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1、引言：火电板块如何复制美股电力股走势？1.煤价中枢回落火电盈利改善101.1产能逐步释放煤价中枢持续下行1012火电2019年盈利有所修复2020年业绩弹性依然突出 112.电力市场化步入深水区火电让利趋缓 12电价让利压力从发电侧转向电网侧1222电价新政去周期化有助于稳定盈利能力143.最艰难的时候已经过去资产减值风险下降3.最艰难的时候已经过去资产减值风险下降173.1 落实处僵治困安排火电央企频频计提大额减值17综合火电三要素趋势火电未来减值风险预计相对可控184.资本支出下降自由现金流拐点已现股息回报可期215.短中期逻辑共振火电行业有望迎来戴维斯双击 23表1 ：火电板块2019年
2、及2020Q1业绩表现（单位：亿元）20182019同比2019Q12020Q1同比收入817584973.93%21211860-12.31%归母净利润20128743.11%11777-34.38%ROE3.82%5.13%1.84%1.05%号蟀13.00%15.40%16.46%17.43%净利率2.45%3.38%5.53%4.14%资料来源：公司公告，研究预期2020年煤价进一步下行，在保持电量不变假设下有关火电标的煤价弹性依然可 观。如前文所述，我们预期2020年全年现货均价为530元/吨，较上年同比减少57元/ 吨，降幅达9.7%。火电公司业绩仍然有较大的改善空间。假设各公司发
3、电量保持与2019 年一致，我们测算出不同火电上市公司的业绩弹性，结果见下表。表2 :不同基准情形下主要火电公司业绩同比变动幅度资料来源：公司公告，研究港口煤价情况（元/吨）华能国际华电国际皖能电力建投能源内蒙华电华润电力500214%63%70%75%33%32%530140%35%48%40%20%23%2.电力市场化步入深水区火电让利趋缓2.1 电价让利压力从发电侧转向电网侧近年来通过扩大市场电交易，发电企业持续让利。在国家提出三区一降一补，即 去产能、去库存、去杠杆、降本钱、补短板等五大任务后，2018、2019年两会均提出降 低制造业用电本钱、一般工商业平均电价降10%的任务目标。其
4、中，2018年要求通过 降低电网环节收费和输配电价，一般工商业电价平均降低10%。2019年要求深化电 力市场化改革清理电价附加收费降低制造业用电本钱，一般工商业平均电价再降低10%。2020年政府工作报告分别提出“降低工商业电价5%政策延长至年底。从表1中 可以看出，近三年来，终端用电价格先后降10%、10%和5%的主要措施分别来自于降低 电网环节收费和深化电力市场化改革。今年上半年的降电价任务全部由电网公司承当，由 此判断降电价任务逐渐由发电企业向电网企业转移。表3:近3年降电价措施及目标完成情况降电价目标降电价措施降低用电本钱规模（亿元）2018年一般工商业电价平均降低10%降低电网环节
5、收费和输配电2019 年一般工商业电价再降低10%1、深化电力市场化改革8462月1日至6月30日止，高耗能行业之外的2020年2月 一般工商业及其他电价、大工业电价的电力用 户电费，统一按原到户电价水平的95%结算2020年5月 降低工商业电价5% ,政策延长到今年年底2、清理电价附加收费电网企业承当，不向上游传 导，不向代收政府性基金分摊L提高电力交易市场化程度 2、以电能替代和综合能源服 务为重点，推进客户能效服务国网公司489亿元,南网公司106亿元国网全年向下游减免电费926亿元南网全年降低用电本钱约200亿元资料来源：政府工作报告，电网公司官网，研究2019年国网和南网运营区域的发
