电力行业就是将煤炭、石油、天然气、核燃料、水能、风能等一次能源经发电设施转换成电能，再通过输电、变电与配电系统供给用户作为能源的工业部门，也可以理解为生产、输送和分配电能的工业部门。
(相关资料图)
流程包括发电、输电、变电、配电等环节。电力工业为工业和国民经济其他部门提供基本动力，随后在条件具备的地区建设了一批大、中型水电站，是国民经济发展的先行部门。
一、行业投资价值分析
我国电力产业链是由上游发电企业，中游电网公司以及下游的电力用户构成的，呈现在电力用户面前的销售电价也就是由上网电价和输配电价的总和，也可以理解为是由净电价与政府性基金构成的销售电价相加。
图:销售电价=上网电价+输配电价+政府性基金
资料来源：长江证券研究所
（1）“双碳”及“市场化”下电力行业的变革
2020年9月，我国提出“采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。
图：21世纪以来，中国碳排放量快速上升
数据来源：Wind
面对“双碳”目标，电力行业正在面临变革。能耗双控，增量新能源不考核推动风光发电营收发展，同时风光设备端扩张，进一步让风光装机规模扩展、电量占比增加。碳交易、绿电交易的政策风向推动化石能源机组自然退役、化石能源装机、电量减少。
在此基础上，稳定性电源减少，新能源出力不稳定导致发电侧负荷不稳定性增加，同时电力也需要清洁化，推动了化石能源消费量回落，二氧化碳排放量减少。
为了解决发电侧负荷不稳定性增加的问题，我们通过电网侧改造升级、储能规模扩张、火电提升灵活性、需求侧及时响应等方式优化了盈利模式，进一步推动了电力改革。
图：“双碳”目标下电力行业的变革
数据来源：Wind
（2）新一轮电改再启征程
2021年以来，电力供需紧张，缺电问题频现。持续高位运行的煤价给火电企业生产经营和现金流带来了巨大的现金流压力，电力行业经营困难。其中，2021年迎峰度夏期间及2022年持续高温天气，全国多地频发限电现象，多年不见的限电现象频繁被讨论。
双碳、缺电等多因素倒逼电改加速，电力行业整装再出发。2021年10月8日，相关会议提出改革完善煤电价格市场化形成机制、支持煤电企业增加电力供应、推动具备增产潜力的煤矿尽快释放产能等多项措施。特别提到有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，同时将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。
本次电价政策的调整，不仅有望以市场化手段解决高耗能企业盲目扩张的能耗双控问题，同时具备跨时代意义。放开发电侧部分电源和部分用户，标志着我国电价机制由多年的“计划”和“市场”双轨并行制，开始向完全市场化的轨道探索。
二、新能源运营：绿电溢价成为“戴维斯双击”启动器
（1）“双碳”目标下新能源运营逻辑
新能源运营逻辑是由量、价、成本三部分决定的，分别是“双碳”目标下新增电量以新能源为主、绿电交易助推新能源电价边际提升以及成本下降、实现平价上网为目标。
（2）“双碳”目标下风光发电空间广阔
在“碳达峰、碳中和”的目标下，我国能源消费结构与电力供给结构必将做出对应的调整。预计我国煤炭消费占比将明显下降，未来煤炭消费的绝对量也将开始下行，“碳达峰·碳中和”下能源消费转向以新能源为主的非化石能源。
（3）绿电需求持续扩张，电价有望迎来支撑
从当前的政策及市场机制来看，电力消费侧用户要实现降耗减碳，主要有以下四个途径：投资可再生能源、采购绿证、碳排放权交易和采购绿电，但均有不同程度的局限性：如可再生能源投资规模大、周期长，并且不同区域由于资源禀赋不同，很难在各个地区均实现大规模风光电源的投资。绿证存在证电分离的问题，在核算终端实际碳排放认可度较低；碳排放权是指标对冲形式，且参与受众较小。通过绿电交易市场适用性最为广泛，且最接近本质减碳，因此绿电交易有望成为未来对于绿电需求的主要满足方式。
