（报告出品方/作者：长江证券，张韦华、司旗、宋尚骞）
过去，投资火电转型是在买什么？
时代号召，梦幻开局。2021 年 8 月，我们曾发布《拥抱“碳中和”》系列深度研究《这 一次，是隧道尽头的光吗？》，指出发电资产内在价值重估在即，重视电力运营商投资机 会。此后，电力指数行情波澜壮阔，“隧道的光”照进行业发展前行的“车窗”：2021 年 电力运营资产在资本市场上取得了近 10 年来最好的“梦幻表现”，实现绝对收益 39.02%， 相对收益 45.23%，其背后核心推手来自于“碳中和”时代号召下，“十三五”末以来产 业发展的“量变”化成资本市场的“质变”。
在当时，我们按照时间进程四分行情，目光聚焦于不同时间节点下各类电力运营资产的 行情表现，试图以更具象化的方法捕捉核心矛盾的迁移。如今我们稍微抬高视角，以更 加开阔、更加整体的角度来讨论，本质上过去市场在电力行业所交易的逻辑主线主要围 绕两条线索：估值重塑和政策博弈。
结构升级，终成估值重塑
政策引导让利，估值陷入低谷。“十三五”末，受制于电价行政化手段让利的压力，定价 机制的模糊动摇了电力运营资产的预期回报基础，电力行业逐步离开资本市场的视线范 围。作为结果，在资本市场资金持续流入、估值中枢整体抬升的背景下，2021 年年初公 用事业行业的估值水位处于过去 5 年的 35.44%，仅高于房地产、银行、环保等行业。
产业早于市场转向，电源结构持续优化。风险定价的急剧压缩，本质上主要反映资本市 场对于火电资产盈利能力的担忧。但是，实际上自“十三五”末以来，产业对于化石能 源发电未来发展空间势必日益受到清洁能源挤压已早有共识，2017 年之后电力产业已 经在加速转型升级。截至 2021 年，火电占我国全社会发电装机和发电量的比例已经分 别降至 54.56%和 67.40%，相较于 5 年前分别下降 9.72 个百分点和 4.44 个百分点。
与之对应的，是以风电、光伏为代表的绿色电力持续蓬勃发展。装机结构方面，同期全 国风电和光伏的发电装机占比分别达到 13.82%和 12.90%，相较于 5 年前分别提升 4.88 个百分点和 8.27 个百分点。电量结构方面，同期全国风电和光伏的发电量占比分别达 到 7.83%和 3.90%，相较于 2016 年分别提升 3.83 个百分点和 2.80 个百分点。
士别三日，当刮目相看。过去我国电源结构相对稳定，运营商经营范围相对清晰，不同 类型的电源资产通常被大股东以不同的上市平台进行管理，譬如华能集团旗下的华能国 际、华能水电等。当时各家虽也有新能源发电业务，但因其体量及占比有限而基本不作 为首要考量，电力运营资产普遍采取整体估值法进行定价。不同于其他行业相关企业盈 利结构通常和产能结构近似的情况，“十三五”末由于电价无法传导燃煤成本导致火电 资产盈利大幅波动，盈利稳定、快速成长的新能源发电资产在运营商报表内的地位与日 俱增。此外，和行业发展趋势一致，对于部分较早转型的电力运营商来说，其资源和决 策等优势也已经开始体现在装机结构当中。因此，无论是从盈利还是产能的结构来看， 新能源发电资产对于部分电力运营商而言已经开始占据显著地位，而之前原有的估值体 系未能体现出产业升级的深刻变化。
2021 年 3 月初，我们率先将观点发布在《拥抱“碳中和”》系列深度研究《福能股份： 坐拥台海乘风而上，碳至中和有“福”同享》之中，以福能股份为例阐述由整体估值向 分部估值演变的路径和依据。此后，福能股份、吉电股份、华润电力等新能源发电资产 具备结构优势和贡献优势的标的开始逐步积累超额收益，行情起始节点明显领先于整个 电力行业。此后，伴随着三峡能源等纯新能源运营商的密集上市，电力运营资产的价值 重估进程进一步加速。
两地市场联动，估值修复显著。以单个运营商的市净率估值与沪深 300 指数以及电力行 业整体的估值比值作为参考，A 股的福能股份与吉电股份作为最早被市场挖掘的标的， 自 2021 年 3 月初行情开始发展起，估值中枢整体抬升明显：3 月福能股份和吉电股份 市净率相较沪深 300 指数分别仅为 0.56x 和 0.66x，截至年底两者年内股价收益率达到 109.76%和 105.66%，市净率相较沪深 300 指数的比值分别达到 1.09x 和 1.40x。在电 力板块关注度持续升温后，8 月起港股华润电力同样开始走出凌厉行情，估值水平修复 更加显著：8月初华润电力相较沪深300指数和电力行业整体的估值比值均仅为0.47x， 而当年末华润电力录得全年 229.83%的绝对收益时，两者分别达到 0.82x 和 0.65x。
相较于福能股份和吉电股份，华润电力行情的启动和发展时间节点更晚，但行情演绎的 烈度更为明显，我们认为估值体系重塑并不能完全刻画其背后的原因。
