电力大拐点

成本下行叠加电价抬升，火电公司业绩或将提升，基本面已到拐点。

本刊特约作者 王宸/文

火电板块催化剂不断涌现。

短期看，保供给政策有望促煤价逐步下行，市场化电价上浮政策逐步推广，火电行业基本面拐点来临；长期看，电站资产价值面临重估，火电公司估值有望进一步提升。

8月30日，广东9月月度集中竞争交易落下帷幕，市场统一出清价差惊现零价差！广东电力市场建立较早，历来是中国电改的风向标，叠加广东省用电规模大，其电力市场化交易情况对全国电力市场具有较大的指导意义。

中信建投表示，月度竞价相较于长协而言交易频次更高，价差更能反映电力边际供需。2021年6月以来，广东省月度竞价价差逐步收窄，直至9月份的零价差，整体上较好的反映了当前煤价高位下电力出力意愿不强，从而电力供需趋紧的局面。

根据国家发改委2019年颁发的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（下称“《指导意见》”），煤电上网电价最高可在基准电价（原标杆电价）基础上下浮15%、上浮10%。2021年7-8月以来，内蒙、宁夏、上海等多地政府已陆续发文允许交易电价基准上浮不超过10%。

中信建投判断，市场化电价边际上行趋势较为确定，火电企业盈利压力有望得到一定程度的缓解。

华泰证券也认为，2021年以来火电因高煤价陷入成本倒挂发电困境，各地频发涨电价信号。市场化电价在基准价格基础上上浮是大势所趋，电价机制完善和市场化深入系碳中和背景下构建以新能源为主体的新型电力系统的必然条件。中国电力板块在ROE相当甚至更高情况下估值较欧美港折价较高，看好电力板块价值重估。

煤价高企火电至暗

2021年以来，由于煤炭供需形势异常紧张，市场煤价大幅上涨至历史高位。2021年一季度、二季度，秦皇岛5500大卡动力煤现货价格分别达到720元/吨、806元/吨，同比分别大涨29.0%、56.9%。

进入三季度以来，随着迎峰度夏期间气温偏高与来水偏枯，主流港口现货动力煤报价多次突破1000元/吨。按照中信证券的判断，目前火电公司普遍入炉煤价超过1000元/吨，相比2020年普遍上涨幅度约300元/吨。

天风证券认为，2021年以来，中国煤价大幅上涨，主要系供需不平衡所致。

从供给侧来看，国内方面，2021年3-6月，中国原煤产量分别为3.4亿吨、3.2亿吨、3.3亿吨、3.2亿吨，同比增速明显低于往年，分别为-0.2%、-1.8%、+0.6%、-5.0%；进口方面，2021年前5个月，中国煤及褐煤进口量基本处于历史上同期的偏低水平，合计进口量为1.11亿吨，比2020年同期低25.3%；6月起，煤及褐煤进口量有所提升。

而从需求侧来看，经济态势良好+气温较高，中国用电量持续高增。

一方面，疫情影响进一步消除，中国经济发展态势良好。第一季度工业增加值同比增速明显高于历史同期，第二季度单月增速也均保持在8%以上；2021年上半年出口金额提升至9.8万亿元，2019-2021年同期复合增速达11.3%。

另一方面，中国2021年气温偏高，国家气候中心公布的数据显示，2021年上半年全国平均气温8.7℃，较常年同期偏高1.2℃，为1961年以来历史同期最高。

天风证券表示，总体来看，在疫情影响消除、经济良好发展的带动及高温天气的影响下，2021年以来用电量持续提升。

其中，受2020年一季度基数较低的影响，2021年一季度全社会用电量同比增速达22.4%；而2021年二季度全社会用电量达2.0万亿千瓦时，在2020年用电量正增长的情况下仍实现了8.2%的同比增速。

此外，从结构上看，水电利用小时创近五年新低。从发电量来看，2021年3-6月，水电发电量合计为3544亿千瓦时，较2020年同期下降49亿千瓦时，较2019年同期下降255亿千瓦时。从利用小时数来看，2021年上半年水电利用小时数仅1496小时，为近五年最低值。

