国务院总理李克强9月26日主持召开国务院常务会议决议，深化电力体制改革部署，从明年1月1日起取消煤电价格联动机制，改为浮动的市场化机制，同时强调特别要确保一般工商业电价只降不升。有评论认为此举将利好新能源发电，国内市场化平价新能源装机需求将再次触发。同时电价大概率会下浮，利好耗电“大户”。

国信证券：利好新能源发电

若后续取消煤电标杆电价，采取浮动式电价政策，其中基准电价大概率续用“国家锁死电价”，而浮动部分或与煤价快速联动，即一定程度上恢复“煤电联动机制”，煤电电价本质上有一定上调空间(各省平均可比现在标杆电价高2分钱/度)，政策值得期待。

1、利好新能源发电补贴，减轻多方压力。存量光伏、风电等新能源项目预计不会受到影响(20年电价政策地位类似“新能源电价宪法”)。而若采用如上电价形式，则煤电电价不是像大家所说有小幅下调可能，而是存在因煤价而上调可能，即对于未来新增新能源装机，火电电价上提意味着补贴额缺口减少，财政补贴压力减小，产业链现金流压力减小，整体多方受益。

2、利好用户侧平价进程。取消煤电标杆电价政策转为浮动式电价政策，后续可配合配套分布式市场化交易(隔墙售电)政策，则分布式新能源将在大面积、高效率捅破用户侧平价瓶颈，国内市场化平价新能源装机需求将再次触发(类比海外平价国家双反取消后)，国内市场可期。

3、竞价模式为新能源消纳打开空间，竞价模式下发电项目的上网优先权由边际成本决定，新能源边际成本最低;电改总体目标是提高用能效率、降低系统用能成本，实现的路径之一就是多消纳新能源。

华创证券：利好耗电“大户”

由于以风电、光伏为主力的清洁能源大力发展，国内电力市场供给相对充裕。取消煤电价格联动机制，电价大概率会下浮，利好耗电“大户”。此外，此政策对电价实际向下波动有限，而未来一年预计煤价跌幅会较大，这将有利于电企业绩上升，还降低了估值限制。由于预计煤价10月将下跌，火电企业估值有望见底，尤其是边际成本低的公司，未来公司ROE水平有望趋于稳定。

预计2019年煤电上网电价平均下浮5%左右。2019Q1，大型发电集团煤电机组上网电量6017亿千瓦时，市场交易电量 2553亿千瓦时，煤电上网电量市场化率为42.4%。煤电上网电量平均电价(计划与市场电量加权平均电价)为0.3668 元/千瓦时，市场交易平均电价为0.3406元/千瓦时，较计划电量电价折让0.0455元/千瓦时，市场交易电价较计划电价下浮11.7%。经加权平均，2019Q1，大型发电集团煤电机组上网电量平均折价4.96%。

Case1：2020 年煤电上网电价平均下浮 5%以内， 则高于 2019 年平均上网电价，将提升煤电企业业绩；

Case2：2020 年煤电上网电价平均下浮 5%-15%，则低于 2019 年平均上网电价，将降低煤电企业业绩。

以大型发电集团的平均标杆电价 0.386 元/千瓦时为基准，测算上网电价不同下浮幅度对度电利润的影响：上网电价波动 1%，度电利润同向波动 16%。

华泰证券：清洁能源影响可控、大概率有保障电量

市场交易占比将提至50%以上，燃煤标杆电价下调风险基本释放。1)预测扣除居民和农业等非经营性电力用户(40%-50%)未来50%以上的电量将不再执行上网/目录价格是大势所趋，此前市场化比例已经达到了30%左右，增量预计在20%;2)中期来看，政策出台后一般工商业电价下调的概率将显著降低，燃煤标杆电价调整的担忧基本得到解除。

实现电力作为生产要素的市场化配置和传导。此举是电力作为生产要素价格市场化进程中的关键一步，电价变动可以成功地在产业链传导且实现市场化的资源配置：1)基准定价理论上覆盖发电侧固定成本(折旧+利息+固定的运营成本)，浮动应当参考电厂的可变成本(燃料)和用户侧景气度指数;2)短期在经济下行的背景下电价或将承压，但长期来看大部分国家电力市场放开后电价均上涨(事实上出于政策落地需求，市场化交易的确是在电价有下降空间时最易大比例提升);3)2020后我国火电机组供需结构向好，电价放开能更有效反映供需;因此电价和利用小时才是火电的长期关注点，煤价只是短期股价催化剂。电力逆周期属性减弱，公用事业属性增强。最终，价格机制的形成将会打破火电逆周期属性(原电价刚性)，回归公用事业属性(稳定 ROE、稳定股息率)。边际成本低的发电龙头优势明显，清洁能源影响可控(大概率有保障电量)，广西/甘肃/广东/蒙西/云南等市场化比例较高的区域电价下行空间较小。

