随着炎热的夏季来临，此前略显“冷门”的电力行业开始升温，持续受到市场关注。
尤其4月以来，电力板块集体发力，多个细分领域出现“炎热”行情。结合中证全指电力指数近期走势，4月以来该板块累计涨幅超过10%，火电表现尤为突出，板块上涨加速的背后有哪些因素在支撑？这一行情是否具有持续性？产业链上哪些细分赛道的投资机会更值得关注？
在基金经理看来，国内政策提高电力系统运行效率、夏季用电高峰提振电力企业订单需求，以及国内外煤价仍在下行区间等，多方面因素推动近期电力板块上涨行情。其中，成本改善是电力行业上涨的最基本的基本面支撑。在此背景下，电力行业的投资价值愈加显现。未来虽有短期波动，但电力板块的行情仍有一定持续性,可关注火电、水电龙头，以及绿电相关投资机会。
多因素推动板块上涨行情
成本改善是基本面根本支撑
中国基金报记者：近期电力板块上涨行情的原因？是否可持续？
王帅：近期电力板块上涨最直接的催化是煤价持续下跌，伴随海外煤价加速下行，挫伤国内贸易商挺价情绪，北港5500卡现货价格已跌破800元/吨关口，我们觉得火电今年会有一个持续性行情。
一是成本端修复，市场煤价格还在下探，尚未到底，这几日跌破800元/吨关口，超出市场年初对煤价的预期。另外,长协比例也会比去年覆盖更深。再有，目前港口库存、电厂库存都维持高位，甚至有电厂库存堆放不下的情况，煤价反弹或者说大回弹难有支撑。因此，利润还有再改善空间。
二是电改可能还会陆续有政策出来，通过现货市场/容量电价，兑现火电容量、调峰这些长期价值，提升火电盈利空间，有望价值重估（作为调峰核心资源，而不仅仅是一种成本敏感的发电资源）。
三是迎峰度夏，目前来看，今年夏天又是创纪录的高温天气，如有负荷缺口，对火电也是催化。
苏文杰：今年来电力板块整体上扬，主要跟供需关系的缓解、企业基本面的改善预期，以及火电燃料成本的降低等因素有关。通常而言，需求端和供给端变化，是影响行业和企业利润的两个重要因素。从需求端看，经济复苏带来了用电需求的修复。同时，今年夏天大概率气温仍偏高。世界气象组织宣布，今年7-9月产生厄尔尼诺现象的可能性为80%，高温往往催生大量的电力需求。从供给端看，今年以来，动力煤的供需关系发生了明显的改变。今年前4个月，我国国内煤炭产量稳步增长，进口煤炭数量大幅增长。煤炭供给充足，成本有望得到良好的控制。据中国煤炭市场网数据监测，截至5月29日，北方港口5500K动力煤为880元/吨左右，同比下跌约380元/吨，跌幅近30%。
后续行情是否可持续，要根据市场环境的变化，密切关注需求端和供给端的变化情况。而且影响市场走向的因素很多，需要具体问题具体分析。
尹浩：4月以来电力尤其是火电的行情，其背后核心的驱动力在于煤炭价格下降所带来的成本改善、盈利反转，市场预期火电在二季度及年中能够实现更好的盈利水平。同时，煤炭价格在下游需求偏弱、电煤库存偏高的情况下进一步回落，由此，带来火电盈利改善幅度进一步提升的预期。当前虽然气温升高、即将进入迎峰度夏的火电旺季，但电厂、港口极高的库存水平仍将成为抑制煤价抬头的重要因素，且夏季用电负荷的提升、电力供应的紧张，还将进一步催化火电调节价值的体现和电价机制的改革，因此，我们判断虽有短期波动，但电力板块的行情仍有一定持续性。
李沐阳：近期电力板块上涨的主要原因可能是：1）经济弱复苏，逆周期板块受瞩目。国家统计局5月31日发布PMI数据，延续前期弱复苏趋势，逆周期板块持续受关注。2）国内外动力煤价大幅下行。5月22日发布国际动力煤价格表，出现大幅度集体下跌，我们认为直接利好以进口动力煤为主的华南沿海火电运营，同时，进口煤价价格下行倒逼国产动力煤价格下行，市场再次发酵，火电板块大涨。
