从海外来看，日本现有140座煤炭发电厂，政府计划关停其中100座;欧洲至少有6个国家提出了明确的彻底关闭煤电发电厂的时间表，最晚的德国将在2038前彻底关停所有煤电。
从国内来看，2019年煤电企业甩卖了大量的煤电资产;由于50%的煤电企业亏损，2020年伊始，国资委不得不出手，开启煤电资产整合。
1、日本现有140座煤炭发电厂，计划关停100座
日本经济产业省透露的消息说，为了减少二氧化碳的排放量，日本将关闭100座煤炭发电厂，鼓励发展新型发电站，普及再生能源。
日本虽然在近几年强化了火力发电站的二氧化碳减排措施，但是，一些煤炭发电站的二氧化碳排放量依然居高不下。目前，日本全国共有140座煤炭发电厂，经济产业省计划关闭其中的100座效率低下的发电站。
日本政府计划在2030年度，将煤炭发电的比例在整个发电量中，减少到26%。
2、欧洲的去煤时间表
目前，全球很多国家已经宣布彻底关闭煤电发电厂的时间表：
西班牙电力集团计划到2020年完全关闭燃煤电厂;
法国计划到2021年关闭所有燃煤电厂;
英国决定在2025年前关闭所有煤电设施;
荷兰将从2030年起禁止使用煤炭发电。
芬兰打算到2030年全面禁煤;
德国宣布将最迟于2038年彻底放弃煤电;
3、中国电力巨头甩卖煤电资产
中国的电力巨头们也在开展能源结构的转型。在《2019，破产、排队出售的火电厂!》中介绍了：
1)国投电力：一次性甩卖6座火电厂
8月27日晚间，国投电力发布公告，拟一次性挂牌转让公司所持有的、价值近百亿元的6处火电资产，被称作火电行业的“最强”甩卖!
2)大唐集团：1处破产，4处资产挂牌转让
2019年，大唐集团1处火电厂破产，4处火电资产挂牌转让;
同时，大唐集团2020年获得了超过5GW的竞价、平价光伏项目指标。
3)国电电力：云南宣威火电厂破产
2019年11月13日，国电电力董事会审议通过《关于申请宣威公司破产清算的议案》，同意国电电力作为债权人向人民法院申请国电宣威发电有限责任公司破产清算，同意宣威公司采取“破产不停产、边生产边重整”的工作计划实施破产重整事项。
4)华能国际：1处破产，1处关停
2019年7月31日，华能国际发布公告：
洛阳阳光热电有限公司已提出破产申请，经测算，阳光热电需计提减值22,985.84万元，其中固定资产19,162.43万元，在建工程3,823.41万元。
华能海南发电股份有限公司海口电厂4#5#机组受淘汰煤电落后产能影响，将于2020年6月底关停，经测算，需计提固定资产减值3,006.34万元。
4、国资委出手，开启煤电资产整合
某企业调研发现，我国50%左右的煤电企业出线亏损，主要集中在西北地区。针对这一情况，2020年5月20日，国资委下发《关于印发中央企业煤电资源区域整合第一批试点首批划转企业名单的通知》。(详见：一企包一省，煤电大一统格局拉开序幕!)
根据文件，针对西北五省的煤电企业整合，采取五大电力“一企包一省”的方式，其中：
中国华能——甘肃
中国大唐——陕西
中国华电——新疆
国家电投——青海
国家能源集团——宁夏
第一批试点共涉及48户煤电企业(或项目)，其中，38户将于2020年6月30日前划转、2户于发电项目竣工后一年内划转、8户暂不划转(5户煤电一体化项目、2户自备电厂、1户已签订股权转让协议)。
本轮资源整合试点从2019年开始启动，试点时间3年左右。试点整合目标为：力争到2021年末，试点区域产能结构明显优化，煤电协同持续增强，运营效率稳步提高，煤电产能压降四分之一至三分之一，平均设备利用小时明显上升，整体减亏超过50%，资产负债率明显下降。
面对全球去煤电的大趋势，申万宏源公用事业研究团队对中国的火电价值进行更深刻的分析，其内容如下：
多重不利因素共振导致过去几年火电公司业绩表现不佳。对于绝大部分投资者而言，近年来投资中国火电公司的体验并不美妙。主要原因：其一，火电博弈带来的强周期性，煤价拐点难以把握，资产减值的发生进一步加大择时难度;其二，持续高强度的资本开支，再强劲的现金流也无法转化为扎实的股息回报。从盈利角度，2016-2019年我国火电行业历经多重考验：煤价快速上升后持续高位运行，煤电联动机制失效叠加市场化快速推进压制电价，盈利恶化以及“处僵治困”的需求计提大额资产减值，多重不利因素呈现共振态势。
