电价全面市场化背景下，火电行业将形成怎样的新估值体系？

根据百度百科，“三体（three-body problem），天体力学中的基本力学模型。研究三个可视为质点的天体在相互之间万有引力作用下的运动规律问题……每一个天体在其他两个天体的万有引力作用下的运动方程都可以表示成3个二阶的常微分方程，或6个一阶的常微分方程。因此，一般三体问题的运动方程为十八阶方程，必须得到18个积分才能得到完全解。然而，现阶段还只能得到三体问题的10个初积分，还远不能解决三体问题。”

2019年电力行业发生了划时代意义的事件：电价全面放开（即市场化）文件出台、2020年起标杆电价正式退出历史舞台。在此我们引用天体力学中的术语，以期更好地描述电力行业的过去、现在和将来。（如无特殊说明，以下电价特指火电电价）

1.1 “三要素”框架——名为三要素，实为两要素

2004年，发改委推出了煤电联动政策，规定“以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%,便将相应调整电价”。煤电联动政策本意，应是为了保障电力供应的安全、稳定。从当时所处的电荒肆虐的大背景来看（参见光大公用事业团队深度报告《“电荒”往事——兼议目前电力股投资机会》），推出煤电联动政策的另一层深意是保障投资回报、鼓励发电企业加大投资力度以尽快扭转供应紧张的局面。

2005年前后，A股市场投资者对电力行业的研究开始逐步形成“三要素”框架，三要素即电价、煤价、发电机组利用率。十五年过去了，A股市场早就“轻舟已过万重山”，无论是市场规模、投资者结构，还是估值体系、投资理念，都已物是人非，更不用说在此期间我国宏观经济背景已经发生了巨大变化，但三要素框架一直沿袭至今。并非电力行业研究不思进取，电力行业体制变革进展的缓慢（有产品属性太过特殊的因素）是最重要原因。

虽然名为“三要素”框架，实际运用中，基本上只有“两要素”——煤价、机组利用率。原因很简单——过去十多年间电价基本没有可预测性。只是在煤电联动规则实施之后的最初几年时间里，电价稍微具备一些可预测性，根据煤电联动规则，结合煤炭价格波动，可以对半年、一年时间维度内的电价做出上行或下行的分析、预判。

自2008年开始，电价预测的准确性急剧下降，原因是煤电联动政策的执行开始不顺畅、透明度变差。预测准确性太低，自然导致预测不预测都对研判行业盈利前景没有什么帮助。多数年份市场预计电价会涨但事后发现电价未涨或涨幅低于预期，在电价下行周期亦同样有此现象。

电价无法进行合理预测，“三要素”框架实际上在过去十多年都处于“两要素”状态。按说以两个变量来计算行业景气度是相对容易的，但2002年加入我国WTO之后经济结构的快速演变、“三期叠加”以来经济增速的持续放缓，以及金融周期进入下行阶段等宏大的历史背景导致最上游的煤炭价格的波动非常之大，预测起来难度亦是不小。不过煤价再怎么难预测，仍旧可以在供需框架之内对未来有个预判，因此我们仍旧认为电力行业的研究框架事实上只有“两要素”。

要素缺失导致的最直接后果是：超过半数的年份，火电行业的市场盈利预期与真实情况偏差极大（且往往是高估），偏离度明显高过A股整体。部分年份其偏离程度甚至达到50%以上。我们无法找到2010年之前的盈利预测，实际上2008-2009年盈利预期的偏离程度更高，甚至2008年有“预计巨盈、实际巨亏”的情况出现。

盈利预测的难度过高导致多数时候市场无法对火电行业的景气度形成较为明确的预期，这直接致使低风险偏好的投资者无法配置火电股，而强周期股周期拐点的投资者往往在拐点附近短暂配置火电股但无法长期持有。

1.2 电价松绑，“三体”归位

2019年发生了电力市场化从量变到质变的标志性事件：（1）发用电计划全面放开（2020年市场电比例将超预期提升）；（2）煤电上网电价机制的变革（2020年起取消标杆电价，改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制）。