崔古昕：电力板块近期上涨行情主要有以下几个因素，包括政策支持、技术进步、成本降低、市场需求的增加等。
基本面方面，最明显的是煤炭作为电力行业的成本端，煤价下降带来电力企业盈利的显著改善。近期全球煤炭需求主要靠国内进口拉动，国内煤炭因为能源安全及保供政策推动逆周期增产。从目前的港口和电厂库存来看，煤炭库存处于历史上相对较高的阶段，成本改善是电力行业上涨的最基本的基本面支撑。
从持续性角度分析,一方面，市场目前担忧经济恢复的强度，带来一定的避险情绪，而火电作为逆周期板块可以充分体现防御属性；另一方面，预计迎峰度夏期间电量紧张的状态将持续，电力板块二季度环比一季度业绩也将有持续改善。
市场化改革具重要意义
电力板块或有持续性行情
中国基金报记者：最近电价政策对电力行业整体会产生哪些影响？
苏文杰：6月起执行的新电价政策，并未直接涉及到对居民生活用电和农业生产的影响，对于一些高耗能、高用电的企业来说，电费或将上涨。此次电价调整旨在使电价更加市场化、透明、公平和合理，将有助于优化电价结构，促进电力行业更加市场化、专业化、国际化，也有利于推动清洁能源的发展，提高能源利用效率，以及促进节能减排，进一步推动我国电力产业的转型升级和可持续发展。伴随电力市场化改革的持续推进，电价趋势有望稳健中小幅上涨。
王帅：关于电价，最近出台的第三监管周期输配电价和电力需求侧、负荷管理等政策，更多是针对需求侧/负荷侧的，利好虚拟电厂、负荷聚合商、需求侧资源。另外，输配电价改革中系统性服务费用单列有利于后续火电调峰收益上涨。虽然效果上对发电侧不直接，但是新型电力系统是“源网荷储一体化”，网端的改革是电改深化的铺垫。从目前电力市场发展的情况来看，后续有望在现货市场/容量电价方面放开，直接利好火电发电侧的收益，因为这一部分实际上通过电价可以兑现火电容量/调峰的价值。
尹浩：近期行业内电价相关的变化，一方面是输配电价的核定和调整，最大的变化在于将抽水蓄能容量电价等系统调节费用从输配电价中单列出来，为用户公平分摊系统公共成本、理顺源网荷成本传递关系奠定重要基础。另一方面是6月份各省中长期交易电价和代理购电价格的变化，我们能够看到，6月多个省份代理购电价格出现明显下降，但需要注意的是，前后口径存在差异，此前的代理购电价格包含了部分调节性成本，但6月份新的代理购电价格已经按照新核定的输配电价规则将这部分调节性成本单列，因此，实际下降幅度并没有表观水平这么大。此外，月度分省份也有下降，主要是因为煤价下降对火电月度交易的影响。但我们电力市场以年度交易电量为主，月度占比较低，年度电价的刚性仍将保障火电充分受益于成本的改善。
李沐阳：2023年5月15日，国家发展改革委官网发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》：（1）本次不再区分大工业用电和一般工商业用电，相同电压等级工商业用户执行相同输配电价；（2）并将线损、抽水蓄能容量电费、辅助服务费用多项此前包含在输配电价中的费用单列。
输配电价改革走在了正确的道路上：购销价差（之前）——按电压等级核定，真实反应成本（当前）——精细化反映成本，适配新型电力系统电力供需变化（未来）。本次电网公司结束购销价差模式，此前发电与用户间所有的调节成本和产业链的结构性矛盾均由电网购销价差承担，项目多、压力大且不透明；本次输配电改革不再隔靴搔痒，各电压等级单位输配电价按照成本加收益方式确定，更加科学地体现不同电压等级用户对输配电资产利用程度的差异，同时也可以更合理的分摊成本。
