（報告出品方/作者：長江證券，張韋華、司旗、宋尚騫）
過去，投資火電轉型是在買什么？
時代號召，夢幻開局。2021 年 8 月，我們曾發布《擁抱“碳中和”》系列深度研究《這?一次，是隧道盡頭的光嗎？》，指出發電資產內在價值重估在即，重視電力運營商投資機 會。此后，電力指數行情波瀾壯闊，“隧道的光”照進行業發展前行的“車窗”：2021 年 電力運營資產在資本市場上取得了近 10 年來最好的“夢幻表現”，實現絕對收益 39.02%， 相對收益 45.23%，其背后核心推手來自于“碳中和”時代號召下，“十三五”末以來產 業發展的“量變”化成資本市場的“質變”。
在當時，我們按照時間進程四分行情，目光聚焦于不同時間節點下各類電力運營資產的 行情表現，試圖以更具象化的方法捕捉核心矛盾的遷移。如今我們稍微抬高視角，以更 加開闊、更加整體的角度來討論，本質上過去市場在電力行業所交易的邏輯主線主要圍?繞兩條線索：估值重塑和政策博弈。
結構升級，終成估值重塑
政策引導讓利，估值陷入低谷。“十三五”末，受制于電價行政化手段讓利的壓力，定價 機制的模糊動搖了電力運營資產的預期回報基礎，電力行業逐步離開資本市場的視線范 圍。作為結果，在資本市場資金持續流入、估值中樞整體抬升的背景下，2021 年年初公?用事業行業的估值水位處于過去 5 年的 35.44%，僅高于房地產、銀行、環保等行業。
產業早于市場轉向，電源結構持續優化。風險定價的急劇壓縮，本質上主要反映資本市?場對于火電資產盈利能力的擔憂。但是，實際上自“十三五”末以來，產業對于化石能 源發電未來發展空間勢必日益受到清潔能源擠壓已早有共識，2017?年之后電力產業已?經在加速轉型升級。截至 2021 年，火電占我國全社會發電裝機和發電量的比例已經分?別降至 54.56%和 67.40%，相較于 5 年前分別下降 9.72 個百分點和 4.44 個百分點。
與之對應的，是以風電、光伏為代表的綠色電力持續蓬勃發展。裝機結構方面，同期全?國風電和光伏的發電裝機占比分別達到 13.82%和 12.90%，相較于 5 年前分別提升 4.88 個百分點和 8.27 個百分點。電量結構方面，同期全國風電和光伏的發電量占比分別達 到 7.83%和 3.90%，相較于 2016 年分別提升 3.83 個百分點和 2.80 個百分點。
士別三日，當刮目相看。過去我國電源結構相對穩定，運營商經營范圍相對清晰，不同 類型的電源資產通常被大股東以不同的上市平臺進行管理，譬如華能集團旗下的華能國?際、華能水電等。當時各家雖也有新能源發電業務，但因其體量及占比有限而基本不作 為首要考量，電力運營資產普遍采取整體估值法進行定價。不同于其他行業相關企業盈?利結構通常和產能結構近似的情況，“十三五”末由于電價無法傳導燃煤成本導致火電 資產盈利大幅波動，盈利穩定、快速成長的新能源發電資產在運營商報表內的地位與日 俱增。此外，和行業發展趨勢一致，對于部分較早轉型的電力運營商來說，其資源和決?策等優勢也已經開始體現在裝機結構當中。因此，無論是從盈利還是產能的結構來看， 新能源發電資產對于部分電力運營商而言已經開始占據顯著地位，而之前原有的估值體?系未能體現出產業升級的深刻變化。
2021 年 3 月初，我們率先將觀點發布在《擁抱“碳中和”》系列深度研究《福能股份： 坐擁臺海乘風而上，碳至中和有“福”同享》之中，以福能股份為例闡述由整體估值向 分部估值演變的路徑和依據。此后，福能股份、吉電股份、華潤電力等新能源發電資產 具備結構優勢和貢獻優勢的標的開始逐步積累超額收益，行情起始節點明顯領先于整個?電力行業。此后，伴隨著三峽能源等純新能源運營商的密集上市，電力運營資產的價值 重估進程進一步加速。
兩地市場聯動，估值修復顯著。以單個運營商的市凈率估值與滬深 300 指數以及電力行 業整體的估值比值作為參考，A 股的福能股份與吉電股份作為最早被市場挖掘的標的， 自 2021 年 3 月初行情開始發展起，估值中樞整體抬升明顯：3?月福能股份和吉電股份 市凈率相較滬深 300 指數分別僅為 0.56x 和 0.66x，截至年底兩者年內股價收益率達到 109.76%和 105.66%，市凈率相較滬深 300 指數的比值分別達到 1.09x 和 1.40x。在電 力板塊關注度持續升溫后，8 月起港股華潤電力同樣開始走出凌厲行情，估值水平修復 更加顯著：8月初華潤電力相較滬深300指數和電力行業整體的估值比值均僅為0.47x， 而當年末華潤電力錄得全年 229.83%的絕對收益時，兩者分別達到 0.82x 和 0.65x。
