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1.1、溯史：中美電力行業處於何種發展階段？
電力行業作為國民經濟的基礎性支柱行業，與國民經濟發展及工業結構變化息息相關，不同的經濟發展階段勢必對應著不同的電力工業需求。考慮到我國的經濟發展階段、電力工業歷程及發用電量結構，我們認為以美國為代表的已開發國家電力工業發展演變歷程對我國電力行業未來發展有一定的借鑑作用，其上市電力公司的估值變化也有助於我們對A股火電公司的估值做進一步探討。
我們首先分析中美歷史發電量變化情況，以期對兩國電力產業當前所處階段做出初步判斷。從美國近七十年的淨髮電量數據來看，儘管年際間發電增速起伏不定、波動較大，但以十年為一個周期，美國的淨髮電量復合增速呈現穩步下台階的趨勢。
為方便分析不同階段的電力工業發展，我們將發電增速在8%左右的階段定義為快速增長期，發電增速穩定在3%左右的階段定義為穩定成長期，發電量基本無增長的階段定義為成熟期。從美國電力工業近年來淨髮電量復合增速的數據來看，1949年至1969年間美國的十年復合發電增速分別為9.2%、7.3%，電力工業仍處於快速增長期。1970年到1999年間美國的十年復合發電增速分別為4.5%、2.8%、2.2%，發電增速降檔明顯，基本上圍繞3%左右波動，處於穩定成長期。2000年至今，美國的十年復合發電增速分別為0.7%、0.1%，發電量基本無增長，美國電力工業已步入成熟期。
從中國近年的發電量數據來看，雖然發電增速有所波動，但整體我國發電量仍保持穩健增長。如果剔除1998年前後亞洲金融危機影響下我國發電增速回落的數據，1985年至2011年間我國發電量基本上均維持8%—14%左右的高增長，復合發電增速也在8%—10%左右，可以認為處於快速增長期。單從發電增速的角度出發，這一階段我國電力工業的情況與美國1949年至1969年間的快速增長期較為類似。2011年之後我國復合發電增速逐步回落，分別為6.7%和5.2%。考慮到當前我國步入經濟發展新常態，經濟增長開始轉型換擋，發電增速也在逐步回落，未來高耗能產業對經濟增長的拉動效應將逐步弱化。我們判斷如無特殊因素擾動，我國電力工業或將進入穩定成長期，發電增速圍繞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：結構差異較大，中國用電增速波動大
在分析中美當前電力工業發展分別處於哪一階段之後，我們再通過一系列細化的發用電指標，進一步對比中美電力工業當前發展的異同。首先從用電量角度出發，觀察中國近年的GDP增速、用電增速和電力彈性係數的變化情況。從歷史數據來看，中國用電量在2003年—2011年保持了兩位數的高增長（剔除2008年經濟危機影響），之後用電增速持續回落，至2015年後觸底回升。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。從電力彈性係數的角度分析，當經濟增速下滑時，用電增速下滑幅度往往大於GDP增速，導致電力彈性係數偏小（A-1、A-2兩階段）；當經濟有所回暖時，用電增速的反彈幅度同樣大於GDP增速，導致電力彈性係數偏大（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於第二產業用電占比較高且二產對於經濟增長更為敏感。
從美國的GDP增速、用電增速和電力彈性係數的變化情況來看，美國作為已開發國家，其經濟增長與用電增速相對較為穩定，波動幅度遠小於中國。2011年以來，美國GDP增速保持2%左右波動，而用電增速在±1%的區間內窄幅震盪，用電量增長和經濟增長基本沒有明顯相關性。從電力彈性係數也看出，美國電力彈性係數較為無序，預示其經濟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構情況。2018年我國全社會用電量為68449億千瓦時，同比增長8.49%；第二產業用電量為47235億千瓦時，同比增長7.17%。從我國近十年來的用電結構變化來看，第二產業用電占比由80%下滑到70%左右，其釋放出的用電空間主要由第三產業用電及城鄉居民生活用電瓜分。未來隨著我國經濟結構持續轉型，高耗能產業對用電增長的拉動效應有望逐步弱化，第二產業用電占比仍將持續小幅下降。
目前美國用電量基本上穩定在37000億千瓦時（不考慮1400億千瓦時的廠用電及線損）左右。美國用電結構劃分與中國有所不同，其用電劃分為居民、商業、工業及交通，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，工業占比有小幅下滑，但整體用電結構保持相對穩定。
