一、中美电力行业发展对比
1.1、溯史：中美电力行业处于何种发展阶段？
电力行业作为国民经济的基础性支柱行业，与国民经济发展及工业结构变化息息相关，不同的经济发展阶段势必对应着不同的电力工业需求。考虑到我国的经济发展阶段、电力工业历程及发用电量结构，我们认为以美国为代表的发达国家电力工业发展演变历程对我国电力行业未来发展有一定的借鉴作用，其上市电力公司的估值变化也有助于我们对A股火电公司的估值做进一步探讨。
我们首先分析中美历史发电量变化情况，以期对两国电力产业当前所处阶段做出初步判断。从美国近七十年的净发电量数据来看，尽管年际间发电增速起伏不定、波动较大，但以十年为一个周期，美国的净发电量复合增速呈现稳步下台阶的趋势。
为方便分析不同阶段的电力工业发展，我们将发电增速在8%左右的阶段定义为快速增长期，发电增速稳定在3%左右的阶段定义为稳定成长期，发电量基本无增长的阶段定义为成熟期。从美国电力工业近年来净发电量复合增速的数据来看，1949年至1969年间美国的十年复合发电增速分别为9.2%、7.3%，电力工业仍处于快速增长期。1970年到1999年间美国的十年复合发电增速分别为4.5%、2.8%、2.2%，发电增速降档明显，基本上围绕3%左右波动，处于稳定成长期。2000年至今，美国的十年复合发电增速分别为0.7%、0.1%，发电量基本无增长，美国电力工业已步入成熟期。
从中国近年的发电量数据来看，虽然发电增速有所波动，但整体我国发电量仍保持稳健增长。如果剔除1998年前后亚洲金融危机影响下我国发电增速回落的数据，1985年至2011年间我国发电量基本上均维持8%—14%左右的高增长，复合发电增速也在8%—10%左右，可以认为处于快速增长期。单从发电增速的角度出发，这一阶段我国电力工业的情况与美国1949年至1969年间的快速增长期较为类似。2011年之后我国复合发电增速逐步回落，分别为6.7%和5.2%。考虑到当前我国步入经济发展新常态，经济增长开始转型换挡，发电增速也在逐步回落，未来高耗能产业对经济增长的拉动效应将逐步弱化。我们判断如无特殊因素扰动，我国电力工业或将进入稳定成长期，发电增速围绕5%这一中枢波动，可能与美国70年代到90年代的情况较为相似。
1.2、用电侧：结构差异较大，中国用电增速波动大
在分析中美当前电力工业发展分别处于哪一阶段之后，我们再通过一系列细化的发用电指标，进一步对比中美电力工业当前发展的异同。首先从用电量角度出发，观察中国近年的GDP增速、用电增速和电力弹性系数的变化情况。从历史数据来看，中国用电量在2003年—2011年保持了两位数的高增长（剔除2008年经济危机影响），之后用电增速持续回落，至2015年后触底回升。整体来看，我国GDP增速与用电增速趋势较为同步，用电增速波动幅度相对较大。从电力弹性系数的角度分析，当经济增速下滑时，用电增速下滑幅度往往大于GDP增速，导致电力弹性系数偏小（A-1、A-2两阶段）；当经济有所回暖时，用电增速的反弹幅度同样大于GDP增速，导致电力弹性系数偏大（B-1、B-2两阶段）。我们判断我国用电增速波动大的主要原因在于第二产业用电占比较高且二产对于经济增长更为敏感。
从美国的GDP增速、用电增速和电力弹性系数的变化情况来看，美国作为发达国家，其经济增长与用电增速相对较为稳定，波动幅度远小于中国。2011年以来，美国GDP增速保持2%左右波动，而用电增速在±1%的区间内窄幅震荡，用电量增长和经济增长基本没有明显相关性。从电力弹性系数也看出，美国电力弹性系数较为无序，预示其经济增长对电力消费推动的影响明显减小。
接下来我们对比分析中美用电量结构情况。2018年我国全社会用电量为68449亿千瓦时，同比增长8.49%；第二产业用电量为47235亿千瓦时，同比增长7.17%。从我国近十年来的用电结构变化来看，第二产业用电占比由80%下滑到70%左右，其释放出的用电空间主要由第三产业用电及城乡居民生活用电瓜分。未来随着我国经济结构持续转型，高耗能产业对用电增长的拉动效应有望逐步弱化，第二产业用电占比仍将持续小幅下降。
