一、周期：王者归来

（一）历次火电行业周期的复盘

回看过去二十年，火电板块较上证综指共出现四次大幅超额收益，除 2007 年的“系统性” 特征较强外，2003/2014/2021 年的超额增长均是由电力行业内部因素变化所致。我们通 过对这三次超额增长的复盘，寻找行情上行的核心影响因素，理顺火电周期的逻辑。

1、2003 年：“五朵金花”绽放，电力涨势靠前

2003 年火电板块强于大市的核心原因之一为持续紧张的电力供需关系带动的利用小时 数提升，火电盈利能力增强。上世纪 80 年代末允许自建电厂后，我国火电装机开始快速 扩张。此后 1996 年亚洲金融危机造成出口锐减，用电需求下降，1998 年用电量增长率 下降至 2.8%，发电设备平均利用小时数较 95 年下降 13.7%至 4501 小时/年。电力供应严 重过剩加之电力改革在即，发电机组建设受到严格限制。

2002 年后经济“工业”属性进一步明显，连续四年工业新增用电量占全社会用电增量的 75%以上，带动 2002-2005 年复合用电量增速达到 14.8%，电力陷入严重短缺时期，全国最大电力缺口约 3000 万千瓦 (占全国装机 8%)，发电设备利用小时数增长至年 5400 小 时以上。其间供求关系成为电力行业的主导因素：供应侧电力巨大缺口必然带来装机增 长，2005-2007 年火电新增装机共约 2GW，较 2003 年增长约 60%；需求侧韧性较好，工 业重型化大势下长期用电增长可期，除 08-09 年受经济危机影响外，2005-2011 年用电需 求增速均超过 12%。加之 QFII 入市带动价值投资理念盛行，电力成为领先大市的“五朵 金花”之一，2003 年申万火电指数涨幅 37.1%，高于上证综指涨幅 26.8pct。

2、2014 年：煤价下行推动 ROE 修复进而催生新一波行情

2014 年火电板块强于大市的较为主要的影响因素为煤价下行。从供需情况来看，这一阶 段装机及用电增速均处于低位（如图表 2 所示），发电设备利用小时数波动较大。煤价方 面，受电煤价格并轨和进口煤冲击的影响，国内动力煤价格在 2012-2015 年持续下降， 进入一轮持续时间约在 4 年的煤价跌价周期。在此背景下火电板块 ROE 不断改善，发电 企业利润增厚，最终传导至股价形成超额收益。

3、2021 年：绿电发展新逻辑，政策利好抬升全板块预期

驱动 2021 年电力板块上涨的主要原因之一为“双碳”发展浪潮之下，绿电的增量空间为 传统电企发展带来了新逻辑。2021 年下发的《“十四五”现代能源体系规划》等文件对 新能源发电建设提出了明确的时间表，要求在 2030 年非化石能源消费占比达到 25%，风 光总装机容量达到 12 亿千瓦以上。在此背景下，多数电企也分别公布自身“十四五”绿 电扩张的计划，较高的风光扩张速度为电企后续发展带来了新逻辑，电力板块涨幅明显。 此外，相较长期处于静态的 2020 年，2021 年各行业用电情况均得到修复，用电量增长 率重回 10%以上，发电设备利用小时数也重回 19 年水平。

（二）展望：行业背景似曾相识，电力有望景气维持

结合对前三次板块复苏的复盘，我们从供需关系、电价、煤价等维度分析后续火电行业 基本面。1）供需关系方面：经济复苏带动用电需求，风光装机占比提升或加大供应风险。近年绿 电增长速度迅猛，而火电增长却愈发不足，由于缺乏稳定性的电源支撑，近年来限电频 现。2021/2022 年先后因为煤价偏高和夏季高温致使部分地区电力供应紧张，尤其在 2022 年，8 月火电设备平均利用小时数达到 453 小时，已接近电价紧缺时期水平；在需求侧， 防疫政策转向后，促增长政策频出，经济复苏或将推动用电需求上行，电力紧缺形势可 能继续。

