“双碳”目标下，我国正在从电价机制、电网消纳能力、金融政策等多维度出台政策推动构建以新能源为主的新型电力系统，实现电力清洁化。近年来，电力供需趋紧、电网稳定性要求攀升，我们看到火电价值再次凸显，并有望在电力市场中获得重估。然而，火电企业正面临新能源布局和机组改造带来的资金压力，亟须拓宽有效、新颖的融资渠道，实现转型。
火电企业是电力低碳转型的重要参与者，资金需求显著加大，须探索REITs等有效权益融资手段。“十四五”火电企业新能源开发目标宏大，低碳转型加速，带来高资金要求。我们测算多数电企的经营性现金流难以覆盖，盘活融资迫在眉睫。考虑行业杠杆高企、二级市场估值偏低，债、权融资均面临瓶颈，我们认为REITs是有效的创新融资方式，市场投资人对公募REITs产品的认识和理解日趋充分，对于现金流稳定的资产能够给予合理估值水平。
双碳目标下，火电的电力保供和调峰战略地位不容小觑。我们认为火电作为稳定的基荷电源在电力转型中承担着两大重要任务：1）2018年以来，我国电力供需或由“总体过剩”走向“总体平衡，局部紧张”。尖峰负荷紧张，火电仍然发挥电力保供“压舱石”作用；2）新能源比重不断提升过程中，作为经济性优且可规模化的灵活性资源，火电将作为重要调峰力量活跃于新型电力系统。我们看好在政策、技术支持下，火电企业短期内实现节煤降耗，走向清洁升级，中长期通过灵活性改造，提高服务能力。
市场改革下火电盈利模式向好 现金流或走向稳定可持续，煤电一体化确定性更优。此前，火电盈利长期受制于“市场煤”+“计划电”矛盾，周期性较强。我们认为市场化改革深化将推动电企角色由“简单的电力生产商”转向“综合能源服务商”。发售电端引入竞争后提升电企营销任务要求。2022年电价政策放开，“能涨能跌”定价机制支持价格松绑及成本传导，拓宽电企盈利空间，火电盈利迎来健康稳定发展新变局。我们认为煤电一体化项目尤为契合REITs的底层匹配资产特性，受益煤源供应和价格稳定优势，可穿越周期波动，实现更优盈利和现金流，可实现双赢，为投资者带来类固收益，具有高确定性。
煤价持续高位运行，市场电执行弱于预期，公募REITs推进不及预期。
火电企业是电力低碳转型的重要参与者，资金需求显著加大，须探索REITs等有效权益融资手段
顺应双碳趋势，火电企业加速扩大新能源布局，资金需求强
火电企业近两年加速风光新能源项目开发和储备步伐。“双碳”目标推动下，部分电力集团规划“十四五”末清洁能源装机比例提升至50%，积极与各省市签订战略开发协议，提前布局大基地项目。我们预计将迎来电力央企和国企更大规模的新能源投资。目前多家大型电力集团“十四五”新能源装机新增目标介于70-80GW，上市火电企业中华能国际、华润电力、中国电力、吉电股份等装机目标达15-50GW，高目标支撑“十四五”转型动能充沛。
图表1：主要火力发电集团/上市公司“十四五”新能源装机目标和预测
资料来源：公司公告, 中金公司研究部
新能源建设带来高资金需求，企业自身现金流覆盖存在压力。根据上图所示上市火电企业“十四五”年均新能源计划装机量，及每GW 50亿元资金要求测算，我们初步估计公司新能源转型年均资金需求平均值接近300亿元，华能国际、华润电力、中国电力年资金需求或达400亿元。而关注以上火电企业经营性现金流情况，除华能国际2018-2020年均值达360亿元，华润电力在200亿港币外，其他均值仅为50亿元左右，较新能源投资预计规模差距较大。
图表2：“十四五”年均新能源投资资金需求测算
资料来源：公司公告，中金公司研究部
图表3：部分火电企业2018-2021年经营性现金流水平
资料来源：公司公告，中金公司研究部
注：除华润电力为港币外，其余货币单位为人民币