目前美国用电量基本上稳定在37000亿千瓦时（不考虑1400亿千瓦时的厂用电及线损）左右。美国用电结构划分与中国有所不同，其用电划分为居民、商业、工业及交通，2017年分别占总用电量比例为37%、36.3%、26.4%和0.2%。从趋势上看，工业占比有小幅下滑，但整体用电结构保持相对稳定。
总览中美之间的用电侧数据对比，我们可以看出美国电力需求已进入成熟稳定期，无论是用电量、用电增速还是用电结构均变化较小。而中国电力需求虽然度过了增速10%以上的高速增长期，其仍处于稳定成长期。从用电结构来看，中美之间差异较大。美国居民用电占总用电量比例达37%，较中国居民用电占比14.1%高出22.9个百分点。此外，尽管美国统计口径中的工业用电和中国统计口径中的第二产业用电有一定差别，但从整体结构上也能看出，美国电力需求受大工业等高耗能产业影响较小。以民用及商业需求作为电力支撑的美国电力体系相比以工业需求为支撑的中国电力体系更加稳定。
考虑到我国人均用电量仍远低于西方发达国家，居民生活及第三产业用电需求仍有较大的潜力待挖掘，在一个相对较长的时间段（10—15年左右）我国用电需求仍有望维持5%左右的稳健增长。未来或许当我国第二产业用电占比低于50%的时候，我国会像美国一样进入成熟稳定期。
1.3、发电侧：中美火电占比均高，结构调整进行中
接下来我们从发电量及电力装机结构等角度对比中美电力供应侧的不同。2018年中国火电发电量为49231亿千瓦时，同比增长7.3%（中电联口径，与统计局口径范围不同），占总发电量比重为70.4%。虽然火电仍然为最主要的发电电源，但其占比已从2009年的81.8%下滑了11.4个百分点。水电发电量受气候因素影响存在一定波动，占比相对较为稳定。核电、风电、太阳能等新能源发电增速及发电占比提升较快，对火电的替代效应十分明显。
美国发电量结构变化情况与中国较为类似，火电发电量占比从2001年的71.7%下降到2018年的62.1%。核电、水电分别是美国的第二和第三大发电电源，两者占比相对稳定。风电及太阳能对火电的替代效应较为明显。中美发电量数据的不同之处在于美国火电及核电发电量多年来几乎维持零增长，风电及太阳能以抢占少量的新增用电需求为主；而中国各项电源占比结构虽然有所分化，但各类电源发电量仍然维持正增长。
中国发电装机结构变化趋势与发电量结构趋势一致，风电及光伏的替代效果更加明显。从2017年中美发电装机对比来看，尽管中美电力装机均以火电为主（美国燃煤及燃气装机占比68%，中国火电装机占比59.5%），但其细分发电装机情况仍有很大的不同。美国燃气发电装机达52505万千瓦，占比44%，是美国最主要的电源；而中国发电机组仍以燃煤为主，煤电装机占比达55%。受美国页岩气革命影响，叠加燃气轮机发电技术的不断进步，美国燃气发电成本大幅下降，而燃煤机组受制于相关环保政策的要求，运营成本无法与燃气、风能、核能等清洁能源正面竞争。据相关新闻报道，过去10年美国关闭了近一半的燃煤电厂。
除火电装机结构分化外，中国第二大发电机组为水电，占比达19.3%，较美国水电装机占比高出12.6个百分点；美国核电为其第三大发电电源，装机达10479万千瓦，占比8.8%，较中国核电装机占比高出6.8个百分点；中国风电、太阳能装机占比分别为9.2%和7.3%，分别较美国风电、太阳能装机占比高出1.7、5.1个百分点。
从中美发电装机利用小时对比来看，由于美国火电装机中燃机占比较高，所以其总装机利用小时和火电利用小时均低于中国。其核电及风电受益于消纳条件较好及资源禀赋，利用小时高于中国。
从中美装机增速及发电量增速也能看到，美国的装机及发电增速均已处于较低水平，两者基本匹配，电力供应过剩风险较小。中国发电装机始终保持较快增长，且从2012年开始装机增速持续高于发电增速，这在一定程度上加剧了我国煤电产能过剩的风险。不过随着国家化解煤电产能过剩风险的相关政策陆续落地，我国发电装机增速有所回落。此外，近年来我国新增装机中风电、光伏等装机占比显著提升，等效装机增速已低于发电增速，我国发电机组过剩的局面正得到有效缓解。
二、中美电价构成接近，分用户电价偏差较大
电力行业将煤炭、天然气、风能、水能等一次能源经发电设施转换成电能，再通过变电、输电与配电系统将电能供给到用户。因此电力系统通常包括发电、输电、变电、配电等环节，终端用户的用电成本也主要由以上各个环节成本叠加构成。但由于各国电力政策及电力系统组成不同，终端销售电价的最终结构也会有所不同。
