國務院總理李克強9月26日主持召開國務院常務會議決議，深化電力體制改革部署，從明年1月1日起取消煤電價格聯動機制，改為浮動的市場化機制，同時強調特別要確保一般工商業電價只降不升。有評論認為此舉將利好新能源發電，國內市場化平價新能源裝機需求將再次觸發。同時電價大概率會下浮，利好耗電“大戶”。

國信證券：利好新能源發電

若后續取消煤電標桿電價，采取浮動式電價政策，其中基準電價大概率續用“國家鎖死電價”，而浮動部分或與煤價快速聯動，即一定程度上恢復“煤電聯動機制”，煤電電價本質上有一定上調空間(各省平均可比現在標桿電價高2分錢/度)，政策值得期待。

1、利好新能源發電補貼，減輕多方壓力。存量光伏、風電等新能源項目預計不會受到影響(20年電價政策地位類似“新能源電價憲法”)。而若采用如上電價形式，則煤電電價不是像大家所說有小幅下調可能，而是存在因煤價而上調可能，即對于未來新增新能源裝機，火電電價上提意味著補貼額缺口減少，財政補貼壓力減小，產業鏈現金流壓力減小，整體多方受益。

2、利好用戶側平價進程。取消煤電標桿電價政策轉為浮動式電價政策，后續可配合配套分布式市場化交易(隔墻售電)政策，則分布式新能源將在大面積、高效率捅破用戶側平價瓶頸，國內市場化平價新能源裝機需求將再次觸發(類比海外平價國家雙反取消后)，國內市場可期。

3、競價模式為新能源消納打開空間，競價模式下發電項目的上網優先權由邊際成本決定，新能源邊際成本最低;電改總體目標是提高用能效率、降低系統用能成本，實現的路徑之一就是多消納新能源。

華創證券：利好耗電“大戶”

由于以風電、光伏為主力的清潔能源大力發展，國內電力市場供給相對充裕。取消煤電價格聯動機制，電價大概率會下浮，利好耗電“大戶”。此外，此政策對電價實際向下波動有限，而未來一年預計煤價跌幅會較大，這將有利于電企業績上升，還降低了估值限制。由于預計煤價10月將下跌，火電企業估值有望見底，尤其是邊際成本低的公司，未來公司ROE水平有望趨于穩定。

預計2019年煤電上網電價平均下浮5%左右。2019Q1，大型發電集團煤電機組上網電量6017億千瓦時，市場交易電量 2553億千瓦時，煤電上網電量市場化率為42.4%。煤電上網電量平均電價(計劃與市場電量加權平均電價)為0.3668 元/千瓦時，市場交易平均電價為0.3406元/千瓦時，較計劃電量電價折讓0.0455元/千瓦時，市場交易電價較計劃電價下浮11.7%。經加權平均，2019Q1，大型發電集團煤電機組上網電量平均折價4.96%。

Case1：2020 年煤電上網電價平均下浮 5%以內， 則高于 2019 年平均上網電價，將提升煤電企業業績；

Case2：2020 年煤電上網電價平均下浮 5%-15%，則低于 2019 年平均上網電價，將降低煤電企業業績。

以大型發電集團的平均標桿電價 0.386 元/千瓦時為基準，測算上網電價不同下浮幅度對度電利潤的影響：上網電價波動 1%，度電利潤同向波動 16%。


華泰證券：清潔能源影響可控、大概率有保障電量

市場交易占比將提至50%以上，燃煤標桿電價下調風險基本釋放。1)預測扣除居民和農業等非經營性電力用戶(40%-50%)未來50%以上的電量將不再執行上網/目錄價格是大勢所趨，此前市場化比例已經達到了30%左右，增量預計在20%;2)中期來看，政策出臺后一般工商業電價下調的概率將顯著降低，燃煤標桿電價調整的擔憂基本得到解除。

實現電力作為生產要素的市場化配置和傳導。此舉是電力作為生產要素價格市場化進程中的關鍵一步，電價變動可以成功地在產業鏈傳導且實現市場化的資源配置：1)基準定價理論上覆蓋發電側固定成本(折舊+利息+固定的運營成本)，浮動應當參考電廠的可變成本(燃料)和用戶側景氣度指數;2)短期在經濟下行的背景下電價或將承壓，但長期來看大部分國家電力市場放開后電價均上漲(事實上出于政策落地需求，市場化交易的確是在電價有下降空間時最易大比例提升);3)2020后我國火電機組供需結構向好，電價放開能更有效反映供需;因此電價和利用小時才是火電的長期關注點，煤價只是短期股價催化劑。電力逆周期屬性減弱，公用事業屬性增強。最終，價格機制的形成將會打破火電逆周期屬性(原電價剛性)，回歸公用事業屬性(穩定 ROE、穩定股息率)。邊際成本低的發電龍頭優勢明顯，清潔能源影響可控(大概率有保障電量)，廣西/甘肅/廣東/蒙西/云南等市場化比例較高的區域電價下行空間較小。

