电价市场报告：电价市场化深入，煤电核电弹性大（32页）

2021 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。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。天然气上网电价的制定历史较为简单：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。

早期天然气上网电价“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～至今，气、电联动，决定在地方 标杆上网电价决定权下放，气电联动平衡发电成本和收益。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。 各省灵活制定天然气标杆电价，两部制和单一制并存。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。