電力行業(yè)就是將煤炭、石油、天然氣、核燃料、水能、風能等一次能源經發(fā)電設施轉換成電能，再通過輸電、變電與配電系統(tǒng)供給用戶作為能源的工業(yè)部門，也可以理解為生產、輸送和分配電能的工業(yè)部門。

流程包括發(fā)電、輸電、變電、配電等環(huán)節(jié)。電力工業(yè)為工業(yè)和國民經濟其他部門提供基本動力，隨后在條件具備的地區(qū)建設了一批大、中型水電站，是國民經濟發(fā)展的先行部門。

(相關資料圖)

一、行業(yè)投資價值分析

我國電力產業(yè)鏈是由上游發(fā)電企業(yè)，中游電網公司以及下游的電力用戶構成的，呈現(xiàn)在電力用戶面前的銷售電價也就是由上網電價和輸配電價的總和，也可以理解為是由凈電價與政府性基金構成的銷售電價相加。

圖:銷售電價=上網電價+輸配電價+政府性基金

資料來源：長江證券研究所

（1）“雙碳”及“市場化”下電力行業(yè)的變革

2020年9月，我國提出“采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”。

圖：21世紀以來，中國碳排放量快速上升

數(shù)據(jù)來源：Wind

面對“雙碳”目標，電力行業(yè)正在面臨變革。能耗雙控，增量新能源不考核推動風光發(fā)電營收發(fā)展，同時風光設備端擴張，進一步讓風光裝機規(guī)模擴展、電量占比增加。碳交易、綠電交易的政策風向推動化石能源機組自然退役、化石能源裝機、電量減少。

在此基礎上，穩(wěn)定性電源減少，新能源出力不穩(wěn)定導致發(fā)電側負荷不穩(wěn)定性增加，同時電力也需要清潔化，推動了化石能源消費量回落，二氧化碳排放量減少。

為了解決發(fā)電側負荷不穩(wěn)定性增加的問題，我們通過電網側改造升級、儲能規(guī)模擴張、火電提升靈活性、需求側及時響應等方式優(yōu)化了盈利模式，進一步推動了電力改革。

圖：“雙碳”目標下電力行業(yè)的變革

數(shù)據(jù)來源：Wind

（2）新一輪電改再啟征程

2021年以來，電力供需緊張，缺電問題頻現(xiàn)。持續(xù)高位運行的煤價給火電企業(yè)生產經營和現(xiàn)金流帶來了巨大的現(xiàn)金流壓力，電力行業(yè)經營困難。其中，2021年迎峰度夏期間及2022年持續(xù)高溫天氣，全國多地頻發(fā)限電現(xiàn)象，多年不見的限電現(xiàn)象頻繁被討論。

雙碳、缺電等多因素倒逼電改加速，電力行業(yè)整裝再出發(fā)。2021年10月8日，相關會議提出改革完善煤電價格市場化形成機制、支持煤電企業(yè)增加電力供應、推動具備增產潛力的煤礦盡快釋放產能等多項措施。特別提到有序推動燃煤發(fā)電電量全部進入電力市場，同時將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調整為原則上均不超過20%，對高耗能行業(yè)可由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制。

本次電價政策的調整，不僅有望以市場化手段解決高耗能企業(yè)盲目擴張的能耗雙控問題，同時具備跨時代意義。放開發(fā)電側部分電源和部分用戶，標志著我國電價機制由多年的“計劃”和“市場”雙軌并行制，開始向完全市場化的軌道探索。

二、新能源運營：綠電溢價成為“戴維斯雙擊”啟動器

（1）“雙碳”目標下新能源運營邏輯

新能源運營邏輯是由量、價、成本三部分決定的，分別是“雙碳”目標下新增電量以新能源為主、綠電交易助推新能源電價邊際提升以及成本下降、實現(xiàn)平價上網為目標。

（2）“雙碳”目標下風光發(fā)電空間廣闊

在“碳達峰、碳中和”的目標下，我國能源消費結構與電力供給結構必將做出對應的調整。預計我國煤炭消費占比將明顯下降，未來煤炭消費的絕對量也將開始下行，“碳達峰·碳中和”下能源消費轉向以新能源為主的非化石能源。

（3）綠電需求持續(xù)擴張，電價有望迎來支撐

從當前的政策及市場機制來看，電力消費側用戶要實現(xiàn)降耗減碳，主要有以下四個途徑：投資可再生能源、采購綠證、碳排放權交易和采購綠電，但均有不同程度的局限性：如可再生能源投資規(guī)模大、周期長，并且不同區(qū)域由于資源稟賦不同，很難在各個地區(qū)均實現(xiàn)大規(guī)模風光電源的投資。綠證存在證電分離的問題，在核算終端實際碳排放認可度較低；碳排放權是指標對沖形式，且參與受眾較小。通過綠電交易市場適用性最為廣泛，且最接近本質減碳，因此綠電交易有望成為未來對于綠電需求的主要滿足方式。