2019年6月，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》（发改运行〔2019〕1105号），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，深化电力体制改革。

其中，经营性电力用户指除居民、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的其他电力用户。基于现行经营性行业用电量的规模，我们测算经营性电力用户发用电计划全面放开，则市场化交易电量占比的理论空间为53%，较2018年提升23个百分点。考虑到政策推进节奏，我们预计2020年起电力市场化交易有望显著放量。（详见光大公用事业团队2019年6月的报告《电力市场化“质变”来临——《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》点评》）

2019年9月的国务院常务会议决定完善燃煤发电上网电价形成机制，促进电力市场化交易，降低企业用电成本。从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，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。

2019年10月，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号），进一步明确了电价重点改革措施。为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%（2020年暂不上浮）。

至此，延续了15年的“标杆电价+煤电联动”的价格体系正式退出历史舞台。我们无意评价煤电联动政策的功过是非，但对于一个十五年没变的体系来说，变动带来的冲击以及对可能产生的投资机会的探讨是无法回避的。

我们认为，目前市场并未充分估量电价全面市场化给行业带来的影响。原因是电力作为一种极其特殊的商品，其市场化进程在全球都也只是最近30年内的事情，在我国特殊国情下，市场化带来的冲击和影响（正面和负面皆有可能）更是难以充分预计。但有一点可以肯定，2020年从“双体”变为“三体”的升维之旅，一定存在预期差可供捕捉。而“升维”结束后的稳态也许就在2021年到来。

1.3 火电估值体系——还真不是公用事业

A股火电公司的估值体系较为混乱。我们曾经用的过包括PE、PB、DCF、重置成本法在内的多种方法都不适用或仅在某个阶段适用（适用周期往往也就半年、一年）。估值体系的混乱叠加上文描述的极高的盈利预测偏离度，严重制约了投资者对火电板块配置的积极性。

一直以来，我们始终认为火电公司并非公用事业类公司。我国火电行业事实上是强逆周期行业——无论是从电价形成机制角度去分析，还是从火电公司盈利能力角度去实证，这一结论都站得住脚。

2012年第二版煤电联动政策出台后，基于对煤电联动政策的较高期待，我们曾分析认为火电行业将逐步走出“强逆周期”困局、步入公用事业范畴。但目前来看，当时的判断过于乐观。掣肘煤电联动政策执行的因素（如下游行业承受能力、通胀预期）等始终存在甚至较2005-2012期间更加强化。

不能体现公用事业属性，就无法用下图的自上而下框架兑现投资价值。如果强逆周期属性一直存在，则即便GDP增速进入5字头，火电行业仍旧无法在与其他行业的对标中形成比较优势。

此外，由于不能体现公用事业属性，火电在PB这个周期性行业估值常用指标上亦显得较为“另类”——不同于传统强周期行业、更无法与消费、科技等板块对比。

我们在综合研判电价“归位”情况下的三要素框架之后得出了结论：火电行业的未来，不是典型的公用事业，而是弱顺周期行业，或者称之为弱周期行业。

众所周知，公用事业的典型特征是行业自然垄断、政府给予行业投资回报率保证。而电价市场化之后，发电环节的“政府保证回报率”将成为历史，电网投资、运营环节才是符合上述标准的典型公用事业。

但是，由于电力产品的特殊性（发输配售的瞬时性、无法大规模储存、缺乏替代商品等），电价上涨太多影响民生和部分高耗能行业并传递通胀信号，下跌过多影响发、供电稳定性，电价波动过于剧烈的时候，必然会招致政策干预。因此，火电行业（未来也许也包括水电及其他新能源发电）在看得见的未来，将是弱周期行业而非真正意义上的公用事业行业。其周期性的各种参数、特征、规律都需在2020年进行跟踪、观察，目前尚难以有精确预判。