2021年煤电盈利承压，影响企业资金支撑力。2021年高煤价导致火电企业面临较大亏损。我们统计已发布预亏公告14家火电企业2021年归母亏损情况，全行业亏损或超400亿元（vs 2020年盈利约300亿元），其中华能国际、大唐发电年亏损均值在100亿元左右。因此我们认为火电企业依靠目前资金能力开展新能源建设面临较大困难，2021年表现不佳或对企业现金流带来进一步负面影响，拓展融资渠道、强化资金保障具有必要性。
图表4：2020/2021年主要火电企业归母净利润/亏损
资料来源：公司公告，中金公司研究部 注：2021年归母净利润/亏损除华能、大唐、华电、桂东为赢利预告中值
常规股权融资渠道受二级估值影响大；高杠杆率压制债务融资空间
火电长期处估值低位，二级市场融资遇冷。受到市场ESG投资占比提升等因素影响，火电估值受到拖累，PB水平长期低于水电、新能源等其他电力公司。同时根据我们整理火电企业（申万火电指数）近10年融资数据，二级市场增发配股规模整体缩小，从2010年的约315亿元缩减至2021年的113亿元。其中2020年增发事件1起，募资约16亿元。电力转型背景下火电角色倾向于向辅助调峰者转变，我们预计短期内估值仍有压力，对于传统股权融资造成不利影响。
图表5：2010-2021年火电企业增发情况（申万火电指数）
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
杠杆率维持较高水平，债务融资或遭遇瓶颈。目前火电企业资金来源以发债为主，2021年行业债权融资规模已超600亿元。随之而来的问题包括负债率较高、财务负担过重。我们测算截止3Q21，主要A股电力企业平均资产负债率达到63%左右，其中火电企业平均杠杆率高达65%，2018-2020年A股/港股电企平均财务费用率约9.4%，火电企业6.5%。
债务压力下风险抵御能力下降，不利于电力供应稳定及行业健康发展。以2021年为例，煤炭价格持续保持高位，而电价涨幅受限，导致火电企业陷入亏损。电企发电意愿弱，拉闸限电现象频发，社会能源供给受到较大影响。考虑火电企业目前财务压力，我们认为火电转型新能源不宜继续进行大规模的债权融资，而应寻找机会探索新的高效、安全的融资手段。
图表6：主要火电企业2018-2021年资产负债率
资料来源：公司公告，中金公司研究部
图表7：主要火电企业2018-2021年财务费用率
资料来源：公司公告，中金公司研究部
REITs试点项目获得投资者认可，是有效的新型融资工具
国内两批11单基础设施公募REITs试点项目已全部完成公开发行工作：2021年4月下旬，沪深交易所正式开放基础设施REITs项目受理通道；6月21日，首批9单基础设施REITs试点项目成功发行上市；10-11月，二批共有4单项目在沪深交易所完成正式申报；截至目前，已有建信中关村REIT和华夏越秀REIT共2单试点项目完成全部基金份额认购及缴款。
从基础资产类型来看，资产囊括不动产和特许经营权两大类，目前两类资产均能获得投资者的认可。特许经营权类包括3单收费高速公路、1单污水处理、1单垃圾处理。该等资产对应特许经营权到期后价值清零，投资者的本金及收益的兑现主要依赖于期间收益分配。如浙商杭徽剩余经营权期限10年，我们预计首年现金分派率在11%左右、对应期限内全周期公告口径IRR 不低于6%。不动产类资产包括2个仓储物流 、4个产业园区，基金封闭期在20-50年，投资者收益包括现金分红和资本利得两部分，相关资产具有稀缺性、存在升值预期。
图表8：国内基础设施公募REITS发行情况（截至1Q22）
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
从第二批公募REITs发行情况来看，市场投资人对公募REITs产品的认识和理解日趋充分。