需求侧用电量持续高增，叠加水电边际下行，火电需求明显提升。

从发电量来看，2021年上半年火电发电量共2.8万亿千瓦时，2019-2021年同期复合增速高达7.4%；从利用小时数来看，2021年上半年火电利用小时数为2186小时，较2019年、2020年同期分别高出120小时、231小时，创近五年最高水平。

煤价高企之下，火电上市公司盈利落入周期底部。

根据中信证券的测算，2021年上半年，龙头火电公司华能国际（600011.SH）、华电国际（600027.SH）不含税入炉标煤单价分别达到791.43元/吨、831.66元/吨，同比分别提升24.6%、33.13%，导致2021年上半年火电板块业绩分别同比大幅下滑58.1%、57.6%。华能国际与华电国际并非个案，行业内不乏其他火电上市公司2021年上半年业绩同比甚至出现80%-90%的下滑幅度，火电迎来了至暗时刻。

由于中国发电量中火电占比高达60%，且在用电高负荷期间，唯有火电具备较强的即时增发响应能力，2021年以来煤价高企与煤电业绩承压进一步压制了煤电企业增发出力意愿，对于本就紧张的电力供需而言可谓“火上浇油”。

随着疫情的缓解，中国全社会用电量全面攀升，2021年前7月累计用电量增速高达15.6%，且以每年7月为例，夏季用电负荷高峰每年快速提升。2021年5月，广东在迎峰度夏尚未开始时就出现严重拉闸限电，随后限电扩张至云南、四川、内蒙等多地。

针对于煤价大幅上涨的现象，国家发改委等已出台了相关政策以保供给。7月6日，国家发改委召开的会议指出，各地和中央企业要坚持底线思维，着眼构建煤炭供应保障长效机制，继续加快推动政府煤炭储备设施建设。7月30日，国家发改委等印发《关于实行核增产能置换承诺加快释放优质产能的通知》，明确规定2022年3月31日前提出核增申请的煤矿，不需要提前落实产能置换指标，可采用承诺的方式进行产能置换，取得产能核增批复后，在3个月内完成产能置换方案。

一系列保供给政策组合拳之后，国家发改委8月11日发布的数据显示，晋陕蒙煤炭日产量环比7月同期增加近80万吨。产能释放叠加需求回落，煤价有望逐步下行。

天风证券表示，2021年以来的煤价上涨主要系一方面，国内外煤炭供给相对偏低；另一方面，用电量高增叠加水电下行导致需求大幅提升。而目前，“”夏季用煤高峰期接近尾声，煤炭需求总体呈持续回落态势。同时，未来随着保供给的政策逐步落实、煤炭产能陆续释放，煤炭供需形势有望进一步好转，并带动煤价逐步下行，减少火电公司成本端压力。

七下八上

电价有望稳步上行

目前，中国的火电市场电价主要由基础电价及市场电价两部分组成。

根据国家发改委发布的《指导意见》，现行燃煤发电标杆上网电价机制自2020年1月1日起改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，并重点强调2020年暂不上浮，2021年开始煤电市场化交易部分电价可上浮不超10%。

2021年以来，煤炭价格持续保持高位导致火电企业业绩承压，2021年7月，内蒙古发改委、工信厅发文称，2021年以来煤价大幅上扬并维持高位运行，煤电企业产销成本严重倒挂，火电行业陷入“成本倒挂发电、全线亏损的状态”，煤电企业煤炭库存普遍偏低，发电能力受到制约，对电网安全稳定运行及电力平衡带来重大风险。

在此情况下，内蒙古发改委发布《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》，明确实行燃煤发电标杆上网电价政策，在基础电价（0.2829元/千瓦时）的基础上可浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%（上限为0.3112元/千瓦时）。

随后，宁夏回族自治区发改委于8月11日提出针对2021年已经成交的煤电年度交易电量价格，经发电、用电（含售电公司）双方协商同意，可以在基准价（0.2595元/千瓦时）基础上上浮不超过10%，由交易双方报交易机构调整交易价格。