我国销售电价构成主要包括上网电价、输配电价、输配线损和政府性基金及附加。根据发改委2017年电力价格监管相关通告数据，电网企业平均含税销售电价为0.6091元/千瓦时（不含政府性基金及附加）。对于下游用户综合用电电价而言，其由发电企业上网电价（0.3763元/千瓦时）、输配电价（0.2107元/千瓦时）、输配电线损（0.02213元/千瓦时）和政府性基金及附加（0.0366元/千瓦时），合计为0.6457元/千瓦时。从占比来看，上网电价、输配电价、输配线损和政府性基金及附加占比分别为58%、33%、3%和6%。
而美国的销售电价主要由发电电价、输电电价以及配电电价构成。2018年美国终端用电价格为10.85美分/千瓦时，其由上网电价（6.49美分/千瓦时）、输电电价（1.24美分/千瓦时）和配电电价（3.12美分/千瓦时）构成，三者占比分别为60%、11%和29%。
整体来看，我国当前电价结构与美国有一定的相似性。两者间主要差异在于，除了发电价格与输配电价外，我国最终销售电价中还包含政府性基金及附加。目前我国电价附加收费主要包括此前调降过的重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金（分别约为0.4分、0.5分）、可再生能源附加(1.9分）、农网还贷基金（部分省份已并入输配电价，2分左右）及交叉补贴等（城市公用事业附加已于2017年4月取消）。
从2017年分类型用电价格的数据来看，中美电价水平整体较为接近，但美国居民用电价格大幅高于中国。我国一般工商业的平均用电电价较高，为0.76524元/千瓦时，大工业和居民用电的平均电价分别为0.59785元/千瓦时和0.52894元/千瓦时。而美国平均用电价格最高的用户类型为居民用电，为0.1289美元/千瓦时，商业用电、交通用电和工业的平均电价则相对较低，分别为0.1066、0.0968和0.0688美元/千瓦时（数据来自于EIA，各地州政府或有少量税费）。
除居民用电外，中美电力价格统计的其他用电口径有所出入，但考虑到双方用电结构情况，我们可以近似认为中国的大工业用电价格、一般工商业用电价格可以与美国工业用电、商业用电价格作对比。我们采用人民币兑美元6.7052的汇率折算，得到中美分类型电价对比如下图所示。从结果来看，美国居民用电折算价为0.8643元/千瓦时，较中国居民电价0.52894元/千瓦时高出63.4%；而美国工业用电价格仅为0.46132元/千瓦时，较中国的大工业用电价格0.59785元/千瓦时低22.8%。
通常情况下，用电价格应当与用电成本有关。由于居民用户处于电网末端，电力传输距离较长、供电电压较低，且用电时间大多集中于系统需求高峰期，其综合供电成本相对较高；与之相对，工业用户的供电电压等级和负荷率较高，供电成本也相对较低。因此，仅从供电成本角度看，居民用电电价应当大幅高于工业用电电价，美国的分类型用电价格有效地反映出了这种情况。但在我国，销售电价与用户用电成本偏离的情况十分普遍，居民电价长期低于工业电价，存在着明显的交叉补贴问题。
三、中美电力体制改革进程及现状分析
3.1、美国电力体制改革进程及现状
美国电力工业发展相对较为成熟，其电力体制也历经多轮改革，其改革经验和方向值得我们参考借鉴。美国多年来的电改主要围绕打破一体化，放开发电和配售电端管制，实现自由竞争，同时保持输电端垄断等思路进行。美国电力体制改革始于1978年公用事业监管政策法案(“PURPA”，
PublicUtilitiesRegulatoryPolicyAct)的发布，其目标是通过自由市场刺激电力公司以更低的成本提供更广泛的产品。PURPA取消了电力公司按照自第三方采购能源成本进行定价的规则，强制要求垄断电力公用事业公司从高效率发电厂购买电力以降低成本。1992年美国颁布《能源政策法案》及后续相关法令，要求所有拥有输电资产的公用事业公司都必须允许所有市场参与者根据公布的输电费率不受歧视地使用其输电设施。伴随着之后独立系统运营商（ISO）和区域输电组织（RTO）相继成立，美国电力市场化改革进一步加速。但21世纪初，由于加州模式要求电力交易以现货为主，叠加天然气压缩机爆炸、海带被吸进核电站冷却系统等偶发问题导致发电侧供应下滑，加州电力市场价格产生了巨大波动，进一步诱发了大范围停电的能源危机。这场危机在一定程度上挫伤了其他州政府推动电改的积极性，后续联邦能源管理委员会（FERC）鼓励双方订立长期交易合同，减轻对现货市场的依赖。
