【推荐】2023年火电行业分析趋紧供需将使火电居强势地位火电还能多少年_社保知识

【推荐】2023年火电行业分析趋紧供需将使火电居强势地位火电还能多少年

Vicky 0 2025-03-01

火电行业权益回报，究竟多少是合理水平？

2023年一季度，长江火电板块时隔6个季度，再度迎来归母净利润破百亿的情况，虽然实际上利润来源并非是火电业务，且120.72亿元的归母净利润对应的是高达3,267.63的营收总额，归母净利率仅有3.69%，行业经营依然面临极大的压力，但是经营环比改善的趋势已经愈加明确。在盈利能力持续修复的当下，一个疑问难以回避，即火电行业的权益回报究竟多少是合理水平？

火电收益依赖政策确定，煤电联动公式确立回报基准

电价机制改革从未止步，合理回报为改革要点。由于电力系统对于电力供给质量要求极高，且供给及需求较为刚性，我国电网正常频率要求为50Hz，一旦频率低于49.8Hz就有导致电网发生大范围解列崩溃事故。频率降低的核心原因就是电力供给低于需求，由于电力为实时平衡，无库存缓冲，所以电力系统内每一台机组都对电网安全发挥重要的保供作用。正是由于行业的特殊性，因此电力行业一直都是被政策强监管的行业，而且为了保障发电侧供给的充裕性，我国历史上长期用电价机制的变革保障投资回报，以激励发电企业电厂建设的积极性。实际上也就是说，行业盈利水平归根结底还是最终由政策层面来决定的。

2015年我国颁布煤电联动公式，可测算的火电项目基准收益率首获国家明确。2015年12月31日，国家发改委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格[2015]3169号，以下简称通知），明确了煤电联动机制的基准和具体内容，并于2016年1月1日起执行。方案细节此处不做过多赘述，其中尤为关键的是无论是电价基准还是煤价基准均以2014年全国实际均值为参考，其中电煤价格是中国电煤价格指数2014年各省（价区）平均价格为基准，原则上以基准煤价对应的上网电价为基准电价。也就是说政策层面认为2014年火电的经营收益为合理水平，并使用煤电联动公式将未来火电企业的收益率保持在这一均值附近。

燃煤机组标杆上网电价与煤价联动计算公式如下：∆=∆÷5000×7000×÷10000其中，∆：本期燃煤机组标杆上网电价调整水平，单位为“分/千瓦时”；∆：上期燃煤发电企业电煤（电煤热值为5000大卡/千克）价格变动值，具体计算方法见下表，单位为“元/吨”；：上期供电标准煤耗（标准煤热值为7000大卡/千克），以中国电力企业联合会向社会公布的各省燃煤发电企业上期平均供电标准煤耗为准，单位为“克/千瓦时”。

基准情形下，火电存在丰沛收益。我们回顾2014年各大发电企业盈利能力，由于彼时清洁能源还尚未得到快速发展，因此对于上市公司层面，我们直接使用剔除投资收益及还原减值后的净利润与合计售电量的比值作为参考，可见上市公司的火电度电盈利普遍居于0.04元/千瓦时以上，而且ROE水平也均超过10个点。如果我们把视角进一步放宽至全火电行业，2014年全国火电度电盈利均值为0.039元/千瓦时，且ROE水平高达16.62%。由于煤电联动公式中提到电煤价格上浮30元/吨以内的部分由发电企业自己消化，因此我们测算当电煤价格如数上浮后，全国火电的盈利能力依然表现优异，度电净利为0.031元/千瓦时，ROE也达到12.98%。

资产回报不可脱离全社会，合理收益率或也随之波动。不过需要强调的是，2014年政策赋予的电力行业合理回报率并非一成不变的，电力及公用事业行业作为受政策强监管且具备天然垄断性的行业，我们一直强调合理回报才是行业应有的水平，电力行业的回报率也会随着中国工业投资的回报率的变化而随之变化。而2014年以来我国工业资产的ROE从12.15%降低至2022年的9.29%，虽然2022年数据在一定程度上受疫情影响相对偏弱，但整体来看随着国民经济总量提升，我国工业投资的回报率降低是情理之中的经济规律。

