电力行业投资分析

电力行业投资分析一、政策估值面：中特估值体系加速，央国企价值重估在即（一）央国企普遍低估值，中特估值下电力企业具备重估价值监管层多次强调“中国特色估值体系”，央国企估值有望重塑。2022年11月21日，证监会主席易会满在2022金融街论坛年会上，首提“探索建立具有中国特色的估值体系”；12月2日，上交所在《中央企业综合服务三年行动计划》中提出“服务推动央企估值回归合理水平”；2023年2月2日，中国证监会召开2023年系统工作会议再次提出“逐步完善适应不同类型企业的估值定价逻辑和具有中国特色的估值体系”。我们认为央国企的价值重估是“中特估值”体系中的重要一环，尤其是在当前央国企二级市场估值普遍低于民企情况下，中特估值体系下央国企有望迎来价值重塑。公用事业央国企市值占比近九成，央国企改革和产业转型将带动成长型国企价值重估。截至3月7日，A股六成以上公用事业企业为央企或地方国企，细分行业中，核电、电能综合服务、火电、水电子行业的国央企比例均在90%以上，民企主要集中于燃气、热力服务和光伏企业中。从市值来看，央企和地方国企总市值占比达88%，在公用事业行业中占据主导地位。板块估值位于历史低位，传统电源盈利改善叠加绿电装机加速，价值重估可期。我们复盘2010年以来的公用事业板块估值，当前仅处于PB17.5%、PE43.9%分位，且央国企估值显著低于民企。当前板块PB估值相对PE处于低位，主要系近两年火电严重亏损，板块盈利处于低位，同时火电公司多为央国企，也导致央国企市盈率超越民企。我们看到当前新能源建设加速，而央国企作为建设的主力军，有望迎来一轮新的装机增长。同时，受过去两年煤炭价格高企、来水相对偏枯的影响，板块盈利亦处于底部。板块有望迎来盈利底部反转、成长体系重塑。子板块估值差异明显，各板块估值均处于历史低位。公用事业各子板块商业模式和发展空间存在明显差异，因此估值高低和变化趋势有所不同。水电板块估值相对稳定；火电板块受燃料成本周期波动影响，市盈率波动较大；绿电板块估值经历了跌涨-跌的过程，三峡能源和龙源电力两大龙头上市带动了板块一轮估值提升，但随后硅料成本、储能成本压制了绿电成本性，估值迅速回落；核电板块在经历了2016-2018年三年核准停滞，估值逐渐回落至历史低位。截至3月7日，从PE角度来看，水电、火电、绿电、核电估值分别处于36.3%、87.8%、11.6%、2.3%分位，PB估值分别处于39.3%、15.9%、11.3%、1.4%，各板块均处于历史低位水平。（二）板块具备优质现金流创造能力，能源基建再投资驱动成长尽管板块处于低估值状态，但水电、核电、绿电盈利稳定且高质量，火电亦具有优秀的现金流创造，可进行能源基建再投资驱动成长。水电、核电盈利稳定，绿电利润快速增长。2016-2021年，水电、核电、绿电归母净利润CAGR分比为4.5%、8.4%、15.1%，水电板块虽然增速缓慢，盈利受来水波动影响，但长期盈利稳定提升；核电板块利润增速有所放缓，但盈利稳定受外部影响较小；绿电板块保持高增长态势；火电板块受燃料成本周期性波动影响利润波动较大，2021年出现较大亏损，也是估值低的核心原因。水电、核电、绿电具备高净利率，资产盈利质量高。2021年水电、核电、绿电板块净利率分别为32.8%、20.8%、17.9%，ROE分别为10.9%、11.1%、8.7%，资产盈利质量高。存量资产现金流创造能力强，具备再投资能源基建能力。电力行业是重资产行业，折旧是成本的主要部分，因此各板块都具备优秀的现金流创造能力，并以此为基础保持高分红和资本支出，水电、火电、核电均具备再投资能力，火转绿、水风光一体化为传统能源提供新成长。综合来看，水电凭借稀缺优质资产和高分红水平可保持当前较高估值水平；火电转型储能调峰，充裕现金流保障新能源投资转型，将由低弹性的周期股转向业绩增长的成长股，估值有望重塑；核电具备高盈利和高现金流，审批重启后成长空间打开，当前低估值有望修复；绿电板块此前受硅料价格和配储成本影响成长性减弱，当两个压制因素缓解后成长性回归，估值有望再度提升。二、管理面：三视角看待电力中特估值，央国企改革潜力巨大三视角看待电力中特估值，央国企改革潜力巨大。其一，多家电力公司所属的央国企集团内仍有大量存量资产，截至2021年底，六大集团内未上市装机占比42.6%，推动资产重组、证券化值得期待。