电力市场深度报告：疫情期间供需两弱 月度交易电量缩减、电价普遍提升

核心观点

2020 年 1-3 月，在开展电力市场化交易的省份中，月度成交电量受疫情影响明显缩减，但成交电价普遍提升，主因是供给端煤电燃料运输不畅、出力受限，对冲了电力需求走弱的影响。在已经完成 2020 年电力年度长协交易的重点省份，发电企业全年综合电价的风险敞口已基本锁定，料将受疫情影响有限。继续推荐优质火电、水电公司。

（来源：中信证券 作者：李想、武云泽）

疫情期间多地推迟市场电交易。受到新型冠状肺炎疫情影响，除广东及云南继续正常运转外，1-3 月多地推迟年度或月度电力市场化交易。伴随国内疫情缓解，我们预计各地电力市场化交易将以线上形式在后续几周陆续重启。

供需两弱，月度交易电量缩减、电价普遍提升。2020 年 1-3 月，广东、云南、江苏等地月度市场化成交电量普遍出现缩减，主因是电力需求下行。月度成交电价则普遍同比回升，主因是供给端煤电燃料运输不畅、出力受限，对冲了电力需求走弱的影响。以电价同比提升幅度最高的云南为例，煤电在疫情期间减发，导致当地市场对水电的交易需求提升，而水电来水同比偏枯约两成，自身供给有限，因此 2 月云南省内成交电价同比 2019 年 2 月大增 19.2 元/MWh。

年度长协交易品种充当压舱石，全年综合电价前景无忧。广东、江苏、安徽、重庆等省市的 2020年年度市场化交易结果已出炉，从现有结果看呈现出几个特征：

1）结构调整：年度长协交易品种在市场化交易总电量中占比最高，且仍在提升；

2）电价稳定：年度合同电价折扣相比 2019 年基本稳定。考虑年度交易电量在总体交易电量中的高占比，已公布结果省份的综合电价预计将以稳为主。预计2020 年火电综合上网电价出现 1%~2%之内的小幅下滑，整体影响可控。

月度竞价速递：供需皆淡，电价普遍回升

月度交易综述：电价普遍回升，江苏&云南增幅最大

2020 年 1-3 月，广东、云南、江苏等地月度市场化成交电量大多缩减，成交电价整体同比回升。其中广东 3 月集中竞价成交电量同比下降 90%，环比 2 月下降 83.5%；2 月价差同比收窄 2.95 元/MWh，3 月价差同比扩大 0.9 元/MWh。江苏 2 月集中竞价电量同比下降 80%，环比 1 月下降 83%；价差同比收窄 18.5 元/MWh，环比 1 月收窄 19.5 元/MWh。

云南 2 月省内市场电价同比提升 19.2 元/MWh，环比 1 月提升 0.8 元/MWh。

广东、江苏最新成交量大幅下滑，主要受到疫情影响。广东、江苏全年市场电交易总量中均有 80%上下已经由年度交易锁定，月度交易电量占全年份额本就较小。由于疫情影响短期需求，月度成交电量受限的现象较为明显。

云南 1-2 月成交电价同比明显提升，主要受到供需双重影响。我们认为云南成交电价同比明显提升，一方面是在需求端，煤电在疫情期间因燃料运输不畅导致减发，因此电力市场对云南水电的交易需求提升；另一方面是供给端，2019 年下半年以来澜沧江来水始终明显偏枯。1-3 月，澜沧江干流上游乌弄龙断面来水较多年平均基本持平。1-2 月，澜沧江区间来水较多年平均偏枯 4 成，3 月偏枯 5 成，较 2019 年同期偏枯 2 成。来水偏枯意味着枯水期省内水电发电供给承压，从而带动省内交易电价提升。

部分重点省份详细分析

2020年3月，广东省月度集中竞价成交4.89亿千瓦时，相比标杆折价34.95元/MWh。

广东 2020 年 3 月月度集中竞价成交电量环比 2020 年 2 月下降 24.8 千瓦时或 84%，同比2019 年 3 月下降 44.0 亿千瓦时或 90%；折价幅度环比 2020 年 2 月扩大 0.7 元/MWh，同比 2019 年 3 月收窄 0.9 元/MWh。

2020 年 2 月，江苏省月度集中竞价成交 9.07 亿千瓦时，折价 6.50 元/MWh。江苏2020 年 2 月集中竞价成交电量环比 2020 年 1 月下滑 45.18 亿千瓦时或 83%，同比 2019年 2 月下滑 36.01 亿千瓦时或 80%。2020 年 2 月成交价差环比 2020 年 1 月收窄 19.5 元/MWh，同比 2019 年 2 月收窄 18.5 元/MWh。