因此若按此推论，电力行业的合理投资回报难以超脱大势之外，若按照同等幅度的降低，电力行业的ROE的基准值将为12.71%，基准值的下限则是9.92%，虽然低于2014年水平，但也远高于当前火电资产仍处于亏损状态的ROE。从度电盈利的维度来说，则是度电净利的合理基准值为0.030元/千瓦时，基准值下限为0.023元/千瓦时。

复盘历史煤电联动，权益回报呈现均值回归。除了2015年年末颁布的煤电联动公式确定基准收益率以外，虽然历史上我国并未确定火电收益的基准情况，但多次的电价调整也是为了应对煤价的波动以保障火电的合理收益。如在2011年之前为应对煤价持续上涨而上调电价，2012年到2016年期间由于煤价持续下跌而调低电价。不过二者调整并不完全同步，因为2012年之前煤电联动以半年为周期，2012年之后以一年为周期，所以偶尔会出现煤价已经上涨，但是电价依然在下调；或者煤价在下跌但电价却在上调。

如果我们暂不考虑“十三五”之后电价在政策“减税降费”的背景下的并未及时调整的时间区间，“十三五”之前火电板块的ROE均值为9.55%。虽然结果看似低于我们在前文所测算的2014年的合理ROE水平12.98%-16.62%，但是需要注意的是在测算均值的过程中为应对煤价上浮而上调电价的时间区间多于因煤价回落而调低电价的时间，也就是说加权来算前期偏低的ROE的权重将大于偏高的权重，也就是说ROE均值也是低于合理水平的。我们把这个因素考虑在内后，也能得出和前文类似的结论，也就是说在长期的电价调整过程中，政策维度认为火电合理收益率的区间将会高于9.55%，结合近些年工业企业ROE水平逐步下移的情况，当前火电合理收益率测算的结果或也与上文测算结果接近。

煤电均设价格区间，上限再度确认收益回报

再论浮动区间，煤价区间与电价区间对应。除了从2015年制定的煤电联动基准值作为政策层面赋予行业的合理收益率水平以外，我们将视角转移至近两年的时间区间。2021年10月8日，为应对持续飙涨的煤价给火电企业带来的极大的经营压力，国务院常务会议提出完善煤电价格市场化形成机制等多项改革措施。

10月12日，国家发改委正式出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)，其中最为关键的核心要点为有序放开全部燃煤发电电量上网电价以及扩大市场化交易电价上下浮动区间原则上不超过20%。而与之对应的煤价政策，2022年2月份，国家发改委正式出台《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》对秦皇岛港下水煤及三大煤炭主产地中长期交易价格合理区间，同时要求热电企业除进口煤以外全覆盖，并表示5月1日起正式开始执行。随后全国多地开始陆续出台本省煤炭出矿环节合理价格区间，截至目前，已有17个省份（地区）公布本省煤炭中长期合理价格区间。

不难发现，从政策维度来说，煤价及电价均存在浮动区间限制，实际上若以二者区间上限相互对齐，那么可以粗略理解对应的火电收益则是当前政策下的火电参考收益率水平。由于2014年我国公布了火电行业的电价、煤价、供电煤耗以及行业的经营数据，我们测算2014年我国火电度电其他成本为0.1208元/千瓦时，考虑到火电机组经营效率的提升以及造价的稳步回落，我们假设火电度电其他成本略有回落至0.11元/千瓦时。我们用沿海的上海、江苏、浙江及广东作为测算基准，运价为截至5月12日秦皇岛港到各省份主要港口运价，我们测算沿海电厂的度电盈利均值为0.0221元/千瓦时，接近我们以2014年为基准测算的火电度电盈利基准值下限。

