本文来自中信证券公用环保首席分析师 李想

国务院常务会议宣布对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，自2020年1月1日执行，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，但明年暂不上浮。

▍有望推动1.1万亿千瓦时用电需求进入市场化交易环节。

我们测算显示国内可以用来做市场化交易的电量规模约3.8万亿千瓦时，今年1~8月为1.3万亿千瓦时，预计全年可达2.7万亿千瓦时，本次政策发布有望推动1.1万亿千瓦时电量进入市场交易环节。考虑到目前大工业用户已经基本全部进入市场电，这部分新增市场电将主要以用电规模偏小的一般工商业客户为主。

▍长期看有助于理顺煤电价格传导机制，降低火电企业的ROE波动。

通过基准+浮动的模式，有助于还原电力商品属性和降低行政手段干预力度，帮助电力企业疏通成本。电力供给面的集中度比较高，在发用电双方博弈过程中，电力企业将成为价格形成机制的主导方，也即是说，煤电电价的最终价格形成机制将以其燃料成本为核心波动变量，有助于降低火电企业ROE波动和提升盈利的可预测性。

▍短期内火电企业综合电价略受损，但不改变其ROE修复周期趋势。

目前国内各省市场电相对标杆折扣幅度通常不超过10%。由于目前尚未实行市场化交易的用户其用电规模小，议价能力较弱，再加上考虑到煤电企业目前行业内亏损面较大，地方政府从保障电力安全角度对于大规模降低电价的冲动也比较低，因此明年这部分浮动机制电量所获得价格的价格折扣有限，15%的下浮底限很难达到，具体折扣幅度将根据本省市场供需情况而有差异。总体看，火电业绩受冲击可控，在当前煤价下行的大环境中，不影火电行业ROE修复周期趋势。

▍大水电电价安全性较高，政策不影响水电投资逻辑。

对于水电企业而言，目前大部分跨省外送电的电价低于落地端的煤电市场化电价，具有较好的竞争性，电价较为安全。采用落地端倒退模式的跨省输送电量，随着落地端市场化比例的增加，水电企业综合电价也会受到一定程度的负面拖累，但属于预期内风险且幅度非常有限，且其对内在价值的影响可以轻松被无风险利率和风险溢价下降所覆盖，政策基本不影响水电的内在价值和中长期投资逻辑。

▍风险因素：

煤价涨幅超预期；来水不及预期；市场电规模及折扣超预期。

▍投资策略：

综合来看，预计在政策正式发布落地后，煤电价格机制理顺迈出重要一步，对电力行业长期影响深远。在短期内，该政策对火电企业综合电价有一定负面拖累，但在当前煤炭供需趋于宽松环境下，火电ROE向上修复周期明确。对于水电企业而言，由于电价具有较强竞争性，且在当前全社会回报预期持续压低背景下，水电持续估值扩张可期，政策不影响水电中长期投资逻辑。推荐长江电力、川投能源、国投电力、黔源电力、华电国际（A&H），华能国际（A&H）等。