空前困境，博弈政策发力
“电煤顶牛”，长期困扰着我国电力产业。通常而言火电资产经营成本的 60%-70%源自 于燃料成本，动力煤作为全球流通的主要大宗商品之一，其定价基本完全交由市场决定， 俗称“市场煤”；而火电生产的电能，由于其作为成本项贯穿宏观经济与民生生产，在我 国的国情下长期以来实行有关监管部门核准制的计划定价，俗称“计划电”。长期以来， 虽然“市场煤”的变动幅度以及变动频率远超过“计划电”，但得益于“煤电联动”机 制，火电资产的成本与价格在一定程度的滞后基础上仍然能实现合理的传导。但是，“十 三五”末以来，在大环境倡导降税减费让利实体经济的背景下，电力市场化推进加速但 电价中枢重心下滑，而受到供给侧改革、供需形势等多重因素影响，煤炭价格中枢却在 近些年来水涨船高。整体来看，自 2017 年“煤电联动”机制触发但未全额兑现后，火 电资产的成本与价格之间的联系愈发脆弱，盈利空间持续受到煤价上涨的挤压。
多方因素促需求总量跃升，结构变化下电煤需求激增。2021 年，受到宏观经济复苏以 及气候气温偏高影响，我国全社会用电需求持续快速提升，全年同比增长 10.30%至 8.31 万亿千瓦时，自 2011 年后再次实现两位数增长。然而，受到“双拉尼娜年”的影响，全国南方地区大部分流域来水整体偏枯，水电发电表现有所下滑、火电出力需求被动增 加，自开年以来火电机组利用小时数同比便持续保持增长，电煤需求进一步受到刺激。
火电经营陷入困境，惠政广施频频发力。屡创新高的煤价，使得火电资产生产经营和现 金流压力陡增，同时进一步负面影响火电资产的发电意愿。在此背景下，国家部委开始 从火电资产的营收和成本等多方面发力：2021 年 5 月 18 日，国家发改委发布《关于 “十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，电力方面明确要求持续深化电价 改革，深化上网电价市场化改革，完善居民阶梯电价制度，针对高耗能、高排放行业， 完善差别电价、阶梯电价等绿色电价政策等；同时，国家发改委在答复网络留言时提出： “按照进一步深化电价市场化改革要求，下一步要完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电 价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性”；2021 年 7 月上 旬以来，国家部委陆续出台多项政策引导煤炭供给增加，包括投放国家煤炭储备、鼓励 煤矿核增产能等；2021 年 7 月 29 日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制 的通知》，提出在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机 制，包括：完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制。
成本和供需双重影响，电价开始呈现变化。受到燃料成本大幅增加、电力供需形势紧张 的影响，2021 年二季度之后火电企业参与市场化交易的报价便已经出现明显的上涨。 以广东为例，按照广东省电力交易中心所披露的月度竞价成交结果来看，2021 年 6 月 的月度竞价价差便已经收窄至-19.1 厘/千瓦时，价差走势开始明显脱离过去几年的成交 趋势。现货方面同样如此，进入 2021 年 5 月后，广东电力现货交易价格开始明显走高， 5 月 13 日现货交易价格正式突破广东燃煤标杆电价形成“溢价交易”。
固有印象逐步改观，核心矛盾出现变化。市场化交易电价中枢的明显上行，使得市场逐 步开始扭转此前对于电价“只能下降，不能上涨”的错误观念，叠加国家相关部门和产 业的引导和吹风，市场预期火电资产的“电煤顶牛”或将迎来有效的机制解决。在这一 阶段，市场预期的演绎模式开始发生变化，“政策底”成为了核心矛盾，如同猪肉价格下 跌则行业出清加剧的推演一样，“煤价越高，政策越宽”的预期开始逐渐发酵。 作为印证，可以明显地看到市场煤价格 1000 元/吨成为彼时一个明显的分水岭：当价格 逼近但不超过 1000 元/吨时，火电行情遵从原有框架即“煤价涨，利润降，股价跌”的 逻辑推导；但当价格突破 1000 元/吨时，尤其是 8 月末市场煤价格加速飙升时，市场开 始进入新的思维框架，即“经营困境倒逼政策发力”，“政策底”成为核心矛盾。
