2023年来市场波动加剧，以煤炭/公用为首的高股息红利资产表现较好。本文从PB、ROE、分红比例和市场要求的股息率（加上业绩增速为整体回报率）建立起对电力公司合理PB的测算框架，并量化计算在无风险利率下行和分红比例/ROE变化的情况下电力公司的合理PB（LF，下同）范围。根据我们的测算，无风险利率每下降10bp，电力公司估值上限上行空间3-10%。我们看好继水电/核电后，火电的盈利模式也能得到认可，估值有明显修复机会。

核心观点

核电估值空间可能超过水电，上行空间或超过30%

2023年来核电估值提升较为明显，反映了1）核电装机增速见底提升，2）盈利模式稳定性的确定性溢价。

倘若煤价窄幅波动，火电估值修复空间最大

火电目前是电力股中估值最低的，部分区域火电PB仅略高于1.0；但是2023年来火电盈利明显改善，部分公司具备较强分红能力。2023年底到2024年初的长协电价谈判是历史上第一次各方对火电合理盈利的充分定价，我们根据可得省份的煤价/电价估算在度电2-3分，且只要现货煤价在电价上下浮20%的范围内波动，火电均可通过新一年年度长协谈判获得均衡利润的回归。

风险提示：1）原材料价格大幅波动，2）来水波动，3）新项目资本开支和降低资产负债率的需求影响公司分红意愿，4）测算结果与实际偏差。

正文

历史复盘：高股息公司的PB决定因素

PB由分红率、净资产收益率、股息率三要素共同决定

从数理关系的角度看，市净率PB等于分红率、净资产收益的乘积与股息率的比值。其中，分红率与ROE是公司个体因素，决定PB的股息率是市场要求的回报率，可以拆分为无风险利率（以10年期国债利率为代表）与个股（或板块）的风险溢价之和，前者为系统性因素，后者取决于市场对个股（或板块）盈利模式稳定性的认知，也受投资者的机会成本影响较大。

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无风险利率2021年来对高股息标的估值引领明显

股息率与无风险利率（以10年期国债到期收益率为代表）存在正相关关系是容易理解的。我们复盘长江电力和中国神华自上市以来股息率与10年期中债国债到期收益率的走势，可发现在2010-2011年、2013-2015年、2018-2019年、2021-2022年均表现出较明显正相关性，且长江电力自2017年下半年以来股息率与10年期国债到期收益率之间的息差相对稳定在50-250bp，息差高低主要取决于股票市场当时的机会成本（投资其他板块和个股的预期回报率）。

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中国神华股价在2010-2011年、2013-2014年、2021-2024年均表现出与无风险利率较明显正相关性，且自2021年以来股息率逐渐向10年期国债到期收益率收敛系，息差从700bp收窄到400bp以内。

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样本层面，本章选择典型红利个股长江电力、中国神华、中国石油、中国石化和中国核电（虽然目前没有较高股息率，但核电长期会有提升分红的潜力）。

PB穿越周期的来源：ROE可控幅度的波动叠加股息率保护伞

2010年来，长江电力的ROE（当年，下同）大多稳定在10%-19%（均值14%），分红维持在50%-100%的高位，无风险利率下行带动公司PB（LF，下同）提升。2016年来，公司资产负债率持续下行（从2016年的57%下降到2022年的40%）所以ROE趋势性见顶回落，但是无风险利率的下行和分红率的上行抵消了ROE的影响，公司的PB还是持续提升（从2016年2.2提升至2023年的2.8，2024/2/2之后更是高于3.0）。尤其是在2016-18年，公司ROE下降，无风险利率上行，分红率虽有提升但并不显著，但是PB还是稳中有升（2.2提升至2.6），很大程度上归功于公司十年分红的承诺奠定了市场对于水电现金流和盈利模式稳定性的信心。此后，ROE在一定范围内的小幅波动，不管是来水丰枯差异还是资本结构导致的表观盈利能力变化，并不妨碍公司估值持续扩张。

