火电专题：价差修复扩利润，绿电转型塑估值

煤价进入下行通道，火电盈利有望持续修复。2021-2022年动力煤价格持续走高，全年均价分别上浮50%、42%，火电全行业净利润普遍下滑，经营形势严峻。2023年以来，得益于保供政策及国际煤价下行等多重因素，煤价进入下行中枢，火电板块迎来业绩拐点，2023Q1实现归母净利润同比提升516%。展望后市，我们预计煤价仍有下行空间：1.产量增速上升:2022年我国原煤产量增长9%，较往年增速大幅提升，2023年预计产量高基数基础上进一步增长5.6%。2.进口量大幅上涨: 2023M1 -4我国累计进口煤炭1.4亿吨，增幅达89%，较往年同期显著提升。 我们测算若现货煤价从当前价格基础上再下降100元/吨，建投能源、粤电力、华电国际净利率可提升7.1/7.0/6.9pct，业绩弹性较强。 电改背景下，火电企业盈利空间走扩。从价格方面看，近年来，发改委系列电改政策集中落地，火电行业由以往计划电逐步向市场电转变，上网电价浮动区间走扩。2023年各地年度协议电价多区域接近顶格上浮，江苏/广东电力市场年度均价较燃煤基准价上浮19%/20%。同时，多省代理购电价格保持较高水平，广东、江苏2023年5月代理购电价格较基准价上浮26.1%、20.6%。伴随电力改革逐步深化，我们预计未来电价机制传导将更加顺畅，进一步推动火电上网价格波动区间扩张，稳定火电盈利性。从收入模式来看，新型电力系统中火电逐步由发电主力军转向电力系统压舱石角色参与调峰调频，重要性凸显，有望从当前以电能量为主逐渐过渡到“电能量+辅助服务+容量补偿”的三重收入，收益模式趋于多元。 转型绿电拉动第二成长曲线，估值有望重塑。为实现双碳目标，各大发电集团陆续制定“十四五”装机规划，加速风光装机进程。如华能集团、大唐集团、国家电力投资集团等均提出2025年清洁能源装机达到50%以上，我国大型发电集团将成为以风、光、水电等清洁能源装机为主体的发电主体。过去五年申万火力/光伏/风电发电板块平均PB为1.0/1.8/2.5。绿电板块由于其盈利确定性较强、所在赛道成长性较高，享受显著高于火电板块的市净率。随着头部发电企业新能源装机占比逐步提升，我们认为其估值中枢亦有望向绿电靠近，实现估值重塑。 投资建议：当前火电价差加快修复，行业基本面改善，同时新型电力系统构建中，火电压舱石重要性凸显，随着电改推进，火电盈利稳定性提升、收入趋于多元化，价值将迎修复。此外，火电龙头积极推动能源转型，商业模式优化、成长性提升，估值体系有望重塑。关注：1）火电资产装机体量庞大的电力央企龙头华电国际（A+H）、华能国际（A+H）、大唐发电（A+H）、国电电力、华润电力（H）； 2）具备较高业绩修复弹性的区域火电企业浙能电力、申能股份、皖能电力、粤电力A。 风险提示：新能源装机、并网不及预期风险、电价波动风险、煤价上涨风险、电力市场改革进度不及预期风险。 重点标的 股票代码 一、行业概述：至暗已过，2023Q1火电盈利全面修复 1.1成本拆解：业绩对燃料成本高度敏感，火电盈利弹性较强 燃料成本变化系火电业绩波动核心。火电企业盈利取决于上网电价、煤价、利用小时数等因素。其中，上网电价和利用小时数为影响火电企业营业收入的关键因素，煤价为影响营业成本的关键因素。在我们选取的8家头部火电样本企业中，2022年火电燃料成本占比营业成本平均达73%。其中，浙能电力、粤电力、建投能源、华电国际、华能国际燃料成本占比高达83%、82%、80%、78%、71%。由此可见，在上网电价、利用小时数不大幅波动情况下，燃料成本价格为影响火电业绩的核心因素。 图表1：2022年营业成本构成分析 受益于成本端稳步改善，火电企业盈利上行弹性凸显。我们选取8家样本公司针对煤价做火电业绩弹性测算。核心假设：1）各运营商发电量参考其2022年年报披露火电发电量；2）度电煤耗为300克/千瓦时；3）入炉标煤单位运费及港杂费用为100元/吨；4）税率为13%；5）期间度电成本（剔除燃料成本）依据发电量大小取0.11-0.15元/度不等。