9月1日，上海市发布《进一步规范本市非电网直供电价格行为工作指引》，非电网直供电终端用户用电价格按照“基准电价+上浮幅度”确定，最大上浮幅度不得超过10％，在一定程度上保证发电企业利润。未来，预计更多省份有望调整市场电价浮动范围，市场电价有望上浮10%。

同时，在煤炭价格较高、火电企业经营面临困难的情况下，8月11日，大唐、国电、华能等11家火电企业联名发布《关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》，联名请示文件提出，允许市场主体实行“基准价+上下浮动”中的上浮交易电价；促进重签北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同，上浮交易价格；京津唐电网统调电厂优先发电权计划中“保量竞价”未能成交部分，执行各区域基准价等建议。

企业的联合行动，有望推动政策向火电利好方向发展，为电价上调带来上浮空间。

而且，与其他国家相比而言，中国电价也偏低，存在上涨空间。天风证券研报显示，2019年，中国销售电价平均值为0.611元/千瓦时，分别为OECD国家、新型工业化国家、美国的59%、80%、83%。

从供给侧来看，中国电力行业投资增速在“十三五”大幅放缓。2004-2019年，中国电力行业投资同比增速波动下行，尤其是“十三五”阶段，整体电力投资受到明显遏制，2018年，电力固定资产投资同比下滑了12%，“十三五”的电力投资低增速为未来电力供需紧张格局埋下伏笔。近年来中国电力装机仍保持持续增长，一部分原因是风光装机的快速增长所致，截至2020年末已达到24%，但风光发电的不稳定性或对供给稳定性造成一定影响。

从需求侧看，预计全社会用电量仍有较大增长空间。近年来，中国用电量持续增长，2020年全社会用电量为7.5万亿千瓦时。国家电网预测，到2025年、2035年，中国电力需求将分别达到约9.8万亿千瓦时、12.4万亿千瓦时。这意味着2020-2025年中国用电量复合增速达5.5%，2020-2035年达3.4%。

天风证券表示，整体来看，供给方面，电力投资在“十三五”阶段明显放缓，且未来主要增量的新能源发电出力不稳定；需求方面，用电量持续增长，且仍有较大提升空间，未来电力供需格局会趋紧，甚至会出现局部地区的电荒现象，2021年就有个别地区已经出现拉闸限电的情况。而电力供需趋紧有望使得电价上行，目前多地电价已有所上涨。

2021年8月云南省电厂平均交易价为0.12元/千瓦时，同比提升9.38%，较2019年同期提升16.91%。内蒙古8月的平均交易价格为311元/兆瓦时，同比提升30.50%。此外，近期广东省竞价价差较往年明显收窄，2021年9月竞价价差为零。

中信证券认为，电价上浮有望显著对冲煤价压力，加速火电盈利反转。

过去几年以来，出于降低终端用能成本的政策导向，火电市场化部分电价普遍基准下浮约7%-8%，且市场化电量占比逐步提升到70%-80%的高位。按照煤电交易电价放开后相比基准上浮10%测算，上网电价涨价幅度最高可达0.05-0.06元/千瓦时。从煤价涨幅看，中信证券判断目前火电公司普遍入炉煤价超过1000元/吨，相比2020年普遍上涨幅度约为300元/吨，即度电燃料成本同比上涨0.09元/千瓦时，该电价涨幅已经能够很大程度上覆盖2021年以来煤价上涨带来的成本压力。

从各省实际电力市场化交易情况来看，以典型的广东、江苏等为例，长协交易的电量占比普遍高达历年市场化总交易电量的80%左右，且2021年的年度长协电量在2020年末或2021年初已通过一次性集中交易锁定。由于签订年度长协的时点煤价相对更低，各省2021年电价普遍仍面临基准下浮10%甚至更高。中信证券预计此类2021年度长协电量大概率无法在年内享受电价上浮机制执行的红利。

中信证券预计，2021年内只有电量规模相对较小的月度交易电量能够享受进一步涨价。从各省的实际竞价情况来看，5月以后，月度交易的基准下浮比例同比、环比均快速收窄，较为灵敏地反映了电力供需快速收紧的压力。

