电力行业电力市场化交易月报：1112月竞价结果稳定年度合同进展需关注

1、目录 HYPERLINK l _TOC_250008 交易速递：月度竞价结果稳定，年度长协陆续启动1 HYPERLINK l _TOC_250007 月度竞价分析：各省成交结果整体稳定，江苏折价扩大为规则所致1 HYPERLINK l _TOC_250006 2020 年电力市场交易已陆续启动，年度合同指引意义重大3 HYPERLINK l _TOC_250005 11 月电力市场化新闻回顾及部分要闻点评6 HYPERLINK l _TOC_250004 多省 2020 年交易方案陆续出台，市场电占比扩大、准入门槛降低6 HYPERLINK l _TOC_250003 安徽明确支持电企收取超低

2、排放电价，国家政策亦始终支持6 HYPERLINK l _TOC_250002 电量占比：市场化交易电量占比逐步扩大8 HYPERLINK l _TOC_250001 各省市场化交易电量占比逐步扩大8 HYPERLINK l _TOC_250000 各主要上市公司市场化交易电量占比逐步扩大9风险因素9投资建议9插图目录图 1：广东月度集中竞价历年各月折价情况2图 2：江苏月度集中竞价历年各月折价情况2图 3：云南月度省内市场化交易历年各月成交价绝对值情况3图 4：各省历年年度长协与当年各交易品种加权成交价对比3图 5：目前已公布 2020 年交易方案省份的市场交易规模与 2018 年发电量比较

3、4图 6：各省历年年度长协折价情况5图 7：各省 2019 年前 10 月中长期交易电量占比情况8表格目录表 1：部分省份 2019 年 11/12 月度竞价电价结果1表 2：各省年度电力直接交易方案要点4表 3：2019 年 11 月电力市场化交易重点新闻一览7表 4：近期全国各交易品种电量情况8表 5：重点火电公司市场化电量规模及其在总上网电量中占比9表 6：重点公司盈利预测及估值9 交易速递：月度竞价结果稳定，年度长协陆续启动月度竞价分析：各省成交结果整体稳定，江苏折价扩大为规则所致2019 年 11 月，各省开展新一轮月度市场化交易。从成交结果来看，云南、广西、福建、广东、湖南、安徽成

4、交电价环比上月回升，其中云南 10 月省内市场化交易均价 0.113元/千瓦时，环比 9 月提升 0.011 元/千瓦时；江苏、山东、辽宁成交电价环比上月下滑，其中江苏 12 月省内月度集中竞价出清价格 0.330 元/千瓦时，环比 11 月下滑 0.043 元/千瓦时。对于电价环比波动较大的省份具体分析来看，云南 10 月成交价环比上月大幅提升， 主因是云南省内水电基本结束秋汛，整体发电量环比季节性下滑，导致省内供给收缩，成交价格季节性提升。而江苏 12 月成交价环比上月大幅下滑，主因是江苏省电网通常在年末结算超发电量，结算电价约 0.25 元/千瓦时，推动这部分电量以较低折扣进入月度交易环

5、节，电网结算规则拉低了省内的 12 月整体市场电折扣。表 1：部分省份 2019 年 11/12 月度竞价电价结果（元/兆瓦时）交易周期广东山东福建安徽江苏云南广西辽宁湖南元/兆瓦时元/兆瓦时元/兆瓦时元/兆瓦时元/兆瓦时元/兆瓦时元/兆瓦时元/兆瓦时元/兆瓦时2019/01418-345225419-4462019/02416388381257343222415-4452019/03419387382250378227420-4412019/04424386381350376228415-4372019/05424380380-370221372-4422019/06422380379252

6、3651513503634352019/074233873813843651103413624392019/084233913803843631054083634392019/094243903833843671024183634362019/104243893683843741134153634382019/11425387370384373-4183624382019/12-373-330-2019 长协408-363262369-385363-2019 加权4123873692623671693863634392018 加权388390369359372177401361337资料来源：

