核心观点：
▍背景：行业盈利能力与估值趋势背离
在业绩持续提升的背景下，火电板块的估值却持续下行，2020年3月31日，申万火电板块的市盈率仅为0.82倍，板块市净率破净，是近十年的最低点，与业绩向上修复的趋势明显背离。
▍原因分析：煤价下跌空间有限，电价预期悲观，业绩弹性减弱
历史上煤价波动较大，电价调整滞后于煤价变动，当煤价下行时，火电行业可获得超额收益，逆周期属性明显。本轮煤价下行周期，火电行业估值却持续下行，我们认为核心矛盾还是在业绩弹性，首先，煤炭供给集中度提高，进口煤受发改委管控，本轮煤价下降空间较上一轮周期较小，很难再跌回2015年的低点；其次，燃煤标杆电价的取消使得火电电价调整频率更快，煤价和电价的调整时间差大幅缩短，煤价下行周期的超额收益将不存在，逆周期的属性削弱，行业业绩弹性有限。
▍估值如何修复：业绩仍是核心，分红同样关键
煤价下跌或超预期，电价无需悲观，业绩弹性可期。全球疫情拐点尚不明晰，较弱的全球煤炭需求短期内难以扭转，进口煤价格优势将持续压制国内煤炭价格；煤炭行业整体复产情况超预期，主要产地复工复产持续推进；二季度是电煤的传统淡季，煤价需求支撑相对较弱，预计2020年煤炭均价将同比下跌15%，秦皇岛5500大卡动力煤均价为503吨/元。电价无需悲观，火电行业亏损面仍然较大，火电企业市场化占比超50%，市场化规模扩大对综合电价的影响有限，降电价政策对火电企业影响较小；发电行业寡头垄断电力市场化推进，电企的议价能力有望提升。综上，火电行业业绩弹性有望提升。
维护市值诉求增强，分红派息政策或将更友好。复盘美股，美国电力和南方电力过去十年能够跑赢大盘，派息稳定提升和无风险利率下行是抬高估值的主要原因。目前申万火电整体PB低于1，火电公司权益融资的功能受限，火电公司现金流波动较小，上市公司具备提高分红的能力，估值过低使公司维护市值的诉求增强，未来分红派息政策或将更加友好。
▍投资建议
火电估值历史新低，电价悲观预期有望解除，全年煤价或将超预期下行，业绩弹性可期，另外估值过低使公司维护市值的诉求增强，未来分红派息政策有望更加友好，看好行业估值修复。建议关注火电行业龙头【华电国际】（A+H）、【华能国际】（A+H），以及地方性能源公司【内蒙华电】、【建投能源】、【京能电力】、【皖能电力】、【长源电力】。
▍风险提示：宏观经济大幅下行、煤价大幅上涨、电价下调
目录：
正文：
1. 背景：行业盈利能力与估值趋势背离
火电行业业绩和盈利能力见底回升。由于动力煤价格自2016年开始大幅上涨，火电行业业绩在2015年后开始大幅下滑，并于2017年触底，2017年申万火电板块归母净利润为124.3亿，仅高于2011年。受益于增值税由17%降至13%、煤炭价格回落等因素影响，火电行业自2018年开始盈利修复，2019年1-9月申万火电板块归母净利润达到304.74亿元，同比增长51.88%。
行业盈利能力和业绩水平趋势一致，申万火电板块毛利率和净利率在2017年见底后同样实现回升，2019年1-9月毛利率和净利率分别达16.08%和6.7%，略低于近十年的平均毛利率和净利率。
火电行业市净率达到近十年最低点。在业绩持续提升的背景下，火电板块的估值却持续下行，2020年3月31日，申万火电板块的市盈率仅为0.82倍，板块市净率破净，是近十年的最低点，与业绩向上修复的趋势明显背离。
2. 原因分析：煤价下跌空间有限，电价预期悲观，业绩弹性减弱
2.1. 煤价波动明显，电价调整滞后，火电板块具备逆周期属性
历史上煤炭价格波动较大。煤炭作为大宗商品，其市场价格走势一定程度上可以反映经济形势，即经济向好时，煤价上升；经济下行时，煤价走弱。2008-2009年和2012-2015年是煤价大幅下行的两周期，2015年秦皇岛港5500k动力煤均价仅为424.8元/吨，是2004年以来的最低水平。