图：绿电交易或成为用户侧满足绿电需求的主流
数据来源：Wind
（4）绿电交易逐步常态化，有望持续溢价交易
在全国绿电交易试点交易开启后，各省份陆续在省内开展了绿电交易，绿电交易已经呈现出常态化、机制化的趋势，从各省市试点交易情况来看，均在不同程度上实现了较当地燃煤基准价的溢价交易。
（5）技术进步成本回落，2022迈入全面平价时代
从成本端看，随着产业内技术的发展，风电光伏项目的造价持续下降，此外随着产业规模的做大，规模效益得以体现，因此我国陆上风电项目和集中式光伏项目的造价和LCOE（平准化度电成本）基本呈现稳定下降的趋势。
陆上风电方面，在2010年-2020年这段时间内，单位千瓦造价从1500美元下降到1264美元，降幅为15.72%。集中式光伏方面，单位千瓦造价从3994美元下降到651美元，降幅高达83.71%。
图：我国陆风平均造价和LCOE情况 图：我国集中式光伏平均造价
数据来源：IRENA
三、火电：行业逻辑理顺，盈利估值待反转
火电运营商的量、价、成本都在“双碳”的影响下都存在逻辑变化，在量方面结构优化，更加关注火电灵活性改造及辅助服务市场带来的增量收益。在价方面，更多回归商品，逐步在市场化改革中，电力将回归商品属性，可传导成本端压力。在成本方面，煤价变动，随着保供措施持续推进，煤炭价格或将有所回落。
图：“双碳”目标下，火电运营商的逻辑变化
数据来源：Wind
（1）电企上网电价中枢走向如何？
2021年12月份以来，各省份年度交易陆续开展,在火电电量全部参与市场化的背景下，市场化主力的年度长协电价上涨或为火电盈利改善奠定坚实基础。
（2）煤炭年度长协征求意见稿发布，火电有望恢复稳定盈利
2021年12月3日举行的全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿，其中要求需求侧发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，动力煤长协将每月一调。5500大卡动力煤调整区间在550-850元之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨。
我们按照60万千瓦机组项目测算，在5500大卡煤炭700元/吨的中枢煤价以及20%的电价上浮比例假设下，项目的ROE仍可以达到13.97%。煤价每下降20元/吨则会相应增厚约2个百分点的ROE水平。
表：火电机组盈利测算假设及测算结果
数据来源：Wind
表：火电机组盈利敏感性测算
数据来源：Wind
四、水电&核电：清洁稳定稀缺，能源变革亦有可为
在“双碳”目标下，水电的逻辑变化体现在在建投产和布局新能源两个方面，在建投产方面关注长江电力乌白电站投产及重组进程，关注两房电站投产带来的装机增量。同时布局新能源方面，依托水电资源，流域风光空间广阔。
在核电方面，在建投产方面中核3台机组于2021核2022年年投产，中广核4台机组于2021核2022年投产。另外，在新增核准方面，“碳中和”的远景加持下，核电发展成为必选路径之一，新核准机组有望增加。
图：“双碳”目标下，水电和核电运营商的逻辑变化
数据来源：Wind
（1）低碳稳定高效，核电审批有望加速
核电是所有清洁能源中运营最高效、最稳定的电源。2020年我国核电机组平均利用小时高达7453小时，机组利用效率位列所有电源之首。并且低碳、稳定、高效的特性，使得核电是所有清洁能源中唯一可以同时实现大功率规模化、长期稳定运行的清洁能源主体，也是当前时点实现火电替代最理想的电源。因此在“碳中和”的远景下，核电发展成为必选路径之一。
图：2018-2020年各电源利用效率（单位：小时）
