电力大拐点

火电板块催化剂不断涌现。

短期看，保供给政策有望促煤价逐步下行，市场化电价上浮政策逐步推广，火电行业基本面拐点来临;长期看，电站资产价值面临重估，火电公司估值有望进一步提升。

8月30日，广东9月月度集中竞争交易落下帷幕，市场统一出清价差惊现零价差！广东电力市场建立较早，历来是中国电改的风向标，叠加广东省用电规模大，其电力市场化交易情况对全国电力市场具有较大的指导意义。

中信建投表示，月度竞价相较于长协而言交易频次更高，价差更能反映电力边际供需。2021年6月以来，广东省月度竞价价差逐步收窄，直至9月份的零价差，整体上较好的反映了当前煤价高位下电力出力意愿不强，从而电力供需趋紧的局面。

根据国家发改委2019年颁发的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（下称“《指导意见》”），煤电上网电价最高可在基准电价（原标杆电价）基础上下浮15%、上浮10%。2021年7-8月以来，内蒙、宁夏、上海等多地政府已陆续发文允许交易电价基准上浮不超过10%。

中信建投判断，市场化电价边际上行趋势较为确定，火电企业盈利压力有望得到一定程度的缓解。

华泰证券也认为，2021年以来火电因高煤价陷入成本倒挂发电困境，各地频发涨电价信号。市场化电价在基准价格基础上上浮是大势所趋，电价机制完善和市场化深入系碳中和背景下构建以新能源为主体的新型电力系统的必然条件。中国电力板块在ROE相当甚至更高情况下估值较欧美港折价较高，看好电力板块价值重估。

煤价高企火电至暗

2021年以来，由于煤炭供需形势异常紧张，市场煤价大幅上涨至历史高位。2021年一季度、二季度，秦皇岛5500大卡动力煤现货价格分别达到720元/吨、806元/吨，同比分别大涨29.0%、56.9%。

进入三季度以来，随着迎峰度夏期间气温偏高与来水偏枯，主流港口现货动力煤报价多次突破1000元/吨。按照中信证券的判断，目前火电公司普遍入炉煤价超过1000元/吨，相比2020年普遍上涨幅度约300元/吨。

天风证券认为，2021年以来，中国煤价大幅上涨，主要系供需不平衡所致。

从供给侧来看，国内方面，2021年3-6月，中国原煤产量分别为3.4亿吨、3.2亿吨、3.3亿吨、3.2亿吨，同比增速明显低于往年，分别为-0.2%、-1.8%、+0.6%、-5.0%;进口方面，2021年前5个月，中国煤及褐煤进口量基本处于历史上同期的偏低水平，合计进口量为1.11亿吨，比2020年同期低25.3%;6月起，煤及褐煤进口量有所提升。

而从需求侧来看，经济态势良好+气温较高，中国用电量持续高增。

一方面，疫情影响进一步消除，中国经济发展态势良好。第一季度工业增加值同比增速明显高于历史同期，第二季度单月增速也均保持在8%以上;2021年上半年出口金额提升至9.8万亿元，2019-2021年同期复合增速达11.3%。

另一方面，中国2021年气温偏高，国家气候中心公布的数据显示，2021年上半年全国平均气温8.7℃，较常年同期偏高1.2℃，为1961年以来历史同期最高。

天风证券表示，总体来看，在疫情影响消除、经济良好发展的带动及高温天气的影响下，2021年以来用电量持续提升。

其中，受2020年一季度基数较低的影响，2021年一季度全社会用电量同比增速达22.4%;而2021年二季度全社会用电量达2.0万亿千瓦时，在2020年用电量正增长的情况下仍实现了8.2%的同比增速。

此外，从结构上看，水电利用小时创近五年新低。从发电量来看，2021年3-6月，水电发电量合计为3544亿千瓦时，较2020年同期下降49亿千瓦时，较2019年同期下降255亿千瓦时。从利用小时数来看，2021年上半年水电利用小时数仅1496小时，为近五年最低值。

需求侧用电量持续高增，叠加水电边际下行，火电需求明显提升。

从发电量来看，2021年上半年火电发电量共2.8万亿千瓦时，2019-2021年同期复合增速高达7.4%;从利用小时数来看，2021年上半年火电利用小时数为2186小时，较2019年、2020年同期分别高出120小时、231小时，创近五年最高水平。

煤价高企之下，火电上市公司盈利落入周期底部。

根据中信证券的测算，2021年上半年，龙头火电公司华能国际（600011.SH）、华电国际（600027.SH）不含税入炉标煤单价分别达到791.43元/吨、831.66元/吨，同比分别提升24.6%、33.13%，导致2021年上半年火电板块业绩分别同比大幅下滑58.1%、57.6%。华能国际与华电国际并非个案，行业内不乏其他火电上市公司2021年上半年业绩同比甚至出现80%-90%的下滑幅度，火电迎来了至暗时刻。

图1：煤电顶牛现象显著

由于中国发电量中火电占比高达60%，且在用电高负荷期间，唯有火电具备较强的即时增发响应能力，2021年以来煤价高企与煤电业绩承压进一步压制了煤电企业增发出力意愿，对于本就紧张的电力供需而言可谓“火上浇油”。

