公用事业及环保产业行业深度研究：盈利改善与成长性兼具，火电迎来“戴维斯双击”

投资建议 2022年长协煤覆盖率低、进口煤占比高、可再生能源装机占比低的火电企业在市场煤价下行的行业大�中业绩弹性更 大，我们认为这些企业在2023年有望享受一定的估值溢价。推荐关注皖能电力、建投能源、浙能电力、华电国际、宝新能源。 投资逻辑 煤价下行的行业大�中，23年沿海纯火电业绩弹性更大。23年动力煤供需由紧转松，煤价中枢下降约200元/吨：国内来看，23年原煤仍有至少1亿吨左右的增产空间；国外来看，印尼煤和俄煤恢复正常、澳煤重启、“欧洲溢价”消失驱使高卡煤转运，进口煤得以大幅补充供应。而当前经济偏弱复苏叠加民用电淡季煤炭需求偏弱，高库存持续压制煤价。我们判断前冬煤价决定今年煤价高位、出冬淡季煤价决定当年煤价低位。基于11M22和5M23市场煤价，我们判断23年煤价中枢或下降至1100元/吨左右，同比下降约200元/吨。23年沿海火电业绩修复弹性更高：纯火电企业没有新能源板块利润缓冲，且燃料成本上涨幅度较“煤电联营”企业更大；尤其沿海电厂进口煤占比较高，导致其22年业绩深受冲击，而23年可享长协煤占比提升和市场煤价下行的双重弹性。 绿电转型+增容调峰，火电企业中长期仍具备成长性。1）“双碳”目标下，重塑能源结构是必然选择，用能终端 电气化+电力系统清洁化是能源结构转型的必要路径。电力企业纷纷布局清洁化转型，预计2023-2025年风、光装机容量年均增速在20%以上。2）新能源渗透率提高使源荷侧不确定性齐增，系统运行安全面临挑战。新型电力系统保消纳需增加调节资源，火电仍然最经济性。市场对煤电在能源保供中的“压舱石”作用从分歧转向认同，煤电装机规模自身仍有增长空间。其中，电力短缺地区的地方性电力国企、为获取新能源大基地项目资源的“火转绿”电力央国企、布局下游平滑业绩的煤炭企业建设积极性较高。 火电盈利模式逐步改变，中长期盈利稳定性增加。1）火电“增容减量”+灵活性改造使得度电成本增加，仅靠电能量收入难以保障收益。成本疏导主要依靠（调峰）电量、（调峰）容量，依次对应现货市场和容量补偿。未来火电将集中在电价较高时段发电，平均电能量收入有望提升。第三轮输配电价改革单列容量电价，使调节成本直观可视，为后续调节能力付费预留空间，火电容量补偿可期。2）电煤中长协普及+电力市场化，火电盈利模式发生改变。以华能国际为例，若公司未来每年电煤中长协煤履约率约70%、5%电量参与现货市场，此部分电量加权平均毛利可达11.9%，虽然与公司过去7年平均毛利率水平基本持平，但业绩稳定性远强于过去。 EV/装机比值比PB和PE更能反映当前火电的合理估值。火电行业巨亏的2年中，一是市场对煤电在能源保供中的“压舱石”作用从分歧走向认同；二是“1439号文”出台标志着电力市场化改革深化。企业亏损导致PE失效的情况下，周期行业倾向于使用PB估值法；而20年以来电力央国企清洁化转型压力较大，在主营业务大幅亏损的情况下维持较高的资本开支，致使资产负债表恶化。EV/2P是常用于美国油气公司的相对估值法，电企的发电装机等同于油气企业的潜在可采储量为公司的核心资产，因此我们采用EV/装机比值对比市场对电力企业火电资产的定价。 风险提示 新增装机容量不及预期；煤价维持高位影响火电企业盈利；下游需求景气度不高、用电需求降低，可再生能源大发导致利用小时数不及预期；电力市场化进度不及预期。 内容目录 一、煤价下行的行业大�中，沿海纯火电业绩弹性更大4 1.12023年动力煤供需由紧转松，驱动市场煤价中枢下行4 1.2市场煤价下行趋势下，沿海纯火电业绩弹性更大7 二、火电成长性再确认+盈利模式改变启动估值修复8 2.1如何看待火电企业的中长期成长性？——绿电转型8 2.2如何看待火电企业的中长期成长性？——增容调峰9 2.3如何看待火电企业的中长期盈利前景？