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中国神华历史上ROE波动较大，所以PB在2021年之前主要由ROE主导，分红率与无风险利率的影响相对较小，尤其是后者。2017年来，公司股息率相比无风险利率的息差明显达到了700bp，且2018-22公司DPS持续增加，公司超额股息率开始显现，此后公司的分红率与估值显示出了明显的同向波动。尤其是2023年，根据公司业绩预告归母净利润下滑12.6%-16.9%，且Wind2023年净利润的一致预期过去6个月都是同比下滑的；长协煤的稳定性渐渐被接受，现货煤价下降和公司一定程度内的ROE波动，并没有拖累公司PB（从2020年的1.0提升至2023年的1.5），2024年2月至今PB更是达到了1.9-2.0。

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中国石油的情况和中国神华有类似之处，作为传统意义上的周期股，公司此前分红率和PB之间没有明显的正向关系，直到2020年起公司盈利持续改善，2022年开始公司股息率从4.6%提升至8.5%，2019-22公司DPS持续增加，且市场对公司油气业务的龙头地位和成本优势逐渐加强认知，此后股价开始反映分红比例。类似的例子还有陕西煤业，虽然盈利稳定性不如神华，但是公司凭借着更高的ROE，PB明显高于神华（3.0 vs2.0，2023/3/11）。

中国核电也是个典型的例子，公司股息率（当年，下同）几乎没有高于3%，所以并不是传统意义上的高股息标的；但是核电商业模型稳定，2014年至今公司ROE在基本稳定10%-11%。2022年来，能源保供背景下核电重要性凸显，2023年来无风险利率的下行导致市场对稳健型标的更为青睐，公司PB从2023年中的1.5提升至2.0（2023/3/11）。但即便如此，在2015-19年公司ROE从12.6%下降至9.6%的时期内，同期PB从接近4.0x下降至1.6x，剔除牛市影响，公司因为缺乏股息率的保护，所以ROE即便是小幅波动，PB降低的趋势也非常明显。

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对比神华和陕煤的走势也可以明显发现：1）当股息率-无风险利率较低甚至为负数，PB跟随大幅波动；2）当股息率的保护伞足够，PB的波动幅度会明显小于ROE（例如神华2016-20）。因为2023煤价下跌，两家煤炭公司业绩都不可避免下滑趋势（参考神华业绩预告与过去6个月Wind两家公司一致预期均显示市场预期2023年业绩不会有正增长），但是因为神华煤电一体化的布局，其业绩稳定性更强（Wind一致预期2023年神华归母净利润下滑12%vs陕西煤业下滑35%），所以前者在2023年ROE下行期间PB并未受到太大影响。

红利背景下探索电力公司PB的合理区间

2023年来，高股息相关板块及个股表现较好，截至2023/3/11以长江电力/华能水电为代表的水电公司PB已经超过3.0x，中国核电等核电运营商已经超过1.8x接近2.0x，火电公司浙能电力/申能股份PB已经超过1.0x，华电国际超过1.7x，火电龙头华能国际已经明显超过2.6x。电力作为公用事业基本面的稳健型叠加高分红预期，究竟可以带动公司PB达到什么水平？我们试图在分红率、ROE、无风险利率之间寻求一个相对量化的联系。

（具体测算结果请见研报原文）

其中测算的相关假设如下：

1) 所有数据更新到2023/3/11，十年期国债收益率2.2825%作为无风险利率的象征；

2) 长江电力因其盈利稳定性高，所以市场对其回报率要求低，其他水电/核电公司或国电电力等公司的水电业务在此基础上根据盈利模式的差异给予要求回报率的溢价（相当于估值折价）；

3) 对于纯火电，我们用陕西煤业的股息率和估值作为参考，考虑煤炭股波动较大，息差取95分位范围（为了剔除异常值）；

4) 对于煤电一体化的公司国电电力（母公司国家能源集团煤炭资源丰富，根据2022年关联交易完成公告上市公司向国能集团采购燃料占2022成本端燃料采购的77%），我们以中国神华的估值水平作为测算的出发点，考虑煤炭股波动较大，息差取95分位范围（为了剔除异常值）；

5) 本文以中国无风险利率给相关港股定价时，相当于考虑大陆投资者通过沪港深交易港股，对红筹股的股息率考虑额外红利税的折价10%（假设保险等资金持股12个月以上可以豁免沪港深通道的20%所得税），并对单日成交量较小的公司给予响应流动性折价;

