电力行业深度：需求波动放大，电力紧平衡背景下价值彰显【国君能源运营】
本报告导读：
极端高温叠加产能集中释放，重视用电旺季电力供需偏紧形势下的电力行业投资机会。
摘要：
“十四五”电力供需平衡仍将维持偏紧格局。与其他能源/大宗产品不同，电力产品在现有背景下缺乏产成品库存调节，因而存在行业特有的两种平衡：电量平衡（均值/总量概念）和电力平衡（瞬时/波动概念）。电力平衡更多反映电力供需的边际变化，是电量平衡的充分非必要条件。在需求侧用电负荷波动放大、供给侧可控装机增速放缓的形势下，电力平衡的难度进一步增加。从电力平衡视角，我们预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。
高温叠加产能集中释放，高峰期部分区域电力紧平衡。复盘近年来海外缺电现象，直接原因是在受到极端天气扰动、用电负荷激增时，瞬时电力供应难以满足用电需求。国家气候中心预计2022年盛夏全国大部地区气温接近常年同期到偏高。此外，在复产复工持续推进的情况下，3Q22产能集中释放，电力需求有望迎来阶段性高峰。中电联预计2022年迎峰度夏期间华东、华中、南方区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。
能源保供是当前电力系统的核心矛盾，保障电力平衡迫在眉睫。国常会等会议持续强调能源保供重要性，要求决不允许拉闸限电；发改委能源局政策频出，确保能源供应安全。在迎峰度夏电力保供压力较大的时间窗口，短期看能源价格政策有望进一步强化以保障存量机组应发尽发；长期看，随着价格改革深化，容量市场等电力平衡长效保障机制有望加速推进。
投资建议：首次覆盖电力行业，给予“增持”评级。我们认为能源不可能三角框架下，能源保供和能源转型为当前核心矛盾。重视用电旺季电力供需偏紧形势下的行业投资机会，推荐细分领域龙头标的。（1）火电及转型：多能互补顺应能源转型趋势，存量资产价值重估，转型打造第二成长曲线。推荐国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电。（2）新能源：电量平衡的增量主体，装机增长明确，政策催化值得期待。推荐龙头三峡能源、龙源电力。（3）综合能源：双碳目标下的新兴赛道，推荐稀缺属性突出的细分领域龙头文山电力、南网能源。
风险因素：用电需求不及预期，新能源装机进度低于预期，上网电价低于预期，煤价涨幅超预期，电力市场化推进低于预期等。
1. 电力行业供需平衡：一个名称，两个命题
1.1. 电力行业约束：电量平衡与电力平衡
电力行业的双重平衡约束：电量平衡与电力平衡。与其他能源/大宗产品不同，电力产品在现有背景下缺乏产成品库存调节，因而存在行业特有的两种平衡（与图1所示）：
（1）电量平衡是均值/总量概念，指相同时间内实际用电量等于实际发电量（实际用电负荷曲线积分面积=实际发电能力曲线积分面积，等效矩形面积相同）。
（2）电力平衡是瞬时/波动概念，是指任一时间点内发用电曲线需实时匹配，即实际用电负荷等于实际发电能力。
（关于电量平衡与电力平衡约束探讨，详见我们2022年3月的报告《保供背景下的转型机遇》）
电力平衡更多反映电力供需的边际变化，是电量平衡的充分非必要条件。从时间颗粒度考虑，电力平衡是任一时刻的电量平衡，电力平衡是电量平衡的充分非必要条件。因此，电力平衡更多反映电力供需的边际变化。在需求侧用电负荷波动放大、供给侧可控装机增速放缓的形势下，电力平衡的难度进一步增加。
用电结构转变，电力需求侧负荷峰谷差加大（电力需求波动放大）。近年来随着经济结构及用电结构转换，我国用电负荷波动较大的第三产业与居民生活用电占比持续提升。2021年我国第三产业与居民生活用电量之和占全社会用电量的比例31.2%，较2005年提升9.7 ppts。2020年我国用电设备容量与发电装机容量比值已升至4.08，用电设备装机增速明显高于发电装机容量增速，用电高峰期的潜在最大用电负荷压力不断提升。
电力平衡的供给端取决于可控装机容量（而非全部装机容量），而可控装机容量增速放缓。可控电源主要系可根据需求变化主动提供稳定出力的机组，我们从原材料库存视角将火电、核电和部分水电（拥有大型水库调节的水电）定义为可控电源。风电、光伏等新能源的电力供应主要被动依靠风光资源，即使考虑现有储能情况下也难以保障长时间稳定出力，受阻系数接近100%。考虑各类型电源的受阻情况（可控装机亦存在受阻情况）后，实际可控电源供应能力=Σ各电源装机*（1-受阻系数）。从供电安全角度考虑，在用电负荷高峰期，若实际可控电源供应能力无法覆盖最大用电负荷和备用容量（应对各类电源装机的检修、故障停机等因素），电力供应缺口难以避免。“十三五”以来我国可控电源（火电、核电、部分水电）装机增长放缓，对电力平衡贡献减弱。
