部分资料转自长江公用，中金电新，国泰公用

10月8日，国务院总理主持召开国务院常务会议，提出改革完善煤电价格市场化形成机制、支持煤电企业增加电力供应等多项措施。

会议提出改革完善煤电价格市场化形成机制：有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制，并鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。自二季度国家发改委重申“还原电力的商品属性”、推出“完善分时电价”政策后，多个地方接连放开火电市场化交易电价不可上浮的限制，“碳中和”背景下电力行业市场化改革预期持续升温，此次政策明显延续此前的政策精神，有利于还原行业本身的公用事业属性。

此前市场曾担忧若煤价受控或产能释放将影响电价机制改革的迫切性和必要性，我们一直强调：电价机制改革并非简单应对高煤价，市场化系改革核心要点。当前全国煤炭价格仍处绝对高位，在原有机制下各省火电市场化交易电价上浮上限仅为10%，即使全额上浮仍然无法完全反应当前供电成本，且上浮10%和下浮15%存在空间不对等的情况，因此此次会议提出将浮动范围限制扩大为均不超过20%。更重要的是，会议明确推动火电电量全部进入电力市场，对于高耗能行业用电可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制，不仅有望以市场化手段解决高耗能企业盲目扩张的能耗双控问题，同时具备跨时代意义；放开发电侧部分电源和部分用户，标志着我国电价机制由多年的“计划”和“市场”双轨并行制，开始向完全市场化的轨道探索。随着电价形成机制的明确、煤炭100%长协保供的落实，长期以来持续压制电力行业估值的约束正在逐步松开，持续看好火电资产盈利迎来困境反转，维持之前对于电力行业正在迎来“隧道尽头的光”的判断。

投资建议：

在“碳中和”的时代号召下，还原商品属性、反映供需关系和成本波动的改革原则将有望改善当前火电运营资产盈利困境，而新能源转型成长及绿电等相关政策同样带来新能源运营资产的投资机会，持续看好电力行业各子板块投资机会，推荐关注华能国际、华润电力、中国核电、华能水电、长江电力、华电国际和福能股份等。

—————————————

欢迎随时联系：张韦华/司旗/宋尚骞/于倩/刘亚辉

二、【中金电新公用环保】交易电放开上浮区间，市场化再进一步

行业近况

10月8日召开国务院常务会议，出台多项措施保障今冬明春电力供应：1）在保障安全生产的前提下，积极推进具备增产潜力或已核准尚未投产达产的煤矿尽快释放产能；2）在保障居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%调整为原则上均不超过20%，高耗能行业市场交易电价可不受上浮20%的限制；3）推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。

评论

市场电价格浮动范围上调至±20%，市场化迈进一步，有望帮助疏导煤电成本压力。此次国常会将市场电价较燃煤标杆上浮范围由10%放开至20%，我们认为此举将更好地反映当前电力供应紧张、成本高企的局面，是缓解煤电经营困难的有效方式。此前，我们看到蒙西、宁夏、上海、山东、广东、湖南及安徽等多地市场电价政策已出现边际松动（允许上浮10%），且广东10月份月度竞价成交电价首次实现正价差（+4.53分/kWh），即10%上涨空间全部用满。叠加增量煤炭供应产能释放，火电企业点火价差或迎修复拐点。我们预测具备增产潜力的煤矿有望在政策指引下尽快释放产能，同时长协煤覆盖率提升，或可部分平抑燃料成本上涨，缓解四季度保供压力。我们认为火电企业在多方政策进一步倾斜下，点火价差或于4Q21开始出现边际修复，提升发电意愿。

高耗能交易电价不受上浮20%限制，或推动绿电交易积极性。国常会明确高耗能企业参与市场化交易的电价可不受20%最高上浮限制。相较之下，9月开展的首批绿电交易的溢价水平在当地市场化交易均价+3~5分/kWh（~10%），加上绿电交易可抵消企业部分能耗指标，有助于引导高耗能企业通过绿电交易满足自身用电需求，我们认为绿电交易市场规模有望进一步扩大，利好新能源运营商。

核电、风光补贴项目参与市场化交易部分有望同步受益。当前，核电、风光补贴项目参与电力市场交易占比约为40%、30%，云南、四川等地则有以水电为主的交易市场。我们认为随着火电市场电折扣逐步缩窄并由负转正，我们预计此类市场电有望同步走强，提升盈利表现。

估值与建议

在当前供应紧张放开电价及长期碳中和重构电力系统的大背景下，我们重点推荐：具备广阔增长空间和盈利稳定性的新能源运营商（吉电股份、信义能源）以及加速转型的火电个股（华润电力、中国电力）；受益发电空间提振的水电（华能水电）和核电（中国核电）。

