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（以下內容從國金證券《公用事業及環保產業行業研究：盈利改善與成長性兼具，火電迎來“戴維斯雙擊”》研報附件原文摘錄）

投資建議
2022年長協煤覆蓋率低、進口煤占比高、可再生能源裝機占比低的火電企業在市場煤價下行的行業大??中業績彈性更大，我們認為這些企業在2023年有望享受一定的估值溢價。推薦關注皖能電力、建投能源、浙能電力、華電國際、寶新能源。
投資邏輯
煤價下行的行業大??中，23年沿海純火電業績彈性更大。23年動力煤供需由緊轉松，煤價中樞下降約200元/噸：國內來看，23年原煤仍有至少1億噸左右的增產空間；國外來看，印尼煤和俄煤恢復正常、澳煤重啟、“歐洲溢價”消失驅使高卡煤轉運，進口煤得以大幅補充供應。而當前經濟偏弱復蘇疊加民用電淡季煤炭需求偏弱，高庫存持續壓制煤價。我們判斷前冬煤價決定今年煤價高位、出冬淡季煤價決定當年煤價低位。基于11M22和5M23市場煤價，我們判斷23年煤價中樞或下降至1100元/噸左右，同比下降約200元/噸。23年沿海火電業績修復彈性更高：純火電企業沒有新能源板塊利潤緩沖，且燃料成本上漲幅度較“煤電聯營”企業更大；尤其沿海電廠進口煤占比較高，導致其22年業績深受沖擊，而23年可享長協煤占比提升和市場煤價下行的雙重彈性。
綠電轉型+增容調峰，火電企業中長期仍具備成長性。1）“雙碳”目標下，重塑能源結構是必然選擇，用能終端電氣化+電力系統清潔化是能源結構轉型的必要路徑。電力企業紛紛布局清潔化轉型，預計2023-2025年風、光裝機容量年均增速在20%以上。2）新能源滲透率提高使源荷側不確定性齊增，系統運行安全面臨挑戰。新型電力系統保消納需增加調節資源，火電仍然最經濟性。市場對煤電在能源保供中的“壓艙石”作用從分歧轉向認同，煤電裝機規模自身仍有增長空間。其中，電力短缺地區的地方性電力國企、為獲取新能源大基地項目資源的“火轉綠”電力央國企、布局下游平滑業績的煤炭企業建設積極性較高。
火電盈利模式逐步改變，中長期盈利穩定性增加。1）火電“增容減量”+靈活性改造使得度電成本增加，僅靠電能量收入難以保障收益。成本疏導主要依靠（調峰）電量、（調峰）容量，依次對應現貨市場和容量補償。未來火電將集中在電價較高時段發電，平均電能量收入有望提升。第三輪輸配電價改革單列容量電價，使調節成本直觀可視，為后續調節能力付費預留空間，火電容量補償可期。2）電煤中長協普及+電力市場化，火電盈利模式發生改變。以華能國際為例，若公司未來每年電煤中長協煤履約率約70%、5%電量參與現貨市場，此部分電量加權平均毛利可達11.9%，雖然與公司過去7年平均毛利率水平基本持平，但業績穩定性遠強于過去。
EV/裝機比值比PB和PE更能反映當前火電的合理估值。火電行業巨虧的2年中，一是市場對煤電在能源保供中的“壓艙石”作用從分歧走向認同；二是“1439號文”出臺標志著電力市場化改革深化。企業虧損導致PE失效的情況下，周期行業傾向于使用PB估值法；而20年以來電力央國企清潔化轉型壓力較大，在主營業務大幅虧損的情況下維持較高的資本開支，致使資產負債表惡化。EV/2P是常用于美國油氣公司的相對估值法，電企的發電裝機等同于油氣企業的潛在可采儲量為公司的核心資產，因此我們采用EV/裝機比值對比市場對電力企業火電資產的定價。
風險提示
新增裝機容量不及預期；煤價維持高位影響火電企業盈利；下游需求景氣度不高、用電需求降低，可再生能源大發導致利用小時數不及預期；電力市場化進度不及預期。

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