1.2. “十四五”电力供需平衡仍将维持偏紧格局
我国电力供需形势逐步由宽松转向紧张。“十三五”以来，我国电力供需形势发生转变，从供需宽松逐年转为供需偏紧，限电情况增加。在电力供需偏紧形势下，2022年全国多省市发布有序用电应急方案，以确保社会用电秩序。
2. 极端气温：电力平衡压力测试
2.1. 复盘海外缺电，极端天气是直接原因
海外“电荒”的直接原因多为极端天气扰动。复盘近年来海外缺电现象，本质原因是受环保理念的影响，各国火电核电等受阻系数较小的可出力电源装机增长不足，累计可用装机增速无法跟上用电负荷增速，电力平衡维持在相对偏紧的状态。在受到极端天气扰动、用电负荷激增的催化时，瞬时电力供应难以满足用电需求。
极寒天气直接导致美国得州大面积电荒。2021年2月美国得克萨斯州经历大寒潮，全州254个县同时受到暴风雪的警告。寒潮一方面使州内的电力负荷急剧上升，另一方面也大幅削弱了包括风电（风力涡轮机冻结）、光伏（云层和大雪遮挡）及天然气（油井冻结，气源供应紧张）等电源的电力供应能力。在电力供需不匹配情形下得州电力可靠性委员会（ERCOT）建议对用户实施轮流停电方案，得州约有400万家庭在严寒中失去了电力供应。
多国受极端天气影响，发生电力紧缺。2022年日本、欧洲受高温天气影响，澳大利亚受冬季极寒天气影响，均出现了一定程度上的缺电现象。据欧盟委员会官方报告，欧洲2022年一季度平均电价为0.201欧元/千瓦时，环比增长281%。澳大利亚因电力存在缺口暂停全国电力市场(NEM)所有地区的现货市场，现货市场暂停时昆士兰州电价超0.9美元/千瓦时，远超此前规定的0.3美元/千瓦时价格上限。
2.2. 高温叠加产能集中释放，高峰期部分区域电力紧平衡
我国6月平均气温为近60年最高，极端高温推升用电负荷。据中国气象局发布会，6月全国平均气温21.3℃，较常年同期偏高0.9℃，为1961年以来同期最高，自2022年7月6日以来，中央气象台已经连续9天发布高温预警。受极端高温天气影响，6月中旬以来多地区域电网用电负荷陆续创历史新高，全国用电负荷亦于7月13日创历史新高，达12.22亿千瓦。
高温天气仍在持续，电力平衡再迎考验。国家气候中心预计2022年盛夏全国大部地区气温接近常年同期到偏高，其中江苏南部、上海、浙江、福建、广东东部等沿海用电大省偏高1～2 ℃。中电联预计2022年迎峰度夏期间全国电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。在高温天气持续的情况下，我国部分区域高峰期电力平衡或再迎考验。
3Q22产能集中释放，电力需求有望快速增长。从经济先行指标社融数据看，2022年6月存量社融同比增长10.8%，增速较5月+0.3 ppts。据Wind一致预测，3Q22E我国GDP同比+5.1%，增速较2Q22 +4.7 ppts。在复产复工持续推进的情况下，我国电力需求有望迎来阶段性高峰。
3. 政策展望：电力保供迫在眉睫
能源保供是当前电力系统的核心矛盾。国常会等会议持续强调能源保供重要性，要求决不允许拉闸限电；发改委能源局政策频出，确保能源供应安全。在当前多地电力负荷创历史新高，迎峰度夏电力保供压力较大的时间窗口，短期看能源价格政策有望进一步强化以保障存量机组应发尽发；长期看，随着价格改革深化，容量市场等电力平衡长效保障机制有望加速推进。
3.1. 高耗能企业电价或仍有上行空间
政策明确高耗能行业电价不受上浮20%区间约束。2021年10月《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大至20%，同时明确高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。2022年2月国家发改委等多部门在关于保供稳价的政策中再度强调建立统一的高耗能行业阶梯电价制度。
高耗能企业电价上浮有望成为需求侧电力保供举措。2022年5月，四大高耗能制造业用电量占全社会用电量比例为30.0%。在电力紧平衡背景下，部分省份迎峰度夏期间电力保供措施中除供给侧常规性保障外，在需求侧对高耗能行业电价开展市场化调节成为保障电力供应的另一条途径。2Q22以来浙江及湖南等电力紧平衡省份均出台高耗能企业电价相关调整方案。
为获得电力持续供应，高耗能企业或承担电价上浮。高耗能行业由于对生产环境的要求较为严格，一般停产后生产线再度复产的成本较高，相同条件下更愿意为接受持续供电服务支付溢价。以电解铝行业为例，我们测算电解铝行业单吨电解铝耗电量约为13500千瓦时/吨，在单台500千安电解槽产线的起槽成本50~60万/吨、单台产能0.125~0.150万吨/年的情况下，对应年均电价涨幅约为0.025~0.036元/千瓦时。
