國家發(fā)改委10月11 日印發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，并于10 月15 日起正式實施。近期多地開展了電價上浮政策落地之后的首次市場化交易，本周我們對此次電價改革可能對市場化交易電價以及工商業(yè)用戶用電成本產(chǎn)生的影響進行梳理。

　　核心觀點

　　近期市場化交易電價梳理

　　近期多地市場化交易電價上浮，觸及20%上限。部分省份陸續(xù)組織開展了深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革后的首次交易。其中，山東省成交電量110.7 億千瓦時，成交均價較基準電價上浮19.8%；江蘇省共成交電量19.98 億千瓦時，成交均價相較于基準價上浮19.94%。此外，湖北、貴州等地電力成交價也出現(xiàn) “頂格上浮”。

　　中長期市場化電價上漲利好發(fā)電側(cè)估值有望重塑。隨著燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%，市場對于電價“只降不升”的預(yù)期將被進一步打破，電價上漲空間將被進一步釋放。我們預(yù)計后期各省份電力市場化交易電價上漲幅度或?qū)⒊掷m(xù)高位，利于未來電力資源更好地回歸商品屬性，各電力運營商價值有望重塑。我們選取了華能國際、華電國際、大唐發(fā)電等九家公司進行測算，若火電上網(wǎng)電價提高0.01元/千瓦時，將有望為歸母凈利潤帶來5.33%-22.45%的增幅。

　　此次電力市場化改革對工商用戶影響如何？

　　需求端：工商業(yè)用戶用電量持續(xù)增長。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，今年前三季度第二產(chǎn)業(yè)用電量4.10 萬億千瓦時，同比增長12.3%，兩年平均增長6.9%。第三產(chǎn)業(yè)用電量1.08 萬億千瓦時，同比增長20.7%，兩年平均增長9.7%。

　　成本端：工商業(yè)用電成本將隨著市場電價上浮有所增加。為落實通知要求，近期各地陸續(xù)出臺政策調(diào)整或者取消工商業(yè)目錄電價，同時進一步調(diào)整工商業(yè)電價，例如云南省峰時段電價上浮50%，廣西的高耗能企業(yè)電價直接上浮50%進行結(jié)算。短時期內(nèi)，工商業(yè)企業(yè)用電成本將會隨著市場交易電價的上浮有所增加。但與此同時，高電價能夠抑制不合理的電力需求，推動高耗能落后產(chǎn)能的企業(yè)逐漸退出市場，借助市場的力量為能耗雙控目標保駕護航。

　　投資建議

　　隨著電價上浮政策的落地，新一輪電價市場化改革開啟，近期多地市場化交易電價上浮，觸及20%上限，我們預(yù)計后期各省份電力市場化交易電價上漲幅度或?qū)⒊掷m(xù)高位，利于未來電力資源更好地回歸商品屬性，電力運營商估值有望重塑。具體標的方面，火電轉(zhuǎn)型新能源標的建議關(guān)注【華能國際(A+H)】【華潤電力】【華電國際(A+H)】；新能源運營商建議關(guān)注【龍源電力】【福能股份】【三峽能源】【吉電股份】【金開新能】等。

　　風險提示：宏觀經(jīng)濟大幅下滑的風險、政策推進不及預(yù)期、電力供需惡化風險、煤價上漲風險等