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火電估值創(chuàng)十年歷史新低。2019年初至今，受2020年電價大幅下降的市場預期影響，火電板塊在前三季度歸母凈利326.3億元，同比增長44.4%的情況下大幅跑輸大盤。截至2019年11月15日，火電板塊PB為0.89倍，創(chuàng)造了估值的十年歷史新低。

2020年火電板塊盈利持續(xù)增長?；痣娖髽I(yè)盈利取決于上網(wǎng)電價、煤價、利用小時數(shù)。其中上網(wǎng)電價和利用小時數(shù)決定火電企業(yè)的營業(yè)收入，煤價決定火電企業(yè)的營業(yè)成本。我們預計2020年火電板塊盈利三要素：綜合平均電價下降1%，煤價下跌50元/噸，利用小時數(shù)增加66小時。

電價假設：2020年三類電價總量約5萬億千瓦時，綜合電價平均下降1%；其中，大工業(yè)用戶合約占比50%，約2.5萬億千瓦時，電價與上年相同，折價率7.6%，約2.6分錢（2017Q3-2019Q3期間折價率不斷下降）；2020年新增一般工商業(yè)用戶合約占比10%，約5000億千瓦時（考慮到前四年大用戶年均轉化率10%，理論電量1.5萬億，占比30%），電價折價率10%（實際不可能超過大用戶折價率）；政府定價電量占比40%，約2萬億千瓦時，執(zhí)行基準價（標桿電價）。

利用小時數(shù)假設：我們預計2020年全社會用電量增速5%，全國發(fā)電裝機容量增速5.4%。新增火電裝機33兆千瓦，火電利用小時數(shù)增加66小時。

煤價：動力煤于2019年進入新一輪供給寬松階段，預計2020年年均電煤價格下跌50元/噸水平。

敏感性分析：煤價每降10元，可基本抵消電價每下降1%帶來的影響。煤價下降幅度遠超電價下降幅度，加上利用小時數(shù)增加，盈利增長高確定性。

中長期看，火電板塊盈利逐步向8%-10%的區(qū)間回歸。中長期看，火電板塊最大影響因素之一的煤價已于2019年進入四年一輪的下行周期，帶來火電企業(yè)的經(jīng)營情況確定性改善；自2015年以來由于電力市場化的擴大帶來火電企業(yè)的電價下降，即將因為經(jīng)營性行業(yè)全面進入市場而終止；現(xiàn)貨市場還原電力的商品屬性，火電企業(yè)也有望通過市場定價獲得合理回報，改變歷史上由于政府定價帶來的周期性特征。2020年，作為現(xiàn)貨市場的開元年，疊加確定性的煤價下行，推動企業(yè)盈利逐漸向ROE 8%-10%的合理盈利區(qū)間回歸，開啟火電行業(yè)公共事業(yè)屬性回歸的美好時代。

報告正文：

降價不確定性導致火電板塊在盈利上升期估值卻被殺跌。2019年10月，國家發(fā)改委出臺《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》（以下簡稱指導意見）?；痣姲鍓K前三季度歸母凈利326.3億元，同比增長4.4%，然而板塊PB估值卻在盈利大幅向好的時候受降價憂慮影響跌到十年來歷史新低的0.89倍。

歷史表明被錯殺的估值會隨著盈利上升而恢復。2013年火電板塊在ROE從5.5%上升至12.9%時，卻因市場擔心煤價下跌引發(fā)電聯(lián)動電價下調，導致估值下挫。2014年，確定電價不降后，盡管ROE微幅下降，PB卻大幅上升至2.1倍。

本篇報告中，我們將梳理當前市場最關心的諸多問題，從市場供需、政策制定的本源出發(fā)，探究火電運營三要素明年的發(fā)展趨勢，辨明行業(yè)發(fā)展方向。

一問：出臺“基準價+上下浮動”電價政策的目的為哪般？

答：指導意見的最開始已經(jīng)指明“為加快推進電力價格市場化改革，有序放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格，提升電力市場化交易程度?！?/p>

