2022年火电行业发展现状分析.docx

《2022年火电行业发展现状分析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2022年火电行业发展现状分析.docx（13页珍藏版）》请在得力文库 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、2022年火电行业发展现状分析1.火电：短期扰动无需担忧，反转之势日渐清晰在疫情持续扰动、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。受此影响，2022 年开年至今火电行 情的波动性也在明显提升，回顾年初以来行业的走势，火电行情可以主要分为 4 个阶段：第一阶段：1 月至 2 月末，火电作为 2021 年全年及 2021 年 12 月绝对收益大幅 领先的板块，叠加本身同期大盘表现羸弱，因此从交易层面面临一定的压力，火电 板块在此阶段持续承压。第二阶段：2 月末至 3 月初，2 月 24 日，国家发改委印发关于进一步完善煤炭 市场价格

2、形成机制的通知，正式出台下水煤及重点地区出矿环节中长期交易价格 合理区间，基于成本端的大幅改善的预期，火电迅速积累超额收益。第三阶段：3 月中旬至 4 月初，受市场供需环境再次影响，煤价快速上行，3 月 24 日秦皇岛 5500 大卡动力煤平仓价一度达到 1605 元/吨，创年初以来新高。此外， 随着进入年报及一季报季，火电公司面临的大额亏损也对行情表现造成压力。第四阶段：4 月份之后，随着长协煤新政落地预期持续加强，市场煤价也触顶回落， 火电行业持续积累超额收益。 从年初以来行业的超额收益走势，可以看出燃料成本的变化对行业表现产生至关重要的 影响。而站在当前时点，火电超额收益的积累再次面临瓶

3、颈，究其原因在于除了成本端 的压力仍存外，火电基本面还面临多重因素干扰，电量压力以及随之而来的电价担忧均 对行业超额收益的积累蒙上一层阴影。但我们认为，当前时点的种种压力不过是遮蔽日 月的浮云，行业的基本面拐点已经临近，反转之势日渐清晰。2.疫情来水限制增速，过度担忧并不理性疫情来水集中发力，短期电量快速下滑。受疫情影响，我国规模以上工业增加值增速持 续回落，4 月份规模以上工业增加值同比减少 2.9%，自 2020 年疫情以来再度负增长。在工业生产偏弱的影响下，用电需求也随之回落。此外，今年以来我国来水优于预期， 水电发电量持续呈现出双位数增长，在二者共同作用下，3 月份以来我国火电发电量持

4、 续负增长，其中 4 月份火电发电量为 4008 亿千瓦时，同比减少 11.8%，与 2020 年火 电发电量水平相当。疫情影响集中淡季，电量降幅或逐步收窄。在火电电量承压的 3-5 月份正值传统的用电 淡季，从绝对值的角度来看，火电电量本身规模就处于一年中的低位，因此从边际变化 的角度来看，外在因素的变化对火电电量的影响也会在增速层面进行放大，我们用 2016- 2021 年火电发电量当月同比增速为样本进行测算，可见 3-5 月的火电标准差显著高于 其他月份，也意味着火电发电量波动幅度要显著高于其他月份。此外随着疫情影响已经 逐步弱化，随着复工复产的持续推进，火电电量的压力也会快速释放，预计

5、后续火电电 量的降幅也会逐步收窄。增速下滑无需过度担忧，长维度利于火电业绩释放。在疫情、来水以及去年高基数的多 重影响下，即使从全年来看，火电发电量增速同比回落的预期似乎也在持续加强。但与 一般行业分析模式不同，火电行业的电量增速波动与行业的盈利能力的波动并非正向关 系，甚至在某种程度上二者呈现出显著的负向关系，究其原因在于火电作为发电优先级 靠后的电源，较快的发电量增速意味着旺盛的经济需求，而与之对应的则是快速增长的 大宗商品价格。而火电由于成本主要由燃料成本构成，快速增长的煤价反而会吞噬掉大 量的营收增量，从而在一定程度上压制火电业绩表现，因此二者更多呈现出负向的关系。3.供需宽松影响有限

6、，电价维持高位预判广东电价回落系特殊原因，并不具备普遍性特点。自疫情发生以来，有关经济压力、需 求低迷从而负面影响电价的担忧不绝于耳，6 月广东省月度中长期交易综合价为 503.19 元/兆瓦时，环比回落 41.68 厘/千瓦时，广东省的电价回落更进一步加深了市场疑虑。但我们认为广东省 6 月份电价回落并不具备普遍推广性，广东省电价回落更多系本省特 殊因素。由于 6 月份电价为在发电公司基于 5 月份供需基础上交易得出的，而 5 月份广 东省全省平均气温仅有 23.7，为有记录以来最低值，而去年同期为 27.9，为历史最 高值，气温同比大幅下降使得空调负荷大幅减少，并且在来水偏丰以及疫情限制工

