电力行业深度：现货交易，星星之火【国君能源运营】

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本报告导读：

部分省份用电旺季现货电价提升显著，当前发电侧受益有限；远期交易规模有望放量，电力供需偏紧背景下价值有待释放。

摘要：

投资建议：维持公用事业“增持”评级，重视具备可持续成长属性的泛新能源运营商，推荐细分领域龙头标的。（1）火电转型：国电电力、华能国际、申能股份、大唐发电，受益标的华润电力、中国电力、粤电力A、穗恒运A；（2）新能源：三峡能源、龙源电力、云南能投；（3）水电：长江电力、川投能源、华能水电、国投电力；（4）综合能源：南网储能、南网能源；（5）核电：中国核电、中国广核。

用电旺季现货交易价格阶段性飙升，价格发现功能凸显。蒙西、山西等地2022年7、8月电力现货交易电价提升：2022年8月，蒙西火电、风电、光伏现货交易电价较当地基准电价（0.283元/千瓦时）上浮92.5%、32.7%、22.1%；山西火电、风电、光伏现货交易电价较当地基准电价（0.332元/千瓦时）上浮55.1%、19.5%、12.7%；山西省7、8月省间现货交易结算均价分别为2.74、1.55元/千瓦时，涨幅更甚。现货交易电价不受20%上浮限制，及时高频反应供需变动，价格发现功能凸显。

当前电力现货占比较小，发电侧整体受益有限。我们认为，目前现货交易处于起步和试点阶段，占比较低（结合广东等地现货交易情况，我们预计占总用电量比例或低于2%，省间现货占比更低）。我们对部分发电公司3Q22上网电价测算，其中建投能源、京能电力3Q22电价环比+25.2%、+2.6%，我们认为发电企业电力供需偏紧时受益于现货交易（省内及省间）电价上涨，但考虑到当前时点电力现货交易及电力供需偏紧时段占比较低，发电侧整体受益有限。

现货交易远期规模有望放量，电力供需偏紧背景下价值有待释放。我们的度电净利润敏感性测算结果表明：当现货交易电量占全部电量比例2%时，电力现货交易溢价每提升0.10元/千瓦时，运营商度电盈利将提升0.13分/千瓦时；若上述占比提升至10%，电力现货交易溢价每提升0.10元/千瓦时，运营商度电盈利将提升0.66分/千瓦时。2022年1月《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布，规划到2025年，初步建成全国统一电力市场体系（实现电力中长期、现货、辅助服务市场一体化）；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。随着电力现货市场建设及政策配套完善，电力现货交易将充分反应边际供需。我们预计，十四五电力供需持续偏紧，电力现货交易的高溢价有望持续；随着电力现货交易规模扩张，其对于发电企业的盈利贡献逐步释放。

风险因素：用电需求不及预期，上网电价低于预期，电力市场化推进低于预期等。

1. 核心结论

用电旺季，现货交易价格阶段性飙升，发电企业受益于电力供需偏紧时现货交易（省内及省间）电价上涨。但我们认为，目前现货交易处于起步和试点阶段，考虑到当前时点电力现货交易及电力供需偏紧时段占比较低（结合广东等地现货交易情况，我们预计占总用电量比例或低于2%，省间现货占比更低），发电侧整体受益有限。随着电力现货市场建设及政策配套完善，电力现货交易将充分反应边际供需。我们预计，十四五电力供需持续偏紧，电力现货交易的高溢价有望持续；随着电力现货交易规模扩张，其对于发电企业的盈利贡献逐步释放。

维持公用事业“增持”评级，重视具备可持续成长属性的泛新能源运营商，推荐细分领域龙头标的。（1）火电转型：国电电力、华能国际、申能股份，受益标的华润电力、中国电力；（2）新能源：三峡能源、龙源电力、云南能投；（3）水电：长江电力、川投能源、华能水电、国投电力；（4）综合能源：南网储能、南网能源；（5）核电：中国核电、中国广核。

