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双碳目标下电力行业的稳与变

核心内容

在“双碳”目标的推动下，我国电力行业正经历清洁化与市场化两大趋势，同时面临电力供需“紧平衡”的挑战。电力行业作为公用事业，整体保持稳定，但行业内部分化加剧，尤其是火电企业盈利承压，新能源企业则面临成本控制考验。本文总结了电力行业供需态势、改革趋势、发债情况和企业信用资质分析。

主要观点

1. 电力供需呈现“紧平衡”

   • 2021年全社会用电需求回升较快，但长期来看电力需求增速预计保持低速。
   • 电力供给端不稳定，新能源发电波动大，储能技术尚不成熟，导致局部地区在用电高峰出现电力供应紧张。
   • 2020年下半年以来，多个省市已出台有序用电政策以缓解电力缺口。

2. 清洁化与市场化是行业两大趋势

   • 火电装机容量占比逐年下降，风电、光伏装机规模快速增长，预计未来装机容量将显著提升。
   • 电力市场化改革持续推进，包括“基准价+上下浮动”机制、平价上网政策、分时电价机制和电力交易市场完善。
   • 清洁能源装机容量提升有助于实现“双碳”目标，但同时也对电力系统灵活性提出更高要求。

3. 电力企业经营分化加剧

   • 火电企业面临煤价上涨、上网电价刚性、盈利空间缩小等多重压力，中小型、区域性火电企业可能面临出清。
   • 水电、核电行业格局相对稳定，水电具备先发优势，核电则受政府管控，集中度高。
   • 新能源企业盈利空间较大，但需应对补贴退坡和区域消纳能力不足的挑战。

4. 发债主体以AAA级央企为主

   • 截至2021年10月，电力行业存量发债主体以AAA级央企为主，占比超64%。
   • 2021年11-12月为电力企业债券到期高峰期，整体偿债压力较大。
   • AA+级主体信用利差较AAA级主体高出40-130BP，反映其信用风险较高。

关键信息

电力供需情况

• 2021年1-8月全社会用电量累计同比增长13.8%，发电量同比增长11.3%。
• 用电负荷呈现时段性、尖峰化趋势，局部地区电力供应紧张。
• 煤价上涨、新能源消纳能力有限、储能技术不足等导致电力供需矛盾突出。

清洁化转型

• 火电装机容量占比降至56.13%，风电、光伏装机容量增长迅速。
• 风电、光伏发电量占总发电量比重提升，但受自然条件和区域消纳能力影响，弃风、弃光现象仍存在。
• 2021年风电、光伏发电量预计占全社会用电量的11%左右。

市场化改革

• 火电实行“基准价+上下浮动”机制，电价市场化程度提高。
• 风电、光伏发电全面推行平价上网，补贴退坡加速。
• 分时电价机制完善，峰谷价差扩大，以适应新能源发电波动。
• 电力市场交易机制逐步完善，现货市场试点扩展，电力资源优化配置。

发债情况

• 存续发债主体以AAA级央企为主，占比达64.84%。
• 存量债券剩余期限主要集中在0-1年、1-3年，2021年11-12月为偿债高峰期。
• 信用利差方面，AA+级主体较AAA级主体普遍高出40-130BP。

信用资质分析

• 经营层面：央企集团股权集中，资源优势明显；地方电企分化程度较大，部分企业清洁能源装机比例较高。
• 财务层面：清洁能源企业销售毛利率和ROA普遍高于火电企业；火电企业盈利水平受煤价影响较大，部分企业销售利润率处于低位。
• 债务结构：多数企业以长期债务为主，资产负债率分化明显，部分企业短债比例较高，流动性风险需关注。

投资建议

• 短期关注煤价上涨对火电企业盈利的影响，尤其是中小型、区域性火电企业。
• 长期看好以新能源为主的大型央企国企，特别是具备清洁能源装机优势的企业。
• 关注水电、核电企业，其具备稳定盈利能力和较低信用风险。
• 对于资产负债率较高、债务结构不合理的企业需保持谨慎。

风险提示

• 需求下行风险
• 改革不及预期风险
• 煤价上行风险