2023年电力行业中期策略：迎峰乘势正当时

火电：峰回路转，价值重估正当时。2023Q1受益于煤炭成本下行和电价上浮，火电（中信）板块业绩大幅提升，Q1归母净利同比增长227.48%。复盘火电行情，煤电历史走势多次背离“顶牛”格局，煤价并非驱动火电行情估值的单一决定性要素。 目前火电板块具备安全边际，且具备“逆周期”属性，在经济弱复苏背景下，相对收益持续扩大。当前，火电板块多重催化：成本大幅回落，国内煤价中枢快速回落，海外能源价格持续下行，长协煤保障力度持续加强；电改深化有望兑现火电长期价值，作为“压舱石”为电力系统提供容量支持和核心调峰资源，“源网荷储”各个环节多管齐下，政策陆续出台强化预期；火电进入新一轮资本扩张，煤电新建提速，推动板块相对/绝对估值提升。 水电：优质稳健，源远流长。复盘水电历史行情，水电板块具备较强防御属性，业绩具备长期稳态优化和相对独立性。我国水能资源技术可开发装机容量约为6.87亿kW，大水电增量空间有限，凸显稀缺性资源价值。去年水电来水偏枯，据全国气候中心预测，今夏全国大范围地区将出现高温天气，或创高温记录。预期或受厄尔尼诺线下，今年来水一般，但明年将有所改善。水电行业保持高分红高ROE和高现金流特性，具备长期投资价值。同时，电价市场化带动收入增长，水电盈利能力提高。 绿电：高歌猛进，风光正好。复盘行情，绿电板块具备较强成长性，2021年后受双探目标牵引绿电大规模扩张，板块成长性和确定性得到印证，估值大幅提升。截至2023年4月，风光装机突破8亿千瓦，作为新型电力系统的发电增量主体仍将快速扩容。光伏方面，硅料产能过剩促进硅料及组件价格加速下降，距2022年11月高点跌幅高达67%；风电方面，长叶片、高塔筒、大功率风机的使用进一步推动风电产业链降本，加速利润流入风光运营商。绿电补贴加速回收带动资本开支，现金流支撑装机扩容。同时，国内碳交易和绿电交易市场建设加速，有望通过碳交易、绿电/绿证交易兑现绿电环境价值，塑造第二盈利曲线。 核电：发展按下加速键。复盘核电历史行情，核电自2019年重新放开审批后，迎来新一轮资产扩张，持续获得超额收益。当前，安全有序发展核电，2022年审批10台机组，创2009年后历史记录，扩张空间再度释放。核电电价从“一站一价”到“标杆定价”再到“基准价+上下浮动”，核电电价市场化趋势凸显，两核市场化电量逐年增长，有望提升盈利能力。此外，核电未来具备降本空间。 投资建议：持续看好受益于煤电新增和灵活性改造的青达环保，掌握制氢电解槽和火改核心技术的华光环能。火电板块，推荐关注有望盈利改善的区域火电建投能源、皖能电力、浙能电力、宝新能源、粤电力A，全国火电龙头标的华能国际、国电电力；绿电板块，全国绿电运营商龙头标的三峡能源、龙源电力；水电板块，推荐关注长江电力、川投能源、三峡水利；核电板块，推荐关注中国核电。 风险提示：原料价格超预期上涨，项目建设进度不及预期。电力辅助服务市场、绿证交易等政策不及预期。 重点标的 1.火电：峰回路转，价值重估正当时 1.1火电历史行情复盘 1.1.1行情走势复盘 火电一季度行业情况复盘。根据火电（中信）成分标的经营情况进行分析，2022年和2023年Q1营收分别达1.27万亿和0.33万亿，分别同比增长16.23%和4.78%，主要系火电发电电量和电价上浮带动，据我们统计，2022年多个省份地区年度交易电价近似顶格20%上浮。2022年由于燃料成本明显增长，火电板块营业成本同比增长10.67%，2023年一季度营业成本增幅显著回落。整体来看，2022年火电行业受成本大幅增长拖累业绩，归母净利同比下降103.4%，2023年一季度随煤价持续下行成本下降，归母净利同比增长227.48%。 图表1：火电发电量及累计同比（单位：亿千瓦时） 图表2：全社会用电量及累计同比（单位：亿千瓦时） 图表3：2022年度部分省份交易电价（元/千瓦时） 图表4：火电（中信）板块营业收入及变化情况 图表5：火电（中信）板块营业成本及变化情况 图表6：火电（中信）板块归母净利变化情况 煤电历史行情走势多次背离“顶牛”相关性，煤价并非驱动火电行情走势和估值提升的单一决定性要素。