火電行業(yè)深度報告：穿越三重門重回現(xiàn)金牛

1、目錄TOC o 1-2 h z u HYPERLINK l _TOC_250011 引言：火電板塊如何復制美股電力股走勢？ 6 HYPERLINK l _TOC_250010 煤價中樞回落 火電盈利改善 10 HYPERLINK l _TOC_250009 產(chǎn)能逐步釋放 煤價中樞持續(xù)下行 10 HYPERLINK l _TOC_250008 火電 2019 年盈利有所修復 2020 年業(yè)績彈性依然突出 11 HYPERLINK l _TOC_250007 電力市場化步入深水區(qū) 火電讓利趨緩 12 HYPERLINK l _TOC_250006 電價讓利壓力從發(fā)電側(cè)轉(zhuǎn)向電網(wǎng)側(cè) 12 HYPERL

2、INK l _TOC_250005 電價新政“去周期化” 有助于穩(wěn)定盈利能力 14 HYPERLINK l _TOC_250004 最艱難的時候已經(jīng)過去 資產(chǎn)減值風險下降 17 HYPERLINK l _TOC_250003 落實“處僵治困”安排 火電央企頻頻計提大額減值 17 HYPERLINK l _TOC_250002 綜合火電三要素趨勢 火電未來減值風險預計相對可控 18 HYPERLINK l _TOC_250001 資本支出下降自由現(xiàn)金流拐點已現(xiàn) 股息回報可期 21 HYPERLINK l _TOC_250000 短中期邏輯共振 火電行業(yè)有望迎來戴維斯雙擊 23圖表目錄圖 1：全球

3、利率下行高股息資產(chǎn)配置性價比突出 6圖 2：1980-2002 年美股電力龍頭漲幅 6圖 3：2003-2020 年初美股電力龍頭漲幅 6圖 4：典型火電公司扣非 ROE 情況 7圖 5：典型火電公司經(jīng)營性現(xiàn)金流量凈額（億元） 7圖 6：煤電博弈導致火電公司盈利能力大幅波動 8圖 7：中美日人均年用電量對比（萬千瓦時/人） 8圖 8：中美日人均年用電量增速對比 8圖 9：原煤產(chǎn)量及其增速 10圖 10：煤炭行業(yè)固定投資完成額增速 10圖 11：秦皇島 5500 大卡動力末煤平倉價（元/噸） 10圖 12：全國電煤價格指數(shù)（元/噸） 10圖 13：市場電讓利及電網(wǎng)公司讓利規(guī)模對比（單位：億元）

4、13圖 14：我國工業(yè)電價與 35 個 OECD 國家工業(yè)電價對比（單位：元/度） 14圖 15：2019 年廣東省分月電力交易結(jié)構(gòu)及均價 15圖 16：2020 年廣東省分月電力交易結(jié)構(gòu)及均價 15圖 17：我國煤電聯(lián)動歷程 16圖 18：2019 年全國各省火電利用小時數(shù)情況（h） 19圖 19：云南、廣西、四川近五年火電機組利用小時數(shù)情況（h） 20圖 20：主要火電上市公司自由現(xiàn)金流變動趨勢估算（單位：億元） 22表 1：火電板塊 2019 年及 2020Q1 業(yè)績表現(xiàn)（單位：億元） 12表 2：不同基準情形下主要火電公司業(yè)績同比變動幅度 12表 3：近 3 年降電價措施及目標完成情況

5、 12表 4：大火電企業(yè)市場電占比大幅提升 14表 5：2020 年 Q1 火電企業(yè)上網(wǎng)電價除稅后同比上升（單位：元/兆瓦時） 16表 6：主要火電公司 2014 至今資產(chǎn)及信用減值損失情況（單位：億元） 17表 7：2019-2025 國內(nèi)電源結(jié)構(gòu)預測表 18表 8：華能國際經(jīng)營現(xiàn)金流遠高于凈利潤（億元） 21表 9：主要火電公司資本支出規(guī)模（億元，購建固定資產(chǎn)等所支付的現(xiàn)金） 22表 10：主要火電公司分紅率及股息率情況（華潤電力單位為港元，其余為人民幣）. 23表 11：火電板塊重點標的盈利預測表（元，元/股） 24引言：火電板塊如何復制美股電力股走勢？全球利率下行，高股息資產(chǎn)配置性價比

6、突出。2020 年初以來，全球經(jīng)濟均面臨疫情的嚴峻考驗，近日以來中美經(jīng)貿(mào)摩擦風波再起。資本市場面臨高度的不確定性，在這種不確定性的形勢下，資本市場愈發(fā)強調(diào)“內(nèi)需拉動” “新老基建”“核心資產(chǎn)”，有關(guān)的代表性標的也獲得較好的投資回報。我們高度認可市場的主流邏輯和投資方向，但是我們同時也注意到，疫情發(fā)生以來全球流動性大量寬松，中美國債收益率均持續(xù)大幅下行，而具備高股息率屬性的諸多 A 股代表性公司，股價卻持續(xù)處于低位，配置性價比愈發(fā)凸顯。典型的，從下圖我們可以發(fā)現(xiàn)，目前相對于十年期國債的收益率，滬深 300 標的的股息率處于一個極具吸引力的位置。圖 1：全球利率下行高股息資產(chǎn)配置性價比突出5.0%

7、4.5%4.0%3.5%3.0%2.5%2.0%1.5%1.0%0.5%0.0%2010-062011-062012-062013-062014-062015-062016-062017-062018-062019-06中債國債到期收益率:10年美國國債收益率:10年滬深300股息率（近12個月）資料來源：wind， 研究對于絕大部分投資者而言，近年來投資中國火電公司的體驗并不美妙。本世紀至今的第一個 20 年，我國電力行業(yè)可謂跌宕起伏，從用電需求到裝機供給，從電價政策到企業(yè)利潤，最終落實到股價表現(xiàn)，我國電力板塊均經(jīng)歷數(shù)個周期。從二十年的維度看，我國電力板塊除長江電力等少數(shù)大型水電公司外，鮮有

8、超額收益。與之相對的，美股新紀元能源、杜克能源、南方電力等電力龍頭股價 1980 年至今穩(wěn)步上漲，長期跑贏標普 500。為什么投資中國火電股無法獲得超額收益？ 圖 2：1980-2002 年美股電力龍頭漲幅 圖 3：2003-2020 年初美股電力龍頭漲幅4000%3500%3000%2500%2000%1500%1000%500%0%19801981198219831984198519861987198819891990199119921993199419951996199719981999200020012002-500%500%400%300%200%100%0%200320042005