穿越“煤价+电价+资产减值”三座大山，火电公司盈利能力有望迎来确定性拐点。从长周期历史视角来看，“十三五”前期火电盈利能力恶化是电价、供需格局和煤价同时发生异常扰动的结果，三重利空的罕见情景组合构成对火电资产质量的严峻压力测试。展望未来三年，我们认为火电公司基本已经跨越“煤价+电价+资产减值”三座大山，盈利能力将逐步修复至正常水平。我们判断随着煤炭优质产能逐步释放，煤价将会保持绿色区间内震荡的态势，2020年煤价中枢将会大幅下行，此后则将保持相对稳定;电价市场化最迅速的阶段已经过去，短期看电价让利的任务更多的将由电网承担，中长期看电价具备提升空间;煤电盈利三大要素均呈现向好趋势，同时主要火电上市公司“处僵治困”工作接近完成，后续计提大额资产减值损失的风险大幅降低。
中国电力行业进入下半场，火电公司现金牛价值逐步显现。火电行业拥有强劲经营现金流，经营现金流波动幅度远小于净利润，但是长期以来的高强度资本支出极大减少了火电公司的自由现金流水平(FCFF)。2020年是“十三五”收关年、“十四五”开局年，随着未来电力需求增速的相对放缓，以及新能源行业的蓬勃发展，火电行业角色和定位正在悄然发生改变已经成为行业共识。一方面火电装机增速有望在中长期保持低位，另一方面部分火电公司过去几年由于参与风电抢装，资本支出规模在短期大幅跃升，随着2021年后风电平价时代的来临，风电资本支出规模将回归正常水平。我们预期火电行业正逐步从强现金流、强资本支出，转向强现金流、弱资本支出的组合，现金奶牛属性不断凸显。
央企降低资产负债率考核有望告一段落，有关企业分红能力与意愿有望得到加强。过去几年由于国资委对央企的资产负债率提出严格的考核要求，以央企为主的电力行业面临较大的去杠杆压力，相较于分红，公司可能更愿意将现金流用于还债。国资委对于2020年以后的央企降杠杆目前并未提出新的要求，大部分电力企业近年来资产负债率均有所降低。随着火电盈利稳定性不断增强，自由现金流大幅改善，我们判断火电行业属性将从重投资低分红的周期行业，逐步转变成为低投资高分红的稳定价值行业。参考美国经验，行业估值具备较大的提升空间。
浴火涅槃，全面看多优质火电龙头。站在当前时点，我们认为无论从盈利三要素(电价、煤价、利用小时数)还是减值风险、资本开支强度来看，火电版块均迎来确定性向好趋势。
对于绝大部分投资者而言，近年来投资中国火电公司的体验并不美妙，因此当前市场对火电的关注度较低且对火电板块发生的深刻变化认识不足。我们认为从长周期历史视角来看，“十三五”前期火电盈利能力恶化是电价、供需格局、煤价同时负向变化的结果，三重利空的情景组合在历史上极为罕见。当前时点我国电力行业已经正式步入下半场，火电行业盈利能力、国家定位均已悄然发生深刻变化。
从利润表上看，煤电盈利能力三要素均呈现向好趋势，板块业绩改善趋势确定;从资产负债表来看，穿越“煤价+电价+资产减值”三重压力测试后，火电龙头资产减值高峰已过，资产负债表质量显著提升;从现金流量表看，随着火电企业新增资本支出下行，自由现金流显著改善，未来分红比例有望大幅提升。
引言：中美火电上市公司业绩对比
全球利率下行，高股息资产配置性价比突出。
2020年初以来，全球经济均面临疫情的严峻考验，近日以来中美经贸摩擦风波再起。资本市场面临高度的不确定性，在这种不确定性的形势下，资本市场愈发强调“内需拉动”“新老基建”“核心资产”，有关的代表性标的也获得较好的投资回报。我们高度认可市场的主流逻辑和投资方向，但是我们同时也注意到，疫情发生以来全球流动性大量宽松，中美国债收益率均持续大幅下行，而具备高股息率属性的诸多A股代表性公司，股价却持续处于低位，配置性价比愈发凸显。
典型的，从下图我们可以发现，目前相对于十年期国债的收益率，沪深300标的的股息率处于一个极具吸引力的位置。
对于绝大部分投资者而言，近年来投资中国火电公司的体验并不美妙。本世纪至今的第一个20年，我国电力行业可谓跌宕起伏，从用电需求到装机供给，从电价政策到企业利润，最终落实到股价表现，我国电力板块均经历数个周期。从二十年的维度看，我国电力板块除长江电力等少数大型水电公司外，鲜有超额收益。与之相对的，美股新纪元能源、杜克能源、南方电力等电力龙头股价1980年至今稳步上涨，长期跑赢标普500。为什么投资中国火电股无法获得超额收益?
