电力供需紧张叠加高煤价推高电力市场交易价格。
2021年以来，煤价大幅上扬并维持高位运行，煤电企业燃料成本大幅上涨，高企的燃料成本使煤电企业产销成本严重倒挂，企业发电意愿受到压制。
同时，后疫情时代我国用电需求高速增长，1-7月全国全社会用电量同比增长15.6％，两年平均增长7.93％，创多年新高。
进入夏季，高温天气使多地用电负荷屡创历史新高，电力供需紧张致多省出现限电现象，推高电力市场交易价格。
云南2021年1-8月市场化交易成交价格为每千瓦时0.20988元，同比上涨7.97％；广东2021年月度竞价价差屡创新低，9月竟出现0价差。
电价“只降不涨”惯性打破，煤电企业涨电价呼声较高。
7、8月，蒙西、宁夏相继调整煤电电力交易市场价格，允许煤电交易价格在基准价的基础上可上浮不超过10％，日前，上海取消电力市场价格暂不上浮规定，打破过去几年电价“只降不涨”惯性。
同时，煤电企业涨电价呼声较高，大唐国际等11家燃煤发电企业联名上书请求重签北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同，表示京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100％。
市场化交易电价上浮大势所趋。
我们现行的电价机制为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，浮动范围为上浮不超过10％、下浮原则上不超过15％，2020年暂不上浮。
因此理论上2021年起电价可以上浮。
我们认为，当前电力供需紧张叠加高煤价的形势有望推动电价机制改革提速，还原电力商品属性。
而市场化交易价格有望成为改革的抓手，允许市场电价上浮的政策有望在其他省份陆续推出。
市场化交易电占比高的企业将显著受益于交易电价提高。
目前大型火电企业市场化电量占比已达50％以上，如华能国际58.33％、华电国际59.6％、国电电力65.34％；水电企业如华能水电、川投能源较高，分别为69.85％和69.61％；由于新能源发电2021年开始才平价上网，目前市场化电占比较低；中国核电和中国广核市场化电占比分别为37.06％和33.52％。
市场化交易电价提高能大幅提高市场电占比高的企业的综合电价水平。
看好电力市场化改革推进下电力板块价值重估。
长期来看，允许市场化交易电价上浮是电价机制改革的重要一步，形成有利于成本疏导的市场价格机制，还原电力商品属性。
长期以来，电价只降不涨压制电力企业盈利弹性和估值水平，看好电力市场化改革推进下电力板块价值重估。
推荐市场化电占比高，将显著受益于市场交易电价提高的电力企业，推荐华能国际、华电国际、内蒙华电、浙能电力、华能水电、川投能源。
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