電價市場化改革迎來重要性一步。
9月26日晚，國務院常務會議決定從明年1月1日起，對尚未實現市場化交易的燃煤發電電量，取消煤電價格聯動機制，將現行標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮不超過15%。且明年確保一般工商業平均電價只降不升。
9月27日，A股開盤仍維持震蕩于2930點，截至發稿，上證指數報2930點，漲0.03%。迎來電價市場化機制下的煤電板塊，大部分個股呈現小幅上漲，美錦能源(000723.SZ)、紅陽能源(600758.SH)漲逾2%。電力板塊則漲跌各半，具體到個股漲跌情況，則呈現分化。長源電力(000966.SZ)、西昌電力(600505.SH)跌幅居首，分別達7.96%、3.88%;寶新能源(000690.SZ)、建投能源(000600.SZ)分別漲2.97%、2.66%。
新機制的出臺尤其特殊背景。我國煤電機組在總發電裝機中占比超過五成、在總發電量中占比超過六成，而燃料成本在煤電機組的營業成本中占比七成左右，煤價的變化對機組邊際利潤空間存在巨大影響。
2020年起，我國即將告別已經實行了15年的煤電聯動機制。早在2004年，為解決“市場煤”與“計劃電”的矛盾建立聯動機制，即根據煤炭價格波動相應調整電價，2005年首次執行聯動。
區域煤電企業均有望利好
一位電力分析師對第一財經記者表示，煤電聯動主要是為解決煤電企業面對煤價大幅波動時的生存問題，當煤炭價格上漲之后，電力企業生存困難。此消彼長的煤電價格矛盾，在某種程度上造成了國內火電企業的經營困局，電企的發電積極性和投資均會受挫。
“上下浮動的機制可能使得國內電廠的盈利形成分化，且在一定程度上保護電廠。”上述分析人士進一步表示。
新機制下，剩下50%的煤電，采用“基準價+上下浮動”的市場化機制，電價形成松動。前述分析人士對記者表示，“目前電力需求相對較弱，全國供給處于較富裕態勢，而且會議指出明年電價站不會上浮，這對于發電企業和企業用電成本都是好消息”。
根據統計局公布的8月能源生產情況，8月份發電量增速為1.7%，增速較上月環比加快1.1%，較去年同期回落5.6%，仍處于較低水平。火電發電增速環比回升1.5個百分點至-0.1%。整體而言，電力需求情況仍相對較弱，1-8月火電發電累計增速為-0.1%，仍維持較低水平。
此外，今年以來，A股電力板塊雖呈現上漲態勢，但仍未跑贏大盤。Wind數據顯示，2019年初至今電力板塊上漲11.64%，滬深300指數同期上漲30.72%，電力板塊年初至今累計仍跑輸大盤約19.%。分子板塊看，本周水電、燃氣板塊分別上漲0.31%和0.07%，而火電下跌1.75%。
具體到個股，華能國際(600011.SH)今年以來股價一直呈向下態勢，近日盤中甚至一度跌至近一年來的新低;國電電力(600795.SH)股價自去年10月來一直徘徊于2元/股，似有跌入“準仙股”趨勢。
此外，也有機構認為此政策對煤電行業構成利好，因為從此電價有了相對固定的錨，也有了波動下限，短期不會再有限制估值的調電價預期。
新電價機制，新能源或受益
有能源分析師向第一財經記者表示，如果煤炭價格上漲而電價不漲，會拉低煤電相對于新能源發電的優勢，是有利于新能源發展的。
他進一步說道，從目前煤炭供給來看，上游煤礦受節前安全檢查等因素影響，產量增速同比上月有所放緩，短期來看，煤價或相對穩定，但考慮到后續經濟走勢偏弱，發用電需求持續處于低位，煤炭的需求有望進一步弱化。
國信證券研報則認為，新電價機制是整體多方受益。因煤電電價存在因煤價有上調可能，這對于未來新增新能源裝機，火電電價上提意味著補貼額缺口減少，財政補貼壓力減小，產業鏈現金流壓力減小。
同時，該研報還指出，浮動式電價政策或利好新能源發電補貼。轉為浮動式電價政策，后續配合配套分布式市場化交易(隔墻售電)政策，國內市場化平價新能源裝機需求將再次觸發。 新機制的競價模式或將為新能源消納打開空間。
實際上，今年以來已有傳統煤炭企業逐步布局新能源領域。以山煤國際(600546.SH)為例，該公司7月26日發布公告稱，與鈞石能源簽署《戰略合作框架協議》，雙方擬共同建設總規模10GW的異質結電池生產線項目，該項目是目前全球最大HIT生產線。
