火電估值如何修復(fù)

1、內(nèi)容目錄 HYPERLINK l _TOC_250012 背景：行業(yè)盈利能力與估值趨勢背離 4 HYPERLINK l _TOC_250011 原因分析：煤價下跌空間有限，電價預(yù)期悲觀，業(yè)績彈性減弱 5 HYPERLINK l _TOC_250010 煤價波動明顯，電價調(diào)整滯后，火電板塊具備逆周期屬性 5 HYPERLINK l _TOC_250009 原因一：供給側(cè)控制力度提高，煤價下跌空間較小 5 HYPERLINK l _TOC_250008 原因二：燃煤標桿電價取消導(dǎo)致整體預(yù)期悲觀 8 HYPERLINK l _TOC_250007 估值如何修復(fù)：業(yè)績?nèi)允呛诵?，分紅同樣關(guān)鍵 9 HYP

2、ERLINK l _TOC_250006 煤價下跌或超預(yù)期，電價無需悲觀，業(yè)績彈性可期 9 HYPERLINK l _TOC_250005 全球疫情持續(xù)發(fā)酵，全年煤價跌幅或超預(yù)期 9 HYPERLINK l _TOC_250004 讓利空間接近峰值，電價無需悲觀 11 HYPERLINK l _TOC_250003 區(qū)域市場分化，個別區(qū)域有望獲得超額利潤 14 HYPERLINK l _TOC_250002 維護市值訴求增強，分紅派息政策或?qū)⒏押?15 HYPERLINK l _TOC_250001 投資建議：火電估值修復(fù)可期 19 HYPERLINK l _TOC_250000 風(fēng)險提示

3、20圖表目錄圖 1：申萬火電板塊歸母凈利潤 4圖 2：申萬火電板塊盈利能力 4圖 3：申萬火電板塊市凈率 4圖 4：火電板塊 ROE 與秦港動力煤(Q5500K)年均平倉價反向變動 5圖 5：三西原煤產(chǎn)量占比穩(wěn)步提升 6圖 6：前十企業(yè)原煤產(chǎn)量占比提升 6圖 7：我國煤炭進口量 6圖 8：2018-2019 年當月進口煤炭數(shù)量受進口煤政策影響較大 7圖 9：2019 年各部門用電量占比 8圖 10：各類交易品種成交電量與市場平均價差 9圖 11：2016-2019 年 GDP 當季同比 9圖 12：2018 年部分省區(qū)煤電市場交易價格與標桿電價差額 9圖 13：神華月度長協(xié)價格下調(diào)（元/噸）

4、10圖 14：秦皇島 5500K 現(xiàn)貨價格（元/噸） 10圖 15：國際疫情拐點尚不明朗（單位：萬人） 10圖 16：進口煤價格持續(xù)走低 10圖 17：一季度原煤產(chǎn)量受疫情影響明顯 11圖 18：二季度為動力煤需求淡季 11圖 19：六大電廠煤炭庫存處于高位（單位：萬噸） 11圖 20：火電行業(yè)虧損面情況 12圖 21：主要發(fā)電企業(yè)市場化交易電量占比 12圖 22：五大發(fā)電集團裝機容量占比 13圖 23：五大發(fā)電集團發(fā)電量占比 13圖 24：市場化電量占比 13圖 25：發(fā)電集團煤電市場化電價（元/千瓦時） 13圖 26：2019 年和 2018 年各省火電機組利用小時數(shù)的變化 1（小時） 1

5、4圖 27：2019 年和 2018 年各省火電機組利用小時數(shù)的變化 2（小時） 14圖 28：云南月度交易電價情況（元/千瓦時） 15圖 29：美國電力和南方電力收益率情況 16圖 30：美國電力和南方電力 EPS（元，USD） 16圖 31：美國電力和南方電力市凈率 17圖 32：美國電力和南方電力分紅情況（元，USD） 17圖 33：美國電力和南方電力股息率情況 17圖 34：華能國際和華電國際經(jīng)營現(xiàn)金流凈額（億元） 18表 1：歷年進口煤限制政策 6表 2：電價年度長協(xié)簽訂情況 13表 3：上市公司歸母凈利潤/經(jīng)營現(xiàn)金流凈額 18表 4：上市公司回購、增持情況梳理 18表 5：主要電力

6、公司分紅率 19表 6：可比估值表 20背景：行業(yè)盈利能力與估值趨勢背離火電行業(yè)業(yè)績和盈利能力見底回升。由于動力煤價格自 2016 年開始大幅上漲，火電行業(yè)業(yè)績在 2015 年后開始大幅下滑，并于 2017 年觸底，2017 年申萬火電板塊歸母凈利潤為124.3 億，僅高于 2011 年。受益于增值稅由 17 降至 13 、煤炭價格回落等因素影響，火電行業(yè)自 2018 年開始盈利修復(fù)，2019 年 1-9 月申萬火電板塊歸母凈利潤達到 304.74 億元，同比增長 51.88 。行業(yè)盈利能力和業(yè)績水平趨勢一致，申萬火電板塊毛利率和凈利率在 2017 年見底后同樣實現(xiàn)回升，2019 年 1-9

