煤电一体化：孕育红利低波的摇篮

2024年03月04日 环保及公用事业 煤电一体化：孕育红利低波的摇篮 行业分析 证券研究报告投资评级领先大市-A维持评级 红利低波表现占优： 首选股票目标价（元）评级 环保及公用事业 沪深300 31% 21% 11% 1% -9% -19% -29% 2023-032023-072023-102024-02 行业表现 随着我国经济规模体量不断提升，许多行业逐步从过去的高速增长阶段进入到稳定成熟阶段，市场逐步从过去偏重“成长”转变为“成长”与“红利”并重。与传统高股息策略相比，红利低波策略加入基本面低波动的考量，避免传统高股息策略基本面恶化的“价值陷阱”。投资回报方面，2021年、2022年、2023年、2024年初至2024年3月1日，红利低波指数相对于沪深300指数分别实现了20.45%、19.73%、19.05%和6.77%的相对收益，过去3年多红利低波指数大幅跑赢沪深300指数。 公用事业板块天然具备红利低波属性： 999563399 由于水、电、燃气等公用事业与居民生活息息相关，一定程度上属于刚性需求，因此公用事业为典型的低波动行业。以公用事业行业最典型的低波动板块水电为例，其电量享受清洁能源优先调度权、电价在各种电源中存在比较优势、成本端折旧占比高，因而是典型的长期稳 定性资产。公用事业行业中，水电、核电、煤电一体化、城市燃气、水务、垃圾发电等领域均具备低波动潜质。 煤电一体化是孕育红利低波的摇篮： 传统火电的业绩存在波动性，连续三年的煤价高位运行，导致2021- 2023年火电企业燃料成本占比大幅提升，火电企业业绩承压。为保障火电盈利，发改委推动电煤长协比例提升、推行容量电价，但火电电价、煤价两端浮动的属性依然导致其盈利不够稳定。而煤电一体化可以使煤矿和火电厂建立一种互补的、长效的利益共享、风险共担机制，降低因煤价波动带来的经营风险，确保电厂燃料的长期稳定供应，因而使其具备更加稳定和丰厚的盈利。 投资建议：在电力板块中，除水电、核电外，煤电一体化是另一个孕育红利低波的摇篮。建议重点关注中煤集团旗下煤电一体化平台【新集能源】、陕西省优质煤电一体化平台【陕西能源】，华 能集团旗下内蒙区域煤电一体化平台【内蒙华电】。 风险提示：宏观经济周期波动风险、生产安全风险、环保风险、煤电联营项目推进进度不及预期、政策推进不及预期、下游用电需求不及预期。 资料来源：Wind资讯 升幅%1M 相对收益-7.1 绝对收益2.9 3M -14.4 -12.9 12M -4.5 -18.8 周喆分析师 SAC执业证书编号：S1450521060003 zhouzhe1@essence.com.cn 朱心怡分析师 SAC执业证书编号：S1450523060001 zhuxy@essence.com.cn 朱昕怡联系人 SAC执业证书编号：S1450122100043 相关报告分步、有序、差异化推动上 2024-03-03 市公司加强可持续发展信息披露看好“低波红利”长期投资 2024-02-25 主线，煤价波动下重点关注煤电联营交易所强制部分公司发布 2024-02-25 ESG报告，ESG信披有望优化继续推荐“低波红利”及“中 2024-02-04 股息+确定性成长”环保公用稳健资产 zhuxy1@essence.com.cn 内容目录 1.红利低波表现占优3 2.公用事业板块天然具有红利低波属性3 3.煤电一体化是孕育红利低波的摇篮5 3.1.传统火电业绩存在波动性5 3.2.煤价长协和容量电价，优化火电业绩稳定性6 3.3.煤电一体化，攫取煤电全产业链盈利8 4.投资建议9 5.风险提示9 图表目录 图1.红利低波指数与沪深300指数对比3 图2.各省燃煤基准电价与水电龙头上网电价对比（元/kWh）4 图3.水电成本构成趋势图（以长江电力为例）5 图4.各电源龙头2022年平均度电成本对比（元/kWh）5 图5.2012年以来中信三级水电板块净利润及增速5 图6.主要水电企业2022年分红比例及股息率5 图7.主要火电企业燃料成本占总营业成本比重6 图8.