報告要點：

多重不利因素共振導致過去幾年火電公司業績表現不佳。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。主要原因：其一，火電博弈帶來的強周期性，煤價拐點難以把握，資產減值的發生進一步加大擇時難度；其二，持續高強度的資本開支，再強勁的現金流也無法轉化為扎實的股息回報。從盈利角度，2016-2019年我國火電行業歷經多重考驗：煤價快速上升后持續高位運行，煤電聯動機制失效疊加市場化快速推進壓制電價，盈利惡化以及“處僵治困”的需求計提大額資產減值，多重不利因素呈現共振態勢。

穿越“煤價+電價+資產減值”三座大山，火電公司盈利能力有望迎來確定性拐點。從長周期歷史視角來看，“十三五”前期火電盈利能力惡化是電價、供需格局和煤價同時發生異常擾動的結果，三重利空的罕見情景組合構成對火電資產質量的嚴峻壓力測試。展望未來三年，我們認為火電公司基本已經跨越“煤價+電價+資產減值”三座大山，盈利能力將逐步修復至正常水平。我們判斷隨著煤炭優質產能逐步釋放，煤價將會保持綠色區間內震蕩的態勢，2020年煤價中樞將會大幅下行，此后則將保持相對穩定；電價市場化最迅速的階段已經過去，短期看電價讓利的任務更多的將由電網承擔，中長期看電價具備提升空間；煤電盈利三大要素均呈現向好趨勢，同時主要火電上市公司“處僵治困”工作接近完成，后續計提大額資產減值損失的風險大幅降低。

中國電力行業進入下半場，火電公司現金牛價值逐步顯現。火電行業擁有強勁經營現金流，經營現金流波動幅度遠小于凈利潤，但是長期以來的高強度資本支出極大減少了火電公司的自由現金流水平（FCFF）。2020年是“十三五”收關年、“十四五”開局年，隨著未來電力需求增速的相對放緩，以及新能源行業的蓬勃發展，火電行業角色和定位正在悄然發生改變已經成為行業共識。一方面火電裝機增速有望在中長期保持低位，另一方面部分火電公司過去幾年由于參與風電搶裝，資本支出規模在短期大幅躍升，隨著2021年后風電平價時代的來臨，風電資本支出規模將回歸正常水平。我們預期火電行業正逐步從強現金流、強資本支出，轉向強現金流、弱資本支出的組合，現金奶牛屬性不斷凸顯。

央企降低資產負債率考核有望告一段落，有關企業分紅能力與意愿有望得到加強。過去幾年由于國資委對央企的資產負債率提出嚴格的考核要求，以央企為主的電力行業面臨較大的去杠桿壓力，相較于分紅，公司可能更愿意將現金流用于還債。國資委對于2020年以后的央企降杠桿目前并未提出新的要求，大部分電力企業近年來資產負債率均有所降低。隨著火電盈利穩定性不斷增強，自由現金流大幅改善，我們判斷火電行業屬性將從重投資低分紅的周期行業，逐步轉變成為低投資高分紅的穩定價值行業。參考美國經驗，行業估值具備較大的提升空間。

浴火涅槃，全面看多優質火電龍頭。站在當前時點，我們認為無論從盈利三要素（電價、煤價、利用小時數）還是減值風險、資本開支強度來看，火電版塊均迎來確定性向好趨勢。

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，因此當前市場對火電的關注度較低且對火電板塊發生的深刻變化認識不足。我們認為從長周期歷史視角來看，“十三五”前期火電盈利能力惡化是電價、供需格局、煤價同時負向變化的結果，三重利空的情景組合在歷史上極為罕見。當前時點我國電力行業已經正式步入下半場，火電行業盈利能力、國家定位均已悄然發生深刻變化。

從利潤表上看，煤電盈利能力三要素均呈現向好趨勢，板塊業績改善趨勢確定；從資產負債表來看，穿越“煤價+電價+資產減值”三重壓力測試后，火電龍頭資產減值高峰已過，資產負債表質量顯著提升；從現金流量表看，隨著火電企業新增資本支出下行，自由現金流顯著改善，未來分紅比例有望大幅提升。

