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報告出品方/分析師：天風(fēng)證券研究所/郭麗麗、楊陽、王茜
目前我國電源結(jié)構(gòu)仍以煤電為主，提高可再生能源發(fā)電占比，從而進(jìn)一步降低煤電發(fā)電的占比，是電力部門實(shí)現(xiàn)能源減排的必由之路。各大發(fā)電集團(tuán)旗下公司已持續(xù)在新能源業(yè)務(wù)上發(fā)力。對標(biāo)純新能源運(yùn)營商， 兼具火電和新能源裝機(jī)的公司估值仍存在較大提升空間。
1. 火電公司發(fā)力新能源業(yè)務(wù)，資產(chǎn)價值重估空間大
1.1. 碳中和為新能源運(yùn)營提供長期成長空間
我國煤炭需求及二氧化碳排放量位居世界第一，減排任務(wù)重。2021 年，全球煤炭消費(fèi)量同比下降 4.4%，其中，歐盟、外國分別同比下降 19/21%。而我國煤炭消費(fèi)量同比增長 0.6% 至 38.30 億噸，居世界第一。這是由于在資源稟賦的約束下，我國能源結(jié)構(gòu)仍然以化石能源為主，疊加經(jīng)濟(jì)增長背景下能源總需求的不斷提升，我國煤炭等化石能源消耗量較高， 進(jìn)而導(dǎo)致二氧化碳排放量較多。2021 年，我國二氧化碳排放同比增長 1.6%至 97.17 億噸。
碳中和、碳達(dá)峰承諾下，電力部門深度脫碳是必經(jīng)之路，可再生能源替代行動有望加速。 2021 年以來，我國碳減排布署工作加速推進(jìn)，以實(shí)現(xiàn) 2030 年碳達(dá)峰、2060 年碳中和的 目標(biāo)。據(jù) IEA 機(jī)構(gòu)發(fā)布的 2018 數(shù)據(jù)，我國能源消費(fèi)產(chǎn)生的二氧化碳排放量中，電力與熱 力部門碳排放占比高達(dá) 51%，電力部門深度脫碳是實(shí)現(xiàn)碳中和的重要途徑。目前我國電源 結(jié)構(gòu)仍以煤電為主，2021 年煤炭發(fā)電占比達(dá) 61%。3 月 15 日，習(xí)近平主持召開的中央財經(jīng)委員會第九次會議指出，要構(gòu)建清潔低碳安全高效的能源體系，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)。
預(yù)計 2021-2030 年，風(fēng)電、光伏累計裝機(jī)容量 CAGR 分別為 9%、15%；2021-2050 年， 風(fēng)電、光伏累計裝機(jī)容量 CAGR 分別為 6%、9%。結(jié)合國網(wǎng)能源研究院、清華大學(xué)、國家發(fā)改委能源研究所等機(jī)構(gòu)對碳中和背景下能源轉(zhuǎn)型的預(yù)測，我們假定到 2030/2050 年，一次能源消費(fèi)總量分別控制在 58/50 億噸標(biāo)煤；能源產(chǎn)生的碳排放量于十五五前期達(dá)峰，2030 年下降至與 2019 年相同（通過設(shè)定的排放系數(shù)計算得出），并借鑒國家發(fā)改委能源研究所的預(yù)測，預(yù)計 2050 年碳排放量相較 2019 年下降 76%。
在一次能源消費(fèi)及碳排放的雙重約束下，我們預(yù)計風(fēng)電累計裝機(jī)規(guī)模將由 2021 年 2.8 億千瓦提升至 2030 年 6 億千瓦、2050 年 16 億千瓦，2021-2050 年 CAGR 達(dá) 6%；光伏累計裝機(jī)規(guī)模將由 2021 年 2.5 億千瓦提升至 2030 年 10 億千瓦、2050 年 36 億千瓦，2021-2050 年 CAGR 達(dá) 9%。
