（报告出品方/分析师：东吴证券 刘博 唐亚辉）
市场须重新认识新型电力系统下火电的支撑性电源地位。
深刻理解新型电力系统是源网荷储一体化的电力系统，电源侧从传统火电向风电光伏为主的发展过程中，由于风、光受到天气影响非常大，发电的连续性无法保证；用电侧随着电动车、智能家居、屋顶光伏、家用储能等设备的广泛运用，终端负荷多元化趋势显著；电源侧和用电侧的重大变化均对电网造成了巨大的冲击和负荷。
随着今年二季度四川干旱事件出现，市场逐渐意识到在储能技术无法大规模商业运用的很长时间，火电的深度调峰价值凸显，新型的电力系统应当是火-储-风光一体化的多能互补的电力系统，多能互补体现在当风光无法出力的时候，火+储应当补上，使得电力系统维持电源供应的动态平衡，而火电因其低成本、不受天气影响的稳定特质在新型电力系统中也正在发挥着越来越重要的作用，估值也应当得到重塑。
1.1. 电荒现象频发，灵活性电源至关重要
新型电力系统下火电作为不受天气影响的稳定能源，压舱石作用凸显。2020 年以来电荒事件频发，风电光伏的高速发展对电网提出了越来越高的要求，对电力系统的多能互补也提出了更高的要求。
我们梳理了自 2020 年以来的三轮电荒事件：2020 年年底多省份限电、2021 年夏季主动拉闸限电、2022 年夏季四川干旱引起的限电，碳中和进程中，局部区域的电力供需不平衡的矛盾将长期存在，而火储联动的灵活性能源是解决矛盾的关键。
（1） 2020 年底我国多省份出现限电：2020 年 12 月 10 日前后，浙江、湖南、江西、内蒙等地接连发布有序用电通知，限电的原因除了工业生产快速恢复拉动用电增长、极寒天气增加用电负荷、外受电能力有限和机组故障之外，根据国网湖南省电力有限公司新闻发言人、电力调控中心副主任陈浩的分析，全省电源装机从 2016 年以来增长的主要是风电和光伏，发电相对没有那么稳定。
湖南省煤电利用小时数和装机双双下降，可再生能源装机和电量提高，外送能力方面又面临西北冬季风光出力下降和华中地区普遍迎峰度冬供应紧张，最终使得湖南出现严重的限电情况。
（2）2021 年 8 月，国家发改委发布《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，各地根据各自的能耗预警指标，主动拉闸限电。
（3）2022 年 8 月，由于四川干旱，导致水电进入汛期出现枯水现象，四川省于 8 月 21 日史无前例地启动了最高级别能源供应保障应急响应。
进入 2022 年 8 月，酷暑加上长江流域的干旱，四川省水电日发电能力从 9 亿千瓦时减少至 4.4 亿千瓦时，下降 51.1%。
我国西南地区水能资源理论蕴藏量高达 4.9 亿千瓦，占比全国 70.6%。2021 年 四川水电装机总容量达到8927万千瓦时，且水力发电量为3531亿千瓦时，占比81.57%。
四川作为西电东送战略执行的重要输出端，截至 2021 年底，四川省水电外送量连续五年超过 1300 亿千瓦时，约占自身水力发电量的 1/3。
尽管金沙江上已建有向家坝、溪洛渡、白鹤滩、乌东德 4 座等大型水电站，由于均由国家电网统筹规划，对当前缺电的四川来说却近水解不了近渴。
1.2. 我国灵活性电源占比不足 8%，远低于欧美 18%-50%
2021 年我国灵活性电源占比不足 8%，远低于灵活电源（气电为主）占比 18%-50% 的欧美国家。我国火电灵活性调节水平不足且进展缓慢，难以满足新型电力系统中高比例新能源发展的需要。
2022 年 4 月国家发改委、能源局印发的《十四五现代能源体系规划》对电力系统的灵活性提出了明确指标，要求到 2025 年，灵活调节电源占比达到 24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的 3%-5%。
华北电力大学经济与管理学院教授袁家海预计十四五新增风光装机将超 4 亿千瓦，叠加其他电源装机增长，到 2025 年底总装机或达 30 亿千瓦。
按此计划，要完成上述24%的灵活性建设目标，意味着灵活性电源需增至 7.2 亿千瓦。换言之，5 年内需新增 3.13 亿千瓦—5.88 亿千瓦。十四五时期，电力系统对灵活性的需求迫切，要实现这一指标并非易事。
海外气电作为最主要的灵活性调节电源，而我国富煤贫油少气的基本国情决定了灵活性煤电将成为主流灵活性电源。
截至 2022 年 8 月，我国火电总装机 13.1 亿千瓦，占发电总装机容量的 53%，其中，煤电 11.1 亿千瓦，贡献了 60%的发电量、70%的尖峰出力保障和不可替代的电网安全支撑，有力满足了经济社会的发展需要，是无可争议的主体电源；气电 1.1 亿千瓦，是重要的灵活调节电源；生物质发电 3967 万千瓦，是重要的补充电源。