“电·煤”呈现正向关联，火电标的兑现股价弹性。这一阶段煤价与火电资产的股价开 始出现少有的正向关联，在转型新能源发电的基础上，市场开始积极挖掘煤价弹性标的， 同时远期政策见效的预期也开始提前反映。在存量火电资产困境反转、增量绿电资产赋 能成长的预期下，一批“十四五”表内新能源发展规划清晰、火电资产具备一定量级的 电力运营商，如华能国际、华润电力、中国电力等逐步走出喜人的股价表现。在短短 2 个月的时间内，其中华能国际和中国电力分别实现绝对收益 108.84%和 113.99%，均实 现翻倍收益；华润电力和上海电力分别实现绝对收益 63.25%和 81.38%，分别跑赢大盘 63.12 个百分点和 81.25 个百分点。（报告来源：未来智库）
现在，交易火电转型是因为什么？
在疫情持续扰动、地缘纷争突发的影响下，更加持久和广泛的通胀引发“滞涨”担忧， 继而演变成为对于宏观经济以及利率政策的困扰。尽管市场在 3 月下旬普遍反弹，但全 球主要股指依然难以摆脱下跌的事实，沪深 300 也不例外。受此影响，2022 年开年至 今火电行情的波动性也在明显提升，关于火电资产市场现在在交易什么？
核心矛盾，短期来回反复
分月份来看，1 月火电资产的波动更多地受到交易因素影响。通常来说，资本市场在年 度之间存在着“风格切换”的传统规律，并且这一特征在近年的 A 股市场愈发明显，而 火电资产作为 2021 年全年以及 2021 年 12 月绝对收益和超额收益大幅领先的板块，叠 加本身同期大盘表现羸弱，因此在转年的交易中的确面临一定的交易压力。
风格转换叠加超额明显，强势板块开年出现普跌。实际上，并不只是火电资产面临这种 来自于交易的扰动，我们以所有在 2021 年 12 月实现涨幅超过 20%的长江证券三级行 业指数为样本观察，包括火电、光伏玻璃、钾肥、防水材料等 11 个子行业指数在 2022 年 1 月的表现全部为负收益，跌幅中位数为 14%。
进入 2 月以后，市场对于火电资产风险定价的核心矛盾发生了变化。如前文所提，火电 运营商的投资基于“火电反转”以及“绿电转型”两重逻辑，2021 年下半年开始的行情 演绎中“绿电转型”因子的认可及权重相对更高，所以火电运营商的行情一定程度上和 新能源产业链具备共振关系。在 2022 年 2 月，火电与新能源产业链的相关性出现明显 的下降，长江行业分类下的火电发电运营指数和新能源发电运营指数的相关系数出现了 明显的减弱，与光伏、风电设备产业链的关联更是趋于消失。
原因无他，核心矛盾再次从“绿电转型”回到“火电反转”。在 2 月的上中旬，虽然大 盘整体表现依然偏弱，但凭借着多地陆续传出长协交易电价大幅上涨的利好刺激，火电 资产在市场反弹的过程中仍有非常出色的弹性。2 月中旬开始，煤炭价格再度有所抬头， 国家发改委接连密集召开会议与大型国有煤炭企业商讨煤炭价格管控，并最终于 2 月 24 日印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，同时敦促煤炭中长期合同 签订工作加快进行。受此影响，2 月最终火电资产累计实现绝对收益 4.51%，单月跑赢 沪深 300 指数 5.64 个百分点。
3 月重要会议窗口期，补贴政策传闻扰动市场预期。每年的一季度通常处于全年当中相 对而言的数据和政策真空期，其中 3 月因为全国性重要会议的召开而显得格外重要。在 “碳中和”的背景下，新能源发电项目的可再生能源基金补贴拖欠，已经成为阻碍运营 商助力能源结构低碳转型的堵点，市场预期在“两会”期间有望看到相关政策的出台落 地。此外，3 月国家能源局以及部分上市公司披露风电发电生产情况，1-2 月全国风电 设备累计利用小时仅为 323 小时，同比下降 96 小时，市场开始对于风况及风电资产的 盈利贡献出现担忧。综合影响下，3 月火电运营商风险定价的核心矛盾再次回到“绿电 转型”之上，火电行情与新能源产业链的相关性再度明显回升。
政策预期与实施节奏错配，火电运营商呈现加速补跌。重要会议结束后，市场对于政策 出台以及补贴发放的预期偏差，直观地反映在资本市场走势之中，前期大盘走弱时的超 额收益成为行情加速补跌的推手。叠加当时外围资本市场，尤其是中概股、港股的风险 释放，普跌行情之下电力行业以及火电指数基本跟随大盘波动，最终单月火电指数下跌 11.74%，跑输沪深 300 指数 3.15 个百分点。
回顾一季度，火电运营商的核心矛盾在 3 个月的时间内反复轮动，弱势的大盘环境下市 场对于“火电反转”以及“绿电转型”逻辑的权重分配产生分歧，从而导致投资主线在 一季度逐渐模糊，同时市场噪音进一步加大了行情的波动。
盈利拐点，预期左右行情