1.2. 火電公司新能源資產(chǎn)價值重估空間大
碳中和背景下，各大發(fā)電集團(tuán)轉(zhuǎn)型任務(wù)重，新能源裝機(jī)有望高增。截至 2021 年末，國家能源集團(tuán)火電已達(dá) 74%，華能集團(tuán)、華電集團(tuán)、大唐集團(tuán)也在 70%左右。以國家能源集團(tuán)為例，2021 年末其火電裝機(jī)規(guī)模為 191GW，新能源裝機(jī)約在 48GW，水電則為 19GW。 目前，各集團(tuán)已陸續(xù)公布了新能源十四五規(guī)劃目標(biāo)，十四五期間新能源裝機(jī)有望高增。
表 2：各大集團(tuán)加快十四五新能源推進(jìn)步伐
各大發(fā)電集團(tuán)旗下公司已持續(xù)在新能源業(yè)務(wù)上發(fā)力。以華能國際為例，2018-2021 年其風(fēng)光的資本開支規(guī)模持續(xù)提升，2021 年其計劃風(fēng)光資本支出為 413.4 億元，占總計劃資本支出的 73.3%。截至 2021 年末，華能國際、國電電力、大唐發(fā)電、華電國際風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模已分別達(dá)到 10.6GW、6.5 GW、6.2 GW、4.9 GW，占公司總裝機(jī)的 9.4%、7.4%、9.1%、8.5%。
對標(biāo)純新能源運(yùn)營商，兼具火電和新能源裝機(jī)的公司估值仍存在較大提升空間，資產(chǎn)價值有望重估。在新能源裝機(jī)占比持續(xù)提升的背景下，華能國際等公司估值并未充分反映其資 產(chǎn)情況。我們選取節(jié)能風(fēng)電、太陽能、三峽能源共三家新能源運(yùn)營商作為對標(biāo)公司進(jìn)行測算，單位裝機(jī)市值約為 0.76 元/瓦。據(jù)此推算，吉電股份、華潤電力、華能國際、華電國際、國電電力、大唐發(fā)電新能源業(yè)務(wù)部分的市值應(yīng)分別達(dá)到 446 億元、838 億元、814 億 元、375 億元、500 億元、475 億元，較公司當(dāng)前市值分別高出 273 億元、231 億元、183 億元、48 億元、29 億元、-17 億元，市值修復(fù)空間達(dá) 158.5%、38.2%、29.0%、14.6%、6.1%、 -3.4%。同時考慮到以上公司持有較高比例的火電資產(chǎn)，可見其估值仍存在較大提升空間。
2. 保供給政策有望促煤價逐步下行
2.1. 供給受限疊加需求旺盛，今年煤價大幅上漲
今年以來，我國煤價大幅上漲，主要系供需不平衡所致。截至 8 月 13 日，秦皇島港動力末煤（5500K）平倉價為 942 元/噸，較去年同期增加 391 元/噸，同比提升 71.0%，較 2 月 7 日 675 元/噸環(huán)比提升 39.6%；動力煤期貨結(jié)算價（活躍合約）為 770 元/噸，較去年同期增加 198 元/噸，同比提升 34.7%，較 1 月 4 日 669 元/噸環(huán)比提升 15.1%。
供給側(cè)相對較弱，近期進(jìn)口量有所提升。從國內(nèi)來看，今年 3-6 月我國原煤產(chǎn)量分別為 3.4 億噸、3.2 億噸、3.3 億噸、3.2 億噸，同比增速明顯低于往年，分別為-0.2%、-1.8%、+0.6%、 -5.0%。從進(jìn)口來看，今年前五個月我國煤及褐煤進(jìn)口量基本處于歷史上同期的偏低水平， 合計進(jìn)口量為 1.11 億噸，比 2021 年同期低 25.3%；6 月起，煤及褐煤進(jìn)口量有所提升。
圖 15：煤及褐煤進(jìn)口量（單位：萬噸）
