：可能导致终端工业用电需求减弱，风电、光伏发电小时数不达预期。
2. 终端销售电价下降：可能对相关公司业绩产生负面影响。
3. 电力改革进度不及预期：可能影响国家电网投资规模及特高压建设。
4. 新能源建设进度滞后：可能导致分布式项目盈利能力和融资困难。

结论

综合来看，我国电价机制正逐步市场化，电价上涨在政策和理论上存在依据，但短期内行业性调价可能性较低。未来电力系统建设需通过发展解决供需矛盾和系统稳定性问题，清洁能源和综合能源服务将成为长期投资重点，而煤炭板块则在短期内具备较高投资价值。