：电价让利可控，浮动机制传导压力 4.1.1 电价：让利可控，容量机制呵护亏损机组 除了前面分析的类似“涨跌停板”的上浮与下浮幅度限制外，1658 号文还有三点有利于合理控制煤 电电价让利程度，并对电价构成长期利好： 新机制适用电量有限：政策明确了已经市场化的电量仍采用原有的电价形成方式，“基准+浮动”机 制只适用于原有计划电量中具备交易条件和交易用户的部分。根据中电联的统计，2018 年在全国大 型发电集团参与市场化交易各类电源中，煤电上网电量的市场化率已经达到 42.8%，计划电量的占 比约 57.2%；以一产及城乡居民用电量在全社会总用电量中的占比 15.2%推算，计划电量中可以采 用“基准+浮动”机制的部分占比约 42.0%。根据我们调研了解到的情况，部分地区的煤电机组除供 热等特殊机组外，基本上已经全部进入电力市场，新的电价机制对其几无影响。 环保电价补贴延续：政策明确了市场化电量的上网电价中除了脱硫脱硝除尘电价外，还要包含超低 排放电价，这对之前已经市场化电量的电价结构进行了明确。11 月 15 日，安徽省电力交易中心发 布通知，允许已经签订 2020 年交易合同且合同价格未包含超低排放电价的发、用电双方重新协商。 此后，多家电企要求将直接交易电价上调 1 分/千瓦时。 容量电价机制提上日程：中西部的一些省份，因水电、风电、光伏等可再生能源装机占比较大，严 重压制了当地火电机组的出力，利用小时大幅低于设计的盈亏平衡点，造成电企常年亏损；而中东 部的一些省份，虽然火电利用小时较高，但部分老旧机组因技术参数落后、煤耗高，在电力市场化 交易中竞争力不足，叠加巨大的环保排放压力，逐步被边缘化，常年停机、甚至提前破产退场，这 对电网调峰、保供能力造成了不利影响。对于此类煤电机组，未来转为类似于气电的调峰机组是一 种能够平衡多方诉求的可行方式；而江浙沪地区气电机组所执行的容量电价+电量电价的“两部制” 电价政策，可以确保调峰机组的盈利能力，实现可持续发展。 4.1.2 煤价：回归绿色区间，浮动机制传导压力 虽然 2019 年初因接连出现产地生产事故导致煤价出现反弹，但在以下四重因素的作用下，全年电煤 价格呈现前高后低的走势：  煤炭供给侧改革接近尾声，产能持续释放；  全年未出现极端天气，用电需求疲软；  水电出力达到近十年峰值，火电出力不振；  电厂坚持高库存策略，大量采购长协及进口煤。 中国电煤价格指数（CTCI）1-10 月均值降至 496.59 元/吨，比上年同期下滑 6.8%；而走势基本稳 定的环渤海动力煤（Q5500K）综合平均价格指数进入 11 月后迅速跳水至 560 元/吨，已经进入《关 于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》（发改运行[2016]2808 号）中规定的绿色价格区间内。 11 月 25 日，国能投（神华）、中煤、同煤、兖煤、伊泰等 11 家煤企联名上书，要求保供、稳价、 守约。三十年河东三十年河西，煤与电的跷跷板关系使得不到三年的时间内即已发生主客易位的转 变。在经济增长放缓的趋势下，作为供给侧的煤炭面临着需求和价格同步下行的风险，作为需求侧 的火电话语权也有望逐步增强。 同样按照 2018 年火电企业约 15%的毛利率、营业成本中 70%的燃料成本粗略估算，假设电企毛利 润不变，则电价上涨 10%的电价涨幅对于利润的影响大约相当于 17%的煤价涨幅；15%的电价降幅 对应的煤价降幅约为 25%。1027 号文和 1658 号文理顺了电煤价格在煤电上网电价中的传导机制， 在将计划电量转为市场化定价、且 2020 年不允许上涨的政策导向下，电煤价格仍有进一步下行的空 间。我们预计 2020 全年价格中枢将处于绿色区间内，且有可能运行至 535 元/吨的基准价之下。 4.1.3 利用小时：水、核高出力压制渐消，盈利能力持续修复 上半年大部分地区用电需求疲弱，叠加水电高出力、核电装机大幅增长带来的强势表现，压制了火 电的出力。但 8、9 两个月水电增速大幅下滑标志着自 2018 年夏季以来的水电高出力期暂时告一段 落。水电出力的回落带来了火电出力的提升，火电单季度发电量增速由Q2的0.8%提升至Q3的3.8%， 推动火电板块营收增速由 Q2 的 5.8%提高至 Q3 的 12.6%；且电煤价格持续下行，Q3 营业成本的 增速 9.0%低于营收增速，归母净利润同比增长 68.2%。2019 年夏季全国主要流域的来水及蓄水情 况不佳，如果用电需求回暖，则火电出力有望进一步增长。 火电（含热电）板块 39 家公司中，前三季度有 24 家实现归母净利润同比增长，另有 2 家扭亏为盈； 同比下降的有 7 家，另有 1 家出现亏损、5 家持续亏损。其中，3Q19 实现净利润同比增长的有 22 家、扭亏为盈的有 4 家；同比下滑的有 5 家、出现亏损的 1 家、持续亏损的 7 家。