（报告出品方/作者：国盛证券，何亚轩、廖文强、池之恒）

一、行业概述：至暗已过，2023Q1 火电盈利全面修复

1.1 成本拆解：业绩对燃料成本高度敏感，火电盈利弹性较强

燃料成本变化系火电业绩波动核心。火电企业盈利取决于上网电价、煤价、利用小时数 等因素。其中，上网电价和利用小时数为影响火电企业营业收入的关键因素，煤价为影 响营业成本的关键因素。在我们选取的 8 家头部火电样本企业中，2022 年火电燃料成本 占比营业成本平均达 73%。其中，浙能电力、粤电力、建投能源、华电国际、华能国际 燃料成本占比高达 83%、82%、80%、78%、71%。由此可见，在上网电价、利用小时 数不大幅波动情况下，燃料成本价格为影响火电业绩的核心因素。

受益于成本端稳步改善，火电企业盈利上行弹性凸显。我们选取 8 家样本公司针对煤价 做火电业绩弹性测算。核心假设：1）各运营商发电量参考其 2022 年年报披露火电发电 量；2）度电煤耗为 300 克/千瓦时；3）入炉标煤单位运费及港杂费用为 100 元/吨；4） 税率为 13%；5）期间度电成本（剔除燃料成本）依据发电量大小取 0.11-0.15 元/度不 等。在假设基准条件下可以看出，当煤价达到 1000 元/吨时，所有样本企业火电业务面 临亏损。截至 6 月 6 日，秦皇岛港动力煤 Q5500 市场价为 795 元/吨。若现货煤价从该 价格基础上再下降 100 元/吨，样本发电企业净利率预计变动分别为：建投能源+7.1pct、 粤电力 A+7.0pct、华电国际+6.9pct、国电电力+6.7pct、浙能电力+6.4pct、大唐发电 +6.1pct、华能国际+5.7pct、皖能电力+5.7pct，盈利弹性较大。

1.2 盈利趋势：近年煤价上行，行业普遍亏损，2023Q1 已全面回暖

过去两年煤价高升，火电行业普遍亏损。2021-2022 年，受煤炭需求增加、国际煤进口 下滑等因素影响，煤炭市场供需始终处于紧平衡状态，国内动力煤价格上浮显著，全年 高位运行。2021 年秦皇岛港 5500 卡动力煤全年均价为 857 元/吨，较 2020 年上浮 50%。 2022 年全年均价达 1220 元/吨，较 2021 年高基数基础上再上浮 42%。成本端，煤电行 业因燃料涨价成本大幅增加，而收入端，受到“计划电”掣肘增速不及成本，全行业净 利润下滑，普遍出现亏损，龙头火电企业经营形势严峻。

年初以来我国煤价持续下行，Q1 已现业绩拐点。截至 2023 年 6 月 9 日，秦皇岛港动力 末煤平仓价 775 元/吨，较 2022 年高点大幅下降 53.4%，2023Q1 火电企业 经营困难已得到全面缓解，当前盈利能力有所修复。2023Q1 申万火力发电板块整体实 现营业收入 3030 亿元，同比提升 2.6%，实现归母净利润 91 亿元，同比提升 516%。 全行业 2023Q1 销售净利润由负转正，较 2022 全年提升 4pct，销售毛利率提升 3.3pct。 进一步看，一般而言，发电企业燃料成本下降较煤价下跌有一定滞后期，且一季度火电 公司仍在消化部分 2022 年高价库存煤。我们预计发电企业在 Q1 消化完高价库存煤后， Q2 利润望持续释放。

二、多重催化下，火电企业 Q2 有望释放业绩弹性

2.1 成本端：煤价持续下探，火电盈利韧性增强

2.1.1 多重因素叠加，煤价中枢继续下行

煤炭核增进度加速，新增产能相对充沛。在保供稳价政策的持续推动下，2022 年煤炭产 能核增进度明显加快，优质产能持续释放，全国产煤约 45.0 亿吨，同增 9.0%。2023 年 以来，我国煤炭产能在 2022 年高基数下维持增长，1-4 月全国产煤 15.3 亿吨，同比提 升 4.8%，创近年同期新高。全年产能目标来看，山西、内蒙古、陕西三大产煤省区公布 2023 年目标产煤 13.7/12.5/7.5 吨，同比增长 4.4%/6.5%/0.5%。煤炭资讯网预计 2023 年我国煤炭产量将达到 47.5 亿吨，同比增加 2.5 亿吨，增长 5.6%。近两年在保供政策 和大型技改推动下，我国煤炭新增产能较多，当前供给充沛。