固然中美电力行业从供需格局、电价政策、燃料供给等方面均有差别，导致我国火电公司利润波动大于美股电力公司。但是由于电力行业折旧等非付现成本比重较大，且我国电力公司固定资产会计折旧年限显著短于美股电力公司，从经营性现金流量净额的角度，我国火电公司实际现金创造能力波动幅度远小于利润波动，对电价、供需格局以及成本的敏感性相对较低，现金流稳定性与南方电力等美股电力公司差距并不明显。
制约我国火电公司股价上涨的重要因素之一：火电博弈带来的强周期性，煤价拐点难以把握只是其一，资产减值的发生进一步加大择时难度。过去二十多年，我国的火电行业一直面临的是市场煤、计划电的格局，煤电顶牛现象不时出现。煤价和电价的调整完全不同步，甚至有时候会方向相反，造成火电企业经营利润的大幅波动。进一步的，如果煤价大幅上行，叠加电力供需恶化，利用小时下降，重资产的火电行业很容易面临计提大额资产减值准备的压力。
制约我国火电公司股价上涨的重要因素之二：持续高强度的资本开支，再强劲的现金流也无法转化为扎实的股息回报。我们判断中美火电公司股价表现迥异更重要的原因在于经济发展阶段，目前我国人均用电量仅相当于美国60年代后期，此前用电需求处于高速增长阶段，引发电力公司高强度资本开支。“十二五”期间我国火电新增装机规模较大，“十三五”期间虽然火电增速放缓，但是新能源平价上网压力引发的抢装潮反而推高了资本开支。高强度资本开支压制了电力公司分红能力与分红意愿，充沛且稳定的经营性现金净流入绝大部分转化为投资性现金净流出，削弱了公用事业类标的原本的高股息价值。
2017-2019年对于火电历经多重考验：煤价快速上升后持续高位运行，煤电联动机制失效叠加市场化快速推进压制电价，由于盈利恶化以及“处僵治困”的需求使得企业集中计提大额资产减值，三座大山共同压制火电企业盈利水平。
1)煤价：2016年开启的煤炭供给侧改革快速推升煤价，2016-2019年四年煤炭现货年度均价分别为475、638、647、587元/吨。煤价2016年快速上行，后续三年持续高位运行。煤价高企极大的影响了火电企业的盈利能力。
2)电价：尽管2017-2019年煤价持续处于高位，主要是考虑下游经济承受能力，过去多次执行的“煤电联动”机制始终搁浅。巨大的煤价上涨压力无法顺利传导给下游。更进一步的，2017-2019年火电市场化交易快速推进。以最大的火电上市公司华能国际为例，2016年公司市场化交易电量占比仅25%，截止2019年市场化交易电量占比已经提升至56%。市场化交易电量占比持续提升推动火电综合上网电价持续下行。
3)大额资产减值：2018-2019年主要火电上市公司的资产减值规模均有不同程度的增加。火电资产大额资产减值一方面是煤价、电价趋势恶化的结果，另外一方面国资委自2016年起大力推进“处僵治困”工作，计提大额资产减值属于落实“处僵治困”的附带结果。大额资产减值的发生导致尽管2019年煤价已经有所回落，但是部分火电上市公司利润改善幅度显著不及预期。
跨越“煤价+电价+资产减值”三座大山，中国电力行业迎来下半场，制约我国火电公司股价上涨的两大因素有望彻底解除。
站在当前时点，我们认为火电公司基本已经跨越“煤价+电价+资产减值”三座大山，盈利能力将逐步修复至正常水平。展望未来三年，我们判断煤价将会保持绿色区间内震荡的态势，2020年煤价中枢将会大幅下行，此后则将保持相对稳定。电价市场化最迅速的阶段已经过去，短期看电价让利的任务更多的将由电网承担，中长期看电价具备提升空间。煤电行业最艰难的阶段已经过去，同时主要火电上市公司“处僵治困”工作接近完成，后续计提大额资产减值损失的风险大幅降低。
中国电力行业进入下半场，火电盈利稳定性有望增强，资本支出下行自由现金流有望大幅改善。2019年国家宣布取消火电标杆电价，未来推行“基准+浮动”的火电价格新政，2020年暂不允许上浮，2021年起则对浮动方向无要求。火电新定价机制的推出，从中长期角度看有利于提升火电盈利稳定性。随着国内工业化、城镇化的高峰过去，国内电力需求和装机投产的高峰期也逐渐过去。煤电供给侧改革、煤电建设风险预警机制的推出，也将保障煤电行业不再大规模超前建设。
展望“十四五”，火电、风电装机增速均将放缓，企业的资本支出也将随之放缓，自由现金流大幅改善。企业强劲的现金流未来将流向分红和偿还贷款。其中可用于分红的现金流将会大幅提升。
2020年是“十三五”收关年，“十四五”开局年。火电行业跨越三座大山导致的盈利困境，预计2020年火电行业的盈利水平将会得到相当程度的修复。后续随着火电盈利稳定性不断增强，自由现金流大幅改善，火电行业属性将从重投资低分红的周期行业，逐步转变成为低投资高分红的稳定价值行业。参考美国经验，行业估值具备较大的提升空间。
1. 煤价中枢回落 火电盈利改善