对于火电公司业绩而言，煤价是影响业绩的最主要要素，煤价波动直接影响电厂利润表现。但复盘历史，实际火电行情多次背离传统认知中的煤电“顶牛”格局，例如在2011-2013年，煤价下行需求收缩，同样联动影响火电电价与利用小时数，火电行情与煤价同降，煤价并非是驱动火电行情走势和估值提升的核心因素。 图表7：火电pb估值与煤价变化（元/吨） 图表8：火电板块和动力煤板块历史ROE 图表9：市场煤价与火电板块利润变化情况 目前火电板块具备安全边际，且具备“逆周期”属性，相对收益持续扩大。复盘火电历史行情，2002-2004年，在电力供应紧缺和电改5号文发布的背景下行业迎来资本开支快速扩张，带动行情上涨；2011-2015年，伴随煤价下行，成本修复，但是煤价联动下削弱火电盈利空间；2018-2019年，火电体现出逆周期属性；2021年后，在双碳目标牵引下，火电再度迎来资本开支扩张时期。当前，火电行业正处于基本面向好抬升区间，在经济复苏较弱的预期下，煤炭需求弱复苏，价格下行带动成本修复，火电逆周期特性突出。 图表10：火电板块历史行情复盘 1.1.2电改复盘 1978~1985：政企合一模式导致供给短缺，引入多元化主体。 1997~2001年，政企分开改革。1997年国家电力公司挂牌成立，随后承接了原电力工业部所属的全部企事业单位，实行发、输、配、售一体化经营，从中央层面实现了政企分开。 2002年2月，国务院正式批准《电力体制改革方案》（电改“5号文”），确立“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字方针，为我国电力体制改革指明方向。 2004年底，提出煤电联动机制，2005年5月首次执行。将煤电电价形成机制由成本加成法（一机一价）改为标杆电价，由省级价格主管部门根据全省基准煤价和合理收益确定省级统一的电价，解决了一机一价模式下成本越高收益越高的问题；同时提出当煤价涨幅超过5%时进行电价调整，每次调整周期不低于6个月，70%的煤价涨幅传导至电价，即“煤电联动”。 2008年，煤电联动滞后，之后大幅上调电价。2008年11月，四万亿出台，导致2009年煤价迅速攀升，电价滞后调整。按照之前煤电联动规律，市场普遍期待2010年底或2011年初上调电价，但是直到2011年4月电价才迎来上调且幅度及其有限。 随着煤价继续攀升，煤电行业2011年出现继2008年之后的第二次大范围亏损，多地出现电荒。在多方压力下，国家发改委于2011年12月再次上调煤电标杆电价并引入脱硫脱硝电价合计约3分/千瓦时，为我国煤电联动历史上单次上调幅度最大的一次。火电公司盈利能力迅速提升，华能国际扣非ROE2013年达到历史最高点19.79%。 2015年改革：矛盾交织下的市场化发电企业单边让利。2015年12月，我国发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，给出了完善后的煤电标杆电价联动公式，并按机制下调电价3分/千瓦时。至此，我国电力市场再次进入计划与市场并存的双轨制时代。 2019年，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。 2021年10月11日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（1439号文），提出燃煤发电量原则上全部进入市场，浮动范围扩大至正负20%，高耗能行业电价不受限制。 图表11：我国电改进程复盘 1.2煤价下行，火电盈利修复空间巨大 国内煤价中枢快速回落，海外能源价格持续下行。海外煤价加速下行，挫伤国内贸易商挺价情绪，北港5500卡现货价格目前在800元/吨左右震荡，（截至6月15日至805元/吨）。同时，港口库存保持高位。从电厂库存来看，相比历史情况，电厂陆续做好迎峰度夏准备，电厂库存持续高位上行，有力支持后续市场博弈。