當前電力市場化程度亟待出臺措施提升。我們在上一篇行業(yè)深度報告中提到，政府的目標是2020年100%放開工商業(yè)用電，即全部用電量的66.1%，約45000億千瓦時。實際上自2015年開始第二輪改革，市場化交易電量（以發(fā)用電用戶雙邊交易為主）從2015年的7962億千瓦時增加到2018年的20654千瓦時，市場化占全社會用電量的比重從14.3%擴大至30.2%。當前市場化交易電量距離目標尚有約25000億千瓦時電量，這是幾乎無法完成的。電價政策加上之前的發(fā)用電計劃放開政策，使得我國初步具備了工商業(yè)用電市場化的政策基礎。

二問：2020年只許下浮不許上浮是否為了降電價？

答：當然不是，本輪基準價不調，表明政府考慮到了火電企業(yè)的虧損。2020年不許漲價的原因只為保住前兩年一般工商業(yè)用戶降價的勝利果實。

本輪基準價不下調表明政府考慮了火電企業(yè)前兩年的虧損。上一輪煤價頂峰在2011年，政府直到2015年煤價下降了超50%的2015年7月才降了約3分/千瓦時（降幅約10%）。本輪火電板塊自2017年開始虧損，本輪基準價（原煤電標桿）不下調，實際說明政府考慮到火電企業(yè)前兩年為經(jīng)濟承擔的煤炭上漲，欠火電企業(yè)的總是要還的。

2020年不允許漲價原因有二：一是下一輪進場的用戶都屬于一般工商業(yè)用戶，前兩輪2018和2019年一般工商業(yè)用戶電價下降部分主要由電網(wǎng)和增值稅貢獻，煤電行業(yè)沒有做出貢獻，自然也不能得利；二是鼓勵對入市持觀望態(tài)度的小用戶進場。

三問：適用“基準價+上下浮動”電價政策的電量有多少？

答：“基準價+上下浮動”電價主要為2020年后新入場的一般工商業(yè)用戶定制，合計用電量約10%-30%之間，即5000億千瓦時-1.5萬億千瓦時。

煤電最大市場化占比理論值為80%。改革舉措第三條指出“燃煤發(fā)電電量中居民、農(nóng)業(yè)用戶用電對應的電量仍按基準價執(zhí)行”的電量部分，這部分電量主要為優(yōu)先發(fā)電，包括“為滿足調峰調頻和電網(wǎng)安全需要，調峰調頻電量優(yōu)先發(fā)電；為保障供熱需要，非統(tǒng)調燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組實行‘以熱定電’電量優(yōu)先發(fā)電；超低排放的燃煤機組獎勵電量優(yōu)先發(fā)電”。預計上述優(yōu)先供電量在20%左右，則符合市場化條件的煤電發(fā)電量比重約為80%，即理論煤電最大市場化比重為80%。

約50%的電量執(zhí)行現(xiàn)有市場化規(guī)定。改革舉措第四條指明“燃煤發(fā)電電量中已按市場化交易規(guī)則形成上網(wǎng)電價的，繼續(xù)按現(xiàn)行市場化規(guī)則執(zhí)行?！?/p>

具備入市條件的燃煤發(fā)電量執(zhí)行“基準+上下浮動”規(guī)則?！艾F(xiàn)執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價的燃煤發(fā)電電量，具備市場交易條件的，具體上網(wǎng)電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等市場主體通過場外雙邊協(xié)商或場內集中競價（含掛牌交易）等市場化方式在‘基準價+上下浮動’范圍內形成，并以年度合同等中長期合同為主確定；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶用電對應的電量，仍按基準價執(zhí)行?！睋?jù)此，“基準價+上下浮動”的電量最大為30%（理論市場化電率80% - 已市場化電率50%）。

