(出品方/作者：信达证券，左前明，报告李春驰) )。

电价体系改革本质上反映了经济社会的发展是电力行业内在的，1、我国电价政策体系的发展历史电力行业作为工业社会的基础产业，是国民经济发展和人民正常生活的重要能源保障。 电力价格作为电力供需的标杆和优化电力资源配置的杠杆，不仅承载着各方面的利益诉求，而且影响着电力行业的发展方向和前景。 我国电价政策机制的发展历程大致可以分为四个阶段：计划管理阶段( 1949-1985年)。 与计划经济体制相适应，建国初期的电力建设和电价管理采取了高度集中的计划管理体制。 1952年以全国主要电力企业从地方划出中央为标志，我国电力工业开始实行中央统一管理，从电力发电、输电、输配、销售到实现销售收入和缴纳利税，电力生产的各个环节由政府自上而下垂直管理，把计划建设、计划发电、计划供电的体制电力价格由政府规定。 为解决初调阶段( 1985-2002年)建设资金不足、供电紧张的矛盾，1985年国务院发布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》 (国发〔1985〕 72号)，提出电力投资主体多样化，实行原中央“一家电力事业” 在配合电力投资改革实施电价的改革过渡阶段( 2002-2015年)世界电力产业出现放松管制、引入竞争的背景下，我国电力行业开始了以引入市场竞争机制为主要内容的电力管理体制和运营模式改革。 2002年底，国务院公布了《电力体制改革方案》 (国发[2002]5号文)，启动了以“厂网分离、主辅分离”为主要内容的电力工业管理体制改革。 在上网电价环节，2004年国家出台了燃煤机组标杆上网电价，此后逐步推广到风力发电、太阳能发电、核电、生物质能发电等领域； 在配电环节，提出了配电价格的概念； 在销售环节不断优化调整电价机制，扩大“基本电价(与变压器容量、用电量成正比)、电价(与用电量成正比)”双份制电价实施范围。 全面改革阶段( 2015年-现在) 2015年，中共中央国务院印发《关于进一步深化电力 体制改革的若干意见》 (中发[2015]9号)，确定了“三开放、一独立、三加强”的改革基本路径和“两头开放、中间管理”的体制框架。 关于电价机制改革，确定了三项主要改革内容：一是单独核定输电线路价格，市场逐步实现非公益性上市电价，妥善处理电价补贴。

梳理电价制度的发展历程可以发现，电价制度改革本质上是一个国家经济社会发展对电力行业的内在反映，也是重要的宏观经济调控手段。 电价机制放宽的直接原因是电力行业投资不足导致的“电荒”。 2002年第一次电力体制改革主要针对“打破垄断，引入竞争，提高提高效率，降低成本”的目标。 2015年以来的新一轮电力体制改革主要针对电力行业缺乏市场交易机制、电价机制不畅、电力成本不畅的实质性问题。 2、现行电价机制介绍分析规划模式下的电价机制来源于国家发改委《电价改革实施方法》 (发行价( 2005 ) 514号)，其中包括《上网电价管理办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》。 规划的电价机制包括上网电价、输配电电价和销售电价三部分。 根据《关于核定 2020~2022 年省级电网输配电价的通知》 (修订规则[2020]1508号)，参与电力市场化的用户电价包括市场交易上网电价、输配电电价、配套服务资费和政府基金，以及其他四个部分。 上网电价：又称基准电价，是发电企业和电网企业进行电力结算的价格。 计划下的上网资费由当地发改委核定。 市场竞争下的上网电价由发电企业与用户的中长期合同或发电企业在现货市场的竞价决定。 配电价格：电网经营企业提供接入系统、网络、电力运输、销售服务的价格总称，也称配电费用。 目前对省级输电电价的定义包括输电电价包括线损、交叉补贴、区域电网容量电价三部分。 现行输电输配电价由发改委按照“承认成本加合理利润”原则每三年核定一次。 辅助服务费：指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除正常生产、运输、使用外，发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务所发生的成本。 补助服务费的收取和分配依据为2006年《发电厂并网运行管理规定》 (电子审计市场( 2006 ) 42号)、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》 (电子审计市场) 2006 ) 43号)，统称为“两个细则”。 2021年12月，国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》 (国能发监管规则[2021]60号)和《电力辅助服务管理办法》 (国能发监管规则[2021]61号)，一并将新版《两个细则》修改为旧版《两个细则》 目前，除西藏外，全国6个区域电网和30个省级电网均已开通电力配套服务市场。 政府性基金和新增：包括国家重大水利工程建设基金、水库移民后期扶持基金、农网还贷资金、城市公用事业新增、可再生能源电价新增等。 销售电价：指电网经营企业向最终用户销售电力的价格，同时重叠电力成本、配电成本和政府性基金及附加等部分。 计划下的销售费用由当地发改委核定。 市场竞争下的售价由发电企业与用户的中长期合同，或电力用户或供电公司在现货市场的竞价决定。 随着新一轮电力市场体制改革的深入，电力行业的生产消费结构也在逐渐发生变化。 目前，各省实行有计划的优先发电/用电计划与市场中长期交易市场、电网企业替代购电和电力现货市场试点并存。 其中，发电侧优先发电量主要包括清洁能源用电、供热机组供电、跨省区域供电计划等部分； 用电端优先用电主要供应给未参与市场化交易的用户，包括居民、农业、重大公用事业和公益性事业。 因此，现行的电价机制逐渐由计划体制转向市场模式，规划与市场共存的局面。 上网资费：主要受政策和成本的影响，与市场联动加强，但仍受行政指令管制。 煤电相关：煤电上网电价受煤炭价格的影响和行政性较大。