引言：中美火電上市公司業績對比

全球利率下行，高股息資產配置性價比突出。

2020年初以來，全球經濟均面臨疫情的嚴峻考驗，近日以來中美經貿摩擦風波再起。資本市場面臨高度的不確定性，在這種不確定性的形勢下，資本市場愈發強調“內需拉動”“新老基建”“核心資產”，有關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，疫情發生以來全球流動性大量寬松，中美國債收益率均持續大幅下行，而具備高股息率屬性的諸多A股代表性公司，股價卻持續處于低位，配置性價比愈發凸顯。

典型的，從下圖我們可以發現，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。

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，我國電力行業可謂跌宕起伏，從用電需求到裝機供給，從電價政策到企業利潤，最終落實到股價表現，我國電力板塊均經歷數個周期。從二十年的維度看，我國電力板塊除長江電力等少數大型水電公司外，鮮有超額收益。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？

固然中美電力行業從供需格局、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。但是由于電力行業折舊等非付現成本比重較大，且我國電力公司固定資產會計折舊年限顯著短于美股電力公司，從經營性現金流量凈額的角度，我國火電公司實際現金創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，現金流穩定性與南方電力等美股電力公司差距并不明顯。

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，資產減值的發生進一步加大擇時難度。過去二十多年，我國的火電行業一直面臨的是市場煤、計劃電的格局，煤電頂牛現象不時出現。煤價和電價的調整完全不同步，甚至有時候會方向相反，造成火電企業經營利潤的大幅波動。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，重資產的火電行業很容易面臨計提大額資產減值準備的壓力。

制約我國火電公司股價上漲的重要因素之二：持續高強度的資本開支，再強勁的現金流也無法轉化為扎實的股息回報。我們判斷中美火電公司股價表現迥異更重要的原因在于經濟發展階段，目前我國人均用電量僅相當于美國60年代后期，此前用電需求處于高速增長階段，引發電力公司高強度資本開支。“十二五”期間我國火電新增裝機規模較大，“十三五”期間雖然火電增速放緩，但是新能源平價上網壓力引發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，充沛且穩定的經營性現金凈流入絕大部分轉化為投資性現金凈流出，削弱了公用事業類標的原本的高股息價值。

2017-2019年對于火電歷經多重考驗：煤價快速上升后持續高位運行，煤電聯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”的需求使得企業集中計提大額資產減值，三座大山共同壓制火電企業盈利水平。

1）煤價：2016年開啟的煤炭供給側改革快速推升煤價，2016-2019年四年煤炭現貨年度均價分別為475、638、647、587元/噸。煤價2016年快速上行，后續三年持續高位運行。煤價高企極大的影響了火電企業的盈利能力。

2）電價：盡管2017-2019年煤價持續處于高位，主要是考慮下游經濟承受能力，過去多次執行的“煤電聯動”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提升至56%。市場化交易電量占比持續提升推動火電綜合上網電價持續下行。

3）大額資產減值：2018-2019年主要火電上市公司的資產減值規模均有不同程度的增加。火電資產大額資產減值一方面是煤價、電價趨勢惡化的結果，另外一方面國資委自2016年起大力推進“處僵治困”工作，計提大額資產減值屬于落實“處僵治困”的附帶結果。大額資產減值的發生導致盡管2019年煤價已經有所回落，但是部分火電上市公司利潤改善幅度顯著不及預期。

跨越“煤價+電價+資產減值”三座大山，中國電力行業迎來下半場，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跨越“煤價+電價+資產減值”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間內震蕩的態勢，2020年煤價中樞將會大幅下行，此后則將保持相對穩定。電價市場化最迅速的階段已經過去，短期看電價讓利的任務更多的將由電網承擔，中長期看電價具備提升空間。煤電行業最艱難的階段已經過去，同時主要火電上市公司“處僵治困”工作接近完成，后續計提大額資產減值損失的風險大幅降低。

