电力及公用事业:明确浮动电价实施细则;煤电市场电占比持续提升 折让幅度有望收窄

类别:行业 机构:长城证券股份有限公司 研究员:濮阳 日期:2019-10-25

事件:发改委网站披露《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。对此点评如下:

    该指导意见明确了燃煤浮动电价机制的实施细则:1)浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。现货交易可不受此限制。发改委适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。2)具备条件的非市场电量参与电力市场交易,不具备条件的执行基准价。现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价(含挂牌交易)等市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同等中长期合同为主确定;暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量,仍按基准价执行。3)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。

    配套措施包括:1)可再生能源在浮动电价机制下如何结算:稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。2)基准价包括环保电价:执行“基准价+上下浮动”价格机制的燃煤发电电量,基准价中包含脱硫、脱硝、除尘电价。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,继续执行现行超低排放电价政策。燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的,上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。3)规范交叉补贴调整机制。以2018 年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。4)完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

    2020 年1 月1 日起实施,首年暂不上浮。1)各地制定细化实施方案,2019年11 月15 日前报国家发展改革委备案;尚不具备条件的地方,可暂不浮动。各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于2019 年11 月15 日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。2)2020 年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,2020 年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对2020 年后的浮动方式进行调控。

    3)本指导意见自2020 年1 月1 日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。

    新投产核电、气电机组基准价确定方式:新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(0.43 元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于0.43元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价0.35 元/千瓦时。

    煤电市场电占比持续提升,折让幅度有望收窄。1)此前2019 年6 月全面放开发用电计划要求,市场电占全社会用电量比重将从2018 年的30.2%上升到54%。2018 年,全国电力市场交易电量(含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量)合计为20654 亿千瓦时,同比增长26.5%,市场交易电量占全社会用电量(即全社会用电量市场化率)比重为30.2%,较上年提高4.3 个百分点,市场交易电量占电网企业销售电量比重为37.1%。据测算,目前用电量结构中,自备电厂用电量、居民+农业、发电企业厂用电+线损、其他公用事业、公益性服务分别占全社会用电量的13%、15%、14%、4%,经营性电力用户占54%。

    此次指导意见要求具备条件的非市场电量参与电力市场交易,不具备条件的执行基准价。燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。2)预计后续市场电折让幅度稳健,有下降的趋势。具体原因包括:交易比例上升,发电企业报价策略调整。此前少量电价交易,主要回收变动成本,大量电价交易还要保证回收固定成本。新开放市场的工商业用户是中小型用户,用电量较低,对电价的承受能力较强。市场主体的竞争更加理性、有序。因此平均结算电价有压力,但是风险可控。从广东月度竞价平均价差数据来看,2018 年均值为-40.5 厘/千瓦时,2019 年前10个月均值为-31.5 厘/千瓦时,今年价差呈现收窄趋势。

    投资建议:明确浮动电价实施细则,不确定性消除;煤电市场电占比持续提升,折让幅度有望收窄。从Q3 行业数据来看,煤价下降幅度加剧(Q3不含税电煤价格指数环比-1.5%,同比-4.7%,Q2 环比0.2%,同比-2.3%),火电发电量改善(Q3 同比1.4%,Q2-1.7%)。进入Q3 季报期,火电股投资窗口到来。建议关注全国性火电龙头华电国际、国电电力等;区域性优质火电标的京能电力、建投能源、皖能电力、长源电力等。

    风险提示:煤价或超预期上升、上网电价或超预期下降等