复盘发电产业在资本市场的历史表现可以发现,相较其他公共事业的商业模式,电力尤其是火电行业的业绩波动剧烈,盈利稳定性与电信运营商、高速公路等典型的公用事业资产相去甚远,这也是市场一直以来对火电的“诟病”以及固有印象。但是在能源变革的时代背景下,火电的盈利方式也正在产生变化,而这也很有可能会带来新的估值逻辑和投资机会。
最重要的变化在于,火电盈利稳定性相较于过去有了非常显著的提升。火电企业过去盈利波动大,究其原因还是和产业链下游“计划电”而上游“市场煤”的特征密切相关。而在电改的大背景下,成本波动剧烈但电价调整缺乏灵活性的情况有望得到彻底改变。“计划电”正在向“市场电”转变,供需正在成为电价的决定性因素。过去,我国发电方式以煤电、水电、核电为主,新能源占比很低,整个电力系统也比较稳定。但随着发电侧新能源装机占比的持续提升,原先以准许收益法形成的标杆电价既无法量化电力的时间价值(出力灵活性)也无法体现其环境价值(是否有碳排放),这对调节市场供需,增强电力保供能力以及推动电力系统绿色转型都提出了挑战。在23年7月,中央深改委审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》,顶层电改文件正式出台。从之后一系列文件和举措可以看出,发挥市场在电力资源配置中的决定性作用是妥善解决上述问题的重要举措。从海外经验看,欧美电力行业在90年代之前也普遍采用准许收益法确定标杆电价,之后逐步形成以现货市场为核心的“能涨能跌”的市场价格机制。
另外,去年11月份设立的容量电价机制也为保障火电向基础保障性和系统调节性电源并重转型以及提升火电盈利稳定性提供了制度上的重要保障。容量电价的设立宣布我国煤电电价正式从单一制电价转向两部制电价,火电企业不仅可以通过市场化方式形成的电量电价获得售电收入,也可以凭借具备保供能力的煤电机组直接获得容量电价。根据通知,煤电的容量电价将按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定,2024～2025年多数地方为30%左右,2026年起,各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%。凭借容量电价机制,火电资产对电力系统的支撑调节价值有望得到更加直接的体现,这也与电力市场化建设一道从底层制度促进了火电行业未来平稳健康发展。
在盈利稳定性提升的同时,电力供需结构偏紧的现状也进一步提升了火电的盈利能力。虽然过去几年我国一直在积极进行绿电建设,但绿电不稳定的特征导致其无法满足我国在尖高峰时刻电力需求的刚性增长,并进一步刺激了对火电这一类可以充分满足系统支撑调节作用的“压舱石”的需求。而与此同时,火电的建设却明显因为过去几年行业的巨幅亏损陷入停滞,并且直到现在仍没有明显恢复。从目前我国已经试运行电力现货市场的省份和地区看,以新能源参与度较深的蒙西为例,火电出力灵活且稳定的优点在现货市场电价中得到了较为明显的体现,低价时少发,高价时多发,从最终火电现货结算价格看溢价显著。而从前不久已公布的各省份的2024年长协电价的签订情况来看,虽然煤炭均价在2023年出现明显回落,但最终大多省份的长协电价签订结果与23年相比降幅有限,部分省份在考虑容量电价后甚至可能略有提高。上述价格信号既佐证了我国大部分地区电力供需仍结构偏紧的现状,也体现出电力市场化的改革以及供需结构的错配给火电行业带来的盈利能力的提升。
从中短期来看,我们预计火电企业在经历23年业绩大幅扭亏后,24年仍有望继续提升业绩表现。在长协电价已经基本明确的情况下,煤价是对24年火电企业盈利非常重要的影响因素。一方面,当前电厂煤炭库存仍然偏高,非电用煤需求继续保持平稳;另一方面,随着发改委的有效监管以及越来越多的煤电联营合作模式推广,长协煤的签约率和履约率也有望保持提升。我们判断,2024年电厂的用煤成本稳中有降,有望继续提升电厂的盈利水平。
聚焦管理层,我们预计火电企业的经营管理和对股东回报的重视也可能会发生重要变化。近年来,在“一利五率”的央国企考核体系下,上市电力公司作为央国企最为集中的行业之一,也在普遍提高自身的分红承诺。根据长江证券统计,京能电力、内蒙华电已经将自身的分红承诺提升至70%,大型发电上市公司如华能国际、国投电力、大唐发电、中国电力等分红承诺同样高达50%。在未来几年,火电企业有望向投资者们回报更高更稳的股息。近期国资委更是提出要全面推开上市公司市值管理考核,相关政策导向也有利于推动火电央国企加强和市场的沟通交流。
锐方基金创始人、董事长毛建华认为:火电企业的盈利稳定性、盈利能力以及经营管理的相关考核标准都已经发生了一些明显的积极变化,这些变化无论对于企业内在价值的重塑,还是二级市场的估值逻辑调整都值得期待。
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