火电如何“火”起来？且看龙头演绎

投资逻辑： 尖峰保供，与绿电联营，火电仍大有可为。1）基于 22M7 约13亿千瓦的负荷水平（已剔除限电影响）及5%的年用电增速，预计25年全国尖峰负荷达15亿千瓦。为避免限电频发、维持电力平衡，对应煤电装机缺口2.8亿千瓦（已考虑核电装机约0.7亿千瓦），相比“十四五”规划1.5~2亿千瓦或有超预期空间。2）火电作为可控程度较高的电源类型，利用上/下备用可平抑绿电出力波动；帮助绿电在现货市场取得优价使其调节能力可变现。公司作为火电龙头，有望成为火电装机主力，我们预计22~24年新增煤电装机分别为140/355/571万千瓦。 煤价、市场化电价两方面利好短期利润修复，容量电价将长期支持火电转型。1）内贸煤100%长协+进口煤应急保障合同签订是保供政策的实质性落地，支持煤价下行。中性假设下预计公司全年入炉标煤单价1103元/吨，相较1H22下降12.8%；2）“1439号文”放宽电价浮动区间至20%、向高耗能企业及现货市场交易可进一步充分反映电力供需紧张关系，预计公司全年市场化电价与1H22持平，自基准价顶格上浮20%至0.487元/KWh；3）在转型调节电源、利用小时数下降的背景下，展望容量电价“以价补量”，可补偿电量损失对业绩影响。测算不同燃料成本假设下所需支付的对价约为0.13~0.17元/KWh。 公司转型绿电目标明确。“十四五”末公司绿电装机规划目标54GW，属“五大”下属上市平台中较高水平。当前风光合计装机16.9GW，22~24年预计分别新增8/9.3/13.6GW。公司采取风光并进的转型战略，积极抢占海风资源（1H22占比已升至25.3%），使其风电盈利水平行业领先（21年风电毛利率达61.5%）。 投资建议与估值 全年有望扭亏为盈，明后年火电扭亏+新能源贡献增量，预计22~24年公司实现营收2338.4/2342.7/2429.8亿元，实现归母净利润27.5/106.3/133.8亿元，对应EPS为0.18/0.68/0.85元。给予公司23年PE 16倍，目标价10.84元。首次覆盖，给予公司“买入”评级。 风险提示： 火电装机及电量不及规划预期、煤价下跌不及预期、电价上升空间不及预期风险等。 1、火电绝对龙头，开启绿电转型 公司是华能集团旗舰上市平台，总装机、火电装机量均为五大集团下属上市公司之首。截止1H22，公司拥有可控发电装机规模12219.9万千瓦。 其中，气电与煤电机组装机分别为1224.3万千瓦、9246.7万千瓦，合计占比达85.7%，与可比公司相比绿电转型颇具挑战。目前风电装机为1248.1万千瓦（海上风电316.1万千瓦），光伏装机为447.8万千瓦。风、光装机占比约是7：3，随着风电资源趋紧，装机结构或将转变。 图表1：2018-2022H1公司装机容量情况（万千瓦） 图表2：2021年可比公司总装机规模和火电装机占比（万千瓦、%） 图表3：2022H1公司分电源装机占比（%） 2、尖峰保供，与绿电联营，火电仍大有可为 火电需求重新得到重视，1H22火电投资回暖。2002-2005年火电行业供应偏紧，随着核准、投产量的迅速提升，到“十二五”期间已逐步过渡至供需基本平衡。2016年以来由于机组大批量投产，火电产能过剩导致火电利用小时数逐年下降，《关于促进我国煤电有序发展的通知》中提出严控煤电新增规模，叫停多个煤电项目，“十三五”期间火电投资额连年下滑。 能源“保供+调峰”双重需求催生下，21年起火电投资开始上行，今年上半年继续同比高增，全国火电投资完成额347亿元，同比增长71.8%。 图表4：1H22逐月火电投资完成额情况 图表5：近10年火电投资完成额复盘 2.1部分时段电力有效供应或不足，需要火电出力 二产、三产、居民部门齐发力，“十四五”全社会用电量增速或超5%。随着疫情影响减退、第三产业增速修复、居民部门和第二产业电气化水平提高，预计“十四五”期间全社会电力消费弹性系数将大于1。