参考电力市场化成熟国家（如美国）的电力股情况（详见后文章节），我们发现美国的电力可比公司划分为受管制电力公司（即参与输配电等业务）和独立发电商（仅参与发电业务，新能源占比较低）。

从估值角度来看，PE、PB、EV/EBITDA估值体系均适用于受管制电力公司，但仅EV/EBITDA估值体系适用于独立发电商（其PE、PB无明显规律）。2011-2018年美股独立发电商的EV/EBITDA范围为7-12倍，相对S&P 500几乎不存在估值折价。上述估值范围为A股火电公司的中长期估值提供了一定参考意义。

火电——脱离“补贴”周期

2.1 一个新视角——“补贴”周期

近年来“补贴”一词多见于新兴产业如新能源发电、新能源汽车、垃圾焚烧发电等。我们从投资的长周期视角，把所观察到的火电行业盈利波动也称作“补贴”。在盈利的波峰，火电行业享受的是正向补贴，反之，盈利的波谷期享受的则是“负向补贴”。

我们把火电盈利波动称作补贴的根本原因是，投资者对火电行业的盈利预判之中，隐含了政府对于公用事业行业将保证“合理准许回报率”的预期。传统意义上的周期性行业如煤炭、钢铁、建材、化工甚至地产产业链相关行业的盈利预判反应的则是经济周期和产业周期波动带来的行业景气度波动，与“合理准许回报率”毫无关系，除非引发系统性风险（比如供给侧结构性改革的诱发因素），否则政府进行干预的可能性不大。

由此，在火电行业景气度波谷，火电股的股价事实上隐含了一个看涨期权，该期权的生效依赖于政府给予火电盈利的补贴由“负向补贴”转向“正向补贴”。而在火电景气度波峰，由于“补贴周期”的存在，买入或持有火电股则意味着需要额外购入看跌期权才能规避风险。

因第一轮电力体制改革在2003年遇阻，我们观察到的以8%的ROE水平作为衡量标准的“一正一反”补贴周期持续了近20年，在2014年第二轮电改开始（C1时点）之后出现松动，在2019年电价全面放开政策出台（X时点）之后，行将终止。

自2018年初以来火电行业事实上走出了一波具备明显超额收益的行情，但2019年A股走出结构性行情，弱化了火电超额收益，从行业比较的角度来看可以用下图解释。

此外，2019年电价全面放开政策的出台时点（2019年6-9月），早于光大公用事业团队以及市场的预期，力度亦明显超出市场预期。反映了管理层放开要素管制、“能由市场决定的都交给市场”的思路，也暗含了期待电力行业继续增加向下游让利（火电行业的“反向补贴”）的政策导向，至少市场是这样理解上述政策的。在这样的市场预期产生之后，“看涨期权”作废，失望情绪发酵导致火电板块股价明显承压（见下图）。

从电力行业“三要素”框架出发，我们观察到火电行业竞争要素的变化如下：

电价：火电上网电价已连续4年下行（主要通过行政手段调整），但下行力度逐年弱化。2020年市场电比例的提升将导致电价的博弈增强；

煤价：煤炭行业供给侧改革力度边际减弱，供需形势的改善促进煤价中枢下行；

机组利用率：可再生能源（水电、核电、新能源等）对火电机组利用率的挤压已基本被市场消化，火电利用小时数保持相对稳定。

2.2 电价：市场化加速强化量价博弈

随着2015年新电改的启动，电力市场化改革不断推进，市场化交易电量规模亦不断提升。近年来发用电计划放开节奏加快，2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额；2019年要求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，深化电力体制改革。

当前阶段，我国电力市场化已初具规模。根据中电联统计，2019年1-10月，全国中长期直接交易电量占全社会用电量的比重约29%，其中国网、南网、蒙西区域分别占比27%、33%、50%。分省份看，云南、青海、内蒙古（尤其是蒙西）、山西、江苏等地电力市场化水平较高。此外，电力上市公司的市场化比例总体亦有提升。

