本文來自：煤市乾坤，作者：國君煤炭公用團隊

本報吿導讀：

煤電地位不可或缺、盈利趨向穩定，穩定現金流助力快速發展；火電的調峯能力將成為企業爭取新能源項目的重要優勢；火電轉型具備稀缺性+成長性，當前明顯低估。

摘要：

煤電地位不可或缺、盈利趨向穩定，穩定現金流助力快速發展。2021年以來的缺電事件，一方面推動煤電電價機制改革，煤電電價不再單邊下跌，上浮空間擴大至20%；另一方面，正視煤電在構建新型電力系統中不可或缺的地位，12月10日，中央經濟會議提出要立足以煤為主的基本國情，傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上，推動煤電和新能源協同發展。當下，2022年長協煤價區間確定，且要求電企100%覆蓋，我們測算，在電價可上漲20%下，煤電企業盈利得到保障。同時，煤電聯動或將重啟，傳導機制通暢下火電盈利將趨向穩定。此外，火電資產的經營性現金流充沛，鉅額折舊導致現金流遠高於利潤，助力快速發展新能源。

“火+綠”組合更具優勢，火電的調峯能力不僅可獲得收益，還將成為企業爭取新能源項目的重要優勢。新能源發電出力的不穩定性對電網消納帶來壓力，對儲能和調峯電源的需求愈發迫切。當下，電化學儲能發展尚在初期（成本高，安全性待提升），抽蓄受自然資源限制較大，靈活性改造後的火電調峯成為最優選擇，目前風光大基地項目配備火電機組做調峯電源已成趨勢，火電資產將助力企業競爭新能源項目。電力市場機制逐步完善，調峯輔助服務市場和電力現貨市場的建立完善將增厚火電資產調峯收益。此外，火電作為全國的主力電源，許多地區此前甚至當下電源結構中只有火電，火電企業通常在當地紮根時間長，擁有一定的社會資源和話語權，競爭項目時軟優勢明顯。

火電轉型具備稀缺性+成長性，當前明顯低估。過去，降電價和盈利波動大制約火電資產估值，2021年以來，由於煤價大幅上漲，火電企業鉅額虧損，同時雙碳目標下，市場認為火電將被淘汰，給予給予煤電資產價值大幅打折，PB在0.5倍以下。我們認為，當下制約火電資產估值的因素已改變，火電資產理應獲得價值重估。而從成長性看，火電企業轉型迫切，華能國際、華潤電力十四五期間規劃的新能源裝機CAGR均高於龍源電力和三峽能源，火電轉型企業新能源裝機增速有望比純新能源企業更高。

投資建議。中央經濟會議正視煤電地位，煤電盈利迴歸穩定，優質現金流以及調峯能力將助力企業發展新能源，火電轉型速度或將更快，從估值和成長的角度推薦：華能國際、華電國際、申能股份、內蒙華電，福能股份；受益標的華潤電力、上海電力、吉電股份、中國電力；推薦煤電一體化轉型：電投能源、靖遠煤電。

風險因素：用電需求不及預期，新能源發展不及預期

1.煤電地位不可或缺、盈利趨向穩定，穩定現金流助力轉型

1.1.“電荒”啟示，正視煤電地位不可或缺

2021年電力能源危機根本矛盾在於供給不足。2021下半年我國多地發生“電荒”現象，發生“電荒”的直接原因是因為用電需求超預期增長疊加能源雙控政策考核趨緊，但其根本矛盾在於煤電供給不足，未給予作為發電主力電源的火電足夠的重視。“市場煤-計劃電”體制下，煤炭供給不足煤價高企，而電力企業又無法向下遊轉移成本致使火電發電意願大幅減弱。

中央經濟會議明確正視煤電地位不可或缺。電荒發生後，多省主動提出煤電市場交易電價可上浮，10月11日，煤電電價機制改革開啟，推動煤電和工商業用電全部進入電力交易市場，燃煤發電市場交易價格浮動範圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業電價上浮不受限，形成有助於成本疏導的電價機制。12月10日，中央經濟會議提出要立足以煤為主的基本國情，明確構建以新能源為主體的新型電力系統是一個循序漸進的過程，傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上，推動煤電和新能源協同發展，這是今年缺電事件以來，社會各界逐步形成的共識。

無需擔憂快速退出，“十四五”火電利用小時仍將維持高位，優質機組利用小時數有望進一步提高。雙碳目標下，煤電新增裝機受限，但無增量並不意味着快速退出，雖然十四五期間新能源裝機將高速增長，但可用容量增長不足以彌補傳統電源增速掉檔帶來的供給缺口，煤電利用小時數仍將維持高位，同時政策鼓勵能耗低的機組多發電，優質機組利用小時數有望進一步提高。2021年1-11月，火電利用小時數4018小時，同比高增277小時，據我們測算，預計十四五期間煤電利用小時數有望維持在4500小時以上高位。