目前美国电力市场由于各州规定及进展不同，相对较为复杂。总的说来，RTO负责运营的电力市场已实现输电环节与发电环节、配电环节分离。负荷服务公司（LSEs）作为发电侧和售电侧中间的纽带，在批发市场向生产商购买电力并在零售市场出售给消费者。在一个竞争相对充分的电力市场下，电力生产商可以基于自身的运营成本和电力供需状况进行合理报价，整体盈利能力保持相对稳定。
接下来我们以美国最早推动改革、市场化程度最高的PJM市场为例，对美国的电力现货及期货市场、辅助服务市场、交易及运行模式等做进一步讨论。PJM作为美国首个区域输电组织（RTO），负责美国大西洋沿岸13个州及哥伦比亚特区的电力系统运行与管理。在多年的发展历程中，其形成了监控电网平衡稳定运营的运营职能（相当于我国电网调度中心）、推动电力交易市场化的市场化职能（相当于我国电力交易中心）和制定电网发展规划的规划职能。PJM不拥有发电机组、输配电资产或者其他电力设施，其本质上是电力市场的独立第三方，致力于实现电力市场化交易的可靠性和高效性。PJM是世界上第四大集中调度的互联电网，也是美国乃至全球电力市场化运营的标杆。
事实上PJM整合了PX（电力交易商）和独立系统运营商（ISO）的角色，采用著名的节点边际价格LMP来制定电力市场化交易价格。从交易品种来划分，PJM包括电量市场、容量市场、辅助服务市场和金融输电权市场；从交易时限来划分，可以分为长期市场、日前市场和实时市场（现货交易）。需要注意的是，PJM自身不提供电力期货交易，主要是相关商品交易所（纽约商业交易所、洲际交易所）等将非标准化的场外交易合约按照期货交易机制进行标准化改造，推出电力期货合约。目前，美国、欧洲和澳大利亚均有区域性电力期货交易上市。
电量市场主要包括日前市场和实时市场，两者均采用全电量竞价模式，都用节点边际电价法（LMP）出清。对于发电企业而言，其首先在日前市场上申报所有的发电资源和交易意愿，系统通过电网负荷需求进行匹配，每小时出清并形成节点边际电价。值得注意的是，长期市场所对应的电量（双边协议）及自调度电量会被标识出来，在出清时保证交易。
实时市场是完全的现货市场，按实际电网的实时节点每5分钟边际电价出清一次。PJM系统采用双结算系统模式，即日前市场电量部分按日前市场出清结果结算，实时电量与日前计划电量的差额按实时节点边际电价进行增量结算。现货市场实现了边际结算和电网的实时调度功能，实时解决电量偏差，有利于优化资源配置。对于发电企业而言，在现货市场中一旦有别的机组报价低于自身长期市场电量的发电边际成本，其可以通过差价结算，用更低价的现货电代替自己发电，完成长期合约的履约。
发电企业的策略主要包括三种，双边协议进入长期市场、自调度电量参与日前交易及参与实时市场竞争。自调度电量是指电厂对自己基本固定的发电量在日前市场中报零价，最终成为价格接受者，执行出清价。近十年来PJM市场中三者电量比例维持相对稳定，2017年自调度电量、双边协议和现货电量占比分别为60.7%、14.5%和25.1%。总而言之，自调度电量相当于发电企业的基数电量，其承受较小的市场风险，成为发电企业盈利的稳定器。
从美国及西方其他发达国家的经验来看，电力期货合约的推出有效的平抑了现货市场电价波动对发电企业经营的冲击，为电力工业提供了较好的风险管理工具。此外，电力市场的期货运行机制有利于发现真实的电价水平，发电侧及用电侧均可利用期货的价格发现功能调整自身的生产或用电计划，相关政策部门也可以凭借价格信号优化对电力市场的调控。
通过电量市场的日前、实时及电力期货合约等多重交易模式和手段，辅以容量市场、辅助服务市场等其他调节方式，PJM最终实现了低成本提升系统可靠性、市场驱动型发电侧投资、发电侧及用电侧共赢等多个电力市场化改革目标。在调控市场方面，PJM的主要手段为“三寡头测试”，用来确定在输电约束下是否需要设置报价上限。在电力短缺的紧急状态下，PJM有权按照发电成本加成合理收益的价格强制收购电量并做调整分配。整体而言，PJM模式代表了美国电力市场化的主要发展方向，在多年的不断调整优化下其已形成一套相对完备的运行规则，未来有望持续成为我国电力体制改革的借鉴模式。