当前阶段电力总体供应偏宽松（电量平衡偏宽松，但局部电力平衡偏紧），市场电价低于基准价（标杆电价，即出现“折价”），煤电企业的让利空间源自市场电的折价部分。电力市场化发展和电价机制的变革对于发电企业（尤其是煤电企业）让利空间的影响存在量价的博弈：

量：电力市场化交易规模扩张，市场电比例提升，而执行基准价（原标杆电价）的电量（即“计划电”部分）占比缩小；

价：受电力供需和电厂报价策略等因素影响，存量“市场电”部分的折价幅度收窄，增量“市场电”部分（由执行标杆电价改为“基准价+上下浮动”的部分）亦存在折价（2020年暂不上浮），市场电综合折价幅度由上述两部分“市场电”共同决定。

我们对电力市场化发展和电价机制的变革下煤电企业的量价博弈进行了敏感性测算，测算结果详见表2。在市场电占比10-100%、市场电折价幅度1-10分/千瓦时（综合考虑存量和增量市场电）的情况下，市场电折价幅度的收窄可有效对冲市场电占比的提升。考虑到下游“降成本”压力仍未消除，我们预计2020年火电公司综合上网电价同比微降。

在电力行业“三要素”研究框架内，考虑到竞争要素的动态变化，我们构建了简化的模型火电公司，用于测算电力市场化条件下核心竞争要素对盈利的影响。

模型火电公司的关键假设如下：

仅经营火电业务，装机容量100万千瓦，利用小时数4200小时；

折旧方法为平均年限法，折旧年限20年，不考虑残值；

电价采用“基准价+上下浮动”的定价机制：基准电价为0.40元/千瓦时（含税）；市场化电价下浮10%，市场化电量占上网电量的比例为30%；

煤炭采购全部为市场煤（即不考虑长协煤），入炉煤价为650元/吨（5500大卡含税）；

由于火电行业财务费用对利润影响较大，为简化计算，利润表中的期间费用等其他成本项仅考虑财务费用，增值税税率13%，所得税税率25%。

模型火电公司关键假设参数如下：

根据上述假设，基准情景下模型火电公司的综合点火价差（即不含税综合上网电价-单位燃料成本）为0.13元/千瓦时，市场电点火价差（即不含税市场电上网电价-单位燃料成本）为0.10元/千瓦时；毛利、净利润分别为2.19、0.81亿元，对应毛利率、净利率分别为16.0%、5.9%。

需要强调的是，“基准价+上下浮动”的定价机制中，浮动比例应综合考虑燃料成本及电力供需情况，由于电力供需对浮动比例的影响难以直接量化，模型火电公司测算时仅定量考虑燃料成本对市场化电量折价幅度的影响，假设市场化电量浮动比例完全反映了煤价变化（即市场电点火价差保持不变）。

我们测算了在煤价和市场化电量比例综合变动的情况下，模型火电公司的净利润变化情况，详见表5。当市场化电量占比提升至55%时（即较基准情景提升25个百分点），在入炉煤价降幅超过60元/吨（对应煤价低于590元/吨）的情况下，模型火电公司净利润仍可实现正增长。此外，考虑到中长期视角下电力供需形势的改善，市场电折价幅度有望好于预期（市场电点火价差提升），进而促进火电盈利提升。

需要指出的是，上述测算仅为静态敏感性分析，在电力市场化质变背景下，电价实际变动趋势仍需持续跟踪、观察。

另一方面，上述测算并未考虑电力供需形势的变化。从技术角度考虑，各类装机在电力电量平衡中所起的作用不尽相同，火力发电机组、核电机组是支撑电力电量平衡的主要发电类型之一，同时也是支撑电力平衡的最主要因素，同时需要为系统提供备用（备用率一般为20%）；水力发电机组在支撑电量平衡的同时，也在电力平衡中起一定作用，但作用小于火电机组；非水可再生能源目前仅参与系统的电量平衡，并不能参与（或极少量参与）系统的电力平衡。纵观近年来装机累计增速，可以看到为了满足电力平衡，可控装机增速需要与最高负荷匹配。

