火电估值如何修复

1、内容目录 HYPERLINK l _TOC_250012 背景：行业盈利能力与估值趋势背离 4 HYPERLINK l _TOC_250011 原因分析：煤价下跌空间有限，电价预期悲观，业绩弹性减弱 5 HYPERLINK l _TOC_250010 煤价波动明显，电价调整滞后，火电板块具备逆周期属性 5 HYPERLINK l _TOC_250009 原因一：供给侧控制力度提高，煤价下跌空间较小 5 HYPERLINK l _TOC_250008 原因二：燃煤标杆电价取消导致整体预期悲观 8 HYPERLINK l _TOC_250007 估值如何修复：业绩仍是核心，分红同样关键 9 HYP

2、ERLINK l _TOC_250006 煤价下跌或超预期，电价无需悲观，业绩弹性可期 9 HYPERLINK l _TOC_250005 全球疫情持续发酵，全年煤价跌幅或超预期 9 HYPERLINK l _TOC_250004 让利空间接近峰值，电价无需悲观 11 HYPERLINK l _TOC_250003 区域市场分化，个别区域有望获得超额利润 14 HYPERLINK l _TOC_250002 维护市值诉求增强，分红派息政策或将更友好 15 HYPERLINK l _TOC_250001 投资建议：火电估值修复可期 19 HYPERLINK l _TOC_250000 风险提示

3、20图表目录图 1：申万火电板块归母净利润 4图 2：申万火电板块盈利能力 4图 3：申万火电板块市净率 4图 4：火电板块 ROE 与秦港动力煤(Q5500K)年均平仓价反向变动 5图 5：三西原煤产量占比稳步提升 6图 6：前十企业原煤产量占比提升 6图 7：我国煤炭进口量 6图 8：2018-2019 年当月进口煤炭数量受进口煤政策影响较大 7图 9：2019 年各部门用电量占比 8图 10：各类交易品种成交电量与市场平均价差 9图 11：2016-2019 年 GDP 当季同比 9图 12：2018 年部分省区煤电市场交易价格与标杆电价差额 9图 13：神华月度长协价格下调（元/吨）

4、10图 14：秦皇岛 5500K 现货价格（元/吨） 10图 15：国际疫情拐点尚不明朗（单位：万人） 10图 16：进口煤价格持续走低 10图 17：一季度原煤产量受疫情影响明显 11图 18：二季度为动力煤需求淡季 11图 19：六大电厂煤炭库存处于高位（单位：万吨） 11图 20：火电行业亏损面情况 12图 21：主要发电企业市场化交易电量占比 12图 22：五大发电集团装机容量占比 13图 23：五大发电集团发电量占比 13图 24：市场化电量占比 13图 25：发电集团煤电市场化电价（元/千瓦时） 13图 26：2019 年和 2018 年各省火电机组利用小时数的变化 1（小时） 1

5、4图 27：2019 年和 2018 年各省火电机组利用小时数的变化 2（小时） 14图 28：云南月度交易电价情况（元/千瓦时） 15图 29：美国电力和南方电力收益率情况 16图 30：美国电力和南方电力 EPS（元，USD） 16图 31：美国电力和南方电力市净率 17图 32：美国电力和南方电力分红情况（元，USD） 17图 33：美国电力和南方电力股息率情况 17图 34：华能国际和华电国际经营现金流净额（亿元） 18表 1：历年进口煤限制政策 6表 2：电价年度长协签订情况 13表 3：上市公司归母净利润/经营现金流净额 18表 4：上市公司回购、增持情况梳理 18表 5：主要电力

6、公司分红率 19表 6：可比估值表 20背景：行业盈利能力与估值趋势背离火电行业业绩和盈利能力见底回升。由于动力煤价格自 2016 年开始大幅上涨，火电行业业绩在 2015 年后开始大幅下滑，并于 2017 年触底，2017 年申万火电板块归母净利润为124.3 亿，仅高于 2011 年。受益于增值税由 17 降至 13 、煤炭价格回落等因素影响，火电行业自 2018 年开始盈利修复，2019 年 1-9 月申万火电板块归母净利润达到 304.74 亿元，同比增长 51.88 。行业盈利能力和业绩水平趋势一致，申万火电板块毛利率和净利率在 2017 年见底后同样实现回升，2019 年 1-9

