电力行业深度：复苏节奏易改，向上趋势难移【国君能源运营】

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本报告导读：

成本端偏差扰乱火电盈利修复节奏，但火电景气度向上趋势难以逆转，建议逆向布局优质火电转型公司。

摘要：

投资建议：维持“增持”评级。基于“能源不可能三角”框架，推荐火电转型标的：国电电力、华能国际、申能股份，受益标的华润电力、中国电力、粤电力A、穗恒运A。

火电3Q22业绩改善趋势偏离预期。从目前火电公司已公布的22年三季报来看，火电公司盈利分化较大，市场普遍预期（3Q22业绩扭亏且环比改善）尚未兑现。

成本端偏差扰乱火电盈利修复节奏，但火电景气度向上趋势难以逆转。我们认为财务口径煤价降本进度低于预期是影响火电盈利修复节奏的主因：（1）煤炭中长期合同执行率实质性提升带来的结构性降本红利并未完整覆盖3Q22。考虑到政策执行周期，火电企业符合价格区间的煤炭采购占比提升节奏慢于预期。（2）迎峰度夏火电出力显著提升，增量部分或通过现货煤采购补充。我们判断煤炭中长期合同供应弹性不足，为保障电力供应，火电公司阶段性采购高价现货煤以满足增量电力需求。（3）经营口径采购成本变化趋势通常在财务报表上滞后反映。目前上市公司的存货计价方法主要为加权平均法，考虑到煤炭库存周期变化，我们认为经营口径的综合采购煤价变化趋势在财务报表上滞后反映，火电公司3Q22盈利尚未全部体现采购成本的边际变化。我们认为上述因素仅对于单季度盈利确认产生短期影响，火电景气度整体向上趋势难以逆转。（1）火电盈利尚未远离底部区间，若持续恶化或影响用电高峰期电力供应。（2）我们对电价政策保持乐观：市场电占比提升背景下，市场化交易电价已部分疏导燃料成本；中电联《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》中亦建议部分地区重新核定基准价，建立容量成本回收机制。（3）双碳背景下，火电企业积极转型，新能源已逐步成为火电盈利的支撑性业务。

能源转型框架下，火电的核心价值在于电源侧消纳优势强化新能源成长确定性。我们在22年10月发布的深度报告《降本诚可贵，转型价更高》中已明确观点：与市场普遍认知不同，我们认为当前阶段火电的核心价值不在于燃料成本下行带来的盈利修复（价的持续性弱），而在于火电的电源侧消纳优势强化新能源成长确定性（量的持续性强）。在本轮以新能源为核心的资产扩张周期内，火电转型公司有望获得可持续的估值溢价。

风险因素：

用电需求不及预期，新能源装机进度低于预期，上网电价低于预期，煤价涨幅超预期，电力市场化推进低于预期等。

1. 核心结论

我们认为“能源不可能三角”框架下，能源保供和能源转型为当前核心矛盾。在特高压建设低于预期、电网消纳受阻背景下，火电的电源侧消纳优势成为其获取新能源增量项目的独特加分项，火电转型公司的成长性强于纯新能源公司。

成本端偏差扰乱火电盈利修复节奏，但火电景气度向上趋势难以逆转，建议逆向布局优质火电转型公司。推荐火电转型标的：国电电力、华能国际、申能股份，受益标的华润电力、中国电力、粤电力A、穗恒运A。

2. 火电3Q22业绩改善趋势偏离预期

火电公司3Q22整体盈利改善幅度低于市场预期。从目前火电公司已公布的2022年三季报来看，火电公司盈利分化较大：（1）环比好转：国电电力3Q22归母净利润27.4亿元，环比+114%；长源电力3Q22归母净利润1.6亿元，环比+830%；建投能源3Q22归母净利润3.4亿元，环比扭亏；华能国际3Q22归母净利润-9.3亿元，环比减亏；（2）环比恶化：内蒙华电3Q22归母净利润3.9亿元，环比-42%；大唐发电3Q22归母净利润-6.4亿元，环比转亏。

我们认为市场普遍预期（3Q22业绩扭亏且环比改善）尚未兑现。

3. 成本端偏差扰乱火电盈利修复节奏，但火电景气度向上趋势难以逆转

3.1 成本端偏差

我们认为财务口径煤价降本进度低于预期是影响火电盈利修复节奏的主因，主要体现在以下方面：

（1）煤炭中长期合同执行率实质性提升带来的结构性降本红利并未完整覆盖3Q22。据新京报，22年7月初，国家发改委召开涉煤视频会议，会议提出要严格落实“三个100%”（签约率100%、履约率100%、价格政策100%）。考虑到政策执行周期，火电企业符合价格区间的煤炭采购占比提升节奏慢于预期。

（2）迎峰度夏期间火电出力显著提升，增量煤炭需求或通过现货煤采购补充。受高温、来水不足等因素影响，22年7/8/9月火电单月利用小时数419/454/365小时，同比+4.0%/+13.5%/+5.8%，亦超出近年同期均值。我们判断煤炭中长期合同供应弹性不足，为保障电力供应，火电公司阶段性采购高价现货煤以满足增量电力需求。