總覽中美之間的用電側數據對比，我們可以看出美國電力需求已進入成熟穩定期，無論是用電量、用電增速還是用電結構均變化較小。而中國電力需求雖然度過了增速10%以上的高速增長期，其仍處於穩定成長期。從用電結構來看，中美之間差異較大。美國居民用電占總用電量比例達37%，較中國居民用電占比14.1%高出22.9個百分點。此外，儘管美國統計口徑中的工業用電和中國統計口徑中的第二產業用電有一定差別，但從整體結構上也能看出，美國電力需求受大工業等高耗能產業影響較小。以民用及商業需求作為電力支撐的美國電力體系相比以工業需求為支撐的中國電力體系更加穩定。
考慮到我國人均用電量仍遠低於西方已開發國家，居民生活及第三產業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%左右的穩健增長。未來或許當我國第二產業用電占比低於50%的時候，我國會像美國一樣進入成熟穩定期。
1.3、發電側：中美火電占比均高，結構調整進行中
接下來我們從發電量及電力裝機結構等角度對比中美電力供應側的不同。2018年中國火電發電量為49231億千瓦時，同比增長7.3%（中電聯口徑，與統計局口徑範圍不同），占總發電量比重為70.4%。雖然火電仍然為最主要的發電電源，但其占比已從2009年的81.8%下滑了11.4個百分點。水電發電量受氣候因素影響存在一定波動，占比相對較為穩定。核電、風電、太陽能等新能源發電增速及發電占比提升較快，對火電的替代效應十分明顯。
美國發電量結構變化情況與中國較為類似，火電發電量占比從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電電源，兩者占比相對穩定。風電及太陽能對火電的替代效應較為明顯。中美發電量數據的不同之處在於美國火電及核電發電量多年來幾乎維持零增長，風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構雖然有所分化，但各類電源發電量仍然維持正增長。
中國發電裝機結構變化趨勢與發電量結構趨勢一致，風電及光伏的替代效果更加明顯。從2017年中美發電裝機對比來看，儘管中美電力裝機均以火電為主（美國燃煤及燃氣裝機占比68%，中國火電裝機占比59.5%），但其細分發電裝機情況仍有很大的不同。美國燃氣發電裝機達52505萬千瓦，占比44%，是美國最主要的電源；而中國發電機組仍以燃煤為主，煤電裝機占比達55%。受美國頁岩氣革命影響，疊加燃氣輪機發電技術的不斷進步，美國燃氣發電成本大幅下降，而燃煤機組受制於相關環保政策的要求，運營成本無法與燃氣、風能、核能等清潔能源正面競爭。據相關新聞報道，過去10年美國關閉了近一半的燃煤電廠。
除火電裝機結構分化外，中國第二大發電機組為水電，占比達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電電源，裝機達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；中國風電、太陽能裝機占比分別為9.2%和7.3%，分別較美國風電、太陽能裝機占比高出1.7、5.1個百分點。
從中美發電裝機利用小時對比來看，由於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於中國。其核電及風電受益於消納條件較好及資源稟賦，利用小時高於中國。
從中美裝機增速及發電量增速也能看到，美國的裝機及發電增速均已處於較低水平，兩者基本匹配，電力供應過剩風險較小。中國發電裝機始終保持較快增長，且從2012年開始裝機增速持續高於發電增速，這在一定程度上加劇了我國煤電產能過剩的風險。不過隨著國家化解煤電產能過剩風險的相關政策陸續落地，我國發電裝機增速有所回落。此外，近年來我國新增裝機中風電、光伏等裝機占比顯著提升，等效裝機增速已低於發電增速，我國發電機組過剩的局面正得到有效緩解。
電力行業將煤炭、天然氣、風能、水能等一次能源經發電設施轉換成電能，再通過變電、輸電與配電系統將電能供給到用戶。因此電力系統通常包括發電、輸電、變電、配電等環節，終端用戶的用電成本也主要由以上各個環節成本疊加構成。但由於各國電力政策及電力系統組成不同，終端銷售電價的最終結構也會有所不同。
我國銷售電價構成主要包括上網電價、輸配電價、輸配線損和政府性基金及附加。根據發改委2017年電力價格監管相關通告數據，電網企業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）。對於下游用戶綜合用電電價而言，其由發電企業上網電價（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電電價、輸電電價以及配電電價構成。2018年美國終端用電價格為10.85美分/千瓦時，其由上網電價（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）構成，三者占比分別為60%、11%和29%。
