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我们梳理近期已披露第二批降电价措施的省区情况发现,部分地区第一、第二批降价 措施即可完成
10%的一般工商业降价任务。部分省区的降价幅度尚未完成但接近 10%的降 价任务。其中,第一、第二批降电价措施完成全年 10%降价任务的省区有福建省、湖北省、 陕西省、河南省。第一、第二批降电价措施接近完成全年 10%降价任务的省区有江苏省、 天津市和江西省、河北省北网及南网。
发改委发布的第二批降电价政策中,并未提及火电增值税税率调整需要让利给下游, 对于火电企业整体利好。由于大部分省区已完成或接近完成 2019 年度的降电价任务,火电 调整税前电价的可能性较低,预计第三批降电价措施主要有今年启动的第二轮省级输配电价成本监审完成。
水电、核电非市场电电价的调整并不影响税后电价水平。水电、核电增值税率下调并 让利下游符合预期,由于税后价格不变,企业盈利能力不受影响。
市场电竞价日趋理性 火电受益降税红利
广东省是国内最早、最活跃的省级电力市场之一。目前,广东省已建成较为成熟的双 边协商、集中竞价、挂牌交易和发电权转让等一二级衔接、场内外互补的中长期交易品种。 广州电力交易中心数据显示,2019年4、5、6月广东省电力月度集中竞价成交电量分别 约为 46、55、50 亿千瓦时,集中竞价交易价差分别为 2.88、2.93、3.19 分/千瓦时。今年4月,广东省月度市场电竞价折价幅度首次低于3分/度,较2018年均值4.08分/千瓦 时的折价幅度显著收窄。
对比2018、2019年市场电交易数据,我们发现市场参与者报价更为理性,市场电折价幅度呈收窄趋势。2018年年度双边协商交易累计成交电量997.8亿度,平均价差-7.82分/度。2019年年度双边协商交易成交电量1389亿度,同比增加39.2%,平均价差-4.416分/度,较2018年收窄约 3.4 分/度。而月度集中竞价成交电价更是逐步降低折价幅度。
受西南外来水电冲击,1-4月广东省火电发电量同比减少16.2%,4月单月火电发电量 同比减少 17.2%。在广东省本地火电机组发电量大幅降低的背景下,市场电折价幅度依然 处于历史低位,侧面反映市场参与者报价趋于理性。
随着煤炭市场价格波动拉升以及市场交易的理性回归,全国煤电市场交易电价呈缓步回升趋势。中电联数据显示,2018年全国大型发电集团煤电机组上网电量市场化率为 42.8%,较 2017年提升6.7个百分点。自2017年4季度以来,煤电市场交易平均电价已连续四个季度保持增长。2018年4季度,大型发电集团煤电市场交易平均电价为 0.3384 元/千瓦时,较去年同期提高0.0109 元/千瓦时。
2016年启动煤炭供给侧改革以来,煤电联动政策已停滞3年未实施。同期,国家通过 中间环节让利、增值税减税等措施变相上调火电税后电价。我们认为,随着火电市场电占 比的提升,标杆电价将逐步被淡化,市场供需、燃料成本将是影响火电平均上网电价的主 要因素。
随着火电市场电报价趋于理性,同时二季度起增值税降税红利留存给火电,中西部区 域电力供需结构向好的地方火电龙头盈利能力有望持续提升。根据我们测算,增值税下调 3%后,火电企业业绩弹性普遍可以达到 30%-50%。其中,自身盈利能力越差的火电公司, 对于增值税下调的业绩弹性越大。中电联数据显示,今年一季度,东、中、西部和东北地 区全社会用电量同比分别增长 3.7%、8.3%、7.3%和 2.4%。1-4月中西部省份用电增 速仍然高于全国平均,延续了2018年以来的东西部用电增速分化格局。我们认为:1)东 南沿海经济发达区域,用电基数高,叠加能源双控,用电增速逐渐放缓。2)西部区域环保 政策相对温和、电价低,为较多高耗能产业的转移目的地,驱动用电量快速增长。3)中部 区域尚处于工业化发展的中期,大力发展以高端制造业为代表的一批新兴产业,后发优势 明显,未来用电量增速有望长期保持较高水平。
