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部分省份已公布 2020 年市场化交易电量规模,其中江苏、福建、江西三省 2020年交易增量仅占本省全社会用电量的 1%、6%、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。
2. 沿海省份煤电市场化剩余空间较小
目前,煤电在我国电力结构中占主导,也是市场化交易的主力,我们假设各省市场 化电量全部来自煤电,根据中电联公布的 2019 年各省中长期直接交易电量,我们可以 大致测算出各省煤电电量中还剩余多少没有参与市场化,计算方法为:各省煤电市场化 剩余空间=1—各省市场化交易电量/各省煤电用电量。由于各省市场化月度交易的数据缺 失,且各省市场化交易中以中长期交易为主,我们以中长期直接交易电量代表市场化交 易量做测算。同时,由于缺少各省煤电发电量数据,而各省火电发电量中除了 5%的气 电外,剩余全是煤电,这里我们用火电发电量代表煤电发电量。同时我们假设煤电电厂 的自用和运输损耗约为 10%,则煤电用电量=0.9*煤电发电量。则可以变换计算方法为: 各省煤电市场化剩余空间=1—各省中长期直接交易电量/(各省火电发电量*0.9)。由于 我们没有考虑月度竞价和气电部分,实际剩余空间将比计算结果更小。
通过图 3,可以发现江苏、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为 57%,考虑到月度交易等其他市场化交易的情况(2019 年各种市场化交易总量占比高于中长期交易量占比 9 个百分点),我们估计煤电市场化 剩余空间应该在 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。
3. 市场化交易价格稳定
目前江苏、广东已公布 2020 年年度电力市场化交易价格,两省的折价范围在 2-5 分/千瓦时,相比 2019 年的折价扩大在 2-4 厘/千瓦时。按照两省 2019、2020 年的市场 化交易电力规模测算,2020 年相比 2019 年江苏市场化让利将增加 12 亿元,广东将增 加 34 亿元。按照两省 2019 年火电的发电量测算,2020 年火电电价平均折让在 0.3-1.1 分/千瓦时。如果火电的让利可以完全由煤价的下降弥补,我们假设火电单位煤耗 300 克/千瓦时,则江苏省煤价需下跌 10 元/吨,广东煤价需下跌 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%。由于折价较大的省份意味着其电力市场化改革的推进较为迅速,倾向 于较早公布交易价格,我们预计后续公布交易价格的省份,其新增的电价折让范围也在 0.3-1.1 分/千瓦时,全国的平均新增折价范围在 0.5 分/千瓦时左右。
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