7、月毛利率和凈利率分別達 16.08 和 6.7 ，略低于近十年的平均毛利率和凈利率。圖 1：申萬火電板塊歸母凈利潤圖 2：申萬火電板塊盈利能力資料來源：Wind、 資料來源：Wind、 火電行業(yè)市凈率達到近十年最低點。在業(yè)績持續(xù)提升的背景下，火電板塊的估值卻持續(xù)下行，2020 年 3 月 31 日，申萬火電板塊的市盈率僅為 0.82 倍，板塊市凈率破凈，是近十年的最低點，與業(yè)績向上修復(fù)的趨勢明顯背離。圖 3：申萬火電板塊市凈率資料來源：wind、 原因分析：煤價下跌空間有限，電價預(yù)期悲觀，業(yè)績彈性減弱煤價波動明顯，電價調(diào)整滯后，火電板塊具備逆周期屬性歷史上煤炭價格波動較大。煤炭作為大宗商品，其

8、市場價格走勢一定程度上可以反映經(jīng)濟形勢，即經(jīng)濟向好時，煤價上升；經(jīng)濟下行時，煤價走弱。2008-2009 年和 2012-2015 年是煤價大幅下行的兩周期，2015 年秦皇島港 5500k 動力煤均價僅為 424.8 元/噸，是 2004年以來的最低水平。以半年或年度為周期，電價調(diào)整較煤價變動存在滯后性。煤電價格聯(lián)動政策始于 2004 年底，以不少于 6 個月為一個聯(lián)動周期，若周期內(nèi)平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過 5 ，便相應(yīng)調(diào)整電價。2012 年底關(guān)于深化電煤市場化改革的指導(dǎo)意見明確，2013 年起，以年度為周期調(diào)整上網(wǎng)電價，同時將電力企業(yè)消納煤價波動比例由 30調(diào)整為 10。20

9、15 年底關(guān)于完善煤電價格聯(lián)動機制有關(guān)事項的通知明確以年度為周期，以電煤價格指數(shù) 2014 年各?。▋r區(qū)）平均價格為基準煤價，煤價波動在每噸 30 元至 150 元之間的部分，實施分檔累退聯(lián)動，即煤炭價格波動幅度越大，聯(lián)動的比例系數(shù)越小。圖 4：火電板塊 ROE 與秦港動力煤(Q5500K)年均平倉價反向變動資料來源：秦皇島煤炭網(wǎng)、Wind、 火電行業(yè)逆周期屬性凸顯?；痣姲鍓K的凈資產(chǎn)收益率與秦港動力煤(Q5500K)年均平倉價之間呈現(xiàn)較強的反向變動趨勢，主要原因在于煤價、電價會分別影響燃煤發(fā)電企業(yè)的成本端、收入端。而電價調(diào)整往往滯后于煤價變動，煤價下行周期時，火電行業(yè)收入端的變動幅度總是小于成

10、本端的變動幅度，使得火電板塊具備逆周期屬性。當然，在煤價上升周期時，火電企業(yè)的盈利總是受損的。然而，本輪煤價下行周期，火電行業(yè)估值卻持續(xù)下行，我們認為核心矛盾還是在業(yè)績彈性，首先，煤炭供給集中度提高，進口煤受發(fā)改委管控，本輪煤價下降空間較上一輪周期較小，很難再跌回 2015 年的低點；其次，燃煤標桿電價的取消使得火電電價調(diào)整頻率更快，煤價和電價的調(diào)整時間差大幅縮短，煤價下行周期的超額收益將不存在，逆周期的屬性削弱，行業(yè)業(yè)績彈性有限。原因一：供給側(cè)控制力度提高，煤價下跌空間較小煤炭供給集中度持續(xù)提高。首先，區(qū)域維度上向三西地區(qū)集中，自 2016 年供給側(cè)改革以來，山西、陜西、內(nèi)蒙古三省原煤產(chǎn)量持

11、續(xù)增加，三西產(chǎn)量占全國原煤產(chǎn)量的比重穩(wěn)步上升，2019 年三省原煤產(chǎn)量達 26.40 億噸，產(chǎn)量占比 70.41 ，較 2016 年提升了 5.6 個百分點.。其次，公司維度上向前十大企業(yè)集中。2019 年 1-11 月，前十大企業(yè)原煤產(chǎn)量 15.59 億噸，占全國原煤產(chǎn)量比重為 45.76 ，雖然較 2018 年有小幅下降，但前十大企業(yè)原煤產(chǎn)量占比總體呈上升趨勢，2019 年 1-11 月占比較 2016 年 1-11 月提升 4.86 個百分點。圖 5：三西原煤產(chǎn)量占比穩(wěn)步提升圖 6：前十企業(yè)原煤產(chǎn)量占比提升資料來源：煤礦安監(jiān)局、煤炭運銷協(xié)會、 資料來源：國家煤炭工業(yè)網(wǎng)、Wind、 進口煤

12、數(shù)量穩(wěn)步提升。因 2016 年煤炭供給側(cè)改革，導(dǎo)致我國整體煤炭供需緊張，2016 年進口煤達 2.56 億噸，當年同比增長 25.23 。近年來，我國煤炭產(chǎn)能持續(xù)增加，但煤炭進口量規(guī)模仍持續(xù)增加，2019 年進口煤達到 3.00 億噸，同比增加 6.31 。圖 7：我國煤炭進口量資料來源：海關(guān)總署、 調(diào)節(jié)進口煤量成為影響供需的政策性手段。受國內(nèi)煤炭供需矛盾變化的影響，國家加大對煤炭市場的調(diào)控力度，自 2016 年發(fā)改委提出限制進口煤政策，2017-2018 年，進口煤政策出臺較為密集，尤其是 2018 年。進口煤政策的松緊視國內(nèi)煤價而定，國內(nèi)煤價若超過上限，進口煤的限制性措施會有一定程度放松；