1.1 产能逐步释放 煤价中枢持续下行
2016年正式推出煤炭供给侧改革，2016-2017是去产能集中期，2018年开始优质产能释放速度加快，2019年下半年起动力煤供需逐步由偏紧转向宽松。
2016年2月5日，国务院发布《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发〔2016〕7号)，提出自2016年起，3年至5年内，煤炭行业将退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右，作为提纲挈领性质的文件，煤炭行业去产能拉开帷幕。截止2018年底，我国累计退出煤炭落后产能8.1亿吨，提前两年完成“十三五”去产能目标任务。实际上从2018年下半年开始煤炭行业已经逐步从去产能转向优质产能释放，行业净产能开始增长。煤炭开采行业固定资产投资增速自2018Q3开始由负转正，全年累计增速5.9%;2019年进一步加速，全年累计增速达29.6%，达到2009年以后最高水平。
2019全年煤价回落幅度较大，2020年煤价中枢预计将会进一步下行。2016-2019年秦皇岛5500K动力末煤平仓价年度均值分别为475、638、647、587元/吨，煤价从2018年下半年开始步入下行通道，2019年全年回落幅度较大但仍处于相对高位。
2020年初至今受疫情影响需求偏弱，动力煤价格进一步下降，年初至今平均价格为530元/吨，较上年同期下降78元/吨。其中，疫情造成的需求偏弱叠加煤矿产能恢复领先于下游需求，4月份煤价快速下跌，现货价格跌穿470元/吨。5月份伴随天气转热以及下游工商业需求逐步恢复，煤价快速向上最新现货报价538元/吨，但仍然大幅低于上年同期600元/吨以上的价格水平。短期煤价反弹，不改全年煤价中枢下行的判断。从供给角度看今年煤炭尚有部分新增产能，需求方面难言起色。地产新开工面积从2018-2019已经保持了连续两年的超预期的韧性，2020年新开工下行压力加大，目前疫情冲击下并未见明显放松地产调控政策落地，基建投资尽管有提速预期但是对动力煤需求支撑有限。我们预计2020年全年现货均价为530元/吨，较上年同比减少57元/吨，降幅达9.7%。
展望2021年及以后，我们认为煤价缺乏大规模上行基础，保守来看煤价中枢将在相当长的时期内保持在绿色区间以内(500-570元/吨)，如果地产大幅回落需求承压，则煤价中枢有望下跌到500元/吨甚至更低。
1.2 火电2019年盈利有所修复 2020年业绩弹性依然突出
2019年煤价中枢大幅下行，火电企业整体盈利改善显著。
2019年全社会用电量同比增长4.5%，增速较2018年回落4个百分点。受水电等清洁能源挤压发电空间，火电发电增速仅为2.4%。电价水平因市场电折价幅度同比2018年有所收窄，综合电价同比上升。4月起增值税税率下调3个百分点后，除税电价上涨，提升火电盈利能力。煤价方面，受益于国内煤炭新增产能持续释放及进口煤价格下跌，全国电煤价格指数整体呈现逐月下行趋势，2019年全国平均电煤价格指数为494元/吨，同比下降7%。主要是得益于煤价下跌，同时电量和电价也保持了相对较好趋势，整个SW火电板块业绩有了显著改善。如下表所示，2019年板块净利润同比增长43%;ROE提升1.31个百分点，净利率提升0.93个百分点。尽管利润出现大幅改善，但是火电板块盈利仍然处于相对底部，上市公司层面平均ROE水平仅有5%左右，全行业层面则会更低。距离正常的行业盈利水平仍然有相当的修复空间。
预期2020年煤价进一步下行，在保持电量不变假设下有关火电标的煤价弹性依然可观。如前文所述，我们预期2020年全年现货均价为530元/吨，较上年同比减少57元/吨，降幅达9.7%。火电公司业绩仍然有较大的改善空间。假设各公司发电量保持与2019年一致，我们测算出不同火电上市公司的业绩弹性，结果见下表。
2. 电力市场化步入深水区 火电让利趋缓
2.1电价让利压力从发电侧转向电网侧
近年来通过扩大市场电交易，发电企业持续让利。在国家提出“三区一降一补”，即去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板等五大任务后，2018、2019年两会均提出降低制造业用电成本、一般工商业平均电价降10%的任务目标。其中，2018年要求“通过降低电网环节收费和输配电价，一般工商业电价平均降低10%”。2019年要求“深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%”。
2020年政府工作报告分别提出 “降低工商业电价5%政策延长至年底”。从表1中可以看出，近三年来，终端用电价格先后降10%、10%和5%的主要措施分别来自于降低电网环节收费和深化电力市场化改革。今年上半年的降电价任务全部由电网公司承担，由此判断降电价任务逐渐由发电企业向电网企业转移。
