电力行业2020年展望：年度长协稳定价格 短期波动有限

研究背景

我们在2020年的年度策略报告中提出：电力“三要素”（电价、煤价、机组利用率）框架实际应用中只有“两要素”。随着煤电上网电价机制的变革（标杆上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化价格），电价要素正式回归——两要素正式变为三要素，研究框架实现“升维”。（详见我们2019年12月的报告《从“双体”到“三体”，拥抱“升维”之旅——电力及公用事业2020年度投资策略》）

（节选自微信公众号“EBS环保公用研究” 作者：王威，于鸿光）

2020年以来新冠疫情、油价暴跌等多重不利因素对于社会运行、经济发展构成挑战，我们将在本篇报告中分析公用事业及子行业2020年下半年的展望及投资机会。

我们与市场不同的观点

（1）电力行业在A股市场持续边缘化的核心原因是电能的“去商品化”，这一过程已经从2015年持续至今。这一过程是否能够终结，市场化电量比例提升且电价趋势性回升、下游电力用户电价承受能力提升这两个条件至少要出现一个。

（2）电力股近年来赚的主要是业绩的钱而非估值的钱，当前火电估值处于历史低点，估值修复尚需催化；

（3）燃气行业景气度边际下行，龙头城燃收益。

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坑是个好坑，还缺阵风

1.1 估值“坑”已现，填坑尚需催化

考虑到火电公司近年经常出现盈利大幅波动导致极端条件下PE估值的失真，我们以PB估值作为参考。

以申万各板块的PB估值为例，截至2020年6月12日，5个申万一级行业（公用事业、房地产、采掘、建筑装饰、银行）的PB估值创2003年以来的历史新低。

公用事业2003-2019年的PB估值范围1.4-5.1倍、历史中位值2.2倍，当前PB估值1.3倍，为2003年以来历史最低值；其中火电板块2003-2019年的PB估值范围0.9-4.8倍、历史中位值1.6倍，当前PB估值0.8倍，亦为2003年以来历史最低值。

从相对PB来看，当前火电PB约为煤炭的0.96倍、约为上证指数的0.59倍。参考2003年以来的相对估值数据，火电相对煤炭、上证指数的PB历史分位数分别为61%、2%。

根据上述统计，从绝对及相对PB估值角度来看，火电板块估值均处于底部区间。

我们认为，电力商品属性的弱化是影响电力股估值的关键要素。电力行业作为国家基础行业之一，始终具备颇为浓厚的行政色彩。我国电力体制改革始于2002年，但截至2019年底，市场化交易电量在全社会用电量中的占比仅约40%，意味着全社会用电量约60%的比例仍受行政性指令管控，电力行业“定价权”的缺失一直被二级市场诟病。

在“三期叠加”、“三去一降一补”背景下，电价调整通常作为政府让利终端用户的行政手段之一，电力的商品属性（企业盈利）逐步弱化，公益属性（保障用户用电、降低用户成本）凸显。因此，市场对于“降电价”形成了惯性预期，进而压制电力股的估值。

从电力产业链各环节价格的变迁中，我们观察到电价空间在逐年压缩（通过行政化指令和市场化折价等手段），但每年的让利方式不尽相同。以2015年以来的电价调整情况为例，2015-2017年的电价调整主要通过发电侧完成，包括直接让利（煤电联动降电价）和间接让利（供给侧改革下煤价大幅上涨，但电价调整未完全兑现）。2018年以来，电网侧逐步成为产业链的让利主体（连年降低一般工商业电价），发电侧的让利途径主要为提升市场化交易电量（处于折价状态）的占比，这也顺应了电力市场化改革的方向。

我们判断，电力商品属性的还原取决于：市场电地位的质变（市场份额足以与计划电抗衡）、市场化交易电价的放开（即允许相对基准电价的“溢价”）等。电力企业“议价权”的实质性提升方能带来电力股的估值修复。

1.2 买火电股，赚的是业绩的钱，还是估值的钱？

根据公式P=EPS*PE=BVPS*PB，可以推算得到：

1+板块涨跌幅=（1+净利润变化率）*（1+PE变化率）=（1+股东权益变化率）*（1+PB变化率）

以年度维度考虑，股价的驱动因素即可分拆为：基本面（净利润、股东权益）和估值（PE、PB）变化。

根据火电板块营业收入、净利润、ROE等指标变化情况，火电行业近20年来的长周期内增长动能逐步减弱，由“十五”期的内生增长阶段（2003-2004年尤为突出）逐步过渡到“十二五”至今的成本驱动盈利阶段（与煤价强相关），剔除A股牛熊市（如2006-2007、2008-2009、2014-2015年）等环境因素影响，近10年火电估值与基本面总体反向变化，在火电基本面回升时期，估值亦未能正向反馈形成“戴维斯双击”。换言之，近年来火电股的二级市场收益主要源自“基本面”改善而非“估值修复”。