► 在首批公募REITs二级市场交易量逐渐活跃的背景下，二批公募REITs一级发行市场表现更好：从认购倍数来看，无论是网下认购还是网上认购，市场投资人认购热情较高，认购倍数整体情况大幅超过首批产品；建信中关村作为第二批不动产类的公募REIT，创公募REITs首日涨停的先河，为公募REITs历史首日涨幅之最。
► 二批公募REITs投资者类型更为丰富，结构合理。不动产类公募REITs更受保险资金的青睐，二批项目的市场化投资人比例进一步扩大；对于特许经营权类公募REITs，二批项目的投资者结构更为均衡合理，良好的投资者结构可以有效提振未来产品在二级市场的表现。
图表9：国内基础设施公募REITS发行后的估值表现（截至1Q22）
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
火电资产高度契合REITs产品特点 募集资金用于新能源符合国家战略
在电价市场化改革背景下，优质火电资产能够符合发行REITs相关要求。我们认为，技术先进、能耗较低、调节能力强的优质火电项目契合REITs的资产要求，尤其是煤电一体化项目，能够产生持续、稳定的收益及现金流，并具有给予REITs投资者稳定可预期的回报：
► 火电项目现金流强健，可支撑高额派息：火电项目虽然前期项目建设投资大，但建成后的运营成本主要为燃料成本，加之折旧较高，使得火电项目在运营期呈现现金流强劲的特点。此外，对于火电企业而言，电价由电网/售电公司/市场用户直接支付，不存在价款拖欠问题。
► 电价上浮空间打开，叠加调峰机制日趋完善，预计优质火电资产现金流向好：我们认为电力为刚性需求，火电作为基荷电源，支撑作用仍然显著，预期未来保供托底。此外，电力结构转型下火电作为辅助调峰电源作用日益凸显。新能源大规模接入带动灵活性改造需求加速，调峰补偿机制完善将提振优质火电调峰收入空间。电价市场化机制不断改革下，推动火电现金流稳定性提升。煤电一体化项目更是凭借稳定煤源和可控成本波动，更具优势。
募集资金将用于加快新能源投资和火电灵活性改造，符合国家未来长期发展战略。火电企业作为能源结构低碳转型的重要参与者，可通过REITs募资的方式支持新能源转型以及机组灵活性改造，与国家低碳发展战略紧密契合。我们认为火电REITs发行、投入有望获得充分的政策支持，提供健康可持续的现金流，在预期投资回报方面具备优势。
双碳目标下火电保供和调峰战略地位不容小觑
“双碳”目标下，我国正在从电价机制、电网消纳配套能力、金融政策等多维度出台政策推动构建以新能源为主的新型电力系统，实现电力清洁化。近年来，电力供需趋紧、电网稳定性要求攀升，我们看到火电价值再次凸显，有望在电力市场中获得重估。
电力保供：我国电力供需走出“总体过剩”走向“总体平衡、局部紧张”
“十三五”中后期起，我国用电需求持续强于预期，电力负荷波动增加预测难度。经历了2014-15年的用电低谷后，我国全社会用电量增速逐年抬升，2018年实现同比增长8.5%，突破市场预期，同时当年电力弹性系数自2011年后再次回至1以上，达到1.29。经济韧性、各产业电气化率提高、数据中心以及居民条件改善用电提振形成了电力需求持续表现强劲的原因。
而这一趋势，我们认为在“十四五”仍将得以延续，稳增长大方针叠加电能替代空间挖掘将有效支撑用电侧需求。此外，三产居民比重提升拉大峰谷价差，极端天气为电力负荷测算增加难度。
图表10：全社会用电量增速 vs. GDP增速
资料来源：国家能源局，国家统计局，中金公司研究部
图表11：2006-2021年各产业用电比重
资料来源：国家能源局，中金公司研究部
图表12：2006-2021年各产业用电增速
资料来源：国家能源局，中金公司研究部
