解读 | 火电板块盈利未来长期预测分析：低谷接近结束 即将迎来景气周期

火电估值创十年历史新低。2019年初至今，受2020年电价大幅下降的市场预期影响，火电板块在前三季度归母净利326.3亿元，同比增长44.4%的情况下大幅跑输大盘。截至2019年11月15日，火电板块PB为0.89倍，创造了估值的十年历史新低。

2020年火电板块盈利持续增长。火电企业盈利取决于上网电价、煤价、利用小时数。其中上网电价和利用小时数决定火电企业的营业收入，煤价决定火电企业的营业成本。我们预计2020年火电板块盈利三要素：综合平均电价下降1%，煤价下跌50元/吨，利用小时数增加66小时。

电价假设：2020年三类电价总量约5万亿千瓦时，综合电价平均下降1%；其中，大工业用户合约占比50%，约2.5万亿千瓦时，电价与上年相同，折价率7.6%，约2.6分钱（2017Q3-2019Q3期间折价率不断下降）；2020年新增一般工商业用户合约占比10%，约5000亿千瓦时（考虑到前四年大用户年均转化率10%，理论电量1.5万亿，占比30%），电价折价率10%（实际不可能超过大用户折价率）；政府定价电量占比40%，约2万亿千瓦时，执行基准价（标杆电价）。

利用小时数假设：我们预计2020年全社会用电量增速5%，全国发电装机容量增速5.4%。新增火电装机33兆千瓦，火电利用小时数增加66小时。

煤价：动力煤于2019年进入新一轮供给宽松阶段，预计2020年年均电煤价格下跌50元/吨水平。

敏感性分析：煤价每降10元，可基本抵消电价每下降1%带来的影响。煤价下降幅度远超电价下降幅度，加上利用小时数增加，盈利增长高确定性。

中长期看，火电板块盈利逐步向8%-10%的区间回归。中长期看，火电板块最大影响因素之一的煤价已于2019年进入四年一轮的下行周期，带来火电企业的经营情况确定性改善；自2015年以来由于电力市场化的扩大带来火电企业的电价下降，即将因为经营性行业全面进入市场而终止；现货市场还原电力的商品属性，火电企业也有望通过市场定价获得合理回报，改变历史上由于政府定价带来的周期性特征。2020年，作为现货市场的开元年，叠加确定性的煤价下行，推动企业盈利逐渐向ROE 8%-10%的合理盈利区间回归，开启火电行业公共事业属性回归的美好时代。

报告正文：

降价不确定性导致火电板块在盈利上升期估值却被杀跌。2019年10月，国家发改委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（以下简称指导意见）。火电板块前三季度归母净利326.3亿元，同比增长4.4%，然而板块PB估值却在盈利大幅向好的时候受降价忧虑影响跌到十年来历史新低的0.89倍。

历史表明被错杀的估值会随着盈利上升而恢复。2013年火电板块在ROE从5.5%上升至12.9%时，却因市场担心煤价下跌引发电联动电价下调，导致估值下挫。2014年，确定电价不降后，尽管ROE微幅下降，PB却大幅上升至2.1倍。

本篇报告中，我们将梳理当前市场最关心的诸多问题，从市场供需、政策制定的本源出发，探究火电运营三要素明年的发展趋势，辨明行业发展方向。

一问：出台“基准价+上下浮动”电价政策的目的为哪般？

答：指导意见的最开始已经指明“为加快推进电力价格市场化改革，有序放开竞争性环节电力价格，提升电力市场化交易程度。”

当前电力市场化程度亟待出台措施提升。我们在上一篇行业深度报告中提到，政府的目标是2020年100%放开工商业用电，即全部用电量的66.1%，约45000亿千瓦时。实际上自2015年开始第二轮改革，市场化交易电量（以发用电用户双边交易为主）从2015年的7962亿千瓦时增加到2018年的20654千瓦时，市场化占全社会用电量的比重从14.3%扩大至30.2%。当前市场化交易电量距离目标尚有约25000亿千瓦时电量，这是几乎无法完成的。电价政策加上之前的发用电计划放开政策，使得我国初步具备了工商业用电市场化的政策基础。

二问：2020年只许下浮不许上浮是否为了降电价？

答：当然不是，本轮基准价不调，表明政府考虑到了火电企业的亏损。2020年不许涨价的原因只为保住前两年一般工商业用户降价的胜利果实。

本轮基准价不下调表明政府考虑了火电企业前两年的亏损。上一轮煤价顶峰在2011年，政府直到2015年煤价下降了超50%的2015年7月才降了约3分/千瓦时（降幅约10%）。本轮火电板块自2017年开始亏损，本轮基准价（原煤电标杆）不下调，实际说明政府考虑到火电企业前两年为经济承担的煤炭上涨，欠火电企业的总是要还的。

