電力、煤氣及水等公用事業(yè)行業(yè)研究：市場化+浮動價增強盈利確定性重構火電板塊價值新時代

1、內(nèi)容目錄 HYPERLINK l _TOC_250006 2019 年：電改進入攻堅年，體制價格政策齊發(fā)力奔市場化4 HYPERLINK l _TOC_250005 發(fā)用電計劃放開面臨多重挑戰(zhàn)，2021 市場化率或難超過 55%5 HYPERLINK l _TOC_250004 清潔能源定價之錨不變，但長期影響不同8 HYPERLINK l _TOC_250003 浮動機制難改煤電聯(lián)動本質(zhì)，多因素推動首輪浮動價降幅不超 3%11 HYPERLINK l _TOC_250002 市場化+浮動價增強盈利確定性，助力火電板塊估值回歸17 HYPERLINK l _TOC_250001 投資建議20

2、HYPERLINK l _TOC_250000 風險提示20圖表目錄圖表 1：電力市場化目標與實際比較4圖表 2：電力行業(yè)由發(fā)用電計劃向市場化配置的職能轉(zhuǎn)變6圖表 3：2017-2019 浙江電網(wǎng)輸配電價表（自 2018 年 4 月 1 日執(zhí)行）7圖表 4：預計 2021 年放開發(fā)用電計劃不超過 55%7圖表 5：電力工業(yè)交易與價格機制標桿電價時期8圖表 6：電力工業(yè)交易與價格機制放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃后9圖表 7：電力工業(yè)交易與價格機制2018 年年底現(xiàn)狀10圖表 8：三峽實際落地電價基本低于落地省市交易電價11圖表 9：溪向?qū)嶋H落地電價基本低于落地省市交易電價11圖表 10：2018 年度電

3、煤炭成本占比12圖表 11：2018 年青海省裝機結構13圖表 12：2018 年青海省發(fā)電結構13圖表 13：2016-2018 年青海省火電企業(yè)合計資產(chǎn)資產(chǎn)負債情況（億元）13圖表 14：華能國際股價表現(xiàn)與煤價對比14圖表 15：2017 年全國各地區(qū)上網(wǎng)電價與煤價聯(lián)動測算結果（單位：分/千瓦時、元/噸）14圖表 16：2017 年各省實際電價調(diào)整基本高于理論調(diào)整值15圖表 17：2018 年 1 月 1 日煤電聯(lián)動理論調(diào)價幅度16圖表 18：2015 年至今五大發(fā)電集團煤電利潤與虧損面16圖表 19：大型發(fā)電集團平均市場交易煤電價格不斷攀升16圖表 20：2019Q1 多數(shù)省份市場化電價

4、折價率在 5%以內(nèi)16圖表 21：火電板塊毛利率波動性較公共事業(yè)和水電高17圖表 22：火電板塊 PE 估值與公用事業(yè)、水電對比17圖表 23：火電指數(shù)大多時候受 EPS 驅(qū)動，僅 11-12 年、18 年由 PE 主導17圖表 24：火電板塊 PB 持續(xù)低于公用事業(yè)、水電18圖表 25：火電板塊 PB 與公用事業(yè)、水電差距18圖表 26：華能、華電凈利潤增速波動大于美國電力龍頭19圖表 27：華能、華電 ROE 波動率遠大于美國電力龍頭19 - 2 -行業(yè)深度研究圖表 28：美國電力龍頭 PB 持續(xù)提升19圖表 29：南方電力 ROE 與 PB 走勢19圖表 30：華能國際 ROE 與 PB

5、 走勢20圖表 31：火電板塊 ROE 與 PB 線性回歸20 - 3 -行業(yè)深度研究2019 年：電改進入攻堅年，體制價格政策齊發(fā)力奔市場化市場化交易量不斷攀高，改革紅利逐步釋放。2019 年是中華人民共和國成立七十周年，我國電力工業(yè)與國家經(jīng)濟齊發(fā)展，共同走過了七十年崢嶸歲月。在習近平總書記“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略指引下，我國于2015 年 3 月拉開新一輪電力體制改革大幕，改革迅速在全行業(yè)鋪開。四年來，本著摸著石頭過河的方法，改革實現(xiàn)了重要突破，電力市場構建所需要的機制建設、市場主體培育、交易機構建設、輸配電價核定等基本工作已初步完成，市場結構初具雛形，市場化交易比重日益提高，

6、改革紅利逐步釋放，市場正逐漸發(fā)揮配置電力資源的決定性作用，提高電力資源利用效率?，F(xiàn)實相對骨感，直接交易比重距市場化目標仍有差距。提高市場交易電量比重，即電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易(簡稱直接交易)占全社會用電量的比重是我國電力市場建設的重要內(nèi)容之一。根據(jù) 2016 年 3 月國家能源局在2018 年用電量為基礎，2018 年與 2020 年全國交易電量占全社會用電量的比重應分別達到 54.4%和 66.1%。然而，2018 年全國電力市場交易電量（含發(fā)電權交易電量、不含抽水蓄能低谷抽水交易電量等特殊交易電量） 合計為 20654 億千瓦時，同比增長 26.5%，市場交易電量占全社會用電量比重為

7、30.2%。顯然，當前的市場化交易比重與目標仍存在較大差距。國家能源局綜合司關于征求做好電力市場建設有關工作的通知（征求意見稿）意見的函中提出的電力市場化目標為“2018 年實現(xiàn)工業(yè)用電量100%放開，2020 年實現(xiàn)商業(yè)用電量的全部放開”。根據(jù)上述目標，以圖表 1：電力市場化目標與實際比較目標市場化占比（右軸）實際市場化占比（右軸）20202018201720162015市場化交易電量0%020%19.0%14.3%5,00030.2%25.9%40%7,96210,00011,25860%54.4%15,00016,32480%66.1%20,00020,654100%億千瓦時25,000

8、注：目標市場化占比以 2018 年用電量為基礎來源：中電聯(lián)，國金證券研究所落實政府工作報告，電力市場化改革穩(wěn)步推進。作為“十三五”規(guī)劃的倒數(shù)第二年，2019 年，國內(nèi)加大對各項改革成果的梳理與分析，對照“五年規(guī)劃”目標，尋找差距，發(fā)布政策，為實現(xiàn)規(guī)劃目標準備沖刺。面對前述 電力市場化不達預期的情況，3 月 5 日，國務院總理李克強在 2019 年政府工作報告時對電力行業(yè)提出工作要求，“深化電力、油氣、鐵路等領域改革，自然壟斷行業(yè)要根據(jù)不同行業(yè)特點實行網(wǎng)運分開，將競爭性業(yè)務全面推向 市場”表明了中央希望加快推動電力市場化進程的決心。其后，政府出臺 了一系列改革體制與價格政策落實了政府工作報告要求

