成本下行疊加電價抬升，火電公司業績或將提升，基本面已到拐點。
本刊特約作者 王宸/文
火電板塊催化劑不斷湧現。
短期看，保供給政策有望促煤價逐步下行，市場化電價上浮政策逐步推廣，火電行業基本面拐點來臨；長期看，電站資產價值面臨重估，火電公司估值有望進一步提升。
8月30日，廣東9月月度集中競爭交易落下帷幕，市場統一出清價差驚現零價差！廣東電力市場建立較早，歷來是中國電改的風向標，疊加廣東省用電規模大，其電力市場化交易情況對全國電力市場具有較大的指導意義。
中信建投表示，月度競價相較於長協而言交易頻次更高，價差更能反映電力邊際供需。2021年6月以來，廣東省月度競價價差逐步收窄，直至9月份的零價差，整體上較好的反映了當前煤價高位下電力出力意願不強，從而電力供需趨緊的局面。
根據國家發改委2019年頒發的《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（下稱“《指導意見》”），煤電上網電價最高可在基準電價（原標杆電價）基礎上下浮15%、上浮10%。2021年7-8月以來，內蒙、寧夏、上海等多地政府已陸續發文允許交易電價基準上浮不超過10%。
中信建投判斷，市場化電價邊際上行趨勢較為確定，火電企業盈利壓力有望得到一定程度的緩解。
華泰證券也認為，2021年以來火電因高煤價陷入成本倒掛發電困境，各地頻發漲電價訊號。市場化電價在基準價格基礎上上浮是大勢所趨，電價機制完善和市場化深入系碳中和背景下構建以新能源為主體的新型電力系統的必然條件。中國電力板塊在ROE相當甚至更高情況下估值較歐美港折價較高，看好電力板塊價值重估。
煤價高企火電至暗
2021年以來，由於煤炭供需形勢異常緊張，市場煤價大幅上漲至歷史高位。2021年一季度、二季度，秦皇島5500大卡動力煤現貨價格分別達到720元/噸、806元/噸，同比分別大漲29.0%、56.9%。
進入三季度以來，隨著迎峰度夏期間氣溫偏高與來水偏枯，主流港口現貨動力煤報價多次突破1000元/噸。按照中信證券的判斷，目前火電公司普遍入爐煤價超過1000元/噸，相比2020年普遍上漲幅度約300元/噸。
天風證券認為，2021年以來，中國煤價大幅上漲，主要系供需不平衡所致。
從供給側來看，國內方面，2021年3-6月，中國原煤產量分別為3.4億噸、3.2億噸、3.3億噸、3.2億噸，同比增速明顯低於往年，分別為-0.2%、-1.8%、+0.6%、-5.0%；進口方面，2021年前5個月，中國煤及褐煤進口量基本處於歷史上同期的偏低水平，合計進口量為1.11億噸，比2020年同期低25.3%；6月起，煤及褐煤進口量有所提升。
而從需求側來看，經濟態勢良好+氣溫較高，中國用電量持續高增。
一方面，疫情影響進一步消除，中國經濟發展態勢良好。第一季度工業增加值同比增速明顯高於歷史同期，第二季度單月增速也均保持在8%以上；2021年上半年出口金額提升至9.8萬億元，2019-2021年同期複合增速達11.3%。
另一方面，中國2021年氣溫偏高，國家氣候中心公佈的資料顯示，2021年上半年全國平均氣溫8.7℃，較常年同期偏高1.2℃，為1961年以來歷史同期最高。
天風證券表示，總體來看，在疫情影響消除、經濟良好發展的帶動及高溫天氣的影響下，2021年以來用電量持續提升。
其中，受2020年一季度基數較低的影響，2021年一季度全社會用電量同比增速達22.4%；而2021年二季度全社會用電量達2.0萬億千瓦時，在2020年用電量正增長的情況下仍實現了8.2%的同比增速。
此外，從結構上看，水電利用小時創近五年新低。從發電量來看，2021年3-6月，水電發電量合計為3544億千瓦時，較2020年同期下降49億千瓦時，較2019年同期下降255億千瓦時。從利用小時數來看，2021年上半年水電利用小時數僅1496小時，為近五年最低值。