7、月毛利率和净利率分别达 16.08 和 6.7 ，略低于近十年的平均毛利率和净利率。图 1：申万火电板块归母净利润图 2：申万火电板块盈利能力资料来源：Wind、 资料来源：Wind、 火电行业市净率达到近十年最低点。在业绩持续提升的背景下，火电板块的估值却持续下行，2020 年 3 月 31 日，申万火电板块的市盈率仅为 0.82 倍，板块市净率破净，是近十年的最低点，与业绩向上修复的趋势明显背离。图 3：申万火电板块市净率资料来源：wind、 原因分析：煤价下跌空间有限，电价预期悲观，业绩弹性减弱煤价波动明显，电价调整滞后，火电板块具备逆周期属性历史上煤炭价格波动较大。煤炭作为大宗商品，其

8、市场价格走势一定程度上可以反映经济形势，即经济向好时，煤价上升；经济下行时，煤价走弱。2008-2009 年和 2012-2015 年是煤价大幅下行的两周期，2015 年秦皇岛港 5500k 动力煤均价仅为 424.8 元/吨，是 2004年以来的最低水平。以半年或年度为周期，电价调整较煤价变动存在滞后性。煤电价格联动政策始于 2004 年底，以不少于 6 个月为一个联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过 5 ，便相应调整电价。2012 年底关于深化电煤市场化改革的指导意见明确，2013 年起，以年度为周期调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动比例由 30调整为 10。20

9、15 年底关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知明确以年度为周期，以电煤价格指数 2014 年各省（价区）平均价格为基准煤价，煤价波动在每吨 30 元至 150 元之间的部分，实施分档累退联动，即煤炭价格波动幅度越大，联动的比例系数越小。图 4：火电板块 ROE 与秦港动力煤(Q5500K)年均平仓价反向变动资料来源：秦皇岛煤炭网、Wind、 火电行业逆周期属性凸显。火电板块的净资产收益率与秦港动力煤(Q5500K)年均平仓价之间呈现较强的反向变动趋势，主要原因在于煤价、电价会分别影响燃煤发电企业的成本端、收入端。而电价调整往往滞后于煤价变动，煤价下行周期时，火电行业收入端的变动幅度总是小于成

10、本端的变动幅度，使得火电板块具备逆周期属性。当然，在煤价上升周期时，火电企业的盈利总是受损的。然而，本轮煤价下行周期，火电行业估值却持续下行，我们认为核心矛盾还是在业绩弹性，首先，煤炭供给集中度提高，进口煤受发改委管控，本轮煤价下降空间较上一轮周期较小，很难再跌回 2015 年的低点；其次，燃煤标杆电价的取消使得火电电价调整频率更快，煤价和电价的调整时间差大幅缩短，煤价下行周期的超额收益将不存在，逆周期的属性削弱，行业业绩弹性有限。原因一：供给侧控制力度提高，煤价下跌空间较小煤炭供给集中度持续提高。首先，区域维度上向三西地区集中，自 2016 年供给侧改革以来，山西、陕西、内蒙古三省原煤产量持

11、续增加，三西产量占全国原煤产量的比重稳步上升，2019 年三省原煤产量达 26.40 亿吨，产量占比 70.41 ，较 2016 年提升了 5.6 个百分点.。其次，公司维度上向前十大企业集中。2019 年 1-11 月，前十大企业原煤产量 15.59 亿吨，占全国原煤产量比重为 45.76 ，虽然较 2018 年有小幅下降，但前十大企业原煤产量占比总体呈上升趋势，2019 年 1-11 月占比较 2016 年 1-11 月提升 4.86 个百分点。图 5：三西原煤产量占比稳步提升图 6：前十企业原煤产量占比提升资料来源：煤矿安监局、煤炭运销协会、 资料来源：国家煤炭工业网、Wind、 进口煤

12、数量稳步提升。因 2016 年煤炭供给侧改革，导致我国整体煤炭供需紧张，2016 年进口煤达 2.56 亿吨，当年同比增长 25.23 。近年来，我国煤炭产能持续增加，但煤炭进口量规模仍持续增加，2019 年进口煤达到 3.00 亿吨，同比增加 6.31 。图 7：我国煤炭进口量资料来源：海关总署、 调节进口煤量成为影响供需的政策性手段。受国内煤炭供需矛盾变化的影响，国家加大对煤炭市场的调控力度，自 2016 年发改委提出限制进口煤政策，2017-2018 年，进口煤政策出台较为密集，尤其是 2018 年。进口煤政策的松紧视国内煤价而定，国内煤价若超过上限，进口煤的限制性措施会有一定程度放松；

