电力行业深度：成本端改善表象下的相对优势扩张【国君能源运营】

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本报告导读：

盈利与扩表周期共振，火电景气度相对优势强化。

摘要：

投资建议：维持“增持”评级。火电股价值不仅局限于成本端改善，更应重视盈利与扩表周期共振下的行业价值重构机会。受益于DDM估值模型分子、分母端的双重改善，火电价值有望重塑。火电推荐：1）高胜率公司：内蒙华电、国电电力、申能股份；2）央企龙头：华能国际、华电国际、国投电力。

一季报印证复苏，火电盈利仍处于上行通道。1Q23火电行业毛利率9.7%，同比/环比+3.1/+3.8 ppts；净利率4.0%，同比/环比+2.9/+9.5 ppts；ROE 1.4%，同比/环比+1.2/+3.5 ppts。1Q23火电行业ROE大幅好转，但参考历史均值和合理水平仍有修复空间，火电主要受益于成本端稳步改善下的点火价差修复：1）长协煤合同实际兑现率提升；2）现货煤价持续下行。

盈利与扩表周期共振，景气度相对优势强化。新型电力系统构建过程中，能源转型和能源保供方向明确，火电行业迈入新一轮资产扩张周期。盈利与扩张周期共振，火电股有望迎来业绩与估值的“戴维斯双击”。从估值维度来看，火电行业连续两年亏损叠加永续债融资规模扩张，火电历史表观PB估值“失真”（公司和行业PB计算口径分母端通常为剔除永续债的归母净资产）。参考火电行业历史绝对和相对PB，当前估值仍具备安全边际（两者2010年至今估值历史分位数分别为43%和59%）。从行业比较维度来看，经济弱复苏预期下全行业整体预期ROE下修，而火电处于ROE回升周期，景气度相对优势强化。此外，在无风险利率下行且火电景气度维持向上趋势背景下，随着火电盈利水平好转，部分历史分红比例较高的火电股预期分红价值有望提升。

改革预期升温，火电价值有望重构。中电联预测2025年全国全社会用电最大负荷较2022年新增3.4亿千瓦。考虑到火电投产节奏因素，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。我们认为未来政策有望通过容量电价等方式推动火电装机增长、保障顶峰电力供应，而火电商业模式有望在新型电价机制中得以重塑，煤电机组利润中枢将稳定至合理水平（ROE波动性将大幅减弱）。

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，煤价超预期，电力市场化推进低于预期等。

1. 核心结论：成本端改善表象下的相对优势扩张

成本端改善表象下的相对优势扩张。市场认为火电受煤价下降因素催化持续上涨。我们认为本轮火电的价值不仅在于成本端改善，更在于火电盈利与扩表周期的共振：1）盈利周期方面，火电行业2023年一季报印证复苏，现货煤价下跌，长协兑现率提升，火电业绩仍有修复空间。近期经济数据短期偏弱，市场无风险利率下行，在市场整体盈利预期可能下修的背景下，火电ROE趋势向上，比较优势明确。2）扩张周期方面，能源转型和能源保供驱动新型电力系统建设，火电公司资产负债表扩张趋势明确。此外，电力供需偏紧形势下改革预期升温，商业模式有望产生实质性变革。受益于DDM估值模型分子、分母端的双重改善，火电价值有望重塑。

推荐标的：（1）高胜率公司内蒙华电、国电电力、申能股份，（2）央企龙头华能国际、华电国际、国投电力。

2. 

一季报印证复苏，火电盈利仍处于上行通道

火电行业全面修复，我们预计市场煤价下行叠加长协比例提升，火电盈利仍有上行空间。1Q23火电行业毛利率9.7%，同比/环比+3.1/+3.8 ppts；净利率4.0%，同比/环比+2.9/+9.5 ppts；ROE 1.4%，同比/环比+1.2/+3.5 ppts。1Q23火电行业ROE大幅好转，但参考历史均值和合理水平仍有修复空间，火电主要受益于成本端稳步改善下的点火价差修复：1）长协煤合同实际兑现率提升；2）现货煤价持续下行（2023年现货煤价整体下行，我们测算1Q23秦皇岛港Q5500动力煤均价1130元/吨，环比-197元/吨；截至5月12日，秦皇岛港Q5500动力煤价进一步降至975元/吨）。

3. 

 盈利与扩张周期共振，景气度相对优势强化

3.1 火电盈利与扩张周期共振，估值具备安全边际

盈利与扩张周期共振。新型电力系统构建过程中，能源转型和能源保供方向明确，火电行业迈入新一轮资产扩张周期（详见我们2022年10月的报告《降本诚可贵，转型价更高—电力专题系列报告（一）》、2022年12月的报告《火电复盘启示：煤价并非主导，溢价源于扩张—电力专题系列报告（四）》）。如前文所述，火电盈利仍处于上行通道；盈利与扩张周期共振，火电股有望迎来业绩与估值的“戴维斯双击”。

火电行业连续两年亏损、叠加永续债融资规模扩张，火电历史表观PB估值“失真”。2021年下半年以来火电行业亏损，火电行业公司合计归母净资产受损严重，我们认为，公司和行业PB计算口径的分母端通常为剔除永续债的归母净资产；受行业2021~2022年大幅亏损、永续债占比提升等因素，分母端因素导致表观火电历史PB估值“失真”。