6、电企业通过市场化向下游企业让利规模分别为469亿、306亿元。通过国网和南网公司的公告可了解到为完成下半年继续降5%电价的任务， 分别尚需让利437亿和94亿元。由于2020年大局部省份已完成市场电交易规划，以及 年度长协市场电交易，市场电让利规模提升空间有限。从广东省、江苏省、安徽省等地的情况来看，年度长协市场电交易的占比已大幅提升至83%、77%、97.2%0我们判断发电 端市场电交易的让利规模大局部已由年度长协交易在年初锁定，全年可扩大的让利空间有 限。我们比照让利规模可判断，下半年继续再降5%的电价任务主要由电网企业承当。图13 :市场电让利及电网公司让利规模比照（单位：亿元）9008
7、0070060050040030020010002018A2019A2020EH12020EH2国网区域发电端市场电交易让利南网区域发电端市场电让利国网让利南网让利资料来源：北京电力交易中心，广州电力交易中心，电网公司官网，研究降电价任务转由电网公司主动承当，且不向上游发电端传导，展现出人民电为人民的服务意识。根据党中央、国务院决策部署，国家发改委于今年2月22日发出通知，要求阶段性降低企业用电本钱，阶段性降低非居民用气本钱，支持企业复工复产、共渡难关。 国家电网公司、南网公司表示坚决支持这一决策部署。国网公司于当天出台八项落实举措， 承诺在2月1日至6月30日期间，将减免非高耗能大工业企业电
8、费的5% ,减免非高耗能 一般工商业企业电费的5%,延长支持性两部制电价政策执行期限，减少客户电费支出 超过489亿元。南方电网在2月1日至6月30日期间，将减免非高耗能大工业企业电费 的5% ,减免非高耗能一般工商业企业电费的5% ,延长支持性两部制电价政策执行期限，对惠及的780万户电力客户减少电费支出超过106亿元。两家电网企业均表示阶段性 降低用电本钱政策涉及的所有减免电费，不向发电企业等上游企业传导，不向代收的 政府性基金分摊，展现出作为全资央企的服务意识。连续降终端用电本钱，我国工业电价与其他国家比照显著偏低。截至2019年，我国工 业电价、居民电价分别为0.635元/度和0.54
9、2元/度。与可获得数据的35个OECD国家 比照，我国工业和居民的平均销售电价位列倒数第三位，约为各国平均水平的60%。其中 工业电价位居倒数第九位，约为各国平均水平的71%。预计未来持续降电价的压力降大幅 减缓。图14 :我国工业电价与35个OECD国家工业电价比照（单位：元/度）2.0 L8681.51.00.50.0加拿大 墨西哥 卢森堡 s1中国 智利 日本澳大利亚 葡萄牙 斯洛伐克 德国 爰尔兰 英国 意盍 丹麦挪冰美 威岛国资料来源：国家电网公司，研究22电价新政”去周期化有助于稳定盈利能力火电市场电占比逐年提升，占比已超过50%。中电联数据显示,2017. 2018年火电 上网电
10、量市场化率分别为36.1%和42.8%0 2019年9月26日国务院常务会议决定，抓 住当前燃煤发电市场化交易电量已占月50%、电价明显低于标杆上网电价的时机，对尚未 实现市场化交易的燃煤发电电量，从2020年1月1日期，取消火电价格联动机制，将现 行标杆上网电价机制改为基准价+上下浮动的市场化机制。由此可判断2019年火电 企业市场电交易占比已超过50%。我们整理2019年火电龙头企业华能国际、华电国际市 场电占比发现，分别为56.4%和53.7%O表4:大火电企业市场电占比大幅提升华能国际华电国际粤电力A浙能电力2018 年43.48%43.60%49.84%25.81%2019 年56.