9、20062007200820092010201120122013201420152016201720182019-100%2000%1600%1200%800%400%0%-400%南方電力（左軸）杜克能源（左軸） 新紀元能源南方電力杜克能源標普500 標普500（左軸）新紀元能源（右軸） 資料來源：wind， 研究資料來源：wind， 研究固然中美電力行業(yè)從供需格局、電價政策、燃料供給等方面均有差別，導致我國火電公司利潤波動大于美股電力公司（詳情可見我們前期報告電力行業(yè)全景復盤暨國際對比：透視冰與火之歌 尋找時間的朋友）。但是由于電力行業(yè)折舊等非付現(xiàn)成本比重較大，且我國電力公司固定資產(chǎn)會計折

10、舊年限顯著短于美股電力公司，從經(jīng)營性現(xiàn)金流量凈額的角度，我國火電公司實際現(xiàn)金創(chuàng)造能力波動幅度遠小于利潤波動，對電價、供需格局以及成本的敏感性相對較低，現(xiàn)金流穩(wěn)定性與南方電力等美股電力公司差距并不明顯。圖 4：典型火電公司扣非ROE 情況圖 5：典型火電公司經(jīng)營性現(xiàn)金流量凈額（億元）20%15%10%5%0%201320142015201620172018201960050040030020010002013 2014 2015 2016 2017 2018 2019華潤電力華能國際南方電力（美股） 華潤電力華能國際南方電力（美股） 資料來源：公司公告， 研究。注：南方電力 2017 年 ROE

11、下滑主要系新業(yè)務(wù)子公司虧損，電力主業(yè)業(yè)績平穩(wěn)資料來源：公司公告， 研究制約我國火電公司股價上漲的重要因素之一：火電博弈帶來的強周期性，煤價拐點難以把握只是其一，資產(chǎn)減值的發(fā)生進一步加大擇時難度。過去二十多年，我國的火電行業(yè)一直面臨的是市場煤、計劃電的格局，煤電頂?，F(xiàn)象不時出現(xiàn)。煤價和電價的調(diào)整完全不同步，甚至有時候會方向相反，造成火電企業(yè)經(jīng)營利潤的大幅波動。進一步的，如果煤價大幅上行，疊加電力供需惡化，利用小時下降，重資產(chǎn)的火電行業(yè)很容易面臨計提大額資產(chǎn)減值準備的壓力。煤電博弈帶來的周期性，使得火電股只能被當做周期股來炒，且彈性偏弱；資產(chǎn)減值的問題實際屬于煤電博弈帶來的次生災害，進一步提升對火

12、電周期配置時點的把握難度（即使正確判斷煤價拐點，選擇買入，但火電企業(yè)還有計提減值的風險，短期內(nèi)業(yè)績無法兌現(xiàn)，股價表現(xiàn)弱勢甚至進一步下跌）。圖 6：煤電博弈導致火電公司盈利能力大幅波動800700600500400300200100020142015201620172018201935%30%25%20%15%10%5%0%煤價（5500大卡）（元/噸）SW火電板塊毛利率SW火電板塊凈利潤率資料來源：wind， 研究制約我國火電公司股價上漲的重要因素之二：持續(xù)高強度的資本開支，再強勁的現(xiàn)金流也無法轉(zhuǎn)化為扎實的股息回報。我們判斷中美火電公司股價表現(xiàn)迥異更重要的原因在于經(jīng)濟發(fā)展階段，目前我國人均用電

13、量僅相當于美國 60 年代后期，此前用電需求處于高速增長階段，引發(fā)電力公司高強度資本開支?！笆濉逼陂g我國火電新增裝機規(guī)模較大，“十三五”期間雖然火電增速放緩，但是新能源平價上網(wǎng)壓力引發(fā)的搶裝潮反而推高了資本開支。高強度資本開支壓制了電力公司分紅能力與分紅意愿，充沛且穩(wěn)定的經(jīng)營性現(xiàn)金凈流入絕大部分轉(zhuǎn)化為投資性現(xiàn)金凈流出，削弱了公用事業(yè)類標的原本的高股息價值。因此，電力行業(yè)一定程度上是越到成熟期越具備投資價值的行業(yè)，國際對比來看，南方電力、杜克能源等美股電力公司股價也是在用電需求放緩后迎來大幅上漲。圖 7：中美日人均年用電量對比（萬千瓦時/人） 圖 8：中美日人均年用電量增速對比資料來源：世界

14、銀行，國家統(tǒng)計局， 研究資料來源：世界銀行，國家統(tǒng)計局， 研究2017-2019 年對于火電歷經(jīng)多重考驗：煤價快速上升后持續(xù)高位運行，煤電聯(lián)動機制失效疊加市場化快速推進壓制電價，由于盈利惡化以及“處僵治困”的需求使得企業(yè)集中計提大額資產(chǎn)減值，三座大山共同壓制火電企業(yè)盈利水平。煤價：2016 年開啟的煤炭供給側(cè)改革快速推升煤價，2016-2019 年四年煤炭現(xiàn)貨年度均價分別為 475、638、647、587 元/噸。煤價 2016 年快速上行，后續(xù)三年持續(xù)高位運行。煤價高企極大的影響了火電企業(yè)的盈利能力。電價：盡管 2017-2019 年煤價持續(xù)處于高位，主要是考慮下游經(jīng)濟承受能力，過去多次執(zhí)行

15、的“煤電聯(lián)動”機制始終擱淺。巨大的煤價上漲壓力無法順利傳導給下游。更進一步的，2017-2019 年火電市場化交易快速推進。以最大的火電上市公司華能國際為例， 2016 年公司市場化交易電量占比僅 25%，截止 2019 年市場化交易電量占比已經(jīng)提升至56%。市場化交易電量占比持續(xù)提升推動火電綜合上網(wǎng)電價持續(xù)下行。大額資產(chǎn)減值：2018-2019 年主要火電上市公司的資產(chǎn)減值規(guī)模均有不同程度的增加?；痣娰Y產(chǎn)大額資產(chǎn)減值一方面是煤價、電價趨勢惡化的結(jié)果，另外一方面國資委自 2016 年起大力推進“處僵治困”工作，計提大額資產(chǎn)減值屬于落實“處僵治困”的附帶結(jié)果。大額資產(chǎn)減值的發(fā)生導致盡管 2019