参考火电行业历史绝对和相对PB，当前估值仍具备安全边际。根据Wind数据，截至2023年5月12日，火电行业PB（LF）估值约1.24倍，估值历史分位数（参考2010年至今）43%，低于2010年以来平均估值（1.42倍）和估值中位数（1.34倍）；火电行业/全部A股的相对PB估值约0.77，历史分位数（参考2010年至今）59%。考虑到前述分母端调整因素，火电隐含PB估值仍具备安全边际。

3.2 火电景气度逆势向上，相对优势凸显

经济内生动能短期略有压力。2023年4月CPI同比+0.1%（2023年3月同比+0.7%），环比-0.1%；同期PPI同比-3.6%（2023年3月同比-2.5%），环比-0.5%。2023年4月社会融资存量规模同比+10.0%（与2023年3月增速持平）。根据国泰君安证券研究所宏观组观点（详见2023年5月的报告《内生融资修复仍待支持》）：实体内生修复动能短期略有放缓，居民企业支出意愿相对谨慎。

4月制造业PMI环比略有下滑。2023年4月制造业PMI为49.2%，环比-2.7 ppts。2023年4月新订单PMI为48.8%，环比-4.8 ppts；新出口订单PMI为47.6%，环比-2.8 ppts；以新订单减去产成品库存衡量的PMI领先指数短期回落。

火电逆势向上，相对优势强化。经济弱复苏预期下，全行业整体预期ROE下修，火电处于ROE回升周期；火电行业与全行业景气度剪刀差预期收窄，相对优势强化。

无风险利率下行，火电预期分红价值凸显。2023年5月中债10年期国债到期收益率月度均值为2.73%，环比-0.10 ppts；2023年5月Shibor（1个月）收益率月度均值为2.24%，环比-0.07 ppts。我们认为在无风险利率下行且火电景气度维持向上趋势背景下，随着火电盈利水平好转，部分历史分红比例较高的火电股预期分红价值有望提升。

4. 

电力供需偏紧、改革预期升温，火电价值有望重构

预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。根据中电联预测：1）到2025年全国全社会用电最大负荷为16.3亿千瓦，较2022年新增3.4亿千瓦；2）正常气候情况下2023年我国最大电力负荷13.7亿千瓦左右，同比+0.8亿千瓦（若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能同比+1.0亿千瓦左右）。根据我们电力负荷平衡表测算，除火电外2023-2025年新增可用电源装机夏季为0.81亿千瓦，冬季为0.76亿千瓦。考虑到火电投产节奏等因素，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。

容量电价政策呼之欲出。2022年11月《电力现货市场基本规则》（征求意见稿）提出各地按照国家要求并结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。2022年已有山东、云南等部分省份尝试开展不同类型的煤电容量补偿机制。我们认为在当前完善电力保供机制及现货市场建设加速的时间节点，全国性容量电价机制政策出台已是呼之欲出（详见我们2023年3月的报告《容量电价：拨云见日，价值重构—电力专题系列报告（七）》）。

容量补偿收入较为固定，优化煤电商业模式。我们认为煤电容量补偿机制出台后将弱化煤电企业ROE波动：1）煤电机组固定投资成本通过容量补偿机制收回，电量电价收益只需覆盖燃料成本、人工成本及财务费用等即可实现盈利（无需覆盖折旧成本）；2）参考国内外容量补偿政策实施经验，容量补偿标准出台后金额往往相对固定，煤电企业收入可预期性亦大幅提升；3）煤电向调节型电源转变后，利用小时数下降将带动单位装机耗煤量下降，机组盈利对煤价波动的敏感度将大幅降低。

我们基于典型煤电机组ROE的敏感性测算表明：容量补偿价格每上涨50元/千瓦·年，煤电机组ROE提升约3.6 ppts；点火价差每增加0.01元/千瓦时，煤电机组ROE提升约2.7 ppts。

ROE波动性降低将抬升煤电业务整体估值。我们认为未来煤电机组利润中枢将稳定至合理水平（难以恢复至2014~2015年行业ROE高点，8~10%或为煤电ROE合理水平，但ROE波动性将大幅减弱）。我们通过复盘其他ROE稳定性提升（均值并未提升）的行业及电力龙头公司长江电力的相对估值走势，发现ROE稳定性增强后均能带动行业（公司）PB相对万得全A估值提升（详见2023年3月报告《容量电价：拨云见日，价值重构—电力专题系列报告（七）》）。

5. 风险提示

1）用电需求不及预期

若全社会用电需求增长不及预期，行业内各类型电源机组利用率可能低于预期。

2）新能源装机进度低于预期

火电行业资产扩张重点方向为新能源，若未来新能源实际装机量低于预期，行业内公司业绩成长性将有所弱化。

3）上网电价低于预期

火电行业盈利对上网电价较敏感，若后续上网电价低于预期，将显著影响行业内公司发电业务利润情况。

4） 煤价超预期

煤价后续走势若强于市场预期，可能影响火电行业现金流及盈利情况。

5）电力市场化推进低于预期

若电力市场化进程低于预期，可能影响行业内公司后续经营情况。

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