中國電力行業進入下半場，火電盈利穩定性有望增強，資本支出下行自由現金流有望大幅改善。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。火電新定價機制的推出，從中長期角度看有利于提升火電盈利穩定性。隨著國內工業化、城鎮化的高峰過去，國內電力需求和裝機投產的高峰期也逐漸過去。煤電供給側改革、煤電建設風險預警機制的推出，也將保障煤電行業不再大規模超前建設。

展望“十四五”，火電、風電裝機增速均將放緩，企業的資本支出也將隨之放緩，自由現金流大幅改善。企業強勁的現金流未來將流向分紅和償還貸款。其中可用于分紅的現金流將會大幅提升。

2020年是“十三五”收關年，“十四五”開局年。火電行業跨越三座大山導致的盈利困境，預計2020年火電行業的盈利水平將會得到相當程度的修復。后續隨著火電盈利穩定性不斷增強，自由現金流大幅改善，火電行業屬性將從重投資低分紅的周期行業，逐步轉變成為低投資高分紅的穩定價值行業。參考美國經驗，行業估值具備較大的提升空間。

1. 煤價中樞回落 火電盈利改善

1.1 產能逐步釋放 煤價中樞持續下行 

2016年正式推出煤炭供給側改革，2016-2017是去產能集中期，2018年開始優質產能釋放速度加快，2019年下半年起動力煤供需逐步由偏緊轉向寬松。

2016年2月5日，國務院發布《關于煤炭行業化解過剩產能實現脫困發展的意見》（國發〔2016〕7號），提出自2016年起，3年至5年內，煤炭行業將退出產能5億噸左右、減量重組5億噸左右，作為提綱挈領性質的文件，煤炭行業去產能拉開帷幕。截止2018年底，我國累計退出煤炭落后產能8.1億噸，提前兩年完成“十三五”去產能目標任務。實際上從2018年下半年開始煤炭行業已經逐步從去產能轉向優質產能釋放，行業凈產能開始增長。煤炭開采行業固定資產投資增速自2018Q3開始由負轉正，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。

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。

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能恢復領先于下游需求，4月份煤價快速下跌，現貨價格跌穿470元/噸。5月份伴隨天氣轉熱以及下游工商業需求逐步恢復，煤價快速向上最新現貨報價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能，需求方面難言起色。地產新開工面積從2018-2019已經保持了連續兩年的超預期的韌性，2020年新開工下行壓力加大，目前疫情沖擊下并未見明顯放松地產調控政策落地，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模上行基礎，保守來看煤價中樞將在相當長的時期內保持在綠色區間以內（500-570元/噸），如果地產大幅回落需求承壓，則煤價中樞有望下跌到500元/噸甚至更低。

1.2 火電2019年盈利有所修復 2020年業績彈性依然突出

2019年煤價中樞大幅下行，火電企業整體盈利改善顯著。

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。受水電等清潔能源擠壓發電空間，火電發電增速僅為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，受益于國內煤炭新增產能持續釋放及進口煤價格下跌，全國電煤價格指數整體呈現逐月下行趨勢，2019年全國平均電煤價格指數為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。盡管利潤出現大幅改善，但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，全行業層面則會更低。距離正常的行業盈利水平仍然有相當的修復空間。

預期2020年煤價進一步下行，在保持電量不變假設下有關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%。火電公司業績仍然有較大的改善空間。假設各公司發電量保持與2019年一致，我們測算出不同火電上市公司的業績彈性，結果見下表。

2. 電力市場化步入深水區 火電讓利趨緩

2.1電價讓利壓力從發電側轉向電網側

近年來通過擴大市場電交易，發電企業持續讓利。在國家提出“三區一降一補”，即去產能、去庫存、去杠桿、降成本、補短板等五大任務后，2018、2019年兩會均提出降低制造業用電成本、一般工商業平均電價降10%的任務目標。其中，2018年要求“通過降低電網環節收費和輸配電價，一般工商業電價平均降低10%”。2019年要求“深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業用電成本，一般工商業平均電價再降低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環節收費和深化電力市場化改革。今年上半年的降電價任務全部由電網公司承擔，由此判斷降電價任務逐漸由發電企業向電網企業轉移。

