1.7月以來電力板塊走出行情

近期電力行業(yè)火熱。今年7月以來，電力股大幅上漲，帶動公用事業(yè)指數(shù)持續(xù)走高。截止9月23日收盤，wind公用事業(yè)指數(shù)收于4399點(diǎn)，是5年以來的最高值。橫向比較來看，公用事業(yè)板塊的漲幅達(dá)31.57%且呈加速上漲，僅次于能源指數(shù)（40.47%）和材料指數(shù)（33.51%）。近期的上漲受到多方面因素疊加影響。一方面，政策上風(fēng)光水核電頻出利好消息，另一方面，電力供需結(jié)構(gòu)偏緊，成本壓力推動電價上漲。

從需求端來看，全社會用電需求旺盛，各行業(yè)增速高企。21年1-8月，全社會用電量54703億kwh，同比增長14.77%。從20年以來電力消費(fèi)月度增速走勢看，當(dāng)年1~2月份受疫情沖擊迅速跌落至-7.8%后穩(wěn)步回升，5~6月份即恢復(fù)至上年同期水平。

隨后一路上揚(yáng)，到20年12月，用電量增速增長至10%。21年以來，我國經(jīng)濟(jì)逐漸走出疫情影響，第一季度工業(yè)增加值同比增速明顯高于歷史同期，第二季度單月增速也均保持在8%以上，此外21年氣溫偏高，上半年全年平價氣溫8.7℃，較往年同期1.2℃，是1961年以來的最高值，這共同推動了電力需求持續(xù)增長（當(dāng)然我們不必糾結(jié)氣溫偏高是否是主要因素，因?yàn)楦窳﹄娖鞯墓蓛r是下跌的）。上半年第一、二、三產(chǎn)業(yè)用電量均實(shí)現(xiàn)同比高速增長，1-7月平均增速21.52%、17.39%、26.44%，而城鄉(xiāng)居民生活用電在3、4月同比負(fù)增長后重回高速增長，7月同比增速達(dá)到18.67%。

從供給端看，我國目前發(fā)電結(jié)構(gòu)仍以火電為主，清潔能源保持高增速。火電在我國發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比最高，但是呈下降趨勢，20年為67.17%，較09年下降13.34pcts，其次為水電，占比18.9%，較09年上升2.53pcts。風(fēng)電增速較快，20年占比7.16%，較09年上升6.96pcts。而近兩年清潔能源尤其以風(fēng)電為代表發(fā)電量同比增速快，21年1-7月累計同比增速達(dá)44.79%，太陽能同比增速9.7%。而火電在進(jìn)入21年之后，由于需求端旺盛，發(fā)電企業(yè)只能在短期內(nèi)尋求通過提升火電發(fā)電量滿足市場需求，累計同比增速均在15%以上。

我國處在新一輪朱格拉周期的起點(diǎn)。追溯電荒歷史的話，可以發(fā)現(xiàn)上兩次電荒分別發(fā)生在2004年及2011年，這兩次同此次一樣，都是位于新一輪朱格拉開啟的初期位置。朱格拉周期的底部，往往全球的貨幣處于極度充裕的狀態(tài)，于是在朱格拉周期開啟后，全球的資本開支處于非常旺盛的狀態(tài)。電力裝機(jī)量是偏剛性的，當(dāng)產(chǎn)能擴(kuò)張足夠快時，電力的缺口往往就體現(xiàn)出來，過去的十五年間，我國電力行業(yè)資本開支同比呈下降趨勢，尤其是17-19年增速為負(fù)，為今年的供電短缺埋下伏筆，因此這一供給錯配實(shí)質(zhì)上也是結(jié)構(gòu)性的。

2.電價上漲改善行業(yè)預(yù)期

動力煤價格上漲推動火電企業(yè)成本上行。確切的說，電荒本身對發(fā)電企業(yè)并沒有太多利好，因?yàn)殡妰r相對剛性但成本是彈性的，供不應(yīng)求并不會帶來收入的增長。21年以來，動力煤價格快速上漲至歷史高位，目前高達(dá)1201元/噸，是去年同期的一倍。

由于在各種發(fā)電模式中，只有火電具有較強(qiáng)的即時響應(yīng)能力，因此火電企業(yè)不得不承受煤價高企帶來的成本壓力，以火電龍頭華能國際為例，上半年?duì)I業(yè)利潤同比下滑30%，毛利率下降了6.38pcts，火電廠售電單位燃料成本為250.31元/兆瓦時，同比上升21.21%。為保證煤炭供給，7月6日發(fā)改委會議要求加快推動煤炭儲備設(shè)施建設(shè)，7月30日印發(fā)《關(guān)于實(shí)行核增產(chǎn)能置換承諾加快釋放優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能的通知》明確規(guī)定2022年3月31日前提出核增申請的煤礦，不需要提前落實(shí)產(chǎn)能置換指標(biāo)，可采用承諾的方式進(jìn)行產(chǎn)能置換，取得產(chǎn)能核增批復(fù)后，在3個月內(nèi)完成產(chǎn)能置換方案。

