公用事业：煤电定价机制改革正当时，利好行业长期发展

事件概述:

近日,为加快推进电力市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,发改委印发了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。

分析与判断:

? 明确火电上网电价改革机制, 2020年确保工商业平均电价只降不升近日国家发改委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,旨在通过改革燃煤发电上网电价形成机制,加快推进电力市场化改革。《 指导意见》指明燃煤电价市场化改革具体内容为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,明确了燃煤电价确定方式以及一系列配套改革措施,燃煤电价形成机制更加清晰。《 指导意见》还指出了五项具体改革措施,主要内容为,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%,已开展现货交易的,可不受此限制。现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,不具备市场化交易条件的,仍按基准价执行。燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量也按基准价执行。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。

此外,配套改革措施中,对于销售电价形成机制、可再生能源发电价补贴机制、核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制、环保电价政策等内容进行了详细说明。《 指导意见》 自2020年 1月 1日起实施,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。

? 电力市场化交易快速推进, 煤电定价机制改革正当时 9月26日,国常会会议中首次提出“基准价+上下浮动”概念,决定自 2020年 1月起,对尚未实现市场化交易的燃煤发电量取消煤电价格联动机制,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。《指导意见》则将决议进行了情况划分,已开展现货交易的,可不受此限制;现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,不具备市场化交易条件的,仍按基准价执行;燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量也按基准价执行,实事求是,更具可操作性。煤电联动机制启用于 2004年,即以半年为周期,周期内平均煤价波动环比变化幅度达到或超过 5%时进行电价调整。自 2004年以后,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立。 2017年 8华西证券版权所有发送给东方财富信息股份有限公司.研报

楷体月,国家发改委、能源局选取南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东等 8个地区作为第一批试点,加快推动电力现货市场建设,要求试点于 2018年底前启动电力现货市场试运行, 2018年中央经济工作会议明确要求提升电力市场化交易程度, 2019年 8月,发改委印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》,推进电力现货市场建设,市场化交易进程进一步提速。当前煤电市场化交易量占比约为 50%,而我国电力供应宽松,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。

? 利用市场化机制解决煤电错配问题,长期而言利好行业发展从区域来看,我国电力资源的供需存在显著空间差异。具体而言,煤炭资源主要集中在内蒙、陕西、山西等地区,而高负荷用电中心则集中在华东、华南等经济中心。电力能源禀赋及负荷需求的错位分布造成区域电力供需格局分化明显,而伴随着十二五特高压交直流工程全面竣工,错配形势进一步加剧。例如接受外送电比例较高的广东省和浙江省, 2018年火电装机排名第 4位和第 7位,火电利用小时数排名较偏后,分别排名第18和 15位,本省火电供应过剩,作为电力负荷中心却远离煤炭产地,燃煤机组燃料成本高,预计伴随外送电的不断增长及今年用电需求增速的下降, 2019年这两个省份火电利用小时数全国排名将进一步下降。送出电量较多的内蒙古, 2018年煤电装机排全国第 3位,火电利用小时数为 5124小时,排全国第 2位。特高压解决了煤炭分布与能源负荷分布错配的问题,但受电较多省份将面临火电供应更加过剩的问题,如何利用市场化机制,淘汰掉这些省份煤耗高污染高的落后机组问题,提高优质机组运行的经济效益,将是今后一段时间摆在行业面前的重大课题。加快火电市场化交易进程,利用市场这只手去发现价值,调配资源,不仅可以实现全国工商业电力成本的下行,提高国际竞争力,更可以淘汰落后保留先进,提高优质机组运行的经济效益。对煤电实施“基准价+上下浮动”市场化改革,长期而言利好行业过剩产能出清,促进优质产能健康发展。

投资建议:

“基准价+上下浮动”煤电定价机制实施后,我们预计短期虽存利空,但长期而言利好行业过剩产能出清,促进优质产能健康发展,电厂位于煤炭产地而送出电量较多的内蒙华电将优先受益。同时具备“现金牛”特征的水电公司竞争优势同比进一步显现,受益公司包括长江电力、 国投电力等水电公司。

风险提示1)动力煤价格下跌不及预期; 2)煤电价格大幅下滑;

3)市场化电价折让幅度加大。