相較于福能股份和吉電股份，華潤電力行情的啟動和發展時間節點更晚，但行情演繹的 烈度更為明顯，我們認為估值體系重塑并不能完全刻畫其背后的原因。
空前困境，博弈政策發力
“電煤頂牛”，長期困擾著我國電力產業。通常而言火電資產經營成本的 60%-70%源自 于燃料成本，動力煤作為全球流通的主要大宗商品之一，其定價基本完全交由市場決定， 俗稱“市場煤”；而火電生產的電能，由于其作為成本項貫穿宏觀經濟與民生生產，在我 國的國情下長期以來實行有關監管部門核準制的計劃定價，俗稱“計劃電”。長期以來， 雖然“市場煤”的變動幅度以及變動頻率遠超過“計劃電”，但得益于“煤電聯動”機 制，火電資產的成本與價格在一定程度的滯后基礎上仍然能實現合理的傳導。但是，“十 三五”末以來，在大環境倡導降稅減費讓利實體經濟的背景下，電力市場化推進加速但 電價中樞重心下滑，而受到供給側改革、供需形勢等多重因素影響，煤炭價格中樞卻在 近些年來水漲船高。整體來看，自 2017 年“煤電聯動”機制觸發但未全額兌現后，火 電資產的成本與價格之間的聯系愈發脆弱，盈利空間持續受到煤價上漲的擠壓。
多方因素促需求總量躍升，結構變化下電煤需求激增。2021 年，受到宏觀經濟復蘇以 及氣候氣溫偏高影響，我國全社會用電需求持續快速提升，全年同比增長 10.30%至 8.31 萬億千瓦時，自 2011 年后再次實現兩位數增長。然而，受到“雙拉尼娜年”的影響，全國南方地區大部分流域來水整體偏枯，水電發電表現有所下滑、火電出力需求被動增 加，自開年以來火電機組利用小時數同比便持續保持增長，電煤需求進一步受到刺激。
火電經營陷入困境，惠政廣施頻頻發力。屢創新高的煤價，使得火電資產生產經營和現 金流壓力陡增，同時進一步負面影響火電資產的發電意愿。在此背景下，國家部委開始 從火電資產的營收和成本等多方面發力：2021 年 5 月 18 日，國家發改委發布《關于 “十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》，電力方面明確要求持續深化電價 改革，深化上網電價市場化改革，完善居民階梯電價制度，針對高耗能、高排放行業， 完善差別電價、階梯電價等綠色電價政策等；同時，國家發改委在答復網絡留言時提出： “按照進一步深化電價市場化改革要求，下一步要完善居民階梯電價制度，逐步緩解電 價交叉補貼，使電力價格更好地反映供電成本，還原電力的商品屬性”；2021 年 7 月上 旬以來，國家部委陸續出臺多項政策引導煤炭供給增加，包括投放國家煤炭儲備、鼓勵 煤礦核增產能等；2021 年 7 月 29 日，國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制 的通知》，提出在保持銷售電價總水平基本穩定的基礎上，進一步完善目錄分時電價機 制，包括：完善峰谷電價機制、建立尖峰電價機制、健全季節性電價機制。
成本和供需雙重影響，電價開始呈現變化。受到燃料成本大幅增加、電力供需形勢緊張 的影響，2021 年二季度之后火電企業參與市場化交易的報價便已經出現明顯的上漲。 以廣東為例，按照廣東省電力交易中心所披露的月度競價成交結果來看，2021 年 6 月 的月度競價價差便已經收窄至-19.1 厘/千瓦時，價差走勢開始明顯脫離過去幾年的成交 趨勢。現貨方面同樣如此，進入 2021 年 5 月后，廣東電力現貨交易價格開始明顯走高， 5 月 13 日現貨交易價格正式突破廣東燃煤標桿電價形成“溢價交易”。
固有印象逐步改觀，核心矛盾出現變化。市場化交易電價中樞的明顯上行，使得市場逐 步開始扭轉此前對于電價“只能下降，不能上漲”的錯誤觀念，疊加國家相關部門和產 業的引導和吹風，市場預期火電資產的“電煤頂?！被驅⒂瓉碛行У臋C制解決。在這一 階段，市場預期的演繹模式開始發生變化，“政策底”成為了核心矛盾，如同豬肉價格下 跌則行業出清加劇的推演一樣，“煤價越高，政策越寬”的預期開始逐漸發酵。 作為印證，可以明顯地看到市場煤價格 1000 元/噸成為彼時一個明顯的分水嶺：當價格 逼近但不超過 1000 元/噸時，火電行情遵從原有框架即“煤價漲，利潤降，股價跌”的 邏輯推導；但當價格突破 1000 元/噸時，尤其是 8 月末市場煤價格加速飆升時，市場開 始進入新的思維框架，即“經營困境倒逼政策發力”，“政策底”成為核心矛盾。
