投资策略研究*深度报告：电力行业的防御与反转

水电发电受限，火电弥补电力缺口，风光核增长稳定。2023年上半年我国总发电量增长较弱，未超过2013年以来历史平均水平。水力发电受来水不足影响，发电量同比减少28.3%。火力发电弥补水电发电缺口，同比增长7.4%。 风光核发电保持稳定增长，同比分别增长20%、18.2%和6.1%。光伏装机量同比持续攀升，火电装机量同比微增，其余装机容量整体维持去年水平。 成本端持续下行，高温缺水共振火电发挥压舱石作用。高温天气在时间及强度两个维度持续扩张，政策扶持经济持续稳中向好，推动整体用电需求改善。 今年以来动力煤价格持续走低，企业长协履约率持续提升，推动火电成本端持续走低。 下半年降雨量改善有望推动水电发电量反转。根据历史数据来看，降雨量的改善会快速反应到水电发电量上，并在时间维度有一定保障。降雨量一旦增加，水电发电量会快速地恢复起来，同步改善过程至多延迟一个月降雨量一旦减少，水电发电量不会立即同步下滑，调节能力对冲下至少延缓一个月。 根据目前的降雨量情况判断，水电有望在8月改善。 综合业绩、股价走势及估值情况，当前核电依然具备性价比。业绩方面今年核电发电量继续稳中有升，净利润增速及毛利率处在近年高位；在波动率适中的情况下核电跑出电力板块最高收益率，且与指数保持低相关性；绝对估值及相对估值两个角度看，核电均为电力板块优等生。 风险提示：经济增速不及预期、天气情况难以预测、来水情况难以预测、股票市场大幅波动、市场风格快速转变。 1.各类型发电量情况 1.1整体发电量概览 2023年上半年发电量增长水平较弱，季节性因素或拉动增长。2023年6月，我国总发电量为7399亿千瓦时，同比增长4.2%，1-6月我国累计总发电量为41539.4亿千瓦时，同比增长5.1%。该同比数据位于2013年以来49.5%分位数，尚未超过历史平均水平。 结合2022年1-6月份低基数的情况，当前整体发电量增长水平较弱。分季节来看，我国发电量高峰为夏秋两季，随着气温极端变化，用电需求攀升，相应发电量随之增加。 10年间火电发电量占比下降10%。但仍占主导地位。截至2022年，我国火电发电量占比69.77%，较2010年下降约10个百分点。水电发电量占比14.33%，基本保持稳定。火电与水电发电量总计占比约85%，仍然占据我国发电的主体地位。核电、风电以及光伏增长迅速，2022年发电量占比分别为4.98%、8.19%以及2.73%，较2010年分别提升3.20、7.15以及2.73个百分点。 图表1：发电量累计同比 图表2：总发电量季节变动情况（亿千瓦时） 图表3：发电量占比情况 1.2发电结构调整 水电整体发电量低迷，火电发挥压舱石作用。2023年6月，水力发电量为982亿千瓦时，同比减少50.8%，低于整体发电量46.6个百分点。1-6月累计水力发电量为4536亿千瓦时，同比减少28.3%，低于整体发电量24.1个百分点。由于水电发电量不尽如人意，火电发电成为补充电力缺口的重要选择。2023年6月，火力发电量为5228亿千瓦时，同比增长12.9%，高出整体发电量8.7个百分点。1-6月累计火力发电量为29337亿千瓦时，同比增长7.4%，高出整体发电量3.2个百分点。 图表4：水力发电量季节变化情况（亿千瓦时） 图表5：火力发电量季节变化情况（亿千瓦时） 风光核发电量保持稳定增长。2023年6月，风力发电量为557亿千瓦时，同比增长5.9%，高于整体发电量1.7个百分点；1-6月，累计风力发电量为4202亿千瓦时，同比增长20%，高于整体发电量15.8个百分点。光伏发电量为259亿千瓦时，同比增长20.5%，高于整体发电量16.3个百分点；1-6月，累计光伏发电量为1343亿千瓦时，同比增长18.2%，高于整体发电量14个百分点。2023年6月，核能发电量为372亿千瓦时，同比增长12.2%，高于整体发电量8个百分点。