“煤电联动”机制始于2004年国家发改委公布的《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》 (发改价[2004]2909号)，允许煤电上网电价与电煤价格按一定关系联动。 “煤电联动”机制实现了周期性的上网电价与煤炭价格联动，但缺乏联动性(电价联动周期至少需要推迟6个月，电煤累计涨幅需达到5% )、行政性指令强)的电厂煤炭价格上涨

风景方面：风景新能源经历了“补贴启动-爆发式增长-补贴退出”的典型行业政策支持发展历程，最终目标是实现平价互联网，参与直接交易和市场竞争。 风景发电的互联网标杆电价高于当地燃煤机组上网电价的部分，由可再生能源补贴支付。 新能源发电也迎来了爆发性的增长期。 2015年以来，风电和太阳能电价分别经历了5次和7次下调，补贴空间逐步压缩。 2021年，国家发改委公布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通 知》 (发改价[2021]833号)，全部正式取消新批准集中式光伏电站、工商业分布式光伏发电项目、陆上风力发电项目的补贴，实行平价上网2022年，国务院办公厅会同国家发改委、国家能源局联合发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》 (国函办[2022]39号)，鼓励新能源项目支持用户直接交易，签订长期售电协议，电力现货市场试点地区输配电价：完成第一轮核定，降价趋势明显。 立足电改9号文关于输配电价“允许成本合理利润”改革的原则，国家发改委决定，2015年、2016年、2017年实施《输配电定价成本监审办法（试行）》 (修订发行( 2017 ) 1347号)、 《省级电网输配电价定价办法（试行）》 )价改发行) 2017 ) 2017号)和《关于印发区域电网输电价格定价办法（试行）跨省跨区专项工程输电价格定价办法 （试行）和关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见的通知》 )价改规则发行2017 ) 2269号)公布，其中省级电网存在输配电价核定思路主要为“库存核定、增量预测” 也就是说，首先对年度库存电网资产和成本进行成本审核，然后根据国家电网规划预测下一个周期( 3年)电网资产增量和成本增量，最终综合下一个周期内的有效资产和许可成本以及允许周期内回收的许可收益准成本和合理利润合计的总允许收入与下一周期的售电量预测之比，即为平均输电价格。 2017-2019年全国首个输配电价监管周期结束，评估结果于2020年9月公布。 经核定，输电配电价格项目包括增值税、交叉补贴、线损及区域电网容量电价。 一次输配电价格的评估结果在数值调整上“有降有降”。 除北京、河北南网、河北北电网、蒙东等少数地方省级送电价格普遍上涨外，其他地方省级送电价格均有不同程度回落。 其中，西北、华东地区下调面广、幅度大，华中也有较大下调。

销售电价：工商业电价由行政性指令转为市场化定价，居民和农业电价保持稳定。 2015年电力市场化改革前，销售目录电价均由国家制定。 2018年、2019年、2020年，国家发改委连续三年出台《关于做好 2018 年降成本重点工作的通知》 (方案运行( 2018 ) 634号)和《关于做好 2019 年降成本重点工作的通知》 (方案运行) 2019 ) 819号)和《关于做好 2020 年降成本重点工作的通知》 (方案国家发改委公布《关于进一步深化燃煤发电上网 电价市场化改革的通知》 (价格修订( 2021 ) 1439号)，取消工商业目录电价，用电网代购机制代替，推动工商业用户全员进入市场参与交易。 同时，《通知》规定居民(包括实行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户)、农电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。 同时，规定高耗能行业的企业电价不受上涨20%的限制。 3、电力市场化改革情况概述2015年3月15日，中共中央印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 (中发〔2015〕9号)，启动新一轮电力体制改革。 其核心思想是“管理中间，开放两端”。 对处于中间位置的输电环节实行行政性强监管，在发改委对电网公司的输电环节进行成本审查和合理定价的发电方和消费方，不是由电网企业统一采购统一，而是通过建立发电双方可以直接对话的中长期合同和现货市场交易，作为电力商品