整體來看，我國當前電價結構與美國有一定的相似性。兩者間主要差異在於，除了發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降過的重大水利工程建設基金和大中型水庫移民後期扶持基金（分別約為0.4分、0.5分）、可再生能源附加(1.9分）、農網還貸基金（部分省份已併入輸配電價，2分左右）及交叉補貼等（城市公用事業附加已於2017年4月取消）。
從2017年分類型用電價格的數據來看，中美電價水平整體較為接近，但美國居民用電價格大幅高於中國。我國一般工商業的平均用電電價較高，為0.76524元/千瓦時，大工業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，商業用電、交通用電和工業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（數據來自於EIA，各地州政府或有少量稅費）。
除居民用電外，中美電力價格統計的其他用電口徑有所出入，但考慮到雙方用電結構情況，我們可以近似認為中國的大工業用電價格、一般工商業用電價格可以與美國工業用電、商業用電價格作對比。我們採用人民幣兌美元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%；而美國工業用電價格僅為0.46132元/千瓦時，較中國的大工業用電價格0.59785元/千瓦時低22.8%。
通常情況下，用電價格應當與用電成本有關。由於居民用戶處於電網末端，電力傳輸距離較長、供電電壓較低，且用電時間大多集中於系統需求高峰期，其綜合供電成本相對較高；與之相對，工業用戶的供電電壓等級和負荷率較高，供電成本也相對較低。因此，僅從供電成本角度看，居民用電電價應當大幅高於工業用電電價，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，居民電價長期低於工業電價，存在著明顯的交叉補貼問題。
3.1、美國電力體制改革進程及現狀
美國電力工業發展相對較為成熟，其電力體制也歷經多輪改革，其改革經驗和方向值得我們參考借鑑。美國多年來的電改主要圍繞打破一體化，放開發電和配售電端管制，實現自由競爭，同時保持輸電端壟斷等思路進行。美國電力體制改革始於1978年公用事業監管政策法案(「PURPA」，PublicUtilitiesRegulatoryPolicyAct)的發布，其目標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品。PURPA取消了電力公司按照自第三方採購能源成本進行定價的規則，強制要求壟斷電力公用事業公司從高效率發電廠購買電力以降低成本。1992年美國頒布《能源政策法案》及後續相關法令，要求所有擁有輸電資產的公用事業公司都必須允許所有市場參與者根據公布的輸電費率不受歧視地使用其輸電設施。伴隨著之後獨立系統運營商（ISO）和區域輸電組織（RTO）相繼成立，美國電力市場化改革進一步加速。但21世紀初，由於加州模式要求電力交易以現貨為主，疊加天然氣壓縮機爆炸、海帶被吸進核電站冷卻系統等偶發問題導致發電側供應下滑，加州電力市場價格產生了巨大波動，進一步誘發了大範圍停電的能源危機。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，後續聯邦能源管理委員會（FERC）鼓勵雙方訂立長期交易合同，減輕對現貨市場的依賴。
目前美國電力市場由於各州規定及進展不同，相對較為複雜。總的說來，RTO負責運營的電力市場已實現輸電環節與發電環節、配電環節分離。負荷服務公司（LSEs）作為發電側和售電側中間的紐帶，在批發市場向生產商購買電力並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，電力生產商可以基於自身的運營成本和電力供需狀況進行合理報價，整體盈利能力保持相對穩定。
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，對美國的電力現貨及期貨市場、輔助服務市場、交易及運行模式等做進一步討論。PJM作為美國首個區域輸電組織（RTO），負責美國大西洋沿岸13個州及哥倫比亞特區的電力系統運行與管理。在多年的發展歷程中，其形成了監控電網平衡穩定運營的運營職能（相當於我國電網調度中心）、推動電力交易市場化的市場化職能（相當於我國電力交易中心）和制定電網發展規劃的規劃職能。PJM不擁有發電機組、輸配電資產或者其他電力設施，其本質上是電力市場的獨立第三方，致力於實現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度的互聯電網，也是美國乃至全球電力市場化運營的標杆。