在假设基准条件下可以看出，当煤价达到1000元/吨时，所有样本企业火电业务面临亏损。截至6月6日，秦皇岛港动力煤Q5500市场价为795元/吨。若现货煤价从该价格基础上再下降100元/吨，样本发电企业净利率预计变动分别为：建投能源+7.1pct、粤电力A+7.0pct、华电国际+6.9pct、国电电力+6.7pct、浙能电力+6.4pct、大唐发电+6.1pct、华能国际+5.7pct、皖能电力+5.7pct，盈利弹性较大。 图表2：样本火电企业归母净利润（亿元）敏感性分析 1.2盈利趋势：近年煤价上行，行业普遍亏损，2023Q1已全面回暖 过去两年煤价高升，火电行业普遍亏损。2021-2022年，受煤炭需求增加、国际煤进口下滑等因素影响，煤炭市场供需始终处于紧平衡状态，国内动力煤价格上浮显著，全年高位运行。2021年秦皇岛港5500卡动力煤全年均价为857元/吨，较2020年上浮50%。 2022年全年均价达1220元/吨，较2021年高基数基础上再上浮42%。成本端，煤电行业因燃料涨价成本大幅增加，而收入端，受到“计划电”掣肘增速不及成本，全行业净利润下滑，普遍出现亏损，龙头火电企业经营形势严峻。 图表3：秦皇岛港动力末煤（Q5500）平仓价（元/吨） 图表4：SW火电全行业营业收入（十亿元）及归母净利润（亿元） 图表5：部分火电企业2020-2022年归母净利润（亿元） 年初以来我国煤价持续下行，Q1已现业绩拐点。截至2023年6月9日，秦皇岛港动力末煤（Q5500K）平仓价775元/吨，较2022年高点大幅下降53.4%，2023Q1火电企业经营困难已得到全面缓解，当前盈利能力有所修复。2023Q1申万火力发电板块整体实现营业收入3030亿元，同比提升2.6%，实现归母净利润91亿元，同比提升516%。 全行业2023Q1销售净利润由负转正，较2022全年提升4pct，销售毛利率提升3.3pct。 进一步看，一般而言，发电企业燃料成本下降较煤价下跌有一定滞后期，且一季度火电公司仍在消化部分2022年高价库存煤。我们预计发电企业在Q1消化完高价库存煤后，Q2利润望持续释放。 图表6：部分火电公司2021Q1、2022Q1、2023Q1归母净利润（亿元） 图表7：2022年及2023Q1火电行业销售毛利率（%）、净利率（%）对比 二、多重催化下，火电企业Q2有望释放业绩弹性 2.1成本端：煤价持续下探，火电盈利韧性增强 2.1.1多重因素叠加，煤价中枢继续下行 煤炭核增进度加速，新增产能相对充沛。在保供稳价政策的持续推动下，2022年煤炭产能核增进度明显加快，优质产能持续释放，全国产煤约45.0亿吨，同增9.0%。2023年以来，我国煤炭产能在2022年高基数下维持增长，1-4月全国产煤15.3亿吨，同比提升4.8%，创近年同期新高。全年产能目标来看，山西、内蒙古、陕西三大产煤省区公布2023年目标产煤13.7/12.5/7.5吨，同比增长4.4%/6.5%/0.5%。煤炭资讯网预计2023年我国煤炭产量将达到47.5亿吨，同比增加2.5亿吨，增长5.6%。近两年在保供政策和大型技改推动下，我国煤炭新增产能较多，当前供给充沛。 图表8：2021年、2022年全国原煤生产头部省市产量（亿吨）及2023年预测 图表9：2018-2023年中国原煤产量（万吨，当月值） 政策利好叠加国际煤价下降，进口量大幅增加。2022年以来，为应对煤价持续上涨，国家陆续出台应对举措，支持国内煤炭安全稳定供应。2022年4月，财政部规定自2022年5月1日至2023年3月31日，原本实施3%、5%或6%最惠国税率的进口煤炭，均实施税率为零的进口暂定税率。2023年3月财政部发文决定延长煤炭零进口暂定税率实施期限至2023年12月31日，政策续期进一步促进进口资源补充国内煤炭供应。与此同时，2023年3月，我国结束自2020年底开始的澳煤“禁令”，由于进口煤具备价格优势，我国进口煤拿货积极性较高。国家统计局统计，2023年1-4月我国累计进口煤炭1.42亿吨，同比增速89%，相较往年同期进口量显著提升。