本报告导读：
市场对煤电容量电价存在三大认知误区，容量电价有望驱动煤电资产价值重构。
投资要点：
投资建议：维持“增持”评级。市场对煤电容量电价存在三大认知误区，容量电价有望驱动煤电资产价值重构，推荐存量煤电资产价值有望超预期的火电行业标的：国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电、粤电力A、申能股份，受益标的华润电力、中国电力、广州发展。市场认知误区一：国内已有电力辅助服务市场，无需进行容量补偿机制建设。电力辅助服务市场与容量补偿机制针对的并非电力系统的同一问题。前者主要用来解决电力系统短期灵活性问题，而后者是为解决电力系统长期充裕度问题。我国迎峰期间部分区域电力保供形势依旧严峻，我们预计“十四五”期间我国非火电可控电源增量供应能力有限，发挥煤电机组调节能力仍是满足电力平衡最为现实可行的路径。在稀缺定价机制缺位的我国电力市场，传统的“电量电价”定价机制已无法保障煤电机组的合理利润率，亟需容量充裕性机制（容量电价）来保障其顺利向调节型电源转型。参考海外经验及国内实际情况，我们认为容量补偿机制是现阶段发挥我国煤电调节能力的最佳方式。市场认知误区二：容量补偿机制仅为电源侧“存量博弈”。我们认为未来我国煤电容量补偿成本必然将向下游用户传导（未理顺成本传导途径的容量补偿机制对促进投资、保障电力系统长期充裕度的作用十分有限）。参考海内外及其他调节性电源容量补偿经验，我们预计未来国内容量补偿机制建设具备以下特点：1）电力供需紧缺及现货市场开展进程较快的省份更有动力开展煤电容量补偿；2）从补偿标准来看，由于不同省份电力市场特征及下游电价承受能力不同，省份间容量补偿标准将有明显差异；3）从费用收取来看，容量补偿费用将向下游用户传导，以保障原有煤电机组合理收益率并鼓励新增必要的煤电机组投资。
市场认知误区三：仅关注煤电机组回报率提升幅度。我们认为容量电价对于煤电机组的意义不在于盈利水平的抬升，而在于盈利稳定性的优化。我们认为：1）我们测算各省下游参与市场化交易的电力用户对容量补偿电价的承受上限在0.06-0.14元/千瓦时区间，该水平下大部分省份能够承受可以覆盖煤电机组固定成本的容量补偿价格；2）煤电作为公用事业，我们预计容量补偿机制出台后其ROE水平并不会大幅提升，但ROE稳定性将显著增强；3）参考历史复盘经验，某类资产ROE稳定性增强后其二级市场估值中枢有望明显提升。 风险因素：新能源装机进度低于预期，上网电价低于预期，煤价涨幅超预期，电力市场化推进低于预期等。
1. 投资建议：容量补偿渐行渐近，煤电迎来价值重估市场对煤电容量电价存在三大认知误区，容量电价有望驱动煤电资产价值重构。市场认知误区一：国内已有电力辅助服务市场，无需进行容量补偿机制建设。电力辅助服务市场与容量补偿机制针对的并非电力系统的同一问题。前者主要用来解决电力系统短期灵活性问题，而后者是为解决电力系统长期充裕度及灵活性问题。市场认知误区二：容量补偿机制仅为电源侧“存量博弈”。我们认为未来我国煤电容量补偿成本必然将向下游用户传导（未理顺成本传导途径的容量补偿机制对促进投资、保障电力系统长期充裕度的作用十分有限）。市场认知误区三：仅关注煤电机组回报率提升幅度。我们认为容量电价对于煤电机组的意义不在于盈利水平的抬升，而在于盈利稳定性的优化。参考历史复盘经验，煤电资产ROE稳定性增强后二级市场估值水平有望抬升。推荐存量煤电资产价值有望超预期的火电行业标的：国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电、粤电力A、申能股份，受益标的华润电力、中国电力、广州发展。
2. 市场认知误区一：已有电力辅助服务市场，无需容量补偿机制
2.1. 容量补偿机制用于解决电力系统长期问题
容量电价机制与辅助服务市场针对电力系统的不同问题。对于容量电价机制，一种市场常见的认知误区为：电力辅助服务市场与容量电价机制所起到的作用类似，在目前已经有了电力辅助服务市场的情况下，已无需再开展容量电价机制建设。实际上两者针对的并非电力系统的同一问题。容量电价机制是为解决电力系统长期充裕度问题，而电力辅助服务市场主要用来解决电力系统短期灵活性问题。
