電力行業(yè)專(zhuān)題報(bào)告：這一次是隧道盡頭的光嗎

電力行業(yè)專(zhuān)題報(bào)告：這一次，是隧道盡頭的光嗎？一、降價(jià)預(yù)期偏逢資產(chǎn)減值，火電經(jīng)歷“至暗時(shí)刻”“十三五”以來(lái)，火電接連受到煤價(jià)高位運(yùn)行、下游降電價(jià)以及減值影響，市場(chǎng)走勢(shì)不佳，當(dāng)前估值處于歷史低位。以具備代表意義的華能?chē)?guó)際、華電國(guó)際的行情走勢(shì)與相對(duì)市場(chǎng)的超額收益表現(xiàn)來(lái)，煤價(jià)提升、降價(jià)預(yù)期和減值是影響公司表現(xiàn)的核心因素。盈利角度來(lái)看，火電毛利率快速修復(fù)，但凈利率的回升受到減值的影響而大打折扣。連年提出電價(jià)讓利，行業(yè)估值急劇壓縮2018年兩會(huì)期間，政府工作報(bào)告提出要“降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費(fèi)和輸配電價(jià)格，一般工商業(yè)電價(jià)平均降低10%”。此后，發(fā)改委印發(fā)了一系列文件，提出11項(xiàng)措施、分四輪下調(diào)我國(guó)一般工商業(yè)電價(jià)。2020年2月22日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于階段性降低企業(yè)用電成本支持企業(yè)復(fù)工復(fù)產(chǎn)的通知》，提出降低除高耗能行業(yè)用戶(hù)外的其他企業(yè)用戶(hù)用電價(jià)格5%，國(guó)家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)均對(duì)此作出承諾：所有減免電費(fèi)不向發(fā)電企業(yè)等上游發(fā)電企業(yè)傳導(dǎo)，不向代收的政府性基金分?jǐn)?。雖然行政性降價(jià)最終并未形成對(duì)火電的直接影響，但降價(jià)金額中相當(dāng)一部分來(lái)自于更廉價(jià)的市場(chǎng)電規(guī)模的擴(kuò)大，即便近年火電市場(chǎng)交易折價(jià)幅度穩(wěn)中有降，但快速提升的市場(chǎng)電占比使得電價(jià)讓利總額擴(kuò)大，相當(dāng)于變相降電價(jià)。華能?chē)?guó)際市場(chǎng)化交易電量比例從2017年的33.61%提升至2020年的58.33%；華電國(guó)際市場(chǎng)化交易電量比例從2017年的37.27%提升至2020年的59.60%。大額資產(chǎn)減值頻發(fā)，利潤(rùn)到底被什么侵蝕？通過(guò)對(duì)火電公司減值情況的梳理，可以發(fā)現(xiàn)四家全國(guó)性火電公司的資產(chǎn)減值情況在火電板塊中較為突出，并在2018-2020年表現(xiàn)得尤為明顯。通過(guò)對(duì)華能?chē)?guó)際等4家公司較高減值年份的細(xì)分項(xiàng)目梳理和歸類(lèi)可以發(fā)現(xiàn)：1、歷史以來(lái)一線(xiàn)火電的高額減值中，相當(dāng)一部分來(lái)自非電業(yè)務(wù)。比如華能?chē)?guó)際港口和煤炭業(yè)務(wù)的減值、國(guó)電電力煤炭和化工業(yè)務(wù)減值、大唐發(fā)電煤化工、煤炭、氧化鋁業(yè)務(wù)減值、華電國(guó)際煤炭業(yè)務(wù)減值；2、存在個(gè)別高減值項(xiàng)目，持續(xù)拖累公司業(yè)績(jī)。