六出七擒102：火电行业三季报业绩前瞻的核心数据的探讨，兼论火电护城河和明年电价预期差
继续研究火电，深知市场对于火电资产的认知和评估太低了，太像20-21-22年的煤炭。目前看火电才是非常高壁垒行业，审批门槛非常高，过了这村就没这电了，作为未来稳定电源和坐拥长协煤的企业，在未来电力市场改革的浪潮下，必然会成为疯狂的赚钱机器。
21-22年双碳目标出来的时候，煤炭企业股价是跌的，因为市场认为都碳中和了，社会还需要啥个煤炭，结果大家都知道了，相当于新一轮供给侧改革，与此同时，因为双碳的约束，反而优化了煤炭企业的资本开支和分红行为，实现了各方利益的共赢。
读史明智，看当下的火电，市场一致认为火电未来发电量下降已成历史必然，新能源装机占比提升，火电的主力发电位置必然退出历史舞台，供过于求的电力市场将使得发电侧企业刺刀见红，最终是量价齐跌。这样的悲观叙事像极了双碳目标提出伊始的煤炭行业，但其实，对有真知灼见的投资者是天大的好事。
关于三季报前瞻的一组数据：Q3大部分北方比如河北区域发电量同比都是双位数增长，虽然新能源贡献了绝大部分增量，但火电在可利用小时数下降的一致预期下至少保持住了稳定，同时长协煤价因滞后于市场现货价格实现了环比下降，同比更不必说，从电量电价角度没必要担心同期下滑。很多人说煤价涨了Q3火电业绩环比不行，但因长协滞后现货，Q3长协平均价低于Q2，又因大型火电企业的成本端多数为长协，尤其是北方电厂履约率优于东南沿海，Q3用电高峰期业绩低于Q2的判断我是震惊的。
关于一些舆情对近期新能源尤其是光伏现货市场定价的悲观看法，我的基本观点是很多人在讨论宁夏甘肃和江苏的光伏定价，说是新能源过剩了压低电价什么的，逻辑很简单，对新能源造成利空，但对火电没啥影响甚至构成优势，因为那是火电部分营收的成本，而售电侧本来两家发的就是两个电，是井水和河水。
关于明年电价的重要预期差：这段时间深度研究了反内卷的政策逻辑，个人认为明年能源市场的一个预期差是即便Q4煤价回落，电价中长协在全面普及电力现货市场前价格同比难有松动，这个是自己的大胆假设，也是我认为能源行业目前为止最大的预期差（传统认知是煤价跌了电价必然跟着降，或电价的边际变化取决于新能源发电的边际成本变化，我觉得这两个传统认知都片面了，至少不适用于火电的盈利模型）。9月25日顶层设计也进行了定调：聚焦稳电价，稳煤价，反内卷。排名第一的是稳电价，懂得都懂了。
关于火电的未来竞争格局，其实并不在火电行业间的厮杀，因为有说过，火电新建指标未来10年会越来越稀缺（美国新型电力系统其实已经在增加煤电建设，这足以体现新能源电力终局中煤电依然举足轻重的角色地位），未来火电的真正威胁来自独立储能，尤其是同样具备容量补偿的大型长时独立储能，讽刺的是，目前储能的容量电价居然是稳定电源如煤电核电等共同支付承担的。因此，现在储能很热，强制配储取消后反而激发了电源侧长时储能的投资热情，为什么？因为大家看到了新型电力系统中的稳定电源的巨大利益了。但更加讽刺的是，假设按照电新卖方唱多的，按照峰谷价差独立储能可以将IRR做到12%-15%，回报率媲美21年的优质风电新能源，可倘若一旦未来2-3年后储能和火电在辅助服务市场形成刺刀见红的竞争，现在可研中假设的峰谷价差下的IRR便就成了又一个笑话。反观欧洲等电力市场相对成熟的区域，辅助服务的电费占比均超10%以上，但我们目前只有仅仅的小个位数，未来空间非常大。但必须强调的是，储能的广泛盈利至少是两三年后的事情了，届时火电的压力会大一些，但未来算力新能源等新增电力需求，现在便去高谈阔论判断未来3-5年后的电力供需格局简直如痴人说梦。但唯一确定的是，之前的时候是火电的最佳蜜月期。再次强调一次，看煤价投煤电的都是韭菜级，说火电发电量减少而空的是小白宝宝级。
最后分享一个困惑，请感兴趣的投资高手不吝赐教：熔盐储能方式与火电的天然耦合性和电力市场化改革的大势所趋，这个路线被认定为25-27年火电灵活性深度改造的三大主流技术路线，结合25-27年火电灵活性改造的顶层设计要求，我实在不理解/找不到火电公司尤其是热电联产的北方火电公司为什么不尽快行动应用嵌套熔盐储能。