当前，“市场煤”和“计划电”的矛盾仍然存在，或者说随着电力体制改革的开展，已经演变为“市场煤”和“不完全市场电”的矛盾。
对于火电而言，销售端的电价是政府管制条件下的不完全市场化，而成本端的电煤价格则是完全市场化。虽然煤电价格联动机制取消，但“市场煤”和“计划电”的矛盾仍然存在， 或者说已经演变为“市场煤”和“不完全市场电”的矛盾。在这种情况下，火电板块在 2020 年受益于“市场煤”情况下的煤价持续低位，从而在营收和发电量降低的情况下，盈利和 ROE 反而大幅改善。但另一方面，火电板块在电力市场化改革后持续受制于“市场煤”和“不完全市场电”的矛盾，估值一直被压制。
“不完全市场电”暗含了对“市场电”的预期“计划电”变为“不完全市场电”，但二级市场对“计划电”和“不完全市场电”的理解是不同的，很重要的一点是“不完全市场电”暗含了对“市场电”的预期。在“计划电”的情况下，电价由政策决定，市场不会对“计划电”有任何其他预期。而“不完全市场电”情况下，实行的是政府管制条件下的“基准价+浮动电价”的市场化电价形成机制，并且明确了浮动区间是“下浮 15%、上浮 10%”，因此二级市场对电价未来走势的预期从一开始就会增加一部分“市场电”的预期，更准确的说就是电价可能通过市场化交易方式进行上浮的预期。
市场化交易结果是市场供需的真实反映。2015 年启动的以“三放开一独立”为核心的市场化改革，放开了电量和电价，实际上是已经将定价权交给市场的供需双方，尤其是“基准价+上下浮动”的定价机制在政策层面上正式确定，有助于煤炭价格波动、供需关系及时反映在电价里面。整个“十三五”期间，除了新疆在 2020 年 5 月和 6 月月度交易出现过两次交易价差上浮的情况，其余的交易均是在基准价基础上下浮，整体上确实是煤价持续低位、供需较为宽松的真实反映。
市场目前缺乏新的观察窗口。由于电改以来的市场化交易结果基本上是在基准价基础上下浮，并且在此期间，政府还有过几次行政降电价的政策干预；同时，由于电力供需关系没有发生太大的变化，煤价整体上也没有出现暴涨暴跌，因此电力交易市场在过去的交易中一直缺乏新的观察窗口。因此，二级市场逐渐形成了“市场化=电厂降电价让利”的认知，并且随着电改的持续推进，电力交易规模的扩大客观上也拉低了火电企业的综合上网电价水平，这种认知又进一步强化了。因此我们认为，在既有的市场环境下，“市场煤”和“不完全市场电”的矛盾造成了二级市场形成并强化了“市场化=电厂降电价让利”的认知，是火电板块 PB 估值持续被压制的关键。
新的观察窗口：市场环境的变化是否能通过交易价差得到反映？交易价差是否可以真实反映供需关系？我们认为，未来需要等待一个新的观察窗口，即在电力供需偏紧或煤电价格持续上涨的情况下，电力市场化交易的结果是否能够准确反映真实的供需关系和成本？今年12月份各地频现的限电现象其实就提供了这样的机会：1）冬季极寒天气偏早到来，且异常偏低，带动冬季取暖负荷迅速增加；2）海外疫情严重导致部分订单转入国内，生产用电需求持续增加；3）重庆等地突发煤矿安全事故，年末煤矿安检力度上升导致主产地煤炭供应受限，再叠加煤炭进口量持续缩减等因素，煤炭供应也出现局部偏紧局面。
观察：2021 年一季度的月度交易和部分补充交易品种。由于今年 12 月份的大部分电量已经在去年底开展的 2020 年度长协交易中就确定了，剩余的部分 12 月份电量也在今年 11 月开展的 12 月月度竞价交易中完成。并且，由于大部分省份的 2021 年度长协交易基本完成，因此，考虑到受低温影响、取暖负荷和生产用电负荷持续增加、煤电新增装机不足等因素的影响，预计未来 1-2 个月内全国部分地区的电力供需将维持偏紧格局，我们需要观察的就是在这些出现限电现象的省份，2021 年一季度的月度竞价交易是否会收紧？我们认为，如果供需偏紧、煤价上涨等市场环境额变化能够在交易价差中得到反应，这可能会改变市场在“十三五”期间形成的“市场化=电厂降电价让利”的认知。