那么问题来了，火电股的“估值修复”将会出现在何时？我们认为，火电行业在经历了近二十年的景气度大起大落以及最近五年的“去商品化”周期之后，无论PE抑或PB，其合理估值中枢已经缺乏比较有效的参考标准。但首先可以确定的是，在电能“去商品化”周期没有结束之前（或者“市场没有确认它已经结束”之前），火电股难言估值修复，股价的波动主要由业绩而非估值驱动。

当“去商品化”周期结束之后，预计届时的电力市场化比率也应该已经达到接近上限的位置（全社会60%左右的市场化电量占比），电价涨也好、跌也好，市场自然会由当时的供需格局、成本变动等因素而形成火电的景气度预判，进而逐步形成较为有效的估值方法和估值中枢。

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电力：基本面回升确认

2.1 年度长协稳定价格，短期波动有限

自2019年底以来，已有部分地区公布了2020年市场化交易年度长协电量/电价情况。我们以数据披露较充分的广东、江苏、安徽作为研究对象，分析年度长协情况。

年度长协电量分为年度双边协商、年度集中/挂牌交易两类，主要受年度双边协商电量影响。2020年，广东、江苏、安徽的年度长协电量分别同比增长56.4%、3.0%、28.6%，其中年度双边协商电量分别同比增长78.7%、3.4%、29.5%。根据广东、江苏2020年直接交易电量规模指引，我们测算2020年广东、江苏的年度长协电量占市场化直接交易电量的比例分别为84.4%、76.9%，分别同比提升13.4、1.2个百分点；由于2020年安徽省电力直接交易规模不设上限，尚无法计算安徽省2020年年度长协电量占比，但2019年安徽省年度长协电量占比高达99.3%。从现有样本判断，年度双边协商电量规模和在市场电中占比进一步提升。

考虑到市场化交易年度长协电量的内部结构，年度长协综合电价仍由年度双边协商电价决定。与煤电基准电价（原标杆电价）相比，2020年广东、江苏、安徽的年度双边协商折价幅度分别为4.7、2.5、3.8分/千瓦时（对应折价比例分别为10.4%、6.5%、9.9%），折价幅度较2019年相比分别小幅扩大0.20、0.36、0.05分/千瓦时。我们认为一方面年度长协电价折价幅度同比扩张有限，另一方面年度长协电量占比的提升将有助于平抑年内市场化交易综合电价的波动。

从火电上市公司角度来看，2019年火电龙头公司的市场化交易电量比例均超50%。考虑到基数效应，我们预计火电龙头公司2020年市场化交易电量比例提升有限。在“基准价+上下浮动”的市场化价格机制下，假设含税基准电价为0.40元/千瓦时，敏感性测算结果表明，当市场电折价幅度2.5-5.0分/千瓦时、市场电比例50-60%的情况下，综合上网电价仅在0.37-0.39元/千瓦时的范围内窄幅波动。在基准电价尚未行政性调整的背景下，我们判断以华能国际、华电国际为首的龙头火电公司单季度上网电价年内波动有望减弱。

2.2 煤价仍处绿色区间，期待业绩兑现

2020年3月以来，市场煤价迅速下行，并一度跌破“绿色区间”下限（500元/吨）。按供电煤耗300克/千瓦时计算，5500大卡含税市场煤价每降低50元/吨，对应火电公司单位燃料成本将降低0.017元/千瓦时。

根据我们的统计，火电龙头公司（华能国际、华电国际）的存货均以燃料（燃煤等）为主，火电龙头公司的财务口径存货周转天数约15-25天，重点电厂煤炭库存周期约15-30天。如上文所述，煤价下行将有助于火电公司盈利回升，但受存货会计处理等因素影响，在煤价下行周期内，火电公司财务口径煤价降幅低于预期。

