第六大火电，核电压舱、中来破局

省级电企龙头，占据浙江省统调装机的半壁江山：截至2022年底，公司管理机组总装机容量3311.28万千瓦，对比A股电力板块中的16家省级电企在2022年度的装机容量和发电量情况，公司均高居榜首，是全国最大的地方性发电企业、也是仅次于5家发电央企核心火电平台的全国第六大火电企业。 煤电业绩反弹，高股息可期：“十四五”期间，需求侧浙江省实际用电增速或再次高于规划预期；供给侧浙江省可控装机增长空间有限，我们测算负荷缺口约为735~1355万千瓦。我们将上网电价、煤价、利用小时归为影响煤电业绩的核心三要素，在当前电力供应偏紧的局面下，浙江省内火电利用小时、上网电价有望维持当前高位；成本端自2022年底以来，电煤价格持续下降，1H23业绩预告已验证公司业绩修复高弹性。2016-2020年，公司正常经营年度虽业绩存在波动，但公司每年分红比例维持在50%（含）以上的水平，股息率更是自2017年起逐年增长，2020年股息率高达6.2%。随着公司业绩修复，公司有望恢复之前高比例分红政策。 核电收益丰厚，为业绩压舱：公司深度布局核电领域，截至2022年末，公司在运核电权益装机约247.61万千瓦，在建（含已核准项目）核电权益装机约155.76万千瓦，合计约403.37万千瓦。核电板块稳定的投资收益对公司盈利能力提供了有力的支撑。在2017-2020年间，公司核电投资收益占年度投资净收益的年均比例约47%，占年度利润总额的年均比例约21%；21、22年煤价大涨、火电亏损的困境下，核电收益部分缓解了公司的业绩压力。 借中来破局新能源：中来股份主要有光伏背板、电池及组件、光伏应用系统三大业务，受限于浙能集团内部的业务划分与同业竞争关系，公司难以直接控股发展集中式风、光新能源项目。此番入主中来，双方有望在户用光伏开发领域实现深度合作，实现公司新能源发展破局。 投资建议：在当前电力供应紧张局面下，公司火电机组利用小时与电价有望维持高位，1H23业绩预告已验证公司业绩修复高弹性。公司正常经营年度分红比例维持在50%（含）以上的水平，随着公司业绩修复，高股息回报可期。核电板块稳定的投资收益对公司业绩提供了有力的支撑，且有望随参股在建项目投产进一步提升。通过入主中来股份，公司有望破局新能源发展桎梏。预计公司23/24/25年EPS分别为0.42/0.46/0.48元，对应2023年8月1日收盘价PE分别12.1/11.0/10.4倍。参考行业可比公司平均估值水平，给予公司2023年13.0倍PE，目标价5.46元，首次覆盖，给予“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）宏观经济下行导致用电需求下降的风险；2）燃料价格高位运行导致成本高企的风险；3）电力市场竞争降低上网电价的风险；4）政策推进不及预期的风险；5）中来股份业务发展不及预期的风险。 盈利预测与财务指标项目/年度 1省级电企龙头，占据浙江省统调装机的半壁江山 浙江浙能电力股份有限公司（以下简称“公司”）前身为浙江省电力开发有限公司，经浙江省国资委《关于浙江省电力开发有限公司整体变更设立为浙江浙能电力股份有限公司的批复》（浙国资企改[2011]27号）批准成立，于2011年10月31日整体变更为浙能电力。2013年12月19日，浙能电力发行A股股份换股吸收合并浙江东南发电股份有限公司实现整体上市。 公司股权结构高度集中，截至2023年一季度末，浙能集团直接、间接持有公司69.45%、3.73%的股份，为第一大股东，实控人为浙江省国资委。浙能集团成立于2001年，主要从事电源建设、电力热力生产及供应、可再生能源的开发利用、石油煤炭天然气开发贸易流通、新型能源设备制造、能源服务和能源金融等业务。 截至2022年底，浙能集团总资产2991亿元，净资产1382亿元，控股浙能电力、浙江新能、宁波海运、中来股份和锦江环境五家上市公司；控股管理电力装机总容量3909万千瓦，占浙江省装机容量的33.1%；年供应电煤6107万吨，年供气量150亿立方米（含代输），占浙江省天然气消费总量的83.4%。 