【解讀上網(wǎng)電價(jià)】2020年只許下浮不許上浮是否為了降電價(jià)？

:火電估值創(chuàng)十年歷史新低。2019年初至今，受2020年電價(jià)大幅下降的市場預(yù)期影響，火電板塊在前三季度歸母凈利326.3億元，同比增長44.4%的情況下大幅跑輸大盤。截至2019年11月15日，火電板塊PB為0.89倍，創(chuàng)造了估值的十年歷史新低。

2020年火電板塊盈利持續(xù)增長?；痣娖髽I(yè)盈利取決于上網(wǎng)電價(jià)、煤價(jià)、利用小時(shí)數(shù)。其中上網(wǎng)電價(jià)和利用小時(shí)數(shù)決定火電企業(yè)的營業(yè)收入，煤價(jià)決定火電企業(yè)的營業(yè)成本。我們預(yù)計(jì)2020年火電板塊盈利三要素：綜合平均電價(jià)下降1%，煤價(jià)下跌50元/噸，利用小時(shí)數(shù)增加66小時(shí)。

電價(jià)假設(shè)：2020年三類電價(jià)總量約5萬億千瓦時(shí)，綜合電價(jià)平均下降1%；其中，大工業(yè)用戶合約占比50%，約2.5萬億千瓦時(shí)，電價(jià)與上年相同，折價(jià)率7.6%，約2.6分錢（2017Q3-2019Q3期間折價(jià)率不斷下降）；2020年新增一般工商業(yè)用戶合約占比10%，約5000億千瓦時(shí)（考慮到前四年大用戶年均轉(zhuǎn)化率10%，理論電量1.5萬億，占比30%），電價(jià)折價(jià)率10%（實(shí)際不可能超過大用戶折價(jià)率）；政府定價(jià)電量占比40%，約2萬億千瓦時(shí)，執(zhí)行基準(zhǔn)價(jià)（標(biāo)桿電價(jià)）。

利用小時(shí)數(shù)假設(shè)：我們預(yù)計(jì)2020年全社會用電量增速5%，全國發(fā)電裝機(jī)容量增速5.4%。新增火電裝機(jī)33兆千瓦，火電利用小時(shí)數(shù)增加66小時(shí)。

煤價(jià)：動力煤于2019年進(jìn)入新一輪供給寬松階段，預(yù)計(jì)2020年年均電煤價(jià)格下跌50元/噸水平。

敏感性分析：煤價(jià)每降10元，可基本抵消電價(jià)每下降1%帶來的影響。煤價(jià)下降幅度遠(yuǎn)超電價(jià)下降幅度，加上利用小時(shí)數(shù)增加，盈利增長高確定性。

中長期看，火電板塊盈利逐步向8%-10%的區(qū)間回歸。中長期看，火電板塊最大影響因素之一的煤價(jià)已于2019年進(jìn)入四年一輪的下行周期，帶來火電企業(yè)的經(jīng)營情況確定性改善；自2015年以來由于電力市場化的擴(kuò)大帶來火電企業(yè)的電價(jià)下降，即將因?yàn)榻?jīng)營性行業(yè)全面進(jìn)入市場而終止；現(xiàn)貨市場還原電力的商品屬性，火電企業(yè)也有望通過市場定價(jià)獲得合理回報(bào)，改變歷史上由于政府定價(jià)帶來的周期性特征。2020年，作為現(xiàn)貨市場的開元年，疊加確定性的煤價(jià)下行，推動企業(yè)盈利逐漸向ROE 8%-10%的合理盈利區(qū)間回歸，開啟火電行業(yè)公共事業(yè)屬性回歸的美好時(shí)代。

報(bào)告正文：

降價(jià)不確定性導(dǎo)致火電板塊在盈利上升期估值卻被殺跌。2019年10月，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成機(jī)制改革的指導(dǎo)意見》（以下簡稱指導(dǎo)意見）?；痣姲鍓K前三季度歸母凈利326.3億元，同比增長4.4%，然而板塊PB估值卻在盈利大幅向好的時(shí)候受降價(jià)憂慮影響跌到十年來歷史新低的0.89倍。