“電·煤”呈現正向關聯，火電標的兌現股價彈性。這一階段煤價與火電資產的股價開 始出現少有的正向關聯，在轉型新能源發電的基礎上，市場開始積極挖掘煤價彈性標的， 同時遠期政策見效的預期也開始提前反映。在存量火電資產困境反轉、增量綠電資產賦 能成長的預期下，一批“十四五”表內新能源發展規劃清晰、火電資產具備一定量級的 電力運營商，如華能國際、華潤電力、中國電力等逐步走出喜人的股價表現。在短短 2 個月的時間內，其中華能國際和中國電力分別實現絕對收益 108.84%和 113.99%，均實 現翻倍收益；華潤電力和上海電力分別實現絕對收益 63.25%和 81.38%，分別跑贏大盤 63.12 個百分點和 81.25 個百分點。（報告來源：未來智庫）
現在，交易火電轉型是因為什么？
在疫情持續擾動、地緣紛爭突發的影響下，更加持久和廣泛的通脹引發“滯漲”擔憂， 繼而演變成為對于宏觀經濟以及利率政策的困擾。盡管市場在 3 月下旬普遍反彈，但全 球主要股指依然難以擺脫下跌的事實，滬深 300 也不例外。受此影響，2022 年開年至 今火電行情的波動性也在明顯提升，關于火電資產市場現在在交易什么？
核心矛盾，短期來回反復
分月份來看，1 月火電資產的波動更多地受到交易因素影響。通常來說，資本市場在年 度之間存在著“風格切換”的傳統規律，并且這一特征在近年的 A 股市場愈發明顯，而 火電資產作為 2021 年全年以及 2021 年 12 月絕對收益和超額收益大幅領先的板塊，疊 加本身同期大盤表現羸弱，因此在轉年的交易中的確面臨一定的交易壓力。
風格轉換疊加超額明顯，強勢板塊開年出現普跌。實際上，并不只是火電資產面臨這種 來自于交易的擾動，我們以所有在 2021 年 12 月實現漲幅超過 20%的長江證券三級行 業指數為樣本觀察，包括火電、光伏玻璃、鉀肥、防水材料等 11 個子行業指數在 2022 年 1 月的表現全部為負收益，跌幅中位數為 14%。
進入 2 月以后，市場對于火電資產風險定價的核心矛盾發生了變化。如前文所提，火電 運營商的投資基于“火電反轉”以及“綠電轉型”兩重邏輯，2021 年下半年開始的行情 演繹中“綠電轉型”因子的認可及權重相對更高，所以火電運營商的行情一定程度上和 新能源產業鏈具備共振關系。在 2022 年 2 月，火電與新能源產業鏈的相關性出現明顯 的下降，長江行業分類下的火電發電運營指數和新能源發電運營指數的相關系數出現了 明顯的減弱，與光伏、風電設備產業鏈的關聯更是趨于消失。
原因無他，核心矛盾再次從“綠電轉型”回到“火電反轉”。在 2 月的上中旬，雖然大 盤整體表現依然偏弱，但憑借著多地陸續傳出長協交易電價大幅上漲的利好刺激，火電 資產在市場反彈的過程中仍有非常出色的彈性。2 月中旬開始，煤炭價格再度有所抬頭， 國家發改委接連密集召開會議與大型國有煤炭企業商討煤炭價格管控，并最終于 2 月 24 日印發《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，同時敦促煤炭中長期合同 簽訂工作加快進行。受此影響，2 月最終火電資產累計實現絕對收益 4.51%，單月跑贏 滬深 300 指數 5.64 個百分點。
3 月重要會議窗口期，補貼政策傳聞擾動市場預期。每年的一季度通常處于全年當中相 對而言的數據和政策真空期，其中 3 月因為全國性重要會議的召開而顯得格外重要。在 “碳中和”的背景下，新能源發電項目的可再生能源基金補貼拖欠，已經成為阻礙運營 商助力能源結構低碳轉型的堵點，市場預期在“兩會”期間有望看到相關政策的出臺落 地。此外，3 月國家能源局以及部分上市公司披露風電發電生產情況，1-2 月全國風電 設備累計利用小時僅為 323 小時，同比下降 96 小時，市場開始對于風況及風電資產的 盈利貢獻出現擔憂。綜合影響下，3 月火電運營商風險定價的核心矛盾再次回到“綠電 轉型”之上，火電行情與新能源產業鏈的相關性再度明顯回升。
政策預期與實施節奏錯配，火電運營商呈現加速補跌。重要會議結束后，市場對于政策 出臺以及補貼發放的預期偏差，直觀地反映在資本市場走勢之中，前期大盤走弱時的超 額收益成為行情加速補跌的推手。疊加當時外圍資本市場，尤其是中概股、港股的風險 釋放，普跌行情之下電力行業以及火電指數基本跟隨大盤波動，最終單月火電指數下跌 11.74%，跑輸滬深 300 指數 3.15 個百分點。
回顧一季度，火電運營商的核心矛盾在 3 個月的時間內反復輪動，弱勢的大盤環境下市 場對于“火電反轉”以及“綠電轉型”邏輯的權重分配產生分歧，從而導致投資主線在 一季度逐漸模糊，同時市場噪音進一步加大了行情的波動。
盈利拐點，預期左右行情
