电力专题系列报告（六）：盈利修复未兑现，降电价讨论为时尚早

投资建议：维持“增持”评级。复盘历史调价周期，当前盈利水平下，火电尚不具备降电价条件。我们认为，火电股投资的核心逻辑在于能源转型背景下的资产扩张加速，推荐火电转型标的：国电电力、申能股份，受益标的华能国际、华润电力、中国电力、粤电力A。 计划电与市场电时代的降电价：原因各异。1）煤电联动时期降电价：2013~2016年每年下调1次电价（分别下调1.4、0.9、2.0、3.0分/千瓦时），在此期间煤价持续下行是主要推动因素（秦皇岛5500大卡煤价处于长周期历史低点）。2）市场化降电价：2018~2020年市场化电量占比持续提升，电力供需格局总体偏宽松叠加“三去一降一补”背景下，市场化交易电价处于折价状态，市场化比例提升带动龙头公司综合电价仅略有下降。 参考火电历史盈利变化，当前讨论降电价为时尚早。以2013年的调价为例：1）盈利时间维度：2013年9月执行调价前，SW火电盈利修复约持续7个季度（4Q11~3Q13）；2）盈利空间维度：SW火电单季度毛利率/净利率/ROE从11.8%/3.9%/1.8%（4Q11） 升至27.5%/14.0%/5.0%（3Q13），火电龙头公司扣非ROE修复进一步好于行业整体水平。我们认为，彼时火电盈利修复时间及空间较充分，此后降电价期间火电仍能保持良好盈利水平，具备降价让利空间；而当前煤价仍显著偏离合理区间，火电盈利修复尚未兑现（SW火电3Q22毛利率/净利率/ROE为6.7%/1.5%/0.5%），目前关于降电价的讨论为时尚早。 煤-电价格博弈非核心，转型扩张演绎成长主线。我们在前期电力专题系列报告中，持续强调火电在2008~2020年资产扩张降速周期内的强周期属性已明显弱化，本轮行情核心主线在于能源转型背景下新能源装机增长带来的火电新一轮资产扩张。我们预计2023年火电转型公司的成长性有望显著提速：一方面，基于“十四五”装机目标指引，前期新能源储备项目的开工投产转化率有望显著提升，光伏组件降价进一步增强运营商投资意愿；另一方面，“长协煤-市场电”的新型业态优化火电的点火价差，容量电价等补偿机制有望出台，进一步强化火电现金流稳定性，有利于能源转型资本开支加速。（详见《电力行业2023年度策略：商业模式优化，迎接资本开支大年》）。 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，消纳成本超预期等。 1.投资建议：盈利修复未兑现，降电价为时尚早 参考火电历史盈利水平，当前考虑降电价为时尚早。煤电联动时期，2013~2016年煤价下降带动降电价，市场化降电价阶段，2018~2020年市场化电量占比持续提升，市场化交易电价处于折价状态，带动电价仅略有下降。以2013年调价为例，我们认为盈利修复时间及空间较充分，具备降价让利空间；而当前煤价仍显著偏离合理区间，火电盈利修复尚未兑现，目前关于降电价的讨论为时尚早。我们持续强调本轮行情核心主线在于能源转型背景下新能源装机增长带来的火电新一轮资产扩张，预计2023年火电转型公司的成长性有望显著提速。 推荐火电转型标的：国电电力、申能股份，受益标的华能国际、华润电力、中国电力、粤电力A。 表1：重点公司盈利预测与估值 2.历史降电价复盘：计划电与市场电时代的降电价原 因各异 2.1.2013~2016年：煤电联动阶段，煤价带动电价下行 煤电联动时期电价“涨多降少”,煤价带动电价下行。复盘2004年煤电联动推行以来，主要上网电价调整约12次，其中在2004~2012年间共6次上调电价，1次分区域结构化调整电价；在2013~2016年间，每年下调1次电价，调整幅度分别为-1.4、-0.9、-2.0、-3.0分/千瓦时；2017年上调1次电价。电价在2013~2016下调期间，煤价处于持续下行区间，秦皇岛5500大卡煤价分别较最近一次电价调整以来变动-38%、-8%、-14%、-12%，至2016年下调电价时间点，煤价已经降至366元/吨的历史低位。 表2：煤电联动时期，煤价持续下行期间电价多次下调 图1：4次电价下调时间煤价处于历史低位并持续下行 2.2.2018~2020年：折价市场化交易占比提升，带动市场化降电价 市场化降电价阶段：电力供需宽松折价交易为主，市场化比例提升带动综合略有下行。2017年11月国家发展改革委发布《关于全面深化价格机制改革的意见》，提出有序放开发用电计划，扩大市场形成发电、售电价格的范围。