由此不难看出，作为可控装机的主力，火电（主要是煤电）在保持电力电量平衡（尤其是电力平衡）中的作用依然不可忽视。在市场电比例大幅提升的背景下，区域电力供需形势的边际变化亦将影响火电公司的市场电竞价策略（走出“囚徒困境”），火电行业的话语权和议价能力有望边际提升。以电力市场化程度较高的广东为例，随着电力市场化规模扩张，市场电折价幅度趋于理性，并呈现收窄态势。

2.3 煤价：供需关系改善，煤价中枢持续下行

尽管年初矿难、安监等扰动因素一定程度干预了煤价预期，但受煤炭优质产能释放、需求放缓等因素影响，2019年以来煤价中枢总体下行。2019年10月下旬至今秦皇岛港5500大卡动力煤价已回落至“绿色区间”（500-570元/吨）。

根据光大证券煤炭团队的判断，2020年是煤炭供给侧改革的收关之年，未来产能端重心将持续由“去总量”向“调结构”过渡。随着去产能力度收缩，未来供求关系将趋于宽松。另一方面，在进口煤与长协两大政策工具的调控下，煤价波动率持续下降，在绿色区间维持窄幅波动。

当前火电景气度仍处于相对低点，煤价回落仍为促进火电盈利回升的关键要素。

2.4 机组利用率：火电供给侧改革提供向上催化

在经济增速放缓的背景下，叠加2018年同期的基数效应，2019年发用电量增速呈现放缓迹象。在水电挤出效应的影响下，2019年火电发电量增速放缓程度加剧，进而影响了火电利用小时数增长。展望2020年，我们认为能源结构调整基调下，新增发用电需求将主要由新能源等机组填补，预计火电发电量的增长有限。

2017年启动的火电供给侧改革成为火电行业的自救手段，有效控制了火电装机规模，避免了机组利用率进一步恶化。2016-2018年已累计淘汰煤电落后产能1843万千瓦，完成“十三五”规划目标（2000万千瓦）的92%以上。国家能源局提出2019年煤电淘汰落后产能的目标为866.4万千瓦，供给侧改革持续加码。我们认为伴随着火电行业整体景气度的持续低迷，火电供给侧改革将从多角度继续推进（“减存量、控增量”双向并举），将成为火电机组利用率提升的有效催化。我们以2018年底的火电行业经营数据为基数进行了敏感性测算，预计随着火电供给侧改革推进，2020年火电利用小时数有望小幅提升。

2.5 长期视角：火电将不具备公用事业属性

从中长期来看，随着电价市场化的形成，火电行业属性更接近于弱周期（顺周期而非市场化之前的逆周期）行业。考虑到A股火电公司均为独立发电商（只参与电力产业链的发电环节），处于竞争性环节的火电将不具备真正意义上的公用事业（垄断性环节）属性。

我们以成熟电力市场（如美国）的电力公司估值作为参考标准。

美国是最早进行电力市场化实践的国家，自20世纪90年代开始正式推进电力方式管制改革以来，在经历了加州能源危机、批发电力市场建设放缓、电网运行出现安全停电事故等问题后，市场机制逐步完善，并已成为国际上成熟电力市场的典型代表之一。

我们选取了14家典型的美国电力公司，根据业务结构和GICS子行业分类，我们将其划分为受管制电力公司（即参与输配电等业务）和独立发电商（仅参与发电业务，新能源占比较低）。

我们统计了美国代表电力公司2010-2018年的估值及股息率指标，并按受管制电力公司和独立发电商的分类取算数平均值，以淡化个体间的波动。

从A股常用的PE、PB指标来看，2011-2018年受管制电力公司的PE范围15-19倍，PB范围1.5-1.8倍。近年来受管制电力公司的PE、PB均保持相对稳定，相对S&P 500几乎不存在PE折价，但存在25-50%的PB折价。独立发电商的PE、PB指标并无明显规律，PE、PB估值稳定性明显弱于受管制电力公司，我们认为主要与独立发电商的盈利波动性有关。