2019年國網和南網運營區域的發電企業通過市場化向下游企業讓利規模分別為469億、306億元。通過國網和南網公司的公告可了解到，為完成下半年繼續降5%電價的任務，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劃，以及年度長協市場電交易，市場電讓利規模提升空間有限。從廣東省、江蘇省、安徽省等地的情況來看，年度長協市場電交易的占比已大幅提升至83%、77%、97.2%。我們判斷發電端市場電交易的讓利規模大部分已由年度長協交易在年初鎖定，全年可擴大的讓利空間有限。我們對比讓利規模可判斷，下半年繼續再降5%的電價任務主要由電網企業承擔。

降電價任務轉由電網公司主動承擔，且不向上游發電端傳導，展現出“人民電為人民”的服務意識。根據黨中央、國務院決策部署，國家發改委于今年2月22日發出通知，要求階段性降低企業用電成本，階段性降低非居民用氣成本，支持企業復工復產、共渡難關。國家電網公司、南網公司表示堅決支持這一決策部署。國網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企業電費的5%，減免非高耗能一般工商業企業電費的5%，延長“支持性兩部制電價政策”執行期限，減少客戶電費支出超過489億元。南方電網在2月1日至6月30日期間，將減免非高耗能大工業企業電費的5%，減免非高耗能一般工商業企業電費的5%，延長“支持性兩部制電價政策”執行期限，對惠及的780萬戶電力客戶減少電費支出超過106億元。兩家電網企業均表示階段性降低用電成本政策涉及的所有減免電費，不向發電企業等上游企業傳導，不向代收的政府性基金分攤，展現出作為全資央企的服務意識。

連續降終端用電成本，我國工業電價與其他國家對比顯著偏低。截至2019年，我國工業電價、居民電價分別為0.635元/度和0.542元/度。與可獲得數據的35個OECD國家對比，我國工業和居民的平均銷售電價位列倒數第三位，約為各國平均水平的60%。其中工業電價位居倒數第九位，約為各國平均水平的71%。預計未來持續降電價的壓力降大幅減緩。

2.2電價新政“去周期化” 有助于穩定盈利能力

火電市場電占比逐年提升，占比已超過50%。中電聯數據顯示，2017、2018年火電上網電量市場化率分別為36.1%和42.8%。2019年9月26日國務院常務會議決定，“抓住當前燃煤發電市場化交易電量已占月50%、電價明顯低于標桿上網電價的時機，對尚未實現市場化交易的燃煤發電電量，從2020年1月1日期，取消火電價格聯動機制，將現行標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。”由此可判斷2019年火電企業市場電交易占比已超過50%。我們整理2019年火電龍頭企業華能國際、華電國際市場電占比發現，分別為56.4%和53.7%。

全面放開經營性用電計劃，從用電端看市場化比例上限預計在60%左右。2019年國家發改委發布《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》，研究推進全面放開經營性發用電計劃，提高電力交易市場化程度。2019年我國經營性用電中，第二產業占比68.3%、第三產業占比為16.4%，合計84.7%。2019年12月浙江省發布《關于電價調整有關事項的通知》，對于“居民、農業和暫不具備市場交易條件的工商業用戶用電對應的統調燃煤機組上網電量，2020年暫按照各機組當月統調燃煤機組上網電量的40%確定,執行基準價，并繼續執行超低排放電價政策。”參考浙江省的政策，我們判斷，由于部分工商業用戶用電量較小，不具備市場交易條件，可市場化交易的經營性用電占比約為60%。從用電端映射發電端，我們判斷火電企業市場化交易比例已接近上限。

市場電結構中的年度長協占比提升，提升大火電企業議價能力，且平滑電價波動風險。中電聯數據顯示，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年年度長協交易電量占市場電總交易量的比例提升約13個百分點。我們認為，市場電年度長協比例的提升有助于火電企業在判斷煤價、供需形勢的過程中，做出合理報價，同時大火電企業因規模效應其議價能力顯著提升。而月度競價電量的權重大幅下降，月度折價幅度的波動影響變小。

現貨交易試點鋪開，長協占比提升將是趨勢。電力市場化交易中的年度長協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個現貨交易地區，國家明確未來市場電交易機制是“中長期+現貨”兩者結合的模式。隨著現貨市場帶來諸多不確定性，長協交易有助于市場主體提前鎖定價格，幫助規避風險。