6) 因为Wind显示的A股PB（LF）的分母采用归属于普通股股东的净资产=归母净资产-永续债/优先股/可续期债券等其他权益类工具，所以全文ROE和PB统一按照该口径测算，ROE分子和分母均采用归属于普通股股东利润/归属于普通股股东净资产;

7) 大部分上市公司的分红口径为可供分配利润，关于此定义各家有所不同，我们保守起见假设这些公司原则上需要在归母净利润的基础上提取盈余公积，再减去其他权益类资产的优先利润分配之后，最后才能按照承诺比例给普通股股东分红;

8) 未来的业绩增速、ROE、分红率等财务数据来自华泰证券研究所公用环保团队预测。

我们也将自己的测算与公司实际历史PB区间做了对比，大部分火电公司测算的估值范围都显著窄于历史均值，盈利模式变化后火电有潜在估值更稳定的机会。

水电

2014年来，水电行业的ROE趋势性下行（从2014年的14.8%到2022年的9.2%），这里面有存量水电公司资产负债率下行导致ROE下行的因素（长江电力、桂冠电力、黔源电力、甘肃能源、湖南发展等），也有新项目投产拉低整体ROE和水电市场化降价的因素。同期，水电公司整体分红比例从34.9%提升至72.5%，大幅抵消了ROE下降的负面影响；水电行业在十年期国债收益率从4.2%下降到2.8%的背景下，PB从0.9上升至1.9。

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但是我们不能忽视水电行业的估值上升速度依然高于DPS增长速度，所以2014-22股息率持续下行（从5.3%下降至3.4%），导致行业股息率相比无风险利率的息差从114bp下降至60bp。息差的收窄一方面反映了市场对水电资产稳定盈利模式的预期，一方面可能也是投资标的资产荒的结果。同时，我们要结合成长性考虑投资者的整体回报，成长潜力高的公司股息率要求相对会更低。对3家公司长期成长性的测算沿用我们2023/12/20的报告《公用事业:展望2035水电“钞”能力》。

我们以水电龙头为锚建立水电公司PB合理范围的测算。上文我们分析过公司自2017年下半年以来股息率与10年期国债到期收益率之间的息差，我们以该息差作为范围，测算无风险利率对公司2024年PB的影响，其中2024年ROE来自我们最新盈利预测，70%分红假设来自公司章程。

在我们2023/9/24报告《核电：从DCF视角看估值提升空间》中测算得到的公司估值空间，与本文我们的测算也相对一致。

我们用类似的方法测算了其他两个公司的PB合理区间。

（具体测算结果请见研报原文）

核电：估值处于合理范围中枢，盈利模式vs水电的折价敏感性高

核电不同于水电（大机组投产带来的脉冲式装机增长），2019年三代核电审批重启后每年均有常态化的新机组得到核准，这也带来了全国核电产能2024年后明显加速（建设期5年以上）。所以对水电公司我们必须平滑处理，所以采取拉长周期（到2030）的利润CAGR作为估值的参照，核电我们可以用2024-25的Wind一致预期比较要求的回报率。

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我们认为核电相比水电最明显的缺陷在于它成本端需要采购铀原料，所以我们对核电的要求回报率要更高。考虑每发一度电所需铀原料/度电净利润（中国核电2023年实际数据24%，历史基本稳定），我们给予其风险折价30%（相当于回报率要求溢价30%），并对24%-30%区间内的风险程度做敏感性测算。对于中国核电，因为其业务中包含新能源，所以我们在单独测算一个核电的合理PB区间后还要考虑新能源（用当前三峡能源的PB）综合得到公司整体合理PB范围。其中，我们对核电部分的PB测算考虑的是核电部分的分红比例，也就是=（公司整体的分红-新能源子公司中核汇能对中国核电上市公司的分红）/核电部分的利润，其中中核汇能的分红比例参考公司债券募集书中的2022vs2021未分配利润测算。

核电商业模式相对水电的折价系数在估值中非常敏感，在30%的假设下，盈利模式折价比例减少2pct，估值范围的中值会提升幅度达28%，所以如何认知核电成本端燃料波动是决定其与水电估值差异的核心矛盾。