政策上放寬電價漲價能改善市場對行業(yè)的預(yù)期。根據(jù)國家發(fā)改委的規(guī)定，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價機(jī)制自21年開始允許按照“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化價格機(jī)制，煤電市場化交易部門電價上浮不超10%。21年7月內(nèi)蒙古發(fā)改委率先發(fā)布電價上浮政策，隨后寧夏、上海等地相繼響應(yīng)。此外我國電價相比于外國偏低。與35個OECD國家相比，我國銷售電價為0.618元/kwh，位列倒數(shù)第三位，約為各國平均水平的60%。盡管這一次其實(shí)電價存在更高的上浮空間（10%），但比起煤炭價格的漲幅來說，電廠的動力及利潤空間仍然不強(qiáng)。

畢竟是產(chǎn)品變得供不應(yīng)求，市場對該行業(yè)的預(yù)期其實(shí)會或多或少出現(xiàn)好轉(zhuǎn)，于是電力企業(yè)的估值往往會在電荒期間出現(xiàn)向上，并走出一輪超額行情。目前市場化電量占社會總用電量的比例不斷提高，以具有代表性的廣東省為例，21年上半年廣東省全社會用電量3643.4億kwh，其中電力市場累計交易電量1420.6億kwh，占比39%，而山西的市場化電量占比達(dá)到42%，未來占比將繼續(xù)提升，而在市場化交易電量中，長協(xié)交易的電量占比普遍高達(dá)80%左右，即21年的年度長協(xié)電量在20年末或21年初已通過集中交易鎖定，因此火電企業(yè)今年很難享受到上浮電價的紅利。而從22年開始，長協(xié)交易重新簽訂，由于冬季是用電高峰，且煤炭價格或?qū)⒗^續(xù)維持高位，火電長協(xié)價格大概率同比顯著增長，助火電企業(yè)走出盈利困境。

3.現(xiàn)在是配置電力板塊的好時機(jī)

雙控政策是應(yīng)對周期的提前量。20年全球放水，通脹導(dǎo)致原材料價格大漲，市場需求旺盛，但21年年中之后下游的消費(fèi)突然萎縮，上游的高載能行業(yè)的庫存堆積的越來越多，最終打擊企業(yè)的生產(chǎn)積極性，因此電荒往往會在通脹的末端消失。在制造業(yè)投資高企的環(huán)境中，為了在“虛假的繁榮”過后，避免重新陷入產(chǎn)能過剩及嚴(yán)重污染等殘局，政策率先通過雙控手段控制電力生產(chǎn)，且更宏觀去看，這次的環(huán)保限產(chǎn)政策是全球性的。

對于轉(zhuǎn)債來說，現(xiàn)在是配置電力板塊是好時機(jī)，因?yàn)榧词闺娀南?，后續(xù)電力轉(zhuǎn)債也有較大可能跑贏指數(shù)。在電荒現(xiàn)象緩解后，我們在宏觀面上往往會迎來一輪衰退階段。電力幾乎在衰退階段是唯一一個可以體現(xiàn)出超額收益的板塊：1）電力的資產(chǎn)負(fù)債率很高，衰退期利率如果下行的話，電力企業(yè)的負(fù)債壓力將會減輕。行業(yè)的平均帶息負(fù)債率常年超過70%，財務(wù)費(fèi)用與貸款利率保持著緊密正相關(guān)；2）在成本下行之后，電力企業(yè)的利潤是擴(kuò)張的。煤炭成本占發(fā)電企業(yè)成本的70%左右，當(dāng)煤炭價格下行之后，行業(yè)的毛利率將得到顯著改善，這也是市場對電力行業(yè)所預(yù)期希望看到的。

4.電力行業(yè)將在新能源發(fā)電推動下價值重估

雙碳目標(biāo)為電力行業(yè)的價值重估提供長邏輯。按照雙碳目標(biāo)，中國的二氧化碳排放力爭于2030年前達(dá)到峰值，努力爭取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和。在此背景下，中國有必要控制化石能源總量，著力提高利用效能，實(shí)施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。研究機(jī)構(gòu)Carbon Brief根據(jù)中國發(fā)布的最新統(tǒng)計數(shù)據(jù)推算，2018年中國碳排放總量達(dá)100億噸，其中煤炭消費(fèi)排放為73億噸，因此在發(fā)電端控制碳排放將成為實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的重要舉措。