（3）经营口径采购成本变化趋势通常在财务报表上滞后反映。目前上市公司的存货计价方法主要为加权平均法，考虑到煤炭库存周期变化，我们认为经营口径的综合采购煤价变化趋势在财务报表上滞后反映，火电公司3Q22盈利尚未全部体现采购成本的边际变化。

3.2 火电景气度向上趋势难以逆转

我们认为成本端偏差对于市场判断火电短期盈利修复节奏产生扰动，但从中长期维度，火电景气度向上趋势业已形成。

（1）火电盈利尚未远离底部区间，若持续恶化或影响用电高峰期电力供应。

2022年以来火电盈利已进入底部回升通道，2Q22 SW火电单季度ROE为0.45%，环比+0.22 ppts；2022年1~9月电力、热力的生产与供应业利润总额2829亿元，累计同比+11.4%，增速转正（2022年1~8月累计同比-2.0%）。

2022年迎峰度夏电力保供压力突出。据中电联《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》，2022年迎峰度夏期间，我国出现了近几十年持续时间最长、影响范围最广的极端高温天气，叠加三季度经济恢复增长，我国用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势尤为紧张。

预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧，火电保供作用凸显。根据中电联《中国电力行业年度发展报告2022》预测，到2025年全国全社会用电最大负荷为16.3亿千瓦，较2021年新增4.4亿千瓦。以增量角度判断，我们预计2022-2025年新增实际累计可控电源供应能力在夏季/冬季分别为2.4/2.3亿千瓦。从电力负荷平衡视角，我们预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。火电作为实现电力负荷平衡的重要电源，“十四五”期间仍存发展空间。火电盈利的持续恶化或影响高峰期电力供应。

（2）我们对于电价政策保持乐观。随着电力市场化改革推进，电力价值逐步在价格端显现：2022年以来市场电占比显著提升（1~3Q22全国市场电量占比59.9%，同比+16 ppts），市场化交易电价上浮以部分疏导燃料成本。中电联《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》提出：协调督促各地区严格落实发改价格〔2021〕1439号文件，确保煤电价格切实上浮到位，疏导煤电企业成本；对电价上浮后仍与煤价水平错位的地区，考虑重新核定基准价，尽快缓解企业经营困难形势，提升保供能力；对因承担保供责任保持低负荷运行的煤电企业，建立煤电配套调峰的容量补偿机制，完善供热价格形成和调整机制；探索建立容量成本回收机制。

（3）双碳背景下，火电企业积极转型，新能源已逐步成为火电盈利的支撑性业务。碳中和政策背景下新能源发电有望保持高速发展，火电企业积极调整能源结构，转型趋势下新能源逐步取代传统火电，成为支撑企业盈利主体。

4.火电核心价值在于新能源的可持续成长

我们在2022年10月发布的深度报告《降本诚可贵，转型价更高》中已明确观点：与市场普遍认知不同，我们认为当前阶段火电的核心价值不在于燃料成本下行带来的盈利修复（价的持续性弱），而在于火电的电源侧消纳优势强化新能源成长确定性（量的持续性强）。基于能源转型框架，在特高压建设低于预期、电网消纳受阻背景下，火电的电源侧消纳优势成为其获取新能源增量项目的独特加分项，火电转型公司的成长性强于纯新能源公司。

我们认为2021年以来，火电已进入能源转型驱动的新一轮资产扩张周期。新型电力系统构建过程中，新能源是电源侧投资的主要方向，是资产长期扩张的核心。

资产扩张及盈利改善阶段，火电行业获得估值溢价，但前者持续性更强。复盘2003年及2021~2022年的估值变化，在资产扩张周期，火电行业获得可持续的估值溢价（绝对估值与相对估值双升）；在2012~2014年的盈利改善阶段（主要为煤价下行驱动），火电行业绝对估值持续下降（与业绩变化趋势相反），相对估值仅阶段性提升、且波动剧烈。在本轮以新能源为核心的资产扩张周期内，火电转型公司有望获得可持续的估值溢价。

5. 风险提示

1）用电需求不及预期：若用电需求增长不及预期，火电装机利用率可能出现下行风险。

2）上网电价低于预期：电力行业公司盈利对上网电价较敏感，若后续国内电价低于预期，将影响行业内公司发电业务利润。

3）煤价涨幅超预期：煤价若持续上涨或维持更高水平，可能影响火电行业现金流及盈利情况。

4）新能源装机进度低于预期：新能源是火电及转型公司核心扩张方向，若装机受到政策、市场环境、产业环境等因素影响，可能导致公司转型和增长不及预期。

5）电力市场化推进低于预期：若电力市场化推进进度低于预期，电力行业经营压力难以疏导，将影响行业内公司盈利及增长动力。

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