16、 年煤價已經(jīng)有所回落，但是部分火電上市公司利潤改善幅度顯著不及預期?？缭健懊簝r+電價+資產(chǎn)減值”三座大山，中國電力行業(yè)迎來下半場，制約我國火電公司股價上漲的兩大因素有望徹底解除。站在當前時點，我們認為火電公司基本已經(jīng)跨越“煤價+電價+資產(chǎn)減值”三座大山，盈利能力將逐步修復至正常水平。展望未來三年，我們判斷煤價將會保持綠色區(qū)間內(nèi)震蕩的態(tài)勢，2020 年煤價中樞將會大幅下行，此后則將保持相對穩(wěn)定。電價市場化最迅速的階段已經(jīng)過去，短期看電價讓利的任務(wù)更多的將由電網(wǎng)承擔，中長期看電價具備提升空間。煤電行業(yè)最艱難的階段已經(jīng)過去，同時主要火電上市公司“處僵治困”工作接近完成，后續(xù)計提大額資產(chǎn)減值損失的風險

17、大幅降低。中國電力行業(yè)進入下半場，火電盈利穩(wěn)定性有望增強，資本支出下行自由現(xiàn)金流有望大幅改善。2019 年國家宣布取消火電標桿電價，未來推行“基準+浮動”的火電價格新政， 2020 年暫不允許上浮，2021 年起則對浮動方向無要求?；痣娦露▋r機制的推出，從中長期角度看有利于提升火電盈利穩(wěn)定性。隨著國內(nèi)工業(yè)化、城鎮(zhèn)化的高峰過去，國內(nèi)電力需求和裝機投產(chǎn)的高峰期也逐漸過去。煤電供給側(cè)改革、煤電建設(shè)風險預警機制的推出，也將保障煤電行業(yè)不再大規(guī)模超前建設(shè)。展望“十四五”，火電、風電裝機增速均將放緩，企業(yè)的資本支出也將隨之放緩，自由現(xiàn)金流大幅改善。企業(yè)強勁的現(xiàn)金流未來將流向分紅和償還貸款。其中可用于分紅的

18、現(xiàn)金流將會大幅提升。2020 年是“十三五”收關(guān)年，“十四五”開局年。火電行業(yè)跨越三座大山導致的盈利困境，預計 2020 年火電行業(yè)的盈利水平將會得到相當程度的修復。后續(xù)隨著火電盈利穩(wěn)定性不斷增強，自由現(xiàn)金流大幅改善，火電行業(yè)屬性將從重投資低分紅的周期行業(yè)，逐步轉(zhuǎn)變成為低投資高分紅的穩(wěn)定價值行業(yè)。參考美國經(jīng)驗，行業(yè)估值具備較大的提升空間。煤價中樞回落 火電盈利改善產(chǎn)能逐步釋放 煤價中樞持續(xù)下行2016 年正式推出煤炭供給側(cè)改革，2016-2017 是去產(chǎn)能集中期，2018 年開始優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放速度加快，2019 年下半年起動力煤供需逐步由偏緊轉(zhuǎn)向?qū)捤伞?016 年 2 月 5 日，國務(wù)院發(fā)布關(guān)于

19、煤炭行業(yè)化解過剩產(chǎn)能實現(xiàn)脫困發(fā)展的意見（國發(fā)20167 號），提出自 2016 年起，3 年至 5 年內(nèi)，煤炭行業(yè)將退出產(chǎn)能 5 億噸左右、減量重組 5 億噸左右，作為提綱挈領(lǐng)性質(zhì)的文件，煤炭行業(yè)去產(chǎn)能拉開帷幕。截止 2018年底，我國累計退出煤炭落后產(chǎn)能 8.1 億噸，提前兩年完成“十三五”去產(chǎn)能目標任務(wù)。實際上從 2018 年下半年開始煤炭行業(yè)已經(jīng)逐步從去產(chǎn)能轉(zhuǎn)向優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放，行業(yè)凈產(chǎn)能開始增長。煤炭開采行業(yè)固定資產(chǎn)投資增速自 2018Q3 開始由負轉(zhuǎn)正，全年累計增速 5.9%； 2019 年進一步加速，全年累計增速達 29.6%，達到 2009 年以后最高水平。 圖 9：原煤產(chǎn)量及其增速

20、 圖 10：煤炭行業(yè)固定投資完成額增速45403530252015105yoy0 原煤產(chǎn)量（億噸）6%4%2%0%-2%-4%-6%-8%-10%50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%-40% 固定資產(chǎn)投資完成額:煤炭開采和洗選業(yè):累計同比資料來源：wind， 研究資料來源：wind， 研究2019 全年煤價回落幅度較大，2020 年煤價中樞預計將會進一步下行。2016-2019 年秦皇島 5500K 動力末煤平倉價年度均值分別為 475、638、647、587元/噸，煤價從 2018 年下半年開始步入下行通道，2019 年全年回落幅度較大但仍處于相對高位。 圖 11：秦皇

21、島 5500 大卡動力末煤平倉價（元/噸） 圖 12：全國電煤價格指數(shù)（元/噸）90080070060050040030020010001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月6005505004504003503002502014-012014-052014-092015-012015-052015-092016-012016-052016-092017-012017-052017-092018-012018-052018-092019-012019-052019-092020-0120020162017201820192020資料來源：Wind， 研究資料來

22、源：Wind， 研究2020 年初至今受疫情影響需求偏弱，動力煤價格進一步下降，年初至今平均價格為530 元/噸，較上年同期下降 78 元/噸。其中，疫情造成的需求偏弱疊加煤礦產(chǎn)能恢復領(lǐng)先于下游需求，4 月份煤價快速下跌，現(xiàn)貨價格跌穿 470 元/噸。5 月份伴隨天氣轉(zhuǎn)熱以及下游工商業(yè)需求逐步恢復，煤價快速向上最新現(xiàn)貨報價 538 元/噸，但仍然大幅低于上年同期600 元/噸以上的價格水平。短期煤價反彈，不改全年煤價中樞下行的判斷。從供給角度看今年煤炭尚有部分新增產(chǎn)能，需求方面難言起色。地產(chǎn)新開工面積從 2018-2019 已經(jīng)保持了連續(xù)兩年的超預期的韌性，2020 年新開工下行壓力加大，目前

23、疫情沖擊下并未見明顯放松地產(chǎn)調(diào)控政策落地，基建投資盡管有提速預期但是對動力煤需求支撐有限。我們預計 2020 年全年現(xiàn)貨均價為 530 元/噸，較上年同比減少 57 元/噸，降幅達 9.7%。展望 2021 年及以后，我們認為煤價缺乏大規(guī)模上行基礎(chǔ)，保守來看煤價中樞將在相當長的時期內(nèi)保持在綠色區(qū)間以內(nèi)（500-570 元/噸），如果地產(chǎn)大幅回落需求承壓，則煤價中樞有望下跌到 500 元/噸甚至更低?；痣?019 年盈利有所修復 2020 年業(yè)績彈性依然突出2019 年煤價中樞大幅下行，火電企業(yè)整體盈利改善顯著。2019 年全社會用電量同比增長 4.5%，增速較 2018 年回落 4 個百分點。

