公用事业行业-电力专题系列报告(一)：降本诚可贵，转型价更高

投资建议：维持“增持”评级。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）。推荐火电转型标的：国电电力、华能国际、申能股份、大唐发电，受益标的华润电力、中国电力、粤电力A、穗恒运A。 资产负债表视角：能源转型开启火电新一轮扩张周期。以2002年电力体制改革“厂网分离”为起点，火电行业的资产扩张经历了四大阶段：（1）2003~2007年：发电集团成立初期，高速扩张；（2）2008~2016年：电力需求放缓，扩张降速；（3）2017~2020年：供给侧改革叠加降杠杆，扩张意愿低迷；（4）2021年至今：能源转型驱动新一轮扩张。我们的复盘结果显示，火电行业在资产扩张期享受可持续的估值溢价。当前政策方面，“双碳目标”成为推动电力行业转型长期主线； 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；供需方面，新能源本身无法弥补高峰期电力平衡的缺口，火电作为主要可控电源，配套投资有望提升。 火电转型新能源，电源侧消纳优势扩张。在能源转型框架下，电网建设滞后：“十三五”后半段电网建设投资增速转负；2021年电网投资同比仅+1.1%，处于较低水平。考虑到电网建设周期较长、新能源占比逐步提高，新能源消纳压力或将持续（2022年1~8月全国累计弃风率3.7%，同比+0.5ppts；弃光率1.9%，同比持平）。火电的电源侧消纳优势成为其获取新能源增量项目的差异化特性，火电转型公司成长性强于纯新能源公司。从当前部分省份及大基地新能源配置结果看，火电转型公司获取新能源项目渐入佳境。 火电装机加速，但未来落脚仍在新能源。我们认为，“十四五”电力供需形势持续偏紧，火电在保障能源安全、支撑新能源转型等方面的作用愈加凸显（详见我们2022年8月的深度报告《需求波动放大，电力紧平衡背景下价值彰显》）。我们观察到政策对于火电装机的态度转变，近期火电项目核准、开工提速趋势明确；但我们认为在能源保供和能源转型为核心矛盾的新型电力系统构建过程中（详见我们2022年3月的深度报告《保供背景下的转型机遇》），火电价值实现并非在于火电本身的装机规模提升，而是主要落脚在配套新能源的增量发展空间。 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.投资建议 与市场普遍认知不同，我们对于火电的推荐逻辑不在于成本下行带来的盈利修复（价格层面持续性弱），而是火电提升新能源成长确定性（装机层面持续性强）。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。 推荐火电及转型新能源龙头标的：国电电力、华能国际、申能股份、大唐发电，受益标的华润电力、中国电力、粤电力A、穗恒运A。 表1：重点公司盈利预测与估值 2.资产负债表视角：火电的新一轮扩张周期 我们以申万火电指数以及华能国际、华电国际、国电电力和大唐发电作为典型企业，回顾火电资产负债表的变化历程。 图1：2003年至今火电的四轮资产扩张周期 2.1.2003~2007年：高速扩张阶段 改革和需求推动行业快速扩张。2002年，国务院出台《电力体制改革方案》，按照“厂网分开”的原则、拆分了原国家电力公司，五大发电集团（华能、华电、国电、大唐、中电投）得以独立发展。通过引入市场机制，企业为谋求发展，扩张动力十足。同期，我国出口型产业及重工业快速发展，电力供需偏紧，火电机组利用率快速提升。 在此背景下，2003年后火电企业进入高速扩张阶段，2004年火电总资产同比增速（36.4%）和利用小时数（5991小时）达到峰值。此后，从2005~2007年，随着火电项目大量投产，装机增速快于电量增速，电力供需紧张形势缓解，火电总资产增速和利用小时数高位回落（见图1、 2）。盈利方面，2003~2007年煤—电产业链各环节价格相对稳定，火电在资产规模快速扩张的同时盈利水平相对稳定（见图3）。 图2：历经多轮周期，火电机组利用率降至4000小时新常态 2.2.2008~2015年：扩张降速 经济增速回落，火电扩张降速。2008年后，主要受火电资产扩张、经济增速回落影响，用电量增速和利用小时数下降。2009~2011年期间，在“四万亿”经济政策刺激影响下，火电利用小时有所改善，但需求无法支撑火电维持高速扩张；2012~2015年，火电装机增速降至6%~8%左右（见 图1），火电利用小时数中枢下移（见图2）。 图3：火电盈利的周期性波动，煤—电顶牛明显 2.3.2016~2020年：扩张意愿低迷 2016年煤炭供给侧改革大幕拉开，去产能任务明确。2016年2月，国务院发布《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》提出自2016年起，3年至5年内，煤炭行业将退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。 火电亦启动供给侧改革，以避免机组利用率进一步恶化。2017年7月，国家发改委等16部委联合出台《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》：“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上；到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。与前一阶段不同，本轮火电通过供给侧改革方式主动进入低意愿扩张周期，以对冲电量需求放缓的不利局面。 盈利方面，与2012~2015年相比，本轮周期内，煤价中枢明显提升，电价亦受到政策抑制。煤价、电价两端压力下，火电盈利缓慢复苏，盈利能力维持较低水平（见图3）。 2.4.2021年至今：新一轮扩张 新能源是新一轮资产长期扩张核心。