三、【国君公用翟堃团队】：火电盈利将触底反弹

投资建议：

供需紧张叠加高煤价，煤电交易电价上涨大势所趋，明确保底电价，保证交易电价实质性上涨。目前火电企业市场化交易电占比在60%左右，将充分受益于交易电价提高，火电资产触底反弹。推荐低估值大火电华电国际（A+H），看好火电企业转型火电+新能源双轮驱动模式，推荐华能国际（A+H）、内蒙华电，受益标的华润电力。

事件：9月28日，内蒙发布保底电价改革政策；湖南发布完善燃煤电价调整机制；安徽允许煤电交易价格上浮不超过10%。

明确保底电价，保证煤电交易电价实质性上涨。内蒙古发布关于明确蒙西地区电力市场交易用户保底电价的征求意见稿：蒙西地区已选择市场化交易、无正当理由退市的电力用户，执行保底电价，保底电价由输配电价、目录电价的1.8倍、政府性基金及附加构成。保底电价的执行是为了防止用电企业在交易电价低于基准价时进入交易市场获利，交易电价高时退出市场要求电网供给基准电量，保证煤电交易电价实质性上涨。保底电价于2020年提出，发改委发布的《电力中长期交易基本规则》中提到，对于无正当理由退市的电力用户，其保底价格为在其缴纳输配电价的基础上，按照政府核定的目录电价的1.2-2倍执行。此前由于交易电价低于基准价，几乎不存在电力用户无正当理由退出情形，蒙西并未明确保底电价价格。

煤电交易电价上浮大势所趋，火电资产触底反弹。继蒙西、宁夏、上海、广东、广西、山东允许煤电交易电价上浮后，安徽也出台相应政策，湖南发布完善燃煤电价调整机制，在现行燃煤基准电价下，当到厂标煤电价不高于1300元/吨时，煤电市场化交易价格上限不进行上浮；当煤价高于1300元，每上涨50元，燃煤火电交易价格上限上浮1.5分/千瓦时，上浮幅度最高不超过国家规定。如煤价过高，交易价格上浮到最大值仍不能完全疏导燃料成本，交易上限价格上浮延长时间可以累加，即后期煤价下行时，电价不跟随下行。按测算，湖南当前综合煤价水平（假设40%长协）在1540元/吨左右，按照该政策，应该上涨0.072元/度，然而湖南现行基准价为0.45元/度，上浮最大值为基准价10%，即0.045元/度，因此预计政策执行后煤电交易电价可达到最高上限0.495元/度，可覆盖现金成本（煤价1540元对应度电燃料成本0.462元）。

电价机制改革提速，电价上涨开启。发改委9月发布会提出，目前正加快各项电价改革措施，进一步还原电力商品属性，通过价格信号优化电力资源配置，形成有利于成本疏导的市场价格机制。电力供需紧张下，后续进一步放开交易电价上浮上限，甚至调整基准价可期，电价上涨开启。

【10月8日国常会涨电价点评】

1.重要性：国常会明确电价政策在历史上比较罕见，说明目前电力供需的矛盾已经被领导关注到（因为涉及冬季保供，重要性仅次于yqfk）

2.政策是否超预期？大家很关心这个问题。首先市场预期是什么？据我们了解，大家虽然知道涨电价是必然的，但是对时间点、涨价形式和幅度都是完全没有预期，也可以说是预期混乱。所以，政策中20%的浮动限制和高耗能行业交易电价不设限制，超出市场预期。

3.涨电价体现什么原则？我们的电价政策已经全面推向市场化，完善市场电价政策，让供需来影响电价，而不是政府的行政干预。可以参考蒙西的高耗能六大行业（钢铁、电解铝、铁合金、电石、聚氯乙烯、焦炭）与燃煤发电企业的市场交易价格不设置上限。

4.推什么标的？最便宜和弹性最大的。

【华能国际】预计今年新能源利润55亿，20倍估值1000亿市值，目前火电的资产价格为零。华能国际的火电净资产大约600亿。

我们选取了华能国际、华电国际、大唐发电等九家公司进行弹性测算，结果显示，若火电上网电价提高0.01元/千瓦时，将有望为归母净利润带来5.33%-22.45%的增幅。【皖能电力】弹性最大。

4.水电、风电、光伏是否受益？很多区域的电力市场交易是不区分电源品种的，因此风光水也受益电价调整政策。同时政策提出，完善地方能耗双控机制，推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量，鼓励绿电的消纳。

5.调整完电价政策，还有什么政策？电价政策完善，还原电力商品属性。各省份的分时电价政策正在不断完善中，还有电力辅助市场的政策也在制定中，这些都是后续可以持续期待。

6.昨天的会议凝聚十六字的核心“煤炭增产、错峰生产、上调电价、严控两高”，大家可以仔细品一下