13、反之就通過提高煤炭品質(zhì)要求、延長通關(guān)時間等手段來收緊進口。進口煤政策的嚴格實行與適度放開對于進口煤量均產(chǎn)生較大的影響。以 2018 年為例，2018年 2 月與 6 月進口煤限制取消，進口煤量隨之增加；2018 年 10 月與 11 月，發(fā)改委再次收緊煤炭進口，煤炭進口量隨之疲軟下降。因此，我們認為進口煤額度的調(diào)節(jié)已經(jīng)成為發(fā)改委調(diào)節(jié)國內(nèi)煤炭供需的重要手段之一。表 1：歷年進口煤限制政策時間進口煤限制政策2016 年實行 276 工作日，煤炭行業(yè)去產(chǎn)能，進口煤快速增長，2016 年 1-11 月國產(chǎn)及進口不同煤種價格快速增長，同時限制進口煤政策開始提出2017 年7-12 月禁止省級政府批準的二

14、類口岸經(jīng)營煤炭進口業(yè)務(wù)，主要目的在于限制煤炭進口，特別是低價劣質(zhì)煤炭，保障國內(nèi)煤炭市場2017 年 12 月發(fā)改委口頭通知相關(guān)政府部門，暫時取消進口煤限制2018 年 2 月發(fā)改委此前對進口煤炭限制性措施暫時放開2018 年 4 月煤炭進口限制令再度開啟，這次不僅二類口岸限制，部分一類港口也開始不同程度地限制進口煤2018 年 6 月煤炭進口再度放開2018 年 10 月 發(fā)改委在廣州召開沿海六省煤炭進口會議，稱今年煤炭進口還是要平控，進口指標不再增加，按原計劃進行2018 年 11 月 發(fā)改委、海關(guān)總署在江蘇召開進口煤會議，要求停止進口煤報關(guān)，且中國華南地區(qū)的電廠已經(jīng)被通知嚴禁進口煤報關(guān)20

15、19 年 6 月 海關(guān)總署下發(fā)各關(guān)海關(guān)總署綜合業(yè)務(wù)司關(guān)于煤炭進口情況的函稱，煤炭進口監(jiān)督工作是國家鋼鐵煤炭行業(yè)化解過剩產(chǎn)能工作的重要內(nèi)容之一，近期發(fā)改委致函總署，要求加強進口管理，并認真做好進口煤炭監(jiān)督工作，嚴控劣質(zhì)煤進口。資料來源：國家發(fā)改委、 圖 8：2018-2019 年當月進口煤炭數(shù)量受進口煤政策影響較大資料來源：海關(guān)總署、 電企煤炭采購中存在長協(xié)煤，成本端波動減弱。2016 年 12 月，關(guān)于平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知明確 2016-2020 年，建立電煤鋼煤中長期合作基準價格確定機制，以長協(xié)基準價為基礎(chǔ)建立價格預(yù)警機制：基準價上下波動 6以內(nèi)為綠色區(qū)間，6-12為藍色區(qū)

16、間，12以上為紅色區(qū)間。價格位于藍色區(qū)間時加強市場監(jiān)測，適時采取必要引導(dǎo)措施，價格于紅色區(qū)間時啟動平抑價格異常波動的響應(yīng)機制。各家電企均存在不同比例的長協(xié)煤采購，其中 2018 年長源電力年度長協(xié)煤占公司用煤總量的 30左右；建投能源 2018 年度原煤采購量約為 2000 萬噸，其中長協(xié)煤占比約為 50； 2019 年前三季度江蘇國信長協(xié)煤占公司煤炭結(jié)構(gòu)的比重達 66。長協(xié)煤的價格波動較市場煤要相對較小，因此目前電企的成本端的波動要小于上一輪周期。綜上所述，煤炭供給側(cè)集中度持續(xù)提升，供給端的管控難度降低，大規(guī)模無需擴產(chǎn)幾無可能；進口煤額度受到發(fā)改委政策影響，成為發(fā)改委調(diào)節(jié)國內(nèi)煤炭供需的工具；

17、長協(xié)煤的存在使電企的成本端的波動相對要小。原因二：燃煤標桿電價取消導(dǎo)致整體預(yù)期悲觀經(jīng)營性用電計劃進一步全面放開，市場化比例持續(xù)提升。2019 年 6 月國家發(fā)改委進一步全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃，提高電力交易市場化程度，除居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務(wù)等行業(yè)電力用戶以及電力生產(chǎn)供應(yīng)所必需的廠用電和線損之外，其他電力用戶經(jīng)營性電力計劃全面放開。2019 年各部門用電量中，第二產(chǎn)業(yè)用電量占比最大，為 68.3；第三產(chǎn)業(yè)、第一產(chǎn)業(yè)以及居民用電量占全社會用電量的比重分別為 16.4、1.1、14.2。經(jīng)營性用電計劃進一步全面放開后，市場上大部分用電主體均可參與到市場化交易中。圖 9：201