以半年或年度为周期，电价调整较煤价变动存在滞后性。煤电价格联动政策始于2004年底，以不少于6个月为一个联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便相应调整电价。
2012年底《关于深化电煤市场化改革的指导意见》明确，2013年起，以年度为周期调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动比例由30%调整为10%。2015年底《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》明确以年度为周期，以电煤价格指数2014年各省（价区）平均价格为基准煤价，煤价波动在每吨30元至150元之间的部分，实施分档累退联动，即煤炭价格波动幅度越大，联动的比例系数越小。
火电行业逆周期属性凸显。火电板块的净资产收益率与秦港动力煤(Q5500K)年均平仓价之间呈现较强的反向变动趋势，主要原因在于煤价、电价会分别影响燃煤发电企业的成本端、收入端。而电价调整往往滞后于煤价变动，煤价下行周期时，火电行业收入端的变动幅度总是小于成本端的变动幅度，使得火电板块具备逆周期属性。当然，在煤价上升周期时，火电企业的盈利总是受损的。
然而，本轮煤价下行周期，火电行业估值却持续下行，我们认为核心矛盾还是在业绩弹性，首先，煤炭供给集中度提高，进口煤受发改委管控，本轮煤价下降空间较上一轮周期较小，很难再跌回2015年的低点；其次，燃煤标杆电价的取消使得火电电价调整频率更快，煤价和电价的调整时间差大幅缩短，煤价下行周期的超额收益将不存在，逆周期的属性削弱，行业业绩弹性有限。
2.2. 原因一：供给侧控制力度提高，煤价下跌空间较小
煤炭供给集中度持续提高。首先，区域维度上向三西地区集中，自2016年供给侧改革以来，山西、陕西、内蒙古三省原煤产量持续增加，三西产量占全国原煤产量的比重稳步上升，2019年三省原煤产量达26.40亿吨，产量占比70.41%，较2016年提升了5.6个百分点。其次，公司维度上向前十大企业集中。2019年1-11月，前十大企业原煤产量15.59亿吨，占全国原煤产量比重为45.76%，虽然较2018年有小幅下降，但前十大企业原煤产量占比总体呈上升趋势，2019年1-11月占比较2016年1-11月提升4.86个百分点。
进口煤数量稳步提升。因2016年煤炭供给侧改革，导致我国整体煤炭供需紧张，2016年进口煤达2.56亿吨，当年同比增长25.23%。近年来，我国煤炭产能持续增加，但煤炭进口量规模仍持续增加，2019年进口煤达到3.00亿吨，同比增加6.31%。
调节进口煤量成为影响供需的政策性手段。受国内煤炭供需矛盾变化的影响，国家加大对煤炭市场的调控力度，自2016年发改委提出限制进口煤政策，2017-2018年，进口煤政策出台较为密集，尤其是2018年。进口煤政策的松紧视国内煤价而定，国内煤价若超过上限，进口煤的限制性措施会有一定程度放松；反之就通过提高煤炭品质要求、延长通关时间等手段来收紧进口。
进口煤政策的严格实行与适度放开对于进口煤量均产生较大的影响。以2018年为例，2018年2月与6月进口煤限制取消，进口煤量随之增加；2018年10月与11月，发改委再次收紧煤炭进口，煤炭进口量随之疲软下降。因此，我们认为进口煤额度的调节已经成为发改委调节国内煤炭供需的重要手段之一。
电企煤炭采购中存在长协煤，成本端波动减弱。2016年12月，《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》明确2016-2020年，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以长协基准价为基础建立价格预警机制：基准价上下波动6%以内为绿色区间，6%-12%为蓝色区间，12%以上为红色区间。价格位于蓝色区间时加强市场监测，适时采取必要引导措施，价格于红色区间时启动平抑价格异常波动的响应机制。