其二，两只新能源REITs已获核准，未来电力公募REITs有望加速推进，将有效盘活存量资产，提升资产周转率与融资能力。其三，多家电力企业积极优化公司治理，引入股权激励、职业经理人等改革手段。（一）电力央国企资产重组进行时，存量资产证券化空间充裕多家公用事业国企积极响应国企改革，向内、向外提升整体效能。2023年初国企三年改革行动收官，两网六大发电集团均取得了预期的改革成果。从电力国企的改革措施来看，主要包括向外资产重组、资产证券化，以及向内体制机制改革三大类。例如大型电力集团内部频繁的资产并购重组、龙头电力和电网平台上市实现资产证券化、以及电力国企近三年来持续进行的市场化经营机制优化。电力央国企资产重组进行时，整合产业提质增效。在国改的大背景下，国资委要求国有资本精细化主业、明确板块归属、加大优质资产注入上市公司的力度、积极推动兼并重组和产业链专业化整合。电力央国企改革的速度加快，近三年来电力国企通过资产置换、并购重组等方式实现产业转型、减少同业竞争、进行专业化重组。电力央国企资产证券化加速，成立专项上市平台覆盖市场需求。近三年两网和大型发电集团紧跟市场需求成立新能源、储能等专项电力公司，南方电网旗下的南网能源和南网储能分别于2021年、2022年上市，承担综合能源业务以及抽水蓄能及电化学储能业务；三峡集团及国家能源集团分别以绿电龙头三峡能源及龙源电力上市A股，电力央国企资产证券化加速。央国企集团保有大额存量资产，资产重组、证券化空间充裕。大型发电集团旗下拥有众多发电资产，注入上市公司的仅为其中部分，从总装机量来看，截至2021年，国家电投、华电集团分别存有65.8%、61.1%的未证券化装机，而其余发电集团的未证券化装机也均在30%左右；分电源来看，截至2021年国家能源集团仍存有82.6%的光伏资产，华电集团保有80.4%的水电资产和95.8%的新能源资产未注入上市公司，未来电力企业存在充裕的资源整合空间。此外，目前国家电网旗下资产同样存在证券化可能。（二）新能源REITs提升估值助力扩表，加速存量资产盘活公募REITs带动“投资-运营-REITs-再投资（并购）”的良性扩张加速形成，盘活资产-加速装机-提升估值的成长闭环将持续演绎。在预期新能源装机快速增长、可再生能源补贴尚未完全发放的背景下，新能源REITs的发行将助力电力企业快速回笼资金，投入到新的新能源项目建设中，叠加近期硅料价格快速下跌、光伏项目投资成本下降，预计新能源装机增速有望提升、成长预期持续打开。本次通过新能源REITs的发行，上海电力拟将募集资金用于11个新能源项目投资，其中2个风电项目9个光伏项目，合计装机达2.64GW，预计投入募集资金22.66亿元，大力提升项目周转效率。京能发展（北京）拟将募集资金用于6个新能源项目，合计装机1.51GW，预计投入募集资金6.45亿元。首批新能源REITs已获核准，加速存量资产盘活。2022年12月30日中信建投国电投、中航京能2只新能源公募REITs申报获受理，3月2日，两只REITs均获得证监会核准，其底层资产分别为国家电投江苏滨海北H1、H2海上风电和配套运维驿站以及京能国际榆林光伏、晶泰光伏项目。此前，深圳能源已成功发行了我国首单清洁能源基础设施公募REITs，底层资产是东部电厂（一期）项目（天然气发电）。中信建投国电投项目标志着以“五大”为代表的电力央企进军公募REITs，预计未来将有更多新能源项目进入市场。新能源项目运营稳健，符合基础设施公募REITs申报要求。新能源发电项目作为能源基础设施的重要部分，在双碳目标中扮演重要的角色，同时新能源项目盈利稳定，首批两只新能源REITs的底层项目均已并网多年，享受高补贴电价。针对项目公司存在大量可再生能源补贴未回收的情况，中信建投国家电投公募REITs项目公司与银行签署《保理业务合作协议》，银行平价购买公司账龄超过1.5年的国补应收账款；中航京能公募REITs则以卖断出表的形式在年底前按照一定折扣后价格一次性卖断国补应收账款，两种措施均可保证项目公司可供分配金额的稳定性。REITs赋予市场绿电估值视角，两单增值率分别为24.8%、22.6%。滨海公司、京能光伏评估价值分别为75.13、27.68亿元，增值率分别为24.8%、22.6%，预计2023年净利润分别为2.47、1.63亿元，项目估值/2023年预计净利润分别为30.4、17.0倍，尤其是在当前市场对绿电估值不明晰的节点，赋予市场更多估值视角。