事件概述:
　　2019年12月31日，浙江省发改委对外发布《省发展改革委关于电价调整有关事项的通知》；2020年1月2日，广东省发改委发布《广东省发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》；湖北省发布《湖北省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》；1月3日，宁夏发改委发布了《宁夏回族自治区深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》，湖南省发改委发布了《湖南省深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》；2020年1月8日，福建省发改委对外发布《福建省发展和改革委员会关于印发福建省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案的通知》；陕西省发改委发布了《深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》。http://www.hibor.com.cn【慧博投研资讯】
　　分析与判断:
　　遵循国家指导意见，7省份条款与国家发改委《指导意见》基本一致
　　节后（元旦）发布实施方案或通知的七个省份，条款基本与国家发改委《指导意见》基本一致，包括：1）取消燃煤发电上网标杆电价，建立燃煤发电“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。http://www.hibor.com.cn（慧博投研资讯）2）现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，具备市场交易条件的，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。3）燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按现行市场化规则执行。4）燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量，以及暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，现执行标杆上网电价的，改按基准价执行；现未执行标杆上网电价的，暂按现行上网电价执行，今后根据国家政策适时调整。其中广东省规定，新增交易电量为燃煤发电机组总上网电量扣除基数电量和燃煤发电机组2019年参与该省电力市场交易的电量，燃煤发电新增交易电量的市场化价格机制全部在现行电力市场交易的“年度双边协商交易”中予以确定和落实。宁夏和湖南省表示2020年双边协商交易电价下浮范围在该省统调燃煤发电基准价0%至-15%之间。
　　浙江工业经济发达，存降电价压力
　　2018年浙江省全社会用电量为4533亿千瓦时，同比增长8.1%；全年发电量为3352.8亿千瓦时，同比增长2.7%，其中火力发电量占比77.05%，核能发电量占比17.5%，省内电力自我供给以火电和核电为主。2018年浙江全年累计外购电1499亿千瓦时，同比增长15.1%，相当于全社会用电量1/3，外购电主要来自于皖电东送机组、宁东送浙煤电机组、三峡、溪洛渡、方家山核电等。浙江省于2018年起实施能源“双控”政策，通过合理控制统调燃煤电厂用煤、提高“外电入浙”比例、提高天然气机组发电量、着力发展可再生能源来完成“十三五”能源“双控”和煤炭消费总量控制目标任务，因此省内火电供应增量有限。2018年浙江电力交易中心市场交易电量为1299.31亿千瓦时，其中电力直接交易电量992.35亿千瓦时，度电折价3.181分钱，2018年交易电量占当年发电量的比例为38.74%。2018年浙江电网企业平均销售电价为668.75元/千千瓦时，高于全国平均89.44元/千千瓦时，燃煤发电企业平均上网电价416.31元/千千瓦时，高于全国平均45.79元/千千瓦时。浙江省工业经济发达，除了谋划打造绿色石化、新能源汽车、数字安防、现代纺织四大世界级产业集群外，还在大力发展数字经济、高端装备、生命健康、节能环保、时尚产业等八大万亿产业，2018年浙江规模以上工业企业达到了4.3万家，计划5年内增长至5万家以上。2018年浙江省二产用电量占比72%，2019年浙江发改委下发的《关于充分发挥职能作用促进民营经济高质量发展的通知》中指出，要降低民营企业生产经营成本，进一步扩大电力直接交易规模，而当前浙江省电力市场化交易比例仍有较大提升空间，且电网平均销售电价都高于与之相邻的江苏、安徽两省，存在降电价压力。