各家电企均存在不同比例的长协煤采购，其中2018年长源电力年度长协煤占公司用煤总量的30%左右；建投能源2018年度原煤采购量约为2000万吨，其中长协煤占比约为50%；2019年前三季度江苏国信长协煤占公司煤炭结构的比重达66%。长协煤的价格波动较市场煤要相对较小，因此目前电企的成本端的波动要小于上一轮周期。
综上所述，煤炭供给侧集中度持续提升，供给端的管控难度降低，大规模无需扩产几无可能；进口煤额度受到发改委政策影响，成为发改委调节国内煤炭供需的工具；长协煤的存在使电企的成本端的波动相对要小。
2.3. 原因二：燃煤标杆电价取消导致整体预期悲观
经营性用电计划进一步全面放开，市场化比例持续提升。2019年6月国家发改委进一步全面放开经营性电力用户发用电计划，提高电力交易市场化程度，除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户经营性电力计划全面放开。
2019年各部门用电量中，第二产业用电量占比最大，为68.3%；第三产业、第一产业以及居民用电量占全社会用电量的比重分别为16.4%、1.1%、14.2%。经营性用电计划进一步全面放开后，市场上大部分用电主体均可参与到市场化交易中。
燃煤标杆电价取消，规模以上工业企业全部参与电力市场化交易，市场电比例有望进一步提升。2019年10月《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》明确自2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。
2020年1月国务院常务会议提出，全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易，以降低制造业用电成本。目前，工业企业通过电力市场化交易获得的用电只占其用电量的三成左，而规模以上工业企业用电量约占全社会用电量的60%，若电力市场化交易全部放开，则将从需求端进一步提升市场化比例。
经济下行压力较大，进入市场的电量仍会降价。当前经济下行压力较大，2019年第四季度GDP同比增长6%，与第三季度持平，较第二季度下降0.2个百分点，预计市场需求将保持疲软。此外，《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》为确保工商业平均电价只降不升，在“基准价+上下浮动”的市场化机制过程中，规定2020年浮动方向暂不上浮。
广东年度长协价差有所扩大。广东省作为电力交易规模排名靠前的省份，2019年12月10日，完成2020年年度双边协商交易2117.1亿千瓦时，同比增长78.7%，平均价差-47.11厘/千瓦时；12月18日，完成年度合同电量集中交易46.7亿千瓦时，同比减少76.5%，平均价差-47.15厘/千瓦时。2020年市场交易平均价差较2019年的-40.2厘/千瓦时有所扩大。
从分省煤电交易价格来看，相与标杆电价降幅超过0.1元/千瓦时的省区有青海和云南，其市场交易平均电价分别为0.2098元/千瓦时和0.2297元/千瓦时。降幅超过0.05元/千瓦时的省区有广东、上海、河南、陕西其交易平均电价分别为0.3763元/千瓦时、0.3425元/千瓦时、0.3182元/千瓦时、0.2971元/千瓦时。
经济下行压力较大的背景下，煤电联动的搁浅以及煤电标杆上网电价的取消，会使投资者认为未来电价将会跟随煤价持续下行，行业整体充斥悲观情绪。
