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作者 | 弗雷迪

(資料圖片僅供參考)

數(shù)據(jù)支持 | 勾股大數(shù)據(jù)（www.gogudata.com）

11月，火電板塊單月上漲10.35%，錄得了今年為止的最大漲幅。燃煤發(fā)電作為火力發(fā)電的重要主力，板塊表現(xiàn)隨煤價波動呈現(xiàn)明顯的周期性。

未來隨著保障電煤平價供應，發(fā)電價格順利傳導，逐漸走出“市場煤，計劃電”的火電有望該逆轉過去大面積虧損的態(tài)勢，迎來ROE的修復。

重新看火電，過去幾次電力緊缺讓我們正視了相對可靠穩(wěn)定的火電在構建新型電力系統(tǒng)中不可或缺的作用，作為一種靈活性電力資源，火電與新能源、儲能構成多能互補的作用，與他們一同共享成長的紅利。

01

煤價下行，全年盈利改善可展望

火電板塊改善的主要原因在于從10月開始處于高位的煤價拐頭往下走，以及三季度火電企業(yè)盈利情況的整體改善進一步確立了反彈的信心。

煤炭的價格波動是火電板塊呈現(xiàn)周期性的主導因素。復盤歷史表現(xiàn)，煤價下行給火電企業(yè)帶來業(yè)績修復的機會，帶動ROE的提升，從而推動股價修復。類似的階段發(fā)生在09年、13年和19年，煤價對股價的傳導效果明顯。到了21年，火電企業(yè)涉足新能源領域又提供了增量邏輯，但煤價擾動對股價的影響一直存在。

今年動力煤價格經(jīng)歷了兩波上漲。年初受俄烏戰(zhàn)爭沖突影響，能源價格快速上漲，沿海地區(qū)轉向對內的煤炭需求推高了現(xiàn)貨市場價格。后淡季特征初現(xiàn)，水電較好替代了火力發(fā)電，煤炭采購需求減弱。動力煤價格維持了將近四個月。

到了8月，用電旺季疊加水力發(fā)電不足推動煤炭庫存迅速消耗，加上鐵路運輸受到疫情和檢修延誤，煤價又開始往上走。10月份以來疫情擾動仍在持續(xù)，下游整體需求疲軟，煤價才從之前的高位回落下來。

伴隨著電煤保供穩(wěn)價工作持續(xù)推進，火電企業(yè)成本端壓力有所減輕。

此前國家推出了與煤炭企業(yè)簽訂中長期協(xié)議的履約方案，鼓勵簽訂3年以上的長期合同。今年7月份，國家發(fā)改委即規(guī)定，用煤企業(yè)簽訂長協(xié)的煤炭總量應100%覆蓋去年實際用煤量以及今年的新增需求。煤炭供應企業(yè)簽訂的長協(xié)合同總量應達到自有資源量80%以上，同時月度履約率不低于80%，季度和年度履約率必須達到100%。前三季度動力煤產(chǎn)量累計達到27.32億噸，同比增長12.3%，近十年首次實現(xiàn)兩位數(shù)增長。

今年2月國家發(fā)改委為港口煤價設立了每噸570-770元的價格區(qū)間，相當于煤-電產(chǎn)業(yè)鏈利潤分配控制在該區(qū)間，當煤炭價格達到區(qū)間上限時能夠充分傳導燃料成本，保障政策發(fā)電允許，當?shù)陀谏舷迺r則存在更大的盈利空間。

另一方面，上網(wǎng)電價端由于燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍擴大至20%，電價上漲空間拉大。今年主流火電企業(yè)的電價漲幅已經(jīng)接近了20%的上限。隨著市場化交易比例的提升，無論是從成本端還是從電價端，火電企業(yè)具備了盈利修復的條件。

今年三季度，A股火電板塊（統(tǒng)計47家公司，包含熱電、生物質能等）單季度營收同比增長31.9%。自21年Q1以來，火電單季度營收首次追上成本增速。毛利率達到8.3%，比21年Q4提升了19個百分點。主要火電企業(yè)如國電電力、華電國際等14家火電企業(yè)實現(xiàn)單季度扭虧為盈。

