【研究报告内容摘要】
事件概述:
2019年12月25日,江西省发改委对外发布《江西省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》(以下简称《江西实施方案》);12月26日,河北省发改委对外发布《关于深化河北省燃煤发电上网电价形成机制改革的通知》(以下简称《河北通知》);12月27日,安徽省发改委发布《安徽省发展改革委转发国家发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革指导意见的通知》(以下简称《安徽通知》)、河南省发改委对外发布《河南省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》(以下简称《河南实施方案》);12月30日,山东省政府常务会议审议通过了《山东省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》(以下简称《山东实施方案》);12月31日,贵州省发改委对外发布《贵州省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》(以下简称《贵州实施方案》)。
分析与判断:
遵循国家指导意见,六省份未有特殊条款本次发布实施方案或通知的六个省份,条款都与国家发改委《指导意见》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《江西实施方案》表示,“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,将根据国家发展改革委对基准价和浮动幅度调控情况适时进行调整。
江西电力省内供给不足,电力交易度电让利低
截止2018年底,江西省电力统调装机容量3554万千瓦,其中火电统调装机容量2165万千瓦,占比60.92%,为市场供应主力军。2018年江西省全年全社会用电量1428.77亿千瓦时,同比增长10.42%,增速位列全国第9位;全口径发电量1301.45亿千瓦时,同比增长9.77%。电力供需两侧均增幅明显,且供需存在明显缺口。全年累计购入电力128.57亿千瓦时,同比增长15.83%,来弥补供应市场缺口。据江西发改委公布数据,2018年全省统调火电机组利用小时数5197小时,居全国第一,高于电力市场景气指数标准。在火电超负荷运行的情况下,江西省电力供需形势仍然偏紧。2018年,全省共组织三批次年度双边电力直接交易和四次月度集中撮合交易,共完成263.67亿千瓦时交易电量,平均度电折价1.58分。2019年直接交易电量规模预计不低于350亿千瓦时,增长33%以上,占省内火电发电量35%以上。近日江西发改委发布的《江西省2020年度电力市场化交易实施方案》显示,2020年市场化交易电量规模不低于500亿千瓦时,占省内火电发电量50%。基于江西省目前需要外购电的情况,省内市场化交易度电折价幅度非常低。2019年8月,雅中-江西±800千伏特高压直流输电工程正式取得核准批复文件,标志着江西电网即将跨入特高压电网的新阶段。工程计划2021年6月投产,设计年外送电量超过400亿千瓦时,届时将有效缓解江西电网面临的缺电压力,提高江西能源结构清洁度水平。
河北十三五目标挤压火电,市场化比例低于全国均值
2018年底,河北省统调装机7596万千瓦,其中统调火电装机4617亿千瓦时,占比60.82%。根据之前印发的《河北省“十三五”电力发展规划》,到2020年,河北省燃煤火电装机容量控制在5200万千瓦以内,占总装机比重降至55%以下的目标。目前火电装机容量还未达到规定目标范围,装机比重仍需进一步减少。2018年,河北省全年发电量3049亿千瓦时,同比上升3.2%;全社会用电量3666亿千瓦时,同比增长6.5%。省内供需缺口明显,外来电不可或缺。据中国电力新闻网讯,2018年,河北大力推进“外电入冀”,加大外购电力度,外购电量同比增长29%。2018年,河北电力交易中心市场交易电量为500.15亿千瓦时,其中电力直接交易电量335.42亿千瓦时,度电折价2.399分钱;冀北电力交易中心交易电量为254.19亿千瓦时,其中电力直接交易电量195.88亿千瓦时,度电折价2.157分钱。2018年两个电力交易中心合计交易电量占河北省发电量的比例为24.73%,市场化比例低于全国平均水平。
安徽火电占主导,度电折让幅度较高
2018年,安徽省全社会用电量2135.1亿千瓦时,同比增长11.1%;全年发电量2726亿千瓦时,同比增长10.4%,其中火力发电2518.8亿千瓦时,增长9%,占比总发电量92.4%,可见火电在安徽省起主导作用,全省富余电量通过皖电东送工程输送外省,较好的解决了出路问题。2018年,全省皖电东送机组发电量710.6亿千瓦时,增长14.4%,增幅比上年提高2.1个百分点。2018年,安徽电力交易中心市场交易电量为700.64亿千瓦时,其中电力直接交易电量571.03亿千瓦时,度电折价3.056分钱,2018年交易电量占当年发电量的比例为25.7%。安徽省2019年全年电力大用户直接交易771.2亿千瓦时,降低全省用户用能成本54.4亿元,平均度电折价7.05分钱。日前安徽省2020年度电力直接交易顺利完成,成交电量达到985亿千瓦时,同比增长29%,预计可降低企业用能成本71亿元,平均度电折价7.21分钱,让利价差略有扩大。2019年7月,±1100千伏“新疆准东-安徽皖南”特高压直流工程启动送电,计划送电量可达600亿千瓦时,安徽将正式作别电力纯送出时代,预计伴随着疆电入皖,省内的市场化交易激烈程度将进一步加剧。
