来源：国金证券

　　投资建议

　　建议短期关注火电板块机会，尤其煤价弹性大、边际变化显著的个股，如华电国际、建投能源；建议中长期关注高股息率、分红稳定的个股，如浙能电力、建投能源、华能国际、华电国际。

　　行业观点

　　预计2020年电价微幅降低、火电发电量微幅上升或不变、煤价大幅下降。电价：在全球疫情导致我国贸易出口承压，经济不确定性因素大的情况下，从为企业减负降本的角度，我们认为国家下半年仍将延续上半年的阶段性降低用电成本政策，对除高耗能以外的制造业和一般工商业用户降5％的电费。由于目前电价下降幅度与是否需要火电企业承担尚不明确，火电板块估值仍受低预期压制。预计两会后降价政策将落地，届时利空出尽，火电板块业绩确定性增强。发电量：综合考虑赶工和夏季气温升高带来的用电量增长，我们预计2020年全年用电量增速接近3％。考虑到风电光伏处于抢装期，发电量增速较高，预计火电全年发电量增速2.0％，增长高峰在夏季。煤价：目前煤炭供给宽松格局明确，用电量恢复后煤价预计企稳或微幅上涨，但不改供需格局。我们预计2020年全年煤价中枢为520元/吨。2020Q2季度均价515元/吨，相比去年Q2动力煤均价614元/吨同比下降98元/吨，降幅达16％，有望成为2020年季度平均煤价最大下降幅度。

　　Q2火电板块利润有望翻倍，全年火电板块利润增速或至87％。如2020Q2在QHD Q5500平均煤价515元/吨即同比下降16％、火电发电量增长1％、火电综合上网电价受市场化影响下降1％的中性假设下，预计火电归母净利相比去年同期有望上升109％。在全年煤价中枢520元/吨、火电全年发电量不变、火电综合上网电价受降电价政策和市场化影响下降1％的偏悲观假设下，预计火电行业板块2020年业绩增速有望达到87％。

　　预计中长期火电电价或上升、煤价波动收窄，板块ROE逐步稳定回升。预计随着市场化比例的扩大，发电企业议价能力增强，市场化电价折价逐步缩窄，加之火电逐渐向调峰电源角色转变，调峰带来额外收入弥补利用小时下降成本；加上煤炭需求增速不断收窄，价格波动逐步缩小，火电板块ROE波动范围随之减小。

　　当前火电公司分红意愿提升，高股息率助推公用事业降息周期内跑赢大盘。10年期存款利率已降至2.5％。公用事业板块具有较强的防御属性，在降息周期、经济增速下行期间，高股息率是公用事业板块跑赢大盘的强有力支撑。我国火电投资建设在2015年进入高峰时期，火电基本建设投资完成额累计同比最高达78.82％，2015年之后，基本建设投资完成额增速呈现波动回落态势，截至2020年3月已降至-36.5％，反映我国火电电源建设已逐步进入收尾阶段，未来增量空间较小。在开支平稳下降的趋势下，部分火电公司分红比例有不同程度提升，如华电国际分红比例提升8.29pct。新一轮降息周期下，国内经济增速持续下行，火电企业有望在煤价下行趋势下充分受益，推动盈利持续改善，稳定高分红回报可期。

　　风险提示

　　疫情影响超出预期；电价大幅下降；煤价降幅低于预期。

　　目录内容

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　　近三年火电平稳发展，机构持股比例不断上升

　　自2018年始，火电行业进入平稳发展时期。含税电价在-1％~2％小范围内波动，由于期间增值税下调，不含税电价微幅增长。装机容量以低于5％的速度平稳增长，利用小时数微幅下降。煤价方面，2016年煤炭供给侧改革后暴涨的煤价也基本稳定在500-600元/吨范围内，围绕绿色区间波动。随着火电板块盈利能力增强，剔除一般法人机构持股比例不断上升。