（三）国企考核强调资产盈利质量，电力企业积极优化公司治理国企考核体系精细化，考核重点从扩大资产规模转向提升盈利质量。2023年国资委新增ROE作为国企的考核指标，较之前的营业收入利润率，ROE的考核更为全面，要求国企在资产负债率保持稳定的基础上进一步提高净利率和资产周转率；同时，新增现金比率考核，有望改善国企经营性现金流；资产负债率由2022年的“控”改为“稳”，存在一定的弹性空间，利于企业减少资金束缚加速项目周转。考核体系变更的目的在于要求国企在保持一定的债务融资规模的前提下，加快项目周转，提高净利率和经营效率，改善盈利能力。电力国企积极优化公司治理，提升整体效能。电力国企积极响应改革号召，纷纷推出公司内部的深化改革三年行动方案（2020—2022年），从提升市场化管理水平、深化混合所有制改革、健全薪酬分配和激励制度、优化战略布局、引入职业经理人等多方面进行公司治理，提升整体效能。三、经营面：时间的煤硅加速演绎，行业迎来底部反转（一）煤硅价格回落、电价体系逐步清晰，时间的煤硅演绎加速时间的煤硅逻辑演绎加速，行业迎来底部反转。（1）电煤：近期煤价持续回落，最新秦皇岛Q5500煤价1120元/吨，相较去年10月高位1599元/吨跌幅达30.0%，且库存仍处高位（北方港存高于去年同期42.9%），进口煤价格低价优势显著。我们看好现货价格下降叠加长协比例提升，降低综合用煤成本带来火电盈利改善。（2）硅料：硅料价格已经大幅下降，当前光伏装机已有增长苗头，2022年下半年暂缓的装机有望在2023年逐步加速，绿电的成长性值得期待；（3）电价：火电燃煤标杆上浮比例持续，赋予多类电源年内较好的价格基础，期待容量电价落地明确调峰成本，电价具象化可期。当前电力板块煤硅电价三重改善，今年既是转盈年又是装机年，攻防兼备值得期待。煤、硅、电价三要素均有望在2023年迎来持续改善。煤：海外煤价继续下行，煤炭进口量已连续5个月保持高位。根据百川盈孚，2023年1月中旬起印尼烟煤Q5500价格持续回落，3月7日最新价格达1091元/吨，较去年11月初的高位1450元/吨降幅达24.8%；秦皇岛动力煤市价加速回落，3月7日已降至1120元/吨，相较去年10月高位1599元/吨跌幅达30.0%，两者价差缩小至29元/吨。2022年我国动力煤进口量为2.18亿吨，同比降低15.7%，伴随欧洲煤电、气电等化石能源发电量占比迅速下降，进口煤逐步恢复以及电煤管控加强，我们继续看好2023年进口动力煤的持续恢复，将有望带来第一、二季度进口量的同比大幅提升；此外，测算2023~2025年我国火电发电量同比增速有限，预计国内动力煤供需关系有望持续改善，带动长协比例提升从而促进综合用煤成本下降。硅：近期组件硅片价格有所回升，或将进入供需博弈期。节前硅料价格有所回升，根据PVinfoLink数据，组件出口量连续三月衰退，此前由于需求不景气带动多晶硅、硅片价格均出现高位回落，近期有所调整，3月1日182、210mm单晶硅片现货价格升至6.22、8.20元/片，较去年8月的高价降幅均达17.3%。根据PVinfoLink《2023光伏市况更新》观点，虽厂商调整开工率有可能造成短期价格波动，但受到供给过剩影响，全年价格趋势仍呈现明显下降。展望未来，我们认为伴随组件价格的下降以及储能成本陆续清晰，需求释放或可期，但仍需关注供需博弈带来的集中式电站需求释放速度与组件设备价格。电价：电价上浮比例持续，成本具象化可期。一方面，2023年电价上浮比例大概率将持续（参考广东、江苏、陕西、海南等地均为顶格上浮），为火电提供盈利恢复的关键窗口期，也赋予多类电源年内较好的价格基础。另一方面，2022年以来，电改预期持续增强，中电联政策建议明确容量电价并推动煤电联动、广州政策推出零售侧浮动电价、以及电力现货市场规则发布也将推动辅助服务与容量电价体系趋于完善，期待容量电价落地明确调峰成本，电价具象化可期。（二）时间的煤硅驱动火电盈利反转，转型火储价值重估参考欧盟电力结构演变启示，风光消纳将成为未来关注重点。2015年是欧盟风光发电量占比首次超过水电，我们认为此时点意义重大，丹麦、德国等欧盟国家迅速推动火电灵活性改造，并扩大有调峰能力的气电迅速发展。