2019年国网和南网运营区域的发电企业通过市场化向下游企业让利规模分别为469亿、306亿元。通过国网和南网公司的公告可了解到，为完成下半年继续降5%电价的任务，分别尚需让利437亿和94亿元。由于2020年大部分省份已完成市场电交易规划，以及年度长协市场电交易，市场电让利规模提升空间有限。从广东省、江苏省、安徽省等地的情况来看，年度长协市场电交易的占比已大幅提升至83%、77%、97.2%。我们判断发电端市场电交易的让利规模大部分已由年度长协交易在年初锁定，全年可扩大的让利空间有限。我们对比让利规模可判断，下半年继续再降5%的电价任务主要由电网企业承担。
降电价任务转由电网公司主动承担，且不向上游发电端传导，展现出“人民电为人民”的服务意识。根据党中央、国务院决策部署，国家发改委于今年2月22日发出通知，要求阶段性降低企业用电成本，阶段性降低非居民用气成本，支持企业复工复产、共渡难关。国家电网公司、南网公司表示坚决支持这一决策部署。国网公司于当天出台八项落实举措，承诺在2月1日至6月30日期间，将减免非高耗能大工业企业电费的5%，减免非高耗能一般工商业企业电费的5%，延长“支持性两部制电价政策”执行期限，减少客户电费支出超过489亿元。南方电网在2月1日至6月30日期间，将减免非高耗能大工业企业电费的5%，减免非高耗能一般工商业企业电费的5%，延长“支持性两部制电价政策”执行期限，对惠及的780万户电力客户减少电费支出超过106亿元。两家电网企业均表示阶段性降低用电成本政策涉及的所有减免电费，不向发电企业等上游企业传导，不向代收的政府性基金分摊，展现出作为全资央企的服务意识。
连续降终端用电成本，我国工业电价与其他国家对比显著偏低。截至2019年，我国工业电价、居民电价分别为0.635元/度和0.542元/度。与可获得数据的35个OECD国家对比，我国工业和居民的平均销售电价位列倒数第三位，约为各国平均水平的60%。其中工业电价位居倒数第九位，约为各国平均水平的71%。预计未来持续降电价的压力降大幅减缓。
2.2电价新政“去周期化” 有助于稳定盈利能力
火电市场电占比逐年提升，占比已超过50%。中电联数据显示，2017、2018年火电上网电量市场化率分别为36.1%和42.8%。2019年9月26日国务院常务会议决定，“抓住当前燃煤发电市场化交易电量已占月50%、电价明显低于标杆上网电价的时机，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从2020年1月1日期，取消火电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。”由此可判断2019年火电企业市场电交易占比已超过50%。我们整理2019年火电龙头企业华能国际、华电国际市场电占比发现，分别为56.4%和53.7%。
全面放开经营性用电计划，从用电端看市场化比例上限预计在60%左右。2019年国家发改委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，研究推进全面放开经营性发用电计划，提高电力交易市场化程度。2019年我国经营性用电中，第二产业占比68.3%、第三产业占比为16.4%，合计84.7%。2019年12月浙江省发布《关于电价调整有关事项的通知》，对于“居民、农业和暂不具备市场交易条件的工商业用户用电对应的统调燃煤机组上网电量，2020年暂按照各机组当月统调燃煤机组上网电量的40%确定,执行基准价，并继续执行超低排放电价政策。”参考浙江省的政策，我们判断，由于部分工商业用户用电量较小，不具备市场交易条件，可市场化交易的经营性用电占比约为60%。从用电端映射发电端，我们判断火电企业市场化交易比例已接近上限。
市场电结构中的年度长协占比提升，提升大火电企业议价能力，且平滑电价波动风险。中电联数据显示，今年Q1中长期电力直接交易电量合计为3178.1亿度，中长期占市场电比例高达78.5%，占全社会用电量的比例为20.2%。2019年底，广东省明确2020年市场电交易规模为2600亿度，而年度市场交易总成交量就达2163.8亿度，占比高达83%。对比2019年年度长协交易电量占市场电总交易量的比例提升约13个百分点。我们认为，市场电年度长协比例的提升有助于火电企业在判断煤价、供需形势的过程中，做出合理报价，同时大火电企业因规模效应其议价能力显著提升。而月度竞价电量的权重大幅下降，月度折价幅度的波动影响变小。