随着疫情的缓解，中国全社会用电量全面攀升，2021年前7月累计用电量增速高达15.6%，且以每年7月为例，夏季用电负荷高峰每年快速提升。2021年5月，广东在迎峰度夏尚未开始时就出现严重拉闸限电，随后限电扩张至云南、四川、内蒙等多地。

针对于煤价大幅上涨的现象，国家发改委等已出台了相关政策以保供给。7月6日，国家发改委召开的会议指出，各地和中央企业要坚持底线思维，着眼构建煤炭供应保障长效机制，继续加快推动政府煤炭储备设施建设。7月30日，国家发改委等印发《关于实行核增产能置换承诺加快释放优质产能的通知》，明确规定2022年3月31日前提出核增申请的煤矿，不需要提前落实产能置换指标，可采用承诺的方式进行产能置换，取得产能核增批复后，在3个月内完成产能置换方案。

一系列保供给政策组合拳之后，国家发改委8月11日发布的数据显示，晋陕蒙煤炭日产量环比7月同期增加近80万吨。产能释放叠加需求回落，煤价有望逐步下行。

天风证券表示，2021年以来的煤价上涨主要系一方面，国内外煤炭供给相对偏低;另一方面，用电量高增叠加水电下行导致需求大幅提升。而目前，“七下八上”夏季用煤高峰期接近尾声，煤炭需求总体呈持续回落态势。同时，未来随着保供给的政策逐步落实、煤炭产能陆续释放，煤炭供需形势有望进一步好转，并带动煤价逐步下行，减少火电公司成本端压力。

电价有望稳步上行

目前，中国的火电市场电价主要由基础电价及市场电价两部分组成。

根据国家发改委发布的《指导意见》，现行燃煤发电标杆上网电价机制自2020年1月1日起改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，并重点强调2020年暂不上浮，2021年开始煤电市场化交易部分电价可上浮不超10%。

2021年以来，煤炭价格持续保持高位导致火电企业业绩承压，2021年7月，内蒙古发改委、工信厅发文称，2021年以来煤价大幅上扬并维持高位运行，煤电企业产销成本严重倒挂，火电行业陷入“成本倒挂发电、全线亏损的状态”，煤电企业煤炭库存普遍偏低，发电能力受到制约，已经对电网安全稳定运行及电力平衡带来重大风险。

在此情况下，内蒙古发改委发布《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》，明确实行燃煤发电标杆上网电价政策，在基础电价（0.2829元/千瓦时）的基础上可浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%（上限为0.3112元/千瓦时）。

随后，宁夏回族自治区发改委于8月11日提出针对2021年已经成交的煤电年度交易电量价格，经发电、用电（含售电公司）双方协商同意，可以在基准价（0.2595元/千瓦时）基础上上浮不超过10%，由交易双方报交易机构调整交易价格。

9月1日，上海市发布《进一步规范本市非电网直供电价格行为工作指引》，非电网直供电终端用户用电价格按照“基准电价+上浮幅度”确定，最大上浮幅度不得超过10%，在一定程度上保证发电企业利润。未来，预计更多省份有望调整市场电价浮动范围，市场电价有望上浮10%。

同时，在煤炭价格较高、火电企业经营面临困难的情况下，8月11日，大唐、国电、华能等11家火电企业联名发布《关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》，联名请示文件提出，允许市场主体实行“基准价+上下浮动”中的上浮交易电价;促进重签北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同，上浮交易价格;京津唐电网统调电厂优先发电权计划中“保量竞价”未能成交部分，执行各区域基准价等建议。

企业的联合行动，有望推动政策向火电利好方向发展，为电价上调带来上浮空间。

而且，与其他国家相比而言，中国电价也偏低，存在上涨空间。天风证券研报显示，2019年，中国销售电价平均值为0.611元/千瓦时，分别为OECD国家、新型工业化国家、美国的59%、80%、83%。

从供给侧来看，中国电力行业投资增速在“十三五”大幅放缓。2004-2019年，中国电力行业投资同比增速波动下行，尤其是“十三五”阶段，整体电力投资受到明显遏制，2018年，电力固定资产投资同比下滑了12%，“十三五”的电力投资低增速为未来电力供需紧张格局埋下伏笔。近年来中国电力装机仍保持持续增长，一部分原因是风光装机的快速增长所致，截至2020年末已达到24%，但风光发电的不稳定性或对供给稳定性造成一定影响。

从需求侧看，预计全社会用电量仍有较大增长空间。近年来，中国用电量持续增长，2020年全社会用电量为7.5万亿千瓦时。国家电网预测，到2025年、2035年，中国电力需求将分别达到约9.8万亿千瓦时、12.4万亿千瓦时。这意味着2020-2025年中国用电量复合增速达5.5%，2020-2035年达3.4%。

天风证券表示，整体来看，供给方面，电力投资在“十三五”阶段明显放缓，且未来主要增量的新能源发电出力不稳定;需求方面，用电量持续增长，且仍有较大提升空间，未来电力供需格局会趋紧，甚至会出现局部地区的电荒现象，2021年就有个别地区已经出现拉闸限电的情况。而电力供需趋紧有望使得电价上行，目前多地电价已有所上涨。

2021年8月云南省电厂平均交易价为0.12元/千瓦时，同比提升9.38%，较2019年同期提升16.91%。内蒙古8月的平均交易价格为311元/兆瓦时，同比提升30.50%。此外，近期广东省竞价价差较往年明显收窄，2021年9月竞价价差为零。