2024年火电行业专题分析：开启新火电三部曲-煤价企稳

2024年火电行业专题分析：开启新火电三部曲_煤价企稳一、火电价值新三部曲：煤价企稳、辅助服务、电量电价我们提出火电将围绕ROE模型，从周期三部曲走向价值三部曲：（1）4月底煤价企稳及容量电价执行情况，确认盈利中枢抬升且可持续、同时容量电价执行良好贡献稳定ROE来源；（2）5月起各省辅助服务将迎细则密集发布，能源局2月政策要求6个月内明确辅助服务价格，将确认辅助服务带来的ROE贡献；（3）8月起部分省份开始签订2025年电量电价，确认电量电价能否反映用煤成本，并且将迎来中报的业绩高增，煤电联动政策也或将加速。当前火电处于从周期走向价值的“分歧时刻”，我们建议重视煤价企稳的产业趋势，关注此轮煤价企稳下投资者结构变化的调整机会，并更多关注ROE稳定性提升下的火电公用事业化的验证和定价契机，火电新三部曲即将演绎。三部曲围绕的ROE模型需要重申，进而推演出我们为什么关注煤价企稳、辅助服务和电量电价三个节点。首先我们始终强调的是火电的三要素电价机制将重塑火电模型，即容量电价反映固定成本、电量电价反映变动成本、辅助服务反映调节成本的火电价格新机制。2023年11月容量电价落地当前执行情况良好，2024年2月辅助服务政策出台并将于8月份之前出台各省细则，若电量电价能够反映用煤成本也得到验证，我们认为火电的中枢ROE将超过10%，稳定性也将大幅增强。测算思路如下：参考历年火电项目造价，预计建设成本均值约3500元/千瓦，资本金比例通常为30%，则在经营正常情况下（暂不考虑煤价大幅提升盈利巨亏）对应净资产为1050元/千瓦。基于上述基准情形，在新电价构成下，我们分别对火电的容量电价、辅助服务电价、电量电价三部分ROE进行测算：（1）容量电价部分：根据发改委、能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，容量电价绑定煤电固定成本，煤电机组固定成本为全国统一的330元/千瓦·年，2024-2025年多数地区为30%。在机组利用小时数400小时/年时，容量电价折度电收入为0.022元/千瓦时（不含税）；不考虑成本增加的情况下，当前容量电价水平对应ROE达6.3%（2025年之后补偿比例升至50%，对应ROE达10.4%）。（2）辅助服务部分：根据国家能源局2023年第三季度新闻发布会，2023年上半年全国电力辅助服务费用共278亿元，从辅助服务提供主体来看，主要是火企获得补偿254亿元，占总费用的91.4%；考虑摊至上半年全部火电发电量2.95万亿千瓦时、则度电辅助服务费用为0.86分。根据2023年2月发改委、能源局发布《建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价；参考各地燃煤标杆电价并考虑一定折价，假设调峰价格上限为0.3元/千瓦时，2027年火电调峰占全部调峰份额的70%，则对应火电调峰市场空间为698亿元。截至2023年末我国火电装机为13.90亿千瓦，至2027年暂不考虑净增加；为方便与容量电价补偿力度做比较，则2027年辅助服务电价折每千瓦补偿50元，4000利用小时数下、折度电约0.013元/千瓦时。综合考虑深度调峰所需灵活性改造成本100元/千瓦，则对应辅助服务部分ROE为2.5%。（3）电量电价部分：参考百川盈孚现货煤价及秦皇岛年度长协价格，当长协煤比例在70%，5500大卡现货煤价为850元/吨，5500大卡长协煤价格为709元/吨时，火电综合标煤成本为956元/吨；考虑利用小时数有所下滑、参与深度调峰比例增加等综合影响、煤耗小幅增至300克/千瓦时（当前各公司煤耗水平约290克/千瓦时左右），则度电用煤成本为0.287元，度电总成本约0.387元（度电折旧人工等约0.1元）；全国平均不含税燃煤标杆单价约0.35元/千瓦时，考虑15%上浮比例则为0.403元/千瓦时，同时考虑度电管理及财务费用扣除，则电量部分对应ROE为1.15%。