11、40%53.70%65.05%43.55%资料来源：公司公告，研究全面放开经营性用电计划，从用电端看市场化比例上限预计在60%左右。2019年国 家发改委发布关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知，研究推进全面放开经 营性发用电计划，提高电力交易市场化程度。2019年我国经营性用电中，第二产业占比 68.3%,第三产业占比为16.4% ,合计84.7%0 2019年12月浙江省发布关于电价调整 有关事项的通知，对于居民、农业和暂不具备市场交易条件的工商业用户用电对应的 统调燃煤机组上网电量，2020年暂按照各机组当月统调燃煤机组上网电量的40%确定，执 行基准价，并继续执行超低排放电价政策
12、。参考浙江省的政策，我们判断，由于局部工 商业用户用电量较小，不具备市场交易条件，可市场化交易的经营性用电占比约为60%。 从用电端映射发电端，我们判断火电企业市场化交易比例已接近上限。市场电结构中的年度长协占比提升，提升大火电企业议价能力，且平滑电价波动风险。中电联数据显示，今年Q1中长期电力直接交易电量合计为3178.1亿度，中长期占市场电 比例高达78.5% ,占全社会用电量的比例为20.2%。2019年底，广东省明确2020年市场 电交易规模为2600亿度，而年度市场交易总成交量就达2163.8亿度，占比高达83%。对 比2019年年度长协交易电量占市场电总交易量的比例提升约13个百分
13、点。我们认为，市 场电年度长协比例的提升有助于火电企业在判断煤价、供需形势的过程中，做出合理报价， 同时大火电企业因规模效应其议价能力显著提升。而月度竞价电量的权重大幅下降，月度 折价幅度的波动影响变小。图15 : 2019年广东省分月电力交易结构及均价图16 : 2020年广东省分月电力交易结构及均价200亿度150100500200亿度150100500厘/度 .20-25-30-35-40-45-5020015010050亿度厘/度-20-25-30-35-40-45-50年度交易电量年度平均价差月度竞价电量月度平均价差1月2月年度交易电量年度平均价差4月5月月度竞价电量月度平均价差资料
14、来源：广东电力交易中心，研究资料来源：广东电力交易中心，研究资料来源：广东电力交易中心，研究现货交易试点铺开，长协占比提升将是趋势。电力市场化交易中的年度长协占比高的 省份还有江苏、安徽等省份。同为用电大省的江苏省，2019年年度协商及挂牌交易电量在 全年市场化电量中的占比超过75% , 2020年到达77%。安徽省2018-2019年年度双边 十年度集中的长协交易电量占市场电比例分别为89.7%和97.2%。我们判断，2019年已 试点8个现货交易地区国家明确未来市场电交易机制是中长期+现货两者结合的模式。 随着现货市场带来诸多不确定性，长协交易有助于市场主体提前锁定价格，帮助规避风险。从今
15、年一季度火电企业披露的电价水平中可以看出，除税电价同比表现为上涨，间接 验证了我们对火电企业综合电价水平趋稳的判断。表5 : 2020年Q1火电企业上网电价除税后同比上升（单位：元/兆瓦时）资料来源：公司公告，研究含税电价含税电价增速除税电价除税电价增速华能国际422.350.1%373.762.8%华电国际412.13-1.2%364.721.4%大唐发电382.51-1.0%338.501.6%基准价+上下浮动以及市场化交易机制取代煤电联动机制后，改善电价调整对煤价 变化的滞后性，提高了火电盈利稳定性。从实际操作来看，2016年之前我国煤电联动整体 上得到了较好的执行，仅2010-2011
16、年略有滞后。但2016年后煤电联动未能顺利实施， 处于失效状态。火电企业受制于煤价上涨、市场电规模扩大降低电价的双重压力，盈利能 力大幅下降。我们认为，新的火电定价机制进一步完善了燃煤本钱的传导机制，有利于火 电企业盈利能力逐步回归并稳定在合理区间，使火电去周期化：1）新政文件中改革必要性一节原文阐述了新政的初衷，即现行燃煤发电标杆上 网电价机制已难以适应形势开展，突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业 本钱变化，不利于电力上下游产业协调可持续开展，不利于市场在电力资源配置中发挥决 定性作用，反之即为新政预期结果，即让电价更及时的反映本钱与供需。2）从政策文件描述中，我们可以判断浮动
