公用事业与环保产业行业:试以广东见全国,电价预期差逻辑或将加强

事件 12月11日,广东电力交易中心发布2020年度双边协商交易结果通知,发电侧参与主体77家,共191台机组;用户侧122家,其中售电公司121家、大用户1家。共成交合约1243笔,总成交电量2117.13亿千瓦时;总成交均价-47.1厘/千瓦时。

评论广东2020年度双边协商交易电量大增78%,煤电扣税价格预计降6.5厘/千瓦时,降幅为1.7%:广东省2020年度双边协商电量同比增长78%至2117亿千瓦时,占全社会用电量比例预计由18%提升至30%左右,中长期市场交易日渐成熟。根据广东省发改委规划,20年市场交易电量总规模约2600亿千瓦时,中长期交易合同电量原则占全部市场化电量至少90%,按此估算,月结、现货电量分别约223、260亿千瓦时,假设20年月结+现货与双边协商电量之间的价差与19年相同,预计燃煤市场电综合价格降幅1.1%,即4.6厘/千瓦时。而随着广东电力市场化改革的推进,市场电抑价率自17年起不断收窄,19Q2以来在月度市场化交易电量仍以20%+增速增长的情况下,月度平均价差维持在40厘/千瓦时,综合电价水平总体稳定,市场化程度不断提高下未来电价受供需变化的影响将日益加大。剔除气电市场交易量影响,预计2020年煤电含税、扣税价格分别同比降低

11、6.5厘/千瓦时,降幅在2.5%、1.7%左右。

用电稳增长+火电受挤压缓解,利用小时降幅有望明显收窄:广东经济以高科技、先进制造业等第三产业为驱动,19H1三产用电量同增10.4%至609.6亿千瓦时,贡献全社会用电增量的59.4%,同时下半年起工业用电量增速回升,预计19年全社会用电量增速5.1%,其中二产、三产、居民增速3.3%/10.5%/6%。2020年预计三产、居民仍为用电量主要驱动力,增速9%/6%,全社会用电增速4.6%。供给侧,考虑到外来电量增多、本地水电大发、新能源装机增加以及部分煤电备用机组转入商运,预计19年广东省火电利用小时同降10.5%,带动全电源利用小时下降4%。2020年受19下半年枯水影响,火电受挤压情况预计缓和,但新能源装机持续高增长,同时气电机组增加,预计火电/全电源利用小时分别降低3%/1%。

从广东看全国电价预期差,综合平均价格或仅下降1%-1.5%。由于广东受电主要来源西南地区输电通道能力增强、火电新增装机较多,2020年广东省电力供应有增量,在全国尤其是沿海地区范围内相对宽松,造成市场电折价微幅提高,其他省份如江苏、安徽以及南网部分地区存在局部时段电力供应紧缺问题,预计全国整体电价水平降幅要低于广东。由于“基准+浮动”价格新政仅针对一般工商业新用户,剔除农业、居民等优先发电电量和已市场化电量,理论可实现电量占市场电理论空间为30%,实际比例在10%-15%左右,对应全国综合加权平均电价下降1%-1.5%,降幅3-5厘。

煤价下跌30元/吨即可抵消电价降幅,明年广东煤电效益有望好转。目前我国主要发电企业煤炭库存处于历史高位,议价能力强,中短期内动力煤供需宽松导致的下行趋势仍将持续,预计19年广东电煤价格指数同比下降8.4%至580元/吨。我们测算20年煤价下跌30元/吨就能对冲广东煤电含税价格11厘/千瓦时的降幅,预计明年广东省点火价差同比小幅微增,保持在0.22-0.23元/千瓦时区间,煤电效益水平有望好转。

投资建议从广东电力协商交易结果看全国电价降幅,市场化+浮动制实施后综合电价降幅有限,煤价下降利于火电板块盈利提升,叠加估值修复有望带来板块触底反弹,预计增长空间30-50%。建议关注受电价政策落地、煤价下行、利用小时数稳定业绩企稳回升的火电龙头企业华能国际、华电国际;以及受地方区域供需紧平衡影响电价上升、盈利增加的区域性火电龙头建投能源、皖能电力、湖北能源。

风险提示电价下降超预期;电力市场化程度超预期;煤炭突发性事件导致煤价上涨。