9、，更好地實現(xiàn)電力 市場化目標。其中，相關機制改革政策全面覆蓋放開發(fā)用電計劃及中長期與現(xiàn)貨市場， 推動電改有條不紊地進行： - 4 -行業(yè)深度研究6 月 27 日，國家發(fā)展改革委印發(fā)了關于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知，就全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃、支持中小用戶參與市場化交易、健全全面放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃后的價格形成機制、切實做好公益性用電的供應保障及規(guī)劃內(nèi)清潔電源的發(fā)電消納保障等工作進行了具體部署。月 7 日，國家發(fā)改委發(fā)布了關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見提出，要進一步發(fā)揮市場決定價格的作用，建立完善現(xiàn)貨交易機制， 以靈活的市場價格信號，引導電力生產(chǎn)和消費，加快放開發(fā)用電

10、計劃，激 發(fā)市場主體活力，提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，促進能源清潔低碳發(fā)展。此外， 還要綜合考慮各地供需形勢、網(wǎng)源結構、送受電情況、市場化基礎和經(jīng)濟 社會發(fā)展水平等因素，研究制定電力現(xiàn)貨市場建設方案，鼓勵各地差異化 探索。月 19 日，國家能源局印發(fā)關于加強電力中長期交易監(jiān)管的意見提出進一步加強電力中長期交易監(jiān)管，規(guī)范市場交易行為，維護公平競爭的市場秩序，加快電力市場化改革。與機制改革配套的價改也就輸配電成本與上網(wǎng)電價兩個層面進行深化改革：5 月 24 日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合修訂出臺輸配電定價成本監(jiān)審辦法(以下簡稱新辦法)進一步完善對電網(wǎng)輸配電成本的監(jiān)管， 深入推進輸配電價改革。新辦法強

11、化了成本監(jiān)審約束和激勵作用：對電網(wǎng) 企業(yè)部分輸配電成本項目實行費用上限控制；明確對電網(wǎng)企業(yè)未實際投入使用、未達到規(guī)劃目標、重復建設等輸配電資產(chǎn)及成本費用不列入輸配電成本，引導企業(yè)合理有效投資，減少盲目投資；對企業(yè)重大內(nèi)部關聯(lián)方交易費用開展延伸審核，提高壟斷環(huán)節(jié)成本的社會公允性。10 月 21 日，國家發(fā)改委印發(fā)關于深化燃煤機組上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見（以下簡稱“煤電價改意見”），自 2020 年 1 月 1 日起，將現(xiàn)行燃煤機組標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價士上下浮動”的市場化價格機制。在過渡期，基準價按當?shù)噩F(xiàn)行燃煤機組標桿上網(wǎng)電價確定，浮動度范圍為上浮不超過 10、下浮原則上不超過 15

12、（2020 年暫不上浮，不具備條件的可不浮動按基準價執(zhí)行）。國家發(fā)展改革委根據(jù)市場發(fā)展適時對基準價和浮動度范圍進行調(diào)整；各地結合當?shù)厍闆r組織制定細化實施方案， 經(jīng)省級人民政府批準后，在國家發(fā)改委備案。上述一系列政策從市場機制建設與電價改革兩個維度，進一步對電力行業(yè) 的發(fā)、輸配、售進行分離，合理制定輸配價格，進一步擴大市場化銷售價 格范圍。上述政策執(zhí)行后，市場化電的部分由哪些電源承擔？取消運行長 達 15 年的標桿電價是否會對其他電源價改產(chǎn)生影響？新的價格機制下，2020 年煤電價格降幅多少？新的機制對煤電行業(yè)有何影響？我們將從體制與價格改革兩方面一一解讀。發(fā)用電計劃放開面臨多重挑戰(zhàn)，2021

13、市場化率或難超過 55%發(fā)用電計劃放開，推動市場資源配置發(fā)揮。放開發(fā)用電計劃意味著“電力計劃經(jīng)濟體制”的終結，是電力市場化改革的最重要目標。電力無法大量儲存的特點使得電力必須分層次。計劃體制時代，發(fā)用電計劃的分配制度包括兩個層次：一是年內(nèi)電量平衡，主要由地方經(jīng)信委安排的年度發(fā)用電指標分配制度，二是實時電力平衡：電力調(diào)度機構（電網(wǎng)）執(zhí)行的按天、按小時的發(fā)用電指標分配制度。放開發(fā)用電計劃后，隨著計劃電的大幅縮減，市場交易的結果將主要決定機組的開機及發(fā)電負荷，從而影響電網(wǎng)的潮流分布，影響大電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。原來的年度發(fā)用電指標分配將被電力中長期合同取代，實現(xiàn)年內(nèi)電量平衡；計 劃調(diào)度中的電力平衡也將

14、通過電力現(xiàn)貨市場實施：日前市場替代傳統(tǒng)電力調(diào)度機構每天確定次日機組組合和每臺機組次日出力曲線的職能，實時市場替代實時維護系統(tǒng)運行平衡的職能，輔助服務市場替代電力調(diào)度機構安排輔助服務機組的職能。 - 5 -行業(yè)深度研究圖表 2：電力行業(yè)由發(fā)用電計劃向市場化配置的職能轉(zhuǎn)變市場配置電量平衡經(jīng)信委排產(chǎn)/政府定價年度發(fā)用電指標分配電量平衡直接交易/雙邊協(xié)商中長期合同*電力平衡電力調(diào)度機制/政府定價次日機組組合各機組次日出力曲線實時電力系統(tǒng)平衡輔助服務機組安排電力平衡現(xiàn)貨市場/市場價格日前市場實時市場輔助服務市場推市 動場 直機 接制 交易計 發(fā)劃 用體 電制 計劃*對中長期合同，業(yè)界傾向于采用“差價合約

15、”進行金融結算。來源：國家發(fā)改委，國金證券研究所繪制一是市場機制建設進展不支持發(fā)用電計劃大幅放開。中國的電力直接交易、 跨省跨區(qū)交易、合同電量轉(zhuǎn)讓等中長期交易的開展，都是依附于計劃電量分配執(zhí)行下的傳統(tǒng)調(diào)度方式。“放開發(fā)用電計劃”意味著電力現(xiàn)貨市場取代調(diào)度職能，因此，“放開發(fā)用電計劃”進程離必須與電力市場建設，否則依然會存在地方政府過度干預企業(yè)的行為。然而，截至 2019 年 6 月底，8 個現(xiàn)貨市場試點僅展開試運行，現(xiàn)貨市場建設任重道遠。此外，我國能源供需逆向分布的稟賦，以及新能源大范圍消納利用的需求，客觀上決定了電力大規(guī)?？鐓^(qū)域輸送和消納是必由之路。2018 年全年全國跨省送電為12936