圖：綠電交易或成為用戶側滿足綠電需求的主流

數(shù)據(jù)來源：Wind

（4）綠電交易逐步常態(tài)化，有望持續(xù)溢價交易

在全國綠電交易試點交易開啟后，各省份陸續(xù)在省內開展了綠電交易，綠電交易已經呈現(xiàn)出常態(tài)化、機制化的趨勢，從各省市試點交易情況來看，均在不同程度上實現(xiàn)了較當?shù)厝济夯鶞蕛r的溢價交易。

（5）技術進步成本回落，2022邁入全面平價時代

從成本端看，隨著產業(yè)內技術的發(fā)展，風電光伏項目的造價持續(xù)下降，此外隨著產業(yè)規(guī)模的做大，規(guī)模效益得以體現(xiàn)，因此我國陸上風電項目和集中式光伏項目的造價和LCOE（平準化度電成本）基本呈現(xiàn)穩(wěn)定下降的趨勢。

陸上風電方面，在2010年-2020年這段時間內，單位千瓦造價從1500美元下降到1264美元，降幅為15.72%。集中式光伏方面，單位千瓦造價從3994美元下降到651美元，降幅高達83.71%。

圖：我國陸風平均造價和LCOE情況 圖：我國集中式光伏平均造價

數(shù)據(jù)來源：IRENA

三、火電：行業(yè)邏輯理順，盈利估值待反轉

火電運營商的量、價、成本都在“雙碳”的影響下都存在邏輯變化，在量方面結構優(yōu)化，更加關注火電靈活性改造及輔助服務市場帶來的增量收益。在價方面，更多回歸商品，逐步在市場化改革中，電力將回歸商品屬性，可傳導成本端壓力。在成本方面，煤價變動，隨著保供措施持續(xù)推進，煤炭價格或將有所回落。

圖：“雙碳”目標下，火電運營商的邏輯變化

數(shù)據(jù)來源：Wind

（1）電企上網電價中樞走向如何？

2021年12月份以來，各省份年度交易陸續(xù)開展,在火電電量全部參與市場化的背景下，市場化主力的年度長協(xié)電價上漲或為火電盈利改善奠定堅實基礎。

（2）煤炭年度長協(xié)征求意見稿發(fā)布，火電有望恢復穩(wěn)定盈利

2021年12月3日舉行的全國煤炭交易會公布了2022年煤炭長期合同簽訂履約方案征求意見稿，其中要求需求側發(fā)電供熱企業(yè)除進口煤以外的用煤100%簽訂長協(xié)。價格方面，“基準價+浮動價”的定價機制不變，動力煤長協(xié)將每月一調。5500大卡動力煤調整區(qū)間在550-850元之間，其中下水煤長協(xié)基準價為700元/噸。

我們按照60萬千瓦機組項目測算，在5500大卡煤炭700元/噸的中樞煤價以及20%的電價上浮比例假設下，項目的ROE仍可以達到13.97%。煤價每下降20元/噸則會相應增厚約2個百分點的ROE水平。

表：火電機組盈利測算假設及測算結果

數(shù)據(jù)來源：Wind

表：火電機組盈利敏感性測算

數(shù)據(jù)來源：Wind

四、水電&核電：清潔穩(wěn)定稀缺，能源變革亦有可為

在“雙碳”目標下，水電的邏輯變化體現(xiàn)在在建投產和布局新能源兩個方面，在建投產方面關注長江電力烏白電站投產及重組進程，關注兩房電站投產帶來的裝機增量。同時布局新能源方面，依托水電資源，流域風光空間廣闊。

在核電方面，在建投產方面中核3臺機組于2021核2022年年投產，中廣核4臺機組于2021核2022年投產。另外，在新增核準方面，“碳中和”的遠景加持下，核電發(fā)展成為必選路徑之一，新核準機組有望增加。

圖：“雙碳”目標下，水電和核電運營商的邏輯變化

數(shù)據(jù)來源：Wind

（1）低碳穩(wěn)定高效，核電審批有望加速

核電是所有清潔能源中運營最高效、最穩(wěn)定的電源。2020年我國核電機組平均利用小時高達7453小時，機組利用效率位列所有電源之首。并且低碳、穩(wěn)定、高效的特性，使得核電是所有清潔能源中唯一可以同時實現(xiàn)大功率規(guī)?；?、長期穩(wěn)定運行的清潔能源主體，也是當前時點實現(xiàn)火電替代最理想的電源。因此在“碳中和”的遠景下，核電發(fā)展成為必選路徑之一。