7、广东省等各省电力交易中心， 广东省 11 月成交电量 49.54 亿千瓦时，折价 2.80 分/千瓦时，折扣幅度环比收窄约0.1 分/千瓦时。重点省份中，广东 2019 年 11 月月度集中竞价成交 49.53 亿千瓦时，环比2019 年 10 月减少 3.39 亿千瓦时；折价 2.795 分/千瓦时，折价幅度环比 2019 年 10 月收窄 0.1 分/千瓦时，同比 2018 年 11 月收窄 0.7 分/千瓦时。2019 年前 11 月，广东月度竞价加权折价 3.08 分/千瓦时，相比 2018 年全年月度竞价加权折价收窄 0.94 分/千瓦时。图 1：广东月度集中竞价历年各月折价情况（厘

8、/千瓦时）2016201720182019200180160140120100806040200Jan.FebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec资料来源：广东电力交易中心， 江苏省 12 月成交 102 亿千瓦时，折价环比增加 4.3 分/千瓦时。江苏 2019 年 12 月月度集中竞价成交 102.19 亿千瓦时，环比 2019 年 11 月扩大 29.29 亿千瓦时；折价 6.1 分/千瓦时，折价幅度环比 2019 年 11 月扩大 4.3 分/千瓦时，同比 2018 年 12 月扩大 3.7 分/ 千瓦时，如前所述，折价环比变动较大主要受结算规则所致。全年来看，

9、2019 年全年江苏月度集中竞价加权折价 3.6 分/千瓦时，相比 2018 年全年月度竞价加权折价扩大 2.2 分/ 千瓦时。图 2：江苏月度集中竞价历年各月折价情况（厘/千瓦时）20182019706050403020100Jan.FebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec资料来源：江苏电力交易中心， 云南成交价同比下滑，历年 10 月成交价均环比提升。云南 2019 年 10 月省内市场化交易成交 89.71 亿千瓦时，环比 2019 年 9 月扩大 2.86 亿千瓦时；成交价 0.113 元/千瓦时，环比 2019 年 9 月提升 0.011 元/千瓦时，同比

10、2018 年 10 月下滑 0.008 元/千瓦时。2019年前 10 月，云南省内市场化交易加权成交价 0.169 元/千瓦时，相比 2018 年全年加权成交价下滑 0.008 元/千瓦时。由于云南省市场化交易参与主力为水电，因此省内历年市场电价折扣的季节性特征较为明显。图 3：云南月度省内市场化交易历年各月成交价绝对值情况（厘/千瓦时）201620172018201930025020015010050Jan.FebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec资料来源：昆明电力交易中心， 2020 年电力市场交易已陆续启动，年度合同指引意义重大截至 12 月上旬，广东、江苏、

11、安徽、江西、山西等地已经陆续发布 2020 年电力直接交易方案，其中广东、江苏、云南、重庆等地已经陆续启动年度长协的谈判工作。从各省方案计划进度看，进度最快的广东预计将于 12 月 10 日完成年度长协交易，由于交易截止日前仍会进行集中签约，2020 年广东长协价差的明确走向需要等待交易截止日后方可确定。年度长协对全年加权价格起重要指引作用。由于年度长协在各省全年市场化交易电量中占比最大，各省长协成交价和各交易品种加权价基本接近。例如，2019 年安徽省年度长协成交价大幅下滑，导致当年各品种加权成交电价亦同比大幅下滑。各省 2020 年度长协价格预计将于 2019 年 12 月中下旬将陆续敲定

12、，将对 2020 年综合电价走势奠定基调。图 4：各省历年年度长协与当年各交易品种加权成交价对比（厘/千瓦时）2018长协2018加权2019长协2019加权450400350300250200150100500广东安徽辽宁福建江苏广西资料来源：各省电力交易中心， 从已经公布 2020 年市场交易方案的省份汇总看，江苏/广东/山西/江西 2020 年市场交易规模分别为 3,150/2,600/1,300/500 亿千瓦时，交易规模相比 2019 年有明显提升，其中相对激进的安徽省对 2020 年市场交易规模不设限制。从占比看，2020 年的江苏、广东等用电大省的市场交易电量占比已经接近 60%