电力供给逐步走出过剩局面，阶段性缺电频发，火电扛起保供责任。2020年以来，我国局部地区接连出现供电紧张的情况，从2020年四季度的湖南、江西，到2021年东北、沿海采取短暂的拉闸限电缓解紧张形势，阶段性“缺电”问题逐步显现，个中原因多为煤价居高、外输电下降以及火电投资逐年萎缩带来尖峰电力装机不足。从数据上来看，我国火电装机利用小时数从2016年跌破4,200小时后，近几年维持在4,300-4,400小时，相对稳健，但分月火电利用小时超过450小时的省份逐步增多，2020-2021年的7-8月/12月为传统高峰季节外，2021年的3-6月在江西、广东、海南、四川、广西也出现了火电机组开足马力，局部供需紧张的局面在加剧。
图表13：2000年至今我国火电机组利用小时数情况
资料来源：中电联，中金公司研究部
电力供应稳定可靠是先进电力系统的重要要求，火电主导短期内难以改变、继续维持基荷地位。截止2021年末，我国电力装机容量达23.8亿千瓦，其中火电装机12.9亿千瓦时，占比54.2%。我们关注到新能源加速接入下，火电装机有所放缓但整体表现稳健。从五年建设周期来看，“十三五”期间火电装机年复合增速4.7%，较“十二五”期间7.0%水平有所下降。但从增量看，2021年火电新增装机仍有4,628万千瓦。发电量角度，2021年火电全年发电量达81,122亿千瓦时，同比上升8.1%，发电量占比71.1%，与2020年基本持平。火电装机放缓并未伴随发电贡献的迅速收缩，说明出力保持在高负荷水平，基荷电源的重要地位凸显且我们预计将继续保持。
我们认为传统电源在电力转型过渡期中在保供方面具备不可或缺的支撑作用，激进式的火电快速退出对工业生产、居民用电等方面存在负面影响。因此，我们预计火电淘汰或呈现缓慢渐进过程，以保证能源供应安全稳定。考虑“双碳”总体目标，我们认为未来火电装机增量放缓的同时或更加注重升级改造，实现节煤降耗，满足低碳环保绿色发电要求。
图表14：我国电力装机结构（截止2021年末）
资料来源：中电联，中金公司研究部
图表15：我国发电量结构（截止2021年末）
资料来源：中电联，中金公司研究部
调峰兜底：双碳驱动，火电将以重要调峰电源活跃于新型电力系统
电力减排为“双碳”目标重中之重，亟需构建新能源为主体，调峰能源辅助的新型电力系统。提高发电侧新能源占比，实现电力低碳化是建设清洁高效的能源体系的必然任务。在整个“十四五”期间，我们认为大基地项目、海上风电、分布式光伏的建设推进新能源将得到快速发展。我们预计2022年风光装机分别新增50-55GW和80-90GW，并且后续逐年攀升，发展空间较大。
新能源出力不稳定问题突出，我国调峰电源紧缺，或成为制约瓶颈，亟须突破。风电、光伏发电受日间天气等因素影响较大，并存在季节性偏差。在发电侧具有较高的随机性、波动性、间歇性，在用电侧将拉大峰谷差及尖峰负荷。高比例新能源广泛接入或将同时伴随消纳困难和电力供应紧张，影响电力系统运行稳定性。从不同时间维度上看，超短期内电网频率稳定性受影响，短期内尖峰负荷提高加大电力供应压力，长期内新能源发电不足可能导致系统性缺电。
与海外相比，我国灵活性资源（火电灵活性改造、气电、抽水蓄能、电化学储能等）相对匮乏。我们测算2020年底我国灵活性资源装机容量约为2.9亿千瓦，占全部装机容量占比约13.2%。且灵活调节电源装机与可再生能源装机配比仅为33%，低于灵活性改造基础较好的西欧国家如德国、丹麦。在调峰方式上，美国超过 45%的灵活调节能力由气电提供，欧洲比例约 20%，而我国由于“煤富气少”的资源特点，气电支持力不足。因此我们认为，未来我国电力系统的灵活性将主要依靠火电灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能三条主要路线来实现，其中火电灵活性改造对新能源大规模接入后产生的各时间尺度内系统运行不稳定问题具有较好的应对能力。
图表16：新型电力系统优势特征与挑战
资料来源：中电联，中金公司研究部
火电为支持新能源消纳的最佳灵活性电源之一，改造升级前景广阔。
