本报告导读：
煤电地位不可或缺、盈利趋向稳定，稳定现金流助力快速发展；火电的调峰能力将成为企业争取新能源项目的重要优势；火电转型具备稀缺性+成长性，当前明显低估。
摘要：
煤电地位不可或缺、盈利趋向稳定，稳定现金流助力快速发展。2021年以来的缺电事件，一方面推动煤电电价机制改革，煤电电价不再单边下跌，上浮空间扩大至20%；另一方面，正视煤电在构建新型电力系统中不可或缺的地位，12月10日，中央经济会议提出要立足以煤为主的基本国情，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，推动煤电和新能源协同发展。当下，2022年长协煤价区间确定，且要求电企100%覆盖，我们测算，在电价可上涨20%下，煤电企业盈利得到保障。同时，煤电联动或将重启，传导机制通畅下火电盈利将趋向稳定。此外，火电资产的经营性现金流充沛，巨额折旧导致现金流远高于利润，助力快速发展新能源。
“火+绿”组合更具优势，火电的调峰能力不仅可获得收益，还将成为企业争取新能源项目的重要优势。新能源发电出力的不稳定性对电网消纳带来压力，对储能和调峰电源的需求愈发迫切。当下，电化学储能发展尚在初期（成本高，安全性待提升），抽蓄受自然资源限制较大，灵活性改造后的火电调峰成为最优选择，目前风光大基地项目配备火电机组做调峰电源已成趋势，火电资产将助力企业竞争新能源项目。电力市场机制逐步完善，调峰辅助服务市场和电力现货市场的建立完善将增厚火电资产调峰收益。此外，火电作为全国的主力电源，许多地区此前甚至当下电源结构中只有火电，火电企业通常在当地扎根时间长，拥有一定的社会资源和话语权，竞争项目时软优势明显。
火电转型具备稀缺性+成长性，当前明显低估。过去，降电价和盈利波动大制约火电资产估值，2021年以来，由于煤价大幅上涨，火电企业巨额亏损，同时双碳目标下，市场认为火电将被淘汰，给予给予煤电资产价值大幅打折，PB在0.5倍以下。我们认为，当下制约火电资产估值的因素已改变，火电资产理应获得价值重估。而从成长性看，火电企业转型迫切，华能国际、华润电力十四五期间规划的新能源装机CAGR均高于龙源电力和三峡能源，火电转型企业新能源装机增速有望比纯新能源企业更高。
投资建议。中央经济会议正视煤电地位，煤电盈利回归稳定，优质现金流以及调峰能力将助力企业发展新能源，火电转型速度或将更快，从估值和成长的角度推荐：华能国际、华电国际、申能股份、内蒙华电，福能股份；受益标的华润电力、上海电力、吉电股份、中国电力；推荐煤电一体化转型：电投能源、靖远煤电。
风险因素：用电需求不及预期，新能源发展不及预期
煤电地位不可或缺、盈利趋向稳定，稳定现金流助力转型
1.1.“电荒”启示，正视煤电地位不可或缺
2021年电力能源危机根本矛盾在于供给不足。2021下半年我国多地发生“电荒”现象，发生“电荒”的直接原因是因为用电需求超预期增长叠加能源双控政策考核趋紧，但其根本矛盾在于煤电供给不足，未给予作为发电主力电源的火电足够的重视。“市场煤-计划电”体制下，煤炭供给不足煤价高企，而电力企业又无法向下游转移成本致使火电发电意愿大幅减弱。
中央经济会议明确正视煤电地位不可或缺。电荒发生后，多省主动提出煤电市场交易电价可上浮，10月11日，煤电电价机制改革开启，推动煤电和工商业用电全部进入电力交易市场，燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业电价上浮不受限，形成有助于成本疏导的电价机制。12月10日，中央经济会议提出要立足以煤为主的基本国情，明确构建以新能源为主体的新型电力系统是一个循序渐进的过程，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，推动煤电和新能源协同发展，这是今年缺电事件以来，社会各界逐步形成的共识。
无需担忧快速退出，“十四五”火电利用小时仍将维持高位，优质机组利用小时数有望进一步提高。双碳目标下，煤电新增装机受限，但无增量并不意味着快速退出，虽然十四五期间新能源装机将高速增长，但可用容量增长不足以弥补传统电源增速掉档带来的供给缺口，煤电利用小时数仍将维持高位，同时政策鼓励能耗低的机组多发电，优质机组利用小时数有望进一步提高。2021年1-11月，火电利用小时数4018小时，同比高增277小时，据我们测算，预计十四五期间煤电利用小时数有望维持在4500小时以上高位。