24、受水電等清潔能源擠壓發(fā)電空間，火電發(fā)電增速僅為 2.4%。電價水平因市場電折價幅度同比 2018 年有所收窄，綜合電價同比上升。4 月起增值稅稅率下調(diào) 3 個百分點后，除稅電價上漲，提升火電盈利能力。煤價方面，受益于國內(nèi)煤炭新增產(chǎn)能持續(xù)釋放及進口煤價格下跌，全國電煤價格指數(shù)整體呈現(xiàn)逐月下行趨勢，2019 年全國平均電煤價格指數(shù)為 494 元/噸，同比下降 7%。主要是得益于煤價下跌，同時電量和電價也保持了相對較好趨勢，整個 SW 火電板塊業(yè)績有了顯著改善。如下表所示，2019 年板塊凈利潤同比增長 43%；ROE 提升 1.31個百分點，凈利率提升 0.93 個百分點。盡管利潤出現(xiàn)大幅改善，但

25、是火電板塊盈利仍然處于相對底部，上市公司層面平均 ROE 水平僅有 5%左右，全行業(yè)層面則會更低。距離正常的行業(yè)盈利水平仍然有相當?shù)男迯涂臻g。表 1：火電板塊 2019 年及 2020Q1 業(yè)績表現(xiàn)（單位：億元）20182019同比2019Q12020Q1同比收入817584973.93%21211860-12.31%歸母凈利潤20128743.11%11777-34.38%ROE3.82%5.13%1.84%1.05%毛利率13.00%15.40%16.46%17.43%凈利率2.45%3.38%5.53%4.14%資料來源：公司公告， 研究預期 2020 年煤價進一步下行，在保持電量不變假

26、設(shè)下有關(guān)火電標的煤價彈性依然可觀。如前文所述，我們預期 2020 年全年現(xiàn)貨均價為 530 元/噸，較上年同比減少 57 元/噸，降幅達 9.7%。火電公司業(yè)績?nèi)匀挥休^大的改善空間。假設(shè)各公司發(fā)電量保持與 2019年一致，我們測算出不同火電上市公司的業(yè)績彈性，結(jié)果見下表。表 2：不同基準情形下主要火電公司業(yè)績同比變動幅度港口煤價情況（元/噸）華能國際華電國際皖能電力建投能源內(nèi)蒙華電華潤電力500214%63%70%75%33%32%530140%35%48%40%20%23%資料來源：公司公告， 研究電力市場化步入深水區(qū) 火電讓利趨緩電價讓利壓力從發(fā)電側(cè)轉(zhuǎn)向電網(wǎng)側(cè)近年來通過擴大市場電交易，發(fā)電

27、企業(yè)持續(xù)讓利。在國家提出“三區(qū)一降一補”，即去產(chǎn)能、去庫存、去杠桿、降成本、補短板等五大任務(wù)后，2018、2019 年兩會均提出降低制造業(yè)用電成本、一般工商業(yè)平均電價降 10%的任務(wù)目標。其中，2018 年要求“通過降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價，一般工商業(yè)電價平均降低 10%”。2019 年要求“深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業(yè)用電成本，一般工商業(yè)平均電價再降低 10%”。2020 年政府工作報告分別提出 “降低工商業(yè)電價 5%政策延長至年底”。從表 1 中可以看出，近三年來，終端用電價格先后降 10%、10%和 5%的主要措施分別來自于降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和深化電力市場化改革。今年

28、上半年的降電價任務(wù)全部由電網(wǎng)公司承擔，由此判斷降電價任務(wù)逐漸由發(fā)電企業(yè)向電網(wǎng)企業(yè)轉(zhuǎn)移。表 3：近 3 年降電價措施及目標完成情況降電價目標降電價措施降低用電成本規(guī)模（億元）2018 年一般工商業(yè)電價平均降低 10%降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格1257.912019 年一般工商業(yè)電價再降低 10%1、深化電力市場化改革 8462、清理電價附加收費2020 年 2 月2 月 1 日至 6 月 30 日止，高耗能行業(yè)之外的一般工商業(yè)及其他電價、大工業(yè)電價的電力用戶電費，統(tǒng)一按原到戶電價水平的 95%結(jié)算電網(wǎng)企業(yè)承擔，不向上游傳導，不向代收政府性基金分攤國網(wǎng)公司 489 億元，南網(wǎng)公司 106 億元2

29、020 年 5 月降低工商業(yè)電價 5%，政策延長到今年年底資料來源：政府工作報告，電網(wǎng)公司官網(wǎng)， 研究1、提高電力交易市場化程度國網(wǎng)全年向下游減免電費 926 億元2、以電能替代和綜合能源服南網(wǎng)全年降低用電成本約 200 億元務(wù)為重點，推進客戶能效服務(wù)2019 年國網(wǎng)和南網(wǎng)運營區(qū)域的發(fā)電企業(yè)通過市場化向下游企業(yè)讓利規(guī)模分別為 469億、306 億元。通過國網(wǎng)和南網(wǎng)公司的公告可了解到，為完成下半年繼續(xù)降 5%電價的任務(wù)，分別尚需讓利 437 億和 94 億元。由于 2020 年大部分省份已完成市場電交易規(guī)劃，以及年度長協(xié)市場電交易，市場電讓利規(guī)模提升空間有限。從廣東省、江蘇省、安徽省等地的情況來

30、看，年度長協(xié)市場電交易的占比已大幅提升至 83%、77%、97.2%。我們判斷發(fā)電端市場電交易的讓利規(guī)模大部分已由年度長協(xié)交易在年初鎖定，全年可擴大的讓利空間有限。我們對比讓利規(guī)模可判斷，下半年繼續(xù)再降 5%的電價任務(wù)主要由電網(wǎng)企業(yè)承擔。圖 13：市場電讓利及電網(wǎng)公司讓利規(guī)模對比（單位：億元）9002853061069437246948943780070060050040030020010002018A2019A2020EH12020EH2國網(wǎng)區(qū)域發(fā)電端市場電交易讓利南網(wǎng)區(qū)域發(fā)電端市場電讓利國網(wǎng)讓利南網(wǎng)讓利資料來源：北京電力交易中心，廣州電力交易中心，電網(wǎng)公司官網(wǎng)， 研究降電價任務(wù)轉(zhuǎn)由電網(wǎng)公司

