2023 年一季度，长江火电板块时隔 6 个季度，再度迎来归母净利润破百亿的情况，虽 然实际上利润来源并非是火电业务。
电价机制改革从未止步，合理回报为改革要点。由于电力系统对于电力供给质量要求极 高，且供给及需求较为刚性，我国电网正常频率要求为 50Hz，一旦频率低于 49.8Hz 就 有导致电网发生大范围解列崩溃事故。频率降低的核心原因就是电力供给低于需求，由 于电力为实时平衡，无库存缓冲，所以电力系统内每一台机组都对电网安全发挥重要的 保供作用。正是由于行业的特殊性，因此电力行业一直都是被政策强监管的行业，而且 为了保障发电侧供给的充裕性，我国历史上长期用电价机制的变革保障投资回报，以激 励发电企业电厂建设的积极性。实际上也就是说，行业盈利水平归根结底还是最终由政 策层面来决定的。
2015 年我国颁布煤电联动公式，可测算的火电项目基准收益率首获国家明确。2015 年 12 月 31 日，国家发改委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价 格[2015]3169 号，以下简称通知），明确了煤电联动机制的基准和具体内容，并于 2016 年 1 月 1 日起执行。方案细节此处不做过多赘述，其中尤为关键的是无论是电价基准还 是煤价基准均以 2014 年全国实际均值为参考，其中电煤价格是中国电煤价格指数 2014 年各省（价区）平均价格为基准，原则上以基准煤价对应的上网电价为基准电价。也就 是说政策层面认为 2014 年火电的经营收益为合理水平，并使用煤电联动公式将未来火 电企业的收益率保持在这一均值附近。
基准情形下，火电存在丰沛收益。我们回顾 2014 年各大发电企业盈利能力，由于彼时 清洁能源还尚未得到快速发展，因此对于上市公司层面，我们直接使用剔除投资收益及 还原减值后的净利润与合计售电量的比值作为参考，可见上市公司的火电度电盈利普遍 居于 0.04 元/千瓦时以上，而且 ROE 水平也均超过 10 个点。如果我们把视角进一步放 宽至全火电行业，2014 年全国火电度电盈利均值为 0.039 元/千瓦时，且 ROE 水平高 达 16.62%。由于煤电联动公式中提到电煤价格上浮 30 元/吨以内的部分由发电企业自 己消化，因此我们测算当电煤价格如数上浮后，全国火电的盈利能力依然表现优异，度 电净利为 0.031 元/千瓦时，ROE 也达到 12.98%。
资产回报不可脱离全社会，合理收益率或也随之波动。不过需要强调的是，2014 年政 策赋予的电力行业合理回报率并非一成不变的，电力及公用事业行业作为受政策强监管 且具备天然垄断性的行业，我们一直强调合理回报才是行业应有的水平，电力行业的回 报率也会随着中国工业投资的回报率的变化而随之变化。而 2014 年以来我国工业资产 的 ROE 从 12.15%降低至 2022 年的 9.29%，虽然 2022 年数据在一定程度上受疫情影 响相对偏弱，但整体来看随着国民经济总量提升，我国工业投资的回报率降低是情理之 中的经济规律。因此若按此推论，电力行业的合理投资回报难以超脱大势之外，若按照 同等幅度的降低，电力行业的 ROE 的基准值将为 12.71%，基准值的下限则是 9.92%，虽然低于 2014 年水平，但也远高于当前火电资产仍处于亏损状态的 ROE。从度电盈利 的维度来说，则是度电净利的合理基准值为 0.030 元/千瓦时，基准值下限为 0.023 元/ 千瓦时。
复盘历史煤电联动，权益回报呈现均值回归。除了 2015 年年末颁布的煤电联动公式确 定基准收益率以外，虽然历史上我国并未确定火电收益的基准情况，但多次的电价调整 也是为了应对煤价的波动以保障火电的合理收益。如在 2011 年之前为应对煤价持续上 涨而上调电价，2012 年到 2016 年期间由于煤价持续下跌而调低电价。不过二者调整并 不完全同步，因为 2012 年之前煤电联动以半年为周期，2012 年之后以一年为周期，所 以偶尔会出现煤价已经上涨，但是电价依然在下调；或者煤价在下跌但电价却在上调。 如果我们暂不考虑“十三五”之后电价在政策“减税降费”的背景下的并未及时调整的 时间区间，“十三五”之前火电板块的 ROE 均值为 9.55%。