调研问答全文
粤电力 A (000539) 2019-11-22
问题一：公司对全年发电量增长是否有指引？
2019 年前三季度，公司完成合并上网电量 525.45 亿千瓦时，同比下降 3.48%。10 月份受广东省气温较去年同期偏高、社会用电量需求较大、西电增速放缓等因素影响，公司发电情况较好。但由于电力行业上网电量具有一定的季节性特征，全年发电量仍存在较大的不确定性。
问题二：如何看待“基准+浮动”电价改革？
“基准价+浮动”的市场化价格机制将有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用，并且促进电力体制改革的进一步加快发展。广东省电力市场作为全国最活跃的省级电力市场，目前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，市场电占比逐年提高，“基准+浮动”的电价机制对广东省发电企业的影响相对较小。
问题三：前三季度公司燃料成本如何？目前公司进口煤占比？
2019 年燃煤价格同比有所下降，公司前三季度煤机度电燃煤成本亦同比下降 8.2%。但煤价不确定因素仍然较多，建议投资者关注煤炭市场价格的变化。
公司通过持股比例50%的合营企业广东省电力工业燃料有限公司进行燃料采购。目前公司长协煤占较高，进口煤主要根据电厂对煤种的实际需求，按照国家政策在合法依规的前提下进行采购。
问题四： 2019 年广东省外来电情况如何？
今年上半年在来水同期偏多的形势下，西电送广东电量出现较大幅度增长。广东省 1-9 月购西电 1580 亿千瓦时，同比增长 7.9%，超计划增送265.2 亿千瓦时。
问题五：前三季度公司市场电折价幅度如何？折价幅度月度变化趋势如何？
2019 年度，广东省电力市场交易规模约 2000 亿千瓦时，市场电交易价差约为-30 元/千千瓦时～-45 元/千千瓦时，公司折价幅度略优于省内平均水平，折价幅度总体趋于稳定。
问题六：公司对明年电价预期如何？广东省的平均电价是否大概率下调？若是，公司判断下降幅度如何？
2019 年度广东市场电交易价差约为-30 元/千千瓦时～-45 元/千千瓦时，折价幅度总体趋于稳定。电力市场化改革旨在从供求关系上还原电力的商品属性，广东省正在积极推进电力现货市场，进一步完善电价形成机制，因此广东省未来电价变化主要根据电力供需情况由市场决定。
问题七：如何看待广东省核电以及外来电对本地火电的挤压？广东省是否未来已无燃煤机组建设计划？
广东作为国家西电东送战略的受方，承担消纳西部清洁能源的责任。2019 年前三季度西电 1580 亿千瓦时，同比增长 7.9%，超计划增送 265.2亿千瓦时。此外，广东省内核电发电机组已达 1600 万千瓦，2019 年前三季度购电量同比增长 22.3%，省内火电发电空间受到进一步挤压。公司将进一步增强市场意识，建立客户意识、服务意识，在竞争中获取利益、实现发展。
由于我国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋条件，在可预见的相当长一段时间里，中国基础能源供给以煤为主的现状难以改变。同时，煤电对保证电网安全运行、保障电力供应、应急调峰、集中供热、平衡电价具有不可替代的重要作用。目前为止，公司未收到广东省未来不再建设燃煤机组的相关文件。
问题八：未来公司资本开支计划？
公司目前正在开展肇庆永安（规模待定）等燃机项目前期工作、以及正在开展博贺电厂 200 万、东莞宁洲 200 万千瓦、花都燃机项目（2 台 F级改进机型）的建设工作，以及下属省风电、湛江风电正在开展有关风电
前期及项目建设工作。
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