在我们2023/9/24报告《核电：从DCF视角看估值提升空间》中测算得到的结果，与本文我们的测算也相对一致。从后续常态化审批角度研究对核电价值的提升，我们预计每投产一台120万千瓦三代机组平均带来的内在价值增厚为148亿元。

火电：盈利模式的变化还未充分反映在估值中

复盘火电股的股价与煤价的关系，2021年至今历经多轮变化，我们的核心观点是：在电改背景下火电的盈利模式逐步稳定，伴随煤价在合理区间内波动幅度收窄，火电的逆周期属性正在逐步减弱。

1. 本轮煤价上涨始于2021年：2021/1/21之后煤价随着冬储的完成季节性回落，并于当年元宵节2021/2/26见底反弹；但是煤价的底部位置564元/吨仅略低于当时的长协价格576元/吨，明显高于发改委彼时的基准煤价535元/吨，此后就开启了长达一年的上升通道，煤价的强势超出市场预期，火电开始出现亏损，倒逼电价政策变化：国家发改于2021/10/11发布1439号，将电价上限由基准上浮10%提升到20%。

2. 2022年来，煤价维持高位，即便电价顶格上浮20%，火电企业也依然面临较大幅度亏损，发改委在2022/2/9、2022/3/18、2022/5/1多次召开会议或出台相关政策监管煤炭长协签订比例、履约执行情况、配套运力和销售政策等，希望保障电煤供应量与价格；按照有关规定，煤炭中长期合约应覆盖电煤采购的80%以上，随着政策要求逐步严格，现货煤价对煤炭企业的收入和火电企业的成本端影响逐渐减弱。

3. 2023年来，随着煤价高位回落，火电股在1H23获得显著超额收益，随着煤价反弹及电价下降预期开始发酵，火电股2023年6月之后回落。下半年来，1）容量电价政策的落地，2）辅助服务政策的出台，3）电力现货市场逐步推广，火电盈利模式中受“电价vs煤价剪刀差”决定的利润占比减少，火电股价逐步脱离煤价的逆周期牵制，更在2023/10/12后与煤炭板块一起走出了与煤价关联不大的独立上涨行情。

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火电股价近期已经与煤价脱钩

根据过去3年的股价复盘，我们不难发现如下几个规律：

1) 在煤价明显高于火电可以获得正常回报的阈值（方点虚线）时，火电走势与煤价高低无关，此时市场判断这种状态不可持续，反而会博弈政策干预。例如2021年3月-7月煤价上涨，超过基准电价上浮10%可以承受范围；2022年上半年煤价再次上涨，进一步超过最新电价（基准电价上浮20%）可以承受范围；2022年底因水电出力偏枯，煤价第三次快速上涨，此时火电成本端即便80%煤炭采购严格按照年度长协价格结算，基准电价上浮20%，因现货煤价过高火电也无法盈利。

2) 当煤价趋势性上涨超过或者下跌突破煤价阈值时，火电盈利（或亏损）空间开始出现，此时煤价与火电呈现高度负相关。例如2021年2-3月煤炭需求淡季，2021年10月-2022年1月发改委连续发声敦促煤价回归合理区间（2021年10月19日发改委声明将充分运用价格法规定的一切必要手段，研究对煤炭价格进行干预的集体措施），2022年6-7月煤炭需求淡季，2023年上半年进口煤和弱需求叠加促使煤价回落，煤价下跌给火电股带来明显的超额收益，火电指数和煤炭指数走势相背。

3) 历年下半年股价开始反映新一年电价长协谈判时，煤价与火电股呈现高度正相关。2021年8-9月，煤价上涨火电边际出现明显亏损，难以完成夏季保供，涨电价舆论较多，此时煤炭现货价格、煤炭股、火电股一起上涨；2022年8-9月，2023年7-10月，电价年度长协进入谈判时间窗口，煤炭现货价格、煤炭股、火电股波动趋势一致。

4) 2023年10月以来，现货煤价持续在长协煤价和阈值煤价之间波动，过去300天煤价波动幅度不超过250元/吨，在一系列电该政策稳定火电回报率及市场对红利资产青睐的背景下，火电股和煤炭股都走出了明显超额收益，且火电和煤炭相对上证的超额收益率相关性高达96.5%。