未来有利于构建大小网兼容模式、提升分布式能源消纳、提升电网整体使用效率。电网成本完全透明后，专注于输配电的中间服务，其余交给市场；发电和用户两端的政策和产业链的结构性问题将更好被解决；分电压等级核定容量电价为增量配电网、微电网、售电公司发展腾出了合理的价差盈利空间，为分布式能源消纳及各类灵活性资源的盈利模式的建立铺路。
新型电力系统发展以“双碳”为目标，规避外部性的环境成本，综合电价成本会逐步提升，以获得更多产业发展权及碳金融定价权；新能源、灵活性资源、数字化建设,及市场化改革是一项长期任务。而本次输配电价政策对电力市场化改革具有非常重要的指向意义。
崔古昕：电力行业是一个相对特殊的行业，电力企业不仅作为发电主体，还经常需要承担保障能源供应的角色。因此，在过去很长一段时间，电力行业都在执行“市场煤、计划电”的被监管的电价定价策略。
而从电力价格的本质来看，长期看电价是由供需决定的。电价政策是电力供应和电力需求关系的纽带，在政府的指导和监管下，起着调节电力经济负荷的作用。科学的电价政策,指导着电力企业的发展方向,协调着电力企业和用户之间的关系,促进电力资源的平衡和优化配置。
随着电力市场改革的深化，电价政策的制定要适应电力企业经济运行的管理水平，兼顾社会效益和电力企业的经济效益，也将充分体现电力企业的市场化需求。
高温天气下
火电盈利能力有望进一步修复
中国基金报记者：高温制约水电发展，火电板块机会是否更大？
苏文杰：2023年一季度经济复苏带来用电需求的修复叠加水电疲弱，单季度火电完成电量14951亿千瓦时，同比增长1.7%，比上年同期提高0.4个百分点。4月份，全国发电量增长6.10%。分机组类型看，水电发电增速同比持续下跌，火风光发电同比增长显著，其中火电电量同比上升11.50%；水电电量同比下降25.90%；核电电量同比增长5.70%；风电电量同比增长27.90%；太阳能电量同比增长12.36%。后续随着成本端现货煤价大幅下降、动长协煤履约率提升和用电高峰将至等，火电盈利能力有望进一步修复。
尹浩：近期水电表现依然偏弱，不管是从水电出让发电空间、增加火电发电小时，还是从电力供需紧张、助力火电月度和现货电价提升角度而言，均利好火电的电量或电价表现。但当前即将进入新一轮汛期，水电表现预计实现明显的环比改善，但相较多年同期水平而言,丰枯与否当前尚不足以进行精准判断。但随着温度的提升，水电的负荷增量大概率难以覆盖用电侧的负荷增量，如果出现持续高温天气，也将有利于火电板块的市场表现。
李沐阳：需求端来看夏季高温居民负荷提升，供给端而言夏季高温降水下降制约水电出力。为了维护电网稳定性，火电可通过超发电，在尖峰、现货市场（去年四川限电时期，其8月火电交易价格较7月环比提升37.5%。此次8月火电交易价格大幅上涨主要由于省间交易现货电价上涨导致）卖高价电的形式；量价维度提升盈利及营收，火电将全面受益于夏季电力偏紧带来的阶段性机会。
崔古昕：从行业角度分析，在每年的夏季用电高峰时期，时间段和水电站的蓄水时间段是重合的。而水力发电的成本近似于零，因此，历史来看，在下半年经常会出现水电挤占火电发电利用小时数的现象。
夏季高温天气，带来的主要是用电量和用电量负荷的快速提升，即在需求端出现了明显增长。火电的供给端是相对稳定的，而变量因素在于水力发电。因此，我们观测的因素主要是蓄水期的来水和蓄水情况，年初至今，三峡水库日均入库流量和出库流量均比去年同期下降20%以上，从目前的情况看，对于火电板块是有利的。
由于汛期刚刚开始，我们也需要密切关注主要水电站的汛期蓄水情况，对于水电和火电板块的供给端做动态的预测和调整。
