提高市场化交易电量规模    通知指出,要进一步加快推进电力体制改革,加快放开发用电计划,加快放开无议价能力用户以外的电力用户参与交易,扩大市场主体范围,构建多方参与的电力市场,大幅提高市场化交易电量规模,统筹协调好扩大市场化交易规模和放开发用电计划。截至2017年,全国市场化交易电量占全国电网销售电量比重已达33.5%,占全社会用电量比重达25.9%。    完善市场化交易电量价格形成机制    促进输配以外的发售电由市场形成价格,鼓励交易双方签订中长期市场化交易合同。协商建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制:其中,基准电价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场交易平均价格等,由发电企业和电力用户、售电企业自愿协商或市场竞价等方式形成;鼓励建立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制,引入规范科学、双方认可的煤炭价格指数作参考,以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准,按周期联动调整交易电价,电煤价格浮动部分在交易双方按比例分配。我们认为,“基准电价+浮动机制”有利于火电企业向下疏导燃料成本,形成市场化的煤电联动机制。    放开符合条件的用户进入市场    确保电网安全、妥善处理交叉补贴和公平承担清洁能源配额的前提下,有序放开用户电压等级及用电量限制,符合条件的10千伏及以上电压等级用户均可参与交易。支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。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,并承担清洁能源配额。    建议关注低估值电力央企    我们认为,电力市场化交易的积极推进,尤其是“基准电价+浮动机制”的建立,从长期来看将形成正面的影响,有利于消除煤价与电价不匹配的现象。一季度火电板块业绩拐点已现,随着ROE的回升估值将逐步修复。建议关注低估值的电力央企,如华能国际(A&H)、华电国际(A&H)等。    风险提示    1.宏观经济增速下行风险;2.燃料成本上行风险;3.新能源挤压风险;4.市场交易电量比例扩大风险。

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