电改背景下火电盈利模式的转变会加强ROE稳定性

本次冲刺上市，强达电路计划募资6亿元，其中，4.8亿元将用于南通强达电路科技有限公司年产96万平方米多层板、HDI板项目，另外1.2亿元用于补充流动资金项目。2023年3月31日，强达电路上会并顺利通过。

一品红药业股份有限公司全资子公司广州一品红制药有限公司收到国家组织药品联合采购办公室的违约通知书。在一品红制药参与的第七批国家组织药品集中带量采购盐酸溴己新注射液投标中，出现了违反《全国药品集中采购文件》(文件编号:GY-YD2022-1)17.4条款的情况，需按采购文件约定承担责任并赔偿采购方损失266,443,608.00元。一品红制药将全额退还损失金额。该违约事件对公司财务的具体影响待定，最终结果将以审计为准。公司已采取整改措施，并将持续关注事态发展，履行信息披露义务。投资者应注意投资风险。

传统模式下，火电作为发电资产，即便是电价充分市场化，但是年度长协占比较高（中央发改委要求占比80%以上），年度电价谈判结束后，当年利润主要取决于煤价波动，所以火电逆周期属性明显。煤炭作为资源品，煤价上涨时涨幅可能很大，但是下跌时价格底部不可能明显跌破边际成本；而火电的盈利模式类似于看跌期权，盈利顶部有限，亏损可能很大，所以虽然火电股和煤炭股同受到煤价驱动ROE波动较大，但是2000年至今申万火电指数平均P/B（LF，下同）为2.0x，而同期申万煤炭指数PB有2.7x。

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新型电力系统背景下，国家能源局（2024年1月25日）提出“容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制”，高度概括了煤电未来盈利模式的发展方向。随着容量电价政策的正式出台（2023年11月10日），辅助服务相关政策逐步落地（2024年2月8日），宣告煤电从发电机组向调节性电源的转型进一步加速，未来煤电的盈利模式将逐步淡化“煤价vs电价”的逆周期属性，公用事业属性逐步增强。

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按照当前容量电价政策规定（330元/千瓦，2024年政策施行初期大部分省份先给予100元/千瓦），参照华能国际1H23的辅助服务收入比例，我们推算（同样以前文的冀北120万千瓦电厂为例）火电从发电机组向调节性资源转变的过程中：1）随着火电利用小时从当前的4000以上下降到2000，电量收入占比会下降到60%左右；2）只要辅助服务收入可以覆盖额外的调节性成本（盈亏平衡），电量电价的利润可以下降到20%以下，且随着利用小时下行进一步下降，火电ROE可以在7%左右相对稳定。

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入炉煤价波动收窄，电力市场交易可以保障火电长周期度电盈利回归均衡水平

2022年发改委对煤炭销售下发了历史最严格的长协和现货监管政策。2月国家发展改革委分别印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》和《关于做好2022年煤炭中长期合同监管工作的通知》，上调长协基准价至675元/吨，合理区间为570-770元/吨，并且首次明确晋陕蒙等地坑口煤长协价合理区间。随着政策严控下长协签约比例的增加（2024年要求80%以上），更重要的是伴随现货煤价逐步接近长协价格，带动长协合同的履约率明显提升，我们判断火电入炉成本的稳定性会进一步增强。

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同时，当前的火电已经初步完成了市场化定价；换言之，现货煤价只要在1050元以内（假设80%长协，此时电价顶格20%上浮对应火电度电2-3分的盈利）波动，每年底次年初火电企业都可以通过年度长协谈判获得合理利润。这一合理利润第一次得到验证就是在2023年底到2024年初的电价谈判，前两年因为煤价高企电价顶格上浮20%都难保火电企业盈利，2024的年度长协电价是历史上第一次集中体现了各方所能接受的火电均衡利润（平均值在2-3分/度），对应正常火电厂ROE在6%-10%的范围内（倘若负债率较高或历史减值较多可能ROE更高）。