13、，可以市场化的电量已经基本全部做到市场化。图 5：目前已公布 2020 年交易方案省份的市场交易规模与 2018 年发电量比较（%）2018交易规模2019交易规模2020交易规模2018年发电量5,0854,6953,0003,1503,1812,6002,0002,7341,3001,281750800350 5006,0005,0004,0003,0002,0001,0000江苏广东安徽山西江西资料来源：各省电力交易中心， 表 2：各省年度电力直接交易方案要点交易规模-亿千瓦时年度交易规模-亿千瓦时用户准入-电压等级-kV直接交易工商业用户准入-万千瓦时主要交易品种省份201820192

14、020201820192020201820192020201820192020江苏19003000315013002100N/A201010年度协商、挂牌，月度集中竞价、月内挂牌等广东1600200026001000120022001025001300400 年度双边、集中竞价， 月度集中竞价安徽580750 不 设上限520766不设上限500010000 年度双边、集中，月度交易山西65080013003535050001000500 年度长协，年度交易， 月度交易年度双边协商，月度集江西240350500353510福建600700300367101010001000中撮合，水泥行业基准

15、+浮动试点年度双边协商、挂牌， 月度双边协商、竞价、挂牌双边协商、集中撮合、连续挂牌、自主挂牌315428851867云南蒙东20067902000年度双边、月度直接交易广西330500280280353530003000年度协商、挂牌，月度协商、集中竞价、挂牌辽宁870800101050002000年度双边，月度集中竞价、挂牌铝电合作、跨省联动、四川6725666502000500战略长协、常规直购、富余电量、低谷弃水、留存电量、关停补偿跨省跨区、省内年度集山东149656512821010500500中、月度双边协商、偏差预挂牌、合同转让冀北3004001010冀南440550351010

16、00年度、月度交易新疆46540010500大用户直接打捆交易， 发电权交易交易规模-亿千瓦时年度交易规模-亿千瓦时用户准入-电压等级-kV直接交易工商业用户省份201820192020201820192020201820192020201820192020浙江11001400127035100普通直接交易，售电市场交易湖北38050035010500年度交易、月度交易湖南360-4004001010年度双边，月度集中， 月内交易，专场交易贵州不设上限不设上限不设上限不设上限10800800省内双边、省内月度集中竞价、省内月度挂牌、跨省跨区、水火发电权准入-万千瓦时主要交易品种海南2年度双边协

17、商&双边挂牌陕西3195001000500自主协商，半年一次集中竞价甘肃320直接交易，跨省跨区， 电量置换等青海426重点行业双边协商、重点行业挂牌交易、其他集中竞价河南不设上限不设上限500年度双边协商交易、月度集中撮合交易黑龙江1201505000双边交易，集中竞价资料来源：各省电力交易中心， 回顾 2019 年度长协情况，从公开发布年度长协折价的 7 个省份情况看，受益于需求边际改善，除安徽、广西外的 5 个省份整体电价折让幅度较 2018 年度长协收窄。其中广东省 20172019 年年度长协折价幅度分别为 6.45/7.66/4.51 分/千瓦时，2019 年折扣幅度明显收窄。展望

18、 2020 年，虽然市场电交易规模增加明显，但由于成本端的煤炭 2020 年长协价格大概率将维持不变，用电需求仍有改善空间且来水对煤电挤压将明显减弱，我们预计年度长协合同的电价折扣幅度相比 2019 年变化幅度有限。图 6：各省历年年度长协折价情况（厘/千瓦时）201720182019200180160140120100806040200广东吉林安徽辽宁福建江苏广西资料来源：各省电力交易中心， 11 月电力市场化新闻回顾及部分要闻点评多省 2020 年交易方案陆续出台，市场电占比扩大、准入门槛降低事件：截至目前，江苏、广东、安徽、山西、江西等多省市的 2020 年度电力直接交易方案陆续出台。点

