1、 1 / 30 英大证券研究所-研究报告 报告日期：报告日期：20202020年年8 8月月2 28 8日日 内部资料，严禁外传内部资料，严禁外传 报告概要：报告概要： 1、 电力供需变化重回研究重点电力供需变化重回研究重点。电价市场化之后供需平衡成为重要的价、量 决定因素。电回归商品属性，供、需曲线决定商品价、量，边际成本和边 际需求的变动成为行业核心影响因素。因为电力需求的刚性，电力的需求 曲线相对陡峭，利用小时数的变化弹性远不如煤炭价格；电价市场化之 后，陡峭的需求曲线决定了火电价格将弹性足够大。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现实的隐忧：供给过剩和

2、清洁能源替代。（1）目前国内火电年利用小时数 只有4300左右，与行业早期相比下降了30%左右，产能利用率严重不足， 产能过剩明显。（2）长期看，水、核、风、光等清洁能源的对火电的挤出 效应将持续发生。（3）因为行业产能过剩，市场化电力交易对于电价有一 定的压制作用。 3、 火电火电行业将边际改善行业将边际改善。（1）行业依然具有周期性，煤价下行将正面影响盈 利。长期看来，煤炭价格将持续影响火电供给曲线变化，在中短期，煤炭 的价格周期依然会对火电盈利造成逆周期波动。目前煤炭价格处于下行周 期，有利于火电行业盈利改善。（2）政策将边际友好，缓解行业压力。火 电企业近四年出现了大面积亏损，在电网多

3、次向实体让利的情况下，国家 没有直接下调火电发电环节的基准电价。考虑政府逆向调节机制，我们认 为在当前火电企业盈利较差的阶段，政策将维持友好状态。（3）煤电区域 资源整合，供给格局可能出现变化。煤电区域资源将改变整个火电市场的 供给格局，有利于淘汰落后产能，提升火电行业产能利用率。区域整合可 能是解决目前火电行业供给过剩问题的开端，对火电行业中长期盈利能力 构成利好。（4）估值处于历史低位。目前，行业市净率在0.8-0.9倍之间， 处于历史最低区间。 4、 长期看估值切换长期看估值切换。火电行业本身具有公用事业的属性，2003-2020年平均 ROE水平在9%左右，如果行业周期性减弱且增加分红

4、比例的话，火电行业 的估值模型将向公用事业切换。（1）经营周期性未来有望减弱。理论上， 未来煤电价格将与煤炭价格同向波动，降低火电行业的周期性；现实中， 国外市场化电价国家的火电企业盈利相对稳定。（2）长期看来具有分红潜 力。火电企业的经营现金流较大，未来减少项目投资后将具有很大的分红 潜力。 风险提示：风险提示：（1）市场化交易电价下降超预期；（2）煤炭价格超预期上涨； （3）政策调整风险。 火电行业研究框架：周期依旧在，尚待格局改 电力电力能源能源行业深度行业深度报告之三报告之三 行业行业指数走势指数走势 相关报告相关报告 1、 电力能源行业深度报告之一： 光伏行业研 究框架（2020.0

5、8.13） 2、 电力能源行业深度报告之二： 工业互联网 +5G+数字孪生视角下的电网自动化产业 （2020.08.19） 电力能源 行业研究员：国汉芬 执业编号：S0990511040001 电 话： E-mail：guofhydzq.sgc 目录目录 一、新电价机制下的行业研究框架一、新电价机制下的行业研究框架 . 4 1.1、火电公司盈利的、火电公司盈利的“三因素三因素”模型模型.4 1.2、历史上火电价格的决定机制、历史上火电价格的决定机制-煤电联动煤电联动 .5 1.2.1、煤电联动、煤电联动机制机制 . 5 1.2.2、煤电联动政策的执行、煤电联动政策的执行

6、 . 6 1.3、煤价是联动时代的研究重点、煤价是联动时代的研究重点 .7 1.3.1、电价因素的“缺位”、电价因素的“缺位” . 7 1.3.2、行业盈利由煤价周期决定、行业盈利由煤价周期决定 . 7 1.4、研究范式的变化、研究范式的变化 .9 1.4.1、电价市场化时代到来、电价市场化时代到来 . 9 1.4.2、研究范式的重塑、研究范式的重塑 . 10 二、供需影响的利用小时数和电价二、供需影响的利用小时数和电价 .11 2.1、利用小时数、利用小时数 . 11 2.1.1、利用小时数反应供求关系、利用小时数反应供求关系 . 11 2.1.2、利用小时数反映了行业供给过剩、利用小时数反

7、映了行业供给过剩. 12 2.2、火电上网电价、火电上网电价 . 14 2.2.1、电力市场化交易进程、电力市场化交易进程 . 14 2.2.2、市场交易折让逐渐回归理性、市场交易折让逐渐回归理性 . 15 2.2.3、电价依然有其稳定性、电价依然有其稳定性 . 16 2.3、静待行业供给格局变化：煤电区域整合开启、静待行业供给格局变化：煤电区域整合开启 . 17 三、煤价依然是影响盈三、煤价依然是影响盈利的核心要素利的核心要素 .18 3.1.、煤价对火电企业盈利的影响机制、煤价对火电企业盈利的影响机制 . 18 3.2、预计煤价未来走向将有利于火电行业、预计煤价未来走向将有利于火电行业 .