從今年一季度火電企業披露的電價水平中可以看出，除稅電價同比表現為上漲，間接驗證了我們對火電企業綜合電價水平趨穩的判斷。

“基準價+上下浮動”以及市場化交易機制取代煤電聯動機制后，改善電價調整對煤價變化的滯后性，提高了火電盈利穩定性。從實際操作來看，2016年之前我國煤電聯動整體上得到了較好的執行，僅2010-2011年略有滯后。但2016年后煤電聯動未能順利實施，處于失效狀態。火電企業受制于煤價上漲、市場電規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，有利于火電企業盈利能力逐步回歸并穩定在合理區間，使火電“去周期化”：

1）新政文件中“改革必要性”一節原文闡述了新政的初衷，即“現行燃煤發電標桿上網電價機制已難以適應形勢發展，突出表現為不能有效反映電力市場供求變化、電力企業成本變化，不利于電力上下游產業協調可持續發展，不利于市場在電力資源配置中發揮決定性作用”，反之即為新政預期結果，即讓電價更及時的反映成本與供需。

2）從政策文件描述中，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，從現有多方表述來看，“基準電價”可能更多是原煤電聯動政策的延續，根據一定煤價中樞下的合理利潤率倒推。

3）此次政策將電價細化方案制定權下放到各省級發改委，而不是以往國家層面“一刀切”，有利于各省根據本省煤價及供需格局制定更為合理的方案。

3. 最艱難的時候已經過去 資產減值風險下降

3.1 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”和“特困企業”的“處僵治困”工作。2016年12月，國務院印發《中央企業處置“僵尸企業”工作方案》；2017年1月，國資委印發《中央企業開展特困企業專項治理工作方案》。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”和特困企業得到了有效處置和出清。納入專項工作范圍的企業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。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、東北等區域電力供需局部壓力利用小時表現不佳。2018年全國范圍內火電企業虧損面超過一半。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、資不抵債企業的清理整治力度，有的企業在采取一定措施后順利完成扭虧，另外一部分企業則只能采取破產清算等終極手段。

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的清理整治力度，2019年資產及信用減值規模大幅躍升。典型的，國電電力2018年至今先后對寧夏英力特、國電宣威發電進行破產清算，造成大量減值損失；大唐發電2019年擬轉讓氧化鋁產線因此計提大額資產減值；華能國際2019年對旗下的洛陽陽光電廠進行破產清算，對榆社電廠計提大額資產減值并擬對外處置股權或申請破產，對無法復工的白龍山煤礦一井資產進行報廢處置。

目前電力行業最困難的階段已經過去，“處僵治困”任務接近完成，未來計提大額資產減值風險已經較低。更進一步的分析參見3.2節。

3.2 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，我國煤電企業盈利能力有望迎來行業性整體改善。對于煤價，如上文分析，目前我國煤炭供給側改革已經由去產能逐步過渡到優質產能釋放階段，相比2016-2018年，2019年起我國煤價已正式進入下行通道，2020年初以來全國平均煤價已呈現加速下跌態勢。從區域格局來看，華中地區由于遠離“三西”主產地且不沿海，成為煤炭供給側改革以來全國范圍內煤電企業受損最嚴重的地區，隨著浩吉鐵路的投產，我們判斷華中地區高煤價的至暗時刻已經過去，未來煤價降幅有望領跑全國。對于沿海省份，一方面“三西”地區優質產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，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，與減值關聯度也較小。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，此處我們強調電價與減值關聯度較小。其一，煤價取決于煤炭供需關系，利用小時數取決于電力供需格局，而電價由政府及發電企業決定。從政策制定初衷來看，電價應保障煤電企業的合理利潤，電力市場化背景下，虧損煤電企業之間也存在“抱團取暖”意識，因此電價很難成為減值的驅動因素。從過去幾年來看，煤電減值往往源于利用小時數大幅下滑或高煤價沖擊。其二，根據會計規則，減值測試的判斷標準為凈資產價值與未來可回收現金流的折現值孰高，從主要電力公司的財務報表可以看出，電價相較煤價和利用小時數波動幅度小很多，電價對經營性現金流量凈額的影響遠小于對凈利潤的影響。

