火电历史行情、改革进程及盈利修复空间如何？

峰回路转，价值重估正当时。

1.火电历史行情复盘

1.1 行情走势复盘

火电一季度行业情况复盘。根据火电（中信）成分标的经营情况进行分析，2022 年和 2023 年 Q1 营收分别达 1.27 万亿和 0.33 万亿，分别同比增长 16.23%和 4.78%，主要 系火电发电电量和电价上浮带动，据我们统计，2022 年多个省份地区年度交易电价近似 顶格 20%上浮。2022 年由于燃料成本明显增长，火电板块营业成本同比增长 10.67%， 2023 年一季度营业成本增幅显著回落。整体来看，2022 年火电行业受成本大幅增长拖 累业绩，归母净利同比下降 103.4%，2023 年一季度随煤价持续下行成本下降，归母净 利同比增长 227.48%。

煤电历史行情走势多次背离“顶牛”相关性，煤价并非驱动火电行情走势和估值提升的 单一决定性要素。对于火电公司业绩而言，煤价是影响业绩的最主要要素，煤价波动直 接影响电厂利润表现。但复盘历史，实际火电行情多次背离传统认知中的煤电“顶牛” 格局，例如在 2011-2013 年，煤价下行需求收缩，同样联动影响火电电价与利用小时数， 火电行情与煤价同降，煤价并非是驱动火电行情走势和估值提升的核心因素。

目前火电板块具备安全边际，且具备“逆周期”属性，相对收益持续扩大。复盘火电历 史行情，2002-2004 年，在电力供应紧缺和电改 5 号文发布的背景下行业迎来资本开支 快速扩张，带动行情上涨；2011-2015 年，伴随煤价下行，成本修复，但是煤价联动下 削弱火电盈利空间；2018-2019 年，火电体现出逆周期属性；2021 年后，在双碳目标牵 引下，火电再度迎来资本开支扩张时期。当前，火电行业正处于基本面向好抬升区间， 在经济复苏较弱的预期下，煤炭需求弱复苏，价格下行带动成本修复，火电逆周期特性 突出。

1.2 电改复盘

1978~1985：政企合一模式导致供给短缺，引入多元化主体。

1997~2001 年，政企分开改革。1997 年国家电力公司挂牌成立，随后承接了原 电力工业部所属的全部企事业单位，实行发、输、配、售一体化经营，从中央层面 实现了政企分开。

2002 年 2 月，国务院正式批准《电力体制改革方案》（电改“5 号文”），确立“厂 网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字方针，为我国电力体制改革指 明方向。

2004 年底，提出煤电联动机制，2005 年 5 月首次执行。将煤电电价形成机制由成 本加成法（一机一价）改为标杆电价，由省级价格主管部门根据全省基准煤价和合 理收益确定省级统一的电价，解决了一机一价模式下成本越高收益越高的问题；同 时提出当煤价涨幅超过 5%时进行电价调整，每次调整周期不低于 6 个月，70%的 煤价涨幅传导至电价，即“煤电联动”。

2008 年，煤电联动滞后，之后大幅上调电价。2008 年 11 月，四万亿出台，导致 2009 年煤价迅速攀升，电价滞后调整。按照之前煤电联动规律，市场普遍期待 2010 年底或 2011 年初上调电价，但是直到 2011 年 4月电价才迎来上调且幅度及其有限。 随着煤价继续攀升，煤电行业 2011 年出现继 2008 年之后的第二次大范围亏损，多 地出现电荒。在多方压力下，国家发改委于 2011 年 12 月再次上调煤电标杆电价并 引入脱硫脱硝电价合计约 3 分/千瓦时，为我国煤电联动历史上单次上调幅度最大的 一次。火电公司盈利能力迅速提升，华能国际扣非 ROE2013 年达到历史最高点 19.79%。

2015 年改革：矛盾交织下的市场化发电企业单边让利。2015 年 12 月，我国发布 《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，给出了完善后的煤电标杆电价联 动公式，并按机制下调电价 3 分/千瓦时。至此，我国电力市场再次进入计划与市场 并存的双轨制时代。

2019 年，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化 价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，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 11 日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化 改革的通知》（1439 号文），提出燃煤发电量原则上全部进入市场，浮动范围扩大 至正负 20%，高耗能行业电价不受限制。

2. 煤价下行，火电盈利修复空间巨大

国内煤价中枢快速回落，海外能源价格持续下行。海外煤价加速下行，挫伤国内贸易商 挺价情绪，北港 5500 卡现货价格目前在 800 元/吨左右震荡，（截至 6 月 15 日至 805 元/吨）。同时，港口库存保持高位。从电厂库存来看，相比历史情况，电厂陆续做好迎 峰度夏准备，电厂库存持续高位上行，有力支持后续市场博弈。目前已至 Q2 末，此时 港口、电厂的较高库存，和持续下行跌势，电煤大概率出现“旺季不旺”，后市反弹力度 难有支撑，火电修复仍有空间。

长协煤保障力度持续加强，进一步支持盈利修复空间。国家发展改革委先后发布了《关 于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》和《关于进一步完善煤炭市场价格 形成机制的通知》，其中，1439 号文明确放开全部燃煤发电量上网电价和“基准价+上 下浮动不超过 20%”的机制，303 号文规定秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易 价格范围为每吨 570~770 吨（含税），并设置了山西、陕西、内蒙古三个重点产煤省区 的出矿环节中长期交易价格合理区间。今年长协落实力度再加强，有望进一步支持电企 盈利修复空间。