需求側用電量持續高增，疊加水電邊際下行，火電需求明顯提升。
從發電量來看，2021年上半年火電發電量共2.8萬億千瓦時，2019-2021年同期複合增速高達7.4%；從利用小時數來看，2021年上半年火電利用小時數為2186小時，較2019年、2020年同期分別高出120小時、231小時，創近五年最高水平。
煤價高企之下，火電上市公司盈利落入週期底部。
根據中信證券的測算，2021年上半年，龍頭火電公司華能國際（600011.SH）、華電國際（600027.SH）不含稅入爐標煤單價分別達到791.43元/噸、831.66元/噸，同比分別提升24.6%、33.13%，導致2021年上半年火電板塊業績分別同比大幅下滑58.1%、57.6%。華能國際與華電國際並非個案，行業內不乏其他火電上市公司2021年上半年業績同比甚至出現80%-90%的下滑幅度，火電迎來了至暗時刻。
由於中國發電量中火電佔比高達60%，且在用電高負荷期間，唯有火電具備較強的即時增發響應能力，2021年以來煤價高企與煤電業績承壓進一步壓制了煤電企業增發出力意願，對於本就緊張的電力供需而言可謂“火上澆油”。
隨著疫情的緩解，中國全社會用電量全面攀升，2021年前7月累計用電量增速高達15.6%，且以每年7月為例，夏季用電負荷高峰每年快速提升。2021年5月，廣東在迎峰度夏尚未開始時就出現嚴重拉閘限電，隨後限電擴張至雲南、四川、內蒙等多地。
針對於煤價大幅上漲的現象，國家發改委等已出臺了相關政策以保供給。7月6日，國家發改委召開的會議指出，各地和中央企業要堅持底線思維，著眼構建煤炭供應保障長效機制，繼續加快推動政府煤炭儲備設施建設。7月30日，國家發改委等印發《關於實行核增產能置換承諾加快釋放優質產能的通知》，明確規定2022年3月31日前提出核增申請的煤礦，不需要提前落實產能置換指標，可採用承諾的方式進行產能置換，取得產能核增批覆後，在3個月內完成產能置換方案。
一系列保供給政策組合拳之後，國家發改委8月11日釋出的資料顯示，晉陝蒙煤炭日產量環比7月同期增加近80萬噸。產能釋放疊加需求回落，煤價有望逐步下行。
天風證券表示，2021年以來的煤價上漲主要系一方面，國內外煤炭供給相對偏低；另一方面，用電量高增疊加水電下行導致需求大幅提升。而目前，“七下八上”夏季用煤高峰期接近尾聲，煤炭需求總體呈持續回落態勢。同時，未來隨著保供給的政策逐步落實、煤炭產能陸續釋放，煤炭供需形勢有望進一步好轉，並帶動煤價逐步下行，減少火電公司成本端壓力。
電價有望穩步上行
目前，中國的火電市場電價主要由基礎電價及市場電價兩部分組成。
根據國家發改委釋出的《指導意見》，現行燃煤發電標杆上網電價機制自2020年1月1日起改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，浮動幅度範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，並重點強調2020年暫不上浮，2021年開始煤電市場化交易部分電價可上浮不超10%。
2021年以來，煤炭價格持續保持高位導致火電企業業績承壓，2021年7月，內蒙古發改委、工信廳發文稱，2021年以來煤價大幅上揚並維持高位執行，煤電企業產銷成本嚴重倒掛，火電行業陷入“成本倒掛發電、全線虧損的狀態”，煤電企業煤炭庫存普遍偏低，發電能力受到制約，已經對電網安全穩定執行及電力平衡帶來重大風險。
在此情況下，內蒙古發改委釋出《關於明確蒙西地區電力交易市場價格浮動上限並調整部分行業市場交易政策相關事宜的通知》，明確實行燃煤發電標杆上網電價政策，在基礎電價（0.2829元/千瓦時）的基礎上可浮動幅度範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%（上限為0.3112元/千瓦時）。
