2019年9月26日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议（下文简称“本次国常会”），决定完善燃煤发电上网电价形成机制，促进电力市场化交易，降低企业用电成本。

◆政策背景：电力体制改革加速推进

与2002年上轮电力体制改革相比，自2015年以来本轮电力体制改革成果显著。近年来发用电计划放开节奏加快，市场化交易电量比例迅速提升。2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易；2019年6月国家发改委提出全面放开经营性电力用户发用电计划。2018年全国电力市场交易电量占全社会用电量的比重约30.2%，我们测算市场化交易电量的理论空间约53%。随着电力行业市场化水平的提升，电价机制的矛盾亟待解决。

◆电价形成机制的市场化过渡，标杆电价逐步退出历史舞台

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。尽管煤电价格联动机制保证了一定程度的燃煤成本传导，但调整时间滞后、幅度不到位等缺点仍被市场投资者所诟病。2018年7月国家发改委、能源局即提出：约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格并综合考虑各种市场因素调整等多种形式的市场价格形成机制。2019年6月国家发改委亦提出“以灵活可浮动的形式确定具体价格，价格浮动方式由双方事先约定”。本次国常会指出：对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。我们认为，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。

◆长期视角：火电投资框架的更迭

我们始终强调，现阶段考虑到火电 “市场煤、计划电”的上下游产业链情况，火电股仍呈现强周期性。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。

◆风险分析：电力市场化改革进度低于预期，上网电价超预期下行，煤价大幅上涨，用电需求低于预期等。