16、億千瓦時，占全社會用電量的 18.9%。由于缺乏電力交易利益補償機制，省間壁壘問題突出，部分地區(qū)嚴格管控省外購電量，除國家指令性計劃電量外，禁止向省外購電；部分地區(qū)要求壓低省外購電價格，致使價格方案協(xié)商困難，交易難以達成，也同樣制約了全國電力市場建設和資源的充分、高效配置。打破省間壁壘同樣需要充分發(fā)揮市場機制作用，通過建立省間發(fā)電權交易、省間輔助服務交易等方式，建立發(fā)電側(cè)的激勵機制， 對受端利益受損的發(fā)電機組進行補償。在政府意愿方面，探索建立省間交易利益補償機制，省間交易產(chǎn)生的紅利由送、受端省協(xié)商(或者按照強制比例)分配，提升政府接納省間送受電的積極性。然而，我國電力市場規(guī)模大、區(qū)域差異大、且

17、改革目標多元，發(fā)用電計劃放開無法一蹴而就，當前發(fā)用電計劃放開至少面臨以下挑戰(zhàn)：二是“交叉補貼”阻礙發(fā)用電計劃 100%放開。我國銷售電價主要根據(jù)歷史水平、社會穩(wěn)定、居民承受力等因素決定，因此，存在因價格結構扭曲導致某類用戶支付的能源價格低于其能源供應成本，由其他用戶分擔其成本的“交叉補貼”現(xiàn)象，如高電壓等級用戶對低電壓等級用戶的補貼，大工業(yè)與工商業(yè)用戶對居民用戶的補貼，舉例來看，全球居民用戶平均支付的電價水平為工商業(yè)用戶的兩倍左右，我國居民用戶支付的價格是工商業(yè)用戶的 30%-50%。根據(jù)國網(wǎng)財務部測算全國交叉補貼金額約在 2000-3000億之間，在誰承擔補貼方面，以 2016 年某省為例，

18、當年該省全部政策性交叉補貼總額約為 60.35 億元，其中，一般工商業(yè)和大工業(yè)分別承擔了28.01 億元和 32.34 億元電價補貼，居民被補貼總額高達 59.27 億元；電改后，電網(wǎng)公司由“購銷差價”改為“輸配電價”（利潤率不斷下降），原 來承擔電價補貼的高價用戶直接或間接進入市場，電網(wǎng)支撐“交叉補貼” 的渠道進一步流失，在既要保障公益性用戶優(yōu)先購電又無法提價傳導成本、既要保障用電安全又要規(guī)范輸配電價格的情況下，電網(wǎng)利潤受到進一步擠 壓，難以維續(xù)交叉補貼的能力，勢必竭力挽留一般工商業(yè)用戶。受低價保障性用電量的阻礙，我國的電力市場化目標最高只能到 66%（扣除農(nóng)業(yè)、居民與公益性用電量后）。三是

19、優(yōu)先發(fā)電規(guī)模擴大導致發(fā)用電計劃放開難。除了前述用電側(cè)交叉補貼 外，發(fā)電側(cè)還有高成本機組補貼，包括大量氣電、核電機組等清潔能源、 - 6 -行業(yè)深度研究甚至包括“一廠一價”時代高成本煤電機組等。在我國能源低碳轉(zhuǎn)型的背景下，需要重點考慮核電、水電、風電、太陽能發(fā)電等清潔能源的保障性收購，同時為積極推進風電、光伏發(fā)電補貼平價上網(wǎng)，國家對平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)項目，要將全部電量納入優(yōu)先發(fā)電計劃予以保障，在同等條件下優(yōu)先上網(wǎng)。一方面我國可再生能源發(fā)電量的進一步擴大，電力調(diào)度面臨的清潔能源保障性收購任務不斷加重；另一方面，市場化比例擴大使得電力調(diào)度可用的平衡手段不斷減少。多重目標對電力調(diào)度的限制使得放開發(fā)

20、用電計劃阻力加大。根據(jù) 2018 年數(shù)據(jù)測算優(yōu)先發(fā)電量合計占比為34.6 %：我國風電、太陽能按照 100%保障計算，發(fā)電量占比分別為 5.2% 和 2.5%；核電和水電分別按照 20%和 30%市場率計算，優(yōu)先發(fā)電占比分別為 3.4%和 12.3%；此外，燃氣發(fā)電（按照 20%市場化率）優(yōu)先發(fā)電占比約 2.6%，煤電熱電聯(lián)產(chǎn)機組優(yōu)先發(fā)電（按照 2018 年裝機 4.3 億，假設城市供熱 3 億，120 天供熱保障、利用率 70%，2016 小時計算）占比約8.6%。上述測算意味著，電網(wǎng)一方面要賠本保障供應居民等公益性質(zhì)用電，另一方面又要支付核電、氣電等高成本電源用電，在自身利潤率不斷被壓縮的

21、情況下，如何解決交叉補貼成為電力市場化的攔路虎。圖表 3：2017-2019 浙江電網(wǎng)輸配電價表（自 2018 年 4 月 1 日執(zhí)行）用電分類不滿1千伏度電電價（元/千瓦時）1-10千伏20千伏35千伏輸配電價0.37790.33990.31990.3099平均銷售電價0.82770.78970.78970.7697銷售電價與輸配電價差價0.44980.44980.46980.4598注：1. 表中電價含增值稅、線損及交叉補貼。2.參與電力市場花交易的電力用戶輸配電價水平按上表執(zhí)行，并按規(guī)定征收政府性基金及附加來源：中電聯(lián)，國金證券研究所四是部分用電量不大的一般工商業(yè)用戶難以進入市場。從用戶

22、側(cè)角度看， 一般工商業(yè)用戶主要為年用電量 500 萬千瓦時以下用戶，以浙江省為例一般為低電壓等級用戶，從銷售電價與輸配電價差價的角度看，以浙江省為例，一般工商業(yè)用戶的銷售電價與輸配電價差約在 0.45-0.46 元/千瓦時之間，扣除約 3 分錢的各類政府基金，差價約在 0.42-043 元/千瓦時之間，浙江省市場化電的價格約為 0.38 元/千瓦時，度電差價在 0.04-0.05 元/千瓦時，年用電量 100 萬千瓦時的用戶去市場購電后用電成本可降低 4-5 萬元（不考慮支付售電公司成本）。如用戶對電價敏感度不高，在輕資產(chǎn)獨立 售電公司與電網(wǎng)之間，用戶出于對供電安全的考慮，至少在最初的一兩年

