報告要點：

多重不利因素共振導(dǎo)致過去幾年火電公司業(yè)績表現(xiàn)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(qiáng)周期性，煤價拐點難以把握，資產(chǎn)減值的發(fā)生進(jìn)一步加大擇時難度；其二，持續(xù)高強(qiáng)度的資本開支，再強(qiáng)勁的現(xiàn)金流也無法轉(zhuǎn)化為扎實的股息回報。從盈利角度，2016-2019年我國火電行業(yè)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(jī)制失效疊加市場化快速推進(jìn)壓制電價，盈利惡化以及“處僵治困”的需求計提大額資產(chǎn)減值，多重不利因素呈現(xiàn)共振態(tài)勢。

穿越“煤價+電價+資產(chǎn)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(fā)生異常擾動的結(jié)果，三重利空的罕見情景組合構(gòu)成對火電資產(chǎn)質(zhì)量的嚴(yán)峻壓力測試。展望未來三年，我們認(rèn)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(fù)至正常水平。我們判斷隨著煤炭優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能逐步釋放，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(dān)，中長期看電價具備提升空間；煤電盈利三大要素均呈現(xiàn)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(xù)計提大額資產(chǎn)減值損失的風(fēng)險大幅降低。

中國電力行業(yè)進(jìn)入下半場，火電公司現(xiàn)金牛價值逐步顯現(xiàn)。火電行業(yè)擁有強(qiáng)勁經(jīng)營現(xiàn)金流，經(jīng)營現(xiàn)金流波動幅度遠(yuǎn)小于凈利潤，但是長期以來的高強(qiáng)度資本支出極大減少了火電公司的自由現(xiàn)金流水平（FCFF）。2020年是“十三五”收關(guān)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(yè)的蓬勃發(fā)展，火電行業(yè)角色和定位正在悄然發(fā)生改變已經(jīng)成為行業(yè)共識。一方面火電裝機(jī)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(fēng)電搶裝，資本支出規(guī)模在短期大幅躍升，隨著2021年后風(fēng)電平價時代的來臨，風(fēng)電資本支出規(guī)模將回歸正常水平。我們預(yù)期火電行業(yè)正逐步從強(qiáng)現(xiàn)金流、強(qiáng)資本支出，轉(zhuǎn)向強(qiáng)現(xiàn)金流、弱資本支出的組合，現(xiàn)金奶牛屬性不斷凸顯。

央企降低資產(chǎn)負(fù)債率考核有望告一段落，有關(guān)企業(yè)分紅能力與意愿有望得到加強(qiáng)。過去幾年由于國資委對央企的資產(chǎn)負(fù)債率提出嚴(yán)格的考核要求，以央企為主的電力行業(yè)面臨較大的去杠桿壓力，相較于分紅，公司可能更愿意將現(xiàn)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(yè)近年來資產(chǎn)負(fù)債率均有所降低。隨著火電盈利穩(wěn)定性不斷增強(qiáng)，自由現(xiàn)金流大幅改善，我們判斷火電行業(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。

浴火涅槃，全面看多優(yōu)質(zhì)火電龍頭。站在當(dāng)前時點，我們認(rèn)為無論從盈利三要素（電價、煤價、利用小時數(shù)）還是減值風(fēng)險、資本開支強(qiáng)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(dāng)前市場對火電的關(guān)注度較低且對火電板塊發(fā)生的深刻變化認(rèn)識不足。我們認(rèn)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(fù)向變化的結(jié)果，三重利空的情景組合在歷史上極為罕見。當(dāng)前時點我國電力行業(yè)已經(jīng)正式步入下半場，火電行業(yè)盈利能力、國家定位均已悄然發(fā)生深刻變化。

從利潤表上看，煤電盈利能力三要素均呈現(xiàn)向好趨勢，板塊業(yè)績改善趨勢確定；從資產(chǎn)負(fù)債表來看，穿越“煤價+電價+資產(chǎn)減值”三重壓力測試后，火電龍頭資產(chǎn)減值高峰已過，資產(chǎn)負(fù)債表質(zhì)量顯著提升；從現(xiàn)金流量表看，隨著火電企業(yè)新增資本支出下行，自由現(xiàn)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(yè)績對比