现货交易试点铺开，长协占比提升将是趋势。电力市场化交易中的年度长协占比高的省份还有江苏、安徽等省份。同为用电大省的江苏省，2019年年度协商及挂牌交易电量在全年市场化电量中的占比超过75%，2020年达到77%。安徽省2018-2019年“年度双边+年度集中”的长协交易电量占市场电比例分别为89.7%和97.2%。我们判断，2019年已试点8个现货交易地区，国家明确未来市场电交易机制是“中长期+现货”两者结合的模式。随着现货市场带来诸多不确定性，长协交易有助于市场主体提前锁定价格，帮助规避风险。
从今年一季度火电企业披露的电价水平中可以看出，除税电价同比表现为上涨，间接验证了我们对火电企业综合电价水平趋稳的判断。
“基准价+上下浮动”以及市场化交易机制取代煤电联动机制后，改善电价调整对煤价变化的滞后性，提高了火电盈利稳定性。从实际操作来看，2016年之前我国煤电联动整体上得到了较好的执行，仅2010-2011年略有滞后。但2016年后煤电联动未能顺利实施，处于失效状态。火电企业受制于煤价上涨、市场电规模扩大降低电价的双重压力，盈利能力大幅下降。我们认为，新的火电定价机制进一步完善了燃煤成本的传导机制，有利于火电企业盈利能力逐步回归并稳定在合理区间，使火电“去周期化”：
1)新政文件中“改革必要性”一节原文阐述了新政的初衷，即“现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展，突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化，不利于电力上下游产业协调可持续发展，不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用”，反之即为新政预期结果，即让电价更及时的反映成本与供需。
2)从政策文件描述中，我们可以判断“浮动电价”主要用来反映短时间的煤价波动以及供需格局变化，但是政策并没有明确“基准电价”的形成机制，从现有多方表述来看，“基准电价”可能更多是原煤电联动政策的延续，根据一定煤价中枢下的合理利润率倒推。
3)此次政策将电价细化方案制定权下放到各省级发改委，而不是以往国家层面“一刀切”，有利于各省根据本省煤价及供需格局制定更为合理的方案。
3. 最艰难的时候已经过去 资产减值风险下降
3.1 落实“处僵治困”安排 火电央企频频计提大额减值
国资委2016年启动央企“处僵治困”工作，制定三年期“处僵治困”工作方案。国资委在2016年率先启动了“处僵治困”工作，计划用三年时间完成2041户“僵尸企业”和“特困企业”的“处僵治困”工作。2016年12月，国务院印发《中央企业处置“僵尸企业”工作方案》;2017年1月，国资委印发《中央企业开展特困企业专项治理工作方案》。截止2018年底，“处僵治困”的总体工作基本完成，超过了1900户的“僵尸企业”和特困企业得到了有效处置和出清。纳入专项工作范围的企业全部完成了整治工作，比2015年减亏了2000多亿。
电力央企过去几年盈利处于底部，“处僵治困”工作面临严峻挑战。自2016年以来，煤价大幅上行、电价面临市场化改革压力，西北、西南、东北等区域电力供需局部压力利用小时表现不佳。2018年全国范围内火电企业亏损面超过一半。盈利恶化叠加国资委“处僵治困”工作要求，各家电力央企纷纷加大对下属亏损企业、资不抵债企业的清理整治力度，有的企业在采取一定措施后顺利完成扭亏，另外一部分企业则只能采取破产清算等终极手段。
具体到上市公司层面，由于盈利恶化以及“处僵治困”工作的推动，2018年以来主要火电公司开始加大对亏损以及资不抵债资产的清理整治力度，2019年资产及信用减值规模大幅跃升。典型的，国电电力2018年至今先后对宁夏英力特、国电宣威发电进行破产清算，造成大量减值损失;大唐发电2019年拟转让氧化铝产线因此计提大额资产减值;华能国际2019年对旗下的洛阳阳光电厂进行破产清算，对榆社电厂计提大额资产减值并拟对外处置股权或申请破产，对无法复工的白龙山煤矿一井资产进行报废处置。
目前电力行业最困难的阶段已经过去，“处僵治困”任务接近完成，未来计提大额资产减值风险已经较低。更进一步的分析参见3.2节。
3.2 综合火电三要素趋势 火电未来减值风险预计相对可控
站在当前时点，综合煤电盈利三要素趋势，即煤价、电价、利用小时数趋势，我们判断煤电减值高峰已过，未来减值风险预计相对可控。
从煤价角度，我国煤电企业盈利能力有望迎来行业性整体改善。对于煤价，如上文分析，目前我国煤炭供给侧改革已经由去产能逐步过渡到优质产能释放阶段，相比2016-2018年，2019年起我国煤价已正式进入下行通道，2020年初以来全国平均煤价已呈现加速下跌态势。从区域格局来看，华中地区由于远离“三西”主产地且不沿海，成为煤炭供给侧改革以来全国范围内煤电企业受损最严重的地区，随着浩吉铁路的投产，我们判断华中地区高煤价的至暗时刻已经过去，未来煤价降幅有望领跑全国。对于沿海省份，一方面“三西”地区优质产能释放可提高下水煤平均热值，另一方面受全球供需影响，近期海外煤炭价格降幅远大于国内，进口煤也将促进沿海电厂入炉煤价下行。
