湖南甚至引入全额传导的煤电联动定价机制

　　下周一，我们预判大盘的支撑位依然还是3550附近， 3650目前就是压力，如果下周出现调整，特别是跌倒3500---3550区间，再跌下来依然还是加仓的机会。中美联合公告，预示着关系的缓和，对整个版面情绪上的提振还是比较大的。

　　10月8日会议提出，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。

　　本次会议明确推动火电电量全部进入电力市场，对于高耗能行业用电可由市场交易形成价格，有望以市场化手段解决高耗能企业盲目扩张的能耗双控问题。随着电价形成机制的明确和煤炭100%长协保供的落实，长期以来持续压制电力行业估值的约束正在逐步松开。

　　政策组合拳，直击市场化电价形成机制要害：此次电价政策与近期政府应对电力供应紧张的组合拳一脉相承，切中要害构建上游煤炭成本向电力消费终端传导的市场化电价机制。9月15日，发改委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，在坚持降耗强度的核心要求之外，以再生能源消费不计入能耗总量、重大项目能耗减免、预留总量指标统筹等方式，在能源消费总量上赋予“双控”一定的灵活性。21日，发改委、能源局联合派出督导组，开展重点省份和企业、港口能源保供稳价督导。29日，发改委就今冬明春能源保供工作答问，表态“压非保民”推动发电供热用煤中长期合同直保全覆盖。10月，山西、陕西、内蒙等煤炭主要生产省，国铁集团，银保监会分别从各方面增强了电力供应保障能力。至本次国常会，市场化电价形成机制的关键改革环节终打通。

　　严峻保供形势，倒逼电力改革提速：2020年起，我国开始执行“基准价+上下浮动”煤电定价机制，浮动范围-15%~10%，且暂不上浮。今年以来，煤炭价格大幅上涨，上网电价不能弥补成本端压力。今年前8个月，我国全社会用电量同比增速13.8%，而电热业利润下滑15.3%，煤炭业利润激增145.3%。6月，发改委曾回应交叉补贴电价，表示将逐步还原电力商品属性，透露电价上涨预期。此后，山东、四川、云南、内蒙、上海等地允许电价10%以内上浮，广东、贵州、广西、安徽等地执行更差别化的分时电价政策，湖南甚至引入全额传导的煤电联动定价机制。

　　高耗能部分不设限制可有效传导火电企业燃煤成本，执行效果仍需要观察

　　高耗能对应电量占全社会用电量约30%，市场交易程度最高，煤价成本端可以通过电价有效传导，是否可以“完全”传导取决于地方政府的态度。以内蒙为例，人为约束了高耗能上浮上限在0.2-0.3元/度（当地基准0.28元/度，高耗能原先的电度电价不到0.4元/度），对应600-1000元/吨的标煤价格上涨在当前煤价下相对合理，但上浮不设限主要针对钢铁/电解铝/铁合金/电石/聚氯乙烯/焦炭等。换言之，中央层面的“不设上限”在执行层面仍需观察，不同地区不同产业情况不一。

　　碳中和背景下，随着以电价形成机制改革为核心的电力改革推进，电价上涨趋势将不断明朗。今年前8个月，我国市场化交易电量2.4万亿千瓦时，同比增长23%。未来火电企业或将迎来上网电价、发电量齐升的良好局面，业绩估值有望戴维斯双击。由于新能源能耗暂不纳入能耗总量考核，绿电需求将保持旺盛，估值也将受到整体电力板块景气的提振。

　　公司方面，国投电力（600886）、皖能电力（000543）、建投能源（000600）600795国电电力等均为国内火电龙头。