2024年火電行業專題分析：開啟新火電三部曲_煤價企穩一、火電價值新三部曲：煤價企穩、輔助服務、電量電價我們提出火電將圍繞ROE模型，從周期三部曲走向價值三部曲：（1）4月底煤價企穩及容量電價執行情況，確認盈利中樞抬升且可持續、同時容量電價執行良好貢獻穩定ROE來源；（2）5月起各省輔助服務將迎細則密集發布，能源局2月政策要求6個月內明確輔助服務價格，將確認輔助服務帶來的ROE貢獻；（3）8月起部分省份開始簽訂2025年電量電價，確認電量電價能否反映用煤成本，并且將迎來中報的業績高增，煤電聯動政策也或將加速。當前火電處于從周期走向價值的“分歧時刻”，我們建議重視煤價企穩的產業趨勢，關注此輪煤價企穩下投資者結構變化的調整機會，并更多關注ROE穩定性提升下的火電公用事業化的驗證和定價契機，火電新三部曲即將演繹。三部曲圍繞的ROE模型需要重申，進而推演出我們為什么關注煤價企穩、輔助服務和電量電價三個節點。首先我們始終強調的是火電的三要素電價機制將重塑火電模型，即容量電價反映固定成本、電量電價反映變動成本、輔助服務反映調節成本的火電價格新機制。2023年11月容量電價落地當前執行情況良好，2024年2月輔助服務政策出臺并將于8月份之前出臺各省細則，若電量電價能夠反映用煤成本也得到驗證，我們認為火電的中樞ROE將超過10%，穩定性也將大幅增強。測算思路如下：參考歷年火電項目造價，預計建設成本均值約3500元/千瓦，資本金比例通常為30%，則在經營正常情況下（暫不考慮煤價大幅提升盈利巨虧）對應凈資產為1050元/千瓦。基于上述基準情形，在新電價構成下，我們分別對火電的容量電價、輔助服務電價、電量電價三部分ROE進行測算：（1）容量電價部分：根據發改委、能源局聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》，容量電價綁定煤電固定成本，煤電機組固定成本為全國統一的330元/千瓦·年，2024-2025年多數地區為30%。在機組利用小時數400小時/年時，容量電價折度電收入為0.022元/千瓦時（不含稅）；不考慮成本增加的情況下，當前容量電價水平對應ROE達6.3%（2025年之后補償比例升至50%，對應ROE達10.4%）。（2）輔助服務部分：根據國家能源局2023年第三季度新聞發布會，2023年上半年全國電力輔助服務費用共278億元，從輔助服務提供主體來看，主要是火企獲得補償254億元，占總費用的91.4%；考慮攤至上半年全部火電發電量2.95萬億千瓦時、則度電輔助服務費用為0.86分。根據2023年2月發改委、能源局發布《建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價；參考各地燃煤標桿電價并考慮一定折價，假設調峰價格上限為0.3元/千瓦時，2027年火電調峰占全部調峰份額的70%，則對應火電調峰市場空間為698億元。截至2023年末我國火電裝機為13.90億千瓦，至2027年暫不考慮凈增加；為方便與容量電價補償力度做比較，則2027年輔助服務電價折每千瓦補償50元，4000利用小時數下、折度電約0.013元/千瓦時。綜合考慮深度調峰所需靈活性改造成本100元/千瓦，則對應輔助服務部分ROE為2.5%。（3）電量電價部分：參考百川盈孚現貨煤價及秦皇島年度長協價格，當長協煤比例在70%，5500大卡現貨煤價為850元/噸，5500大卡長協煤價格為709元/噸時，火電綜合標煤成本為956元/噸；考慮利用小時數有所下滑、參與深度調峰比例增加等綜合影響、煤耗小幅增至300克/千瓦時（當前各公司煤耗水平約290克/千瓦時左右），則度電用煤成本為0.287元，度電總成本約0.387元（度電折舊人工等約0.1元）；全國平均不含稅燃煤標桿單價約0.35元/千瓦時，考慮15%上浮比例則為0.403元/千瓦時，同時考慮度電管理及財務費用扣除，則電量部分對應ROE為1.15%。