比如華能?chē)?guó)際沾化熱電關(guān)停在2013-2014持續(xù)帶來(lái)減值、云南滇東能源和滇東雨汪的減值是2014、2015和2019年公司減值的重要部分；國(guó)電電力宣威發(fā)電破產(chǎn)在2019-2020年持續(xù)減值；3、供給側(cè)改革之前以非電業(yè)務(wù)減值為主，供給側(cè)改革后電力減值占比提升。這一現(xiàn)象的主要原因是供給側(cè)改革后一批火電機(jī)組受到關(guān)停、備用的影響，同時(shí)煤炭?jī)r(jià)格居高影響發(fā)電效益，此外新能源的快速發(fā)展也給火電空間帶來(lái)了擠壓。其中，華能?chē)?guó)際的減值金額在2019-2020年尤為巨大，一方面使得19-20年主營(yíng)業(yè)務(wù)的盈利增幅顯著收窄，同時(shí)使得市場(chǎng)不再信任其業(yè)績(jī)釋放能力并對(duì)其業(yè)績(jī)預(yù)期給予折扣。其中2019-2020年的高額減值主要包括4種類(lèi)型：資產(chǎn)組減值：1）按發(fā)改委要求，機(jī)組計(jì)劃關(guān)停或列為備用電源；2）外電入魯，山東地區(qū)煤電盈利能力下降；3）電量下滑&高煤價(jià)地區(qū)煤電減值；4）19年將軍帽一期工程投資較大且未來(lái)吞吐量難以達(dá)到預(yù)期，減值4.85億；擬報(bào)廢資產(chǎn)：前期納入關(guān)停的電廠(chǎng)附屬設(shè)施保費(fèi)減值，金額不大，19年高減值主要來(lái)自白龍山煤礦因自然保護(hù)區(qū)紅線(xiàn)問(wèn)題計(jì)提10.45億減值；前期費(fèi)用：行業(yè)經(jīng)營(yíng)環(huán)境變化下，之前停建狀態(tài)或前期狀態(tài)的項(xiàng)目放棄開(kāi)發(fā)，其中基本都是煤電項(xiàng)目；商譽(yù)減值：外電入魯影響，此前收購(gòu)的山東地區(qū)煤電資產(chǎn)2020年計(jì)提商譽(yù)減值。二、擁抱“雙碳”時(shí)代號(hào)召，火電轉(zhuǎn)型大有可為在“碳達(dá)峰、碳中和”的目標(biāo)下，我國(guó)能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)與電力供給結(jié)構(gòu)必將做出對(duì)應(yīng)的調(diào)整。根據(jù)我們?cè)凇稉肀А疤贾泻汀毕盗校毫⒆恪疤贾泻汀痹辏瑩肀茉葱录o(jì)元》中的測(cè)算，我國(guó)煤炭消費(fèi)占比將明顯下降，能源消費(fèi)將轉(zhuǎn)向以新能源為主的非化石能源。風(fēng)光步入平價(jià)時(shí)代，降本提供收益保障電價(jià)機(jī)制方面，風(fēng)光發(fā)電主要執(zhí)行國(guó)家核定的標(biāo)桿電價(jià)，其中按照風(fēng)電和光伏的資源區(qū)進(jìn)行劃分。由于此前風(fēng)電光伏發(fā)電項(xiàng)目對(duì)補(bǔ)貼款的依賴(lài)性較強(qiáng)，裝機(jī)規(guī)模的快速提升和較高的補(bǔ)貼金額使得可再生能源基金略顯捉襟見(jiàn)肘，補(bǔ)貼款的拖欠問(wèn)題嚴(yán)重，對(duì)運(yùn)營(yíng)商的現(xiàn)金流質(zhì)量產(chǎn)生明顯影響，也進(jìn)一步影響了行業(yè)估值。從A股純風(fēng)電和純光伏發(fā)電的運(yùn)營(yíng)商節(jié)能風(fēng)電和太陽(yáng)能兩家公司來(lái)看，應(yīng)收賬款周轉(zhuǎn)率呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。