必須指出的是，上述電量是由雙方簽訂協(xié)議確定。我們認為今年至多實現(xiàn)前幾年的年均市場化率，約占煤電電量的10%：一是大多數(shù)中小企業(yè)客戶對電價不敏感，在不清楚市場化的結果時，會抱有觀望態(tài)度；二是市場化對發(fā)電商和電網(wǎng)都會帶來降價可能，二者都不會積極推動市場化。

綜上所述，執(zhí)行“基準價+上下浮動”電價的煤電發(fā)電量約在10%-30%區(qū)間，即5000億千瓦時-1.5萬億千瓦時。

四問：各省“基準價+上下浮動”電價何時出臺？

答：“基準價+上下浮動”電價是由用戶與企業(yè)簽訂的價格，大約在明年一月基本落定。

各省政府目前正在加緊出臺“基準價+上下浮動”的指導方案與細則，具體價格還需電廠和用戶談判。由于政府政策出臺較晚，或多或少會影響發(fā)電商與新用戶洽談的節(jié)奏，我們預計明年1月份，“基準價+上下浮動”的價格變化會逐漸明朗。

五問：能否預判“基準價+上下浮動”電價？

答：我們認為當前全國煤電市場化電價平均折價率7.6%是“基準價+上下浮動”電價的底，新進場的用戶不可能獲得比現(xiàn)有用戶更低的電價。

在當前各省政府的“基準價+上下浮動”細則未出臺、企業(yè)無法簽訂合約的情況下，最合理的方法是判斷更省煤電市場化的空間，當前煤電折價區(qū)間，由于缺乏分省數(shù)據(jù)，我們從全國層面做一個基本面判斷。

市場化率越高，市場電價折價率越低。市場化范圍越大，新進入市場的用戶年用電量越低（電壓等級越低），應當承擔的電價越高，議價能力也越小。因此，隨著市場化比例繼續(xù)提高，加權平均市場化電價會更高，這也是為何我們看到市場化電價在煤價同比不增的情況下依然增加的原因。

六問：2020年電廠綜合電價水平如何？

解讀：我們預計2020年電廠綜合電價降幅小于5厘。

我們詳細拆解2020年存在的三種電價與電量的可能性：

1. 原有市場化電價或維持不變。以廣州為例，今年廣州港到港煤價下降約15%，但廣州電力交易市場的價格并未降低。當然，不排除因為經(jīng)濟下行嚴重導致的電價下降。

2. “基準+上下浮動”或拉低綜合電價1%。悲觀假設“基準+上下浮動”電價降幅在10%左右。一方面，實際上小用戶不可能拿到比大用戶更低的電價；另一方面，若電價與煤價掛鉤，電價下降10%，則煤價至少下降15%（因為煤炭成本僅占全部成本的70%左右）。10%的用電量乘10%的降價，則“基準+上下浮動”電價政策對綜合電價的影響在1%左右。

3. 執(zhí)行基準價的煤電或因稅后價格上漲而上漲。2019年4月，增值稅在由16%下調至13%，除浙江省外，其他省份均未下調電價，以此補償了煤電行業(yè)之前承擔的損失。由于增值稅下調到16%在2018年5月開始執(zhí)行，因此2020年上半年執(zhí)行基準價部分或上漲。

綜上所述，我們認為明年新增市場化電量會導致火電綜合電價降幅約1%左右，具體降多少要看各省新增市場化用電量比例。以2019年為例，華能國際、華電國際綜合電價下降分別為4厘、2厘。

七問：發(fā)改委何時調基準價？

答：預計火電板塊ROE超10%的時候。

上一輪電價下調是在火電ROE超12%的情況下。我們假設政府在本輪周期內計劃讓火電企業(yè)少掙一點，預計會在五大發(fā)電集團ROE超10%的情況下就開始調價。