綜上我們認為，未來火電在容量、輔助服務、電量三者的共同影響下，度電收入將為0.437元、對應度電成本為0.405元（考慮管理及財務費用），則度電利潤為0.025元，綜合ROE將保持在10%左右。且遠期容量電價補償有望向50%甚至更高補償，伴隨火電價值從“用煤發電的加工業”向“風光消納的調節資源”，ROE中樞有望維持在10%以上。二、新三部曲啟動：煤價企穩、容量電價執行良好首先，我們重點闡述煤價企穩與容量電價執行良好對于新三部曲的重要性。市場此前將火電作為煤價波動的周期股，因而部分投資者以觀測煤價為主。但是，在這一輪中煤價與電力股的部分時間段同向而行（今年2月），煤價過高與過低在當前的階段會對火電產生盈利影響，但是800-950元/噸的現貨煤價范圍，我們認為從產業層面來看，或對于電力和煤炭都共同友好，既無需憂慮電價、也無需擔憂成本，火電也擁有一定的庫存補充和調節能力，這也或是煤價企穩并未大幅下跌的核心原因之一，并且對電量電價的ROE形成一定的指引能力。此外，今年我國水電發電量預計持續改善，測算長江電力4月至今發電量同比+25%，水文改善也將為煤價企穩提供更大的可能與保障。容量電價執行良好，測算折火電口徑度電均超2分，容量部分的ROE已經得到驗證。根據各電網代購電數據，測算全國各地1-4月單位火電容量電價均值分別為2.17、2.73、2.30、2.79分/度（含稅），月度間的差異則是由于電量波動導致。根據去年11月出臺的容量電價的政策（多省份24-25年為100元/千瓦·年），測算理論容量補償折度電范圍為2.0-2.9分/度，事實證明容量電價實際執行力度良好，容量電價貢獻的ROE水平已經確定，證實了ROE模型中最確定的一塊來源。其次，輔助服務的各省細則將于8月前陸續出臺，明確輔助服務的ROE貢獻。火電作為全社會調節成本的左側又是社會的主力電源，火電參與輔助服務的相關政策出臺迅速，如輔助服務政策要求獲取容量機組的電源均要參與輔助服務，政策也要求火電靈活性改造2027年應改盡改。我們前文進行的輔助服務ROE模型測算是自上而下的，是根據綠電發電量中需要調節的部分×調節價格×火電的份額進行測算，但實際上各省份的輔助服務執行是獨立的，需要具體政策進行驗證的。好在，輔助服務各省的細則均將陸續出臺，輔助服務的ROE貢獻能力將得到有效的驗證。我們前文的測算普遍選取假設是較為保守的，我們預計驗證效果將更加突出。輔助服務不同動作的價格構成參數，是各省政策力度的評估標準。輔助服務主要圍繞有功平衡的調峰、調頻、備用，有條件的地區摸索爬坡。針對調峰主要是相對充分的市場競爭，各供應主體進行報價，政策或針對不同的峰值水平進行價格約束。調頻和備用則分別給出了計算公式，主要是系數的選擇將在政策中得到明確。從存量的輔助服務交易結構來看，調峰也是最主要的市場，2023年上半年全國電力輔助服務費用共278億元，其中調峰補償167億元，占比60%。最后，電量電價作為整個ROE結構中最重要的一環，將在今年8月附近得到首批驗證并持續到年底。電量電價是過去市場把火電認定為周期股的核心原因，其與煤價的滯后性及不連貫聯動為火電提供了盈利來源，也是虧損的核心。但是一方面，未來電量電價能夠反映用煤成本是施政核心方針，其實我國去年的電價簽訂也本質上驗證了這一邏輯，江蘇電力市場2024年度交易總體加權均價較基準價上浮15.8%（前值為上浮19.4%），本質上電量電價已經開始反映用煤成本的回落。另一方面，浙江、廣東等省份開始推行煤電聯動的政策，我們認為是未來的政策趨勢，尤其是在煤價逐步回落的情況下，政策更易實施。