容量电价机制用于解决电力系统长期充裕度问题。碳中和背景下，以新能源（出力具有随机性、波动性）为主体的新型电力系统长周期维度对系统充裕度提出了更高的要求，电力系统必须保证在满足最大用电高峰时留有充裕的电源容量以应对突发事件并保证电网安全。容量电价机制的目的在于保障及支撑合理的调节性电源装机量，以保障电力系统长期充裕度。
电力辅助服务用于满足电力系统瞬时平衡性与安全性。电力辅助服务主要是为了满足电力系统瞬时平衡性与安全性。据国家能源局《电力辅助服务管理办法》：1）电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行、保证电能质量、促进清洁能源消纳，由电力系统各主体所提供的各类服务；2）电力辅助服务种类主要包括：有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。
2022年迎峰期间部分区域电力保供形势依旧严峻。2022年全国21个省级电网用电负荷创新高，迎峰度夏/度冬期间区域电力供需紧张情况时有发生：1）2022年7~8月份华东、华中区域电力保供形势严峻，多省份接连发布有序用电方案；2）2022年12月云贵等少数省份电力供需形势较为紧张，对部分高耗能企业实行限产管理。
区域性“限电”本质原因在于电力供需逐渐紧。我们认为气候因素扰动（2022年丰水期来水偏枯、迎峰度夏期间极端高温、12月寒潮来袭等）仅为区域性电力供需紧张的直接原因，其本质原因在于“十三五”以来我国整体电力供需形势从宽松逐年转为偏紧：1）“十三五”以来可控装机容量（火电、核电、部分水电）增速放缓；2）我国用电负荷波动较大的第三产业与居民生活用电占比持续提升，电力需求波动放大。
“十四五”期间我国非火电可控电源增量供应能力有限。根据中电联《中国电力行业年度发展报告2022》预测，到2025年全国全社会用电最大负荷为16.3亿千瓦，较2021年新增4.4亿千瓦。以增量角度判断，我们预计2022-2025年新增实际累计非火电可控电源供应能力（含储能）在夏季/冬季分别为1.1/1.0亿千瓦，远低于同期最大用电负荷增速。
发挥火电调节能力是解决“十四五”电力供需缺口的必经之路。2022年1月国家发改委、能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》提出：在电力安全保供的前提下，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。从电力平衡视角，由于核电及抽蓄等可控电源工期较长、新型储能成本仍处于较高水平，我们预计“十四五”期间发挥火电特别是煤电机组的调节能力仍是实现电力高峰期瞬时电力平衡最为现实可行的路径。
“电量电价”机制下煤电亏损严重。据中电联，2022年前三季度全国煤电机组亏损总额接近950亿元，同期火电行业上市公司归母净利润仅66亿元（含火电转型公司绿电业务利润）。我们测算23家火电及转型上市公司发布2022年业绩预告/快报（截至23年1月底）合计归母净利润-79.4亿元，连续两年严重亏损。针对煤电企业严重亏损的情况，中电联建议建立更多维度的上网电价形成机制，推进容量保障机制建设。
经济性存疑，煤电投资意兴阑珊。在电力供需存在缺口的情况下，政策已逐步推动煤电核准加速。据北京大学能源研究院统计，2022年新核准煤电装机容量达到65 GW，是2021年核准规模的3倍。但在煤电投资经济性存疑的情况下，电力企业投资积极性较低，据南方能源观察公众号，由于看淡煤电发展前景，部分电力企业投资煤电机组意愿相对并不强。
现有“电量电价”机制无法匹配煤电定位转变，亟需“容量电价”激励煤电投资。在碳中和背景下，我们认为在煤电机组定位从基荷机组向调节性机组转变过程中，其利用小时数下降将是不可避免的确定性事件，我国传统的“纯电量电价”定价机制已无法保障煤电机组的合理利润率，亟需容量充裕性机制（容量电价）来保障其顺利向调节型电源转型。 容量电价政策呼之欲出。2022年1月《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出完善电力应急保供机制，通过容量成本回收机制等实现合理经济补偿。