目前，中长期电力交易市场已在全国普遍建立，现货市场中，首批一批 8个试点地区(南方(广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃)已开展了多次长期周期结算，为第二批我国电力市场呈现出“双轨制”的特点。 “规划轨道”代表仍然采用优先发电量，沿用政府定价机制，由各省市发改委核定不同电源上网电价和不同用户销售电价，使电网公司继续实行统购统销。 “市场轨道”是电能的一部分，表示工商业用户和发电企业通过中长期合同和现货市场直接竞价，形成市场化电价的情况。 2021年，中国整体市场化交易电量已经达到45.5%。 改革初期，电力市场中长期合同交易价格和现货市场价格与当地原燃煤标杆电价相比出现一定回落，广东电力市场中长期合同均价在2017~2021年出现连续5年的负价差。 电力市场化改革初期持续向发电双方发放红利，但同时目前电力供应过剩，形成了“电力改革=电价下调”的错误预期。 2021年全国电力不足推翻了社会对电价“只会上涨”的认识。 在山西等现货市场比较完善的地区，电价将出现大范围波动，能够及时反映电力供需状况。 2021年停电以来，国家开始加快电力市场化改革向纵深推进。 2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》 (发改价[2021]1439号)，推动燃煤发电量进入电力市场，将煤电“基准价上下浮动”的浮动范围扩大到上下浮动20%，同时为工商业用户2022年1月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系 的指导意见》 (改性改性[2022]118号)，提出全国统一电力市场体系到2025年初步建成，到2030年基本建成。

现行电价机制面临着长期的结构性问题和短期的能源环境和政策问题1、长期的结构性问题电价机制往往受到行政管制。 长期以来，我国电力标杆上网电价和销售目录电价仍受国家行政指令管制。 “煤电联动”机制规定，“电煤价格浮动幅度超过5%的，以年度为周期调整上网电价”。 但从2004年到2015年，煤炭价格变化达到5%的标准次数共有14次，“煤电联动”机制只调整了10次，4次没有调整。 2018-2020年，发改委又连续三年在降费重点工作通知中提出将工商业电价分别降低10%、10%、5%。 2019年，“煤电联动”机制被“基准价格上下浮动”机制取代，但初期仍存在上10%、下15%的浮动限制，甚至存在“2020年不会上浮”的行政性命令。 因此，电力作为商品，其价格机制存在行政监管干预较多的长期性问题。

电价机制无法体现电力商品的属性：现行电价机制仍包括交叉补贴和政府性基金和附加。 交叉补贴资金主要来自高电价工商业用户和高电压等级用户。 在市场竞争方面，由于不能科学剥离核电输配电价中的交叉补贴，电力的商品属性和市场交易中的价格信号作用被剥离和降低。 目前随电价征收的政府性基金和附加主要包括国家重大水利工程发展基金、水库移民后期扶持资金、可再生能源附加等。 部分省区还征收地方水库移民后期扶持基金。 虽然政府性基金附加承担了电力行业相关的社会成本，但“大水漫灌”的电力用户全员共担成本的电价机制不利于体现电力的(时间 )价值和空间价值，同样无法体现商品属性。 辅助服务成本与容量成本不平衡：“一口价”的基准电价/目录电价机制长期立足于首选发电电价模式，同时涵盖电力的电力成本、输配电成本、辅助服务成本、固定投资成本等。 2015年新一轮电力市场化改革启动后，市场化后的中长期合同和现货市场报价只涵盖电力能源成本，未考虑配套服务成本和固定投资成本。 计划模式下电力补贴服务的成本本质上基于旧版《两个细则》中发电方之间的相互转让。 但按照“谁受益、谁负担”的原则，配套服务成本如果不能惠及最终用户，将会引起发电企业的损失，损害发电方提供配套服务的积极性。 同时，随着高比例新能源大规模投入电网，用电量逐渐开始替代用电量，用电量由过去以用电量为主体的电源向电力支撑为主，供电成为辅助高峰电源。 火灾使用时间逐步压缩，备用峰价值尚未得到合理机制补偿，度电固定成本的分配将逐渐上升，影响火灾固定投资成本的回收。