近年來(lái)補(bǔ)貼的退出、風(fēng)電光伏電價(jià)持續(xù)下降，2021年新建陸上風(fēng)電和光伏項(xiàng)目均執(zhí)行當(dāng)?shù)厥》菝弘娀鶞?zhǔn)電價(jià)，實(shí)現(xiàn)全面平價(jià)。對(duì)風(fēng)電光伏運(yùn)營(yíng)商而言新核準(zhǔn)建設(shè)的項(xiàng)目不再受到可再生能源補(bǔ)貼款拖欠的影響，有利于回款周期的縮短和現(xiàn)金流質(zhì)量的提升。隨著產(chǎn)業(yè)內(nèi)技術(shù)的發(fā)展、進(jìn)步和成熟，風(fēng)電光伏項(xiàng)目的造價(jià)持續(xù)下降，此外隨著產(chǎn)業(yè)規(guī)模的做大，規(guī)模效益得以體現(xiàn)，也對(duì)成本的攤薄起到了較為明顯的作用，因此陸上風(fēng)電項(xiàng)目和集中式光伏項(xiàng)目的造價(jià)和LCOE（平準(zhǔn)化度電成本）基本呈現(xiàn)穩(wěn)定下降的趨勢(shì)：陸上風(fēng)電方面：2010年-2019年，單位千瓦造價(jià)從1482美元下降到1222美元，降幅為17.54%。2019年陸上風(fēng)電LCOE約為0.047美元/千瓦時(shí)，按照2019年平均6.9的匯率估算，對(duì)應(yīng)的LCOE為0.3243元/千瓦時(shí)，低于多數(shù)沿海省份煤電基準(zhǔn)電價(jià)。集中式光伏方面：光伏項(xiàng)目的造價(jià)降幅遠(yuǎn)超陸上風(fēng)電。2010年-2019年，單位千瓦造價(jià)從3947美元下降到794美元，降幅高達(dá)79.87%。2019年集中式光伏LCOE約為0.054美元/千瓦時(shí)，折算0.3732元/千瓦時(shí)，也可在煤電電價(jià)較高的經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省份實(shí)現(xiàn)平價(jià)。預(yù)計(jì)新能源項(xiàng)目的造價(jià)水平還將延續(xù)下降趨勢(shì)，有望對(duì)平價(jià)項(xiàng)目收益率形成一定支撐。傳統(tǒng)火電積極轉(zhuǎn)型，結(jié)構(gòu)優(yōu)化目標(biāo)清晰2020年末以來(lái)，以五大發(fā)電集團(tuán)為代表的大型電力央企參與新能源發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)的積極性顯著提升，一方面源于“碳中和”的時(shí)代號(hào)召和央企覺(jué)悟，另一方面得益于央企低利率的資金優(yōu)勢(shì)，目標(biāo)IRR靈活度更高，因此對(duì)于平價(jià)項(xiàng)目的建設(shè)意愿更加充分。在集團(tuán)層面大力發(fā)展清潔能源的情況下，各大發(fā)電集團(tuán)旗下主要上市公司也將貫徹實(shí)施集團(tuán)清潔能源轉(zhuǎn)型的目標(biāo)，除了旗下的新能源運(yùn)營(yíng)平臺(tái)以外，華能?chē)?guó)際、華電國(guó)際等以火電為主的央企電力公司也將大力發(fā)展風(fēng)電、光伏，謀求自身的業(yè)務(wù)轉(zhuǎn)型。華能?chē)?guó)際：近年來(lái)，華能?chē)?guó)際持續(xù)加大對(duì)于新能源發(fā)電裝機(jī)的建設(shè)投入，截至2020年末，華能?chē)?guó)際可控裝機(jī)規(guī)模達(dá)到11335.7萬(wàn)千瓦，其中風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到813.5萬(wàn)千瓦，光伏裝機(jī)規(guī)模達(dá)到251.2萬(wàn)千瓦，新能源裝機(jī)合計(jì)達(dá)到1064.7萬(wàn)千瓦，占比達(dá)到9.39%，較2017年已經(jīng)提升4.25個(gè)百分點(diǎn)。