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 年煤电上网电价理论上可上调空间为 3.62 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 ROE 8%-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，鼓励电网企业根据供需状况、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。
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。 2017 年市场化交易电量达到 1.63 亿度，占比 26%，其中 4 个放开的重点行业是属于市场化程度较高的行业，4 大行业 2017 年用电量总额约为 1.22 万亿度电，预计全面放开后将新增市场化交易电量规模 3500-4500 亿，占用电量的 5%-7%，符合市场化交易规模提升的预期。
电价方面，按照目前的定价机制，由于发电企业成本较高以及竞争回归理性，2018 年市场化竞价电价实现同比提升，度电折让有所缩窄，其中 2018Q1 煤电电价 0.3307 元/千瓦时(+5.9%)、风电电价 0.4195 元/千瓦时(+29.95%)、光伏电价 0.7733 元/ 千瓦时(+21%)。另外，7 月 2 日发改委发布《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》中指出全面清理取消对高耗能行业的优待类电价，加速淘汰落后产能。全面放开三大高耗能发用电计划目的不是为了降低其用电成本，而是为了让其承担新能源电能消纳等社会责任。
我们认为，目前电企通过参与市场化交易对下游的让利规模不具备继续扩大的基础，未来随着市场化电量规模的扩大，电企的度电折让将会持续缩窄。随着“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制的理顺，甚至有望告别度电折价的情况。
规范主体交易行为和推进信用体系建设是市场健康运行的重要保障。
在过去的电改中，政府部门的过多干预和部分参与主体的失信行为是改革过程的重要阻碍。《通知》中明确提出各地区有关部门要最大限度减少对微观事务的干预，不得干预企业签订合同，不得强制企业确定电量和电价，不得实行地方保护。并提出加快推进电力市场主体信用体系建设，限制有不良信用记录的市场主体参与电力市场化交易，两项措施的执行有望为市场的健康运行保驾护航。
投资建议：
本次文件的发布是电力体制改革中的重要一步，全面利好发电端企业，其中建立煤电联动的市场化电价机制，将使火电企业能够恢复合理的收益率水平，回归真正的公用事业属性，进而提升企业的估值。如煤电联动机制不顺畅，在煤价和电力供需改善的情况下，也能够带来火电业绩确定性的反转，板块具备极高的配置价值，推荐【华能国际(H)】【大唐发电(H)】【华能国际(A)】【皖能电力】。
水电和核电纳入市场化交易和跨市场交易的限制被取消有望提升发电量规模，并使得部分上网电价较低的水电公司通过跨市场交易实现电价提升，推荐【长江电力】【桂冠电力】【华能水电】【中广核电力】。
风险提示：政策执行不及预期的风险、补贴下调风险、电价下降的风险