不过需要注意的是中电联曾于2022年11月8日发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》提出，电价的合理构成应包括六个部分，即：电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加，并建议有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平，与当前全国火电平均基准电价相比上浮0.0535元/千瓦时，核心原因在于煤电基准电价此前对应的是原长协煤基准价535元/吨，而当前执行的长协煤价中枢已经变为675元/吨，因此为保障火电的正常收益，则火电的基准电价也迎相应浮动。此处对于实际可行性暂且不表，但是若按照中电联建议电价如数上浮，则火电度电盈利扣税之后则会进一步增厚0.0355元/千瓦时。

总结来看，我们认为作为受强监管的公用事业行业，政策对于行业合理收益率的指引是尤为关键的。根据2014年度电盈利结合近些年全社会收益率的回落，全国平均火电度电盈利为0.030元/千瓦时，合理值的中枢下限为0.023元/千瓦时，这也可以从对于沿海电厂的度电盈利水平的测算得到一定印证。从ROE的维度来说，电力行业的ROE的基准值将为12.71%，基准值的下限则是9.92%。考虑到近些年火电行业连年亏损以及减值因素的干扰，权益资金被进一步摊薄，则若从度电盈利的维度出发，合理ROE水平或将更高。

电价高位，是短期结果还是长期趋势？

政策维度，电价波动接受度增强

在讨论完火电合理收益率后，我们不得不进行下一个核心要点的探讨，即未来的电价将如何演绎。实际上自2022年电力市场化改革取得突破以来，无论是年度交易还是月度交易，火电电价悉数实现了大幅上涨。虽说整个电力行业的合理收益率更多由政策锚定基准，但是从实际落地的维度来说，其实政策也是通过电价机制或者燃料成本端的确定机制的变化来保障火电合理收益率。而且由于电力市场化改革的快速推进，发电企业也掌握了对于电价的一定话语权，那么完全讨论政策的影响似乎有些偏颇，因此对于电价的分析就显得尤为重要，即电价上浮究竟是短期结果还是长期趋势。

经济对于电价敏感度钝化，高电价接受度将逐步增加。我们依然从政策的接受度来说，实际上随着经济结构的持续优化，高新技术产业对经济增长的贡献持续增长，单位GDP能耗持续减少，度电可实现GDP价值对应增加。以第三产业为例，2022年度电实现的GDP为42.98元/千瓦时，其中信息、计算机及软件业度电实现的GDP为35.67元/千瓦时。第二产业近些年虽然度电可实现GDP稳步提升，但截至2022年也仅有7.90元/千瓦时，其能效水平仍远低于第三产业。在可预期的未来，以AI为代表的信息、计算机及软件业等第三产业的高能效产业占比跨越式增长，相较于传统产业其电力成本占总产值的比重下降，也就意味着其对于电价的容忍度会高于传统高耗能产业。那么也就意味着，随着效率的提升，经济对于电价的敏感度将持续钝化，高电价的接受度自然也会随之增加。

量化分析电价波动影响，上浮并非如洪水猛兽。我们根据中电联的估算，2022年前三季度全国煤电机组总亏损950亿元，按前三季度火电发电量估算的度电亏损约为2.17分/千瓦时。在极端情景假设中，在不考虑任何煤价管控的前提下，火电盈利单纯靠涨电价回到盈亏平衡线左右，对应的上网电价（含税）所需提升约为2.46分/千瓦时。考虑火电的电量占比及终端电价的实际情况，对终端电价的影响幅度约为3.73%，对应的PPI影响约为0.15%。我们认为电价中枢的必要性、温和性抬升正如同通货膨胀一般，并非完全不可承受、凶猛如洪水野兽，只需对其上涨的斜率进行合理管理即可。