23、會處于觀望狀態(tài)；從電網(wǎng)方面考慮，工商業(yè)用戶走向市場意味著電網(wǎng)要讓出統(tǒng)購統(tǒng)銷利益，降低自身利潤率，因此，電網(wǎng)推動發(fā)用電計劃放開的積極性不高；從發(fā)電企業(yè)角度考慮，則會比較市場化電價與出售給電網(wǎng)的浮動電價的高低來考慮是否需要直接與用戶交易；最愿意推動市場化的獨立售電公司，則要根據(jù)開發(fā)用戶的投入產(chǎn)出比、自身電價預測能力、報價水平等要素考慮用戶開發(fā)。上述因素導致一般工商業(yè)用戶不可能大踏步進入市場。圖表 4：預計 2021 年放開發(fā)用電計劃不超過 55% - 7 -行業(yè)深度研究發(fā)電側(cè)預計2021年各電源市場化程度煤電80%氣電 20%水電 30%核電20%可再生3%用電側(cè)預計2012年放開發(fā)用電計劃不超過

24、55%大工業(yè)/工商業(yè)直接交易約 35%-40%66%34%優(yōu)先購電公益性保障用戶獨立售電公司代理約 10%-15%放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃目標電網(wǎng)代理*約 6%-21%*電網(wǎng)代理部分，無法放開發(fā)用電計劃。來源：中電聯(lián)，國金證券研究所綜合上述挑戰(zhàn)與困難， 并結合 2015 年推動第二輪市場化改革以來，面對年度用電量千萬-億級別的用戶，電力市場直接交易的比重基本以 5%的年均增速向前推進的速度看（圖表 1），在當前由于年度用電量收窄而客戶數(shù)量大大增加的情況下，即便我們非常激進地按照每年 8%的市場化比例計算，至 2021 年，全社會電力市場化比例也不超過 55%。當然，由于各省當前市場化程度、電力供需

25、情況不一，市場化程度在具體省份會有較大差異 。清潔能源定價之錨不變，但長期影響不同 發(fā)用電計劃放開，深化上網(wǎng)電價市場化改革。電力體制和電力市場化改革的同時，電價體系也隨之發(fā)展變化。當前，我國電價體系從單一的銷售電價，經(jīng)歷了構建獨立的上網(wǎng)電價、輸配電價和完善銷售電價等改革，基本形成了目前較為完善的電價體系。發(fā)用電計劃放開標志著電價改革進一步向市場化價格靠攏，逐漸實現(xiàn)中共中央國務院在關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發(fā)20159 號，以下簡稱“9 號文”）提出的目標“分步實現(xiàn)公益性以外的發(fā)售電價格由市場形成”，“參與電力市場交易的發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價由用戶或售電主體與發(fā)電企業(yè)通過協(xié)商、市場競價等

26、方式自主確定”。圖表 5：電力工業(yè)交易與價格機制標桿電價時期政府定價-標桿政府定價-目錄電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷賺取購銷差價大工業(yè)一般工商業(yè)農(nóng)業(yè)居民/福利機構其他（公共事業(yè)/公益性等）售電側(cè)電網(wǎng)煤電燃機水電*核電可再生發(fā)電側(cè)來源：國家發(fā)改委，國金證券研究所繪制根據(jù)前述對電力市場化的分析，我們認為即便在完全放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃后，未市場化的優(yōu)先購電機組清潔能源機組以及一些熱電聯(lián)產(chǎn)煤電機組仍將由政府定價；在難以解決“交叉補貼”問題的情況下，農(nóng)業(yè)、居民、公共事業(yè)與福利機構以及由電網(wǎng)代理購電的一般工商業(yè)用戶仍將由政府制定目錄電價（圖表 7）。簡而言之，仍由電網(wǎng)執(zhí)行發(fā)用電計劃的機組將維持當前政府定價。 - 8 -行

27、業(yè)深度研究圖表 6：電力工業(yè)交易與價格機制放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃后優(yōu)先發(fā)電/政府定價電網(wǎng)保障/政府定價燃機政府定價-輸配電價水電*獨立售電公司代理電網(wǎng)收輸配電價電網(wǎng)收購銷差價 電力交易中心核電可再生大工業(yè)一般工商業(yè)農(nóng)業(yè)居民/福利機構其他（公共事業(yè)/公益性等）煤電發(fā)電側(cè)市場交易價格售電側(cè)電網(wǎng)來源：國家發(fā)改委，國金證券研究所繪制 適應電力機制發(fā)展，電價體系逐步升級。在深入剖析當前的價格機制前，有必要對我國電價發(fā)展情況做大致了解，根據(jù)電價特地，我們將我國電價發(fā)展大致分為三階段：標桿電價時期（20022015 年）：2002 年廠網(wǎng)分開后，逐步形成由電網(wǎng) 公司向發(fā)電側(cè)各種電源統(tǒng)一購電，再銷售給工業(yè)、商業(yè)

28、、居民等用戶的商 業(yè)模式。電價體系也在單純的銷售電價結構基礎上增加了發(fā)電上網(wǎng)電價、 部分跨省區(qū)輸電價格、部分省份大用戶直購電交易的輸電價格及輔助服務補償標準（圖表 5）。一是形成了分電源上網(wǎng)電價標桿化和外部性成本內(nèi)部 化改革（脫硫脫硝除塵環(huán)保及超低排放加價）。二是上網(wǎng)電價市場化探索， 部分試點省份開展了大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易，直接交易價格由雙方協(xié) 商確定或由電力交易中心組織集中競價。三是銷售電價改革，簡化了銷售 電價分類，大部分省份實行了大工業(yè)用戶峰谷分時電價，上海和浙江等省 市試行了居民電價峰谷分時制，全國普遍實施居民階梯電價和可再生能源 電價附加等。“標桿電價”有效解決了 “一廠一價”無

29、法有效約束成本的弊端，在建立競爭性批發(fā)市場的過渡階段，起到了引導發(fā)電企業(yè)節(jié)約成本， 提高效率，優(yōu)化發(fā)電資源配置，促進發(fā)電節(jié)能技術進步的作用。一廠一價時期（1985-2002 年）：為鼓勵集資辦電、吸引電力投資，我國實行了還本付息電價政策，后改進為經(jīng)營期電價，初步形成了獨立的上網(wǎng)電價，并相應地形成了多種銷售電價。這一階段的定價以成本加成為主，由地方政府的自主定價，有效加快了我國電力建設。市場改革時期（2015 年至今）：電價改革包括兩個重點：實施獨立輸配電價監(jiān)管，完成了第一個監(jiān)管周期省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)和專項輸電工程獨立輸配電價監(jiān)管的全覆蓋；各省、直轄市和自治區(qū)（以下簡稱各?。┩ㄟ^開展了多種形式的