19、评：交易规模进一步扩大。从已经出台的方案来看，电力直接交易规模普遍进一步扩大， 安徽甚至表示对 2020 年交易规模不设上限。此外，广东电力直接交易规模由 2019 年度的2,000 亿千瓦时上升至 2,600 亿千瓦时，江苏由 3,000 亿千瓦时上升至 3,150 亿千瓦时，山西自 800 亿千瓦时上升至 1,300 亿千瓦时，江西由 350 亿千瓦时上升至 500 亿千瓦时。用户准入门槛有所降低。除了江苏不允许增量用户入市外，各省对用户准入的门槛普遍有所降低。例如，广东将允许参与直接交易的工商业用户的年用电量门槛从上年的 1,300万千瓦时下调至 4,00 万千瓦时，安徽自 1,000

20、万千瓦时下调至不设门槛，山西取消了用户的电压等级限制，并将准入用电量自 1,000 万千瓦时下调至 500 万千瓦时。“基准+上下浮动”机制仍存不确定性。在新电价机制的执行方面，各省普遍提出参照国家规定的方案，基准电价沿用当前标杆电价，最高上浮 10%，最高下浮 15%，2020 年不得上浮。目前尚未观察到各地的 2020 年的具体下浮细节，可能需要等待后续消息落地。安徽明确支持电企收取超低排放电价，国家政策亦始终支持事件：近日安徽电力交易中心发布关于做好 2020 年电力市场化交易有关事项的通知，参加 2020 年电力直接交易的市场主体，已签订 2020 年交易合同且合同电价未包含超低排放电

21、价的，可重新协商。点评：各省电力直接交易未来或将普遍纳入超低排放电价。“基准+上下浮动”新政明文指出：“燃煤发电电量基准价中包含脱硫、脱硝、除尘电价。仍由电网企业保障供应的电量，在执行基准价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策。燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的，上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。”安徽省明确表态支持电企获取超低排放电价。此前市场存在传言，认为电企持续获得超低排放电价可能存在不确定性。本次安徽省明确表态支持电企重新签订合同，确保获取超低排放电价，本身符合国家政策，且出清了当地电力市场在操作环节的模糊性。电企利益因而获得更好保护。表 3：2019 年 11 月

22、电力市场化交易重点新闻一览省份涉及议题新闻国家发改委近日发布了电网企业全额保障性收购可再生能源电量监管办法（修订）（征求意见稿）。适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非水可再生能源。水力发电参照执行。文件中称，可全国优先消纳再生能源发电上网电量包括优先发电电量和市场交易电量两部分，优先发电电量是指保障性收购电量等由国家政策明确要求优先上网的电量。全国增量配电日前，国家发改委、国家能源局联合印发了关于请报送第五批增量配电业务改革试点项目的通知（发改办运行20191004 号），正式启动了新一批试点项目的申报工作。江苏省日前发布关于开展 2020 年电力市场交易的通知

23、，通知中称，2020 年全省电力直接交易规模 3150 亿千瓦江苏年度方案时左右。其中年度交易采用双边协商和挂牌方式，月度交易采用集中竞价、挂牌等方式。江苏 2020 年的电力用户的准入仅为参加 2019 年电力市场交易的电力用户以及符合条件的 5G 基站用户。这意味着增量用户无法在 2020 年获得入市。广东年度方案11 月 20 日，广东省发布关于做好 2020 年广东电力市场中长期交易合同签订工作的通知，通知中称 2020 年中长期交易按照“价差合同+曲线”的模式组织。发电侧年度市场交易规模约 2200 亿千瓦时，鼓励先签订年度双边协商。安徽省能源局日前发布了关于印发 2020 年全省电

