允許市場化交易方式拉大峰谷價差

　　2020年12月3日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》（發改運行〔2020〕1784號），指出要拉大峰谷價差，交易雙方簽訂分時段合同時，可約定峰谷時段交易價格，也可參考上一年平均交易價格確定平段電價，峰谷電價基于平段電價上下浮動。峰谷差價作為購售電雙方電力交易合同的約定條款，在發用電兩側共同施行，拉大峰谷差價。市場初期，為保證市場平穩健康有序，各地政府主管部門可根據需要制定分時段指導價，指導價的峰谷差價應不低于已有目錄電價的峰谷差價。

　　在具體舉措上，通過鼓勵市場主體提供電力負荷曲線、推動分時段簽約等方式來實現

　　鼓勵參與交易的市場主體通過協商，分時段約定電量電價，簽訂電力中長期合同。電網企業要公布更加詳盡的歷史用電曲線，各地政府主管部門應根據本地區歷史發用電曲線，制定并公布時段劃分標準。同時，各地政府主管部門會同電網企業，要積極提供省內更多行業或地區的電力負荷曲線。鼓勵電力用戶自行提供電力負荷曲線，簽訂電力中長期合同；鼓勵售電公司、綜合能源服務機構等提供更細更精準的電力負荷曲線，幫助市場主體更好地參與市場交易。

　　峰谷價差的擴大利好儲能、電能信息集采等板塊，并有利于新能源的消納

　　1）拉大峰谷電差，將直接利好儲能在用戶側的峰谷價差套利。峰谷價差套利是指在用電側利用電力價格的峰谷價差進行套利，即在用電低谷期充電，在用電高峰期放電，從而攤低用戶的綜合用電成本。我們查閱了近期各省陸續出臺調整后的2020-2022年輸配電價和銷售電價，其中部分省份提出拉大峰谷電價差，并對峰谷平電價的時段也進行了相應的調整。以江蘇35千伏及以上的一般工商業用電為例，峰谷價差高達0.7486元/kWh，按照國家發改委、能源局的通知，意味著峰谷價差將可能在此基礎上進一步拉大。2）以市場化交易方式拉大峰谷價差的前提是有精確的電力負荷曲線，對于電力用戶而言，要享受到這一政策紅利，需要用戶提供典型日的電力負荷曲線和近幾年的歷史負荷曲線，才能更好的把握電量和電價的申報，這將會利好電能信息集采等標的。3）有利于風電和光伏等新能源的消納。通過市場化交易方式拉大峰谷價差，有利于通過更強烈的價格杠桿引導“需求側響應”，即用戶基于低谷電價的降低主動選擇在負荷低谷期多用電，在高峰期少用電，起到了“削峰填谷”的作用，客觀上釋放了系統調峰能力，有利于新能源的消納。

　　在具體的交易執行層面，通過市場化交易方式拉大峰谷價差的效果有待進一步觀察

　　1）國家能源局、發改委出臺的政策在時間上相對滯后，導致市場主體的準備時間有限，難以開展相應的組織安排和交易準備。首先，廣東、云南、湖南等地均已在政策出臺之前就開始組織2021年的年度中長期交易，電網公司難以及時調整交易規則來組織交易，發電企業、電力用戶和售電公司也難以重新組織電量和電價的協商，并制定相應的交易策略。其次，通知鼓勵“電力用戶自行提供電力負荷曲線”，但除了電力大用戶以外，大部分中小電力用戶可能短期內無法獲取精確的用電負荷曲線和歷史負荷曲線，導致難以參與交易。第三，通知要求“峰谷差價作為購售電雙方電力交易合同的約定條款，在發用電兩側共同施行，拉大峰谷差價”，但發電側是否有足夠的意愿拉大峰谷價差，目前暫時沒有市場交易結果來印證。最后，從交易的角度出發，峰谷價差的市場化要求交易電量分解到月和具體時段，但由于各省交易規則對分時段交易下的偏差電量尚未同步做出調整，因此售電公司可能會擔心電量偏差考核的壓力進一步加大。2）已有的市場交易結果暫未反映出通過市場化交易方式拉大峰谷價差的效果。以湖南為例，在《湖南電力交易中心有限公司關于2021年電力市場年度交易的公告》中，1月至6月的交易電量須分解到月（不分解到時段），任一購方與任一售方每月只能申報一組電量及價差。7月至12月的交易電量須分解到月、時段，任一購方與任一售方每月的每個時段只能申報一組電量及價差。由于湖南本次交易截止目前暫時只進行了2021年上半年的交易，因此交易結果未能體現市場對峰谷價差的看法。

　　投資建議：

　　峰谷價差的擴大將直接利好儲能，建議關注在儲能領域布局較早且有項目儲備的科士達(行情002518,診股)（002518.SZ）和陽光電源(行情300274,診股)（300274.SZ）。為了更好的享受峰谷價差擴大帶來的政策紅利，電力用戶需要加裝電能信息采集設備以獲取更精確的用電負荷曲線，建議關注在電能信息監測終端具有領先優勢、在國網和南網集采中排名領先的威勝信息(行情688100,診股)（688100.SH），維持行業“同步大市”評級。

　　風險提示：全社會用電需求不及預期，市場化進度不及預期，交易安排難以及時調整。