秦港Q5500动力煤市场价（元/吨）6 图9.电力、煤炭板块业绩存在跷跷板效应6 图10.不同类型火电企业度电毛利对比（元/kWh）8 表1：水电定价机制4 表2：2021-2023年电煤合同对比7 表3：建立煤电容量电价机制政策重点内容7 表4：省级电网煤电容量电价表7 表5：国神集团煤电一体化项目充分发挥协同效应，实现降本增效8 1.红利低波表现占优 根据国家统计局《2023年国民经济和社会发展统计公报》，2023年全年，我国国内生产总值（GDP）为126万亿元，同比增长5.2%。2023年，高技术制造业、装备制造业占规模以上工业增加值比重分别升至15.7%、33.6%；电子商务交易额比上年增长9.4%；信息传输、软件和信息技术服务业增加值增长11.9%。随着我国经济规模体量不断提升，许多行业逐步从过去的高速增长阶段进入到稳定成熟阶段，因此从投资回报的角度，逐步从过去偏重“成长”转变为“成长”与“红利”并重。 “红利”投资中既有传统的高股息策略，也有“红利低波”策略。传统高股息策略以历史高分红作为主要的投资依据，但如果企业的基本面发生较大变动，分红将会产生较大的不确定性。“红利低波”策略则加入了基本面低波动的考量，追求企业业绩的稳定性和确定性，可避免传统高股息策略基本面恶化的“价值陷阱”。 投资回报方面，2021年、2022年、2023年、2024年初至2024年3月1日，红利低波指数相对于沪深300指数分别实现了20.45%、19.73%、19.05%和6.77%的相对收益，过去几年红利低波指数大幅跑赢沪深300指数。 图1.红利低波指数与沪深300指数对比 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 资料来源：Choice，国投证券研究中心 红利低波指数沪深300指数 2.公用事业板块天然具有红利低波属性 由于水、电、燃气等公共事业与居民生活息息相关，在一定程度上为刚性需求，因此公用事业属于典型的低波动行业。以公用事业行业最典型的低波动板块水电为例，其电量、电价、成本三方面均具备较高确定性，为典型的长期稳定性资产。 从电量端看，水电作为清洁能源具有优先调度权，受用电需求影响较小。在电网调度排序中，水电的上网优先级仅次于新能源发电，同时，水电站通常与电网公司签订购售电合同， 上网电量有一定保障。近年来，国家出台相关政策保障水电等清洁能源的优先消纳。2018年10月，国家发改委与能源局发布的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》中要求到2020年全国水能利用率达到95%以上。2020年3月国家能源局发布的《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》进一步明确清洁能源优先上网与全额保障性收购。 从电价端看，水电电价低、下行风险小。当前水电上网电价的定价方式主要包括四类:成本加成定价、标杆定价、倒推电价定价和市场化定价。成本加成定价方式多用于早期的水电 站，2014年我国发改委进一步完善水电价格形成机制，成本加成定价方式不再使用。通知规定，对于2018年及以后投产的水电站，跨省跨区域的交易价格根据倒推定价的方式进行确定，省内消纳电量上网电价实行标杆电价制度，以省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场情况和水电开发成本制定。同时，国家积极鼓励通过竞争方式确定水电价格，水电上网电价定价方式逐步趋于市场化。 定价方式机制介绍 表1：水电定价机制 成本加成定价 传统定价机制。实行一厂一价，采用“成本+利润+税金”的定价模式，包括还本付息电价、经营期电价。多用于2021年4月年前已建水电站、2021年4月后投产中小型水电站，且所在省份未公布标杆价格；2021年4月后投产的部分大型水电站。 标杆定价以省级电网企业平均购电价格为基础，结合电力市场和水电开发成本考量定价。多用 于省内消纳电量。 