歷史表明被錯(cuò)殺的估值會隨著盈利上升而恢復(fù)。2013年火電板塊在ROE從5.5%上升至12.9%時(shí)，卻因市場擔(dān)心煤價(jià)下跌引發(fā)電聯(lián)動電價(jià)下調(diào)，導(dǎo)致估值下挫。2014年，確定電價(jià)不降后，盡管ROE微幅下降，PB卻大幅上升至2.1倍。

本篇報(bào)告中，我們將梳理當(dāng)前市場最關(guān)心的諸多問題，從市場供需、政策制定的本源出發(fā)，探究火電運(yùn)營三要素明年的發(fā)展趨勢，辨明行業(yè)發(fā)展方向。

一問：出臺“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”電價(jià)政策的目的為哪般？

答：指導(dǎo)意見的最開始已經(jīng)指明“為加快推進(jìn)電力價(jià)格市場化改革，有序放開競爭性環(huán)節(jié)電力價(jià)格，提升電力市場化交易程度?！?/p>

當(dāng)前電力市場化程度亟待出臺措施提升。我們在上一篇行業(yè)深度報(bào)告中提到，政府的目標(biāo)是2020年100%放開工商業(yè)用電，即全部用電量的66.1%，約45000億千瓦時(shí)。實(shí)際上自2015年開始第二輪改革，市場化交易電量（以發(fā)用電用戶雙邊交易為主）從2015年的7962億千瓦時(shí)增加到2018年的20654千瓦時(shí)，市場化占全社會用電量的比重從14.3%擴(kuò)大至30.2%。當(dāng)前市場化交易電量距離目標(biāo)尚有約25000億千瓦時(shí)電量，這是幾乎無法完成的。電價(jià)政策加上之前的發(fā)用電計(jì)劃放開政策，使得我國初步具備了工商業(yè)用電市場化的政策基礎(chǔ)。

二問：2020年只許下浮不許上浮是否為了降電價(jià)？

答：當(dāng)然不是，本輪基準(zhǔn)價(jià)不調(diào)，表明政府考慮到了火電企業(yè)的虧損。2020年不許漲價(jià)的原因只為保住前兩年一般工商業(yè)用戶降價(jià)的勝利果實(shí)。

本輪基準(zhǔn)價(jià)不下調(diào)表明政府考慮了火電企業(yè)前兩年的虧損。上一輪煤價(jià)頂峰在2011年，政府直到2015年煤價(jià)下降了超50%的2015年7月才降了約3分/千瓦時(shí)（降幅約10%）。本輪火電板塊自2017年開始虧損，本輪基準(zhǔn)價(jià)（原煤電標(biāo)桿）不下調(diào)，實(shí)際說明政府考慮到火電企業(yè)前兩年為經(jīng)濟(jì)承擔(dān)的煤炭上漲，欠火電企業(yè)的總是要還的。

2020年不允許漲價(jià)原因有二：一是下一輪進(jìn)場的用戶都屬于一般工商業(yè)用戶，前兩輪2018和2019年一般工商業(yè)用戶電價(jià)下降部分主要由電網(wǎng)和增值稅貢獻(xiàn)，煤電行業(yè)沒有做出貢獻(xiàn)，自然也不能得利；二是鼓勵(lì)對入市持觀望態(tài)度的小用戶進(jìn)場。

三問：適用“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”電價(jià)政策的電量有多少？

答：“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”電價(jià)主要為2020年后新入場的一般工商業(yè)用戶定制，合計(jì)用電量約10%-30%之間，即5000億千瓦時(shí)-1.5萬億千瓦時(shí)。

煤電最大市場化占比理論值為80%。改革舉措第三條指出“燃煤發(fā)電電量中居民、農(nóng)業(yè)用戶用電對應(yīng)的電量仍按基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行”的電量部分，這部分電量主要為優(yōu)先發(fā)電，包括“為滿足調(diào)峰調(diào)頻和電網(wǎng)安全需要，調(diào)峰調(diào)頻電量優(yōu)先發(fā)電；為保障供熱需要，非統(tǒng)調(diào)燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組實(shí)行‘以熱定電’電量優(yōu)先發(fā)電；超低排放的燃煤機(jī)組獎(jiǎng)勵(lì)電量優(yōu)先發(fā)電”。預(yù)計(jì)上述優(yōu)先供電量在20%左右，則符合市場化條件的煤電發(fā)電量比重約為80%，即理論煤電最大市場化比重為80%。