我们认为风光发电量的提升带来并网消纳问题，最佳解决手段就是发挥主力电源（尤其是煤电、气电）的调峰作用。总结来看，欧盟的启示在于相对原因可控的主力火电电源的调峰化+风光占比提升的必然趋势、原因不可控的气象与国际局势带来阶段性的能源价格波动+火电等基荷能源的电量补齐。类似欧洲，我国也即将进入风光发电量占比超过水电的节点（2022年分别为11%、14%），或将加速消纳需求提升。火电灵活性改造是当前最具可行性及经济性的调峰方式。我国以火电为主（2021年火电装机容量占比55%）的能源结构，决定了火电灵活性改造是增强系统调峰能力的重要方式。对比各类调峰/储能电源，从可行性上来看，抽水蓄能建设周期长、项目投资大，电化学储能电池安全性和大规模商业化运用经济性仍然有待验证。我们认为火电灵活性调峰是较为匹配能源结构，又符合火电运营商禀赋的调峰手段。贵州、内蒙政策强化火电灵活性改造配比风光，基于此类政策，我们预期火电企业将加速改造，火电向调峰电源的转变也将带动火电从低弹性的周期股逐步成为业绩增长且储能价值凸显的成长股，未来价值将持续挖掘。传统能源调节新能源出力，看好火电龙头加速转型风光煤火一体化。2021年2月，国家发改委、发文明确要求大型风光基地项目要基于在运、在建或已核准的外送通道并配套煤电灵活性改造。2022年5月30日国务院发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，提出要推动煤炭和新能源优化组合、加快煤电机组灵活性改造，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。针对我国以风光大基地开发模式的背景下，风光煤火储一体化是最被认可的成长范式。对火电企业自身而言，基于现有火电布局优势+现金流能力，挖掘火储潜能，积极投身绿电建设也是未来成长的最大空间。（三）水电量价双升可期，核电低估值提升在即时间的煤硅加速演绎下，电力各板块均有受益。火电燃煤标杆上浮比例持续，赋予其他电源较好的价格基础，跨省水电、绿电、核电均可参考上浮；硅料价格下降，纯绿电公司、水风光一体化等均受益于绿电建设提速。水电：跨省水电落地电价提升，江苏、广东提供定价新范式。江苏省发改委对雅砻江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，浮动电价参考江苏省年度交易成交均价，2023年江苏省年度交易成交均价较基准价上浮19.35%，锦官电源组和白鹤滩送苏电价接近顶格定价。广东省对外送电量给予三种定价方式，长江电力溪洛渡右岸机组和华能水电澜上电站送广东电量均据此定价，分别是保量保价、保量竞价、市场化交易，在保量保价之外，保量竞价和市场化交易均参考广东各月月度市场化交易结果确定，2023年广东省年度交易均价较基准价上浮19.63%，而2022年仅上浮7.3%，因此2023年送广东参与市场化交易的水电电价仍有提升。水电龙头布局新能源，水风光一体化贡献新成长。长江电力在金沙江下游建设水风光一体化基地，基地规划风光装机15GW，并与集团子公司共同出资设立三峡陆上新能源（长江电力持股33%）；雅砻江水电在雅砻江流域打造水风光基地，2022年开工建设坷垃光伏和腊巴山风电项目（合计1.19GW），预计2023年投产；华能水电在澜沧江流域规划10GW光伏项目，2022年已投产4个项目；桂冠电力在红水河流域及其他地区拟投资建设20余个新能源项目。水风光一体化已经成为水电公司第二成长点，2022年硅料价格高企影响风光建设速度，在硅料价格降低后，风光建设有望提速。核电：审批重启、电价上浮，低估值核电运营商极具性价比。截至2022年底，我国核电装机55.53GW，《“十四五”现代能源体系规划》重提积极发展核电，十四五末期核电装机容量达到70GW。2022年共核准10台核电机组，是2009年以来核准数量最多的一年，审批重启再度打开核电的成长空间。受益于市场化电价上浮，核电折价消失带来盈利持续上修。2023年全国市场化交易电价相比基准价顶格上浮持续，叠加核电市场化交易比例不断上升，将带来核电盈利预期持续上修。当前核电估值明显低于水电、绿电，截至2023年3月6日，中国核电、中国广核PB估值分别为1.50、1.35倍，远低于其他电力龙头，在中特估值下估值有望重塑。