电价表述已然天差地别，低电价政策需求度明显降低。实际上政策层面对于电价的压制也是从2017年才开始系统性表述的，随后连续5年在政府工作报告中均有提及推动降低工商业电价，但是自2021年10月份在全国多地缺电催化下，我国启动新一轮电力市场化改革后，我国便已经不再提及降电价任务。而且政策层面对电价的态度也从之前的持续下调开始回归2021年6月的反映供电成本的表述，在随后两年的政府工作报告也不再提及降电价任务，表明政策对于降电价的需求已经明显降低，“回归商品，反映供需及成本端变化”将是未来电价的核心作用。

市场维度，趋紧供需将使火电居强势地位

供需紧张呈现长期化趋势，将托底电价表现。从另外一个市场供需维度来看，实际上我们在《限电洞察》系列研究报告曾明确提出，持续趋紧的电力供需将贯穿整个“十四五”期间。正如市场所观察到的，近三年我国电力供需持续处于趋紧的状态，虽然从最终的电力供需来看，最终也还是达到了平衡，不过这也是在压减大量需求侧负荷后实现的。由于实际压减负荷的量公开数据无法得出，也就意味着计算存量的缺口并不现实，我们仅能从增量维度来推算。

我们在6种测算结果下，依然有一半的情况会存在供需缺口，而且需要注意的是在盈余的结果中并不意味着我国没有供需缺口风险，2022年浙江省在5月末对迎峰度夏期间电力平衡做初步测算时，就已经显示全省供需缺口在650~750万千瓦，而去年全国多个省份均出现了电力紧缺的情况，那么也就是说存量远高于浙江省的结果，也就是说我们测算的增量最大盈余也几乎无法满足存量供需缺口。因此我们认为：2023年电力供需紧缺的局面或仍将延续，在“双碳”目标下电力供给侧的稳定基础负荷电源增量有限，而需求侧波动性持续提升且用电负荷逐年增长，电力供需紧张或贯穿整个“十四五”期间。

电力系统结构性变化，现货波动增强利好火电电价。除了电力供需趋紧以外，随着用户侧用电以及新能源快速扩张使得发用电双方波动均明显增强，现货电价的波动性也随之增强。以5月17日山东省现货实时交易电价为例，最高发电侧电价达到514.13元/兆瓦时，叠加容量补偿电价99.1元/兆瓦时后，电价达到527.01元/兆瓦时，比山东省燃煤基准电价高33.45%，超过中长期交易电价20%的上浮限制，而且这还未到供需紧张的迎峰度夏阶段。因此我们认为，火电作为能够灵活调节自身出力的电源机组，有望在现货交易市场中占据天时，从而在供需格局中取得优势地位获得电价端的价格支撑。

整体来看，我们认为政策对于电价态度已经从过去偏向压制变为“回归商品，反映供需及成本变化”，而且趋紧的电力供需及市场化改革的推进，火电角色也将更加强势，也就意味着电价上浮并非是一时结果，电价的刚性或将远超以往。需要强调的是，火电电价的强势并不意味着一味上涨，电力作为公用事业行业合理回报是核心目的，在回归正常盈利后，若燃料成本加速回落，电价随之调整也并不可怕，其核心是维持火电合理利润，此时火电强势角色作用更多会使得行业盈利接近于合理区间上限。

落实投资，火电标的如何选择？

我们曾在《再论电力运营商：不会简单重复，但有相同韵脚》中曾明确提出，市场煤价在1000-1100元/吨时是火电行情明显的分水岭，当价格在这一价格区间以下时，火电行情遵循原有框架，在煤价处于上行通道时为“煤价涨，利润降，股价跌”，在煤价处于下行通道时则为“煤价跌，利润增，股价涨”。但当煤价超出这一价格区间后，市场便会进入新的思维框架，即“经营困境倒逼政策发力”。这在2021年火电板块的行情表现有充分体现，彼时8月份煤价达到1000~1100元/吨的价格区间后煤价加速上涨，煤价一度超过2500元/吨，创历史最高值，但火电行情并未偃旗息鼓，而是在“煤价越高，政策越宽”的预期下持续发酵。当11月份煤价快速下跌至1000~1100元/吨之后，火电行情再次回归传统逻辑框架，煤价加速下跌，火电行情迅速走高。