13、反之就通过提高煤炭品质要求、延长通关时间等手段来收紧进口。进口煤政策的严格实行与适度放开对于进口煤量均产生较大的影响。以 2018 年为例，2018年 2 月与 6 月进口煤限制取消，进口煤量随之增加；2018 年 10 月与 11 月，发改委再次收紧煤炭进口，煤炭进口量随之疲软下降。因此，我们认为进口煤额度的调节已经成为发改委调节国内煤炭供需的重要手段之一。表 1：历年进口煤限制政策时间进口煤限制政策2016 年实行 276 工作日，煤炭行业去产能，进口煤快速增长，2016 年 1-11 月国产及进口不同煤种价格快速增长，同时限制进口煤政策开始提出2017 年7-12 月禁止省级政府批准的二

14、类口岸经营煤炭进口业务，主要目的在于限制煤炭进口，特别是低价劣质煤炭，保障国内煤炭市场2017 年 12 月发改委口头通知相关政府部门，暂时取消进口煤限制2018 年 2 月发改委此前对进口煤炭限制性措施暂时放开2018 年 4 月煤炭进口限制令再度开启，这次不仅二类口岸限制，部分一类港口也开始不同程度地限制进口煤2018 年 6 月煤炭进口再度放开2018 年 10 月 发改委在广州召开沿海六省煤炭进口会议，称今年煤炭进口还是要平控，进口指标不再增加，按原计划进行2018 年 11 月 发改委、海关总署在江苏召开进口煤会议，要求停止进口煤报关，且中国华南地区的电厂已经被通知严禁进口煤报关20

15、19 年 6 月 海关总署下发各关海关总署综合业务司关于煤炭进口情况的函称，煤炭进口监督工作是国家钢铁煤炭行业化解过剩产能工作的重要内容之一，近期发改委致函总署，要求加强进口管理，并认真做好进口煤炭监督工作，严控劣质煤进口。资料来源：国家发改委、 图 8：2018-2019 年当月进口煤炭数量受进口煤政策影响较大资料来源：海关总署、 电企煤炭采购中存在长协煤，成本端波动减弱。2016 年 12 月，关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知明确 2016-2020 年，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以长协基准价为基础建立价格预警机制：基准价上下波动 6以内为绿色区间，6-12为蓝色区

16、间，12以上为红色区间。价格位于蓝色区间时加强市场监测，适时采取必要引导措施，价格于红色区间时启动平抑价格异常波动的响应机制。各家电企均存在不同比例的长协煤采购，其中 2018 年长源电力年度长协煤占公司用煤总量的 30左右；建投能源 2018 年度原煤采购量约为 2000 万吨，其中长协煤占比约为 50； 2019 年前三季度江苏国信长协煤占公司煤炭结构的比重达 66。长协煤的价格波动较市场煤要相对较小，因此目前电企的成本端的波动要小于上一轮周期。综上所述，煤炭供给侧集中度持续提升，供给端的管控难度降低，大规模无需扩产几无可能；进口煤额度受到发改委政策影响，成为发改委调节国内煤炭供需的工具；

17、长协煤的存在使电企的成本端的波动相对要小。原因二：燃煤标杆电价取消导致整体预期悲观经营性用电计划进一步全面放开，市场化比例持续提升。2019 年 6 月国家发改委进一步全面放开经营性电力用户发用电计划，提高电力交易市场化程度，除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户经营性电力计划全面放开。2019 年各部门用电量中，第二产业用电量占比最大，为 68.3；第三产业、第一产业以及居民用电量占全社会用电量的比重分别为 16.4、1.1、14.2。经营性用电计划进一步全面放开后，市场上大部分用电主体均可参与到市场化交易中。图 9：201

18、9 年各部门用电量占比资料来源：国家能源局、 燃煤标杆电价取消，规模以上工业企业全部参与电力市场化交易，市场电比例有望进一步提升。2019 年 10 月关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见明确自 2020年 1 月 1 日起，取消煤电价格联动机制，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。2020 年 1 月国务院常务会议提出，全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易，以降低制造业用电成本。目前，工业企业通过电力市场化交易获得的用电只占其用电量的三成左，而规模以上工业企业用电量约占全社会用电量的 60 ，若电力市场化交易全部放开，则将从需求端进一步提升市场