圖：2018-2020年各電源利用效率（單位：小時）

圖：清潔能源出力季度環(huán)比波動

數(shù)據(jù)來源：Wind

自2019年核電審批重啟以來，已有審批常態(tài)化的趨勢。2021年4月田灣核電站的7號和8號機組、徐大堡核電站3號和4號機組、昌江核電模塊化反應堆（SMR）示范項目通過核準，且其他具備條件的機組也有望年內獲得核準。

表：近年核電新機組審批情況

數(shù)據(jù)來源：公司公告，債券募集說明書

（2）清潔穩(wěn)定稀缺，能源變革亦有可為

隨著電力市場化的推進，水電核電也有部分電能參與到市場交易中，以主要水電與核電公司的市場化比例來看，除了華能水電地處高度市場化的云南省、交易比例大致保持穩(wěn)定以外，長江電力、中國核電和中國廣核市場交易比例均有持續(xù)提升，到2020年已經分別提升到了14.21%、37.06%和33.52%，預計市場化電價提升將給水核企業(yè)帶來額外業(yè)績增長。

圖：部分水電公司和核電公司市場化交易占比

五、指數(shù)投資價值分析

電力ETF基金的編制方案為中證全指指數(shù)樣本股，其按行業(yè)分類標準分為10個一級行業(yè)、26個二級行業(yè)、70余個三級行業(yè)及100多個四級行業(yè)。如果行業(yè)內股票數(shù)量少于或等于50只，則全部股票構成相應全指行業(yè)指數(shù)的樣本股。

如果行業(yè)內股票數(shù)量多于50只，則分別按照股票的日均成交金額、日均總市值由高到低排名，剔除成交金額排名后10%以及累積總市值占比達到98%以后的股票。

數(shù)據(jù)來源：中證指數(shù)公司

前十大成分股分別是長江電力、三峽能源、中國核電、華能國際、中國廣核等細分行業(yè)龍頭，權重占比約54.30%，總市值合計約1.34萬億，龍頭優(yōu)勢凸顯。前十大成分股加權平均ROE約為6.56%，Wind一致預期未來2年凈利潤增速平均值達到21.69%，兼具盈利能力和高彈性。

表：中證全指電力指數(shù)前十大成分股（數(shù)據(jù)截止2022.7.29）

數(shù)據(jù)來源：Wind

同時龍頭集中，大小盤平衡。6家市值超千億的公司，包含長江電力、三峽能源、中國核電、華能國際、中國廣核和華能水電，權重合計占比約38%，龍頭集中度高。同時500億以上的公司權重合計占比52%，500億以下的合計占比約48%，大小盤均衡，兼具龍頭的價值屬性和小盤的進攻性。

圖：不同市值水平成分股數(shù)量（截至2022.7.29）

圖：不同市值水平成分股權重占比（截至2022.7.29）

數(shù)據(jù)來源：Wind

行業(yè)分布上，綠電占比高。截止2022年7月29日，中證全指電力指數(shù)成分股的行業(yè)分布為火電發(fā)電運營40.92%、新能源發(fā)電運營33.38%、水電發(fā)電運營17.5%、電網運營2.56%，其他5.64%。從行業(yè)分布（長江行業(yè)分類）來看，指數(shù)水電和新能源發(fā)電等綠電占比高達50.88%，火電為40.9%，在能源結構轉型的進程中二者相互補充。

圖：中證全指電力指數(shù)成分股的行業(yè)分布（截至2022.7.29，單位：%）

數(shù)據(jù)來源：Wind

整體的盈利能力凈利潤修復，盈利空間廣闊。營業(yè)收入穩(wěn)中有升，凈利潤修復充分。依據(jù)Wind分析師一致預期，指數(shù)預期凈利潤或在2021年低基數(shù)的基礎上逐年修復，未來兩年成長性良好。

圖：中證全指電力指數(shù)營業(yè)收入和增速

圖：中證全指電力指數(shù)凈利潤和增速

數(shù)據(jù)來源：Wind（當前成分股回溯計算）

當前PB較低，或是周期性拐點。指數(shù)當前市凈率約為1.91倍，低于指數(shù)發(fā)布以來的約90%的時間。

圖：PB（LF）估值歷史區(qū)間（至2022.7.29）

數(shù)據(jù)來源：Wind

同時當前的成長性高，相較而言，估值略有低估。將主流指數(shù)的估值與預期增速繪制散點圖，并做回歸分析。主流指數(shù)擬合出的估值、成長的關系為PE/G=1.01，電力指數(shù)的PE/G比分界線更高，即便保守假設未來指數(shù)的估值僅僅只向擬合中線回歸，也依舊有很大的空間。

數(shù)據(jù)來源：Wind

同時其具有高分紅的特點，股息率長期高于滬深300、中證500。指數(shù)發(fā)布以來，歷史股息率多數(shù)時間超過滬深300、中證500。

圖：股息率歷史區(qū)間（至2022.7.29）

?數(shù)據(jù)來源：Wind

關鍵詞： 電力行業(yè)