必須注意的是，上一輪調價時的電量口徑是幾乎100%，而下一輪調價時由于政府定價的電量不到50%，影響也會相應減少。

八問：2020年煤價跌多少？

答：我們預計2020年動力煤平均價格540元/噸，同比今年下降50元/噸，但煤價不會跌破500元/噸。

QHD5500動力煤價格在2019年一季度 642元/噸的小高峰后，一路下跌至近期的551元/噸。進入2018年，我國動力煤月度產(chǎn)量同比增速在波動中逐漸提高， 2019年9月動力煤月度產(chǎn)量累計增速達到6.2%，此外六大發(fā)電集團煤炭庫存整體處于歷史高位，都表明動力煤目前處于供給寬松狀態(tài)。在上一輪煤價下行周期內，動力煤次年平均價要比當年12月煤價低48-97元/噸。

過去十年的動力煤價格呈現(xiàn)顯著季節(jié)性特征，7月-9月夏季空調負荷高的月份煤價略高，12月-次年3月冬季取暖季煤價顯著高于全年平均煤價。在上一輪煤價下行周期即2012-2016年期間，動力煤價曾因冬季取暖的季節(jié)性因素上升，在2013年冬季月度均價最高上漲80元/噸，之后隨著取暖季結束動力煤價回落，2014年4月月度均價較2013年12月月度均價下降83元/噸。預計今年冬季由于取暖的季節(jié)性因素，煤價會出現(xiàn)上升，但是在煤炭整體供給寬松、發(fā)電企業(yè)動力煤庫存高位條件下，火電企業(yè)的議價權占主導，動力煤仍是買方市場，煤價上升幅度有限，并且會在取暖季結束后出現(xiàn)更大幅度的回落。

九問：煤價下跌可以抵消多大電價下跌和市場化比例提升？

解讀：煤價每下跌10元可以抵消電價下跌1%的影響。

電價下降1%大約為3厘。煤價下降10元/噸，按照度電煤耗300克/千瓦時計算，則度電煤炭成本降低3厘。

我們對市場典型火電企業(yè)做出的詳細敏感性測算同樣驗證了這一點?；痣娖髽I(yè)在電價下降1%情況下?lián)p失的利潤，基本與動力煤價下降10元/噸增加的利潤相當。

十問：明年火電利用小時數(shù)是否會下降？

答：2020年，我們保守估計火電利用小時數(shù)4291小時，同比2019年上升66小時。

預計2020年全社會用電量75537億千瓦時，同比增速5%。一、二、三產(chǎn)與居民用電量分別為834、50355、13009、11339億千瓦時，增速分別為8.0%、3.3%、9.0%、8.1%。增長的主要動力來自于：1. 居民用電近年來持續(xù)穩(wěn)健增長；2. 5G通信會成為2020年三產(chǎn)用電增長的強勁動力；3. 2019年涼夏與暖冬帶來的空調負荷下降以及中美貿易戰(zhàn)等用電不利因素影響減弱。

預計2020年全國發(fā)電裝機容量2101兆千瓦，同比增速5.4%。其中，水電、火電、核電、風電、光伏裝機容量分別為367、1212、53、229、240兆千瓦，增速分別為3.1%、2.8%、8.2%、12.2%、17.1%。預計2020年，水電、核電、風電、光伏新增裝機容量分別為11、4、25、35兆千瓦，各電源分別較2019年新增裝機容量有所提高。預計2020年新增火電裝機容量33兆千瓦，裝機容量增速2.8%，較2019年火電新增裝機容量35兆千瓦稍有降低。

預計2020年全國發(fā)電利用小時數(shù)3839小時，與2019年相比減少7小時。我們對火電外的各種電源都做了非常樂觀的假設：水電的利用小時數(shù)通常受上年來水影響大，2019年來水偏少，水庫蓄水少，故2020年水電利用小時數(shù)必然下降。在2020年新增裝機容量比2019年擴大的基礎上，我們的水電利用小時數(shù)假設只下降了8小時，預計3730小時；同時，我們偏樂觀地假設核電、風電、光伏的利用小時數(shù)分別為7450、2250、1320小時，分別比上年同期增加82、50、40小時；在上述樂觀假設除火電的其他電源的條件下，我們預測火電利用小時數(shù)從2019年的4225小時增加到4291小時，同比增加66小時。