　　2020Q1复盘：电厂区域影响各异，火电个股业绩分化。2020Q1受疫情利空因素影响，火电板块营收普遍下滑。利用小时数方面，由于各区域疫情情况不同、产业结构不一，用电量影响出现较大差异，因此，各发电企业的发电量与利用小时数由于布局不同出现较大变化。煤炭成本方面，煤矿复工受疫情影响2月平均煤价570元/吨，较1月平均煤价557元/吨有所回升，故Q1秦皇岛Q5500动力煤均价相比同期仅小幅回落4.67％。发电量与煤价差异导致火电个股业绩出现分化。发电量影响小、煤价弹性大的个股如华电国际、建投能源业绩大幅提高，4月股价随之跑赢大盘。

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　　2020年煤价继续大幅下降，Q2开始迎来业绩释放

　　2.1 下半年或阶段性电价政策继续，两会后板块业绩确定性增强

　　降价利空不落地，估值受压难提升：2020年1月3日，国务院总理李克强主持召开的国务院常务会议提及降低“制造业”电价，旨在降低企业经营成本，提振企业竞争力。当时我们曾预计2020年将为“制造业”企业（除高耗能以外的大工业用户）每年降低600亿元左右的企业电费支出，其中水电、核电和火电等发电企业需要承担约220亿元降电价任务，板块盈利预期被压制，估值继续走低。

　　疫情影响经济，阶段性降电价提振经济：2020年2月22日，国家发展改革委于出台《阶段性降低用电成本政策》，从2月1日至6月30日期间减免非高耗能大工业和一般工商业企业电费的5％，降价任务由电网公司承担，不涉及上游发电企业。

　　下半年或继续降电价，两会后政策落地：2-6月的阶段性降电价政策出台的基础是预计国内疫情将在6月趋于结束，并未考虑国际疫情影响。然后3月起，国际疫情发展日趋严重，至今拐点仍未到来，结束时间无法确定。加之近日中美关系进一步恶化，在外部局势动荡导致我国贸易出口承压，经济不确定性因素大的情况下，从为企业减负降本的角度，我们认为国家下半年仍将施行上半年的阶段性降低用电成本政策，对除高耗能以外的制造业和一般工商业用户降5％的电费。由于目前电价下降幅度及降价任务的分解尚不明确，在难以确定火电板块是否需要降电价的情况下，板块估值仍受低预期压制。预计两会后降价政策将落地，届时利空出尽，火电板块业绩确定性增强。

　　预计目前的阶段性降电价或难发展为长期政策：一是当前降电价范围过大，按照2019年分类别用电量计算，上述降价年化金额超千亿，电网及上游发电企业齐发力也无力承担降价任务；二是行政降电价容易造成电力市场化倒退，2015年新一轮电力改革以来，我国不断扩大市场化购电比例，并于2020年开始八大试点现货市场改革，行政降价有悖市场化改革的精神，不利于保障电力市场化的持续深化落地。

　　2.2 赶工与炎夏拉动用电增长，水电回复多年平均火电获增量空间

　　5月赶工用电量大幅增长：进入5月，国内复工复产提速，5月1-17日日均用电量同比增长5.9％；五大发电集团日均耗煤量快速增长，截止5月19日已经超过近三年平均水平9％，同比增幅达18％，5月最高增幅31％；浙电日均耗煤量超过去年同比水平25％，5月最高增幅38％；粤电日均耗煤量超过去年同比水平16％，5月最高增幅65％。

　　炎夏带动用电需求提升，预计全年用电量增速3％：据国家气候中心预测，2020已正式形成一次弱厄尔尼诺事件，2020年夏季全国大部分地区气温或偏高1℃左右，预计夏季制冷用电需求继续上升。我国夏季空调制冷占比40％以上，一线城市已近60％，预计将有效提升应峰度夏季节的用电量。此外，5月后经济较疫情前有所恢复，综合考虑赶工和夏季高温带来的用电量增长，我们预计2020年全年用电量增速接近3％：其中第二产业受传统基建拉动影响用电增速在二季度恢复至4.37％，其中四大高耗能行业用电增速4.42％，非高耗能行业用电增速4.33％。第二产业用电量在三、四季度分别增长4.75％、7.00％；第三产业中商业受疫情影响，用电负荷恢复发生在三四季度，逐步回复用电增速分别至7.35％、12.48％。居民用电因2020年在家办公、夏季提前来临及高温带来的制冷需求等影响保持较高增速，二、三季度同比增速在10.62％和9.86％，四季度受暖冬影响回落至4.79％。

