厄尔尼诺来袭 电力板块进入重点关注阶段

来源：天风证券、国盛证券

厄尔尼诺来了！2023年高温天气多于往年，考虑到年内降水量可能偏少，导致水力发电减少，火电有望持续发挥压舱石作用，发电量有望增长，叠加年初以来煤价降幅明显、长协煤占比提升，以及电价稳步提升，年内火电龙头盈利有望持续扩张。

近期我国多个地区气温大幅攀升，国家气候中心预测，赤道中东太平洋将于今夏进入厄尔尼诺状态，出现时间比预想提前一到两个月，且发展较快。就对我国的影响而言，厄尔尼诺发展年的夏季，华北西南部、江南中部、华南东北部、新疆北部的高温日数预计达到30天以上，持续高温预计拉升用电需求。

据国家统计局，我国5月发电量同增5.6%，其中火电同增15.9%，环比提速4.4个 pct；而水电大幅下降32.9%，降幅环比扩大7.0个 pct，且气象部门预计2023年夏季多地区降水偏少，或导致水力发电量减少。夏季高温用电需求攀升叠加水电出力不足，今夏我国火电预计将发挥重要压舱石作用，发电量有望保持较快增速。

电力板块：被低估的中国特色估值体系优质资产

我国电力行业实行行政许可制，准入门槛较高。电力行业作为国民经济重要的基础行业，与社会发展、人民生活密切相关，安全、稳定和充足的电力供应是国民经济健康稳定持续快速发展的重要前提条件。根据2020年12月国家能源局印发的《电力业务许可证监督管理办法》，除国家能源局规定的豁免情形外，任何单位或者个人未取得电力业务许可证（发电类、输电类、供电类），不得从事相应的发电、输电、供电业务（含增量配电业务）。

较高的准入门槛决定电力行业公司以央国企为主。根据申万电力行业数据，目前A股电力行业一共97家上市公司，其中央企和地方国企的数量分别为32和41家，占比分别达到33%和42%，中央国有企业和地方国有企业在电力行业中占比加起来超过七成。分类型来看，火电、水电、风电、光伏发电、核电上市企业中央国企占比分别为 90%、90%、91%、33%、100%。

受到以往基本面瑕疵的影响，市场对电力的关注度不高，也意味着近期板块基本面的优化可能被资金所忽视，未来在价值发现的过程中，增量资金或将带来较大的补涨空间：

火电方面，2021-2022年燃煤价格大幅上涨拖累业绩，火电企业经营状况面临一定困境；

绿电方面，平价项目增加+市场化交易规模扩大导致新能源发电盈利能力有所下滑。

在此背景下，开年以来资金对电力板块配置偏谨慎，体现在两个维度：

1）从公募持仓看，23Q1 公用事业低配比例为-2.3%、在 31 个一级行业中位列倒数第三，行业绝对配置比例低于行业市值占 A 股总市值的比重；

2）板块收益层面，尽管电力板块央国企含量高，但在我们梳理的 21 个中特估细分方向中，1-5月中特估+电力的涨幅为16%、位列倒数第五，远低于中特估+数字经济、中特估+建筑等方向。

成本改善+收益上行 行业基本面持续优化

1、火电：煤价下跌+电价上涨 盈利能力有望持续修复

国内市场煤方面，国内煤炭扩产趋势明显，供需预计相对宽松。根据国家统计局数据，2023年 1-4月国内原煤产量达到15.27亿吨，同比提高4.8%，4月国内原煤产量达到3.81亿吨，同比提高4.5%，天风证券预计2023年国内煤炭产量将继续提升。而相比于供给侧的增加，需求侧则相对疲软，在保长协发运背景下，电厂煤炭库存处于较高水平，对市场煤采购积极性不足，根据Wind数据，截至5月25日，南方八省电厂煤炭库存达到3734万吨，同比增加675万吨。

