一、中美電力行業(yè)發(fā)展對比
1.1、溯史：中美電力行業(yè)處于何種發(fā)展階段？
電力行業(yè)作為國民經(jīng)濟(jì)的基礎(chǔ)性支柱行業(yè)，與國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展及工業(yè)結(jié)構(gòu)變化息息相關(guān)，不同的經(jīng)濟(jì)發(fā)展階段勢必對應(yīng)著不同的電力工業(yè)需求?？紤]到我國的經(jīng)濟(jì)發(fā)展階段、電力工業(yè)歷程及發(fā)用電量結(jié)構(gòu)，我們認(rèn)為以美國為代表的發(fā)達(dá)國家電力工業(yè)發(fā)展演變歷程對我國電力行業(yè)未來發(fā)展有一定的借鑒作用，其上市電力公司的估值變化也有助于我們對A股火電公司的估值做進(jìn)一步探討。
我們首先分析中美歷史發(fā)電量變化情況，以期對兩國電力產(chǎn)業(yè)當(dāng)前所處階段做出初步判斷。從美國近七十年的凈發(fā)電量數(shù)據(jù)來看，盡管年際間發(fā)電增速起伏不定、波動較大，但以十年為一個周期，美國的凈發(fā)電量復(fù)合增速呈現(xiàn)穩(wěn)步下臺階的趨勢。
為方便分析不同階段的電力工業(yè)發(fā)展，我們將發(fā)電增速在8%左右的階段定義為快速增長期，發(fā)電增速穩(wěn)定在3%左右的階段定義為穩(wěn)定成長期，發(fā)電量基本無增長的階段定義為成熟期。從美國電力工業(yè)近年來凈發(fā)電量復(fù)合增速的數(shù)據(jù)來看，1949年至1969年間美國的十年復(fù)合發(fā)電增速分別為9.2%、7.3%，電力工業(yè)仍處于快速增長期。1970年到1999年間美國的十年復(fù)合發(fā)電增速分別為4.5%、2.8%、2.2%，發(fā)電增速降檔明顯，基本上圍繞3%左右波動，處于穩(wěn)定成長期。2000年至今，美國的十年復(fù)合發(fā)電增速分別為0.7%、0.1%，發(fā)電量基本無增長，美國電力工業(yè)已步入成熟期。
從中國近年的發(fā)電量數(shù)據(jù)來看，雖然發(fā)電增速有所波動，但整體我國發(fā)電量仍保持穩(wěn)健增長。如果剔除1998年前后亞洲金融危機影響下我國發(fā)電增速回落的數(shù)據(jù)，1985年至2011年間我國發(fā)電量基本上均維持8%—14%左右的高增長，復(fù)合發(fā)電增速也在8%—10%左右，可以認(rèn)為處于快速增長期。單從發(fā)電增速的角度出發(fā)，這一階段我國電力工業(yè)的情況與美國1949年至1969年間的快速增長期較為類似。2011年之后我國復(fù)合發(fā)電增速逐步回落，分別為6.7%和5.2%。考慮到當(dāng)前我國步入經(jīng)濟(jì)發(fā)展新常態(tài)，經(jīng)濟(jì)增長開始轉(zhuǎn)型換擋，發(fā)電增速也在逐步回落，未來高耗能產(chǎn)業(yè)對經(jīng)濟(jì)增長的拉動效應(yīng)將逐步弱化。我們判斷如無特殊因素擾動，我國電力工業(yè)或?qū)⑦M(jìn)入穩(wěn)定成長期，發(fā)電增速圍繞5%這一中樞波動，可能與美國70年代到90年代的情況較為相似。
1.2、用電側(cè)：結(jié)構(gòu)差異較大，中國用電增速波動大
在分析中美當(dāng)前電力工業(yè)發(fā)展分別處于哪一階段之后，我們再通過一系列細(xì)化的發(fā)用電指標(biāo)，進(jìn)一步對比中美電力工業(yè)當(dāng)前發(fā)展的異同。首先從用電量角度出發(fā)，觀察中國近年的GDP增速、用電增速和電力彈性系數(shù)的變化情況。從歷史數(shù)據(jù)來看，中國用電量在2003年—2011年保持了兩位數(shù)的高增長（剔除2008年經(jīng)濟(jì)危機影響），之后用電增速持續(xù)回落，至2015年后觸底回升。整體來看，我國GDP增速與用電增速趨勢較為同步，用電增速波動幅度相對較大。從電力彈性系數(shù)的角度分析，當(dāng)經(jīng)濟(jì)增速下滑時，用電增速下滑幅度往往大于GDP增速，導(dǎo)致電力彈性系數(shù)偏?。ˋ-1、A-2兩階段）；當(dāng)經(jīng)濟(jì)有所回暖時，用電增速的反彈幅度同樣大于GDP增速，導(dǎo)致電力彈性系數(shù)偏大（B-1、B-2兩階段）。我們判斷我國用電增速波動大的主要原因在于第二產(chǎn)業(yè)用電占比較高且二產(chǎn)對于經(jīng)濟(jì)增長更為敏感。
從美國的GDP增速、用電增速和電力彈性系數(shù)的變化情況來看，美國作為發(fā)達(dá)國家，其經(jīng)濟(jì)增長與用電增速相對較為穩(wěn)定，波動幅度遠(yuǎn)小于中國。2011年以來，美國GDP增速保持2%左右波動，而用電增速在±1%的區(qū)間內(nèi)窄幅震蕩，用電量增長和經(jīng)濟(jì)增長基本沒有明顯相關(guān)性。從電力彈性系數(shù)也看出，美國電力彈性系數(shù)較為無序，預(yù)示其經(jīng)濟(jì)增長對電力消費推動的影響明顯減小。
接下來我們對比分析中美用電量結(jié)構(gòu)情況。2018年我國全社會用電量為68449億千瓦時，同比增長8.49%；第二產(chǎn)業(yè)用電量為47235億千瓦時，同比增長7.17%。從我國近十年來的用電結(jié)構(gòu)變化來看，第二產(chǎn)業(yè)用電占比由80%下滑到70%左右，其釋放出的用電空間主要由第三產(chǎn)業(yè)用電及城鄉(xiāng)居民生活用電瓜分。未來隨著我國經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)持續(xù)轉(zhuǎn)型，高耗能產(chǎn)業(yè)對用電增長的拉動效應(yīng)有望逐步弱化，第二產(chǎn)業(yè)用電占比仍將持續(xù)小幅下降。