24、力直接交易实施方案的通知，通知中称，2020 年全省电力直接交易规模不设上限。电力用户包括：执行工商业及其他用电（两部制）电价的经营性电力用户。执行工商业及其他用安徽年度方案电（单一制）电价且单一户号年用电量大于 50 万千瓦时的经营性电力用户。主动参与电力市场，且符合上述用电类型及用电量条件的优先购电权用户。安徽年度方案近日安徽电力交易中心发布关于做好 2020 年电力市场化交易有关事项的通知，参加 2020 年电力直接交易的市场主体，已签订 2020 年交易合同且合同电价未包含超低排放电价的，可重新协商。11 月 12 日，重庆市经信委印发关于组织开展 2020 年电力直接交易试点工作的通

25、知，一般工商业用户正式获准入场参与电力直接交易。参与市场化交易的两部制工商业用户，对应的燃煤发电量交易价格原则上继续按照现行市场化重庆年度方案江西年度方案交易规则执行，暂不执行“基准价+上下浮动”政策。执行单一制电价的工商业用户，对应的燃煤发电量上网电价执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。江西省能源局日前发布了关于印发 2020 年全省电力市场化交易实施方案的通知，通知中称，2020 年市场化交易电量规模不低于 500 亿千瓦时，占省内火电发电量 50%左右。放开 10 千伏及以上电压等级大工业、四大重点行业（煤炭、钢铁、有色、建材）、省级及以上工业园区、国家级增量配售电业务改革试点区域

26、电力用户发用电计划。原则支持符合条件的高铁、稀土、5G 等产业参与市场化交易。广东用户准入广东发改委 11 月 7 日发布了关于 2020 年电力市场交易规模和市场准入有关事宜的通知，通知中称：市场交易规模初步确定 2020 年广东电力市场交易规模约 2600 亿千瓦时。通知还公布了广东 2020 年电力市场准入门槛，用户侧：所有进入市场的电力用户须满足 10KV 及以上电压等级。湖北用户准入国家能源局华中监管局 2019 年 12 月 3 日发布湖北省电力中长期交易实施规则（暂行），其中称经营性用户全放开，无电压等级要求。另外在具备市场化交易条件的前提下，有序放开水电参与电力市场化交易，并逐

27、步扩大交易比例。允许偏差以外的电量按照零售用户分类目录电价进行结算，并按照 1 分钱/千瓦时或年度交易方案明确的标准进行考核。新疆用户准入新疆日前发布了关于全面放开经营性电力用户参与电力市场化交易的通知，通知中称，除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力均属于经营性电力用户。其中：年用电量在 500 万千瓦时及以上（南疆地区为 300 万千瓦时及以上）且接入电压等级在 10 千伏及以上的经营性电力用户为大用户，其他用户为中小用户。中小用户可通过售电公司代理后参加电力市场化交易。上海基准浮动天津基准浮动广西基准浮动重庆基准浮动上海市发

28、改委日前发布了关于落实国家深化燃煤发电上网电价形成机制改革有关事项的通知，通知中称，为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标，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。天津发改委发布关于公开征求天津市深化燃煤机组上网电价机制改革实施方案意见的通知，称将现行燃煤机组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，煤电价格联动机制不再执行。广西壮族自治区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）也于近日发布。其中指出：基准价 按广西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%(2020 年暂不上浮)、下浮原则上不超过 15%。重庆

29、市发改委近日发布关于公开征求重庆市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）意见的公告，方案指出：现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，2020 年起具备市场交易条件的，执行“基准价+上下浮动” 的市场化价格机制，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。广东省发改委日前发布通知，省内新投产的自备电厂上网电价统一为每千瓦时 0.416 元。其中，属于燃煤机组的自备广东自备电厂电厂在未取得环保电价前，按每千瓦时 0.389 元的上网电价执行，申请脱硫电价、脱硝电价、除尘电价和超低排放电价按照有关