2、短期能源环境和政策性问题全球进入新一轮能源通胀周期，国外自2008年以来，中国自2012年以来煤炭行业进入下行周期，世界产能均进入清阶段。 此外，随着能源通缩，全球资本迅速退出化石能源，煤油气资本支出大幅下降，明显不足，新增产能十分有限。 包括煤炭和油气在内，从此出现资源持续乏力，供给出现零增长、负增长。 从产能周期上看，常规油气田产能建设周期大致在2-3年，煤矿一般在3-5年以上，即使现在加强投资，也很难在中短期内看到有效产能的投入，造成未来3-5年维度的能源短缺周期。 煤电“基准价上下浮动”机制消化不了煤炭价格涨幅： 2021年，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》 (发改价[1439]号)，将煤电价格上下浮动空间扩大到20%。 但是，电价上涨20%并不能消化煤炭价格的涨幅。 据我们估算，目前全国平均燃煤标杆电价为0.3664元/kWh，换算成可消化煤价约为676元/吨。 电价涨幅在15%至0.3960元/kWh，可消化煤价约820元/吨左右； 电价上涨20%至0.4397元/kWh时，可消化的煤炭价格约为875元/吨左右。 但2021年以来煤炭价格持续上涨的企业，以秦皇岛港动力煤价格为例，动力煤市场价格自2021年3月以来持续上涨，高点在9~10月突破2000元/吨。 假设火电厂电价平均覆盖率为60%，电厂平均购煤价格10月份也突破1200元/吨，涨幅远远超过煤电价“基准价上下浮动”可消化的区间。 以电煤成本大幅拉动业绩，2021年五大发电上市公司净利润均大幅亏损。

由于大规模高比例新能源消费控制的需求，系统成本将进入加速上升阶段，新能源需要承担一定的调整费用。 在“双碳”目标下，电力系统将加快完成以脱碳减排为主体的清洁能源替代。 新能源预计在2025年左右将超过新发电量的50%，2035年将超过总装机的50%，2045年将超过总发电量的50%。 风景输出的波动性和间歇性使电力系统由稳定输出向强不确定、弱可控性转变。 因此，电网比以往需要更多的系统调节能力，抑制新能源电力的消耗和输出波动，而加装储能、抽水蓄能投资、常规调节电源和需求侧响应呼叫等电网调节手段不可避免地会加速系统成本的上升。 随着系统成本的加速上升和电力市场化改革的推进，目前电网保证新能源消耗率的局面不可能长期持续。 在现货市场改革不推进的时候，配套服务仍然是发电侧机组的零和博弈。 新能源由于其输出的间歇性和波动性，需要分摊调整费用。 现货市场改革推进后，成本通过市场机制传递到用户端，新能源需要与市场用户共同分摊调节费用。 电网企业降低电价可能会出现亏损，影响后续系统投资改造：近年来，我国连续出台降低用户电价的政策措施，2016-2017年总计每年将减少用户用电成本1340亿元。 其中，电网企业直接承担790亿元，占59%。 2018年完成“一般工商业电价下调10%”任务，年降低用电成本1138亿元。 其中，电网企业承担818亿元，占72%。 2019年全面落实“一般工商业价格再降10%”任务，年降低用电成本961亿元。 其中，电网企业直接承担442亿元，占46%。 2020年全面落实“除高能耗外，大型工业和普通工商业电价下调5%”任务，上半年减免用户电价595亿元以上。 虽然相关政策措施向电力用户释放了成本红利，但电网企业仍以销售电价30%的收入，承担2015年以来行政指令下调电价60%的压力，电价连续下调给电力企业带来较大经营压力。 2020年1~5月，国家电网公司利润总额同比下降88.9%，27家省级电网中有19家亏损的南方电网公司利润同比下降68.4%，5家省级电网公司中有3家亏损。

总结：电价机制的长期问题和短期问题相互交织，亟待降低“输配分配”环节的成本。 作为立足于电力体制由集中管理向逐步放开市场竞争价格转变的改革一环，与电力体制不相容的电价机制同时存在行政性管制强烈、商品性属性不足、配套服务和容量成本不平衡等长期问题，在全球能源通胀、能源成本持续上升的背景下， 煤炭价格体系无法消化煤炭价格，面临着新能源大幅提升系统调整成本和电网公司持续降价后经营困难的短期问题。 总之，电价机制的问题本质上在于电力市场化机制改革不完善导致的上游成本无法完成机制，无法实现向下游流动。 因此，电力系统“输配”三档电价仍需立足“九号文”确定的“理顺电价形成机制，完善市场化交易机制”的任务目标，继续深化改革，疏导各档成本。

