电改为火电带来商业模式重塑

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　　郭鹏 广发证券发展研究中心副总经理，环保公用首席分析师

　　火电行业过去作为较为典型的周期行业，以煤价、电价、利用小时、装机的四要素作为盈利的核心驱动力。其中煤价代表主要成本、电价代表收入、利用小时代表效率、装机代表成长性。火电行业在经历“五朵金花”时代的快速装机期后，利用小时也进入相对稳定阶段，市场对于四要素的关注点逐步聚焦于煤价和电价。但同时，由于大部分电量通过每年一次的中长期购电合同进行签订，此部分电量占比可超过7成，电价这一要素因此形成了年度定价为主的形态。但对于购煤成本而言，由于长协煤并不能够形成全部覆盖，因此日度波动的煤价对于发电成本形成了巨大的影响，如2020-2023年的秦皇岛Q5500动力煤现货价格波动范围在469元/吨~2570元/吨之间（数据来源：百川盈孚）。电价难以较迅速地与煤价形成联动，导致了火电企业在煤价高、电价低的时间出现巨额亏损，在煤价低、电价高的时间又扩大盈利，盈利的波动是市场以周期股的视角观测火电投资价值的主因。

　　复盘今年年初以来煤价和电价两要素变化，火电企业迎来了盈利改善的重要阶段。年初以来，受国内煤炭增产、进口煤持续增加的影响，国内动力煤价格现货整体呈现下降趋势，秦皇岛Q5500动力煤价格从年初的1205元/吨一度下降至6月的775元/吨。同时，国家持续推动电煤长协履约率提升，上述因素共同带动上市公司层面用煤成本持续下降。从电价角度来看，去年多数省份的中长期电价实现了较燃煤标杆20%的顶格上浮。在电价高位、用煤价格回落的情形下，火电公司实现了盈利的大幅改善，上半年火电上市公司盈利实现同比172%的增长，火电困境反转的过程也吸引了资本市场的持续关注。

　　需要注意的是，在火电近年来受煤价电价错期波动的过程中，我国的电源结构也正悄然发生变化，开始催生电力体制的深化改革。我国规模以上风光发电量占比从2010年的1%到2022年已提升至10.9%。又因为风光发电受到来风、光照资源波动的影响，风光电力的不稳定性较强，与用电峰谷的匹配度也较为有限，如中午日照最强时光伏出力达到峰值，而用电负荷高峰又出现在傍晚时刻。且我国风光资源禀赋多集中于三北地区，而用电负荷多集中于沿海发达地区，时间及地域错配问题均较为突出，风光消纳正成为新型电力系统发展的痛点，改革迫在眉睫。

　　火电因其发电的稳定性和可调节性，正成为解决消纳问题的重要力量。火电是我国发电结构的基石，2022年占我国全社会规模以上发电量的69.8% 。同时，火电又具备负荷的可调节性，可以为波动性的风光提供保障，实现电力供需的平衡。这种平衡能力也为火电提供了增量的盈利能力。从能源局披露的今年上半年辅助服务的费用数据来看，278亿元的总费用中91.4%支付给火电。用上半年近3万亿度的火电发电量进行测算，度电的增厚水平已经达到0.86分。未来伴随我国风光发电占比的提升和辅助服务的推广范围扩大，我们认为这部分业务带来的盈利能力也有望进一步增强。

　　在电改的催化下，火电的商业模式将有望迎来重塑，从周期波动走向稳定的公用事业。与前文提到的挂钩煤价电价的周期利润不同，辅助服务的盈利模式更加稳定，盈利的规模将取决于为风光波动做出的调节次数和调节深度等，挂钩我国的绿电增长。当前电力体制改革持续深化，现货市场、输配电价的相关政策均反映了电力系统的辅助服务改革方向。火电的盈利模型将因辅助服务业务占比的提升而更加稳定，稳定的盈利和现金流又将保障其风光的再投资能力以及分红能力。火电公司公用事业属性将愈发增强，商业模式的重塑将带动估值体系的变革。我们持续期待电力体制改革的推动，重塑火电投资价值。