我们认为目前火电作为经济性优且可规模化的灵活调峰路线，除较好的调峰能力外，还主要基于：1）资源优势：火电机组装机量丰富，存量明显高于抽水蓄能及电化学储能，且大部分机组服役年限短，灵活性改造下调节容量具有潜力。2）成本优势：根据GGII，2020年火电、抽水蓄能、电化学储能度电调峰成本约为0.15/0.18/0.55元，火电技术成熟，建造成本具明显优势，而随着灵活性推进，调峰鼓励政策细化，仍有降本空间。
图表17：主要灵活性资源优势特征比较
资料来源：高工产研锂电研究所(GGII)，中电联，中金公司研究部
注：统计时间2020年
政策领航，“十四五”灵活性资源建设或以火电为主导。根据《全国煤电机组改造升级实施方案》、《2030年前碳达峰行动方案》规划，火电方面，我国“十四五”期间预计将完成存量煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3,000~4,000万千瓦，新增机组中具备灵活调节能力的达1.5亿千瓦；储能及抽水蓄能方面，发改委和能源局预计2025年新型储能装机容量达到3,000万千瓦以上；抽水蓄能规模6,200万千瓦以上，2030年达到1.2亿千瓦左右。
因此“十四五”期间具调峰能力火电装机增量(含改造)或达到3亿千瓦以上，高于同期抽水蓄能及储能规模，我们看好火电贡献，届时调节维稳重要价值将得到进一步彰显。
图表18：火电灵活性改造政策
资料来源：国家发改委，《中国电力系统灵活性多元提升路径研究》，中金公司研究部
新型电力系统下的煤电“三改”任务
2021年11月初，国家发改委和国家能源局发布《煤全国煤电机组改造升级实施方案》， “十四五”期间将进一步推进煤电机组改造升级，提高能源利用效率和调峰能力，服务节能降碳的新型能源体系建立，要求各地政府科学确定目标和实施路径。其中，煤电机组升级改造三大方向包括：节煤降耗改造、灵活性改造制造、供热改造。
短期：火电自身优化升级，提高能效、节煤降耗为关键
2025年前，对供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组实施节能改造。“十四五”期间规划改造规模不低于 3.5亿千瓦，相关技术包括超临界、超超临界等技术。2025 年，全国火电平均供电煤耗有望降至300克标准煤/千瓦时以下。
超（超）临界技术为火电节能减排主要技术，效率、碳排优势明显，或成为今后装机主力。超（超）临界机组依靠更高压力及温度设定，支持更低的能耗及二氧化碳排放，达到节煤降耗，清洁环保的目标。热效率方面，超临界、超超临界较亚临界机组效率高约3%/7%，而单位煤耗、二氧化碳排放可减少6%/15%及7%/10%。同时基于超（超）临界机组的优势性能，可采取包括烟气处理、低温静电除尘等多样的节能、减排改造措施。目前我国超（超）临界机组规划安装主要位于新疆、山西、内蒙古等煤炭资源丰富地区，未来或成为环保要求更高的沿海省份的发展转型重点。
图表19：亚临界、超临界、超超临界机组运行参数及能耗排放情况
资料来源：中电联，《超超临界机组节能减排技术分析》，中金公司研究部
注：统计时间2018年
图表20：（超）超临界机组节能减排技术路线及可实现效果
资料来源：中电联，《超超临界机组节能减排技术分析》，中金公司研究部
长期：提高服务新能源能力、积极推动机组灵活性改造。
“十四五”期间目标实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦，增加系统调节能力3,000~4,000万千瓦。根据规划，存量煤电机组灵活性改造应改尽改，纯凝工况调峰能力的要求为最小发电出力达到 35%额定负荷，采暖热电机组在供热期运行时实现单日6h 最小发电出力达到 40%额定负荷。“十四五”期间将统筹考虑大型风电光伏基地项目外送和就近消纳调峰需要，妥善安排配套煤电调峰电源改造升级。
