近期，市场提高了对逆周期火电板块的关注度。今年以来，动力煤价格走低预期持续强化，火电企业燃料成本降幅很可能超预期，进而带动企业盈利改善。考虑到火电板块市净率仅1.03倍，距离历史最低估值0.96倍仅一步之遥。在市场萎靡背景下，火电板块具有较高防御价值。

火电板块关注度持续走高

　　供需影响下煤价回落是当前火电投资的核心逻辑。供给方面，煤炭行业供给侧改革至今已有3年多时间，行业先进产能正逐步释放。数据显示，今年上半年，山西、内蒙古煤炭产量增速分别达到8.7%、9.2%，全国同期增速为2.6%。整体看，下半年煤炭供给大概率保持宽松格局。与此同时，年初以来进口煤价差也在持续扩大，一定程度上对国内煤价形成压制。

　　需求方面，近七成动力煤消费来源于火电。今年受厄尔尼诺影响来水较多(上半年水电发电量同比增11.8%)，同时经济下行全社会用电需求偏弱(上半年全社会发电量同比仅增3.3%)，导致目前沿海六大电厂仍有较高库存，近期煤炭价格呈现旺季不旺特征。随着气温逐渐下降，民用支撑力度将大大降低，年底前煤价大概率持续回落，进一步推动火电企业利润释放。

　　除成本端影响外，对电力企业而言，影响较大的因素还有利用小时数和上网电价。其中，上网电价对企业利润的影响更大。今年4月增值税税率下调后，有助于提升火电企业的不含税电价，促进盈利改善。同时，考虑到大部分省区目前已完成年内降电价的任务，除浙江外，其余省份均未下调火电标杆电价，判断明年两会前无需担忧火电降价风险。

长期需防范电价下行冲击

　　短期成本下行叠加电价稳定，火电板块的确定性毫无疑问，然而市场主流观点却大多忽略了火电上网电价的长期下行风险。

　　成本方面，煤炭价格大概率维持底部震荡。今年以来，中央多次强调“住房不炒”，房地产发动机“偃旗息鼓”，叠加考虑煤炭行业先进产能的释放，预计动力煤价格的回落会持续较长时间，有望逐步进入发改委要求的“绿色区域”(500元-570元/吨)，从而实现火电企业与煤炭企业之间利润的合理分配。

　　然而从电价看，竞价上网是悬在火电企业头上的达摩克利斯之剑。在2017、2018年电煤价格居高不下的情形下，2018年和2019年仍连续两次下调销售电价，曾经的“煤电联动”机制早已名存实亡。近年来，在电力改革的大趋势下，竞价上网逐步得到落实，约四成经营性用电已实现市场交易，比如华能国际上半年市场电占比就达47.05%，6月发改委还通知，要求全面放开经营性用电的市场化交易。在不同种类电源同台竞争的背景下，火电显然并不具备水电与核电的成本优势，因此长周期恐面临一定的降价压力。

　留意业绩有望超预期品种

　　国内五大发电集团旗下上市的火电公司主要包括：华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力以及上海电力。目前行业市净率已处于历史最低水平，华能国际和华电国际两大火电龙头的港股分别仅0.65倍、0.55倍。从历史经验看，在火电上一轮景气周期(2013-2015年)，两大龙头市净率都突破了1.5倍的水平，如此大的弹性也吸引了众多机构布局。

　　对华能国际而言，目前公司权益发电装机容量93755兆瓦，其中火电装机占比83.5%，是上市公司中装机容量最大且最纯的火电标的。以2018年为基数，公司净利润对电价(+1分/度)、煤价(-10元/吨)、利用小时数(+1%)的敏感度分别为+60%、+20%、-5%。中报显示，公司上半年归母净利润同比增长接近80%，改善迹象明显。按照去年通过的分红承诺(2018-2020年每年净利润分红比例不低于70%)，以及目前市场上60亿的盈利中枢预测，预计H股股息率将达4.5%，A股股息率也将超过4%，A/H股市盈率分别为18/15倍。同时作为一个重资产公司(资产负债率超过70%)，华能未来还将享受财务费用与资本开支持续下降带来的利润弹性。

　　除全国性火电龙头外，考虑到后续全国电力供需格局分化，以及年底蒙华铁路的开通，区域煤炭市场将产生分化，长源电力、内蒙华电、皖能电力等区域性火电龙头是可能的受益对象。

　　其中，蒙华铁路的投产最为利好长源电力。公司目前华中地区的煤炭需求主要依赖“海进江”的方式，即煤炭在华北下海，经海轮运输然后在长江口的港口完成接驳，最后再用江轮的方式运输到沿江消费地。公司机组毗邻蒙华铁路，预计开通后煤炭运输成本有望降低60元-100元/吨。公司近期交出一份亮丽中报，预告显示上半年净利润同比增长852%-1101%，侧面印证了火电反转的逻辑。