經(jīng)營數(shù)據(jù)上，隨著中長協(xié)覆蓋比例的提高，成本壓力釋放，火電發(fā)電量從二季度低谷中走出，Q3平均發(fā)電量同比增長9.4%。在水力發(fā)電出力不足的情況下，1-10月份來自火力的發(fā)電量占比提升至69%。盡管受疫情擾動，下游用電需求放緩，火電平均利用時長同比減少52個小時，但價格成本的成功疏導為火電企業(yè)一定程度抵消了量的疲弱。

02

火電價值重估在即

經(jīng)過11月份的上漲，申萬火力發(fā)電行業(yè)的市凈率目前處于10年內的平均水準。2017年后，火電產(chǎn)能開始過剩，多處發(fā)電廠因經(jīng)營不善導致資產(chǎn)減值，加上投資新能源風電光伏的巨額開支拖累現(xiàn)金流，火電企業(yè)開始出現(xiàn)大面積的虧損，盈利能力開始走下坡路。2019年受益于煤炭價格回落及利用小時的改善，整體業(yè)績才有了點起色，據(jù)不完全統(tǒng)計，2019年五大發(fā)電集團的火電業(yè)務虧損面大約在20%-30%。

盈利中樞下滑導致過去五年火電企業(yè)估值一直保持在平均值以下。并且近幾年隨著新能源發(fā)電占比不斷提升，火力發(fā)電增速一直滯后于整體增速，投資者或認為火電已經(jīng)是個夕陽產(chǎn)業(yè)了。

到了2021年，對于可再生能源消納的需求促使火電開始從電量型電源向靈活調節(jié)型電源轉型，同時煤炭長期協(xié)議、燃料上網(wǎng)電價浮動機制的提出為保供增產(chǎn)，改善利潤空間帶來幫助。但21年9月開始煤炭價格的擾動加劇了經(jīng)營情況的惡化，在缺少長期ROE修復的條件下，這一階段的板塊表現(xiàn)更多來自于估值切換。

今年火力發(fā)電行業(yè)（申萬三級行業(yè)）三個季度的平均ROE全部錄得正數(shù)，意味著大部分企業(yè)開始走出虧損。雖然受煤價短暫沖擊，恢復幅度不及市場預期，但從未來價量的判斷中得出，明年火電的盈利修復仍然有許多積極因素。

價格的提升空間，表現(xiàn)為成本端改善疊加發(fā)電溢價能力的提升。

政策端和基本面發(fā)力有望引導的煤價向合理區(qū)間回歸。今年10月底，發(fā)改委印發(fā)的《2023電煤中長期合同簽訂履約工作方案》將供應煤炭企業(yè)范圍擴大至所有在產(chǎn)的煤炭生產(chǎn)企業(yè)，同時將供應范圍縮小至僅發(fā)熱和供熱用煤企業(yè)。

11月17日，發(fā)改委再次對2023年長協(xié)工作方案進行了調整，將原本26億噸的長協(xié)簽約量增加至29億噸。交易價格上，電煤中長期合同價格按照“基準價+浮動價”機制簽訂和執(zhí)行，而今年進一步調低了基準價，由22年的700元/噸下調至675元/噸，未來將繼續(xù)引導長協(xié)價格下行，帶來更多利潤改善空間。

在燃煤成本價格傳導方面，鼓勵在電力中長期交易合同中設置上網(wǎng)電價和煤炭中長期交易價格掛鉤的條款；在現(xiàn)貨市場里，早期隨著市場化交易的大規(guī)模推進，競價參與方報價過低導致平均成交電價出現(xiàn)折讓，對盈利造成影響。2022年后，通過上下20%的浮動機制，讓燃煤發(fā)電市場價格實現(xiàn)了可升可降。

受益于電力市場化的發(fā)展，未來火力發(fā)電有望獲得更高的溢價空間。11月25日國家能源局發(fā)布了《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》，這是繼電力現(xiàn)貨市場小范圍試點持續(xù)推進后的第一個全國范圍內的框架性文件，標志著國內市場化改革的提速。