绿电：硅料价格及配储成本为绿电投资核心，火电及绿电龙头加速规划新能源建设。硅料价格维持高位、配储要求提高投资成本，引发市场对绿电公司成长性的担忧，年内龙头绿电公司估值水平出现回落。目前硅料价格已大幅回落，光伏装机已有增长苗头，2022年下半年暂缓的装机有望在2023年逐步加速，绿电的成长性值得期待。同时火电燃煤标杆上浮比例持续，赋予绿电年内较好的价格基础，期待容量电价落地明确调峰成本。新增绿电装机集中于大型电力集团，五大电力集团十四五拟新增绿电装机占行业新增装机（行业新增6.75亿千瓦，对应十四五末12.1亿千瓦）的49%，央企投资执行力强，投资成本、配储成本明确后，绿电建设有望提速。四、重点公司分析（一）华能国际：风光快速发展，期待火电扭亏为盈火电为基础，十四五全力发展新能源。公司是我国电力龙头企业，2022年末控股装机127GW（火电占84%），全年完成上网电量4252亿千瓦时。2022年预计归母净利润亏损70~84亿元，主要系新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损等影响；看好现货价格下降叠加长协比例提升，降低综合用煤成本带来公司火电盈利改善。参照公司规划，2025年末风光装机目标达55GW（风电29GW、光伏26GW），2022年仅新增风光6GW（年初规划值8GW），观察最近硅料价格已经大幅下降，暂缓装机有望在后续逐步加速，绿电成长性值得期待。（二）华电国际：期待火电盈利转正，关注华电新能IPO进程全国性火电龙头，直接持有华电新能31%股权。截至2022年6月底，公司控股装机53.41GW，其中燃煤42.36GW（占总装机79.3%，下同），燃气8.59GW（占16.1%），水电2.46GW（占4.6%）。2022年预计归母净利润扭亏为盈0.1~2亿元；全年完成发电量2209亿千瓦时。考虑公司燃煤成本仍存改善空间、而电价高位保持，期待火电业务恢复盈利。2021年中公司用新能源资产换股，现直接持有华电新能（集团新能源平台）31%股权，华电新能拟登陆A股募资300亿元用于15GW新能源项目建设及补流；华电集团十四五拟新增新能源装机75GW，预计华电新能持续高增长可期。（三）福能股份：期待煤电盈利回升，海风竞配落地福建省属平台，全力转型新能源发电。公司隶属于福建省能源集团，截至2022年6月末控股装机5.99GW，其中燃煤/燃气/风电分别为2.6/1.5/1.8GW。2022全年预计实现归母净利润25.37~26.63亿元（同比+100%~110%）。2022H1煤电已实现净利润2.75亿元(不含晋南热电)、Q4煤电电量大幅提升，预计盈利环比改善，看好2023年长协煤履约提升等因素影响下，公司综合用煤成本的下降带动盈利持续回升。海风方面，当前风机大型化趋势显著、海风造价成本有望继续下降；公司作为省属电力平台，坐拥优质海风资源，期待福建省海风竞配进程加速，看好公司在海风项目方面持续发力。（四）上海电力：股权激励剑指清洁能源，煤价下降提速火电反转国家电投旗下重要电力平台，股权激励加速清洁能源装机。公司隶属于国家电投，业务立足上海江苏辐射全国，2022Q3控股装机19.98GW，其中煤/气/风/光分别为9.19/2.87/3.88/4.04GW，清洁能源装机占54%。2022年6月股权激励落地，考核ROE及清洁能源装机占比。2022全年预计归母净利润扭亏为盈3.01~3.53亿元。公司煤炭外购比例较高，近期已观测到进口煤价下降，预计伴随长协占比提升及煤价回归合理水平，公司煤电业绩将持续改善。新能源装机占比已达40%，十四五预计新增风/光分别3.45/8.15GW；此外，公司积极发展氢能、储能业务；12月末2.45亿元完成对匈牙利Tokaj光伏项目收购，加快国际化进程。（五）宝新能源：业绩对煤价高弹性，新增装机储备多广东地区民营火电龙头，火电装机弹性高。公司是广东地区民营火电龙头，2021年末在运装机为3.52GW，2022年预计归母净利润盈利1.6~2.4亿元（同比下降70.9%~80.6%）。公司火电燃料主要是市场煤，若煤价下跌业绩弹性较大，亦期待公司2023年煤炭长协比率提升。测算若综合用煤成本每下降30元/吨时（考虑煤矸石及劣质煤），对应度电毛利将提升0.0095元/千瓦时。另有火电在建2GW、远期