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”-230529（19页）.pdf

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1、 敬请参阅最后一页特别声明 1 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 煤价下行的行业大煤价下行的行业大中，中，2 23 3 年年沿海纯火电业绩弹性更大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

2、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。绿电转型绿电转型+增容调峰增容调峰，火电企业中长期火电企业中长期仍具备仍具备成长性成长性。1）“双碳”目标下，重塑能源结构是必

3、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。火电火电盈利模式盈利模式逐步逐步改变改变，中长期盈利稳定性增加中长期盈利稳定性增加。1）火电“增容减量”+灵活性改

4、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。E EV/V/装机装机比值比值比比 P PB B 和和 P PE E 更能反映

5、更能反映当前当前火电火电的的合理估值合理估值。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

6、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。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 2 内容目录内容目录 一、煤价下行的行业大中，沿海纯火电业绩弹性更大.4 1.1 2023 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