事實上PJM整合了PX（電力交易商）和獨立系統運營商（ISO）的角色，採用著名的節點邊際價格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、輔助服務市場和金融輸電權市場；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，主要是相關商品交易所（紐約商業交易所、洲際交易所）等將非標準化的場外交易合約按照期貨交易機制進行標準化改造，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，兩者均採用全電量競價模式，都用節點邊際電價法（LMP）出清。對於發電企業而言，其首先在日前市場上申報所有的發電資源和交易意願，系統通過電網負荷需求進行匹配，每小時出清並形成節點邊際電價。值得注意的是，長期市場所對應的電量（雙邊協議）及自調度電量會被標識出來，在出清時保證交易。
實時市場是完全的現貨市場，按實際電網的實時節點每5分鐘邊際電價出清一次。PJM系統採用雙結算系統模式，即日前市場電量部分按日前市場出清結果結算，實時電量與日前計劃電量的差額按實時節點邊際電價進行增量結算。現貨市場實現了邊際結算和電網的實時調度功能，實時解決電量偏差，有利於優化資源配置。對於發電企業而言，在現貨市場中一旦有別的機組報價低於自身長期市場電量的發電邊際成本，其可以通過差價結算，用更低價的現貨電代替自己發電，完成長期合約的履約。
發電企業的策略主要包括三種，雙邊協議進入長期市場、自調度電量參與日前交易及參與實時市場競爭。自調度電量是指電廠對自己基本固定的發電量在日前市場中報零價，最終成為價格接受者，執行出清價。近十年來PJM市場中三者電量比例維持相對穩定，2017年自調度電量、雙邊協議和現貨電量占比分別為60.7%、14.5%和25.1%。總而言之，自調度電量相當於發電企業的基數電量，其承受較小的市場風險，成為發電企業盈利的穩定器。
從美國及西方其他已開發國家的經驗來看，電力期貨合約的推出有效的平抑了現貨市場電價波動對發電企業經營的衝擊，為電力工業提供了較好的風險管理工具。此外，電力市場的期貨運行機制有利於發現真實的電價水平，發電側及用電側均可利用期貨的價格發現功能調整自身的生產或用電計劃，相關政策部門也可以憑藉價格信號優化對電力市場的調控。
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、輔助服務市場等其他調節方式，PJM最終實現了低成本提升系統可靠性、市場驅動型發電側投資、發電側及用電側共贏等多個電力市場化改革目標。在調控市場方面，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置報價上限。在電力短缺的緊急狀態下，PJM有權按照發電成本加成合理收益的價格強制收購電量並做調整分配。整體而言，PJM模式代表了美國電力市場化的主要發展方向，在多年的不斷調整優化下其已形成一套相對完備的運行規則，未來有望持續成為我國電力體制改革的借鑑模式。
3.2、我國電力體制改革進程
長期以來，我國電力行業始終由國有經濟發揮主導作用，計劃經濟體制使得我國電力行業的電價、電量和新建機組的決定權高度集中，市場需求無法承擔價格發現的任務。在改革開放初期，由於下游用電需求快速增長，中央財政集中辦電資本嚴重匱乏，中央政府開始鼓勵地方政府、企業和外國企業投資發電側（輸配電環節未放開），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的快速發展。1996年《電力部機構改革方案》出台，我國成立國家電力公司，代表我國電力行業從行政部門向國有企業的轉變。2002年電力體制改革第三階段拉開帷幕，國務院發布「五號文」並制定了「廠網分開，主輔分離，輸配分開，競價上網」的改革方針。廠網分離雖然實現了國企的專業化分工，但並未從根本上形成壟斷環節與競爭環節的分離。受限於此，之後的競價上網試點基本上均以失敗告終。
2015年中共中央、國務院發布《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發9號文），我國電力體制改革再次提速。九號文及之後的相關配套文件對輸配電價、交易機制、發用電計劃、售電側改革等重點領域進行了詳細部署。近年來市場化電量占比不斷提升（2018年占電網企業銷售電量比重為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。增量配電改革也在進一步深化，疊加輸配電價的持續核定監管，電網企業的改革優化成效顯著。
我國電力市場化現狀