經(jīng)濟(jì)態(tài)勢良好+氣溫較高，我國用電量持續(xù)高增。一方面，疫情影響進(jìn)一步消除，我國經(jīng) 濟(jì)發(fā)展態(tài)勢良好。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；2021H1出口金額提升至9.8萬億元，2019-2021年同期復(fù)合增速達(dá)11.3%。另一方面，我國今年氣溫偏高，國家氣候中心公布的數(shù)據(jù)顯示，2021 年上半年全國平均氣 溫 8.7℃，較常年同期偏高 1.2℃，為 1961 年以來歷史同期最高。
總體來看，在疫情影響消除、經(jīng)濟(jì)良好發(fā)展的帶動及高溫天氣的影響下，今年以來用電量持續(xù)提升。其中，受 2021Q1 基數(shù)較低的影響，2021Q1 全社會用電量同比增速達(dá) 22.4%； 而 2021Q2 全社會用電量達(dá) 2.0 萬億千瓦時，在 20 年用電量正增長的情況下仍實(shí)現(xiàn)了 8.2% 的同比增速。
此外，從結(jié)構(gòu)上看，水電利用小時創(chuàng)近五年新低。從發(fā)電量來看，2021 年 3-6 月水電發(fā) 電量合計為 3544 億千瓦時，較 2021 年同期下降 49 億千瓦時，較 2019 年同期下降 255 億千瓦時。從利用小時數(shù)來看，2021 年上半年水電利用小時數(shù)僅 1496 小時，為近五年最低值。
圖 24：水電累計利用小時數(shù)（單位：小時）
需求側(cè)用電量持續(xù)高增，疊加水電邊際下行，火電需求明顯提升。從發(fā)電量來看，2021 年上半年火電發(fā)電量共 2.8 萬億千瓦時，2019-2021 年同期復(fù)合增速高達(dá) 7.4%；從利用小 時數(shù)來看，2021 年上半年火電利用小時數(shù)為 2186 小時，較 2019 年、2021 年同期分別高 出 120 小時、231 小時，創(chuàng)近五年最高水平。
圖 27：火電累計利用小時數(shù)（單位：小時）
2.2. 保供給政策逐步出臺，煤價有望回落
針對于煤價大幅上漲的現(xiàn)象，國家發(fā)改委等已出臺了相關(guān)政策以保供給。7 月 6 日，國家發(fā)改委召開的會議指出，各地和中央企業(yè)要堅持底線思維，著眼構(gòu)建煤炭供應(yīng)保障長效機(jī) 制，繼續(xù)加快推動政府煤炭儲備設(shè)施建設(shè)。7 月 30 日，國家發(fā)改委等印發(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》，《通知》明確 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。發(fā)改委 8 月 11 日發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，晉陜蒙煤炭日產(chǎn)量環(huán)比 7 月同期增加近 80 萬噸。
產(chǎn)能釋放疊加需求回落，煤價有望逐步下行。今年以來的煤價上漲主要系一方面，國內(nèi)外碳供給相對偏低，另一方面，用電量高增疊加水電下行導(dǎo)致需求大幅提升。而目前，“七 下八上”夏季用煤高峰期接近尾聲，煤炭需求總體呈持續(xù)回落態(tài)勢。同時，未來隨著保供 給的政策逐步落實(shí)、煤炭產(chǎn)能陸續(xù)釋放，煤炭供需形勢有望進(jìn)一步好轉(zhuǎn)，并帶動煤價逐步下行，減少火電公司成本端壓力。
3. 電力供需趨緊，電價有望穩(wěn)步上行