19、化比例。经济下行压力较大，进入市场的电量仍会降价。当前经济下行压力较大，2019 年第四季度 GDP 同比增长 6，与第三季度持平，较第二季度下降 0.2 个百分点，预计市场需求将保持疲软。此外，关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见为确保工商业平均电价只降不升，在“基准价+上下浮动”的市场化机制过程中，规定 2020 年浮动方向暂不上浮。广东年度长协价差有所扩大。广东省作为电力交易规模排名靠前的省份，2019 年 12 月 10日，完成 2020 年年度双边协商交易 2117.1 亿千瓦时，同比增长 78.7，平均价差-47.11厘/千瓦时；12 月 18 日，完成年度合同电量集中交

20、易 46.7 亿千瓦时，同比减少 76.5 ，平均价差-47.15 厘/千瓦时。2020 年市场交易平均价差较2019 年的-40.2 厘/千瓦时有所扩大。图 10：各类交易品种成交电量与市场平均价差图 11：2016-2019 年 GDP 当季同比资料来源：广东电力交易中心、 资料来源：Wind、 从分省煤电交易价格来看，相与标杆电价降幅超过 0.1 元/千瓦时的省区有青海和云南，其市场交易平均电价分别为 0.2098 元/千瓦时和 0.2297 元/千瓦时。降幅超过 0.05 元/千瓦时的省区有广东、上海、河南、陕西其交易平均电价分别为 0.3763 元/千瓦时、0.3425 元/千瓦时、

21、0.3182 元/千瓦时、0.2971 元/千瓦时。图 12：2018 年部分省区煤电市场交易价格与标杆电价差额资料来源：中电联、 经济下行压力较大的背景下，煤电联动的搁浅以及煤电标杆上网电价的取消，会使投资者认为未来电价将会跟随煤价持续下行，行业整体充斥悲观情绪。估值如何修复：业绩仍是核心，分红同样关键逆周期属性削弱，业绩弹性下降是行业估值下行的主要原因，我们认为业绩弹性仍然是核心因素，今年火电行业的业绩弹性可能会超预期，且破净的状态增强了电企维护市值的动力，分红派息政策上可能会更加友好。煤价下跌或超预期，电价无需悲观，业绩弹性可期全球疫情持续发酵，全年煤价跌幅或超预期港口现货价格新低，长协

22、煤价松动。动力煤现货价格持续下降，截至 4 月 8 日，秦皇岛现货动力煤平仓价（Q5500）降至 503 元/吨，同比去年同期降低 121 元/吨，降幅达 19.4，价格创 17 年以来的新低。根据神华公布的月度长协价格表显示，在经历了二月的微升以及三月的持平后，四月月度长协价格出现下调，外购 5500 大卡、5000 大卡以及 4500 大卡环比分别下调 26、31 以及 31 元/吨，下调幅度分别为 4.6、6.2以及 6.9；同时年度长协有所松动，年度 5500 大卡长协价格环比下降 6 元/吨至 543 元/吨。图 13：神华月度长协价格下调（元/吨）图 14：秦皇岛 5500K 现货

23、价格（元/吨）资料来源：北极星电力网等， 资料来源：Wind， 国际疫情拐点尚不明朗，进口煤价格优势有望维持。当下国内疫情防控虽已取得阶段性成果，但国际疫情持续发酵，拐点尚不明朗。在全球疫情影响下，国际煤炭需求走弱，3 月以来价格持续走低。截至 4 月 3 日，广州港进口动力煤（Q5500）到岸价为 496 元/吨，相较 2 月 28 日下挫 8.1，相对国内同等热值的动力煤具有明显价格优势。短时间内全球疫情拐点恐难以判断，国际煤炭需求承压，进口煤价大概率维持低位运行。进口煤的价格优势一方面从定价机制端压制国内电煤价格，另一方面通过替代效应从供需端进一步对国内煤价产生压力。图 15：国际疫情拐

