能源转型重构电力运营行业逻辑

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”。

一、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年的社会用电有着非常特殊的表现。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%，其中第一产业用电增长11.1%、第二产业增长9.7%、第三产业增长15.7%。

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%）、石油煤炭及其它燃料加工业（13.62%）。根据中国金融四十人研究院的测算，2023年全国的工业超额用电量主要来自生产动力和储能电池、光伏产品和新能源汽车这三类新能源产品的用电。

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。随着互联网、大数据、人工智能等技术的快速发展，数据中心、云计算中心等新型基础设施的建设和运营对电力需求产生了显著影响。这些设施通常需要大量的电力来支持其全天候的运行。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。据《纽约客》杂志报道，ChatGPT每天响应约2亿个用户请求，且用户需求还在保持较高的增长速度。OpenAI首席执行官山姆·奥特曼认为我们尚未充分认识到生成式AI技术所带来的能源需求，英伟达CEO黄仁勋更是直言未来的10年英伟达将会把深度学习算力再提高100万倍，这无疑将催生指数级的能源投资需求增长。

二、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，因此长期来看，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，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，2023年底已经达到10.5亿千瓦，发展速度远远超出之前国家规划的“2030年风光发电总装机达到12亿千瓦”设想。

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%，港股上市的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%，可再生能源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。

三、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。政策允许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。

上述燃煤发电定价与煤炭长协两大机制相衔接，使得火力电价的上浮收入基本可覆盖煤炭长协价的涨幅，比如，当煤炭价格达到区间上限区域时，火电企业可以传导燃料成本、合理浮动上网电价，保障正常发电运行，而当煤炭价格触及区间下限区域时，煤炭企业也能够维持稳定，基本上实现“上限保电、下限保煤”的调节作用。

随后，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。煤电容量部分收入将与新型电力系统发展趋势相吻合，有望逐步实现抬升，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，对前述的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。

在促进新能源发展方面也有一系列政策出台，比如《“十四五”现代能源体系规划》《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》等。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，但在能源消耗双控的背景下，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。

四、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，然而它对于发电企业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，我们也要看到电力运营行业的风险：

一是要关注新能源电力的消纳问题。尽管国家明确提出“积极支持新能源参与市场交易，以市场化机制促进新能源消纳”“鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议”，通过各种举措优先保障新能源电力上网，但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。短期看，由于当前发电侧火电企业存在亏损而用户侧宏观经济下行带来的经营压力较大，短期内电价水平或将保持稳定。但长期来看，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，2023年允许80%补偿至基准价，而2024年逐渐减少至仅50%补偿，其余的要进入交易市场。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，比如关停产能、提前更换设备、发电小时不及预期，典型的例子如风力为主业的龙源电力陆上风电项目“上大压小”，拆除老旧小容量的风电机组导致出现一定的资产减值损失；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。

在当前全社会电力需求持续增长和结构变化的推动下，新能源电力的发展迎来了前所未有的热潮，而长协煤定价机制、电力市场化改革、容量电价、绿色电力证书等政策的出台，改变了电力运营企业的盈利模式。展望未来，随着技术的进步和市场机制的完善，我们有理由相信，电力运营行业将在能源转型的大潮中迎来新的增长点，实现更加绿色、稳定和快速的发展。

本文为笔者发表于《证券市场周刊》的文章，原标题为《电力运营行业投资逻辑重构》，转载请说明出处。