从广东看全国电价预期差综合平均价格或仅下降 1%-1.5%-北极星售电网

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 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。

 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。

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