电力运营行业投资逻辑重构

王雁飞

长期以来，以火电为主的电力运营行业被划入公用事业版块，或者被视作盈利不稳定的周期性行业。然而随着电力需求、供给结构、产业政策的重大调整，电力运营行业正在调整业务结构、重构发展逻辑，行业或将迎来重要的“奇点时刻”。

需求侧的意外爆发

从电力需求侧看，全社会的电力需求正在发生深刻的变化。从总量上看，2023年，全社会用电量增速6.7%高于GDP增速1.5个百分点，工业用电增速6.6%不仅高于规模以上工业增加值的增速4.6%，而且显著高于2020年至2022年工业用电的平均增速4.5%。国家能源局最新发布的数据显示，2024年前两月全社会用电量累计15316亿千瓦时，同比增长11.0%。

在电力需求保持刚性上涨态势的同时，电力结构也随着可再生能源的快速发展发生深刻变化。2023年用电增长超预期的一个重要原因是新能源转型驱动的制造业升级，全国用电增速最高的三个行业，分别是电气机械和器材制造业（28.73%）、汽车制造（16.7%）、石油煤炭及其他燃料加工业（13.62%）。

然而，面向未来，能源行业一个更加重要的变量就是人工智能尤其是生成式AI的发展。2022年全国数据中心耗电量达到2700亿千瓦时，为同期三峡电站发电量的两倍以上，占全社会用电量约3%，并且，过去五年中国数据中心规模年均增速达到近30%，预计2027年将占到全社会用电量约5%以上。

即便数据中心耗电量已经连续多年高速增长，但未来的增长潜力依然被低估。生成式AI的迅猛发展带来了海量的大模型训练、使用需求，这种需求正处于早期的导入和高速增长阶段。

供给侧调整超预期

在“双碳”背景下，政策倾向于限制新的火电项目建设，并逐步淘汰老旧和效率低下的火电机组，同时火电企业为了满足越来越严格的环保标准，还需要持续进行技术改造和升级，减排压力会增加火电企业的运营成本，因此，原本占据电力供应主力地位的火电装机增长将会趋缓。2023年末全国煤电装机同比仅增长3.4%，占总发电装机容量的比重首次降至40%以下，同比快速降低了4.0个百分点。

需求侧增长有力支撑、供给侧火电装机被抑制，在这两方面的共同作用下，新能源电力迎来投资热潮，风光装机提速超预期。全国并网风光发电总装机从2022年底的7.6亿千瓦，到2023年底已经10.5亿千瓦，发展速度远远超出之前国家规划。

一些传统的电力运营企业顺势调整能源结构，从煤电运营或煤电为主的结构向新能源发电转型。

根据五大能源集团公布的“十四五”期间清洁能源装机规划，2025年国家能源集团清洁能源装机将达到40%、华电、华能、华润、大唐达到50%、国家电投达到60%。华润电力火电装机占比已经从2018年末的80%下降至不足65%，2025年要进一步降至50%，可再生能源权益装机容量在2018年至2022年间年化增长率17.65%，贡献了公司绝大部分的盈利。这些头部电力运营公司已经从单一的煤电布局延伸到风、光、火、水一体化和综合能源领域。

政策改革助力

在当前，转型中的国有电力企业仍然以煤电为主体，煤电正在向基础性、调节性电源转型，近年来出台的长协煤定价机制、电力市场化改革、容量电价三大政策彻底改变了电力企业的盈利模式。

火电成本端，2022年2月国家出台《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，长协煤价格按新的“基准价+浮动价”价格机制执行，将基准价从535元/吨调整为675元/吨，并要求需求端发电企业年度用煤实现中长期合同全覆盖。在新的长协煤定价机制下，火电企业和上游煤炭企业签下长协合同，就此火电企业的成本端基本锁定，业绩像以往随成本高波动的情形将明显减少。