3.2、我国电力体制改革进程
长期以来，我国电力行业始终由国有经济发挥主导作用，计划经济体制使得我国电力行业的电价、电量和新建机组的决定权高度集中，市场需求无法承担价格发现的任务。在改革开放初期，由于下游用电需求快速增长，中央财政集中办电资本严重匮乏，中央政府开始鼓励地方政府、企业和外国企业投资发电侧（输配电环节未放开），这可以视作我国电力体制改革的萌芽阶段。集资办电形成了多元投资主体，推动了我国电力工业的快速发展。1996年《电力部机构改革方案》出台，我国成立国家电力公司，代表我国电力行业从行政部门向国有企业的转变。2002年电力体制改革第三阶段拉开帷幕，国务院发布“五号文”并制定了“厂网分开，主辅分离，输配分开，竞价上网”的改革方针。厂网分离虽然实现了国企的专业化分工，但并未从根本上形成垄断环节与竞争环节的分离。受限于此，之后的竞价上网试点基本上均以失败告终。
2015年中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发9号文），我国电力体制改革再次提速。九号文及之后的相关配套文件对输配电价、交易机制、发用电计划、售电侧改革等重点领域进行了详细部署。近年来市场化电量占比不断提升（2018年占电网企业销售电量比重为37.1%），国家级和省级电力交易中心逐步完善，电力的商品属性在市场化竞价过程中逐步得到体现。增量配电改革也在进一步深化，叠加输配电价的持续核定监管，电网企业的改革优化成效显著。
我国电力市场化现状
对于我国发电企业而言，目前电力体制改革带来的最直接的影响在于市场化电量的增长。虽然当前由于我国电力整体供过于求，市场化电量仍以让利为主，但未来随着市场化电量占比的提升，市场化交易能够主导电力的定价权，电力企业才能真正摆脱“市场煤计划电”的经营困境，回归公用事业属性。
目前我国电力市场化交易主要包含双边协商（长协，自主协商为主）、集中竞价、挂牌交易、合同电量转让、发电权交易等模式。双边协商交易是指发电侧和用电侧对年度总电量，各月份分解电量，交易价差进行协商，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。与美国不同，双边协商尤其是年度长协是我国电力市场化交易的主要模式，通常意义上的大用户直购电也属于双边协商电量的一种。
集中竞价是指电力用户和发电企业双向报价(报价差)的形式，集中竞价规则有高低匹配、统一出清等等挂牌交易是指市场交易主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由另一方申请核查后摘牌交易。合同电量转让是指通过合同电量转让交易，对签订的中长期交易合同电量进行调整。发电权交易和发电权置换交易是专指电厂方的合同电量转让，往往通过水电火电置换、高参数大容量的火电厂置换小火电等方式实现多方利益的最大化。
根据中电联数据显示，2018年全国电力市场交易电量（含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量）合计为20654亿千瓦时，同比增长26.5%，市场交易电量占全社会用电量（即全社会用电量市场化率）比重为30.2%，较上年提高4.3个百分点；市场交易电量占电网企业销售电量比重为37.1%。
从分省电力市场交易细节来看，市场交易电量占全社会用电量比重较高省份主要有云南（50.7%）、辽宁（47.6%）、蒙西（45.3%）和江苏（43.4%）。市场电量绝对值较高的省份包括江苏（2657亿千瓦时）、广东（1805亿千瓦时）、山东（1783亿千瓦时）、浙江（1470亿千瓦时）、蒙西（1256亿千瓦时）、辽宁（1097亿千瓦时）和河南（1080亿千瓦时）。