基于“十四五”期间GDP年均增速4.5%-5%和电力消费弹性系数为1.1的假设，全社会用电需求年均增速将达4.95%-5.5%；根据电规总院的预测，未来3年全社会用电需求年均增速为5%左右。分电源看风、光贡献主要电量增量无虞，而电力平衡仍需要火电出力。 图表6：“十四五”期间分电源发电量展望（亿千瓦时） 图表7：2011-2021年各部门新增用电量情况（亿千瓦时） 电力运行特点要求实时平衡，尖峰负荷对火电需求或超规划预期。由于电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩溃，乃至大停电。火电与核电作为相对稳定的保障电源，其合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。 22M7 尖峰负荷约12.5亿千瓦，若剔除限电影响应接近13亿千瓦。以5%用电增速测算，至25年尖峰负荷将达15亿千瓦。根据核电装机规划，预计25年在运机组容量达0.7亿千瓦，则火电理论需求量为14.3亿千瓦，对应煤电增量装机需求在2.8亿千瓦。“十四五规划”中规划2025年煤电新增装机1.5~2亿千瓦，或存在超预期空间。 公司作为火电龙头，我们预计22~24年新增煤电装机分别为140/355/571万千瓦。 图表8：电力运行特点示意图 电力系统转型期恰逢极端天气频发，可再生能源有效出力不足，火电托底保供利用小时数有所回升。2016-2021年间，新能源装机占比、发电量占比持续提升而火电装机占比持续下降。2021年3月，中央财经委员会第九次会议上首次明确提出构建“新型电力系统”，即以新能源为主体、煤电承担托底保供作用的电力系统。基于此，火电机组利用小时数长期呈下降趋势是电力系统转型的必然结果。然而，新能源发电具有波动性、随机性和间歇性的特点；近年极端天气频发，加剧了其波动性。2021-2022年连续出现可再生能源替代效应不及预期、需要火电托底保供的情况，火电机组年平均利用小时数有所回升。 图表9：2011-2021年全国火电发电设备平均利用小时数（小时） 图表10：2018-2021年公司燃煤机组和全国火电机组平均利用小时情况（小时、%） 2.2火电+绿电联营，调节能力可变现 “十四五”火电将呈现装机增速高于电量增速，调节功能逐步突出。我们在确定风、光电量目标的基础上，根据用电需求预测倒推得到火电电量需求，假设利用小时数年降后，预计“十四五”期间火电年新增装机量会相对稳定在4100~4300万千瓦，装机增速高于电量增速，调节功能逐步突出。 图表11：“十四五”火电发电、装机预测（亿千瓦/%） 火电具备调峰、调频等多种调节功能。（1）调峰：考虑到系统负荷存在不确定性，运行中开机的机组总容量应大于系统负荷需求，机组最小出力总和应小于系统负荷需求，偏差部分称为备用，分为上备用与下备用（下备用能力依赖灵活性改造）。（2）调频：机组出力随电力系统的负荷波动而快速调整（频率要求高于调峰）。 提供电量VS调节，需寻找效率最大化。为提供辅助服务，机组需要提前锁定一部分容量不能提供电能量服务。因此，应当对电能量交易与辅助服务市场交易的分配进行综合考虑，提高资源配臵效率。 图表12：火电调节示意图 绿电消纳从保障性收购走向市场化交易。在发展初期为确保高成本绿电具有相对比较优势，电网核定保障利用小时数以内的电量，以统购统销的方式保量保价收购，消纳无忧、收益率确定。在“1439号文”后用户侧进入市场规模扩大，电网角色进一步向代理购电转换，可保障收购电量长期看逐步减少，意味着更多的绿电将进入市场化交易（售电量、电价均由市场决定）。 绿电出力不可准确预测，而目前仍需通过报量报价参与市场交易，形成矛盾，是其盈利波动的主因。合约量、日前量、实时量反映现货市场上不同时间尺度的售电约定，两两间不匹配部分产生价差。常见影响绿电收益的两种情形包括：（1）午时光伏大发而电力负荷处在低谷值，产生弃电或报零价；（2）晚间光伏出力迅速降低且低于预期，而电力负荷达峰值，为避免受偏差考核就需于市场上高价购电履约。 