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公用事业行业当前时点我们如何看火电V：市场电，从哪里来，又去向何方

电力市场化加快推进，影响短空长多

自2015年新一轮电改以来，电价市场化改革快速发展:截至18Q3,全国市场化电量占比达28%，分省来看，市场电占比前三名是云南/蒙西/江苏(52%/47%/41%),根据公司公告,龙头火电上市公司华能/华电/国电2018年市场电比例高达43%/44%/43%。步入2019年,市场电比例有望进一步提升，根据国家发改委要求，煤炭/钢铁/有色/建材4大行业全面放开发用电计划试点，短期内火电电价或将承压，但考虑到未来有望建立“基准电价+浮动机制”机制，火电盈利稳定性有望加强，重塑“公用事业”本质，持续推荐华电国际/华能国际，二线推荐内蒙华电/建投能源/皖能电力。

什么影响市场电定价水平?

1)供需格局:如果需求旺盛，将有望推动市场化交易电价折价收窄，甚至出现溢价，17Q2-18Q2 煤电市场电折价与发电量增速便存在一定负相关性; 2)成本波动:煤价和市场化交易电价折价之间相关性并不明显，我们认为这或与目前的市场交易电价仍显著高于煤电企业现金成本所致: 3)输配电价:输配电价是市场化交易电量终端售价的重要组成部分，随着输配电价的成本核定更加透明合理，我们预计市场化交易价格(尤其是跨省与特高压)可以更加理性地反映成本与供需。

什么影响市场电占比情况?

1)外输电比例:我们认为，如果特定省份电力供需较为宽松，则该省在大力推动电量外送的同时，也将基于降低本地工业企业成本的考虑，积极推动本地区内部市场化电量占比提升，根据我们测算，2017/1-9M18 市场电占比与当地外输电比例相关度达0.57/0.64,呈显著正相关: 2)用户结构:二产占比越高的区域用电需求更可预测，市场化交易机制最容易发挥作用,根据测算，2017/1-9M18主要沿海省份的市场化程度与第二产业占比相关性达0.78/0.54，呈明显正相关。

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