31、主動承擔，且不向上游發(fā)電端傳導，展現(xiàn)出“人民電為人民”的服務(wù)意識。根據(jù)黨中央、國務(wù)院決策部署，國家發(fā)改委于今年 2 月 22 日發(fā)出通知，要求階段性降低企業(yè)用電成本，階段性降低非居民用氣成本，支持企業(yè)復工復產(chǎn)、共渡難關(guān)。國家電網(wǎng)公司、南網(wǎng)公司表示堅決支持這一決策部署。國網(wǎng)公司于當天出臺八項落實舉措，承諾在 2 月 1 日至 6 月 30 日期間，將減免非高耗能大工業(yè)企業(yè)電費的 5%，減免非高耗能一般工商業(yè)企業(yè)電費的 5%，延長“支持性兩部制電價政策”執(zhí)行期限，減少客戶電費支出超過 489 億元。南方電網(wǎng)在 2 月 1 日至 6 月 30 日期間，將減免非高耗能大工業(yè)企業(yè)電費的 5%，減免非高耗

32、能一般工商業(yè)企業(yè)電費的 5%，延長“支持性兩部制電價政策”執(zhí)行期限，對惠及的 780 萬戶電力客戶減少電費支出超過 106 億元。兩家電網(wǎng)企業(yè)均表示階段性降低用電成本政策涉及的所有減免電費，不向發(fā)電企業(yè)等上游企業(yè)傳導，不向代收的政府性基金分攤，展現(xiàn)出作為全資央企的服務(wù)意識。連續(xù)降終端用電成本，我國工業(yè)電價與其他國家對比顯著偏低。截至 2019 年，我國工業(yè)電價、居民電價分別為 0.635 元/度和 0.542 元/度。與可獲得數(shù)據(jù)的 35 個 OECD 國家對比，我國工業(yè)和居民的平均銷售電價位列倒數(shù)第三位，約為各國平均水平的 60%。其中工業(yè)電價位居倒數(shù)第九位，約為各國平均水平的 71%。預計

33、未來持續(xù)降電價的壓力降大幅減緩。圖 14：我國工業(yè)電價與 35 個 OECD 國家工業(yè)電價對比（單位：元/度）2.01.8681.51.00.50.00.8920.6350.472丹 意 英麥 大 國利愛 德 斯爾 國 洛蘭伐克葡 澳 日萄 大 本牙 利亞智中 瑞 土利 國 國 典 耳36（其含中國）平均盧 墨 加森 西 拿堡 哥 大挪 冰 美威 島 國資料來源：國家電網(wǎng)公司， 研究電價新政“去周期化” 有助于穩(wěn)定盈利能力火電市場電占比逐年提升，占比已超過 50%。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2017、2018 年火電上網(wǎng)電量市場化率分別為 36.1%和 42.8%。2019 年 9 月 26 日國務(wù)院常

34、務(wù)會議決定，“抓住當前燃煤發(fā)電市場化交易電量已占月 50%、電價明顯低于標桿上網(wǎng)電價的時機，對尚未實現(xiàn)市場化交易的燃煤發(fā)電電量，從 2020 年 1 月 1 日期，取消火電價格聯(lián)動機制，將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。”由此可判斷 2019 年火電企業(yè)市場電交易占比已超過 50%。我們整理 2019 年火電龍頭企業(yè)華能國際、華電國際市場電占比發(fā)現(xiàn)，分別為 56.4%和 53.7%。表 4：大火電企業(yè)市場電占比大幅提升華能國際華電國際粵電力 A浙能電力2018 年43.48%43.60%49.84%25.81%2019 年56.40%53.70%65.05%43.55

35、%資料來源：公司公告， 研究全面放開經(jīng)營性用電計劃，從用電端看市場化比例上限預計在 60%左右。2019 年國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知，研究推進全面放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃，提高電力交易市場化程度。2019 年我國經(jīng)營性用電中，第二產(chǎn)業(yè)占比 68.3%、第三產(chǎn)業(yè)占比為 16.4%，合計 84.7%。2019 年 12 月浙江省發(fā)布關(guān)于電價調(diào)整有關(guān)事項的通知，對于“居民、農(nóng)業(yè)和暫不具備市場交易條件的工商業(yè)用戶用電對應(yīng)的統(tǒng)調(diào)燃煤機組上網(wǎng)電量，2020 年暫按照各機組當月統(tǒng)調(diào)燃煤機組上網(wǎng)電量的 40%確定,執(zhí)行基準價，并繼續(xù)執(zhí)行超低排放電價政策?！?參考浙江省的政策，我們判

36、斷，由于部分工商業(yè)用戶用電量較小，不具備市場交易條件，可市場化交易的經(jīng)營性用電占比約為 60%。從用電端映射發(fā)電端，我們判斷火電企業(yè)市場化交易比例已接近上限。市場電結(jié)構(gòu)中的年度長協(xié)占比提升，提升大火電企業(yè)議價能力，且平滑電價波動風險。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，今年 Q1 中長期電力直接交易電量合計為 3178.1 億度，中長期占市場電比例高達 78.5%，占全社會用電量的比例為 20.2%。2019 年底，廣東省明確 2020 年市場電交易規(guī)模為 2600 億度，而年度市場交易總成交量就達 2163.8 億度，占比高達 83%。對比 2019 年年度長協(xié)交易電量占市場電總交易量的比例提升約 13 個百分

37、點。我們認為，市場電年度長協(xié)比例的提升有助于火電企業(yè)在判斷煤價、供需形勢的過程中，做出合理報價，同時大火電企業(yè)因規(guī)模效應(yīng)其議價能力顯著提升。而月度競價電量的權(quán)重大幅下降，月度折價幅度的波動影響變小。圖 15：2019 年廣東省分月電力交易結(jié)構(gòu)及均價圖 16：2020 年廣東省分月電力交易結(jié)構(gòu)及均價200 億度150100501月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月0厘/度-20-25-30-35-40-45-50200億度150100500厘/度-20-25-30-35-40-45-50年度交易電量月度競價電量年度平均價差月度平均價差1月2月3月4月5月年度交易電量月度競價電量年

38、度平均價差月度平均價差 資料來源：廣東電力交易中心， 研究資料來源：廣東電力交易中心， 研究現(xiàn)貨交易試點鋪開，長協(xié)占比提升將是趨勢。電力市場化交易中的年度長協(xié)占比高的省份還有江蘇、安徽等省份。同為用電大省的江蘇省，2019 年年度協(xié)商及掛牌交易電量在全年市場化電量中的占比超過 75%，2020 年達到 77%。安徽省 2018-2019 年“年度雙邊+年度集中”的長協(xié)交易電量占市場電比例分別為 89.7%和 97.2%。我們判斷，2019 年已試點 8 個現(xiàn)貨交易地區(qū)，國家明確未來市場電交易機制是“中長期+現(xiàn)貨”兩者結(jié)合的模式。隨著現(xiàn)貨市場帶來諸多不確定性，長協(xié)交易有助于市場主體提前鎖定價格，