贵州水火共济,优先保障再生能源火电承压2018年,贵州省全社会用电量1482.12亿千瓦时,同比增长7.02%;全年发电量1945.35亿千瓦时,同比增长4.22%,其中火力发电1217.6亿千瓦时,占总发电量比例为62.56%;水力发电647.17亿千瓦时,占总发电量比例为33.27%。贵州作为外送电输出大省,2018年外送电量为634.99亿千瓦时,占当年发电量的32.64%。2018年,贵州省市场化交易电量完成470.04亿千瓦时,发电企业通过交易电价降低12.68亿元,度电折让电价为2.98分,市场化电量占本省用电量的比例为31.7%。近期贵州能源局印发了《贵州省可再生能源电力消纳实施方案》,国家初步下达贵州省2020年目标是:可再生能源电力总量最低消纳责任权重为31.5%。将纳入规划的风能、太阳能、生物质能等非水可再生能源列为一类优先保障性收购范围,将纳入规划的水电列为二类优先保障性收购范围,确保风电、光伏、生物质发电、水电等可再生能源发电全额收购。贵州作为电力外送大省,省内上网电量还要优先保障再生能源电力,火电预计将持续承压。
山东能源结构偏重,近年着力实现清洁化
2018年,山东全社会用电量6083.88亿千瓦时,同比增长9.0%,增速比上年提高8.3个百分点;全年发电量5762亿千瓦时,同比增长0.1%。其中火电发电量为5367.7亿千瓦时,发电量占比95.7%,同比减少1.11%;清洁能源发电量为393.9亿千瓦时,增长60.3%。外省净输入电量为698.9亿千瓦时,增长22.6%。山东近年聚焦聚力能源结构优化调整,推动能耗“双控”和煤炭消费压减工作,瞄准可再生能源、核电、天然气、“外电入鲁”四大领域,优化能源消费结构,从而实现能源结构清洁化、低碳化,该省火电未来将持续承压,要让位于新能源和外来电。2018年,山东电力交易中心市场交易电量为1769.35亿千瓦时,其中电力直接交易电量1263.353亿千瓦时,度电折价1.406分钱,2018年交易电量占当年发电量的比例为30.71%。2018年山东电网企业平均销售电价为644.88元/千千瓦时,高于全国平均45.57元/千千瓦时,燃煤发电企业平均上网电价411.00元/千千瓦时,高于全国平均40.48元/千千瓦时。作为工业和用电量大省山东,电价高于全国平均水平不利于工业减负,未来不断进入山东的外来电综合电价势必低于山东本土火电价格。山东此前市场化交易,度电折价不高,未来在外来电及政府降低工商业负担压力下,折价幅度理论上应该扩大。
本地清洁电力叠加外来电,河南火电压力不减
2018年,河南全社会用电量3418亿千瓦时,同比增长7.9%;全年发电量为2973.97亿千瓦时,同比增长10.04%。其中火电发电量为2657.62亿千瓦时,占比89.36%,同比增长6.17%;新能源发电量为172.31亿千瓦时,增长72.91%。2018年,河南电力交易中心市场交易电量为1175.55亿千瓦时,其中电力直接交易电量995.40亿千瓦时,度电折价6.634分钱,2018年交易电量占当年发电量的比例为39.53%。2019年上半年,河南省组织开展电力直接交易7次,累计成交电量896.9亿千瓦时,成交均价360.0元/兆瓦时,较河南省燃煤标杆上网电价0.3879元/千瓦时折让幅度为27.9元/千瓦时,较2018年度电折价水平已缩水许多。河南近年雾霾问题严重,环保约束成为硬约束,倒逼着河南能源转型。青海-河南±800千伏特高压直流工程于2018年开工,该工程设计年输送电量400亿千瓦时,预计2020年7月建成投产,将大幅度提高河南能源结构清洁度。伴随着再生能源和外来电,河南本土火电也将持续受压。投资建议:从目前已发布六省份的实施意见稿来看,两个关键因素大家仍未寻得答案。具备市场交易条件的现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,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,这里面一个是电价较基准下浮比例,一个是具备交易条件的现执行标杆上网电价的燃煤发电电量到底有多少,这两个关键问题仍不得而知。而从过往六省份电力市场化交易情况来看,各省所面临的装机结构、大气污染防治压力、电力需求量、现阶段电网平均销售电价、外来电竞争等情况均不相同。但可以肯定的是,能源结构偏重省份希望通过引入外来电提高能源清洁度的同时,降低本地工商业电价,增强工商业竞争力;而能源输出省份如贵州,在利用有竞争力电价进行能源输出的同时,也在大力利用低电价优势,吸引高载能行业投资。中国经济进入新常态之后,各省均在积极尝试经济结构转型,但工业经济发展仍是压舱石,也是各省招商引资中竞相争抢的对象。一方面传统工业省份努力通过降低用能等各项运营成本,提高现有工业经营舒适度,另一方面西北及西南省份,通过低电价、低人工成本等优势吸引大工业转移投资。此次推动燃煤机组上网电价改革,中央也意在给予各省份决策自由,为工商业发展增添竞争力。我们推荐区域内用电量增速高且多条特高压外送改善电力消纳的【内蒙华电】,以及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幅扩大。
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