24、点尚不明朗（单位：万人）图 16：进口煤价格持续走低资料来源：Wind， 资料来源：Wind， 煤炭复工超预期，二季度国内自产有望跟进。受疫情影响，2020 年 1 至 2 月，全国规模以上原煤产量累计 4.89 亿吨，同比减少 6.3。其中，分地区排名前三的分别是内蒙古 1.31亿吨，同比下滑 14.1；山西 1.27 亿吨，同比下滑 5.6；陕西 0.79 亿吨，同比上升 10.5。虽一季度产量受到冲击，但煤炭行业整体复产情况超预期，主要产地复工复产持续推进，产量也逐步恢复至正常水平。从具体省份数据来看，一季度内蒙古已恢复正常生产建设煤矿 286 处，复工复产率达 85.6。河南省具备复工

25、复产条件煤矿 155 处，已复产煤矿 130 处，复工 21 处，复工复产率达到97，一季度河南煤炭企业累计生产原煤 2560 万吨，与去年同期基本持平。煤炭复工复产的超预期推进，为二季度国内煤炭产量水平提供有力支撑。图 17：一季度原煤产量受疫情影响明显资料来源：Wind、 二季度需求淡季叠加电厂库存高位，煤价支撑较弱。需求层面，随着取暖季的结束以及水电来水的增加，电煤需求走低，二季度将迎来煤炭需求的淡季。2018 及 2019 年二季度占全年动力煤需求量分别为 23.7及 23.4，均为全年最低季度。库存层面，每年为迎峰度夏，五六月份之际主要火电企业将进行一波煤炭补库存，对煤价具有拉动作用

26、，但当下由于用电需求不济，电厂煤炭库存尚处高位，二季度补库存动能减弱。截至 4 月 3 日，沿海六大发电集团煤炭库存总量为 1647.88 万吨，较去年同期上升 82.03 万吨。因此，即将到来的电煤需求淡季叠加高企的电厂库存，为二季度煤价带来了较大下行压力。图 18：二季度为动力煤需求淡季图 19：六大电厂煤炭库存处于高位（单位：万吨）资料来源：Wind、 资料来源：Wind、 综合判断，煤价将继续维持弱势，全年降幅有望超预期。当前时点来看，全球疫情拐点尚不明晰，较弱的全球煤炭需求短期内难以扭转，进口煤价格优势将持续压制国内煤炭价格；自产层面，煤炭复工情况良好，二季度供给能力持续跟进；随着供

27、暖季结束以及水电发力，二季度是电煤的传统淡季，煤价需求支撑相对较弱，我们认为煤炭价格有望继续下行，全年煤炭降价降幅有望超预期。根据中国能源发展报告 2020预测，2020 年国内经济和能源消费增速放缓已成定局，2020 年煤价会呈现震荡下行的走势。预计 2020 年煤炭均价将同比分别下跌 15，秦皇岛5500 大卡动力煤均价为 503 吨/元。让利空间接近峰值，电价无需悲观我们认为，目前电价无需悲观，电价下行的空间已经非常有限，主要原因如下：火电行业亏损面仍然较大，国家能源集团 19Q1 亏损面接近 30 。2015 年至今，受煤价上涨拖累，火电行业利润大幅度萎缩，火电行业亏损面较高，2017

28、 年和 2018 年亏损面分别达 60 和 50 左右。2019 年整体火电亏损面尚未有权威数据，根据国家能源集团副总经理米树华在 2019 年经济形势与电力发展研讨会上的披露，国家能源集团 2019 年一季度火电利润完成 51.9 亿元，同比增加 18.6 亿元。163 家火电企业中，48 家亏损，较上年减少 34家，意味着国家能源集团 2019 年一季度亏损面接近 30 。图 20：火电行业亏损面情况资料来源：新华网、北极星电力网、Wind、 火电企业市场化占比超 50 ，市场化规模扩大对综合电价影响较小。根据中电联数据，2019年一季度大型发电集团煤电市场交易电量 2553 亿千瓦时，煤

29、电上网电量市场化率为 42.4。从大型发电上市公司来看，2019 年华能国际、华电国际和大唐发电的市场化率分别达56 、 53.7 和 51.37 ，同比去年提高 13、9.78 和 13.41 个百分点。图 21：主要发电企业市场化交易电量占比资料来源：各上市公司年报、 由于居民用电、重要公用事业和公益性服务等行业不参与市场化交易，我们判断火电企业的市场化上限在 70 左右，因此未来火电公司市场化电量的增量空间较小，市场化规模扩大对综合电价的影响比较有限。意味着国务院如果继续推向降电价政策，相关政策对火电企业综合电价影响较小。电力供给侧寡头垄断，电企议价能力增强。截至到 2018 年底，五大

