电力行业各地一般工商业降电价情况点评：多地完成终端降电价任务发电上网电价无需担忧-北极星输配电网

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多地完成终端降价任务上网电价无需担忧

为降低一般工商业电价10%，国家发改委先后发布两批降价措施。第一批措施为国家电网增值税率由16%降至13%的电价空间全部让利于下游，并于4月1日起执行。第二批降电价措施将于7月1日起实施，主要有以下4个措施：

1）国家重大水利工程建设基金减半，预计可为下游一般工商业用电减负76亿元电费。今年4月，国务院常务会上决定7月1日起国家重大水利工程建设基金再减半。经历了2017、2018年两轮下降25%，2019重大水利工程建设基金征收标准=2009版本(1-25%)X(1-25%)X(1-50%)。以征收标准最高的江苏为例，将由2018年7月1日的8.39厘/度降低至约4.19厘/度。我们以2019年5%的用电增速测算，该项措施可为全国下游用电支出减负约76亿元。

2）增值税率和电网固定资产平均折旧率降低后，降低跨省跨区专项工程输电价格。通知提出通过适当延长电网企业固定资产折旧年限，将电网企业固定资产平均折旧率降低0.5个百分点；增值税税率和固定资产平均折旧率降低后，重新核定的跨省跨区专项工程输电价格，专项工程降价形成的降价空间在送电省、受电省之间按照1︰1比例分配。经测算，跨省跨区专项工程输电价格平均下降3.55厘/度，降幅约6.9%。2018年我国跨省、跨区送电量分别为12936和4807亿度，合计约17743亿度。今年一季度跨省、跨区送电规模分别同比增长10.15%和8.38%。以一季度增速估算全年增速，我们测算该项措施可为下游减负约34亿元。

3）水电、核电（除三代机组）非市场电部分增值税税率调整让利下游。因增值税税率降低到13%，省内水电企业非市场化交易电量、跨省跨区外来水电和核电企业（三代核电机组除外）非市场化交易电量形成的降价空间，全部用于降低一般工商业电价。参考装机增长，假设2019年水电发电量同比增长3%。考虑2018年新增田湾3、4号机组以及阳江5号机组，全国非三代核电机组合计装机容量约3894万kW，以7200h（2018年为7184h）利用小时数估算核电发电量。水电、核电平均上网电价以2017年的0.259元/度和0.4元/度计。中电联数据显示，2018年大型发电集团水电、核电的市场化率分别为31.9%、24.8%。经测算，此项降价措施可为下游让利合计约69亿元，其中水电约51亿元，核电约18亿元。

4）积极扩大一般工商业用户参与电力市场化交易的规模，通过市场机制进一步降低用电成本。

表1：2019年降低10%一般工商业用电价格让利措施（单位：亿元）

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我们梳理近期已披露第二批降电价措施的省区情况发现，部分地区第一、第二批降价措施即可完成

10%的一般工商业降价任务。部分省区的降价幅度尚未完成但接近 10%的降价任务。其中，第一、第二批降电价措施完成全年 10%降价任务的省区有福建省、湖北省、陕西省、河南省。第一、第二批降电价措施接近完成全年 10%降价任务的省区有江苏省、天津市和江西省、河北省北网及南网。

发改委发布的第二批降电价政策中，并未提及火电增值税税率调整需要让利给下游，对于火电企业整体利好。由于大部分省区已完成或接近完成 2019 年度的降电价任务，火电调整税前电价的可能性较低，预计第三批降电价措施主要有今年启动的第二轮省级输配电价成本监审完成。

水电、核电非市场电电价的调整并不影响税后电价水平。水电、核电增值税率下调并让利下游符合预期，由于税后价格不变，企业盈利能力不受影响。

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市场电竞价日趋理性火电受益降税红利

广东省是国内最早、最活跃的省级电力市场之一。目前，广东省已建成较为成熟的双边协商、集中竞价、挂牌交易和发电权转让等一二级衔接、场内外互补的中长期交易品种。广州电力交易中心数据显示，2019年4、5、6月广东省电力月度集中竞价成交电量分别约为 46、55、50 亿千瓦时，集中竞价交易价差分别为 2.88、2.93、3.19 分/千瓦时。今年4月，广东省月度市场电竞价折价幅度首次低于3分/度，较2018年均值4.08分/千瓦时的折价幅度显著收窄。

对比2018、2019年市场电交易数据，我们发现市场参与者报价更为理性，市场电折价幅度呈收窄趋势。2018年年度双边协商交易累计成交电量997.8亿度，平均价差-7.82分/度。2019年年度双边协商交易成交电量1389亿度，同比增加39.2%，平均价差-4.416分/度，较2018年收窄约 3.4 分/度。而月度集中竞价成交电价更是逐步降低折价幅度。

受西南外来水电冲击，1-4月广东省火电发电量同比减少16.2%，4月单月火电发电量同比减少 17.2%。在广东省本地火电机组发电量大幅降低的背景下，市场电折价幅度依然处于历史低位，侧面反映市场参与者报价趋于理性。

随着煤炭市场价格波动拉升以及市场交易的理性回归，全国煤电市场交易电价呈缓步回升趋势。中电联数据显示，2018年全国大型发电集团煤电机组上网电量市场化率为 42.8%，较 2017年提升6.7个百分点。自2017年4季度以来，煤电市场交易平均电价已连续四个季度保持增长。2018年4季度，大型发电集团煤电市场交易平均电价为 0.3384 元/千瓦时，较去年同期提高0.0109 元/千瓦时。

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2016年启动煤炭供给侧改革以来，煤电联动政策已停滞3年未实施。同期，国家通过中间环节让利、增值税减税等措施变相上调火电税后电价。我们认为，随着火电市场电占比的提升，标杆电价将逐步被淡化，市场供需、燃料成本将是影响火电平均上网电价的主要因素。

随着火电市场电报价趋于理性，同时二季度起增值税降税红利留存给火电，中西部区域电力供需结构向好的地方火电龙头盈利能力有望持续提升。根据我们测算，增值税下调 3%后，火电企业业绩弹性普遍可以达到 30%-50%。其中，自身盈利能力越差的火电公司，对于增值税下调的业绩弹性越大。中电联数据显示，今年一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长 3.7%、8.3%、7.3%和 2.4%。1-4月中西部省份用电增速仍然高于全国平均，延续了2018年以来的东西部用电增速分化格局。我们认为：1）东南沿海经济发达区域，用电基数高，叠加能源双控，用电增速逐渐放缓。2）西部区域环保政策相对温和、电价低，为较多高耗能产业的转移目的地，驱动用电量快速增长。3）中部区域尚处于工业化发展的中期，大力发展以高端制造业为代表的一批新兴产业，后发优势明显，未来用电量增速有望长期保持较高水平。

5月最后一周，秦皇岛港动力煤（5500大卡山西产）平仓价逐步降至599元/吨，跌破600元/吨。受气温回升缓慢、经济形势变化等因素影响，六大发电集团日耗降低至 55.35 万吨/日（5 月 31 日最新数据），同比下降约 28%。六大发电集团煤炭库存可用天数回升至 31.59 天（5 月 31 日最新数据）。低日耗、高库存对动力煤价形成降价压力，秦皇岛港口煤价开始加速下跌。

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