王帅：关于水电，今年大范围高温，已到6月初，来水还是没有明显改善。水电差直接导致的一个结果就是缺电更严重，从需求角度对火电的需求更急迫，利用小时数和发电量提升，发电收益增加，从迎峰度夏缺电基本面上肯定对火电也是催化。
关注火电、水电龙头及绿电相关机会
中国基金报记者：电力产业链哪些细分赛道的机会更值得关注？
尹浩：就发电侧而言，当前阶段重点关注成本改善、供需紧张下的火电板块投资机会；除此以外，水电、核电板块也值得关注。水电行业在去年极枯的基数下，预计来水将实现明显修复，而且上市大水电前期的机组投产及资产收购将在2023年助力电量实现提升。此外，电价端2023年锦官电源组送苏电价由此前对标江苏省燃煤基准价变更为对标上浮之后的年度长协电价，而且白鹤滩送苏电价也执行锚定年度长协电价的价格机制。水电电价的上浮也打破了此前的固有印象，水电公司量价均有望在2023年获得催化，业绩端也有望获得支撑。核电方面，作为拥有被誉为国家名片的华龙一号技术的两家核电公司有望在中特估的大逻辑下获得价值重估。宏观层面，当前利率宽松趋势愈加明显，而对于水电及核电这类稳健经营的资产来说，利率下行有望对估值层面形成显著的提振。
王帅：一是火电灵活性改造相关标的。一方面受益火电行情，另一方面本身调峰调频、泛储能产业是亟需资源，有基本面和政策端的持续催化。
二是绿电制氢，电解槽等相关设备环节。市场初期，空间较大，伴随风光大基地和能源化工央企强势入局，电解槽等设备环节有望率先兑现利润，具有成本+项目资源优势的企业弹性空间较大。
三是煤电产业链。去年煤电新增，十四五最后三年迎来煤电扩建，带来煤电产业链扩产新增。
当然，如果普通投资者挑选赛道有困难，可以选择电力主题ETF，比如银华基金的电力指数ETF，对电力产业链全覆盖，帮助投资者全面把握电力板块投资机会。
苏文杰：建议关注受益低利率和电量增长周期来临共振的龙头水电、受益燃料及硅料成本端下行预期不断强化的火电龙头，以及绿电运营商、受益数字化和新兴电力系统相互融合的功率预测、虚拟电厂等标的等。
李沐阳：一是电力AI：电力偏紧加速政策出台，推进电力市场化完善。根据国网能源研究院预测，2023年全国最大负荷13.7亿千瓦，比上年增长6.5%，出现在夏季。全年新投产装机规模有望连续第二年创历史新高，装机结构将发生历史性转变，火电比重首次低于50%，太阳能、风电跻身装机前三。我们认为，电力偏紧可能趋于常态，通过电力需求侧及负荷侧管理，有望降低电力偏紧影响，维持电力系统稳定性。同时，从需求侧及供给侧维度推进电力市场化改革以应对新能源装机、发电量占比提升带来的电网不稳定性。
二是火电运营商：二季度随着现货价格及长协履约率的提升，火电运营商业绩大幅修复确；且二季度电力偏紧大势所趋，火电全面收益。
三是泛储能之火电灵活性改造板块：火电灵活性改造同时兼具促进风光电力消纳和提升电力系统稳定性（通过调峰、调频缓解电力偏紧局面）双重作用，进而稳定整体电力系统。火电“三改”确定性强且今年快速落地。
崔古昕：我们认为以下细分领域存在投资机会。
一是火电和水电板块：火电板块燃料成本加速回落，带来公司ROE回升至合理回报率区间；水电则需要动态跟踪来水情况进行调整。整体来看，发电板块的核心逻辑在于整个“十四五”期间，电力供需格局大概率是趋紧的，供需紧平衡带来电力板块的投资机会。
二是可再生能源领域：随着全球对气候变化的关注度不断提高，可再生能源成为各国政府重点支持的行业。
三是智能电网：智能电网是将传统电网升级改造而成，能够适应可再生能源发电，提高电网运行效率，降低能源浪费，减少环境污染。智能电网在优化能源资源配置方面有潜在优势，新能源介入智能电网将推动电力行业换代升级。