进口煤方面，我国进口煤体量增长且进口煤价连续下跌，对内贸煤形成一定替代作用。量上来看，据海关总署，我国2023年4月份进口煤炭4067.6万吨，同比增长72.7%，连续两个月的进口量超过4000万吨。价上来看，进口煤价普遍下跌，就不同煤种而言，据易煤资讯，高卡煤价整体下挫明显，沿海电厂也提高热值而增加对进口高卡煤的询货积极性；中卡煤询货意愿提升，随着沿海电厂用电负荷提高，华南电厂增加对中卡煤的采购意愿；夏季较高用电负荷使得低卡煤询货意愿减弱，而当前低卡煤货源相对充足，进口贸易商对其出货意愿较高，故低卡煤的投标价格连续下跌且幅度较大。

另外，从长协煤政策来看，2022年10月31日国家发改委办公厅印发《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》。与 2022年方案相比，2023年的中长协合同的供应方范围扩大，所有在产的煤炭生产企业均在范围内；而需求方范围缩小至发电和供暖用煤企业。

同时，下水煤合同基准价按 5500大卡动力煤 675元/吨执行，较 2022年700元/吨有所回落。在全国长协比例提高以及合同基准价下降的情况下，火电燃煤成本有望进一步降低，业绩弹性有望释放。

收入端：电力供需偏紧形势下火电机组迎来量价齐升

国内电力供需形势持续偏紧，保供压力较大。中电联2023年1月19日发布《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，报告提出 2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。并且，报告指出2023年我国电力消费需求增速将比2022年进一步提高。正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右，电力供需偏紧形式或将长期存在。

在此背景下，火电机组迎来量价齐升。一方面，火电作为稳定性电源，短期内仍将起到压舱石作用，根据中电联数据，全国火电利用小时数自 2021年来即出现明显抬升，近年来机组出力水平均维持高位；另一方面，电力供需偏紧形式下电价同样维持高位，据北极星电力网统计，江苏、广东、陕西、海南等多地 2023年度市场化交易电价均保持高比例上浮，对电厂盈利修复形成有力保障。

2、新能源发电：组件价格下滑 装机有望迎来放量

碳中和承诺驱动能源加速转型，风、光装机容量快速扩张。在一次能源消费和碳排放的双重约束下，风光装机规模快速扩张，截至2023年4月，国内风电装机规模达到3.80亿千瓦，1-4月同比增长12.2%，光伏装机规模达到 4.41亿千瓦，1-4月同比增长36.6%，

“十四五”装机目标明确，未来有望延续高速增长。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2025年，我国清洁能源装机量将达到17亿千瓦，其中风电装机容量将达到5.36亿千瓦，2020-2025年CAGR达13.7%；光伏装机容量将达到5.51亿千瓦，2020-2025年CAGR达16.8%。

上游价格快速下滑带动项目收益率抬升，保障新能源装机放量。光伏组件价格方面，根据InfoLink 的数据，光伏产业链价格整体仍处于下行通道，2023年5月底多晶硅致密料及单晶182组件价格分别已降至118元/kg、1.60元/W；风机价格方面，金风科技发布的全国风电设备月度投标均价显示，风机价格同样呈现持续下降趋势，2023年3月的投标均价为1607元/KW，相较于2022年1月的2070元/KW下降22%。

电力板块已进入重点关注阶段。

相关上市公司：

火电央企龙头：华电国际（600027）、华能国际（600011）、大唐发电（601991）、国电电力（600795）、华润电力（00836）。

火电区域龙头：浙能电力（600023）、申能股份（600642）、皖能电力（000543）、建投能源（000600）、粤电力A（000539）。

充电桩：

安科瑞（300286）：已开发成熟充电桩系统，适用于小区、酒店、学校、工商业等场景。

苏文电能（300982）：旗下“电能侠充电”当前加盟站点约200座左右，建成后每年可收服务费6300万。

光伏电站运营龙头：芯能科技（603105）、三峡能源（600905）、龙源电力（001289）、晶科科技（601778）。

光伏电站集成领军者：能辉科技（301046）

积极切入分布式光伏电站建设及运营业务的智能电网民营龙头：泽宇智能（301179）

光伏发电功率预测龙头：国能日新（301162）。

电力可视化智能运维龙头：智洋创新（688191）。

风险提示：宏观经济风险，国内外不可预测事件风险，业绩不达预期风险等.