随着电力市场化改革的持续深入，国内电价将进入上升周期，在加快全国统一电力市场建设的背景下，行政性降低电价措施将接近尾声。 从政策导向看，与2018~2020年连续3年降费重点工作通知中量化电价削减政令不同，2021年和2022年降费工作通知中没有出现类似的具体量化表述。 从实施细节来看，电价下调措施由2018年政府、电网企业、发电企业联合让利，转变为2021年清理和转用供电合理涨价为主的方式。 从顶层设计看，本轮电力市场化改革将进入以全国统一电力市场为基础的框架新阶段。 高层设计驱动的电力市场化改革将继续，国内电价将进入以结构性改革为主、合理电价形成传导机制为主的上升周期。 2021年10月，中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，在电力方面重点明确深化能源机制改革，以市场化手段逐步替代行政手段刚性约束，以价格机制推动能源、碳排放要素向高质量项目集聚。 2021年11月，中央全面改革委员会第二十二次会议对我国电力市场建设发展提出了明确要求。 健全电力市场体系，改革完善煤炭电价市场化形成机制，完善电价传导机制，盘活基本公共服务供给，确保居民、农业、公用事业等用电价格相对稳定。 推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推进新能源参与市场交易等。 这是中央首次在最高决策会议上研究部署电力专业改革的任务。 由此可见，在国家加快推进“碳排放高峰-碳中和”目标的背景下，加快建立多层次统一电力市场，理顺能源价格传导机制和电力价格机制，开放电力价格竞争对电力价格形成、成本传导、资源配置2022年1月，国家发改委能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场的指导意见》 (改性改性[2022]118号)，以遵循电力运行规律和市场经济规律，消除市场壁垒为指导思想，对电力价格机制提出“完善煤炭电力价格市场化形成机制要推进电网企业配电业务与售电业务分离，妥善处理政策性交叉补贴”，立足改革要求的全国统一电力市场建设要求和理顺电价形成与传导机制，推进双边市场化交易发行，合理评估配电价格， 妥善处理交叉补贴等具体市场化改革途径，有望给国内电力价格机制带来结构性改革机遇，国内电力价格随之进入上升周期。 基于发电侧发电成本压力和用户宏观经济承受能力的考虑，电价预计将以温和渐进的主基调阶段性上涨。 电力作为国家工商业经济的上游和基础性原材料，其价格波动对下游产业影响较大。 从短期的观点来看，考虑到目前发电方火灾企业巨额亏损、经营困难的局面，以及受用户方疫情冲击宏观经济下滑、压力较大的情况，预计电价水平将在短期内保持稳定。 从中长期看，随着经济复苏和市场化改革的推进，预计全国统一电力市场将建成，时间年为2030年，电价机制将按照“十二五”期间火电新能源电力套餐预计电力配套服务市场和容量电价机制的建立、输配电价的合理测算将进入近十年左右的温和渐进上升周期。 1、发电侧电价上涨空间解析：电能电价：煤炭限电煤炭供应持续紧张，支撑电源设备短缺和产业结构调整需求，预计电价在市场化进程中将有上浮空间。 目前，我国各省已普遍建立电力中长期市场，并在部分地区开展现货试点交易。 燃煤发电机也全部进入市场，通过“基准价格上下浮动”机制参与交易。