图：清洁能源出力季度环比波动
数据来源：Wind
自2019年核电审批重启以来，已有审批常态化的趋势。2021年4月田湾核电站的7号和8号机组、徐大堡核电站3号和4号机组、昌江核电模块化反应堆（SMR）示范项目通过核准，且其他具备条件的机组也有望年内获得核准。
表：近年核电新机组审批情况
数据来源：公司公告，债券募集说明书
（2）清洁稳定稀缺，能源变革亦有可为
随着电力市场化的推进，水电核电也有部分电能参与到市场交易中，以主要水电与核电公司的市场化比例来看，除了华能水电地处高度市场化的云南省、交易比例大致保持稳定以外，长江电力、中国核电和中国广核市场交易比例均有持续提升，到2020年已经分别提升到了14.21%、37.06%和33.52%，预计市场化电价提升将给水核企业带来额外业绩增长。
图：部分水电公司和核电公司市场化交易占比
五、指数投资价值分析
电力ETF基金的编制方案为中证全指指数样本股，其按行业分类标准分为10个一级行业、26个二级行业、70余个三级行业及100多个四级行业。如果行业内股票数量少于或等于50只，则全部股票构成相应全指行业指数的样本股。
如果行业内股票数量多于50只，则分别按照股票的日均成交金额、日均总市值由高到低排名，剔除成交金额排名后10%以及累积总市值占比达到98%以后的股票。
数据来源：中证指数公司
前十大成分股分别是长江电力、三峡能源、中国核电、华能国际、中国广核等细分行业龙头，权重占比约54.30%，总市值合计约1.34万亿，龙头优势凸显。前十大成分股加权平均ROE约为6.56%，Wind一致预期未来2年净利润增速平均值达到21.69%，兼具盈利能力和高弹性。
表：中证全指电力指数前十大成分股（数据截止2022.7.29）
数据来源：Wind
同时龙头集中，大小盘平衡。6家市值超千亿的公司，包含长江电力、三峡能源、中国核电、华能国际、中国广核和华能水电，权重合计占比约38%，龙头集中度高。同时500亿以上的公司权重合计占比52%，500亿以下的合计占比约48%，大小盘均衡，兼具龙头的价值属性和小盘的进攻性。
图：不同市值水平成分股数量（截至2022.7.29）
图：不同市值水平成分股权重占比（截至2022.7.29）
数据来源：Wind
行业分布上，绿电占比高。截止2022年7月29日，中证全指电力指数成分股的行业分布为火电发电运营40.92%、新能源发电运营33.38%、水电发电运营17.5%、电网运营2.56%，其他5.64%。从行业分布（长江行业分类）来看，指数水电和新能源发电等绿电占比高达50.88%，火电为40.9%，在能源结构转型的进程中二者相互补充。
图：中证全指电力指数成分股的行业分布（截至2022.7.29，单位：%）
数据来源：Wind
整体的盈利能力净利润修复，盈利空间广阔。营业收入稳中有升，净利润修复充分。依据Wind分析师一致预期，指数预期净利润或在2021年低基数的基础上逐年修复，未来两年成长性良好。
图：中证全指电力指数营业收入和增速
图：中证全指电力指数净利润和增速
数据来源：Wind（当前成分股回溯计算）
当前PB较低，或是周期性拐点。指数当前市净率约为1.91倍，低于指数发布以来的约90%的时间。
图：PB（LF）估值历史区间（至2022.7.29）
数据来源：Wind
同时当前的成长性高，相较而言，估值略有低估。将主流指数的估值与预期增速绘制散点图，并做回归分析。主流指数拟合出的估值、成长的关系为PE/G=1.01，电力指数的PE/G比分界线更高，即便保守假设未来指数的估值仅仅只向拟合中线回归，也依旧有很大的空间。
数据来源：Wind
同时其具有高分红的特点，股息率长期高于沪深300、中证500。指数发布以来，历史股息率多数时间超过沪深300、中证500。
图：股息率历史区间（至2022.7.29）
数据来源：Wind