中信证券建议重点关注2021年12月前后，各省签订2022年电力长协的实际电价水平；从届时的迎峰度冬电力供需与煤价压力来看，2022年煤电综合电价水平大概率同比显著增长，并充分疏导燃料成本压力，加速推动火电走出至暗时刻。

从各上市公司情况来看，历年来市场化电量占比持续扩张，且折价整体稳定。2020年上半年疫情期间，多地电力市场化交易出现停滞。2021年上半年，在市场化交易全面恢复、市场化电量占比同比大幅提升、且年度长协电价受到提前锁定、仅有月度交易电价有效上涨的情况下，火电公司已经普遍享受到综合电价同比上行的利好。若后续市场化交易电价的基准上浮能够充分兑现，预计各电力上市公司综合电价均能够享受显著利好，带动增收增利。

华泰证券也表示，当初的基准电价基于能把煤价稳定在535元/吨，但在当前煤价下，长协比例高达60%-80%的电厂都出现大面积盈利亏损甚至现金流层面的亏损，10%的电价上涨仅能覆盖约100-150元/吨的煤价上涨，对于火电企业来说可谓杯水车薪。市场化交易电价10%上浮空间的打开，虽然对火电企业2021年业绩影响有限，但是对2021年的长协（交易电量主要部分）和中长期完善煤电盈利模式有重大意义。

2021年以来，峰谷价差、阶梯电价、自备电厂、电力系统辅助服务管理办法等一系列政策密集出台，抽水蓄能也被明确纳入输配电价且要大力发展额外增加0.013元/千瓦时电费，这都明确透露：电价不是不能涨，只是需要循序渐进，在发展中解决问题。

华泰证券表示，倘若越来越多地区允许市场化电价上浮，甚至有更进一步的电价政策出台呵护电力产业健康发展，例如火电的容量电价、储能的价格机制等，都会刷新市场对电力板块的认识。除了电价上涨本身带来的业绩弹性，火电在新型电力系统中存在的必要性也逐渐被广泛接受，更重要的是电力作为最重要生产要素可以获得价值回归，水、风、光、核、储能等都将受益。中国电力板块在ROE相当甚至更高的情况下估值较欧美港折价较高，看好电力板块重估机会。

碳中和下价值重估

煤价下行电价上行有助于火电行业走出至暗时刻，碳中和下的能源结构转型则赋予了火电行业更大的意义——对标纯新能源运营商，兼具火电和新能源装机的公司估值仍存在较大提升空间，资产价值有望重估。

在资源禀赋的约束下，中国能源结构仍然以化石能源为主。2020年，全球煤炭消费量同比下降4.4%，其中，欧盟、美国分别同比下降19%、21%，而中国煤炭消费量同比增长0.6%至38.30亿吨，居世界第一。煤炭等化石能源消耗量较高，进而导致二氧化碳排放量较多。2020年，中国二氧化碳排放同比增长1.6%至97.17亿吨。

按照承诺，中国的二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。在此背景下，中国有必要控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

2020年以来，中国碳减排布署工作加速推进，以实现2030年碳达峰、2060年碳中和的目标。据IEA机构发布的2018年数据，中国能源消费产生的二氧化碳排放量中，电力与热力部门碳排放占比高达51%，电力部门深度脱碳是实现碳中和的重要途径。目前中国电源结构仍以煤电为主，2020年煤炭发电占比达61%。

东方证券认为，中国未来长期的低碳发展转型战略得以“量化明确”，新能源产业发展逻辑发生深刻变化。对比近三年全国能源工作会议的目标和部署，可以发现对于新能源产业发展，政策着眼点已经完成从“要不要”“能不能”到“如何落实”的转变。2030年，新能源装机12亿千瓦“以上”的目标意味着中国完全可以对其未来的规模有更乐观的预期；结合行业内相关机构的判断以及东方证券对未来能源消费、电力结构的拆分测算，预计2030年新能源装机总量有望达到16亿千瓦左右。