2018年大型发电集团上网电量合计36587亿千瓦时，同比增长11%；其市场交易电量合计13713亿千瓦时（不含发电权交易），同比增长26.4%，占大型发电集团合计上网电量的37.5%，较上年提高4.5个百分点。从分电源情况来看，煤电机组上网电量市场化率最高，达42.8%，市场电较平均电价让利为2.45分/千瓦时；水电上网电量市场化率排名第二，达31.9%，市场电较平均电价让利为3.96分/千瓦时。风电、气电等电源市场化率相对较低，对应度电让利较高。
从大型发电集团的市场化交易电价变化趋势来看，煤电及水电的交易电价整体趋势向上。大型发电集团2018年煤电市场交易（含跨区跨省市场交易）平均电价为0.3383元/千瓦时，较上年提高0.0119元/千瓦时；水电机组市场交易平均电价为0.2245元/千瓦时，较上年提高0.0038元/千瓦时。
根据北京电力交易中心发布的数据，2018年国家电网有限公司经营区域内各电力交易中心总交易电量完成44407亿千瓦时，同比增长8.9%；其中市场化交易电量16187亿千瓦时，同比增长32.5%。按交易范围划分的话，省内交易的市场电量达12673亿千瓦时，占市场化电量比例为78.3%。按交易类型划分的话，电力直接交易电量仍然是市场化电量的主体，全年电量达12257亿千瓦时，同比增长37.1%，占比为75.7%。
综合而言，我国电力体制改革与美国、英国及日本的电改进程有较多相似之处。各国的电力体制改革均从发输配售分离入手，在推动市场化进程时着力点放在发电侧和售电侧，即“放开两头，管住中间”；对输电网络监管较为严格，核心思路是打破输电网络垄断地位，实现公平开放。此外，美国和英国的电改均从部分区域开始推动，并以区域为单位开展相关电力规划。从目前美国、英国和日本的改革效果来看，市场供需关系对于电力的价格发现开始起到主导作用，相关辅助机制的设计也能确保电力供应的稳定性和发电企业的合理收益率。
未来随着我国电力体制改革的进一步深化推进，市场化电量占比将不断提升，我国电力价格最终也将会由市场供需关系、发电企业经营成本等市场因素所决定。届时我国火电行业有望真正走出“市场煤计划电”的怪圈，盈利能力保持相对稳定，回归公用事业属性。
四、中外电力公司对比：盈利与估值初探讨
4.1、世界500强：中国电力企业上榜较多，盈利能力偏弱
我们首先通过世界500强排名对中外电力公司相关财务指标、经营状况做对比，以期判断相关电力集团经营现状及在各自国家中的地位。
2018年度《财富》世界500强中共有23家电力企业上榜，合计总营收达13871亿美元，同比增长6.56%；合计净利润为529亿美元，同比增长66.08%。从国别分布来看，中国上榜电力公司达7家，位居榜首，占全部上榜电力企业总数近三分之一。
从业务板块来看，国外电力企业主要以发输配售一体化经营为主，部分企业还拥有上游煤炭和天然气的开采及管输业务，业务构成较为多元化。而中国上榜电力企业业务较为单一，国家电网和南方电网主营输配电业务，国家能源集团等五大发电集团主营发电业务，和国外电力集团的业务构成存在一定的差异性。
从经营业绩来看，国家电网的营收和利润规模处于第一位且远高于同行业其他公司，但其净利润率仅为2.7%，低于全部电力公司加权平均水平3.8%。整体而言，除了国家能源集团受益于煤炭价格高位运行带来的利润外，南方电网、华能集团等中国电力企业净利润率均处于较低水平。
4.2、中美火电公司盈利与估值对比
由于中美电力工业发展进程及体制改革进度的不同，中美电力公司在具体经营方式方面有一定的差异化。在厂网分离的改革政策推动下，中国电力公司主营业务均以发电业务为主，煤炭生产、供热等业务占比极小，几乎没有配售电业务。而美国电力公司大部分均在公用事业领域里有广泛涉猎，在电力业务方面从事发输配售一体化经营，此外还参与天然气、石油、综合能源运营等业务。在美国电力上市公司中，单独从事发电业务的独立发电公司（IPP）较少且不具代表性。考虑到美国电力市场经过多年发展后已较为成熟完备，电力公司的电力业务及其他业务盈利较为稳定，均表现出公用事业属性，我们选取美国电力、南方电力及杜克能源等三家市值较大的企业进行分析，以期与中国的华能国际、华电国际做对比，并对中国火电行业未来熨平周期波动后的估值可能性进行分析。
