核心观点：近期，山东、吉林、广西等多省陆续完成 2020 年电力年度长协交易，成交电 量普遍同比提升，成交价差维持稳定，其中广西价差明显收窄。年度长协充当 压舱石，预计市场化交易对发电侧全年综合电价影响有限。
山东、吉林、广西完成年度长协交易，价差维持稳定。伴随国内疫情缓解，山 东、吉林、广西等多省陆续完成 2020 电力年度长协交易。从交易结果看，各省 年度长协成交电量普遍同比提升；价差方面，山东、吉林同比 2019 年持平，广 西 2020 年以来全部交易的加权价差相比 2019 全年收窄约 25 元/MWh。
月度成交电量环比回升，体现电力需求修复。2020 年 4 月，广东、云南、江苏 等地月度市场化成交电量普遍环比显著回升，主因是国内疫情形势好转，电力需 求稳步恢复。月度成交电价则涨跌互现，其中云南由于来水偏枯，2020 年以来 电价同比提升 15 元/MWh。预计 5 月澜沧江来水仍将偏枯 1.5 成，金沙江来水 较多年平均持平。
年度长协充当压舱石，全年综合电价展望稳定。从广东、江苏、安徽、重庆、 山东、吉林、广西等多个省市的 2020 电力年度交易结果来看，1）结构调整： 市场电量同比提升，且年度长协占市场化交易总电量的比例普遍逐年提升，部分 省份年度长协占比已高达 80%~90%；2）电价稳定：年度长协电价折扣相比 2019 年没有出现大幅扩张。考虑到市场电量占比提升，预计 2020 年火电综合电价出 现 1%~2%之内的小幅下滑，整体影响可控。同时，由于年度交易电量在总体交 易电量中占比较高，已公布结果的省份的 2020年综合电价风险敞口已大幅收窄。
月度竞价速递：需求回复，成交电量继续回升
月度交易综述：成交电量继续回升，电价涨跌互现
2020 年 5 月，广东、云南、江苏等地月度市场化成交电量大多环比回升，成交电价 涨跌互现。其中广东 5 月集中竞价成交电量环比 3 月回升 13%，但仍同比下降 78%；5 月价差同比扩大 4.7 元/MWh，环比 4 月价差扩大 1.5 元/MWh。江苏 5 月集中竞价电量同 比大幅提升 87%，环比 4 月大幅提升 96%；价差同比扩大 40 元/MWh，相比 2 月扩大 27 元/MWh。云南 5 月省内市场电量同比提升 5%，环比提升 9%；市场电价同比提升 16.4 元/MWh，环比 4 月下滑 2.8 元/MWh。 疫情期间月度交易结果波动较大，但对全年综合电价影响有限。疫情期间，供需分别 短期受限，其中供给在春节后已较快恢复，需求则仍处于稳定修复阶段。受供需波动的影 响，江苏 3 月未开展月度集中竞价交易，4-5 月月度集中竞价交易电量逐月大幅提升。广 东 3-5 月月度集中竞价交易电量同比均大幅下滑，但 4-5 月已呈现环比小幅回升趋势。此 外，两地的月度成交电价也出现较大波动（详见下表）。
尽管疫情对各省的月度竞价形势带来较大的短期干扰，但从全年角度看，广东/江苏全 年市场电量中已分别有 83%/77%通过年度品种的一次性交易而提前锁定量价，月度竞价 对全年综合电价的影响敞口已较小。其余省份的形势也类似，年度交易品种对全年市场电 起到压舱石的作用。考虑到市场电量占比的提升，我们维持对全年综合电价整体稳定、同 比温和下滑的判断。
澜沧江来水依然偏枯，电价提升或将持续。2019 年下半年以来澜沧江来水始终明显 偏枯。5 月，预计澜沧江来水偏枯 1.5 成（其中乌弄龙来水偏丰 1 成），金沙江来水较多年 平均基本持平，云南省其他流域偏枯 0-6 成不等。来水偏枯意味着枯水期省内水电发电供 给承压，从而带动省内交易电价提升。我们测算 1-5 月云南省内交易均价 239.5 元/MWh， 同比 2019 年 1-5 月提升 15.0 元/MWh。
部分重点省份详细分析
2020 年 5 月，广东省月度集中竞价成交 12.0 亿千瓦时，相比标杆折价 34.0 元/MWh。 广东 2020 年 5 月月度集中竞价成交电量环比 2020 年 4 月回升 1.3 千瓦时或 12.6%，同 比 2019 年 5月下降 43.2 亿千瓦时或 78.2%；折价幅度环比 2020 年 4月扩大 1.5 元/MWh， 同比 2019 年 5 月扩大 4.7 元/MWh。
2020 年 5 月，江苏省月度集中竞价成交 76.36 亿千瓦时，折价 58.00 元/MWh。江苏 2020 年 5 月集中竞价成交电量环比 2020 年 4 月提升 37.4 亿千瓦时或 95.8%，同比 2019 年5月提升35.6亿千瓦时或87.3%。2020年5月成交价差环比2020年4月扩大27元/MWh， 同比 2019 年 5 月扩大 40 元/MWh。