2）电价方面：行业困境带动电价进入上行通道。2021-2022 年受煤价高企影响，火电运 营商持续亏损，部分公司归母净利润连续两年为负。尽管 2021 年底发布的发改价格〔2021〕 1439 号文打开了电价上浮空间，但电价涨幅仍未能完全覆盖用煤成本的增加。2022 年 11 月中电联发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》，建议将平均煤电基准价调整到 0.4335 元/千瓦时，尽管这一建议并非最终电价调价的政策文件，但仍能反映出行业面临 的压力。年初以来煤价虽有所回落，但较发改委划定的煤价合理运行区间仍有一定差距， 我们认为在煤价高企的背景下，电价有望维持高位。

3）煤价方面：供给放宽或推动煤价中枢下行。2022 年初受进口煤冲击和供需紧张的影 响，煤价整体居高，长协履约情况的不足也增大了火电企业成本压力。2023 年在保供政 策的推进下，根据各主要产煤省份政府工作报告及能源会议，山西/内蒙古/陕西规划煤炭 新增产量约 0.58/0.76/0.04 亿吨。同时澳煤进口增加叠加国际形势缓和，煤炭进口亦显著 修复。当前煤价虽受煤矿安全事件扰动而有所上涨，但长期看供给侧的改善有望推动煤 价中枢下行，将电企成本保障在合理范围。

我们认为目前的火电行业基本面与 2003 年存在诸多相似之处，其核心因素都在于电力缺 口和用电需求刚性。2003 年的电力缺口来源于发电能力与经济增长错配，用电需求高速 增长，装机量不足带动利用小时数上行，同时重化工业的发展为长期用电需求提供保障。 同样，当前促增长政策出台或带动经济复苏，从而推动用电量修复（与 2021 年类似为全 国层面的用电紧张），新能源发电难以稳定支撑负荷的问题也导致火电需求长期客观存在。

二、供需：电力供需偏紧或成常态，火电弹性向上打开

低碳转型叠加产能过剩，“十三五”期间传统火电投资显著下滑。2014-2015 年常规火电 项目审批权逐步从国家能源局、国家发改委及国家环保部陆续下发至各省级机构，火电 项目获得批复数量大幅提升。随着大批燃煤电厂获准开工，“十三五”开局火电产能逐渐 过剩。同时在能耗双控、风光平价上网和双碳目标等政策因素的影响下，“十三五”风光 发展较快，火电建设的重要性似乎有所“淡化”，火电投资增速相对停滞。燃煤电厂的建 设周期一般为 2 年，“十三五”期间火电行业投资疲软导致近年来火电装机增速不断下滑。 2022 年，我国各类电源新增装机量为 1.86 亿千瓦，其中火电新增装机仅占比 18.8%；2022 年各类电源装机同比增速为 8%，全社会电力消费量同比增速为 4%，而火电装机同比增 速仅为 3%，火电在整体电源结构占比不断下滑，对社会用电需求的支撑作用亦有所减弱。

风光装机占比提升，稳定不足导致电力系统充裕性有所下滑。在双碳目标不断推进的背 景下，风光装机规模占比不断提升。2015-2022 年，光伏/风电装机复合增速分别为 37.5%/15.8%，并带动电源总装机复合增速达 7.7%。然而，风光出力波动性较大，且易 受气候变化影响，因此其实际贡献有效容量较装机容量更低，参考自然资源保护协会及 北京大学能源研究院联合发布的《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》，假设火电/水 电/太阳能/风电/核能的容量系数分别为 0.9/0.5/0.2/0.1/1.0，我们测算 2015-2022 年我国电 源有效容量和最高负荷复合增速分别为 5.1%/7.1%，有效容量/最高负荷这一指标由 139% 下降至 122%。根据上述文献对容量系数的定义，有效容量反映了尖峰负荷时电源发电 能力的大小，“有效容量/最高负荷”这一指标的下滑或昭示电力系统的充裕性有所下降。