約50%的電量執(zhí)行現(xiàn)有市場化規(guī)定。改革舉措第四條指明“燃煤發(fā)電電量中已按市場化交易規(guī)則形成上網(wǎng)電價(jià)的，繼續(xù)按現(xiàn)行市場化規(guī)則執(zhí)行?！?/p>

具備入市條件的燃煤發(fā)電量執(zhí)行“基準(zhǔn)+上下浮動”規(guī)則?！艾F(xiàn)執(zhí)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的燃煤發(fā)電電量，具備市場交易條件的，具體上網(wǎng)電價(jià)由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等市場主體通過場外雙邊協(xié)商或場內(nèi)集中競價(jià)（含掛牌交易）等市場化方式在‘基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動’范圍內(nèi)形成，并以年度合同等中長期合同為主確定；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶用電對應(yīng)的電量，仍按基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行?！睋?jù)此，“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”的電量最大為30%（理論市場化電率80% - 已市場化電率50%）。

必須指出的是，上述電量是由雙方簽訂協(xié)議確定。我們認(rèn)為今年至多實(shí)現(xiàn)前幾年的年均市場化率，約占煤電電量的10%：一是大多數(shù)中小企業(yè)客戶對電價(jià)不敏感，在不清楚市場化的結(jié)果時(shí)，會抱有觀望態(tài)度；二是市場化對發(fā)電商和電網(wǎng)都會帶來降價(jià)可能，二者都不會積極推動市場化。

綜上所述，執(zhí)行“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”電價(jià)的煤電發(fā)電量約在10%-30%區(qū)間，即5000億千瓦時(shí)-1.5萬億千瓦時(shí)。

四問：各省“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”電價(jià)何時(shí)出臺？

答：“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”電價(jià)是由用戶與企業(yè)簽訂的價(jià)格，大約在明年一月基本落定。

各省政府目前正在加緊出臺“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”的指導(dǎo)方案與細(xì)則，具體價(jià)格還需電廠和用戶談判。由于政府政策出臺較晚，或多或少會影響發(fā)電商與新用戶洽談的節(jié)奏，我們預(yù)計(jì)明年1月份，“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”的價(jià)格變化會逐漸明朗。

五問：能否預(yù)判“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”電價(jià)？

答：我們認(rèn)為當(dāng)前全國煤電市場化電價(jià)平均折價(jià)率7.6%是“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”電價(jià)的底，新進(jìn)場的用戶不可能獲得比現(xiàn)有用戶更低的電價(jià)。

在當(dāng)前各省政府的“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”細(xì)則未出臺、企業(yè)無法簽訂合約的情況下，最合理的方法是判斷更省煤電市場化的空間，當(dāng)前煤電折價(jià)區(qū)間，由于缺乏分省數(shù)據(jù)，我們從全國層面做一個(gè)基本面判斷。

市場化率越高，市場電價(jià)折價(jià)率越低。市場化范圍越大，新進(jìn)入市場的用戶年用電量越低（電壓等級越低），應(yīng)當(dāng)承擔(dān)的電價(jià)越高，議價(jià)能力也越小。因此，隨著市場化比例繼續(xù)提高，加權(quán)平均市場化電價(jià)會更高，這也是為何我們看到市場化電價(jià)在煤價(jià)同比不增的情況下依然增加的原因。

六問：2020年電廠綜合電價(jià)水平如何？

解讀：我們預(yù)計(jì)2020年電廠綜合電價(jià)降幅小于5厘。

我們詳細(xì)拆解2020年存在的三種電價(jià)與電量的可能性：

1. 原有市場化電價(jià)或維持不變。以廣州為例，今年廣州港到港煤價(jià)下降約15%，但廣州電力交易市場的價(jià)格并未降低。當(dāng)然，不排除因?yàn)榻?jīng)濟(jì)下行嚴(yán)重導(dǎo)致的電價(jià)下降。