目前美國用電量基本上穩(wěn)定在37000億千瓦時（不考慮1400億千瓦時的廠用電及線損）左右。美國用電結(jié)構(gòu)劃分與中國有所不同，其用電劃分為居民、商業(yè)、工業(yè)及交通，2017年分別占總用電量比例為37%、36.3%、26.4%和0.2%。從趨勢上看，工業(yè)占比有小幅下滑，但整體用電結(jié)構(gòu)保持相對穩(wěn)定。
總覽中美之間的用電側(cè)數(shù)據(jù)對比，我們可以看出美國電力需求已進(jìn)入成熟穩(wěn)定期，無論是用電量、用電增速還是用電結(jié)構(gòu)均變化較小。而中國電力需求雖然度過了增速10%以上的高速增長期，其仍處于穩(wěn)定成長期。從用電結(jié)構(gòu)來看，中美之間差異較大。美國居民用電占總用電量比例達(dá)37%，較中國居民用電占比14.1%高出22.9個百分點。此外，盡管美國統(tǒng)計口徑中的工業(yè)用電和中國統(tǒng)計口徑中的第二產(chǎn)業(yè)用電有一定差別，但從整體結(jié)構(gòu)上也能看出，美國電力需求受大工業(yè)等高耗能產(chǎn)業(yè)影響較小。以民用及商業(yè)需求作為電力支撐的美國電力體系相比以工業(yè)需求為支撐的中國電力體系更加穩(wěn)定。
考慮到我國人均用電量仍遠(yuǎn)低于西方發(fā)達(dá)國家，居民生活及第三產(chǎn)業(yè)用電需求仍有較大的潛力待挖掘，在一個相對較長的時間段（10—15年左右）我國用電需求仍有望維持5%左右的穩(wěn)健增長。未來或許當(dāng)我國第二產(chǎn)業(yè)用電占比低于50%的時候，我國會像美國一樣進(jìn)入成熟穩(wěn)定期。
1.3、發(fā)電側(cè)：中美火電占比均高，結(jié)構(gòu)調(diào)整進(jìn)行中
接下來我們從發(fā)電量及電力裝機結(jié)構(gòu)等角度對比中美電力供應(yīng)側(cè)的不同。2018年中國火電發(fā)電量為49231億千瓦時，同比增長7.3%（中電聯(lián)口徑，與統(tǒng)計局口徑范圍不同），占總發(fā)電量比重為70.4%。雖然火電仍然為最主要的發(fā)電電源，但其占比已從2009年的81.8%下滑了11.4個百分點。水電發(fā)電量受氣候因素影響存在一定波動，占比相對較為穩(wěn)定。核電、風(fēng)電、太陽能等新能源發(fā)電增速及發(fā)電占比提升較快，對火電的替代效應(yīng)十分明顯。
美國發(fā)電量結(jié)構(gòu)變化情況與中國較為類似，火電發(fā)電量占比從2001年的71.7%下降到2018年的62.1%。核電、水電分別是美國的第二和第三大發(fā)電電源，兩者占比相對穩(wěn)定。風(fēng)電及太陽能對火電的替代效應(yīng)較為明顯。中美發(fā)電量數(shù)據(jù)的不同之處在于美國火電及核電發(fā)電量多年來幾乎維持零增長，風(fēng)電及太陽能以搶占少量的新增用電需求為主；而中國各項電源占比結(jié)構(gòu)雖然有所分化，但各類電源發(fā)電量仍然維持正增長。
中國發(fā)電裝機結(jié)構(gòu)變化趨勢與發(fā)電量結(jié)構(gòu)趨勢一致，風(fēng)電及光伏的替代效果更加明顯。從2017年中美發(fā)電裝機對比來看，盡管中美電力裝機均以火電為主（美國燃煤及燃?xì)庋b機占比68%，中國火電裝機占比59.5%），但其細(xì)分發(fā)電裝機情況仍有很大的不同。美國燃?xì)獍l(fā)電裝機達(dá)52505萬千瓦，占比44%，是美國最主要的電源；而中國發(fā)電機組仍以燃煤為主，煤電裝機占比達(dá)55%。受美國頁巖氣革命影響，疊加燃?xì)廨啓C發(fā)電技術(shù)的不斷進(jìn)步，美國燃?xì)獍l(fā)電成本大幅下降，而燃煤機組受制于相關(guān)環(huán)保政策的要求，運營成本無法與燃?xì)?、風(fēng)能、核能等清潔能源正面競爭。據(jù)相關(guān)新聞報道，過去10年美國關(guān)閉了近一半的燃煤電廠。
除火電裝機結(jié)構(gòu)分化外，中國第二大發(fā)電機組為水電，占比達(dá)19.3%，較美國水電裝機占比高出12.6個百分點；美國核電為其第三大發(fā)電電源，裝機達(dá)10479萬千瓦，占比8.8%，較中國核電裝機占比高出6.8個百分點；中國風(fēng)電、太陽能裝機占比分別為9.2%和7.3%，分別較美國風(fēng)電、太陽能裝機占比高出1.7、5.1個百分點。
從中美發(fā)電裝機利用小時對比來看，由于美國火電裝機中燃機占比較高，所以其總裝機利用小時和火電利用小時均低于中國。其核電及風(fēng)電受益于消納條件較好及資源稟賦，利用小時高于中國。
從中美裝機增速及發(fā)電量增速也能看到，美國的裝機及發(fā)電增速均已處于較低水平，兩者基本匹配，電力供應(yīng)過剩風(fēng)險較小。中國發(fā)電裝機始終保持較快增長，且從2012年開始裝機增速持續(xù)高于發(fā)電增速，這在一定程度上加劇了我國煤電產(chǎn)能過剩的風(fēng)險。不過隨著國家化解煤電產(chǎn)能過剩風(fēng)險的相關(guān)政策陸續(xù)落地，我國發(fā)電裝機增速有所回落。此外，近年來我國新增裝機中風(fēng)電、光伏等裝機占比顯著提升，等效裝機增速已低于發(fā)電增速，我國發(fā)電機組過剩的局面正得到有效緩解。