从EV/EBITDA指标来看，受管制电力公司和独立发电商的EV/EBITDA稳定性明显好于PE、PB指标，2011-2018年受管制电力公司与独立发电商的EV/EBITDA范围分别为8-13倍、7-12倍，相对S&P 500几乎不存在估值折价。

从股息率指标来看，受益于稳定的盈利和确定的分红，近年来受管制电力公司体现出极其稳定的股息率，2011-2018年受管制电力公司的股息率3.5-4.3%，高于同期美国10年期国债收益率1.1-2.5个百分点，体现出明显的“公用事业”属性。受盈利及估值等波动影响，独立发电商的股息率稳定性和吸引力明显弱于受管制电力公司。

3.1 大水电的基本面稳定

水电公司典型盈利拆分如下：

（1）收入端：水电的营业收入即发电收入，决定因素即电量与电价，其中电量又与装机容量及利用小时数密切相关。

（2）成本费用端：由于水电公司的核心资产为挡水建筑物（大坝）及水电机组，水电的营业成本主要为固定成本（以折旧为主），以及少量变动成本（水资源费、库区基金等）。此外，考虑到水电建设期的有息负债，财务费用对盈利影响明显。

装机增速明显放缓

水电审批、建设周期较长，通常阶段性呈现投产高峰。作为成熟行业，水电上一轮投产高峰期（“十二五”时期）已过，“十三五”以来水电装机增速已回落至历史较低水平。2018年水电装机3.5亿千瓦，同比增速仅3.2%，低于全部装机同期增速3.7个百分点。

大型水电利用小时数相对稳定

与全部电源整体相比，水电利用小时数的波动性明显偏弱，主要是由于水电的可再生能源属性，其电量消纳保障性较强，对全社会用电需求的敏感性较弱。此外，随着特高压等外送通道建立，水电消纳及弃水等问题进一步解决，利于水电利用小时中枢提升。2001-2018年，水电平均利用小时数3448小时，波动率约5.6%，显著低于全部电源同期波动率（11.5%）。

根据上述分析，水电利用小时数通常围绕多年平均利用小时数小幅波动，流域来水对水电利用小时数的影响较大。对于大型水电而言，受益于水库的调节能力及梯级联合调度等因素，大型水电公司有效对冲来水波动，利用小时数相对稳定。

水电电价处于较低水平，电价相对稳定

水电上网电价主要包括成本加成、落地电价倒推和水电标杆电价三种定价方式。由于水电资源与用电负荷集中区域的错配，近年来新建的大型水电站外送消纳的比例提升，总体而言落地电价倒推机制占比较大。

与其他发电类型相比，水电上网电价明显处于较低水平，且由于定价方式的一致性，多年保持相对稳定。

成长期已过，成本稳定，财务费用逐步降低

成本方面，水电最大成本为折旧。水电通常折旧方法为平均年限法（少数水电公司采用工作量法），考虑到现阶段水电装机成长高峰期已过，叠加挡水建筑物（大坝）及电机等设备折旧年限较长，水电公司折旧成本相对稳定。此外，由于现阶段水电装机和利用小时数的波动性较弱，可变成本亦不会出现明显变化。综上，水电营业成本总体保持稳定。

此外，由于水电建设周期长且投资规模大，对于自建水电站的公司而言，有息负债及财务费用相对较大。在没有增量机组投产的情况下，资本开支压力减弱，叠加水电运营期优异的现金流特质，水电公司的有息负债及财务费用将逐步降低，财务状况持续改善。

竞争要素稳定，业绩确定性强

基于上述分析，大型水电公司各项竞争要素较为稳定，在没有装机增长的情况下，盈利增速及盈利质量的波动性总体较弱，业绩确定性强。

3.2 “类债券属性”驱动估值提升

如上文所述，水电成长高峰期已过，资本开支减弱，在业绩确定性较强的情况下，分红吸引力提升。以水电龙头长江电力为例，其明确分红方案：“对2016年至2020年每年度的利润分配按每股不低于0.65元进行现金分红；对2021年至2025年每年度的利润分配按不低于当年实现净利润的70%进行现金分红”，并于近年来持续严格执行高股息政策。大型水电公司股息率保持在较高水平，分红吸引力可观。