3. 估值如何修复：业绩仍是核心，分红同样关键
逆周期属性削弱，业绩弹性下降是行业估值下行的主要原因，我们认为业绩弹性仍然是核心因素，今年火电行业的业绩弹性可能会超预期，且破净的状态增强了电企维护市值的动力，分红派息政策上可能会更加友好。
3.1. 煤价下跌或超预期，电价无需悲观，业绩弹性可期
3.1.1. 全球疫情持续发酵，全年煤价跌幅或超预期
港口现货价格新低，长协煤价松动。动力煤现货价格持续下降，截至4月8日，秦皇岛现货动力煤平仓价（Q5500）降至503元/吨，同比去年同期降低121元/吨，降幅达19.4%，价格创17年以来的新低。根据神华公布的月度长协价格表显示，在经历了二月的微升以及三月的持平后，四月月度长协价格出现下调，外购5500大卡、5000大卡以及4500大卡环比分别下调26、31以及31元/吨，下调幅度分别为4.6%、6.2%以及6.9%；同时年度长协有所松动，年度5500大卡长协价格环比下降6元/吨至543元/吨。
国际疫情拐点尚不明朗，进口煤价格优势有望维持。当下国内疫情防控虽已取得阶段性成果，但国际疫情持续发酵，拐点尚不明朗。在全球疫情影响下，国际煤炭需求走弱，3月以来价格持续走低。截至4月3日，广州港进口动力煤（Q5500）到岸价为496元/吨，相较2月28日下挫8.1%，相对国内同等热值的动力煤具有明显价格优势。短时间内全球疫情拐点恐难以判断，国际煤炭需求承压，进口煤价大概率维持低位运行。进口煤的价格优势一方面从定价机制端压制国内电煤价格，另一方面通过替代效应从供需端进一步对国内煤价产生压力。
煤炭复工超预期，二季度国内自产有望跟进。受疫情影响，2020年1至2月，全国规模以上原煤产量累计4.89亿吨，同比减少6.3%。其中，分地区排名前三的分别是内蒙古1.31亿吨，同比下滑14.1%；山西1.27亿吨，同比下滑5.6%；陕西0.79亿吨，同比上升10.5%。虽一季度产量受到冲击，但煤炭行业整体复产情况超预期，主要产地复工复产持续推进，产量也逐步恢复至正常水平。
从具体省份数据来看，一季度内蒙古已恢复正常生产建设煤矿286处，复工复产率达85.6%。河南省具备复工复产条件煤矿155处，已复产煤矿130处，复工21处，复工复产率达到97%，一季度河南煤炭企业累计生产原煤2560万吨，与去年同期基本持平。煤炭复工复产的超预期推进，为二季度国内煤炭产量水平提供有力支撑。
二季度需求淡季叠加电厂库存高位，煤价支撑较弱。需求层面，随着取暖季的结束以及水电来水的增加，电煤需求走低，二季度将迎来煤炭需求的淡季。2018及2019年二季度占全年动力煤需求量分别为23.7%及23.4%，均为全年最低季度。库存层面，每年为迎峰度夏，五六月份之际主要火电企业将进行一波煤炭补库存，对煤价具有拉动作用，但当下由于用电需求不济，电厂煤炭库存尚处高位，二季度补库存动能减弱。截至4月3日，沿海六大发电集团煤炭库存总量为1647.88万吨，较去年同期上升82.03万吨。因此，即将到来的电煤需求淡季叠加高企的电厂库存，为二季度煤价带来了较大下行压力。
综合判断，煤价将继续维持弱势，全年降幅有望超预期。当前时点来看，全球疫情拐点尚不明晰，较弱的全球煤炭需求短期内难以扭转，进口煤价格优势将持续压制国内煤炭价格；自产层面，煤炭复工情况良好，二季度供给能力持续跟进；随着供暖季结束以及水电发力，二季度是电煤的传统淡季，煤价需求支撑相对较弱，我们认为煤炭价格有望继续下行，全年煤炭降价降幅有望超预期。
根据《中国能源发展报告2020》预测，2020年国内经济和能源消费增速放缓已成定局，2020年煤价会呈现震荡下行的走势。预计2020年煤炭均价将同比分别下跌15%，秦皇岛5500大卡动力煤均价为503吨/元。
3.1.2. 让利空间接近峰值，电价无需悲观