2020年不允许涨价原因有二：一是下一轮进场的用户都属于一般工商业用户，前两轮2018和2019年一般工商业用户电价下降部分主要由电网和增值税贡献，煤电行业没有做出贡献，自然也不能得利；二是鼓励对入市持观望态度的小用户进场。

三问：适用“基准价+上下浮动”电价政策的电量有多少？

答：“基准价+上下浮动”电价主要为2020年后新入场的一般工商业用户定制，合计用电量约10%-30%之间，即5000亿千瓦时-1.5万亿千瓦时。

煤电最大市场化占比理论值为80%。改革举措第三条指出“燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行”的电量部分，这部分电量主要为优先发电，包括“为满足调峰调频和电网安全需要，调峰调频电量优先发电；为保障供热需要，非统调燃煤热电联产机组实行‘以热定电’电量优先发电；超低排放的燃煤机组奖励电量优先发电”。预计上述优先供电量在20%左右，则符合市场化条件的煤电发电量比重约为80%，即理论煤电最大市场化比重为80%。

约50%的电量执行现有市场化规定。改革举措第四条指明“燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按现行市场化规则执行。”

具备入市条件的燃煤发电量执行“基准+上下浮动”规则。“现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，具备市场交易条件的，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价（含挂牌交易）等市场化方式在‘基准价+上下浮动’范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。”据此，“基准价+上下浮动”的电量最大为30%（理论市场化电率80% - 已市场化电率50%）。

必须指出的是，上述电量是由双方签订协议确定。我们认为今年至多实现前几年的年均市场化率，约占煤电电量的10%：一是大多数中小企业客户对电价不敏感，在不清楚市场化的结果时，会抱有观望态度；二是市场化对发电商和电网都会带来降价可能，二者都不会积极推动市场化。

综上所述，执行“基准价+上下浮动”电价的煤电发电量约在10%-30%区间，即5000亿千瓦时-1.5万亿千瓦时。

四问：各省“基准价+上下浮动”电价何时出台？

答：“基准价+上下浮动”电价是由用户与企业签订的价格，大约在明年一月基本落定。

各省政府目前正在加紧出台“基准价+上下浮动”的指导方案与细则，具体价格还需电厂和用户谈判。由于政府政策出台较晚，或多或少会影响发电商与新用户洽谈的节奏，我们预计明年1月份，“基准价+上下浮动”的价格变化会逐渐明朗。

五问：能否预判“基准价+上下浮动”电价？

答：我们认为当前全国煤电市场化电价平均折价率7.6%是“基准价+上下浮动”电价的底，新进场的用户不可能获得比现有用户更低的电价。

在当前各省政府的“基准价+上下浮动”细则未出台、企业无法签订合约的情况下，最合理的方法是判断更省煤电市场化的空间，当前煤电折价区间，由于缺乏分省数据，我们从全国层面做一个基本面判断。

市场化率越高，市场电价折价率越低。市场化范围越大，新进入市场的用户年用电量越低（电压等级越低），应当承担的电价越高，议价能力也越小。因此，随着市场化比例继续提高，加权平均市场化电价会更高，这也是为何我们看到市场化电价在煤价同比不增的情况下依然增加的原因。

六问：2020年电厂综合电价水平如何？

解读：我们预计2020年电厂综合电价降幅小于5厘。

我们详细拆解2020年存在的三种电价与电量的可能性：

1. 原有市场化电价或维持不变。以广州为例，今年广州港到港煤价下降约15%，但广州电力交易市场的价格并未降低。当然，不排除因为经济下行严重导致的电价下降。

2. “基准+上下浮动”或拉低综合电价1%。悲观假设“基准+上下浮动”电价降幅在10%左右。一方面，实际上小用户不可能拿到比大用户更低的电价；另一方面，若电价与煤价挂钩，电价下降10%，则煤价至少下降15%（因为煤炭成本仅占全部成本的70%左右）。10%的用电量乘10%的降价，则“基准+上下浮动”电价政策对综合电价的影响在1%左右。

3. 执行基准价的煤电或因税后价格上涨而上涨。2019年4月，增值税在由16%下调至13%，除浙江省外，其他省份均未下调电价，以此补偿了煤电行业之前承担的损失。由于增值税下调到16%在2018年5月开始执行，因此2020年上半年执行基准价部分或上涨。

综上所述，我们认为明年新增市场化电量会导致火电综合电价降幅约1%左右，具体降多少要看各省新增市场化用电量比例。以2019年为例，华能国际、华电国际综合电价下降分别为4厘、2厘。