浙能集团旗下拥有两大电力资产开发与运营主体，浙江新能主要负责集团可再生能源业务板块的开发与运营，公司作为集团火电资产运营平台，辅以提供热力产品，以及对核电投资。 图1：浙能电力股权结构（截至1Q23） 公司火电装机集中于浙江省，是省内规模最大的火力发电企业，省外（安徽、宁夏、新疆）参、控股机组亦主要为送浙火电机组。截至2022年底，公司管理机组总装机容量3311.28万千瓦，省内统调煤电装机容量约2419万千瓦，约占全省统调煤电装机容量的55%。 剔除受托管理的温州燃机、温州特鲁莱发电、淮浙凤电一期，从控股口径统计，截至2022年末，公司控股火电装机容量3047.96万千瓦，其中，煤电2679.50万千瓦，气电368.46万千瓦。从权益口径统计，截至2022年末，公司权益火电装机容量3178.40万千瓦，其中，煤电2750.50万千瓦，气电427.90万千瓦。 表1：浙能电力控、参股火电装机电厂 在建项目方面，乐清三期2台100万千瓦级高效超超临界燃煤机组已经在今年投产，六横二期在建的2台100万千瓦级超超临界二次再热高效机组，首台机组预计于2024年底建成投产。 表2：“十四五”期间浙能电力预计新增装机项目 对比A股电力板块中的16家省级电企在2022年度的装机容量和发电量情况，公司均高居榜首，是全国最大的地方性发电企业。即使与央企旗下全国性发电运营上市公司相比较也不遑多让，装机规模及发电量仅次于华能国际、国电电力、大唐发电、华电国际、华润电力。 图2：A股16家省级发电上市公司2022年控股装机容量对比 图3：A股16家发电上市公司2022年发电量对比 2煤电业绩反弹，高股息可期 2.1浙江省内用电需求超预期，电力供给偏紧 2.1.1需求侧：实际用电增速或再次高于规划预期 2016年8月，浙江省发改委、省能源局印发了《浙江省电力发展“十三五”规划》。规划对“十三五”期间浙江省内的用电需求做出了预测，到2020年，全省最高负荷、用电量分别为8030万千瓦、4220亿千瓦时，“十三五”期间年均增长分别为5.0%、3.5%。而实际情况却与规划预期大相径庭，2020年浙江省全省最高负荷、用电量分别为9268万千瓦、4830亿千瓦时，“十三五”期间年均增长分别为8.1%、6.3%。实际全省最高负荷、用电量及同比增速分别超出规划预测值1238万千瓦、610亿千瓦时，3.1、2.8个百分点。 2021年6月，浙江省印发了《浙江省电力发展“十四五”规划》(征求意见稿)。规划预测，到2025年，全省最高负荷、用电量分别为11810~12430万千瓦、6020~6300亿千瓦时，“十四五”期间年均增长分别为5.0~6.0%、4.5~5.5%。 “十四五”的前两年，浙江省全社会用电量分别为5514、5799亿千瓦时，同比分别增长14.2%、5.2%，较预测最大年均增速分别+8.7pct、-0.3pct。 图4：2016-2022年浙江省用电量及增速 图5：2016-2022年浙江省发电装机容量及增速 2.1.2供给侧：可控装机增长空间有限，火电利用小时回升 自“十三五”开始，风光新能源发展提速，浙江省内火电机组建设步伐放缓，整个“十三五”期间仅新增火电装机127万千瓦，而同期新能源新增装机达到1434万千，新能源装机快速增长及并网需求挤压省内火电机组出力。而外来电量的快速增长也对浙江省内火电机组利用小时数形成压制。综合影响下，“十三五”期间省内机组发电量增速持续低于用电量增速，省内火电机组利用小时数持续下降，2020年下滑至3888小时。 根据《浙江省电力发展“十四五”规划（征求意见稿）》，“十四五”期间浙江省预计煤电新增装机632万千瓦，气电新增装机700万千瓦，新增火电装机共1332万千瓦；新增水电装机355万千瓦；核电装机120万千瓦；新增可控装机约1807万千瓦，根据规划到2025年浙江省电力最高负荷为11810~12430万千瓦，新增最高负荷约2542-3162万千瓦，则新增可控装机负荷缺口为735~1355万千瓦。 