当前系统或存供给风险，供需或出现阶段性偏紧。近年，火电设备平均利用小时数较 2010 年左右有所下滑，然而由于新能源稳定性问题，电力供需仍存在阶段性偏紧现象，如 2022 年迎峰度夏期间，电力需求提升叠加水电出力不足，8 月火电设备平均利用小时数回归 453 小时的历史高点，我国多地亦出现停电限电现象。因此，虽然我国总体电力装机规 模大幅提升，但火电占比下滑叠加需求不断增长，供需格局仍难言宽松，电力系统或仍 存在供给风险。

三、电价：下游或能承受一定“涨电价”负担

21 年煤价高企电价上浮空间被再次打开，展望明年，我们认为电价中枢的确定本质上需 要回归于电企的合理盈利，或与煤价更为相关。从最终结果来看，电价调升或调降的最 终“发令枪”需由发改委发出，需要考虑的因素较为复杂，因此很难给出置信度较高的 政策预判。那么，如果不去预判政策，而仅从“涨电价”这一决策引发的“结果”来看， 电价的调升究竟能带来多重的“担子”？我们从这一视角出发，试图刻画出一个较为宏 观的数字概念。

（一）工商业电价上涨的经济压力测算

在我国保民生重要方针的指引下，居民端及农业（第一产业）产业用电电价一直较为稳 定，我们首先考虑工商业（第二、三产业）电价上涨带来的用电成本的增加。

为将电价上涨带来的经济成本直观化，我们以 2021 年 20 省份标杆电价的加权平均值（以 用电量为权重）和 2022 年全国用电量产业结构为基准做敏感性分析，加权标杆电价浮动 幅度为 2-10%，用电量修复幅度为 2-8%，假设中性情况为电价上浮 5%，用电量修复 5%； 最极端情况为电价上浮 10%，用电量修复 8%。最终我们确定的加权标杆电价为 0.3962 元/度，2022 年工商业用电量合计 71860 亿千瓦时，对应中性/极端假设下工商业用电成 本增量为 2918/5353 亿元，占 2022 年 GDP 的 0.24%/0.44%，对工业部门利润造成 2.75%/5.05%的冲击；工商业用电成本总量分别为 31393/33827 亿元，占 2022 年 GDP 的 2.59%/2.80%，占工业部门利润的 37.36%/40.25%。

（二）脑洞进一步开大：如果居民用电电价上涨又会如何？

我们不妨做个更加大胆的假设：居民用电电价上涨。尽管居民用电具有保护性质，其电 价通常不会随工商业电价调整而上调，但此处我们假设一种电价被迫上涨的极端情况， 以测算居民端用电成本上行对宏观经济和私人部门的压力。2022 年居民用电量共 13366 亿千瓦时，电价上行中性/极端假设下居民用电成本增量为 542.86/995.69 亿元，占 2022 年 GDP 的 0.04%/0.08%，对居民可支配收入总量造成 0.10%/0.19%的冲击；居民用电 成本总量分别为 5839/6292 亿元，占 2022 年 GDP 的 0.48%/0.52%，占居民可支配收入总 量的 1.12%/1.21%。

（三）冲击尚可，下游或能承受一定电价压力

压力测算：用电成本抬升冲击尚可，电价具备一定上浮可能。1）从工商业部门来看，在 电价上涨 5%、用电量修复 5%的中性假设条件下，工商业用电成本增量占 GDP（2022 年）的比重仅为 0.24%，其中工业用电成本的增加将会对其利润造成 2.75%的冲击；在电 价上涨 10%、用电量修复 8%的极端假设条件下，占 GDP 比重扩大至 0.44%，利润冲击 扩大至 5.05%。在中性条件下，工业企业用电成本对利润的冲击并非不可接受，理论上 工业电价在宏观层面具备一定的上浮可行性。2）从居民部门来看，中性/极端假设下用 电成本增量分别占 GDP（2022 年）的比重为 0.04%/0.08%，占居民可支配收入的 0.10%/0.19%。尽管可能性较低，但即使居民电价上调，所造成的经济压力也在可承受范 围内，社会对电价适度上调有一定的接受能力。

