浙能电力公司深度：煤价向下、装机向上，加码业绩弹性.pdf

2023-09-12

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一、长三角稀缺地方性龙头纯火电标的，立足火电拓展核电

1.1 浙江省火电龙头，管理及控股半数省调装机

省国资委控股地方性火电龙头，管理及控股半数浙江省统调火电装机。公司于 1985 年成立，于 2013 年在上交所上市。控股股东为浙江省能源集团有限公司，实控人为浙江省国资委。截至 2022 年底，公司管理及控股的煤机、气机装机容量分别为 2887.5、404.0 万千瓦，合计占公司管理及控股总装机容量的约 99.4%、占全省统调火电装机的一半。此外，公司还持有国能、大唐、华电、华润等发电集团在浙江省内的火电机组股权，是全国经济活力最强、居民人均收入水平最高区域之一的长三角地区的火电龙头。

疫后复苏+水电缺位，火电“量价齐升”公司营收连续高增。

浙江省经济活力旺盛、传统产业发展韧性强、数字经济核心产业制造业等新动能快速发展，支撑工业部门用电需求；叠加浙江省居民人均可支配收入全国领先，城镇化率与居民电气化水平高，22 年 7、8 月极端高温天气致使城乡居民用电量分别同比+41.2%、+57.8%，新增贡献率分别达 21.8%、22.6%。

浙江省约 1/3 的电量供应来自于外来电，其中又以水电为主。浙江省是 3 条特高压直流输电通道的落点，其中溪洛渡~浙江、白鹤滩~浙江 2 条线 100%输送水电，灵州 ~绍兴直流打捆输送“火+绿”。来水偏枯从 2021 年延续到 1H23，火电补位保供发电量增加，2022、1H23 浙江省火电发电量分别同比+0.2%、+8.9%。公司管理及控股省统调火电机组的半壁江山，因此 2022、1H23 发电量分别同比增长 3.4%、11.3%。受发电量增长和并表中来股份的影响，1H23 公司营收同比+16.2%。

“1439 号文”明确将煤电上网电价较基准价上下浮动范围扩大至不超过 20%、高耗能企业和电力市场交易价格不受上浮 20%限制。在电价上涨的加持下，公司 2022 营收同比+12.8%。

浙江省海上交通运输便利，公司煤炭采购结构灵活。

东南沿海电厂与“晋陕蒙”煤炭主产地距离远、运输成本高，进口煤经济性较高，已成为东南沿海电厂煤源的重要补充。从公司近期获得核准的 6 台百万千瓦机组环评报告来看，设计煤种均为晋陕蒙产区的烟混煤、采用“铁-水”联运的运输方式；另适当引入进口煤进行掺烧、降低对单一煤源的依赖，从而实现对燃料成本的较好管控，但也导致长协签约率通常较低。

进口煤在我国煤炭供应结构中占比较小，但其边际变化对煤价的影响较大。2H21 以来海内外煤价倒挂、煤炭进口量下降，内贸煤供需偏紧推动市场价格上涨并维持高位，严重影响了公司火电机组的盈利能力。此外，公司作为省国资下属电力企业承担保供的社会责任，在煤电价格倒挂的 22 年增发电量，导致亏损幅度同比扩大。

23 年澳煤进口重启+欧洲需求不振，进口煤大增导致市场煤价大幅下降。“欧洲溢价” 消失和澳煤进口重启导致 2023 年高卡煤价格降幅更大。从乐电三期、六横二期、嘉电四期项目环评报告书来看，公司设计煤种的热值在 4800~5500 大卡，2023 年将充分受益于市场煤价格下降，1H23 业绩也已经验证。

公司煤机投产时间早、区位优势佳，虽亚临界机组占比较高但资产减值风险低。“双碳”目标下，全国在运煤电机组清洁高效化升级有其必要性。在淘汰煤电落后产能时，亚临界机组往往面临更大的关停与资产减值风险，但公司不然。一方面，公司全部机组已经完成超低排放改造，2022 年平均供电煤耗 296.12 克/KWh，提前达成国家发改委“到 2025 年，全国火电平均供电煤耗降至 300 克/KWh 以下”的目标。另外，公司机器设备最高折旧年限为 18 年，即 2005~2007 年投产的约 240/60/240 万千瓦发电机组将分别在 2023~2025 年运行满折旧年限。届时不仅将带来账面利润的释放，也为公司对相关机组后续的经营规划与决策提供了主动权。