17、电价主要用来反映短时间的煤价波动以 及供需格局变化，但是政策并没有明确基准电价的形成机制，从现有多方表述来看， 基准电价可能更多是原煤电联动政策的延续，根据一定煤价中枢下的合理利润率倒推。3 ）此次政策将电价细化方案制定权下放到各省级发改委，而不是以往国家层面一刀 切，有利于各省根据本省煤价及供需格局制定更为合理的方案。图17 :我国煤电联动历程资料来源：wind ,国家发改委，研究3.最艰难的时候已经过去资产减值风险下降落实“处僵治国安排火电央企频频计提大额减值国资委2016年启动央企处僵治困”工作，制定三年期处僵治困工作方案。国资委在2016年率先启动了 处僵治困工作，计划用三年时间完成2
18、041户僵尸企业 和特困企业的处僵治困工作。2016年12月,国务院印发中央企业处置僵尸 企业工作方案；2017年1月，国资委印发中央企业开展特困企业专项治理工作方案。截止2018年底，处僵治困的总体工作基本完成，超过了 1900户的僵尸企业和特困企业得到了有效处置和出清。纳入专项工作范围的企业全部完成了整治工作，比2015 年减亏了 2000多亿。电力央企过去几年盈利处于底部，处僵治困工作面临严峻挑战。自2016年以来, 煤价大幅上行、电价面临市场化改革压力，西北、西南、东北等区域电力供需局部压力利 用小时表现不佳。2018年全国范围内火电企业亏损面超过一半。盈利恶化叠加国资委处 僵治困工作
19、要求，各家电力央企纷纷加大对下属亏损企业、资不抵债企业的清理整治力 度，有的企业在采取一定措施后顺利完成扭亏，另外一局部企业那么只能采取破产清算等终 极手段。具体到上市公司层面，由于盈利恶化以及处僵治困工作的推动，2018年以来主要 火电公司开始加大对亏损以及资不抵债资产的清理整治力度，2019年资产及信用减值规模 大幅跃升。典型的国电电力2018年至今先后对宁夏英力特、国电宣威发电进行破产清算， 造成大量减值损失；大唐发电2019年拟转让氧化铝产线因此计提大额资产减值；华能国际 2019年对旗下的洛阳阳光电厂进行破产清算，对榆社电厂计提大额资产减值并拟对外处置 股权或申请破产，对无法复工的白
20、龙山煤矿一井资产进行报废处置。目前电力行业最困难的阶段已经过去，“处僵治困”任务接近完成，未来计提大额资 产减值风险已经较低。更进一步的分析参见3.2节。表6 :主要火电公司2014至今资产及信用减值损失情况（单位：亿元）资料来源：公司公告，研究2014201520162017201820192020Q1华润电力60.9443.7312.828.519.6222.84华电国际16.1516.8510.887.723.829.330.00华能国际21.2230.9012.0511.8811.8958.870.02国电电力4.576.104.9513.3335.1444.3242.47大唐发电32
21、.3729.330.275.246.4224.610.00注：华润电力单位为港元，其余为人民币32综合火电三要素趋势火电未来减值风险预计相对可控站在当前时点，综合煤电盈利三要素趋势，即煤价、电价、利用小时数趋势，我们判 工煤电减值高峰已过，未来减值风险预计相对可控。从煤价角度，我国煤电企业盈利能力有望迎来行业性整体改善。对于煤价，如上文分 析，目前我国煤炭供给侧改革已经由去产能逐步过渡到优质产能释放阶段相比2016-2018 年，2019年起我国煤价已正式进入下行通道，2020年初以来全国平均煤价已呈现加速下 跌态势。从区域格局来看，华中地区由于远离三西主产地且不沿海，成为煤炭供给侧 改革以来