公司提出大力實(shí)施綠色發(fā)展戰(zhàn)略，充分利用我國(guó)“三北”、沿海、西南和部分中部地區(qū)新能源集中式開(kāi)發(fā)的有利條件，進(jìn)一步打造“基地型、清潔型、互補(bǔ)型及集約化、數(shù)字化、標(biāo)準(zhǔn)化”大型清潔能源基地，加快新能源跨越式發(fā)展，積極拓展綜合能源服務(wù)。公司2019年開(kāi)始就大幅增加風(fēng)電、光伏資本支出，根據(jù)公司計(jì)劃，2021年風(fēng)電、光伏合計(jì)計(jì)劃資本支出413.42億元，較2020年實(shí)際值增長(zhǎng)41.61%。在集團(tuán)在過(guò)去幾年新能源裝機(jī)增長(zhǎng)的帶動(dòng)下，風(fēng)電光伏的毛利潤(rùn)雖然在公司總體占比不高，但處于持續(xù)增長(zhǎng)的狀態(tài)，2020年風(fēng)電和光伏的毛利占比也已經(jīng)分別提升到13.96%和3.49%。根據(jù)華能?chē)?guó)際規(guī)劃，“十四五”期間公司計(jì)劃每年新增新能源裝機(jī)800萬(wàn)千瓦左右，2025年末新能源裝機(jī)預(yù)計(jì)達(dá)5500萬(wàn)千瓦，其中風(fēng)電裝機(jī)2900萬(wàn)千瓦，光伏裝機(jī)2600萬(wàn)千瓦左右。2020年，公司風(fēng)電與光伏總裝機(jī)占比達(dá)到9%；暫不考慮其他電源的新增，“十四五”新能源裝機(jī)規(guī)劃完成后風(fēng)電與光伏總裝機(jī)占比將提升至35%。根據(jù)公司規(guī)劃，“十四五”末華能?chē)?guó)際新能源裝機(jī)預(yù)計(jì)達(dá)到5500萬(wàn)千瓦，即“十四五”期間公司預(yù)計(jì)將新增新能源裝機(jī)高達(dá)4500萬(wàn)千瓦。為了測(cè)算未來(lái)“十四五”公司新能源發(fā)展所帶來(lái)的利潤(rùn)增量，此處我們基于基準(zhǔn)情景下4500萬(wàn)千瓦新增總裝機(jī)規(guī)模、新能源裝機(jī)單位盈利200元/千瓦的假設(shè)，并按照250萬(wàn)千瓦新增裝機(jī)、25元/千瓦單位盈利的波動(dòng)進(jìn)行敏感性分析，初步測(cè)算在基準(zhǔn)情景下未來(lái)新能源裝機(jī)有望帶來(lái)90億元的利潤(rùn)增量，而2020年公司實(shí)現(xiàn)業(yè)績(jī)45.65億元。華電國(guó)際：華電國(guó)際在“十三五”期間逐步加大對(duì)新能源的投資建設(shè)，新能源裝機(jī)絕對(duì)值逐年提升，截至公司2020年年報(bào)披露日，公司總裝機(jī)5844.80萬(wàn)千瓦，其中風(fēng)電和光伏裝機(jī)合計(jì)563.86萬(wàn)千瓦，風(fēng)電和光伏裝機(jī)占比也從2017年的7.68%提升到2020年的9.65%。2021年5月份，華電國(guó)際發(fā)布關(guān)聯(lián)交易公告，公司與福新發(fā)展及其股東華電福新共同簽訂《華電福新能源發(fā)展有限公司之增資擴(kuò)股協(xié)議》，以新能源資產(chǎn)和現(xiàn)金結(jié)合的方式認(rèn)購(gòu)福新發(fā)展的新增注冊(cè)資本589,747.35萬(wàn)元，取得其37.19%的股權(quán)；此外，華電國(guó)際擬向福新發(fā)展出售間接持有的新能源公司股權(quán)、新能源資產(chǎn)。