國金證券：一般工商業用戶由行政降價改為市場順價

為使得無法參與市場直接交易的一般工商業用戶獲得改革紅利，2018年與2019年，我國先后進行兩輪一般工商業電價降價，較大幅度降低了一般工商業電價。由于一般工商業用戶屬于經營性行業用戶，屬于放開計劃用電的范圍，因此未來一般工商業用戶將通過參與市場直接交易，或由售電公司等代理人享受“基準+浮動”帶來的降價紅利。為保證前兩輪電改紅利，國家規定2020年不得上浮。

1、浮動價格機制或需將煤電定價權下放到地方。過去，各省市自治區“標桿上網電價”一直由國家發改委制定，“基準價+上下浮動”機制下，由于各省市自治區電力供需結構、煤價存在較大差異，國家層面難以應對頻繁變化，或將放權至地方政府根據各地的供需平衡與經濟發展情況決定“浮動價”聯動機制。

2、交叉補貼限制中國電力市場化進展。在我國，長期以來存在著工商業用戶對居民用戶的補貼、城鎮用戶對農村用戶的補貼、不同電壓等級用戶之間、不同區域之間用戶的補貼、工商業用戶對新能源發電上網電價的補貼， 上述交叉電價補貼由電網統收并進行調配。隨著市場化的進一步擴大，電網進行交叉補貼的蓄水池進一步縮小，而“居民、農業等民生用電繼續執行現行目錄電價，確保穩定”表明至少在2020年前不會上調居民與農業用戶價格。電網如難以平衡補貼收支，或將影響電力市場化進程。

光大證券：市場化定價將有效反映即時電力負荷供需情況

自上輪電 力體制改革“廠網分離”以來，具備濃厚行政色彩的標桿上網電價機制 登上歷史舞臺，地位不言而喻。本次國常會傳遞的電價機制內核為前期政策的延續和具化，是 “計劃電”轉向“市場電”的過渡過程。中短期內基準價仍為標桿上網電價，浮動范圍為-15%~10%。以市場化程度較高的廣東省為例，2017年至今廣東省市場化交易年度、月度折價幅度總體處于下浮區間內，符合政策指引。

盡管從短期來看市場化交易折價趨勢難以更改，但從長期視角來看，隨著市場化機制的進一步完善，火電的市場化定價將有效反映燃料成本和即時電力負荷供需情況，上下游價格傳導機制更為順暢，有望實現真正意義上的公用事業屬性，盈利確定性及穩定性有效提升。


華金證券：市場化改革再上層樓

電價市場化時機已經成熟，新機制正當其時：自2015年發改委啟動電力市場化交易以來，市場化交易量快速增長，比重逐年提升，截止2019年8月，市場化交易電量同比續增50%，占全部用電量的27.4%，占經營性電力用戶的比重達到 50%，國網、南網和蒙西電網的市場化交易部分分別占比25.2%、32.8%和49.3%，電力市場化交易改革的順利推廣和占比提升意味著電價全部市場化的時機已經漸次成熟。

1、2020年火電企業盈利空間壓縮的空間不大：首先，電價下降空間不大，近兩年市場化交易電價與標桿電價的價差逐年彌合，從近期各省市場化成交電價來看，折價區間小于5%的省份占統計省份的比重達到60%，個別省份二者已經接近、僅廣東、江蘇等個別省份折價率仍高于5%(具體省份情況參加附表);其次，經過近4年的市場化試水，電力企業的協同能力增強;再次，市場化后電價將跟隨煤價波動，在當前火電企業盈利低位，從未來兩大行業的產能釋放趨勢來看，議價能力的天平從煤炭行業向電力行業傾斜，電價下行壓力小于煤價。

2、行業風險得以進一步釋放，盡管取消標桿電價短期帶來電價小幅下調壓力，但也意味著行業利空出盡。近年火電產能幾無擴張，火電價格下調后替代能源競爭力相應削弱，擠出效應緩解，電價不再滯后于煤價變動后電力行業盈利區間更趨平穩。