在當前全社會電力需求持續(xù)增長和結構變化的推動下，新能源電力的發(fā)展迎來了前所未有的熱潮，而長協(xié)煤定價機制、電力市場化改革、容量電價、綠色電力證書等政策的出臺，改變了電力運營企業(yè)的盈利模式。“火力發(fā)電為主體、風光發(fā)電高增長”的業(yè)務結構，使得公司兼具了“價值+成長”的屬性。
長期以來，以火電為主的電力運營行業(yè)被劃入公用事業(yè)版塊，或者被視作盈利不穩(wěn)定的周期性行業(yè)。然而隨著電力需求、供給結構、產業(yè)政策的重大調整，電力運營行業(yè)正在調整業(yè)務結構、重構發(fā)展邏輯，行業(yè)或將迎來重要的“奇點時刻”。
需求側的意外爆發(fā)
從電力需求側看，全社會的電力需求正在發(fā)生深刻的變化。從總量上看，2023年，全社會用電量增速6.7%高于GDP增速1.5個百分點，工業(yè)用電增速6.6%不僅高于規(guī)模以上工業(yè)增加值的增速4.6%，而且顯著高于2020年至2022年工業(yè)用電的平均增速4.5%。國家能源局最新發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2024年前兩月全社會用電量累計15316億千瓦時，同比增長11.0%。
在電力需求保持剛性上漲態(tài)勢的同時，電力結構也隨著可再生能源的快速發(fā)展發(fā)生深刻變化。2023年用電增長超預期的一個重要原因是新能源轉型驅動的制造業(yè)升級，全國用電增速最高的三個行業(yè)，分別是電氣機械和器材制造業(yè)(28.73%)、汽車制造(16.7%)、石油煤炭及其他燃料加工業(yè)(13.62%)。
然而，面向未來，能源行業(yè)一個更加重要的變量就是人工智能尤其是生成式AI的發(fā)展。2022年全國數(shù)據(jù)中心耗電量達到2700億千瓦時，為同期三峽電站發(fā)電量的兩倍以上，占全社會用電量約3%，并且，過去五年中國數(shù)據(jù)中心規(guī)模年均增速達到近30%，預計2027年將占到全社會用電量約5%以上。
即便數(shù)據(jù)中心耗電量已經連續(xù)多年高速增長，但未來的增長潛力依然被低估。生成式AI的迅猛發(fā)展帶來了海量的大模型訓練、使用需求，這種需求正處于早期的導入和高速增長階段。
供給側調整超預期
在“雙碳”背景下，政策傾向于限制新的火電項目建設，并逐步淘汰老舊和效率低下的火電機組，同時火電企業(yè)為了滿足越來越嚴格的環(huán)保標準，還需要持續(xù)進行技術改造和升級，減排壓力會增加火電企業(yè)的運營成本，因此，原本占據(jù)電力供應主力地位的火電裝機增長將會趨緩。2023年末全國煤電裝機同比僅增長3.4%，占總發(fā)電裝機容量的比重首次降至40%以下，同比快速降低了4.0個百分點。
需求側增長有力支撐、供給側火電裝機被抑制，在這兩方面的共同作用下，新能源電力迎來投資熱潮，風光裝機提速超預期。全國并網(wǎng)風光發(fā)電總裝機從2022年底的7.6億千瓦，到2023年底已經10.5億千瓦，發(fā)展速度遠遠超出之前國家規(guī)劃。
一些傳統(tǒng)的電力運營企業(yè)順勢調整能源結構，從煤電運營或煤電為主的結構向新能源發(fā)電轉型。
根據(jù)五大能源集團公布的“十四五”期間清潔能源裝機規(guī)劃，2025年國家能源集團清潔能源裝機將達到40%、華電、華能、華潤、大唐達到50%、國家電投達到60%。華潤電力火電裝機占比已經從2018年末的80%下降至不足65%，2025年要進一步降至50%，可再生能源權益裝機容量在2018年至2022年間年化增長率17.65%，貢獻了公司絕大部分的盈利。這些頭部電力運營公司已經從單一的煤電布局延伸到風、光、火、水一體化和綜合能源領域。
政策改革助力
在當前，轉型中的國有電力企業(yè)仍然以煤電為主體，煤電正在向基礎性、調節(jié)性電源轉型，近年來出臺的長協(xié)煤定價機制、電力市場化改革、容量電價三大政策徹底改變了電力企業(yè)的盈利模式。
火電成本端，2022年2月國家出臺《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，長協(xié)煤價格按新的“基準價+浮動價”價格機制執(zhí)行，將基準價從535元/噸調整為675元/噸，并要求需求端發(fā)電企業(yè)年度用煤實現(xiàn)中長期合同全覆蓋。在新的長協(xié)煤定價機制下，火電企業(yè)和上游煤炭企業(yè)簽下長協(xié)合同，就此火電企業(yè)的成本端基本鎖定，業(yè)績像以往隨成本高波動的情形將明顯減少。