交易完成后，華電國(guó)際新能源資產(chǎn)將轉(zhuǎn)移至福新發(fā)展旗下，華電國(guó)際將實(shí)現(xiàn)對(duì)于福新發(fā)展的大比例參股（37.19%），提升公司新能源權(quán)益裝機(jī)容量。在本次資產(chǎn)整合完成后，雖然華電國(guó)際將以控股為主、自建與并購(gòu)結(jié)合拓展常規(guī)能源，不再直接參與新能源項(xiàng)目的開(kāi)發(fā)。重組后福新發(fā)展總裝機(jī)規(guī)模提升至2500萬(wàn)千瓦，總資產(chǎn)近1700億元，產(chǎn)業(yè)遍布全國(guó)29個(gè)?。ㄊ?、區(qū)）及歐洲，呈現(xiàn)出“產(chǎn)業(yè)低碳、資源集中、布局合理、資產(chǎn)優(yōu)良”的鮮明特點(diǎn)，以福新發(fā)展2500萬(wàn)千瓦的裝機(jī)容量計(jì)算，華電國(guó)際對(duì)應(yīng)的權(quán)益裝機(jī)約為929.75萬(wàn)千瓦，遠(yuǎn)高于當(dāng)前控股新能源裝機(jī)容量。根據(jù)華電集團(tuán)規(guī)劃，力爭(zhēng)在2025年實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，“十四五”期間新增新能源裝機(jī)7500萬(wàn)千瓦，非化石能源裝機(jī)占比達(dá)到50%以上。目前福新發(fā)展作為華電集團(tuán)唯一的新能源業(yè)務(wù)發(fā)展與整合平臺(tái)，因此預(yù)計(jì)華電集團(tuán)此前提出的新能源裝機(jī)目標(biāo)任務(wù)將主要由福新發(fā)展負(fù)責(zé)完成，福新發(fā)展新能源裝機(jī)有望實(shí)現(xiàn)高速增長(zhǎng)，將為華電國(guó)際提供豐厚投資收益回報(bào)。若華電集團(tuán)“十四五”期間7500萬(wàn)千瓦新能源裝機(jī)增長(zhǎng)均有福新發(fā)展提供，在200元/千瓦的新能源裝機(jī)盈利水平下，華電國(guó)際所持有的37.19%福新發(fā)展股權(quán)有望為華電國(guó)際合計(jì)帶來(lái)55.79億元的盈利增量。若實(shí)際裝機(jī)高于計(jì)劃或新能源機(jī)組盈利水平高于200元/千瓦，福能發(fā)展帶來(lái)的增量貢獻(xiàn)還將更加明顯。華潤(rùn)電力：近年來(lái)，華潤(rùn)電力持續(xù)布局新能源發(fā)電。目前公司運(yùn)營(yíng)119座風(fēng)電場(chǎng)、25座光伏電站、2座水電站，風(fēng)電、光伏發(fā)電及水電運(yùn)營(yíng)權(quán)益裝機(jī)容量合共11,238兆瓦，占總運(yùn)營(yíng)權(quán)益裝機(jī)容量約25.9%，已并網(wǎng)權(quán)益裝機(jī)容量占比達(dá)31.1%。公司在半年報(bào)中披露：計(jì)劃在“十四五”期間新增4000萬(wàn)千瓦可再生能源裝機(jī)，預(yù)計(jì)至“十四五”末可再生能源裝機(jī)占比超過(guò)50%，其中，計(jì)劃2021年新增風(fēng)電、光伏項(xiàng)目并網(wǎng)裝機(jī)容量2510