39、幫助規(guī)避風險。從今年一季度火電企業(yè)披露的電價水平中可以看出，除稅電價同比表現(xiàn)為上漲，間接驗證了我們對火電企業(yè)綜合電價水平趨穩(wěn)的判斷。表 5：2020 年 Q1 火電企業(yè)上網(wǎng)電價除稅后同比上升（單位：元/兆瓦時）含稅電價含稅電價增速除稅電價除稅電價增速華能國際422.350.1%373.762.8%華電國際412.13-1.2%364.721.4%大唐發(fā)電382.51-1.0%338.501.6%資料來源：公司公告， 研究“基準價+上下浮動”以及市場化交易機制取代煤電聯(lián)動機制后，改善電價調(diào)整對煤價變化的滯后性，提高了火電盈利穩(wěn)定性。從實際操作來看，2016 年之前我國煤電聯(lián)動整體上得到了較好的執(zhí)

40、行，僅 2010-2011 年略有滯后。但 2016 年后煤電聯(lián)動未能順利實施，處于失效狀態(tài)?；痣娖髽I(yè)受制于煤價上漲、市場電規(guī)模擴大降低電價的雙重壓力，盈利能力大幅下降。我們認為，新的火電定價機制進一步完善了燃煤成本的傳導機制，有利于火電企業(yè)盈利能力逐步回歸并穩(wěn)定在合理區(qū)間，使火電“去周期化”：新政文件中“改革必要性”一節(jié)原文闡述了新政的初衷，即“現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制已難以適應(yīng)形勢發(fā)展，突出表現(xiàn)為不能有效反映電力市場供求變化、電力企業(yè)成本變化，不利于電力上下游產(chǎn)業(yè)協(xié)調(diào)可持續(xù)發(fā)展，不利于市場在電力資源配置中發(fā)揮決定性作用”，反之即為新政預期結(jié)果，即讓電價更及時的反映成本與供需。從政策文件

41、描述中，我們可以判斷“浮動電價”主要用來反映短時間的煤價波動以及供需格局變化，但是政策并沒有明確“基準電價”的形成機制，從現(xiàn)有多方表述來看， “基準電價”可能更多是原煤電聯(lián)動政策的延續(xù)，根據(jù)一定煤價中樞下的合理利潤率倒推。此次政策將電價細化方案制定權(quán)下放到各省級發(fā)改委，而不是以往國家層面“一刀切”，有利于各省根據(jù)本省煤價及供需格局制定更為合理的方案。圖 17：我國煤電聯(lián)動歷程資料來源：wind，國家發(fā)改委， 研究最艱難的時候已經(jīng)過去 資產(chǎn)減值風險下降落實“處僵治困”安排 火電央企頻頻計提大額減值國資委 2016 年啟動央企“處僵治困”工作，制定三年期“處僵治困”工作方案。國資委在 2016 年

42、率先啟動了“處僵治困”工作，計劃用三年時間完成 2041 戶“僵尸企業(yè)”和“特困企業(yè)”的“處僵治困”工作。2016 年 12 月，國務(wù)院印發(fā)中央企業(yè)處置“僵尸企業(yè)”工作方案；2017 年 1 月，國資委印發(fā)中央企業(yè)開展特困企業(yè)專項治理工作方案。截止 2018 年底，“處僵治困”的總體工作基本完成，超過了 1900 戶的“僵尸企業(yè)”和特困企業(yè)得到了有效處置和出清。納入專項工作范圍的企業(yè)全部完成了整治工作，比 2015年減虧了 2000 多億。電力央企過去幾年盈利處于底部，“處僵治困”工作面臨嚴峻挑戰(zhàn)。自 2016 年以來，煤價大幅上行、電價面臨市場化改革壓力，西北、西南、東北等區(qū)域電力供需局部壓

43、力利用小時表現(xiàn)不佳。2018 年全國范圍內(nèi)火電企業(yè)虧損面超過一半。盈利惡化疊加國資委“處僵治困”工作要求，各家電力央企紛紛加大對下屬虧損企業(yè)、資不抵債企業(yè)的清理整治力度，有的企業(yè)在采取一定措施后順利完成扭虧，另外一部分企業(yè)則只能采取破產(chǎn)清算等終極手段。具體到上市公司層面，由于盈利惡化以及“處僵治困”工作的推動，2018 年以來主要火電公司開始加大對虧損以及資不抵債資產(chǎn)的清理整治力度，2019 年資產(chǎn)及信用減值規(guī)模大幅躍升。典型的，國電電力 2018 年至今先后對寧夏英力特、國電宣威發(fā)電進行破產(chǎn)清算，造成大量減值損失；大唐發(fā)電 2019 年擬轉(zhuǎn)讓氧化鋁產(chǎn)線因此計提大額資產(chǎn)減值；華能國際2019

44、年對旗下的洛陽陽光電廠進行破產(chǎn)清算，對榆社電廠計提大額資產(chǎn)減值并擬對外處置股權(quán)或申請破產(chǎn)，對無法復工的白龍山煤礦一井資產(chǎn)進行報廢處置。目前電力行業(yè)最困難的階段已經(jīng)過去，“處僵治困”任務(wù)接近完成，未來計提大額資產(chǎn)減值風險已經(jīng)較低。更進一步的分析參見 3.2 節(jié)。表 6：主要火電公司 2014 至今資產(chǎn)及信用減值損失情況（單位：億元）2014201520162017201820192020Q1華潤電力60.9443.7312.828.519.6222.84華電國際16.1516.8510.887.723.829.330.00華能國際21.2230.9012.0511.8811.8958.870.0

45、2國電電力4.576.104.9513.3335.1444.3242.47大唐發(fā)電32.3729.330.275.246.4224.610.00資料來源：公司公告， 研究注：華潤電力單位為港元，其余為人民幣綜合火電三要素趨勢 火電未來減值風險預計相對可控站在當前時點，綜合煤電盈利三要素趨勢，即煤價、電價、利用小時數(shù)趨勢，我們判斷煤電減值高峰已過，未來減值風險預計相對可控。從煤價角度，我國煤電企業(yè)盈利能力有望迎來行業(yè)性整體改善。對于煤價，如上文分析，目前我國煤炭供給側(cè)改革已經(jīng)由去產(chǎn)能逐步過渡到優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放階段，相比 2016-2018年，2019 年起我國煤價已正式進入下行通道，2020 年初以