1-6月累计核能发电量2119亿千瓦时，同比增长6.1%，高于整体发电量1个百分点。 图表6：风能发电量季节变化情况（亿千瓦时） 图表7：光伏发电量季节变化情况（亿千瓦时） 图表8：核能发电量季节变化情况（亿千瓦时） 水电发电量占比远低于去年水平，风光提升明显。今年上半年，火电发电量与核能发电量占比分别为70.67%与5.08%，基本与2022年水平持平。风电发电量与光伏发电量占比分别达到10.19%与3.25%，较去年分别提高2.00个百分点与0.52个百分点。水电发电量占比为10.81%，较去年同期下降3.52个百分点。 图表9：各类型发电量占比 1.3装机容量 光伏装机量同比持续攀升，火电装机量同比微增。今年上半年，光伏装机量同比持续提升，由去年底的28.10%提升至38.40%。这一增长主要得益于国家对新能源的政策支持，以及光伏技术的不断进步和成本的降低。光伏发电具有清洁、可再生、分布式等优势，是未来能源转型的重要方向。受益于火电灵活性改造需求，火电装机容量同比由去年底的2.7%小幅攀升至4.3%。火电灵活性改造是指通过技术改造和运行调整，提高火电机组的调节能力和响应速度，以适应新能源的波动性和不确定性。火电灵活性改造有利于提高火电的经济效益和环境效益，同时也有助于保障电网的稳定运行。其余装机容量整体维持去年水平。 图表10：发电装机容量累计同比 2.市场表现 2.1营收及净利润增速 水力发电与电能综合服务营收增速同比改善，火电净利润大幅度改善。2023Q1电能综合服务和水利发电的营收增速均较去年有较大改善，同比增加8.9%与13.4%，其他发电方式的营收增速较去年均有所下降，其中热力服务的增速为负数。 图表11：各板块营收增速（%） 净利润方面，火力发电有大幅度的改善，2023Q1较去年同比增加了448.4%，同时也是发电行业于今年第一季度净利润最高的发电模式。光伏发电和热力服务的净利润数值分别排在第二和第三位，其余发电模式的净利润均处在较低水平，电能综合服务的净利润为负数，这和其在营收增速方面的改善有所不同。 图表12：各板块净利润增速（%） 2.2电力行业龙头二季度业绩表现 电力企业发电量普遍增长。根据中电联统计数据，受经济复苏和高温天气影响，2023年二季度全社会用电量为2.2万亿千瓦时，同比增长6.4%。2023年二季度全社会用电量持续增长，反映了我国经济社会发展的良好态势。各大电力企业根据市场需求和资源条件，调整优化自身的发电结构和运行方式，实现了不同类型发电量的普遍增长。 图表13：电力龙头企业二季度发电量 以华能国际和国投电力为例，根据华能国际2023年上半年上网电量完成情况公告及国投电力2023年二季度主要经营数据公告显示： 华能国际在2023Q2总发电量为1041.4亿千瓦时，同比上升17.2%。公司合理安排火电机组运行方式和检修工作，发挥顶峰保供作用，火电发电量同比增长16.3%。同时，公司风电和光伏装机容量持续增长，新能源发电量增幅较大，风电/光伏发电量同比上升15.9%/73.0%。而因为来水不足造成水电发电量下降18.2%。 国投电力在2023Q2总发电量为330.0亿千瓦时，同比下降9.0%。受所在区域社会用电量增加的影响，火电发电量同比增加50.3%。同时公司陆续投产并购多个风电及光伏项目，风电/光伏发电量同比上升37.5%/19.3%。而因为雨水偏枯造成水电发电量同比减少35.30%。 图表14：华能国际发电量（亿千瓦时） 图表15：国投电力发电量（亿千瓦时） 2.3毛利率 火电、核电及热力服务毛利率持续改善。根据一季报情况来看，核力发电的毛利率大幅上升至45.7%，风力发电与水力发电毛利率维持较高水平，分别为44.35%与42.56%。 火力发电与热力服务的毛利率自2021年以来大幅改善，当前毛利率分别为9.74%与18.33%。 图表16：各板块毛利率水平 2.4收益率 核电、热力服务及火电今年以来表现优异。