8、 21 3.3、2020 年上半年年上半年煤价下跌带动火电盈利跳升煤价下跌带动火电盈利跳升 . 23 四、四、新机制下的新机制下的行业估值体系探讨行业估值体系探讨 .24 4.1、长期：行业周期性将减弱、长期：行业周期性将减弱 . 24 4.2、火电行业业估值体系有望切换、火电行业业估值体系有望切换 . 25 4.2.1、公用事业的使命、公用事业的使命&周期股的命周期股的命 . 25 4.2.2、火电企业估值体系远期有望切换、火电企业估值体系远期有望切换. 26 五、投资策略五、投资策略 .28 5.1、现实的隐忧：供给过剩和清洁能源替代、现实的隐忧：供给过剩和清洁能源替代 . 28 5.2、

9、行业将边际改善、行业将边际改善 . 28 5.3、长期看估值切换、长期看估值切换 . 29 mNoNqNnQtRrQnRqNuMvMmP6MbP8OoMmMsQrReRqQzRfQnOqR7NoOyRuOtOsQxNmOxP 图表目录图表目录 图表 1：三要素模型 . 5 图表 2：历史火电价格调整情况 . 6 图表 3：煤价波动达标情况模拟图（元/吨，%） . 7 图表 4：火电利用小时数和动力煤价格变化趋势相似（小时，元/吨）. 8 图表 5：煤炭价格和上市火电企业 ROE 负相关（元/吨） . 8 图表 6：利用小时数无法正面影响上市公司 ROE（小时）. 8 图表 7：煤电联动时代，煤

10、价和利用小时数是研究重点 . 10 图表 8：新机制下的研究框架 . 11 图表 9：利用小时数反应电力需求（小时，%） . 12 图表 10：发电设备利用小时同比变化情况（小时） . 12 图表 11：火电利用小时过去长期下降（小时） . 13 图表 12：2012 年开始全国电源设备容量增速持续高于用电量增速（%） . 13 图表 13：非火电源发电量持续增长（亿 kWh） . 14 图表 14：非火电源持续挤占发电份额（%） . 14 图表 15：电力市场化程度不断提高，但是进度低于预期. 14 图表 16：2019Q1 部分省区煤电市场交易价格与标杆电价 . 15 图表 17：2017

11、 -2019Q1 煤电市场交易电价 . 15 图表 18：广东电力交易中心结算价差下降 . 16 图表 19：广东年度长协电量、电价（亿 kWh,分） . 17 图表 20：江苏年度长协电量、电价（亿 kWh,分） . 17 图表 21：安徽年度长协电量、电价（亿 kWh,分） . 17 图表 22：上市火电企业 ROE（均值）低位运行 . 18 图表 23：火电行业市净率跌至历史低位 . 18 图表 24：模型火电企业年度经营情况 . 19 图表 25：模型火电企业利润变化与煤价高度负相关 . 20 图表 26：模型火电企业利润变化与煤价高度负相关 . 21 图表 27：进口煤炭对煤炭价格的

12、逆周期调节 . 22 图表 28：原煤产量逐步回升（亿吨） . 22 图表 29：火电企业上半年收入普遍下滑 . 23 图表 30：火电企业上半年利润大增 . 23 图表 31：煤炭价格在 3-5 月急速下跌（元/吨） . 23 图表 32：煤炭价格与火电行业 ROE（元/吨） . 24 图表 33：电力中长期交易合同示范文本（试行）电价约定部分 . 25 图表 34：2003-2020 火电上市公司历史平均 ROE 在 9%左右 . 26 图表 35：火电行业历史 PB 与公用事业差距扩大（倍） . 27 图表 36：美国电力和南方电力的市净率（倍） . 27 图表 37：美国电力和南方电力

13、的 ROE（%） . 27 图表 38：华能国际经营现金流巨大（亿元） . 28 一一、新电价机制下新电价机制下的的行业行业研究研究框架框架 2019年10月21日， 国家发改委发布 关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意 见 （发改价格规【2019】1658号） ，正式取消已使用了十六年的煤电标杆上网电价煤电联动 机制。 “标杆电价”从2020年1月1日开始正式退出历史舞台，标志着我国市场化电价时代的 来临。 电价决定模式的改变对于整个火电行业的盈利模式变化有着重大影响。过去决定电价 走向的是“煤电联动机制”和“看得见的手” ，电价市场化之后供需平衡成为重要的价、量 决定因素。电回归商