22、全国范围内煤电企业受损最严重的地区，随着浩吉铁路的投产，我们判断华中地 区高煤价的至暗时刻已经过去，未来煤价降幅有望领跑全国。对于沿海省份，一方面三 西地区优质产能释放可提高下水煤平均热值，另一方面受全球供需影响，近期海外煤炭 价格降幅远大于国内，进口煤也将促进沿海电厂入炉煤价下行。从电价角度，我们认为我国煤电电价压力有限，与减值关联度也较小。如第二章所述， 站在当前时点，我们判断我国煤电未来电价下行压力有限，此处我们强调电价与减值关联 度较小。其一，煤价取决于煤炭供需关系，利用小时数取决于电力供需格局，而电价由政 府及发电企业决定。从政策制定初衷来看，电价应保障煤电企业的合理利润，电力市场化
23、 背景下，亏损煤电企业之间也存在抱团取暖意识，因此电价很难成为减值的驱动因素。 从过去几年来看，煤电减值往往源于利用小时数大幅下滑或高煤价冲击。其二，根据会计 规那么，减值测试的判断标准为净资产价值与未来可回收现金流的折现值孰高，从主要电力 公司的财务报表可以看出，电价相较煤价和利用小时数波动幅度小很多，电价对经营性现 金流量净额的影响远小于对净利润的影响。因此我们认为不必担忧因电价引起的减值风险。从利用小时数角度，我们测算未来几年全国煤电利用小时数整体稳定,南地区改善趋势明显，东部地区有下行压力但是基数较高，西北地区已开始整合，利用小时数也很难 构成减值要素。首先，从全国层面来看，我们以20
24、19年全国各电源类型装机容量、发电量、 利用小时数为基数，结合国家能源十三五规划、能源局相关会议精神以及当前机组在 建情况，在保障清洁能源优先消纳情况下，通过全国电力供需平衡倒推全国火电平均利用 小时数，我们测算未来几年全国火电平均利用小时数整体平稳，无大幅下行可能。表7: 2019-2025国内电源结构预测表指标20162017201820192020E2021E2022E2O23E2024E2025E总发电量（亿千瓦时）60248645296994073253747187994883437870339068894407同比增速7.1%8.4%4.7%2.0%7.0%4.4%4.3%4.2%
25、4.1%累计装机容量（亿千瓦）常规水电3.053.133.223.263.343.483.603.653.693.72核电0.340.360.450.490.540.550.590.630.670.71风电1.491.641.842.102.402.703.003.253.503.70太阳能发电0.761.301.752.052.442.843.243.664.114.61煤电9.469.8010.0610.4510.7511.0511.3511.6511.9512.25天然气发电0.700.760.830.901.001.101.201.301.401.50新增装机容量（亿千瓦）常规水电0.
26、080.070.100.040.080.140.120.050.040.03核电0.070.020.090.040.060.010.030.020.020.02风电0.190.150.210.260.300.300.300.250.250.20太阳能发电0.350.530.450.270.400.400.400.420.450.50煤电0.460.340.260.300.300.300.300.300.300.30利用小时数常规水电375337693879380038003800380038003800核电706071847394740074007400740074007400风电174520
27、952082210021002100210021002100太阳能发电112912121285125012501250125012501250火电421843614293417542864271427442924317资料来源：中电联，研究特高压跨省跨区输电带来东西部跷跷板效应，东部省份利用小时数存在下行压力，但是基数较高，难以到达减值程度。区域格局上看，受东部沿海省份能源双控以及特高 压投产带来的跨省跨区输电影响，东部省份利用小时数存在一定下行压力。但是我们强调， 一方面由于东部地区用电量规模较大，目前在建特高压输电容量造成冲击相对有限；另一 方面目前东部省份煤电利用小时数整体基数较高，外来