今年以来截至8.9，上证指数上涨5.02%。 核力发电上涨19.28%，相对大盘超额14.26%；热力服务上涨8.91%，相对大盘超额3.89%；水力发电上涨7.04%，相对大盘超额2.02%；火力发电上涨6.96%，相对大盘超额1.94%；电能综合服务上涨0.90%，相对大盘超额-4.12%；风力发电下跌6.41%，相对大盘超额-11.43%；光伏发电下跌9.54%，相对大盘超额-14.56%。从波动率角度来看，水力发电与风力发电的波动率较小，分别为14.19%与13.84%。 图表17：各板块收益率水平 图表18：各板块市场表现 电力板块与中证500相关性较强，水力发电相对独立。我们通过计算各子板块相对于沪深300、中证500以及中证1000的beta以及alpha来拆解各板块的风险收益情况。整体来看，电力各子板块与中证500的相关性更强。水力发电与三大指数的相关性均较弱，结合上文提到的水力发电的低波动率，可以看到当前时点水力发电的行情相对独立。 图表19：各板块Beta&Alpha（截至8.9） 2.5估值情况 风力发电估值位于低位，火力发电PE有望持续改善。从绝对PE视角来看，当前电力板块整体估值在20-30倍附近。火力发电估值偏高，主要原因是22年煤炭价格抑制了火电企业的盈利能力，随着今年以来火电盈利能力不断修复，板块的估值分母端压力有望持续释放。从分位数角度来看，除风力发电与核电外其余电力板块的分位数均处于较高水平。 图表20：各板块估值情况 图表21：各板块PE&PE分位数（截至8.9） 3.电力行业需求预测 3.1高温天气激发用电需求 到平均气温距离与用电量季节项相关系数达到0.46。我们使用北上广的平均气温以及全国用电量数据探究气温与用电量的周期关系。对于气温，我们使用当时气温到10年平均气温的距离作为周期项；对于用电量，我们采用时间序列分解的手段提取了用电量的季节项。图中可以看出气温周期项与用电量周期项呈现非常强的相关性。通过回归得到二者近10年的相关系数达到0.46。 图表22：用电量与气温相关性 多地频现高温天气，全国用电需求激增。今年以来（截至6月30日），我国高温日数为1961年以来历史同期最多，并且今年夏季全国平均气温普遍攀升，高温区域面积显著高于去年同期水平，共发生4次区域性高温过程，具有出现时间早、影响范围广、极端性显著等特征。国家气候中心预测，今年盛夏（7-8月），我国华北、华中中部和南部、西南地区东北部等地还将出现阶段性高温过程。全国性的高温气候将导致用电需求大幅增长。 图表23：近30天全国气温距平实况图 3.2工业回暖拉动发电量上升 稳增长政策推动工业回升，为电力行业注入新动能。随着我国经济内生动力增强，推动工业经济平稳增长的政策效应显现。这些政策包括降低企业成本、加强基础设施建设、促进科技创新等。在多项政策协同发力下，工业部门逐渐恢复生产并扩大其规模，并推动工业增加值的提升。工业增加值是衡量工业生产规模和效益的重要指标，反映了工业部门对国民经济的贡献。 图表24：工业相关政策/会议发布时间 工业增加值与用电量之间存在强正相关性。2013年-2023年中国全社会用电量当月同比和中国工业增加值当月同比数据相关性高达0.62，显示出工业生产活动对用电需求的显著影响程度。工业增加值的提升将带动用电量的增加，进而促进发电量的上升。 图表25：用电量与工业增加值相关性 4.火电&水电&核电推荐逻辑 4.1火电历史情况 火电在2014年6月-2015年6月和2021年-2023年两个阶段均呈现明显上涨趋势。 2014年6月-2015年6月，火电申万指数从1643点一路攀升至5000点以上，涨幅超过200%；且整体表现优于沪深300，超额收益率净值持续为正。这一阶段的主要驱动因素是动力煤价格的持续性下降。动力煤是火电企业的主要原材料，其价格的下降使火电企业的成本大幅减少，盈利空间扩大，市场预期乐观。 图表26：火