季度表现关注度提升，预期的验证左右行情。进入 4 月以来，财务报表验证的重要性持 续提升，与预期的吻合和偏差成为了左右火电运营商行情走势的关键。预期的扩张总有 边际，“煤价越高，政策越宽”的预期演绎不可能无限循环，上市公司陆续披露年报和一 季报的 4 月成为了系统性验证火电资产盈利修复的关键窗口。 我们认为，两大因素造成了市场对于火电资产盈利预期与实际的偏差，其一是电厂库存， 其二是动力煤的煤价走势。出于“迎冬度峰”以及“冬奥保供”的考虑，岁末年初之际 火电运营商普遍在煤价高位补库以保障全社会电力供应的安全，承担社会责任的同时也 使得 1 月的经营压力进一步增加。因此，对于行业内的部分电厂而言，其一季度实际入 炉的煤炭其实包含一部分来自 2021 年年末的采购。以秦皇岛港 5500 大卡煤价来看， 即使仅按照 10 天的煤炭库存来看，2021 年 12 月 22 日约为 942 元/吨，而 2022 年 1 月 4 日仅为 788 元/吨，两者相差高达 154 元/吨，偏差幅度达到 16%。
地缘纷争突发扰动，煤价再度高位攀升。2 月下旬至 3 月末，在“俄乌战争”爆发后， 地缘政治危机迅速刺激大宗商品价格上扬，而基本供销完全“内循环”的动力煤也随之 大幅上扬。以 5500 大卡动力末煤平仓价来看，2 月平均煤价已经高达 1057.44 元/吨， 而 3 月这一数字达到了 1477.57 元/吨，环比上涨 420.13 元/吨，幅度逼近 40%。
整体来看，一季度的 3 个月份里面，火电资产均由于不同原因而面临一定程度上的经营 压力：1 月由于保供被迫高位补库导致行业经营压力加大；2 月上旬春节假期部分经济 生产暂停，用能需求相对减弱；2 月下旬至 3 月末，地缘纷争突发刺激大宗商品飙涨， 成本再度侵蚀火电盈利。不同于 2021 年三季度煤价上升的阶段，彼时仍处在旧政策框 架下，市场继而可以预期后续政策刺激出台，因此“政策底”是当时的核心矛盾；如今 火电市场化交易新框架已经出台，在重磅政策难以密集出台的认知下，“盈利底”便成 为了火电资产定价的核心矛盾，而 3 月的煤价上涨使得市场对于“盈利底”的时间和空 间产生了困惑。
悲观预期已在逐步定价，市场弱势放大负向收益。近期市场已经对数据验证开始提前反 映，在市场整体维持弱势的格局下，子行业和上市公司的景气下修更加容易产生负向收 益。以近期披露财报数据的中国核电、中闽能源、吉电股份和三峡水利为例，以定期报 告挂网公告日为 t 日，观察前后一周股价行情后可以非常明显地发现：即使数据验证超预期，中国核电、中闽能源仅在 t 日前后 2-3 天获得明显的绝对收益，而吉电股份、三 峡水利等则在 t 日前后均明显跑输大盘。
火电运营商在此期间行情出现明显下挫，华能国际、华电国际、上海电力等股价跌幅均 在 20%-30%，而华润电力和中国电力股价回撤也在 10%-15%。我们认为，3 月至今市 场对于火电运营商的交易，核心矛盾在于对此类资产“盈利底”的分歧，同时由于 2 月 底《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》已经颁布，3 月的煤价突发上涨使 得部分资金对于“政策底”的有效性产生一定的动摇。
未来，布局火电转型左侧看什么？
我们认为，本质上“绿电转型”所提供的成长性为火电运营商提供了“择股”的理由， 而“火电反转”所带来的确定性为投资决策提供了“择时”的依据。当前时点，市场对 于“绿电转型”依然广泛认可，核心矛盾主要集中于“火电反转”，但其实“盈利底”已 经在环比改善中得到确认，去年至今的系列政策发力方向十分明确，调整结束后火电运 营商的配置价值已然突出。近期火电行情出现的明显波动，一方面受到市场风险的共性 影响，另一方面收敛了预期和现实的偏差。展望未来，关于火电资产的价值还可以期待 哪些方面？
电煤成本，强压有望缓解
煤价高位快速回落，成本环比改善可期。首先，动力煤价格自 3 月下旬以来已经出现了 比较明显的回落。虽然 2 月下旬地缘纷争爆发催生商品价格高位再度提升，但是随着情 绪的消化以及局势的逐渐明朗，在分别于 3 月 10 日和 3 月 15 日创下近期价格高点后， 目前无论是英国布伦特原油现货价格还是秦皇岛港动力煤价格均出现明显的回调。其中， 截至 2022 年 4 月 12 日秦皇岛港 5500 大卡动力煤现货价格报收 1185 元/吨，相较大概 1 个月前的高点已经回落 479 元/吨，降幅达到 28.79%。如前文中所提到的一样，由于 电厂煤炭库存因素的影响，现货市场中 3 月中旬开始逐步下降的煤炭采购成本，大概率 将会有效体现在电厂的二季度生产经营中，火电资产盈利季度环比改善的趋势依然可期。
煤炭产能扩产逐步落地，电煤供需形势有望改善。2021 年年中以来频繁出台促进煤炭 优质产能释放的政策措施，此后煤炭增产增供措施不断落地见效，2022 年煤矿优质产 能的进一步释放有望加速，动力煤供需格局偏紧的格局有望得到缓解。