政策利好叠加国际煤价下降，进口量大幅增加。2022 年以来，为应对煤价持续上涨，国 家陆续出台应对举措，支持国内煤炭安全稳定供应。2022 年 4 月，财政部规定自 2022 年 5 月 1 日至 2023 年 3 月 31 日，原本实施 3%、5%或 6%最惠国税率的进口煤炭，均 实施税率为零的进口暂定税率。2023 年 3 月财政部发文决定延长煤炭零进口暂定税率 实施期限至 2023 年 12 月 31 日，政策续期进一步促进进口资源补充国内煤炭供应。与 此同时，2023 年 3 月，我国结束自 2020 年底开始的澳煤“禁令”，由于进口煤具备价格 优势，我国进口煤拿货积极性较高。国家统计局统计，2023 年 1-4 月我国累计进口煤炭 1.42 亿吨，同比增速 89%，相较往年同期进口量显著提升。政策利好叠加国际煤价优势， 我国煤炭进口量 2 月以来达到近年来最高值，持续对国内煤炭价格造成下行冲击。

存煤量维持高位，抑制煤价上行。我国动力煤库存自 2023 年初来持续攀升，当前维持 近年高位状态。截至 2023 年 5 月底，CCTD 主流港口煤炭库存达 35783 万吨，同比上 升 33%，环比 4 月上升 37%。沿海八省库存超 3600 万吨，内地 17 省库存逾 8300 万 吨，港口近期库存高位达 3046 万吨，我们预计较高的库存堆积水平将削减煤炭采购动 力，持续压制煤价。

2.1.2 长协煤履约率提升，盈利韧性增强

政策加码，我国长协煤保障力度进一步加强。2022 年 12 月，国家发改委发布《2023 年 电煤中长期合同签订履约工作方案》，本次工作方案相较 2022 年《工作方案》在保供、 保价、长协履约率、履约监管方面提出更严格要求。 供需方面：供应范围扩大，需求范围缩减。1.供应范围扩大：新《方案》规定所有在产 煤炭生产企业均可参与中长协供应，2022 年参与长协合同保供仅为年产 30 万吨及以上 煤炭生产企业。2.需求范围缩减：原有储备基地和化肥生产企业不再享受中长协煤炭供 应，转向服务发电和供暖煤企业提供服务。 价格方面：长协煤基准价下调。新《方案》对煤电价格成本的有效疏导给予政策支撑， 重新核定基准价。价格按照“基准价+浮动价”原则签订，下水煤合同基准价按 5500 大 卡动力煤 675 元/吨执行（2022 年的 700 元/吨），浮动价实行月度调整。

履约率方面：中长期合同全覆盖。《方案》明确，合同双方需按确定的月度履约量足额履 约，确有特殊原因、存在困难的，经双方协商一致可在月度之间适当调剂，但季度、全 年履约量必须达到 100%，2023 年发电和供热用煤将实施中长期合同全覆盖，而 2022 年规定为单笔合同月度履约率不低于 80%、季度和年度履约率不低于 90%。 监管力度方面：惩戒措施操作性加强。新《方案》履约率监管更加严格，违约惩戒措施 操作性更强。《方案》要求合同双方必须按照确定的月度履约量进行履约。未履行长协合 同的违约企业，不仅对其通报约谈、督促签约，且对煤矿在新核准项目、新核增产能、 铁路运力和金融支持等方面予以限制。作为保供煤矿的，调出保供名单，取消有关政策 支持。对发电企业欠量资源后续补签按市场煤合同对待，不再享受电煤长协价格和运力 保障。 长协煤履约率有望进一步提升，稳定火电盈利韧性。我们认为 2023 年煤炭长协履约率 提升有两大核心驱动力。1.《2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案》对规范煤企签 约、执行长协起到重要作用。政策支持和监管趋严背景下，煤企违约成本上升，提升履 约率将成为煤企的重要工作。2.煤价持续下行致使长协煤与现货煤价价差逐步收窄，煤 企长协煤履约积极性望提升。长协煤履约率提升叠加长协煤基准价下降，2023 年火电企 业利润体量、经营韧性有望大幅改善。