　　厄尔尼诺致中部降水少，水电为火电腾出增长空间。弱厄尔尼诺事件将使得降水总体呈“南北多、中间少”的空间分布，考虑到湖北、四川等省份处于中部地区，2020年来水或回落至多年平均水平，水电发电同比增速低，为火电发电量提供更大增量空间。预计全年用电量增速3％的假设下，扣除风光和核电增长，水火发电量增速分别为-1.1％、2.0％。

　　2020年煤价中枢520元/吨，预计Q2全年降幅最大达16％

　　近年来煤炭供给持续宽松，供大于求进一步加剧：从历史上看，煤价上行/下行通道通常会延续四年左右。这是因为，一般煤炭开采的固定资产投资始于煤价上涨周期的第二年——价格趋势确立之年，新矿从开始建设到完全投产需要2-3年时间。本轮煤价上涨始于2016年年初，煤矿大规模资本开支回暖始于2017年年初，2019年恰好进入产能大量释放周期，当年煤炭开采和洗选业固定资产投资完成额累计增速29.6％及2.2亿吨煤炭核准产能也验证了我们的煤炭供需周期论。按已建成、进入联合试运转的产能保守测算，截至2019年底，我国煤炭产能已达41.2亿吨/年。2019年煤炭产量同比增长4.0％，而消费量同比增长仅1％，反映一定供应过剩情况。

　　预计2020年煤价中枢520元/吨，Q2下降16％或为全年最大降幅：目前看，煤炭在近几年处于下降通道，尽管会出现因短期供需不平衡影响价格快速增长的情况，但难改长期价格下降趋势。以2020Q1为例，春节后受疫情影响，秦皇岛5500动力煤价格一度从560元/吨短暂攀升至571元/吨的高位。但随着3月大部分煤矿复工后，动力煤3月产量同比增加12.46％，4月煤价迅速跌破470元/吨，一定程度反映所造成的供给过剩。尽管近期由于气温回升过快，动力煤价格呈现上扬迹象，长期看，煤炭供给宽松格局明确，后续用电量恢复后煤价预计企稳或微幅上涨。我们预计2020年全年煤价中枢为520元/吨。2020Q2季度均价515元/吨，相比去年Q2动力煤均价614元/吨同比下降98元/吨，降幅达16％，有望成为2020年季度煤价最大下降幅度。

　　煤价大幅下降，抵消电价与利用小时数微幅下降带来的影响：以2019Q2利润表为基础，测算火电板块归母净利润对三要素发电量、电价、煤价的敏感性分别为2.15％、12.66％、8.07％。板块归母净利对电价的敏感性最高，煤价次之；对二者敏感性远高于发电量。虽然板块归母净利对电价的敏感性高于煤价，但是电价波动范围小，一般不超过3％；煤价则波动范围较大，预计2020年Q1-Q4动力煤价格降幅分别为4.67％、16.02％、15.19％、11.26％，远超电价波动幅度。煤价下降带来的盈利增长能够完全覆盖电价下降可能带来的盈利缩减，同时保有盈余。

　　Q2火电板块利润有望翻倍，全年火电板块利润增速或至87％：如2020Q2在QHD Q5500平均煤价515元/吨即同比下降16％、火电发电量增长1％、火电综合上网电价受市场化影响下降1％的中性假设下，预计火电归母净利相比去年同期有望上升109％。在全年煤价中枢520元/吨、火电全年发电量不变、火电综合上网电价受降电价政策和市场化影响下降1％的偏悲观假设下，预计火电行业板块2020年业绩增速有望达到87％。