30、发电集团装机容量占全国装机容量的 44，发电量占比 48 ，发电侧的竞争格局已定，寡头垄断的行业格局明显。但相较发电侧而言，用电侧包含大工业、一般工商业、农业、居民等用户，下游用电侧较为分散。在电力市场化逐步推进的过程中，电力的商品属性将逐步还原，尤其是中小用户进入市场后，我们认为电力行业寡头垄断的格局将有望增强电企的议价能力。图 22：五大发电集团装机容量占比图 23：五大发电集团发电量占比资料来源：大唐债券评级报告、 资料来源：大唐债券评级报告、 煤电市场电折价持续缩窄。2016-2019 年全国市场电从 1.0 万亿千瓦时增加到 2.8 万亿千瓦时；市场电在全社会用电量中占比逐步提升，从

31、 17提升至 39 。但是，从大型发电集团各类电源市场交易平均电价情况看，全国大型发电集团煤电市场交易平均价逐步回升。 2019Q1，大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3406 元/千瓦时，较去年同期提高0.0099元/千瓦时；自 2017 年 4 季度以来，煤电市场交易平均电价已连续六个季度保持上涨。图 24：市场化电量占比图 25：发电集团煤电市场化电价（元/千瓦时）资料来源：中电联、 资料来源：中电联、 2020 年年度长协电价降幅有限，全年盈利有望继续改善。广东、安徽和江苏 2020 年年度长协电量分别为 2117、985 和 2421 亿千瓦时，度电折价分为别 0.04711、0

32、.03789 和 0.02544元/千瓦时；三省 2020 年新增让利 46.13、8.85 和 10.50 亿元，对应到每度电将新增让利 0.0138、0.0034 和 0.0024 元/千瓦时，经过我们测算，若想使煤炭成本完全对冲电价部分的新增让利，则三个省的电厂采购的 5500K 的煤价需下降 32.49、7.91 和 5.58 元/吨。目前秦皇岛煤炭价格降幅已同比达 100 元/吨，完全能够对冲电价下降，预计火电行业今年盈利将继续提升。表 2：电价年度长协签订情况年度长协电度电折价让利总额新增让利本省 2019 年火度电新增让利对应 5500K 煤量（亿度）（元/度）（亿）（亿）电发电

33、量（亿度）（元/千瓦时）价降幅（元/吨）2019 年1189.010.0450953.61广东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 年江苏2020 年2341.12420.70.021820.0254451.0810.5044390.00245.5861.58资料来源：各省电力交易中心、 区域市场分化，个别区域有望获得超额利润未来区域电力市场的供需格局将决定了电企能否获得超额利润，这其中有两方面的

34、因素，一方面，电力供需偏紧区域的发电机组将有更高的利用小时数，虽然有气温等干扰因素的影响，但从 2019 年和 2018 年各地火电机组利用小时数变化可以大致判断各地方供需关系的发展方向，2019 年火电机组利用小时同比增长较多的是广西、四川、新疆、湖北、云南、贵州、吉林和内蒙古等。图 26：2019 年和 2018 年各省火电机组利用小时数的变化 1（小时）9007506004503001500 资料来源：Wind、 2019 年利用小时数下滑的省份多数分布在东部地区，比如广东、山东、江苏、浙江和河北等地收到外来电影响较大，导致利用小时水平下滑，但以河北、安徽和江西等地的利用小时数绝对值仍然

35、高于 5000 小时，未来需求的持续增长是能够消化外来电的冲击，是值得关注的区域。图 27：2019 年和 2018 年各省火电机组利用小时数的变化 2（小时）西藏北京陕西湖南江西浙江辽宁安徽福建河北江苏宁夏山东上海广东河南天津青海0-100-200-300-400-500-600资料来源：Wind、 另一方面，电力供需偏紧区域的上网电价具备提价的可能性。以云南为例，供给端，2020年初小湾、糯扎渡水库蓄能同比大幅降低 125 亿千瓦时，且在 2020 年春节前开启火电机组增发电量较多，火电存煤仅剩 100 万吨左右；需求方面，预计 2020 年省内水电硅铝项目用电规模将进一步扩大。根据昆明电