18、9 年各部門用電量占比資料來源：國家能源局、 燃煤標桿電價取消，規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)全部參與電力市場化交易，市場電比例有望進一步提升。2019 年 10 月關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導(dǎo)意見明確自 2020年 1 月 1 日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。2020 年 1 月國務(wù)院常務(wù)會議提出，全部放開規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易，以降低制造業(yè)用電成本。目前，工業(yè)企業(yè)通過電力市場化交易獲得的用電只占其用電量的三成左，而規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)用電量約占全社會用電量的 60 ，若電力市場化交易全部放開，則將從需求端進一步提升市場

19、化比例。經(jīng)濟下行壓力較大，進入市場的電量仍會降價。當前經(jīng)濟下行壓力較大，2019 年第四季度 GDP 同比增長 6，與第三季度持平，較第二季度下降 0.2 個百分點，預(yù)計市場需求將保持疲軟。此外，關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導(dǎo)意見為確保工商業(yè)平均電價只降不升，在“基準價+上下浮動”的市場化機制過程中，規(guī)定 2020 年浮動方向暫不上浮。廣東年度長協(xié)價差有所擴大。廣東省作為電力交易規(guī)模排名靠前的省份，2019 年 12 月 10日，完成 2020 年年度雙邊協(xié)商交易 2117.1 億千瓦時，同比增長 78.7，平均價差-47.11厘/千瓦時；12 月 18 日，完成年度合同電量集中交

20、易 46.7 億千瓦時，同比減少 76.5 ，平均價差-47.15 厘/千瓦時。2020 年市場交易平均價差較2019 年的-40.2 厘/千瓦時有所擴大。圖 10：各類交易品種成交電量與市場平均價差圖 11：2016-2019 年 GDP 當季同比資料來源：廣東電力交易中心、 資料來源：Wind、 從分省煤電交易價格來看，相與標桿電價降幅超過 0.1 元/千瓦時的省區(qū)有青海和云南，其市場交易平均電價分別為 0.2098 元/千瓦時和 0.2297 元/千瓦時。降幅超過 0.05 元/千瓦時的省區(qū)有廣東、上海、河南、陜西其交易平均電價分別為 0.3763 元/千瓦時、0.3425 元/千瓦時、

21、0.3182 元/千瓦時、0.2971 元/千瓦時。圖 12：2018 年部分省區(qū)煤電市場交易價格與標桿電價差額資料來源：中電聯(lián)、 經(jīng)濟下行壓力較大的背景下，煤電聯(lián)動的擱淺以及煤電標桿上網(wǎng)電價的取消，會使投資者認為未來電價將會跟隨煤價持續(xù)下行，行業(yè)整體充斥悲觀情緒。估值如何修復(fù)：業(yè)績?nèi)允呛诵模旨t同樣關(guān)鍵逆周期屬性削弱，業(yè)績彈性下降是行業(yè)估值下行的主要原因，我們認為業(yè)績彈性仍然是核心因素，今年火電行業(yè)的業(yè)績彈性可能會超預(yù)期，且破凈的狀態(tài)增強了電企維護市值的動力，分紅派息政策上可能會更加友好。煤價下跌或超預(yù)期，電價無需悲觀，業(yè)績彈性可期全球疫情持續(xù)發(fā)酵，全年煤價跌幅或超預(yù)期港口現(xiàn)貨價格新低，長協(xié)

22、煤價松動。動力煤現(xiàn)貨價格持續(xù)下降，截至 4 月 8 日，秦皇島現(xiàn)貨動力煤平倉價（Q5500）降至 503 元/噸，同比去年同期降低 121 元/噸，降幅達 19.4，價格創(chuàng) 17 年以來的新低。根據(jù)神華公布的月度長協(xié)價格表顯示，在經(jīng)歷了二月的微升以及三月的持平后，四月月度長協(xié)價格出現(xiàn)下調(diào)，外購 5500 大卡、5000 大卡以及 4500 大卡環(huán)比分別下調(diào) 26、31 以及 31 元/噸，下調(diào)幅度分別為 4.6、6.2以及 6.9；同時年度長協(xié)有所松動，年度 5500 大卡長協(xié)價格環(huán)比下降 6 元/噸至 543 元/噸。圖 13：神華月度長協(xié)價格下調(diào)（元/噸）圖 14：秦皇島 5500K 現(xiàn)貨

23、價格（元/噸）資料來源：北極星電力網(wǎng)等， 資料來源：Wind， 國際疫情拐點尚不明朗，進口煤價格優(yōu)勢有望維持。當下國內(nèi)疫情防控雖已取得階段性成果，但國際疫情持續(xù)發(fā)酵，拐點尚不明朗。在全球疫情影響下，國際煤炭需求走弱，3 月以來價格持續(xù)走低。截至 4 月 3 日，廣州港進口動力煤（Q5500）到岸價為 496 元/噸，相較 2 月 28 日下挫 8.1，相對國內(nèi)同等熱值的動力煤具有明顯價格優(yōu)勢。短時間內(nèi)全球疫情拐點恐難以判斷，國際煤炭需求承壓，進口煤價大概率維持低位運行。進口煤的價格優(yōu)勢一方面從定價機制端壓制國內(nèi)電煤價格，另一方面通過替代效應(yīng)從供需端進一步對國內(nèi)煤價產(chǎn)生壓力。圖 15：國際疫情拐

