目前煤電PB仍舊偏低
港股弱勢，資金扎堆湧入煤炭股。但今天要寫的，是還沒有怎麼漲起來的火電。
說“還沒有怎麼漲起來”，但在過去的兩個月裏，如果論“穩漲”的細分板塊，它絕對拔得頭籌：
$華能國際電力股份 (00902.HK)$從去年10月25日3.22升至昨天4.42港元，漲幅37.3%。
$大唐發電 (00991.HK)$從10月24日1.06至昨天1.28港元，漲幅20.8%。
$華電國際電力股份 (01071.HK)$從去年10月25日2.81至昨天3.65港元，漲幅29.9%。
$華潤電力 (00836.HK)$從10月26日13.55至昨天13.92港元，漲幅27.3%。
以上四小隻幾乎同漲同跌，平穩上升，回調很小。
“拖後腿”的$中國電力 (02380.HK)$，從10月24日2.72至今天2.89，漲幅僅6.25%，但區間漲幅也頗爲可觀，在去年11月16日曾經摸高3.07港元。
其實從去年9月初，研究機構就開始喊“火電迎來價值重估機會”了，主要基於以下幾個邏輯：
一是上半年火電行業盈利高增。主要原因是用電量提升。以申萬火電指數爲例，2023上半年實現營業收入6021億元，同比增長9.1%，實現歸母淨利潤274億元，同比增長522.3%，多家火電企業實現盈利高增長。2023年年初至今全社會用電量持續提升，截至7月，全社會用電量累計同比爲 5.2%，用電量持續提升。
二是由於三季度內煤價下行，可以預期Q3的業績將充分反映煤價下行帶來的成本下降利好。
我們以秦皇島動力煤(Q5000)的綜合交易價格走勢爲例來看，三季度比上半年出現較大幅度的下探(見下圖)。
三是由於部分省份已經率先實行容量電價政策，市場對火電容量電價改革年內全面落地已經有了預期。部分業內人士表示可能要落地了，火電企業有望在該政策的刺激下增厚利潤。業內預計，未來將有更多省份出臺容量電價相關政策，有望抬升火電板塊整體估值。
容量電價，可簡單理解爲火電企業根據日常經營的固定成本，來向下遊用戶徵收一定比例的費用。我國工業電價爲兩部制，主要包含基本電價和電度電價兩部分。基本電價屬於固定費用，類似固定電話的座機費，要付多少取決於終端用戶的容量或最大需量(因爲這涉及到輸配電等電力建設的成本)。而電度電價則類似於固定電話的標準資費，比如每度電收5毛，用的多則交的電費也多。
容量電價屬於固定費用，它反映的是用戶即使不用電的情況下，火電機組的折舊依然會產生成本，這部分在過去是由火電廠承擔的，但在電價改革的背景下，未來將由終端的用戶來承擔。
在現有定價機制下，火電廠極易受上游煤炭漲價的影響出現巨額虧損，如果在這個時候，還要負擔固定資產折舊帶來的額外成本，無疑會加劇火電行業的負擔，不利於發揮電力保供壓艙石的作用，而容量電價的推出則可將固定成本的壓力向下遊傳導，通過減輕企業負擔來保障電力投資正常進行，屬於託底的措施。
四是9月中旬，國家發展改革委國家能源局印發《電力現貨市場基本規則》的通知。
這份通知，成爲我國首個國家級的電力現貨市場規則。規則指出，要發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，近期重點按照“統一市場、協同運行”的框架，重點推動省間、省內或區域市場建設。現貨市場包括日前、日內、實時市場，參與主體將納入分佈式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等新型經營主體。這意味着，我國多層次統一電力市場逐步完善，交易週期涵蓋中長期交易、現貨交易;交易品種拓展至輔助服務、容量電價;經營主體擴大到分佈式發電、儲能、虛擬電廠等新型主體。
總而言之一句話：現貨市場有利於具備調節能力的電源廠，火電有望在現貨市場中獲取正向收益。爲什麼這麼說呢，因爲長協電價一般是提前確定的，比如某省2024年的長協電價，會在2023年11月份進入談判。如果某省的長協電價沒有達到談判預期，對於大的火電廠而言，仍然可以通過現貨、分時段交易來努力提高公司的電價水平，這相當於是提供了一個變相提高電價的手段。
2個政策端利好，加1個成本端利好，再加1個需求端利好，邏輯剛得很吶。
可光機構喊得響沒有用，這段時間恒生指數橫盤震盪，而火電股價就是仍拖着往下跌。這種局面延續了將近兩個月，直到10月24日，才出現了轉折。
爲什麼呢?
