日前，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，电力体制改革迈出重要一步。

实现燃煤发电量100%市场化交易，电价机制迎来根本性变革：1)从发电端看，燃煤发电量将实现100%市场化交易，通过市场交易在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价，市场电价有望成为新的定价之“锚”，为未来其他电源放开市场化交易打下基础。2)从用户端看，除居民、农业、公益性事业外全部进入电力市场化交易，推动工商业全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价，工商业用户直接和发、售电企业购电成为必然选择，用户与电网之间的关系从购售电关系转变为代理购电关系，真正实现市场化交易。由于我国电力系统错综复杂，电网结构庞大相互制约，多年来电改进程较为缓慢。此次煤电交易市场化的完全放开推动我国电改迈出重要一步，电价机制实现根本性变革。

煤电交易价格浮动范围扩大，保障火电企业盈利能力：政策提出将燃煤发电市场交易价格浮动范围从上浮不超过10%，下浮不超过15%扩大至上下浮动范围均不超过20%，高耗能行业不受20%限制，电力现货价格不受限制。由于今年下半年限电压力巨大，电力供需极度紧张，下游电力需求旺盛但火电企业受煤价高涨影响发电意愿不强。在电价浮动范围放开后一般工商业交易电价有望达到上浮20%，高耗能行业交易电价有望远超于20%。此次电价上浮空间扩大有利于火电企业将煤价上涨压力进一步传导到下游，让下游用户(尤其是高耗能企业)承担煤价上行压力，火电企业利润将得到保障。工商业及高耗能行业用电量占比较高，据中电联披露的数据，截至今年8月全社会用电量中工商业用电量占比约为70%，其中40%左右为高耗能行业用电量。上浮范围扩大后火电企业平均上网电价将有较大提升，保障火电企业盈利能力。

煤电电价上浮有望推动绿电溢价进一步提升：目前我国电力市场仅放开煤电电价完全市场化，其他电源市场化还未完全放开，但绿电交易为风电光伏提供了市场化交易平台。在第一批绿电交易中溢价约为0.03-0.05元/千瓦时，在能耗双控的推动以及煤电价格提升背景下工商业用户，尤其高耗能行业用户的绿电交易需求有望进一步提升，推动绿电交易溢价有望进一步增长，利好新能源运营企业。

投资建议：1)煤电交易价格浮动范围扩大有利于火电企业扭亏，建议关注国内火电转型新能源华能国际 (A + H)、华润电力(H)、内蒙华电等。2)煤电电价上浮有望进一步促进绿电需求提升，绿电交易溢价空间有望进一步增长，建议关注新能源运营龙头龙源电力(H)、福能股份、节能风电等。

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