电荒的周期：电力行业迎来价值重估时刻

摘要

1、 我们可以用很多因素去解释当前的电荒，但简单追溯电荒历史的话，可以发现上两次电荒分别发生在2004年及2011年，这两次同此次一样，都是位于新一轮朱格拉开启的初期位置。

2、 太阳底下没有新鲜事，这次电荒归咎到底，仍然是周期使然：

1) 在朱格拉周期的底部，往往全球的货币处于极度充裕的状态，于是在朱格拉周期开启后，全球的资本开支处于非常旺盛的状态；

2) 电力装机量是偏刚性的，当产能扩张足够快时，电力的缺口往往就体现出来，此外，资本其实是无序的，当产能过剩的压力或碳排放压力充分大时，政策会强行介入限制生产；

3) 这一次即是如此：在制造业投资高企的环境中，为了在“虚假的繁荣”过后，避免重新陷入产能过剩及严重污染等残局，政策率先通过双控手段控制电力生产，且更宏观去看，这次的环保限产政策是全球性的；

4) 我们不用过多去看炎夏因素，从格力电器的股价持续下跌看，炎夏因素应该不是主要矛盾。

3、 坦率来说，电荒对发电企业是构不成太多利好的，毕竟电价是刚性的，而成本是弹性的，在这个结构里，即使供不应求，电厂无论在量还是在价上，都没有什么动力和空间：

1）这一次其实电价存在更高的上浮空间（10%），但比起煤炭价格的涨幅来说，电厂的动力及利润空间仍然不强；

2）但毕竟是产品变得供不应求，市场对该行业的预期其实会或多或少出现好转，于是电力企业的估值往往会在电荒期间出现向上，并走出一轮超额行情。

4、 当然，与过往不同的是，现在市场对电力股的预期更为高亢：

1）一个能源的不可能三角是：能源不可能同时满足环境友好、供应稳定、价格低廉这三个条件；

2）如果我们的双控是一个跨越周期的方向的话，我们必然会因环境友好及供应稳定而放弃价格低廉，即电力价格需要更为充分的市场化，这可能是电力行业的价值迎来重估的根本逻辑。

5、 此外，现在配置电力转债其实是合适的，即使电荒的逻辑不在，后续电力转债也存在跑赢指数的另一逻辑：

1）电荒往往会在通胀的末端消失，在电荒现象缓解后，我们在宏观面上往往会迎来一轮衰退阶段；

2）而电力几乎在衰退阶段是唯一一个可以体现出超额收益的板块。一则电力的资产负债率很高，衰退期利率如果下行的话，电力企业的负债压力将会减轻；二则在成本下行之后，电力企业的利润是扩张的。

6、 新能源发电也是几乎每家电力企业转型的方向，这会导致电力企业的估值会向上。预计到2025年，全国风光发电电量占全社会用电量的比重将达到16.5%左右，目前“五大四小”中的8家风光发电装机占比超过10%。

7、 推荐蒙电转债、节能转债、晶科转债

蒙电转债：煤炭产能加速落地，利用区位优势布局风力和光伏发电

节能转债：专注风电的建设和运营，布局海陆风电

晶科转债：国内领先的光伏电站运营和EPC业务企业，拓展海内外业务

风险提示：新能源装机量不达预期；双控效果不达预期；电力需求不景气

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7月以来电力板块走出行情 

近期电力行业火热。今年7月以来，电力股大幅上涨，带动公用事业指数持续走高。截止9月23日收盘，wind公用事业指数收于4399点，是5年以来的最高值。横向比较来看，公用事业板块的涨幅达31.57%且呈加速上涨，仅次于能源指数（40.47%）和材料指数（33.51%）。近期的上涨受到多方面因素叠加影响。一方面，政策上风光水核电频出利好消息，另一方面，电力供需结构偏紧，成本压力推动电价上涨。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

从需求端来看，全社会用电需求旺盛，各行业增速高企。21年1-8月，全社会用电量54703亿kwh，同比增长14.77%。从20年以来电力消费月度增速走势看，当年1~2月份受疫情冲击迅速跌落至-7.8%后稳步回升，5~6月份即恢复至上年同期水平。随后一路上扬，到20年12月，用电量增速增长至10%。21年以来，我国经济逐渐走出疫情影响，第一季度工业增加值同比增速明显高于历史同期，第二季度单月增速也均保持在8%以上，此外21年气温偏高，上半年全年平价气温8.7℃，较往年同期1.2℃，是1961年以来的最高值，这共同推动了电力需求持续增长（当然我们不必纠结气温偏高是否是主要因素，因为格力电器的股价是下跌的）。上半年第一、二、三产业用电量均实现同比高速增长，1-7月平均增速21.52%、17.39%、26.44%，而城乡居民生活用电在3、4月同比负增长后重回高速增长，7月同比增速达到18.67%。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