二、中美電價構(gòu)成接近，分用戶電價偏差較大
電力行業(yè)將煤炭、天然氣、風(fēng)能、水能等一次能源經(jīng)發(fā)電設(shè)施轉(zhuǎn)換成電能，再通過變電、輸電與配電系統(tǒng)將電能供給到用戶。因此電力系統(tǒng)通常包括發(fā)電、輸電、變電、配電等環(huán)節(jié)，終端用戶的用電成本也主要由以上各個環(huán)節(jié)成本疊加構(gòu)成。但由于各國電力政策及電力系統(tǒng)組成不同，終端銷售電價的最終結(jié)構(gòu)也會有所不同。
我國銷售電價構(gòu)成主要包括上網(wǎng)電價、輸配電價、輸配線損和政府性基金及附加。根據(jù)發(fā)改委2017年電力價格監(jiān)管相關(guān)通告數(shù)據(jù)，電網(wǎng)企業(yè)平均含稅銷售電價為0.6091元/千瓦時（不含政府性基金及附加）。對于下游用戶綜合用電電價而言，其由發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價（0.3763元/千瓦時）、輸配電價（0.2107元/千瓦時）、輸配電線損（0.02213元/千瓦時）和政府性基金及附加（0.0366元/千瓦時），合計為0.6457元/千瓦時。從占比來看，上網(wǎng)電價、輸配電價、輸配線損和政府性基金及附加占比分別為58%、33%、3%和6%。
而美國的銷售電價主要由發(fā)電電價、輸電電價以及配電電價構(gòu)成。2018年美國終端用電價格為10.85美分/千瓦時，其由上網(wǎng)電價（6.49美分/千瓦時）、輸電電價（1.24美分/千瓦時）和配電電價（3.12美分/千瓦時）構(gòu)成，三者占比分別為60%、11%和29%。
整體來看，我國當(dāng)前電價結(jié)構(gòu)與美國有一定的相似性。兩者間主要差異在于，除了發(fā)電價格與輸配電價外，我國最終銷售電價中還包含政府性基金及附加。目前我國電價附加收費主要包括此前調(diào)降過的重大水利工程建設(shè)基金和大中型水庫移民后期扶持基金（分別約為0.4分、0.5分）、可再生能源附加(1.9分）、農(nóng)網(wǎng)還貸基金（部分省份已并入輸配電價，2分左右）及交叉補貼等（城市公用事業(yè)附加已于2017年4月取消）。
從2017年分類型用電價格的數(shù)據(jù)來看，中美電價水平整體較為接近，但美國居民用電價格大幅高于中國。我國一般工商業(yè)的平均用電電價較高，為0.76524元/千瓦時，大工業(yè)和居民用電的平均電價分別為0.59785元/千瓦時和0.52894元/千瓦時。而美國平均用電價格最高的用戶類型為居民用電，為0.1289美元/千瓦時，商業(yè)用電、交通用電和工業(yè)的平均電價則相對較低，分別為0.1066、0.0968和0.0688美元/千瓦時（數(shù)據(jù)來自于EIA，各地州政府或有少量稅費）。
除居民用電外，中美電力價格統(tǒng)計的其他用電口徑有所出入，但考慮到雙方用電結(jié)構(gòu)情況，我們可以近似認(rèn)為中國的大工業(yè)用電價格、一般工商業(yè)用電價格可以與美國工業(yè)用電、商業(yè)用電價格作對比。我們采用人民幣兌美元6.7052的匯率折算，得到中美分類型電價對比如下圖所示。從結(jié)果來看，美國居民用電折算價為0.8643元/千瓦時，較中國居民電價0.52894元/千瓦時高出63.4%；而美國工業(yè)用電價格僅為0.46132元/千瓦時，較中國的大工業(yè)用電價格0.59785元/千瓦時低22.8%。
通常情況下，用電價格應(yīng)當(dāng)與用電成本有關(guān)。由于居民用戶處于電網(wǎng)末端，電力傳輸距離較長、供電電壓較低，且用電時間大多集中于系統(tǒng)需求高峰期，其綜合供電成本相對較高；與之相對，工業(yè)用戶的供電電壓等級和負(fù)荷率較高，供電成本也相對較低。因此，僅從供電成本角度看，居民用電電價應(yīng)當(dāng)大幅高于工業(yè)用電電價，美國的分類型用電價格有效地反映出了這種情況。但在我國，銷售電價與用戶用電成本偏離的情況十分普遍，居民電價長期低于工業(yè)電價，存在著明顯的交叉補貼問題。
三、中美電力體制改革進(jìn)程及現(xiàn)狀分析
3.1、美國電力體制改革進(jìn)程及現(xiàn)狀
美國電力工業(yè)發(fā)展相對較為成熟，其電力體制也歷經(jīng)多輪改革，其改革經(jīng)驗和方向值得我們參考借鑒。美國多年來的電改主要圍繞打破一體化，放開發(fā)電和配售電端管制，實現(xiàn)自由競爭，同時保持輸電端壟斷等思路進(jìn)行。美國電力體制改革始于1978年公用事業(yè)監(jiān)管政策法案(“PURPA”，PublicUtilitiesRegulatoryPolicyAct)的發(fā)布，其目標(biāo)是通過自由市場刺激電力公司以更低的成本提供更廣泛的產(chǎn)品。PURPA取消了電力公司按照自第三方采購能源成本進(jìn)行定價的規(guī)則，強制要求壟斷電力公用事業(yè)公司從高效率發(fā)電廠購買電力以降低成本。1992年美國頒布《能源政策法案》及后續(xù)相關(guān)法令，要求所有擁有輸電資產(chǎn)的公用事業(yè)公司都必須允許所有市場參與者根據(jù)公布的輸電費率不受歧視地使用其輸電設(shè)施。伴隨著之后獨立系統(tǒng)運營商（ISO）和區(qū)域輸電組織（RTO）相繼成立，美國電力市場化改革進(jìn)一步加速。但21世紀(jì)初，由于加州模式要求電力交易以現(xiàn)貨為主，疊加天然氣壓縮機爆炸、海帶被吸進(jìn)核電站冷卻系統(tǒng)等偶發(fā)問題導(dǎo)致發(fā)電側(cè)供應(yīng)下滑，加州電力市場價格產(chǎn)生了巨大波動，進(jìn)一步誘發(fā)了大范圍停電的能源危機。這場危機在一定程度上挫傷了其他州政府推動電改的積極性，后續(xù)聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）鼓勵雙方訂立長期交易合同，減輕對現(xiàn)貨市場的依賴。