2020 年 2 月，云南省内市场化交易成交 88.92 亿千瓦时，平均成交电价 241.38 元/MWh。云南省内 2 月成交电量环比 2020 年 1 月下滑 4.41 亿千瓦时或 5%，同比 2019年 2 月增加 18.16 亿千瓦时或 26%。2 月成交电价环比 2020 年 1 月提升 0.83 元/MWh，同比 2019 年 2 月提升 19.20 元/MWh。

由于云南省市场化交易参与主力为水电，因此省内历年市场电价折扣的季节性特征较为明显，2019 年底以来来水持续偏枯，推升了 2020 年初省内交易电价，但目前最新月度成交电价仍较市场电交易起步时的 2016 年初水平偏低约 0.02 元/千瓦时。

全年展望：年度长协交易品种充当压舱石，综合电价前景无忧

年度长协电量的核心地位愈发明显

广东、江苏、安徽、重庆等省市的 2020 年年度市场化交易结果已率先出炉，从现有结果看呈现出几个特征：1）结构调整：年度长协交易品种在市场化交易总电量中占据核心地位，且在市场化交易电量总盘子中占比仍在提升；2）电价波动：年度合同电价折扣相比 2019 年基本稳定，考虑年度交易电量在总体市场化电量中的高占比，已公布结果省份的综合电价预计将以稳为主。2020 年火电综合上网电价或将出现 1%~2%之内的小幅度调整，对业绩影响整体可控。

广东等省的年度长协电量绝对规模相比 2019 年提升明显。其中广东 2020 年度长协电量同比提升 56%至 2,164 亿千瓦时，增速在 4 个省份中最快。安徽在 2020 年度长协成交电量同比大增 29%至 985 亿千瓦时。江苏在 2020 年度市场电交易方案中限制了 5G 用户以外的新用户入场交易，这一规则成为各省特例，因此该省 2020 年度成交电量仅提升3%至 2,421 亿千瓦时。重庆 2020 年度交易电量表观值同比微降 2%，这是因为交易口径的收窄。重庆 2019 年度交易时同时包含了当年年度及 2019 年一季度两部分交易，而 2020年交易时仅包含当年年度交易、未包含 2020 年一季度交易。

年度交易电量在市场电总盘子中占比也有明显提升。从首批 4 个省市的年度交易结果看，年度电量占全年市场化交易电量比重提升最明显的是广东，该省 2017-2019 年年度品种占比均在 70%上下，而 2020 年度成交电量占全年市场电量比重快速上行至 83%，很大程度上收窄了月度交易品种对全年市场电价波动的风险敞口。相比之下，江苏年度交易品种占全年市场电量比重同比 2019 年持平在 77%，高于广东 2019 年占比水平 8 个百分点，低于广东 2020 年占比水平 6 个百分点。

年度长协交易品种充当电力市场压舱石，全年综合电价有望企稳

从绝对价差和折让幅度的同比变化看，相比 2019 年，目前已公布年度长协交易结果的省份的 2020 年年度交易成交电价基本稳定。从相比燃煤基准电价的折让幅度看，广东、江 苏 、 安 徽 、 重 庆 的 折 扣 幅 度 分 别 同 比 扩 大 0.7/0.9/0.0/0.0 个 百分点 至10.4%/6.5%/9.9%/0.6%；从绝对价格变动看，上述四省的绝对价差分别扩大 2.9/扩大 3.6/收窄 0.1/收窄 0.1 元/MWh。从上述省份的电价同比变化看，电价折让幅度略微增加对发电企业盈利冲击较小。

如前所述，年度长协电量在市场化总盘子中的核心地位体现得愈发明显，在电力市场上充当了压舱石作用，各省全年市场电交易加权成交价将围绕年度长协交易成交价小幅波动。第一批成交省份的成交价格没有出现大幅不利波动，因此我们维持此前对综合电价的预判，即 2020 年主要省份电力市场化交易综合价差相比 2019 年基本稳定，对发电企业综合电价的额外冲击较为有限。

预计 2020 年其余省份年度长协形势亦整体稳定。展望 2020 年，虽然市场电交易规模增加明显，但由于成本端的煤炭 2020 年长协价格大概率将维持不变，用电需求仍有改善空间且来水对煤电挤压预计将明显减弱，我们预计其余省份年度长协合同的电价折扣幅度相比 2019 年变化幅度有限。

市场电占比提升对发电侧的冲击即将见顶。从已经公布 2020 年市场交易方案的省份汇总看，江苏 / 广 东 / 浙 江 / 山 西 / 江 西 2020 年 市 场 交 易 规 模 分 别 为3,150/2,600/2,000/1,300/500 亿千瓦时，交易规模相比 2019 年有明显提升，相对激进的安徽省则对 2020 年市场交易规模不设限制。从占比看，2020 年的广东/江苏/浙江等用电大省的市场交易电量占比已经达到 78%/71%/80%，可以市场化的电量已经基本全部做到市场化。