2. “基準(zhǔn)+上下浮動”或拉低綜合電價(jià)1%。悲觀假設(shè)“基準(zhǔn)+上下浮動”電價(jià)降幅在10%左右。一方面，實(shí)際上小用戶不可能拿到比大用戶更低的電價(jià)；另一方面，若電價(jià)與煤價(jià)掛鉤，電價(jià)下降10%，則煤價(jià)至少下降15%（因?yàn)槊禾砍杀緝H占全部成本的70%左右）。10%的用電量乘10%的降價(jià)，則“基準(zhǔn)+上下浮動”電價(jià)政策對綜合電價(jià)的影響在1%左右。

3. 執(zhí)行基準(zhǔn)價(jià)的煤電或因稅后價(jià)格上漲而上漲。2019年4月，增值稅在由16%下調(diào)至13%，除浙江省外，其他省份均未下調(diào)電價(jià)，以此補(bǔ)償了煤電行業(yè)之前承擔(dān)的損失。由于增值稅下調(diào)到16%在2018年5月開始執(zhí)行，因此2020年上半年執(zhí)行基準(zhǔn)價(jià)部分或上漲。

綜上所述，我們認(rèn)為明年新增市場化電量會導(dǎo)致火電綜合電價(jià)降幅約1%左右，具體降多少要看各省新增市場化用電量比例。以2019年為例，華能國際、華電國際綜合電價(jià)下降分別為4厘、2厘。

七問：發(fā)改委何時(shí)調(diào)基準(zhǔn)價(jià)？

答：預(yù)計(jì)火電板塊ROE超10%的時(shí)候。

上一輪電價(jià)下調(diào)是在火電ROE超12%的情況下。我們假設(shè)政府在本輪周期內(nèi)計(jì)劃讓火電企業(yè)少掙一點(diǎn)，預(yù)計(jì)會在五大發(fā)電集團(tuán)ROE超10%的情況下就開始調(diào)價(jià)。

必須注意的是，上一輪調(diào)價(jià)時(shí)的電量口徑是幾乎100%，而下一輪調(diào)價(jià)時(shí)由于政府定價(jià)的電量不到50%，影響也會相應(yīng)減少。

八問：2020年煤價(jià)跌多少？

答：我們預(yù)計(jì)2020年動力煤平均價(jià)格540元/噸，同比今年下降50元/噸，但煤價(jià)不會跌破500元/噸。

QHD5500動力煤價(jià)格在2019年一季度 642元/噸的小高峰后，一路下跌至近期的551元/噸。進(jìn)入2018年，我國動力煤月度產(chǎn)量同比增速在波動中逐漸提高， 2019年9月動力煤月度產(chǎn)量累計(jì)增速達(dá)到6.2%，此外六大發(fā)電集團(tuán)煤炭庫存整體處于歷史高位，都表明動力煤目前處于供給寬松狀態(tài)。在上一輪煤價(jià)下行周期內(nèi)，動力煤次年平均價(jià)要比當(dāng)年12月煤價(jià)低48-97元/噸。

過去十年的動力煤價(jià)格呈現(xiàn)顯著季節(jié)性特征，7月-9月夏季空調(diào)負(fù)荷高的月份煤價(jià)略高，12月-次年3月冬季取暖季煤價(jià)顯著高于全年平均煤價(jià)。在上一輪煤價(jià)下行周期即2012-2016年期間，動力煤價(jià)曾因冬季取暖的季節(jié)性因素上升，在2013年冬季月度均價(jià)最高上漲80元/噸，之后隨著取暖季結(jié)束動力煤價(jià)回落，2014年4月月度均價(jià)較2013年12月月度均價(jià)下降83元/噸。預(yù)計(jì)今年冬季由于取暖的季節(jié)性因素，煤價(jià)會出現(xiàn)上升，但是在煤炭整體供給寬松、發(fā)電企業(yè)動力煤庫存高位條件下，火電企業(yè)的議價(jià)權(quán)占主導(dǎo)，動力煤仍是買方市場，煤價(jià)上升幅度有限，并且會在取暖季結(jié)束后出現(xiàn)更大幅度的回落。