對於我國發電企業而言，目前電力體制改革帶來的最直接的影響在於市場化電量的增長。雖然當前由於我國電力整體供過於求，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電力的定價權，電力企業才能真正擺脫「市場煤計劃電」的經營困境，回歸公用事業屬性。
目前我國電力市場化交易主要包含雙邊協商（長協，自主協商為主）、集中競價、掛牌交易、合同電量轉讓、發電權交易等模式。雙邊協商交易是指發電側和用電側對年度總電量，各月份分解電量，交易價差進行協商，經安全校核和相關方確認後形成交易結果。與美國不同，雙邊協商尤其是年度長協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於雙邊協商電量的一種。
集中競價是指電力用戶和發電企業雙向報價(報價差)的形式，集中競價規則有高低匹配、統一出清等等掛牌交易是指市場交易主體通過電力交易平台，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由另一方申請核查後摘牌交易。合同電量轉讓是指通過合同電量轉讓交易，對簽訂的中長期交易合同電量進行調整。發電權交易和發電權置換交易是專指電廠方的合同電量轉讓，往往通過水電火電置換、高參數大容量的火電廠置換小火電等方式實現多方利益的最大化。
根據中電聯數據顯示，2018年全國電力市場交易電量（含發電權交易電量、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企業銷售電量比重為37.1%。
從分省電力市場交易細節來看，市場交易電量占全社會用電量比重較高省份主要有雲南（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年大型發電集團上網電量合計36587億千瓦時，同比增長11%；其市場交易電量合計13713億千瓦時（不含發電權交易），同比增長26.4%，占大型發電集團合計上網電量的37.5%，較上年提高4.5個百分點。從分電源情況來看，煤電機組上網電量市場化率最高，達42.8%，市場電較平均電價讓利為2.45分/千瓦時；水電上網電量市場化率排名第二，達31.9%，市場電較平均電價讓利為3.96分/千瓦時。風電、氣電等電源市場化率相對較低，對應度電讓利較高。
從大型發電集團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。大型發電集團2018年煤電市場交易（含跨區跨省市場交易）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。
根據北京電力交易中心發布的數據，2018年國家電網有限公司經營區域內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%。按交易範圍劃分的話，省內交易的市場電量達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程有較多相似之處。各國的電力體制改革均從發輸配售分離入手，在推動市場化進程時著力點放在發電側和售電側，即「放開兩頭，管住中間」；對輸電網絡監管較為嚴格，核心思路是打破輸電網絡壟斷地位，實現公平開放。此外，美國和英國的電改均從部分區域開始推動，並以區域為單位開展相關電力規劃。從目前美國、英國和日本的改革效果來看，市場供需關係對於電力的價格發現開始起到主導作用，相關輔助機制的設計也能確保電力供應的穩定性和發電企業的合理收益率。
未來隨著我國電力體制改革的進一步深化推進，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係、發電企業經營成本等市場因素所決定。屆時我國火電行業有望真正走出「市場煤計劃電」的怪圈，盈利能力保持相對穩定，回歸公用事業屬性。
4.1、世界500強：中國電力企業上榜較多，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財務指標、經營狀況做對比，以期判斷相關電力集團經營現狀及在各自國家中的地位。
2018年度《財富》世界500強中共有23家電力企業上榜，合計總營收達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7家，位居榜首，占全部上榜電力企業總數近三分之一。
從業務板塊來看，國外電力企業主要以發輸配售一體化經營為主，部分企業還擁有上游煤炭和天然氣的開採及管輸業務，業務構成較為多元化。而中國上榜電力企業業務較為單一，國家電網和南方電網主營輸配電業務，國家能源集團等五大發電集團主營發電業務，和國外電力集團的業務構成存在一定的差異性。