MW，其中上半年已并網(wǎng)風(fēng)電和光伏項(xiàng)目918MW。若華潤(rùn)電力“十四五”期間4000萬(wàn)千瓦新能源裝機(jī)增長(zhǎng)目標(biāo)順利完成，在200元/千瓦的盈利水平下，新能源新增裝機(jī)將為公司貢獻(xiàn)80億元增量業(yè)績(jī)。若實(shí)際裝機(jī)高于計(jì)劃或新能源機(jī)組盈利水平高于200元/千瓦，轉(zhuǎn)型新能源帶來(lái)的增量貢獻(xiàn)還將更加明顯。三、煤價(jià)高位支撐弱化，電價(jià)改革大幕揭開(kāi)除了新能源業(yè)務(wù)的發(fā)展給火電公司帶來(lái)補(bǔ)充以外，年初以來(lái)的屢創(chuàng)新高的煤價(jià)給火電公司經(jīng)營(yíng)業(yè)績(jī)帶來(lái)較大的壓力，而在當(dāng)前時(shí)點(diǎn)，隨著煤炭?jī)r(jià)格的見(jiàn)頂回落和電價(jià)改革預(yù)期升溫，占據(jù)裝機(jī)主體的火電業(yè)務(wù)預(yù)計(jì)也將開(kāi)啟盈利和估值的雙改善。煤價(jià)拐點(diǎn)預(yù)期逐步升溫，高敏感性有望兌現(xiàn)彈性在今年的特殊環(huán)境下，煤炭?jī)r(jià)格高位運(yùn)行，僅在一季度沖高后有所回落，隨后煤價(jià)持續(xù)攀升，火電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)和現(xiàn)金流壓力較大。今年再創(chuàng)新高的動(dòng)力煤價(jià)系供需兩方因素的共同影響：需求方面，年初以來(lái)宏觀(guān)經(jīng)濟(jì)恢復(fù)，用電需求保持高速增長(zhǎng)，且水電較常年來(lái)水偏枯，多地出現(xiàn)用電緊張的問(wèn)題，火電的高出力使得電煤需求持續(xù)處于高位。供給方面，事故頻發(fā)疊加建黨百年，煤礦安全監(jiān)察趨嚴(yán)，產(chǎn)能釋放受到制約。7月份上中旬，相關(guān)部委加大煤炭?jī)?chǔ)備設(shè)施建設(shè)和煤炭?jī)?chǔ)備投放，月末國(guó)家發(fā)改委、能源局、安監(jiān)局聯(lián)合印發(fā)通知提出對(duì)煤礦產(chǎn)能核增實(shí)行產(chǎn)能置換承諾制，隨后明確允許聯(lián)合試運(yùn)轉(zhuǎn)到期的煤礦延期1年，此外內(nèi)蒙古多地露天煤礦復(fù)產(chǎn)，煤炭供給增加，因此8月中旬開(kāi)始動(dòng)力煤價(jià)有所回落。隨著供給側(cè)產(chǎn)能的釋放，動(dòng)力煤價(jià)有望迎來(lái)持續(xù)下降窗口。以2020年全國(guó)平均火電機(jī)組供電煤耗水平估算，如果港口5500大卡動(dòng)力煤價(jià)下降100元/噸，在不考慮長(zhǎng)協(xié)和運(yùn)費(fèi)的情況下對(duì)應(yīng)除稅標(biāo)煤電價(jià)的降低約為112.63元/噸，對(duì)應(yīng)火電度電成本的下降約0.0344元/千瓦時(shí)。從主要火電公司華能?chē)?guó)際、華電國(guó)際來(lái)看，煤價(jià)的下降也能夠提供非常顯著的業(yè)績(jī)彈性：電價(jià)逐步交還市場(chǎng)，機(jī)制改革加速推出電力供需關(guān)系的變化在一定程度上會(huì)通過(guò)發(fā)電、購(gòu)電雙方的報(bào)價(jià)策略影響最終的市場(chǎng)成交電價(jià)。從廣東和云南電力交易情況來(lái)看，月度交易價(jià)格或競(jìng)價(jià)價(jià)差的波動(dòng)就體現(xiàn)了當(dāng)?shù)仉娏┬桕P(guān)系的變化，供需偏緊情況下電價(jià)同比提升。其中云南省近年來(lái)電力供需持續(xù)改善，市場(chǎng)電價(jià)同比提升的趨勢(shì)十分明顯，2021年1-5月，云南省月度交易電價(jià)均值0.24984元/千瓦時(shí)，較2020年同期提升1.03分/千瓦時(shí)，較2019年同期提升2.54分/千瓦時(shí)，6月份以來(lái)，廣東、云南兩省份月度交易電價(jià)維持了同比提升的趨勢(shì)，其中廣東省8月份集中競(jìng)價(jià)交易統(tǒng)一出清價(jià)差僅為-2.50厘/千瓦時(shí)，價(jià)差為近年來(lái)最低。