从供给端看，我国目前发电结构仍以火电为主，清洁能源保持高增速。火电在我国发电结构中占比最高，但是呈下降趋势，20年为67.17%，较09年下降13.34pcts，其次为水电，占比18.9%，较09年上升2.53pcts。风电增速较快，20年占比7.16%，较09年上升6.96pcts。而近两年清洁能源尤其以风电为代表发电量同比增速快，21年1-7月累计同比增速达44.79%，太阳能同比增速9.7%。而火电在进入21年之后，由于需求端旺盛，发电企业只能在短期内寻求通过提升火电发电量满足市场需求，累计同比增速均在15%以上。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

我国处在新一轮朱格拉周期的起点。追溯电荒历史的话，可以发现上两次电荒分别发生在2004年及2011年，这两次同此次一样，都是位于新一轮朱格拉开启的初期位置。朱格拉周期的底部，往往全球的货币处于极度充裕的状态，于是在朱格拉周期开启后，全球的资本开支处于非常旺盛的状态。电力装机量是偏刚性的，当产能扩张足够快时，电力的缺口往往就体现出来，过去的十五年间，我国电力行业资本开支同比呈下降趋势，尤其是17-19年增速为负，为今年的供电短缺埋下伏笔，因此这一供给错配实质上也是结构性的。

 

 

 

 

 

 

 

 

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电价上涨改善行业预期

动力煤价格上涨推动火电企业成本上行。确切的说，电荒本身对发电企业并没有太多利好，因为电价相对刚性但成本是弹性的，供不应求并不会带来收入的增长。21年以来，动力煤价格快速上涨至历史高位，目前高达1201元/吨，是去年同期的一倍。由于在各种发电模式中，只有火电具有较强的即时响应能力，因此火电企业不得不承受煤价高企带来的成本压力，以火电龙头华能国际为例，上半年营业利润同比下滑30%，毛利率下降了6.38pcts，火电厂售电单位燃料成本为250.31元/兆瓦时，同比上升21.21%。为保证煤炭供给，7月6日发改委会议要求加快推动煤炭储备设施建设，7月30日印发《关于实行核增产能置换承诺加快释放优质产能的通知》明确规定2022年3月31日前提出核增申请的煤矿，不需要提前落实产能置换指标，可采用承诺的方式进行产能置换，取得产能核增批复后，在3个月内完成产能置换方案。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

政策上放宽电价涨价能改善市场对行业的预期。根据国家发改委的规定，现行燃煤发电标杆上网电价机制自21年开始允许按照“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，煤电市场化交易部门电价上浮不超10%。21年7月内蒙古发改委率先发布电价上浮政策，随后宁夏、上海等地相继响应。此外我国电价相比于外国偏低。与35个OECD国家相比，我国销售电价为0.618元/kwh，位列倒数第三位，约为各国平均水平的60%。尽管这一次其实电价存在更高的上浮空间（10%），但比起煤炭价格的涨幅来说，电厂的动力及利润空间仍然不强。

毕竟是产品变得供不应求，市场对该行业的预期其实会或多或少出现好转，于是电力企业的估值往往会在电荒期间出现向上，并走出一轮超额行情。目前市场化电量占社会总用电量的比例不断提高，以具有代表性的广东省为例，21年上半年广东省全社会用电量3643.4亿kwh，其中电力市场累计交易电量1420.6亿kwh，占比39%，而山西的市场化电量占比达到42%，未来占比将继续提升，而在市场化交易电量中，长协交易的电量占比普遍高达80%左右，即21年的年度长协电量在20年末或21年初已通过集中交易锁定，因此火电企业今年很难享受到上浮电价的红利。而从22年开始，长协交易重新签订，由于冬季是用电高峰，且煤炭价格或将继续维持高位，火电长协价格大概率同比显著增长，助火电企业走出盈利困境。

 

 

 

 

 

 

 

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现在是配置电力板块的好时机
 双控政策是应对周期的提前量。20年全球放水，通胀导致原材料价格大涨，市场需求旺盛，但21年年中之后下游的消费突然萎缩，上游的高载能行业的库存堆积的越来越多，最终打击企业的生产积极性，因此电荒往往会在通胀的末端消失。在制造业投资高企的环境中，为了在“虚假的繁荣”过后，避免重新陷入产能过剩及严重污染等残局，政策率先通过双控手段控制电力生产，且更宏观去看，这次的环保限产政策是全球性的。

