2024火电行业展望报告：估值与转型新思考
一、火电龙头全新出发
（一）全国性火电龙头，后续主业聚焦火电
经营稳健，绿电资产剥离后续业务集中于火电。公司于1994年6月在中国山东省济南市注册成立，1999年6月和2005年2月份于香港联交所和上海证券交易所完成首次挂牌上市。2010年前后开始逐渐切入新能源发电赛道，2020年“双碳”大背景下公司大力发展绿电，后续因集团的业务调整问题，华电国际将其绿电资产从上市公司平台剥离，未来主要定位成火电发电运营商。
央企背景，股权结构稳定。公司为央企背景，华电集团为公司控股股东，持股占比为45.17%，华电集团由国务院国资委及社保基金共同持有，持股占比分别为91.43%及8.57%。股东背景层面来看涉及多方国有资本平台，股权结构清晰稳定。华电国际作为华电集团旗下的主要上市公司平台后续有望承接更多集团资源的注入。
2021年将绿电资产剥离，目前装机构成以火电为主。截至2023年，公司控股装机5844.98万千瓦，其中包括燃煤发电控股装机4689万千瓦，燃气发电控股装机909.46万千瓦，水力发电控股装机245.9万千瓦。2021年将绿电资产剥离后，公司火电装机占比达到95.5%，后续进一步提升至95.8%，成为一家以火电为主的能源运营商。从图4的机组拆分来看，公司燃煤及供热发电机组较多，燃气发电机组相对较少。
山东、湖北、安徽三省火电发电占比超6成。从火电的分省份发电数据来看，公司发电量口径前三的省份分别为山东/湖北/安徽，对应发电量分别为800/280/256亿千瓦时，核心三省的发电量占全公司发电量的比例超6成。从公司机组的地域分布来看，华电国际机组普遍分布在经济较为发达的地区，暗含公司机组所在地区用电供需格局相对较紧，有望对应更高的电价弹性。
（二）财务数据
业绩波动主要来自于煤价变化。2020年疫情导致全社会发电量承压，公司营收增速出现波动，21年后全社会发电量有所修复叠加缺电背景，公司营收增速触底回升。净利层面，煤价仍是影响业绩的核心要素，2021年煤价飙涨导致公司业绩大幅恶化，2022年煤价改善不及预期导致公司业绩仅同比扭亏，2023年煤价进一步下行催化业绩拐点出现，全年实现盈利45.22亿。
盈利能力随煤价下行逐步回升，资产负债率有望稳步回落。ROE与毛利率水平的变动与煤价表现关系密切，21年煤价大涨，公司收益能力受损严重，ROE水平由19/20年的6.5%-7%的水平跌至21年的-13.7%，之后22年随煤价回落逐渐回升，22年修复至-2.1%。负债率方面，由于绿电分拆资本开支后续有所回落，23年负债率由22年的68.4%下降至62.6%，预计负债率和周转率后续仍有改善空间。
煤价下行背景下现金流逐步改善，长期看经营现金流有望回升并保持稳定。现金流层面来看，仍是受煤价影响21年经营性现金流出现较大恶化，随后22-23年不断改善。筹资性现金流因绿电分拆导致21年有较大水平增长，随后回落。展望后续，火电占大头的华电国际在不需对绿电进行较大资本投入的背景之下，依托于火电的强现金流属性，华电国际的现金流价值有望进一步凸显。
二、周期之外的新逻辑
24年年初至今，火电走出一波独立行情，本质原因是什么？而展望后续，火电行情到头了吗？我们分成短期和长期两个视角重新对火电进行审视。
（一）短期看，盈利要素改善驱动EPS修复开启
24年开年火电指数超额收益明显，短期修复是市场对火电EPS预期的“摆正”。短期看我们认为催化本轮火电行情的原因是盈利“预期”的重新摆正，即23年三季度火电行情见顶后市场开始担忧24年煤价和电价的不确定性变化导致的24年预期EPS下修。因为长协电价需要每年签订，而煤价同样具有不确定性，因此在盈利失锚的背景下火电23年三季度下杀明显。23年进入12月份之后，各省24年长协电价集中落地，除广东电价降度相对较大之外，其余省份24年电价基本与23年持平，与此同时煤价走势也相对平稳。随着24年火电盈利的逐渐明朗，开年之后此前回调明显的火电集中开始修复，走出了一波较强的绝对收益。
1、煤价：预计24年保持稳定