长协政策生效日期在即，合理区间上保电下保煤。最后，按照国家政策文件内容规定， 5 月 1 日煤炭中长期履约合同即将开始。2022 年 2 月 24 日，国家发改委印发《关于进 一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，通知提出：从目前阶段来看，秦皇岛下水煤 5500 卡中长期交易含税价在每吨 570~770 元之间较为合理。相较于此前 2021 年 12 月 3 日全国煤炭交易会公布的 2022 年煤炭长期合同签订履约方案，最终正式文件公布的 价格区间上限由 850 元/吨大幅下调为 770 元/吨，降幅达 9%，价格区间下限由 550 元 /吨上修为 570 元/吨，涨幅为 4%。此后，国家发改委公布《关于进一步完善煤炭市场价 格形成机制的通知》，进一步明确晋陕蒙地区煤炭出矿价合理区间：山西省 370~570 元 /吨（5500 千卡）、陕西省 320~520 元/吨（5500 千卡）、蒙西 260~460 元/吨（5500 千 卡）、蒙东 200~300 元/吨（3500 千卡），并规定通知自 2022 年 5 月 1 日起执行。
文件精神落地执行，火电资产盈利无虑。按照中长期交易含税价中枢 670 元/吨和 300 克/千瓦时的供电煤耗测算，在不考虑运费的情况下除税标煤单价和度电燃料成本分别 为 755 元/吨和 0.2264 元/千瓦时，区间上限 770 元/吨对应的度电燃料成本为 0.2602 元 /千瓦时。剔除西北和东北电网，我国其他地区煤电基准电价均值约为 0.3877 元/千瓦时， 除税电价约为 0.3431 元/千瓦时。假设其他成本为 0.12 元/千瓦时情况下，770 元/吨的 煤价对应度电全成本为 0.3802 元/千瓦时，电价上浮 11%即可保障煤电盈亏平衡。即使 考虑运费，以广东省为例，按照 2021 年以来的海运煤炭平均运价指数秦皇岛-广州的 58 元/吨以及假设港建港杂费用 50 元/吨纳入测算，发电成本为 0.4167 元/千瓦时，长协煤 价在区间上限运行时，广东省年度长协价也能实现盈利 0.02 元/千瓦时。因此，我们认 为 770 元/吨的长协煤价上限保障了煤电企业在充分传导燃料成本、上网电价合理浮动 后，仍能实现正常发电运行和基础的盈利能力，在文件精神落地执行后火电业绩修复及 稳定性有望进一步增强，整体利好火电资产的盈利能力恢复。
机制改革，张弓无回头箭
机制改革推动行情，未来政策仍有期待。我们一直强调，自 2021 年起的火电运营商行 情演绎，背后的核心抓手是机制改革：一方面，“火电反转”依赖于政策理清“电煤顶牛” 的矛盾；另一方面，“绿电转型”同样源自于“碳中和”时代号召下电力运营商产能结构 的优化与升级。同时，我们目前依然认为市场对于火电资产未来的远景存在分歧，风险 定价仍未完全客观评价。基于我国“多煤少油缺气”的资源禀赋，“碳中和”的背景下火 电资产在可预期的未来仍会发挥坚实作用。而伴随着新型电力系统的搭建，一方面碳约 束条件将倒逼供电煤耗仍较高的低等级机组加速节煤降耗改造，在新能源占比提升压缩 整体发电空间的基础上完成被动“去产能”，大容量、高参数、低能耗的超临界、超超临 界机组从而更多提供基荷服务；另一方面，完成高比例新能源的消纳需要 60 万千瓦以 下机组普遍实施灵活性改造，更多地参与系统调峰服务。换而言之，在未来的新型电力 系统中，大部分煤电机组将转变为调峰与应急电源，而随着新角色的转换，更多配套的 产业政策、更加健全的盈利模式都将有利于市场客观、全面地看待火电资产。（报告来源：未来智库）
低等级机组亟待改造升级
行业碳排量占比明显，小机组亟待改造升级。目前我国发电和供热行业的二氧化碳排放 量占全国排放量的比重超过 40%，是全国二氧化碳排放的重点行业。2020 年全国 6000 千瓦及以上火电厂供电煤耗为 305.5 克标准煤/千瓦时，比 2005 年下降 64.5 克/千瓦时。 以 2005 年为基准年，2006-2020 年，供电煤耗降低累计减少电力二氧化碳排放 66.7 亿 吨，对电力二氧化碳减排贡献率为 36%，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长，但 部分小机组供电煤耗水平仍然较高，亟待改造升级。