九問：煤價(jià)下跌可以抵消多大電價(jià)下跌和市場化比例提升？

解讀：煤價(jià)每下跌10元可以抵消電價(jià)下跌1%的影響。

電價(jià)下降1%大約為3厘。煤價(jià)下降10元/噸，按照度電煤耗300克/千瓦時(shí)計(jì)算，則度電煤炭成本降低3厘。

我們對市場典型火電企業(yè)做出的詳細(xì)敏感性測算同樣驗(yàn)證了這一點(diǎn)?；痣娖髽I(yè)在電價(jià)下降1%情況下?lián)p失的利潤，基本與動力煤價(jià)下降10元/噸增加的利潤相當(dāng)。

十問：明年火電利用小時(shí)數(shù)是否會下降？

答：2020年，我們保守估計(jì)火電利用小時(shí)數(shù)4291小時(shí)，同比2019年上升66小時(shí)。

預(yù)計(jì)2020年全社會用電量75537億千瓦時(shí)，同比增速5%。一、二、三產(chǎn)與居民用電量分別為834、50355、13009、11339億千瓦時(shí)，增速分別為8.0%、3.3%、9.0%、8.1%。增長的主要?jiǎng)恿碜杂冢?. 居民用電近年來持續(xù)穩(wěn)健增長；2. 5G通信會成為2020年三產(chǎn)用電增長的強(qiáng)勁動力；3. 2019年涼夏與暖冬帶來的空調(diào)負(fù)荷下降以及中美貿(mào)易戰(zhàn)等用電不利因素影響減弱。

預(yù)計(jì)2020年全國發(fā)電裝機(jī)容量2101兆千瓦，同比增速5.4%。其中，水電、火電、核電、風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量分別為367、1212、53、229、240兆千瓦，增速分別為3.1%、2.8%、8.2%、12.2%、17.1%。預(yù)計(jì)2020年，水電、核電、風(fēng)電、光伏新增裝機(jī)容量分別為11、4、25、35兆千瓦，各電源分別較2019年新增裝機(jī)容量有所提高。預(yù)計(jì)2020年新增火電裝機(jī)容量33兆千瓦，裝機(jī)容量增速2.8%，較2019年火電新增裝機(jī)容量35兆千瓦稍有降低。

預(yù)計(jì)2020年全國發(fā)電利用小時(shí)數(shù)3839小時(shí)，與2019年相比減少7小時(shí)。我們對火電外的各種電源都做了非常樂觀的假設(shè)：水電的利用小時(shí)數(shù)通常受上年來水影響大，2019年來水偏少，水庫蓄水少，故2020年水電利用小時(shí)數(shù)必然下降。在2020年新增裝機(jī)容量比2019年擴(kuò)大的基礎(chǔ)上，我們的水電利用小時(shí)數(shù)假設(shè)只下降了8小時(shí)，預(yù)計(jì)3730小時(shí)；同時(shí)，我們偏樂觀地假設(shè)核電、風(fēng)電、光伏的利用小時(shí)數(shù)分別為7450、2250、1320小時(shí)，分別比上年同期增加82、50、40小時(shí)；在上述樂觀假設(shè)除火電的其他電源的條件下，我們預(yù)測火電利用小時(shí)數(shù)從2019年的4225小時(shí)增加到4291小時(shí)，同比增加66小時(shí)。

十一問：如何看待火電企業(yè)未來幾年的盈利情況？

解讀：中長期看，火電新一輪的盈利上升周期剛剛開始。

在以前電價(jià)固定、煤價(jià)浮動的時(shí)期，火電板塊ROE與煤價(jià)呈現(xiàn)高度負(fù)相關(guān)的周期性關(guān)系。2003-2008年、2008-2012年、2012-2016年各為一個(gè)周期，每個(gè)周期大致為四年。其中2003-2008年、2012-2016年兩個(gè)周期，煤價(jià)中樞處于400-500元/噸位置，而且不乏跌破400元/噸大關(guān)時(shí)期，此時(shí)火電企業(yè)ROE保持在8%以上水平，最高接近15%，盈利可觀。2008-2012年周期，動力煤價(jià)格大幅提高，火電企業(yè)ROE為負(fù)值，行業(yè)艱難度日。

