北極星售電網(wǎng)訊:江蘇省 2020 年中長期直接交易量增加比例最小。2019 年全國中長期直接交易 電量 2.2 萬億度，占消費(fèi)量 30%（包含交易中心組織的各類市場交易電量是 2.8 萬億度，占比達(dá)到 39%）。其中江蘇、廣東、浙江等煤電已經(jīng)較多實(shí)現(xiàn)了市場化 （算上交易中心的各類市場化電量，我們預(yù)計實(shí)際江蘇 2019 年火電已經(jīng)基本完 全市場化）。江蘇、福建、江西等 2020 年交易增量僅占本省全社會用電量的 1%-6%，很難再通過煤電擴(kuò)大電源的市場化電量，我們認(rèn)為類似各省的火電發(fā) 電企業(yè)可能受未來市場化折價范圍擴(kuò)大的影響較小。 

（來源：海通證券 作者：吳杰、張磊、傅逸帆、戴元燦）

沿海省份煤電市場化交易剩余空間較小。江蘇、廣東、浙江、福建等沿海發(fā)達(dá) 省份煤電的市場化已經(jīng)比較充分，超過一半以上的煤電均已參與年度中長期市 場化交易，我們預(yù)計未來這些省份煤電電價和電量受市場化的負(fù)面影響更小。 目前，如果不考慮月度交易等，我們測算全國平均的煤電市場化剩余空間高于 50%，考慮后估計應(yīng)該在 40%-50%之間，從投資角度，我們可以更多關(guān)注未來 市場化增量空間有限省份的煤電廠商，譬如：江蘇、廣東、廣西、浙江等省。 

市場化交易價格穩(wěn)定。江蘇、廣東 2020 年年度電力市場化交易價格的折價范圍 在 2-5 分/千瓦時，相比 2019 年的折價擴(kuò)大 2-4 厘/千瓦時，考慮市場化電量增 加的部分，兩省 2020 年火電電價平均的折讓在 0.3-1.1 分/千瓦時。這部分讓利 需要煤價下跌 10-38 元/噸，按照最新（2020/2/20）秦皇島 5500 大卡動力煤市 場價 573.5 元/噸計算，則江蘇和廣東煤價需分別下跌 2%、7%。 

我們預(yù)計 2020 年之后，全國火電市場化增速將逐漸降低，對公司和 價格的影響也將減弱，行業(yè)價格更多由當(dāng)?shù)毓┬铔Q定。短期看，江蘇、廣東、 浙江、福建等省市電價折讓壓力相對較小。

1.江蘇省 2020 年中長期直接交易量增加比例最小

2019 年全國中長期直接交易電量 2.2 萬億度，占消費(fèi)量 30%，包含交易中心組織 的各類市場交易電量是 2.8 萬億度，占比達(dá)到 39%。2019 年云南省中長期直接交易電 量占比最高，達(dá)到 58%，作為水電大省，云南電改一直走在前列，隨著近年云南境內(nèi)水 電站的陸續(xù)投產(chǎn)，整體電力供給充足，能保障市場化交易的參與量，我們預(yù)計未來云南 仍將保持較高市場化比例。江蘇省排名第二，占比 50%，同時作為用電大省，交易量全 國最高，達(dá)到 3106 億千瓦時。江蘇省 2019 年火電發(fā)電量占全社會用電量的 71%，目 前 50%的電量已經(jīng)實(shí)現(xiàn)中長期直接電量交易，如果算上交易中心組織的各類市場化電 量，我們預(yù)計江蘇 2019 年火電已經(jīng)基本完全市場化。其他沿海省份廣東、浙江等市場化比例也較高。

部分省份已公布 2020 年市場化交易電量規(guī)模，其中江蘇、福建、江西三省 2020年交易增量僅占本省全社會用電量的 1%、6%、6%，很難再通過煤電擴(kuò)大電源的市場化電量，我們認(rèn)為類似各省的火電發(fā)電企業(yè)可能受未來市場化折價范圍擴(kuò)大的影響較小。

2. 沿海省份煤電市場化剩余空間較小 

目前，煤電在我國電力結(jié)構(gòu)中占主導(dǎo)，也是市場化交易的主力，我們假設(shè)各省市場 化電量全部來自煤電，根據(jù)中電聯(lián)公布的 2019 年各省中長期直接交易電量，我們可以 大致測算出各省煤電電量中還剩余多少沒有參與市場化，計算方法為：各省煤電市場化 剩余空間=1—各省市場化交易電量/各省煤電用電量。由于各省市場化月度交易的數(shù)據(jù)缺 失，且各省市場化交易中以中長期交易為主，我們以中長期直接交易電量代表市場化交 易量做測算。同時，由于缺少各省煤電發(fā)電量數(shù)據(jù)，而各省火電發(fā)電量中除了 5%的氣 電外，剩余全是煤電，這里我們用火電發(fā)電量代表煤電發(fā)電量。同時我們假設(shè)煤電電廠 的自用和運(yùn)輸損耗約為 10%，則煤電用電量=0.9*煤電發(fā)電量。則可以變換計算方法為： 各省煤電市場化剩余空間=1—各省中長期直接交易電量/（各省火電發(fā)電量*0.9）。由于 我們沒有考慮月度競價和氣電部分，實(shí)際剩余空間將比計算結(jié)果更小。 

通過圖 3，可以發(fā)現(xiàn)江蘇、廣東、浙江、福建等沿海發(fā)達(dá)省份煤電的市場化已經(jīng)比 較充分，超過一半以上的煤電均已參與年度中長期市場化交易，我們預(yù)計未來這些省份 煤電電價和電量受市場化的負(fù)面影響更小。目前，如果不考慮月度交易等，我們測算全 國平均的煤電市場化剩余空間為 57%，考慮到月度交易等其他市場化交易的情況（2019 年各種市場化交易總量占比高于中長期交易量占比 9 個百分點(diǎn)），我們估計煤電市場化 剩余空間應(yīng)該在 40%-50%之間，從投資角度，我們可以更多關(guān)注未來市場化增量空間 有限省份的煤電廠商，譬如：江蘇、廣東、廣西、浙江等省。

3. 市場化交易價格穩(wěn)定 

目前江蘇、廣東已公布 2020 年年度電力市場化交易價格，兩省的折價范圍在 2-5 分/千瓦時，相比 2019 年的折價擴(kuò)大在 2-4 厘/千瓦時。按照兩省 2019、2020 年的市場 化交易電力規(guī)模測算，2020 年相比 2019 年江蘇市場化讓利將增加 12 億元，廣東將增 加 34 億元。按照兩省 2019 年火電的發(fā)電量測算，2020 年火電電價平均折讓在 0.3-1.1 分/千瓦時。如果火電的讓利可以完全由煤價的下降彌補(bǔ)，我們假設(shè)火電單位煤耗 300 克/千瓦時，則江蘇省煤價需下跌 10 元/噸，廣東煤價需下跌 38 元/噸，按照最新 （2020/2/20）秦皇島 5500 大卡動力煤市場價 573.5 元/噸計算，則江蘇和廣東煤價需分 別下跌 2%、7%。由于折價較大的省份意味著其電力市場化改革的推進(jìn)較為迅速，傾向 于較早公布交易價格，我們預(yù)計后續(xù)公布交易價格的省份，其新增的電價折讓范圍也在 0.3-1.1 分/千瓦時，全國的平均新增折價范圍在 0.5 分/千瓦時左右。