46、來全國平均煤價已呈現(xiàn)加速下跌態(tài)勢。從區(qū)域格局來看，華中地區(qū)由于遠離“三西”主產(chǎn)地且不沿海，成為煤炭供給側(cè)改革以來全國范圍內(nèi)煤電企業(yè)受損最嚴重的地區(qū)，隨著浩吉鐵路的投產(chǎn)，我們判斷華中地區(qū)高煤價的至暗時刻已經(jīng)過去，未來煤價降幅有望領(lǐng)跑全國。對于沿海省份，一方面“三西”地區(qū)優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放可提高下水煤平均熱值，另一方面受全球供需影響，近期海外煤炭價格降幅遠大于國內(nèi)，進口煤也將促進沿海電廠入爐煤價下行。從電價角度，我們認為我國煤電電價壓力有限，與減值關(guān)聯(lián)度也較小。如第二章所述，站在當前時點，我們判斷我國煤電未來電價下行壓力有限，此處我們強調(diào)電價與減值關(guān)聯(lián)度較小。其一，煤價取決于煤炭供需關(guān)系，利用小時數(shù)取決

47、于電力供需格局，而電價由政府及發(fā)電企業(yè)決定。從政策制定初衷來看，電價應(yīng)保障煤電企業(yè)的合理利潤，電力市場化背景下，虧損煤電企業(yè)之間也存在“抱團取暖”意識，因此電價很難成為減值的驅(qū)動因素。從過去幾年來看，煤電減值往往源于利用小時數(shù)大幅下滑或高煤價沖擊。其二，根據(jù)會計規(guī)則，減值測試的判斷標準為凈資產(chǎn)價值與未來可回收現(xiàn)金流的折現(xiàn)值孰高，從主要電力公司的財務(wù)報表可以看出，電價相較煤價和利用小時數(shù)波動幅度小很多，電價對經(jīng)營性現(xiàn)金流量凈額的影響遠小于對凈利潤的影響。因此我們認為不必擔心因電價引起的減值風險。從利用小時數(shù)角度，我們測算未來幾年全國煤電利用小時數(shù)整體穩(wěn)定，西南地區(qū)改善趨勢明顯，東部地區(qū)有下行壓力

48、但是基數(shù)較高，西北地區(qū)已開始整合，利用小時數(shù)也很難構(gòu)成減值要素。首先，從全國層面來看，我們以 2019 年全國各電源類型裝機容量、發(fā)電量、利用小時數(shù)為基數(shù)，結(jié)合國家能源“十三五”規(guī)劃、能源局相關(guān)會議精神以及當前機組在建情況，在保障清潔能源優(yōu)先消納情況下，通過全國電力供需平衡倒推全國火電平均利用小時數(shù)，我們測算未來幾年全國火電平均利用小時數(shù)整體平穩(wěn)，無大幅下行可能。表 7：2019-2025 國內(nèi)電源結(jié)構(gòu)預測表指標20162017201820192020E2021E2022E2023E2024E2025E總發(fā)電量（億千瓦時）602486452969940732537471879948834378

49、70339068894407同比增速7.1%8.4%4.7%2.0%7.0%4.4%4.3%4.2%4.1%累計裝機容量（億千瓦）常規(guī)水電3.053.133.223.263.343.483.603.653.693.72核電0.340.360.450.490.540.550.590.630.670.71風電1.491.641.842.102.402.703.003.253.503.70太陽能發(fā)電0.761.301.752.052.442.843.243.664.114.61煤電9.469.8010.0610.4510.7511.0511.3511.6511.9512.25天然氣發(fā)電0.700.7

50、60.830.901.001.101.201.301.401.50新增裝機容量（億千瓦）常規(guī)水電0.080.070.100.040.080.140.120.050.040.03核電0.070.020.090.040.060.010.030.020.020.02風電0.190.150.210.260.300.300.300.250.250.20太陽能發(fā)電0.350.530.450.270.400.400.400.420.450.50煤電0.460.340.260.300.300.300.300.300.300.30利用小時數(shù)常規(guī)水電37533769387938003800380038003800

51、3800核電706071847394740074007400740074007400風電174520952082210021002100210021002100太陽能發(fā)電112912121285125012501250125012501250火電421843614293417542864271427442924317資料來源：中電聯(lián)， 研究特高壓跨省跨區(qū)輸電帶來東西部蹺蹺板效應(yīng)，東部省份利用小時數(shù)存在下行壓力，但是基數(shù)較高，難以到達減值程度。區(qū)域格局上看，受東部沿海省份“能源雙控”以及特高壓投產(chǎn)帶來的跨省跨區(qū)輸電影響，東部省份利用小時數(shù)存在一定下行壓力。但是我們強調(diào)，一方面由于東部地區(qū)用電量規(guī)

52、模較大，目前在建特高壓輸電容量造成沖擊相對有限；另一方面目前東部省份煤電利用小時數(shù)整體基數(shù)較高，外來電造成的下行壓力無法到達減值程度，煤價下滑足以超額抵消利用小時數(shù)下滑帶來的影響。以華能國際 2019 年分省煤電利用小時數(shù)來看，未來受外來電潛在影響較大的沿海省份如山東、河北、浙江、江蘇利用小時基數(shù)均位居全國前列。廣東煤電利用小時數(shù)過去幾年受西南水電沖擊較大，由于水電總規(guī)模有限，目前未來潛在沖擊僅剩烏東德電站，我們判斷廣東省煤電利用小時數(shù)下滑基本接近尾聲。圖 18：2019 年全國各省火電利用小時數(shù)情況（h）6000500040003000200010000內(nèi) 江 新 河蒙 西 疆 北古安 湖

53、寧 ?；?北 夏 南山 山 陜東 西 西廣 江 福 甘西 蘇 建 肅貴 浙 遼 天州 江 寧 津湖 黑 北南 龍 京江吉 廣 重 河林 東 慶 南上 四 青 云 西海 川 海 南 藏資料來源：中電聯(lián)， 研究西南地區(qū)電力供需格局持續(xù)改善，過去幾年大規(guī)模減值改善資產(chǎn)負債表質(zhì)量。如前文所述，由于“十二五”以來西南水電集中開發(fā)，云南、四川本地火電機組利用小時數(shù)大幅下滑，西南地區(qū)也成為我國煤電機組減值的重災區(qū)。從當前時點看，一方面大規(guī)模減值后煤電企業(yè)資產(chǎn)負債表壓力得到釋放，另一方面我們判斷西南地區(qū)電力供需格局已經(jīng)出現(xiàn)反轉(zhuǎn)，未來供需格局將逐漸趨緊。對于供給端，由于水電總資源量有限，我國水電開發(fā)高峰已過，對

