电力、煤气及水等公用事业行业研究：市场化+浮动价增强盈利确定性，重构火电板块价值新时代

建议关注受电价政策落地、煤价下行、利用小时数稳定业绩企稳回升的火电龙头企业华能国际、华电国际;

建议关注区域供需紧平衡带来价格上升、盈利增加的地方火电龙头建投能源、皖能电力、湖北能源。

基本结论

直接交易比重距市场化目标差距大,推动 2019电改政策频出。2018年我国市场交易电量占全社会用电量比重为 30.2%,距离国家提出的 2018年与2020年全国交易电量占比分别达到 54.4%和 66.1%(按照 2018年用电量计算)差价较大。在此背景下,为推动电力市场化改革实现,2019年我国出台了包括电力机制改革与电价改革在内的多项举措。

发用电放开面临四大挑战,预计 2021年市场化比例难超 55%。当前发用电计划放开面临“市场建设进展慢、交叉补贴难解决、优先发电规模大和工商业用户进场难”四大挑战,发用电计划放开无法一蹴而就。结合 2015年推动第二轮市场化改革以来直接交易比重年均增速 5%的情况,我们按照每年8%的市场化比例乐观计算,至 2021年,全社会电力市场化比例也不超过55%。因各省当前市场化程度、电力供需情况不一,市场化程度在具体省份会有较大差异。

尽管煤电上网改“基准+浮动”,电价之锚仍为原有煤电标杆电价。煤电上网标杆电价对核电、跨省水电的电价以及可再生能源的现金流(实时结算)起到“锚”的作用。政府定价电量部分的煤电价格机制由现行燃煤机组标杆上网电价机制改为“基准价士上下浮动”的价格机制后,由于核水风光等电源均为高固定成本结构,不适宜与煤价挂钩浮动,且政府也已表明,其他电源与煤电标杆电价挂钩的内容将主要由煤电基准价取代,因此,煤电基准价变动对其他电源定价没有影响。

浮动价难改煤电联动本质,首轮地方政府定价降幅不超 3%。我们认为受煤电成本比重高及各地用电结构不同影响,浮动机制最终将与煤价挂钩而非下游产品成本。受煤价、电厂盈利水平、市场供需等影响,首轮浮动价机制下,政府定价电量的平均降价区间在 3%之内,江西、重庆、安徽、广西、辽宁、湖北、湖南、新疆、蒙西、冀南等地区或将成为首轮电价不降价地区。

市场化+浮动价增强盈利确定性,助力火电板块估值回归。 “市场煤、管制电”双轨制下,火电板块 PE 水平在 8-38倍之间波动波动性导致 PE 估值对火电板块整体的指引性较弱。美国市场化经验表明电龙头在市场化带动ROE 平稳后,PB 估值不断上升。我们认为,电力市场化+浮动价有利于火电盈利波动平滑,增强公用事业属性,板块投资逻辑发生转变,板块 PB 有望从当前 0.99倍提高到 PB 估值 1.4-1.7倍。

风险提示

电价下降与电力市场化程度超预期、煤炭突发性事件导致煤价上涨