2022年11月《电力现货市场基本规则》（征求意见稿）亦提出各地按照国家要求并结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。我们认为在当前完善电力保供机制及现货市场建设加速的时间节点，全国性容量电价机制政策出台已是呼之欲出。参考国外经验，典型的电力容量补偿机制主要包括：稀缺定价机制、容量市场机制、容量直接补偿机制。稀缺定价需要用户对电价有较强的承受能力，与我国现状不匹配。稀缺定价机制是指在电能量市场中设置上限极高的稀缺价格（不单独设立固定投资回收机制），发电企业通过在供应紧张时段的短时极高电价来回收投资成本。由于稀缺定价机制下电价完全由供需决定，可能造成用户侧电价波动较大。我国电价政策基调以稳定为主，我们认为稀缺定价机制潜在的用户高电价风险波动风险不适用于我国国情。
容量市场对电力市场发展程度要求较高，需要较完善的制度基础。容量市场机制是将机组可用装机容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格。容量市场机制的优势在于：1）容量市场的独立性能够避免电量市场价格短期波动对容量价格的影响；2）长交易周期可以有效指导电站进行长期容量投资规划。但其劣势在于交易机制复杂、运营要求高，且需要与较完整的电量市场相配合。目前我国电力市场改革仍处于初级阶段，我们认为现阶段尚无法满足建立容量市场的客观条件。
容量补偿机制由监管机构预先直接对容量进行定价补偿。容量补偿机制一般是由政府或特定机构直接制定容量补偿价格，向提供容量的相关发电企业支付容量补偿费用以帮助其回收固定成本并获得合理投资收益，容量补偿费用一般由电力用户分摊。目前主要采用这种方式的地区包括智利及西班牙等国家。
容量补偿机制更适用于我国电力市场。我们认为容量补偿机制相对于其他两类容量价格机制更适用于我国国情：1）容量补偿机制实际实施简单易行，在我国现行的电力市场制度下也能够迅速推广；2）容量补偿价格相对固定，不会引起用户侧电价的大幅波动，且监管机构的介入也能保证用户用电成本在社会可承担范围内。
3. 市场认知误区二：容量补偿机制仅为电源侧“存量博弈”
参考历史经验，容量补偿机制绝非电源侧“存量博弈”。部分市场投资者认为：煤电容量补偿机制即使出台，也是电源侧存量博弈，“羊毛出在羊身上”，成本无法向下游电力用户传导。我们认为未来我国煤电容量补偿机制必然将向下游用户传导（未理顺成本传导的容量补偿机制对促进投资、保障电力系统长期充裕度的作用十分有限）。
3.1. 煤电容量补偿加速推进，费用将向下游传导
结合国内外容量补偿机制发展经验以及我国电力市场现状（具体内容详见3.2~3.4部分），我们预计未来我国煤电容量补偿机制或将呈现以下特点：
煤电容量补偿机制建设有望加速，费用向下游传导。1）从整体来看，我们预计电力供需趋紧背景下煤电容量补偿机制有望在全国范围内开展；2）从结构来看，电力供需紧缺及现货市场开展进程较快的省份更有动力开展煤电容量补偿；3）从费用收取来看，容量补偿费用将向下游用户传导。各省容量补偿金额或有明显差异，标准确定后维持相对稳定。在容量补偿金额方面，我们预计：1）由于不同省份电力市场特征及下游电价承受能力不同，不同省份间容量补偿标准将有明显差异；2）各省容量补偿标准初步确定后，将在中长期内维持相对稳定，以保障原有机组合理收益水平并鼓励新增必要的煤电机组投资。
结合各省对容量补偿机制的迫切程度、电力现货市场进度及下游承受能力等因素，我们推测：1）第一批现货试点部分省份（四川、浙江、广东、山东、福建、青海）；2）2023年电力供需紧张省份（河北、湖南、重庆、江西、安徽、云南）有望在煤电容量补偿机制建设中居于领先位置，相关省份煤电机组或有望率先受益。3.2. 海外经验：智利容量补偿机制与现货市场同步建立智利容量补偿机制与电力现货市场同步建立。智利容量补偿机制起步较早，1982年智利政府颁布《Ley General de Servicios Eléctricos》从发电、传输、销售三个方面建立了全面的电力现货市场，在现货市场成立的同时配套容量补偿机制以满足电力市场发展。智利容量补偿机制保障顶峰电力供应。据Galetovic《Capacity Payments in a Cost Based Wholesale Electricity Market: The Case of Chile》：1989~2007年智利容量补偿费用在6~10美元/千瓦·月区间，容量费用收入约占电力市场总收入的17%。容量补偿机制下智利顶峰电力需求得到了较好的满足，1989~2007年智利可用容量始终超出同期顶峰负荷电力需求（1989~2007年智利平均可用容量超出顶峰负荷30~40%）。