隨後，寧夏回族自治區發改委於8月11日提出針對2021年已經成交的煤電年度交易電量價格，經發電、用電（含售電公司）雙方協商同意，可以在基準價（0.2595元/千瓦時）基礎上上浮不超過10%，由交易雙方報交易機構調整交易價格。
9月1日，上海市釋出《進一步規範本市非電網直供電價格行為工作指引》，非電網直供電終端使用者用電價格按照“基準電價+上浮幅度”確定，最大上浮幅度不得超過10％，在一定程度上保證發電企業利潤。未來，預計更多省份有望調整市場電價浮動範圍，市場電價有望上浮10%。
同時，在煤炭價格較高、火電企業經營面臨困難的情況下，8月11日，大唐、國電、華能等11家火電企業聯名釋出《關於重新簽約北京地區電力直接交易2021年10-12月年度長協合同的請示》，聯名請示檔案提出，允許市場主體實行“基準價+上下浮動”中的上浮交易電價；促進重籤北京地區電力直接交易2021年10-12月年度長協合同，上浮交易價格；京津唐電網統調電廠優先發電權計劃中“保量競價”未能成交部分，執行各區域基準價等建議。
企業的聯合行動，有望推動政策向火電利好方向發展，為電價上調帶來上浮空間。
而且，與其他國家相比而言，中國電價也偏低，存在上漲空間。天風證券研報顯示，2019年，中國銷售電價平均值為0.611元/千瓦時，分別為OECD國家、新型工業化國家、美國的59%、80%、83%。
從供給側來看，中國電力行業投資增速在“十三五”大幅放緩。2004-2019年，中國電力行業投資同比增速波動下行，尤其是“十三五”階段，整體電力投資受到明顯遏制，2018年，電力固定資產投資同比下滑了12%，“十三五”的電力投資低增速為未來電力供需緊張格局埋下伏筆。近年來中國電力裝機仍保持持續增長，一部分原因是風光裝機的快速增長所致，截至2020年末已達到24%，但風光發電的不穩定性或對供給穩定性造成一定影響。
從需求側看，預計全社會用電量仍有較大增長空間。近年來，中國用電量持續增長，2020年全社會用電量為7.5萬億千瓦時。國家電網預測，到2025年、2035年，中國電力需求將分別達到約9.8萬億千瓦時、12.4萬億千瓦時。這意味著2020-2025年中國用電量複合增速達5.5%，2020-2035年達3.4%。
天風證券表示，整體來看，供給方面，電力投資在“十三五”階段明顯放緩，且未來主要增量的新能源發電出力不穩定；需求方面，用電量持續增長，且仍有較大提升空間，未來電力供需格局會趨緊，甚至會出現區域性地區的電荒現象，2021年就有個別地區已經出現拉閘限電的情況。而電力供需趨緊有望使得電價上行，目前多地電價已有所上漲。
2021年8月雲南省電廠平均交易價為0.12元/千瓦時，同比提升9.38%，較2019年同期提升16.91%。內蒙古8月的平均交易價格為311元/兆瓦時，同比提升30.50%。此外，近期廣東省競價價差較往年明顯收窄，2021年9月競價價差為零。
中信證券認為，電價上浮有望顯著對沖煤價壓力，加速火電盈利反轉。
過去幾年以來，出於降低終端用能成本的政策導向，火電市場化部分電價普遍基準下浮約7%-8%，且市場化電量佔比逐步提升到70%-80%的高位。按照煤電交易電價放開後相比基準上浮10%測算，上網電價漲價幅度最高可達0.05-0.06元/千瓦時。從煤價漲幅看，中信證券判斷目前火電公司普遍入爐煤價超過1000元/噸，相比2020年普遍上漲幅度約為300元/噸，即度電燃料成本同比上漲0.09元/千瓦時，該電價漲幅已經能夠很大程度上覆蓋2021年以來煤價上漲帶來的成本壓力。
從各省實際電力市場化交易情況來看，以典型的廣東、江蘇等為例，長協交易的電量佔比普遍高達歷年市場化總交易電量的80%左右，且2021年的年度長協電量在2020年末或2021年初已透過一次性集中交易鎖定。由於簽訂年度長協的時點煤價相對更低，各省2021年電價普遍仍面臨基準下浮10%甚至更高。中信證券預計此類2021年度長協電量大機率無法在年內享受電價上浮機制執行的紅利。