28、电造成的下行压力无法到达减值程 度，煤价下滑足以超额抵消利用小时数下滑带来的影响。以华能国际2019年分省煤电利用 小时数来看，未来受外来电潜在影响较大的沿海省份如山东、河北、浙江、江苏利用小时 基数均位居全国前列。广东煤电利用小时数过去几年受西南水电冲击较大，由于水电总规 模有限，目前未来潜在冲击仅剩乌东德电站，我们判断广东省煤电利用小时数下滑基本接 近尾声。图18 : 2019年全国各省火电利用小时数情况（h ）6000500040003000200010000内江新河盘溯宁海包山陕广江强旦辑浙运忝邂矍北宜广重亚上四青云西京西疆花薇北夏南东西西西苏建肃舟,宁津莆龙京标东庆南海川海南藏古江资
29、料来源：中电联，研究西南地区电力供需格局持续改善，过去几年大规模减值改善斐产负债表质量。如前文所述，由于十二五以来西南水电集中开发，云南、四川本地火电机组利用小时数大幅 下滑，西南地区也成为我国煤电机组减值的重灾区。从当前时点看，一方面大规模减值后 煤电企业资产负债表压力得到释放，另一方面我们判断西南地区电力供需格局已经出现反 转，未来供需格局将逐渐趋紧。对于供给端，由于水电总资源量有限，我国水电开发高峰 已过，对西南火电的冲击边际影响减小；对于需求端，近年来凭借低电价优势，我国西南 地区逐渐成为电解铝等高耗能产业转移目的地（另一个转移目的地为内蒙古），用电增速 位居全国前列。从中电联披露的2
30、020年1-4月分省累计用电增速来看，云南、广西、四 川等西南省份也是用电需求恢复速度最快的区域之一，供需格局持续改善。图19:云南、广西.四川近五年火电机组利用小时数情况（h ）500045004000350030002500200015001000500 020152016201720182019云南广西四川资料来源：中电联，研究西北地区受新能源抢装影响，火电利用小时数或仍存在压力，但是对上市公司影响极为有限。由于我国规定2019年之前核准的风电工程需要在2020年底前并网，2019年核 准工程需要在2021年并网，否那么无法获得补贴，因此最近两年我国风电迎来抢装潮，规模 主要集中在西北、
31、华北及东北，尤其以西北地区为甚，对当地火电利用小时数造成持续冲 击。此处我们强调三点：其一，西北五省煤电费产主要在集团体内，而非上市公司。其二，西北五省煤电资产整合持续推进。国资委近日下发中央企业煤电资源区域整合试点方案将甘肃、陕西（不含国家能源集团）、新疆、青海、宁夏5省纳入第一批中 央企业煤电资源区域整合试点，五大发电集团各牵头一省整合煤电资产，拟通过区域整 合优化资源配置、淘汰落后产能、减少同质化竞争、缓解经营困难，促进健康可持续开展， 有助于西北地区煤电资产质量持续改善。其三，西部大开发力度再上台阶，西北五省用电需求增速大幅上升。受产业结构升级缓慢影响，过去几年西北地区用电增速较为缓慢
32、，显著低于内蒙古以及西南省份。当前我 国西部大开发战略再上台阶，优惠政策频出，2020年1-4月西北五省中新疆、甘肃、青海 用电增速均上升至全国前列。目前西北地区在建新能源及火电机组多以特高压外送为主， 本省用电增速回升有望大幅改善当地火电机组利用小时数。东北地区仍有压力，华能国际、华电国际和华润电力在东北机组较少。从全国范围内 来看，我们判断未来仍有潜在减值压力的地区主要为东北，一方面近年东北经济转型不及 预期，用电增速处于较低水平；另一方面东北煤炭市场较为独立特殊，当地煤矿由于资源 枯竭，品质及产量均有所下滑，外来煤炭主要来自蒙东地区，与三西主产地煤价相对 独立，近年煤价整体呈上涨趋势。从