目前美國電力市場由于各州規(guī)定及進(jìn)展不同，相對較為復(fù)雜?？偟恼f來，RTO負(fù)責(zé)運營的電力市場已實現(xiàn)輸電環(huán)節(jié)與發(fā)電環(huán)節(jié)、配電環(huán)節(jié)分離。負(fù)荷服務(wù)公司（LSEs）作為發(fā)電側(cè)和售電側(cè)中間的紐帶，在批發(fā)市場向生產(chǎn)商購買電力并在零售市場出售給消費者。在一個競爭相對充分的電力市場下，電力生產(chǎn)商可以基于自身的運營成本和電力供需狀況進(jìn)行合理報價，整體盈利能力保持相對穩(wěn)定。
接下來我們以美國最早推動改革、市場化程度最高的PJM市場為例，對美國的電力現(xiàn)貨及期貨市場、輔助服務(wù)市場、交易及運行模式等做進(jìn)一步討論。PJM作為美國首個區(qū)域輸電組織（RTO），負(fù)責(zé)美國大西洋沿岸13個州及哥倫比亞特區(qū)的電力系統(tǒng)運行與管理。在多年的發(fā)展歷程中，其形成了監(jiān)控電網(wǎng)平衡穩(wěn)定運營的運營職能（相當(dāng)于我國電網(wǎng)調(diào)度中心）、推動電力交易市場化的市場化職能（相當(dāng)于我國電力交易中心）和制定電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃的規(guī)劃職能。PJM不擁有發(fā)電機組、輸配電資產(chǎn)或者其他電力設(shè)施，其本質(zhì)上是電力市場的獨立第三方，致力于實現(xiàn)電力市場化交易的可靠性和高效性。PJM是世界上第四大集中調(diào)度的互聯(lián)電網(wǎng)，也是美國乃至全球電力市場化運營的標(biāo)桿。
事實上PJM整合了PX（電力交易商）和獨立系統(tǒng)運營商（ISO）的角色，采用著名的節(jié)點邊際價格LMP來制定電力市場化交易價格。從交易品種來劃分，PJM包括電量市場、容量市場、輔助服務(wù)市場和金融輸電權(quán)市場；從交易時限來劃分，可以分為長期市場、日前市場和實時市場（現(xiàn)貨交易）。需要注意的是，PJM自身不提供電力期貨交易，主要是相關(guān)商品交易所（紐約商業(yè)交易所、洲際交易所）等將非標(biāo)準(zhǔn)化的場外交易合約按照期貨交易機制進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化改造，推出電力期貨合約。目前，美國、歐洲和澳大利亞均有區(qū)域性電力期貨交易上市。
電量市場主要包括日前市場和實時市場，兩者均采用全電量競價模式，都用節(jié)點邊際電價法（LMP）出清。對于發(fā)電企業(yè)而言，其首先在日前市場上申報所有的發(fā)電資源和交易意愿，系統(tǒng)通過電網(wǎng)負(fù)荷需求進(jìn)行匹配，每小時出清并形成節(jié)點邊際電價。值得注意的是，長期市場所對應(yīng)的電量（雙邊協(xié)議）及自調(diào)度電量會被標(biāo)識出來，在出清時保證交易。
實時市場是完全的現(xiàn)貨市場，按實際電網(wǎng)的實時節(jié)點每5分鐘邊際電價出清一次。PJM系統(tǒng)采用雙結(jié)算系統(tǒng)模式，即日前市場電量部分按日前市場出清結(jié)果結(jié)算，實時電量與日前計劃電量的差額按實時節(jié)點邊際電價進(jìn)行增量結(jié)算?，F(xiàn)貨市場實現(xiàn)了邊際結(jié)算和電網(wǎng)的實時調(diào)度功能，實時解決電量偏差，有利于優(yōu)化資源配置。對于發(fā)電企業(yè)而言，在現(xiàn)貨市場中一旦有別的機組報價低于自身長期市場電量的發(fā)電邊際成本，其可以通過差價結(jié)算，用更低價的現(xiàn)貨電代替自己發(fā)電，完成長期合約的履約。
發(fā)電企業(yè)的策略主要包括三種，雙邊協(xié)議進(jìn)入長期市場、自調(diào)度電量參與日前交易及參與實時市場競爭。自調(diào)度電量是指電廠對自己基本固定的發(fā)電量在日前市場中報零價，最終成為價格接受者，執(zhí)行出清價。近十年來PJM市場中三者電量比例維持相對穩(wěn)定，2017年自調(diào)度電量、雙邊協(xié)議和現(xiàn)貨電量占比分別為60.7%、14.5%和25.1%?？偠灾?，自調(diào)度電量相當(dāng)于發(fā)電企業(yè)的基數(shù)電量，其承受較小的市場風(fēng)險，成為發(fā)電企業(yè)盈利的穩(wěn)定器。
從美國及西方其他發(fā)達(dá)國家的經(jīng)驗來看，電力期貨合約的推出有效的平抑了現(xiàn)貨市場電價波動對發(fā)電企業(yè)經(jīng)營的沖擊，為電力工業(yè)提供了較好的風(fēng)險管理工具。此外，電力市場的期貨運行機制有利于發(fā)現(xiàn)真實的電價水平，發(fā)電側(cè)及用電側(cè)均可利用期貨的價格發(fā)現(xiàn)功能調(diào)整自身的生產(chǎn)或用電計劃，相關(guān)政策部門也可以憑借價格信號優(yōu)化對電力市場的調(diào)控。
