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電力行業:蘇滇兩省電價改革方案出臺

來源:華西證券 2020-01-22 07:27中投投資咨詢網 A-A+

   事件概述:

  2020 年 1 月 15 日,江蘇省發改委對外發布《江蘇省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案》(以下簡稱《江蘇實施方案》);1 月 17 日,云南省發改委對外發布《深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案(征求意見稿)》(以下簡稱《云南意見稿》)。

  分析與判斷:

  遵循國家指導意見,兩省條款與國家發改委《指導意見》基本一致

     本次江蘇省和云南省發布的實施方案和征求意見稿,條款基本與國家發改委《指導意見》基本一致,包括 1)取消燃煤發電上網標桿電價,建立燃煤發電“基準價+上下浮動”的市場化價格機制,基準價按現行燃煤發電標桿上網電價確定,浮動幅度為上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%。2)現執行標桿上網電價的燃煤發電電量,具備市場交易條件的,具體上網電價由發電企業、售電公司、電力用戶等市場主體通過市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成,并以年度合同等中長期合同為主確定。3)燃煤發電電量中已按市場化交易規則形成上網電價的,繼續按現行市場化規則執行。4)燃煤發電電量中居民、農業用戶用電對應的電量,以及暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶用電對應的電量,現執行標桿上網電價的,改按基準價執行;現未執行標桿上網電價的,暫按現行上網電價執行,今后根據國家政策適時調整。其中江蘇省新增未進入市場交易的 10 萬千瓦以下熱電聯產機組及自備電廠余電上網電價仍按現行規定執行。云南省則表示保障電網安全穩定運行的云南電網統調燃煤電廠上網電量由云南電網統購,在執行基準價的基礎上,繼續執行現行超低排放電價政策,上網電價為每千瓦時 0.3458 元,計入云南電網購電成本。

  江蘇市場化交易電量全國居首,電價仍存降價空間

  2019 年江蘇省全社會用電量為 6264 億千瓦時,同比增長2.2%;全年發電量為 5062.28 億千瓦時,同比增長 0.62%,其中火力發電量占比近 90%,省內電力自我供給以火電為主。2019 年全年用電量中,風電、太陽能等清潔能源突破 1300 億千瓦時,主要為跨省外購的西南水電和西北新能源電力,占比達 21%,較去年提高 1.9 個百分點,此即意味著本省火電機組的利用小時數受擠壓。2019 年,江蘇第二產業用電量同比增長1.4%,占全社會用電量的 72.03%,占比較 2018 年下降 0.55 個百分點。化工等傳統四大高耗能行業用電量占全省用電量的18%,同比增長 1.0%。二產及高耗能產業用電量增速低于全省平均增速,主要是由于江蘇深化產業結構調整,持續推進節能減排的結果。2019 年全年,江蘇電力直接交易總成交量3084.84 億千瓦時,同比增長 58.1%,占全年發電量的60.94%,全年用電量的 49.25%,其中年度雙邊協商成交電量2351.1 億千瓦時,同比增長 62.7%,平均價差為 21.82 元/兆瓦時。2020 年江蘇省電力交易規模計劃擴大到 3150 億千瓦時,其中雙邊協商已完成電量 2420.7 億千瓦時,平均成交價差 25.44 元/兆瓦時,價差同比去年有所擴大。2018 年江蘇電網企業平均銷售電價為 664.71 元/千千瓦時,高于全國平均65.40 元/千千瓦時,燃煤發電企業平均上網電價 391.94 元/千千瓦時,高于全國平均 21.42 元/千千瓦時。江蘇省工業經濟發達,雖然近幾年工業用電占比有所減少,但是整體工業水平較高,全社會用電量僅次于廣東省位列第二。按照《江蘇省電力市場建設組織實施方案》,2020 年江蘇計劃放開交易電量為4000 億,但實際發布的《關于開展 2020 年電力市場交易的通知》則低于以上規劃,并且禁止增量用戶進入市場化交易。作為電力市場化交易規模全國第一的江蘇省,目前銷售電價目仍高于全國平均水平,2020 年或由于某些因素減緩了市場化進程,但仍存擴大市場比例降電價壓力。

  云南清潔能源及外送占比雙高, 2019 年省內用電量

  市場化比例近 60%

  2019 年云南省全社會用電量為 1750.22 億千瓦時,同比增長4.3%。全年省內機組發電量為 3192.82 億千瓦時,同比增速5.76%。省內統調機組發電量為 2864.66 億千瓦時,其中火力發電量占比僅 7.62%,水電發電量占比高達 82.27%,省內電力自我供給以水電為主,火電為調峰機組。雖然云南全省發電量較高,但是省內消納水平一般,全年外送電量占發電量的45%,全年送出電量合計 1451.72 億千瓦時,其中送廣東合計1321.23 億千瓦時。2016 年至 2019 年,云南省省內市場化交易電量逐年攀升,分別完成電量交易 590/703/851/1045.38 億千瓦時,增速分別為 84.4%/19.19%/21.02%/22.84%,2019 年全省用電量市場化比例已達 59.73%。2019 年省內交易平均成交價格為 0.18075 元/千瓦時,相較 2018 年的均價 0.17731 元/千瓦時,價格上略有回升,但由于交易比例的上升,2019 年市場交易相較 2018 年新增讓利 38 億元。2018 年云南省企業平均銷售電價 360.82 元/千千瓦時,低于全國平均 238.49 元/千千瓦時;燃煤發電企業平均上網電價 412.52 元/千千瓦時,高于全國平均 42 元/千千瓦時;水電發電企業平均上網電價 198.71元/千千瓦時,低于全國平均 68.48 元/千千瓦時。云南省省內火電裝機僅 1514 萬千瓦時,而水電裝機達 6666 萬千瓦,且省內供需不平衡,近一半水電外送它省,大頭送往廣東,省外西電東送框架協議價格目前全國對比看也不算高,預計降電價壓力不大。

  投資建議:

  從江蘇和云南兩省發布的燃煤電價改革方案來看,兩省均屬于市場化交易較成熟,交易比例較高的省份。江蘇省屬于燃煤發電大省,電價高于全國平均水平,工業用電量占比較高存降電價壓力。而云南省屬于清潔能源占比較高省份,火電機組主要承擔調峰作用,外送電量占全省發電量的比例為 45%,大頭送往廣東,省內市場化交易形成的電價已較低,省外西電東送框架協議價格目前全國對比看也不算高,預計降電價壓力不大。

  2020 年實體降成本繼續“全面發力”,“組合拳”中仍包括降電價這一措施。2020 年伊始,現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制,規模以上工業企業參與電力市場化交易全部放開,都是國家意在加快電力市場化進程,推動制造業降本增效,市場化比例較低的省份預計承壓較大。截至 2019 年 10 月,蒙西電網區內售電量的市場化比例已超 75%,蒙西電網售電量的市場化比例已超 65%,市場化比例非常高,且全國對比來看上網電價較低,降電價壓力不大。另外內蒙古近年利用能源洼地優勢吸引制造業投資,2019年前 11 個月全社會用電量增速高達 9.2%,位居全國第三,火電利用小時數為 4898 小時,位居全國第一,電力消納形勢好。推薦關注內蒙火電區域龍頭【內蒙華電】。另外推薦深耕京津唐經濟帶能源負荷中心、擁有多個坑口電廠并且點對網供應的【京能電力】和【建投能源】。

關鍵詞:電力行業
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