　　火电业绩持续分化，高煤价弹性公司有望在煤价下降周期中获利丰厚：我们测算了上一轮煤价下行通道即2011-2015年期间，火电公司燃料成本相对煤价的弹性。各公司弹性与2020Q1业绩情况基本符合：弹性大的华电国际和建投能源营业成本下降幅度更大，实现2020Q1营收负增长、归母净利正增长。弹性较大的湖北能源、长源电力、浙能电力因受区域性影响严重，侵蚀高弹性带来的业绩增长；区域影响减弱后公司将有反弹机会。

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　　中长期火电电价走强，ROE波动收窄

　　3.1 美国经验表明市场化利于盈利波动性减弱，火电板块估值不断提

　　解读：从美国的电力市场化改革历程看，市场化的加深有利于电价提高及盈利波动性减弱，助力火电板块公用事业属性的回归。

　　我们选取了美国电力、南方电力、杜克能源和埃立特四家企业作为借鉴，分析其ROE在电力改革前后变化，尝试预测我国火电板块盈利未来长期可能的演变方向。

　　1992年美国由《能源政策法案》开放输电网接入，促进电力批发市场竞争，从而开启了电力市场化的改革历程。直到1999年，此时处于市场化前期，电力企业ROE波动尚不明显。1999年末，市场化改革力度加强，电力企业ROE和PB估值大幅波动，行业进入动荡期。在此期间，美国的电价受市场化政策驱动，出现显著上涨。之后到2008年，电力市场化演进基本完成，美国主要电力公司ROE波动减弱，波动幅度收窄至5％-15％之间，表现出显著公用事业属性，PB估值稳步上升。

　　3.2 电力改革提升我国长期市场化电价，火电回报波动性收窄估值提升

　　中长期火电板块回归公共事业属性，促进估值修复：反观我国电力市场化改革进程，在改革中期，由于政策变化与市场预期的不明朗，的确会出现板块估值动荡，但是随着我国电力改革逐渐完善，市场化交易比例的提高，我们正在逐步迈向电力市场化的成熟，电价逐渐上升至合理盈利区间，电板块也将回归公用事业属性，促进估值不断回升。

　　市场化比例扩大，市场化折价缩窄电价有望走高：从2015电力市场化改革以来，市场交易比例逐渐扩大，参与市场化的主体也由开始的大工业用户延伸到一般工商业用户。大多数中小企业客户对电价不敏感，而且由于其用电不稳定，议价能力有限。我国政府计划2020年100％放开工商业用电，即全部用电量的63.3％（基于2019年用电量），约45000亿千瓦时。预计随着市场化比例的扩大，发电企业议价能力增强，市场化电价折价逐步缩窄。

　　2016年后煤价波动减小，火电ROE 波动随之缩窄：2016年，国家能源局在推进能源领域供给侧结构性改革要着重抓好的七项工作中，将化解煤炭行业过剩产能作为第一条重点工作，要求力争关闭落后煤矿1000处以上，合计产能6000万吨。整顿结束后，煤炭市场集中度提高，煤炭集团稳煤价功能加强，煤价波动缩小，火电板块ROE波动范围随之减小。

　　中长期清洁能源比例不断扩大，火电由基荷电源向调节电源转变：提高清洁能源比例的前提是保证电网的安全运行，随着“十四五”电力需求的进一步放缓，以及可再生能源目标要求的提高，在新增电量需求中煤电的市场份额将进一步下降。高比例清洁能源尤其是风光新能源接入系统，增加了系统的调节负担，对现有煤电机组进行灵活性改造，逐步降低利用小时数，促进煤电在系统中的定位由基荷电源向调节电源转变成为趋势。

　　开展灵活性改造需要经济回报支撑，中长期增加火电收入：2016年11月7日，国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》，规划要求“十三五”期间，热电机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦左右，合计2.2亿千瓦，主要集中在三北地区。但根据电力交易中心的数据显示，截至目前，全国完成灵活性改造的煤电机组仅仅5000多万千瓦，不足规划的1/4。随着煤电在系统中由基荷向调节能源转变，如不能对提供灵活性服务电源基于经济激励，则发电侧灵活调节能力、调节意愿都严重不足，为提升电网调峰能力，提高电网安全稳定性，必须给予火电企业正向激励，由用户以及需要调峰的电源承担辅助服务费用，提升火电调峰积极性。

