电力能源行业深度报告之三：火电行业研究框架，周期依旧在，尚待格局改-20200828-英大证券-30页_1mb

火电行业研究框架总结

核心内容

本报告围绕2020年火电行业的研究框架展开，分析了电力供需变化、煤价对盈利的影响、电价市场化改革及火电行业估值体系的变化。核心观点包括：火电行业具有周期性，但未来有望向公用事业属性转变；煤价是火电盈利的核心决定因素；电价市场化改革推动了火电行业研究范式的重塑；行业供给过剩和清洁能源替代是当前的主要隐忧；火电企业估值处于历史低位，未来有望切换至公用事业估值模型。

主要观点

1. 电力供需变化重回研究重点

• 电价市场化后，供需平衡成为影响电力价格和发电量的关键因素。
• 电力回归商品属性，供、需曲线决定价格和量，边际成本和需求的变动成为核心影响因素。
• 需求曲线相对陡峭，火电价格弹性较大，行业三要素模型将重新归位。

2. 现实的隐忧：供给过剩和清洁能源替代

• 火电年利用小时数下降至约4300小时，较早期下降30%左右，产能利用率严重不足。
• 清洁能源（水、核、风、光）的装机量和发电量持续增长，对火电形成挤出效应。
• 由于供给过剩，市场化电力交易对电价有一定的压制作用。

3. 火电行业将边际改善

• 煤价下行将正面影响火电盈利，煤炭价格周期仍对火电盈利造成逆周期波动。
• 政策将边际友好，国家未直接下调火电基准电价，有助于缓解企业压力。
• 煤电区域资源整合将改善供给格局，有助于淘汰落后产能，提升产能利用率。
• 行业市净率处于历史低位，估值有吸引力。

4. 长期看估值切换

• 火电行业具有公用事业属性，历史平均ROE约为9%，与公用事业相近。
• 若行业周期性减弱且增加分红比例，估值模型将向公用事业切换。
• 海外市场化火电企业（如美国电力、南方电力）盈利更稳定，市净率较高。

关键信息

1. 电价机制改革

• 2019年10月，国家发改委取消了煤电标杆上网电价机制，改为“基准价上下浮动”的市场化机制。
• 浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%，对现货交易无限制。
• 政策推动电力市场化交易，2019年全国电力市场交易电量占全社会用电量的39%，2020年目标提升至66%。

2. 煤价对盈利的影响

• 煤价占火电成本的60%-70%，对盈利影响显著。
• 煤价波动与火电ROE呈负相关，尤其在2008-2019年间，煤价变动对火电盈利影响远大于利用小时数。
• 2020年上半年，煤价下跌带动火电盈利大幅回升，部分企业净利润增长超过200%。

3. 火电行业供给过剩

• 2012年起，全国电源设备容量增速持续高于用电量增速，导致火电产能过剩。
• 非火电源（清洁能源）持续挤占发电份额，火电占比降至67%左右。
• 区域整合有助于优化供给结构，提升行业盈利能力。

4. 估值体系变化

• 火电行业市净率处于历史低位，约为0.8-0.9倍，远低于公用事业行业。
• 未来若行业周期性减弱，且提高分红比例，估值体系有望向公用事业切换。
• 估值切换的前提是盈利周期性减弱和分红潜力增加。

风险提示

• 市场化交易电价下降超预期。
• 煤炭价格超预期上涨。
• 政策调整风险。

结论

火电行业在电价市场化改革后，研究框架和盈利模式发生了显著变化。虽然短期内面临供给过剩和清洁能源替代的挑战，但煤价下行、政策边际友好及区域资源整合将推动行业边际改善。长期来看，随着行业周期性减弱和分红潜力提升，火电行业估值体系有望向公用事业切换，迎来新的发展机遇。