我国现行电价机制仍然以煤电电价为基础设计，与新型电力系统衔接尚不通畅。我国当前电价体系主要围绕煤电设计，无论水电的“落地端倒推机制”、新能源的“平价”还是核电的核准电价，参考标杆均为煤电基准电价。目前我国煤电“基准电价”仍维持此前煤电联动时期的标杆电价水平，最后一次调整仍停留在2017 年。发电特性上，与化石能源电源相比，非化石能源电源中除水电具有极高的可调节能力外，核电、风电、光伏可调节能力均极差。非化石能源占比提升将大幅降低我国电力系统灵活性，我国当前电价机制尚未给予电源“灵活性”定价，无法通过价格机制鼓励具备调节能力的电源参与调峰。

持续上升的电源供给成本与持续下降的终端用能成本矛盾加剧，电价堰塞湖问题日益严重。

电力系统清洁性、经济性和充裕性为互斥概念，虽然新能源发电成本持续下降，但是受发输配电成本、系统灵活性成本增加影响，全社会综合用能成本必将提升。与此同时，双碳目标压制煤炭企业投资意愿，未来煤价或长期高位运行，进一步侵蚀电力行业利润。能源供应侧成本上升与需求侧成本较低的矛盾凸显，电价堰塞湖问题亟需解决。

居民电价的交叉补贴难以持续。从居民和工商业电价的相对值来看，居民用电不存在规模效应，单位供电成本远高于工商业用电。但是由于交叉补贴的存在，我国居民电价长期低于工商业电价，我国也是全球唯一居民电价低于工商业电价的主要经济体。但是由于居民用电增速持续高于全社会均值，工商业压力持续提升，未来交叉补贴难以持续。

电价机制改革有望解决供需错配、电价堰塞湖及电力系统成本分摊问题。电价机制改革有望真正解决电力系统成本分摊问题，相比终端电价的全面上调，我们判断峰谷价差显著扩大、引导用户错峰用电、给予电力系统灵活性定价或为更主要的方式。以江苏省近期上调尖峰时段电价为先导，我们预计未来我国销售电价峰谷电价机制实行范围以及峰谷价差均有望显著扩大，通过更具区分度的分时电价引导用户错峰用电；同时，居民电价的交叉补贴问题有望解决，2021 年6 月24 日国家发改委在中国政府网透露“要完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性。”

销售侧峰谷电价为上网侧的现货市场和用户侧储能创造前提。我国当前上网电价体系中电量电价占绝对主体，仅在部分省份燃气发电中引入少量容量电价机制。而且，电量电价中现货市场占比极低，年度长协和月度交易占绝对主体，无法实时反映供需变化，具备出力灵活性的煤电、气电以及水电参与主动调峰的积极性显著不足。我们判断销售侧峰谷电价为上网侧的现货市场和用户侧储能创造前提，未来上网侧现货市场占比有望大幅提升，即将用户侧的峰谷电价机制传导至上网侧，煤电、气电、具备调节能力的水电以及用户侧储能有望获得调峰功能变现渠道。

投资策略：在电力供需格局趋紧以及峰谷电价可能拉大的预期下，我们看好出力灵活性最佳的水电调峰能力变现，以及火电公司通过调峰功能获得合理盈利能力，看好以长江电力、华能水电、国投电力、川投能源、黔源电力为代表的大型水电，火电转型标杆华润电力。

同时，国家鼓励城乡居民多用清洁电力，利好新能源龙头龙源电力及中广核新能源。

风险提示：电价机制改革力度不及预期