全球利率下行，高股息資產(chǎn)配置性價比突出。

2020年初以來，全球經(jīng)濟(jì)均面臨疫情的嚴(yán)峻考驗，近日以來中美經(jīng)貿(mào)摩擦風(fēng)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(qiáng)調(diào)“內(nèi)需拉動”“新老基建”“核心資產(chǎn)”，有關(guān)的代表性標(biāo)的也獲得較好的投資回報。我們高度認(rèn)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(biāo)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(jì)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(jī)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，鮮有超額收益。與之相對的，美股新紀(jì)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(biāo)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(yè)從供需格局、電價政策、燃料供給等方面均有差別，導(dǎo)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(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(yuǎn)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。

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(qiáng)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(jìn)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，煤電頂牛現(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(jìn)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(zhǔn)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(xù)高強(qiáng)度的資本開支，再強(qiáng)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(jì)發(fā)展階段，目前我國人均用電量僅相當(dāng)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(qiáng)度資本開支。“十二五”期間我國火電新增裝機(jī)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(qiáng)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(biāo)的原本的高股息價值。

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(jī)制失效疊加市場化快速推進(jìn)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。

1）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。

2）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(jì)承受能力，過去多次執(zhí)行的“煤電聯(lián)動”機(jī)制始終擱淺。巨大的煤價上漲壓力無法順利傳導(dǎo)給下游。更進(jìn)一步的，2017-2019年火電市場化交易快速推進(jìn)。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。

3）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。火電資產(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(jìn)“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(dǎo)致盡管2019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(yù)期。

跨越“煤價+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(dāng)前時點，我們認(rèn)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(fù)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(dān)，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(fēng)險大幅降低。

中國電力行業(yè)進(jìn)入下半場，火電盈利穩(wěn)定性有望增強(qiáng)，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(biāo)桿電價，未來推行“基準(zhǔn)+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(jī)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(jī)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(fēng)險預(yù)警機(jī)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(fēng)電裝機(jī)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(qiáng)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(dǎo)致的盈利困境，預(yù)計2020年火電行業(yè)的盈利水平將會得到相當(dāng)程度的修復(fù)。后續(xù)隨著火電盈利穩(wěn)定性不斷增強(qiáng)，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。

1. 煤價中樞回落 火電盈利改善

1.1 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?/span>

2016年2月5日，國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于煤炭行業(yè)化解過剩產(chǎn)能實現(xiàn)脫困發(fā)展的意見》（國發(fā)〔2016〕7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(biāo)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(fù)轉(zhuǎn)正，全年累計增速5.9%；2019年進(jìn)一步加速，全年累計增速達(dá)29.6%，達(dá)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(yù)計將會進(jìn)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(jìn)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(fù)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(fù)，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(yù)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(chǎn)調(diào)控政策落地，基建投資盡管有提速預(yù)期但是對動力煤需求支撐有限。我們預(yù)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(dá)9.7%。

展望2021年及以后，我們認(rèn)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(dāng)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。

1.2 火電2019年盈利有所修復(fù) 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。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(jìn)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(dāng)?shù)男迯?fù)空間。

預(yù)期2020年煤價進(jìn)一步下行，在保持電量不變假設(shè)下有關(guān)火電標(biāo)的煤價彈性依然可觀。如前文所述，我們預(yù)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(dá)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。

2. 電力市場化步入深水區(qū) 火電讓利趨緩

2.1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(kuò)大市場電交易，發(fā)電企業(yè)持續(xù)讓利。在國家提出“三區(qū)一降一補(bǔ)”，即去產(chǎn)能、去庫存、去杠桿、降成本、補(bǔ)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(biāo)。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。今年上半年的降電價任務(wù)全部由電網(wǎng)公司承擔(dān)，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。

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(kuò)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(dān)。

