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2021年，電力行業(yè)迎來了歷史性的一年。在經(jīng)濟復蘇、出口意外強勢的背景下，電力需求增速超預期增長，甚至出現(xiàn)多年不見的“電荒”。“雙控雙限”沖上熱搜，需求倒逼之下，電力行業(yè)正在面臨新一輪的政策變革期。

2021年電力行業(yè)回顧

回顧2021年的電力行業(yè)，“電荒”是一個重要的關(guān)鍵詞，雖然時段較短，也并未貫穿全年，但卻是分析當下電力市場最關(guān)鍵的因素。

首先是需求端，電力需求與經(jīng)濟增長息息相關(guān)，與GDP增速基本保持同步增長，且第二產(chǎn)業(yè)用電量最大。2021年國外疫情的反復加劇了全球供應(yīng)鏈的緊張，國內(nèi)出口超預期增長，生產(chǎn)用電需求連續(xù)多月超預期，第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長超過10%，兩年平均增長率超過6%，遠超GDP同期增長率。同時，極端天氣氣候頻發(fā)、強發(fā)，河南特大暴雨、全國平均氣溫創(chuàng)歷史新高等事件進一步加大了居民對電力的需求，城鄉(xiāng)居民生活用電量兩年平均增長率超過6.5%，也同樣遠超GDP同期增長率。

因此，整體來看，需求的超預期增長支撐了電力行業(yè)整體的超高景氣度。

其次是供給端，從2020年國內(nèi)發(fā)電的結(jié)構(gòu)看，火電、水電、風電、核電、光電為最主要的五大發(fā)電方式。與2020年相比，2021年核電增長較小，風電、光電雖然增長較大，但在發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比僅約7%，絕對占比較小。而占比最大的火電和水電均面臨供給不足的問題，其中水力資源持續(xù)偏弱導致水電占比有所下降，占比近70%的火電面臨動力煤價格持續(xù)上漲且高企的約束。供求均超預期變化，導致出現(xiàn)多年不見的“電荒”。

最后是政策層面，“雙碳”目標下，新能源(主要為風電及光電)裝機量及發(fā)電量均大幅度增長。在煤炭供給價格的約束下，電力的行業(yè)定價改革成為大勢所趨，火電企業(yè)的長期盈利中樞有望改善。因此，2021年全年無論是新能源發(fā)電還是傳統(tǒng)火電，市場表現(xiàn)均大幅超過市場寬基指數(shù)。

2022年電力行業(yè)投資展望

電力行業(yè)投資的長期邏輯在于“雙碳”目標的制定。2021年10月24日發(fā)布的《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》(以下簡稱《意見》)是“雙碳”目標的綱領(lǐng)性文件，其中對于非化石能源消費比重、風電和太陽能發(fā)電裝機量等量化指標提出了明確的要求，并設(shè)置了2025 年、2030 年、2060 年三個階段目標。以各階段目標基本可以反推出截止2025年非化石能源消費比重、風電和太陽能發(fā)電裝機量的增速，其中，風電、光電的增速自不必說，實現(xiàn)“2030年12 億千瓦裝機量的目標”，需要年均8.4%的增速。而如果想要達成“2025年非化石能源消費占比20%、2030年25%”的階段性目標，整個新能源發(fā)電方式的裝機量都會迎來較高速度的增長。

因此，在“雙碳”目標的約束下，未來我國能源結(jié)構(gòu)預計將發(fā)生較大程度的變化，包括太陽能、風電、核電為主的新能源發(fā)電以及水電未來發(fā)展空間廣闊。

除了新能源發(fā)電外，傳統(tǒng)火電的投資機會同樣需要重新審視。電力事關(guān)民生，因而電力是一個“半市場化”的半公用事業(yè)行業(yè)，行業(yè)的周期性顯著。而展望未來，隨著能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化，傳統(tǒng)火電企業(yè)可能迎來能源轉(zhuǎn)型、供給約束、價格改革的發(fā)展機會。

首先是價格，電價改革是大勢所趨。從當前上網(wǎng)電價的構(gòu)成看，由固定電價及浮動電價兩部分構(gòu)成，電價又是影響發(fā)電企業(yè)的決定性因素。而對于電網(wǎng)及配輸電公司，輸配電價又是影響收入的決定性因素，上網(wǎng)電價、輸配電價以及政府性基金及附加(即政府補貼)，三部分共同構(gòu)成了銷售電價，也就是終端用戶的電力使用價格。長期以來，我國居民用電采取低價政策，一般工商業(yè)電價也持續(xù)下降，導致居民電價大幅低于供電成本，發(fā)電企業(yè)難以持續(xù)盈利來維持發(fā)展。2020年底以來，隨著上游煤炭價格的不斷攀升，火電成本持續(xù)處于高位，壓縮企業(yè)盈利，造成電量供應(yīng)不足，全國多地頻發(fā)限電現(xiàn)象，特別是2021年下半年的“電荒”事件，能源轉(zhuǎn)型下的電力供應(yīng)不足成為社會焦點。2021年7月29日，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，提出在保持銷售電價總水平基本穩(wěn)定的基礎(chǔ)上，進一步完善目錄分時電價機制。整體來看，分時電價機制的執(zhí)行，在一定程度上起到了促進需求側(cè)移峰填谷、緩解電力供需矛盾的作用，有望用電價取代當前行政或調(diào)度指令主導的錯峰用電措施，引導用電側(cè)自主調(diào)整用電節(jié)奏。同時，電價波動的提升有利于還原電力的商品屬性，從長期來看，能夠驅(qū)動電力運營商真正回歸具有合理收益率的公用事業(yè)屬性，行業(yè)估值也有望持續(xù)修復。

其次是大型傳統(tǒng)火電企業(yè)向新能源轉(zhuǎn)型帶來的估值改善。大型央企在“十四五”規(guī)劃中紛紛發(fā)布了相應(yīng)的新能源裝機規(guī)劃。如華能國際目前新能源裝機量占比已經(jīng)近10% ，“十四五”期間規(guī)劃每年新增新能源裝機800萬千瓦左右，到2025年末新能源裝機預計將達到5500萬千瓦;華電國際計劃到2025年實現(xiàn)新能源裝機占比45%、風電光電新增裝機20GW的目標。其他如大唐電力、中廣核新能源等都發(fā)布了類似的規(guī)劃。

最后是供給約束下，火電行業(yè)自身的發(fā)展機會。從未來長期發(fā)展趨勢來看，火電的份額毫無疑問是會繼續(xù)下降的，但火電又是不可或缺的。新能源運營商因自身風光裝機占比高，容易造成電網(wǎng)不穩(wěn)定性增加，導致調(diào)峰成本的增加。因此，國家鼓勵發(fā)電企業(yè)自建儲能或調(diào)峰能力以增加并網(wǎng)規(guī)模。在這樣的背景下，傳統(tǒng)電力企業(yè)因此擁有更多調(diào)峰能力或?qū)@取更多新能源發(fā)展份額。(作者：黃大智)