1.2 参股核电，资产结构转型有望抬升 ROE 中枢

前瞻性布局核电与绿电领域，投资收益大幅缓解火电主业经营压力。

截至 1H23，公司核电及核能应用相关长期股权投资余额约 138.1 亿；中国核电、秦山核电、三门核电、核电秦山联营及秦山第三核电 5 家公司每年稳定贡献 10~15 亿的投资收益。

公司还持有招商银行、光大银行、兴业银行、交通银行、中核汇能及康恒环境等企业股权，每年贡献 3 亿左右的投资收益。2021、2022 年火电经营承压，公司投资收益对营业利润贡献率分别为 54.0%、104.0%，大幅冲减火电板块亏损对整体业绩的影响。1H23 市场煤价下行驱动火电主业盈利改善，但考虑到上半年秦皇岛港 5500 大卡动力煤平仓价均值仍高达 1022.6 元/吨以及终端电厂的高库存，公司主业盈利能力尚未修复至上一轮煤价上涨周期的 2017、2018 年水平。而公司本期实现投资收益 25.2 亿元，对营业利润的贡献率达 70.8%。

将火电主业盈利用于再投资行业集中度更高、盈利能力和稳定性更好的核电资产，公司 ROE 中枢有望稳步抬升。公司与中核集团长期深度合作，参股的核电项目由浙江省内向外延展至辽宁。此外，公司还参股投资了国家电投和中广核集团在浙江省内的核电项目公司，分别对应国核浙能核能有限公司和中广核苍南核电有限公司。截至目前，全国仅中广核、中核、国电投和华能四家发电集团拥有核电牌照。其中，核电“双寡头”均已完成产业链一体化布局，因而 2017 年以来核电行业 ROE 均值与稳定性持续高于火电行业。公司将主业盈利分配于投资核电行业，有助于提升 ROE 中枢及稳定性。

1.3 收购中来，布局新能源制造助力双主业转型

受母集团解决同业竞争承诺的限制，公司难以直接投资建设新能源电站。浙江新能是母集团控制的经营中国境内水电、风电、光伏等除生物质发电以外的可再生能源业务整合的唯一平台，母集团及其控制的其他企业（不包含浙江新能）承诺不在中国境内从事与浙江新能主营业务构成竞争的业务活动（主要指集中式可再生能源电站运营）。受制于同业竞争限制，公司此前主要通过浙能绿色能源股权投资基金布局绿电转型，1H23 贡献投资收益约 0.4 亿元。

公司 2022 年 11 月公告受让中来股份部分股权并取得控制权，入局新能源制造。中来股份于 2008 年成立、2014 年上市，主营业务为光伏背板、N 型高效单晶电池和组件制造，以及分布式户用光伏。公司于 2022 年 11 月 10 日与中来股份控股股东林建伟、张育政夫妇签署《股份转让协议》及《表决权委托协议》，拟通过支付现金方式受让张育政持有的中来股份 9.70%的股权，合计受让金额 18.2 元；并取得林建伟持有的中来股份股权对应的 10%表决权。2023 年 2 月 14 日，公司收到中国证券登记结算有限责任公司出具的《证券过户登记确认书》。公司现持有中来股份 9.7%的股权和 19.7%的表决权，已纳入合并报表范围。

收购中来破局清洁化转型，公司向“火力发电+新能源制造”双主业升级。

中来股份三大主业均衡发展，1H23 实现总营收 57.6 亿，同比+24.2%。2021 年起，中来股份将电池组件与光伏应用业务分拆列示，三项业务营收占比总体较为均衡。 1H23 中来股份光伏应用/电池组件/光伏背板业务营收分别同比+4.9%/89.7%/-6.6%，电池组件业务营收高增、占比显著扩大，主受两大因素驱动：1）下游光伏需求旺盛； 2）加快山西“年产 16GW 高效单晶电池智能工厂项目”建设及产能爬坡。