从电价角度，我们认为我国煤电电价压力有限，与减值关联度也较小。如第二章所述，站在当前时点，我们判断我国煤电未来电价下行压力有限，此处我们强调电价与减值关联度较小。其一，煤价取决于煤炭供需关系，利用小时数取决于电力供需格局，而电价由政府及发电企业决定。从政策制定初衷来看，电价应保障煤电企业的合理利润，电力市场化背景下，亏损煤电企业之间也存在“抱团取暖”意识，因此电价很难成为减值的驱动因素。从过去几年来看，煤电减值往往源于利用小时数大幅下滑或高煤价冲击。其二，根据会计规则，减值测试的判断标准为净资产价值与未来可回收现金流的折现值孰高，从主要电力公司的财务报表可以看出，电价相较煤价和利用小时数波动幅度小很多，电价对经营性现金流量净额的影响远小于对净利润的影响。
从利用小时数角度，测算未来几年全国煤电利用小时数整体稳定，西南地区改善趋势明显，东部地区有下行压力但是基数较高，西北地区已开始整合，利用小时数也很难构成减值要素。首先，从全国层面来看，我们以2019年全国各电源类型装机容量、发电量、利用小时数为基数，结合国家能源“十三五”规划、能源局相关会议精神以及当前机组在建情况，在保障清洁能源优先消纳情况下，通过全国电力供需平衡倒推全国火电平均利用小时数，测算未来几年全国火电平均利用小时数整体平稳，无大幅下行可能。
特高压跨省跨区输电带来东西部跷跷板效应，东部省份利用小时数存在下行压力，但是基数较高，难以到达减值程度。区域格局上看，受东部沿海省份“能源双控”以及特高压投产带来的跨省跨区输电影响，东部省份利用小时数存在一定下行压力。但是我们强调，一方面由于东部地区用电量规模较大，目前在建特高压输电容量造成冲击相对有限;另一方面目前东部省份煤电利用小时数整体基数较高，外来电造成的下行压力无法到达减值程度，煤价下滑足以超额抵消利用小时数下滑带来的影响。以华能国际2019年分省煤电利用小时数来看，未来受外来电潜在影响较大的沿海省份如山东、河北、浙江、江苏利用小时基数均位居全国前列。广东煤电利用小时数过去几年受西南水电冲击较大，由于水电总规模有限，目前未来潜在冲击仅剩乌东德电站，我们判断广东省煤电利用小时数下滑基本接近尾声。
西南地区电力供需格局持续改善，过去几年大规模减值改善资产负债表质量。如前文所述，由于“十二五”以来西南水电集中开发，云南、四川本地火电机组利用小时数大幅下滑，西南地区也成为我国煤电机组减值的重灾区。从当前时点看，一方面大规模减值后煤电企业资产负债表压力得到释放，另一方面我们判断西南地区电力供需格局已经出现反转，未来供需格局将逐渐趋紧。对于供给端，由于水电总资源量有限，我国水电开发高峰已过，对西南火电的冲击边际影响减小;对于需求端，近年来凭借低电价优势，我国西南地区逐渐成为电解铝等高耗能产业转移目的地(另一个转移目的地为内蒙古)，用电增速位居全国前列。从中电联披露的2020年1-4月分省累计用电增速来看，云南、广西、四川等西南省份也是用电需求恢复速度最快的区域之一，供需格局持续改善。
西北地区受新能源抢装影响，火电利用小时数或仍存在压力，但是对上市公司影响极为有限。由于我国规定2019年之前核准的风电项目需要在2020年底前并网，2019年核准项目需要在2021年并网，否则无法获得补贴，因此最近两年我国风电迎来抢装潮，规模主要集中在西北、华北及东北，尤其以西北地区为甚，对当地火电利用小时数造成持续冲击。此处我们强调三点：
其一，西北五省煤电资产主要在集团体内，而非上市公司。
其二，西北五省煤电资产整合持续推进。国资委近日下发《中央企业煤电资源区域整合试点方案》将甘肃、陕西(不含国家能源集团)、新疆、青海、宁夏5省纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点，五大发电集团各牵头一省整合煤电资产，拟“通过区域整合优化资源配置、淘汰落后产能、减少同质化竞争、缓解经营困难，促进健康可持续发展”，有助于西北地区煤电资产质量持续改善。
其三，西部大开发力度再上台阶，西北五省用电需求增速大幅上升。受产业结构升级缓慢影响，过去几年西北地区用电增速较为缓慢，显著低于内蒙古以及西南省份。当前我国西部大开发战略再上台阶，优惠政策频出，2020年1-4月西北五省中新疆、甘肃、青海用电增速均上升至全国前列。目前西北地区在建新能源及火电机组多以特高压外送为主，本省用电增速回升有望大幅改善当地火电机组利用小时数。