首先我们分析中美上市电力公司的营收及利润变化情况。从美国电力等美国公司近年营收变化情况来看，三家公司多年来营收整体呈上行趋势。其中杜克能源营收波动幅度较大，美国电力自2010年后营收增长明显放缓，而南方电力从2015年起营收增长明显加快。由于三家公司年度营收增速波动幅度较大，难以进行有效分析，我们引入时间段内复合增速进行作图对比。从三年期复合增速变化情况来看，2010年之后三家公司的营收复合增速保持相对稳定，处于较低水平。这也和美国电力及能源需求增速放缓的大背景相对应。
从华能国际和华电国际的营收变化情况来看，其走势与美国的电力公司走势较为相似，但复合增速明显要高于三家美国电力公司。这一方面是由于统计周期内中国发用电需求维持高增长，上市公司大规模新建发电机组以满足下游用电需求，内生增长成效显著；另一方面是两家上市公司的控股股东均有较大体量的非上市发电装机，出于避免同业竞争、提高资产证券化率、拓展协同效应等考量，控股股东均对上市公司进行了资产注入，外延并购进一步提升了华能国际和华电国际的营收规模。
从营收复合增速来看，从2005年至2016年华能国际与华电国际的营收复合增速均处于下降通道。我们判断主要是受我国发用电增速下台阶以及基数效应影响所致。2016-2018年两公司营收复合增速触底回升，主要受用电需求回暖、2017年7月份部分省份上调燃煤标杆电价、新机组投产及资产注入等因素影响。
从美国上市公司的盈利情况来看，虽然年际间营业利润情况有所波动，但整体仍保持稳健提升的趋势。自2011年之后，相关企业营业利润及增速保持相对平稳，波动幅度较之前的年份有所收窄。在前面我们对于美国电力市场化进程及机制的分析中也可以看到，以PJM为代表的一系列区域输电组织已形成了相对完备的电力市场化交易机制，通过长期合约、期货、现货等一系列交易手段，电力的商品属性及真实价格得到充分体现。发电企业可以依据电力供需格局及能源价格，合理调整发电侧报价，在一定程度上可以转移燃料成本波动对于自身盈利能力的冲击影响。
中国的火电上市公司近年来营业利润及归母净利润复合增速的波动幅度远大于三家美国公司，这也证明了我们之前提到的我国火电行业受煤价波动影响利润波动幅度较大的判断。
从中美上市火电公司的营业利润率对比也可以看出，美国上市电力公司近年来营业利润率稳定在20%—25%之间，历史波动幅度也窄于中国上市电力公司。这也进一步佐证了美国火电公司盈利稳定性高于中国火电公司的判断。
从美国电力等三家公司近三十年的PE估值水平来看，其估值波动区间主要在10-20倍之间且呈现震荡上行趋势。我们将时间划分为1991年-2001年、2001年-2011年及2011-2019年三个区间，美国电力、南方电力和杜克能源的平均PE分别为13.6/8.71/9.09、12.67/15.47/11.24、16.15/16.43/15.83，市盈率估值稳步提升的趋势较为明显。
从华能国际和华电国际的近年PE估值情况来看，两公司估值区间波动较大。由于我国火力发电企业受“市场煤计划电”影响，其盈利能力受煤价影响呈现大幅波动，从而导致PE波动较大。在煤价较高的时间点（2008年、2011年、2017年等），两公司的PE呈现不正常的上下波动，基本上不具备估值参考的意义。从这个角度来看，当前我国火电尚未能完全体现出公用事业板块的特点，更多的表现出逆周期的特质。
从市净率角度来看，美国电力等三家美国公司的PB估值也有所提升，但增长节奏与PE有所出入。我们将时间划分为1991年~2001年、2001年~2011年及2011~2019年三个区间，美国电力、南方电力和杜克能源的平均PB分别为1.58/1.11/1.25、1.49/2.15/1.00、1.62/2.05/1.29。南方电力的PB估值在2001后有所跃升，而美国电力及杜克能源增长相对不太明显。
中国火电公司的逆周期属性导致其PE估值波动较大，PB估值相对而言参考性更好。从历史数据来看，2007年及2015年两次PB估值的高峰主要由股市大环境推动，与火电行业基本面关联度相对较小。2009年华能国际与华电国际PB估值反弹，我们判断主要是业绩较08年触底回升的预期所推动。华能华电的PB中位数分别为1.66和1.44倍，平均值为1.85和1.68倍。综合而言两公司PB估值会在业绩有改善预期（煤价下降、电价上调等）的情况下向上推动，但在业绩兑现后如无进一步因素催化，其往往会回落到中枢附近。