此前，国家发改委、国家能源局已经发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，文 件明确提出按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电 煤耗低于 270 克标准煤/千瓦时的机组；设计工况下供电煤耗高于 285 克标准煤/千瓦时 的湿冷煤电机组和高于 300 克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。到 2025 年， 全国火电平均供电煤耗降至 300 克标准煤/千瓦时以下，对供电煤耗在 300 克标准煤/千 瓦时以上的煤电机组，应加快创造条件实施节能改造；对无法改造的机组逐步淘汰关停， 并视情况将具备条件的转为应急备用电源。我们认为，虽然目前供电煤耗水平的改造空 间有待评估，但机组改造升级整体来看有利于火电资产盈利能力的提升，同时落后老旧 机组的关停淘汰也有利于产业竞争格局的优化。
火电灵活性改造日益迫切
无论改造投入或调峰成本，火电普遍具备成本优势。据中电联披露，煤电灵活性改造单 位千瓦调峰容量成本约在 500 元-1500 元之间，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他 系统调节手段。煤电机组低负荷运行时，煤耗增加、能效下降，但考虑到灵活性改造起 到消纳风、光、核发电量作用后，可以使得综合供电煤耗下降、系统整体能效提升。假 设对于 1 台 60 万千瓦煤电机组进行灵活性改造，则投资规模在 4500 万元~1.8 亿元之 间。而根据中电联《中国电力行业年度发展报告 2021》披露，当前我国 2*60 万千瓦超 超临界机组单位投资成本为 3589 元/千瓦，则据此测算，火电机组进行灵活性改造对电 源投资的增厚在 2%~8%，此外考虑到非燃料成本在火电运营成本中最终占比仅在 30% 左右，因此灵活性改造对火电机组的成本增厚相对有限，并且与其他调峰电源相比，煤 电灵活性改造调峰成本为各电源调峰成本中最低。
“十四五”改造需求迫切，辅助服务市场呼之欲出。《关于开展全国煤电机组改造升级 的通知》要求存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成灵活性改造 2 亿 千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦，促进清洁能源消纳。我们认为，火电灵活 性改造将成为抽水蓄能大批量建设过程中、储能系统成本尚未完全下行之前的重要调峰 手段，在新型电力系统搭建的前半程发挥不可替代的作用，而这一切的前提是需要一个 健全、成熟的配套辅助服务市场。
辅助服务等改革仍是星辰大海
灵活性改造利好“双碳”的完成，政策铺垫辅助服务补偿机制。火电灵活性改造是为了 给新能源发展创造消纳条件，在当前“双碳”目标及新能源迅猛发展态势之下，必然需 要清晰的政策引导。2016 年，国家发改委、国家能源局便联合印发了《可再生能源调峰 机组优先发电试行办法》，当时便明确提出要完善和深化电力辅助服务补偿机制。 电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、 输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。整体来看，辅助服 务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
历史及现有方案存在客观缺陷，容量及辅助服务市场亟待建立。此后，东北等区域相继 出台了有关电力辅助服务市场运营的规则及细则，但由于各个区域内不同省份的电量、 电价均有较大差异，补偿政策长远预期存在不确定性；现有的补偿条件设定的门槛高， 在增加安全运行和环保风险的同时，还要牺牲机组能耗、增加改造投入，造成火电企业 主动实施改造和参与调峰的积极性不高。因此，在火电灵活性改造规划已经出台而深度 调峰经济性未显的背景下，配套的容量及辅助服务市场亟待建立。
客观评价，改造目的决定了经济账难算。火电灵活性改造的目的在于开展深度调峰，而 深度调峰成本包括增加的燃料成本、厂用电、设备运营维护成本以及频繁启停带来的机组损耗。以 300MW 常规锅炉为例，随着机组发电负荷率的持续降低，其无论是供热季 的发电煤耗还是非供热季发电煤耗均有明显的上升，并且随着机组负荷率的下降，其提 升斜率有扩大趋势。除了发电煤耗上涨外，机组厂用电率也会随着负荷率的下降呈明显 上涨态势。并且，在 30%的负荷情况下通常需要投油助燃，使得火电资产参与深度调峰 的成本水平较高。除此之外，深度调峰的机会成本还包括发电收益的损失，虽然由于不 同电厂盈利存在差异、机会成本也有所不同，但整体而言发电收益损失都客观存在并有 损参与火电资产的利益。