30、電力交易，實現(xiàn)了部分發(fā)電量價格的市場化和大工業(yè)用電價格的市場化。標桿電價時期，不同電源定價方式有差。目前，我國正處于由“標桿電價” 時期向“市場改革”時期發(fā)展的階段（圖表 6），各種電源都有不同程度的 市場化。但大多數(shù)電量依然由電網(wǎng)按照“標桿電價”收購，即由政府價格 主管部門制定的上網(wǎng)電價，同一地區(qū)新建設的同類型發(fā)電機組實行同一價 格,并事先向社會公布的發(fā)電電價制度。具體分電源看：煤電：地方定價國家發(fā)改委審批，上網(wǎng)電價采用“分省標桿制+脫硫、脫銷、除塵及超低排放環(huán)保加價”的機制，部分缺電省份為保證供電安全，對“一廠一價時期”高價機組維持高于標桿電價的定價；氣電：地方自主定價，根據(jù)其在各地區(qū)電力

31、系統(tǒng)中的作用及投產(chǎn)時間，實行差別化的上網(wǎng)電價機制，目前上海、浙江、江蘇、河南執(zhí)行兩部制電價，其余地區(qū)仍采用單一制電價。 - 9 -行業(yè)深度研究核電：國家發(fā)改委定價，上網(wǎng)電價采用全國統(tǒng)一標桿機制（0.43 元/千瓦時），同時參考所在地區(qū)煤電標桿，通常情況下新投產(chǎn)機組不高于當?shù)孛弘姌藯U上網(wǎng)電價。抽水蓄能：已從租賃制、兩部制和單一制等多種電價形式并存，改為統(tǒng)一由國家發(fā)改委制定兩部制上網(wǎng)電價及抽水電價為基礎的新機制。水電：省內(nèi)水電上網(wǎng)電價由省內(nèi)定價，水電比重較大的?。ㄈ缢拇ê驮颇希瑢嵭胸S枯分時電價或者分類標桿電價，部分“一廠一價時期”電站維持 “一廠一價”?？缡】鐓^(qū)域送電的水電上網(wǎng)電價由國家發(fā)改委定

32、價，電價機制由受電?。ㄊ校┥暇W(wǎng)電價倒推機制改進為由送電、受電市場主體雙方按照“風險共擔、利益共享”原則協(xié)商或通過市場化交易方式確定送受電量、價格，并建立相應的價格調(diào)整機制，一般來看，跨省水電落地電價不超過本地煤電標桿。圖表 7：電力工業(yè)交易與價格機制2018 年年底現(xiàn)狀政府定價-標桿政府定價-目錄政府定價-輸配電價獨立售電公司代理電網(wǎng)收輸配電價電網(wǎng)收購銷差價 電力交易中心大工業(yè)一般工商業(yè)農(nóng)業(yè)居民/福利機構其他（公共事業(yè)/公益性等）核電可再生煤電燃機水電*發(fā)電側(cè)市場交易價格售電側(cè)電網(wǎng)來源：國家發(fā)改委，國金證券研究所繪制風電和光伏：秉承補貼退坡原則的標桿電價，新建陸上風電 2019 年和2020

33、年的最低指導價分別為 0.34 元每千瓦時和 0.29 元每千瓦時，海上風電上網(wǎng)電價分別為 0.75 元/千瓦時和 0.65 元/千瓦時；新建光伏發(fā)電項目2019 年的指導價已經(jīng)下降到 0.4 元每千瓦時，并通過加大競爭配置力度進一步降低補貼強度。存量風光發(fā)電中電網(wǎng)按照當?shù)孛弘姌藯U電價與發(fā)電企業(yè)實時結算，高出部分由可再生能源附加依照“全國統(tǒng)一分配”原則進行補貼。光熱發(fā)電：退坡式三年標桿電價，2019 年為 1.14 元/千瓦時，2020 年和2021 年分別在上年基礎上下降 0.02 元/千瓦時。盡管煤電上網(wǎng)改“基準+浮動”，電價之錨仍為原有煤電標桿電價。前述梳理表明煤電上網(wǎng)標桿電價對核電、跨

34、省水電的電價以及可再生能源的現(xiàn)金流（ 實時結算）起到“錨”的作用。政府定價電量部分的煤電價格機制由現(xiàn)行燃煤機組標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價士上下浮動”的價格機制后，是否會對原有標桿價格體系產(chǎn)生影響？我們認為與煤電高變動成本的結構不同， 核電、水電、風光等電源均為高固定成本結構，不適宜與煤價掛鉤浮動，因此，其他電源與煤電標桿電價掛鉤的內(nèi)容將主要由煤電基準價取代，暫不發(fā)生改變。具體看：煤電：從原有地方發(fā)改委定價報國家發(fā)改委審批變?yōu)閲野l(fā)改委定基準價，地方自主定浮動價格后報國家發(fā)改委備案。由于國家發(fā)改委審批時期續(xù)綜 合考慮全國經(jīng)濟情況調(diào)價，價格審批權下放后可依據(jù)各省情況自主調(diào)整， 或令價格調(diào)整頻率加

35、快。我們認為中短期內(nèi)煤電基準價不變，基準變動的 觸發(fā)點或為至少超過半數(shù)的省市電價變動上浮超過 10%或下浮超過 15%時。 - 10 -行業(yè)深度研究氣電：維持地方自主定價，預計定價機制不變。核電：維持國家發(fā)改委定價，由于三代核電機組平準化度電成本遠高于二代或二代半機組，在當前降成本的背景下，政府難以給三代機組按照成本加成法 定價，更多通過不下降二代機組標桿由核電公司內(nèi)部消化三代高成本機組。中 長期看，由于新投產(chǎn)三代高成本機組的數(shù)量不斷增加， 上網(wǎng)電價或?qū)⒕S持現(xiàn)有定價體制，難以下調(diào)。水電：省內(nèi)水電定價權在省內(nèi)，將維持原有電價制度，與煤電定價無關， 市場化部分隨省內(nèi)供需平衡情況價格變動?？缡】鐓^(qū)定

36、價在國家發(fā)改委， 對新建機組將維持“成本加成”與落地電價協(xié)調(diào)機制；對存量機組，由于跨省輸電成本在第一輪成本監(jiān)審中已經(jīng)大幅下降，早期跨省跨區(qū)水電的落地電價相比市場交易價已具競爭力，且隨著輸電價格 2020 年第二輪成本監(jiān)審的開展，依然存在下降空間，從而進一步加強跨省電價的落地電價優(yōu)勢，因此，除非經(jīng)濟大幅下降給能源價格造成壓力，長期看由政府定價的 跨省水電價格應只升不降。抽水蓄能：現(xiàn)行兩部制上網(wǎng)電價及抽水電價新機制由國家發(fā)改委制定，中短期內(nèi)不會改變。圖表 8：三峽實際落地電價基本低于落地省市交易電價圖表 9：溪向?qū)嶋H落地電價基本低于落地省市交易電價元/千瓦時0.500.450.400.350.30

