2018 年 7 月 18 日，國家發改委發布了《國家發展改革委、國家能源局關于積極推進電力市場化交易，進一步完善交易機制的通知》，文件提出要加快電力市場建設，大幅提高市場化交易比重，完善直接交易機制，深化電力體制改革。

核心觀點：

火電收益率將提升至合理區間，未來將回歸公用事業屬性。

《通知》中指出要建立“基準電價+浮動機制”的市場化定價機制，基準電價可參考現行目錄電價或電煤中長期合同燃料成本及上年度市場交易平均價格等，并鼓勵建立交易電價浮動機制，浮動的參考標準主要參考煤炭市場價格，兼顧下游產品價格等市場因素，最終實現真正的煤電聯動。

由于面臨“市場煤”和“計劃電”的矛盾，我國電價調整往往落后與煤價變動，因此煤電行業過去呈現出明顯的周期性。2017 年的平均電煤價格指數為 515.99 元/噸，較 14 年 444.44 元/ 噸高出約 71.55 元/噸，18 年煤電上網電價理論上可上調空間為 3.62 分/kwh。國家為了控制下游用戶的用電成本，并未執行原有的煤電聯動機制。

如本次市場化交易電量價格機制改革能夠成功，則能夠破解“市場煤”和“計劃電”的難題，促進火電企業恢復至 ROE 8%-10% 的合理區間，并改變其原有的周期股的屬性，回歸真正的公用事業屬性，進而提升企業的估值水平。

清潔能源消納問題將明顯改善，水核參與市場化交易是亮點。

《通知》中指出各地要取消市場主體參與跨省跨區電力市場化交易的限制，鼓勵電網企業根據供需狀況、清潔能源配額完成情況參與跨省跨區電力交易;同時明確指出要支持電力用戶與水電、風電、太陽能發電、核電等清潔能源發電企業開展市場化交易。

政策的推出將有效解決清潔能源消納問題，風電、光伏通過參與市場化多邊交易來減少棄電已成常態，有序推進水電核電參與市場化交易成為文件亮點，可有效提升水電和核電的發電量。同時，落地電價低于當地標桿電價的水電機組在參與跨市場交易時具備價格優勢，也同樣具備提高電價的預期，如長江電力的三峽和葛洲壩電站，以及云南地區的華能水電下屬電站。

市場化交易規模擴大符合預期，電企度電折價將持續縮窄。

《通知》中指出要放開負荷條件的用戶進入市場，更是明確了 2018 年放開煤炭、鋼鐵、有色、建材等 4 個行業電力用戶發用電計劃，全電量參與交易，并承擔清潔能源配額。 2017 年市場化交易電量達到 1.63 億度，占比 26%，其中 4 個放開的重點行業是屬于市場化程度較高的行業，4 大行業 2017 年用電量總額約為 1.22 萬億度電，預計全面放開后將新增市場化交易電量規模 3500-4500 億，占用電量的 5%-7%，符合市場化交易規模提升的預期。

電價方面，按照目前的定價機制，由于發電企業成本較高以及競爭回歸理性，2018 年市場化競價電價實現同比提升，度電折讓有所縮窄，其中 2018Q1 煤電電價 0.3307 元/千瓦時(+5.9%)、風電電價 0.4195 元/千瓦時(+29.95%)、光伏電價 0.7733 元/ 千瓦時(+21%)。另外，7 月 2 日發改委發布《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》中指出全面清理取消對高耗能行業的優待類電價，加速淘汰落后產能。全面放開三大高耗能發用電計劃目的不是為了降低其用電成本，而是為了讓其承擔新能源電能消納等社會責任。

我們認為，目前電企通過參與市場化交易對下游的讓利規模不具備繼續擴大的基礎，未來隨著市場化電量規模的擴大，電企的度電折讓將會持續縮窄。隨著“基準電價+浮動機制”的市場化定價機制的理順，甚至有望告別度電折價的情況。

規范主體交易行為和推進信用體系建設是市場健康運行的重要保障。

在過去的電改中，政府部門的過多干預和部分參與主體的失信行為是改革過程的重要阻礙。《通知》中明確提出各地區有關部門要最大限度減少對微觀事務的干預，不得干預企業簽訂合同，不得強制企業確定電量和電價，不得實行地方保護。并提出加快推進電力市場主體信用體系建設，限制有不良信用記錄的市場主體參與電力市場化交易，兩項措施的執行有望為市場的健康運行保駕護航。

投資建議：

本次文件的發布是電力體制改革中的重要一步，全面利好發電端企業，其中建立煤電聯動的市場化電價機制，將使火電企業能夠恢復合理的收益率水平，回歸真正的公用事業屬性，進而提升企業的估值。如煤電聯動機制不順暢，在煤價和電力供需改善的情況下，也能夠帶來火電業績確定性的反轉，板塊具備極高的配置價值，推薦【華能國際(H)】【大唐發電(H)】【華能國際(A)】【皖能電力】。

水電和核電納入市場化交易和跨市場交易的限制被取消有望提升發電量規模，并使得部分上網電價較低的水電公司通過跨市場交易實現電價提升，推薦【長江電力】【桂冠電力】【華能水電】【中廣核電力】。

風險提示：政策執行不及預期的風險、補貼下調風險、電價下降的風險