從利用小時數角度，測算未來幾年全國煤電利用小時數整體穩定，西南地區改善趨勢明顯，東部地區有下行壓力但是基數較高，西北地區已開始整合，利用小時數也很難構成減值要素。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、發電量、利用小時數為基數，結合國家能源“十三五”規劃、能源局相關會議精神以及當前機組在建情況，在保障清潔能源優先消納情況下，通過全國電力供需平衡倒推全國火電平均利用小時數，測算未來幾年全國火電平均利用小時數整體平穩，無大幅下行可能。

特高壓跨省跨區輸電帶來東西部蹺蹺板效應，東部省份利用小時數存在下行壓力，但是基數較高，難以到達減值程度。區域格局上看，受東部沿海省份“能源雙控”以及特高壓投產帶來的跨省跨區輸電影響，東部省份利用小時數存在一定下行壓力。但是我們強調，一方面由于東部地區用電量規模較大，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整體基數較高，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下滑帶來的影響。以華能國際2019年分省煤電利用小時數來看，未來受外來電潛在影響較大的沿海省份如山東、河北、浙江、江蘇利用小時基數均位居全國前列。廣東煤電利用小時數過去幾年受西南水電沖擊較大，由于水電總規模有限，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下滑基本接近尾聲。

西南地區電力供需格局持續改善，過去幾年大規模減值改善資產負債表質量。如前文所述，由于“十二五”以來西南水電集中開發，云南、四川本地火電機組利用小時數大幅下滑，西南地區也成為我國煤電機組減值的重災區。從當前時點看，一方面大規模減值后煤電企業資產負債表壓力得到釋放，另一方面我們判斷西南地區電力供需格局已經出現反轉，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，我國水電開發高峰已過，對西南火電的沖擊邊際影響減小；對于需求端，近年來憑借低電價優勢，我國西南地區逐漸成為電解鋁等高耗能產業轉移目的地（另一個轉移目的地為內蒙古），用電增速位居全國前列。從中電聯披露的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域之一，供需格局持續改善。

西北地區受新能源搶裝影響，火電利用小時數或仍存在壓力，但是對上市公司影響極為有限。由于我國規定2019年之前核準的風電項目需要在2020年底前并網，2019年核準項目需要在2021年并網，否則無法獲得補貼，因此最近兩年我國風電迎來搶裝潮，規模主要集中在西北、華北及東北，尤其以西北地區為甚，對當地火電利用小時數造成持續沖擊。此處我們強調三點：

其一，西北五省煤電資產主要在集團體內，而非上市公司。

其二，西北五省煤電資產整合持續推進。國資委近日下發《中央企業煤電資源區域整合試點方案》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煤電資源區域整合試點，五大發電集團各牽頭一省整合煤電資產，擬“通過區域整合優化資源配置、淘汰落后產能、減少同質化競爭、緩解經營困難，促進健康可持續發展”，有助于西北地區煤電資產質量持續改善。

其三，西部大開發力度再上臺階，西北五省用電需求增速大幅上升。受產業結構升級緩慢影響，過去幾年西北地區用電增速較為緩慢，顯著低于內蒙古以及西南省份。當前我國西部大開發戰略再上臺階，優惠政策頻出，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地火電機組利用小時數。

東北地區仍有壓力，華能國際、華電國際和華潤電力在東北機組較少。從全國范圍內來看，我們判斷未來仍有潛在減值壓力的地區主要為東北，一方面近年東北經濟轉型不及預期，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，當地煤礦由于資源枯竭，品質及產量均有所下滑，外來煤炭主要來自蒙東地區，與“三西”主產地煤價相對獨立，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。大唐發電在東北機組占比相對較高，存在一定減值風險。

