【研究报告内容摘要】
遵循国家指导意见,7省份条款与国家发改委《指导意见》基本一致
节后(元旦)发布实施方案或通知的七个省份,条款基本与国家发改委《指导意见》基本一致,包括:1)取消燃煤发电上网标杆电价,建立燃煤发电“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,基准价按现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。2)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同等中长期合同为主确定。3)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。4)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量,以及暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量,现执行标杆上网电价的,改按基准价执行;现未执行标杆上网电价的,暂按现行上网电价执行,今后根据国家政策适时调整。其中广东省规定,新增交易电量为燃煤发电机组总上网电量扣除基数电量和燃煤发电机组2019年参与该省电力市场交易的电量,燃煤发电新增交易电量的市场化价格机制全部在现行电力市场交易的“年度双边协商交易”中予以确定和落实。宁夏和湖南省表示2020年双边协商交易电价下浮范围在该省统调燃煤发电基准价0%至-15%之间。
浙江工业经济发达,存降电价压力
2018年浙江省全社会用电量为4533亿千瓦时,同比增长8.1%;全年发电量为3352.8亿千瓦时,同比增长2.7%,其中火力发电量占比77.05%,核能发电量占比17.5%,省内电力自我供给以火电和核电为主。2018年浙江全年累计外购电1499亿千瓦时,同比增长15.1%,相当于全社会用电量1/3,外购电主要来自于皖电东送机组、宁东送浙煤电机组、三峡、溪洛渡、方家山核电等。浙江省于2018年起实施能源“双控”政策,通过合理控制统调燃煤电厂用煤、提高“外电入浙”比例、提高天然气机组发电量、着力发展可再生能源来完成“十三五”能源“双控”和煤炭消费总量控制目标任务,因此省内火电供应增量有限。2018年浙江电力交易中心市场交易电量为1299.31亿千瓦时,其中电力直接交易电量992.35亿千瓦时,度电折价3.181分钱,2018年交易电量占当年发电量的比例为38.74%。2018年浙江电网企业平均销售电价为668.75元/千千瓦时,高于全国平均89.44元/千千瓦时,燃煤发电企业平均上网电价416.31元/千千瓦时,高于全国平均45.79元/千千瓦时。浙江省工业经济发达,除了谋划打造绿色石化、新能源汽车、数字安防、现代纺织四大世界级产业集群外,还在大力发展数字经济、高端装备、生命健康、节能环保、时尚产业等八大万亿产业,2018年浙江规模以上工业企业达到了4.3万家,计划5年内增长至5万家以上。2018年浙江省二产用电量占比72%,2019年浙江发改委下发的《关于充分发挥职能作用促进民营经济高质量发展的通知》中指出,要降低民营企业生产经营成本,进一步扩大电力直接交易规模,而当前浙江省电力市场化交易比例仍有较大提升空间,且电网平均销售电价都高于与之相邻的江苏、安徽两省,存在降电价压力。
广东已通过双边协商落实改革方案,2020年预计火电(含气电)市场化率超过70%