有限补偿难调动积极性，辅助服务市场系最优解。为了充分激发火电调峰的积极性，解 决弃风问题，东北地区大幅提高了调峰补偿的水平，让深度调峰有利可图。以近年来的 表现来看，政策激励效果明显，东北地区挖潜出了更多调峰资源。但是，全国其他地区 的补偿标准远远低于东北的标准，对煤电企业参与深度调峰来说完全没有足够的吸引力。 根据我们测算，在当前平均补贴标准下煤电参与调峰效益较差，仅有 600MW 机组以 30% 负荷率参与深度调峰时才能实现盈利。因此，综合来看，只有有效推进辅助服务市场的 建设，才能推动火电灵活性改造的进程，继而促进新能源消纳助力“碳中和”。
清洁能源，稳增长叠加“稳增长”？
资产配置本身是一门平衡风险与收益的艺术，而电力行业不同子行业之间，因为各自经 营特性、发展阶段不同，恰好提供了覆盖不同资金久期、风险偏好的选择：兼顾“火电 反转”和“绿电转型”的火电运营商具备估值和盈利的双重弹性，好比权益资产；存量 资产盈利稳定、未来成长方向依然明确的核电和绿电运营商，近似“固收+”资产；生 产经营无需依附宏观经济，末期的产能成长性成就远期的资源稀缺性，水电运营商近似 “固收”资产。 我们长期跟踪并坚定看好水核风光资产，并在《拥抱“碳中和”》系列深度研究中明确指 出：在“碳中和”的背景下，除了转型的火电运营商，我们认为未来的资本市场上，清 洁能源运营商将继续依靠自身的发展定力获得更加广泛的认可，同时除了自身经营稳增 长以外，水核风光等清洁能源发电资产投资本身也是“稳增长”的重要拼图。
稳增长，基本面步步为营
清洁能源具备共性，业绩和发展具备定力。清洁能源发电资产在经营本质上具备一定的 相似性，因此在行业比较时也经常被放在一起探讨。稀缺性方面，水电具备自然资源的 稀缺性和垄断性，而风光核等发电资产具备厂址的稀缺性，同时核电资产还兼顾运营牌 照的垄断性；产能利用效率方面，水风光发电资产出力基本只与当年自然资源量相关， 核反应的特性决定其“基荷”属性，两者均与宏观经济脱钩；成本方面，核电大部分成 本和水风光发电资产一样为财务费用和折旧费用等固定成本，边际成本核燃料费用因消 耗量和价格稳定从而近似固定成本。展望 2022 年，水电的来水均值回归以及风光核的 机组产能扩张，都使得相关运营商有望在稳健的基础上再次迎来确定性增长，同时部分 运营商电价上涨进一步放大业绩弹性。
虎年开年至今，水核已现优势。进入 2022 年，部分代表性的水电运营商和核电运营商 已经开始积累超额收益：水电方面，长江电力和华能水电分别代表传统和新兴的水电投 资思路，截至 4 月 15 日长江电力实现绝对收益 2.45%，跑赢沪深 300 指数 17.28 个百 分点，同期华能水电小幅下跌 3.86%，但同样跑赢沪深 300 指数 10.96 个百分点；核电 方面，中国核电开年至今累计实现收益率-6.62%，跑赢沪深 300 指数 8.21 个百分点。
绿电表现暂时落后，估值消化系主因。整体来说 2022 年绿电暂时未能体现出明显的收 益，行业龙头白马三峡能源、龙源电力在 2021 年分别以 IPO 和重组的方式登录内地资 本市场，本轮调整我们认为更多地是遵循了 A 股次新股情绪退潮的历史传统，目前对应 2022 年估值水位已经回落至 20 倍市盈率以下，长期来看这个位置我们认为为价值投资 者提供了良好的介入机会，风险和收益性价比突出。此外，3 月个别特殊背景的项目电 价超出市场预期，引发市场对风光绿电项目收益率的担忧，也在一定程度上打压了此类 资产的风险定价，但我们认为这部分预期过于悲观。
“稳增长”，重在意而不在形
电能建设同为“稳增长”，清洁能源携手前行。作为资金密集行业的代表，清洁能源资产 尤其是水电和核电资产的投资规模通常百亿起步，动辄千亿，风光发电资产单个项目体 量有限但数量巨大，因此电源投资通常也是经济“稳增长”中不可或缺的一环，只是区 别在于各个产业所处的发展阶段不同：水电作为过去“稳增长”的代表，其“稳增长” 所带来的扩产有望近期落地；风光发电和核电则更多发挥未来“稳增长”的作用，其“稳 增长”所带来的扩产成果重预期、轻现实。稍有不同的地方在于，由于风光发电项目建 设周期更快，而核电项目普遍建设周期在 60-72 个月，预期的差异在总量和节奏上面。
核电：同为直接投资体量庞大、拉动经济效应突出的资产，通常而言 2 台核电机组的投 资概算普遍保持在 300-400 亿元之间，从历史经验来看核电与电网投资一样，通常被用 作是对冲宏观经济下行压力的逆周期调节手段，历史上 2008 年、2012 年、2015 年等 特殊节点核电审批数量均有一定的提升。但自 2019 年核电审批重启以来，已有审批常 态化的趋势，且当前政策环境下未来核电审批数量有望显著增加。此外，在《“十四五” 规划和 2035 年远景目标》以及《“十四五”现代能源体系规划》中均明确提到“在确保 安全的前提下积极有序发展核电”，运营高效、稳定的核电行业发展有望在“碳中和”背 景下迎来加速，相关上市公司有望率先受益于行业的积极发展。