1.2.週期屬性弱化，盈利趨向穩定

燃料成本佔比高，煤電企業盈利跟隨煤價波動大幅震盪。對於煤電企業而言，由於煤炭佔生產成本比重單一且過高，在行業運行的過程中，火電企業的盈利受到煤炭價格的變化而呈現週期性波動，同時由於我國一直以來市場煤+計劃電機制，導致煤電無法通過電價合理疏導發電成本，煤電企業盈利跟隨煤價波動而大幅震盪。

目前長協煤覆蓋比例僅約60%，現貨煤價對煤電盈利影響大。2017年國家開始推動長協煤政策，長協定價機制參照“基準價+浮動價”模式運行，價格穩定在基準價上下浮動。雖然長協政策在一定程度上緩解煤電企業盈利波動，但由於電廠平價長協煤覆蓋僅約60%，煤炭現貨價格的大幅波動仍大幅影響煤電盈利。

2022年長協煤價區間確定，要求實現100%覆蓋，電價可上漲20%情況下，煤電企業盈利有保障。12月3日，國家發改委就2022年煤炭長協簽訂徵求意見，其中明確2022年發電供熱企業除進口煤以外的用煤100%簽訂長協。價格方面，“基準價+浮動價”的定價機制不變，新一年的動力煤長協將每月一調，5500大卡動力煤調整區間在550-850元/噸之間，其中下水煤長協基準價為700元/噸。根據我們測算，該長協煤價對應度電成本區間約為0.3400-0.4546元/千瓦時，全國火電平均基準電價約為0.38元/千瓦時，上浮20%為0.456元/千瓦時，因此，在電價可上浮20%，高耗能企業電價上浮不受限（如四川11-12月電解鋁電價上浮74.3%）的情況下，煤電企業盈利有保障。

煤電聯動或將重啟，傳導機制通暢下火電盈利趨向穩定。目前湖南、寧夏已提出“煤電聯動”機制，北京、廣東、甘肅、陝西等省份在2022年電力交易實施方案中提出鼓勵購售雙方在中長期合同簽訂中明確交易電價隨燃料成本變化合理浮動條款，預計後續其他省份也將出台類似政策，煤電企業盈利趨向穩定。

1.3.充沛現金流助力火電加速轉型

火電資產的經營性現金流充沛，鉅額折舊導致現金流遠高於利潤，助力快速發展新能源。新能源發電作為重資產行業，裝機規模增長需要鉅額資金投入，因此資金獲取能力是行業關鍵的競爭要素之一。而火電資產的價值不僅僅取決於其盈利水平，在盈利之外還有鉅額折舊對應的自由現金流。在極度保守估計下，即使火電長期維持微利甚至零利情形，鉅額折舊對應的現金流亦有助於火電企業加速轉型。

火電企業營運指標優於純系能源運營商。純新能源運營商受鉅額補貼拖欠拖累，現金流差，2017-2020年，新能源板塊經營現金流入/營業收入比均低於80%，應收賬款週轉天數逐年升高，2020年高達108天。相較之下，火電資產不存在補貼問題，現金流好，火電板塊經營現金流入/營業收入比接近90%，應收賬款週轉天數顯著低於新能源板塊，2020年僅55天，是新能源板塊的1/2。

火電企業資產負債率較低，債務融資空間更高。新能源發電正進入快速發展期，政策規定電力項目投資要求的最低資本金比例為20%，債務借款比例最高可達80%。目前火電企業的資產負債率更低，2020年火電板塊的資產負債率為62.7%，比同期新能源發電板塊低3.3個百分點，後續以債務融資手段獲取資金的能力亦相對更強。

2.新型電力系統考驗消納，“火+綠”組合更具優勢

2.1.各地風光配儲政策頻出，消納能力正成為制約發展的因素

十四五期間消納壓力將持續增長。建設以新能源為主體的新型電力系統的核心挑戰是新能源發電的隨機性、波動性與系統靈活性、穩定可控性之間的矛盾。碳中和背景下未來新能源大規模高速度發展已成為共識，隨着風光發電在電力供給中佔比逐步提高，消納壓力將持續增長，對儲能和調峯電源的需求也將愈發迫切。

發改委政策鼓勵自建或購買調峯，調峯資源由企業自主選擇。2021年8月國家發展改革委、國家能源局印發《關於鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峯能力增加併網規模的通知》，鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峯能力增加併網規模。並明確抽水蓄能電站、化學儲能等新型儲能、氣電、光熱電站、靈活性製造改造的煤電均可作為承擔可再生能源消納對應的調峯資源，且配置何種類型的調峯資源由發電企業通過市場化方式自主決定和選擇。