2020年起我国正式取消煤电价格联动，改为“基准价+上下浮动”市场化机制。在市场化推行过程中，市场化电量占比持续提升，以4家全国性电力央企为例，市场化比例从2017年27%~38%的水平，提升至2020年58~66%的水平。 “十三五”期间“三去一降一补”背景下，降电价成为降成本重要抓手，而电力供需格局总体偏宽松，市场市场化交易处于电价折价状态。其中在2018~2020年期间，折价叠加市场化比例快速提升带动综合电价总体略有下降。龙头公司2020年电价较2018年下降0.4~1.9分/千瓦时（降幅1.0%~5.6%）。 图2：电力央企市场化电量占比持续提升 图3：市场化前期电价总体略有下降（单位：元/千瓦时） 图4：广东年度市场化交易电价2021年前处于折价状态 表3：“十三五”期间整体电力供需偏宽松 3.参考火电历史盈利水平，当前降电价为时尚早 市场认为基于煤价回落火电盈利提升角度，认为电价可能下降；我们认为当前降电价为时尚早。我们主要参考煤电联动时期，2013~2016年煤价带动电价下行阶段，火电盈利条件进行分析。 时间维度：上一轮从底部修复约7个季度进入电价下降期。以SW火电行业为例，从2011年12月最后一次上调电价起，至2013年9月开始下调电价，整个盈利修复周期约7个季度。 空间维度：利润率升至接近历史最好水平。SW火电单季度毛利率/净利率/ROE从11.8%/3.9%/1.8%（4Q11）升至27.5%/14.0%/5.0%（3Q13），火电龙头公司扣非ROE修复进一步好于行业整体水平。 表4：2013~2016年降电价时期行业公司盈利已修复至接近历史最高水平 图5：2013年降电价时，火电行业单季度毛利率修复至28% 图6：2013年降电价时，火电行业单季度净利率修复至14% 图7：2013年降电价时，火电行业单季度ROE修复至5% 当前火电盈利修复尚未兑现，考虑降电价可能为时尚早。我们认为，彼时火电盈利修复时间及空间较充分，此后降电价期间火电仍能保持良好盈利水平，具备降价让利空间；而当前煤价仍显著偏离合理区间，火电盈利修复尚未兑现 （SW火电3Q22毛利率/净利率/ROE为6.7%/1.5%/0.5%；火电行业23家公司的2022年业绩难言乐观），目前关于降电价的讨论为时尚早。 表5：火电行业23家公司已发布4Q22业绩预告或快报 2022年政府工作报告未再提降电价，电力行业或不再作为向下游让利的主要手段。2020年下半年提出“双碳”目标以来能源转型提速，并且整体电力供需逐步转为紧平衡，核心矛盾转变为能源安全与转型兼顾，从相关政策和政府工作报告表述看，电力行业不再作为向下游让利的主要手段。 综合考虑修复时间和修复空间，以及新能源转型提升盈利等因素，我们预计2024年下半年之后，火电盈利修复水平或可为电价下降留出空间，但高比例市场化交易情况下，预计电价也将受电力供需平衡影响。 表6：能源安全重要性提升 表7：2022年政府工作报告不再提降低工商业电价 4.煤-电价格博弈非核心，转型扩张演绎成长主线 我们在前期电力专题系列报告中，持续强调火电在2008~2020年资产扩张降速周期内的强周期属性已明显弱化，本轮行情核心主线在于能源转型背景下新能源装机增长带来的火电新一轮资产扩张。我们预计2023年火电转型公司的成长性有望显著提速：一方面，基于“十四五”装机目标指引，前期新能源储备项目的开工投产转化率有望显著提升，光伏组件降价进一步增强运营商投资意愿；另一方面，“长协煤-市场电”的新型业态优化火电的点火价差，容量电价等补偿机制有望出台，进一步强化火电现金流稳定性，有利于能源转型资本开支加速。（详见《电力行业2023年度策略：商业模式优化，迎接资本开支大年》）。 图8：火电估值复盘：资产扩张阶段获得可持续的估值溢价 图9：2003年至今火电的四轮资产扩张周期 图10：2003年至今火电的四轮资产扩张周期 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，新能源出力可能受到抑制。 2）新能源装机进度低于预期 新能源项目装机受到政策、市场环境、产业环境等因素综合影响，新能源装机进度偏慢可能导致成长性弱化。 3）上网电价低于预期 电力行业公司盈利对上网电价较敏感，上网电价低于预期或将影响项目回报率。 4）煤价涨幅超预期 煤价涨幅超预期或维持更高水平，可能影响火电行业现金流及盈利情况。 5）消纳成本超预期 间歇性出力的新能源高比例并网，电力系统消纳承压，新能源承担过高的消纳成本或导致项目回报率低于预期。