从电力结构变化预测看，作为消耗化石能源的二次电力，煤电的发电量、装机容量可能先后于2030年前实现达峰；作为一次电力，除水电外，光伏发电、风电、核电都将快速发展，并将在“十四五”、“十五五”期间成为覆盖增量用电需求的主力，并在2030年以后逐步对火电的电量份额进行替代。

东方证券预计，到2025年、2030年，中国电力总装机将从2020年的22亿千瓦分别达到28.4亿千瓦和35.7亿千瓦左右；风电+光伏装机占比由2020年的24.3%分别提升至36.3%和45.4%。2025年和2030年，风电+光伏发电量占比预计由2020年的9.5%分别提升至16.5%和22.4%。

但新能源的大规模替代是渐进的过程，考虑到储能（抽水蓄能、电化学储能等）规模、增速、成本的约束，未来十年火电总装机仍有小幅增长，预计于2030年或稍早达到峰值，约13.5亿-13.7亿千瓦；新增装机中碳排放较小、调峰能力更强的燃气发电比例将有所提升。用电需求的可观增长叠加火电新增产能缩减，其利用小时数预计“十四五”期间有所提升，“十五五”期间达到峰值并真正开启由基荷电源向灵活性调峰电源的角色转变。

天风证券结合国网能源研究院、清华大学、国家发改委能源研究所等机构对碳中和背景下能源转型的预测，假定到2030年、2050年，一次能源消费总量分别控制在58亿吨、50亿吨标煤；能源产生的碳排放量于“十五五”前期达峰，2030年下降至与2019年相同（通过设定的排放系数计算得出），并借鉴国家发改委能源研究所的预测，预计2050年碳排放量相较2019年下降76%。

在一次能源消费及碳排放的双重约束下，天风证券预计风电累计装机规模将由2020年2.8亿千瓦提升至2030年6亿千瓦、2050年16亿千瓦，2020-2050年CAGR达6%；光伏累计装机规模将由2020年2.5亿千瓦提升至2030年10亿千瓦、2050年36亿千瓦，2020-2050年CAGR达9%。

东方证券认为，电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源打开长期成长空间，全产业链（制造端、运营端）都将受益于碳中和对需求和投资的拉动，预计将引领数万亿级别的投资规模。而在新能源投资的长期盛宴中，面临转型的传统电力企业（以五大发电集团为代表）将成为举足轻重的参与者。

火电规模增速已极为平缓，且在可见的未来面临达峰并将逐渐压缩，新能源投资将被打造为“第二成长曲线”。相较于纯粹的新能源运营商及民企为主的中上游产业链制造企业，其显著的优势是火电基本盘带来的强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。

安信证券表示，在碳达峰、碳中和目标的推动下，新能源运营企业均迎来项目投产高峰期，进入高速成长期。而火电企业也积极进行新能源转型，虽起步较晚，但在发展新能源上也具备三大独特优势。

优势一：雄厚的资金实力奠定装机增长基石。

新能源发电行业投资规模大，属于资金密集型行业，决定了发电企业需要具备强大的资金实力。根据北极星电力网披露的数据，目前中国陆上风电平均初始投资成本约为7000-8000元/千瓦，光伏平均初始投资成本约3500元/千瓦。海上风电建设成本则更高，根据国家能源信息平台披露，当前重点省份海上风电工程造价范围在14000-18000元/千瓦之间。粗略计算新增1GW的光伏、陆上风电、海上风电装机所需的初始投资规模分别达到35亿元、70亿元和140亿元。未来十年新能源发电迎来投产高峰期，风电光伏的密集投资建设对新能源运营企业的资金实力及现金流水平提出了较高要求。

而拥有央企、国企背景的大型火电企业普遍拥有强劲经营性现金流，以“五大四小”发电集团旗下的大型火电上市公司华能国际、华电国际、大唐发电（601991.SH）、国电电力（600795.SH）、国投电力（600886.SH）以及华润电力（00836.HK）为例，其每年经营活动现金流基本保持200亿元以上，且呈稳定增长态势，为未来新能源装机的高速投产奠定基础。