对于转债来说，现在是配置电力板块是好时机，因为即使电荒消失，后续电力转债也有较大可能跑赢指数。在电荒现象缓解后，我们在宏观面上往往会迎来一轮衰退阶段。电力几乎在衰退阶段是唯一一个可以体现出超额收益的板块：1）电力的资产负债率很高，衰退期利率如果下行的话，电力企业的负债压力将会减轻。行业的平均带息负债率常年超过70%，财务费用与贷款利率保持着紧密正相关；2）在成本下行之后，电力企业的利润是扩张的。煤炭成本占发电企业成本的70%左右，当煤炭价格下行之后，行业的毛利率将得到显著改善，这也是市场对电力行业所预期希望看到的。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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电力行业将在新能源发电推动下价值重估 

双碳目标为电力行业的价值重估提供长逻辑。按照双碳目标，中国的二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。在此背景下，中国有必要控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。研究机构Carbon Brief根据中国发布的最新统计数据推算，2018年中国碳排放总量达100亿吨，其中煤炭消费排放为73亿吨，因此在发电端控制碳排放将成为实现双碳目标的重要举措。这也是与过往情况的不同之处：现在的市场情绪基于新能源发电更加高亢。能源不可能同时满足环境友好、供应稳定、价格低廉这三个条件。如果双控是一个跨越周期的方向的话，我们必然会因环境友好及供应稳定而放弃价格低廉，即电力价格需要更为充分的市场化，这可能是电力行业的价值迎来重估的根本逻辑。

绿电交易是促进市场化的手段，也可以打破需求侧和供给侧的屏障。9月11日，国家发展改革委印发关于《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知，鼓励地方增加可再生能源消费，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。绿电交易可以促进碳电两个市场的联动，有效提升绿电消纳规模和价格水平。在全国碳市场环境以及国外碳关税压力下，跨国公司、外向型企业、控排企业有较强的采购绿电降低企业碳排放的诉求。如果绿电交易结果获得碳市场认可， 对控排企业而言降低了碳市场履约成本，也为外向型企业降低了被征收碳税的风险，从而提升了绿电需求，推动新能源电力在绿电市场产生溢价效益。从而建立碳、电两个市场联动的桥梁，促进新能源电力消纳规模和投资意愿。

新能源发电占比持续提升。据国家能源局表示，为落实双碳目标，以及2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右、风光发电总装机容量达到12亿kwh以上等任务，2021年，全国风光发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，到2025年达到16.5%左右。截至8月底，全国发电装机容量达22.8亿千瓦，同比增长9.5%。其中，风电装机容量约3亿千瓦，同比增长33.8%；太阳能发电装机容量约2.8亿千瓦，同比增长24.6%。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

传统发电企业转型新能源将促进价值重估。目前新能源发电企业分为两类：传统发电企业发展新能源发电业务，和纯新能源发电公司。从结构上看，目前国内上市发电企业仍以国家主导，以A股上市的具备国企或央企背景的“五大四小”发电集团为例，截至2020年底装机容量合计11.69亿千瓦，占2020年全年度累计总装机的53.16%。截至2019年底，“五大四小”中8家风光装机占比已达总装机的10%以上，其中国家电投、中广核、华润电力风光装机占比超20%，2020年相继签约超过47GW的清洁能源项目，总投资超2787亿元。伴随着传统发电企业新能源业务占比的持续上升，公司估值将对标纯新能源运营商。传统发电企业的火电可以有效弥补新能源发电在稳定性上的不足，有助于维持业绩持续性。此外，由于传统发电企业具有强大的现金流、较低的融资成本和丰富的项目运营经验，在开拓新能源发电业务市场上也具有得天独厚的优势。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

目前电力行业估值仍处在较低水平，未来有上涨空间。截至9月23日，公用事业指数PE（TTM）为22.38，而8月初为17.04。由于上半年普遍火电企业成本压力大，盈利能力较弱，整体利润并不高，随着未来电价上涨的高确定性，和成本端压力缓解，公司业绩有望进一步提升。此外相比于光伏、风电行业的估值，电力行业明显较低。传统电力公司正加速拓展高估值的新能源发电业务，降低低估值的火电占比，因此行业估值未来上行空间可期。

 

 

 

 

风险提示

新能源装机量不达预期；双控效果不达预期；电力需求不景气。