实际上，在这一思维框架中，投资逻辑本质上为寻找在煤价及电价出现变化时，对应的弹性标的。其中当煤价在这一价格区间以上时，市场对于电价改革的预期将明显增强，原因在于此时电价端的波动对于火电成本端压力释放最为有效，此时优选电价高弹性标的则是优先配置方向；而当煤价降低至这一区间范围以内时，优选煤价高弹性标的便是优先配置方向，因为此时煤价虽有回落，但仍处高位，火电成本端压力依然偏大，因此电价预计将持续维持在上限附近，那么煤价的回落预计将直接贡献火电的利润增量。实际上，由于不同公司资源禀赋的差异，获得长协煤比例也并不相同，因此现货煤价的波动对于各发电公司的业绩影响也是千差万别的，基于单位电价和5500大卡现货煤价所作出的敏感性测算，此时如粤电力A、宝新能源及华能国际便是高弹性之选。

煤价加速回落，火电板块行情随之启动。2022年10月份以来，市场煤价逐步回落，但是由于彼时四季度电量环比显著回落，且四季度平均煤价环比三季度反而有所增加，因此在业绩压力有所扩大的背景下，火电板块行情并未启动。然而2023年春节假期结束后，煤价加速回落，截至5月26日，秦港5500大卡市场煤价已经回落至870元/吨，且价格跌幅呈扩大趋势。正如我们所强调的，当煤炭价格在1000~1100元/吨之后继续下跌，则火电板块将回归“煤价跌，利润增，股价涨”的原有框架。当前来看，煤价已正处于这一区间内，且价格仍有望继续回落，成本端加速改善将持续催化火电板块行情。

正视高杠杆核心价值，盈利上行阶段将放大盈利能力。实际上，在资产盈利处于上行周期时，此前一直担忧的高杠杆或者说高额债务非但不是负担，反而是资产盈利能力的放大器。因为本质上债权人对于资产收益索取权仅限于利息费用及债务本金，当一类资产收益率低于债权人所要求的利率时，那么此时越高的杠杆会侵蚀越多的股东的收益，所以此时的高杠杆会成为公司经营的严重负担。但是正如我们在火电资产合理收益应该是多少中所讨论的，股东权益超过8%的合理回报率高于债权人回报率，那么也就意味着在政策规定的合理区间内，更高的杠杆反而会扩大权益回报率水平。而且从边际变化的角度来看，高杠杆企业会在资产盈利能力处于上行周期内，权益回报上行的斜率也会大于低杠杆企业。

煤价回归合理区间后，资产盈利能力及成长性将成为关注要点。需要注意的是煤价回落不可能单方面一直对火电业绩产生边际催化，电力在一定程度上是必选消费品属性，且供需缺乏弹性，受政策强力监管是必然现象，那么也就意味着超额利润并非是行业常态，因此在煤价回归合理区间后，电价此刻随着煤价回落而回落并不可怕，其核心是维持火电合理利润。此时火电投资逻辑也会发生变化，我们认为现货煤价在770元/吨或将是清晰的分界点，此时电价上限预计也会被打开，煤价和电价将实现同向波动来保障资产的回报，此时火电的投资框架应为寻找在合理价格区间内资产盈利能力更优的标的，以及寻找未来仍有资产扩张的标的。暂不考虑2021年及2022年行业反常的收益情况，我们将各大发电上市公司2012年净利润还原减值后重新计算其ROE水平，可见各公司的ROE均值均在10%以上，且将投资收益剔除后度电盈利也均在2.5分以上，二者均在我们认为的火电合理收益附近。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）