37、0.250.200.150.100.050.00上海 浙江 江蘇 安徽 廣東 湖北 湖南 江西 河南 重慶煤電標桿平均交易電價三峽落地價三峽上網(wǎng)價煤電標桿 平均交易電價 落地價（水電站上網(wǎng)價+輸電價格） 水電站上網(wǎng)價廣東浙江上海元/千瓦時0.500.400.300.200.100.00來源：中電聯(lián)，國金證券研究所來源：中電聯(lián)，國金證券研究所風電、光伏等可再生能源：主要對分布式光伏/風電產(chǎn)生影響，由于分布式可再生發(fā)電項目的定價基礎為一般工商業(yè)電價，隨著一般工商業(yè)電價走向市場獲得電價降低紅利，分布式項目的收益率隨之下降；由于 2019 和2020 年的集中式平價上網(wǎng)光伏項目采取執(zhí)行固定電價收購政策

38、，項目電價不受影響；2021 年后，集中式平價上網(wǎng)項目主要以競價為主，與煤電標桿不掛鉤，我們認為或出臺長期固定價收購政策。光熱發(fā)電：價格與煤電不掛鉤，具體標桿需等待十四五出臺相關價格政策。浮動機制難改煤電聯(lián)動本質(zhì)，多因素推動首輪浮動價降幅不超 3%電煤成本占比高、變化大，應為煤電電價浮動對標。盡管各地可以采取電價與電價與煤價或與下游產(chǎn)品價格掛鉤的兩種方法，我們認為合理的掛鉤 方式應與煤價掛鉤而非下游成本，原因有二：一是各地電煤成本占營業(yè)成 本的比重超過 70%，對電廠盈利影響最大，且煤炭價格基本市場化，波動幅度較高，適合成為浮動對標；二是各地區(qū)用電結構不同，無法以單一產(chǎn) 品作為浮動基礎，若強行

39、與下游產(chǎn)品價格掛鉤，或?qū)е麓罅棵弘娖髽I(yè)退出，下文青海省實例表明如強行與下游產(chǎn)品價格掛鉤，或?qū)е旅弘娖髽I(yè)生產(chǎn)經(jīng)營難以為續(xù)（圖表 10）。 水電大省青海電價掛鉤下游產(chǎn)品，致統(tǒng)調(diào)火電廠全面虧損。青海省水電發(fā)電占比高，由于水電發(fā)電成本低，且青海省工業(yè)用電以高耗能為主。2018 年，青海省電力直接交易從 “雙邊協(xié)商、價差平移”改為政府制定的“輸配電價法”，即發(fā)電企業(yè)讓利基礎電價=電解鋁度電價格-輸配電價-基金及附加，這一電價方法實際為與下游產(chǎn)品掛鉤的浮動電價機制。青海統(tǒng)調(diào)口 - 11 -行業(yè)深度研究徑火電機組中，省調(diào)火電企業(yè) 5 家，機組 10 臺，總裝機 316 萬千瓦；其余為自備火電企業(yè)，主要集中

40、在海西地區(qū)。西北能源監(jiān)管局青海業(yè)務辦調(diào)研表明：唐湖、寧北和大通等三座早期建設的電廠電價均按照省內(nèi)火電脫硫標桿上網(wǎng)電價為 0.3247 元/千瓦時結算。漢東、佐署兩座電廠在 2016 年投運時，因上網(wǎng)電價無法疏導，電網(wǎng)企業(yè)未能按照火電脫硫標桿上網(wǎng)電價執(zhí)行；后經(jīng)省發(fā)改委協(xié)調(diào)，確定兩座電廠2016、2017 年結算電價分別為 0.24、0.28 元/千瓦時，自 2018 年開始基礎部分電量執(zhí)行火電脫硫標桿上網(wǎng)電價，交易部分電量執(zhí)行市場電價。漢東電廠近三年電價據(jù)此結算；佐署熱電廠 2016 年未接受協(xié)調(diào)電價，最終按照鋁電聯(lián)動價格倒推結算電價，為 0.2759 元/千瓦時，后兩年按照協(xié)調(diào)電價結算。然而，

41、電煤價格持續(xù)上漲直接導致燃料成本已經(jīng)接近或超過交易電價，企 業(yè)嚴重虧損。以 2018 年為例，漢東電廠單位度電燃料成本 0.224 元(含稅)，接近 0.2308 元/千瓦時交易電價；寧北電廠煤價、煤耗均為最高，其單位度電燃料成本 0.3586 元（含稅），遠超 0.1967 元/千瓦時交易電價。需要指出的是，受經(jīng)營現(xiàn)狀影響，寧北電廠已于 2019 年 4 月開始處于無限期停運狀態(tài)。圖表 10：2018 年度電煤炭成本占比度電燃料成本占營業(yè)成本比重度電燃料成本(分）90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%2520151050全國天津河北山西山東內(nèi)蒙古遼寧吉林黑龍江陜西甘肅寧夏

42、青海新疆上海浙江江蘇安徽福建湖北河南湖南江西四川重慶廣東廣西云南貴州海南來源：中國煤炭市場網(wǎng)，國金證券研究所注：1. 營業(yè)成本包括制造費用、管理費用與折舊，但不包括財務費用。2. 煤電成本基于 2017 年各地電煤指數(shù)年度平均價格，不包含北京、寧夏與新疆，北京由于煤電已基本退出，寧夏與新疆因缺少發(fā)電成本數(shù)據(jù)， 內(nèi)蒙電煤采用了蒙東/蒙西平均價。 - 12 -行業(yè)深度研究圖表 11：2018 年青海省裝機結構圖表 12：2018 年青海省發(fā)電結構火電14%風電9%2800萬千瓦水電43%太陽能發(fā)電34%水電64%火電15%805億千瓦時太陽能發(fā)電16%風電5%來源：中電聯(lián)，國金證券研究所來源：中電

43、聯(lián)，國金證券研究所圖表 13：2016-2018 年青海省火電企業(yè)合計資產(chǎn)資產(chǎn)負債情況（億元）資產(chǎn)綜述固定資產(chǎn)負債總額負債率收入總額利潤總額利潤率2016 年164.6111.47145.4188%23.88-5.43-19%2017 年168.98107.72144.9086%32.62-7.22-22%2018 年158.24105.3141.4989%26.62-11.4-48%來源：中國能源報青海煤電困局如何破解，國金證券研究所“浮動價、地方定”，煤電價格新辦法將解決過往一刀切，加快電價調(diào)整頻率。由于各省經(jīng)濟煤炭與電力供需、經(jīng)濟承受能力等條件不同，由國家發(fā)改委定價下的“煤電聯(lián)動”機制要