從經營業績來看，國家電網的營收和利潤規模處於第一位且遠高於同行業其他公司，但其凈利潤率僅為2.7%，低於全部電力公司加權平均水平3.8%。整體而言，除了國家能源集團受益於煤炭價格高位運行帶來的利潤外，南方電網、華能集團等中國電力企業凈利潤率均處於較低水平。
4.2、中美火電公司盈利與估值對比
由於中美電力工業發展進程及體制改革進度的不同，中美電力公司在具體經營方式方面有一定的差異化。在廠網分離的改革政策推動下，中國電力公司主營業務均以發電業務為主，煤炭生產、供熱等業務占比極小，幾乎沒有配售電業務。而美國電力公司大部分均在公用事業領域裡有廣泛涉獵，在電力業務方面從事發輸配售一體化經營，此外還參與天然氣、石油、綜合能源運營等業務。在美國電力上市公司中，單獨從事發電業務的獨立發電公司（IPP）較少且不具代表性。考慮到美國電力市場經過多年發展後已較為成熟完備，電力公司的電力業務及其他業務盈利較為穩定，均表現出公用事業屬性，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進行分析，以期與中國的華能國際、華電國際做對比，並對中國火電行業未來熨平周期波動後的估值可能性進行分析。
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年後營收增長明顯放緩，而南方電力從2015年起營收增長明顯加快。由於三家公司年度營收增速波動幅度較大，難以進行有效分析，我們引入時間段內復合增速進行作圖對比。從三年期復合增速變化情況來看，2010年之後三家公司的營收復合增速保持相對穩定，處於較低水平。這也和美國電力及能源需求增速放緩的大背景相對應。
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，但復合增速明顯要高於三家美國電力公司。這一方面是由於統計周期內中國發用電需求維持高增長，上市公司大規模新建發電機組以滿足下游用電需求，內生增長成效顯著；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電裝機，出於避免同業競爭、提高資產證券化率、拓展協同效應等考量，控股股東均對上市公司進行了資產注入，外延併購進一步提升了華能國際和華電國際的營收規模。
從營收復合增速來看，從2005年至2016年華能國際與華電國際的營收復合增速均處於下降通道。我們判斷主要是受我國發用電增速下台階以及基數效應影響所致。2016-2018年兩公司營收復合增速觸底回升，主要受用電需求回暖、2017年7月份部分省份上調燃煤標杆電價、新機組投產及資產注入等因素影響。
從美國上市公司的盈利情況來看，雖然年際間營業利潤情況有所波動，但整體仍保持穩健提升的趨勢。自2011年之後，相關企業營業利潤及增速保持相對平穩，波動幅度較之前的年份有所收窄。在前面我們對於美國電力市場化進程及機制的分析中也可以看到，以PJM為代表的一系列區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。發電企業可以依據電力供需格局及能源價格，合理調整發電側報價，在一定程度上可以轉移燃料成本波動對於自身盈利能力的衝擊影響。
中國的火電上市公司近年來營業利潤及歸母凈利潤復合增速的波動幅度遠大於三家美國公司，這也證明了我們之前提到的我國火電行業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利潤率對比也可以看出，美國上市電力公司近年來營業利潤率穩定在20%—25%之間，歷史波動幅度也窄於中國上市電力公司。這也進一步佐證了美國火電公司盈利穩定性高於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，其估值波動區間主要在10-20倍之間且呈現震盪上行趨勢。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，市盈率估值穩步提升的趨勢較為明顯。
從華能國際和華電國際的近年PE估值情況來看，兩公司估值區間波動較大。由於我國火力發電企業受「市場煤計劃電」影響，其盈利能力受煤價影響呈現大幅波動，從而導致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，當前我國火電尚未能完全體現出公用事業板塊的特點，更多的表現出逆周期的特質。