23年煤价修复程度远好于22年，24年煤价有望继续保持稳定。2023年煤价在1-8月迎来了一轮明显的下跌，煤价由年初约1200元/吨的高点降至最低六月中旬的751元/吨的水平。23年进入9月煤价有所回升，但10月后基本又开启了一轮向下的调整，随后保持稳定并延续全年。24年至今煤价基本和23年年底的价格水平保持一致，目前价格中枢大致在900元/吨左右。
2、电价：24年电价尘埃落定
24年长协尘埃落定，为全年业绩保驾护航。当前长协电价的签订周期为一年一次，展望24年，我们的核心假设包含了对于广东及山西较为悲观的预期，分别回落-11.8%/-10%；华东区域江苏基本已经敲定24年长协电价水平，其余省份按照-3%的水平回落。基于此，大致匡算出24年因为电价调整华电的整体电价变化水平。大约较23年同比微降3.7%。目前24年的电价端基本已经锁定，保障了今年全年的火电盈利基石。
（二）更长期的视角，电改政策数箭齐发，长周期看带动估值修复
24年年初火电走出EPS预期修正的行情后，火电后续是否到顶了，长期还有没有看点？报告的第二个视角从长期火电的盈利模式切换出发，随着传统发电模式的变化，我们认为火电的“下半场”或许会在24年正式开始。
核心逻辑：火电将开始步入“下半场”，角色的变化本质是盈利取向+定位变化为火电真正带来“公用事业”属性之后的估值变迁。市场此前一直将火电定性为“周期股”，原因是电价刚性与煤价难控之下火电盈利的难以摸索。经历了一轮波动的周期之后，火电在电改背景之下压舱石与稳定器的作用越来越不可或缺。
首先，短期火电“压舱石”难以撼动，缺电缺负荷的现实背景下底层的发电能力还需要由火电支撑，对应火电的盈利中期来看仍然需要保障。其次，24年消纳问题大概率将逐渐凸显，火电“稳定器”的调节能力预计是今年应对电网波动的重要武器。
1、容量电价：兜底盈利，收敛波动性
容量电价使火电每年收到固定额度的补偿，一定程度上收敛了火电的盈利波动。23年11月份发改委、能源局发布了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，文件明确了煤电机组固定成本的统一标准为330元/千瓦/年，24-25年多数省份通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电转型较快的地区可补偿50%，并说明在2026年起所有地区的补偿比例提升至50%以上。
通过测算，煤电容量电价对多数省份工商业电价的影响或集中在0.02-0.03元/度区间，部分补偿较高的省份预计最多可补贴0.055元/千瓦时。根据各省电网煤电容量电价的补偿水平，24年单位千瓦的补偿标准为100-165元/年/千瓦（云南/青海/河南/广西/四川/湖南/重庆为165元/年/千瓦，其余省份100元/年/千瓦）。根据此规则，测算全国范围内对电价侧的影响平均或约0.02元/度，容量电价的出台为24年火电盈利提供了较强的安全垫。容量电价的出台将弱化火电的周期属性，起到兜底盈利弱化波动的作用。
2、辅助服务交易：锦上添花，增厚盈利
为什么24年是火电改造有可能爆发的一年？风光装机远超预期，消纳问题或将在24年愈发凸显。从近三年来的累计风光新增装机数据来看，2021、2022年全年新增装机为103/125GW，而2023年风光的新增装机量已经增长至292GW，相较于2022年的125GW同比增长了133.3%。如此大规模的风光装机将对电网的消纳形成较大的挑战，系统灵活性资源的稀缺性将会愈发凸显。
消纳问题十分严峻，哪些渠道可以解决？当下哪种方式又是较优解？目前电网调峰的主流方式包括火电和储能，而储能中应用最为广泛的是抽水蓄能和电化学储能。抽水蓄能投资较高，且建设时间长，受地理位置限制较大；电化学储能成本较高，盈利模式尚不成熟，并有一定的安全隐患。因此，当前阶段火电是我国电网调峰调频的理想方式，一方面受益于“富煤贫油少气”的资源特点，我国火电资源较为丰富；另一方面火电机组可控性较高，可根据电网指令随时调整出力。目前解决风光时间不平衡问题的手段中抽蓄、电化学都有难以大面积铺开的客观问题。得益于我国较大规模的火电机组的基础，火电改造的优势短期内仍然明显，期待政策催化预期之下火电改造的投资机遇。