本轮资产扩张与前面三轮的核心区别在于：上述资产扩张周期主要围绕火电资产本体；当前阶段“双碳”目标成为推动电力行业转型的长期主线，新型电力系统构建过程中，新能源转型将成为火电行业资产长期扩张的核心（见图4）。电量平衡方面，新增用电需求主要通过新能源供应；电力平衡方面，新能源高度依赖风光等自然资源供应，出力的波动性导致新能源本身无法弥补高峰期电力供应的缺口；在此背景下，火电作为主要可控电源，配套投资有望提升（见图5）。 2021年火电转型企业资产扩张开始提速。从电源基建投资完成额增速来看，新能源、火电增速自2019年起明显分化，但2021年后增速差显著收敛。能源转型驱动下，行业主动扩张趋势明确（见图1）：2021年火电代表火电公司总资产增速（约10.4%）提升至近10年新高，新增在建工程与固定资产净值出现明显提升。 图4：电源基本建设投资占比：新能源投资成为电源基本建设投资主要方向 图5：电源基建投资完成额累计增速：新能源增长提速 负债率伴随资产扩张调整，能源转型驱动财务杠杆加码。从2003~2008年资产快速扩张期，企业负债率提升显著（2008年代表公司资产负债率升至77.5%）。2008~2020年，伴随火电资产扩张步伐放缓（被动与主动放缓），火电行业财务杠杆水平经历2008~2011年高位后，进入长周期的下行区间（2016、2020年资产负债率分别降至阶段性低点72.1%、66.1%）。 2021年以来在能源转型驱动下，火电代表公司负债率重拾增长态势。 图6：负债率伴随资产扩张调整 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。 图7：火电估值复盘：资产扩张阶段获得可持续的估值溢价 3.火电企业转型新能源优势凸显 3.1.电网投资增速相较慢，火电调节成为提升消纳重要举措 “火风光”优化电力供给曲线，提供稳定电力输出。碳中和政策背景下未来新能源发电高速发展已成为共识，但随着风光发电在电力供给中占比逐步提高，电网消纳压力将持续增长。在新型电力系统中，新能源（风电、光伏）作为主力电源，其出力依赖风光资源禀赋往往波动较大，无法参与电力（负荷）平衡。新能源与火电等传统能源耦合，可优化电源系统综合出力。 图8：典型火风光多能互补项目平滑电源综合出力曲线促进消纳 电网投资增速提升相对较慢，火电支撑调节成为提升消纳重要举措。“十三五”后半段，电网建设投资增速转负，考虑到电网建设周期等因素，导致“十四五”前半段电网整体输送、调节能力相对于电源和负荷增长可能相对较慢。2021年电网投资增速1.1%，仍处于较低水平；2022年1~8月增速提升至10.7%，但相较于同期新能源装机增速仍较慢。 根据全国新能源消纳监测预警中心发布《2022年8月全国新能源并网消纳情况》，2022年1~8月全国累计弃风率为3.7%，同比+0.5ppts，弃光率为1.9%，同比持平。从结构上看，三北地区弃风弃光率处于相对较高水平。2022年下半年国家大型风电和光伏发电基地项目陆续并网投产，预计三北地区风光新增装机比重较大的部分省份区域性消纳或在一定程度上承压。在电网输送能力增长相对较慢的情况下，火电的支撑调节能力在保障新能源消纳方面具备明显优势。 图9：电网建设投资增速提升相对较慢 支持火电配套新能源成为政策鼓励发展方式。2022年5月国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，明确提出鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。2021年至今多个省市明确风电、光伏项目配置和项目建设中，向有火电机组，尤其是具备调节能力的火电机组的企业倾斜。 表2:主要地区推行支持火电配套新能源政策 图10：广西火电机组迎峰期间平均负荷率越高得分越高 3.2.火电协同新能源项目开发渐入佳境 从主要省份新能源项目指标配置结果来看，火电机组能有力帮助企业获取新能源开发指标。2022年3月，湖北省能源局下发《关于落实相关政策推进风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》2021年以来安排风光火互补基地配置指标700万千瓦，煤电企业组煤保电奖励配置指标350万千瓦，火电兜底保供及调频调峰能力有助于帮助企业获得新能源项目开发指标。 2022年9月，河南省发改委发布《关于2022年风电和集中式光伏发电项目建设有关事项的通知》，煤电机组深度调峰稳定达到额定功率的25%，可视为增加10%的调节能力，对应配置1.4倍新能源建设规模，总配置规模约880万千瓦。此外，2021年12月，安徽省能源局发布《2021年风电、光伏发电开发建设方案的通知》确定风电项目1426 MW，光伏项目4574 MW，其中火电灵活性改造获配350 MW和620 MW。 表3：湖北省大基地项目指标分配情况（GW） 表4:河南通过灵活性改造对应配置新能源建设规模（GW） 从近期国家发改委、国家能源局发布《内蒙古库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地、鄂尔多斯南部新能源基地、宁夏腾格里沙漠东南部新能源基地实施方案的复函》的配置结果来看，从国家层面超大型项目配置，也在明确配套煤电等支撑性电源。我们推测，纯新能源企业获取项目牵头开发，可能也将以煤电与新能源合作或实质联营等方式进行开发。此类大基地项目增量可观，可能成为火电企业实现新能源装机增长的核心驱动。 表5:国家发改委规划新能源大基地项目明确煤电支撑 未来新能源和传统能源配比发展，有望成为新能源高比例发展阶段的现实选择。2022年5月国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中明确提出：全面提升电力系统调节能力和灵活性，完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。目前电化学储能的成本较为昂贵，且安全性亦有待提升。在可预见的未来十年内，火电调峰及水电（含抽蓄）或将是电力系统贡献调节增量的主要来源。