季度表現關注度提升，預期的驗證左右行情。進入 4 月以來，財務報表驗證的重要性持 續提升，與預期的吻合和偏差成為了左右火電運營商行情走勢的關鍵。預期的擴張總有 邊際，“煤價越高，政策越寬”的預期演繹不可能無限循環，上市公司陸續披露年報和一 季報的 4 月成為了系統性驗證火電資產盈利修復的關鍵窗口。 我們認為，兩大因素造成了市場對于火電資產盈利預期與實際的偏差，其一是電廠庫存， 其二是動力煤的煤價走勢。出于“迎冬度峰”以及“冬奧保供”的考慮，歲末年初之際 火電運營商普遍在煤價高位補庫以保障全社會電力供應的安全，承擔社會責任的同時也 使得 1 月的經營壓力進一步增加。因此，對于行業內的部分電廠而言，其一季度實際入 爐的煤炭其實包含一部分來自 2021 年年末的采購。以秦皇島港 5500 大卡煤價來看， 即使僅按照 10 天的煤炭庫存來看，2021 年 12 月 22 日約為 942 元/噸，而 2022 年 1 月 4 日僅為 788 元/噸，兩者相差高達 154 元/噸，偏差幅度達到 16%。
地緣紛爭突發擾動，煤價再度高位攀升。2 月下旬至 3 月末，在“俄烏戰爭”爆發后， 地緣政治危機迅速刺激大宗商品價格上揚，而基本供銷完全“內循環”的動力煤也隨之 大幅上揚。以 5500 大卡動力末煤平倉價來看，2 月平均煤價已經高達 1057.44 元/噸， 而 3 月這一數字達到了 1477.57 元/噸，環比上漲 420.13 元/噸，幅度逼近 40%。
整體來看，一季度的 3 個月份里面，火電資產均由于不同原因而面臨一定程度上的經營 壓力：1 月由于保供被迫高位補庫導致行業經營壓力加大；2 月上旬春節假期部分經濟 生產暫停，用能需求相對減弱；2 月下旬至 3 月末，地緣紛爭突發刺激大宗商品飆漲， 成本再度侵蝕火電盈利。不同于 2021 年三季度煤價上升的階段，彼時仍處在舊政策框 架下，市場繼而可以預期后續政策刺激出臺，因此“政策底”是當時的核心矛盾；如今 火電市場化交易新框架已經出臺，在重磅政策難以密集出臺的認知下，“盈利底”便成 為了火電資產定價的核心矛盾，而 3 月的煤價上漲使得市場對于“盈利底”的時間和空 間產生了困惑。
悲觀預期已在逐步定價，市場弱勢放大負向收益。近期市場已經對數據驗證開始提前反 映，在市場整體維持弱勢的格局下，子行業和上市公司的景氣下修更加容易產生負向收 益。以近期披露財報數據的中國核電、中閩能源、吉電股份和三峽水利為例，以定期報 告掛網公告日為 t 日，觀察前后一周股價行情后可以非常明顯地發現：即使數據驗證超預期，中國核電、中閩能源僅在 t 日前后 2-3 天獲得明顯的絕對收益，而吉電股份、三 峽水利等則在 t 日前后均明顯跑輸大盤。
火電運營商在此期間行情出現明顯下挫，華能國際、華電國際、上海電力等股價跌幅均 在 20%-30%，而華潤電力和中國電力股價回撤也在 10%-15%。我們認為，3 月至今市 場對于火電運營商的交易，核心矛盾在于對此類資產“盈利底”的分歧，同時由于 2 月 底《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》已經頒布，3 月的煤價突發上漲使 得部分資金對于“政策底”的有效性產生一定的動搖。
未來，布局火電轉型左側看什么？
我們認為，本質上“綠電轉型”所提供的成長性為火電運營商提供了“擇股”的理由， 而“火電反轉”所帶來的確定性為投資決策提供了“擇時”的依據。當前時點，市場對 于“綠電轉型”依然廣泛認可，核心矛盾主要集中于“火電反轉”，但其實“盈利底”已 經在環比改善中得到確認，去年至今的系列政策發力方向十分明確，調整結束后火電運 營商的配置價值已然突出。近期火電行情出現的明顯波動，一方面受到市場風險的共性 影響，另一方面收斂了預期和現實的偏差。展望未來，關于火電資產的價值還可以期待 哪些方面？
電煤成本，強壓有望緩解
煤價高位快速回落，成本環比改善可期。首先，動力煤價格自 3 月下旬以來已經出現了 比較明顯的回落。雖然 2 月下旬地緣紛爭爆發催生商品價格高位再度提升，但是隨著情 緒的消化以及局勢的逐漸明朗，在分別于 3 月 10 日和 3 月 15 日創下近期價格高點后， 目前無論是英國布倫特原油現貨價格還是秦皇島港動力煤價格均出現明顯的回調。其中， 截至 2022 年 4 月 12 日秦皇島港 5500 大卡動力煤現貨價格報收 1185 元/噸，相較大概 1 個月前的高點已經回落 479 元/噸，降幅達到 28.79%。如前文中所提到的一樣，由于 電廠煤炭庫存因素的影響，現貨市場中 3 月中旬開始逐步下降的煤炭采購成本，大概率 將會有效體現在電廠的二季度生產經營中，火電資產盈利季度環比改善的趨勢依然可期。