降電價任務(wù)轉(zhuǎn)由電網(wǎng)公司主動承擔(dān)，且不向上游發(fā)電端傳導(dǎo)，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(fù)工復(fù)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(dāng)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(dǎo)，不向代收的政府性基金分?jǐn)偅宫F(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(yù)計未來持續(xù)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(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)院常務(wù)會議決定，“抓住當(dāng)前燃煤發(fā)電市場化交易電量已占月50%、電價明顯低于標(biāo)桿上網(wǎng)電價的時機(jī)，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(jī)制，將現(xiàn)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價機(jī)制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化機(jī)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%。

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(yù)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(jìn)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(jī)組上網(wǎng)電量，2020年暫按照各機(jī)組當(dāng)月統(tǒng)調(diào)燃煤機(jī)組上網(wǎng)電量的40%確定,執(zhí)行基準(zhǔn)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(fēng)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(dá)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(dá)2163.8億度，占比高達(dá)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個百分點。我們認(rèn)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。

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(dá)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(jī)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，幫助規(guī)避風(fēng)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。

“基準(zhǔn)價+上下浮動”以及市場化交易機(jī)制取代煤電聯(lián)動機(jī)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)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)。火電企業(yè)受制于煤價上漲、市場電規(guī)模擴(kuò)大降低電價的雙重壓力，盈利能力大幅下降。我們認(rèn)為，新的火電定價機(jī)制進(jìn)一步完善了燃煤成本的傳導(dǎo)機(jī)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”：

1）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(biāo)桿上網(wǎng)電價機(jī)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(yù)期結(jié)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(zhǔn)電價”的形成機(jī)制，從現(xiàn)有多方表述來看，“基準(zhǔn)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。

3）此次政策將電價細(xì)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。

3. 最艱難的時候已經(jīng)過去 資產(chǎn)減值風(fēng)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(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(yán)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(jìn)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年對旗下的洛陽陽光電廠進(jìn)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(fù)工的白龍山煤礦一井資產(chǎn)進(jìn)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(fēng)險已經(jīng)較低。更進(jìn)一步的分析參見3.2節(jié)。

3.2 綜合火電三要素趨勢 火電未來減值風(fēng)險預(yù)計相對可控

站在當(dāng)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(fēng)險預(yù)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(jìn)入下行通道，2020年初以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(yuǎn)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(yán)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(yuǎn)大于國內(nèi)，進(jìn)口煤也將促進(jìn)沿海電廠入爐煤價下行。

從電價角度，我們認(rèn)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(dāng)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(qiáng)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(tuán)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(biāo)準(zhǔn)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(yuǎn)小于對凈利潤的影響。

從利用小時數(shù)角度，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(jī)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(dāng)前機(jī)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)，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。

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(dá)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(qiáng)調(diào)，一方面由于東部地區(qū)用電量規(guī)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(dá)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。

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(fù)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(jī)組利用小時數(shù)大幅下滑，西南地區(qū)也成為我國煤電機(jī)組減值的重災(zāi)區(qū)。從當(dāng)前時點看，一方面大規(guī)模減值后煤電企業(yè)資產(chǎn)負(fù)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(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(fù)速度最快的區(qū)域之一，供需格局持續(xù)改善。

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。由于我國規(guī)定2019年之前核準(zhǔn)的風(fēng)電項目需要在2020年底前并網(wǎng)，2019年核準(zhǔn)項目需要在2021年并網(wǎng)，否則無法獲得補(bǔ)貼，因此最近兩年我國風(fēng)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(dāng)?shù)鼗痣娎眯r數(shù)造成持續(xù)沖擊。此處我們強(qiáng)調(diào)三點：

其一，西北五省煤電資產(chǎn)主要在集團(tuán)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(jìn)。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(tuán)）、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(tuán)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)化競爭、緩解經(jīng)營困難，促進(jìn)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(dāng)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(jī)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(dāng)?shù)鼗痣姍C(jī)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(jī)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(jì)轉(zhuǎn)型不及預(yù)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(dāng)?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(jī)組，但是占比極低，華電國際和華潤電力在東北沒有機(jī)組，公司整體減值壓力已充分釋放。大唐發(fā)電在東北機(jī)組占比相對較高，存在一定減值風(fēng)險。