7、业生 产的影响下，进一步限制了火电的出力情况，因此预计 5 月份广东省火电供需环境宽松 形势加剧，从而影响 6 月份的电价表现。但即使在供需环境同比显著宽松背景下，6 月 份广东省中长期交易综合价同比去年月度交易价依然有 15.97%的涨幅，较当地燃煤基 准价溢价 50.19 厘/千瓦时，彰显出电价的韧性。电价高位维稳为主流表现，偏弱需求影响有限。此前我们一直在拥抱“碳中和”系列 深度研究中强调，电价机制改革的核心在于还原电力商品属性，这将有利于传导成本端 压力，同时传导转型资本开支，因此我们认为短期的市场波动不改上期上涨的趋势。并 且从实际电价端表现来看，6 月份江苏省月度集中竞价成交价格依

8、然高达 468.8 元/兆瓦时，同比增长 25.68%，较当地燃煤基准价溢价 19.9%，陕西省月度交易电价也稳定在 0.4254 元/千瓦时的水平，较当地燃煤基准价溢价 20%。低位需求维持高位溢价，看好后续火电电价表现。我们从更为广泛的样本维度来看，全 国范围内 6 月份代购电出现超过 1 分钱降幅的仅有浙江省 1 千伏以上的工商业用电、福 建省、四川省、广东省以及陕西省，其余省份多数仍呈现出环比提升或者仅有数厘钱的 正常波动，因此依然可以看出 6 月份市场电价仍维持高位溢价为主流情况。此外，从火 电供需角度来看，一年中 4-5 月及进入汛期后的 9-10 月利用小时为一年中的低位，也 就

9、是一年内火电需求偏弱的时期，此外叠加今年受疫情影响火电电量更是显著负增长， 火电供需环境偏宽松格局或有所加剧，而在偏弱需求的背景下，市场化电价仍能维持高 位水平，因此我们继续看好后续市场化电价表现。4.监管措施层层加码，长协新政落地无忧燃料成本系火电业绩波动核心因素。成本端的电煤价格一直是市场对火电三要素中关注 的核心点，从历史维度来看，火电行业的业绩也主要是随着电煤价格的高涨与低落而反 向波动。也就是说无论是长期还是短期来看，火电成本端压力得到充分释放系火电回归 公用事业属性，恢复正常盈利的必要条件，也是当前火电行业关注的核心矛盾。5 月 1 日起，国家发改委此前公布的关于进一步完善煤炭市场

10、价格形成机制的通知 中关于晋陕蒙地区煤炭出矿价合理区间正式开始执行。然而受合理区间价格与市场价相 差较大的影响，虽然中长期合同签订量较往年有大幅提升，但与国家政策相比，仍存在 煤炭自有资源量签订不足、不落实中长期交易价格政策、合同履约率不高等突出问题。 我们认为，究其原因在于一方面煤炭中长期监管体系仍未完全建立，煤企违反政策成本 较低，限制执行政策意愿，并且仍无强有力的政府监管压力；另一方面在市场煤价处于 高位背景下，煤企有充足的动力出售接近市场煤价以获取更大的利益。针对痛点逐个破局，政策监管框架已成。5 月份以来，国家发改委接连发布煤炭价格调 控监管政策系列解读，对相关要求进行了细化说明。5

11、 月 25 日，国家发改委再次发布 对哄抬价格的煤炭经营者将依法处罚煤炭价格调控监管政策系列解读之八，明 确对于哄抬煤炭价格行为的惩罚措施。政策组合拳章法清晰，搭配此前对哄抬价格行为 的界定，明确了煤炭供需企业应该如何、不能如何、违反如何，政策层面已经形成了对 煤炭中长协机制较为完善的约束框架。并且尤为重要的是，5 月 27 日国家发改委明确 要求相关部门要对举报投诉的违约行为等有诉必查，辖区内出现企业签订履约情况较差 的将纳入地方城市信用监测及信用示范城市评价指标，也就是说签订履约情况会直接影 响地方政府的考核，从而进一步压实且增强了地方政府的监督动力和责任意识，未来地 方政府对长协煤监管严

12、厉程度或将持续增加。当前电煤供方、需方以及监督方三方责任 以及违约后果均已经得到明确，煤炭中长协监管体系完善程度也进一步增加。供需形势持续好转，确保长协限期完成。针对不落实中长期交易价格政策以及合同履约 率不高等突出问题，发改委明确提出欠量超价的要按照有关规定限期补到位，明确了煤 炭中长协全部落实的时间观念。并且除了上述政策层面的保障以外，市场维度也呈现出 持续改善的趋势。从历史市场煤价与火电与原煤产量增速差可见，二者基本呈同向波动， 而今年需求整体承压、水电出力增加的背景下，火电电量增速或维持低位，而原煤产量 增速却维持高位，二者增速差呈持续扩大的趋势。且截至 5 月末，全国统调电厂存煤达