2.2 销售端：电改如火如荼，火电盈利空间走扩

2.2.1 量：全社会用电需求持续提升，收益结构望多元化

一、全社会用电需求持续提升，短期内火电仍为能源压舱石

短期看，高温来袭，夏季用电负荷预计增幅较大。根据国家气候中心，今年以来全国平 均气温较常年同期偏高，3 月上旬、4 月中旬，平均气温为 1961 年以来历史同期最高， 河南南部、安徽西部、江西西北部、湖南北部等地区平均气温偏高 2℃；5 月份，全国共 有 446 个国家气象站日最高气温达到或突破 5 月历史极值。中电联预测，部分省份或出 现阶段性高温热浪，在高峰时段可能出现用电紧张。2023 年全国最高用电负荷 13.7 亿 千瓦左右，同增 6%，最高用电负荷可能比 2022 年增加近 1 亿千瓦，全国电力供需总体 紧平衡。我们预计今年在水电出力偏弱形势下，火电仍将发挥能源安全压舱石作用，稳 定出力，需求保持强度。 中长期看，终端用能电气化驱动电力需求增长，新兴产业用电量快速增长。国家“双碳” 目标加速终端用能电气化水平。全球能源互联网发展合作组织预测，到 2030 年，我国数据中心、5G 基站年用电量将分别超过 3400 亿、1800 亿千瓦时，高技术及装备制造业用 电需求年均增速将达到 9%以上。建筑、钢铁、新能源汽车将带来 15000、5300、1300 亿千瓦时新增电能以替代散烧煤、燃油供能。

全社会用电总量预计平稳增长，火电仍需发挥压舱石作用。我国过去 10 年全社会用电 量稳步增长，CAGR 达 5.7%。截至 2022 年，全社会用电量 8.6 万亿千瓦时，同比增长 3.9%。全球能源互联网发展合作组织组织预测，“十四五”期间，我国用电量年均增速 约 4.2%，2025 年全社会用电量将增长至 9.2 万亿。“十五五”期间，我国用电量增速 CAGR 约为 3%，2030 年全社会用电量预计达 10.7 万亿千瓦时。根据我国装机结构预 测，煤电装机将于 2025 年达到峰值 11 亿千瓦，2030 年前，火电仍是我国能源装机结 构中最主要的构成，预计容量占比 28%（风电、光伏占比 21%、27%）。我们认为新能 源大幅接入情况下，电网消纳或仍有较大压力，火电机组参与调节为必要手段，仍需发 挥压舱石作用实现稳定出力，中长期用电需求仍大。

二、灵活性改造+容量电价机制拓宽收入渠道，收益模式迎变革

灵活性改造加强机组调峰能力，获取调峰补偿

煤电机组灵活性改造为我国电力系统灵活性提升的工作重点。从我国电力系统发展现状看，灵活性不足制约新能源消纳的问题尚未得到根本性解决。根据电力圆桌项目课题组 发布的《电力系统灵活性提升:技术路径、经济性与政策建议》，基于电力系统灵活性提 升技术思路和经济性分析，“十四五”时期，电力系统灵活性提升主要依靠煤电灵活性改 造、新建抽水蓄能等资源。由于抽水蓄能电站建设周期一般为 6-8 年，推进煤电机组灵 活性改造为“十四五”时期重点，至“十六五”时期亦是最主要的灵活性资源。煤电机 组灵活性改造帮助煤电定位转型，参与辅助服务市场，由电量型电源向电力型电源转变， 获得调峰补偿收益。

灵活性改造投资成本相对较低。经过灵活性改造后的煤电提供灵活性的成本主要包括灵 活性改造投资成本、实际运行中产生的可变成本增量、机组的加速折旧和部件磨损、更 换成本增量以及由于损失部分发电收益产生的机会成本。30 万千瓦和 60 万千瓦纯凝汽 机组最小稳定出力由 50%降至 30%，单位千瓦灵活性调节容量成本为 625 元/千瓦；对 于30~60万千瓦的大型热电厂，按热电解耦后机组供热工况下最小出力由80%降为50% 折算，提升供给向下灵活性空间的改造成本为 444 元/千瓦。煤电灵活性改造中，煤电及 燃煤热电联产成本投入较燃气电厂、抽水蓄能、储能电站等其他系统调节手段具备显著 优势。