火电电价端，2021年10月份起燃煤发电上网电价市场化改革，全面放开燃煤发电上网电价。各地上网交易价可以在燃煤基准价基础上最高上浮20%，解除了火电行业长期存在的电价锁定问题。根据国家能源局披露的数据，2022年全国燃煤机组平均交易电价0.449元，比全国平均基准价上浮18.3%，逼近20%的上限，可以说燃煤电价市场化改革有效地缓解了电力企业的成本压力。

容量电价机制于2023年10月出台，标志着煤电逐步从电量型电源转向基础保障型和系统调节型电源，并将为电网承载更大规模的新能源电力提供有力支持。目前多数地区的煤电容量电价大约为回收固定成本30%，未来几年可能稳步提升至50%左右。

在解锁电价、稳定成本、容量电价三方面政策的影响下，对传统电力运营企业来说，“火力发电为主体、风光发电高增长”的业务结构，使得公司的经营逻辑完全发生变化，兼具了“价值+成长”的属性：其中的火力发电资产现金流更加稳定，不再是业绩波动的来源，反而可能成为公司业绩稳定的压舱石，而快速增长的新能源发电资产将成为成长的强大驱动力。

2023年7月，发改委发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，扩容绿证核发范围，2023年底绿证交易开始大规模展开。尽管短期内绿证交易不会带来明显的直接效益，但在能源消耗雙控的背景下，对绿色电力消费有要求的央企国企、跨国企业以及需应对高额碳关税的出口型企业，将会对绿证产生更多购买需求，如果未来国家出台更多需求侧的配套政策，有望显著增加新能源发电企业的绿证交易收入。

风险与机遇

在政策鼓励下的风光电力投资正在加速布局，这将为转型中的电力企业带来长期机遇，2023年全国太阳能发电装机容量同比增长55.2%、风电装机同比增长20.7%，预期在未来几年仍将保持较高的增速。

特别是在容量电价机制出台后，火电将成为全社会的备用电源，为新能源发展打开了发展空间，然而更为重要的意义在于，火电盈利的稳定性能为新增新能源装机提供源源不断的现金流，为电力企业转型提供强有力的财力支撑，并且从投资回报的角度看，拥有火电资源的电力企业可以维持一个相对高的分红比例。

在预期煤炭价格稳中有落的行情下，传统电力企业将处于业绩修复的周期中，行业经营现金流改善的同时，新能源装机高速增长还带来业绩扩张的想象空间，可考虑优先投资于能源结构均衡、分红比例较高、拥有优质可再生资源禀赋、运营效率相对高的大型综合能源服务商。

当然，也要看到风险：

一是要关注新能源电力的消纳问题。新能源电力存在出力不稳定、受季节和天气制约的缺陷，且全国新能源发电量正在快速增长，消纳问题始终存在。投资者需要关注火电转型进展、配套储能的发展，以及电力辅助服务市场机制的运行情况。在目标企业选择上，可优先选择风光基地处于东部经济发达区域、消纳压力相对小的企业。

二是要关注新能源电价中枢变动。长期来看，风光新能源的发展目标是参与直接交易和市场竞争，市场竞争下的上网电价由发电企业与用户的中长期合同，或发电企业在现货市场中的竞价确定，比如云南省风电、光伏项目的电价正在减少以“煤电基准价”结算的比例。未来随着风光行业技术进步、竞争加剧以及电力市场化，新能源电价市场化波动使得经营业绩面临不确定性。

三是关注电力资产的减值风险。电力行业长期以来一直存在高额减值问题，这也是拖累上市公司业绩的重要因素。一般来说电力资产的减值有两大类型，第一类是资产减值，主要是未来持续盈利至关重要的固定资产、商誉；第二类是信用减值，主要是历史上计入盈利但资金尚未回笼的应收账款类科目，比如光伏可再生能源补助的延期发放会影响电站项目收益率不及预期。投资者应尽量规避拥有长期信用资产、低效固定资产的企业，关注企业历史上有过减值的风光资产以及拖欠较久的信用资产，防范大额计提减值的财务风险。