分业务来看，中来股份电池组件业务盈利对原材料价格敏感性较高、毛利率波动幅度较大，21 年原材料价格上涨造成亏损，22 年开始盈利持续回升。光伏应用业务方面，2021 年与国电投合作成立上海源烨，分布式户用光伏业务模式由赊销转为 EPC，虽然毛利率下滑但应收账款回收情况大幅改善，2021 年以来毛利率稳中有升。

二、煤电利润再分配拐点已现，浙江省电力短缺问题短期难解

2.1 上游来看：煤电利润再分配拐点已现，市场煤价下行沿海火电弹性最大

国内来看，2023 年原煤仍有至少 1 亿吨左右的增量。

煤炭供给侧改革后 2017~2018 年煤价进入上行周期，以及 2021~2022 年疫情和俄乌冲突扰动煤炭供需造成煤价高企；当高收益转化为对产能扩张的投资，2019、2022 年煤炭开采和洗选业固定投资完成额分别同比+29.6%、+24.4%。一般煤矿建设周期为 2~4 年，即 2019 年的行业固定投资最晚将在 202023 年产生实际量、22 年的固定投资高峰最早可在 2024 年产生实际量。

结合煤价，我们判断 2022 年国内煤炭增产取得实质性进展是在 11 月，此前月度原煤日产能维持在 1230 万吨/天以上存在一定困难。根据能源局最新数据，1~7M23 累计平均原煤日产量约 1260.3 万吨/天；假设全年平均日产量可维持在 1260 万吨/天，保守估计今年仍有 1 亿吨左右的增产空间。

国外来看，澳煤进口重启和欧洲高卡煤转运对进口量增长影响较大。1~7M23 我国广义动力煤累计进口量同比+151.1%，持续补充国内动力煤供应。

欧洲一次能源供需格局改善，驱动高卡煤价格下行。俄乌冲突以来的高气价催生煤气逆替代需求，使欧洲加入高卡煤市场成为主要买家。同时，由于欧洲对俄煤实施禁运，而考虑到运距和品质要求，2022 年欧洲煤炭进口增量主要来自南非、哥伦比亚、美国和澳大利亚。上述国家 2022 年煤炭出口总量不增反降，意味着欧洲必须维持高价以吸引存量资源改变贸易流向。具体表现为 2022 年中国从南非、哥伦比亚进口动力煤数量同比分别减少 581.5、335.4 万吨。然而随着欧洲天然气定价回归理性，煤炭的“欧洲溢价”随之消失，1~7M23 中国从南非进口动力煤 136.4 万吨，已达去年全年进口量的 142.5%。

受“澳煤禁令”影响，我国从澳大利亚进口动力煤占比从 2020 年的 48.6%下降至2022 年的 1.3%。2H21 市场煤价上涨以来，煤炭市场价与长协价之间的鸿沟不仅造成长协履约率较低，也出现了煤质下降的问题，具体表现为部分火电企业 2022 年供电煤耗上升。因此，以质优高卡煤为代表的澳煤进口重启对设计煤种热值要求较高的沿海电厂具有吸引力。截至 7 月，2023 年我国已从澳大利亚进口动力煤约 2152 万吨，占总进口量的 28.2%。

公司市场煤占比高并且设计煤种以中高卡煤为主，在本轮欧洲高卡煤转运和澳煤进口重启冲击导致的煤价下行中最为受益。公司新建百万千瓦煤电机组主要设计煤种为热值 4800~5500 大卡的下水煤，2022 长协煤比例仅占约 20%。在 2023 年由于进口高卡煤涌入冲击内贸煤市场导致煤价大幅下行的背景下，公司有望充分发挥贸易物流优势有效控本。

简单假设 2023 年公司完全使用 5500 大卡动力煤、度电非燃料成本为 3.1 分/KWh、供热收入约 77.8 亿；当动力煤综合采购成本分别为 800/900/1000 元/吨时，对应公司发电、供热业务净利润有望同比+202.0%/+109.2%/+16.4%。