强大资金支持下大型火电企业获取新能源项目能力以及在投建速度方面具备优势。据北极星太阳能光伏网不完全统计，2020年，“五大四小”发电集团已相继签约超47GW清洁能源项目，总投资超2787亿元，其中光伏项目(不含风光储一体化、新能源项目)超33GW。由此可见国企背景和雄厚的资金实力使得集团在新能源项目获取上具备较大优势。

优势二：自带调峰能力提升发电稳定性。

风电光伏发电波动性较大，消纳问题亟待解决。目前主流解决方式包括电源侧调峰、储能及特高压线建设等。其中，电源侧调峰应用范围较广，可以提升电力系统的灵活性，进而缓解风光发电的不稳定性与随机波动性等问题。由于风光存在一定稳定性不足的问题，因此，需要火电、水电等输出稳定的常规机组提供大量调峰、调频、备用等辅助服务。

一般来说，主要的调峰方式有以下几种：抽水蓄能；水电机组减负荷调峰或停机；燃油（气）机组减负荷；燃煤机组减负荷、启停调峰、少蒸汽运行；核电机组减负荷调峰等。抽水蓄能受地质条件限制、电化学储能成本较高，火电灵活性改造是更适合北方地区的高性价比的调峰方式。

火电企业未来有望通过灵活性改造的方式，获得更多风电和光伏的开发权。2021年8月，内蒙古发布政策探索火电灵活性改造促进新能源高比例消纳，明确提出开展火电灵活性改造后新增的新能源消纳规模，按照不低于改造后增加的调峰空间50%的比例配置给开展灵活性改造的企业，且燃煤电厂与其配建的新能源原则上应按同一法人经营。若政策在国内大范围推广，则火电基础装机价值将会凸显，火电企业将有望成为发展新能源的主力军，未来有望获得更多风电光伏项目开发权。

优势三：平价时代下火电企业盈利质量增强。

技术进步叠加规模效应助力新能源降本增效，风电光伏逐步迎来平价时代。陆上风电方面，根据IRENA披露数据显示，2010-2019年间，中国陆上风电度电成本由0.07美元/千瓦时下降至0.047美元/千瓦时，且未来仍有持续下行趋势；光伏方面，2012-2019年期间，用户侧光伏发电度电成本由0.162美元/千瓦时下降至0.067美元/千瓦时，工商业侧光伏发电度电成本由0.147美元/千瓦时下降至0.064美元/千瓦时，发电经济型持续向好。

火电企业投建新能源时间普遍较晚，大部分投建项目已基本达到平价，且由于前期新能源占比较小，火电企业受新能源补贴影响小，其盈利质量及盈利能力较好。从应收账款周转天数口径看，火电企业平均应收账款周转天数保持在50天左右，整体回款情况较好且保持稳定，拥有较高的盈利质量。

天风证券研报显示，碳中和背景下，各大发电集团转型任务重，新能源装机有望高增。截至2020年末，国家能源集团火电已达74%，华能集团、华电集团、大唐集团也在70%左右。以国家能源集团为例，2020年末其火电装机规模为191GW，新能源装机约在48GW，水电则为19GW。目前，各集团已陆续公布了新能源“十四五”规划目标，“十四五”期间新能源装机有望高增。以华能国际为例，2018-2020年其风光的资本开支规模持续提升，2021年其计划风光资本支出为413.4亿元，占总计划资本支出的73.3%。截至2020年末，华能国际、国电电力、大唐发电、华电国际风光装机规模已分别达到10.6GW、6.5GW、6.2GW、4.9GW，占公司总装机的9.4%、7.4%、9.1%、8.5%。

天风证券表示，对标纯新能源运营商，兼具火电和新能源装机的公司估值仍存在较大提升空间，资产价值有望重估。

在新能源装机占比持续提升的背景下，华能国际等公司估值并未充分反映其资产情况。选取节能风电（601016.SH）等三家新能源运营商作为对标公司进行测算，单位装机市值约为0.76元/瓦。据此推算，吉电股份（000875.SZ）、华润电力、华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电新能源业务部分的市值应分别达到446亿元、838亿元、814亿元、375亿元、500亿元、475亿元，较公司当前市值分别高出273亿元、231亿元、183亿元、48亿元、29亿元、-17亿元，市值修复空间达158.5%、38.2%、29.0%、14.6%、6.1%、-3.4%。同时考虑到以上公司持有较高比例的火电资产，可见其估值仍存在较大提升空间。