中信證券預計，2021年內只有電量規模相對較小的月度交易電量能夠享受進一步漲價。從各省的實際競價情況來看，5月以後，月度交易的基準下浮比例同比、環比均快速收窄，較為靈敏地反映了電力供需快速收緊的壓力。
中信證券建議重點關注2021年12月前後，各省簽訂2022年電力長協的實際電價水平；從屆時的迎峰度冬電力供需與煤價壓力來看，2022年煤電綜合電價水平大概率同比顯著增長，並充分疏導燃料成本壓力，加速推動火電走出至暗時刻。
從各上市公司情況來看，歷年來市場化電量佔比持續擴張，且折價整體穩定。2020年上半年疫情期間，多地電力市場化交易出現停滯。2021年上半年，在市場化交易全面恢復、市場化電量佔比同比大幅提升、且年度長協電價受到提前鎖定、僅有月度交易電價有效上漲的情況下，火電公司已經普遍享受到綜合電價同比上行的利好。若後續市場化交易電價的基準上浮能夠充分兌現，預計各電力上市公司綜合電價均能夠享受顯著利好，帶動增收增利。
華泰證券也表示，當初的基準電價基於能把煤價穩定在535元/噸，但在當前煤價下，長協比例高達60%-80%的電廠都出現大面積盈利虧損甚至現金流層面的虧損，10%的電價上漲僅能覆蓋約100-150元/噸的煤價上漲，對於火電企業來說可謂杯水車薪。市場化交易電價10%上浮空間的開啟，雖然對火電企業2021年業績影響有限，但是對2021年的長協（交易電量主要部分）和中長期完善煤電盈利模式有重大意義。
2021年以來，峰谷價差、階梯電價、自備電廠、電力系統輔助服務管理辦法等一系列政策密集出臺，抽水蓄能也被明確納入輸配電價且要大力發展額外增加0.013元/千瓦時電費，這都明確透露：電價不是不能漲，只是需要循序漸進，在發展中解決問題。
華泰證券表示，倘若越來越多地區允許市場化電價上浮，甚至有更進一步的電價政策出臺呵護電力產業健康發展，例如火電的容量電價、儲能的價格機制等，都會重新整理市場對電力板塊的認識。除了電價上漲本身帶來的業績彈性，火電在新型電力系統中存在的必要性也逐漸被廣泛接受，更重要的是電力作為最重要生產要素可以獲得價值迴歸，水、風、光、核、儲能等都將受益。中國電力板塊在ROE相當甚至更高的情況下估值較歐美港折價較高，看好電力板塊重估機會。
碳中和下價值重估
煤價下行電價上行有助於火電行業走出至暗時刻，碳中和下的能源結構轉型則賦予了火電行業更大的意義——對標純新能源運營商，兼具火電和新能源裝機的公司估值仍存在較大提升空間，資產價值有望重估。
在資源稟賦的約束下，中國能源結構仍然以化石能源為主。2020年，全球煤炭消費量同比下降4.4%，其中，歐盟、美國分別同比下降19%、21%，而中國煤炭消費量同比增長0.6%至38.30億噸，居世界第一。煤炭等化石能源消耗量較高，進而導致二氧化碳排放量較多。2020年，中國二氧化碳排放同比增長1.6%至97.17億噸。
按照承諾，中國的二氧化碳排放力爭於2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。在此背景下，中國有必要控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統。
2020年以來，中國碳減排佈署工作加速推進，以實現2030年碳達峰、2060年碳中和的目標。據IEA機構釋出的2018年資料，中國能源消費產生的二氧化碳排放量中，電力與熱力部門碳排放佔比高達51%，電力部門深度脫碳是實現碳中和的重要途徑。目前中國電源結構仍以煤電為主，2020年煤炭發電佔比達61%。
東方證券認為，中國未來長期的低碳發展轉型戰略得以“量化明確”，新能源產業發展邏輯發生深刻變化。對比近三年全國能源工作會議的目標和部署，可以發現對於新能源產業發展，政策著眼點已經完成從“要不要”“能不能”到“如何落實”的轉變。2030年，新能源裝機12億千瓦“以上”的目標意味著中國完全可以對其未來的規模有更樂觀的預期；結合行業內相關機構的判斷以及東方證券對未來能源消費、電力結構的拆分測算，預計2030年新能源裝機總量有望達到16億千瓦左右。