——市场化与长协煤12 三、EV/装机比值比PB和PE更能反映当前火电的合理估值14 四、投资建议16 五、风险提示17 图表目录 图表1：11M22以来国内月度原煤日产量保持在1244万吨/天以上4 图表2：动力煤供需格局改善驱动山东滕州动力煤坑口价自2M23以来持续下行4 图表3：暖冬和天然气经济性修复导致海外需求偏弱驱动国际煤价下行4 图表4：2022年9月下旬起进口煤价格优势逐步修复5 图表5：1~4M23动力煤累计进口量同比大幅134.6%5 图表6：2021年前澳大利亚为中国动力煤进口主要来源国6 图表7：全社会用电量及环比增速（亿千瓦时，%）6 图表8：六大发电集团库存量同比有所提升（万吨）7 图表9：港口库存处在历史高位（万吨）7 图表10：火电发电量占比高、未与煤炭企业联营的华能国际ROA受煤价影响较大7 图表11：对比“五大”旗下主体上市平台发电量结构，华能国际火电发电量最大、占比最高（万千瓦）7 图表12：俄乌冲突后，秦皇岛5500大卡动力煤平仓价触及1155元/吨即反弹8 图表13：华能国际度电利润对市场煤价的敏感性测算8 图表14：2020年电力行业占能源消费端碳排放总量的41%9 图表15：“双碳”目标下，未来可再生能源发电量占比将逐年提升9 图表16：各大发电集团制定“十四五”新能源发展规划，大力推动清洁化转型9 图表17：北京用电曲线（2021年某工作日）10 图表18：蒙西用电曲线（2021年某工作日）10 图表19：2016年以来替代电量占全社会用电增量的20%以上10 图表20：风力发电呈现“正调峰”特性10 图表21：光伏发电呈现“反调峰”特性10 图表22：2020年、2025E火电与核电合计装机容量与最高负荷（亿千瓦）11 图表23：“十四五”火电将呈装机增速高于发电量增速特点11 图表24：广东省2022年8月以来核准的火电项目11 图表25：浙江省中长期具备建设条件的沿海煤电扩建厂址12 图表26：历次电改均发生在电力供需矛盾突出时12 图表27：以华能国际为例，火电板块盈利受煤电机组利用小时数影响较大13 图表28：日本新电力市场中发电和负荷曲线的关系13 图表29：平衡市场的运行框架13 图表30：2000-2021年国内煤炭消费量与GDP增速情况（%）14 图表31：华能国际煤电业务盈利能力测算14 图表32：煤电行业历史利润和ROA回顾14 图表33：以华电国际为例，EV/装机比值的测算15 图表34：火电企业EV/装机比值15 图表35：宝新能源当前EV/装机比值在过去5年变化区间内16 图表36：相关标的估值情况16 一、煤价下行的行业大�中，沿海纯火电业绩弹性更大 1.12023年动力煤供需由紧转松，驱动市场煤价中枢下行 国内来看，23年原煤仍有至少1亿吨左右的增量。一方面，晋陕蒙新四大产煤大省2023年政府工作报告共计划增产1.5亿吨。另外，结合煤价，我们判断22年国内煤炭增产取得实质性进展是在11月，此前月度原煤日产能维持在1230万吨/天以上存在一定困难。根据能源局最新数据，1~4M23累计平均原煤日产量约1272.3万吨/天；基于全年平均日产量可维持在1260万吨/天的假设，保守估计今年仍有1亿吨左右的增产空间。 图表1：11M22以来国内月度原煤日产量保持在1244万吨 /天以上 图表2：动力煤供需格局改善驱动山东滕州动力煤坑口价自2M23以来持续下行 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 20192020202120222023 M1~2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12 2000 山东滕州动力煤坑口价：Q5500（元/吨） 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 2019-012020-012021-012022-012023-01 来源：国家能源局、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所 国外来看，暖冬及全球经济增速放缓致使一次能源价格自11M22以来持续下行。