　　广东已通过双边协商落实改革方案，2020年预计火电（含气电）市场化率超过70%
　　2018年广东省全社会用电量为6323亿千瓦时，同比增长6.11%，居全国首位，其中工业用电量3972亿千瓦时，占比62.82%。全年省内机组发电量4573亿千瓦时，同比增速仅为1.6%，其中火力（含气电）发电量占比72%，核电发电量占比20%，省内电力自我供给以火电和核电为主。2018年西电送广东电量全年达1925亿千瓦时，同比增长8.5%，占省内供应量的31%。2018年广东省通过提高外来电送入量、大力发展本省清洁能源等措施，实现全社会用电量中清洁能源供给高达57%的比例，从严控煤炭消费总量的背景出发，该省煤电也无增长空间。2018年广东电力交易中心总成交电量为1705.8亿千瓦时，其中电力直接交易电量1572.1亿千瓦时，度电折价6.55分钱，2018年交易电量占当年发电量的比例为37.3%。广东省煤电上网电价实施方案中规定，2020年广东省燃煤发电新增交易电量为燃煤发电机组总上网电量扣除基数电量和2019年已交易电量后的电量，新增交易电量的市场化价格机制全部在现行电力市场交易的“年度双边协商交易”中予以确定和落实。2019年12月11日，广东省2020年度双边协商交易就已结束，总成交均价-47.1厘/千瓦时，总成交电量2117.13亿千瓦时，跟去年相比，新增电量为928.13亿千瓦时，这里面包含部分气电，但大部分都是新增参与市场化交易的煤电，这个新增电量和度电折价目前均已明确。广东省火电（含气电）市场化率，2019年接近60%，广东省初步确定2020年电力市场交易规模约为2600亿千瓦时，目前参与发电侧只有煤电和气电，2020年预计火电（含气电）市场化率超过70%，省内发电侧市场化率超50%，全国省份对比来看，已经可以排到全国前列了。假设2021年发电侧引入核电参与市场化，2021年广东发电侧市场化率即可高达60%以上。再假设省内发电/省内用电比例保持在70%左右，那么2021年广东全社会用电量的市场化率则为42%，再加上30%的外供电，合计72%的全社会用电量是优惠于基准价的，这个比例届时应该也是全国排名前列的。基于这点出发，广东省扩大电力市场化交易比例带来的降电价压力已经不大。
　　投资建议：
　　从节后发布的七省份煤电价格改革方案来看，广东已明确2020年新增市场化煤电量及度电折价,湖南、宁夏已明确2020年双边协商交易电价下浮范围在该省统调燃煤发电基准价0%至-15%之间，其余省份燃煤上网电价如何改革，目前还不得而知。从过往七省份电力市场化交易情况来看，各省所面临的装机结构、资源禀赋、大气污染防治压力、电力供需量、现阶段电网平均销售电价、外来电竞争等情况均不相同，以至于当下的电力市场化交易比例和折价幅度也不同。其中浙江、湖北、湖南因平均销售电价较高、市场化比例低，工业用电量占比高而存降电价压力；广东预计2020年省内火电（含气电）市场化率超过70%，暂无大幅新增外送电冲击，预计2020年度电折价幅度较稳定；宁夏燃煤发电企业平均上网电价全国最低，2019年大部分企业仍处于经营亏损的现状，即使电力交易比例扩大，我们认为宁夏煤电降电价压力不大；福建和陕西均属省内市场化交易比例不高，度电折价3-4分钱左右，电价全国范围对比虽然不高，但存在市场化交易比例扩大的压力。2020年实体降成本继续“全面发力”，“组合拳”中仍包括降电价这一措施。2020年伊始，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，规模以上工业企业参与电力市场化交易全部放开，都是国家意在加快电力市场化进程，推动制造业降本增效，市场化比例较低的省份预计承压较大。2019年蒙西电网区内售电量的市场化比例已超75%，蒙西电网售电量的市场化比例已超65%，市场化比例非常高，且全国对比来看上网电价较低，降电价压力不大。另外内蒙古近年利用能源洼地优势吸引制造业投资，2019年前11个月全社会用电量增速高达9.2%，位居全国第三，火电利用小时数为4898小时，位居全国第一，电力消纳形势好。推荐关注内蒙火电区域龙头【内蒙华电】。另外推荐深耕京津唐经济带能源负荷中心、拥有多个坑口电厂并且点对网供应的【京能电力】和【建投能源】。
　　风险提示
　　1）煤价事件性上行
　　2）宏观经济导致用电量大幅下降
　　3）外来电冲击导致市场化电价折服扩大