从美国主要电力公司股息率趋势来看，其股息率整体震荡下行，与美国5年期国债收益率趋势较为一致。近年来三家公司股息率均值减去国债收益率的差减值相对稳定，我们判断相关公司估值中枢上移有较大因素是受无风险利率下行推动所致。
对于中国电力公司而言，其股息率走势与国债收益率相关性较差。一方面华能华电等火电企业由于盈利能力受煤价影响呈现大幅波动，股息率波动范围较大且不够稳定；另一方面A股投资者对于股息率的重视程度低于美股投资者，这也体现在中国的三家公司股息率均值减去国债收益率的差减值波动范围较大，不够稳定。
4.3、电力指数估值对比
为了剔除公司层面偶然事件的影响，我们进一步对比中美电力行业指数的估值情况。我们选择标普500的公用事业指数和中信火电行业指数进行对比分析。从标普500公用事业指数来看，其PE及PB波动幅度较为一致，说明此指数相应的ROE也较为稳定，基本上在8%—10%之间。2015年后指数的估值中枢有所上移，PE及PB的中位数分别为17.26倍和1.89倍。
由于中国火电股盈利能力受煤价影响大幅波动，CS火电指数的市盈率波动幅度较大，参考对比的意义相对有限。从PB角度来看，CS火电行业指数PB中位数及平均值分别为为1.69倍、1.96倍；如果剔除牛市因素影响，自2016年起进行测算，其PB中位数及平均值分别为为1.42倍、1.37倍，较标普500公用事业指数偏低。
五、结论
我们通过这篇报告，从中美电力工业发展阶段、中美发用电技术指标、中美电力公司及电力行业指数估值等几个方面做了全面的定性与定量的对比。综合而言，我们给出结论如下：
1、对比美国历史七十年发电量数据和中国历史35年发电量数据可以看出，近年来美国发电量基本无增长，电力工业处于成熟期；中国发电增速面临换挡，或将围绕5%这一中枢波动，有可能正式进入稳定成长期，对标美国70年代到90年代的情况；
2、从用电技术指标来看，中国由于第二产业用电占比较高且二产对于经济增长更为敏感，用电增速波动大于GDP增速；美国经济增长与用电增速相对较为稳定，两者相关性不太明显。从用电结构来看，中美之间差异较大。美国居民用电占总用电量比例达37%，较中国居民用电占比14.1%高出22.9个百分点；
3、从发电量及发电装机来看，中美两国均以火力发电为主，且火电发电量占比均呈下滑趋势。美国火电装机以燃气机组为主，中国则以燃煤为主。从中美装机增速及发电量增速也能看到，美国的装机及发电增速均已处于较低水平，两者基本匹配，电力供应过剩风险较小。中国发电装机始终保持较快增长，受益于相关政策调整及新能源在新增机组中占比提升，我国发电机组过剩的局面正得到有效缓解；
4、从电价结构来看，中美电价组成较为相似，主要差异在于我国最终销售电价中还包含政府性基金及附加。目前中美电价水平整体较为接近，不过从分类用电价格来看，我国居民用电价格显著低于一般工商业及大工业用电，存在明显的交叉补贴，与美国有一定的差异。
5、从中国及西方发达国家的电力体制改革进程来看，各国电改进程有较多相似之处。从目前美国、英国和日本的改革效果来看，市场供需关系对于电力的价格发现开始起到主导作用，相关辅助机制的设计也能确保电力供应的稳定性和发电企业的合理收益率。未来随着我国电力体制改革的进一步深化推进，市场化电量占比将不断提升，我国电力价格最终也将会由市场供需关系、发电企业经营成本等市场因素所决定。我们认为，届时我国火电行业有望真正走出“市场煤计划电”的怪圈，盈利能力保持相对稳定，回归公用事业属性。
6、综合美国电力、南方电力、杜克能源、华能国际和华电国际等五家中美上市电力公司的历史估值及盈利变化，结合标普500公用事业指数和CS火电行业指数，我们判断如果未来中国火电行业能真正回归公用事业属性，盈利保持相对稳定（ROE在8%—10%左右），相关龙头企业的合理PB为1.5—2倍，对应PE为15—20倍。短期而言，如果动力煤价格的周期性波动明显弱化，其价格中枢回归绿色区间，围绕535元/吨波动的话，火电行业可以实现相对稳定的8%—10%左右的ROE。长期而言，我们还是更加期待我国市场化交易电量占据主导地位，市场化价格机制真正形成，推动火电行业实现优胜劣汰、稳定盈利。