44、協(xié)調(diào)超過 30 個省市與地區(qū)，難免出現(xiàn)“一刀切”條件。以煤價為例，蒙東、蒙西、寧夏、新疆等地的基礎煤價 低于全國平均水平 200-300 元/噸，全國的煤電聯(lián)動調(diào)整水平 30 元/噸起， 導致這些地區(qū)的調(diào)整不到位，大量火電企業(yè)在煤價大幅上漲時沒有得到應 有的電價補償。煤電上網(wǎng)定價權下放到地方后，地方可根據(jù)自身經(jīng)濟情況、電力供需等條件制定調(diào)價機制，決定是否進行調(diào)價，更適應地方經(jīng)濟發(fā)展。電價是社會生產(chǎn)成本調(diào)節(jié)工具，平衡多地區(qū)經(jīng)濟致全國煤電聯(lián)動滯后。我 國以煤為主的能源稟賦使得煤價成為經(jīng)濟影響的重要環(huán)節(jié)，而煤電作為煤炭成本傳導的二次產(chǎn)品，多年來一直成為計劃經(jīng)濟下，國家有效平穩(wěn)全社會生產(chǎn)成本的手段。“

45、市場煤”與“管制電”造成發(fā)電企業(yè)在煤價高企時無法通過電價傳導，導致發(fā)電企業(yè)虧損（圖表 13）。以 2017 年煤電聯(lián)動調(diào)整為例，根據(jù)政策規(guī)定:“上網(wǎng)電價調(diào)整水平不足每千瓦時 0.2 分錢的，當年不實施聯(lián)動機制”，2017 年全國 32 個地區(qū)中除了吉林省、安徽省、海南省、甘肅省、青海省、新疆維吾爾自治區(qū)等 6 個地區(qū)上網(wǎng)電價可不做調(diào)整外，其他 26 個地區(qū)上網(wǎng)電價需進行調(diào)整，其中，北京市、上海市、浙江省、福建省、江西省、重慶市、四川省、貴州省、云南省、陜西省以及寧夏回族自治區(qū)等 11 個地區(qū)需調(diào)低上網(wǎng)電價; 其他 15 個地區(qū)均需調(diào)高上網(wǎng)電價。但實際上，國家發(fā)展和改革委員會并未按照全國范圍內(nèi)一

46、刀切的模式在 2017 年 1 月啟動煤電價格聯(lián)動，理由是全國平均上網(wǎng)電價應上漲 0.18 分/千瓦時，未達到政策規(guī)定的 0.2 分/千瓦時的調(diào)整標準。 - 13 -行業(yè)深度研究圖表 14：華能國際股價表現(xiàn)與煤價對比元/噸元120014100012800106008400620042019-102019-052018-122018-072018-022017-092017-042016-112016-062016-012015-082015-032014-102014-052013-122013-072013-022012-092012-042011-112011-062011-012010-

47、082010-032009-102009-052008-122008-072008-0202-2000華能累計超額收益（%）秦皇島港:平倉價:動力煤(Q5500K)華能國際收盤價（右軸）來源：Wind，國金證券研究所注：累計超額收益計算基準日期為 2003 年 2 月 28 日圖表 15：2017 年全國各地區(qū)上網(wǎng)電價與煤價聯(lián)動測算結果（單位：分/千瓦時、元/噸）2016 年電價實地區(qū)際調(diào)整2017 年煤電聯(lián)動 電煤價格（元/噸） 上網(wǎng)電價調(diào)整2017 年理論調(diào)整幅度實際調(diào)價（分/千瓦（分/千瓦時）2014 年2016 年納入聯(lián)動均價均價的煤價全國-3444.44347.54-96.91-63

48、.22-2.820.181.09北京-2.39444.47347.45-97.02-63.32-2.83-0.440.83天津-3.01440.44344.92-95.52-61.97-2.770.241.41冀北-3.37405.82309.26-96.56-62.9-2.810.560.86冀南-4.17424.37314.31-110.06-74.05-3.310.861.47山西-3.33321.73223.53-98.20-64.38-2.880.451.15蒙西-1.65243.76185.09-58.68-28.68-1.280.371.88蒙東-0.33224.93215.34

49、-9.59000.330.57遼寧-1.78446.78388.94-57.83-27.83-1.240.540.64吉林-0.86396.78347.5-49.28-19.28-0.8600.14黑龍江-1.41398.51344.34-54.17-24.17-1.080.330.17上海-3.11519.5404.33-115.16-78.13-3.49-0.380江蘇-3.16491.13394.49-96.64-62.98-2.810.351.07浙江-3547.04415.92-131.13-90.9-4.06-1.061.3安徽-3.76534.62416.06-118.56-80

50、.85-3.610.150福建-3.18518.5391.48-127.02-87.61-3.91-0.531.51江西-4.03612.03453.74-158.29-106-4.73-0.71.95山東-4.65550.15409.19-140.96-98.77-4.410.241.88河南-4.46489.08371.26-117.82-80.26-3.580.880.29湖北-4.35536.11403.88-132.23-91.78-4.10.251.5湖南-2.49496.73429.62-67.10-36.39-1.630.862.28廣東-2.3503.79426.93-76.

51、86-45.17-2.020.280廣西-2.84594.79518.23-76.56-44.91-2.010.831.68價差（分/千瓦時）（分/千瓦時）時） - 14 -行業(yè)深度研究海南-3.3549.68445.07-104.61-69.69-3.110.191.99重慶-4.17550.19400.31-149.88-105.91-4.73-0.561四川-3.9531.1387.24-143.87-101.09-4.51-0.610貴州-3.46467.15335.97-131.18-90.95-4.06-0.60云南-2.05475.93390.56-85.37-52.83-2.3

52、6-0.310陜西-4.5444.37286.27-158.11-106-4.73-0.230.25甘肅-2.72380.96284.45-96.52-62.87-2.81-0.090.67青海-1.23450.2394.35-55.85-25.85-1.150.080寧夏-1.16285.49223.54-61.94-31.75-1.42-0.261.52新疆0185.29160.71-24.580001來源：國家發(fā)改委，國金證券研究所當經(jīng)濟趨勢向好可順價或有來源補償煤電企業(yè)收益時，地方政府也會根據(jù)自身經(jīng)濟調(diào)節(jié)將煤電企業(yè)在經(jīng)濟較差時承擔的經(jīng)濟損失返還給煤電企業(yè)。2017 年年初經(jīng)濟不明朗煤價

