自9月22日起，国常会连续就围绕保就业保民生，提出包括煤矿增产、煤电增供、推动煤电市场化等深化改革、市场化手段；同时地方政府纷纷发布地方性增加煤炭供应、重签2021年四季度煤电电价等配套政策。

  评论：

  纾困煤电企业，市场化交易电价浮动范围上调。9月下旬以来，中东部煤电企业入炉标煤成本达到2000元/吨，度电现金成本超0.60元/千瓦时，全国所有电厂面临现金流亏损，煤电企业发电意愿不强。中央为煤电疏导发电成本，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%。2020年华能国际、国电电力、大唐发电披露市场化电量占比分别为58.3%、65.3%、59.1%，由于非市场化电价仍以基准价为主，我们认为发改委或将出台电力市场化配套政策，推动一般工商业用户入市，提高煤电市场化比例，扩大煤电成本传导渠道。其他省份也将出台类似湖南、内蒙等省份重签2021年四季度长协的政策。

  绿电政策为地方政府解围，市场化电价利好高耗能龙头。国常会指出新增可再生能源在一定时间内不纳入能耗能源消费总量，主要为缓解地方政府能耗总量超标问题，不涉及具体企业能耗。价格不设上限的高耗能行业将成为转嫁煤电燃料成本的主力，一方面在能耗双控背景下，高耗能依然会被错峰限电；另一方面通过价格信号调节高耗能生产，促进低能耗水平的龙头集中度提高，淘汰能耗水平高的中小企业，提高能源利用效率。

  煤炭增产保供力度空前，但四季度放量受限煤价难跌。为解决电企买煤难，国家发改委要求落实煤源保障，发电供热用煤中长期合同全覆盖，统筹晋、蒙、陕三地协调煤源5300万吨、5300万吨、3900万吨，合计1.45亿吨的长协保供量。除上述保供指标外，山西、内蒙已下发具体增产指标，四季度陕西增产2867.5万吨、内蒙新增产能2458.75万吨（年化9835万吨），我们预计陕西或将保证2000-3000万吨产量。然而，受安全生产管理、系统能力等因素制约，煤矿在短期内增产难度大，我们预计四季度煤炭增量或约4000-5000万吨，与上半年产生的约8000万吨缺口仍有差距，因此，无法完全扭转煤炭供应紧张局面，秦皇岛5500kcal煤价或将维持在1200元/吨以上水平。

  高煤价抬高市场电价中枢，煤电运营商迎春天。考虑到2030年碳达峰要求，受制于长期投资带来的转型与沉没成本，“十四五”煤炭产能的整体限制，叠加风光不可控带来的电煤需求中期难以大幅下跌影响，我们认为2022-2025年，秦皇岛5500kcal煤价中枢仍将维持在700-800元/吨的水平，使得煤电完全成本维持在0.397-0.445元/千瓦时。受中长期煤炭紧平衡预期影响，我们预计未来煤电企业或要求降低锁量锁价的年度长协80%的比例至50%，增加月度长协以更好地传导煤炭成本，稳定煤电运营商盈利水平，争取公共事业属性回归。

  新能源运营盈利水涨船高，综合能源与储能最受益。在以煤电为主的区域电力市场中，受边际成本定价的煤电中枢上调影响，市场化的新能源电价也将获得一定电价上涨，考虑到风光波动性，电能质量较差造成的偏差考核成本，我们认为一方面新能源运营商将加强储能建设以提高电能质量、提升盈利能力；另一方面同时拥有新能源和灵活性改造煤电、气电、抽水蓄能等调峰、储能电源的发电商可通过综合能源供应提高发电整体运营效率。

  投资建议

  电力市场化中枢提升，利好储能与综合能源供应商发展，推荐宁德时代、欣旺达、华能国际和华润电力等；高耗能电价成本抬升，利于提振龙头集中度，利好资源富集的一体化生产商，推荐露天煤业。

  风险提示

  政策落地不及预期的风险；企业响应不及预期的风险。