電力市場迎來重大改革!

最新國常會確定取消煤電聯(lián)動機制，將標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。在業(yè)內專家看來，此舉或將壓縮電廠(主要是火電)盈利空間，從而給煤價帶來較大壓力，影響相關市場的同時帶來一些投資機會。

上網電價機制改為“基準價+上下浮動”

據央視報道，9月26日召開的國務院常務會議決定，完善燃煤發(fā)電上網電價形成機制，促進電力市場化交易，降低企業(yè)用電成本。

會議決定，從明年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，將標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。基準價按各地標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由供需雙方協(xié)商或競價確定。

為降低企業(yè)成本，會議強調，電價明年暫不上浮，特別要確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。居民、農業(yè)等民生用電繼續(xù)執(zhí)行現行目錄電價，確保穩(wěn)定。

統(tǒng)計數據顯示，今年上半年，我國完成電力市場化交易電量達1.1萬億千瓦時，同比增長29.3%，占全社會用電量的32.4%。電力直接交易平均降價幅度3.4分/千瓦時，減輕企業(yè)用電負擔約300億元。

梳理以上消息，主要有三大關鍵點：

1、從明年1月1日起，標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。

2、基準價按各地標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。

3、電價明年暫不上浮。

三大影響不容忽視

卓創(chuàng)資訊分析師張敏認為，此次出臺的新政將帶來三大影響：

(1)用電企業(yè)生產成本將進一步下降。

整體來看實行電力市場化，最大的受益者還是用電企業(yè)，政策導向也傾向于用電企業(yè)，通過實行電力市場化后，能進一步促進和提高電力市場化交易的水平，從而降低企業(yè)和居民生產和生活的用電成本，最終達到降低生產資料的成本，提高商品的競爭力水平。

(2)發(fā)電企業(yè)后期盈利空間會收縮。

政策中明確指出，基準價按各地現行燃煤發(fā)電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，明年暫不上浮，特別要確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。浮動電價的上漲幅度小于下跌幅度，而且2020年電價只能降不能漲，政策導向不利于燃煤電廠，燃煤發(fā)電企業(yè)要下調上網電價，電價下調后燃煤電廠的盈利能力會進一步降低。燃煤電廠盈利水平下降后，就只能打壓煤價。

(3)煤價繼續(xù)承壓。

2020年電價只能降不能漲而且電價的上浮比例小于下浮比例，電廠利益要更多的向用電企業(yè)傾斜，因此電廠出于維護自身利益只能向煤企施壓和索要利潤，因此打壓煤炭價格是必然。在當前煤炭市場供需格局不斷偏寬松的狀態(tài)下，發(fā)電企業(yè)會進一步打壓煤價，煤炭市場價格將承壓下行，其中影響最大的是2020年的年度長協(xié)基準價格。

2016年年底確定的年度長協(xié)基準價是535元/噸，而目前增值稅稅率累計下調了4個百分點，這4個百分點的減負讓利應該是給下游的，但是電煤長協(xié)基準價并未調整。現要提高電價的市場化程度，目的就是為了降低電價，電價降低后，燃煤電廠企業(yè)盈利受損，打壓煤價是必然。

因此未來煤企勢必要把減稅降負的政策紅利讓渡給下游發(fā)電企業(yè)。如果明年的長協(xié)價把這4個稅點降下來，對應的年度長協(xié)的基準價應該是517元/噸，而目前電煤價格綠色區(qū)間的范圍是500-570，對應著煤炭的綠色價格區(qū)間的范圍也會降至482-552元/噸之間，因此2020年電煤市場價格降至550元/噸以下，長協(xié)煤基準價格降至520元/噸以下或是必然。

期市、股市機會在哪里?

煤炭屬于大宗商品，國內動力煤2013年就已經上市，股市方面煤企、電廠均有不少上市公司，這些投資標的也將因為新政發(fā)生調整和變化，投資機會也隨之而來。

投資機會一：做空動力煤

在多數業(yè)內人士看來，新政將讓本就基本面疲軟的動力煤進一步承壓，這一品種未來存在階段性做空機會。

展望四季度動力煤市場，東證期貨黑色產業(yè)資深分析師顧萌認為，由于弱勢需求并未出現轉折跡象，加之供應整體較為充足，動力煤期現貨價格重心仍將整體下移。在煤價回落環(huán)境中，下游冬儲節(jié)奏更趨于謹慎，且現貨采購往往選擇現貨相較月度長協(xié)存在價格優(yōu)勢的時段。因此，短期由于日耗的回落和庫存天數的上升，難以拉動電廠的補庫意愿，11月合約對應冬儲合約的概率不大。而1月合約短期下行壓力仍存，不過四季度將存在階段性冬儲行情。預計1月合約主要在550-590元/噸運行，建議在冬儲階段嘗試1至3或1至5正套。

實際上，在新政出臺的當天，鄭商所動力煤期貨就出現了大幅下挫。

張敏也指出，今年全國煤炭價格走勢呈現出兩大特點：一是價格重心整體下移，二是價格波動幅度收窄。以秦皇島港5500大卡動力煤為例，2018年煤價最高值為2月初的770元/噸，全年煤價最低值為4月中旬的565元/噸，兩者價差205元/噸。2019年1月1日至2019年9月26日平均價格為603元/噸，同比下跌58元/噸，跌幅達8.77%，全年價格位于580-640元/噸之間運行。