火电估值底部反转

东方证券认为，当前火电资产可能处于基本面最差的时期，有多重潜在因素有望释放业绩弹性，或催化其估值底部反转。

一是当前动力煤价高位盘踞，2021年二季度煤电行业亏损面继续扩大，煤价持续上涨概率较小，否则可能影响基础电力供应的安全可靠。短期来看，火电发电量预计小幅增长；长期来看，“双碳”目标下动力煤整体需求将呈现下滑趋势，其价格也不具备持续上涨的基础。若煤价有所回调，将带来巨大的业绩弹性（以华能国际为例，2020年燃料成本890亿元，10%的燃料单价下浮对应增加89亿元的税前利润）。

二是2019年、2020年火电利用小时数连续下滑，2021年趋势已然反转，年初至今利用小时数持续同比上升，前7个月同比增加268小时；即使考虑2020年疫情因素，也已显著高于2019年同期水平。

事实上，由于产能利用率同样关系较大的业绩弹性，其对估值亦有显著影响。2016年下半年起至2018年，煤价大幅上涨后高位运行，火电行业的PB估值水平一度下调并阶段性企稳。而申万火电板块的PB估值水平2019-2020年明显下行，与利用小时数的变化趋势相同。

三是促使火电板块估值2019-2020年持续走低的另一重要因素是国家连续出台政策降低一般工商业电价，虽并未直接调整发电侧上网电价，但市场一度逐渐形成了未来可能持续降电价的悲观预期。

2020年至今，短期局部电力供需失衡情况时有发生，凸显了近几年煤电新增规模落后于用电需求增长的矛盾。市场化交易的让利价差逐渐收窄，亦真实反映了目前供需状况。降电价预期消散、涨电价预期渐浓，有望拉动估值抬升。同时，“基准+浮动”的电价机制下，电价具有10%的上浮空间；电价如果上涨，将带来巨大的业绩弹性。

东方证券认为，“市场煤”和“计划电”的长期错位终将逐步修正，火电回归公用事业属性，以稳定的ROE回报，创造充裕的现金流，并支撑转型发展的资本开支或可观的分红规模。火电的装机占比将逐渐下降，但其产能利用率有望逐步提高并维持在较高的水平。新增产能急刹车之后，随着全社会用电量持续增长，火电的利用小时数将在中期维度内步入上行区间。中长期来看，在未来以新能源为主体的新型电力系统中，煤电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，有望迎来新的成本回收机制，而这也将使其价值得以重估。

从长期来看，“碳中和”背景下电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源运营行业将打开长期成长空间。在新能源发电投资的长期盛宴中，以五大发电集团等央企为代表的传统电力企业将成为举足轻重的参与者。火电规模即将达峰，新能源将被打造为“第二成长曲线”。相较于纯粹的新能源运营商及民企为主的中上游产业链制造企业，其显著的优势是火电基本盘带来的强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。从规划来看，多家公司的新能源装机规模具有潜在5年4-5倍的空间。“双碳”目标约束下，发展目标兑现概率较高。

东方证券表示，“市场煤”和“计划电”的长期错位终将逐步修正，届时火电周期性弱化、回归公用事业属性，以稳定的ROE回报，创造充裕的现金流，并支撑转型发展的资本开支或可观的分红规模。新增产能急刹车后，随着全社会用电量持续可观增长，火电的利用小时数将在中期维度内步入上行区间。中长期来看，在未来以新能源为主体的新型电力系统中，火电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，并有望迎来新的成本回收机制，而这也将使其价值得以真正重估。

东方证券强调称，火电未来虽然终将退出，但并非已成为夕阳资产，未来5-10年内仍为电力系统转型期的中流砥柱。火电生命周期的最后一轮现金流将助力传统火电央企的“二次创业”、“华丽转身”，昔日的火电龙头可能最有潜力成为未来的新能源巨擘。