2.2 下游来看：极端天气加快最大负荷增速，浙江省电力短缺问题短期难解

三产和居民用电需求具有明显季节性特征，在极端天气中将加剧最大负荷的极端化。

我们在报告《掘金新型电力系统系列报告一：容量保障机制托底下的火电投资机会》中提到，传统四大高耗能行业用电需求对气温不敏感，负荷率较高且全年基本平稳；三产和居民用电需求对气温敏感性较高，居民和酒店主要用电设备为空调等各类家电，负荷率具有明显季节性特征。

浙江省经济结构中三产占比高，居民人均收入水平与城镇化率高、因而居民部门电气化水平高，导致浙江省 2022 年虽然用电量与山东相差 1760 亿千瓦时，但最大负荷仅相差 631 万千瓦，并且有望在今年实现超越。

最大负荷增速高于用电量增速的特性使得浙江电力系统对可靠性电源需求迫切。受供给侧改革和环保政策影响，“十三五”期间明确东部不再新建煤电；另受福岛核事故影响，国内核电项目审批进度放缓，2015 年后 3 年“零审批”。“十三五”期间支撑性电源增量不足，最终导致浙江省“十四五”出现系统性电力硬缺口。

电力短缺反应在量上：

短期内支撑性电源装机容量刚性，火电承担调峰责任利用小时数上升。核电与火电是唯二有效容量系数以 100%计的电源，但出于运行安全性的考虑，核电不参与调节；因此，在抽蓄项目密集投产前，火电主力承担电力系统中的调峰重任。受持续高温天气和外来水电缺位的影响，2022 年迎峰度夏期间，浙江省煤机最高负荷率一度达到 97.1%；今年则再创新高、达到 97.3%。公司作为省内最大火电运营商，2021、 2022 煤机利用小时数分别达到 5379、5410 小时。

浙江省“十四五”期间煤电装机超预期，按照规划公司 23~26 年每年有新机组投产。为实现用能稳定、价格稳定，地方政府对于增强本地电力保障能力具有较强的积极性。浙江省“十四五”期间原计划新增煤电 632 万千瓦、气电 700 万千瓦。但实际上 2022 年以来，浙江省发改委在此前已核准的公司乐电三期、华能玉环三期共 300 万千瓦煤电扩建项目的基础上，又先后核准了公司的六横二期，国能舟山三期、华润温州二期扩建项目，装机规模共计 532 万千瓦。2023 年 3 月，浙江省发改委在关于“先立后改”清洁高效支撑性电源前期项目的公示中提出，拟将公司的嘉电四期、台二二期，以及岱山鱼山电厂项目和临海头门港电厂项目纳入“先立后改”清洁高效支撑性电源前期项目。由此一来，浙江省中期计划新增煤电装机容量达到 1496 万千瓦（“十四五”期间 1032 万千瓦）。其中，公司控股扩建项目规模占比 53.5%，体现出其作为省内火电龙头的规模优势。

电力短缺反应在价上：

供需偏紧有望支撑电价高位运行。2021 年底“1439 号文”出台放宽煤电交易基准价上下浮动空间至 20%后，浙江省 2022 年电力年度交易加权平均价格立即顶格上浮、达 498.36 元/MWh（含税）；2023 年，浙江电力市场年度挂牌交易均价继续顶格上浮，而双边协商交易均价小幅下降至 497.73 元/MWh（含税），但也维持了 19.8%的上浮幅度。公司 1H23 分别实现平均上网结算电价 0.436 元/KWh（不含税），同比继续上行（+1.0%）。

从浙江省二、三产度电 GDP 来看，电力保供的成本较缺电造成的经济损失低。即便是在受疫情影响扰动较大的 2022 年，浙江省二产、三产度电 GDP 分别为 10.2、 58.0 元/千瓦时。相比每缺一度电将带来近 70 元的经济损失，省间电力现货市场 10 元/千瓦时的超高价格也变得可承受，这也导致 2022 年 7、8 月，浙江省分别产生了 34.9、33.4 亿元的工商业用户分摊费用。

2023 年 7 月，国家电力调度中心、北京电力交易中心宣贯《关于落实优化省间电力现货市场交易价格机制的通知》，将省间电力现货市场申报价格上限从 10 元/KWh 降低至 3 元/KWh。尽管如此，电力省间现货价格上限仍然远高于省内现货价格上限及中长期电价。为避免再次出现巨额不平衡费用，浙江省中长期电价必须维持相对高位以保证其在省间中长期电力交易市场的竞争力，从而避免产生过多现货交易需求。