“隨著新增產能陸續(xù)投產釋放，國內煤炭供給能力將不斷增強，而下游電廠在高庫存以及低日耗的常態(tài)下，用煤需求難以有大幅提升，煤炭價格重心繼續(xù)下移將是大概率事件。那從明年1月1日起，實行新的電價定價機制后，電價下行，燃煤電廠盈利受損，這將進一步加大煤價下行的壓力，因此2020年電煤市場價格降至550元/噸以下，長協(xié)煤基準價格降至520元/噸以下或是必然。”張敏表示。

投資機會二：火電承壓，水電、光伏下跌后有機會

中金公司報告認為，火電企業(yè)短期將率先承壓。政策中2020年“暫不上浮”的表述，在“減稅降費”大環(huán)境下，本輪“市場化”更趨煤電電價下調。據中金測算，如果明年一般工商業(yè)電價再降10%，需要新入市火電標桿下調11.1%，對主要火電企業(yè)明年盈利影響在9%-60%。雖然火電利潤處于低位，但不同省份煤電利潤存在較大差異，有可能造成利潤較差的省份不調整，但利潤較多的省份調整較大，帶來火電板塊股價基本面承壓。后續(xù)表現需要進一步觀察電價實際浮動情況。

同時，電價下行可能會讓煤價有回調壓力，但具體下降多少要看當時的供給和政策、宏觀環(huán)境決定，例如新產能投放節(jié)奏，進口規(guī)模及綜合電力需求。另外，動力煤需求里有大約 60%是電煤，而非電煤(下游客戶主要是水泥、化工等)的銷售已經是市場化，所以總體來說放開電價這一事件對煤價的壓力不算很大。機制調整不影響新能源存量電價和補貼總量，但可能提高國內平價門檻。政策明確基準價仍基于現行煤電標桿電價，與之掛鉤的新能源存量項目、今明兩年競價、平價項目電價將不受影響，短期補貼調整風險解除。煤電電價走低也將提高各地實現平價上網難度，或影響國內新增裝機量，帶來風電、光伏設備價格繼續(xù)下降，催生海外裝機需求增長。而考慮到國內光伏需求占全球市場比例已降至 30%以下，政策對光伏整體需求影響有限。部分水電電價有下行可能，但龍頭強現金流支撐派息能力、有望完成分紅承諾。以煤電標桿倒推的水電外送電價降價可能性大。

中金公司認為，龍頭水電企業(yè)現金流充足，且資本性開支逐步走低，電價結算無拖欠，不影響其完成分紅承諾。以長江電力為例，按其承諾2016-2020年每股分紅0.65元，資金總需求在150億元，即使溪向電價下調10%，其經營性現金流或下降4%，分紅覆蓋率仍達到2.24 倍。

綜合以上，中金公司認為光伏板塊在本輪股價下跌后會有較好的買入機會，同時認為水電龍頭派息穩(wěn)定、現金流充裕，股價下跌后有買入機會，看好長江電力-A。

投資機會三：關注動力煤上市公司

有分析人士提出，盡管動力煤價格短期可能承壓，但在電力市場化新政下，中長期煤價反而可能會保持在高位，這對相關動力煤上市公司或將形成利好。

信達證券認為，中長期看，采用市場化浮動機制之后，煤、電產業(yè)由“市場煤、計劃電”改為“市場化的煤和電”，煤電矛盾將大大化解，煤電聯(lián)手成為變相漲價的一個方式，大概率煤、電價格會保持高位。

行業(yè)方面，目前煤炭市場供需兩弱，沿海煤炭價格維持弱穩(wěn)態(tài)勢。一方面，供給端大慶臨近，火工品管控更為嚴格，產地供給走弱，地銷較好，部分產地煤價上漲;另一方面，火電開工水平較低，淡季補庫動力不足，下游采購意愿較低，大秦鐵路檢修基本結束，影響微弱。整體來看，煤炭供需兩弱，價格弱穩(wěn)運行。焦煤方面，焦煤市場整體弱勢。煉焦煤煤礦庫存繼續(xù)攀升，部分主產地主流大礦庫存已增至年內高點，部分煤企為緩解出貨壓力，繼續(xù)加大量價優(yōu)惠政策，煤價已降至近年內的低位水平，在焦炭市場暫無明顯起色及煤礦供應充足情況下，下游多繼續(xù)保持中低位庫存水平，短期內焦煤市場整體弱穩(wěn)。

“動力煤繼續(xù)推薦估值優(yōu)勢明顯，安全邊際較高且具有成長性的兗州煤業(yè)(H、A)，資源稟賦優(yōu)異，內生增長空間較大的陜西煤業(yè)，和業(yè)績穩(wěn)健、現金流充沛的中國神華(H、A)三大核心標的。煉焦煤積極關注西山煤電(國改預期)、淮北礦業(yè)、平煤股份等以及煤炭供應鏈管理與金融公司瑞茂通。”信達證券指出。