2020年5月，云南省内市场化交易成交103.1亿千瓦时，平均成交电价237.0元/MWh。 云南省内 5 月成交电量环比 2020 年 4 月提升 8.8 亿千瓦时或 9.4%，同比 2019 年 5 月增 加 13.1 亿千瓦时或 14.5%。5 月成交电价环比 2020 年 4 月下滑 2.8 元/MWh，同比 2019 年 5 月提升 16.4 元/MWh。 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，2019 年底以来来水持续偏枯，推升了 2020 年以来省内交易电价。
年度长协：吉林与广西 2020 年度长协价差同比稳定
吉林首次年度长协量增价平，广西年内首批交易价差明显收窄
2020 年 4 月，吉林完成 2020 年度第一次长协交易。本次成交电量 161.8 亿千瓦时， 同比 2019 年增长 4.4%；成交价差 10 元/MWh，与 2019 年持平。从过去 5 年看，吉林年 度长协交易的电量不断扩大，而交易价差则连年收窄。根据吉林电力交易中心公告，5 月 中下旬吉林将开展第二次长协交易。由此来看，预计吉林省 2020 年长协品种电量较 2019年有明显增长。
2020 年 4 月，广西完成 21 批次电力市场交易。此前，受春节和疫情影响，广西未开 展电力市场化交易，而是以低于标杆电价的临时电价对市场电量进行预结算。
包含年度长协交易在内，广西 4 月合计成交市场化电量 477.6 亿千瓦时，平均让利 89.6 元/MWh。4 月，广西首先进行 2020 年度长协交易（含多年长协品种），总成交电量 296.34 亿千瓦时，相比 2019 年度长协电量 281.0 亿千瓦时提升 5.5%。广西未披露全部 长协交易的平均价差，但其中首场长协交易成交 172.5 亿千瓦时，成交价差 50.5 元/MWh， 较 2019 年价差扩大 15.1 元/MWh。此外，广西 4 月以来还开展多场稳增长交易以及增量 电量专场交易。
广西 2020 年市场电度电折价有望同比显著收窄。根据广西电力交易中心统计，广西 2019 年各类市场化交易电量的平均让利幅度为 114.2 元/MWh（中信证券研究部对其中的 大多数重点交易场次进行汇总，得出平均让利幅度为 123.0 元/MWh）。2020 年前 4 月， 广西各类交易（含年度长协）平均折价 89.6 元/MWh，相比 2019 年全年折价收窄 25～35 元/MWh。对于广西的各类机组而言，2020 年市场电量可能进一步提升，但考虑到已经完 成的交易的结果，预计全年度电折价有望显著收窄。
年度长协电量的核心地位愈发明显，成交结果以稳为主
2019 年底，广东、江苏、安徽、重庆等省市的 2020 年年度品种市场化交易结果率先 出炉。2020 年 3 月以来，伴随国内疫情的缓解，山东、吉林、广西等地也陆续完成年度 品种交易。从现有结果看呈现出几个特征：1）结构调整：年度长协在市场化交易总电量 中占据核心地位，且在市场化交易电量总盘子中占比仍在提升；2）电价波动：年度合同 电价折扣相比 2019 年基本稳定，考虑年度交易电量在总体市场化电量中的高占比，已公 布结果省份的综合电价预计将以稳为主。此外，没有迹象表明疫情期间的需求短期受损对 发电侧的年度品种成交电价带来负面影响，部分地区折价幅度反而在收窄。预计 2020 年 火电综合上网电价或出现 1%~2%之内的小幅度调整，对业绩影响整体可控。
年度长协充当电力市场压舱石，全年综合电价有望企稳
年度长协电量在市场化总盘子中的核心地位体现得愈发明显，在电力市场上充当了压 舱石作用，预计各省全年市场电交易加权成交价将围绕年度长协交易成交价小幅波动。
预计 2020 年其余省份年度长协形势亦整体稳定。展望 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预计将明显减弱，我们预计其余省份年度长协合同的电价折扣幅 度相比 2019 年变化幅度有限。
市场电占比提升对发电侧的冲击即将见顶。从已经公布 2020 年市场交易方案的省份 汇总看，江苏/广东/浙江/山西/江西 2020 年市场交易规模分别为 3,150/2,600/2,000/1,300/ 500 亿千瓦时，交易规模相比 2019 年有明显提升，相对激进的安徽省则对 2020 年市场交易规模不设限制。从占比看，2020 年的广东/江苏/浙江等用电大省的市场交易电量占比已 经达到 78%/71%/80%，可以市场化的电量已经基本全部做到市场化。
2020 年前 3 月全国市场化占比 21.2%
2020 年前 3 月全国市场化电量 4,049 亿千瓦时