煤炭產能擴產逐步落地，電煤供需形勢有望改善。2021 年年中以來頻繁出臺促進煤炭 優質產能釋放的政策措施，此后煤炭增產增供措施不斷落地見效，2022 年煤礦優質產 能的進一步釋放有望加速，動力煤供需格局偏緊的格局有望得到緩解。
長協政策生效日期在即，合理區間上保電下保煤。最后，按照國家政策文件內容規定， 5 月 1 日煤炭中長期履約合同即將開始。2022 年 2 月 24 日，國家發改委印發《關于進 一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，通知提出：從目前階段來看，秦皇島下水煤 5500 卡中長期交易含稅價在每噸 570~770 元之間較為合理。相較于此前 2021 年 12 月 3 日全國煤炭交易會公布的 2022 年煤炭長期合同簽訂履約方案，最終正式文件公布的 價格區間上限由 850 元/噸大幅下調為 770 元/噸，降幅達 9%，價格區間下限由 550 元 /噸上修為 570 元/噸，漲幅為 4%。此后，國家發改委公布《關于進一步完善煤炭市場價 格形成機制的通知》，進一步明確晉陜蒙地區煤炭出礦價合理區間：山西省 370~570 元 /噸（5500 千卡）、陜西省 320~520 元/噸（5500 千卡）、蒙西 260~460 元/噸（5500 千 卡）、蒙東 200~300 元/噸（3500 千卡），并規定通知自 2022 年 5 月 1 日起執行。
文件精神落地執行，火電資產盈利無慮。按照中長期交易含稅價中樞 670 元/噸和 300 克/千瓦時的供電煤耗測算，在不考慮運費的情況下除稅標煤單價和度電燃料成本分別 為 755 元/噸和 0.2264 元/千瓦時，區間上限 770 元/噸對應的度電燃料成本為 0.2602 元 /千瓦時。剔除西北和東北電網，我國其他地區煤電基準電價均值約為 0.3877 元/千瓦時， 除稅電價約為 0.3431 元/千瓦時。假設其他成本為 0.12 元/千瓦時情況下，770 元/噸的 煤價對應度電全成本為 0.3802 元/千瓦時，電價上浮 11%即可保障煤電盈虧平衡。即使 考慮運費，以廣東省為例，按照 2021 年以來的海運煤炭平均運價指數秦皇島-廣州的 58 元/噸以及假設港建港雜費用 50 元/噸納入測算，發電成本為 0.4167 元/千瓦時，長協煤 價在區間上限運行時，廣東省年度長協價也能實現盈利 0.02 元/千瓦時。因此，我們認 為 770 元/噸的長協煤價上限保障了煤電企業在充分傳導燃料成本、上網電價合理浮動 后，仍能實現正常發電運行和基礎的盈利能力，在文件精神落地執行后火電業績修復及 穩定性有望進一步增強，整體利好火電資產的盈利能力恢復。
機制改革，張弓無回頭箭
機制改革推動行情，未來政策仍有期待。我們一直強調，自 2021 年起的火電運營商行 情演繹，背后的核心抓手是機制改革：一方面，“火電反轉”依賴于政策理清“電煤頂牛” 的矛盾；另一方面，“綠電轉型”同樣源自于“碳中和”時代號召下電力運營商產能結構 的優化與升級。同時，我們目前依然認為市場對于火電資產未來的遠景存在分歧，風險 定價仍未完全客觀評價。基于我國“多煤少油缺氣”的資源稟賦，“碳中和”的背景下火 電資產在可預期的未來仍會發揮堅實作用。而伴隨著新型電力系統的搭建，一方面碳約 束條件將倒逼供電煤耗仍較高的低等級機組加速節煤降耗改造，在新能源占比提升壓縮 整體發電空間的基礎上完成被動“去產能”，大容量、高參數、低能耗的超臨界、超超臨 界機組從而更多提供基荷服務；另一方面，完成高比例新能源的消納需要 60 萬千瓦以 下機組普遍實施靈活性改造，更多地參與系統調峰服務。換而言之，在未來的新型電力 系統中，大部分煤電機組將轉變為調峰與應急電源，而隨著新角色的轉換，更多配套的 產業政策、更加健全的盈利模式都將有利于市場客觀、全面地看待火電資產。（報告來源：未來智庫）
低等級機組亟待改造升級
行業碳排量占比明顯，小機組亟待改造升級。目前我國發電和供熱行業的二氧化碳排放 量占全國排放量的比重超過 40%，是全國二氧化碳排放的重點行業。2020 年全國 6000 千瓦及以上火電廠供電煤耗為 305.5 克標準煤/千瓦時，比 2005 年下降 64.5 克/千瓦時。 以 2005 年為基準年，2006-2020 年，供電煤耗降低累計減少電力二氧化碳排放 66.7 億 噸，對電力二氧化碳減排貢獻率為 36%，有效減緩了電力二氧化碳排放總量的增長，但 部分小機組供電煤耗水平仍然較高，亟待改造升級。