综上我们认为，未来火电在容量、辅助服务、电量三者的共同影响下，度电收入将为0.437元、对应度电成本为0.405元（考虑管理及财务费用），则度电利润为0.025元，综合ROE将保持在10%左右。且远期容量电价补偿有望向50%甚至更高补偿，伴随火电价值从“用煤发电的加工业”向“风光消纳的调节资源”，ROE中枢有望维持在10%以上。二、新三部曲启动：煤价企稳、容量电价执行良好首先，我们重点阐述煤价企稳与容量电价执行良好对于新三部曲的重要性。市场此前将火电作为煤价波动的周期股，因而部分投资者以观测煤价为主。但是，在这一轮中煤价与电力股的部分时间段同向而行（今年2月），煤价过高与过低在当前的阶段会对火电产生盈利影响，但是800-950元/吨的现货煤价范围，我们认为从产业层面来看，或对于电力和煤炭都共同友好，既无需忧虑电价、也无需担忧成本，火电也拥有一定的库存补充和调节能力，这也或是煤价企稳并未大幅下跌的核心原因之一，并且对电量电价的ROE形成一定的指引能力。此外，今年我国水电发电量预计持续改善，测算长江电力4月至今发电量同比+25%，水文改善也将为煤价企稳提供更大的可能与保障。容量电价执行良好，测算折火电口径度电均超2分，容量部分的ROE已经得到验证。根据各电网代购电数据，测算全国各地1-4月单位火电容量电价均值分别为2.17、2.73、2.30、2.79分/度（含税），月度间的差异则是由于电量波动导致。根据去年11月出台的容量电价的政策（多省份24-25年为100元/千瓦·年），测算理论容量补偿折度电范围为2.0-2.9分/度，事实证明容量电价实际执行力度良好，容量电价贡献的ROE水平已经确定，证实了ROE模型中最确定的一块来源。其次，辅助服务的各省细则将于8月前陆续出台，明确辅助服务的ROE贡献。火电作为全社会调节成本的左侧又是社会的主力电源，火电参与辅助服务的相关政策出台迅速，如辅助服务政策要求获取容量机组的电源均要参与辅助服务，政策也要求火电灵活性改造2027年应改尽改。我们前文进行的辅助服务ROE模型测算是自上而下的，是根据绿电发电量中需要调节的部分×调节价格×火电的份额进行测算，但实际上各省份的辅助服务执行是独立的，需要具体政策进行验证的。好在，辅助服务各省的细则均将陆续出台，辅助服务的ROE贡献能力将得到有效的验证。我们前文的测算普遍选取假设是较为保守的，我们预计验证效果将更加突出。辅助服务不同动作的价格构成参数，是各省政策力度的评估标准。辅助服务主要围绕有功平衡的调峰、调频、备用，有条件的地区摸索爬坡。针对调峰主要是相对充分的市场竞争，各供应主体进行报价，政策或针对不同的峰值水平进行价格约束。调频和备用则分别给出了计算公式，主要是系数的选择将在政策中得到明确。从存量的辅助服务交易结构来看，调峰也是最主要的市场，2023年上半年全国电力辅助服务费用共278亿元，其中调峰补偿167亿元，占比60%。最后，电量电价作为整个ROE结构中最重要的一环，将在今年8月附近得到首批验证并持续到年底。电量电价是过去市场把火电认定为周期股的核心原因，其与煤价的滞后性及不连贯联动为火电提供了盈利来源，也是亏损的核心。但是一方面，未来电量电价能够反映用煤成本是施政核心方针，其实我国去年的电价签订也本质上验证了这一逻辑，江苏电力市场2024年度交易总体加权均价较基准价上浮15.8%（前值为上浮19.4%），本质上电量电价已经开始反映用煤成本的回落。另一方面，浙江、广东等省份开始推行煤电联动的政策，我们认为是未来的政策趋势，尤其是在煤价逐步回落的情况下，政策更易实施。