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　　利息下降周期，高股息股票带来配置价值

　　4.1 利率下行时期，公用事业凭借高利率跑赢大盘

　　2020年年初至4月美股公用事业持续跑赢大盘：2020年年初至3月，受海外疫情蔓延升级影响，海外投资市场剧烈波动，投资者对经济走弱的预期氛围浓厚。2020年3月十年期美国国债收益率历史性降至 1％以下，截至 2020 年4月底，十年期美债收益率已经跌至0.64％。SP500公用事业板块在年初到2020年4月期间持续跑赢SP500指数，超额收益最高达14.41％。

　　2000年以来港股公用事业持续跑赢大盘：2000年以来，港股公用事业板块表现强劲，持续跑赢大盘指数，截至2020年5月19日，港股公用事业板块超额收益累计达198％。其中，2000-2004期间，美股科技泡沫破灭后，恒生指数大幅下跌达到50％左右，港股公用事业板块整个降息期间持续跑赢大盘指数，超额收益逐渐积累达78％左右；2007-2015年金融危机期间，恒生指数最大跌幅超过35％，而港股公用事业板块防御性、超额收益性俱佳，在整个周期内获得约33％的超额收益。

　　A股公用事业降息周期内均跑赢大盘：2000年以来，A股公用事业降息周期内防御性凸显，均获得正的超额收益。其中，2008-2010年间，受金融危机影响，央行自2008年9月16日起开始为期两年的降息周期，公用事业板块在2008年9月-2009年3月期间超额收益逐渐积累，跑赢上证综指11％。2012-2015年，央行开启长达3年多的降息周期对冲增速下滑，叠加经济下行导致煤炭价格大幅下行，公用事业板块盈利能力大幅改善，在2012年6月-2015年8月期间，超额收益持续积累达70％左右。2018年3月以来，受贸易战及国内宏观调控影响，经济增速开始再次下行，伴随煤价下行，公用事业板块持续跑赢大盘。

　　高股息率助推公用事业降息周期内跑赢大盘：公用事业板块具有较强的防御属性，在降息周期内、经济增速下行期间，高股息率是公用事业板块跑赢大盘的强有力支撑。截至目前，美国十年期国债收益率降至0.73％背景下，杜克能源近12个月股息率高达4.43％；港股火电企业表现更为亮眼，其中大唐发电和中国电力近12个月股息率分别高达9.71％和7.98％，彰显较高的投资价值。

　　4.2 火电公司分红意愿提升，稳定回报可期

　　投资建设进入尾声叠加盈利改善，火电公司分红意愿提升：我国火电投资建设在2015年进入高峰时期，火电基本建设投资完成额累计同比最高达78.82％。2015年之后，基本建设投资完成额增速呈现波动回落态势，截至2020年3月已降至-36.5％，反映我国火电电源建设已逐步进入收尾阶段，未来增量空间较小；2019年，受煤价下行影响，火电企业燃料成本下降，推动盈利企稳回升，从年报披露的拟实施分红派息情况看，部分公司分红比例有不同程度提升，如华电国际分红比例从2018年的42.00％大幅提升至2019年的50.29％，提升8.29pct。

　　煤价下行火电有望充分受益，稳定高分红可期：根据中国人民银行最新数据显示，10年期存款利率已降至2.5％。新一轮降息周期下，火电企业在估值受降电价影响低迷、近期盈利大幅改善、中长期盈利逐渐平滑的情况下，火电板块迎来最佳配置时机。

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　　投资建议

　　电价政策落地后将迎来逢火电业绩最为丰厚、估值修复的季度，建议短期关注火电板块机会，尤其煤价弹性大、边际变化显著的个股，如华电国际、建投能源；中长期市场化电价的回升与煤价波动性的收窄，加上火电企业因投资降低而带来的分红意愿加大，带动火电板块逐步回归公共事业属性，建议中长期关注高股息率、分红稳定的个股，如浙能电力、建投能源、华能国际、华电国际。

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　　风险提示

　　疫情影响超出预期；

　　电价大幅下降；

　　煤价降幅低于预期。