1.2.周期属性弱化，盈利趋向稳定
燃料成本占比高，煤电企业盈利跟随煤价波动大幅震荡。对于煤电企业而言，由于煤炭占生产成本比重单一且过高，在行业运行的过程中，火电企业的盈利受到煤炭价格的变化而呈现周期性波动，同时由于我国一直以来市场煤+计划电机制，导致煤电无法通过电价合理疏导发电成本，煤电企业盈利跟随煤价波动而大幅震荡。
目前长协煤覆盖比例仅约60%，现货煤价对煤电盈利影响大。2017年国家开始推动长协煤政策，长协定价机制参照“基准价+浮动价”模式运行，价格稳定在基准价上下浮动。虽然长协政策在一定程度上缓解煤电企业盈利波动，但由于电厂平价长协煤覆盖仅约60%，煤炭现货价格的大幅波动仍大幅影响煤电盈利。
2022年长协煤价区间确定，要求实现100%覆盖，电价可上涨20%情况下，煤电企业盈利有保障。12月3日，国家发改委就2022年煤炭长协签订征求意见，其中明确2022年发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，新一年的动力煤长协将每月一调，5500大卡动力煤调整区间在550-850元/吨之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨。根据我们测算，该长协煤价对应度电成本区间约为0.3400-0.4546元/千瓦时，全国火电平均基准电价约为0.38元/千瓦时，上浮20%为0.456元/千瓦时，因此，在电价可上浮20%，高耗能企业电价上浮不受限（如四川11-12月电解铝电价上浮74.3%）的情况下，煤电企业盈利有保障。
煤电联动或将重启，传导机制通畅下火电盈利趋向稳定。目前湖南、宁夏已提出“煤电联动”机制，北京、广东、甘肃、陕西等省份在2022年电力交易实施方案中提出鼓励购售双方在中长期合同签订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，预计后续其他省份也将出台类似政策，煤电企业盈利趋向稳定。
1.3.充沛现金流助力火电加速转型
火电资产的经营性现金流充沛，巨额折旧导致现金流远高于利润，助力快速发展新能源。新能源发电作为重资产行业，装机规模增长需要巨额资金投入，因此资金获取能力是行业关键的竞争要素之一。而火电资产的价值不仅仅取决于其盈利水平，在盈利之外还有巨额折旧对应的自由现金流。在极度保守估计下，即使火电长期维持微利甚至零利情形，巨额折旧对应的现金流亦有助于火电企业加速转型。
火电企业营运指标优于纯系能源运营商。纯新能源运营商受巨额补贴拖欠拖累，现金流差，2017-2020年，新能源板块经营现金流入/营业收入比均低于80%，应收账款周转天数逐年升高，2020年高达108天。相较之下，火电资产不存在补贴问题，现金流好，火电板块经营现金流入/营业收入比接近90%，应收账款周转天数显著低于新能源板块，2020年仅55天，是新能源板块的1/2。
火电企业资产负债率较低，债务融资空间更高。新能源发电正进入快速发展期，政策规定电力项目投资要求的最低资本金比例为20%，债务借款比例最高可达80%。目前火电企业的资产负债率更低，2020年火电板块的资产负债率为62.7%，比同期新能源发电板块低3.3个百分点，后续以债务融资手段获取资金的能力亦相对更强。
新型电力系统考验消纳，“火+绿”组合更具优势
2.1.各地风光配储政策频出，消纳能力正成为制约发展的因素
十四五期间消纳压力将持续增长。建设以新能源为主体的新型电力系统的核心挑战是新能源发电的随机性、波动性与系统灵活性、稳定可控性之间的矛盾。碳中和背景下未来新能源大规模高速度发展已成为共识，随着风光发电在电力供给中占比逐步提高，消纳压力将持续增长，对储能和调峰电源的需求也将愈发迫切。