24、點尚不明朗（單位：萬人）圖 16：進口煤價格持續(xù)走低資料來源：Wind， 資料來源：Wind， 煤炭復(fù)工超預(yù)期，二季度國內(nèi)自產(chǎn)有望跟進。受疫情影響，2020 年 1 至 2 月，全國規(guī)模以上原煤產(chǎn)量累計 4.89 億噸，同比減少 6.3。其中，分地區(qū)排名前三的分別是內(nèi)蒙古 1.31億噸，同比下滑 14.1；山西 1.27 億噸，同比下滑 5.6；陜西 0.79 億噸，同比上升 10.5。雖一季度產(chǎn)量受到?jīng)_擊，但煤炭行業(yè)整體復(fù)產(chǎn)情況超預(yù)期，主要產(chǎn)地復(fù)工復(fù)產(chǎn)持續(xù)推進，產(chǎn)量也逐步恢復(fù)至正常水平。從具體省份數(shù)據(jù)來看，一季度內(nèi)蒙古已恢復(fù)正常生產(chǎn)建設(shè)煤礦 286 處，復(fù)工復(fù)產(chǎn)率達 85.6。河南省具備復(fù)工

25、復(fù)產(chǎn)條件煤礦 155 處，已復(fù)產(chǎn)煤礦 130 處，復(fù)工 21 處，復(fù)工復(fù)產(chǎn)率達到97，一季度河南煤炭企業(yè)累計生產(chǎn)原煤 2560 萬噸，與去年同期基本持平。煤炭復(fù)工復(fù)產(chǎn)的超預(yù)期推進，為二季度國內(nèi)煤炭產(chǎn)量水平提供有力支撐。圖 17：一季度原煤產(chǎn)量受疫情影響明顯資料來源：Wind、 二季度需求淡季疊加電廠庫存高位，煤價支撐較弱。需求層面，隨著取暖季的結(jié)束以及水電來水的增加，電煤需求走低，二季度將迎來煤炭需求的淡季。2018 及 2019 年二季度占全年動力煤需求量分別為 23.7及 23.4，均為全年最低季度。庫存層面，每年為迎峰度夏，五六月份之際主要火電企業(yè)將進行一波煤炭補庫存，對煤價具有拉動作用

26、，但當下由于用電需求不濟，電廠煤炭庫存尚處高位，二季度補庫存動能減弱。截至 4 月 3 日，沿海六大發(fā)電集團煤炭庫存總量為 1647.88 萬噸，較去年同期上升 82.03 萬噸。因此，即將到來的電煤需求淡季疊加高企的電廠庫存，為二季度煤價帶來了較大下行壓力。圖 18：二季度為動力煤需求淡季圖 19：六大電廠煤炭庫存處于高位（單位：萬噸）資料來源：Wind、 資料來源：Wind、 綜合判斷，煤價將繼續(xù)維持弱勢，全年降幅有望超預(yù)期。當前時點來看，全球疫情拐點尚不明晰，較弱的全球煤炭需求短期內(nèi)難以扭轉(zhuǎn)，進口煤價格優(yōu)勢將持續(xù)壓制國內(nèi)煤炭價格；自產(chǎn)層面，煤炭復(fù)工情況良好，二季度供給能力持續(xù)跟進；隨著供

27、暖季結(jié)束以及水電發(fā)力，二季度是電煤的傳統(tǒng)淡季，煤價需求支撐相對較弱，我們認為煤炭價格有望繼續(xù)下行，全年煤炭降價降幅有望超預(yù)期。根據(jù)中國能源發(fā)展報告 2020預(yù)測，2020 年國內(nèi)經(jīng)濟和能源消費增速放緩已成定局，2020 年煤價會呈現(xiàn)震蕩下行的走勢。預(yù)計 2020 年煤炭均價將同比分別下跌 15，秦皇島5500 大卡動力煤均價為 503 噸/元。讓利空間接近峰值，電價無需悲觀我們認為，目前電價無需悲觀，電價下行的空間已經(jīng)非常有限，主要原因如下：火電行業(yè)虧損面仍然較大，國家能源集團 19Q1 虧損面接近 30 。2015 年至今，受煤價上漲拖累，火電行業(yè)利潤大幅度萎縮，火電行業(yè)虧損面較高，2017

28、 年和 2018 年虧損面分別達 60 和 50 左右。2019 年整體火電虧損面尚未有權(quán)威數(shù)據(jù)，根據(jù)國家能源集團副總經(jīng)理米樹華在 2019 年經(jīng)濟形勢與電力發(fā)展研討會上的披露，國家能源集團 2019 年一季度火電利潤完成 51.9 億元，同比增加 18.6 億元。163 家火電企業(yè)中，48 家虧損，較上年減少 34家，意味著國家能源集團 2019 年一季度虧損面接近 30 。圖 20：火電行業(yè)虧損面情況資料來源：新華網(wǎng)、北極星電力網(wǎng)、Wind、 火電企業(yè)市場化占比超 50 ，市場化規(guī)模擴大對綜合電價影響較小。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2019年一季度大型發(fā)電集團煤電市場交易電量 2553 億千瓦時，煤

29、電上網(wǎng)電量市場化率為 42.4。從大型發(fā)電上市公司來看，2019 年華能國際、華電國際和大唐發(fā)電的市場化率分別達56 、 53.7 和 51.37 ，同比去年提高 13、9.78 和 13.41 個百分點。圖 21：主要發(fā)電企業(yè)市場化交易電量占比資料來源：各上市公司年報、 由于居民用電、重要公用事業(yè)和公益性服務(wù)等行業(yè)不參與市場化交易，我們判斷火電企業(yè)的市場化上限在 70 左右，因此未來火電公司市場化電量的增量空間較小，市場化規(guī)模擴大對綜合電價的影響比較有限。意味著國務(wù)院如果繼續(xù)推向降電價政策，相關(guān)政策對火電企業(yè)綜合電價影響較小。電力供給側(cè)寡頭壟斷，電企議價能力增強。截至到 2018 年底，五大