我國電價相對其他國家偏低，存在上漲空間。2019 年我國銷售電價平均值為 0.611 元/千瓦時，分別為 OECD 國家、新型工業(yè)化國家、外國的 59%、80%、83%。與 OECD 國家相比， 我國電價明顯處于較低水平；與新興工業(yè)化國家和外國相比，我國電價總體水平也偏低。
從供給側(cè)來看，我國電力行業(yè)投資增速在“十三五”大幅放緩。2004-2019 年我國電力行 業(yè)投資同比增速波動下行，尤其是“十三五”階段，整體電力投資受到明顯遏制，2018 年電力固定資產(chǎn)投資同比下滑了 12%，“十三五”的電力投資低增速為未來電力供需緊張 格局埋下伏筆。
新能源裝機(jī)占比持續(xù)提升，供給穩(wěn)定性不足。我國電力裝機(jī)持續(xù)增長，風(fēng)光裝機(jī)占比也有所提升，截至 2021 年末已達(dá)到 24%。根據(jù) 2 月 5 日所發(fā)報告《新能源運(yùn)營：高景氣優(yōu)質(zhì)賽道，估值有望提升》中的測算，截至 2030 年末，我國風(fēng)光裝機(jī)容量合計將達(dá) 16.5 億千瓦，占總裝機(jī)容量的比例也將達(dá)到 45%，風(fēng)光發(fā)電的不穩(wěn)定性或?qū)┙o穩(wěn)定性造成一定影響。
從需求側(cè)看，預(yù)計全社會用電量仍有較大增長空間。近年來我國用電量持續(xù)增長，2021 年全社會用電量為 7.5 萬億千瓦時。碳中和背景下，終端用能電氣化水平有望提升。以建 筑、鋼鐵為例，據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預(yù)計，到 2030 年其新增電能替代電量將 分別達(dá)到 1.5 萬億千瓦時、0.53 萬億千瓦時。
此外，數(shù)據(jù)中心等新型產(chǎn)業(yè)的發(fā)展也有望帶動用電量進(jìn)一步增長。國家電網(wǎng)預(yù)測，到 2025 年、2035 年我國電力需求將分別達(dá)到約 9.8 萬億千瓦時、12.4 萬億千瓦時。這意味著 2021-2025 年我國用電量復(fù)合增速達(dá) 5.5%，2021-2035 年達(dá) 3.4%。
整體來看，供給方面，電力投資在“十三五”階段明顯放緩，且未來主要增量的新能源發(fā) 電出力不穩(wěn)定；需求方面，用電量持續(xù)增長，且仍有較大提升空間，我們判斷未來電力供 需格局會趨緊，甚至?xí)霈F(xiàn)局部地區(qū)的電荒現(xiàn)象，今年就有個別地區(qū)已經(jīng)出現(xiàn)拉閘限電的 情況。
電力供需趨緊有望使得電價上行，目前多地電價已有所上漲。今年 8 月云南省電廠平均交 易價為 0.12 元/千瓦時，同比提升 9.38%，較 2019 年同期提升 16.91%。內(nèi)蒙古 8 月的平均 交易價格為 311 元/兆瓦時，同比提升 30.50%。此外，近期廣東省競價價差較往年明顯收 窄，今年 8 月競價價差為-2.5 厘/千瓦時，2021 年同期為-130 厘/千瓦時。
針對于供需趨緊的形勢，寧夏發(fā)改委已發(fā)布《關(guān)于調(diào)整 2021 年電力直接交易有關(guān)事項的 通知》，提出有序放開煤電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電計劃，允許煤電交易價格上浮，煤電月度交易價 格在基準(zhǔn)價（0.2595 元/千瓦時）的基礎(chǔ)上可以上浮不超過 10%。內(nèi)蒙古發(fā)布通知稱，自 2021 年 8 月起，蒙西地區(qū)電力交易市場燃煤發(fā)電電量成交價格在基準(zhǔn)價（每千瓦時 0.2829 元）的基礎(chǔ)上可以上浮不超過 10%（上限為每千瓦時 0.3112 元）。
