2020 年 1 月 15 日，江苏省发改委对外发布《江苏省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》(以下简称《江苏实施方案》);1 月 17 日，云南省发改委对外发布《深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案(征求意见稿)》(以下简称《云南意见稿》)。
分析与判断:
遵循国家指导意见，两省条款与国家发改委《指导意见》基本一致
本次江苏省和云南省发布的实施方案和征求意见稿，条款基本与国家发改委《指导意见》基本一致，包括 1)取消燃煤发电上网标杆电价，建立燃煤发电“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%。2)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。3)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。4)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量，以及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，现执行标杆上网电价的，改按基准价执行;现未执行标杆上网电价的，暂按现行上网电价执行，今后根据国家政策适时调整。其中江苏省新增未进入市场交易的 10 万千瓦以下热电联产机组及自备电厂余电上网电价仍按现行规定执行。云南省则表示保障电网安全稳定运行的云南电网统调燃煤电厂上网电量由云南电网统购，在执行基准价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策，上网电价为每千瓦时 0.3458 元，计入云南电网购电成本。
江苏市场化交易电量全国居首，电价仍存降价空间
2019 年江苏省全社会用电量为 6264 亿千瓦时，同比增长2.2%;全年发电量为 5062.28 亿千瓦时，同比增长 0.62%，其中火力发电量占比近 90%，省内电力自我供给以火电为主。2019 年全年用电量中，风电、太阳能等清洁能源突破 1300 亿千瓦时，主要为跨省外购的西南水电和西北新能源电力，占比达 21%，较去年提高 1.9 个百分点，此即意味着本省火电机组的利用小时数受挤压。2019 年，江苏第二产业用电量同比增长1.4%，占全社会用电量的 72.03%，占比较 2018 年下降 0.55 个百分点。化工等传统四大高耗能行业用电量占全省用电量的18%，同比增长 1.0%。二产及高耗能产业用电量增速低于全省平均增速，主要是由于江苏深化产业结构调整，持续推进节能减排的结果。2019 年全年，江苏电力直接交易总成交量3084.84 亿千瓦时，同比增长 58.1%，占全年发电量的60.94%，全年用电量的 49.25%，其中年度双边协商成交电量2351.1 亿千瓦时，同比增长 62.7%，平均价差为 21.82 元/兆瓦时。2020 年江苏省电力交易规模计划扩大到 3150 亿千瓦时，其中双边协商已完成电量 2420.7 亿千瓦时，平均成交价差 25.44 元/兆瓦时，价差同比去年有所扩大。2018 年江苏电网企业平均销售电价为 664.71 元/千千瓦时，高于全国平均65.40 元/千千瓦时，燃煤发电企业平均上网电价 391.94 元/千千瓦时，高于全国平均 21.42 元/千千瓦时。江苏省工业经济发达，虽然近几年工业用电占比有所减少，但是整体工业水平较高，全社会用电量仅次于广东省位列第二。按照《江苏省电力市场建设组织实施方案》，2020 年江苏计划放开交易电量为4000 亿，但实际发布的《关于开展 2020 年电力市场交易的通知》则低于以上规划，并且禁止增量用户进入市场化交易。作为电力市场化交易规模全国第一的江苏省，目前销售电价目仍高于全国平均水平，2020 年或由于某些因素减缓了市场化进程，但仍存扩大市场比例降电价压力。
云南清洁能源及外送占比双高， 2019 年省内用电量市场化比例近 60%
2019 年云南省全社会用电量为 1750.22 亿千瓦时，同比增长4.3%。全年省内机组发电量为 3192.82 亿千瓦时，同比增速5.76%。省内统调机组发电量为 2864.66 亿千瓦时，其中火力发电量占比仅 7.62%，水电发电量占比高达 82.27%，省内电力自我供给以水电为主，火电为调峰机组。虽然云南全省发电量较高，但是省内消纳水平一般，全年外送电量占发电量的45%，全年送出电量合计 1451.72 亿千瓦时，其中送广东合计1321.23 亿千瓦时。2016 年至 2019 年，云南省省内市场化交易电量逐年攀升，分别完成电量交易 590/703/851/1045.38 亿千瓦时，增速分别为 84.4%/19.19%/21.02%/22.84%,2019 年全省用电量市场化比例已达 59.73%。2019 年省内交易平均成交价格为 0.18075 元/千瓦时，相较 2018 年的均价 0.17731 元/千瓦时，价格上略有回升，但由于交易比例的上升，2019 年市场交易相较 2018 年新增让利 38 亿元。2018 年云南省企业平均销售电价 360.82 元/千千瓦时，低于全国平均 238.49 元/千千瓦时;燃煤发电企业平均上网电价 412.52 元/千千瓦时，高于全国平均 42 元/千千瓦时;水电发电企业平均上网电价 198.71元/千千瓦时，低于全国平均 68.48 元/千千瓦时。云南省省内火电装机仅 1514 万千瓦时，而水电装机达 6666 万千瓦，且省内供需不平衡，近一半水电外送它省，大头送往广东，省外西电东送框架协议价格目前全国对比看也不算高，预计降电价压力不大。
投资建议：
从江苏和云南两省发布的燃煤电价改革方案来看，两省均属于市场化交易较成熟，交易比例较高的省份。江苏省属于燃煤发电大省，电价高于全国平均水平，工业用电量占比较高存降电价压力。而云南省属于清洁能源占比较高省份，火电机组主要承担调峰作用，外送电量占全省发电量的比例为 45%，大头送往广东，省内市场化交易形成的电价已较低，省外西电东送框架协议价格目前全国对比看也不算高，预计降电价压力不大。
2020 年实体降成本继续“全面发力”，“组合拳”中仍包括降电价这一措施。2020 年伊始，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，规模以上工业企业参与电力市场化交易全部放开，都是国家意在加快电力市场化进程，推动制造业降本增效，市场化比例较低的省份预计承压较大。截至 2019 年 10 月，蒙西电网区内售电量的市场化比例已超 75%，蒙西电网售电量的市场化比例已超 65%，市场化比例非常高，且全国对比来看上网电价较低，降电价压力不大。另外内蒙古近年利用能源洼地优势吸引制造业投资，2019年前 11 个月全社会用电量增速高达 9.2%，位居全国第三，火电利用小时数为 4898 小时，位居全国第一，电力消纳形势好。推荐关注内蒙火电区域龙头【内蒙华电】。另外推荐深耕京津唐经济带能源负荷中心、拥有多个坑口电厂并且点对网供应的【京能电力】和【建投能源】。