目前我国纯凝机组调峰能力一般为额定容量的50%，纯凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量20%。通过灵活性改造，热电机组、纯凝机组最小出力预期可达到40%-50%、30%-35%额定容量，具备较为深度的调峰能力，同时支持快速爬坡，迅速启停。灵活性改造具体路线包含低负荷稳燃、汽轮机、锅炉、蓄热等系统改造、对控制系统及设备监控提出更高要求。
图表21：火电机组升级改造方向及技术
资料来源：《全国煤电机组改造升级实施方案》，中金公司研究部
图表22：低负荷稳然主要技术路线
资料来源：《火电厂灵活性深度调峰改造技术及应用》，中金公司研究部
图表23：主要火电灵活性调峰能力及运行成本对比
资料来源：《火电厂灵活性改造技术对比分析》，中金公司研究部
注：统计时间2019年
供热改造：鼓励现有燃煤发电机组替代供热
供热改造技术指通过改造燃煤机组汽轮机、锅炉等系统，实现不同压力和温度下的抽汽，实现对外供热。由于长期以来燃煤机组占比高，煤炭生产、运输、燃烧等造成较大的环境压力，国家国家积极推广关停采暖和工业供汽小锅炉，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造，推进供热区域热网互联互通，具备较高环境、经济效益。
在落实热负荷需求的前提下，发改委和能源局要求“十四五”期间改造规模力争达到5000万千瓦。相关技术包括冷/热再抽汽、连通管抽汽、高背压供热等等，可适应不同的改造范围和成本要求。
图表24：主要火电机组供热改造技术
资料来源：电力企业联盟，中金公司研究部
市场改革下火电盈利模式向好 现金流或走向稳定可持续
市场化机制下电厂角色正在发生转变：“电力生产商”到“电力服务商”
电厂以往的工作重心在“煤炭采购”和“安全发电”, 盈利周期性强。
电厂以往的经营模式较为简单：电力生产—》按照国家批复电价售于电网公司。电厂作为发电端，将生产的电力按标杆电价出售给电网公司。电网公司则负责输配电和售电环节，提供交易平台，在发电端和用户端收取购售差价。中国过去长期实行政府定价的标杆上网电价机制，由国家统一制定燃煤发电上网电价并执行。电价调节机制较弱。
因此，燃料为主要成本来源，煤价波动叠加电价压力导致火电周期性强。火电的成本中燃料占比50-70%，其次是折旧、财务费用、人工费用、运维费用。长期以来我国电力市场机制改革存在一定滞后，对市场供需变化反映不足。2004年，“煤电联动”机制启动，“市场煤”与“计划电”的矛盾有所缓解，但联动不及时、不到位等问题仍然存在。由于电价市场化程度不足，电价调整空间受限，煤价的波动对公司盈利影响频繁。
图表25：火电厂盈利波动情况 vs. 煤价走势
资料来源：公司公告，中金公司研究部
图表26：2020年火电企业成本拆分
资料来源：公司公告，中金公司研究部
图表27：火电企业各要素敏感度分析
资料来源：公司公告，中金公司研究部
注：数据为2022年预期值
电力市场打开、发售电端引入竞争后，电厂转型“综合能源服务商”，电力营销任务显著提升
电力销售对象从单一的电网公司变为多元化的用户、电网、售电公司。2015年新一轮电力制度改革涉及电价改革、电网独立、市场放开，打破了销售对象垄断。政府对电网企业实行总收入监管，以电网有效资产为基础，核定准许成本和准许收益，按核定输配电价收取过网费。同时逐步放开售电侧，参与竞争的售电主体逐步多元化，有利于建立有效的电价传导机制，反映电力市场的供求关系。