33、上市公司层面看，目前华能国际在东北有少量机组， 但是占比极低，华电国际和华润电力在东北没有机组，公司整体减值压力已充分释放。大 唐发电在东北机组占比相对较高，存在一定减值风险。4资本支出下降自由现金流拐点已现股息回报可火电行业拥有强劲经营现金流，经营现金流波动幅度远小于净利润。火电行业是典型的重资产行业，经营过程中折旧等非付现本钱占比拟高，企业实际的 现金流规模和稳定性要远远好于净利润的表现。我们以华能国际为例，2010-2016年公司 的折旧规模从100亿逐步增加到150亿左右，随着资产注入的完成2017-2019年折旧规 模基本保持在200亿左右的体量。巨大的非付现本钱使得华能国际的经营现
34、金流大幅高于 净利润，同时稳定性也远远好于净利润。近五年来，公司的净利润高点是2015年的176 亿，低点是2017年的21亿；经营净现金流高点是2015年的424亿，低点是2018年的 289亿。即使在盈利最困难的时刻，公司依然保持接近300亿的强劲的经营现金流。其它 火电公司的情况基本与华能国际类似。表8 :华能国际经营现金流远高于净利润（亿元）资料来源：公司公告，研究2010201120122013201420152016201720182019净利润36.8013.6468.52131.04133.64175.50107.8621.4724.0723.78经营净现金流180.67209
35、.49269.28402.39333.20423.63315.11291.97288.92373.24折旧101.75117.15109.13112.69117.25140.94145.47188.47195.40201.90资产减值准备0.293.658.7214.5621.2230.9012.0511.8811.4658.12长期保持高强度的资本支出严重拖累火电公司的现金流价值。火电公司强劲的经营现金流主要由三个去向，资本支出、还债和分红。如下表所示， 我们可以发现主要的火电公司均长期保持了大量的资本支出规模，这极大的减少了公司的 自由现金流水平（FCFF ）。对于火电公司而言，十二五期间
36、的资本支出主要是由于新建大 量的火电工程，十三五期间尽管火电新增规模有所放缓，但是各家依然保持了较高的火电 建设计划或者并购计划（主要是集团的资产注入），2019-2020年局部公司把握风电政策 窗口期加码新能源，也进一步增加了资本支出的规模。表目录全球利率下行高股息资产配置性价比突出1980-2002年美股电力龙头涨幅 2003-2020年初美股电力龙头涨幅典型火电公司扣非ROE情况 典型火电公司经营性现金流量净额（亿元） 煤电博弈导致火电公司盈利能力大幅波动 中美日人均年用电量比照（万千瓦时/人） 中美日人均年用电量增速比照10原煤产量及其增速图10图11图12图13图14图15图16图1
37、7图18图19图20煤炭行业固定投资完成额增速秦皇岛5500大卡动力末煤平仓价（元/吨）全国电煤价格指数（元/吨）市场电让利及电网公司让利规模比照（单位：亿元）我国工业电价与35个OECD国家工业电价比照（单位：元/度）2019年广东省分月电力交易结构及均价2020年广东省分月电力交易结构及均价我国煤电联动历程2019年全国各省火电利用小时数情况（h ）云南、广西、四川近五年火电机组利用小时数情况（h ）主要火电上市公司自由现金流变动趋势估算（单位：亿元）10101013141515161920221212表3:近3年降电价措施及目标完成情况12表1：火电板块2019年及2020Q1业绩表现（
38、单位：亿元） 表2 :不同基准情形下主要火电公司业绩同比变动幅度14表4 :大火电企业市场电占比大幅提升 表5 : 2020年Q1火电企业上网电价除税后同比上升（单位：元/兆瓦时）. .161717表6 :主要火电公司2014至今资产及信用减值损失情况（单位：亿元）表7: 2019-2025国内电源结构预测表表7: 2019-2025国内电源结构预测表18表9 :主要火电公司资本支出规模（亿元，购建固定资产等所支付的现金）2010201120122013201420152016201720182019华能国际207168177156204243203260207315华电国际135123153