虽然结果看似低于我们在前 文所测算的 2014 年的合理 ROE 水平 12.98%-16.62%，但是需要注意的是在测算均值 的过程中为应对煤价上浮而上调电价的时间区间多于因煤价回落而调低电价的时间，也 就是说加权来算前期偏低的 ROE 的权重将大于偏高的权重，也就是说 ROE 均值也是 低于合理水平的。我们把这个因素考虑在内后，也能得出和前文类似的结论，也就是说 在长期的电价调整过程中，政策维度认为火电合理收益率的区间将会高于 9.55%，结合 近些年工业企业 ROE 水平逐步下移的情况，当前火电合理收益率测算的结果或也与上 文测算结果接近。
再论浮动区间，煤价区间与电价区间对应。除了从 2015 年制定的煤电联动基准值作为 政策层面赋予行业的合理收益率水平以外，我们将视角转移至近两年的时间区间。2021 年 10 月 8 日，为应对持续飙涨的煤价给火电企业带来的极大的经营压力，国务院常务 会议提出完善煤电价格市场化形成机制等多项改革措施。10 月 12 日，国家发改委正式 出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439 号)，其中最为关键的核心要点为有序放开全部燃煤发电电量上网电价以及扩大市场化 交易电价上下浮动区间原则上不超过 20%。而与之对应的煤价政策，2022 年 2 月份， 国家发改委正式出台《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》对秦皇岛港下水 煤及三大煤炭主产地中长期交易价格合理区间，同时要求热电企业除进口煤以外全覆盖， 并表示 5 月 1 日起正式开始执行。随后全国多地开始陆续出台本省煤炭出矿环节合理价 格区间，截至目前，已有 17 个省份（地区）公布本省煤炭中长期合理价格区间。
不难发现，从政策维度来说，煤价及电价均存在浮动区间限制，实际上若以二者区间上 限相互对齐，那么可以粗略理解对应的火电收益则是当前政策下的火电参考收益率水平。 由于 2014 年我国公布了火电行业的电价、煤价、供电煤耗以及行业的经营数据，我们 测算 2014 年我国火电度电其他成本为 0.1208 元/千瓦时，考虑到火电机组经营效率的 提升以及造价的稳步回落，我们假设火电度电其他成本略有回落至 0.11 元/千瓦时。我 们用沿海的上海、江苏、浙江及广东作为测算基准，运价为截至 5 月 12 日秦皇岛港到 各省份主要港口运价，我们测算沿海电厂的度电盈利均值为 0.0221 元/千瓦时，接近我 们以 2014 年为基准测算的火电度电盈利基准值下限。
不过需要注意的是中电联曾于 2022 年 11 月 8 日发布《适应新型电力系统的电价机制 研究报告》提出，电价的合理构成应包括六个部分，即：电能量价格+容量价格+辅助服 务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加，并建议有序将全国平均煤电基 准价调整到 0.4335 元/千瓦时的水平，与当前全国火电平均基准电价相比上浮 0.0535 元/千瓦时，核心原因在于煤电基准电价此前对应的是原长协煤基准价 535 元/吨，而当 前执行的长协煤价中枢已经变为 675 元/吨，因此为保障火电的正常收益，则火电的基 准电价也迎相应浮动。此处对于实际可行性暂且不表，但是若按照中电联建议电价如数 上浮，则火电度电盈利扣税之后则会进一步增厚 0.0355 元/千瓦时。
总结来看，我们认为作为受强监管的公用事业行业，政策对于行业合理收益率的指引是 尤为关键的。根据 2014 年度电盈利结合近些年全社会收益率的回落，全国平均火电度 电盈利为 0.030 元/千瓦时，合理值的中枢下限为 0.023 元/千瓦时，这也可以从对于沿 海电厂的度电盈利水平的测算得到一定印证。从 ROE 的维度来说，电力行业的 ROE 的 基准值将为 12.71%，基准值的下限则是 9.92%。考虑到近些年火电行业连年亏损以及 减值因素的干扰，权益资金被进一步摊薄，则若从度电盈利的维度出发，合理 ROE 水 平或将更高。