因爲在10月25日前後，煤電企業相繼披露了三季度業績，顯示出逐個季度環比持續修復，行業基本面向好得到了驗證。
以火電巨頭$華能國際電力股份 (00902.HK)$爲例，其公佈的2023年第三季度業績顯示，營業收入約652.89億元，同比減少2.67%;歸屬於上市公司股東的淨利潤約62.55億元，同比增長約7.7倍;歸屬於上市公司股東的扣除非經常性損益的淨利潤約38.24億元，同比增長410.89%;基本每股收益0.35元。這裏有幾個關鍵的地方：
(1)Q3的電價是走弱的，公司通過現貨交易和分時段交易來改善了電價水平，這有點超出市場預期;
(2)前3季容量電價營收爲19.13億元，全爲燃機折舊。有省份才剛剛開始實施，後續還會有不同的省份加入進來，煤機折舊也會納入。
(3)公司煤機的虧損情況逐漸好轉，到Q3只有27%的煤機還是虧損的，其他都轉盈。
(4)第四個、也是很重要的一個因素，Q3歸母淨利潤扭虧爲盈，意味着未來有望分紅派息了。依照公司的傳統，轉盈利以後，每年以現金方式分配的利潤，原則上不少於當年實現的合併報表可分配利潤的50%。
不得不說，港股市場的風格，就是妥妥的“不見兔子不撒鷹”哪!
如果你錯過了這第一階段的起飛，還可以站在當下再思量思量，在這兩個多月裏，發生了生麼?
首先，煤電容量電價機制如期落地了。
11月10日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關於建立煤電容量電價機制的通知》(簡稱《通知》)，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制。這是一個影響深遠的政策。
《通知》明確，現有的單一制電價改爲電量電價和容量電價“兩部制”，電量電價“通過市場化方式形成”，容量電價水平則按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定，“根據煤電轉型進度等實際情況逐步調整。”其中，用於計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，爲每年每千瓦330元;2024-2025年，多數地方通過容量電價回收固定成本的比例爲30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些;2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例，提升至不低於50%。
每年每千瓦330元是個什麼概念呢?全國煤電裝機總計逾13億千瓦，容量電價一項，年支出4300億元以上。13億千瓦煤電年發電量4.9萬億度左右，4300億元的容量電價相當於度電補貼8.8分錢。——還是以華能國際爲例，華夏能源網的文章稱，其擁有近1.3億千瓦的煤電裝機，容量電價一項每年可獲得近430億元的穩定收益。
也有不一樣的口徑的測算。銀河國際稱，電力央企與煤電佔比高的省屬企業受益最明顯，在當前補償水平下，華能國際每年將增厚利潤接近100億元，大唐發電、$華電國際 (600027.SH)$將增厚利潤50億元左右。
不管是哪個口徑，都比“2023年前3季容量電價營收19.13億元”要擴張很多倍了。
其次，用電大省的長協電價相繼落定了。
【江蘇】
12月19日，江蘇省電力交易中心發佈2024年年度交易結果:2024年江蘇省年度交易總成交電量3606.24億千瓦時，同比增長6.38%;加權均價452.94元/兆瓦時，較燃煤基準價上浮15.84%。
【廣東】
12月22日，廣東省電力交易中心公佈廣東省2024年度交易及年度綠電交易結果。2024年度交易總成交電量2582.01億千瓦時，同比增長4.42%:成交均價465.62厘/千瓦時，較燃煤基準價453厘/千瓦時，上浮2.79%，相比2023年度交易成交均價553.86厘/千瓦時下降15.93%。廣東2024年交易電價同比有所下滑，但較基準電價仍維持上浮。且2024年考慮容量電價以後，上浮比例有望進一步提升。
【河北】
2024年年度雙邊協商交易各時段加權均價爲0.41917元/度、較河北省燃煤基準電價上浮15%。以2023年電價頂格20%上浮測算(2023年未公開披露數據，但參照2022年年度直接交易均價上浮19.99%推算其仍頂格上浮)，2024年年度長協(電量電價)下降約0.018元/度(同比-4.1%)，若加上河北省容量電價0.0237元/度，則電價總包爲0.4429元/度，同比提升0.006元/度(同比+1.3% )。
廣東2024年度雙邊協商交易成交均價465.6厘/度，同比下調15.93%，加0.024元/度容量電價，廣東煤電可獲得電價約489.66厘/度，高於廣東基準電價約5.76%。江蘇、河北等交易量價的確定，提供了一個信號，也即是在明年用電緊張且用煤成本較高的省份，火電電價有望維持高位;但廣東電量電價簽署結果是遜於預期的，所以各省情況差異較大，整體在電價方面，也不宜過於樂觀。火電投資需要抓主要矛盾點，在各省長協電價落地後，投資者則要更關注經濟數據和利用小時數的變化。
成本端來看，從上文的圖表中看到2023Q4煤價已有所回升。受俄烏戰爭爆發後國際局勢影響，未來一段時間內，國際煤價仍有可能會震盪飆升，而國內煤價與國際煤價保持比價關係，疊加我國違反安全環保生產入刑等因素，煤炭供應受制約。預計未來很長一段時間，煤價難言持續大幅下調，這是一個明顯的風險因素。
最後還是說到投資上，目前煤電PB仍舊偏低(有些甚至可以用“低殘”形容)。未來火電電價有可能維持高位，疊加容量電價機制出臺後增厚煤電機組利潤，預計煤電機組利潤有望持續轉好，形成增長趨勢，盈利轉正後作爲高息股也會受到市場追捧，所以整體而言投資性價比還是可以的。
至於挑選哪一隻，則要具體公司具體分析，涉及到的主要因素包括：能源結構(火電佔比及經營所在地、新能源盈利情況)、交易結構(市場化交易電量佔比)、派息意願、可流通盤子大小、後續股價彈性等，綜合比較後再擇機投資。