要點：
火電電價風險已充分釋放，年度長協交易收窄2020年風險敞口。“基準+上下浮動”新電價機制自2020年起執行，火電市場電量佔比預計顯著提升，後續進一步增長的空間已經非常有限。從已經完成2020年度電力長協交易的重點省市來看，年度長協電量約佔全年市場電總量的80%，電價折扣基本與上年持平，大幅收窄2020全年發電側綜合上網電價的風險敞口。我們預計2020年火電企業上網電價同比下行1-2%，對業績影響可控。
"基準+上下浮動"機制實施，電價風險充分釋放
新電價機制下，火電公司電價風險充分釋放
2019年9月末的國務院常務會議宣佈對尚未實現市場化交易的燃煤發電電量，將現行標杆上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，新機制自2020年1月1日執行。隨後在10月份，國家發改委發佈《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，對新電價機制做了進一步詳細闡述，明確基準價按各地現行燃煤發電標杆上網電價確定，浮動範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，但2020年暫不上浮。
2018年，國內用電量規模6.84萬億千瓦時，剔除不進入公用統調電網的自備電廠發電量、沒有放開的居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業電力用戶的用電量，國內當前可以用來做市場化交易的電量規模上限約3.8萬億千瓦時，也即是說，國內市場化交易電量在全部用電量中的比例上限約為60%。根據中電聯統計，2018年國內市場化電量規模為2.06萬億千瓦時，2019年1~8月為1.3萬億千瓦時，我們預計全年可達2.7萬億千瓦時。按照上述規模推算，我們預計2020年國內市場化交易電量的增量空間上限大約1.1萬億千瓦時。由此推算，燃煤發電企業的上網電量中，市場化比例的上限大約在80%左右。可見，在完成執行上述機制後，火電基本已實現充分市場化交易，進一步折價交易的風險已經較為有限。
市場電佔比提升對發電側的衝擊即將見頂。從已經公佈2020年市場交易方案的省份彙總看，江蘇/廣東/浙江/山西/江西2020年市場交易規模分別為3,150/2,600/2,000/ 1,300/500億千瓦時，交易規模相比2019年有明顯提升，相對激進的安徽省則對2020年市場交易規模不設限制。從佔比看，2020年的廣東/江蘇/浙江等用電大省的市場交易電量佔比已經達到78%/71%/80%，可以市場化的電量已經基本全部做到市場化。
市場電年度長協交易大幅收窄風險敞口，月度電價在疫情期間普遍提升
年度長協交易大幅收窄發電側電價風險敞口。從首批4個省市的年度交易結果看，年度長協佔據了全年市場電量的77-80%，火電企業受市場電影響的敞口得到大幅收窄。年度長協成交電價相比2019年普遍維持穩定，有助於控制市場電量佔比提升對上網電價帶來的影響。
疫情期間，月度交易電量縮減、電價普遍提升。2020年1-3月，廣東、雲南、江蘇等地月度市場化成交電量普遍出現縮減，主因是電力需求下行。月度成交電價則普遍同比回升，主因是供給端煤電燃料運輸不暢、出力受限，對沖了電力需求走弱的影響。以電價同比提升幅度最高的雲南為例，煤電在疫情期間減發，導致當地市場對水電的交易需求提升，而水電來水同比偏枯約兩成，自身供給有限，因此2月雲南省內成交電價同比2019年2月大增19.2元/MWh。
上市公司市場電量佔比普遍處於較高水平
從上市公司數據看，目前火電企業的市場化比例已經處於較高水平。2019年全年，火電上市公司的市場化電量佔比普遍在40%以上，佔比同比2018年提升普遍在10個百分點以上。其中華能國際、國電電力、華電國際等央企的市場化佔比在50%以上。
雅礱江電價風險提前釋放
2019年，雅礱江上網電價在年末顯著下行。雅礱江全年平均含稅上網電價0.252元/千瓦時，同比下滑9.1%。其中，2019Q4平均含稅上網電價0.242元/千瓦時，同比下滑14.2%。四季度雅礱江電量、電價同比降幅均高於前三季度，顯著影響了業績。由於電價風險提前釋放，我們認為雅礱江在後續年度電價進一步下行的空間已經較為有限。
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