容量补偿机制有利于电力系统整体电价下行，煤电收入增加。Galetovi根据1989-2008年智利电力市场数据测算，包含容量补偿的电力交易市场相较于单一电量市场：1）电力系统年均总收入22亿美元，较单一电量市场+1.3%，其中煤电机组平均年收入上升；2）电力系统单位价格为0.0616美元/千瓦时，较单一电量市场-18.2%，系统单位成本大幅下降；3）电力系统单位价格标准差0.0621美元/千瓦时，较单一电量市场-66.5%，电价波动性明显下降。
3.3. 国内经验：抽水蓄能及部分气电已建立容量补偿机制3.3.1. 气电容量补偿由各省自主确定，标准高低不一气电容量补偿亦诞生于经营困难期。我国由于天然气资源较为匮乏，天然气价格长期偏高，气电机组由于燃料成本较高在纯电量电价市场中竞争力较弱。据王文飞等《我国两部制电价制度对天然气发电企业盈利能力的影响》，我国大部分地区燃气发电上网电价由各地价格主管部门确定，并报国家发展和改革委员会审批。2012年在天然气价格居高不下的背景下，上海市首先推出两部制电价缓解燃气机组经营压力。
各省容量电价自主确定，金额差异较大。截至2023年2月，我国已有上海、江苏、浙江等多省市实行气电容量电价，在一定程度上缓解了气电机组的经营压力。从各地区现有气电容量电价执行情况来看，纵向来看容量补偿金额一经确定后变动幅度较小，但横向对比各省份容量补偿金额有较大差异。
3.3.2. 抽蓄核定统一项目收益率，理顺成本传导机制2021年前我国抽蓄价格政策经历两个阶段：1）2014年之前抽蓄电站由电网统一运营或租赁运营，并未实行独立价格机制，其电价成本纳入电网购销价差中疏导；2）2014年国家发改委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》规定抽蓄实行两部制电价，但对抽水蓄能电站产生的费用如何疏导仍无明确规定，在一定程度上制约抽蓄电站发展。2021年明确将抽水蓄能容量电费纳入输配电价回收。2021年4月国家发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出：1）抽水蓄能坚持两部制电价，其通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，且该部分电费纳入输配电价回收；2）抽蓄电站投运后首次核定临时容量电价，在经成本调查后（资金内部收益率6.5%、40年回收期）核定正式容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。
3.4. 部分省份尝试煤电容量补偿机制，均向下游传导成本在煤电容量补偿机制方面，已有山东、云南等部分省份尝试开展不同类型的煤电容量补偿机制。山东为全国首个单独规定燃煤机组容量电价的省份。2019年6月山东省首次开展电力现货交易试运行，由于在试运行阶段发现参与启停的火电机组固定成本无法回收，2020年4月山东省发改委《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》(征求意见稿)首次提出：在容量市场运行之前，参与电力现货市场的燃煤发电机组试行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为0.0991元/千瓦时。
山东省明确容量补偿费用向用户侧收取。2020年6月《山东省电力现货市场交易规则(试行)》提出：1）综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素, 以容量补偿方式补偿发电机组固定成本，并明确可用容量的计算方式；2）发电容量补偿费用按照省发展改革委核定的容量补偿电价（元/度）向用户侧收取，每月结算一次。