2. 现货交易价格表现亮眼，用电旺季提升显著

蒙西、山西等地2022年7、8月电力省内现货交易电价提升明显。2022年7、8月，蒙西火电、风电、光伏现货交易价格均明显超出当地煤电基准电价（0.283元/千瓦时）：以2022年8月为例，火电、风电、光伏现货交易电价提升至0.545、0.376、0.346元/兆瓦时，超出基准电价0.262、0.093、0.063元/千瓦时（上浮92.5%、32.7%、22.1%）。

2022年8月，山西火电、风电、光伏省内现货交易电价分别提升至514.9、396.9、374.1元/兆瓦时，超出当地煤电基准电价（0.332元/千瓦时）0.183、0.065、0.042元/千瓦时（上浮55.1%、19.5%、12.7%）。此外，山西省间现货电价涨幅更加明显，山西省7、8月省间日前市场现货交易结算均价分别为2.74和1.55元/千瓦时。

现货交易电价季节性波动显著，用电旺季电价飙升。冬夏用电旺季现货交易电价或提升明显。以山西为例，2022年3~5月日前现货市场平均交易电价低于当地基准电价，但1~2月迎峰度冬和6月进入夏季之后交易电价均有明显提升，并显著高于基准电价（图3）。我们预计现货交易整体受用电供需平衡影响（2022年可能存在疫情对工商业用电扰动等因素影响），年度迎峰度夏、迎峰度冬等用电高峰期，旺季电价或显著高于全年平均交易量价。现货交易电价不受20%上浮限制，及时高频反应供需变动，价格发现功能凸显。

3. 现货交易起步阶段，规模及盈利贡献相对有限

当前电力交易主要以中长期交易为主，现货交易为补充，现货交易处于起步阶段。2015年中共中央、国务院办公厅发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，开启新一轮电力体制改革，要求具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力、电量平衡机制。2017年8月国家发展改革委和国家能源局首批启动了8个地区的电力现货试点建设工作，2021年启动了第二批6个地区的电力现货试点建设工作。2021年11月，国家电网按照国家发改委和能源局批复，印发《省间电力现货交易规则（试行）》，重点强化了省间与省内市场的衔接，在省间富余可再生能源电力现货交易试点基础上，市场主体范围扩展到了火电、核电，优化了省间市场的交易方法和频次。

根据中电联数据，2022年1~9月，全国市场交易电量3.89万亿千瓦时，同比+43.5%，占全社会用电量的59.9%，同比+16 ppts；省间交易电量7489亿千瓦时，同比+41.8%，占市场交易电量的19.3%，占全社会用电量的11.5%。2022年7月，南方区域电力市场试运行启动，包括电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场，南方电网预计2023年底，市场化交易电量占比将达到80%左右。整体来看，自2021年10月《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革》政策发布以来，市场化交易电量近年提升显著。

参考部分省份电力交易安排及实际情况，当前电力现货交易占比或不足2%。2021年广东电力现货市场开展了5月、11~12月结算试运行，5月现货交易电量28.7 亿千瓦时，占全月市场总交易电量的11%；11月、12月现货交易电量50.3和59.7亿千瓦时，占全月市场总交易电量的21%和24%。我们测算在以上试运行月份，现货交易占用电量规模不足10%，若以全年广东用电量为基数，现货交易占全年用电量比例约1.8%。此外，2022年1~6月，广东现货交易电量38.2亿千瓦时，占市场交易电量2.7%，占总用广东全社会用电量约1.0%。结合第一批电力现货试点、用电大省广东情况，我们认为目前电力现货交易占比普遍或不超过2%。

我们推测，省间现货平均交易规模占全部电量占比极低，并且主要集中在旺季。省间现货交易起步更晚，并且不同省份主体协调难度较大。从山西交易情况看7、8月省间现货交易规模达15.9、10.2亿千瓦时，占省间外送电量约27.7%和15.5%，但9月显著减少至0.9亿千瓦时，占省间交易比例仅1.8%。我们预计，在省间电力交易电量占比较低的基础上，考虑到季节性波动，省间现货平均交易规模占全部电量占比极低，并且主要集中在旺季。