根据《企业会计准则第1号—存货》：“存货应当按照成本进行初始计量”；“企业应当采用先进先出法、加权平均法或者个别计价法确定发出存货的实际成本”。根据我们的统计，大型火电上市公司普遍采用加权平均法确定存货（以燃料为主）发出的实际成本。

为了直观展示煤价下行周期内财务口径和经营口径的煤价差异，我们构建了模型火电公司。模型火电公司的相关参数假设如下：

（1）装机容量：100万千瓦；

（2）发电煤耗：290克/千瓦时；

（3）利用小时数：参考全国火电利用小时数，其中1-2月利用小时数采用2020年同期实际值，3-12月单月利用小时数假设与2019年同期持平。

（4）煤价：假设全部采购市场煤，1-3月煤价为对应秦皇岛港5500大卡动力煤价月度均价，假设煤价4月降至500元/吨，5月后稳定在490元/吨。

根据上述假设，我们分别测算了煤炭库存20天及40天情景下，加权平均法财务口径与经营口径煤价的差异。测算结果表明，在考虑煤炭库存的情况下，当煤价单边下行时，财务口径煤价同期降幅低于经营口径降幅；当煤价趋于平稳时，财务口径与经营口径煤价保持一致，但财务口径煤价调整周期较经营口径滞后约1-2个月。此外，煤炭库存天数越高，财务口径与经营口径煤价上述差异将越明显。

例如，模型火电公司4月经营口径煤价较3月降低50元/吨，但20天和40天库存条件下的4月财务口径煤价月环比降幅分别低于经营口径32%、46%，由此可见单边下行期财务口径与经营口径煤价的“预期差”。

根据我们的敏感性测算，模型火电公司2020Q2同比增速有望超100%。考虑到上述财务口径与经营口径煤价的差异，我们预计煤价快速下行的红利集中在2020Q2释放，业绩兑现有所滞后。需要说明的是，我们的盈利测算尚未考虑基准电价的行政性调整，若降成本背景下基准电价下调，亦将影响2020Q2的盈利预期。

根据上述分析，我们判断火电三要素的短期变动趋势如下：

（1）电价：火电龙头公司的市场化交易电量占比提升空间有限，且年度长协的内部占比进一步提升有利于稳定电价（年度长协折价同比扩张亦相对温和），在基准电价尚未行政性调整的背景下，预计火电龙头公司的年内综合上网电价的变动幅度有限。

（2）煤价：2020年3月起煤价快速下行，有利于成本改善，但财务口径的燃料成本降幅将低于“预期”（或煤价下行的业绩兑现慢于“预期”）。

（3）利用率：受疫情冲击，2020年以来火电利用率同比降低，但我们始终强调现行景气度下火电盈利对煤价（而非利用率）的敏感性更高。（关于煤价与利用率的敏感性讨论，详见我们2020年3月《电力行业——走出“至暗时刻”》等多篇报告）

我们判断在电价市场化机制变革背景下，短期内点火价差的扩张将有助于火电龙头公司季度盈利提升。

2.3 估值修复仍待观察

在本轮火电行业景气度周期内，火电基本面的触底回升已得到反复确认。截至2020Q1，我们测算火电板块ROE-TTM约4.4%，较本轮底部（2017年底2.6%）已提升1.9个百分点。基于上述分析，我们判断在当前三要素趋势下，火电ROE仍将持续修复。从估值角度来看，在基本面的确定性回升下，火电PB估值中枢仍处于下行通道，呈现明显的“背离”。根据前文分析，我们判断估值的修复仍需“去商品化周期”结束后，电力企业重拾“定价权”来作为催化。而季度级别的业绩回暖将会带来股价的波动，但我们仍认为这种波动的本质是业绩催化而非估值催化。

2.4 2020 vs 2003：同为后疫情时代，但可比性有限

2.4.1 2003：电力股的黄金时代

我国“非典”疫情发生于2002年11月，2003年7月基本结束，疫情时间跨度约8个月。其中2003年4-6月为“非典”疫情关注程度最高、社会影响最大的时期。

彼时以高耗能行业为代表的工业用电为电力需求的主要驱动力，而受“非典”疫情影响相对较大的行业对电量影响较弱，电力需求的刚性显现。

2003年4-6月，规模以上电厂单月发电量同比增速分别为14.1%、13.4%、13.1%，处于年内相对较低水平。我们进而比较了2001-2005年4-6月各月发电量同比及环比增速情况，并未发现2003年4-6月单月发电量增速异常。综上所述，“非典”疫情对于发用电量增长的扰动有限。从全年角度来看，2003年的电力消费增速（15.6%）为1990年以来的最高值。