我们认为，目前电价无需悲观，电价下行的空间已经非常有限，主要原因如下：
火电行业亏损面仍然较大，国家能源集团19Q1亏损面接近30%。2015年至今，受煤价上涨拖累，火电行业利润大幅度萎缩，火电行业亏损面较高，2017年和2018年亏损面分别达60%和50%左右。2019年整体火电亏损面尚未有权威数据，根据国家能源集团副总经理米树华在2019年经济形势与电力发展研讨会上的披露，国家能源集团2019年一季度火电利润完成51.9亿元，同比增加18.6亿元。163家火电企业中，48家亏损，较上年减少34家，意味着国家能源集团2019年一季度亏损面接近30%。
火电企业市场化占比超50%，市场化规模扩大对综合电价影响较小。根据中电联数据，2019年一季度大型发电集团煤电市场交易电量2553亿千瓦时，煤电上网电量市场化率为42.4%。从大型发电上市公司来看，2019年华能国际、华电国际和大唐发电的市场化率分别达56%、53.7%和51.37%，同比去年提高13、9.78和13.41个百分点。
由于居民用电、重要公用事业和公益性服务等行业不参与市场化交易，我们判断火电企业的市场化上限在70%左右，因此未来火电公司市场化电量的增量空间较小，市场化规模扩大对综合电价的影响比较有限。意味着国务院如果继续推向降电价政策，相关政策对火电企业综合电价影响较小。
电力供给侧寡头垄断，电企议价能力增强。截至到2018年底，五大发电集团装机容量占全国装机容量的44%，发电量占比48%，发电侧的竞争格局已定，寡头垄断的行业格局明显。但相较发电侧而言，用电侧包含大工业、一般工商业、农业、居民等用户，下游用电侧较为分散。在电力市场化逐步推进的过程中，电力的商品属性将逐步还原，尤其是中小用户进入市场后，我们认为电力行业寡头垄断的格局将有望增强电企的议价能力。
煤电市场电折价持续缩窄。2016-2019年全国市场电从1.0万亿千瓦时增加到2.8万亿千瓦时；市场电在全社会用电量中占比逐步提升，从17%提升至39%。但是，从大型发电集团各类电源市场交易平均电价情况看，全国大型发电集团煤电市场交易平均价逐步回升。2019Q1，大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3406元/千瓦时，较去年同期提高0.0099元/千瓦时；自2017年4季度以来，煤电市场交易平均电价已连续六个季度保持上涨。
2020年年度长协电价降幅有限，全年盈利有望继续改善。广东、安徽和江苏2020年年度长协电量分别为2117、985和2421亿千瓦时，度电折价分为别0.04711、0.03789和0.02544元/千瓦时；三省2020年新增让利46.13、8.85和10.50亿元，对应到每度电将新增让利0.0138、0.0034和0.0024元/千瓦时，经过我们测算，若想使煤炭成本完全对冲电价部分的新增让利，则三个省的电厂采购的5500K的煤价需下降32.49、7.91和5.58元/吨。目前秦皇岛煤炭价格降幅已同比达100元/吨，完全能够对冲电价下降，预计火电行业今年盈利将继续提升。
3.1.3. 区域市场分化，个别区域有望获得超额利润
未来区域电力市场的供需格局将决定了电企能否获得超额利润，这其中有两方面的因素，一方面，电力供需偏紧区域的发电机组将有更高的利用小时数，虽然有气温等干扰因素的影响，但从2019年和2018年各地火电机组利用小时数变化可以大致判断各地方供需关系的发展方向，2019年火电机组利用小时同比增长较多的是广西、四川、新疆、湖北、云南、贵州、吉林和内蒙古等。
2019年利用小时数下滑的省份多数分布在东部地区，比如广东、山东、江苏、浙江和河北等地收到外来电影响较大，导致利用小时水平下滑，但以河北、安徽和江西等地的利用小时数绝对值仍然高于5000小时，未来需求的持续增长是能够消化外来电的冲击，是值得关注的区域。