引入深谷/尖峰系数，拉大各时段补贴水平。2022年3月山东省发改委《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》提出研究探索基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。随后山东省于2022年7月发文引入容量补偿电价峰谷系数、2022年11月发文引入深谷/尖峰系数，拉大峰谷价差。根据现行容量补偿制度，我们测算山东省不同季节不同时段容量补偿电价约在9.91~ 198.2元/兆瓦时区间。
青海向现货市场用户收取容量补偿电费。2022年11月青海省发改委《青海电力现货市场容量补偿实施细则（初稿）》规定：1）每年容量补偿电价根据前一年的系统年度总容量成本和市场用户年度总用电量测算；2）对参与电力市场的用户实际用电量收取容量补偿电费；3）容量补偿对象为直接参与青海电力现货市场竞价的火电机组、新能源场站和储能电站。云南设立燃煤发电调节容量市场，按照电源及用户需求分摊调节容量成本。2022年12月云南省发改委印发《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，提出：1）设立燃煤发电调节容量市场以及通过电力成本分担机制对燃煤发电企业成本进行合理补偿；2）试行期煤电参与规模为合格煤电机组（褐煤发电暂不参与）装机的40%，调节容量价格为基准（220元/千瓦·年）+浮动（±30%区间内）；3）按照电源、用户的需求分摊调节容量成本。
4. 市场认知误区三：仅关注煤电机组回报率提升幅度
投资者对容量补偿能否大幅改善煤电机组收益率存在分歧。市场对煤电容量补偿金额能否大幅改善煤电机组收益率存在分歧，部分悲观投资者认为下游用户能够承受的容量补偿电价较低，煤电机组实际能够拿到的容量补偿金额较低（对ROE改善作用亦微乎其微）；部分乐观投资者则认为容量补偿机制能够大幅提升火电ROE水平。
更应关注ROE稳定性提升下煤电资产的价值重估机会。我们认为对容量补偿金额过度乐观/悲观均不可取，与其关注容量补偿机制对煤电机组盈利绝对水平的提升究竟有多大（确定性低），不如更关注容量补偿机制对煤电机组盈利稳定性的优化作用（确定性高）。我们认为：1）多数省份下游能够承受的理论容量补偿上限可覆盖煤电固定成本；2）煤电作为公用事业，容量补偿机制出台后其ROE水平并不会大幅提升，但ROE稳定性将显著增强；3）参考历史复盘经验，煤电资产ROE稳定性增强后二级市场估值水平有望抬升。
4.1. 多数省份理论容量补偿上限可覆盖煤电固定成本
煤电固定成本对应容量补偿测算：我们测算典型煤电机组在单位造价3500元/千瓦、折旧年限20年、资本金比例30%、综合融资成本3.5%、利用小时数4000、点火价差为0的情况下，若使煤电机组满足0%/3.5%/4.9%/6.5%的资本金IRR情况下，单位煤电容量补偿需约406/470/500/531元/千瓦·年。山东容量补偿金额基本能够覆盖煤电固定成本。现行山东容量补偿电价0.0991元/千瓦时（暂不考虑峰谷价差系数），我们假设未来山东省电力市场建设成熟后：1）全社会用电量中70%电量参与市场化交易需支付容量补偿电费；2）电源端所有煤电机组均可获得容量补贴，且煤电可用容量占全部机组可用容量的90%。根据假设条件我们测算山东省煤电机组可获得容量补偿金额约为400元/千瓦·年，我们认为山东省现行容量补偿机制基本能够覆盖煤电机组固定成本。400~500元/千瓦·年或为各省煤电容量补偿上限。我们认为由于煤电机组不是清洁电源，在进行容量补偿金额测算时难以获得类似抽水蓄能电站的高资本金内部收益率（6.5%），我们参考已有气电补偿标准及山东省现行煤电容量补偿水平，预计在不考虑下游承受能力的情况下，各省煤电容量补偿金额理论上限约为400~500元/千瓦·年（对应资本金IRR 0~4.9%）左右。我们测算各省容量补偿承受上限在0.06~0.14元/千瓦时区间。除考虑煤电机组需要多少容量补偿外，由于电力下游用户几乎涉及所有的经济主体，因此我们还需考虑下游用户对容量电价的承受能力。我们以山东省容量补偿电价占电网代理购电价格比例作为下游用户可承受上限，则各省对于容量补偿的承受能力在0.06~0.14元/千瓦时区间。