发改委政策鼓励自建或购买调峰，调峰资源由企业自主选择。2021年8月国家发展改革委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模。并明确抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电均可作为承担可再生能源消纳对应的调峰资源，且配置何种类型的调峰资源由发电企业通过市场化方式自主决定和选择。
20余省市印发地方性储能方案，配备调峰资源后续料将成为新能源并网的前置条件。2021年年初至今已有20余省市明确风光配储调峰详细要求，基本按照不低于10%装机容量的比例标准配套储能设施，其中河南、陕西部分要求达到20%。储能配置时间大部分省份为2小时，其中河北市场化并网规模项目要求高达3小时。随着新能源发电占比的不断提高，电力系统对于辅助调峰服务的需求迅速增加，配备调峰资源后续料将成为新能源并网的前置条件。
电化学储能发展尚在早期，抽水蓄能受自然资源限制较大，灵活性改造后的火电调峰成为当下最佳选择。目前电化学储能的成本较为昂贵，且安全性亦有待提升，据隆基股份创始人李振国先生此前发言，化学储能具备经济性或还需10-15年时间。而抽水储能受自然资源的限制较大，因此灵活性改造后的火电成为当下电力系统调峰的最佳选择。我们预计在未来十年内，火电调峰将是电力系统调节能力提升的关键手段和调节能力增量最主要的来源。
从调峰成本来看，火电调峰度电成本最低，远低于电化学储能。据中咨智库，2021年电池储能全生命周期度电成本位于0.5-1.5元/千瓦时之间，远高于平价时代的风光电价，大多数企业不具备承担能力。而煤电深度调峰在各类调峰方式中成本最低，单位成本仅为0.05元/千瓦时，不仅远低于化学储能成本，也低于抽水储能的单位抽水损耗。
2.2.“火电+新能源”组合成趋势，火电机组实为重要竞争优势
政策推动火电灵活性转变，强调火电改造与大基地项目配合。2021年11月《全国煤电机组改造升级实施方案》发布，指出“十四五”期间应完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。目前火电的调峰能力已逐步得到政策重视。此外，政策指出统筹考虑大型风电光伏基地项目外送和就近消纳调峰需要，在相关地区妥善安排配套煤电调峰电源改造升级，强调火电改造与大基地项目密切配合。
风光大基地项目配备火电机组做调峰电源已成趋势。湖北省新公布的2021年平价新能源项目中，10个百万千瓦新能源基地项目的灵活调节设施中均包含火电厂，其中大多数为超过600MW的百大型火电机组。此外，近期大唐发电新投资的托克托200万千瓦、河北省蔚县100万千瓦大型风电光伏基地新能源项目均配套了大型火电厂作为调峰电源。风光大基地项目配大型火电机组调峰已成趋势。
火电资产成为大基地项目重要竞争优势，火电转型公司有望充分受益。之所以形成“火电+新能源”的大基地项目组合，究其原因是因为新能源大基地项目体量庞大，大规模的风光装机亦需要强有力的调节电源。而目前大型火电机组不仅是最具经济性的选择，也符合政策对煤电灵活性转型的需要。预计后续大基地项目在评估业主综合实力时，具备大型火电机组的主体将在竞争中占据优势，国内拥有大型火电机组的火电转型上市公司有望充分受益。
不可忽略的主场优势。此外，火电作为全国的主力电源，许多地区此前甚至当下电源结构中只有火电。火电公司在当地扎根时间长，深耕当地电力市场，与当地政府及电网系统均有长期的合作关系。在全国大力发展新能源的形势下，拥有当地火电资产的企业在争取新能源项目时相比外来进入者具备不可忽略的主场优势。
2.3.电力市场机制逐步完善，火电调峰将获得收入增益
国内首家调峰容量辅助市场建立，增厚调峰火电机组收益。11月初国内首个调峰容量市场机制华北电力调峰容量市场开展正式出清结算，京津唐电网82台火电机组中标。调峰容量市场是在当前调峰辅助服务市场仅为调峰效果付费的基础上，探索为调峰能力付费，致力于通过市场机制进一步促进火电灵活性改造，增厚深度调峰火电机组收益，使具备深调能力的电厂尽快实现固定成本的回收。