年初至今辅助服务迎来两大重磅政策，省份版本的辅助服务方案或呼之欲出，进一步增厚火电收益。2024年2月8日，发改委、能源局联合发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，全国版本的方案正式出台，起到引导各省份具体方案的作用。此后不久，2月27日发改委、能源局再次发文《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，重点强调到2027年存量煤电机组实现“应改尽改”。在新能源占比较高、调峰能力不足的地区，在确保安全的前提下探索煤电机组深度调峰，最小发电出力达到30%额定负荷以下。一个月内两大重要文件相继出台，火电改造或将在今年正式步入快车道，火电的盈利有望进一步增厚。
三、经营能力彰显优质运营底色
1、经营质量优于行业
从近两年来的ROE修复情况看，华电的修复步伐优于同业。从下面的热力图可以看出，21年火电盈利大幅受损（对应运营商ROE为绿色），22年一季度迎来一定的修复，从黄色到红色的切换来看，华电要快于其余运营商。我们计算了22年至今所有季度的ROE均值，华电国际为3.4%，仅小幅低于皖能电力0.1个百分点，优于浙能、大唐、华能等运营商。
2、减值问题为行业原因
减值系行业变化的原因，并非上市公司主体的主观原因。从火电利用小时数的变化和上市公司减值的规模来看，由于13年之后利用小时数的大幅回落，火电运营商也基本开启了一轮比较明显的减值周期。而同时近两年来受煤价变化的影响，火电亏损严重，部分机组或同样面临减值风险。后续来看火电企业的减值或将逐步收敛原因有二：其一为火电利用小时数后续下行导致的经营压力将由容量电价和辅助服务费来补偿，其二是煤价后续逐渐收敛，火电未来盈利将保持稳定，阶段性的减值冲击将有所降低。
央企之中华电的减值整体保持中性。从公司之间的横向比较来看，由于央企之间的装机规模存在一定差异，按照当年的资产减值损失/营业收入来衡量公司减值的程度。整体看央企之中华电的减值保持中性，华电在18-20年之间的减值规模低于华能及大唐，21年水平较高，22及23年有明显程度的回落。
3、火电纯粹，后续分红能力有提升预期
绿电资产剥离后续资本开支压力较小。2021年公司因为需要剥离绿电资产进行了较大的股权投资，全年达到了近310亿的资本开支。2022年资本开支显著回落，降至137.49亿元，考虑到后续不需要再对绿电进行投资，中长期来看在双碳背景之下火电的资本开支大概率向下，公司后续的资本投入或将保持较低水平。
资本开支下行背景之下。分红能力或将逐步提升。参照过去的分红数据，华电基本保持在40%以上分红规模，即便在亏损的21、22年也进行了约20亿体量的分红。资本开支逐渐下行的背景下，公司的分红有望继续提升从而回馈股东。
4、机组折旧到期亦对盈利有正面催化
行业层面来看，2002年之后火电曾有过一轮投产高峰，机组或陆续于近两年折旧到期。2002年后经济“工业”属性进一步明显，连续四年工业新增用电量占全社会用电增量的75%以上，带动2002-2005年复合用电量增速达到14.8%，电力陷入严重短缺时期，全国最大电力缺口约3000万千瓦(占全国装机8%)，发电设备利用小时数增长至年5400小时以上。从图26中可以看出，2002年之后在缺电问题的催化之下，后续几年火电的新增装机大幅提升。如果按照火电20年折旧完成的期限大致推算，将有部分机组陆续于近两年折旧到期。
具体测算：近两年机组的折旧到期对利润有望达到高个位数的增厚。行业普遍对水电机组折旧到期的催化关注较多，而火电也同样有类似效果。由于火电机组个体之间存在一定差异，如果按照平均20年折旧到期的假设来推算，追溯至04、05年华电有较多机组投产。我们大致匡算，因为火电机组的折旧到期对业绩大约有高个位数的正面催化（以23年业绩为基数）。
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