30、發(fā)電集團裝機容量占全國裝機容量的 44，發(fā)電量占比 48 ，發(fā)電側(cè)的競爭格局已定，寡頭壟斷的行業(yè)格局明顯。但相較發(fā)電側(cè)而言，用電側(cè)包含大工業(yè)、一般工商業(yè)、農(nóng)業(yè)、居民等用戶，下游用電側(cè)較為分散。在電力市場化逐步推進的過程中，電力的商品屬性將逐步還原，尤其是中小用戶進入市場后，我們認為電力行業(yè)寡頭壟斷的格局將有望增強電企的議價能力。圖 22：五大發(fā)電集團裝機容量占比圖 23：五大發(fā)電集團發(fā)電量占比資料來源：大唐債券評級報告、 資料來源：大唐債券評級報告、 煤電市場電折價持續(xù)縮窄。2016-2019 年全國市場電從 1.0 萬億千瓦時增加到 2.8 萬億千瓦時；市場電在全社會用電量中占比逐步提升，從

31、 17提升至 39 。但是，從大型發(fā)電集團各類電源市場交易平均電價情況看，全國大型發(fā)電集團煤電市場交易平均價逐步回升。 2019Q1，大型發(fā)電集團煤電市場交易平均電價為0.3406 元/千瓦時，較去年同期提高0.0099元/千瓦時；自 2017 年 4 季度以來，煤電市場交易平均電價已連續(xù)六個季度保持上漲。圖 24：市場化電量占比圖 25：發(fā)電集團煤電市場化電價（元/千瓦時）資料來源：中電聯(lián)、 資料來源：中電聯(lián)、 2020 年年度長協(xié)電價降幅有限，全年盈利有望繼續(xù)改善。廣東、安徽和江蘇 2020 年年度長協(xié)電量分別為 2117、985 和 2421 億千瓦時，度電折價分為別 0.04711、0

32、.03789 和 0.02544元/千瓦時；三省 2020 年新增讓利 46.13、8.85 和 10.50 億元，對應(yīng)到每度電將新增讓利 0.0138、0.0034 和 0.0024 元/千瓦時，經(jīng)過我們測算，若想使煤炭成本完全對沖電價部分的新增讓利，則三個省的電廠采購的 5500K 的煤價需下降 32.49、7.91 和 5.58 元/噸。目前秦皇島煤炭價格降幅已同比達 100 元/噸，完全能夠?qū)_電價下降，預(yù)計火電行業(yè)今年盈利將繼續(xù)提升。表 2：電價年度長協(xié)簽訂情況年度長協(xié)電度電折價讓利總額新增讓利本省 2019 年火度電新增讓利對應(yīng) 5500K 煤量（億度）（元/度）（億）（億）電發(fā)電

33、量（億度）（元/千瓦時）價降幅（元/噸）2019 年1189.010.0450953.61廣東2020 年2117.130.0471199.7446.1333460.013832.49安徽2019 年760.20.0374328.458.852637.20.00347.912020 年984.570.0378937.312019 年江蘇2020 年2341.12420.70.021820.0254451.0810.5044390.00245.5861.58資料來源：各省電力交易中心、 區(qū)域市場分化，個別區(qū)域有望獲得超額利潤未來區(qū)域電力市場的供需格局將決定了電企能否獲得超額利潤，這其中有兩方面的

34、因素，一方面，電力供需偏緊區(qū)域的發(fā)電機組將有更高的利用小時數(shù)，雖然有氣溫等干擾因素的影響，但從 2019 年和 2018 年各地火電機組利用小時數(shù)變化可以大致判斷各地方供需關(guān)系的發(fā)展方向，2019 年火電機組利用小時同比增長較多的是廣西、四川、新疆、湖北、云南、貴州、吉林和內(nèi)蒙古等。圖 26：2019 年和 2018 年各省火電機組利用小時數(shù)的變化 1（小時）9007506004503001500 資料來源：Wind、 2019 年利用小時數(shù)下滑的省份多數(shù)分布在東部地區(qū)，比如廣東、山東、江蘇、浙江和河北等地收到外來電影響較大，導(dǎo)致利用小時水平下滑，但以河北、安徽和江西等地的利用小時數(shù)絕對值仍然

35、高于 5000 小時，未來需求的持續(xù)增長是能夠消化外來電的沖擊，是值得關(guān)注的區(qū)域。圖 27：2019 年和 2018 年各省火電機組利用小時數(shù)的變化 2（小時）西藏北京陜西湖南江西浙江遼寧安徽福建河北江蘇寧夏山東上海廣東河南天津青海0-100-200-300-400-500-600資料來源：Wind、 另一方面，電力供需偏緊區(qū)域的上網(wǎng)電價具備提價的可能性。以云南為例，供給端，2020年初小灣、糯扎渡水庫蓄能同比大幅降低 125 億千瓦時，且在 2020 年春節(jié)前開啟火電機組增發(fā)電量較多，火電存煤僅剩 100 萬噸左右；需求方面，預(yù)計 2020 年省內(nèi)水電硅鋁項目用電規(guī)模將進一步擴大。根據(jù)昆明電