53、難以傳導時，國家在符合煤電聯(lián)動條件的情況下未啟動，待到電網(wǎng)輸配電價審核后找到上網(wǎng)電價漲價的主要來源，7 月果斷上調(diào)煤電上網(wǎng)標桿價，并且大多數(shù)省份電價實際調(diào)整幅度高于根據(jù)2016 年煤價水平測算的理論調(diào)整幅度（圖表 15），部分緩解煤電廠因煤價上漲而帶來的巨額虧損。圖表 16：2017 年各省實際電價調(diào)整基本高于理論調(diào)整值分/千瓦時2.52.01.51.00.50.0(0.5)(1.0)(1.5)2017年理論調(diào)價實際調(diào)價全國北京 天津 冀北 冀南 山西 蒙西 蒙東 遼寧 吉林 黑龍江上海 江蘇 浙江 安徽 福建 江西 山東 河南 湖北 湖南 廣東 廣西 海南 重慶 四川 貴州 云南 陜西 甘肅

54、 青海 寧夏新疆來源：發(fā)改委，中電聯(lián)，Wind，國金證券研究所2018 年至今煤電電價應增不增，成為首次浮動電價不會大幅降低理由之一。2017 年全年煤價大幅上揚，我們根據(jù)煤電聯(lián)動公式測算，理論上全國煤電標桿電價已經(jīng)觸發(fā)上漲調(diào)節(jié)，應當在 2018 年 1 月 1 日上浮 1.79 分/千瓦時。然而，由于 2018 年國務院下達第一輪一般工商業(yè)用戶降價 10%的指令， 原本可以用作煤電漲價的資金全部用于為一般工商業(yè)降電價，煤電企業(yè)再 次承擔煤價上漲的壓力，2019 年，增值稅稅率下降的背景下，煤電企業(yè)本有機會享受稅率下降帶來的扣稅營業(yè)收入的增加，但上述紅利轉(zhuǎn)給了第二 輪工商業(yè)降電價。截至 201

55、9 年 9 月，五大發(fā)電集團的煤電企業(yè)虧損面仍高達 40%。因此，從對地方經(jīng)濟支持的角度看，煤電企業(yè)在 2017 至 2019 年都為地方經(jīng)濟承擔一定煤價上漲風險，這一點也將成為執(zhí)行“基準+浮 動”電價機制后，煤電企業(yè)與地方政府進行價格博弈的一大有利因素。 - 15 -行業(yè)深度研究圖表 17：2018 年 1 月 1 日煤電聯(lián)動理論調(diào)價幅度圖表 18：2015 年至今五大發(fā)電集團煤電利潤與虧損面-2000%利潤總額（億元）虧損面2019年1-920182016201510%020%20030%40040%40%43.80%60060%50%60%80070%10002017來源：中電聯(lián)，國金證

56、券研究所來源：中電聯(lián)，國金證券研究所分/千瓦5.04.54.03.53.02.52.01.51.00.50.0全國天津冀北冀南山西蒙西蒙東遼寧吉林黑龍江上海江蘇浙江安徽福建江西山東河南湖北湖南廣東廣西海南重慶四川貴州云南陜西甘肅青海寧夏新疆市場化交易電價不斷攀升表明供需格局由寬松轉(zhuǎn)緊，成為首輪不會大幅降價理由之二。市場化意味著還原電力商品屬性，由市場供需決定價格。2017 年一季度以來，大型發(fā)電集團在市場交易的煤電平均價格不斷小幅攀升，一定程度上反映了市場逐漸偏緊，發(fā)電公司有能力通過市場傳導煤炭 價格。2019 年一季度多個省份的煤電價格折價率在 5%之內(nèi)，青海省的電 力企業(yè)甚至可以在枯水期獲

57、得比標桿電價更高的市場化電價，江西、重慶、安徽、廣西、遼寧等地區(qū)的市場化折價基本接近 1%，加上我們通過調(diào)研了解到的湖北、湖南、新疆、蒙西、冀南等地區(qū)或?qū)⒊蔀槭纵嗠妰r不降價地區(qū)。圖表 19：大型發(fā)電集團平均市場交易煤電價格不斷攀升圖表 20：2019Q1 多數(shù)省份市場化電價折價率在 5%以內(nèi)0.350.340.330.320.310.300.290.34060.3380.33840.33120.33070.33220.32750.31920.31242017Q1 2017Q2 2017Q3 2017Q4 2018Q1 2018Q2 2018Q3 2018Q4 2019Q1大型發(fā)電集團煤電市場交

58、易平均電價（元/千瓦時）0.500.450.400.350.300.250.200.150.100.050.00遼 吉 蒙 冀 山 山 陜 青 湖 江 重 浙 江 安 福 廣 廣 貴寧 林 東 北 東 西 西 海 南 西 慶 江 蘇 徽 建 東 西 州2%0%-2%-4%-6%-8%-10%標桿上網(wǎng)電價（元/千瓦時）市場化交易電價（元/千瓦時）折價率來源：中電聯(lián)，國金證券研究所來源：廣東電力交易中心，國金證券研究所政府定價部分煤電降價后的收益歸電網(wǎng)，成為首輪不會大幅降價理由之三。折價超過 5%的江蘇、浙江、廣東等地區(qū)，處于“雙控”（控制煤炭消費總 量，控制煤炭質(zhì)量），煤電企業(yè)難以提高利用小時數(shù)

59、至 5000 小時以上， ROE 維持在 8%以下的水平，如政府定價部分的讓利主要受益者為央企電網(wǎng)，實際降低本地企業(yè)稅利，且政府無法通過降低煤電標桿影響由供需定 價的市場電價，極端情況下，如果市場供需緊張，或者發(fā)電企業(yè)擁有市場 力通過提高市場價格彌補政府定價部分的損失，反而影響本地生產(chǎn)成本競 爭力。綜上所述，我們認為，首輪電價受煤價、電廠盈利水平、市場供需等影響， 政府定價電量的平均降價區(qū)間在 3%之內(nèi)，江西、重慶、安徽、廣西、遼寧、湖北、湖南、新疆、蒙西、冀南等地區(qū)或?qū)⒊蔀槭纵嗠妰r不降價地區(qū)。 - 16 -行業(yè)深度研究市場化+浮動價增強盈利確定性，助力火電板塊估值回歸 煤價電價雙軌制，加劇火

60、電板塊利潤波動性。如前所述，受“市場煤、管制電”的機制影響，計劃經(jīng)濟背景下，煤電企業(yè)難以及時將價格傳導至下游用戶，導致火電板塊盈利波動性明顯高于公共事業(yè)與水電板塊。圖表 21：火電板塊毛利率波動性較公共事業(yè)和水電高圖表 22：火電板塊 PE 估值與公用事業(yè)、水電對比50%45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%SW火電SW公用事業(yè)SW水電SW燃氣來源：華電集團，國金證券研究所來源：Wind，國金證券研究所圖表 23：火電指數(shù)大多時候受 EPS 驅(qū)動，僅 11-12 年、18 年由 PE 主導45040035030025020015010050020002002200420062