倒推电价定价倒推电价是根据省区所购买同期平均上网电力价格在扣减输电电价之后同时根据各省 区购买电力的加权平均值来确定。 市场化定价竞争性售电，市场化电厂需在电力交易中心注册。 资料来源：《长江电力价值手册2022》，国投证券研究中心 国内大型水电站电量通常为点对点跨省销售，以签订购售电合同为主，以长江电力为例，根据《长江电力价值手册2021》中披露的2020年公司购售电合同签署情况，三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝电站合同售电量分别占比高达81.0%、95.3%、92.5%、94.9%，购售电合同签订背景下上网电价基本保持稳定，对于体量相对较小的水电站，电量通常为点对网销售（进入省网），市场化占比相对较高。由于水电发电成本远低于火电和新能源发电，因此水电上网电价较低，以国内部分水电龙头长江电力、华能水电、川投能源为例，上述三家水电企业2022年平均上网电价分别为0.27、0.21、0.20元/kWh，远低于大部分省份燃煤基准电价，低电价优势凸显，从长期来看电价下行风险较小。 图2.各省燃煤基准电价与水电龙头上网电价对比（元/kWh） 资料来源：各政府网站、公司公告，国投证券研究中心注：各水电企业平均上网电价参考公司2022年数据 从成本端看，水电成本以折旧为主，长期成本可下降空间大。从发电成本的角度来看，虽然水电前期建造成本高，周期长，但建成后发电成本远低于其他电源。不同于火电，水力发电不需燃料燃烧，水电成本中折旧费用等固定成本占比较高，其他可变成本（包括燃料费、 人工费、运维费等）占比较低。以长江电力为例，根据《长江电力价值手册2021》中对营业成本的拆分，折旧占公司成本比重高达40%左右，其次是财务费用。因此，在折旧和债务到期前，公司水电度电成本较为稳定。此外，根据各水电企业公司公告披露，公司水电大坝的平均折旧年限为40-60年，机器设备的平均折旧年限为5-32年，远低于大型水电站约100年的实际可用年限，因此从长期看，在水电机组和大坝折旧计提结束后，水电营业成本有望实现大幅下降，盈利能力将进一步提升。 横向对比各电源类型发电成本，水电发电成本具备显著优势。横向对比各大电源类型龙头企业，2022年长江电力平均度电成本为0.12元/千瓦时，远低于其他电源类型发电成本，若除去折旧费用，水电的成本优势将更为突出。 100% 80% 60% 40% 20% 4% 4%4%4% 4%3 % 0% 201620172018201920202021 折旧销售和管理费用财务费用其他 9.70 0.30 6.40 4.70 4.70 4.10 图3.水电成本构成趋势图（以长江电力为例）图4.各电源龙头2022年平均度电成本对比（元/kWh） 0.45 0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 长江电力节能风电中国广核太阳能华电国际 资料来源：《长江电力价值手册2022》，国投证券研究中心资料来源：公司公告，国投证券研究中心 受益于电量、电价、成本三方面稳定，水电整体业绩确定性相对较高。根据中信三级水电行业统计数据，水电板块在2018年之前受益于大型水电项目持续投产净利润增速较高， 2018年至今随着大型水电站投产增速放缓，水电业绩波动较小，作为长期成长空间有限且业绩高确定性资产，水电整体分红比例较高，长江电力、华能水电、川投能源、桂冠电力几家水电龙头2022年分红比例均在40%以上，其中长江电力达到90%以上。 图5.2012年以来中信三级水电板块净利润及增速图6.主要水电企业2022年分红比例及股息率 500 400 300 200 100 0 20122013201420152016201720182019202020212022 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% 100% 80% 4.0% 60% 3.0% 40% 2.0% 20% 0% 甘肃能源黔源电力华能水电桂冠电力川投能