事件：

2019 年9 月26 日李克强主持召开国务院常务会议，会议决定从明年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。基准价将按照各地标杆电价决定，浮动范围上浮不超过10%、下浮不超过15%，具体电价由供需双方协商或竞价决定，但明年暂不允许上浮。居民、农业等民生用电继续执行现行目录电价。

投资要点：

实行“基准+浮动”煤电定价新模式，基于电改以及降低下游电价的政策背景。本次政策出台有两个背景，一方面是继续完善煤电定价机制，促进电力市场化交易，属于电改推进的范畴；另外一方面是落实中央精神，推动进一步降低企业用电成本。1）从推进电改的角度看，我们认为本次煤电定价新模式的出台属于过往政策的自然延伸，并不令人意外。2016 年煤炭供给侧改革以来煤价逐步走高，但是煤电联动并未启动。2018 年7 月发改委发文提出，煤炭、钢铁、有色、建材4 个行业全面放开发用电计划，鼓励签订“基准+浮动”电价的购电合同。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。我们认为从2017 年开始煤电联动机制已实质性退出，不断加大市场化交易占比，推行浮动电价机制是改革的主要方向。2）从进一步降低企业用电成本的角度看，在2018、2019年国家两次要求降低一般工商业电价之后，本次政策希望通过引入浮动电价新机制，进一步降低下游一般工商业用电成本。本次政策提出要求2020 年不允许电价上浮，实质隐含的判断是2020 年煤价将处于下行通道，盈利获改善的煤电企业将与下游分享部分成本下降的红利。

完成“计划电”向“市场电”过渡的关键一步，还原电力消费属性，中长期利好煤电行业发展前景。

煤电企业过去始终存在市场煤与计划电的天然矛盾。煤电联动政策执行往往滞后，与煤价变化并不同步，导致煤电企业利润稳定性差，呈现强周期属性。我们认为本次新的定价机制提出后，完成了“计划电”向“市场电”过渡关键一步。暂时以过去的标杆电价为锚，引入浮动机制，逐步将电价的决定权由行政机关还给市场，还原电力作为商品的消费属性。从短期来看，随着煤价下行煤电企业盈利的不断修复，2020 年煤电电价有望小幅下行，部分削弱了煤电企业的业绩弹性。考虑到2019 年煤电交易电量部分已有2-5 分钱不等的折价幅度，2020 年新政策落地后下浮幅度将会较为温和。从中长期来看，新电价机制一方面解除了后续煤价回落后行政手段大幅下调电价的政策担忧，另外一方面使得电力企业在电价的决定过程中具备更多主动性和话语权，后续煤电企业盈利将逐步修复至合理水平，且由于浮动电价的机制煤电企业盈利稳定性也将得到显著增强。利好煤电企业长远发展以及估值中枢提升。

新电价机制下区域供需格局对煤电价格影响预计将会更加凸显，水电等其他电源种类市场化程度将会持续提升。引入“基准+浮动”后，我们判断区域供需格局对电价的影响会进一步扩大，供需格局良好的中西部省份煤电机组后续盈利变化趋势将会显著好于供需格局较差的沿海省份机组。2021 年后，随着部分中西部省份如果电力供需持续好转甚至偏紧，电价将有望上浮。同时在区域市场内部，高效的大煤电机组、煤电一体化项目等将会具备较强的市场竞争力，获取更多的发电量空间。另外我们注意到其他电源种类的定价机制与煤电标杆电价存在较强联系。部分大型水电机组外送电量部分采取落地端倒推的定价方式，随着煤电标杆电价的取消，其落地端倒推的参照物有可能变成浮动机制下的煤电价格，水电机组外送电价存在下降风险。我们测算后认为尽管电价会略有下降，但是大型水电资产盈利能力依然强劲，在利率下行周期具备较好配置价值。

投资建议：新的煤电定价机制，煤电行业短期电价或有一定下行压力，但是中长期盈利稳定性将会显著增强。同时考虑到区域电力供需格局分化，中西部火电标的显著占优。我们继续推荐内蒙华电、长源电力、皖能电力等优质区域火电龙头。