通過電量市場的日前、實時及電力期貨合約等多重交易模式和手段，輔以容量市場、輔助服務(wù)市場等其他調(diào)節(jié)方式，PJM最終實現(xiàn)了低成本提升系統(tǒng)可靠性、市場驅(qū)動型發(fā)電側(cè)投資、發(fā)電側(cè)及用電側(cè)共贏等多個電力市場化改革目標(biāo)。在調(diào)控市場方面，PJM的主要手段為“三寡頭測試”，用來確定在輸電約束下是否需要設(shè)置報價上限。在電力短缺的緊急狀態(tài)下，PJM有權(quán)按照發(fā)電成本加成合理收益的價格強制收購電量并做調(diào)整分配。整體而言，PJM模式代表了美國電力市場化的主要發(fā)展方向，在多年的不斷調(diào)整優(yōu)化下其已形成一套相對完備的運行規(guī)則，未來有望持續(xù)成為我國電力體制改革的借鑒模式。
3.2、我國電力體制改革進(jìn)程
長期以來，我國電力行業(yè)始終由國有經(jīng)濟(jì)發(fā)揮主導(dǎo)作用，計劃經(jīng)濟(jì)體制使得我國電力行業(yè)的電價、電量和新建機組的決定權(quán)高度集中，市場需求無法承擔(dān)價格發(fā)現(xiàn)的任務(wù)。在改革開放初期，由于下游用電需求快速增長，中央財政集中辦電資本嚴(yán)重匱乏，中央政府開始鼓勵地方政府、企業(yè)和外國企業(yè)投資發(fā)電側(cè)（輸配電環(huán)節(jié)未放開），這可以視作我國電力體制改革的萌芽階段。集資辦電形成了多元投資主體，推動了我國電力工業(yè)的快速發(fā)展。1996年《電力部機構(gòu)改革方案》出臺，我國成立國家電力公司，代表我國電力行業(yè)從行政部門向國有企業(yè)的轉(zhuǎn)變。2002年電力體制改革第三階段拉開帷幕，國務(wù)院發(fā)布“五號文”并制定了“廠網(wǎng)分開，主輔分離，輸配分開，競價上網(wǎng)”的改革方針。廠網(wǎng)分離雖然實現(xiàn)了國企的專業(yè)化分工，但并未從根本上形成壟斷環(huán)節(jié)與競爭環(huán)節(jié)的分離。受限于此，之后的競價上網(wǎng)試點基本上均以失敗告終。
2015年中共中央、國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)9號文），我國電力體制改革再次提速。九號文及之后的相關(guān)配套文件對輸配電價、交易機制、發(fā)用電計劃、售電側(cè)改革等重點領(lǐng)域進(jìn)行了詳細(xì)部署。近年來市場化電量占比不斷提升（2018年占電網(wǎng)企業(yè)銷售電量比重為37.1%），國家級和省級電力交易中心逐步完善，電力的商品屬性在市場化競價過程中逐步得到體現(xiàn)。增量配電改革也在進(jìn)一步深化，疊加輸配電價的持續(xù)核定監(jiān)管，電網(wǎng)企業(yè)的改革優(yōu)化成效顯著。
我國電力市場化現(xiàn)狀
對于我國發(fā)電企業(yè)而言，目前電力體制改革帶來的最直接的影響在于市場化電量的增長。雖然當(dāng)前由于我國電力整體供過于求，市場化電量仍以讓利為主，但未來隨著市場化電量占比的提升，市場化交易能夠主導(dǎo)電力的定價權(quán)，電力企業(yè)才能真正擺脫“市場煤計劃電”的經(jīng)營困境，回歸公用事業(yè)屬性。
目前我國電力市場化交易主要包含雙邊協(xié)商（長協(xié)，自主協(xié)商為主）、集中競價、掛牌交易、合同電量轉(zhuǎn)讓、發(fā)電權(quán)交易等模式。雙邊協(xié)商交易是指發(fā)電側(cè)和用電側(cè)對年度總電量，各月份分解電量，交易價差進(jìn)行協(xié)商，經(jīng)安全校核和相關(guān)方確認(rèn)后形成交易結(jié)果。與美國不同，雙邊協(xié)商尤其是年度長協(xié)是我國電力市場化交易的主要模式，通常意義上的大用戶直購電也屬于雙邊協(xié)商電量的一種。
集中競價是指電力用戶和發(fā)電企業(yè)雙向報價(報價差)的形式，集中競價規(guī)則有高低匹配、統(tǒng)一出清等等掛牌交易是指市場交易主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數(shù)量和價格等信息對外發(fā)布要約，由另一方申請核查后摘牌交易。合同電量轉(zhuǎn)讓是指通過合同電量轉(zhuǎn)讓交易，對簽訂的中長期交易合同電量進(jìn)行調(diào)整。發(fā)電權(quán)交易和發(fā)電權(quán)置換交易是專指電廠方的合同電量轉(zhuǎn)讓，往往通過水電火電置換、高參數(shù)大容量的火電廠置換小火電等方式實現(xiàn)多方利益的最大化。
根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2018年全國電力市場交易電量（含發(fā)電權(quán)交易電量、不含抽水蓄能低谷抽水交易電量等特殊交易電量）合計為20654億千瓦時，同比增長26.5%，市場交易電量占全社會用電量（即全社會用電量市場化率）比重為30.2%，較上年提高4.3個百分點；市場交易電量占電網(wǎng)企業(yè)銷售電量比重為37.1%。
從分省電力市場交易細(xì)節(jié)來看，市場交易電量占全社會用電量比重較高省份主要有云南（50.7%）、遼寧（47.6%）、蒙西（45.3%）和江蘇（43.4%）。市場電量絕對值較高的省份包括江蘇（2657億千瓦時）、廣東（1805億千瓦時）、山東（1783億千瓦時）、浙江（1470億千瓦時）、蒙西（1256億千瓦時）、遼寧（1097億千瓦時）和河南（1080億千瓦時）。