政策利好叠加国际煤价优势，我国煤炭进口量2月以来达到近年来最高值，持续对国内煤炭价格造成下行冲击。 图表10：广州港进口煤价格（元/吨） 图表11：中国煤及褐煤进口数量（万吨，当月值） 存煤量维持高位，抑制煤价上行。我国动力煤库存自2023年初来持续攀升，当前维持近年高位状态。截至2023年5月底，CCTD主流港口煤炭库存达35783万吨，同比上升33%，环比4月上升37%。沿海八省库存超3600万吨，内地17省库存逾8300万吨，港口近期库存高位达3046万吨，我们预计较高的库存堆积水平将削减煤炭采购动力，持续压制煤价。 图表12：2017年-2023年5月CCTD主流港口煤炭库存（万吨） 2.1.2长协煤履约率提升，盈利韧性增强 政策加码，我国长协煤保障力度进一步加强。2022年12月，国家发改委发布《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》，本次工作方案相较2022年《工作方案》在保供、保价、长协履约率、履约监管方面提出更严格要求。 供需方面：供应范围扩大，需求范围缩减。1.供应范围扩大：新《方案》规定所有在产煤炭生产企业均可参与中长协供应，2022年参与长协合同保供仅为年产30万吨及以上煤炭生产企业。2.需求范围缩减：原有储备基地和化肥生产企业不再享受中长协煤炭供应，转向服务发电和供暖煤企业提供服务。 价格方面：长协煤基准价下调。新《方案》对煤电价格成本的有效疏导给予政策支撑，重新核定基准价。价格按照“基准价+浮动价”原则签订，下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行（2022年的700元/吨），浮动价实行月度调整。 履约率方面：中长期合同全覆盖。《方案》明确，合同双方需按确定的月度履约量足额履约，确有特殊原因、存在困难的，经双方协商一致可在月度之间适当调剂，但季度、全年履约量必须达到100%，2023年发电和供热用煤将实施中长期合同全覆盖，而2022年规定为单笔合同月度履约率不低于80%、季度和年度履约率不低于90%。 监管力度方面：惩戒措施操作性加强。新《方案》履约率监管更加严格，违约惩戒措施操作性更强。《方案》要求合同双方必须按照确定的月度履约量进行履约。未履行长协合同的违约企业，不仅对其通报约谈、督促签约，且对煤矿在新核准项目、新核增产能、铁路运力和金融支持等方面予以限制。作为保供煤矿的，调出保供名单，取消有关政策支持。对发电企业欠量资源后续补签按市场煤合同对待，不再享受电煤长协价格和运力保障。 长协煤履约率有望进一步提升，稳定火电盈利韧性。我们认为2023年煤炭长协履约率提升有两大核心驱动力。1.《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》对规范煤企签约、执行长协起到重要作用。政策支持和监管趋严背景下，煤企违约成本上升，提升履约率将成为煤企的重要工作。2.煤价持续下行致使长协煤与现货煤价价差逐步收窄，煤企长协煤履约积极性望提升。长协煤履约率提升叠加长协煤基准价下降，2023年火电企业利润体量、经营韧性有望大幅改善。 2.2销售端：电改如火如荼，火电盈利空间走扩 2.2.1量：全社会用电需求持续提升，收益结构望多元化 一、全社会用电需求持续提升，短期内火电仍为能源压舱石 短期看，高温来袭，夏季用电负荷预计增幅较大。根据国家气候中心，今年以来全国平均气温较常年同期偏高，3月上旬、4月中旬，平均气温为1961年以来历史同期最高，河南南部、安徽西部、江西西北部、湖南北部等地区平均气温偏高2℃；5月份，全国共有446个国家气象站日最高气温达到或突破5月历史极值。中电联预测，部分省份或出现阶段性高温热浪，在高峰时段可能出现用电紧张。2023年全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，同增6%，最高用电负荷可能比2022年增加近1亿千