目前我國電源結(jié)構(gòu)仍以煤電為主,提高可再生能源發(fā)電占比,從而進一步降低煤電發(fā)電的占比,是電力部門實現(xiàn)能源減排的必由之路。我們預(yù)計,碳達峰目標下,2021-2030年風電、光伏裝機容量CAGR分別有望達到9%、15%;2021-2050年,風電、光伏累計裝機容量CAGR分別為6%、9%。
各大發(fā)電集團旗下公司已持續(xù)在新能源業(yè)務(wù)上發(fā)力。對標純新能源運營商,兼具火電和新能源裝機的公司估值仍存在較大提升空間。據(jù)純新能源商裝機規(guī)模及市值測算,吉電股份、華潤電力、華能國際、華電國際、國電電力、大唐發(fā)電新能源業(yè)務(wù)部分的市值較公司當前市值分別高出273億元、231億元、183億元、48億元、29億元、-17億元,市值修復(fù)空間達158.5%、38.2%、29.0%、14.6%、6.1%、-3.4%。同時考慮到以上公司持有較高比例的火電資產(chǎn),可見其估值仍存在較大提升空間。
保供給政策有望促煤價逐步下行
今年以來,我國煤價大幅上漲,主要系供需不平衡所致。截至8月13日,秦皇島港動力末煤(5500K)平倉價為942元/噸,同比提升71.0%;動力煤期貨結(jié)算價(活躍合約)為770元/噸,同比提升34.7%。
一方面,供給側(cè)相對較弱,3-6月我國原煤產(chǎn)量同比增速明顯低于往年,前五個月我國煤及褐煤進口量比2021年同期低25.3%。另一方面,經(jīng)濟態(tài)勢良好+氣溫較高,我國用電量持續(xù)高增。疊加水電邊際下行,火電需求提升。2021H1火電發(fā)電量共2.8萬億千瓦時,2019-2021年同期復(fù)合增速達7.4%。目前用煤高峰期接近尾聲,煤炭需求總體呈持續(xù)回落態(tài)勢。同時,國家發(fā)改委等已出臺了《關(guān)于實行核增產(chǎn)能置換承諾加快釋放優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能的通知》等政策以保供給。未來隨著保供給的政策逐步落實、煤炭產(chǎn)能陸續(xù)釋放,煤炭供需形勢有望進一步好轉(zhuǎn),并帶動煤價逐步下行。
電力供需趨緊,電價有望穩(wěn)步上行
我國電價相對其他國家偏低,存在上漲空間。2019年我國銷售電價平均值為0.611元/千瓦時,分別為OECD國家、新型工業(yè)化國家、外國的59%、80%、83%。供給方面,電力投資整體節(jié)奏放緩,且新能源的擴張難以提供有效供給總量;需求方面,近年來用電量持續(xù)增長,且預(yù)計2021-2025年我國用電量復(fù)合增速達5.5%,2021-2035年達3.4%,仍有較大提升空間。因此,在電力市場化改革推進、電力商品屬性提升的背景下,電力供需趨緊,電價抬升具備基礎(chǔ)。
目前,多地電價已有所上漲。今年8月,云南省電廠平均交易價同比提升9.38%,內(nèi)蒙古同比提升30.50%。廣東省競價價差較往年明顯收窄,8月競價價差為-2.5厘/千瓦時,而去年同期為-130厘/千瓦時。針對于供需趨緊的形勢,寧夏發(fā)改委已發(fā)布通知,允許煤電月度交易價格在基準價的基礎(chǔ)上可以上浮不超過10%。內(nèi)蒙古發(fā)布通知稱,自2021年8月起,蒙西地區(qū)電力交易市場燃煤發(fā)電電量成交價格在基準價的基礎(chǔ)上可以上浮不超過10%。
投資建議:新能源資產(chǎn)價值重估空間大,火電業(yè)務(wù)基本面已到拐點
可再生能源穩(wěn)定性不足加之當前我國電力裝機中火電仍占有較高比例,因而短期內(nèi)風光替代火電仍不可行,火電裝機仍具有其存在必要性。成本下行+電價抬升下,火電公司業(yè)績或?qū)⑻嵘又娬举Y產(chǎn)價值重估,火電公司估值有望進一步提升。
風險提示:宏觀經(jīng)濟大幅下滑的風險;政策推進不及預(yù)期;電價下調(diào)的風險;煤價大幅上漲的風險等。(來自:天風證券)