2018年大型發(fā)電集團(tuán)上網(wǎng)電量合計36587億千瓦時，同比增長11%；其市場交易電量合計13713億千瓦時（不含發(fā)電權(quán)交易），同比增長26.4%，占大型發(fā)電集團(tuán)合計上網(wǎng)電量的37.5%，較上年提高4.5個百分點。從分電源情況來看，煤電機組上網(wǎng)電量市場化率最高，達(dá)42.8%，市場電較平均電價讓利為2.45分/千瓦時；水電上網(wǎng)電量市場化率排名第二，達(dá)31.9%，市場電較平均電價讓利為3.96分/千瓦時。風(fēng)電、氣電等電源市場化率相對較低，對應(yīng)度電讓利較高。
從大型發(fā)電集團(tuán)的市場化交易電價變化趨勢來看，煤電及水電的交易電價整體趨勢向上。大型發(fā)電集團(tuán)2018年煤電市場交易（含跨區(qū)跨省市場交易）平均電價為0.3383元/千瓦時，較上年提高0.0119元/千瓦時；水電機組市場交易平均電價為0.2245元/千瓦時，較上年提高0.0038元/千瓦時。
根據(jù)北京電力交易中心發(fā)布的數(shù)據(jù)，2018年國家電網(wǎng)有限公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)各電力交易中心總交易電量完成44407億千瓦時，同比增長8.9%；其中市場化交易電量16187億千瓦時，同比增長32.5%。按交易范圍劃分的話，省內(nèi)交易的市場電量達(dá)12673億千瓦時，占市場化電量比例為78.3%。按交易類型劃分的話，電力直接交易電量仍然是市場化電量的主體，全年電量達(dá)12257億千瓦時，同比增長37.1%，占比為75.7%。
綜合而言，我國電力體制改革與美國、英國及日本的電改進(jìn)程有較多相似之處。各國的電力體制改革均從發(fā)輸配售分離入手，在推動市場化進(jìn)程時著力點放在發(fā)電側(cè)和售電側(cè)，即“放開兩頭，管住中間”；對輸電網(wǎng)絡(luò)監(jiān)管較為嚴(yán)格，核心思路是打破輸電網(wǎng)絡(luò)壟斷地位，實現(xiàn)公平開放。此外，美國和英國的電改均從部分區(qū)域開始推動，并以區(qū)域為單位開展相關(guān)電力規(guī)劃。從目前美國、英國和日本的改革效果來看，市場供需關(guān)系對于電力的價格發(fā)現(xiàn)開始起到主導(dǎo)作用，相關(guān)輔助機制的設(shè)計也能確保電力供應(yīng)的穩(wěn)定性和發(fā)電企業(yè)的合理收益率。
未來隨著我國電力體制改革的進(jìn)一步深化推進(jìn)，市場化電量占比將不斷提升，我國電力價格最終也將會由市場供需關(guān)系、發(fā)電企業(yè)經(jīng)營成本等市場因素所決定。屆時我國火電行業(yè)有望真正走出“市場煤計劃電”的怪圈，盈利能力保持相對穩(wěn)定，回歸公用事業(yè)屬性。
四、中外電力公司對比：盈利與估值初探討
4.1、世界500強：中國電力企業(yè)上榜較多，盈利能力偏弱
我們首先通過世界500強排名對中外電力公司相關(guān)財務(wù)指標(biāo)、經(jīng)營狀況做對比，以期判斷相關(guān)電力集團(tuán)經(jīng)營現(xiàn)狀及在各自國家中的地位。
2018年度《財富》世界500強中共有23家電力企業(yè)上榜，合計總營收達(dá)13871億美元，同比增長6.56%；合計凈利潤為529億美元，同比增長66.08%。從國別分布來看，中國上榜電力公司達(dá)7家，位居榜首，占全部上榜電力企業(yè)總數(shù)近三分之一。
從業(yè)務(wù)板塊來看，國外電力企業(yè)主要以發(fā)輸配售一體化經(jīng)營為主，部分企業(yè)還擁有上游煤炭和天然氣的開采及管輸業(yè)務(wù)，業(yè)務(wù)構(gòu)成較為多元化。而中國上榜電力企業(yè)業(yè)務(wù)較為單一，國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)主營輸配電業(yè)務(wù)，國家能源集團(tuán)等五大發(fā)電集團(tuán)主營發(fā)電業(yè)務(wù)，和國外電力集團(tuán)的業(yè)務(wù)構(gòu)成存在一定的差異性。
從經(jīng)營業(yè)績來看，國家電網(wǎng)的營收和利潤規(guī)模處于第一位且遠(yuǎn)高于同行業(yè)其他公司，但其凈利潤率僅為2.7%，低于全部電力公司加權(quán)平均水平3.8%。整體而言，除了國家能源集團(tuán)受益于煤炭價格高位運行帶來的利潤外，南方電網(wǎng)、華能集團(tuán)等中國電力企業(yè)凈利潤率均處于較低水平。
4.2、中美火電公司盈利與估值對比
由于中美電力工業(yè)發(fā)展進(jìn)程及體制改革進(jìn)度的不同，中美電力公司在具體經(jīng)營方式方面有一定的差異化。在廠網(wǎng)分離的改革政策推動下，中國電力公司主營業(yè)務(wù)均以發(fā)電業(yè)務(wù)為主，煤炭生產(chǎn)、供熱等業(yè)務(wù)占比極小，幾乎沒有配售電業(yè)務(wù)。而美國電力公司大部分均在公用事業(yè)領(lǐng)域里有廣泛涉獵，在電力業(yè)務(wù)方面從事發(fā)輸配售一體化經(jīng)營，此外還參與天然氣、石油、綜合能源運營等業(yè)務(wù)。在美國電力上市公司中，單獨從事發(fā)電業(yè)務(wù)的獨立發(fā)電公司（IPP）較少且不具代表性。考慮到美國電力市場經(jīng)過多年發(fā)展后已較為成熟完備，電力公司的電力業(yè)務(wù)及其他業(yè)務(wù)盈利較為穩(wěn)定，均表現(xiàn)出公用事業(yè)屬性，我們選取美國電力、南方電力及杜克能源等三家市值較大的企業(yè)進(jìn)行分析，以期與中國的華能國際、華電國際做對比，并對中國火電行業(yè)未來熨平周期波動后的估值可能性進(jìn)行分析。