根据中电联统计，2020 年 3 月，全国市场化交易电量 1,576 亿千瓦时，环比提升 278 亿千瓦时。其中 3 月全国电力中长期交易 1,288 亿千瓦时，环比提升 177 亿千瓦时。
2020 年前 3 月，全国市场化交易电量累计 4,049 亿千瓦时。其中，全国电力中长期 交易累计 3,322 亿千瓦时，占累计全社会用电量的 21.2%，占比较 2020 年前 2 月收窄 0.7 个百分点。我们认为市场电量占比环比微降的原因在于，3 月受疫情影响，部分省份月度 竞价出现暂停或成交电量大幅下行的情况。
分区域来看，2020 年前 3 月，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为 1,952 亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为 15.6%；南方电网区域中长期电力直接交易电 量合计为 852 亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为 35.1%；蒙西电网区域中长期电 力直接交易电量合计为 374 亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为 51.0%。
从各省情况看，2020 年前 3 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（66.3%），蒙西（51.0%），山西（47.9%）。此外，上海、浙江、湖北等 14 个省市年内仍未开展过市场电交易。
2020Q1 疫情期间，上市公司市场化交易电量占比提升放缓
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。2019 年全年， 火电上市公司的市场化电量占比普遍在 40%以上，占比同比 2018 年提升普遍在 10 个百 分点以上。其中华能国际、国电电力、华电国际等央企的市场化占比在 50%以上。
展望 2020 年，我们认为相关上市公司煤电上网电量中已经执行市场化电量的占比多 已经达到 65%以上，考虑到居民、公服等部分电量不参与市场化交易，2020 年可以新增 参与交易的电量已经较为有限。我们预计 2020 年主要火电上市公司的市场电量占比同比 2019 年提升约 5-10 个百分点，对综合电价的影响可控。
具体到 2020Q1，受到疫情影响，多个省市并未开展电力市场化交易。上市公司的市 场电占比的提升速度因此放缓。后续季度，伴随市场电交易陆续重启，我们预计相关公司 的市场电量累计占比将陆续回升。
月度电力市场化新闻回顾及部分要闻点评
浙江规划全年用电量增速 0~1.5%，市场电量占比提升至 40%
事件：2020 年浙江省优化营商环境工作要点公布，其中提到，有序放开竞争性环节 电力价格，全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易，2020 年电力市场化交易电 量占全社会用电量的 40%。分步实现公益性以外的销售电价由市场形成，确保工商业电价 只降不升。《2020 年浙江省电力直接交易工作方案》中指出，2020 年全省安排电力直接交 易电量 2000 亿千瓦时。其中：普通直接交易电量 1700 亿千瓦时，售电市场交易电量约 300 亿千瓦时。
根据《2020 年度浙江省电力电量平衡方案》，2020 年，浙江省预计全社会用电量同比 增长 0~1.5%。伴随能源双控的进一步推进，浙江省统调煤电发电量计划同比下降 64 亿千 瓦时或 3.2%至 1911 亿千瓦时，增量主要由省内核电与水电（增长 82 亿千瓦时）填补。 2019 年，三门 2#核电机组长时间停机检修，年底恢复运营后，预计为 2020 年省内核电 出力带来较大增量。
点评： 2019 年，浙江省全社会用电量 4,706 亿千瓦时，同比 2018 年增长 3.8%。2019 年， 浙江省计划开展市场化交易 1400 亿千瓦时，约占全社会用电量的 29%。2020 年，浙江省 规划全年市场电量 2000 亿千瓦时，同比增长 43%，占全社会用电量的 40%。 我们认为，浙江省 2020 年市场电量同比大幅提升，符合前期浙江电力市场表述，可 能带来省内煤电综合上网电价的轻微下行。
在疫情影响下，全社会用电量增速预计相比 2019 年放缓，结合控煤形势，省内煤电发电量预计有轻微下滑。整体来看，浙江省内煤 电机组收入端可能面临小幅下行。尽管如此，在煤价大幅下行的趋势下，预计浙江省内煤 电机组 2020 年成本端相比收入端有更大幅度的节省，有望带动整体业绩提升。
本月电力市场化交易要闻