5月最后一周,秦皇岛港动力煤(5500大卡山西产)平仓价逐步降至599元/吨,跌 破600元/吨。受气温回升缓慢、经济形势变化等因素影响,六大发电集团日耗降低至 55.35 万吨/日(5 月 31 日最新数据),同比下降约 28%。六大发电集团煤炭库存可用天数回升 至 31.59 天(5 月 31 日最新数据)。低日耗、高库存对动力煤价形成降价压力,秦皇岛港 口煤价开始加速下跌。
电价风险逐步释放,煤价开始加速回落,建议重点配置长源电力、内蒙华 电、皖能电力、国投电力、湖北能源。
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分时电价政策设立的目的之一是为了引导用户进行负荷调整,而调整负荷这个个体行为,必然会有多方受到影响。而围绕着终端工商业用户的电力供给和消费,绕不开电力用户,电网公司,售电公司,光伏储能以及政府这几个角色。本文就来分析一下,负荷调整对于各方都会带来何种影响,以及相关利益方需要怎样的
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前面两篇文章我们按照电力价格形成的顺序,“中长期→现货→零售→到户”,分析了有关分时电价的逐级传导。这其中有市场交易结果、各级成本与收入之间的自然传递,也有一些市场规则的限制以及行政政策的要求。用户行政分时电价政策目前存在的理由,我们在前述文章也提及过,有两点:一个是新能源电量的
北极星售电网获悉,6月9日,海南省发展和改革委员会发布《关于增量配电网配电价格有关事项的通知(征求意见稿)》公开征求意见采纳情况表。详情如下:反馈单位:海南电网反馈意见:一、建议进一步明确“三、结算机制(三)增量配电网与省级电网的结算机制。2.增量配电网与省级电网结算居民农业用户电费
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10月11日,福建省南安市源昌房地产开发建设有限公司相关负责人黄凸吓来到南安市行政服务中心,咨询古山居小区项目供水、供电业务办理相关事宜,并在工作人员的指导下通过“投资全流程审批网”申请了报装业务,在线填写一张表格,一次性提交了供水、供电两项业务申请。“我本以为要一项一项地办理业务、
为进一步规范转供电主体收费行为,确保国家降低一般工商业电价的政策红利惠及终端用户,切实降低实体经济经营成本。持续做好转供电环节电价政策宣传。印制“铜陵市非电网直接供电用户用电价格政策告知书”和《非电网直接供电电费收取公示暂行办法》,向供电主体和终端用户进行发放,对非电网直接供电环
直供用户,不论是电网资产的直接供电户,还是说电网借助它人资产的直接供户电,只要用电用户是跟电网企业形成的供电关系那都算。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)这些用户的电价的形成是比较复杂的,不仅要区分用户的类型和电压等级,还要区分交易方式等等。而对于非直供用户,也就是在一些文件中或
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自第三监管周期输配电价文件发布后,工商业用户逐步开始同价。很多地方不再以大工业和一般工商业来对工商业用户的电价做区分,而是改为由供电容量所决定的单一制和两部制。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)如果当地依然还有这样的表述,多半是工业和商业用户在执行其它电价政策时依然有分别,比如分
北极星售电网获悉,东台市转供电(水)环节收费政策公告发布,其中提出,2021年10月15日起,向非电网直供用户进行转供电的主体,应当在进入电力市场购电或由电网企业代理购电后,按照以下两种收费方式中的一种收取电费:一是按照转供电主体市场交易到户电价(或电网企业代理购电的到户电价)向终端用户收
7月31日,江苏南通海门区发布《关于进一步清理规范转供电价格大力支持5G网络建设的通知》(海发改发〔2024〕75号),其中指出,各转供电主体应当按照转供电主体市场交易到户电价(或电网企业代理购电的到户电价)顺加不超过10%的变压器和线路损耗,每月(或约定期限)向终端用户预收电费,年底进行清算
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