首先我們分析中美上市電力公司的營收及利潤變化情況。從美國電力等美國公司近年營收變化情況來看，三家公司多年來營收整體呈上行趨勢。其中杜克能源營收波動幅度較大，美國電力自2010年后營收增長明顯放緩，而南方電力從2015年起營收增長明顯加快。由于三家公司年度營收增速波動幅度較大，難以進(jìn)行有效分析，我們引入時間段內(nèi)復(fù)合增速進(jìn)行作圖對比。從三年期復(fù)合增速變化情況來看，2010年之后三家公司的營收復(fù)合增速保持相對穩(wěn)定，處于較低水平。這也和美國電力及能源需求增速放緩的大背景相對應(yīng)。
從華能國際和華電國際的營收變化情況來看，其走勢與美國的電力公司走勢較為相似，但復(fù)合增速明顯要高于三家美國電力公司。這一方面是由于統(tǒng)計周期內(nèi)中國發(fā)用電需求維持高增長，上市公司大規(guī)模新建發(fā)電機組以滿足下游用電需求，內(nèi)生增長成效顯著；另一方面是兩家上市公司的控股股東均有較大體量的非上市發(fā)電裝機，出于避免同業(yè)競爭、提高資產(chǎn)證券化率、拓展協(xié)同效應(yīng)等考量，控股股東均對上市公司進(jìn)行了資產(chǎn)注入，外延并購進(jìn)一步提升了華能國際和華電國際的營收規(guī)模。
從營收復(fù)合增速來看，從2005年至2016年華能國際與華電國際的營收復(fù)合增速均處于下降通道。我們判斷主要是受我國發(fā)用電增速下臺階以及基數(shù)效應(yīng)影響所致。2016-2018年兩公司營收復(fù)合增速觸底回升，主要受用電需求回暖、2017年7月份部分省份上調(diào)燃煤標(biāo)桿電價、新機組投產(chǎn)及資產(chǎn)注入等因素影響。
從美國上市公司的盈利情況來看，雖然年際間營業(yè)利潤情況有所波動，但整體仍保持穩(wěn)健提升的趨勢。自2011年之后，相關(guān)企業(yè)營業(yè)利潤及增速保持相對平穩(wěn)，波動幅度較之前的年份有所收窄。在前面我們對于美國電力市場化進(jìn)程及機制的分析中也可以看到，以PJM為代表的一系列區(qū)域輸電組織已形成了相對完備的電力市場化交易機制，通過長期合約、期貨、現(xiàn)貨等一系列交易手段，電力的商品屬性及真實價格得到充分體現(xiàn)。發(fā)電企業(yè)可以依據(jù)電力供需格局及能源價格，合理調(diào)整發(fā)電側(cè)報價，在一定程度上可以轉(zhuǎn)移燃料成本波動對于自身盈利能力的沖擊影響。
中國的火電上市公司近年來營業(yè)利潤及歸母凈利潤復(fù)合增速的波動幅度遠(yuǎn)大于三家美國公司，這也證明了我們之前提到的我國火電行業(yè)受煤價波動影響利潤波動幅度較大的判斷。
從中美上市火電公司的營業(yè)利潤率對比也可以看出，美國上市電力公司近年來營業(yè)利潤率穩(wěn)定在20%—25%之間，歷史波動幅度也窄于中國上市電力公司。這也進(jìn)一步佐證了美國火電公司盈利穩(wěn)定性高于中國火電公司的判斷。
從美國電力等三家公司近三十年的PE估值水平來看，其估值波動區(qū)間主要在10-20倍之間且呈現(xiàn)震蕩上行趨勢。我們將時間劃分為1991年-2001年、2001年-2011年及2011-2019年三個區(qū)間，美國電力、南方電力和杜克能源的平均PE分別為13.6/8.71/9.09、12.67/15.47/11.24、16.15/16.43/15.83，市盈率估值穩(wěn)步提升的趨勢較為明顯。
從華能國際和華電國際的近年P(guān)E估值情況來看，兩公司估值區(qū)間波動較大。由于我國火力發(fā)電企業(yè)受“市場煤計劃電”影響，其盈利能力受煤價影響呈現(xiàn)大幅波動，從而導(dǎo)致PE波動較大。在煤價較高的時間點（2008年、2011年、2017年等），兩公司的PE呈現(xiàn)不正常的上下波動，基本上不具備估值參考的意義。從這個角度來看，當(dāng)前我國火電尚未能完全體現(xiàn)出公用事業(yè)板塊的特點，更多的表現(xiàn)出逆周期的特質(zhì)。
從市凈率角度來看，美國電力等三家美國公司的PB估值也有所提升，但增長節(jié)奏與PE有所出入。我們將時間劃分為1991年~2001年、2001年~2011年及2011~2019年三個區(qū)間，美國電力、南方電力和杜克能源的平均PB分別為1.58/1.11/1.25、1.49/2.15/1.00、1.62/2.05/1.29。南方電力的PB估值在2001后有所躍升，而美國電力及杜克能源增長相對不太明顯。
中國火電公司的逆周期屬性導(dǎo)致其PE估值波動較大，PB估值相對而言參考性更好。從歷史數(shù)據(jù)來看，2007年及2015年兩次PB估值的高峰主要由股市大環(huán)境推動，與火電行業(yè)基本面關(guān)聯(lián)度相對較小。2009年華能國際與華電國際PB估值反彈，我們判斷主要是業(yè)績較08年觸底回升的預(yù)期所推動。華能華電的PB中位數(shù)分別為1.66和1.44倍，平均值為1.85和1.68倍。綜合而言兩公司PB估值會在業(yè)績有改善預(yù)期（煤價下降、電價上調(diào)等）的情況下向上推動，但在業(yè)績兌現(xiàn)后如無進(jìn)一步因素催化，其往往會回落到中樞附近。