2018年广东省全社会用电量为6323亿千瓦时,同比增长6.11%,居全国首位,其中工业用电量3972亿千瓦时,占比62.82%。全年省内机组发电量4573亿千瓦时,同比增速仅为1.6%,其中火力(含气电)发电量占比72%,核电发电量占比20%,省内电力自我供给以火电和核电为主。2018年西电送广东电量全年达1925亿千瓦时,同比增长8.5%,占省内供应量的31%。2018年广东省通过提高外来电送入量、大力发展本省清洁能源等措施,实现全社会用电量中清洁能源供给高达57%的比例,从严控煤炭消费总量的背景出发,该省煤电也无增长空间。2018年广东电力交易中心总成交电量为1705.8亿千瓦时,其中电力直接交易电量1572.1亿千瓦时,度电折价6.55分钱,2018年交易电量占当年发电量的比例为37.3%。广东省煤电上网电价实施方案中规定,2020年广东省燃煤发电新增交易电量为燃煤发电机组总上网电量扣除基数电量和2019年已交易电量后的电量,新增交易电量的市场化价格机制全部在现行电力市场交易的“年度双边协商交易”中予以确定和落实。2019年12月11日,广东省2020年度双边协商交易就已结束,总成交均价-47.1厘/千瓦时,总成交电量2117.13亿千瓦时,跟去年相比,新增电量为928.13亿千瓦时,这里面包含部分气电,但大部分都是新增参与市场化交易的煤电,这个新增电量和度电折价目前均已明确。广东省火电(含气电)市场化率,2019年接近60%,广东省初步确定2020年电力市场交易规模约为2600亿千瓦时,目前参与发电侧只有煤电和气电,2020年预计火电(含气电)市场化率超过70%,省内发电侧市场化率超50%,全国省份对比来看,已经可以排到全国前列了。假设2021年发电侧引入核电参与市场化,2021年广东发电侧市场化率即可高达60%以上。再假设省内发电/省内用电比例保持在70%左右,那么2021年广东全社会用电量的市场化率则为42%,再加上30%的外供电,合计72%的全社会用电量是优惠于基准价的,这个比例届时应该也是全国排名前列的。基于这点出发,广东省扩大电力市场化交易比例带来的降电价压力已经不大。
湖北电力市场化程度低,且度电折让幅度小
2018年湖北省全社会用电量2071.43亿千瓦时,同比增长10.83%,其中工业用电量1254.07亿千瓦时,占比60.54%,增长7.32%。全年发电量1839.73亿千瓦时(不含三峡),同比增长9.87%,其中火力发电量占68.84%,水电发电量占25%,省内电力自我供给以火电和水电为主。2018年,湖北电力交易中心市场交易电量为492.5亿千瓦时,其中电力直接交易电量413.42亿千瓦时,度电折价1.386分钱,2018年交易电量占当年发电量的比例为26.77%。2019年累计达成的省内市场化交易合同623.62亿千瓦时,度电折价0.75分,折价幅度较2018年收窄,目前2020年度电力直接交易暂未开展。湖北省目前水电资源基本开发完毕,三峡电站虽在湖北境内,但是三峡电力外送主要是华东和广东,落地在湖北的容量有限。全省用电量的60%依靠火电,受制于距离煤炭产地较远约束,电煤购入成本高,进而导致湖北煤电发电成本较高。2019年国家发改委批准了陕北-湖北±800千伏特高压直流输电工程,用于解决湖北省电力部分时段紧缺和资源承载能力有限问题。2018年湖北电网企业平均销售电价为642.86元/千千瓦时,高于全国平均43.55元/千千瓦时,燃煤发电企业平均上网电价436.51元/千千瓦时,高于全国平均65.99元/千千瓦时。湖北工业在经济结构中占比达37%,二产用电量占比62%,湖北省政府已连续4年通过税费、融资、用能、物流等7大措施为制造业降低成本4700亿元以上,湖北省当下电力市场化比例较低,且度电折让幅度小,未来扩大电力市场化交易比例仍为为制造业减负的重要手段。
宁夏燃煤机组上网电价已无下降空间,2020年长协交易采用“基准+上下浮动”模式定价