表3：浙江省电力发展“十四五”规划（单位：万千瓦）电源2020A 近两年因浙江省电力供需偏紧，火电利用小时数触底反弹。考虑到煤电机组2~3年的建设周期，浙江省新核准的煤电机组在短时间难以缓解当前的电量供应紧张状况，短期内其他电源增量有限的情况下省内存量火电机组仍需扛起保供大旗，火电利用小时有望提升。 图7：2016-2022年浙江省新增装机容量结构（单位：万千瓦） 图6：2016-2022年浙江省新增装机容量情况 图8：2016-2022年浙江省发、用电量情况 图9：2016-2022年浙江省火电利用小时情况 2.2煤价下行，盈利修复 前文已述“十三五”期间浙江省内火电机组平均利用小时程下降趋势，公司火电电量、营收在2018-2020年间亦出现下滑，面对困境公司加快供热业务发展。 公司发电量由2016年的1037.67亿千瓦时增长至2022年的1519.86亿千瓦时，6年CAGR为6.6%；而供热量由2016年的1074.37万吨增长至2022年的3074.77万吨，同期CAGR为19.2%。2022年公司电力业务收入638.84亿元，同比增长21.3%；热力业务收入77.22亿元，同比增长25.5%。 随着热力及煤炭贸易收入的快速增长，公司电力业务收入占营收的比例由2016年的92.5%下降至2017年的79.7%。热力收入占营业的比例由2016年的4.2%提升至2022年的9.6%，呈逐年增长趋势。 图10：2016-2022年浙能电力发电量情况 图11：2016-2022年浙能电力供热量情况 图12：2016-2022年浙能电力营业收入情况 图13：2016-2022年浙能电力营业收入结构 我们将上网电价、煤价、利用小时归为影响煤电业绩的核心三要素，浙江省内煤电机组上网电价政策变动较为频繁，2021年公司火电平均上网电价未大幅上行，2022年公司平均上网结算电价同比提高18.4%至0.436元/千瓦时（不含税）。相较于电价变化，受供需影响，煤价波动更加市场化，因此煤电企业业绩随着煤价的变化而周期性变化。自2016年年中电煤价格开始上行，2016年、2017年公司业绩下滑；自2018年初电煤价格逐渐下行，公司业绩逐渐修复；到2021年年中，电煤供应紧张，价格飙升，但电价调整滞后，公司2021年全年归母净利润亏损8.55亿元。2022年，电煤价格持续高位震荡，电价上行仍难以对冲燃料成本激增，全年亏损扩大至18.22亿元。 2023年年初以来，电煤价格快速下降，火电企业业绩大幅改善，7月14日公司发布1H23业绩预告，预计实现归母净利润23.48~31.77亿元，同比增长490.0%~698.2%；预计实现扣非归母净利润22.15~29.97亿元，同比增长1144.4%~1538.7%。 图14：2016-2022年浙能电力火电平均上网电价 图15：秦皇岛港Q5500动力煤价格走势 图16：2016-2022年浙能电力电力业务毛利润情况 图17：2016-2022年浙能电力归母净利润情况 2.3坚持高分红，高股息可期 对比同行业可比公司，公司盈利能力较强，2016-2020年年均ROE（加权）达到8.2%，仅低于福能股份（9.9%），高于央企电力平台如华能国际（4.1%）、华电国际（5.2%），亦高于省级电力平台中规模仅次于自己的粤电力A（4.1%）。2016-2020年，公司正常经营年度虽业绩存在波动，但公司坚持高比例分红，每年分红比例维持在50%（含）以上的水平，股息率更是自2017年起逐年增长，2020年公司每股分红0.225元，分红比率为50%，股息率达6.2%。 2021、2022两年因亏损未进行现金分红，随着公司业绩修复，公司有望恢复之前高比例分红政策。按照我们测算的2023年公司归母净利润，