由于欧洲电力领域煤气转换灵活，欧洲煤价与气价高度正相关。如我们在《天然气行业报告：冬去春来，曙光将至》中所述，经历暖冬后的欧洲能源恐慌情绪缓解、天然气定价回归理性，目前决定价格的主要是供需关系。北半球暖冬和欧洲宏观经济不景气导致需求偏弱，截至23年5月底，欧洲储气库储量高达66.5%，较去年同期高约21.5pct。 高库存下气价承压，目前欧洲天然气TTF价格已低至30欧元/TWh以内，相当于2021年上半年水平。天然气经济优势重现催生电力领域“煤转气”需求，海外煤价经历3-4月的横盘后于5月初起明显下行。 图表3：暖冬和天然气经济性修复导致海外需求偏弱驱动国际煤价下行 澳大利亚纽卡斯尔港（美元/吨）南非理查德港（美元/吨） 欧洲ARA（美元/吨） 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 来源：Wind、国金证券研究所 1~4M23累计动力煤进口量同比高增134.6%，主因：1）2022年9月下旬开始进口煤 价格优势逐步修复，广州港印尼煤库提价与秦皇岛下水煤平仓价价差回正。但受印尼斋月和东南亚高温影响，3M23起进口煤价差逐步缩小乃至再次倒挂。2）2022年1月印尼煤炭出口禁令和2月俄乌冲突导致1Q22动力煤进口量同比大幅下降35.8%。我们认为二者属于偶发性因素，且不利影响已充分释放。 图表4：2022年9月下旬起进口煤价格优势逐步修复图表5：1~4M23动力煤累计进口量同比大幅134.6% 秦皇岛山西煤平仓价：Q5500（元/吨） 广州港印尼煤库提价：Q5500（元/吨） 3000 2500 2000 1500 1000 500 2020-01 2020-03 2020-05 2020-07 2020-09 2020-11 2021-01 2021-03 2021-05 2021-07 2021-09 2021-11 2022-01 2022-03 2022-05 2022-07 2022-09 2022-11 2023-01 2023-03 2023-05 0 1200 1000 800 600 400 200 0 400% 动力煤进口量（左轴，万吨） YoY-动力煤进口量（右轴） 350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% -50% 2022-01 2022-02 2022-03 2022-04 2022-05 2022-06 2022-07 2022-08 2022-09 2022-10 2022-11 2022-12 2023-01 2023-02 2023-03 2023-04 -100% 来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所 分国别进口结构看，澳煤进口重启和欧洲高卡煤转运对进口量增长影响较大。 欧洲一次能源供需格局改善，驱动高卡煤价格下行。俄乌冲突以来的高气价催生“气转煤”需求，使欧洲加入高卡煤市场成为主要买家。同时，由于欧洲对俄煤实施禁运，而考虑到运距和品质要求，2022年欧洲煤炭进口增量主要来自南非、哥伦比亚、美国和澳大利亚。但如图表2所示，上述国家2022年煤炭出口总量不增反降，意味着欧洲必须维持高溢价以吸引存量资源改变贸易流向。具体表现为2022年中国从南非、哥伦比亚进口动力煤数量同比分别减少581.5、335.4万吨。然而随着欧洲天然气定价回归理性，煤炭的“欧洲溢价”随之消失，1~4M23中国从南非进口动力煤63.5万吨，已达去年全年进口量的66.3%。 受“澳煤禁令”影响，我国从澳大利亚进口动力煤占比从2020年的48.6%下降至2022年的1.3%。2H21市场煤价上涨以来，煤炭市场价与长协价之间的鸿沟不仅造成长协履约率较低，也出现了煤质下降的问题，具体表现为部分火电企业2022年供电煤耗上升。因此，以质优高卡煤为代表的澳煤进口重启对入炉热值要求较高的沿海电厂颇具吸引力。 图表6：2021年前澳大利亚为中国动力煤进口主要来源国 澳大利亚印度尼西亚俄