日度開(kāi)展的高頻率使得其相比月度交易而言更具及時(shí)反應(yīng)電力供需關(guān)系變化的能力。從云南和廣東的現(xiàn)貨市場(chǎng)交易電價(jià)來(lái)看，供需偏緊之下云南省現(xiàn)貨電價(jià)較上年同期有明顯提升。而對(duì)廣東現(xiàn)貨交易而言供需緊張對(duì)電價(jià)的影響更為明顯，今年5月中旬廣東電力現(xiàn)貨電價(jià)顯著提升，并超過(guò)了當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)電價(jià)。除云南和廣東以外，其他省份在現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行中也曾出現(xiàn)過(guò)現(xiàn)貨電價(jià)走高并顯著高于煤電電價(jià)的情況。根據(jù)中國(guó)能源報(bào)披露，2020年12月，甘肅省內(nèi)用電與外送電負(fù)荷雙增，當(dāng)?shù)噩F(xiàn)貨價(jià)格頻繁出現(xiàn)0.5元/千瓦時(shí)的上限價(jià)格，也直接導(dǎo)致了甘肅電力現(xiàn)貨市場(chǎng)暫停。在市場(chǎng)化電價(jià)提升的同時(shí)，部分省份2021年也陸續(xù)出臺(tái)了調(diào)整電價(jià)的政策，其中：內(nèi)蒙古發(fā)改委2月4日發(fā)布《關(guān)于調(diào)整部分行業(yè)電價(jià)政策和電力市場(chǎng)交易政策的通知》，自2021年2月10日起，取消蒙西地區(qū)電解鋁行業(yè)基本電費(fèi)折算每千瓦時(shí)3.39分的電價(jià)政策，取消蒙西電網(wǎng)倒階梯輸配電價(jià)政策。江蘇省發(fā)改委6月15日發(fā)布《2021年夏季尖峰電價(jià)調(diào)整政策》，表示從7月15日至8月31日，日最高氣溫達(dá)到或超過(guò)35℃時(shí)，尖峰段（10點(diǎn)到11點(diǎn)，14點(diǎn)到15點(diǎn)）在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上，每千瓦時(shí)加價(jià)0.1元，適用于315千伏安及以上大工業(yè)用戶(hù)。安徽省發(fā)改委7月14日發(fā)布《關(guān)于試行季節(jié)性尖峰電價(jià)和需求響應(yīng)電價(jià)的通知（征求意見(jiàn)稿）》，提到試行季節(jié)性尖峰電價(jià)，冬季和夏季期間，在日最高氣溫≥36℃或日最低氣溫≤-5℃時(shí)，對(duì)全省工商業(yè)電力用戶(hù)試行尖峰電價(jià)政策，即用電價(jià)格在當(dāng)日高峰時(shí)段電價(jià)基礎(chǔ)上每千瓦時(shí)上浮0.072元。雖然江蘇和安徽出臺(tái)的政策只涉及了用電側(cè)尖峰電價(jià)的提升，但也能夠在用電緊張的波峰時(shí)段發(fā)揮價(jià)格信號(hào)的引導(dǎo)作用，且也有望通過(guò)調(diào)峰補(bǔ)償?shù)刃问絺鲗?dǎo)到上網(wǎng)側(cè)，起到一定的提升平均電價(jià)的作用。而內(nèi)蒙古的取消電價(jià)優(yōu)惠政策直接使得平均用電成本上升，也會(huì)表現(xiàn)為電價(jià)的上漲。