理论层面：电价上涨与通胀水平并无确定性关系，电价中枢存在上升可能。电价的基础 价格属性和杠杆效应造成了这一刻板印象：电价上涨→居民/工业用电成本上升→通胀加 剧，但我国电价上涨与通胀并无较强的确定性关系。如图表 15 所示，2005 年电价上涨 后，CPI、PPI 同比处于下降趋势；2008 年电价两连涨后，CPI、PPI 同比下降趋势明显； 2016 年电价降低后，后续 PPI 同比上涨趋势显著。从历次电价调整对通胀的影响来看， 电价上浮与通胀并不具备直接的强相关性。

四、煤价与估值：煤价下行仍有迹可循，带动火电估值抬升

强传导能力下溯游而上，探寻煤价后续走势。在经历连续两年的用煤成本高企后，2023 年火电行情经历了一轮较为明显的反弹，火电行情与煤价走势表现出一定的负相关性， 那么在这一背景之下，我们希望能探索后续煤价的方向感与力度感。

（一）如何把握煤价后续的方向感与力度感？

首先明确为什么 22 年煤炭供需仍然如此之紧？这些影响要素今后是否能有所改善？总 结来看，供给端受 22 年进口煤扰动，即便本身体量不大，但在供需紧平衡的背景下，仍 然能够支撑煤炭较高的“价格弹性”。需求侧来看，22 年来水电不足导致火电必须“全力以赴”，进一步提升了煤炭需求。而向前看，我们认为 22 年的扰动因素在未来几年有 望迎来一定程度的改善。

国内层面：国内煤炭产能有望保持增长态势。2022 年全年原煤产量 44.94 亿吨，相较 21 年同比上升 11.6%，根据国家统计局数据，2023 年 1-8 月实现原煤产量 30.68 亿吨，同比 增长 4.5%。根据 2023 年各主要产煤省份政府工作报告及能源会议，山西/内蒙古/陕西规 划煤炭新增产量约 0.58/0.76/0.04 亿吨，合计规划新增产量超 1.38 亿吨。截至 2023 年 7 月，三省规划增量合计完成约 52.3%。我们认为在煤炭保供政策的推动下，后续煤炭产 能或可保持 2022 年的增长态势。

国际形势缓和，进口煤供给或将修复。2022 年我国煤炭进口量为 2.93 亿吨，同比下降近 10%，主要原因系澳煤进口量下滑叠加国际形势的超预期变化。2023 年起，该影响均在 一定程度上向好：一方面，澳煤进口量逐渐回升。截至 8 月，我国自澳大利亚进口煤炭 数量达 2955.38 万吨，同比增长 964.8%。另一方面，①受印尼煤炭出口禁令影响，2022 年印尼煤进口量同比减少 44.5%，占比下降 17.8pct。2023 年逐渐回归正常水平，截至 8 月，我国自印尼进口煤炭数量同比增长 68.9%；②欧洲能源危机有所缓和，22 年起底开 始天然气价格大幅下行，带动煤炭需求下降。

（二）煤价中枢下移如何影响火电运营商估值空间？

经历了连续两年煤价高企造成火电大亏后，此前火电板块二线标的诸如浙能电力、皖能 电力等运营商市净率普遍低于 1，后受益于煤价的显著回落，火电企业盈利改善逐渐兑 现，估值亦自底部修复。截至 9 月 22 日，我们统计 20 家火电行业二线标的市净率基本 回归 1 倍以上。从 PB 的视角来看，电企业绩由底部大亏向盈亏平衡的反转过程中 PB 修 复至 1x 较为合理；那进一步来看，在电企 PB 修复 1x 以上后，PB 中枢如何确定似乎失 去了此前的共识感。这里我们进行讨论，希望从煤价角度未火电运营商后续提升空间提 供一种新的思路。

5 月中下旬以来，动力煤价格大幅下滑，盈利修复预期下，火电企业股价亦随之显著上 扬。5 月 30 日起，火电企业股价普遍回调整理，并受煤价及迎峰度夏因素扰动不断震荡。 一方面是市场对于煤价后续展望可能尚有分歧，另一方面尤其对于二线运营商来讲此前 PB 的估值框架似乎有失“锚定感”，1x PB 之后是给予 1.2x 抑或是 1.5x PB 缺乏逻辑的 判断依据，因此市场一致预期有所模糊。展望未来，虽然当前煤价受安全事件影响有所 波动，但长期来看后续煤炭供需或偏宽松，如果煤炭中枢能进一步下行，火电企业盈利 或将进一步修复，我们认为可以从增量业绩释放视角来看后续火电企业空间展望。