此前，國家發改委、國家能源局已經發布《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》，文 件明確提出按特定要求新建的煤電機組，除特定需求外，原則上采用超超臨界、且供電 煤耗低于 270 克標準煤/千瓦時的機組；設計工況下供電煤耗高于 285 克標準煤/千瓦時 的濕冷煤電機組和高于 300 克標準煤/千瓦時的空冷煤電機組不允許新建。到 2025 年， 全國火電平均供電煤耗降至 300 克標準煤/千瓦時以下，對供電煤耗在 300 克標準煤/千 瓦時以上的煤電機組，應加快創造條件實施節能改造；對無法改造的機組逐步淘汰關停， 并視情況將具備條件的轉為應急備用電源。我們認為，雖然目前供電煤耗水平的改造空 間有待評估，但機組改造升級整體來看有利于火電資產盈利能力的提升，同時落后老舊 機組的關停淘汰也有利于產業競爭格局的優化。
火電靈活性改造日益迫切
無論改造投入或調峰成本，火電普遍具備成本優勢。據中電聯披露，煤電靈活性改造單 位千瓦調峰容量成本約在 500 元-1500 元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他 系統調節手段。煤電機組低負荷運行時，煤耗增加、能效下降，但考慮到靈活性改造起 到消納風、光、核發電量作用后，可以使得綜合供電煤耗下降、系統整體能效提升。假 設對于 1 臺 60 萬千瓦煤電機組進行靈活性改造，則投資規模在 4500 萬元~1.8 億元之 間。而根據中電聯《中國電力行業年度發展報告 2021》披露，當前我國 2*60 萬千瓦超 超臨界機組單位投資成本為 3589 元/千瓦，則據此測算，火電機組進行靈活性改造對電 源投資的增厚在 2%~8%，此外考慮到非燃料成本在火電運營成本中最終占比僅在 30% 左右，因此靈活性改造對火電機組的成本增厚相對有限，并且與其他調峰電源相比，煤 電靈活性改造調峰成本為各電源調峰成本中最低。
“十四五”改造需求迫切，輔助服務市場呼之欲出。《關于開展全國煤電機組改造升級 的通知》要求存量煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成靈活性改造 2 億 千瓦，增加系統調節能力 3000-4000 萬千瓦，促進清潔能源消納。我們認為，火電靈活 性改造將成為抽水蓄能大批量建設過程中、儲能系統成本尚未完全下行之前的重要調峰 手段，在新型電力系統搭建的前半程發揮不可替代的作用，而這一切的前提是需要一個 健全、成熟的配套輔助服務市場。
輔助服務等改革仍是星辰大海
靈活性改造利好“雙碳”的完成，政策鋪墊輔助服務補償機制?；痣婌`活性改造是為了 給新能源發展創造消納條件，在當前“雙碳”目標及新能源迅猛發展態勢之下，必然需 要清晰的政策引導。2016 年，國家發改委、國家能源局便聯合印發了《可再生能源調峰 機組優先發電試行辦法》，當時便明確提出要完善和深化電力輔助服務補償機制。 電力輔助服務是指為維護電力系統的安全穩定運行、保證電能質量，除正常電能生產、 輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務。整體來看，輔助服 務分為基本輔助服務和有償輔助服務。
歷史及現有方案存在客觀缺陷，容量及輔助服務市場亟待建立。此后，東北等區域相繼 出臺了有關電力輔助服務市場運營的規則及細則，但由于各個區域內不同省份的電量、 電價均有較大差異，補償政策長遠預期存在不確定性；現有的補償條件設定的門檻高， 在增加安全運行和環保風險的同時，還要犧牲機組能耗、增加改造投入，造成火電企業 主動實施改造和參與調峰的積極性不高。因此，在火電靈活性改造規劃已經出臺而深度 調峰經濟性未顯的背景下，配套的容量及輔助服務市場亟待建立。
客觀評價，改造目的決定了經濟賬難算。火電靈活性改造的目的在于開展深度調峰，而 深度調峰成本包括增加的燃料成本、廠用電、設備運營維護成本以及頻繁啟停帶來的機組損耗。以 300MW 常規鍋爐為例，隨著機組發電負荷率的持續降低，其無論是供熱季 的發電煤耗還是非供熱季發電煤耗均有明顯的上升，并且隨著機組負荷率的下降，其提 升斜率有擴大趨勢。除了發電煤耗上漲外，機組廠用電率也會隨著負荷率的下降呈明顯 上漲態勢。并且，在 30%的負荷情況下通常需要投油助燃，使得火電資產參與深度調峰 的成本水平較高。除此之外，深度調峰的機會成本還包括發電收益的損失，雖然由于不 同電廠盈利存在差異、機會成本也有所不同，但整體而言發電收益損失都客觀存在并有 損參與火電資產的利益。
