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江苏省2020年中长期直接交易量增加比例最小。2019年全国中长期直接交易电量2.2万亿度,占消费量30%(包含交易中心组织的各类市场交易电量是2.8万亿度,占比达到39%)。其中江苏、广东、浙江等煤电已经较多实现了市场化(算上交易中心的各类市场化电量,我们预计实际江苏2019年火电已经基本完全市场化)。江苏、福建、江西等2020年交易增量仅占本省全社会用电量的1%-6%,很难再通过煤电扩大电源的市场化电量,我们认为类似各省的火电发电企业可能受未来市场化折价范围扩大的影响较小。
沿海省份煤电市场化交易剩余空间较小。江苏、广东、浙江、福建等沿海发达省份煤电的市场化已经比较充分,超过一半以上的煤电均已参与年度中长期市场化交易,我们预计未来这些省份煤电电价和电量受市场化的负面影响更小。
目前,如果不考虑月度交易等,我们测算全国平均的煤电市场化剩余空间高于50%,考虑后估计应该在40%-50%之间,从投资角度,我们可以更多关注未来市场化增量空间有限省份的煤电厂商,譬如:江苏、广东、广西、浙江等省。
市场化交易价格稳定。江苏、广东2020年年度电力市场化交易价格的折价范围在2-5分/千瓦时,相比2019年的折价扩大2-4厘/千瓦时,考虑市场化电量增加的部分,两省2020年火电电价平均的折让在0.3-1.1分/千瓦时。这部分让利需要煤价下跌10-38元/吨,按照最新(2020/2/20)秦皇岛5500大卡动力煤市场价573.5元/吨计算,则江苏和广东煤价需分别下跌2%、7%。
投资建议。我们预计2020年之后,全国火电市场化增速将逐渐降低,对公司和价格的影响也将减弱,行业价格更多由当地供需决定。短期看,江苏、广东、浙江、福建等省市电价折让压力相对较小,可以更多关注这些省份集中布局的火电公司,建议关注:江苏国信、粤电力A、浙能电力。另行业角度,龙头公司仍值得关注:华能国际、华电国际等。
风险提示。(1)煤价下跌的时间具有不确定性。(2)电力市场化改革推进节奏的不确定
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山东省发改委日前发布关于发电机组调试运行期间电价政策有关事项的通知,发电机组进入商业运营前的调试运行期间,火电、核电上网电价按照我省燃煤发电基准价(现行标准为每千瓦时0.3949元)80%执行,水电(不含抽水蓄能电站)按50%执行;直流通道纳入山东电力电量平衡的燃煤配套电源落地电价参照我省燃煤发电基准价80%执行。
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11月10日,浙江省发改委和浙江省能源局联合印发《2021年浙江省深化燃煤发电上网电价市场化改革实施方案》(以下简称《方案》)。根据《方案》内容,2021年12月1日至2021年12月31日为过渡期,按照方案执行。过渡期后按照《2022年浙江电力市场化工作方案》执行。
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4月15日,湖州市发展和改革委员会发布《湖州市国家碳达峰试点城市实施方案(征求意见稿)》,其中提到,严控全市煤炭消费增长,新、改、扩建项目实施煤炭减量替代,严禁新建项目配套建设自备燃煤电厂。进一步调整用煤结构,控制压减印染、化工等产业用煤。实施煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热
4月15日,国家能源集团国电电力发布2023年年报显示,该公司全年累计完成发电量4526.36亿千瓦时,上网电量4298.38亿千瓦时,较2022年可比口径分别增长3.67%和3.37%。2023年,面对冬夏极端天气频发等困难挑战,国电电力全力以赴抓生产、保安全、促发展、提效益,大力推动以煤电保电力稳定,全力提升保供
据CNBC报道,去年全球新增的煤电产能比2016年以来的任何一年都多。全球能源监测机构(GEM)发布的一份报告发现,煤炭年净产能增长48.4吉瓦,同比增长2%,中国占新建煤电产能的三分之二左右。其他有新煤电厂上线的国家包括印度尼西亚、印度、越南、日本、孟加拉国、巴基斯坦、韩国、希腊和津巴布韦。与
为落实国家能源局关于加强应急备用电源管理工作要求,进一步督促相关单位做好辖区煤电应急备用电源管理工作,切实增强电力保供能力,近期,西北能源监管局对大唐瑶池电厂、大唐蒲城电厂开展煤电应急备用电源调研。调研紧紧围绕国家能源局《煤电应急备用电源管理指导意见》《关于进一步明确煤电应急备用
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不负好春光,耕耘新希望。2024年以来,广西能源集团以“开局就是决战,起步就是冲刺”的奋进姿态,学方略、谋创新、抓落实,千方百计拓市场、全力以赴稳经营、一以贯之抓安全,统筹抓好项目建设、稳产增效、改革创新等各项工作,重大项目取得历史性突破,主要指标实现较快增长,发展活力持续增强,发展
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