火电盈利模式重塑，重视优质火电资产

公用事业·火电 投资评级：超配（维持评级） 证券研究报告|2024年01月30日 火电盈利模式重塑，重视优质火电资产 证券分析师：黄秀杰 021-61761029 huangxiujie@guosen.com.cnS0980521060002 证券分析师：郑汉林 0755-81982169 zhenghanlin@guosen.com.cnS0980522090003 证券分析师：李依琳 010-88005029 liyilin1@guosen.com.cnS0980521070002 联系人：崔佳诚 021-60375416 cuijiacheng@guosen.com.cn •新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源。随着新能源持续发展以及煤电的政策定位发生转变，一方面煤电发电量占比将迎来下降；另一方面，煤电电力商品的电能量、平衡属性将有所减弱，调节、可靠性的属性将增强，未来收入将主要来源于电量电价、辅助服务收入以及容量电价收入，收入来源更加多元。长期来看，煤电行业正逐渐由“存量市场”向“减量市场”演化，火电盈利将产生分化。从火电三要素来看，未来火电机组盈利能力或取决于区域电力供需、成本、新能源发展情况等。 •德国新能源发展快速，2023年德国新能源、煤电发电量占总发电量的比例分别为44.0%、26.2%。德国计划于2038年停用煤电，并从2021年开始逐步关停煤电，德国煤电装机容量及发电量占比、利用小时数等呈下降态势。随着新能源装机容量持续增加，由于新能源和常规电源同在市场中竞价，德国居民电价中供电成本呈下降趋势，2010-2021年期间德国电价中供应成本下降2.8%，对应批发电价水平有所下降，影响煤电收入。 •电改持续推进，火电盈利模式重塑，关注低成本优势。新一轮电改聚焦加快构建新型电力系统，电力现货市场、辅助服务市场以及容量电价机制逐步完善。煤电容量电价机制出台，电量竞争可能加剧，电力现货市场报价策略或更为激进，电量电价将有所下行，低成本火电机组有望获取更多电量指标；火电发挥支撑调节作用，一方面机组深调导致煤耗增加；另一方面，则会加速设备损耗，导致设备维护费用上升，低成本机组在辅助服务市场中竞争力更强。整体而言，低成本火电机组盈利更加稳定，相应现金流水平及分红能力更好。 •火电盈利将产生区域分化，关注电力供需偏紧区域。未来随着新能源装机持续增加，不同区域火电机组在电力系统中的作用可能将逐步产生差异，新能源装机占比高的区域火电机组将逐步“气电化”发展，主要承担调节、备用的作用，辅助服务收入及容量电价是收益的主要来源；电力供需偏紧区域/新能源装机占比相对较低区域，火电或可实现更多的电量电价收入。在电力供需偏紧区域中，火电机组有望发挥支撑、调节及备用作用，利用小时数相对更高，发电量更多；同时在电力市场化交易中，火电的电量电价有望处于相对更高水平。综合量、价来看，电力偏紧区域的火电机组盈利性有望更强，具有稀缺性。 •投资建议：新型电力系统加快建设和电力市场体制改革持续推进，新能源发展及电量电价变化将使得煤电盈利将产生分化，具备低成本优势，以及资产分布在新能源装机占比较少/新能源消纳情况好/利用小时数高区域的火电机组将盈利更加稳定，现金流水平更好，相应分红能力及分红水平更佳。综合各火电公司的供电煤耗、煤价情况以及火电资产分布情况，具备低成本优势及煤电资产分布在供需偏紧区域的公司有国电电力、中国电力、上海电力、浙能电力、华能国际、华电国际等。推荐全国大型火电企业华能国际、国电电力、华电国际。 •风险提示：电价下调，煤价大幅上涨，用电量增速不及预期，政策不及预期。 01 火电：存量逻辑→减量逻辑 02 他山之石：德国火电演进趋势带来的启示 03 寻找有稀缺性的火电资产 04 投资建议 •新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源，煤电有“气电化”的发展趋势。 •随着新能源持续发展以及煤电的政策定位发生转变，一方面煤电发电量占比将迎来下降；另一方面，煤电电力商品的电能量、平衡属性将有所减弱，调节、可靠性的属性将增强，收入来源过往主要由电量电价收入贡献，未来将主要来源于电量电价、辅助服务收入以及容量电价收入，收入来源更加多元。 •长期来看，煤电行业正逐渐由“存量市场”向“减量市场”演化，火电盈利将产生分化。 图1：国内不同电源发电量占比变化情况 图2：煤电政策定位变化前后收入构成变化 资料来源：国家能源局，中电联，国信证券经济研究所整理 资料来源：国信证券经济研究所整理注：图中仅表示电价构成 •火电盈利取决于三要素：利用小时数、电价、煤价。火电“存量”市场向“减量”市场演变，火电机组利用小时数将下降，供电煤耗将上升。从火电三要素来看，未来火电机组盈利能力或取决于区域电力供需、成本、新能源发展情况等。 电价：电力供需、电价结构； 利用小时数：电力供需紧张、新能源发展情况； 燃料成本：煤价、供电煤耗。 图3：火电收入、成本测算公式及主要影响因素 资料来源：国信证券经济研究所整理 归母净利润（亿元） 80 (20) (120) 图4：华能国际归母净利润、煤价、利用小时数及电价情况 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20212022 资料来源：Wind，公司公告，国信证券经济研究所整理 •电力作为一种商品，具有电能量、平衡、调节、可靠性四种属性。电力商品不同属性所对应的价值存在差异，同时各类电源类型并非可提供所有属性的电力商品；各类电力商品属性需要在对应的电力市场中去完成价值变现，其中电力中长期交易、电力现货市场交易电能量和平衡商品，辅助服务市场交易调节商品，容量市场交易可靠性商品。容量电价收入主要覆盖固定成本，电量电价收入、辅助服务收入则可用于覆盖可变成本、固定成本及实现合理收益。 •电价层面来看，容量电价之外，实现更多的电量电价收入对覆盖成本及实现收益具有更大影响，考虑区域电力供需及发电成本因素。 图5：电力商品的四种属性及对应价值变现的市场 资料来源：国信证券经济研究所整理 •燃料成本是火电企业盈利重要影响因素，一般情况下，燃料成本占营业成本的比例为70%-80%，火电机组的燃料成本主要由电量电价来覆盖，进一步凸显实现更多电量电价收入的必要性。 •煤电机组燃料成本的影响因素：煤价、煤耗。未来随着新能源装机占比持续提升，火电发电量和利用小时数下降，将会导致煤电机组供电煤耗提升，供电煤耗水平较低，具备更强的成本优势。从煤价因素来看，煤电一体化公司或长协煤签订、履约情况较好的公司，煤价成本相对较低。 图6：浙能电力公司成本结构 图7：深南电公司（纯气电公司）购买商品、接受劳务支付的现金及固定资产折旧情况 资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理 资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理 •火电利用小时数是反映电力供需情况的指标之一，未来火电利用小时数除受电力市场供需情况影响外，新能源发展情况及成本因素可能将对火电机组的利用小时数产生影响。 •新能源装机比例高，火电发电量低，利用小时数低。 •对于火电公司而言，在电力市场交易中，低成本机组有望获得更多的发电量指标，从而利用小时数实现相对较高水平。 图8：青海省不同电源发电量占比情况 图9：青海省火电利用小时数变化情况（小时） 资料来源：《中国电力统计年鉴》，国信证券经济研究所整理 资料来源：Wind，《中国电力统计年鉴》，国信证券经济研究所整理 01 火电：存量逻辑→减量逻辑 02 他山之石：德国火电演进趋势带来的启示 03 寻找有稀缺性的火电资产 04 投资建议 •德国可再生能源发展快速，到2035年可再生能源发电量达到100%。