有限補償難調動積極性，輔助服務市場系最優解。為了充分激發火電調峰的積極性，解 決棄風問題，東北地區大幅提高了調峰補償的水平，讓深度調峰有利可圖。以近年來的 表現來看，政策激勵效果明顯，東北地區挖潛出了更多調峰資源。但是，全國其他地區 的補償標準遠遠低于東北的標準，對煤電企業參與深度調峰來說完全沒有足夠的吸引力。 根據我們測算，在當前平均補貼標準下煤電參與調峰效益較差，僅有 600MW 機組以 30% 負荷率參與深度調峰時才能實現盈利。因此，綜合來看，只有有效推進輔助服務市場的 建設，才能推動火電靈活性改造的進程，繼而促進新能源消納助力“碳中和”。
清潔能源，穩增長疊加“穩增長”？
資產配置本身是一門平衡風險與收益的藝術，而電力行業不同子行業之間，因為各自經 營特性、發展階段不同，恰好提供了覆蓋不同資金久期、風險偏好的選擇：兼顧“火電 反轉”和“綠電轉型”的火電運營商具備估值和盈利的雙重彈性，好比權益資產；存量 資產盈利穩定、未來成長方向依然明確的核電和綠電運營商，近似“固收+”資產；生 產經營無需依附宏觀經濟，末期的產能成長性成就遠期的資源稀缺性，水電運營商近似 “固收”資產。 我們長期跟蹤并堅定看好水核風光資產，并在《擁抱“碳中和”》系列深度研究中明確指 出：在“碳中和”的背景下，除了轉型的火電運營商，我們認為未來的資本市場上，清 潔能源運營商將繼續依靠自身的發展定力獲得更加廣泛的認可，同時除了自身經營穩增 長以外，水核風光等清潔能源發電資產投資本身也是“穩增長”的重要拼圖。
穩增長，基本面步步為營
清潔能源具備共性，業績和發展具備定力。清潔能源發電資產在經營本質上具備一定的 相似性，因此在行業比較時也經常被放在一起探討。稀缺性方面，水電具備自然資源的 稀缺性和壟斷性，而風光核等發電資產具備廠址的稀缺性，同時核電資產還兼顧運營牌 照的壟斷性；產能利用效率方面，水風光發電資產出力基本只與當年自然資源量相關， 核反應的特性決定其“基荷”屬性，兩者均與宏觀經濟脫鉤；成本方面，核電大部分成 本和水風光發電資產一樣為財務費用和折舊費用等固定成本，邊際成本核燃料費用因消 耗量和價格穩定從而近似固定成本。展望 2022 年，水電的來水均值回歸以及風光核的 機組產能擴張，都使得相關運營商有望在穩健的基礎上再次迎來確定性增長，同時部分 運營商電價上漲進一步放大業績彈性。
虎年開年至今，水核已現優勢。進入 2022 年，部分代表性的水電運營商和核電運營商 已經開始積累超額收益：水電方面，長江電力和華能水電分別代表傳統和新興的水電投 資思路，截至 4 月 15 日長江電力實現絕對收益 2.45%，跑贏滬深 300 指數 17.28 個百 分點，同期華能水電小幅下跌 3.86%，但同樣跑贏滬深 300 指數 10.96 個百分點；核電 方面，中國核電開年至今累計實現收益率-6.62%，跑贏滬深 300 指數 8.21 個百分點。
綠電表現暫時落后，估值消化系主因。整體來說 2022 年綠電暫時未能體現出明顯的收 益，行業龍頭白馬三峽能源、龍源電力在 2021 年分別以 IPO 和重組的方式登錄內地資 本市場，本輪調整我們認為更多地是遵循了 A 股次新股情緒退潮的歷史傳統，目前對應 2022 年估值水位已經回落至 20 倍市盈率以下，長期來看這個位置我們認為為價值投資 者提供了良好的介入機會，風險和收益性價比突出。此外，3 月個別特殊背景的項目電 價超出市場預期，引發市場對風光綠電項目收益率的擔憂，也在一定程度上打壓了此類 資產的風險定價，但我們認為這部分預期過于悲觀。
“穩增長”，重在意而不在形
電能建設同為“穩增長”，清潔能源攜手前行。作為資金密集行業的代表，清潔能源資產 尤其是水電和核電資產的投資規模通常百億起步，動輒千億，風光發電資產單個項目體 量有限但數量巨大，因此電源投資通常也是經濟“穩增長”中不可或缺的一環，只是區 別在于各個產業所處的發展階段不同：水電作為過去“穩增長”的代表，其“穩增長” 所帶來的擴產有望近期落地；風光發電和核電則更多發揮未來“穩增長”的作用，其“穩 增長”所帶來的擴產成果重預期、輕現實。稍有不同的地方在于，由于風光發電項目建 設周期更快，而核電項目普遍建設周期在 60-72 個月，預期的差異在總量和節奏上面。
核電：同為直接投資體量龐大、拉動經濟效應突出的資產，通常而言 2 臺核電機組的投 資概算普遍保持在 300-400 億元之間，從歷史經驗來看核電與電網投資一樣，通常被用 作是對沖宏觀經濟下行壓力的逆周期調節手段，歷史上 2008 年、2012 年、2015 年等 特殊節點核電審批數量均有一定的提升。但自 2019 年核電審批重啟以來，已有審批常 態化的趨勢，且當前政策環境下未來核電審批數量有望顯著增加。此外，在《“十四五” 規劃和 2035 年遠景目標》以及《“十四五”現代能源體系規劃》中均明確提到“在確保 安全的前提下積極有序發展核電”，運營高效、穩定的核電行業發展有望在“碳中和”背 景下迎來加速，相關上市公司有望率先受益于行業的積極發展。