我国已经建成了全球最大的清洁高效煤电供应系统，完全自主国产化的大容量、高参数煤电技术处于全球领先水平，2021 年平均煤耗 301.5 克标准煤/千瓦时，比 2000 年下降 90 克标准煤/千瓦时，度电碳排放 828 克/千瓦时，比 2000 年下降 183 克/千瓦时。
1.3. 火电灵活性改造参与调峰调频的经济性显著
我国可开发的调峰调频工具主要是抽水蓄能、新型储能和火电灵活性改造。
由于我们缺气缺油的资源状态，气电无法占据主导，而核电参与调峰调频受到技术和安全的限制，暂时不纳入考虑。
根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035 年）》的要求，到 2025 年，我国抽水蓄能投产总规模较十三五将翻一番，达到 6200 万千瓦以上。
新型储能是极具潜力的灵活性电源之一，据中关村储能产业技术联盟预测，保守场景下， 十四五期间，储能市场总量将超过 3500 万千瓦，复合增长率将保持在 57%左右。
而相比起抽水蓄能和新型储能，煤电灵活性改造的单位 GW 容量成本约在 5-15 亿元，煤电 2021 年平均标杆电价为 0.3844 元/KWh，经济性显著。
而储能的度电成本和投资额都远远高于火电灵活性改造，若储能电站的储能利用小时数达到 2000h，抽蓄电站储能度电成本低于 0.5 元/KWh，约 0.46 元/KWh，压缩空气储能度电成本低于１元/KWh，约 0.92 元/KWh，锂离子电池储能度电成本降低至约 1.02 元/KWh。
火电将加快从电量型电源向灵活调节型电源转型。
当前国情下可再生能源与煤电更多是互补式发展关系，这就需要煤电功能定位的合理转型以提升整体电力系统的灵活性。
已建成的煤电机组通过热电解耦、低压稳燃等技术改造可将最小稳定出力降至 20%-30% 的额定容量，但其爬坡速率较慢，仅 1-2%/min，现有的灵活性技术手段中，火电灵活性改造不仅能大幅改善系统向上和向下灵活性，而且单位千瓦投入仅高于需求侧管理，在改善系统可靠性的同时，能够促进可再生能源的大规模消纳。
多地推出火电容量电价试点，为火电参与深度调峰调频提供了盈利性来源。
目前我国电力市场化改革中对提供灵活性调节性服务电源的激励机制尚不完善，而传统管理机制下煤电机组缺乏动力主动提供调峰调频服务。
由于煤电灵活性改造在技术层面不存在障碍，因而主要是机制未理顺的原因。2022 年以来山东、贵州等地陆续推出针对火电提供容量电价，为火电参与灵活性调节（调峰调频）提供专项盈利来源。
图4：火电为配合新能源灵活性调节的措施
2022 年 3 月，山东省发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，提出在山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价按照 0.0991 元/KWh（含税）收取，火电参与调峰调频的收益也不再是零和博弈，成本向用户侧疏导。
10 月 25 日，山东省能源局发布《关于征求 2023 年全省电力市场交易有关工作意见的通知》，指出有序推动分布式新能源参与市场分摊，在新能源发电高峰期、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价（99.1 元/兆瓦时，下同）乘以谷系数 K1（K1 取值 0-50%）收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数 K2（K2 取值 150%-200%）收取；根据系统需要，设置深谷、尖峰系数。
2022 年 11 月，贵州省发改委发布《推动煤电新能源一体化发展》征求意见稿，推动煤电机组的多能互补。
按照煤电灵活性改造后新增调峰容量的 2 倍配置新能源建设指标；对于新建煤电项目，应具备 35%-100%负荷区间线性调节和快速响应能力，在确保公共调节容量（50%）不被占用的前提下，新能源建设指标可按其设计调节容量减去公共调节容量后的 2 倍规模进行配置。
新能源装机按照不低于新能源装机规模的 10%满足 2 小时运行要求自行购买或者建设储能，以满足调峰要求。
2022 年 11 月，中电联发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》，提出电价的合理构成应包括六个部分即：电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。
我们预计火电参与辅助市场服务、提供灵活性电源的收益有望在容量电价和辅助服务费用中得到补偿，火电的盈利模式有望实现根本性转变。