4. 資本支出下降自由現金流拐點已現 股息回報可期

火電行業擁有強勁經營現金流，經營現金流波動幅度遠小于凈利潤。火電行業是典型的重資產行業，經營過程中折舊等非付現成本占比較高，企業實際的現金流規模和穩定性要遠遠好于凈利潤的表現。我們以華能國際為例，2010-2016年公司的折舊規模從100億逐步增加到150億左右，隨著資產注入的完成2017-2019年折舊規模基本保持在200億左右的體量。巨大的非付現成本使得華能國際的經營現金流大幅高于凈利潤，同時穩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；經營凈現金流高點是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300億的強勁的經營現金流。其它火電公司的情況基本與華能國際類似。

長期保持高強度的資本支出嚴重拖累火電公司的現金流價值。

火電公司強勁的經營現金流主要由三個去向，資本支出、還債和分紅。如下表所示，我們可以發現主要的火電公司均長期保持了大量的資本支出規模，這極大的減少了公司的自由現金流水平（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模有所放緩，但是各家依然保持了較高的火電建設計劃或者并購計劃（主要是集團的資產注入），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模。

電力行業進入下半場，資本支出規模有望減少；央企降低資產負債率考核有望告一段落，有關企業分紅能力與意愿有望得到加強。

2020年是“十三五”收關年，“十四五”開局年。站在當前時點，火電行業角色和定位正在悄然發生改變已經成為行業共識。隨著未來電力需求增速的相對放緩，以及新能源行業的蓬勃發展，火電裝機增速有望在中長期保持低位。部分火電公司過去幾年由于參與風電搶裝，資本支出規模在短期大幅躍升，隨著2021年后風電平價時代的來臨，風電資本支出規模會回歸正常水平。我們預期火電行業正逐步從強現金流、強資本支出，轉向強現金流、弱資本支出的組合。

考慮到影響公司自由現金流的因素較多，對不同公司自由現金流的計算可比性較差。我們首先定義某指標=（凈利潤+資產和信用減值）—資本支出*30%。該指標的前半部分可以很好的表征火電公司經營現金流的變動趨勢，后半部分則代表30%的項目資本金要求下火電公司資本支出產生的股權現金流需求。該指標如果趨勢向上則代表公司股權自由現金流趨于好轉。從下圖上可以發現，華潤電力和華電國際2019-2020年股權自由現金流已經逐步改善；華能國際由于2020年仍有大量的陸上及海上風電資本支出，股權自由現金流進一步減少，隨著2021年后風電搶裝告一段落公司股權自由現金流也將迎來向上拐點。

另外，過去幾年由于國資委對央企的資產負債率提出嚴格的考核要求，以央企為主的電力行業面臨較大的去杠桿壓力，相較于分紅，公司可能更愿意將現金流用于還債。國資委對于2020年以后的央企降杠桿目前并未提出新的要求，大部分電力企業近年來資產負債率均有所下降，大部分電力公司目前均具備進一步提升分紅比例的能力和意愿。

5. 短中期邏輯共振 火電行業有望迎來戴維斯雙擊

2010年至今火電板塊的股價一共有三次亮眼時刻。

1）2012年：“四萬億”投資熱潮效果開始消退，經濟增速下行導致煤炭需求減弱，新建煤炭產能開始集中釋放，煤價2011年10月觸頂后迅速回落推動火電盈利大幅改善。

2）2014年：宏觀大環境體現為利率持續下行，煤價下降驅動火電盈利持續改善市盈率回落至低位，資本支出規模階段性下行自由現金流大幅改善，火電股股息價值凸顯。

3）2018年：宏觀大環境體現為“寬貨幣+緊信用”，中美貿易爭端導致股票市場出現一邊倒的大幅回調。市場開始強調火電逆周期防御價值，提升火電標的估值。2018年是煤炭產能快速釋放的轉折年，優質產能釋放加快驅動煤價進入下行周期。

站在當前時點，我們認為總體而言更像是2014年，同時短中期邏輯相對更為順暢。短期來看，動力煤價格2019、2020年連續兩年中樞回落，火電公司業績改善趨勢確定。

中長期來看，中國電力行業正逐步進入下半場，電價市場化以及煤電供給側改革將會顯著提升火電行業的盈利穩定性，同時火電企業新增資本支出有望下行、自由現金流大幅改善。

 來源：申萬宏源公用事業研究團隊