电力定价机制市场化程度不断提升，“能涨能跌”机制支持电价松绑，成为引导和敦促高耗能节能减排的手段。我国电力市场化改革逐渐走向纵深。2015年以来火电参与市场电的比重从10%一步步提升至70%，大比例参与其中，而新能源、核电也慢慢上升至30%-40%。直到2020年“煤电联动”机制取消，“基准价+上下浮动”的市场化定价模式得到确立，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。2021年10月，国家发展改革委下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，上调煤电电价基准浮动空间至上下20%，继续加大电力交易市场开放力度，建立健全支持有效反映市场供需和疏导成本压力的市场化电价机制。
图表28：电力定价机制改革政策梳理
资料来源：国家发改委，国家能源局，中金公司研究部
图表29：2021年电力定价机制的重要改革举措
资料来源：国家发改委，国家能源局，中金公司研究部
看好2022年或是火电“苦尽甘来”的一年
收入端：2022年交易情况落地，溢价幅度好于市场预期。我们认为新政策下电价弹性加大，偏向由用电侧承担燃料价格上涨压力的定价体系得到确立，利好火电拓展收入增量。稳增长大基调下，各省电力最新交易情况仍然相对积极，市场化程度不断提高，政府干预情况弱于预期。我们看到2022年电力市场交易年度合同电价情况，除广东省外，各省市电价较基准价上浮超过16%，其中山东、黑龙江、上海、宁夏、海南地区上浮高达20%。各地火电基准价上溢价局面已得到确立。
图表30：2022年各省市场电年度合同交易情况
资料来源：各省电力交易中心，中金公司研究部
图表31：月度交易情况 – 广东省
资料来源：广东电力交易中心，中金公司研究部
图表32：月度交易情况 – 江苏省
资料来源：江苏电力交易中心，中金公司研究部
成本端：短期外部环境导致进口紧张，现货价格仍在高位，但政府对煤炭价格监管力度增强，看好中长期合同推进利好燃料成本回落稳定在合理水平，火电盈利逐步回暖。
2022年一季度，受俄乌冲突影响，全球能源价格显著上涨，进口煤价格呈现倒挂，叠加国内用煤需求仍保持在较高水平，动力煤现货价格高位运行。但是我们看到国家发改委从2021年10月起，已开展系列政策措施，提出依法管控煤价，包括强化煤炭供应和运需衔接，查处资本恶意炒作动力煤期货、哄抬煤炭价格等扰乱经济秩序行为以及组织各地发改委、重点煤炭生产、贸易、用煤企业，开展生产、运输、价格专项调查。
2022年2月24日，国家发改委印发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确了煤炭价格合理区间，秦皇岛港下水煤中长期交易价格合理区间为每吨570-770元。并于3月18日召开动员部署会，安排近期对各地和中央企业2022年煤炭中长期合同签订履约情况开展专项核查，要求煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，发电供热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖，每笔煤炭中长期合同必须在合理区间内明确价格水平或执行价格机制以及合同数量、质量、期限、流向、运输方式、违约责任和争议解决方式等要素，全部录入全国煤炭交易中心线上平台接受监管，每月在线报送履约情况。同时，将建立煤炭中长期合同签订履约日例会、周通报工作机制，对于中长期合同签订不足、不实、不规范、不履约的典型案例，严肃处置并进行通报。
虽然电煤中长期合同推进情况较预期偏慢，但随着核查组4月赴各地央企、地方企业督察，我们看好后续合同签订，若煤炭长协兑现，电价浮动政策支持传导成本波动，火电盈利有望逐渐回暖，点火价差回归2019-2020年水平。
火电厂电费回收顺利、现金流健康