另一方面，电力供需偏紧区域的上网电价具备提价的可能性。以云南为例，供给端，2020年初小湾、糯扎渡水库蓄能同比大幅降低125亿千瓦时，且在2020年春节前开启火电机组增发电量较多，火电存煤仅剩100万吨左右；需求方面，预计2020年省内水电硅铝项目用电规模将进一步扩大。根据昆明电力交易中心的预测，2020年枯期将会面临供需偏紧的局面。供需偏紧使得云南2020年市场化交易电价同比上涨，从今年的交易数据来看，2020年前三个月市场化交易电价分别为0.240、0.241和0.239元/千瓦时，同比提高6.67%、8.56%和5.29%。
综上所述，我们判断区域电力市场的供需结构是发电企业获得行业超额收益的关键，电力供需偏紧有望提高发电公司的盈利上限。
3.2. 维护市值诉求增强，分红派息政策或将更友好
复盘美股，美国的电力公司股价能够获得超额收益。我们选取美国电力（AEP）和南方电力（SO）这两家在美国具有代表性的电力公司作为样本，自2010年1月1日为起始日，2020年4月8日为终止日，美国电力（AEP）、南方电力（SO）和标普500指数的涨幅分别为262%、189%和156%。美国电力（AEP）大幅跑赢指数，南方电力（SO）相对指数也能获得33%的超额收益。
公司业绩并未出现大幅增长，且业绩波动性明显。从两家公司历史EPS看，两家公司的业绩并未出现大幅增长的情况，2018年美国电力和南方电力的EPS为3.9和2.18美金，分别较2009年增长了32%和5.3%；且历史上两家公司也曾出现过业绩剧烈波动的情况，美国电力2016年EPS一度下滑70%。
两家公司市净率水平持续抬升。虽然公司业绩未能实现大幅增长，但两家公司市净率水平却持续提升，其中美国电力的PB由2009年底的1.27倍提高至2019年底的2.36倍，提高了86.4%；而南方电力近年PB却提升相对较少，2019年底南方电力PB为2.43倍，较2009年底提高了32%。
分红派息稳定提升+无风险利率下行是抬高估值的主要原因。2019年美国电力和南方电力的分红分别2.74和2.48美元，过去十年复合增速为5.87%和3.95%，每年实现稳定增长，且美国电力的复合增速要高于南方电力。过去十年，美国十年期国债收益率由3.85%大幅降至1.92%，两家公司股息率同无风险收益率曲线体现出较强的相关性，出现了比较明显的下降，意味着公司在分红持续提高的基础上，公司的估值在稳定抬升。
现金流稳定，上市公司具备提升分红的能力。虽然历史上火电公司业绩波动较大，但经营性现金流水平相对来说波动较小，华能国际2015年经营性现金流净额达历史最高的423.63亿元，2019年经营性现金流净额也有373亿，较高峰仅下降11.89%。
另外，上市公司归母净利润占经营现金流净额的比重较小，如华能国际、华电国际和国电电力等公司归母净利润占经营现金流净额尚不到10%，公司提高分红比例均是以当年的可分配利润为基数，提高分红比例对公司整体的现金流影响较小，上市公司具备提升分红的能力。
板块破净，权益融资受限，A股电力公司维护市值诉求增强。目前申万火电整体PB低于1，主要火电公司华电国际、华能国际、浙能电力等均处于破净状态，火电公司权益融资的功能受到限制。
近两年，行业内的上市公司出台增持、回购和提升分红等措施的情况在陆续增加，目前为止已有江苏国信、广州发展、赣能股份、京能电力等上市公司提出增持和回购等相关措施；提升分红方面，内蒙华电承诺三年分红不低于可分配利润的70%，华电国际2019年度分红率提高至50%。上市公司维护公司市值的诉求在持续增强，未来有望使得板块估值得到修复。
4. 投资建议：火电估值修复可期
火电行业估值修复可期，观点如下：
1、电价让利空间有限，悲观情绪有望解除。