20餘省市印發地方性儲能方案，配備調峯資源後續料將成為新能源併網的前置條件。2021年年初至今已有20餘省市明確風光配儲調峯詳細要求，基本按照不低於10%裝機容量的比例標準配套儲能設施，其中河南、陝西部分要求達到20%。儲能配置時間大部分省份為2小時，其中河北市場化併網規模項目要求高達3小時。隨着新能源發電佔比的不斷提高，電力系統對於輔助調峯服務的需求迅速增加，配備調峯資源後續料將成為新能源併網的前置條件。

電化學儲能發展尚在早期，抽水蓄能受自然資源限制較大，靈活性改造後的火電調峯成為當下最佳選擇。目前電化學儲能的成本較為昂貴，且安全性亦有待提升，據隆基股份創始人李振國先生此前發言，化學儲能具備經濟性或還需10-15年時間。而抽水儲能受自然資源的限制較大，因此靈活性改造後的火電成為當下電力系統調峯的最佳選擇。我們預計在未來十年內，火電調峯將是電力系統調節能力提升的關鍵手段和調節能力增量最主要的來源。

從調峯成本來看，火電調峯度電成本最低，遠低於電化學儲能。據中諮智庫，2021年電池儲能全生命週期度電成本位於0.5-1.5元/千瓦時之間，遠高於平價時代的風光電價，大多數企業不具備承擔能力。而煤電深度調峯在各類調峯方式中成本最低，單位成本僅為0.05元/千瓦時，不僅遠低於化學儲能成本，也低於抽水儲能的單位抽水損耗。

2.2.“火電+新能源”組合成趨勢，火電機組實為重要競爭優勢

政策推動火電靈活性轉變，強調火電改造與大基地項目配合。2021年11月《全國煤電機組改造升級實施方案》發佈，指出“十四五”期間應完成煤電機組靈活性改造2億千瓦，增加系統調節能力3000-4000萬千瓦。“十四五”期間，實現煤電機組靈活製造規模1.5億千瓦。目前火電的調峯能力已逐步得到政策重視。此外，政策指出統籌考慮大型風電光伏基地項目外送和就近消納調峯需要，在相關地區妥善安排配套煤電調峯電源改造升級，強調火電改造與大基地項目密切配合。

風光大基地項目配備火電機組做調峯電源已成趨勢。湖北省新公佈的2021年平價新能源項目中，10個百萬千瓦新能源基地項目的靈活調節設施中均包含火電廠，其中大多數為超過600MW的百大型火電機組。此外，近期大唐發電新投資的托克托200萬千瓦、河北省蔚縣100萬千瓦大型風電光伏基地新能源項目均配套了大型火電廠作為調峯電源。風光大基地項目配大型火電機組調峯已成趨勢。

火電資產成為大基地項目重要競爭優勢，火電轉型公司有望充分受益。之所以形成“火電+新能源”的大基地項目組合，究其原因是因為新能源大基地項目體量龐大，大規模的風光裝機亦需要強有力的調節電源。而目前大型火電機組不僅是最具經濟性的選擇，也符合政策對煤電靈活性轉型的需要。預計後續大基地項目在評估業主綜合實力時，具備大型火電機組的主體將在競爭中佔據優勢，國內擁有大型火電機組的火電轉型上市公司有望充分受益。

不可忽略的主場優勢。此外，火電作為全國的主力電源，許多地區此前甚至當下電源結構中只有火電。火電公司在當地紮根時間長，深耕當地電力市場，與當地政府及電網系統均有長期的合作關係。在全國大力發展新能源的形勢下，擁有當地火電資產的企業在爭取新能源項目時相比外來進入者具備不可忽略的主場優勢。

2.3.電力市場機制逐步完善，火電調峯將獲得收入增益

國內首家調峯容量輔助市場建立，增厚調峯火電機組收益。11月初國內首個調峯容量市場機制華北電力調峯容量市場開展正式出清結算，京津唐電網82台火電機組中標。調峯容量市場是在當前調峯輔助服務市場僅為調峯效果付費的基礎上，探索為調峯能力付費，致力於通過市場機制進一步促進火電靈活性改造，增厚深度調峯火電機組收益，使具備深調能力的電廠儘快實現固定成本的回收。