36、力交易中心的预测，2020 年枯期将会面临供需偏紧的局面。供需偏紧使得云南 2020 年市场化交易电价同比上涨，从今年的交易数据来看，2020 年前三个月市场化交易电价分别为 0.240、0.241 和 0.239 元/千瓦时，同比提高 6.67 、8.56和 5.29 。图 28：云南月度交易电价情况（元/千瓦时）资料来源：昆明电力交易中心、 综上所述，我们判断区域电力市场的供需结构是发电企业获得行业超额收益的关键，电力供需偏紧有望提高发电公司的盈利上限。维护市值诉求增强，分红派息政策或将更友好复盘美股，美国的电力公司股价能够获得超额收益。我们选取美国电力（AEP）和南方电力（SO）这两家在

37、美国具有代表性的电力公司作为样本，自 2010 年 1 月 1 日为起始日，2020 年 4 月 8 日为终止日，美国电力（AEP）、南方电力（SO）和标普 500 指数的涨幅分别为 262 、189 和 156 。美国电力（AEP）大幅跑赢指数，南方电力（SO）相对指数也能获得 33 的超额收益。图 29：美国电力和南方电力收益率情况资料来源：Wind、 公司业绩并未出现大幅增长，且业绩波动性明显。从两家公司历史 EPS 看，两家公司的业绩并未出现大幅增长的情况，2018 年美国电力和南方电力的 EPS 为 3.9 和 2.18 美金，分别较 2009 年增长了 32 和 5.3 ；且历史上

38、两家公司也曾出现过业绩剧烈波动的情况，美国电力 2016 年 EPS 一度下滑 70 。图 30：美国电力和南方电力 EPS（元，USD）4.543.532.521.510.502009201020112012201320142015201620172018美国电力（AEP）南方电力（SO）资料来源：Wind、 两家公司市净率水平持续抬升。虽然公司业绩未能实现大幅增长，但两家公司市净率水平却持续提升，其中美国电力的 PB 由 2009 年底的 1.27 倍提高至 2019 年底的 2.36 倍，提高了 86.4 ；而南方电力近年 PB 却提升相对较少，2019 年底南方电力 PB 为 2.43

39、 倍，较 2009年底提高了 32 。图 31：美国电力和南方电力市净率资料来源：Wind、 分红派息稳定提升+无风险利率下行是抬高估值的主要原因。2019 年美国电力和南方电力的分红分别 2.74 和 2.48 美元，过去十年复合增速为 5.87 和 3.95 ，每年实现稳定增长，且美国电力的复合增速要高于南方电力。过去十年，美国十年期国债收益率由 3.85 大幅降至 1.92 ，两家公司股息率同无风险收益率曲线体现出较强的相关性，出现了比较明显的下降，意味着公司在分红持续提高的基础上，公司的估值在稳定抬升。图 32：美国电力和南方电力分红情况（元，USD）图 33：美国电力和南方电力股息率

40、情况资料来源：Wind、 资料来源：Wind、 现金流稳定，上市公司具备提升分红的能力。虽然历史上火电公司业绩波动较大，但经营性现金流水平相对来说波动较小，华能国际2015 年经营性现金流净额达历史最高的 423.63亿元，2019 年经营性现金流净额也有 373 亿，较高峰仅下降 11.89 。图 34：华能国际和华电国际经营现金流净额（亿元）资料来源：公司公告、 另外，上市公司归母净利润占经营现金流净额的比重较小，如华能国际、华电国际和国电电力等公司归母净利润占经营现金流净额尚不到 10 ，公司提高分红比例均是以当年的可分配利润为基数，提高分红比例对公司整体的现金流影响较小，上市公司具备提

41、升分红的能力。表 3：上市公司归母净利润/经营现金流净额证券代码证券简称201620172018600011.SH华能国际27.976.144.98600027.SH华电国际15.113.369.52600795.SH国电电力20.1911.245.91601991.SH大唐发电-12.839.446.39600023.SH浙能电力47.0243.4059.57000539.SZ粤电力 A10.7620.227.91000543.SZ皖能电力45.8113.3540.68000600.SZ建投能源50.7113.3916.83600098.SH广州发展27.0328.7741.62600578

42、.SH京能电力51.1330.9036.32600642.SH申能股份69.1971.3765.97600863.SH内蒙华电15.5315.4723.83资料来源：公司公告、 板块破净，权益融资受限，A 股电力公司维护市值诉求增强。目前申万火电整体 PB 低于 1，主要火电公司华电国际、华能国际、浙能电力等均处于破净状态，火电公司权益融资的功能受到限制。近两年，行业内的上市公司出台增持、回购和提升分红等措施的情况在陆续增加，目前为止已有江苏国信、广州发展、赣能股份、京能电力等上市公司提出增持和回购等相关措施；提升分红方面，内蒙华电承诺三年分红不低于可分配利润的 70 ，华电国际 2019 年

