电力电力改革更进一步红利释放利好发电端

电力：电力改革更进一步 红利释放利好发电端 类别： 机构： 研究员：

[摘要]

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2018年7月18日，国家发改委发布了《国家发展改革委、国家能源局关于积极推进电力市场化交易，进一步完善交易机制的通知》，文件提出要加快电力市场建设，大幅提高市场化交易比重，完善直接交易机制，深化电力体制改革。

核心观点：

火电收益率将提升至合理区间，未来将回归公用事业属性。

《通知》中指出要建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，基准电价可参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场交易平均价格等，并鼓励建立交易电价浮动机制，浮动的参考标准主要参考煤炭市场价格，兼顾下游产品价格等市场因素，最终实现真正的煤电联动。

由于面临“市场煤”和“计划电”的矛盾，我国电价调整往往落后与煤价变动，因此煤电行业过去呈现出明显的周期性。2017年的平均电煤价格指数为515.99元/吨，较14年444.44元/吨高出约71.55元/吨，18年煤电上电价理论上可上调空间为 .62分/kwh。国家为了控制下游用户的用电成本，并未执行原有的煤电联动机制。

如本次市场化交易电量价格机制改革能够成功，则能够破解“市场煤”和“计划电”的难题，促进火电企业恢复至ROE8%-10%的合理区间，并改变其原有的周期股的属性，回归真正的公用事业属性，进而提升企业的估值水平。

清洁能源消纳问题将明显改善，水核参与市场化交易是亮点。

《通知》中指出各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，鼓励电企业根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与跨省跨区电力交易；同时明确指出要支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。

5、多做高质量的链接 政策的推出将有效解决清洁能源消纳问题，风电、光伏通过参与市场化多边交易来减少弃电已成常态，有序推进水电核电参与市场化交易成为文件亮点，可有效提升水电和核电的发电量。

同时，落地电价低于当地标杆电价的水电机组在参与跨市场交易时具备价格优势，也同样具备提高电价的预期，如长江电力的三峡和葛洲坝电站，以及云南地区的华能水电下属电站。

市场化交易规模扩大符合预期，电企度电折价将持续缩窄。

《通知》中指出要放开负荷条件的用户进入市场，更是明确了2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额。