54、西南火電的沖擊邊際影響減??；對于需求端，近年來憑借低電價優(yōu)勢，我國西南地區(qū)逐漸成為電解鋁等高耗能產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移目的地（另一個轉(zhuǎn)移目的地為內(nèi)蒙古），用電增速位居全國前列。從中電聯(lián)披露的 2020 年 1-4 月分省累計用電增速來看，云南、廣西、四川等西南省份也是用電需求恢復速度最快的區(qū)域之一，供需格局持續(xù)改善。圖 19：云南、廣西、四川近五年火電機組利用小時數(shù)情況（h）500045004000350030002500200015001000500020152016201720182019云南廣西四川資料來源：中電聯(lián)， 研究西北地區(qū)受新能源搶裝影響，火電利用小時數(shù)或仍存在壓力，但是對上市公司影響極為有限

55、。由于我國規(guī)定 2019 年之前核準的風電項目需要在 2020 年底前并網(wǎng)，2019 年核準項目需要在 2021 年并網(wǎng)，否則無法獲得補貼，因此最近兩年我國風電迎來搶裝潮，規(guī)模主要集中在西北、華北及東北，尤其以西北地區(qū)為甚，對當?shù)鼗痣娎眯r數(shù)造成持續(xù)沖擊。此處我們強調(diào)三點：其一，西北五省煤電資產(chǎn)主要在集團體內(nèi)，而非上市公司。其二，西北五省煤電資產(chǎn)整合持續(xù)推進。國資委近日下發(fā)中央企業(yè)煤電資源區(qū)域整合試點方案將甘肅、陜西（不含國家能源集團）、新疆、青海、寧夏 5 省納入第一批中央企業(yè)煤電資源區(qū)域整合試點，五大發(fā)電集團各牽頭一省整合煤電資產(chǎn)，擬“通過區(qū)域整合優(yōu)化資源配置、淘汰落后產(chǎn)能、減少同質(zhì)化競

56、爭、緩解經(jīng)營困難，促進健康可持續(xù)發(fā)展”，有助于西北地區(qū)煤電資產(chǎn)質(zhì)量持續(xù)改善。其三，西部大開發(fā)力度再上臺階，西北五省用電需求增速大幅上升。受產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)升級緩慢影響，過去幾年西北地區(qū)用電增速較為緩慢，顯著低于內(nèi)蒙古以及西南省份。當前我國西部大開發(fā)戰(zhàn)略再上臺階，優(yōu)惠政策頻出，2020 年 1-4 月西北五省中新疆、甘肅、青海用電增速均上升至全國前列。目前西北地區(qū)在建新能源及火電機組多以特高壓外送為主，本省用電增速回升有望大幅改善當?shù)鼗痣姍C組利用小時數(shù)。東北地區(qū)仍有壓力，華能國際、華電國際和華潤電力在東北機組較少。從全國范圍內(nèi)來看，我們判斷未來仍有潛在減值壓力的地區(qū)主要為東北，一方面近年東北經(jīng)濟轉(zhuǎn)型不及

57、預期，用電增速處于較低水平；另一方面東北煤炭市場較為獨立特殊，當?shù)孛旱V由于資源枯竭，品質(zhì)及產(chǎn)量均有所下滑，外來煤炭主要來自蒙東地區(qū)，與“三西”主產(chǎn)地煤價相對獨立，近年煤價整體呈上漲趨勢。從上市公司層面看，目前華能國際在東北有少量機組，但是占比極低，華電國際和華潤電力在東北沒有機組，公司整體減值壓力已充分釋放。大唐發(fā)電在東北機組占比相對較高，存在一定減值風險。資本支出下降自由現(xiàn)金流拐點已現(xiàn) 股息回報可期火電行業(yè)擁有強勁經(jīng)營現(xiàn)金流，經(jīng)營現(xiàn)金流波動幅度遠小于凈利潤?；痣娦袠I(yè)是典型的重資產(chǎn)行業(yè)，經(jīng)營過程中折舊等非付現(xiàn)成本占比較高，企業(yè)實際的現(xiàn)金流規(guī)模和穩(wěn)定性要遠遠好于凈利潤的表現(xiàn)。我們以華能國際為例，

58、2010-2016 年公司的折舊規(guī)模從 100 億逐步增加到 150 億左右，隨著資產(chǎn)注入的完成 2017-2019 年折舊規(guī)?；颈３衷?200 億左右的體量。巨大的非付現(xiàn)成本使得華能國際的經(jīng)營現(xiàn)金流大幅高于凈利潤，同時穩(wěn)定性也遠遠好于凈利潤。近五年來，公司的凈利潤高點是 2015 年的 176億，低點是 2017 年的 21 億；經(jīng)營凈現(xiàn)金流高點是 2015 年的 424 億，低點是 2018 年的289 億。即使在盈利最困難的時刻，公司依然保持接近 300 億的強勁的經(jīng)營現(xiàn)金流。其它火電公司的情況基本與華能國際類似。表 8：華能國際經(jīng)營現(xiàn)金流遠高于凈利潤（億元）2010201120122

59、013201420152016201720182019凈利潤36.8013.6468.52131.04133.64175.50107.8621.4724.0723.78經(jīng)營凈現(xiàn)金流180.67209.49269.28402.39333.20423.63315.11291.97288.92373.24折舊101.75117.15109.13112.69117.25140.94145.47188.47195.40201.90資產(chǎn)減值準備0.293.658.7214.5621.2230.9012.0511.8811.4658.12資料來源：公司公告， 研究長期保持高強度的資本支出嚴重拖累火電公司的現(xiàn)

60、金流價值?；痣姽緩妱诺慕?jīng)營現(xiàn)金流主要由三個去向，資本支出、還債和分紅。如下表所示，我們可以發(fā)現(xiàn)主要的火電公司均長期保持了大量的資本支出規(guī)模，這極大的減少了公司的自由現(xiàn)金流水平（FCFF）。對于火電公司而言，十二五期間的資本支出主要是由于新建大量的火電項目，十三五期間盡管火電新增規(guī)模有所放緩，但是各家依然保持了較高的火電建設(shè)計劃或者并購計劃（主要是集團的資產(chǎn)注入），2019-2020 年部分公司把握風電政策窗口期加碼新能源，也進一步增加了資本支出的規(guī)模。表 9：主要火電公司資本支出規(guī)模（億元，購建固定資產(chǎn)等所支付的現(xiàn)金）2010201120122013201420152016201720182