綠電：針對目前市場的部分擔憂，我們認為在綠電交易機制及用戶側的穩定需求影響下， 預計未來綠電電價仍將會迎來支撐，個別項目的“內卷化”競爭并不能線性外推至全行 業。考慮到當前較高的上游價格未來存在下行空間，同時建設成本也有望在未來持續優化，通過對風電及光伏電站的盈利能力對綠電溢價及建設成本進行敏感性測算1，我們假 設組件價格為 2 元/W，由于各省份利用小時不同，此處光伏利用小時為全國 2019-2020 年平均利用小時 1281 小時，風電同樣以 2019-2020 年全國平均利用小時 2078 小時為 假設，風電建設成本為 6.4 元/W，則綠電每溢價 1 分錢將會對光伏電站形成約 0.6 個百 分點的 IRR 增厚，對于風電則是約 0.8 個百分點的 IRR 增厚。
綜合來看，在“雙碳”目標下，風光為主的新能源綠電裝機規模將迎來確定性的跨越式 增長，生產技術持續進步也有望帶來新能源發電建設成本的持續優化，雖然 2022 年新 能源正式邁入全面平價時代，但未來綠電交易仍然是風光發電資產運營回報的重要潛在 增量，在“碳中和”初期的大背景下綠電資產的收益前景預期可以更加積極一些，綠電 運營商的戰略配置價值依然貫穿整個“十四五”。（報告來源：未來智庫）
投資分析
過去，投資火電轉型在買什么？以更加開闊、更加整體的角度來討論，我們認為本質上 過去市場在電力行業所交易的邏輯主線主要圍繞兩條線索：估值重塑和政策博弈。“十 三五”末產業清潔化轉型便已開啟，“雙碳”目標下新能源發電資產無論從盈利還是產能 結構來看都日益重要，原有的整體估值體系未能反映這種變化，我們提出采取分布估值 法后估值修復顯著。此外，去年屢創新高的煤價使得火電遭遇空前困境，生產經營和現 金流壓力陡增，同時影響發電意愿，加劇限電現象的發生。在這一階段，市場預期的演 繹模式開始發生變化，“政策底”成為了核心矛盾，“煤價越高，政策越寬”的預期開始 逐漸發酵，最終“煤·電”同漲，火電運營商走出一段波瀾壯闊的行情。
現在，交易火電轉型又為什么？回顧一季度，火電運營商的核心矛盾在 3 個月的時間內 反復輪動，風險偏好收縮之下市場對于“火電反轉”以及“綠電轉型”邏輯的權重分配 產生分歧，從而導致投資主線在一季度逐漸模糊。在重要會議的結束后，市場對于政策 出臺以及補貼發放的預期偏差，疊加前期大盤走弱時的超額收益，成為行情加速補跌的 推手。同時，預期的擴張總有邊際，“煤價越高，政策越寬”的預期演繹不可能無限循環， 4 月成為了系統性驗證數據的關鍵窗口，而庫存和煤價成為超預期的不確定因素。我們 認為，市場的核心矛盾在于對“盈利底”的分歧，同時 3 月的煤價突發上漲使得部分資 金對于“政策底”的有效性產生一定的動搖。我們觀察到悲觀預期已在市場反映中逐步 定價，但是市場信心脆弱放大了負向收益。
未來，布局火電轉型因為什么？我們認為，本質上“綠電轉型”所提供的成長性為火電 運營商提供了“擇股”的理由，而“火電反轉”所帶來的確定性為投資決策提供了“擇 時”的依據。當前時點，市場對于“綠電轉型”依然有著較為廣泛的認可，交易的核心 矛盾主要集中于“火電反轉”。但是，在我們看來其實“盈利底”已經在環比改善中得到 確認，去年至今的系列政策發力方向十分明確，調整結束后火電運營商的配置價值已然 突出。煤炭價格自 3 月下旬以來已經出現了比較明顯的回落，大概率將會有效體現在電 廠的二季度生產經營中，火電資產盈利季度環比改善的趨勢依然可期。同時長協政策生 效日期在即，770 元/噸的長協煤價上限保障了火電資產的盈利能力恢復。在未來的新型 電力系統中，火電資產將轉變為調峰與應急電源，而隨著新角色的轉換，更多配套的產 業政策、更加健全的盈利模式都將有利于市場客觀、全面地看待火電資產。
清潔能源，穩增長疊加“穩增長”？除了轉型的火電運營商，我們認為清潔能源運營商 類似“固收+”和“固收”產品，除了自身經營穩增長以外，水核風光等清潔能源發電資 產投資本身也是“穩增長”的重要拼圖，“穩增長”重在意而不在形。展望未來，水電的 來水均值回歸以及風光核的機組產能擴張，都使得相關運營商有望在穩健的基礎上再次 迎來確定性增長，同時部分運營商電價上漲進一步放大業績彈性，根據大類資產輪動理 論這類資產在“滯漲”和“衰退”周期中有望持續積累超額收益。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）
精選報告來源：【未來智庫】。