大型水电公司竞争要素确定性较强，且重视股东回报，盈利及股息率的稳定性优势明显，“类债券属性”突出。水电股的“类债属性”有效吸引外资关注，近年来大型水电公司（长江电力、华能水电、国投电力、川投能源）的投资者结构发生边际变化。随着沪港通等境外投资者持股比例的提升，以长江电力为首的大型水电股在二级市场的走势与10年期美国国债收益率的关联度较高。此外，随着重点流域的部分水电机组投产期日渐临近，相关上市公司的成长性预期有望逐步兑现。

在“资产荒”及全球降息预期背景下，我们认为2020年水电股的防御价值、“类债属性”及个股成长性的兑现仍为二级市场表现的核心驱动力。

4.1 国家管网公司：市场化改革的现实路径

2017年启动的本轮石油天然气改革思路为“管住中间、放开两头”。作为八方面重点改革任务之一，油气管网运营机制的改革成为本轮石油天然气体制改革的关键环节（如图5）。《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》提出，“分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放”。

为解决现行矛盾，提高天然气管网设施利用效率，保障天然气安全稳定供应，促进天然气行业良性发展，2014年以来国家相继颁发管网公平开放的相关政策，但多年来实际执行效果欠佳。2017-2018年北方采暖季期间的“气荒”问题更加暴露了气源紧张条件下天然气管网互联互通的不足、管网运用效率低下的问题。在天然气产供储销体系大力推进的背景下，天然气管网设施公平开放和互联互通的重要性进一步提升。

借鉴发达国家和地区天然气管道和市场化改革的相关经验，当前时点我国管网独立改革已具备如下基础条件：

（1）下游参与主体培育效果显著；

（2）气源多样化格局逐步形成；

（3）全国性管网骨架初步搭建完成；

（4）天然气改革力度增强。

总体来看，我国已迎来实施天然气管网独立改革的最佳时机。结合我国当前国情，考虑到天然气管网的自然垄断属性及现行“生产管输一体化”的天然气产业链格局，国家管网公司成为实现管网独立、公平开放、进一步市场化的现实路径。

4.2 国家管网公司重构行业格局

4.2.1 国家管网公司渐行渐近

2019年以来，国家石油天然气管网公司的组建渐行渐近。仅2019年3月，多条重要官方渠道确认了国家油气管网公司组建的信息。

根据中石化经济技术研究院《2019中国能源化工产业发展报告》的预测，国家油气管网公司将从管资产向管资本转变，预计分三阶段进行：

（1）中国石油、中国石化及中国海油将旗下管道资产及员工剥离，并转移至新公司，再按各自管道资产的估值厘定新公司的股权比例；

（2）新管网公司获注入资产后，拟引入约50%社会资本，包括国家投资基金及民营资本，新资金将用于扩建管网；

（3）新管网公司将寻求上市。

4.2.2 “X+1+X”的新格局

目前我国基干天然气管网主要包括西气东输系统、陕京系统、川气东送系统及联络线等。截至2017年底，我国天然气长输管道总里程7.7万公里。其中，中国石油、中国石化、中国海油分别占比69%、8%、7%，中国三大石油公司合计市场份额84%。

我国跨省天然气长输管线主要由中国石油、中国石化等下属13家管道公司经营。根据天然气价格改革中的管输费改革措施，上述公司的管输价格均已核定。

除跨省天然气长输管道外，省内天然气管网亦承担了天然气管输职能。截至2018年底，我国广东、上海、浙江等21个省（市、区）成立了省级天然气管网公司；其中，湖南、江西、山东等省还成立了多家省级管网公司。我国天然气省网公司大多由当地能源集团或投资集团控股，部分管网公司有天然气上游供应商参股。我国区域管网的典型运营模式包括统购统销、允许代输和开放型运营模式，其中前两者目前在我国天然气市场占据主导地位。