同时根据秦皇岛港 5500 大卡下水煤基准价 535 元/吨对应全国平均煤电基准价 0.38 元/千瓦时设置为基点，按当前政府指定的 5500 大卡电煤中长期交易均价 675 元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到 0.4335 元/千瓦时的水平。
火电盈利能力仍需改善，上调煤电基准价难度较大自 2021 年国家推动火电电量全部市场化并且放开电价涨跌幅限制至 20%以来，今年主流火电企业的电价同比均有明显上涨，涨幅接近 20%的上限，度电涨幅 7 分钱左右。
但由于煤价持续高企，长协煤机制落实存在一定困难，火电企业经营情况有所好转但距离合理盈利仍有差距。
新型电力系统下，以火电+抽蓄为基本盘，参股新能源获成长性收益，参股煤炭享煤电一体化低成本，价值凸显。
公司以充当电力系统的压舱石的火电和抽蓄为主业，2021年公司剥离风电光伏发电项目，注入华电新能，参股华电新能31%，享受投资收益。
我们认为火电行业逐渐从周期属性走向公用事业属性，估值有待重估；抽蓄新型电力系统 重要的储能资产，叠加较高的增速，应当给予成长性估值；参股华电新能，一方面不需要投入大量的资本开支，保证了良好的现金流和资产运营状况，另一方面也能享受到新能源发电成长性的投资收益。
3.1. 容量电价+煤价管控火电有望迎来业绩拐点
当前公司核心看点在于有望推出火电容量电价+煤炭价格管控公司有望迎来业绩拐点。
2021 年公司业绩受到煤炭价格影响，全年亏损近 50 亿，2021 年公司火电发电量占比超过 90%，尽管 2021 年 10 月发改委将火电上网电价上下浮限制放开至-20%~+20%，但由于电价长协合同未得到涨价，使得公司全年平均上网电价上涨约 6%，而入炉标煤上涨约 71%，远超过上网电价涨幅。
进入 2022 年以来发改委多次开展对煤炭价格的干预，2022 年 2 月《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，规定了煤炭中长期交易价格的合理区间，明确对煤价进行区间调控。同时发改委能源局也加大了十四五期间火电装机规划以及煤炭产能规划，公司火电业务有望增收入、降成本迎来业绩拐点。
图7：公司营收、归母净利润情况 图8：公司销售毛利率、净利率、资产负债率情况
3.2. 参股新能源丰厚利润表，参股煤炭降低燃煤成本
参股新能源+煤炭企业，享受成长性投资收益。2020 年以来，电力企业利润端因煤炭价格高企承压，资产端因风电光伏的大投资资产负债率高企，电力企业生产经营受到挑战。
公司 2021 年剥离新能源发电业务至华电新能，参股华电新能 31%股份，享受新能源高速发展的投资收益；参股多家煤矿省公司，煤电一体化有效控制燃料成本。公司煤炭权益产能超过 1244 万吨/年，2021 年权益收益超过 13.3 亿元，在煤价高位时期有效控制燃煤成本，同时为公司提供投资收益。
未来公司经营以火电为主，抽蓄为辅，参股新能源和煤炭享受投资收益。截至 2021 年底，公司火电装机 5094.9 万千瓦，占比总装机规模的 95%；其中燃气装机 858.9 万千瓦，占比火电装机的 17%。公司火电装机规模占比在主要火电公司占比中排名第一。
核心假设：
（1）行业：我们预计 2022-2025 年我国新增火电装机 700GW、700GW、700GW、300GW，达到存量装机 2604GW、2837GW、3052GW、3217GW；火电高速发展；
（2）：我们预计 2022-2024 年公司火电业务实现收入 990 亿元、1123 亿元、1214 亿元，同比增速 25.8%、13.4%、8.2%；实现水电收入 20.9 亿元、21.8 亿元、25.2 亿元，同比增速 10.4%、4.5%、15.5%。
我们预计 2022-2024 年公司实现营业收入 1139.41 亿元、1279.43 亿元、1387.80 亿元，同比增长 9.1%、12.3%、8.5%；实现归母净利润 3.53 亿元、38.73 亿元、42.87 亿元。
可比公司上，我们选取了新能源发电龙头三峡能源和火电+新能源发电龙头华能国际，由于我们看好新型电力系统下火电的基础能源地位，叠加其参股新能源避免了华电的高资本开支，也能享受成长性溢价，因此给予估值溢价，当前时点（2022.11.16）对应 2023 年 PE 仅 14 倍。
叠加容量电价+市场化电价政策利好火电行业，华电背靠山东省火电大省，新能源高速发展，电力供需矛盾较集中。
1、政策性风险。若火电容量电价政策推广不及预期，将对公司盈利预期产生负面影响；
2、煤炭价格剧烈波动的风险。若煤炭价格超预期上行，将对火电盈利产生直接影响；
3、宏观经济风险。若电力需求超预期下行，将对公司业绩产生不利影响。
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