寻找可控电源（火电）联营、打捆售电是解决路径之一。利用上述火电的调节功能，可在用电谷值降至最小出力为光伏大发提供消纳空间；可在用电峰值开启上备用，替代绿电完成约定量。从可控电源角度选择，火电无疑是最适配的；从储能替代角度来看，抽水蓄能的应用前景当前最明朗。 图表13：电力现货市场电费结算机制示意图 图表14：午时光伏发电较多而电力负荷处在低谷值，出现报零价（山西 1M22 现货市场情况） 3、煤价下行+电价上浮有望带来火电业绩好转 3.1受疫情和进口煤价高企拖累，1H22火电盈利承压 火电作为电量电源支撑公司平稳收入，近年盈利下滑主因煤价上涨、电价传导不充分。因公司火电装机占比较大，且火电目前仍主要作为电量电源出力，因此上网电量总体平稳，收入端随电价小幅波动。而电价对燃料成本变动的响应并不充分，20Q4以来，煤炭价格呈持续上涨趋势；1H22，煤价虽较21Q4的高位有所回落，但仍维持高位。1H21/1H22公司单位燃料成本分别为250.3、376.7元/兆瓦时，分别同比增长11.8%、50.5%；同期平均上网电价分别为418.8、505.7元/兆瓦时，分别同比增长0.52%、20.7%。电价调整幅度、速度均不及燃料成本 ，直接导致业绩承压。 1H21/1H22公司分别实现归母净利润42.8、-30.1亿元，增速分别为-25.3%、-167.6%。 图表15：2018-2022H1公司燃煤机组装机容量占比（%） 图表16：2013-2022H1公司营业收入情况 （ 亿图表17：2013-2022H1公司归母净利润情况 （ 亿元、%）元、%） 图表18：2019-2022H1公司单位燃料成本和平均上网结图表19：2019-2022H1公司上网电量和增速情况（亿千算电价情况（元/兆瓦时、%）瓦时、%） 1H22发电量暂受疫情和可再生能源发电较多影响，有所下滑。1H22可再生能源发电较多挤占火电需求，疫情影响下全社会用电需求增速放缓，全国火电利用小时数和电量分别同比-6.1%（减少133小时）/-3.9%；公司火电量同比减少220小时，降幅大于行业平均，主因上海、江苏和广东三省内机组发电量占到21.6%，与疫情高发区域重合度高。 图表20：2022H1全国分电源发电量情况（万千瓦时，%） 图表21：2021年公司火电发电量占比前十的地区（%）图表22： 2022M1 -M6全国用电量降幅前十地区（%） 图表23：2021H1、2022H1公司和全国发电量情况（亿图表24：2021H1、2022H1公司燃煤机组和全国火电机千瓦时、十亿千瓦时）组利用小时数情况（小时） 1H22进口煤价高企，使燃料成本维持高位：受1月印尼出口禁令和2月俄乌冲突影响，1H22进口煤价高企。内贸煤与进口煤价格倒挂，导致上半年国内广义动力煤进口量同比下降39.8%，沿海资源减少，联动港口和产地价格上涨。公司沿海沿江电厂主要使用下水煤，2Q22进口动力煤使用量918万吨，环比增长15.04%，拉动单位燃料成本上升，压制火电业绩。 1Q22、2Q22，公司单位燃料成本分别为361.05、396.5元/吨，环比分别下降17.8%、增长9.8%；归母净利润分别为-9.6、-20.5亿元，环比分别增加157.3%、下降217.7%。 图表25：2011- 2022M6 国内动力煤日均进口量与增速图表26： 2019M1 - 2022M7 印尼煤与内贸煤价格情况（万吨）（%）（元/吨） 3.2煤价下行+煤耗降低支持成本下降，助力业绩修复 一系列保供稳价政策落地，全年动力煤价格有望下行。1）从全行业角度看，煤炭产量提升是煤价下行的源动力。进口动力煤占国内总供应不足5%，通过国内增产可平抑由进口价格倒挂带来的进口减少影响。基于统计局口径，1-7月国内原煤平均日产量为1208.3万吨/天，已达到了全年增产煤炭3亿吨所对应的日产量目标。7、8月用电旺季期间，北方港动力煤库存不降反升且处于历史高位，说明