我们认为，国家管网公司将扮演连接上下游参与主体的角色，提升行业竞争活力（尤其是上游）。从长期角度来看，天然气行业产业链结构有望形成“X+1+X”的格局。在多气源、多参与主体，上下游形成充分竞争的条件下，天然气市场化推进有望加速。

国家管网公司的组建，将有利于油气行业基础设施的资源整合和优化配置，提升运行调率。从“提质增效”的角度考虑，国家管网公司的成立契合国企改革加速推进的背景；管网公平开放将有效激活能源市场竞争，还原油气能源的商品属性；通过引入社会资本等方式拓宽管网建设资金来源，管网建设有望全面提速。

4.3 行业成长性尚存

我们认为，燃气行业仍为公用事业中最具成长性的子板块，其成长性主要源于经济增长、城镇化水平提升和环境约束。中短期看，考虑到《打赢蓝天保卫战三年行动计划》的颁布以及《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》的实施，预计2020年前天然气需求尚未减弱。从长期来看，在能源结构调整背景下，《加快推进天然气利用的意见》强调逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，并提出至2020年和2030年、天然气在一次能源消费结构中的占比力争达10%和15%左右的目标。燃气公司量增逻辑清晰可见。

下游燃气公司的核心业务为售气和接驳。随着燃气行业市场化水平提升及上下游价格联动机制的建立，城燃公司将享受稳定的毛差和接驳费用，价格压力大幅减弱。此外，由于城燃公司的to C端优势，增值服务等将成为潜在利润增长点。

维持公用事业“增持”评级；子行业电力“增持”评级，燃气“买入”评级。

电力：电价全面市场化背景下，电力行业估值体系亟待改变。2020年将是新研究框架、估值体系的形成期，2021年将可能形成稳态。当前阶段因市场过度反应了对电价下行的担忧，电力板块已具备安全边际。推荐火电：一线龙头华能国际（A+H）、华电国际（A+H），二线京能电力、长源电力；水电：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电。

燃气：从长期角度来看，天然气行业产业链结构有望形成“X+1+X”的格局。在多气源、多参与主体，上下游形成充分竞争的条件下，天然气市场化推进有望加速。燃气行业仍为公用事业最具成长性的品种，建议精选优质城燃标的。推荐深圳燃气、新天然气，关注H股：中国燃气、新奥能源、华润燃气、天伦燃气。

系统性风险：国内外经济形势、中美贸易摩擦等超预期变动影响市场投资风格；

电力行业：

价格风险：燃料成本（以燃煤成本为主）是火电公司成本中的最主要部分，动力煤价格超预期上涨，将增加火电公司成本；上网电价超预期下调，减少电力公司收入；

电力需求风险：现阶段电力供应与电力需求匹配，若电力需求增速低于预期，将影响电力公司发电量和利用小时数的增长。

水电来水风险：水电的固定成本占比较高，对水电公司而言，来水量直接影响水电站的发电量，进而影响水电公司利润。来水不及预期，影响水电业绩。

政策风险：电力体制改革、国企改革等推进放缓，影响电力行业的良性发展等。

燃气行业：

管网公司进度风险：由于国家管网公司成立时间和具体方案尚未公布，若国家管网公司成立进度及方案推进慢于预期，将导致天然气行业竞争要素的变化滞后。

接驳业务风险：由于接驳业务收费属于高利润的一次性收费，对于收取接驳费的燃气公司而言，新用户接驳数量下滑或接驳费用降低将拖累燃气公司利润。

售气业务风险：售气业务为燃气公司的重要盈利来源。下游需求低于预期等因素将拖累天然气销售量增长，天然气采购成本上涨和价格传导不顺畅将导致毛差收窄，进而影响燃气公司售气业务利润。