14、品属性电回归商品属性，供、需曲线决定商品价、量，边际成本，供、需曲线决定商品价、量，边际成本和和需求的变动成为需求的变动成为影响影响 电力价格的核心因素电力价格的核心因素。 在“煤电联动”的时代，市场最关心的是煤价变化和标杆电价调整文件的出台。市场化 时代， 成本端煤炭价格的变化同样重要， 但是收入端将由电力市场的供需条件决定。 电力供电力供 给和需求将回归行业研究的重点， 另外我们依然不能排除极端电价环境下行政手段的介入。给和需求将回归行业研究的重点， 另外我们依然不能排除极端电价环境下行政手段的介入。 下面我们将具体探讨电价机制改变后火电企业盈利能力决定因素的不同之处以及火电 行业研究框架

15、的变化。 1.1、火电、火电公司盈利公司盈利的的“三因素三因素”模型模型 火电公司收入端由上网电价和上网电量决定。企业装机容量乘以发电小时数为电厂总 发电量， 扣除厂用电量就是企业的上网电量， 因为装机容量和厂用电率相对固定， 那么决定 上网电量的的核心变量是为发电利用小时数。 成本端， 折旧摊销、人工等成本也比较固定， 燃料成本通常占火电成本的60-70%，所以 决定电厂成本的核心变量是为煤价。 基于上面的分析，煤价、电价、利用小时数（发电机组利用率）是决定火电盈利水平的 核心因素，这三个因素构成了A股投资者研究火电行业的“三要素”框架。 图表 1：三要素模型 数据来源：英大证券研究所 1.

16、2、历史上火电价格的决定历史上火电价格的决定机制机制-煤电联动煤电联动 1.2.1、煤电联动煤电联动机制机制 2004年开始施行煤价联动政策年开始施行煤价联动政策 2004年12月15日，国家发改委印发关于建立煤电价格联动机制的意见的通知，通知 要求：1）加强电煤价格监测工作，2）稳妥实施煤电价格联动，3）适当调控电煤价格。 意见明确规定上网电价与煤炭价格联动。 根据煤炭价格与电力价格的传导机制， 建立上 网电价与煤炭价格联动的公式。 以电煤综合出矿价格 （车板价） 为基础， 实行煤电价格联动， 电力企业要消化30%的煤价上涨因素。 燃煤电厂上网电价调整时， 水电企业上网电价适当调 整，其他发

17、电企业上网电价不随煤价变化调整。 联动机确定了电价联动的周期和具体调整办法：原则上以不少于6个月为一个煤电价格 联动周期。 若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%， 相应调整电价； 如变化幅 度不到5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。 上网电价与煤炭价格联动计算方公式： 上网电价调整标准=煤价变动量转换系数 其中，转换系数与供电标准煤耗、发热量、消化比例等因素有关，具体计算方法为： 转换系数=(1-消化比例)供电标准煤耗7000/天然煤发热量(1+17%)/(1+13%) 2012年调整了消纳比例和年调整了消纳比例和调价调价周期周期 国务院办公厅在

18、2012年12月20日发布 关于深化电煤市场化改革的指导意见 ， 要求深 化电煤市场化改革， 取消重点合同、 取消电煤价格双轨制； 继续实施并不断完善煤电价格联 动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价；将电力企业 消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。 2015年年实行区间分档累退联动实行区间分档累退联动 2015年12月31日，国家发改委发布关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知 ，再 次对煤电价格联动机制进行了调整。 以年度为周期， 按照电煤价格对煤电价格实行区间分档 累退联动；给出了新的上网电价与煤炭价格联动计算公式。 通知规定， 以中国电煤价格指数201

19、4年各省平均价格为基准煤价。 按照上一年11月至当 年10月的电煤价格平均数与基准煤价相比较，波动不超过每吨30元（含）的，成本变化由发 电企业自行消纳， 不启动联动机制； 波动超过每吨30元的， 对超过部分实施分档累退联动。 1.2.2、煤电联动政策的执行煤电联动政策的执行 自2005年到2017年， 全国性的电价调整共发生12次， 其中明确因为煤电联动导致电价调 整的次数为8次，与煤电联动机制相关的电价调整次数为2次。 图表 2：历史火电价格调整情况 序 号 执行时间 调整方向 原因 是否与煤电 联动有关 1 2004/6/15 核定 首次核定燃煤上网标杆电价 2 2005/5/1 上调

20、解决 2004 年 6 月以来煤价上涨以及取消超发电价对 电价的影响 是 3 2006/6/30 上调 解决煤价上涨以及铁路运价调整对电价的影响 是 4 2008/7/1 上调 缓解煤炭价格上涨的影响 是 5 2008/8/20 上调 缓解火力发电企业经营困难，保证正常的电力生产经 营秩序 是 6 2009/11/20 上调、下调 合理反映燃煤电厂投资、煤价、煤耗等情况变化 是 7 2010/1/1&2011/ 4/10&2011/6/1 上调 补偿火力发电企业因电煤价格上涨增加的部分成本， 缓解电力企业经营困难，保障正常合理的电力供应 是 8 2011/12/1 上调 疏导煤炭价格上涨对发电成本的影响 是 9 2013/9/25 下调 支持可再生能源发展，鼓励燃煤发