2024年广东零售交易合同提出度电5分钱煤电联动浮动上限，浙江提出计划建立煤电联动机制。2023年11月广东电力交易中心印发《关于广东电力市场2024年零售交易合同范本的修编说明》，其中修编增加煤电联动浮动单价范围0-50元/兆瓦时（0-5分/千瓦时）。若按照煤耗300克/千瓦时计算，5分钱可覆盖167元/吨标煤波动、折5500大卡市场煤为131元/吨；再考虑50%长协煤覆盖水平，可覆盖262元/吨市场现货煤价波动。2023年12月浙江省能源局印发《2024年浙江省电力市场化交易方案》的通知，提到建立煤电价格联动机制，定性定量明确联动公式，实施年度和月度联动；月度以年度价格为基础，根据当月煤价与年度基准煤价差值超过30元/吨时，实施煤电价格联动。电力大省改革加速，我们认为煤电联动将在2024年得到持续、深刻、全面的落地和加深。三、净资产修复持续验证，公用事业化大幕拉开一季度火电公司业绩同比高增得到验证，背后是高ROE下的盈利改善与净资产增长。火电一季度受益于煤价下行，公司成本端大幅改善，业绩提升。其中以华能国际为首，华能国际2024Q1实现归母净利润45.96亿元，同比增厚23.46亿元，同比大幅提升104.25%（煤电度电盈利达3.1分，23Q3为度电2.6分），其余全国性龙头大唐发电、国电电力、华电国际归母净利润均稳定提升，已披露一季报的公司绝大多数均实现业绩增厚。由于煤价的回落是从3月中下旬开始，后续的业绩改善趋势仍将继续。盈利能力保持稳定，火电净资产修复已经得到体现。我们在1月撰写的报告《火电的当下与未来：从净资产修复到公用事业化》中认为，过去几年由于煤价飙升且长协履约不足，火电公司的报表严重缩水，以已披露2023年报、2024年一季报的9家火电公司为样本，2021年单年净资产就下滑了12%，2023年下半年起伴随火电盈利逐步修复，火电公司净资产亦逐步增长，2023年火电板块扣除永续债后的归母所有者权益较2022年末增长7.7%、2024年Q1较2023年末增长5.0%，当前盈利保持下、火电公司净资产快速修复中。净资产的修复仍将持续，且ROE模型若稳定高位，公用事业化程度势必提升。我们在去年11月撰写的2024年度策略《公用事业化中》以盈利稳定、长久期、高分红等属性来对公用事业化程度进行衡量，电力资产走在不同的阶段。水电由于稳定和分红的特征，龙头长江电力由分红率和预期股息率折算下的PE可达18-20倍、3倍PB，是公用事业化的标杆；核电成长性突出，当前平均PE约17倍，PB约为1.8倍；火电公司由于过去净资产亏损幅度大且具备周期波动，平均PB仅为1.3倍，部分公司仅1倍PB。电力各子行业都具备需求稳定的公用事业属性，同时由于电改推进，火电公用事业化进程将得到加速，短期通过高ROE修复净资产，长期公用事业化估值提升。2024年一季度末公用事业股基金配置占比为1.28%，环比大幅提升0.48个百分点。从基金持仓来看，2021年以来伴随市场逐步认知绿电成长性，板块持仓比例持续走高，2022Q1已提升至0.63%，二三季度受火电业绩承压及绿电成长性受挫影响，持仓比例有所降低。伴随火电盈利改善逐步体现，2023Q2迎来配置高点、占比达0.74%；三季度伴随经济复苏预期增强等影响，公用事业股基金配置占比环比下降0.07个百分点至0.67%；四季度伴随公用事业化进程的稳步进行，持仓比例提升0.15pct至0.80%；2024年初至今板块业绩具备确定性改善、涨势突出，公用事业股基金配比环比大幅提升0.48pct至1.28%，突破历史高位。分板块来看，2024年一季度末火电、水电基金配置占比均提升至0.5%以上。2024年初至今火电、水电板块基金配比分别大幅提升至0.51%、