4. 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(qiáng)勁經(jīng)營現(xiàn)金流，經(jīng)營現(xiàn)金流波動幅度遠(yuǎn)小于凈利潤。火電行業(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(yuǎn)遠(yuǎn)好于凈利潤的表現(xiàn)。我們以華能國際為例，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)模基本保持在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(yuǎn)遠(yuǎn)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(qiáng)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。

長期保持高強(qiáng)度的資本支出嚴(yán)重拖累火電公司的現(xiàn)金流價值。

火電公司強(qiáng)勁的經(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(tuán)的資產(chǎn)注入），2019-2020年部分公司把握風(fēng)電政策窗口期加碼新能源，也進(jìn)一步增加了資本支出的規(guī)模。

電力行業(yè)進(jìn)入下半場，資本支出規(guī)模有望減少；央企降低資產(chǎn)負(fù)債率考核有望告一段落，有關(guān)企業(yè)分紅能力與意愿有望得到加強(qiáng)。

2020年是“十三五”收關(guān)年，“十四五”開局年。站在當(dāng)前時點，火電行業(yè)角色和定位正在悄然發(fā)生改變已經(jīng)成為行業(yè)共識。隨著未來電力需求增速的相對放緩，以及新能源行業(yè)的蓬勃發(fā)展，火電裝機(jī)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(fēng)電搶裝，資本支出規(guī)模在短期大幅躍升，隨著2021年后風(fēng)電平價時代的來臨，風(fēng)電資本支出規(guī)模會回歸正常水平。我們預(yù)期火電行業(yè)正逐步從強(qiáng)現(xiàn)金流、強(qiáng)資本支出，轉(zhuǎn)向強(qiáng)現(xiàn)金流、弱資本支出的組合。

考慮到影響公司自由現(xiàn)金流的因素較多，對不同公司自由現(xiàn)金流的計算可比性較差。我們首先定義某指標(biāo)=（凈利潤+資產(chǎn)和信用減值）—資本支出*30%。該指標(biāo)的前半部分可以很好的表征火電公司經(jīng)營現(xiàn)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(chǎn)生的股權(quán)現(xiàn)金流需求。該指標(biāo)如果趨勢向上則代表公司股權(quán)自由現(xiàn)金流趨于好轉(zhuǎn)。從下圖上可以發(fā)現(xiàn)，華潤電力和華電國際2019-2020年股權(quán)自由現(xiàn)金流已經(jīng)逐步改善；華能國際由于2020年仍有大量的陸上及海上風(fēng)電資本支出，股權(quán)自由現(xiàn)金流進(jìn)一步減少，隨著2021年后風(fēng)電搶裝告一段落公司股權(quán)自由現(xiàn)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(chǎn)負(fù)債率提出嚴(yán)格的考核要求，以央企為主的電力行業(yè)面臨較大的去杠桿壓力，相較于分紅，公司可能更愿意將現(xiàn)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(yè)近年來資產(chǎn)負(fù)債率均有所下降，大部分電力公司目前均具備進(jìn)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(yè)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(jīng)濟(jì)增速下行導(dǎo)致煤炭需求減弱，新建煤炭產(chǎn)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(huán)境體現(xiàn)為利率持續(xù)下行，煤價下降驅(qū)動火電盈利持續(xù)改善市盈率回落至低位，資本支出規(guī)模階段性下行自由現(xiàn)金流大幅改善，火電股股息價值凸顯。

3）2018年：宏觀大環(huán)境體現(xiàn)為“寬貨幣+緊信用”，中美貿(mào)易爭端導(dǎo)致股票市場出現(xiàn)一邊倒的大幅回調(diào)。市場開始強(qiáng)調(diào)火電逆周期防御價值，提升火電標(biāo)的估值。2018年是煤炭產(chǎn)能快速釋放的轉(zhuǎn)折年，優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放加快驅(qū)動煤價進(jìn)入下行周期。

站在當(dāng)前時點，我們認(rèn)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(xù)兩年中樞回落，火電公司業(yè)績改善趨勢確定。

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

 來源：申萬宏源公用事業(yè)研究團(tuán)隊