中电联建议全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时

近日，中电联提出根据秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。

煤价中枢上移，中电联建议电价中枢随之上调

近日，在中电联2022年年会上，中国电力企业联合会专职副理事长安洪光发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》，提出电价的合理构成应包括六个部分即：电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。同时根据秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。

此前在《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》中，中电联也提到大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，为确保电力安全稳定供应，建议对电价上浮后仍与煤价水平错位的地区，考虑重新核定基准价，尽快缓解企业经营困难形势。我们认为中电联作为电力行业重要的行业协会，其针对电力行业困境的合理化建议有望进一步引起政府部门重视，有助于缓解电力企业当前的经营困境。

火电盈利能力仍需改善，上调煤电基准价难度较大

自2021年国家推动火电电量全部市场化并且放开电价涨跌幅限制至20%以来，今年主流火电企业的电价同比均有明显上涨，涨幅接近20%的上限，度电涨幅7分钱左右。但由于煤价持续高企，长协煤机制落实存在一定困难，火电企业经营情况有所好转但距离合理盈利仍有差距。我们判断同普遍上调基准电价来比，通过放开±20%上下限、提升现货交易电量占比等手段来实现火电盈利改善的可能性相对更大，也更符合电力市场化的推进方向。

平价绿电电价上涨可能性较小，看好火转绿方向

由于水电、核电、风电和光伏的电价机制均和火电基准电价有所挂钩，因此有观点认为如果相关涨价机制落地，平价风电及光伏的电价将有明显上涨，对新能源发展将有较大刺激。我们认为水、核、风、光的发电成本相对比较固定，电价大幅上涨的概率相对较小。风电及光伏等新能源发电的发展，核心还是在于降本增效，未来或可通过绿电交易，获取合理的绿电溢价。

综合来看，我们认为火电距离合理盈利空间仍有差距，未来电价、燃料成本均有可能成为改善推手。我们仍然坚定看好火电盈利反转逻辑，优先看好火电转绿电的标的包括上海电力、福能股份、华能国际、华电国际、大唐发电。

政策推进不及预期的风险：政策建议到落地执行需要一定的步骤与时间，存在政策建议最后无法落地或政策范围有调整变动的风险。

煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。

新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。

区域利用小时数下滑的风险：受经济转型、疫情反复等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。

电价下降的风险：在深改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。