這也是與過往情況的不同之處：現(xiàn)在的市場情緒基于新能源發(fā)電更加高亢。能源不可能同時滿足環(huán)境友好、供應(yīng)穩(wěn)定、價格低廉這三個條件。如果雙控是一個跨越周期的方向的話，我們必然會因環(huán)境友好及供應(yīng)穩(wěn)定而放棄價格低廉，即電力價格需要更為充分的市場化，這可能是電力行業(yè)的價值迎來重估的根本邏輯。

綠電交易是促進(jìn)市場化的手段，也可以打破需求側(cè)和供給側(cè)的屏障。9月11日，國家發(fā)展改革委印發(fā)關(guān)于《完善能源消費(fèi)強(qiáng)度和總量雙控制度方案》的通知，鼓勵地方增加可再生能源消費(fèi)，超出最低可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的消納量不納入該地區(qū)年度和五年規(guī)劃當(dāng)期能源消費(fèi)總量考核。

綠電交易可以促進(jìn)碳電兩個市場的聯(lián)動，有效提升綠電消納規(guī)模和價格水平。在全國碳市場環(huán)境以及國外碳關(guān)稅壓力下，跨國公司、外向型企業(yè)、控排企業(yè)有較強(qiáng)的采購綠電降低企業(yè)碳排放的訴求。如果綠電交易結(jié)果獲得碳市場認(rèn)可，對控排企業(yè)而言降低了碳市場履約成本，也為外向型企業(yè)降低了被征收碳稅的風(fēng)險，從而提升了綠電需求，推動新能源電力在綠電市場產(chǎn)生溢價效益。從而建立碳、電兩個市場聯(lián)動的橋梁，促進(jìn)新能源電力消納規(guī)模和投資意愿。

新能源發(fā)電占比持續(xù)提升。據(jù)國家能源局表示，為落實(shí)雙碳目標(biāo)，以及2030年非化石能源占一次能源消費(fèi)比重達(dá)到25%左右、風(fēng)光發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)到12億kwh以上等任務(wù)，2021年，全國風(fēng)光發(fā)電發(fā)電量占全社會用電量的比重達(dá)到11%左右，后續(xù)逐年提高，到2025年達(dá)到16.5%左右。截至8月底，全國發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)22.8億千瓦，同比增長9.5%。其中，風(fēng)電裝機(jī)容量約3億千瓦，同比增長33.8%；太陽能發(fā)電裝機(jī)容量約2.8億千瓦，同比增長24.6%。

傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)轉(zhuǎn)型新能源將促進(jìn)價值重估。目前新能源發(fā)電企業(yè)分為兩類：傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)發(fā)展新能源發(fā)電業(yè)務(wù)，和純新能源發(fā)電公司。從結(jié)構(gòu)上看，目前國內(nèi)上市發(fā)電企業(yè)仍以國家主導(dǎo)，以A股上市的具備國企或央企背景的“五大四小”發(fā)電集團(tuán)為例，截至2020年底裝機(jī)容量合計11.69億千瓦，占2020年全年度累計總裝機(jī)的53.16%。截至2019年底，“五大四小”中8家風(fēng)光裝機(jī)占比已達(dá)總裝機(jī)的10%以上，其中國家電投、中廣核、華潤電力風(fēng)光裝機(jī)占比超20%，2020年相繼簽約超過47GW的清潔能源項(xiàng)目，總投資超2787億元。

伴隨著傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)新能源業(yè)務(wù)占比的持續(xù)上升，公司估值將對標(biāo)純新能源運(yùn)營商。傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)的火電可以有效彌補(bǔ)新能源發(fā)電在穩(wěn)定性上的不足，有助于維持業(yè)績持續(xù)性。此外，由于傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)具有強(qiáng)大的現(xiàn)金流、較低的融資成本和豐富的項(xiàng)目運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)，在開拓新能源發(fā)電業(yè)務(wù)市場上也具有得天獨(dú)厚的優(yōu)勢。

目前電力行業(yè)估值仍處在較低水平，未來有上漲空間。截至9月23日，公用事業(yè)指數(shù)PE（TTM）為22.38，而8月初為17.04。由于上半年普遍火電企業(yè)成本壓力大，盈利能力較弱，整體利潤并不高，隨著未來電價上漲的高確定性，和成本端壓力緩解，公司業(yè)績有望進(jìn)一步提升。此外相比于光伏、風(fēng)電行業(yè)的估值，電力行業(yè)明顯較低。傳統(tǒng)電力公司正加速拓展高估值的新能源發(fā)電業(yè)務(wù)，降低低估值的火電占比，因此行業(yè)估值未來上行空間可期。

6．風(fēng)險提示

新能源裝機(jī)量不達(dá)預(yù)期；雙控效果不達(dá)預(yù)期；電力需求不景氣。

(作者為國元證券宏觀組負(fù)責(zé)人楊為敩）