传统电力企业的新能源转型速度可能持续超预期，部分公司的新能源业绩贡献已显著高于火电，传统的PB估值体系已难以全面准确地反映新能源运营的成长属性。东方证券认为分部估值的框架更适用于此类快速转型、新业务高速成长的公司：新能源资产采用PE估值，以反映其扩张期的增速；火电资产维持PB估值。

分部估值的框架下，东方证券认为，电力央企旗下规模快速增长且收益率预期稳定的新能源资产，其估值可对标纯粹的新能源运营商三峡能源(600905.SH)；传统火电资产估值有望迎来底部反转，向1.5倍PB的历史估值中枢逐步修复。建议关注火电资产优质、运营效率领先，且新能源转型步伐快、空间大的电力公司。

天风证券也认为，成本下行叠加电价抬升下，火电公司业绩或将提升，基本面已到拐点。

一方面，保供给政策+用电高峰近尾声，煤价有望逐步下行。目前用煤高峰期接近尾声，煤炭需求总体呈持续回落态势。同时，未来随着保供给的政策逐步落实，煤炭产能陆续释放，煤炭供需形势有望进一步好转，并带动煤价逐步下行。另一方面，供需趋紧，电价存在抬升基础。供给方面，电力投资整体节奏放缓，且新能源的扩张难以提供有效供给总量；需求方面，近年来用电量持续增长，且预计2020-2025年中国用电量复合增速达5.5%，2020-2035年达3.4%，仍有较大提升空间。因此，在电力市场化改革推进、电力商品属性提升的背景下，电力供需趋紧，电价抬升具备基础。

同时，在“双碳”目标下，减碳需循序渐进，火电的重要性不容忽视。7月30日中央政治局会议提出，要坚持全国一盘棋，纠正运动式“减碳”。这表明要因地制宜、科学把握工作节奏和力度，而不能片面强调零碳方案、打造零碳社区、大搞零碳行动计划。同时，由于可再生能源发电具有随机性和波动性，其局限未得到较好解决，加之当前中国电力装机中火电仍占有较高比例，因而短期内风光替代火电仍不可行，火电装机仍具有其存在必要性。

而且，各大发电集团下公司已持续在新能源业务上发力。对标纯新能源运营商，兼具火电和新能源装机的公司估值仍存在较大提升空间。

中信证券表示，电力行业的政策风险溢价有望全面缓解，推动估值向正常化水平修复。

历史上来看，火电行业估值整体偏低，除了商业模式中燃煤成本占比较高，导致ROE天然波动，因为面临强周期属性的估值折价之外，市场对于火电电价调整的及时性与充分性存在疑虑，也强化了火电估值体系中的政策风险溢价。

从历史上看，火电行业的标杆电价调整确实相比煤价调整有所滞后。以最近一次火电标杆电价调整为例，2016年初煤炭供给侧改革启动，2016年下半年以后煤价大幅上涨，到2016年底已经达成当时煤电联动电价调整机制的触发条件，但国家此后再未启动煤电联动机制，而仅仅在2017年7月1日通过下调和取消部分政府性附加基金而变相小幅上调了燃煤标杆电价。

2021年下半年以来，随着部分省市上调电价及后续电价的基准上浮得到各级政府的反复确认并最终落地，电价可以上涨的政策信号将得到充分反映，火电企业的合理收益将得到更好保障，火电行业乃至整体电力行业的政策风险溢价有望下行，料将进一步带动电力行业整体估值重估。

中信证券认为，尽管2021年三季度，火电的业绩压力仍较大，但随着电价上涨预期不断催化、还原电力商品属性得到政策反复支持，板块情绪有望加速改善，政策风险溢价有望缓解，并推动估值向正常化水平修复，电力行业全面配置时点已经到来。遵循三条投资主线：充分受益电价上涨、估值便宜的火电龙头及内陆电量占比较高的区域火电公司；转型新能源带动价值重估的公司；火电电价上涨推升优质水电及新能源公司的性价比。