39、162186144169141172151国电电力251231275257240207200150127121大唐发电228261326267204182164101156124华润电力168150107233245168163155169225资料来源：公司公告，研究注：华润电力单位为港元，其余为人民币电力行业进入下半场，资本支出规模有望减少；央企降低资产负债率考核有望告一段 落，有关企业分红能力与意愿有望得到加强。2020年是十三五收关年，十四五开局年。站在当前时点，火电行业角色和定 位正在悄然发生改变已经成为行业共识。随着未来电力需求增速的相对放缓，以及新能源 行业的蓬勃开展，火电装机增
40、速有望在中长期保持低位。局部火电公司过去几年由于参与 风电抢装，资本支出规模在短期大幅跃升，随着2021年后风电平价时代的来临，风电资本 支出规模会回归正常水平。我们预期火电行业正逐步从强现金流、强资本支出，转向强现 金流、弱资本支出的组合，现金奶牛属性不断凸显。考虑到影响公司自由现金流的因素较多，对不同公司自由现金流的计算可比性较差。我们首先定义某指标二（净利润+资产和信用减值）一 资本支出*30%。该指标的前半局部 可以很好的表征火电公司经营现金流的变动趋势，后半局部那么代表30%的工程资本金要求 下火电公司资本支出产生的股权现金流需求。该指标如果趋势向上那么代表公司股权自由现 金流趋于好
41、转。从下列图上可以发现，华润电力和华电国际2019-2020年股权自由现金流 已经逐步改善；华能国际由于2020年仍有大量的陆上及海上风电资本支出，股权自由现 金流进一步减少，随着2021年后风电抢装告一段落公司股权自由现金流也将迎来向上拐 点。图20 :主要火电上市公司自由现金流变动趋势估算（单位：亿元）604020(20)(40)(60)华润电力华电国际华能国际资料来源：公司公告，研究注：图中指标二（净利润+资产和信用减值）-资本支出*30%注：华润电力单位为港元，其余为人民币另外，过去几年由于国资委对央企的资产负债率提出严格的考核要求，以央企为主的 电力行业面临较大的去杠杆压力，相较于分
42、红，公司可能更愿意将现金流用于还债。国资 委对于2020年以后的央企降杠杆目前并未提出新的要求大局部电力企业近年来资产负债 率均有所下降，大局部电力公司目前均具备进一步提升分红比例的能力和意愿。表10 :主要火电公司分红率及股息率情况（华润电力单位为港元，其余为人民币）资料来源：wind,研究简称2020/5/26分红率EPSPE股息率1 VmtJ收盘价20162017201820192020E2020E2020E2020E600863.SH内蒙华电买入2.5940%34%71%73%70%0.2311.36.22%000543.SZ皖能电力买入3.8710%14%14%35%35%0.488
43、.14.34%00836.HK华润电力买入8.6855%91%40%40%40%1.964.49.03%600011.SH华能国际增持4.4050%85%109%126%70%0.3612.25.73%600795.SH国电电力增持1.8146%71%57%57%60%0.1611.35.30%600027.SH华电国际增持3.7740%41%38%50%50%0.49.45.31%600023.SH浙能电力增持3.5050%53%61%63%65%0.3210.95.94%601991.SH大唐发电中性2.090%97%150%113%60%0.1513.94.31%5.短中期逻辑共振火电行业有望迎来戴维斯双击2010年至今火电板块的股价一共有三次亮眼时刻，获得超额收益。1 ） 2012年：四万亿投资热潮效果开始消退，经济增速下行导致煤炭需求减弱， 新建煤炭产能开始集中释放，煤价2011年10月触顶后迅速回落推动火电盈利大幅改善。 股价上涨主要靠业绩驱动。2 ）2014年：宏观大环境表达为利率持续下行，煤价下降驱动火电盈利持续改善市盈 率回落至低位，资本支出规模阶段性下行自由现金流大幅改善，火电股股息价值凸显。股 价上涨依靠估值提升和高股息。3 ） 2018年：宏观大环境表达为宽货币