为把握火电估值的空间，我们对市场煤价格下跌对应部分火电标的市值弹性空间进行定量测算，本次测算做出的假设如下： 各运营商发电量参考其 2022 年火电发电量，假设度电煤耗为 300 克/千瓦时。 考虑地方运营商长协比率动态变化，我们分别对各企业长协煤占比为 30%/40%/50%/60%的情况进行测算。（考虑到央企此前长协执行率可能较高，市场 煤价格下跌对其的催化或较小，因此央企未在考虑范围之内） 根据上述假设，我们测算煤价每下跌 100 元，若长协煤占比为 30%/40%/50%/60%，则 20 个火电标的业绩增量/当前市值平均为 4.83%/4.14%/3.45%/2.76%。业绩弹性较大的运营 商的业绩增量弹性（超额的业绩释放增量/当前市值）约在 3%-10%。

经历了两年大亏后，当前火电行业估值已自低点修复。虽然目前煤价受煤矿安全事件影 响而有所回调，但长期看供给放宽或推动煤价中枢下移。若后续煤价再次步入下行通道， 行业的边际改善或将逐步反映在市场定价当中。具体来看，若煤价延续前市下跌趋势， 后续平均价格每下跌 100 元/吨，在长协占比达 30%的情况下，20 家火电企业的业绩增 量/当前市值平均为 4.83%左右；即使在长协占比达 60%的情况下，这一比值仍能达到 2.76%左右。我们认为可以对火电估值提升更乐观一些，若后续煤价中枢能维持在较低 水平，较大的弹性空间有望引发新一轮行情。

五、风格：地方性运营商的“突围”

如果把火电修复比作成一场篮球赛，央企在“上半场”率先吹响了修复的号角。本质来 看，是长协煤价低于市场煤价格的背景下，高长协履约带来的成本优势，进而对应到业 绩层面的率先释放。步入“中场”后，行情因为市场分歧出现了一定的调整。“电价的下 调预期”、“对经济的预判似乎也出现分歧”、“煤价也很难给出置信度较高的判断”等一 系列分歧的产生导致火电的修复出现了一定波动。平淡之中，皖能由于其长协煤履约优 势率先出现第二轮修复的迹象。

地方性运营商的“下半场”或将依然精彩。在季节性扰动之后市场煤价格理论上可以重 新进入下行通道，电力供需总体偏紧，电价端或将保持一定韧性，同时电量增长将放大 运营商的业绩弹性。实际情况来看，当前由于煤矿安全事故的影响，煤价供给端有所收 缩，近期煤价向上。但展望长期，目前整体煤炭供需仍然偏宽松，短期扰动消散叠加步 入淡季之后煤价有望开始下行。如果煤炭市场价格超预期回落，预计长协煤占比较低的 地方性运营商将拥有更大的修复弹性，地方性运营商的“下半场”或将依然精彩。

（一）上半场：“业绩为王”，央企先发力

央企在去年 Q3 即被逐渐打入修复预期，核心是长协煤占比高，业绩率先修复。从下图 中华能国际与华电国际 22 年至今的累计收益走势来看，两家火电央企在去年三季度迎来 一轮较为明显的上涨，在长协煤价格低于市场煤价格的背景下，长协占比高的央企业绩 修复动能强，估值也较早开始回升。

（二）中场：稍作休整，皖能“突围”

“上半场”暂告一段落，步入“中场”后市场有所分歧，火电行情修复进程有所放缓。 分歧首先来源于迎峰度夏期间煤价的向上压力。从图 27 中可以看出，煤炭库存水平与煤 价走势呈现出一定的负相关性，23 年 2 月港口库存达到阶段性高点，而煤价同样处于同 期底部位置；随后有一定去库趋势，而煤价同样触底回升。今年 6 月后，港口煤炭库存 与煤价再一次出现背离，本质为逐步进入迎峰度夏的关键节点，随着煤炭需求的加大港 口去库速度加快，煤价同样有所反弹。