火电企业而言，价款主要由电网公司按照月度/季度频率进行直接支付，不存在新能源补贴拖欠等问题。我们统计主要火电公司2020年应收账款周转天数在在30-90天区间，明显好于新能源为主运营商账款回收情况（2020年应收账款周转天数可达400-600天）。火电企业应收账款压力小，现金流有望保持在稳健水平。而我们预期未来火电收益向好。
图表33：主要火电/新能源运营商2020年应收账款周转天数
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
凭借稳定煤源，煤电一体化项目成本管控优势明显，确定性更高
煤电一体化可对冲煤价波动，强化业绩稳定性。煤电一体化项目通过自有矿区就近提供稳定可靠煤炭资源，实现减轻市场煤价波动影响、释放煤炭产能并降低用电成本相辅相成的优势。对电厂而言一体化是抗周期风险的重要手段，可贡献更具稳定性盈利。
典型示范：魏家峁煤电一体化项目。北方魏家峁煤电有限责任公司是内蒙华电下属全资子公司，管理2台66万千瓦煤电机组（2017年3月投产），同时配套设计产能600万吨的露天煤矿（2016年投产）。电厂电量通过蒙西至天津南特高压输变电工程外送，而煤矿生产的煤炭部分用于电厂项目，可自供给稳定煤源，其余全部外销。除供煤稳定外，煤电一体化另具成本优势。
我们认为煤电一体化支持下，电企盈利能力及抗周期能力强于行业。同时具有稳定现金流优势：
► 盈利能力：魏家峁煤电一体化项目收入表现较为稳健，2017年22.6亿元，此后2018-2020年稳定在26-28亿元不等。利润端，除2017年电厂刚投产影响外，贡献2018-2020年在6-8亿元。
平均净利润率在20%-30%之间浮动。参考中信火电指数数据，2017-2020年火电行业平均归母净利润率为6.4%，煤电一体化模式的盈利能力略有优势。
► 抗周期能力：2021年煤价进入快速上行周期，大部分电厂燃料成本激增，面临较大亏损压力，而一体化电厂凭借自有煤供应保证电厂营收、盈利稳定，同时获益煤价上行带来的利好。2021年上半年魏家峁一体化项目受益煤炭销量/价格同比增长75.43%和67.11%，实现收入、核心归母净利润16.6亿元/5.6亿元，净利润率达到33.5%。
► 稳定现金流：由于煤炭销售和火电电费结算均未有任何阻碍，现金流稳健。
综上所述，我们认为煤电一体化项目呈现出盈利能力较强，且具突出稳定性的优势，现金流稳健，与REITs底层资产特性及要求相一致，可作为优质的投资标的/选择。
图表34：2017-1H21魏家峁一体化项目营收、利润表现
资料来源：公司公告，中金公司研究部
图表35：2017-1H21魏家峁一体化项目的利润率和ROE
资料来源：公司公告，中金公司研究部
图表36：2017-1H21魏家峁一体化项目收入拆分
资料来源：公司公告，中金公司研究部
图表37：2017-1H21魏家峁一体化项目煤炭销售情况
资料来源：公司公告，中金公司研究部
风险提示
► 煤价持续高位运行。若国内煤炭生产监管趋严，供应释放将弱于预期。叠加外部环境存在不确定性，全球能源价格保持高位，或影响国内现货价格难以回落。同时，电煤中长期合同覆盖量及价格若无法满足监管要求，则电企的燃料成本价格压力较大，将持续影响利润和现金流表现。
► 市场电执行弱于预期。若市场交易价格无法由市场供需决定，受到一定程度的行政干扰，将不利于电企传导成本波动，对利润和现金流造成负面影响。
► 公募REITs推进不达预期。我国公募REITs仍处于发展初期阶段，存在波动和不确定性，若宏观大环境及监管政策变化，或导致项目推进慢于预期。
本文摘自：2022年4月7日已经发布的《中国基础设施REITs之电力篇2 - 电力变革中的火电价值再挖掘》
刘佳妮 SAC 执业证书编号：S0080520070002 SFC CE Ref：BNJ556
曾 韬 SAC 执业证书编号：S0080518040001 SFC CE Ref：BRQ196