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煤电公司的合理PB测算

用类似以上方法我们测算火电公司的合理PB范围，其中主要的假设为：

1) 纯火电公司以陕西煤业作为回报率参照，煤电一体化公司（国电电力煤炭采购来自集团占比较高）以中国神华要求回报率作为参考；

2) 纯火电业务增速参考浙能2024-25火电华泰预测利润增速，煤电一体化公司参考国电电力华泰预测利润增速；

3) 新能源PB参考三峡能有（A）龙源电力（H）现有估值，核电估值参考中国核电的核电部分测算PB范围；

4) 考虑火电和煤炭业务的差别：煤价波动在可控范围内，火电可以通过电价的市场化交易传导成本端波动回到合理回报水平，我们测算2022年（电价开始允许上浮20%）至今，煤价超过电价覆盖范围的区间概率为23%，我们以此作为火电公用事业vs煤炭回报率要求的折价，煤电一体化公司仅按照净火电比例测算溢价；

5) 很多火电公司业务较多，我们按照净资产的分部比例（依据公司披露数据的口径华泰预测）加权平均得到整体合理PB范围；

6) ROE/PB/分红等都剔除永续债/可续期债券考虑；

7) ROE和分红比例参考公司章程（华能）/华泰预测，并在此基础上做敏感性分析；

8) 陕西煤业和中国神华的息差采用2021年至今的波动范围（2021年后两家公司的股息率和估值与无风险利率呈现明显相关趋势，报告第一部分有具体描述和图表）

因为核电子公司分红率较高（一般情况下项目子公司无扩产计划分红率接近100%），所以即使浙能电力上市公司分红50%，其火电部分分红比例可能不到40%。我们根据公司披露的重要参控股子公司财务数据测算其核电净资产占比，并参考中国核电的核电部分估值（浙能电力目前参股所有存量核电项目均为中国核电控股）进行综合估值。其中，纯火电的估值与“市场认可火电电价具有成本传导能力，长周期可以回归均衡利润中枢”这一假设敏感性较高。

参考新能源龙头公司三峡能源的分红率（2022年30%）我们测算华能国际在上市公司分红50%的情况下，火电利润分红比例。参考三峡能源和龙源电力H的估值进行综合估值。

华电国际的新能源利润全部来自参股子公司华电新能，后者公开发布过招股说明书，按照其分红率（2022年15%）我们测算华电国际在上市公司分红40%的情况下，火电利润分红比例。参考三峡能源和龙源电力H的估值进行综合估值。

假设新能源业务分红比例30%（与华能国际类似），水电/核电业务100%分红，我们测算国电电力在上市公司分红50%的情况下，火电等业务分红比例。参考三峡能源的估值进行综合估值，测算公司合理PB上限对应当前估值的上行弹性。湖北能源也因为其水电较多，我们测算上行空间和下行空间。

（具体测算结果请见研报原文）

风险提示

1） 煤价大幅波动：我们对火电根据分红测算的前提是盈利稳定性，同时给与火电盈利模式相对煤炭溢价的来源也是基于电价可以有效平抑煤价波动，但是目前电价上下浮动区间被政策限定在20%，所以煤价大幅度波动会影响我们的估值测算基础。

2） 测算结果与实际偏差风险：我们的测算对未来盈利和分红通过大量参数进行了假设和推算，均与可能与实际情况存在一定差异，最终可能导致测算结果与实际不符。

3） 资产负债率压力和新增资本开支导致分红低于预期：部分公司还有较大的新增产能压力，例如核电和需要投资新能源的电力公司，或有降低资产负债率的要求，两种情况均有可能导致分红低于预期；换言之我们在测算中没有考虑潜在融资摊薄的影响（除了华能水电已经公告的增发预案）。

4） 来水不及预期：我们对2024年基本假设各水电站回到多年平均或以往正常年份利用小时数水平，且至2035年基本假设利用小时维持2024年的水平（除了长电2025年额外考虑乌白增发效应体现）），但来水具有极高的不可预测性，若遇上来水偏枯年份，当年水电公司盈利可能低于我们的测算值。

相关研报

研报：《量化测算红利电力估值风险收益空间》2024年3月12日

王玮嘉 S0570517050002 | BEB090

黄波 S0570519090003 | BQR122

李雅琳 S0570523050003 | BTC420

胡知 S0570523120002

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