從電力結構變化預測看，作為消耗化石能源的二次電力，煤電的發電量、裝機容量可能先後於2030年前實現達峰；作為一次電力，除水電外，光伏發電、風電、核電都將快速發展，並將在“十四五”、“十五五”期間成為覆蓋增量用電需求的主力，並在2030年以後逐步對火電的電量份額進行替代。
東方證券預計，到2025年、2030年，中國電力總裝機將從2020年的22億千瓦分別達到28.4億千瓦和35.7億千瓦左右；風電+光伏裝機佔比由2020年的24.3%分別提升至36.3%和45.4%。2025年和2030年，風電+光伏發電量佔比預計由2020年的9.5%分別提升至16.5%和22.4%。
但新能源的大規模替代是漸進的過程，考慮到儲能（抽水蓄能、電化學儲能等）規模、增速、成本的約束，未來十年火電總裝機仍有小幅增長，預計於2030年或稍早達到峰值，約13.5億-13.7億千瓦；新增裝機中碳排放較小、調峰能力更強的燃氣發電比例將有所提升。用電需求的可觀增長疊加火電新增產能縮減，其利用小時數預計“十四五”期間有所提升，“十五五”期間達到峰值並真正開啟由基荷電源向靈活性調峰電源的角色轉變。
天風證券結合國網能源研究院、清華大學、國家發改委能源研究所等機構對碳中和背景下能源轉型的預測，假定到2030年、2050年，一次能源消費總量分別控制在58億噸、50億噸標煤；能源產生的碳排放量於“十五五”前期達峰，2030年下降至與2019年相同（透過設定的排放係數計算得出），並借鑑國家發改委能源研究所的預測，預計2050年碳排放量相較2019年下降76%。
在一次能源消費及碳排放的雙重約束下，天風證券預計風電累計裝機規模將由2020年2.8億千瓦提升至2030年6億千瓦、2050年16億千瓦，2020-2050年CAGR達6%；光伏累計裝機規模將由2020年2.5億千瓦提升至2030年10億千瓦、2050年36億千瓦，2020-2050年CAGR達9%。
東方證券認為，電力供給結構迎來確定性變革，以風電、光伏為主的新能源開啟長期成長空間，全產業鏈（製造端、運營端）都將受益於碳中和對需求和投資的拉動，預計將引領數萬億級別的投資規模。而在新能源投資的長期盛宴中，面臨轉型的傳統電力企業（以五大發電集團為代表）將成為舉足輕重的參與者。
火電規模增速已極為平緩，且在可見的未來面臨達峰並將逐漸壓縮，新能源投資將被打造為“第二成長曲線”。相較於純粹的新能源運營商及民企為主的中上游產業鏈製造企業，其顯著的優勢是火電基本盤帶來的強勁現金流、極具競爭力的融資成本、強大的專案資源獲取能力。
安信證券表示，在碳達峰、碳中和目標的推動下，新能源運營企業均迎來專案投產高峰期，進入高速成長期。而火電企業也積極進行新能源轉型，雖起步較晚，但在發展新能源上也具備三大獨特優勢。
優勢一：雄厚的資金實力奠定裝機增長基石。
新能源發電行業投資規模大，屬於資金密集型行業，決定了發電企業需要具備強大的資金實力。根據北極星電力網披露的資料，目前中國陸上風電平均初始投資成本約為7000-8000元/千瓦，光伏平均初始投資成本約3500元/千瓦。海上風電建設成本則更高，根據國家能源資訊平臺披露，當前重點省份海上風電工程造價範圍在14000-18000元/千瓦之間。粗略計算新增1GW的光伏、陸上風電、海上風電裝機所需的初始投資規模分別達到35億元、70億元和140億元。未來十年新能源發電迎來投產高峰期，風電光伏的密集投資建設對新能源運營企業的資金實力及現金流水平提出了較高要求。
