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全面放开后 未来电价趋势更多由市场供需及煤价成本决定
发布人:本站编辑 发布时间:2019-07-08 浏览次数:471
       6月27日,国家发展改革委就全面放开经营性电力用户发用电计划发放通知(以下简称“通知”)。通知就全面放开经营性电力用户发用电计划、支持中小用户参与市场化交易、健全全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制、切实做好公益性用电的供应保障及规划内清洁电源的发电消纳保障等工作进行了具体部署。
       通知旨在通过市场化交易降成本,提升制造业竞争力,推动用电量增长。经营性电力用户发用电计划是继2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划后,推动除居民、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的其他电力用户的全电量与交易。
具体看,通知的目的有二:
       一是深化电力改革,扩大电力市场化交易。2016年国家发改委曾制定2018年放开全部工业用户电量,2020年放开全部商业用户电量的目标。然而,截至2018年年底,全国电力市场交易电量(含发电权交易电量)合计为20654亿千瓦时,约占全国工业用电量的44%,距离100%放开的目标差价甚远。因此,政府力图推动电量市场化进程,使更多用户通过市场化交易享受电力成本下降的红利。
       二是通过建立市场化价格形成机制降成本。中美贸易摩擦背景下,降能源成本有利于提振制造业竞争力。通知规定鼓励电力用户和发电企业自主协商签订合同时,以灵活可浮动的形式确定具体价格。此举意味着售电用户可以签订长期浮动价格合同降低发电成本。同时,由于通知涉及的放开的电力用户主要为电价较高的一般工商业用户,放开后电网不再享受这部分用户的购销差价,仅获取输配电价,因此,减少电网的中间环节成本将成为用户降成本的重要来源。电力成本下降有利于提升制造业竞争力,提振下游用电量增长,提高供电设备利用率。
       经营性行业发用电计划的放开将在2019年带来2000-3000亿千瓦时市场化交易增量。由于直购电交易供用电双方签订合同执行,造成执行层面的迟滞性。譬如2018年放开四大行业发用电计划的总电量合计约12299亿千瓦时,我们任务上述四大行业将在2019年增加约4000亿度直购电交易。根据2018年用电数据测算,全部经营性用户用电量约38041亿千瓦时,约占全社会用电量的56%。
       由于政策下发在6月,增量用户均为年用电量500万千瓦时以下的用户,鉴于参与电力交易需要专业人员,因此大部分用户无法直接开展交易,需要通过售电公司购电,根据我们对多家售电公司开发一般工商业用户的情况调研判断,我们预计今年仅能增加直购电交易量2000-3000亿度。据此,我们认为2019年全国市场化交易电量约为2.6-2.8万亿千瓦时,经营性行业用电量市场化爆发期或在2020-2021年。
       未来用户间或将签订浮动价格协议,但价格是否真正下浮由本地用电供需及煤价成本决定。通知指出“全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制……价格浮动方式由双方事先约定。” 我们预计通知发布后,政府将大力推行今年1月在江西试点“基准电价+浮动机制”。电力市场化的主要目的是还原电力的商品属性,由电力供需平衡发现价格。我们预计浮动价格或将使得电价呈现淡季低价旺季高价的格局,更好地反映电力供需及发电成本。
       保障清洁能源消纳,降低弃水、弃风、弃光。通知鼓励经营性电力用户与核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源开展市场化交易,这一措施利好具备外送条件的清洁能源消纳,我们推荐华能水电,国投电力。
       放开经营性行业发用电将导致电网利润下降。本通知涉及的放开的电力用户主要为电价较高的一般工商业用户,放开后电网不再享受这部分用户的购销差价,在电网依然需要保障居民与公益性用电供应及规划内清洁电源消纳情况下,电网利润将进一步被削弱。