公用事业：规模以上工业企业电力市场化交易放开 推动降低制造业用电成本

行业近况

    1 月3 日，国务院常务会议召开，再次重申大力改善营商环境，继续实施以制造业为重点的减税降费措施。其中推动降低制造业用电成本，全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易的表述贯彻了2019 年历次政策会议的方向。

    评论

    会议第五年提降低企业用电成本，与此前发改委要求2020 年确保工商业平均电价只降不升、开放更多行业电量市场化交易的方向一致。电价政策改革是降低制造业成本的重要一环，2019 年9 月底发改委取消煤电标杆电价政策的调整中，就已经要求2020 年整体电价不能上浮，因此我们认为此次会议的电价调整方向指引符合预期。而“放开规模以上工业企业市场化电量”的举措，则符合电改持续深化的方向，发改委在2019 年7 月和10 月的政策中分别放开了“经营性电力用户”和“具备条件、不直接关乎民生的行业”的电力市场化交易，我们认为此次会议的电力交易开放更多行业的指引符合预期，近期已经公布的广东、安徽、江苏三省2020 年双边交易电量同比增长5%-30%的情况也体现了这一进程。

    预计电网、电力、煤炭分担2020 年降电价责任，煤炭或将承担更多。从2018/19年电价负担降低的实施过程来看，降价主要通过增值税下降、电网输配电价下降、政府性基金和水电附加费的调整来实现，经过历次调整，当前一度电利润当中，电网、电力企业合计只占约40%，其余主要由煤炭企业获得。因此我们认为2020年的降电价压力虽将继续由3 方承担，但煤炭企业或将承担更多：

    电网：在2020 年工作规划中电网公司明确面临输配成本监审压力，去年年末公布的《输配电价定价办法修订稿》也提到对折旧政策安排进行调整，可能为后续调整提供空间。但考虑电网过去两年降价中利润降幅均在10%以上，部分区域电网公司有账面亏损，进一步让利空间有限；

    电力：火电双边交易提升，综合电价或继续下行2%-3%，但由于龙头ROE已不到5%，折让存在进一步收窄可能，最终表现可能好于市场预期。且西北区域亏损严重，2019 年12 月发改委推出的西北5 省煤电过剩产能区域资源整合的规划，有望减少不理性电价报价行为；水电和核电或仍有继续让利的可能，主要通过扩大市场电参与规模的方式；

    煤炭：我们预计2020 年受益于先进产能释放，煤炭供需格局将逐步走向宽松。且政策干扰减少，动力煤价格中枢或回落至550 元/吨。我们认为考虑煤炭企业在当前度电利润中占比最多，且煤价具备下行空间，或将成为本轮电价调整的主要贡献来源。

    估值与建议

    考虑电价调整的具体幅度和落实方式尚未明确，我们维持板块公司的盈利预测和目标价不变。重申煤价的下行以及火电过剩产能整合将会有效改善火电企业经营情况，带来火电行业2020 年基本面和估值反转，推荐华能国际-A/H，华电国际-A/H，浙能电力-A；同时看好水电龙头派息稳定、现金流充裕，推荐长江电力-A。

    风险

    电力市场化改革慢于预期；电力需求不及预期。