2021年7月29日，國(guó)家發(fā)改委官方網(wǎng)站發(fā)布《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1093號(hào)），提出為了分發(fā)揮分時(shí)電價(jià)信號(hào)作用，服務(wù)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)，促進(jìn)能源綠色低碳發(fā)展，在保持銷(xiāo)售電價(jià)總水平基本穩(wěn)定的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步完善目錄分時(shí)電價(jià)機(jī)制。具體包括三個(gè)方面：1、完善峰谷電價(jià)機(jī)制：科學(xué)劃分峰谷時(shí)段，將系統(tǒng)供需緊張、邊際供電成本高的時(shí)段確定為高峰時(shí)段，引導(dǎo)用戶(hù)節(jié)約用電、錯(cuò)峰避峰，將系統(tǒng)供需寬松、邊際供電成本低的時(shí)段確定為低谷時(shí)段，促進(jìn)新能源消納、引導(dǎo)用戶(hù)調(diào)整負(fù)荷；合理確定峰谷電價(jià)價(jià)差，上年或當(dāng)年預(yù)計(jì)最大系統(tǒng)峰谷差率超過(guò)40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。2、建立尖峰電價(jià)機(jī)制：各地要結(jié)合實(shí)際情況在峰谷電價(jià)的基礎(chǔ)上推行尖峰電價(jià)機(jī)制。尖峰時(shí)段根據(jù)前兩年當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)最高負(fù)荷95%及以上用電負(fù)荷出現(xiàn)的時(shí)段合理確定，并考慮當(dāng)年電力供需情況、天氣變化等因素靈活調(diào)整；尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和可再生能源裝機(jī)占比大、電力系統(tǒng)階段性供大于求矛盾突出的地方，可參照尖峰電價(jià)機(jī)制建立深谷電價(jià)機(jī)制。強(qiáng)化尖峰電價(jià)、深谷電價(jià)機(jī)制與電力需求側(cè)管理政策的銜接協(xié)同，充分挖掘需求側(cè)調(diào)節(jié)能力。3、健全季節(jié)性電價(jià)機(jī)制：日內(nèi)用電負(fù)荷或電力供需關(guān)系具有明顯季節(jié)性差異的地方，要進(jìn)一步建立健全季節(jié)性電價(jià)機(jī)制，分季節(jié)劃分峰谷時(shí)段，合理設(shè)置季節(jié)性峰谷電價(jià)價(jià)差；水電等可再生能源比重大的地方，要統(tǒng)籌考慮風(fēng)光水多能互補(bǔ)因素，進(jìn)一步建立健全豐枯電價(jià)機(jī)制，豐、枯時(shí)段應(yīng)結(jié)合多年來(lái)水、風(fēng)光出力特性等情況合理劃分，電價(jià)浮動(dòng)比例根據(jù)系統(tǒng)供需情況合理設(shè)置。鼓勵(lì)北方地區(qū)研究制定季節(jié)性電采暖電價(jià)政策，通過(guò)適當(dāng)拉長(zhǎng)低谷時(shí)段、降低谷段電價(jià)等方式，推動(dòng)進(jìn)一步降低清潔取暖用電成本，有效保障居民冬季清潔取暖需求。早在2021年5月18日，國(guó)家發(fā)改委已經(jīng)發(fā)布《關(guān)于“十四五”時(shí)期深化價(jià)格機(jī)制改革行動(dòng)方案的通知》，提出重點(diǎn)圍繞助力“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)實(shí)現(xiàn)，深入推進(jìn)價(jià)格改革，完善價(jià)格調(diào)控機(jī)制。其中，電力方面明確