电力现货市场建设加快，参考欧洲国家现货交易有望抬升火电调峰收入。除调峰容量市场建立外，我国电力现货交易市场也在加快建设之中，2022年广东电力现货市场进入全年连续结算试运行，浙江力争2022年1月电力现货市场转入连续不间断运行。参考欧洲火电灵活性改造主要国家丹麦及德国经验，电力市场化背景下风光等不稳定性电源并网容量增加带来的价格波动有助于抬高火电调峰收益，调峰电源机组将获得甚至比作为基荷电源时更高的市场回报。在电力现货交易中，灵活性机组可以根据电价信号及时调整自身出力，高电价时（风光出力较小时段）多发，低电价时（风光出力较多时段）少发。其运行灵活性不仅为电力系统带来调节能力，也帮助其获得超额市场回报。
火电转型具备稀缺性+成长性，当前明显低估
3.1.当前市场给予火电资产过大折价，制约火电估值因素已改变，火电资产价值重估
降电价和盈利波动大制约火电资产估值。2015年牛市之后，火电板块PB一路下滑，主要由于：1）降电价：2016年启动电力市场化交易，交易电价均为折价，综合电价水平降低，同时2018年起，连续3年降低一般工商业电价；2）市场煤+计划电机制导致火电盈利跟随煤价波动而大幅震荡。2021年以来，由于煤价大幅上涨，火电企业巨额亏损，同时双碳目标下，市场认为火电将被淘汰，给予煤电资产价值大幅打折，PB在0.5倍以下（当前火电板块估值主要由转型新能源火电企业的高估值新能源资产支撑）。
制约因素改变，火电资产价值重估。1）电价方面：10月煤电电价机制改革后，建立起能涨能跌的市场化电价机制，电价单边下跌已成历史；2）盈利稳定性方面：长协煤价格区间确定，电厂100%长协覆盖，煤电电价可上浮20%下，煤电盈利得到保障，同时，已有省份出台煤电联动机制，煤电盈利料将回归稳定；3）煤电定位方面：12月10日，中央经济会议提出要立足以煤为主的基本国情，明确构建以新能源为主体的新型电力系统是一个循序渐进的过程，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，未来将推动煤炭（煤电）和新能源的协同发展，煤电地位不可或缺，
近期中国电力煤电资产出售，产业资本给予1.3倍估值。中国电力11月26日公告称，已将中电神头40%股权转移至一家有限合伙企业，出让价2.06亿元，转让完成后公司累计持有中电神头54%股权，但是直接持股降为40%，中电神头成为公司合营企业，以权益法进行核算。按照中电神头9月30日净资产3.94亿元计算，40%股权出售价格为2.06亿元，对应PB为1.31倍，高于公司当前整体0.87倍PB，远高于当前二级市场估值。
3.2.火电企业转型速度或将更快，新能源装机高速增长
火电企业转型速度或将更快，新能源装机高速增长。双碳目标下，各大集团企业纷纷提出十四五新能源装机目标，而火电企业普遍转型迫切，更加积极利用各种优势转型发展新能源。对比纯新能源公司龙源电力、三峡能源，和火电转型公司华能国际、华润电力十四五装机规划，可以看到十四五期间龙源电力和三峡能源的新能源装机CAGR分别为18.32%和26.78%，而华能国际、华润电力的新能源装机CAGR分别高达38.57%和30.72%，均高于龙源电力和三峡能源，我们预计火电企业转型的速度有望更快。
火电转型具备稀缺性+成长性，当前明显低估。火电转型企业的存量火电资产是稀缺资源而非包袱，火电资产将助力企业新能源发展，而制约火电资产估值的因素已改变，从PB角度，火电资产理应获得价值重估。从成长性看，火电企业转型迫切，十四五期间新能源装机增速有望比纯新能源企业更高，转型速度更快。
投资建议：从估值和成长的角度，优先推荐火电转型新能源运营
中央经济会议正视煤电地位，煤电盈利回归稳定，优质现金流以及调峰能力将助力企业发展新能源，火电转型速度或将更快，
从估值和成长的角度，推荐：华能国际、华电国际（拥有37%华电福新（华电集团新能源平台）股权）、申能股份、内蒙华电、福能股份，受益标的华润电力、上海电力、吉电股份、中国电力。
推荐煤电一体化转型公司：电投能源、靖远煤电；
风险提示
5.1.用电需求不及预期
若用电需求增长不及预期，大量风电光伏机组投产后，有可能会出现弃风弃光率反弹。
5.2.新能源装机增长不及预期
若风电光伏新增装机不及预期，低于各家企业规划，则将导致新能源运营商成长性不足。
（图片来源：veer图库）