而擁有央企、國企背景的大型火電企業普遍擁有強勁經營性現金流，以“五大四小”發電集團旗下的大型火電上市公司華能國際、華電國際、大唐發電（601991.SH）、國電電力（600795.SH）、國投電力（600886.SH）以及華潤電力（00836.HK）為例，其每年經營活動現金流基本保持200億元以上，且呈穩定增長態勢，為未來新能源裝機的高速投產奠定基礎。
強大資金支援下大型火電企業獲取新能源專案能力以及在投建速度方面具備優勢。據北極星太陽能光伏網不完全統計，2020年，“五大四小”發電集團已相繼簽約超47GW清潔能源專案，總投資超2787億元，其中光伏專案(不含風光儲一體化、新能源專案)超33GW。由此可見國企背景和雄厚的資金實力使得集團在新能源專案獲取上具備較大優勢。
優勢二：自帶調峰能力提升發電穩定性。
風電光伏發電波動性較大，消納問題亟待解決。目前主流解決方式包括電源側調峰、儲能及特高壓線建設等。其中，電源側調峰應用範圍較廣，可以提升電力系統的靈活性，進而緩解風光發電的不穩定性與隨機波動性等問題。由於風光存在一定穩定性不足的問題，因此，需要火電、水電等輸出穩定的常規機組提供大量調峰、調頻、備用等輔助服務。
一般來說，主要的調峰方式有以下幾種：抽水蓄能；水電機組減負荷調峰或停機；燃油（氣）機組減負荷；燃煤機組減負荷、啟停調峰、少蒸汽執行；核電機組減負荷調峰等。抽水蓄能受地質條件限制、電化學儲能成本較高，火電靈活性改造是更適合北方地區的高性價比的調峰方式。
火電企業未來有望透過靈活性改造的方式，獲得更多風電和光伏的開發權。2021年8月，內蒙古釋出政策探索火電靈活性改造促進新能源高比例消納，明確提出開展火電靈活性改造後新增的新能源消納規模，按照不低於改造後增加的調峰空間50%的比例配置給開展靈活性改造的企業，且燃煤電廠與其配建的新能源原則上應按同一法人經營。若政策在國內大範圍推廣，則火電基礎裝機價值將會凸顯，火電企業將有望成為發展新能源的主力軍，未來有望獲得更多風電光伏專案開發權。
優勢三：平價時代下火電企業盈利質量增強。
技術進步疊加規模效應助力新能源降本增效，風電光伏逐步迎來平價時代。陸上風電方面，根據IRENA披露資料顯示，2010-2019年間，中國陸上風電度電成本由0.07美元/千瓦時下降至0.047美元/千瓦時，且未來仍有持續下行趨勢；光伏方面，2012-2019年期間，使用者側光伏發電度電成本由0.162美元/千瓦時下降至0.067美元/千瓦時，工商業側光伏發電度電成本由0.147美元/千瓦時下降至0.064美元/千瓦時，發電經濟型持續向好。
火電企業投建新能源時間普遍較晚，大部分投建專案已基本達到平價，且由於前期新能源佔比較小，火電企業受新能源補貼影響小，其盈利質量及盈利能力較好。從應收賬款週轉天數口徑看，火電企業平均應收賬款週轉天數保持在50天左右，整體回款情況較好且保持穩定，擁有較高的盈利質量。
天風證券研報顯示，碳中和背景下，各大發電集團轉型任務重，新能源裝機有望高增。截至2020年末，國家能源集團火電已達74%，華能集團、華電集團、大唐集團也在70%左右。以國家能源集團為例，2020年末其火電裝機規模為191GW，新能源裝機約在48GW，水電則為19GW。目前，各集團已陸續公佈了新能源“十四五”規劃目標，“十四五”期間新能源裝機有望高增。以華能國際為例，2018-2020年其風光的資本開支規模持續提升，2021年其計劃風光資本支出為413.4億元，佔總計劃資本支出的73.3%。截至2020年末，華能國際、國電電力、大唐發電、華電國際風光裝機規模已分別達到10.6GW、6.5GW、6.2GW、4.9GW，佔公司總裝機的9.4%、7.4%、9.1%、8.5%。
天風證券表示，對標純新能源運營商，兼具火電和新能源裝機的公司估值仍存在較大提升空間，資產價值有望重估。
