火電行業深度調研

市場化+浮動價增強盈利確定性，重構火電板塊價值新時代

投資建議

建議關注受電價政策落地、煤價下行、利用小時數穩定業績企穩回升的火電龍頭企業華能國際、華電國際；建議關注區域供需緊平衡帶來價格上升、盈利增加的地方火電龍頭建投能源、皖能電力、湖北能源。

投資邏輯

直接交易比重距市場化目標差距大，推動2019電改政策頻出。2018年我國市場交易電量佔全社會用電量比重為30.2%，距離國家提出的2018年與2020年全國交易電量佔比分別達到54.4%和66.1%（按照2018年用電量計算）差價較大。在此背景下，為推動電力市場化改革實現，2019年我國出臺了包括電力機制改革與電價改革在內的多項舉措。

發用電放開面臨四大挑戰，預計2021年市場化比例難超55%。當前發用電計劃放開面臨“市場建設進展慢、交叉補貼難解決、優先發電規模大和工商業用戶進場難”四大挑戰，發用電計劃放開無法一蹴而就。結合2015年推動第二輪市場化改革以來直接交易比重年均增速5%的情況，我們按照每年8%的市場化比例樂觀計算，至2021年，全社會電力市場化比例也不超過55%。因各省當前市場化程度、電力供需情況不一，市場化程度在具體省份會有較大差異。

儘管煤電上網改“基準+浮動”，電價之錨仍為原有煤電標杆電價。煤電上網標杆電價對核電、跨省水電的電價以及可再生能源的現金流（實時結算）起到“錨”的作用。政府定價電量部分的煤電價格機制由現行燃煤機組標杆上網電價機制改為“基準價士上下浮動”的價格機制後，由於核水風光等電源均為高固定成本結構，不適宜與煤價掛鉤浮動，且政府也已表明，其他電源與煤電標杆電價掛鉤的內容將主要由煤電基準價取代，因此，煤電基準價變動對其他電源定價沒有影響。

浮動價難改煤電聯動本質，首輪地方政府定價降幅不超3%。我們認為受煤電成本比重高及各地用電結構不同影響，浮動機制最終將與煤價掛鉤而非下游產品成本。受煤價、電廠盈利水平、市場供需等影響，首輪浮動價機制下，政府定價電量的平均降價區間在3%之內，江西、重慶、安徽、廣西、遼寧、湖北、湖南、新疆、蒙西、冀南等地區或將成為首輪電價不降價地區。

市場化+浮動價增強盈利確定性，助力火電板塊估值迴歸。

“市場煤、管制電”雙軌制下，火電板塊PE水平在8-38倍之間波動波動性導致PE估值對火電板塊整體的指引性較弱。美國市場化經驗表明電龍頭在市場化帶動ROE平穩後，PB估值不斷上升。我們認為，電力市場化+浮動價有利於火電盈利波動平滑，增強公用事業屬性，板塊投資邏輯發生轉變，板塊PB有望從當前0.99倍提高到PB估值1.4-1.7倍。

風險提示：電價下降與電力市場化程度超預期、煤炭突發性事件導致煤價上漲