13、到 1.59 亿吨以上，同比增加 5000 多万吨，可用天数 32 天，创今年以来的新高。今年 库存充裕度提升或许意味着传统“旺季补库”的需求已被平滑，“淡季不淡”不一定意味 着“旺季更旺”。综合来看，煤电供需环境改善给予长协落地的市场条件，监管体系完善 赋予长协落地的政策保障，发改委提出的按期补签完成的要求或能实现，环比成本改善 预期下火电资产业绩高弹性有望逐步兑现。5.清洁转型任务艰巨，市场呼唤业绩修复政策强调煤电协同发展，火电清洁转型任务艰巨。今年以来，在疫情等多种因素作用下， 我国经济增长压力持续增加，因此“稳增长”成为政策执行主线之一。2 月 18 日，国家 发改委等多部门联合印发关

14、于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知（以下 简称通知），通知中干预投资和外贸政策章节的首条即为关于风光的建投投资，彰显出 稳增长政策背景下，国家对风光投资建设的高度重视以及对新能源行业大规模投资拉动 经济实现稳增长的期待。继续强调加大新能源的投资，并明确指出鼓励 煤电与新能源企业开展实质性联营。而在我国多煤贫油少气的背景下，我国电力公司火 电装机包袱沉重，而且我们一直强调，未来新能源建设的主力依然为传统能源发电企业， 因此在政策鼓励火电新能源协同发展的背景下，传统火电清洁转型任务压力巨大。补贴发放仅解燃眉之急，盈利修复方为长久之计。由于电力行业重资产行业，新能源建 设需要大量的固定资产投

15、资，2021 年我国电力行业固定资产投资总额高达 8408 亿元， 在稳增长的政策要求下，电力行业固定资产投资或继续攀升。5 月 11 日，国务院常务会 议提出在前期支持基础上，再向中央发电企业拨付 500 亿元可再生能源补贴，通过国有 资本经营预算注资 100 亿元，支持煤电企业纾困和多发电。但与 2021 年电力行业整体 高达 3122 亿元的亏损总额相比仍相形见绌，且 2022 年以来由于煤价仍处高位，电力 行业亏损总额仍在持续扩大，因此补贴发放仅解燃眉之急，唯有电力行业恢复正常盈利 才能完成大规模的能源建设投资。整体来看，无论是从基本面改善趋势来看，还是从国 家发展需要的层面来看，火电

16、行业都需要恢复正常盈利。短期优选弹性标的，把握变革机遇红利。在电价及长协煤新政带来的电力行业恢复盈利 预期下，从业绩敏感性来看，虽然全行业都会受益于政策落地带来的利润增厚，但是由 于不同电力公司当前资产分布的差异以及距离港口距离的远近不同，因此受电价及煤价 变动的业绩敏感性也有较大差异。无论是从煤价还是电价的角度来看，电价每上浮 1 分 钱或者长协煤价每波动 10 元/吨，对于以华能国际、华电国际及粤电力 A 为代表的火电 资产规模相对较为庞大且占总装机比重较高的企业可以释放更加充分的业绩弹性，其他 资产分布相对更加均衡且更加多元的上市公司则因为存量其他资产盈利能力的缓冲，业 绩弹性相对会弱于

17、火电资产占比及规模较大的电力公司。需要注意的是业绩的弹性会受到基准值的假设从而得到不同的结果，因此客观性相对偏 弱，我们从客观存在的市值角度出发：若从 PE 估值的逻辑，则如果火电资产的业绩均 有相同的 PE 估值倍数，那么不同电力公司的相同火电归母净利润值对应的市值应该也 是一致的；即使从 PB 的角度出发，归母净利润实际上是对应到资产负债表的归母权益 增值额，因此如果火电净资产对应的 PB 估值倍数是一致的，那么不同电力公司的相同 火电归母净利润增值额对应的市值同样也是一致的。所以从业绩的变化对资产价值的影 响来看，由于倍数是相同的，进行横向对比时可不再考虑倍数的干扰因素。我们将电价 上浮

18、或煤价下降带来的业绩增量除以各电力公司的 6 月 9 日收盘市值可见，以华电国际、华能国际及粤电力 A 等为代表的具有大量火电资产且占比较高的电力公司依然具备 充足的弹性。长期仍看好新能源转型带来的成长空间。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 易的核心矛盾当前主要集中于“火电反转”。在煤价中长协新政下，火电运营商的业绩反 转可期，而业绩弹性释放后，火电运营商的逻辑将恢复至以“绿电转型”为核心支撑， 在双碳目标下，我们依然看好火电运营商转型新能源带来的广阔成长空间。