事件：

2021 年7 月29 日，国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出进一步完善目录分时电价机制，对峰谷时段划分、峰谷价差空间、分时电价与电力市场化交易衔接等问提出相应政策措施。

解读：

国家发改委政策目的是引导用户错峰用电，实现电力系统负荷削峰填谷，在确保发用电平衡前提下节约电力系统投资，并促进新能源消纳。其中需要重点关注： 1）规定峰谷价差空间，对于上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1；2）建立尖峰电价机制，尖峰时段根据前两年电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。3）健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，水电等可再生能源比重大的地方，要统筹考虑风光水多能互补因素，进一步建立健全丰枯电价机制。4）鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量。5）电力现货市场运行的地方要完善市场交易规则，促进市场形成有效的分时电价信号，为目录分时电价机制动态调整提供参考。

通过峰谷价差鼓励错峰用电由来已久，但是力度及效果相对有限。早在2018 年国家发改委即发布《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，提出加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷。目前我国多数省份终端销售电价均有峰谷价差政策，电价分为低谷、平段、高峰和尖峰四个时段进行结算，尖峰时段电价可达低谷时点的3-4 倍。2020 年底我国部分用电大省在调整2021年度销售电价时，同步调整了峰谷对应的时间。以山东省为例，山东省2021 年高峰电价对应时间为8:30-11:00、14:30-21:00，几乎涵盖了全部工作时间。但是我国目前的峰谷电价政策仍存在区分度不够大、“尖峰”时段的定义过于苛刻等问题，引导用户错峰用电的效果仍不及预期。

新能源装机增加系统波动性，峰谷价差扩大成为必然趋势。我们分析在以煤电为主体的电源结构下，错峰限电主要基于电力系统经济性考虑，通过降低高峰时段用电强度来削减不必要电源端冗余投资，提升电源利用小时数。但是随着新能源占比提升，尤其在未来以新能源为主体的新型电力系统下，错峰限电的将由可选项变为必选项，需求端必须开始适应供给端的不稳定性。用户侧峰谷价差扩大成为引导用户错峰用电的主要方式，预计价差有望继续扩大。

储能市场最先受益，发电侧灵活性电源价值有望重估。文件提出峰谷价差不低于3:1，且尖峰电价在峰段电价基础上上浮20%，显著增加无法避开峰电和尖峰时段企业的运营成本。为了降低用电成本，企业可能会权衡终端电价和储能设施的经济性，部分转向分布式光伏和配套储能，预期储能通过峰谷充放获得盈利模式，储能市场空间将大幅打开。同时，在发电上网侧，销售侧峰谷电价为上网侧的现货市场提供推力。在我国当前电价机制下，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，当销售侧峰谷电价差拉大后，预计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有望获得调峰功能变现渠道，从而实现整个电力系统的供需双向匹配。

投资策略：1）优质水电龙头长江电力、华能水电、川投能源、国投电力。在新能源占比快速提升背景下，水电为最佳的调峰电源，在峰谷电价机制的预期下，水电获得调峰价值外部变现渠道；同时，季节性电价机制将利好调节能力强的大型龙头水电，首推长江电力。2）火电公司转型典范华润电力，一方面市场低估了公司新能源转型决心，公司计划十四五期间新投产40GW 新能源项目，另一方面公司火电资产质地为我国大型火电公司中最为优质的之一，在未来峰谷价差扩大预期下，有望通过调峰功能实现业绩修复。3）利好用户侧节能、储能，建议关注南方电网旗下综合能源业务平台南网能源。

风险提示：电价机制改革力度不及预期