30、规定执行；不属于燃煤机组的自备电厂直接按每千瓦时 0.416 元的上网电价执行。华北辅助服务华北能源监管局发布关于征求第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点方案（征求意见稿）意见的函。其中指出，试点从调峰辅助服务市场起步，有序扩大电力辅助服务提供主体，依托负荷侧调度控制技术，实现包括分 布式及发电侧储能装置、电动汽车(充电桩)、电采暖、虚拟电厂等第三方独立主体在内的独立辅助服务提供商参与市场。山东辅助服务山东能监办近日发布关于修订山东电力辅助服务市场运营规则（试行）的通知。相比 2019 年 3 月修订版，此次将第十八条停机调峰出清价格限值由 270 元/兆瓦时调整为 400 元/兆瓦

31、时；AGC 调频价格不变仍是 6 元/MW。资料来源：各省电力交易中心，北极星电力新闻网， 电量占比：市场化交易电量占比逐步扩大各省市场化交易电量占比逐步扩大根据中电联统计，2019 年 10 月，全国市场化交易电量 2,532 亿千瓦时，环比下滑 31亿千瓦时。其中 10 月全国电力中长期交易 1,957 亿千瓦时，环比下滑 42 亿千瓦时。2019 年前 10 月，全国市场化交易电量累计 21,972 亿千瓦时。其中，全国电力中长期交易累计 16,967 亿千瓦时，占累计全社会用电量的 28.6%，占比较 2019 年前 9 月同比扩大 0.5 个百分点。表 4：近期全国各交易品种电量情况

32、201906201907201908201909201910累计亿千瓦时11,35113,96516,70819,42721,972省内中长期交易电量亿千瓦时9,24111,20013,31915,51617,582省间交易电量亿千瓦时2,1102,7653,3903,9114,390单月亿千瓦时2,4802,6422,5202,5632,532省内中长期交易电量亿千瓦时2,0542,0381,9042,0362,054省间交易电量亿千瓦时426604616526478资料来源：中电联， 分区域来看，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为 12,399 亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为

33、 26.6%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为 3,388 亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为 33.2%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为 1,181 亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为 49.5%。从各省情况看，2019 年前 10 月,电力中长期交易占全社会用电量比重最大的前三个省份是云南（58.8%），蒙西（49.5%），江苏（49.0%）；比重最小的三个省份是西藏（0.0%），湖北（0.0%），海南（0.0%）。图 7：各省 2019 年前 10 月中长期交易电量占比情况70%60%50%40%30%20%10%云南蒙西江苏青海山西辽宁广西南网区域安徽河南贵州

34、全国平均宁夏广东浙江福建国网区域甘肃冀北 山东 湖南 冀南 蒙东 重庆 吉林 江西 新疆 黑龙江天津 陕西 四川 上海 北京 湖北 西藏 海南0%资料来源：中电联， 各主要上市公司市场化交易电量占比逐步扩大从上市公司数据看，目前火电企业的市场化比例已经处于较高水平。2019H1，火电上市公司的市场化电量占比普遍在 40%以上，其中浙能电力的市场化电量比例已经超过70%，华能国际、国电电力、华电国际等央企的市场化占比在 50%左右。表 5：重点火电公司市场化电量规模及其在总上网电量中占比市场电量-百万千瓦时2018H12019H12018H1 占比2019H1 占比占比提升浙能电力31,90037,85354.1%71.1%17.1%通宝能源1,3181,76759.7%65.5%5.7%国电电力58,73983,50337.3%51.7%14.4%京能电力9,85213,96342.8%49.2%6.4%华电国际16,03446,30035.8%49.0%13.2%华能国际72,46787,55336.9%47.1%10.2%上海电力7,2969,48632.2%42.2%10.0%华电能源2,6064,70221.4%40.2%18.7%建投能源2,7636,96614.9%3