绿电：针对目前市场的部分担忧，我们认为在绿电交易机制及用户侧的稳定需求影响下， 预计未来绿电电价仍将会迎来支撑，个别项目的“内卷化”竞争并不能线性外推至全行 业。考虑到当前较高的上游价格未来存在下行空间，同时建设成本也有望在未来持续优化，通过对风电及光伏电站的盈利能力对绿电溢价及建设成本进行敏感性测算1，我们假 设组件价格为 2 元/W，由于各省份利用小时不同，此处光伏利用小时为全国 2019-2020 年平均利用小时 1281 小时，风电同样以 2019-2020 年全国平均利用小时 2078 小时为 假设，风电建设成本为 6.4 元/W，则绿电每溢价 1 分钱将会对光伏电站形成约 0.6 个百 分点的 IRR 增厚，对于风电则是约 0.8 个百分点的 IRR 增厚。
综合来看，在“双碳”目标下，风光为主的新能源绿电装机规模将迎来确定性的跨越式 增长，生产技术持续进步也有望带来新能源发电建设成本的持续优化，虽然 2022 年新 能源正式迈入全面平价时代，但未来绿电交易仍然是风光发电资产运营回报的重要潜在 增量，在“碳中和”初期的大背景下绿电资产的收益前景预期可以更加积极一些，绿电 运营商的战略配置价值依然贯穿整个“十四五”。（报告来源：未来智库）
投资分析
过去，投资火电转型在买什么？以更加开阔、更加整体的角度来讨论，我们认为本质上 过去市场在电力行业所交易的逻辑主线主要围绕两条线索：估值重塑和政策博弈。“十 三五”末产业清洁化转型便已开启，“双碳”目标下新能源发电资产无论从盈利还是产能 结构来看都日益重要，原有的整体估值体系未能反映这种变化，我们提出采取分布估值 法后估值修复显著。此外，去年屡创新高的煤价使得火电遭遇空前困境，生产经营和现 金流压力陡增，同时影响发电意愿，加剧限电现象的发生。在这一阶段，市场预期的演 绎模式开始发生变化，“政策底”成为了核心矛盾，“煤价越高，政策越宽”的预期开始 逐渐发酵，最终“煤·电”同涨，火电运营商走出一段波澜壮阔的行情。
现在，交易火电转型又为什么？回顾一季度，火电运营商的核心矛盾在 3 个月的时间内 反复轮动，风险偏好收缩之下市场对于“火电反转”以及“绿电转型”逻辑的权重分配 产生分歧，从而导致投资主线在一季度逐渐模糊。在重要会议的结束后，市场对于政策 出台以及补贴发放的预期偏差，叠加前期大盘走弱时的超额收益，成为行情加速补跌的 推手。同时，预期的扩张总有边际，“煤价越高，政策越宽”的预期演绎不可能无限循环， 4 月成为了系统性验证数据的关键窗口，而库存和煤价成为超预期的不确定因素。我们 认为，市场的核心矛盾在于对“盈利底”的分歧，同时 3 月的煤价突发上涨使得部分资 金对于“政策底”的有效性产生一定的动摇。我们观察到悲观预期已在市场反映中逐步 定价，但是市场信心脆弱放大了负向收益。
未来，布局火电转型因为什么？我们认为，本质上“绿电转型”所提供的成长性为火电 运营商提供了“择股”的理由，而“火电反转”所带来的确定性为投资决策提供了“择 时”的依据。当前时点，市场对于“绿电转型”依然有着较为广泛的认可，交易的核心 矛盾主要集中于“火电反转”。但是，在我们看来其实“盈利底”已经在环比改善中得到 确认，去年至今的系列政策发力方向十分明确，调整结束后火电运营商的配置价值已然 突出。煤炭价格自 3 月下旬以来已经出现了比较明显的回落，大概率将会有效体现在电 厂的二季度生产经营中，火电资产盈利季度环比改善的趋势依然可期。同时长协政策生 效日期在即，770 元/吨的长协煤价上限保障了火电资产的盈利能力恢复。在未来的新型 电力系统中，火电资产将转变为调峰与应急电源，而随着新角色的转换，更多配套的产 业政策、更加健全的盈利模式都将有利于市场客观、全面地看待火电资产。
清洁能源，稳增长叠加“稳增长”？除了转型的火电运营商，我们认为清洁能源运营商 类似“固收+”和“固收”产品，除了自身经营稳增长以外，水核风光等清洁能源发电资 产投资本身也是“稳增长”的重要拼图，“稳增长”重在意而不在形。展望未来，水电的 来水均值回归以及风光核的机组产能扩张，都使得相关运营商有望在稳健的基础上再次 迎来确定性增长，同时部分运营商电价上涨进一步放大业绩弹性，根据大类资产轮动理 论这类资产在“滞涨”和“衰退”周期中有望持续积累超额收益。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】。