十一問：如何看待火電企業(yè)未來幾年的盈利情況？

解讀：中長期看，火電新一輪的盈利上升周期剛剛開始。

在以前電價固定、煤價浮動的時期，火電板塊ROE與煤價呈現(xiàn)高度負相關的周期性關系。2003-2008年、2008-2012年、2012-2016年各為一個周期，每個周期大致為四年。其中2003-2008年、2012-2016年兩個周期，煤價中樞處于400-500元/噸位置，而且不乏跌破400元/噸大關時期，此時火電企業(yè)ROE保持在8%以上水平，最高接近15%，盈利可觀。2008-2012年周期，動力煤價格大幅提高，火電企業(yè)ROE為負值，行業(yè)艱難度日。

導致煤價出現(xiàn)四年一個變化周期的原因是，一般煤炭開采的固定資產(chǎn)投資始于煤價上漲周期的第二年，新礦從開始建設到完全投產(chǎn)需要2-3年時間。煤礦大規(guī)模資本開支回暖始于2017年年中，我們預計2019-2020年，包括鄂爾多斯、神木、榆林等地區(qū)將有2億噸新增煤炭產(chǎn)能釋放，目前官方信息為榆林地區(qū)增加9260萬噸產(chǎn)能。進入2019年，我國煤炭固定資產(chǎn)投資完成額累計增速轉正并逐步走高，截止2019年10月，累計增速已達26.9%。預計至2020年，我國煤炭產(chǎn)能將大幅提高，供需格局繼續(xù)轉變，帶來價格持續(xù)下降。

電力市場化改革為煤電帶來順價機制，改變了過往由于政府定價煤電的逆周期性特征。然而，電力市場化后，80-90%的中長期合約將穩(wěn)定電價變動周期在一年左右，因此，火電板塊ROE和動力煤價的此消彼長在中長期內仍將繼續(xù)存在，但波動性更小。站在現(xiàn)在的時點上，煤價從2019年一季度下跌，目前已經(jīng)跌至550元/噸位置，火電企業(yè)經(jīng)營好轉，ROE轉正后繼續(xù)走高，毛利率、凈利率提高，企業(yè)經(jīng)營性現(xiàn)金流回暖，2016-2019年的火電低谷周期接近結束，下一輪火電板塊的景氣周期即將來臨。

十二問：中長期看，市場化交易后，火電盈利情況如何？

解讀：從美國的電力市場化改革歷程看，市場化的加深有利于電價提高及盈利波動性減弱，助力火電板塊公共事業(yè)屬性的回歸。

我們選取了美國電力、南方電力、杜克能源和埃立特四家企業(yè)作為借鑒，分析其ROE在電力改革前后變化，嘗試預測我國火電板塊盈利未來長期可能的演變方向。

1992年美國由《能源政策法案》開放輸電網(wǎng)接入，促進電力批發(fā)市場競爭，從而開啟了電力市場化的改革歷程。直到1999年，此時處于市場化前期，電力企業(yè)ROE波動尚不明顯。1999年末，市場化改革力度加強，電力企業(yè)ROE和PB估值大幅波動，行業(yè)進入動蕩期。在此期間，美國的電價受市場化政策驅動，出現(xiàn)顯著上漲。之后到2008年，電力市場化演進基本完成，美國主要電力公司ROE波動減弱，波動幅度收窄至5%-15%之間，表現(xiàn)出顯著公用事業(yè)屬性，PB估值穩(wěn)步上升。

反觀我國電力市場化改革進程，在改革中期，由于政策變化與市場預期的不明朗，的確會出現(xiàn)板塊估值動蕩，但是隨著市場化交易比例的提高，我們正在逐步邁向電力市場化的成熟。從中長期看，隨著我國電力改革逐漸完善，我國火電板塊也將回歸公用事業(yè)屬性，估值回升。