2022年以来，受国家煤炭增产保证政策影响，煤炭高企状况通过电煤定价长协100%覆盖的行政性指令得到缓解。 据测算，长协价格570~ 770元/吨，几乎可以上涨目前20%的煤电价格消化，2021年火电企业经营困难，巨额亏损暂时缓解。 但煤炭增产保证政策本质上是以“拆东墙补西墙”为主要手段，抢占化工、建材、冶金等下游行业的煤炭供应以保障电煤供应。 在煤炭供应总量增量不足的前提下，优先保障民生用煤需求，将导致市场煤炭供应减少，加剧市场煤炭供需错配和市场煤炭价格波动幅度。 “市场煤”与“计划电”的实质性冲突依然存在。 从长远角度看，煤炭供应最终取决于矿山建设和新矿山建设生产的批准。 但“十三五”期间去产能和能源转型行动严重限制了煤炭产业的融资和发展，导致煤矿建设开发投资意愿低迷、动力不足。 考虑到煤矿3~5年的长建设开发周期，“十二五”期间煤炭供应一直处于紧张状态，预计电煤长协签订价格未来将逐步提高。 电价：市场化改革下的新能源价格机制需要实现结构性调整，在分摊电价的情况下，电价也会向下游传导。 随着新能源对电力系统渗透率达到提高，原有新能源“保价、优先上网、全额消费”的全面承接政策不可持续。 现货市场改革推进后，新能源在电能成本部分占有边际生产成本较低的优势，可以在中长期合同中优先与现货市场成交和清算，但需要承担和分配的系统成本，随着新能源渗透率的持续上升，将成为新能源总的来看，逐渐上升的分配成本大于边际生产成本优势的空缺，系统成本的上升会传导到终端电价。 假设：根据国家能源局的数据，配套服务目前的市场规模占全社会总电费的1.5%。 根据国际经验，电力辅助服务的费用一般不少于全社会总电费的3%。 假设从2025年开始，我国电力配套服务市场规模开始逐年上升，到2030年全国统一电力市场建成时达到全社会总电费的3%。 同时，预计2025年~2030年全社会用电量将保持5.5%的增长，风光机年装机量保守估计为120GW。 补助服务项目费用比例按2019年上半年全社会电力补助服务比例计算，2025年~2030年平均电价为0.6元/kWh。 假设同时考虑2025年高峰调整支持服务项目和现货市场的合并/未合并两个场景。

考虑到调峰辅助服务的项目存在，调峰辅助服务的资费分配方式按现行机制，发电侧按发电机组电量比例分配。 假设新能源承担70%的调峰呼叫成本，2025年风电辅助服务分摊费用总额为196.75亿元，度电分摊费用为0.019元/kWh，光伏辅助服务分摊费用总额为132.49亿元，度电分摊费用为0 2030年风电配套服务分摊费用总额456.17亿元，度电分摊费用0.030元/kWh； 光伏辅助服务分摊费用总额为307.19亿元，度电分摊费用为0.027元/kWh。 考虑调峰辅助服务项目与现货市场合并，假设调频、备用、调压和其他辅助服务费用比例分别为50%、40%、5%、5%，2025年风电辅助服务分摊费用总额为203.57亿元，度光伏辅助服务分摊费用总额为137.08亿元，度电分摊费用为0.02元/kWh。 2030年风电配套服务分摊费用总额411.09亿元，度电分摊费用0.027元/kWh； 光伏辅助服务分摊费用总额为276.82亿元，度电分摊费用为0.024元/kWh。 由于调峰配套服务与现货市场的并购，使得调峰的价值属性体现在现货价格上，无调峰时的配套服务费用总量较有调峰时略有下降。

综上所述，新能源发电在渗透率不断提升的过程中，其配套服务分摊费用和度电成本分摊将随着配套服务市场机制的建立和成本疏导机制的建立而不断上升。 因此新能源需要在项目可研阶段和市场报价阶段纳入配套服务费用的分配核算。 随着市场化的发展，相应的调整成本分配都体现在新能源稳输出后的电能价格上，其电价上浮存在长期机会。 水电：整体体积小，成本构成和运营方式决定电价走向。 目前，水电标底价格按照省内标底价格和基层省标底价格执行，市场价格由启用双方协商确定。 核电进入市场的量很少，主要是实行标杆。 水电主要受水利工程投资规模大、成本高的影响，为了保证固定投资成本的回收，标杆价格下降的可能性不大。 另外，随着配套服务市场的建立，水电省内和跨省区域调峰作用将得到合理补偿，价格有可能进一步上浮。 核电立足于技术国产化，其固定投资成本逐步下降，目前标杆价格收益较好，价格上涨可能性不大。 配套服务：立足新版《两个细则》，配套服务成本疏导机制明确，费用逐步转为发电企业和市场化用户共同分配。 2021年12月，国家能源局公布了2006年公布的《电力并网运行管 理规定》 ( ) 79000 ( )代替《电力辅助服务管理办法》 ( ) 79000 ) )新版《两个细则》)，此次修改和调整主要是主体范围的扩大。 按照“谁受益、谁负担”的原则，理顺辅助服务补偿和分配机制，推进辅助服务费用分配向用户和不服务发电机组传导。

