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火电电价风险已充分释放,年度长协交易收窄2020年风险敞口。“基准+上下浮动”新电价机制自2020年起执行,火电市场电量占比预计显著提升,后续进一步增长的空间已经非常有限。从已经完成2020年度电力长协交易的重点省市来看,年度长协电量约占全年市场电总量的80%,电价折扣基本与上年持平,大幅收窄2020全年发电侧综合上网电价的风险敞口。我们预计2020年火电企业上网电价同比下行1-2%,对业绩影响可控。
(来源:节选自中信证券 作者:李想 武云泽)
"基准+上下浮动"机制实施,电价风险充分释放
新电价机制下,火电公司电价风险充分释放
2019年9月末的国务院常务会议宣布对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量,将现行标杆上网电价机制,改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,新机制自2020年1月1日执行。随后在10月份,国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,对新电价机制做了进一步详细阐述,明确基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%,但2020年暂不上浮。
2018年,国内用电量规模6.84万亿千瓦时,剔除不进入公用统调电网的自备电厂发电量、没有放开的居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户的用电量,国内当前可以用来做市场化交易的电量规模上限约3.8万亿千瓦时,也即是说,国内市场化交易电量在全部用电量中的比例上限约为60%。根据中电联统计,2018年国内市场化电量规模为2.06万亿千瓦时,2019年1~8月为1.3万亿千瓦时,我们预计全年可达2.7万亿千瓦时。按照上述规模推算,我们预计2020年国内市场化交易电量的增量空间上限大约1.1万亿千瓦时。由此推算,燃煤发电企业的上网电量中,市场化比例的上限大约在80%左右。可见,在完成执行上述机制后,火电基本已实现充分市场化交易,进一步折价交易的风险已经较为有限。
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。
市场电年度长协交易大幅收窄风险敞口,月度电价在疫情期间普遍提升
年度长协交易大幅收窄发电侧电价风险敞口。从首批4个省市的年度交易结果看,年度长协占据了全年市场电量的77-80%,火电企业受市场电影响的敞口得到大幅收窄。年度长协成交电价相比2019年普遍维持稳定,有助于控制市场电量占比提升对上网电价带来的影响。
疫情期间,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。
上市公司市场电量占比普遍处于较高水平
从上市公司数据看,目前火电企业的市场化比例已经处于较高水平。2019年全年,火电上市公司的市场化电量占比普遍在40%以上,占比同比2018年提升普遍在10个百分点以上。其中华能国际、国电电力、华电国际等央企的市场化占比在50%以上。
雅砻江电价风险提前释放
2019年,雅砻江上网电价在年末显著下行。雅砻江全年平均含税上网电价0.252元/千瓦时,同比下滑9.1%。其中,2019Q4平均含税上网电价0.242元/千瓦时,同比下滑14.2%。四季度雅砻江电量、电价同比降幅均高于前三季度,显著影响了业绩。由于电价风险提前释放,我们认为雅砻江在后续年度电价进一步下行的空间已经较为有限。
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