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後有所躍升，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。從歷史數據來看，2007年及2015年兩次PB估值的高峰主要由股市大環境推動，與火電行業基本面關聯度相對較小。2009年華能國際與華電國際PB估值反彈，我們判斷主要是業績較08年觸底回升的預期所推動。華能華電的PB中位數分別為1.66和1.44倍，平均值為1.85和1.68倍。綜合而言兩公司PB估值會在業績有改善預期（煤價下降、電價上調等）的情況下向上推動，但在業績兌現後如無進一步因素催化，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，其股息率整體震盪下行，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定，我們判斷相關公司估值中樞上移有較大因素是受無風險利率下行推動所致。
對於中國電力公司而言，其股息率走勢與國債收益率相關性較差。一方面華能華電等火電企業由於盈利能力受煤價影響呈現大幅波動，股息率波動範圍較大且不夠穩定；另一方面A股投資者對於股息率的重視程度低於美股投資者，這也體現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範圍較大，不夠穩定。
4.3、電力指數估值對比
為了剔除公司層面偶然事件的影響，我們進一步對比中美電力行業指數的估值情況。我們選擇標普500的公用事業指數和中信火電行業指數進行對比分析。從標普500公用事業指數來看，其PE及PB波動幅度較為一致，說明此指數相應的ROE也較為穩定，基本上在8%—10%之間。2015年後指數的估值中樞有所上移，PE及PB的中位數分別為17.26倍和1.89倍。
由於中國火電股盈利能力受煤價影響大幅波動，CS火電指數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火電行業指數PB中位數及平均值分別為為1.69倍、1.96倍；如果剔除牛市因素影響，自2016年起進行測算，其PB中位數及平均值分別為為1.42倍、1.37倍，較標普500公用事業指數偏低。
我們通過這篇報告，從中美電力工業發展階段、中美發用電技術指標、中美電力公司及電力行業指數估值等幾個方面做了全面的定性與定量的對比。綜合而言，我們給出結論如下：
1、對比美國歷史七十年發電量數據和中國歷史35年發電量數據可以看出，近年來美國發電量基本無增長，電力工業處於成熟期；中國發電增速面臨換擋，或將圍繞5%這一中樞波動，有可能正式進入穩定成長期，對標美國70年代到90年代的情況；
2、從用電技術指標來看，中國由於第二產業用電占比較高且二產對於經濟增長更為敏感，用電增速波動大於GDP增速；美國經濟增長與用電增速相對較為穩定，兩者相關性不太明顯。從用電結構來看，中美之間差異較大。美國居民用電占總用電量比例達37%，較中國居民用電占比14.1%高出22.9個百分點；
3、從發電量及發電裝機來看，中美兩國均以火力發電為主，且火電發電量占比均呈下滑趨勢。美國火電裝機以燃氣機組為主，中國則以燃煤為主。從中美裝機增速及發電量增速也能看到，美國的裝機及發電增速均已處於較低水平，兩者基本匹配，電力供應過剩風險較小。中國發電裝機始終保持較快增長，受益於相關政策調整及新能源在新增機組中占比提升，我國發電機組過剩的局面正得到有效緩解；
4、從電價結構來看，中美電價組成較為相似，主要差異在於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於一般工商業及大工業用電，存在明顯的交叉補貼，與美國有一定的差異。
5、從中國及西方已開發國家的電力體制改革進程來看，各國電改進程有較多相似之處。從目前美國、英國和日本的改革效果來看，市場供需關係對於電力的價格發現開始起到主導作用，相關輔助機制的設計也能確保電力供應的穩定性和發電企業的合理收益率。未來隨著我國電力體制改革的進一步深化推進，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係、發電企業經營成本等市場因素所決定。我們認為，屆時我國火電行業有望真正走出「市場煤計劃電」的怪圈，盈利能力保持相對穩定，回歸公用事業屬性。
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，結合標普500公用事業指數和CS火電行業指數，我們判斷如果未來中國火電行業能真正回歸公用事業屬性，盈利保持相對穩定（ROE在8%—10%左右），相關龍頭企業的合理PB為1.5—2倍，對應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間，圍繞535元/噸波動的話，火電行業可以實現相對穩定的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主導地位，市場化價格機制真正形成，推動火電行業實現優勝劣汰、穩定盈利。
報告來源：中信建投證券（分析師：萬煒）