36、力交易中心的預(yù)測，2020 年枯期將會面臨供需偏緊的局面。供需偏緊使得云南 2020 年市場化交易電價同比上漲，從今年的交易數(shù)據(jù)來看，2020 年前三個月市場化交易電價分別為 0.240、0.241 和 0.239 元/千瓦時，同比提高 6.67 、8.56和 5.29 。圖 28：云南月度交易電價情況（元/千瓦時）資料來源：昆明電力交易中心、 綜上所述，我們判斷區(qū)域電力市場的供需結(jié)構(gòu)是發(fā)電企業(yè)獲得行業(yè)超額收益的關(guān)鍵，電力供需偏緊有望提高發(fā)電公司的盈利上限。維護市值訴求增強，分紅派息政策或?qū)⒏押脧?fù)盤美股，美國的電力公司股價能夠獲得超額收益。我們選取美國電力（AEP）和南方電力（SO）這兩家在

37、美國具有代表性的電力公司作為樣本，自 2010 年 1 月 1 日為起始日，2020 年 4 月 8 日為終止日，美國電力（AEP）、南方電力（SO）和標普 500 指數(shù)的漲幅分別為 262 、189 和 156 。美國電力（AEP）大幅跑贏指數(shù)，南方電力（SO）相對指數(shù)也能獲得 33 的超額收益。圖 29：美國電力和南方電力收益率情況資料來源：Wind、 公司業(yè)績并未出現(xiàn)大幅增長，且業(yè)績波動性明顯。從兩家公司歷史 EPS 看，兩家公司的業(yè)績并未出現(xiàn)大幅增長的情況，2018 年美國電力和南方電力的 EPS 為 3.9 和 2.18 美金，分別較 2009 年增長了 32 和 5.3 ；且歷史上

38、兩家公司也曾出現(xiàn)過業(yè)績劇烈波動的情況，美國電力 2016 年 EPS 一度下滑 70 。圖 30：美國電力和南方電力 EPS（元，USD）4.543.532.521.510.502009201020112012201320142015201620172018美國電力（AEP）南方電力（SO）資料來源：Wind、 兩家公司市凈率水平持續(xù)抬升。雖然公司業(yè)績未能實現(xiàn)大幅增長，但兩家公司市凈率水平卻持續(xù)提升，其中美國電力的 PB 由 2009 年底的 1.27 倍提高至 2019 年底的 2.36 倍，提高了 86.4 ；而南方電力近年 PB 卻提升相對較少，2019 年底南方電力 PB 為 2.43

39、 倍，較 2009年底提高了 32 。圖 31：美國電力和南方電力市凈率資料來源：Wind、 分紅派息穩(wěn)定提升+無風(fēng)險利率下行是抬高估值的主要原因。2019 年美國電力和南方電力的分紅分別 2.74 和 2.48 美元，過去十年復(fù)合增速為 5.87 和 3.95 ，每年實現(xiàn)穩(wěn)定增長，且美國電力的復(fù)合增速要高于南方電力。過去十年，美國十年期國債收益率由 3.85 大幅降至 1.92 ，兩家公司股息率同無風(fēng)險收益率曲線體現(xiàn)出較強的相關(guān)性，出現(xiàn)了比較明顯的下降，意味著公司在分紅持續(xù)提高的基礎(chǔ)上，公司的估值在穩(wěn)定抬升。圖 32：美國電力和南方電力分紅情況（元，USD）圖 33：美國電力和南方電力股息率

40、情況資料來源：Wind、 資料來源：Wind、 現(xiàn)金流穩(wěn)定，上市公司具備提升分紅的能力。雖然歷史上火電公司業(yè)績波動較大，但經(jīng)營性現(xiàn)金流水平相對來說波動較小，華能國際2015 年經(jīng)營性現(xiàn)金流凈額達歷史最高的 423.63億元，2019 年經(jīng)營性現(xiàn)金流凈額也有 373 億，較高峰僅下降 11.89 。圖 34：華能國際和華電國際經(jīng)營現(xiàn)金流凈額（億元）資料來源：公司公告、 另外，上市公司歸母凈利潤占經(jīng)營現(xiàn)金流凈額的比重較小，如華能國際、華電國際和國電電力等公司歸母凈利潤占經(jīng)營現(xiàn)金流凈額尚不到 10 ，公司提高分紅比例均是以當年的可分配利潤為基數(shù)，提高分紅比例對公司整體的現(xiàn)金流影響較小，上市公司具備提

41、升分紅的能力。表 3：上市公司歸母凈利潤/經(jīng)營現(xiàn)金流凈額證券代碼證券簡稱201620172018600011.SH華能國際27.976.144.98600027.SH華電國際15.113.369.52600795.SH國電電力20.1911.245.91601991.SH大唐發(fā)電-12.839.446.39600023.SH浙能電力47.0243.4059.57000539.SZ粵電力 A10.7620.227.91000543.SZ皖能電力45.8113.3540.68000600.SZ建投能源50.7113.3916.83600098.SH廣州發(fā)展27.0328.7741.62600578