尽管受“非典”疫情扰动，2003年年初至2004年上半年，A股市场以钢铁、石化、汽车、电力、银行为代表的权重板块先后走出一轮大幅战胜市场的上升行情，被市场参与者统称为“五朵金花”。其中，以宝钢股份、中国石化、长安汽车、华能国际、招商银行为代表的各“金花”行业龙头公司涨幅明显超越板块指数涨幅，超额收益显著，成为行情中的一大亮点。

作为“五朵金花”之一，电力股在“非典”疫情期间的几个代表时段，均显著跑赢大盘。彼时A股的龙头电力股主要为火电公司华能国际、国电电力等（华电国际、大唐发电等未在A股上市），且尚未出现龙头水电公司（三峡、雅砻江等大型水电站未投产）。

值得一提的是，在“非典”疫情严峻的2003年4-6月，上证综指2003年4-6月，电力板块逆势上涨7.5%（同期上证综指下跌1.6%），电力龙头华能国际、国电电力分别录得13.6%、31.5%的涨幅，配置价值尤为突出。

我们认为，在“非典”疫情背后，2003-2004年的“电荒”背景下电力行业的内生增长是驱动电力股本轮行情的主因。

1999-2001连年下降的装机增速，在2002年初露端倪的电力需求增长面前尚可基本满足供应，但在面对2003、2004年均15%的电力需求增速时，彻底无法应对，以至于出现全国大范围的高峰时段拉闸限电。

2003年，火电行业刚经历了上一轮电力供应过剩，以及之后的行业投资萎缩、机组利用率逐年上升的“愉悦期”，火电板块进入难得的营收、利润“双升”时期，行业景气度上行，“金花”行情应运而生。

2.4.2 2020 vs 2003：可比性有限，盈利韧性尚存

与2003年相比，当前用电结构和增长动能已发生边际变化。在新旧动能转换、经济发展新常态的背景下，以传统高耗能行业为代表的第二产业用电占比和增长贡献日渐减弱，而数据中心等新兴产业用电的替代效应逐步显现。

2020年以来，疫情对于用电需求的影响充分体现，叠加部分流域来水难言乐观，2020Q1火电、水电收入端均受拖累，营业收入同比分别下滑11.3%、15.3%。

对于火电而言，受益于煤价同比回落，2020Q1火电单季度毛利率17.4%，同比、环比分别提升1.5、4.3个百分点，疫情冲击相对较弱。由于受子公司破产清算等因素影响，国电电力单季度巨额亏损（2020Q1扣非归母净利润-31.8亿元），我们仅在计算2020Q1火电扣非归母净利润及同期数据时剔除国电电力样本。2020Q1火电行业经调整扣非归母净利润82亿元，同比逆势增长3.0%。

对于水电而言，由于水电成本相对刚性（折旧等为主），盈利亦受收入下滑影响。2020Q1水电行业毛利率42.2%，同比下滑1.3个百分点；扣非归母净利润51亿元，同比下滑18.1%。由于一季度均为传统枯水期，单季度业绩对全年影响相对较弱，丰水期来水情况仍待观察。

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燃气：拥抱龙头城燃

3.1 行业内生增速放缓

随着基础设施不断完善，受益于城镇化及环保等因素，燃气行业发展迅速，成为公用事业中最具成长属性的子行业之一。随着规模扩张，叠加2020年“新冠”疫情及低油价冲击，天然气消费量增长放缓。

根据Wind统计，2020年1-4月我国天然气表观消费量同比增速6.4%，处于近5年较低水平。考虑到上述统计口径包含储气库等指标，我们判断天然气实际消费量增速低于此值。考虑到疫情冲击、社会生产恢复等因素，结合中石油经研院等预测结果，我们预计2020年全年天然气表观消费量约3193亿立方米，净增量150亿立方米，增速进一步降低至4.9%。

3.2 低油价冲击天然气经济性

3.2.1 中国天然气价格与油价高度相关

从天然气价格形成机制来看，根据IGU统计，亚洲地区的天然气价格形成机制主要为油价联动（OPE）、而北美、欧洲地区的天然气价格形成机制主要为气对气竞争定价（GOG）。与其他地区相比，亚洲天然气价格与油价关联度相对较高。