火電電價端，2021年10月份起燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革，全面放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價。各地上網(wǎng)交易價可以在燃煤基準價基礎上最高上浮20%，解除了火電行業(yè)長期存在的電價鎖定問題。根據(jù)國家能源局披露的數(shù)據(jù)，2022年全國燃煤機組平均交易電價0.449元，比全國平均基準價上浮18.3%，逼近20%的上限，可以說燃煤電價市場化改革有效地緩解了電力企業(yè)的成本壓力。
容量電價機制于2023年10月出臺，標志著煤電逐步從電量型電源轉向基礎保障型和系統(tǒng)調節(jié)型電源，并將為電網(wǎng)承載更大規(guī)模的新能源電力提供有力支持。目前多數(shù)地區(qū)的煤電容量電價大約為回收固定成本30%，未來幾年可能穩(wěn)步提升至50%左右。
在解鎖電價、穩(wěn)定成本、容量電價三方面政策的影響下，對傳統(tǒng)電力運營企業(yè)來說，“火力發(fā)電為主體、風光發(fā)電高增長”的業(yè)務結構，使得公司的經營邏輯完全發(fā)生變化，兼具了“價值+成長”的屬性：其中的火力發(fā)電資產現(xiàn)金流更加穩(wěn)定，不再是業(yè)績波動的來源，反而可能成為公司業(yè)績穩(wěn)定的壓艙石，而快速增長的新能源發(fā)電資產將成為成長的強大驅動力。
2023年7月，發(fā)改委發(fā)布《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》，擴容綠證核發(fā)范圍，2023年底綠證交易開始大規(guī)模展開。盡管短期內綠證交易不會帶來明顯的直接效益，但在能源消耗雙控的背景下，對綠色電力消費有要求的央企國企、跨國企業(yè)以及需應對高額碳關稅的出口型企業(yè)，將會對綠證產生更多購買需求，如果未來國家出臺更多需求側的配套政策，有望顯著增加新能源發(fā)電企業(yè)的綠證交易收入。
風險與機遇
在政策鼓勵下的風光電力投資正在加速布局，這將為轉型中的電力企業(yè)帶來長期機遇，2023年全國太陽能發(fā)電裝機容量同比增長55.2%、風電裝機同比增長20.7%，預期在未來幾年仍將保持較高的增速。
特別是在容量電價機制出臺后，火電將成為全社會的備用電源，為新能源發(fā)展打開了發(fā)展空間，然而更為重要的意義在于，火電盈利的穩(wěn)定性能為新增新能源裝機提供源源不斷的現(xiàn)金流，為電力企業(yè)轉型提供強有力的財力支撐，并且從投資回報的角度看，擁有火電資源的電力企業(yè)可以維持一個相對高的分紅比例。
在預期煤炭價格穩(wěn)中有落的行情下，傳統(tǒng)電力企業(yè)將處于業(yè)績修復的周期中，行業(yè)經營現(xiàn)金流改善的同時，新能源裝機高速增長還帶來業(yè)績擴張的想象空間，可考慮優(yōu)先投資于能源結構均衡、分紅比例較高、擁有優(yōu)質可再生資源稟賦、運營效率相對高的大型綜合能源服務商。
當然，也要看到風險：
一是要關注新能源電力的消納問題。新能源電力存在出力不穩(wěn)定、受季節(jié)和天氣制約的缺陷，且全國新能源發(fā)電量正在快速增長，消納問題始終存在。投資者需要關注火電轉型進展、配套儲能的發(fā)展，以及電力輔助服務市場機制的運行情況。在目標企業(yè)選擇上，可優(yōu)先選擇風光基地處于東部經濟發(fā)達區(qū)域、消納壓力相對小的企業(yè)。
二是要關注新能源電價中樞變動。長期來看，風光新能源的發(fā)展目標是參與直接交易和市場競爭，市場競爭下的上網(wǎng)電價由發(fā)電企業(yè)與用戶的中長期合同，或發(fā)電企業(yè)在現(xiàn)貨市場中的競價確定，比如云南省風電、光伏項目的電價正在減少以“煤電基準價”結算的比例。未來隨著風光行業(yè)技術進步、競爭加劇以及電力市場化，新能源電價市場化波動使得經營業(yè)績面臨不確定性。
三是關注電力資產的減值風險。電力行業(yè)長期以來一直存在高額減值問題，這也是拖累上市公司業(yè)績的重要因素。一般來說電力資產的減值有兩大類型，第一類是資產減值，主要是未來持續(xù)盈利至關重要的固定資產、商譽;第二類是信用減值，主要是歷史上計入盈利但資金尚未回籠的應收賬款類科目，比如光伏可再生能源補助的延期發(fā)放會影響電站項目收益率不及預期。投資者應盡量規(guī)避擁有長期信用資產、低效固定資產的企業(yè)，關注企業(yè)歷史上有過減值的風光資產以及拖欠較久的信用資產，防范大額計提減值的財務風險。
來源：證券市場周刊 王雁飛/文
(作者為海南大學“一帶一路”研究院經濟研究中心副研究員)
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