东北地区仍有压力，华能国际、华电国际和华润电力在东北机组较少。从全国范围内来看，我们判断未来仍有潜在减值压力的地区主要为东北，一方面近年东北经济转型不及预期，用电增速处于较低水平;另一方面东北煤炭市场较为独立特殊，当地煤矿由于资源枯竭，品质及产量均有所下滑，外来煤炭主要来自蒙东地区，与“三西”主产地煤价相对独立，近年煤价整体呈上涨趋势。从上市公司层面看，目前华能国际在东北有少量机组，但是占比极低，华电国际和华润电力在东北没有机组，公司整体减值压力已充分释放。大唐发电在东北机组占比相对较高，存在一定减值风险。
4. 资本支出下降自由现金流拐点已现 股息回报可期
火电行业拥有强劲经营现金流，经营现金流波动幅度远小于净利润。火电行业是典型的重资产行业，经营过程中折旧等非付现成本占比较高，企业实际的现金流规模和稳定性要远远好于净利润的表现。我们以华能国际为例，2010-2016年公司的折旧规模从100亿逐步增加到150亿左右，随着资产注入的完成2017-2019年折旧规模基本保持在200亿左右的体量。巨大的非付现成本使得华能国际的经营现金流大幅高于净利润，同时稳定性也远远好于净利润。近五年来，公司的净利润高点是2015年的176亿，低点是2017年的21亿;经营净现金流高点是2015年的424亿，低点是2018年的289亿。即使在盈利最困难的时刻，公司依然保持接近300亿的强劲的经营现金流。其它火电公司的情况基本与华能国际类似。
长期保持高强度的资本支出严重拖累火电公司的现金流价值。
火电公司强劲的经营现金流主要由三个去向，资本支出、还债和分红。如下表所示，我们可以发现主要的火电公司均长期保持了大量的资本支出规模，这极大的减少了公司的自由现金流水平(FCFF)。对于火电公司而言，十二五期间的资本支出主要是由于新建大量的火电项目，十三五期间尽管火电新增规模有所放缓，但是各家依然保持了较高的火电建设计划或者并购计划(主要是集团的资产注入)，2019-2020年部分公司把握风电政策窗口期加码新能源，也进一步增加了资本支出的规模。
电力行业进入下半场，资本支出规模有望减少;央企降低资产负债率考核有望告一段落，有关企业分红能力与意愿有望得到加强。
2020年是“十三五”收关年，“十四五”开局年。站在当前时点，火电行业角色和定位正在悄然发生改变已经成为行业共识。随着未来电力需求增速的相对放缓，以及新能源行业的蓬勃发展，火电装机增速有望在中长期保持低位。部分火电公司过去几年由于参与风电抢装，资本支出规模在短期大幅跃升，随着2021年后风电平价时代的来临，风电资本支出规模会回归正常水平。我们预期火电行业正逐步从强现金流、强资本支出，转向强现金流、弱资本支出的组合。
考虑到影响公司自由现金流的因素较多，对不同公司自由现金流的计算可比性较差。我们首先定义某指标=(净利润+资产和信用减值)—资本支出*30%。该指标的前半部分可以很好的表征火电公司经营现金流的变动趋势，后半部分则代表30%的项目资本金要求下火电公司资本支出产生的股权现金流需求。该指标如果趋势向上则代表公司股权自由现金流趋于好转。从下图上可以发现，华润电力和华电国际2019-2020年股权自由现金流已经逐步改善;华能国际由于2020年仍有大量的陆上及海上风电资本支出，股权自由现金流进一步减少，随着2021年后风电抢装告一段落公司股权自由现金流也将迎来向上拐点。
另外，过去几年由于国资委对央企的资产负债率提出严格的考核要求，以央企为主的电力行业面临较大的去杠杆压力，相较于分红，公司可能更愿意将现金流用于还债。国资委对于2020年以后的央企降杠杆目前并未提出新的要求，大部分电力企业近年来资产负债率均有所下降，大部分电力公司目前均具备进一步提升分红比例的能力和意愿。
5. 短中期逻辑共振 火电行业有望迎来戴维斯双击
2010年至今火电板块的股价一共有三次亮眼时刻。
1)2012年：“四万亿”投资热潮效果开始消退，经济增速下行导致煤炭需求减弱，新建煤炭产能开始集中释放，煤价2011年10月触顶后迅速回落推动火电盈利大幅改善。
2)2014年：宏观大环境体现为利率持续下行，煤价下降驱动火电盈利持续改善市盈率回落至低位，资本支出规模阶段性下行自由现金流大幅改善，火电股股息价值凸显。
3)2018年：宏观大环境体现为“宽货币+紧信用”，中美贸易争端导致股票市场出现一边倒的大幅回调。市场开始强调火电逆周期防御价值，提升火电标的估值。2018年是煤炭产能快速释放的转折年，优质产能释放加快驱动煤价进入下行周期。
站在当前时点，我们认为总体而言更像是2014年，同时短中期逻辑相对更为顺畅。短期来看，动力煤价格2019、2020年连续两年中枢回落，火电公司业绩改善趋势确定。
中长期来看，中国电力行业正逐步进入下半场，电价市场化以及煤电供给侧改革将会显著提升火电行业的盈利稳定性，同时火电企业新增资本支出有望下行、自由现金流大幅改善。