当前省间现货交易超高电价，预计仅部分外送省份用电旺季可以享受。山西省出现7、8月省间日前市场现货交易结算均价达到2.74和1.55元/千瓦时，结合现货交易电价根据供需季节性波动因素（见图1~3），我们认为全年平均电价或远低于此。结合省份发电量及用电量余缺情况和现有主要电力通道，我们预计省间现货电量主要由具备资源优势的电力盈余省份提供，山西、内蒙古、四川、新疆可能季节性受益于省间现货交易。而华东、华中区域主要省份电力供需持续偏紧，可能承担省间现货交易增加成本。

部分企业受益明显，但发电企业整体受益可能有限。我们对部分发电企业3Q22上网电价测算，建投能源、京能电力3Q22电价环比+25.2%、+2.6%。据建投能源公告，电价环比提升主要系河北区域市场交易电价提高，以及7、8月迎峰度夏期间参与省间电力交易；受益于综合电价抬升等因素，建投能源3Q22毛利率22.4%（环比+17.3 ppts）、净利率9.5%（环比+13.8 ppts），归母净利润3.4亿元（环比转正）。我们认为，发电企业电力供需偏紧时受益于现货交易（省内及省间）电价上涨，但考虑到当前时点电力现货交易及电力供需偏紧时段占比较低，发电侧整体受益有限。

4.现货规模长期有望放量，供需偏紧价值有待释放

电力市场建设长期推进可期，现货交易占比有望提升。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体系的指导意见》规划，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成（实现电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营）；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。目前现货交易处于起步阶段，规模有限，在政策支持下以“8+6”省份试点平稳推进，仍有较大提升空间。以浙江省为例，《2022年电力市场化交易方案》明确，整体电力市场化交易中，电力中长期交易电量占比不低于90%，现货交易电量占比不高于10%。我们预计，未来我国各地区现货交易电量将普遍向10%占比的目标提升。

我们测算，电力现货占比提升带动盈利增长显著。在电力现货交易占比较低的起步阶段，参考广东电力现货试点交易情况，我们认为试点多数地区现货交易占全年用电量比例可能不足2%。我们的度电净利润敏感性测算结果表明：当现货交易电量占全部电量比例2%时，电力现货交易溢价每提升0.10元/千瓦时，运营商度电盈利将提升0.13分/千瓦时；若上述占比提升至10%，电力现货交易溢价每提升0.10元/千瓦时，运营商度电盈利将提升0.66分/千瓦时。

预计“十四五”期间我国电力供需形势持续偏紧状态下，电力现货占比提升，对发电企业盈利贡献有望逐步释放。根据中电联《中国电力行业年度发展报告2022》预测，到2025年全国全社会用电最大负荷为16.3亿千瓦，较2021年新增4.4亿千瓦。以增量角度判断，我们预计2022~2025年新增实际累计可控电源供应能力在夏季/冬季分别为2.4/2.3亿千瓦， “十四五”期间我国电力供需形势或持续偏紧（详见我们2022年8月的报告《需求波动放大，电力紧平衡背景下价值彰显》）。随着电力现货市场建设及政策配套完善，电力现货交易将充分反应电力供需的边际变化。我们预计上述背景下，电力现货交易的高溢价有望持续；随着电力现货交易规模扩张，其对于发电企业的盈利贡献逐步释放。

5. 风险提示

1）用电需求不及预期：若用电需求增长不及预期，火电利用小时数将有所下滑，新能源发电可能现弃风弃光率上升情况。

2）电价低于预期：电力市场化建设中，中长期交易、现货交易电价波动幅度可能扩大，电价可能出现下降。

3）煤价超预期上涨：电煤中长期合同全覆盖、价格机制等政策仍在推进，受供需形势影响，若后续煤价超预期上涨，将影响煤电利润。

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