42、.SH京能電力51.1330.9036.32600642.SH申能股份69.1971.3765.97600863.SH內(nèi)蒙華電15.5315.4723.83資料來源：公司公告、 板塊破凈，權(quán)益融資受限，A 股電力公司維護市值訴求增強。目前申萬火電整體 PB 低于 1，主要火電公司華電國際、華能國際、浙能電力等均處于破凈狀態(tài)，火電公司權(quán)益融資的功能受到限制。近兩年，行業(yè)內(nèi)的上市公司出臺增持、回購和提升分紅等措施的情況在陸續(xù)增加，目前為止已有江蘇國信、廣州發(fā)展、贛能股份、京能電力等上市公司提出增持和回購等相關(guān)措施；提升分紅方面，內(nèi)蒙華電承諾三年分紅不低于可分配利潤的 70 ，華電國際 2019 年

43、度分紅率提高至 50 。上市公司維護公司市值的訴求在持續(xù)增強，未來有望使得板塊估值得到修復(fù)。表 4：上市公司回購、增持情況梳理時間公司回購增持情況2018 年 6 月-2019 年 3 月江蘇國信控股股東國信集團累計增持 0.24 億股，占總股本 0.63控股股東一致行動人國家電投集團財務(wù)公司累計增持 351.5 萬股，占總2018 年 11 月-2019 年 10 月廣州發(fā)展股本 0.1292018 年 12 月-2019 年 5 月贛能股份控股股東江投集團累計增持 964.6 萬股，占總股本 0.99控股股東一致行動人國家電投集團財務(wù)公司累計增持 361.6 萬股，占總2019 年 1 月

44、-7 月上海電力2019 年 2 月-2020 年 3 月內(nèi)蒙華電股本 0.138控股股東及其一致行動人華能結(jié)構(gòu)調(diào)整基金累計增持 1.85 億股，占總股本 3.1882019 年 7 月皖能電力控股股東能源集團公司增持 224.4 萬股，占總股本 0.102019 年 7 月-2020 年 3 月廣州發(fā)展累計回購 0.64 股，占總股本 2.342020 年 3 月 5 日披露北京京能電力股份有限公司關(guān)于以集中競價交2020 年 3 月京能電力資料來源：各公司公告、 易方式回購公司股份方案的公告，截止 2020 年 3 月 31 日，公司尚未實施股份回購表 5：主要電力公司分紅率序號證券代碼證

45、券簡稱2019 年2018 年2017 年1600011.SH華能國際125.65109.1084.772600023.SH浙能電力-60.6653.343600795.SH國電電力-57.4070.714600027.SH華電國際50.3438.4041.275601991.SH大唐發(fā)電112.78149.8997.306600642.SH申能股份-49.8652.397000027.SZ深圳能源-28.7042.338600021.SH上海電力35.3331.1951.939600578.SH京能電力-60.5375.7910000539.SZ粵電力 A-66.3956.52資料來源：Wi

46、nd、 投資建議：火電估值修復(fù)可期火電行業(yè)估值修復(fù)可期，觀點如下：1、電價讓利空間有限，悲觀情緒有望解除?；痣娦袠I(yè)虧損面仍然較大，2017 年和 2018 年行業(yè)虧損面分別達 60和 50左右，國家能源集團 2019 年 Q1 虧損面接近 30。而火電企業(yè)市場化占比超 50，由于居民用電、重要公用事業(yè)和公益性服務(wù)等行業(yè)不參與市場化交易，我們判斷火電企業(yè)的市場化上限在 70左右，因此未來市場化規(guī)模擴大對綜合電價的影響比較有限。意味著國務(wù)院如果繼續(xù)推向降電價政策，相關(guān)政策對火電企業(yè)綜合電價影響較小。從商業(yè)模式上講，發(fā)電行業(yè)屬于寡頭壟斷行業(yè)，截至到 2018 年底，五大發(fā)電集團裝機容量占全國裝機容量

47、的 44，寡頭壟斷的行業(yè)格局明顯。但下游用電側(cè)較為分散，在電力市場化逐步推進的過程中，電力的商品屬性將逐步還原，電企的議價能力有望提升?？沈炞C的是，目前煤電市場電折價已經(jīng)持續(xù)縮窄，自 2017 年 4 季度以來，煤電市場交易平均電價已連續(xù)六個季度保持上漲。2020 年年度長協(xié)電價降幅有限，廣東、安徽和江蘇 2020 年年度長協(xié)新增讓利 46.13、8.85和 10.50 億元，對應(yīng)到每度電將新增讓利 0.0138、0.0034 和 0.0024 元/千瓦時，經(jīng)測算，若想使煤炭成本完全對沖電價部分的新增讓利，則三個省的電廠采購的 5500K 的煤價需下降 32.49、7.91 和 5.58 元/噸。目前秦皇島煤炭價格降幅已同比達 100 元/噸，完全能夠?qū)_電價下降，預(yù)計火電行業(yè)今年盈利將繼續(xù)提升。2、全球疫情持續(xù)發(fā)酵，全年煤價跌幅或超預(yù)期動力煤現(xiàn)貨價格持續(xù)下降，截至 4 月 8 日，秦皇島現(xiàn)貨動力煤平倉價（Q5500）降至 503元/噸，同比去年同期降低 121 元/噸，降幅達 19.4，價格創(chuàng) 17 年以來的新低。當前時點來看，全球疫情拐點尚不明晰，較弱的全球煤炭需求短期內(nèi)難以扭轉(zhuǎn)，截至 4 月3 日，廣州港進口動力煤（Q5500）到岸價