公用事业行业深度:盈利改善与成长性兼具 火电迎来“戴维斯双击”

类别:行业 机构:国金证券股份有限公司 研究员:许隽逸 日期:2023-05-30

  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β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β中,23 年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+增容调峰,火电企业中长期仍具备成长性。1)“双碳”目标下,重塑能源结构是必然选择,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。

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

      EV/装机比值比PB 和PE 更能反映当前火电的合理估值。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。