2018年宁夏全社会用电量为935.15亿千瓦时;全年发电量为1610亿千瓦时,同比增长16.59%,其中火电发电量占比81.74%,风电和光伏发电量占比17.04%,当下电力供应供大于求。宁夏自2012年以来相继建成投运银川东-山东、灵州-浙江、上海庙-山东三条特高压直流输电工程,使宁夏电网外送能力达到2000万千瓦。2018年宁夏电网外送电量突破564亿千瓦时,同比增加30%,占当年发电量的35%。2018年宁夏市场化交易电量完成366.22亿千瓦时,其中电力直接交易电量310.60亿千瓦时,度电折价0.734分,2018年交易电量占本省用电量的比例为39.16%。预计2020年交易电量规模将不低于区内售电量的50%,并首次规定年度(长协)交易协商的价格形成方式为“基准电价+浮动机制”,浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%,2020年暂不上浮,目前2020年省内直接交易还未开展。2018年宁夏电网企业平均销售电价为369.66元/千千瓦时,仅高于青海和云南,低于全国平均229.65元/千千瓦时,燃煤发电企业平均上网电价248.67元/千千瓦时,为全国最低水平,低于全国平均121.85元/千千瓦时。近期国家能源局西北监管局发布的《2019年宁夏部分燃煤发电企业生产经营现状的调研报告》显示,2019年1至11月,样本所含的10家燃煤电厂营业收入总额145.51亿元,利润总额-4.98亿元。10家发电企业中,3家盈利,7家亏损。基于宁夏燃煤发电企业平均上网电价全国最低,2019年大部分煤电企业仍处于经营亏损的现状,即使电力交易比例扩大,我们认为宁夏煤电降电价压力也不大。
湖南省2020年双边协商交易电价,限制在基准下浮15%以内
2018年,湖南省全社会用电量为1745.24亿千瓦时,同比增长10.4%;其中,工业用电量占比53.42%。全年发电量1418.8亿千瓦时,同比增长5.65%,其中水力发电量占比31.56%,火力发电量占比64.31%,省内电力自我供给以火电和水电为主。2018年全省累计缺电约300小时,而祁韶直流于2017年投产后受限于配套电源及受电端电网问题而处于利用率偏低状态。2018年,湖南电力交易中心市场交易电量为443.79亿千瓦时,其中电力直接交易电量300.25亿千瓦时,度电折价4.1厘,2018年交易电量占当年发电量的比例为31.28%。2019年1至10月累计成交市场电量363.9亿千瓦时(不含年度11至12月成交电量),同比增长8.3%,平均每千瓦时降价1.1分。近日,湖南省发改委公布了《2020年湖南省电力市场交易方案》,年度交易规模500亿度,其中年度交易总量控制在280亿千瓦时,常规双边协商交易电价下浮范围在该省统调燃煤发电基准价0%至-15%之间,属于湖南省燃煤机组上网电价改革的响应措施。2018年湖南电网企业平均销售电价为637.26元/千千瓦时,高于全国平均37.95元/千千瓦时,燃煤发电企业平均上网电价459.02元/千千瓦时,高于全国平均88.50元/千千瓦时。湖南省远离煤炭产地,自身资源匮乏,近90%的电煤需要外省调入,成为该省燃煤机组发电成本高的主要原因。湖南省目前电力交易市场化程度较低,度电折价幅度小,本省工业用电量占比超一半以上,目前发电量占比超60%的煤电价格大幅高于全国均价,存在降电价压力。
福建2020年市场化比例仍不高,后续进度预计将提速
2018年,福建省全社会用电量2313.82亿千瓦时,同比增长9.52%;全年发电量2494.16亿千瓦时,同比增长13.34%,明显高于用电量增速,其中火力发电量占比56.34%,水力发电量占比13%,核能发电量占比26%,省内电力自我供给以火电、核电和水电为主。当前福建电力供需增长不匹配,供过于求,浙福特高压外送缓解了省内电力供应过剩问题,2020年浙北-福州1000kv特高压交流输变电工程年度交易已结束,总成交电量为177.58亿千瓦时,再创历史新高。2018年,福建电力交易中心市场交易电量为635.28亿千瓦时,其中电力直接交易电量526.45亿千瓦时,度电折价3.63分,2018年交易电量占当年用电量的比例为27.46%。近日,福建省工业和信息化厅印发了《2020年电力市场交易方案的通知》,提出2020年市场电量交易规模为800亿千瓦时,相较2019年增加了100亿千瓦时,如若按照2018年省内用电量计算,市场化比例不到35%,全国对比来看并不算高。2018年福建电网企业平均销售电价为582.56元/千千瓦时,低于全国平均16.75元/千千瓦时,电价虽然不高但市场化交易比例低,后续市场化进程预计将加快。