大部分省份能够承受可以覆盖煤电机组固定成本的容量补偿价格。参考山东省情况，我们同样粗略估计各省份：1）全社会用电量中70%电量参与市场化交易需支付容量补偿电费；2）电源端所有煤电机组均可获得容量补贴，且煤电可用容量占全部机组可用容量的90%。则各省煤电机组能够得到的单位容量补偿在180~1200元/千瓦·年区间，全国大部分省份能够承受覆盖煤电固定成本的容量补偿价格上限。
4.2. 容量补偿优化商业模式，煤电盈利波动弱化
苦于燃料成本波动，历史煤电企业盈利大幅波动。我们认为过去20年煤电股盈利大幅波动的核心原因在于：1）“市场煤-计划电”体系下煤电收入端电价波动性弱于成本端煤价波动性，导致行业盈利情况基本围绕煤价大幅波动；2）煤炭作为不受电力企业控制的外部生产要素，煤电企业只能作为煤价波动的被动接受者；3）煤电企业难以准确预期未来煤价变化，其投资机组的真实盈利情况往往相比可研存在显著差异，进而导致高额减值频繁发生。
容量补偿收入较为固定，优化煤电商业模式。我们认为煤电容量补偿机制出台后将弱化煤电企业ROE波动：1）煤电机组固定投资成本通过容量补偿机制收回，电量电价收益只需覆盖燃料成本、人工成本及财务费用等即可实现盈利（无需覆盖折旧成本）；2）参考国内外容量补偿政策实施经验，容量补偿标准出台后金额往往相对固定，煤电企业收入可预期性亦大幅提升；3）煤电向调节型电源转变后，利用小时数下降将带动单位装机耗煤量下降，机组盈利对煤价波动的敏感度将大幅降低。我们基于典型煤电机组ROE的敏感性测算表明：容量补偿价格每上涨50元/千瓦·年，煤电机组ROE提升约3.6 ppts；点火价差每增加0.01元/千瓦时，煤电机组ROE提升约2.7 ppts。
商业模式优化，煤电ROE维持稳定。随着煤-电产业链区间对区间的价格机制建立以及容量补偿相关机制后续有望逐步落地，我们预计煤电盈利对于燃料价格波动的敏感性在逐步减弱。我们认为未来煤电机组利润中枢将稳定至合理水平（难以恢复至2014~2015年行业ROE高点，8~10%或为煤电ROE合理水平，但ROE波动性将大幅减弱），为行业能源转型提供支撑调节能力及稳定现金流。4.3. ROE稳定性增强后煤电有望迎来价值重估
ROE波动性降低将抬升煤电业务整体估值。从DDM估值模型出发，公司盈利稳定性提升后，即使我们假设其分子端分红水平绝对值无变化，但市场对DDM分母端风险溢价要求降低将拉动公司股价上行。我们通过复盘其他ROE稳定性提升（均值并未提升）的行业及电力龙头公司长江电力的相对估值走势，发现ROE稳定性增强后均能带动行业（公司）PB相对万得全A估值提升。
长江电力ROE波动减弱拉动估值系统性提升。复盘长江电力ROE走势，其2003~2021年ROE均值为13.9%，整体并无趋势性抬升倾向。2010年前长江电力相对万得全A PB随ROE波动而宽幅震荡。2010年后长江电力ROE波动性减弱拉动其相对估值系统性上行并稳定在较高水平（即使2016~2019年ROE冲高向均值回落期间，相对估值仍保持上行趋势）。
复盘其他行业，亦能发现行业相对估值随ROE稳定性提升而上行。复盘其他ROE稳定性提升的申万三级行业相对估值走势，亦能发现相似规律。涂料油墨行业2012年后ROE明显趋稳，拉动2012~2016年涂料油墨行业相对估值单边上行；轮胎轮毂行业2010年ROE趋稳，其相对估值均值从0.78（2004~2010年均值）提升至1.25（2013年至今均值）。
5. 风险提示
（1）新能源装机进度低于预期：新能源是火电及转型公司核心扩张方向，新能源装机若受到政策、市场环境、产业环境等因素影响，可能导致公司成长性不及预期。（2）上网电价低于预期：电力公司盈利对上网电价较敏感，上网电价若后续低于预期，将显著影响行业内公司发电业务利润。（3）煤价涨幅超预期：煤价若持续上涨或维持更高水平，可能影响火电行业现金流及盈利情况。（4）电力市场化推进低于预期：电力市场化进程若低于预期，电力行业经营压力难以疏导，将影响行业内公司盈利及增长动力。
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