其次来源于市场对火电的估值有所“失锚”，对后续经济的定调似乎有所分歧。一个有意 思的现象是“煤价回落火电业绩修复预期增强估值向上动能增加火电股股价上涨” 似乎是一个符合常理的逻辑推演。但在 5 月底，煤价急跌火电运营商估值反而不再向上， 分歧不断出现。逻辑上的反常或是以下原因导致：1）首先部分地区出现了电价下调预期， 即便煤价下行但火电运营商业绩可能仍然难言改善；2）其次对经济的预判似乎也出现分 歧，对逆周期或顺周期的判断有所迷茫；3）同时今年虽然煤炭供需或偏宽松，但也很难 也出置信度较高的判断。火电步入中场后，行情因为市场分歧出现了一定的调整。

分歧之下，皖能强势突围，本质还是“业绩为王”。从图 29 的地方性运营商年初至今累 计收益走势图来看，截至 2023 年上半年，大多数运营商收益均未超过前期 5 月底的高点， 仅有皖能“突围”。皖能电力当前长协比率具有一定优势，上半年长协煤价格中枢仍然低 于市场煤价格，其业绩释放或早于其余地方性运营商，因此市场当前相对给予了更高的 定价。

（三）下半场：地方性运营商的“主场”值得期待

1、行业整体来看：“中场”的掣肘或将逐步消散 煤价首当其先：进口煤改善亮眼，煤价中枢整体可控。从国内、国际进口煤增长情况来 看，23 年 1-7 月份国内动力煤产量为 22.68 亿吨，较去年同期增加 10969 万吨，同比增 长 5.1%；23 年 1-7 月份进口煤共计实现 11372 万吨，较去年同期增加 6839 万吨，同比 增长 150.9%，其中动力煤 1-7 月单月同比增速分别为 25%/133%/184%/128%/216% /280%/201%，增长速度亮眼。较为充裕的产量保证煤价并未出现大幅走强，即便迎峰度 夏和有矿难事故的扰动，当前煤价中枢仍低于一季度水平。

电价保持韧性，负荷放大弹性。迎峰度夏期间电力供需或持续偏紧，南方八省电厂煤炭 日耗不断提升，7 月 13 日日耗已达 246 万吨的高位，当前迎峰度夏虽已结束，但煤炭日 耗仍保持在 209.4 万吨的相对高点。此前对于“降电价”的担忧在年内出现的可能性或 将较低，电价端或将保持一定韧性。同时，如若度电盈利能够保持，较高的日耗水平或 昭示较大的负荷可放大盈利的弹性。

2、地方性运营商：下半场或“更精彩” 在基本面掣肘将加速理顺的背景下，下半年的风格可能会向地方性运营商偏移。从前期 煤价走势来看，此前市场煤价格最低点时已回落至长协煤的限价之下，即便应对迎峰度夏的较大压力，煤价仍未大幅回升。当前由于煤矿安全事故的出现导致夏季旺季结束之 后煤价仍然向上，我们此前提到今年整体煤炭供需预计偏宽松，在季节性及安全事件扰 动消散之后市场煤价格仍有重新进入下行通道的可能。

进一步的，基本面有支撑，估值还有空间吗？——本质为地方性运营商“贵不贵”的问 题。从主要地方性运营商的股价走势来看，前期更多的是“低估价值修复”的过程， 此前市场对后续的煤价预期仍然偏审慎，因此地方性运营商的估值或尚未被过分透支。 在此前“中场”部分提到，地方性运营商中除皖能电力迎来第二轮修复之外，其余运营 商均未突破前期高点，“业绩为王”背景下皖能确实占优。如果进一步推演：如果后续市 场煤价格再次步入下行通道，地方性运营商业绩释放同样值得期待，地方性运营商的“下 半场”或将依然精彩。

 

编辑：520中国