三、历史复盘：煤价下行周期新机双投放大弹性，超额点火价差落袋为安

2012 年也曾出现过进口煤冲击国内市场致使煤价短期快速下降的情况。2012 年，欧债危机拖累发达经济体经济增速，叠加美国页岩气开发加速“煤转气”替代，海外煤炭需求疲软；此外，海运价格长期低位运行也使得进口煤成本优势凸显，最终导致进口广义动力煤在我国动力煤供应结构中的占比由 2011 年的 4.7%大幅提升至 2012 年的 5.9%，市场煤价在 2012 年 5 月 10 日至 7 月 10 日间大幅下降 22.4%。类比今年，进口广义动力煤在我国动力煤供应结构中的占比由 2022 年的 2.6%提升至 2023 年截至 7 月的 5.0%，市场煤价在 5 月 2 日至 6 月 2 日间大幅下降 23.3%。

回顾从 2012 年 5 月煤价下跌开始到 2013 年 5 月 18 日《关于 2013 年深化经济体制改革重点工作的意见》中明确提出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点” 为止的火电板块行情，曾收获三次阶段性超额收益。

5~7M12，受煤价大幅下行的行业性利好因素驱动，火电行业实现了显著的超额收益；在此期间内，火电板块上涨的个股比例达 55.6%。其中，涨幅前 5 的个股依次为：华电国际、穗恒运 A、粤电力 A、皖能电力、宝新能源。

10~12M12、2~3M13 火电行业的两次阶段性超额收益主要受到业绩预告披露集中披露的影响。其中，10~12M12 还因大盘走势相对疲软，期间除去因页岩气概念大涨的华银电力外，涨幅前 5 的个股依次是华能国际、皖能电力、广州发展、天富能源、华电国际；2~3M13 还因用电量数据超预期好转，期间涨幅前 5 的个股依次为华电国际、华能国际、国电电力、宝新能源、长源电力。

12M12~5M13,火电板块区间涨跌幅最大的 5 支个股依次是：长源电力、赣能股份、天富能源（旧天富热电）、*ST 金山（旧金山股份）、宝新能源。其中，长源电力主因 1~3Q12 湖北省火电发电空间受到水电大发挤压导致业绩修复节奏较慢；赣能股份业绩扭亏，年底完成“摘帽”后补涨；宝新能源、天富热电均是因为在燃料成本下行周期有新增产能，业绩弹性得到放大；*ST 金山既是因为 1~3Q12 利用小时下滑导致业绩不及预期，又是因为 2 台热电机组在 2012 年底、2013 年初陆续投产、市场煤价下行+供热季机组利用小时较高，使其 1Q13 业绩大增。

根据前述逻辑，梳理今年年内有新增燃煤发电产能的上市企业，包括晋控电力、京能电力、赣能股份、华电国际、建投能源、皖能电力以及公司。考虑到今年市场煤价下行主要由进口煤大量涌入驱动，因此港口煤价下行幅度大于坑口煤价。上述公司中，仅公司持股 52.4%的浙能乐清发电公司（2*100 万千瓦）和华电国际持股 51% 的汕头华电公司（2*68 万千瓦）新投产的机组位于沿海，煤源为下水煤或进口煤。

公司乐清电厂三期 2 台百万千瓦机组在 2023 年 6 月煤价下行后全面投运，加码业绩弹性。2023 年，乐电三期 2 台 100 万千瓦高效清洁煤电机组在迎峰度夏前全面投产，公司控股煤电装机规模增长 6.9%来到 3088 万千瓦，在区域性电力企业中遥遥领先。据我们测算，在当前电价水平下，若市场煤价降至约 800 元/吨，公司火电业务毛利率约 11.7%，对应度电净利润约 2.2 分/KWh。基于我们在盈利预测中采用的核心假设，在新机组投产的加持下，2H23 公司煤电发电量有望实现同比+4.7%，对应增利约 0.9 亿元。

（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。）