2024年廣東零售交易合同提出度電5分錢煤電聯動浮動上限，浙江提出計劃建立煤電聯動機制。2023年11月廣東電力交易中心印發《關于廣東電力市場2024年零售交易合同范本的修編說明》，其中修編增加煤電聯動浮動單價范圍0-50元/兆瓦時（0-5分/千瓦時）。若按照煤耗300克/千瓦時計算，5分錢可覆蓋167元/噸標煤波動、折5500大卡市場煤為131元/噸；再考慮50%長協煤覆蓋水平，可覆蓋262元/噸市場現貨煤價波動。2023年12月浙江省能源局印發《2024年浙江省電力市場化交易方案》的通知，提到建立煤電價格聯動機制，定性定量明確聯動公式，實施年度和月度聯動；月度以年度價格為基礎，根據當月煤價與年度基準煤價差值超過30元/噸時，實施煤電價格聯動。電力大省改革加速，我們認為煤電聯動將在2024年得到持續、深刻、全面的落地和加深。三、凈資產修復持續驗證，公用事業化大幕拉開一季度火電公司業績同比高增得到驗證，背后是高ROE下的盈利改善與凈資產增長。火電一季度受益于煤價下行，公司成本端大幅改善，業績提升。其中以華能國際為首，華能國際2024Q1實現歸母凈利潤45.96億元，同比增厚23.46億元，同比大幅提升104.25%（煤電度電盈利達3.1分，23Q3為度電2.6分），其余全國性龍頭大唐發電、國電電力、華電國際歸母凈利潤均穩定提升，已披露一季報的公司絕大多數均實現業績增厚。由于煤價的回落是從3月中下旬開始，后續的業績改善趨勢仍將繼續。盈利能力保持穩定，火電凈資產修復已經得到體現。我們在1月撰寫的報告《火電的當下與未來：從凈資產修復到公用事業化》中認為，過去幾年由于煤價飆升且長協履約不足，火電公司的報表嚴重縮水，以已披露2023年報、2024年一季報的9家火電公司為樣本，2021年單年凈資產就下滑了12%，2023年下半年起伴隨火電盈利逐步修復，火電公司凈資產亦逐步增長，2023年火電板塊扣除永續債后的歸母所有者權益較2022年末增長7.7%、2024年Q1較2023年末增長5.0%，當前盈利保持下、火電公司凈資產快速修復中。凈資產的修復仍將持續，且ROE模型若穩定高位，公用事業化程度勢必提升。我們在去年11月撰寫的2024年度策略《公用事業化中》以盈利穩定、長久期、高分紅等屬性來對公用事業化程度進行衡量，電力資產走在不同的階段。水電由于穩定和分紅的特征，龍頭長江電力由分紅率和預期股息率折算下的PE可達18-20倍、3倍PB，是公用事業化的標桿；核電成長性突出，當前平均PE約17倍，PB約為1.8倍；火電公司由于過去凈資產虧損幅度大且具備周期波動，平均PB僅為1.3倍，部分公司僅1倍PB。電力各子行業都具備需求穩定的公用事業屬性，同時由于電改推進，火電公用事業化進程將得到加速，短期通過高ROE修復凈資產，長期公用事業化估值提升。2024年一季度末公用事業股基金配置占比為1.28%，環比大幅提升0.48個百分點。從基金持倉來看，2021年以來伴隨市場逐步認知綠電成長性，板塊持倉比例持續走高，2022Q1已提升至0.63%，二三季度受火電業績承壓及綠電成長性受挫影響，持倉比例有所降低。伴隨火電盈利改善逐步體現，2023Q2迎來配置高點、占比達0.74%；三季度伴隨經濟復蘇預期增強等影響，公用事業股基金配置占比環比下降0.07個百分點至0.67%；四季度伴隨公用事業化進程的穩步進行，持倉比例提升0.15pct至0.80%；2024年初至今板塊業績具備確定性改善、漲勢突出，公用事業股基金配比環比大幅提升0.48pct至1.28%，突破歷史高位。分板塊來看，2024年一季度末火電、水電基金配置占比均提升至0.5%以上。2024年初至今火電、水電板塊基金配比分別大幅提升至0.51%、