受新政策影响，配套服务价格将逐步从固定电价机制上剥离，成为市场化电价的一部分。 随着新型电力系统的进一步发展，系统内新能源占有率逐渐上升，稳定电网的辅助服务需求空间巨大，辅助服务电价在系统成本疏导后还有上升空间。 容量电价：高峰电力供需偏紧，逐渐显现价值，受供需关系影响及时确立推广。 在新能源占有率逐渐提高的新型电力系统中，新能源的输出具有随机性、波动性、间歇性，仅靠新能源无法替代传统机组的峰值容量。 “十二五”期间，高峰电力需求缺口将有扩大的趋势。 估算2021年、2025年高峰容量需求为13.4、16.3-17.0亿千瓦。 如果“十二五”全社会用电年均增速为5%，考虑到2021年年均增速为10.3%，预计2022-2025年年均增速将在4%左右。 2022-2025年，最大负荷增速按年均5.5%考虑。 如果2021年最大负荷约为11.9亿千瓦，那么2025年最大负荷为14.7亿千瓦。 考虑13%的备用率，2021年、2025年高峰容量需求分别为13.4、16.3-17.0亿千瓦。 2021、2025年峰容量供应15.1、17.6亿千瓦，定容需求峰容量充裕度进一步下降。 如果遭遇热浪、寒流等极端天气，高峰期供电不足的情况将会更加严重。 2021年峰容裕度为15.1-13.4=1.7亿千瓦，2025年降至0.6-1.3亿千瓦。

电容电价机制是保证正常电源成本回收，保证电力系统安全可靠的重要支撑。 在高比例新能源投入使用的新型电力系统中，煤电等常规能源的系统作用将从电力电量保障的主体电源转变为以电力支持为主、供电为辅助的备用保障电源。 新能源由于其输出的间歇性和波动性，一方面不能保证独立可靠的电源供应，另一方面煤电等常规电源由于新能源的电能替代作用，发电使用时数不断降低，无法通过发电收入回收固定投资成本。 电容电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段，随着全国统一电力市场的建立和电价体系的完善，将作为独立电价的组成部分纳入电价体系。 “十二五”期间，随着调峰负荷裕度下降、调峰电源缺口扩大，电价容量将受供需关系影响适时调整。 2、输配电价上涨空间解析：综合考虑电网投资需求和合理利润、抽水蓄能和特高压成本核算分配、分布式发电对规模化配电网侧接入的影响，输配电价有望止跌。 国家电网董事长辛保安透露，“十二五”期间，国家电网公司预计电网投资总额将达到2.26万亿元。 据介绍，“十二五”期间，南方电网总投资将达到6700亿元。 两家网络公司“十二五”总投资将超过3万亿元。 考虑到今年以来宏观经济下行的态势，为了落实稳定的经济政策要求，两大电网公司都加大了对电网的投资力度，合计超过6200亿元。 2022年6月2日，国家电网出台了全力以赴服务、稳步稳定经济的八项措施。 其中电网投资超过5000亿元，达到历史最高水平。 南方电网公司今年固定资产投资计划1250亿元。 “十三五”抽水蓄能和特高压发展前景良好，成本核算分配方式直接影响输配电价。 关于抽水蓄能，2021年8月，国家能源局综合司印发《发电厂并网运行管理 规定》 (征求意见稿)，“十二五”期间开工1.8亿千瓦，2025年生产总规模6200万千瓦“十五”期间开工8000万千瓦，2030年投产总规模为2亿千瓦。 2021年5月发改委印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》 (发改价[2021]633号)，提出了“竞争方式形成电价，容量电价纳入输配电电价回收”的蓄电池“两部制”价格形成机制，将容量电价定价为输配电电价分布式发电规模化接入会影响电网的配电量，进而影响输配电价的调整。 分布式发电在“千乡万村驱风行动”“千万户沐光行动”政策的激励下，将迎来巨大的发展机遇。 分布式发电规模化接入电网将实现新能源的就地消纳，用户也将减少对电网的依赖。 另一方面，输配电价的评估将受到下一周期电网输配电量的影响，在成本和合理利润保持不变的情况下，输配电量越低，输配电价越高。 因此，分布式发电规模化接入有抬高配电价格的趋势。 总的来看，配电价格有望停止下跌上涨。 新能源大力发展的背景下，加上新能源长距离输送、负荷结构变化等问题，特高压电网将继续满足增量需求，继续成为电网公司投资的重点。 同时，抽水蓄能和特高压工程是新能源并网服务配套建设的关键。 因此，立足于电力系统升级改造的需要，电网公司需要在“十二五”期间保持比较合理的效益，保证电网改造的充分可持续投资。 按照“合理成本认收”的输配电价核定原则，2022年底输配电价核定结果有望止跌或转为上涨。 3、销售价格上涨空间解析：居民农业销售价格比较稳定，略有上涨空间。 我国居民电价受交叉补贴的影响，在世界范围内属于较低水平。