目前已至Q2末，此时港口、电厂的较高库存，和持续下行跌势，电煤大概率出现“旺季不旺”，后市反弹力度难有支撑，火电修复仍有空间。 长协煤保障力度持续加强，进一步支持盈利修复空间。国家发展改革委先后发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》和《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，其中，1439号文明确放开全部燃煤发电量上网电价和“基准价+上下浮动不超过20%”的机制，303号文规定秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格范围为每吨570~770吨（含税），并设置了山西、陕西、内蒙古三个重点产煤省区的出矿环节中长期交易价格合理区间。今年长协落实力度再加强，有望进一步支持电企盈利修复空间。 图表12：秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价（单位：元/吨） 图表13：进口煤FOB（美元/吨） 图表14：沿海8省电厂库存（万吨） 图表15：全国73港库存（万吨） 1.3电改有望兑现火电价值重估，政策陆续出台强化预期 火电长期价值：作为“压舱石”为电力系统提供容量支持和核心调峰资源。电力系统运行需要实时平衡，包括电力平衡和电量平衡，可用装机需满足区域内尖峰负荷需求。随着风、光等新能源比例提升，需要同步增加稳定出力、受阻系数低的装机容量（有调节能力的水电、火电、核电、抽蓄、储能），以提高电力系统的可用容量，应对用电负荷的增长。2022年全国电力最高负荷约达13亿千瓦时，顶峰容量约14亿千瓦时，两者差值空间逐渐缩小。据国家能源局预测，2023年全国最大电力负荷可能超过13.6亿千瓦，迎峰度夏电力供需仍将偏紧。 图表16：全国主要电网最高发/用电负荷及差额（单位：万千瓦） 图表17：2011-2022年我国电源装机结构及可用容量变化（万千瓦） 火电价值重估，根本在于电力体制改革，兑现火电容量支撑和调峰调频价值。建立并推广电力市场，提升电力商品价值属性和市场化定价机制，目前火电已经全部开展市场化交易，包括年度长协、月度长协和现货市场。其中，现货市场随行就市，电价最易受到供需关系而波动，就目前的现货试点结算结果来看，火电结算价格都有较大涨幅。容量电价是对于现货市场的有效补充，能够保证煤电电源成本回收，在未来火电电量主体让位于新能源后仍对于火电的容量支持给予价值兑现。未来电力市场改革的方向，我们预计或进一步推广现货市场范围，上调或放开年度长协20%的比例限制，进一步深化电力市场化改革。 图表18：部分地方电力市场交易结果 “源网荷储”各个环节多管齐下，电改政策陆续出台，强化市场预期。近期，第三监管周期输配电价、调节性电源摸排和电力需求侧、负荷管理等政策短期内陆续出台，政策更多针对于网测和负荷侧，但实际上是从机制上为电改深入推进铺垫，向市场释放了电改持续深化的积极信号。容量电价等政策有望推进，坚定市场对火电价值重估信心，直接利好火电及火电灵活性改造，以及需求侧响应相关行业。 图表19：电力交易现货市场相关政策 1.4火电进入新一轮资本扩张，相对/绝对估值提升 火电处于资本扩张周期，提升估值。构建新型电力系统，新能源是电量增量主体，也是未来电源侧投资的主要阵地，但在大规模建设新能源的过程中，由于电力系统对安全稳定的需要，火电凭借其容量支持和调峰特性，作为“压舱石”同样迎来了资本扩张时期。 政策端释放信号。2021年新增火力发电容量仅为2803千瓦，2022年到2023年国家发改委每年核准8000万千瓦煤电项目。火电投资增速迎来拐点。2021年全国火电投资完成额提升至672亿元，同比增长21.5%，2022年增长趋势更加明显，全年实现火电投资完成额736亿元，同比增长38.3%。 新增核准煤电装机规模不断提升。2021年全国新增核准煤电装机约18.55GW，同比减少了57.66%，比“十三五”期间每年的平均核准装机减少了34.91%。但在2021年9月限电频发后，Q4火电核准进