3.1. 容量市场有助于强化电力供应
容量市场机制有助于促进电力平衡的供给端出力。与电量电价仅能够为电量平衡提供激励不同，容量市场机制下发电主体可以通过提供容量和电能量两种产品获得收益。容量电价能够帮助机组获得除能量市场和辅助服务市场以外的稳定收入，进而鼓励可控电源装机容量提升，促进电力平衡的供给端出力。
目前我国山东已出台现货市场的燃煤机组容量补偿政策。2022年6月山东省发改委等发布《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》（征求意见稿），规定自2022年9月份起对可调节负荷试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。在新能源大发、发电能源充裕的时段，容量补偿电价为：基准价99.1元/兆瓦时*谷系数K1（K1取值0-50%）；发电紧张时段，容量补偿电价为：基准价99.1元/兆瓦时*峰系数K2（K2取值100%-160%）。
4. 投资建议
4.1. 重视用电旺季电力供需偏紧形势下的行业投资机会
首次覆盖电力行业，给予“增持”评级。我们认为能源不可能三角框架下，能源保供和能源转型为当前核心矛盾。重视用电旺季电力供需偏紧形势下的行业投资机会，推荐细分领域龙头标的。
（1）火电及转型：多能互补顺应能源转型趋势，存量资产价值重估，转型打造第二成长曲线。推荐国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电。
（2）新能源：电量平衡的增量主体，装机增长明确，政策催化值得期待。推荐龙头三峡能源、龙源电力。
（3）综合能源：双碳目标下的新兴赛道，推荐稀缺属性突出的细分领域龙头文山电力（抽水蓄能等）、南网能源（分布式光伏等）。
4.2. 电力行业不同细分领域估值差异较大
我们认为电力行业中新能源运营领域具备装机驱动的可持续成长属性，基于行业及各公司的十四五规划，考虑到增量平价上网项目现金流回报显著增强叠加存量项目可再生能源补贴拖欠问题有望缓解，并参考新能源发电龙头公司历史PE情况，我们认为新能源发电板块2022E合理估值中枢20-25x PE水平。新能源发电龙头公司竞争优势扩张可获得估值溢价，我们给予三峡能源2022年25x PE水平。考虑到龙源电力不仅是行业龙头公司，且为国家能源集团风电业务整合平台，我们给予龙源电力2022年28x PE水平。
考虑到分布式光伏客户资源壁垒相对较高，“自发自用，余电上网”模式毛利率高于一般新能源发电项目，且行业尚处于发展初期，给予分布式光伏龙头南网能源2022年45x PE左右的估值水平。考虑到文山电力后续资产重组完成后公司主营业务变更为成长空间较高的储能运营，且重组交易的置出资产与置入资产PB估值相对接近，故对文山电力采用PB估值法定价，参考国网信通此前国家电网旗下相关资产注入草案公布前后（2019年7月-12月）6.9x PB估值，我们基于谨慎性原则给予文山电力2022年4.5x PB的估值水平。
考虑到火电转型公司的传统火电业务盈利稳定性及合理回报率中枢均低于新能源业务，我们认为火电转型公司相较于纯新能源公司估值存在折价。由于受煤价影响火电盈利波动较大，导致在盈利承压情况下部分企业PE估值失真；参考火电行业历史PE、PB情况（2018年至今历史估值24x PE水平、1.0x PB水平），火电转型公司存在估值分化：考虑到华电国际火电盈利回升、叠加参股新能源发电资产的权益价值重估，参考行业估值中枢，我们给予华电国际2022年15x PE的估值水平；考虑到当前高煤价背景下具备上游煤炭资源优势的企业相比于其他火电转型公司可获得估值溢价，我们给予国电电力2022年19x PE的估值水平；对于盈利节奏恢复较慢的火电转型公司采用2023年PE估值方法，我们给予华能国际2023年12x PE的估值水平；对于火电盈利能力稍逊、新能源转型尚缓的火电公司，我们认为PB估值方法更能反映其资产价值，参考火电行业历史PB，我们给予大唐发电2022年 1x PB的估值水平。
5. 风险提示
（1）用电需求不及预期：
用电需求受多因素影响，若用电需求不及预期，各电源出力受限。
（2）新能源装机进度低于预期：
若新能源装机低于预期，新能源运营商的成长属性弱化。
（3）上网电价低于预期：
若上网电价低于预期，行业内公司收入及盈利降低。
（4）煤价涨幅超预期：
若煤价回落不及预期，火电盈利仍然承压，不利于存量资产提质增效及能源转型发展。
（5）电力市场化推进低于预期：
容量电价等方面收益与电力市场化进程高度相关，若电力市场化推进不及预期，行业价格机制矛盾难以疏导。
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