结合定价机制与历史价格走势，我们观察到多项中国天然气价格成分与油价的高度关联性。（关于气价与油价关联性的讨论，详见我们2020年3月发布的报告《低油价情景对天然气经济性的冲击几何？——天然气行业系列报告（十）》）

3.2.2低油价情景下，天然气的相对经济性仍存 中国天然气价格与油价高度相关

天然气的消费领域主要分为：城镇燃气、工业燃料、发电用气、化工用气四类。近年天然气消费结构中，城镇燃气和工业燃料合计占比70%以上，是天然气的主要利用领域。

低油价情景下，我们认为天然气与其他油气产品的主要竞争领域为交通燃料和工业燃料。

（1）交通燃料

根据《中国移动源环境管理年报》统计，按燃料类型划分，2018年全国汽车保有量结构中，汽、柴油汽车仍占绝对主导，燃气车占比仅为0.2%，远低于新能源车（1.1%）。

在大气污染防治背景下，汽车燃料形式将逐步由传统能源转向清洁化能源。我们认为天然气汽车的主要替代领域为新能源汽车暂不能覆盖的长途客货运汽车、重卡等商用车领域。2018年底，生态环境部等11部委联合印发《柴油货车污染治理攻坚战行动计划》，强调推广使用达到国六排放标准的燃气车辆，加快淘汰国三及以下排放标准的柴油货车等老旧车辆。

交通燃料方面，我们将以重卡为例，重点分析低油价情景下柴油对天然气经济性的冲击情况。

仅考虑单位燃料成本的情况下，根据重卡使用LNG与柴油燃料的百公里消耗量，我们测算LNG与柴油经济参考价格比约0.8-1.0，即当LNG价格（以元/吨计）与柴油价格（以元/吨计）的比值低于此值时，LNG作为重卡燃料的经济性占优。

从全国范围整体来看，剔除季节性因素影响，LNG对柴油的经济性较为明显。我们测算低油价情景下，LNG经济安全边际价格约4271-5339元/吨。考虑到成品油的“地板价”机制，我们认为天然气在交通燃料领域相对成品油的经济性得以进一步保障。（测算过程详见我们2020年3月发布的报告《低油价情景对天然气经济性的冲击几何？——天然气行业系列报告（十）》）

（2）工业燃料

国家发改委2017年7月发布的《加快推进天然气利用的意见》提出：工业企业要按照各级大气污染防治行动计划中规定的淘汰标准与时限， 在“高污染燃料禁燃区”重点开展20蒸吨及以下燃煤燃油工业锅炉、窑炉的天然气替代，新建、改扩建的工业锅炉、窑炉严格控制使用煤炭、重油、 石油焦、人工煤气作为燃料。

考虑到环境约束趋紧，我们认为工业燃料升级趋势不改。低油价情景下，工业用气领域天然气的经济性挑战主要存在于“双燃料”供应模式的工业用户。

以LNG/LPG的双燃料系统为例：根据《综合能耗计算通则》，LNG、LPG热值分别为12300 kcal/kg、12000 kcal/kg，根据单位热值价格测算（不考虑转换效率等因素），LNG与LPG的经济参考价格比为1.03，即当LNG与LPG的价格比低于1.03时，LNG的相对经济性占优。

剔除季节性因素，就全国范围整体而言，LNG相对LPG的经济性尚存。低油价情景下，LNG和对应管道天然气的经济安全边际价格分别为3674元/吨、2.66元/立方米。与管道天然气相比，由于LNG价格机制更为灵活，我们判断低油价情景下，LNG点供相对优势明显。（测算过程详见我们2020年3月发布的报告《低油价情景对天然气经济性的冲击几何？——天然气行业系列报告（十）》）

3.3盈利分化加剧，看好龙头城燃公司

除天然气下游消费增速放缓外，接驳费及配气费管制亦压缩了燃气行业的利润增长空间，燃气行业景气度边际下行。

不同地区天然气消费量、用户结构和价格水平的差异造成区域城燃公司盈利分化。三大龙头城燃公司（华润燃气、新奥能源、中国燃气）较早进入燃气下游市场，并持续扩展城燃项目，现已完成全国性城燃项目布局，区域协同效应逐步显现。

受益于内生外延双重增长，龙头城燃公司市场份额持续提升，业绩成长性、稳定性、盈利水平均显著高于行业平均水平。龙头城燃公司将受益于盈利分化加剧背景下行业集中度的提升。