辅助服务市场逐步完善，调峰补偿收益较国际仍有上行空间。近年来全国多数省为满足 新能源消纳要求，加大力度完善辅助服务市场以及对灵活调节电源的补偿。2022 年底， 我国电力辅助服务实现了 6 大区域、33 个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系 基本形成，全年煤电企业因辅助服务获得补偿收益约 320 亿元。但总体来看，我国辅助 服务补偿水平仍然偏低，2018 年全国辅助服务补偿费用占上网电费总额的 0.83%，远低 于美国 PJM 市场的 2.5%、英国的 8%。基于火电备用容量意义重大，补偿机制有望逐步 完善，我们认为未来补偿收益仍有较大提升空间。

容量电价保障燃煤机组合理收益。 长期来看，容量市场是成熟电力市场的标配。容量市场作为一种经济激励机制，能使机组获 得电能量和辅助服务市场以外的稳定收入，以此鼓励存量机组留存、新建机组投资，使电力 系统在面对高峰负荷时有足够发电容量冗余。《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全 国统一电力市场体系的指导意见》中提出，因地制宜建立发电容量成本回收机制，引导各地 区根据实际情况，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本 回收和长期电力供应安全。当前，我国容量电价政策尚处于摸索阶段，少部分区域如山东、 云南已出台容量补贴相关政策。中长期来看，新型电力系统加码建设下，其他省市容量电价 有望陆续出台，增厚火电企业收益。

2.2.2 价:电改政策频出，电价传导机制逐步理顺

短期看，电改下电力价格浮动区间走扩。2023 年各地年度协议电价均较基准价有明显上浮， 多区域接近顶格上浮，电改下电价浮动区间走扩。以用电大省江苏、广东为例，2023 年江苏 电力市场年度双边交易加权均价 467 元/兆瓦时，与燃煤基准价 391 元/兆瓦时相比上浮 19%， 广东省电力市场年度双边交易加权价为 554 元/兆瓦时，较基准价上浮 20%。

多省代理购电价格保持较高水平。从各省电网代理购电价格来看，多数省份代理购电价格显 著超过燃煤基准价。以发达区域广东、江苏、上海举例，2023 年 5 月代理购电价格较基准价 上浮 26.1%、20.6%、40.5%。此外，代理购电价格持续呈现同比上浮趋势。2023 年 5 月有 23 个省代理购电价格同比上涨，所有省市平均同比上涨 7.8%，2023 年 1-5 月以来，电价延 续上行趋势。

长期看，电力改革持续深化，助推电价顺畅传导。“双碳目标”顶层设计下，近年我国电力市 场改革政策频出。2019 年国务院常务会议决定取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价 机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，意味着我国告别实行 15 年的煤电联动机制， 将过去执行“政府定价”的计划交易转为双方“协商定价”的市场化交易。2021 年 3 月国家 电网提出“着力疏导能源供应侧成本上升与需求侧成本较低的矛盾”，明示用电端成本未来将 要进入上行通道，打破过去电价“只能下不能上”的政策导向。2021 年 6 月，国家发改委在 中国政府网提出我国“下一步要完善居民阶梯电价制度，使电力价格更好地反映供电成本”。 受《关于进一步完善分时电价机制的通知》、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革 的通知》、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等政策推进，我国电力市场化 改革持续深化，各省陆续出台落实文件，我国电力市场迎来重大变革。我们预计未来电价机 制传导将更加顺畅，进一步推动火电上网价格波动区间扩张，稳定火电盈利性。

三、齐头并进能源转型，拉动第二成长曲线

3.1 积极布局绿电转型，风光将成为装机主体

能源结构转型为重要国家战略，风光装机高速增长。十八大以来，我国积极推动能源供给革 命，深化能源供给侧结构性改革，优先发展可再生能源。以火电装机为主力的“五大四小” 发电集团作为电力行业主力军，开始加速布局清洁化转型，风光装机量占比迅速提升。2011- 2021 年，三峡集团、华润电力、中国广核集团、中国华电集团、国投电力、中国华能集团、 国家能源投资集团风光装机量 CAGR 达 37.2%、28.6%、28.0%、24.7%、21.7%、18.1%、17.2%， 截至 2021 年，我国大型发电集团风光装机占比已普遍在 15-40%左右。