在新能源裝機佔比持續提升的背景下，華能國際等公司估值並未充分反映其資產情況。選取節能風電（601016.SH）等三家新能源運營商作為對標公司進行測算，單位裝機市值約為0.76元/瓦。據此推算，吉電股份（000875.SZ）、華潤電力、華能國際、華電國際、國電電力、大唐發電新能源業務部分的市值應分別達到446億元、838億元、814億元、375億元、500億元、475億元，較公司當前市值分別高出273億元、231億元、183億元、48億元、29億元、-17億元，市值修復空間達158.5%、38.2%、29.0%、14.6%、6.1%、-3.4%。同時考慮到以上公司持有較高比例的火電資產，可見其估值仍存在較大提升空間。
火電估值底部反轉
東方證券認為，當前火電資產可能處於基本面最差的時期，有多重潛在因素有望釋放業績彈性，或催化其估值底部反轉。
一是當前動力煤價高位盤踞，2021年二季度煤電行業虧損面繼續擴大，煤價持續上漲機率較小，否則可能影響基礎電力供應的安全可靠。短期來看，火電發電量預計小幅增長；長期來看，“雙碳”目標下動力煤整體需求將呈現下滑趨勢，其價格也不具備持續上漲的基礎。若煤價有所回撥，將帶來巨大的業績彈性（以華能國際為例，2020年燃料成本890億元，10%的燃料單價下浮對應增加89億元的稅前利潤）。
二是2019年、2020年火電利用小時數連續下滑，2021年趨勢已然反轉，年初至今利用小時數持續同比上升，前7個月同比增加268小時；即使考慮2020年疫情因素，也已顯著高於2019年同期水平。
事實上，由於產能利用率同樣關係較大的業績彈性，其對估值亦有顯著影響。2016年下半年起至2018年，煤價大幅上漲後高位執行，火電行業的PB估值水平一度下調並階段性企穩。而申萬火電板塊的PB估值水平2019-2020年明顯下行，與利用小時數的變化趨勢相同。
三是促使火電板塊估值2019-2020年持續走低的另一重要因素是國家連續出臺政策降低一般工商業電價，雖並未直接調整發電側上網電價，但市場一度逐漸形成了未來可能持續降電價的悲觀預期。
2020年至今，短期區域性電力供需失衡情況時有發生，凸顯了近幾年煤電新增規模落後於用電需求增長的矛盾。市場化交易的讓利價差逐漸收窄，亦真實反映了目前供需狀況。降電價預期消散、漲電價預期漸濃，有望拉動估值抬升。同時，“基準+浮動”的電價機制下，電價具有10%的上浮空間；電價如果上漲，將帶來巨大的業績彈性。
東方證券認為，“市場煤”和“計劃電”的長期錯位終將逐步修正，火電迴歸公用事業屬性，以穩定的ROE回報，創造充裕的現金流，並支撐轉型發展的資本開支或可觀的分紅規模。火電的裝機佔比將逐漸下降，但其產能利用率有望逐步提高並維持在較高的水平。新增產能急剎車之後，隨著全社會用電量持續增長，火電的利用小時數將在中期維度內步入上行區間。中長期來看，在未來以新能源為主體的新型電力系統中，煤電勢必將由電量型電源逐漸過渡為靈活性調峰電源，有望迎來新的成本回收機制，而這也將使其價值得以重估。
從長期來看，“碳中和”背景下電力供給結構迎來確定性變革，以風電、光伏為主的新能源運營行業將開啟長期成長空間。在新能源發電投資的長期盛宴中，以五大發電集團等央企為代表的傳統電力企業將成為舉足輕重的參與者。火電規模即將達峰，新能源將被打造為“第二成長曲線”。相較於純粹的新能源運營商及民企為主的中上游產業鏈製造企業，其顯著的優勢是火電基本盤帶來的強勁現金流、極具競爭力的融資成本、強大的專案資源獲取能力。從規劃來看，多家公司的新能源裝機規模具有潛在5年4-5倍的空間。“雙碳”目標約束下，發展目標兌現機率較高。
東方證券表示，“市場煤”和“計劃電”的長期錯位終將逐步修正，屆時火電週期性弱化、迴歸公用事業屬性，以穩定的ROE回報，創造充裕的現金流，並支撐轉型發展的資本開支或可觀的分紅規模。新增產能急剎車後，隨著全社會用電量持續可觀增長，火電的利用小時數將在中期維度內步入上行區間。中長期來看，在未來以新能源為主體的新型電力系統中，火電勢必將由電量型電源逐漸過渡為靈活性調峰電源，並有望迎來新的成本回收機制，而這也將使其價值得以真正重估。
