电力及公用事业行业全面放开发用电计划点评:政策靴子落地,电量电价风险基本可控

事件:发改委发布全面放开经营性电力用户发用电计划的通知。对此点评如下:

经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。1)经营性电力用户定义:除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外,其他电力用户均属于经营性电力用户。2)燃煤自备电厂自发自用以外电量参与交易。拥有燃煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任,按约定向电网企业支付系统备用费,取得电力业务许可证,达到能效、环保要求,成为合格市场主体后,有序推进其自发自用以外电量按交易规则参与交易。3)中小用户可由售电公司代理参加市场化交易。积极支持中小用户由售电公司代理参加市场化交易,中小用户需与售电公司签订代理购电合同,与电网企业签订供用电合同,明确有关权责义务。4)优先购电首先由优先发电电量予以保障。电网企业要按照规定承担相关责任,按照政府定价保障优先购电用户用电。优先购电首先由优先发电电量予以保障。5)平价、低价新能源项目优先上网。积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网工作,对平价上网项目和低价上网项目,要将全部电量纳入优先发电计划予以保障,在同等条件下优先上网。清洁能源消纳受限地区要加快落实将优先发电计划分为“保量保价”和“保量竞价”两部分,其中“保量竞价”部分通过市场化方式形成价格,市场化交易未成交部分可执行本地区同类型机组市场化形成的平均购电价格。

继去年放开煤炭、钢铁、有色、建材用电计划,此次文件是发用电计划全面放开的里程碑,政策思路一脉相承。2015年11月,《电力体制改革配套文件之四:关于有序放开发用电计划》的实施意见提出推进发用电计划改革,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。2017年3月,《关于有序放开发用电计划的通知》,要求:加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议(合同);逐年减少既有燃煤发电企业计划电量;新核准发电机组积极参与市场交易。2018年7月,《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》要求:提高市场化交易电量规模;2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划,全电量参与交易,并承担清洁能源配额。

发用电计划全面放开后,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%。

煤电市场电折让幅度稳中有降。从中电联披露的煤电市场电较计划电上网电价降幅数据来看,从2017年前三季的高点0.069元/度持续下降,2018年全年平均水平达到0.043元/度,稳中有降。

考虑到增值税下调,全面放开发用电计划对煤电电价的风险基本可控,测算远期度电收入较2018年下滑1.1%。假设发用电计划全面放开后,市场电占全社会用电量比重从2018年的30.2%上升到54%。煤电市场化率相应从2018年的42.4%上升到75.8%。进一步假设煤电市场电较计划电上网电价降幅不变,维持在0.043元/度。则平均上网电价将从2018年的0.363元/度下降3.9%至0.349元/度。考虑到增值税下降到13%后,不含税的度电收入从2018年的0.312下降1.1%至0.309元/度。

投资建议:全面放开发用电计划政策靴子落地,电量电价风险基本可控,继续推荐优质火电标的。2019年前5个月电煤价格指数平均值达到503元/吨,同比下滑6.8%。经济增速放缓,2019年前5个月,火电发电量同比增长0.2%,较2018年全年增速6.0%大幅下滑;煤炭需求下降,煤价有望低位运行。火电板块盈利持续复苏,当前火电申万指数最新市净率为1.06倍,处于历史较低位置,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长源电力、京能电力、皖能电力等。

风险提示:煤价或超预期上升、上网电价或超预期下降等。