“十四五”装机目标指引下，电力系统风、光将成装机主体。在“十二五”、“十三五”风光 装机高速增长下，2020-2021 年间，各大发电集团陆续发布“十四五”装机规划，彰显实现 碳达峰、碳中和雄心。以华能集团为例，华能集团目标于 2025 年实现碳达峰，“十四五”期 间目标新增新能源装机 8000 万千瓦以上，为现有风光装机量的两倍（截至 2021 年风光装机 仅为 3829 万千瓦）。此外，华能集团、大唐集团、国家电力投资集团、华电集团、华润电力 等均提出 2025 年清洁能源装机达到 50%以上。这意味着“十五五”开始，我国大型发电集 团火电装机占比将下滑至 50%以下，成为以风、光、水电等清洁能源装机为主体的发电主体。

上市主体积极落实装机规划，绿电拉动盈利第二成长曲线。伴随集团整体装机规划设立，发电 集团旗下上市公司积极推进新能源转型进程，颁布“十四五”装机目标。从装机口径看，截至 2022 年，上海电力、中国电力、国电电力、华能国际、大唐发电、长源电力风光占比已达 39%、 33%、18%、16%、12%、6%，2017-2022 年风电及光电装机容量 CAGR 达 23%、44%、 10%、24%、21%、42%。从利润口径看，火电行业因其周期性属性盈利波动较大。近两年来 因煤价高升，火电行业盈利微薄，甚至陷入亏损。相较而言，绿电运营模式具备较强业绩确定 性，收益率稳定。在近两年煤价高位形势下，绿电成为运营商盈利重要组成部分，部分冲抵了 火电业务的亏损压力，成为拉动火电企业利润的第二成长曲线。

3.2 绿电运营现金流望大幅改善，投资收益率持续提升

光伏、海陆风电全面进入平价时代，经营性现金流有望改善。2021 年 6 月国家发展改革 委印发《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，规定 2021 年起新备案集 中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目中央财政不再补贴，实行 平价上网；中央财政明确 2022 年起不再对新建海上风电项目进行补贴。当前光伏、风电 新增装机将主要由项目自身的经济性而非外部补贴驱动，风光项目已具备自主造血能力。 发电企业将摆脱补贴依赖，加快结算周期，依托纯商业化运营的模式大幅改善其经营性 现金流，支持后续装机规模扩充。

光伏平准发电成本未来预计持续走低，电站运营收益率望提升。根据中国光伏产业发展协会， 2022 年全国硅片产量约为 357GW，同比增长 58%，预计 2023 年全国硅片产量将超过 536GW。 组件方面，2022 年全国组件产量达到 289GW，同比增长 59%，预计 2023 年组件产量将超 过 433GW。伴随硅片产能逐步释放，光伏面板原材料供给短缺大幅缓解，2023 年 5 月 15 日 国产多晶硅料现货价格跌至 21.8 美元/千克，较 2022 年高点下跌 51%。我们预计未来各环 节产能过剩情况或进一步加重，硅料及组件价格多呈现震荡下行趋势。2022 年全投资模型下 地面光伏电站在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的 LCOE 分 别为 0.18、0.22、0.28、0.34 元/kWh，我们预计组件降价望成为降低光伏系统建造成本的主 要动能，助推地面光伏 LCOE 逐年下降，进一步推升光伏电站投资经济性。

风电 LCOE、风力发电机成本逐年下降。根据 IRENA 与 2021 年 6 月发布的《2020 年可 再生能源发电成本》披露，截至 2021 年中国陆上风电 LCOE 成本为 0.028 美元/千瓦时， 较 2010 年降幅达到 66%。其中，发电机成本为影响装机成本的最主要因素，截至 2023 年 3 月，中国风力发电机机组投标价为 1607 元/千瓦，较 2021 年 1 月的 3081 元/千瓦 已下降 48%。我们预计伴随风电平准发电成本逐步降低，风电项目盈利能力有望进一步 提升。

3.3 绿电业务占比提升，估值重塑仍有空间

高估值业务占比逐步提升，火电望迎估值重塑。2018-2022 年五年时间申万火力发电板 块平均 PB 为 1.0，申万光伏发电板块平均 PB 为 1.8，申万风力发电板块平均 PB 为 2.5。 历史上，包括光伏发电、风力发电在内的绿电板块由于其盈利确定性较强、所在赛道成 长性较高，享受显著高于火电板块的市净率。我们认为未来随着头部发电企业新能源装 机占比逐步提升，火电企业业务结构多元优化、业绩对煤价敏感性逐步降低，盈利稳定 性望持续增强，其估值中枢亦有望向绿电靠近，实现估值重塑。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。「链接」