目前我國電源結(jié)構(gòu)仍以煤電為主，提高可再生能源發(fā)電占比，從而進(jìn)一步降低煤電發(fā)電的占比，是電力部門實現(xiàn)能源減排的必由之路。我們預(yù)計，碳達(dá)峰目標(biāo)下，2021-2030年風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量CAGR分別有望達(dá)到9%、15%；2021-2050年，風(fēng)電、光伏累計裝機(jī)容量CAGR分別為6%、9%。

各大發(fā)電集團(tuán)旗下公司已持續(xù)在新能源業(yè)務(wù)上發(fā)力。對標(biāo)純新能源運營商，兼具火電和新能源裝機(jī)的公司估值仍存在較大提升空間。據(jù)純新能源商裝機(jī)規(guī)模及市值測算，吉電股份、華潤電力、華能國際、華電國際、國電電力、大唐發(fā)電新能源業(yè)務(wù)部分的市值較公司當(dāng)前市值分別高出273億元、231億元、183億元、48億元、29億元、-17億元，市值修復(fù)空間達(dá)158.5%、38.2%、29.0%、14.6%、6.1%、-3.4%。同時考慮到以上公司持有較高比例的火電資產(chǎn)，可見其估值仍存在較大提升空間。

保供給政策有望促煤價逐步下行

今年以來，我國煤價大幅上漲，主要系供需不平衡所致。截至8月13日，秦皇島港動力末煤（5500K）平倉價為942元/噸，同比提升71.0%；動力煤期貨結(jié)算價（活躍合約）為770元/噸，同比提升34.7%。

一方面，供給側(cè)相對較弱，3-6月我國原煤產(chǎn)量同比增速明顯低于往年，前五個月我國煤及褐煤進(jìn)口量比2021年同期低25.3%。另一方面，經(jīng)濟(jì)態(tài)勢良好+氣溫較高，我國用電量持續(xù)高增。疊加水電邊際下行，火電需求提升。2021H1火電發(fā)電量共2.8萬億千瓦時，2019-2021年同期復(fù)合增速達(dá)7.4%。目前用煤高峰期接近尾聲，煤炭需求總體呈持續(xù)回落態(tài)勢。同時，國家發(fā)改委等已出臺了《關(guān)于實行核增產(chǎn)能置換承諾加快釋放優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能的通知》等政策以保供給。未來隨著保供給的政策逐步落實、煤炭產(chǎn)能陸續(xù)釋放，煤炭供需形勢有望進(jìn)一步好轉(zhuǎn)，并帶動煤價逐步下行。

電力供需趨緊，電價有望穩(wěn)步上行

我國電價相對其他國家偏低，存在上漲空間。2019年我國銷售電價平均值為0.611元/千瓦時，分別為OECD國家、新型工業(yè)化國家、外國的59%、80%、83%。供給方面，電力投資整體節(jié)奏放緩，且新能源的擴(kuò)張難以提供有效供給總量；需求方面，近年來用電量持續(xù)增長，且預(yù)計2021-2025年我國用電量復(fù)合增速達(dá)5.5%，2021-2035年達(dá)3.4%，仍有較大提升空間。因此，在電力市場化改革推進(jìn)、電力商品屬性提升的背景下，電力供需趨緊，電價抬升具備基礎(chǔ)。

目前，多地電價已有所上漲。今年8月，云南省電廠平均交易價同比提升9.38%，內(nèi)蒙古同比提升30.50%。廣東省競價價差較往年明顯收窄，8月競價價差為-2.5厘/千瓦時，而去年同期為-130厘/千瓦時。針對于供需趨緊的形勢，寧夏發(fā)改委已發(fā)布通知，允許煤電月度交易價格在基準(zhǔn)價的基礎(chǔ)上可以上浮不超過10%。內(nèi)蒙古發(fā)布通知稱，自2021年8月起，蒙西地區(qū)電力交易市場燃煤發(fā)電電量成交價格在基準(zhǔn)價的基礎(chǔ)上可以上浮不超過10%。

投資建議：新能源資產(chǎn)價值重估空間大，火電業(yè)務(wù)基本面已到拐點

可再生能源穩(wěn)定性不足加之當(dāng)前我國電力裝機(jī)中火電仍占有較高比例，因而短期內(nèi)風(fēng)光替代火電仍不可行，火電裝機(jī)仍具有其存在必要性。成本下行+電價抬升下，火電公司業(yè)績或?qū)⑻嵘又娬举Y產(chǎn)價值重估，火電公司估值有望進(jìn)一步提升。

風(fēng)險提示：宏觀經(jīng)濟(jì)大幅下滑的風(fēng)險；政策推進(jìn)不及預(yù)期；電價下調(diào)的風(fēng)險；煤價大幅上漲的風(fēng)險等。（來自：天風(fēng)證券）