陕西能源结构偏重,基于大气污染防控压力火电将受挤压
2018年,陕西省全社会用电量1594.17亿千瓦时,同比增长6.7%,其中工业用电量占比超过七成;全年发电量1782.2亿千瓦时,同比下降0.6%,其中火力发电量占比87.9%,能源结构重。2018年为坚决打赢蓝天保卫战,陕西省加大外省调入电量力度,同时相应调控减小发电量,首次成为电力调入省份,当年外购电量达130亿千瓦时,同比增长142%。2018年,陕西电力交易中心市场交易电量为570.40亿千瓦时,其中电力直接交易电量414.76亿千瓦时,度电折价4.394分,2018年交易电量占当年用电量的比例为35.78%。汾渭平原属于大气污染综合治理攻坚重点区域,当前陕西省能源结构偏重,煤炭消费依赖性强,提高本省清洁能源发电比例,同时依靠加大外来清洁能源送入量,成为陕西打赢治污降霾攻坚战的重要手段,本土煤电预计持续受挤压状态。2018年陕西电网企业平均销售电价为496.88元/千千瓦时,低于全国平均102.43元/千千瓦时,虽高于相邻省份的甘肃、宁夏、新疆等,但全国对比来看,电价不算太高,降电价压力也不太大,但省内用电量市场化交易比例有待进一步提高。
投资建议:
从节后发布的七省份煤电价格改革方案来看,广东已明确2020年新增市场化煤电量及度电折价,湖南、宁夏已明确2020年双边协商交易电价下浮范围在该省统调燃煤发电基准价0%至-15%之间,其余省份燃煤上网电价如何改革,目前还不得而知。
从过往七省份电力市场化交易情况来看,各省所面临的装机结构、资源禀赋、大气污染防治压力、电力供需量、现阶段电网平均销售电价、外来电竞争等情况均不相同,以至于当下的电力市场化交易比例和折价幅度也不同。其中浙江、湖北、湖南因平均销售电价较高、市场化比例低,工业用电量占比高而存降电价压力;广东预计2020年省内火电(含气电)市场化率超过70%,暂无大幅新增外送电冲击,预计2020年度电折价幅度较稳定;宁夏燃煤发电企业平均上网电价全国最低,2019年大部分企业仍处于经营亏损的现状,即使电力交易比例扩大,我们认为宁夏煤电降电价压力不大;福建和陕西均属省内市场化交易比例不高,度电折价3-4分钱左右,电价全国范围对比虽然不高,但存在市场化交易比例扩大的压力。
2020年实体降成本继续“全面发力”,“组合拳”中仍包括降电价这一措施。2020年伊始,现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,规模以上工业企业参与电力市场化交易全部放开,都是国家意在加快电力市场化进程,推动制造业降本增效,市场化比例较低的省份预计承压较大。2019年蒙西电网区内售电量的市场化比例已超75%,蒙西电网售电量的市场化比例已超65%,市场化比例非常高,且全国对比来看上网电价较低,降电价压力不大。另外内蒙古近年利用能源洼地优势吸引制造业投资,2019年前11个月全社会用电量增速高达9.2%,位居全国第三,火电利用小时数为4898小时,位居全国第一,电力消纳形势好。推荐关注内蒙火电区域龙头【内蒙华电】。另外推荐深耕京津唐经济带能源负荷中心、拥有多个坑口电厂并且点对网供应的【京能电力】和【建投能源】。
风险提示
1)煤价事件性上行2)宏观经济导致用电量大幅下降3)外来电冲击导致市场化电价折服扩大。