圖 36：廣東省競價價差（單位：厘/千瓦時）
4. 投資建議：新能源資產(chǎn)價值重估空間大，火電業(yè)務(wù)基本面已到拐點(diǎn)
各電力集團(tuán)旗下公司新能源業(yè)務(wù)發(fā)力，資產(chǎn)價值有望重估。各大發(fā)電集團(tuán)下公司已持續(xù)在 新能源業(yè)務(wù)上發(fā)力。對標(biāo)純新能源運(yùn)營商，兼具火電和新能源裝機(jī)的公司估值仍存在較大 提升空間。據(jù)純新能源商裝機(jī)規(guī)模及市值測算，吉電股份、華潤電力、華能國際、華電國 際、國電電力、大唐發(fā)電新能源業(yè)務(wù)部分的市值較各公司當(dāng)前市值分別高出 273 億元、231 億元、183 億元、48 億元、29 億元、-17 億元。同時考慮到以上公司持有較高比例的火電 資產(chǎn)，可見其資產(chǎn)價值重估空間大。
成本下行疊加電價抬升下，火電公司業(yè)績或?qū)⑻嵘?/span>一方面，保供給政策+用電高峰近尾 聲，煤價有望逐步下行。目前用煤高峰期接近尾聲，煤炭需求總體呈持續(xù)回落態(tài)勢。同時， 未來隨著保供給的政策逐步落實(shí)，煤炭產(chǎn)能陸續(xù)釋放，煤炭供需形勢有望進(jìn)一步好轉(zhuǎn)，并 帶動煤價逐步下行。另一方面，供需趨緊，電價存在抬升基礎(chǔ)。供給方面，電力投資整體 節(jié)奏放緩，且新能源的擴(kuò)張難以提供有效供給總量；需求方面，近年來用電量持續(xù)增長， 且預(yù)計 2021-2025 年我國用電量復(fù)合增速達(dá) 5.5%，2021-2035 年達(dá) 3.4%，仍有較大提升空 間。因此，在電力市場化改革推進(jìn)、電力商品屬性提升的背景下，電力供需趨緊，電價抬 升具備基礎(chǔ)。
減碳需循序漸進(jìn)，火電重要性不容忽視。7 月 30 日中央政治局會議提出，要堅持全國一盤 棋，糾正運(yùn)動式“減碳”。這表明要因地制宜、科學(xué)把握工作節(jié)奏和力度，而不能片面強(qiáng) 調(diào)零碳方案、打造零碳社區(qū)、大搞零碳行動計劃。同時，由于可再生能源發(fā)電具有隨機(jī)性 和波動性，其局限未得到較好解決，加之當(dāng)前我國電力裝機(jī)中火電仍占有較高比例，因而 短期內(nèi)風(fēng)光替代火電仍不可行，火電裝機(jī)仍具有其存在必要性。
整體來看，十四五期間火電仍將保持重要地位，成本下行疊加電價抬升，將有望帶動業(yè)績進(jìn)一步提升。加之電站資產(chǎn)價值重估，火電公司估值有望進(jìn)一步提升。具體標(biāo)的方面，建 議關(guān)注【華能國際（A+H）】【華電國際（A+H）】【吉電股份】【華潤電力（H）】【國 電電力】【大唐發(fā)電】等。
風(fēng)險提示
宏觀經(jīng)濟(jì)大幅下滑的風(fēng)險：若疫情或其他原因?qū)е潞暧^經(jīng)濟(jì)大幅下行，短期內(nèi)全社會用電 量增速恐會放緩
政策推進(jìn)不及預(yù)期：當(dāng)前國家出臺系列政策保證煤炭供給，若政策推進(jìn)較慢并導(dǎo)致煤炭供給不足，煤價或?qū)⑸蠞q，帶動火電成本提升
電價下調(diào)的風(fēng)險：電力是各公司主要銷售產(chǎn)品，若電價大幅下調(diào)，在同樣的電力銷售情況 下，營收會受其影響而大幅下降
煤價大幅上漲的風(fēng)險：若煤炭供給出現(xiàn)較大收縮，則可能導(dǎo)致煤炭價格大幅上漲，盈利能 力將出現(xiàn)較大幅度的下滑
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