導(dǎo)致煤價(jià)出現(xiàn)四年一個(gè)變化周期的原因是，一般煤炭開采的固定資產(chǎn)投資始于煤價(jià)上漲周期的第二年，新礦從開始建設(shè)到完全投產(chǎn)需要2-3年時(shí)間。煤礦大規(guī)模資本開支回暖始于2017年年中，我們預(yù)計(jì)2019-2020年，包括鄂爾多斯、神木、榆林等地區(qū)將有2億噸新增煤炭產(chǎn)能釋放，目前官方信息為榆林地區(qū)增加9260萬噸產(chǎn)能。進(jìn)入2019年，我國煤炭固定資產(chǎn)投資完成額累計(jì)增速轉(zhuǎn)正并逐步走高，截止2019年10月，累計(jì)增速已達(dá)26.9%。預(yù)計(jì)至2020年，我國煤炭產(chǎn)能將大幅提高，供需格局繼續(xù)轉(zhuǎn)變，帶來價(jià)格持續(xù)下降。

電力市場化改革為煤電帶來順價(jià)機(jī)制，改變了過往由于政府定價(jià)煤電的逆周期性特征。然而，電力市場化后，80-90%的中長期合約將穩(wěn)定電價(jià)變動周期在一年左右，因此，火電板塊ROE和動力煤價(jià)的此消彼長在中長期內(nèi)仍將繼續(xù)存在，但波動性更小。站在現(xiàn)在的時(shí)點(diǎn)上，煤價(jià)從2019年一季度下跌，目前已經(jīng)跌至550元/噸位置，火電企業(yè)經(jīng)營好轉(zhuǎn)，ROE轉(zhuǎn)正后繼續(xù)走高，毛利率、凈利率提高，企業(yè)經(jīng)營性現(xiàn)金流回暖，2016-2019年的火電低谷周期接近結(jié)束，下一輪火電板塊的景氣周期即將來臨。

十二問：中長期看，市場化交易后，火電盈利情況如何？

解讀：從美國的電力市場化改革歷程看，市場化的加深有利于電價(jià)提高及盈利波動性減弱，助力火電板塊公共事業(yè)屬性的回歸。

我們選取了美國電力、南方電力、杜克能源和埃立特四家企業(yè)作為借鑒，分析其ROE在電力改革前后變化，嘗試預(yù)測我國火電板塊盈利未來長期可能的演變方向。

1992年美國由《能源政策法案》開放輸電網(wǎng)接入，促進(jìn)電力批發(fā)市場競爭，從而開啟了電力市場化的改革歷程。直到1999年，此時(shí)處于市場化前期，電力企業(yè)ROE波動尚不明顯。1999年末，市場化改革力度加強(qiáng)，電力企業(yè)ROE和PB估值大幅波動，行業(yè)進(jìn)入動蕩期。在此期間，美國的電價(jià)受市場化政策驅(qū)動，出現(xiàn)顯著上漲。之后到2008年，電力市場化演進(jìn)基本完成，美國主要電力公司ROE波動減弱，波動幅度收窄至5%-15%之間，表現(xiàn)出顯著公用事業(yè)屬性，PB估值穩(wěn)步上升。

反觀我國電力市場化改革進(jìn)程，在改革中期，由于政策變化與市場預(yù)期的不明朗，的確會出現(xiàn)板塊估值動蕩，但是隨著市場化交易比例的提高，我們正在逐步邁向電力市場化的成熟。從中長期看，隨著我國電力改革逐漸完善，我國火電板塊也將回歸公用事業(yè)屬性，估值回升。

原標(biāo)題:火電十二問-掀起火電企業(yè)美好時(shí)代的蓋頭來