如今新能源大規(guī)模參與現(xiàn)貨市場已是大勢所趨，儲能、負荷聚合商、虛擬電廠等參與主體將幫助電力市場擴容，提升交易電量。而作為發(fā)電占比最高的火電，在能源轉型期間發(fā)揮著“壓艙石”的作用，在上網(wǎng)標桿價浮動機制下，現(xiàn)貨市場化交易有助于傳導火電等傳統(tǒng)電源的成本壓力。

其次，文件提出各地需要合實際需要探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設、保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度、調節(jié)能力和運行安全，這種容量補償機制是根據(jù)發(fā)電企業(yè)裝機容量或可用容量進行補償，豐富了火電企業(yè)的收入來源，使其具備長期穩(wěn)定盈利的能力。

目前火電仍然是電力供應的主力，一方面，風電、光伏受自然資源限制，發(fā)力時長存在明顯短板，而2021年火電以54.9%的裝機規(guī)模占比，就完成了71.4%的發(fā)電量。限電事件重新正視了煤電在新型電力系統(tǒng)構建中不可或缺的地位，當前傳統(tǒng)能源尚未處在能夠低調退出的時點，推動火電和綠電協(xié)同發(fā)展是更加安全可靠的解決方案。

火電投資和裝機加速明顯，今年前三季度火電投資完成額同比增長47.5%。22年1-11月火電累計新增核準規(guī)模超56GW，一季度獲得核準的煤電裝機容量達到8.63GW，同比增長103.11%。

另一方面，隨著新能源發(fā)電比例迅速提高，間歇性電力輸入給電網(wǎng)帶來的沖擊會愈發(fā)明顯，需要更為靈活地調節(jié)發(fā)電出力或用電需求的機組。而以火電、抽水蓄能為主的傳統(tǒng)電力資源相對可控，可滿足電力系統(tǒng)的靈活性要求。未來電源側將繼續(xù)作為調峰主力，而煤電有著裝機量大、靈活性改造天花板更高的優(yōu)勢，通過技術改造可以降低燃煤機組的最小出力，從而提高調峰能力。

過去國家能源局一共下發(fā)了共22個煤電靈活性改造試點，到了2020年10月已經(jīng)完成了其中8個火電項目。在“十三五”期間國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內累計完成了火電機組改造1.62億千瓦。

而在今年3月份在《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中提及到2025年，靈活性電源占比要達到24%左右，煤電機組靈活性改造規(guī)模累計超過2億千瓦。據(jù)德邦證券測算，“十四五”期間火電靈活性改造市場空間約為350億元。

火電靈活性改造相對其他火電形式具有成本優(yōu)勢，提供調峰服務的煤電有望在“容量電價”和“輔助服務費用”中得到補償，為煤電帶來一筆未來持續(xù)性加強的盈利，同時為產(chǎn)業(yè)鏈帶來可觀的增量市場，電力現(xiàn)貨市場的推行也有望提高火電改造的積極性。

03

尾聲

經(jīng)過了漫長的調整，一系列利好為火電盈利改善奠定了基礎，當前估值反映了在保供控本、現(xiàn)貨市場推動燃煤電價上浮的利好，未來火電企業(yè)業(yè)績恢復的確定性較強。

隨著大規(guī)模投資加速，新型電力系統(tǒng)格局應該是“火—儲—風光”一體化的多能互補模式，火電因穩(wěn)定出力，改造成本低、經(jīng)濟型更強的出色特質，也將受益于新能源發(fā)電比例的提升，有望從周期走向成長。但相關規(guī)劃引導到具體落地的節(jié)奏上仍有不確定性，新增產(chǎn)能快速釋放亦有可能拉低度電受益。

當前布局火電大致也有幾個方向：一是受益于火電投資以及靈活性改造的火電設備商以及環(huán)保設備商；二是營收、資產(chǎn)規(guī)模領先行業(yè)，且新能源領域轉型步伐加快的龍頭；三是受益于今年廣東沿海電價改革，能夠將能源成本傳導至工商業(yè)用戶，業(yè)績有望改善的省內火電企業(yè)及沿海電廠。

（全文完）