智通财经APP获悉，国金证券发布研究报告称，2022年长协煤覆盖率低、进口煤占比高、可再生能源装机占比低的火电企业在市场煤价下行的行业大β中业绩弹性更大，这些企业在2023年有望享受一定的估值溢价。推荐关注皖能电力(000543.SZ)、建投能源(000600.SZ)、浙能电力(600023.SH)、华电国际(600027.SH)、宝新能源(000690.SZ)。
▍国金证券主要观点如下：
煤价下行的行业大β中，23年沿海纯火电业绩弹性更大。
23年动力煤供需由紧转松，煤价中枢下降约200元/吨：国内来看，23年原煤仍有至少1亿吨左右的增产空间;国外来看，印尼煤和俄煤恢复正常、澳煤重启、“欧洲溢价”消失驱使高卡煤转运，进口煤得以大幅补充供应。而当前经济偏弱复苏叠加民用电淡季煤炭需求偏弱，高库存持续压制煤价。
判断前冬煤价决定今年煤价高位、出冬淡季煤价决定当年煤价低位。基于11M22和5M23市场煤价，判断23年煤价中枢或下降至1100元/吨左右，同比下降约200元/吨。
23年沿海火电业绩修复弹性更高：纯火电企业没有新能源板块利润缓冲，且燃料成本上涨幅度较“煤电联营”企业更大;尤其沿海电厂进口煤占比较高，导致其22年业绩深受冲击，而23年可享长协煤占比提升和市场煤价下行的双重弹性。
绿电转型+增容调峰，火电企业中长期仍具备成长性。
1)“双碳”目标下，重塑能源结构是必然选择，用能终端电气化+电力系统清洁化是能源结构转型的必要路径。电力企业纷纷布局清洁化转型，预计2023-2025年风、光装机容量年均增速在20%以上。
2)新能源渗透率提高使源荷侧不确定性齐增，系统运行安全面临挑战。新型电力系统保消纳需增加调节资源，火电仍然最经济性。市场对煤电在能源保供中的“压舱石”作用从分歧转向认同，煤电装机规模自身仍有增长空间。
其中，电力短缺地区的地方性电力国企、为获取新能源大基地项目资源的“火转绿”电力央国企、布局下游平滑业绩的煤炭企业建设积极性较高。
火电盈利模式逐步改变，中长期盈利稳定性增加。
1)火电“增容减量”+灵活性改造使得度电成本增加，仅靠电能量收入难以保障收益。成本疏导主要依靠(调峰)电量、(调峰)容量，依次对应现货市场和容量补偿。未来火电将集中在电价较高时段发电，平均电能量收入有望提升。第三轮输配电价改革单列容量电价，使调节成本直观可视，为后续调节能力付费预留空间，火电容量补偿可期。
2)电煤中长协普及+电力市场化，火电盈利模式发生改变。以华能国际为例，若公司未来每年电煤中长协煤履约率约70%、5%电量参与现货市场，此部分电量加权平均毛利可达11.9%，虽然与公司过去7年平均毛利率水平基本持平，但业绩稳定性远强于过去。
EV/装机比值比PB和PE更能反映当前火电的合理估值。
火电行业巨亏的2年中，一是市场对煤电在能源保供中的“压舱石”作用从分歧走向认同;二是“1439号文”出台标志着电力市场化改革深化。企业亏损导致PE失效的情况下，周期行业倾向于使用PB估值法;而20年以来电力央国企清洁化转型压力较大，在主营业务大幅亏损的情况下维持较高的资本开支，致使资产负债表恶化。
EV/2P是常用于美国油气公司的相对估值法，电企的发电装机等同于油气企业的潜在可采储量为公司的核心资产，因此采用EV/装机比值对比市场对电力企业火电资产的定价。
风险提示
新增装机容量不及预期;煤价维持高位影响火电企业盈利;下游需求景气度不高、用电需求降低，可再生能源大发导致利用小时数不及预期;电力市场化进度不及预期。