2021年6月24日，国家发改委表示：“国际上与其他国家相比，中国居民的电价低，工商业价格高。 下一步，要完善居民阶梯电价制度，使电价更好地反映供电成本。” 《南方 电网“十四五”电网发展规划》表示，全国统一电力市场建设统筹考虑企业和社会电力成本承受能力，搞好基本公共服务供给和电力市场建设衔接，保障电力公共服务供给和居民、农业等用电价格相对稳定。 因此，随着电价机制的逐步完善，计划电量的逐步进入市场，居民农电价格将保持相对稳定，有可能通过加大阶梯价差、压缩阶梯空间的手段来提高。 工商业电价以电力市场化改革为主线上涨。 根据《抽水蓄能中长期发 展规划（2021-2035 年）》，取消工商业目录售价，有序推进工商业用户全部进入电力市场。 电网公司代购电业务作为目录销售电价取消后的过渡性措施，通过挂牌交易或集中清算等方式确定代购电价格。 总的来看，自2021年12月电网代理购电业务开展以来，代理购电价格均高于基准价(当地燃煤标杆电价)，长期来看，顶价可能浮动20%。 国家发改委办公厅《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》 (发行改革价[2021]809号)文件指出，各地将推进发电计划开放，推动更多工商业用户直接参与电力市场交易，逐步缩小电网代购范围和规模。 在市场化进程中，预计工商业用户的销售电价将以电力市场化改革为主线上升。 同时，工商业用户电价分行业，分部门上调。 根据国家发改委《关于加快全国统一电力市场体系的指导意见》，高能企业的市场交易价格不受上涨20%的限制。 对于高耗能企业，电网代理购电业务规定“原则上必须直接参与市场交易，不能直接参与市场交易的，由电网企业代理购电，用电价格为电网企业代理购电价格的1.5倍”，是工商业用户中首次上调电价的行业和行业2022年5月，浙江省发改委能源局联合发布《关于进一步深化燃煤发电上网 电价市场化改革的通知》，针对部分负荷条件的高耗能企业电价提高 0.172元/kWh。 因此，在工商业用户电价随着市场化的推进而上涨的过程中，各行业的步伐和节奏也不一样，预计高耗能产业的电价将率先上涨。 同时，基于区域产业发展重点的不同，工商业电价也可以作为宏观调控手段引导产业结构调整。

投资分析能源通胀和电力市场化改革的推进局面，煤电价有望逐步提高。 近期全球煤、油、气等能源通胀不减，中长期电力市场化改革持续推进下，煤炭电价将助力电价机制持续合理化，实现从上游煤价到下游终端用户电价全流程降成本。 对于煤炭价格仍然偏高的企业，煤炭电价很可能进一步放开“基准价上下浮动”的浮动上限。 同时，“双碳”目标下的新型电力系统不断投入高比例新能源，煤电作为不受(时间 )限制的“储能”，具有连续稳定输出的特点，同时实现秒级系统对月度供电的调节作用与容量限制相比，目前只能持续2~6小时的蓄能和6~10小时的抽水蓄能，煤电将为新能源出让发电空间和新能源提供月度调峰作用，在配套服务市场和容量市场同时成为优质资源。 “十二五”高峰装机容量不充裕，“十二五”新增煤电装机极少的情况下，煤电在电能、配套服务、装机容量三个方面同时成为稀缺资源。 因此，在能源通胀和电力市场化改革推进的形势下，煤电价有望逐步提高。 立足于新型电力系统长期可持续性的调节需求，火电柔性改造、电化学储能、特高压工程、配电网改造、虚拟电站等调节性技术有望实现爆炸式增长。 随着高比例新能源投入电力系统，新电力系统的调节需求也向长周期可持续性方向发展，同时为火电柔性改造、电化学储能、特高压工程、配电网改造、虚拟电站等调节性技术提供了市场空间。 随着政策准入和电网接入等壁垒的不断打破，相关技术有望实现爆炸式增长。 新能源发电在现货市场和配套服务市场存在收益率下行风险。 从电力系统运行调节的角度看，电力现货市场本质上反映了可控单元和资源的调峰价值。 中长期市场和现货市场的联动机制不利于发电边际成本低、输出功率具有间歇性和波动性的新能源。 同时，电力系统调整成本在辅助服务市场实现源头疏导。 新能源发电在现货市场和配套服务市场存在收益率下行的风险。 (本文仅供参考，不代表我们的投资建议。 关于使用方法，请参照原文的报告。 (精选报告来源)【未来智库】。 智囊团-官方网站