從美國主要電力公司股息率趨勢來看，其股息率整體震蕩下行，與美國5年期國債收益率趨勢較為一致。近年來三家公司股息率均值減去國債收益率的差減值相對穩(wěn)定，我們判斷相關(guān)公司估值中樞上移有較大因素是受無風(fēng)險利率下行推動所致。
對于中國電力公司而言，其股息率走勢與國債收益率相關(guān)性較差。一方面華能華電等火電企業(yè)由于盈利能力受煤價影響呈現(xiàn)大幅波動，股息率波動范圍較大且不夠穩(wěn)定；另一方面A股投資者對于股息率的重視程度低于美股投資者，這也體現(xiàn)在中國的三家公司股息率均值減去國債收益率的差減值波動范圍較大，不夠穩(wěn)定。
4.3、電力指數(shù)估值對比
為了剔除公司層面偶然事件的影響，我們進(jìn)一步對比中美電力行業(yè)指數(shù)的估值情況。我們選擇標(biāo)普500的公用事業(yè)指數(shù)和中信火電行業(yè)指數(shù)進(jìn)行對比分析。從標(biāo)普500公用事業(yè)指數(shù)來看，其PE及PB波動幅度較為一致，說明此指數(shù)相應(yīng)的ROE也較為穩(wěn)定，基本上在8%—10%之間。2015年后指數(shù)的估值中樞有所上移，PE及PB的中位數(shù)分別為17.26倍和1.89倍。
由于中國火電股盈利能力受煤價影響大幅波動，CS火電指數(shù)的市盈率波動幅度較大，參考對比的意義相對有限。從PB角度來看，CS火電行業(yè)指數(shù)PB中位數(shù)及平均值分別為為1.69倍、1.96倍；如果剔除牛市因素影響，自2016年起進(jìn)行測算，其PB中位數(shù)及平均值分別為為1.42倍、1.37倍，較標(biāo)普500公用事業(yè)指數(shù)偏低。
五、結(jié)論
我們通過這篇報告，從中美電力工業(yè)發(fā)展階段、中美發(fā)用電技術(shù)指標(biāo)、中美電力公司及電力行業(yè)指數(shù)估值等幾個方面做了全面的定性與定量的對比。綜合而言，我們給出結(jié)論如下：
1、對比美國歷史七十年發(fā)電量數(shù)據(jù)和中國歷史35年發(fā)電量數(shù)據(jù)可以看出，近年來美國發(fā)電量基本無增長，電力工業(yè)處于成熟期；中國發(fā)電增速面臨換擋，或?qū)@5%這一中樞波動，有可能正式進(jìn)入穩(wěn)定成長期，對標(biāo)美國70年代到90年代的情況；
2、從用電技術(shù)指標(biāo)來看，中國由于第二產(chǎn)業(yè)用電占比較高且二產(chǎn)對于經(jīng)濟(jì)增長更為敏感，用電增速波動大于GDP增速；美國經(jīng)濟(jì)增長與用電增速相對較為穩(wěn)定，兩者相關(guān)性不太明顯。從用電結(jié)構(gòu)來看，中美之間差異較大。美國居民用電占總用電量比例達(dá)37%，較中國居民用電占比14.1%高出22.9個百分點；
3、從發(fā)電量及發(fā)電裝機來看，中美兩國均以火力發(fā)電為主，且火電發(fā)電量占比均呈下滑趨勢。美國火電裝機以燃?xì)鈾C組為主，中國則以燃煤為主。從中美裝機增速及發(fā)電量增速也能看到，美國的裝機及發(fā)電增速均已處于較低水平，兩者基本匹配，電力供應(yīng)過剩風(fēng)險較小。中國發(fā)電裝機始終保持較快增長，受益于相關(guān)政策調(diào)整及新能源在新增機組中占比提升，我國發(fā)電機組過剩的局面正得到有效緩解；
4、從電價結(jié)構(gòu)來看，中美電價組成較為相似，主要差異在于我國最終銷售電價中還包含政府性基金及附加。目前中美電價水平整體較為接近，不過從分類用電價格來看，我國居民用電價格顯著低于一般工商業(yè)及大工業(yè)用電，存在明顯的交叉補貼，與美國有一定的差異。
5、從中國及西方發(fā)達(dá)國家的電力體制改革進(jìn)程來看，各國電改進(jìn)程有較多相似之處。從目前美國、英國和日本的改革效果來看，市場供需關(guān)系對于電力的價格發(fā)現(xiàn)開始起到主導(dǎo)作用，相關(guān)輔助機制的設(shè)計也能確保電力供應(yīng)的穩(wěn)定性和發(fā)電企業(yè)的合理收益率。未來隨著我國電力體制改革的進(jìn)一步深化推進(jìn)，市場化電量占比將不斷提升，我國電力價格最終也將會由市場供需關(guān)系、發(fā)電企業(yè)經(jīng)營成本等市場因素所決定。我們認(rèn)為，屆時我國火電行業(yè)有望真正走出“市場煤計劃電”的怪圈，盈利能力保持相對穩(wěn)定，回歸公用事業(yè)屬性。
6、綜合美國電力、南方電力、杜克能源、華能國際和華電國際等五家中美上市電力公司的歷史估值及盈利變化，結(jié)合標(biāo)普500公用事業(yè)指數(shù)和CS火電行業(yè)指數(shù)，我們判斷如果未來中國火電行業(yè)能真正回歸公用事業(yè)屬性，盈利保持相對穩(wěn)定（ROE在8%—10%左右），相關(guān)龍頭企業(yè)的合理PB為1.5—2倍，對應(yīng)PE為15—20倍。短期而言，如果動力煤價格的周期性波動明顯弱化，其價格中樞回歸綠色區(qū)間，圍繞535元/噸波動的話，火電行業(yè)可以實現(xiàn)相對穩(wěn)定的8%—10%左右的ROE。長期而言，我們還是更加期待我國市場化交易電量占據(jù)主導(dǎo)地位，市場化價格機制真正形成，推動火電行業(yè)實現(xiàn)優(yōu)勝劣汰、穩(wěn)定盈利。
報告來源：中信建投證券（分析師：萬煒）