国金证券：一般工商业用户由行政降价改为市场顺价

为使得无法参与市场直接交易的一般工商业用户获得改革红利，2018年与2019年，我国先后进行两轮一般工商业电价降价，较大幅度降低了一般工商业电价。由于一般工商业用户属于经营性行业用户，属于放开计划用电的范围，因此未来一般工商业用户将通过参与市场直接交易，或由售电公司等代理人享受“基准+浮动”带来的降价红利。为保证前两轮电改红利，国家规定2020年不得上浮。

1、浮动价格机制或需将煤电定价权下放到地方。过去，各省市自治区“标杆上网电价”一直由国家发改委制定，“基准价+上下浮动”机制下，由于各省市自治区电力供需结构、煤价存在较大差异，国家层面难以应对频繁变化，或将放权至地方政府根据各地的供需平衡与经济发展情况决定“浮动价”联动机制。

2、交叉补贴限制中国电力市场化进展。在我国，长期以来存在着工商业用户对居民用户的补贴、城镇用户对农村用户的补贴、不同电压等级用户之间、不同区域之间用户的补贴、工商业用户对新能源发电上网电价的补贴， 上述交叉电价补贴由电网统收并进行调配。随着市场化的进一步扩大，电网进行交叉补贴的蓄水池进一步缩小，而“居民、农业等民生用电继续执行现行目录电价，确保稳定”表明至少在2020年前不会上调居民与农业用户价格。电网如难以平衡补贴收支，或将影响电力市场化进程。

光大证券：市场化定价将有效反映即时电力负荷供需情况

自上轮电 力体制改革“厂网分离”以来，具备浓厚行政色彩的标杆上网电价机制 登上历史舞台，地位不言而喻。本次国常会传递的电价机制内核为前期政策的延续和具化，是 “计划电”转向“市场电”的过渡过程。中短期内基准价仍为标杆上网电价，浮动范围为-15%~10%。以市场化程度较高的广东省为例，2017年至今广东省市场化交易年度、月度折价幅度总体处于下浮区间内，符合政策指引。

尽管从短期来看市场化交易折价趋势难以更改，但从长期视角来看，随着市场化机制的进一步完善，火电的市场化定价将有效反映燃料成本和即时电力负荷供需情况，上下游价格传导机制更为顺畅，有望实现真正意义上的公用事业属性，盈利确定性及稳定性有效提升。

华金证券：市场化改革再上层楼

电价市场化时机已经成熟，新机制正当其时：自2015年发改委启动电力市场化交易以来，市场化交易量快速增长，比重逐年提升，截止2019年8月，市场化交易电量同比续增50%，占全部用电量的27.4%，占经营性电力用户的比重达到 50%，国网、南网和蒙西电网的市场化交易部分分别占比25.2%、32.8%和49.3%，电力市场化交易改革的顺利推广和占比提升意味着电价全部市场化的时机已经渐次成熟。

1、2020年火电企业盈利空间压缩的空间不大：首先，电价下降空间不大，近两年市场化交易电价与标杆电价的价差逐年弥合，从近期各省市场化成交电价来看，折价区间小于5%的省份占统计省份的比重达到60%，个别省份二者已经接近、仅广东、江苏等个别省份折价率仍高于5%(具体省份情况参加附表);其次，经过近4年的市场化试水，电力企业的协同能力增强;再次，市场化后电价将跟随煤价波动，在当前火电企业盈利低位，从未来两大行业的产能释放趋势来看，议价能力的天平从煤炭行业向电力行业倾斜，电价下行压力小于煤价。

2、行业风险得以进一步释放，尽管取消标杆电价短期带来电价小幅下调压力，但也意味着行业利空出尽。近年火电产能几无扩张，火电价格下调后替代能源竞争力相应削弱，挤出效应缓解，电价不再滞后于煤价变动后电力行业盈利区间更趋平稳。