公用事业行业当前时点我们如何看火电V：市场电，从哪里来，又去向何方-20190303-华泰证券-32页_1mb

电力市场化改革分析总结

核心内容

本报告分析了我国电力市场化改革的进程及影响，重点围绕火电行业的市场化交易比例、电价定价机制、盈利稳定性以及与国际经验的对比展开。报告指出，随着电力市场化改革的推进，火电行业正逐步向“公用事业”属性回归，未来盈利稳定性有望提升，估值空间也有望扩大。

主要观点

1. 电力市场化改革加速：自2015年新一轮电改以来，市场化电量占比迅速提升，预计到2020年将超过70%。
2. 电价定价机制：当前电价形成机制仍以“基准电价+浮动机制”为核心，未来有望成为主流定价机制。
3. 市场电比例提升：市场电比例与外输电比例、二产占比、输配电价等因素密切相关，具有显著正相关性。
4. 区域电价差异：不同地区因电力供需、成本结构、用户结构等因素存在电价下行压力差异，广东、河南、江苏、湖北、上海压力较大，而安徽、山西、湖南、吉林压力较小。
5. 盈利稳定性改善：随着市场化交易的推进，火电企业盈利有望得到改善，ROE恢复至8%-10%时，PB估值提升空间显著。
6. 商业模式变化：我国火电行业当前仍为“管制收入+市场化成本”的模式，市场化改革将推动商业模式的根本性改变。

关键信息

电力市场化进程

• 我国电力市场化改革分为三个阶段：1980年代电力投资开放、2002年厂网分开、2015年新一轮电改。
• 2018年全国市场化电量占比达28.3%，预计到2020年将全面放开商业用电，市场电占比将超过70%。
• 主要省份如云南、蒙西、江苏市场电比例较高，其中云南市场电比例全国最高。

市场电定价因素

• 供需格局：电力供需偏紧推动电价上行，偏松则推动电价下行。
• 发电成本：煤价等成本波动对电价影响不显著，但仍是影响电价的重要因素。
• 客户结构：二产占比高的地区更易实现市场化交易，电价更稳定。
• 输配电价：输配电价是市场化电价的重要组成部分，其核定对电价有直接影响。

区域电价下行风险分析

• 广东、河南、江苏、湖北、上海火电综合电价存在下行压力，而安徽、山西、湖南、吉林压力较小。
• 火电盈利状况、点火价差、电煤价格敏感性等是影响电价下行压力的关键指标。

火电行业未来趋势

• 电力市场化改革将提升火电行业盈利稳定性，未来有望回归“公用事业”属性。
• 对标美国火电龙头，我国火电企业ROE提升至8%-10%时，PB估值提升空间较大。

国际经验借鉴

• 美国：电力市场成熟，电价形成机制以市场化为主，ROE与PB呈正相关。
• 英国：电力市场化改革起步早，形成独立的电力交易中心，推动市场化交易。
• 北欧：电力交易市场成熟，电力零售市场开放，形成跨国交易体系。

重点省份分析

• 广东：市场电发展先锋，市场化交易电量占比达25%，电价趋于理性。
• 蒙西：电力市场化程度高，受益于独立电网和政策支持，市场电比例持续攀升。
• 云南：市场电占比领跑全国，电力市场化交易电价折价最低，电价波动小。

风险提示

1. 煤价下降不及预期：煤价若未能有效下降，将对火电企业盈利造成压力。
2. 利用小时/电价下降：火电企业盈利受利用小时和电价波动影响较大，存在下行风险。

结论

电力市场化改革是我国电力行业发展的必然趋势，火电企业通过市场化交易有望提升盈利稳定性，未来估值空间较大。广东、河南、江苏、湖北、上海等地区需关注电价下行压力，而安徽、山西、湖南、吉林等地则相对稳定。随着市场化机制的完善，火电行业将逐步向“公用事业”属性靠拢。