火电行业亏损面仍然较大，2017年和2018年行业亏损面分别达60%和50%左右，国家能源集团2019年Q1亏损面接近30%。而火电企业市场化占比超50%，由于居民用电、重要公用事业和公益性服务等行业不参与市场化交易，我们判断火电企业的市场化上限在70%左右，因此未来市场化规模扩大对综合电价的影响比较有限。意味着国务院如果继续推向降电价政策，相关政策对火电企业综合电价影响较小。
从商业模式上讲，发电行业属于寡头垄断行业，截至到2018年底，五大发电集团装机容量占全国装机容量的44%，寡头垄断的行业格局明显。但下游用电侧较为分散，在电力市场化逐步推进的过程中，电力的商品属性将逐步还原，电企的议价能力有望提升。可验证的是，目前煤电市场电折价已经持续缩窄，自2017年4季度以来，煤电市场交易平均电价已连续六个季度保持上涨。
2020年年度长协电价降幅有限，广东、安徽和江苏2020年年度长协新增让利46.13、8.85和10.50亿元，对应到每度电将新增让利0.0138、0.0034和0.0024元/千瓦时，经测算，若想使煤炭成本完全对冲电价部分的新增让利，则三个省的电厂采购的5500K的煤价需下降32.49、7.91和5.58元/吨。目前秦皇岛煤炭价格降幅已同比达100元/吨，完全能够对冲电价下降，预计火电行业今年盈利将继续提升。
2、全球疫情持续发酵，全年煤价跌幅或超预期
动力煤现货价格持续下降，截至4月8日，秦皇岛现货动力煤平仓价（Q5500）降至503元/吨，同比去年同期降低121元/吨，降幅达19.4%，价格创17年以来的新低。
当前时点来看，全球疫情拐点尚不明晰，较弱的全球煤炭需求短期内难以扭转，截至4月3日，广州港进口动力煤（Q5500）到岸价为496元/吨，相较2月28日下挫8.1%，相对国内同等热值的动力煤具有明显价格优势，进口煤价格优势将持续压制国内煤炭价格；
自产层面，煤炭行业整体复产情况超预期，主要产地复工复产持续推进，产量也逐步恢复至正常水平；随着供暖季结束以及水电发力，二季度是电煤的传统淡季，煤价需求支撑相对较弱，我们认为煤炭价格有望继续下行，全年煤炭降价降幅有望超预期。
根据《中国能源发展报告2020》预测，2020年国内经济和能源消费增速放缓已成定局，2020年煤价会呈现震荡下行的走势。预计2020年煤炭均价将同比分别下跌15%，秦皇岛5500大卡动力煤均价为503吨/元。
3、维护市值诉求增强，分红派息政策或将更加友好
复盘美股，美国电力（AEP）和南方电力（SO）过去十年能够跑赢大盘，分红派息稳定提升+无风险利率下行是抬高估值的主要原因，美国电力和南方电力的分红过去十年复合增速为5.87%和3.95%；过去十年，美国十年期国债收益率由3.85%大幅降至1.92%，使得公司的估值在稳定抬升。
目前申万火电整体PB低于1，主要火电公司华电国际、华能国际、浙能电力等均处于破净状态，火电公司权益融资的功能受到限制。且火电行业上市公司现金流波动相对较小，分红占经营性现金流的比重较小，上市公司具备提高分红的能力，我们判断上市公司维护市值的诉求在持续增强，未来分红派息可能会更加友好，有望使得板块估值得到修复。
建议关注火电行业龙头【华电国际】（A+H）、【华能国际】（A+H），以及地方性能源公司【内蒙华电】、【建投能源】、【京能电力】、【皖能电力】、【长源电力】。
5. 风险提示
1、宏观经济大幅下行的风险：受疫情影响，一季度国内宏观经济较弱，若后续恢复较慢，则火电发电量则可能受到影响，给行业带来负面效应；
2、煤价大幅上行的风险：若出现矿难或进口煤大幅收紧等情况时，可能会导致煤炭价格大幅上行，这将影响行业业绩增长；
3、电价下调的风险：电价市场化持续推进，若发生行政性的下调电价的情况，则将影响公司业绩。
原标题：【公用环保|火电行业系列报告1：估值如何修复？】
