一周核心总结：

市场化电量占比已达 25%，电网输配电让利 480 亿。 近日，国家发改委公布成本监审相关情况。当前通过输配电价改革，国家已核减了 32个省级电网的准许收入约 480 亿元。 在输配电改革的推动下， 全国电力市场化交易的电量从 2014 年的 3000 亿千瓦时提高到 2017 年约 1万亿千瓦时，市场化的电量比重从 7%提高到 25%。

国家能源局下发《国家发展改革委关于全面深化价格机制改革的意见》，要求完善可再生能源价格机制。 政策要求要根据技术进步和市场供求，实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制， 2020 年实现风电与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当。 完善大型水电跨省跨区价格形成机制。开展分布式新能源就近消纳试点，探索通过市场化招标方式确定新能源发电价格，研究有利于储能发展的价格机制，促进新能源全产业链健康发展，减少新增补贴资金需求。 结合之前分布式能源市场化试点提出的电价采用合理补贴加燃煤标杆电价的模式，我们判断可再生能源补贴将逐步进入退坡期。未来随着建设成本进一步下降，可再生能源有望进入“以量换价”的时代，减少对政策扶持的依赖，成为我国电力结构中的重要组成部分。

国家发改委复函河北：中发 9 号文后核准煤电机组原则上一律纳入市场交易。 日前国家发改委在对河北省发改委的复函中称：中发 9 号文件颁布实施后核准的煤电机组, 原则上不再安排发电计划, 投产后一律纳入市场交易和由市场形成价格。 2015 年我国约核准 1.5 亿千瓦火电装机，这部分在建装机当前受停缓建政策影响较大。如果此部分装机全部纳入市场电，考虑其较高的折旧和财务费用，新投产机组的盈利能力可能进一步下滑，对当前在建工程较高的火电企业业绩有不利影响。

建议关注： 浙能电力（区域电力龙头，浙江供需向好）、华能国际（火电龙头，业绩存在改善预期）、百川能源（京津冀煤改气标的）。风险提示： 煤电去产能进度不及预期风险，电力供需形势恶化风险。