2023年，德国可再生能源发电量占比达56%，德国计划到2030年80%的电力由可再生能源供应，到2035年可再生能源供应的电力为100%。新能源发展方面，德国计划到2030年，德国陆上风力发电装机容量为115GW，海上风电至少达到30GW,太阳能发电装机容量达215GW。 图10：德国可再生能源发电量占比情况 图11：德国煤电装机容量变化情况（GW） 资料来源：德国联邦网络管理局，《德国可再生能源法（EEG）修正案》，国信证券经济研究所整理 资料来源：德国联邦网络管理局，KVBG方案，国信证券经济研究所整理 •德国计划到2038年停用煤电。2020年，德国联邦议院通过《德国燃煤电厂淘汰方案》，制定了具体的煤电电厂退出方案，并提供400亿欧元的补贴。俄乌冲突发生后，德国已重启或推迟退役煤电装机容量达10GW。2023年12月，德国联邦网络局宣布禁止在2031年之前关闭煤电厂，保障电力稳定供应。 •海外一些国家新能源已成为主体电源，其电源发展演变趋势及电力市场体制可为我国新型电力系统建设及新能源发展提供有益借鉴。德国新能源已成为第一大电源，常规电源逐步向调节性和保障性电源转变，因而报告选取新能源发展全球居前的德国作为研究案例。 图12：2022年德国电源装机结构 图13：2023年德国不同电源发电量占比情况 资料来源：德国联邦网络管理局，国信证券经济研究所整理 资料来源：德国联邦网络管理局，国信证券经济研究所整理 •德国风光新能源装机容量及发电量占比较高，装机容量占比超50%。根据德国联邦网络管理局数据，2022年，德国太阳能、陆上风电、海上风电装机容量分别为6744、5805、813万千瓦，占总装机的比例分别为27.9%、24.0%、3.4%，合计占比为55.2%。从发电量数据来看，2023年，德国海上风电、陆上风电、光伏发电量分别为24.14、121.90、56.76TWh，占总发电量的比例分别为5.2%、26.5%、12.3%，合计占比为44.0%。 图14：德国煤电装机容量及占比情况（万千瓦） 图15：德国煤电机组利用小时数变化情况（小时） 资料来源：德国联邦网络管理局，国信证券经济研究所整理 资料来源：德国联邦网络管理局，国信证券经济研究所整理注：根据发电量和装机容量测算 图16：德国煤电发电量及占比情况（亿千瓦时） 图17：德国批发电价走势（欧元/MWh） 资料来源：德国联邦网络管理局，国信证券经济研究所整理 资料来源：德国联邦网络管理局，国信证券经济研究所整理 •德国电价由供应成本、电网费用和税费组成（其中税费包括增值税、电力税、特许权征收、可再生能源附加费和其他税费等），电力供应成本、电网费用、可再生能源附加费、增值税是主要成本。 图18：2019年德国居民用户电价构成 图19：2010-2022年德国年用电量为3500kwh的居民电价成本结构 资料来源：德国能源和水业协会，国信证券经济研究所整理 资料来源：刘之琳、许传龙等，《德国关停核电前后保供应促消纳经验分析》，中国电力，2023.56（10）：145-152，国信证券经济研究所整理 •随着新能源装机容量持续增加，由于新能源和常规电源同在市场中竞价，德国居民电价中供电成本呈下降趋势，2010-2021年期间德国电价中供应成本下降2.8%；而2010-2021年期间，德国平均用电价格上涨36%，这主要是由可再生能源附加费用和电网费用上涨驱动的，可再生能源附加费用、电网费用分别上涨217.1%、33.1%。2022年，俄乌冲突发生后，德国停征可再生能源附加费用，但化石能源发电成本大幅增加使得电价显著上涨。 图20：德国平衡服务容量及价格变化情况（MWh） 图21：德国平衡服务成本变化情况 资料来源：德国联邦网络管理局，国信证券经济研究所整理 资料来源：德国联邦网络管理局，国信证券经济研究所整理 图22：德国调频辅助服务市场情况 资料来源：德国联邦网络管理局，国信证券经济研究所整理 图23：莱茵集团营业收入情况 图24：莱茵集团净利润情况 资料来源：Wind，国信证券经济研