新型电力体系下的火电：被低估的成长性 被忽视的调峰价值

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投资要点

罕见电力市场现象频发的背后暴露出当下大量并网的新能源装机与缺乏灵活性调节机组的结构性矛盾。2023 年“五一”期间山东省电力现货市场出现连续21 小时负电价。此外2022 年7 月至2023 年1 月，浙江省全电力市场清算损益连月亏损，而2022 年迎峰度夏期间位于河北的建投能源完成省间电力现货交易6.88 亿千瓦时。这一切不寻常现象的出现反映的正是当前我国在新能源装机大规模并网的过程中缺乏灵活性调节机组的结构性矛盾。且正是由于这一矛盾，叠加当前我国辅助服务机制不完善，火电企业面临越出力越亏损的尴尬局面，困境不断凸显。

探讨火电首先需正视火电，一方面在国情之下火电仍是我国最主要的电源类型，另一方面由于其“逆周期”的属性导致估值锚长期缺失。我国“富煤贫油少气”的资源禀赋条件决定了煤是我国最重要的一次能源，反映到电力结构中火电是我国最主要的电源类型，2022 年占我国总发电量的65.92%。但与此同时，受制于燃料与电价的双轨制，火电企业历史上ROA走势与市场整体相背，呈现出明显的“逆周期”属性，导致火电资产的估值锚长期缺失。

新型电力体系建设背景下，火电资产的成长性与盈利稳定性均被低估，其长期价值、特别是调峰价值正在逐渐显现。本轮火电资产得到市场认可主要因其困境反转，但站在更长期的角度来看，新型电力体系建设下火电稳定+合理的回报正在成为可能，估值锚逐渐凸显：

短期看，煤价均值回归之路上有望实现煤、电利润的再分配。2022年煤电由折价转向溢价后煤、电两个行业的利润总量达到历史最高点，合计实现归母净利润3308.49 亿元，但在煤、电之间并没有得到合理分配，火电反而实现亏损-68.57 亿元，主要原因是煤价与电价涨幅的不一致性导致增量利润尽数流入煤炭行业。着眼当下，三大化石能源中仅有煤价与疫情前价格存在较大偏差，在煤价均值回归之路上有望实现煤、电利润的再分配。

中期看，伴随自身新能源装机成长及收益补偿机制确立，火电企业的盈利稳定性得到确认。火电企业自投新能源装机的提高将降低燃料等可变成本占总成本的比重，且未来灵活性电源收益补偿机制确立后火电参与调峰的盈利性得到改善。

长期看，新能源电力装机大规模并网同时要求足量传统性电源和灵活性电源的托底。通过复盘加州ISO 系统的经验，传统电源应覆盖年最大负荷（参照2020 年加州传统电源+进口电量=1.4 倍年内最大负荷）、灵活性电源的调节能力应覆盖新能源装机的发电能力，以此来保证电力系统运行的稳定性。

估值思考和投资建议：以申能临港和晋江气电作为参照，我们假设未来火电机组作为灵活性调节电源可实现的合理收益水平为ROE=6%-8%。PB方面考虑到火电机组尚有成长性给予PB=1.2x 的估值溢价，则对应现有火电资产的合理估值水平为PE=15x-20x。推荐聚焦2023Q1 业绩修复与火电央企的价值重估，推荐具备较高盈利修复弹性的地方火电企业宝新能源、浙能电力、皖能电力、建投能源、粤电力A，建议关注江苏国信、上海电力；推荐具备雄厚资产体量的火电央企平台华电国际（H+A）、华能国际（H+A）、大唐发电（H+A）、华润电力；煤电一体化推荐内蒙华电，建议关注京能电力、广州发展、国电电力、陕西能源。

风险提示：政策风险，电价波动风险，燃料成本波动风险，其他电源类型发电量波动风险，宏观经济运行造成电力需求波动风险。

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