電力現貨市場建設加快，參考歐洲國家現貨交易有望抬升火電調峯收入。除調峯容量市場建立外，我國電力現貨交易市場也在加快建設之中，2022年廣東電力現貨市場進入全年連續結算試運行，浙江力爭2022年1月電力現貨市場轉入連續不間斷運行。參考歐洲火電靈活性改造主要國家丹麥及德國經驗，電力市場化背景下風光等不穩定性電源併網容量增加帶來的價格波動有助於抬高火電調峯收益，調峯電源機組將獲得甚至比作為基荷電源時更高的市場回報。在電力現貨交易中，靈活性機組可以根據電價信號及時調整自身出力，高電價時（風光出力較小時段）多發，低電價時（風光出力較多時段）少發。其運行靈活性不僅為電力系統帶來調節能力，也幫助其獲得超額市場回報。

3.火電轉型具備稀缺性+成長性，當前明顯低估

3.1.當前市場給予火電資產過大折價，制約火電估值因素已改變，火電資產價值重估

降電價和盈利波動大制約火電資產估值。2015年牛市之後，火電板塊PB一路下滑，主要由於：1）降電價：2016年啟動電力市場化交易，交易電價均為折價，綜合電價水平降低，同時2018年起，連續3年降低一般工商業電價；2）市場煤+計劃電機制導致火電盈利跟隨煤價波動而大幅震盪。2021年以來，由於煤價大幅上漲，火電企業鉅額虧損，同時雙碳目標下，市場認為火電將被淘汰，給予煤電資產價值大幅打折，PB在0.5倍以下（當前火電板塊估值主要由轉型新能源火電企業的高估值新能源資產支撐）。

制約因素改變，火電資產價值重估。1）電價方面：10月煤電電價機制改革後，建立起能漲能跌的市場化電價機制，電價單邊下跌已成歷史；2）盈利穩定性方面：長協煤價格區間確定，電廠100%長協覆蓋，煤電電價可上浮20%下，煤電盈利得到保障，同時，已有省份出台煤電聯動機制，煤電盈利料將回歸穩定；3）煤電定位方面：12月10日，中央經濟會議提出要立足以煤為主的基本國情，明確構建以新能源為主體的新型電力系統是一個循序漸進的過程，傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上，未來將推動煤炭（煤電）和新能源的協同發展，煤電地位不可或缺，

近期中國電力煤電資產出售，產業資本給予1.3倍估值。中國電力11月26日公吿稱，已將中電神頭40%股權轉移至一家有限合夥企業，出讓價2.06億元，轉讓完成後公司累計持有中電神頭54%股權，但是直接持股降為40%，中電神頭成為公司合營企業，以權益法進行核算。按照中電神頭9月30日淨資產3.94億元計算，40%股權出售價格為2.06億元，對應PB為1.31倍，高於公司當前整體0.87倍PB，遠高於當前二級市場估值。

3.2.火電企業轉型速度或將更快，新能源裝機高速增長

火電企業轉型速度或將更快，新能源裝機高速增長。雙碳目標下，各大集團企業紛紛提出十四五新能源裝機目標，而火電企業普遍轉型迫切，更加積極利用各種優勢轉型發展新能源。對比純新能源公司龍源電力、三峽能源，和火電轉型公司華能國際、華潤電力十四五裝機規劃，可以看到十四五期間龍源電力和三峽能源的新能源裝機CAGR分別為18.32%和26.78%，而華能國際、華潤電力的新能源裝機CAGR分別高達38.57%和30.72%，均高於龍源電力和三峽能源，我們預計火電企業轉型的速度有望更快。

火電轉型具備稀缺性+成長性，當前明顯低估。火電轉型企業的存量火電資產是稀缺資源而非包袱，火電資產將助力企業新能源發展，而制約火電資產估值的因素已改變，從PB角度，火電資產理應獲得價值重估。從成長性看，火電企業轉型迫切，十四五期間新能源裝機增速有望比純新能源企業更高，轉型速度更快。

4.投資建議：從估值和成長的角度，優先推薦火電轉型新能源運營

中央經濟會議正視煤電地位，煤電盈利迴歸穩定，優質現金流以及調峯能力將助力企業發展新能源，火電轉型速度或將更快，

從估值和成長的角度，推薦：華能國際、華電國際（擁有37%華電福新（華電集團新能源平台）股權）、申能股份、內蒙華電、福能股份，受益標的華潤電力、上海電力、吉電股份、中國電力。

推薦煤電一體化轉型公司：電投能源、靖遠煤電；

5.風險提示

5.1.用電需求不及預期

若用電需求增長不及預期，大量風電光伏機組投產後，有可能會出現棄風棄光率反彈。

5.2.新能源裝機增長不及預期

若風電光伏新增裝機不及預期，低於各家企業規劃，則將導致新能源運營商成長性不足。