43、度分红率提高至 50 。上市公司维护公司市值的诉求在持续增强，未来有望使得板块估值得到修复。表 4：上市公司回购、增持情况梳理时间公司回购增持情况2018 年 6 月-2019 年 3 月江苏国信控股股东国信集团累计增持 0.24 亿股，占总股本 0.63控股股东一致行动人国家电投集团财务公司累计增持 351.5 万股，占总2018 年 11 月-2019 年 10 月广州发展股本 0.1292018 年 12 月-2019 年 5 月赣能股份控股股东江投集团累计增持 964.6 万股，占总股本 0.99控股股东一致行动人国家电投集团财务公司累计增持 361.6 万股，占总2019 年 1 月

44、-7 月上海电力2019 年 2 月-2020 年 3 月内蒙华电股本 0.138控股股东及其一致行动人华能结构调整基金累计增持 1.85 亿股，占总股本 3.1882019 年 7 月皖能电力控股股东能源集团公司增持 224.4 万股，占总股本 0.102019 年 7 月-2020 年 3 月广州发展累计回购 0.64 股，占总股本 2.342020 年 3 月 5 日披露北京京能电力股份有限公司关于以集中竞价交2020 年 3 月京能电力资料来源：各公司公告、 易方式回购公司股份方案的公告，截止 2020 年 3 月 31 日，公司尚未实施股份回购表 5：主要电力公司分红率序号证券代码证

45、券简称2019 年2018 年2017 年1600011.SH华能国际125.65109.1084.772600023.SH浙能电力-60.6653.343600795.SH国电电力-57.4070.714600027.SH华电国际50.3438.4041.275601991.SH大唐发电112.78149.8997.306600642.SH申能股份-49.8652.397000027.SZ深圳能源-28.7042.338600021.SH上海电力35.3331.1951.939600578.SH京能电力-60.5375.7910000539.SZ粤电力 A-66.3956.52资料来源：Wi

46、nd、 投资建议：火电估值修复可期火电行业估值修复可期，观点如下：1、电价让利空间有限，悲观情绪有望解除。火电行业亏损面仍然较大，2017 年和 2018 年行业亏损面分别达 60和 50左右，国家能源集团 2019 年 Q1 亏损面接近 30。而火电企业市场化占比超 50，由于居民用电、重要公用事业和公益性服务等行业不参与市场化交易，我们判断火电企业的市场化上限在 70左右，因此未来市场化规模扩大对综合电价的影响比较有限。意味着国务院如果继续推向降电价政策，相关政策对火电企业综合电价影响较小。从商业模式上讲，发电行业属于寡头垄断行业，截至到 2018 年底，五大发电集团装机容量占全国装机容量

47、的 44，寡头垄断的行业格局明显。但下游用电侧较为分散，在电力市场化逐步推进的过程中，电力的商品属性将逐步还原，电企的议价能力有望提升。可验证的是，目前煤电市场电折价已经持续缩窄，自 2017 年 4 季度以来，煤电市场交易平均电价已连续六个季度保持上涨。2020 年年度长协电价降幅有限，广东、安徽和江苏 2020 年年度长协新增让利 46.13、8.85和 10.50 亿元，对应到每度电将新增让利 0.0138、0.0034 和 0.0024 元/千瓦时，经测算，若想使煤炭成本完全对冲电价部分的新增让利，则三个省的电厂采购的 5500K 的煤价需下降 32.49、7.91 和 5.58 元/吨。目前秦皇岛煤炭价格降幅已同比达 100 元/吨，完全能够对冲电价下降，预计火电行业今年盈利将继续提升。2、全球疫情持续发酵，全年煤价跌幅或超预期动力煤现货价格持续下降，截至 4 月 8 日，秦皇岛现货动力煤平仓价（Q5500）降至 503元/吨，同比去年同期降低 121 元/吨，降幅达 19.4，价格创 17 年以来的新低。当前时点来看，全球疫情拐点尚不明晰，较弱的全球煤炭需求短期内难以扭转，截至 4 月3 日，广州港进口动力煤（Q5500）到岸价