東方證券強調稱，火電未來雖然終將退出，但並非已成為夕陽資產，未來5-10年內仍為電力系統轉型期的中流砥柱。火電生命週期的最後一輪現金流將助力傳統火電央企的“二次創業”、“華麗轉身”，昔日的火電龍頭可能最有潛力成為未來的新能源巨擘。
傳統電力企業的新能源轉型速度可能持續超預期，部分公司的新能源業績貢獻已顯著高於火電，傳統的PB估值體系已難以全面準確地反映新能源運營的成長屬性。東方證券認為分部估值的框架更適用於此類快速轉型、新業務高速成長的公司：新能源資產採用PE估值，以反映其擴張期的增速；火電資產維持PB估值。
分部估值的框架下，東方證券認為，電力央企旗下規模快速增長且收益率預期穩定的新能源資產，其估值可對標純粹的新能源運營商三峽能源(600905.SH)；傳統火電資產估值有望迎來底部反轉，向1.5倍PB的歷史估值中樞逐步修復。建議關注火電資產優質、運營效率領先，且新能源轉型步伐快、空間大的電力公司。
天風證券也認為，成本下行疊加電價抬升下，火電公司業績或將提升，基本面已到拐點。
一方面，保供給政策+用電高峰近尾聲，煤價有望逐步下行。目前用煤高峰期接近尾聲，煤炭需求總體呈持續回落態勢。同時，未來隨著保供給的政策逐步落實，煤炭產能陸續釋放，煤炭供需形勢有望進一步好轉，並帶動煤價逐步下行。另一方面，供需趨緊，電價存在抬升基礎。供給方面，電力投資整體節奏放緩，且新能源的擴張難以提供有效供給總量；需求方面，近年來用電量持續增長，且預計2020-2025年中國用電量複合增速達5.5%，2020-2035年達3.4%，仍有較大提升空間。因此，在電力市場化改革推進、電力商品屬性提升的背景下，電力供需趨緊，電價抬升具備基礎。
同時，在“雙碳”目標下，減碳需循序漸進，火電的重要性不容忽視。7月30日中央政治局會議提出，要堅持全國一盤棋，糾正運動式“減碳”。這表明要因地制宜、科學把握工作節奏和力度，而不能片面強調零碳方案、打造零碳社群、大搞零碳行動計劃。同時，由於可再生能源發電具有隨機性和波動性，其侷限未得到較好解決，加之當前中國電力裝機中火電仍佔有較高比例，因而短期內風光替代火電仍不可行，火電裝機仍具有其存在必要性。
而且，各大發電集團下公司已持續在新能源業務上發力。對標純新能源運營商，兼具火電和新能源裝機的公司估值仍存在較大提升空間。
中信證券表示，電力行業的政策風險溢價有望全面緩解，推動估值向正常化水平修復。
歷史上來看，火電行業估值整體偏低，除了商業模式中燃煤成本佔比較高，導致ROE天然波動，因為面臨強週期屬性的估值折價之外，市場對於火電電價調整的及時性與充分性存在疑慮，也強化了火電估值體系中的政策風險溢價。
從歷史上看，火電行業的標杆電價調整確實相比煤價調整有所滯後。以最近一次火電標杆電價調整為例，2016年初煤炭供給側改革啟動，2016年下半年以後煤價大幅上漲，到2016年底已經達成當時煤電聯動電價調整機制的觸發條件，但國家此後再未啟動煤電聯動機制，而僅僅在2017年7月1日透過下調和取消部分政府性附加基金而變相小幅上調了燃煤標杆電價。
2021年下半年以來，隨著部分省市上調電價及後續電價的基準上浮得到各級政府的反覆確認並最終落地，電價可以上漲的政策訊號將得到充分反映，火電企業的合理收益將得到更好保障，火電行業乃至整體電力行業的政策風險溢價有望下行，料將進一步帶動電力行業整體估值重估。
中信證券認為，儘管2021年三季度，火電的業績壓力仍較大，但隨著電價上漲預期不斷催化、還原電力商品屬性得到政策反覆支援，板塊情緒有望加速改善，政策風險溢價有望緩解，並推動估值向正常化水平修復，電力行業全面配置時點已經到來。遵循三條投資主線：充分受益電價上漲、估值便宜的火電龍頭及內陸電量佔比較高的區域火電公司；轉型新能源帶動價值重估的公司；火電電價上漲推升優質水電及新能源公司的價效比。
