1. 业绩超预期龙头 火电公司涨幅较大
2020 年 8 月 19 日，电力及公用事业板块上涨 1.54% ，其中龙头公司华能国际、华电国际双双涨停，引起市场广泛关注 。我们认为本次上涨原因有三点：
1）以医药、科技为代表的成长板块前期涨幅较大，资金开始转向低估值板块；
2）市场流动性相对前期较为宽松，有更多资金有资产配置需求，推动市场上涨；
3）今年受到新冠肺炎疫情影响，虽然发电量下降，但动力煤价格跌幅超出市场预期，使得火电企业年中报业绩超出市场预期。
我们认为电力板块行情持续，需满足三个条件， 流动性持续宽松， 机组 利 用小时数逐步提升，电价稳中有升。
2. 流动性持续宽松助推电力企业估值提升
电力企业估值水平将在流动性持续宽松的带动下得到提升。流动性对 A 股估值的影响比较显著，不论是2008年还是 2015 年，流动性宽松都助推了 A 股市场估值的整体上涨。流动性的提升激发了更多资产配置的需求，使得更多资金进入权益市场，从而推升权益市场的估值。我们认为在基本面基本不变的情况下，公用事业及环保行业估值想要提升，流动性必须持续宽松，这主要是因为这一行业是资本推动型行业，行业成长需要大量资金支持，相比其他行业成长更难；在流动性宽松时，资金会首先选择医药、消费和科技等成长性更强，增长更快的行业配置，当这些行业估值已经达到较高水平时，才会逐步选择公用事业、钢铁等重资产行业。
由于2015年前，电力行业装机容量增长处于较高水平，基本面与现在不同，我们选择 2015 年以后电力行业指数表现与流动性情况进行比较，观察流动性对行业指数的影响。我们观察到，当 M2 同比涨幅与 PPI 同比涨幅的差值在 17.5%以上并持续三个月以上时，电力行业股票在 A 股市场上表现活跃，估值得到提升。目前，M2 同比涨幅与 PPI 同比涨幅的差值在15%左右，且已经持续了近 4 个月，与2015下半年情况有所类似，如果这一情况得到延续并持续扩大，电力行业将有可能重演 2015 年下半年的活跃行情。
3. 风电装机增量快速下降 火电新建调峰需求减弱
风电新增装机容量快速下降，火电调峰需求减弱，利用小时数将稳中有升 。风电机组出力不稳定，并网后对电网的调峰能力提出了更高的要求，电网调峰机组以天然气机组最为适宜，但我国风电机组多位于甘肃，新疆，宁夏等西北部地区，该地区燃气设施尚不完善，建设天然气机组调峰尚不具备条件。在这种情况下，火电机组成为地区调峰的唯一选项，但火电机组建设设计利用小时数在 5000-5500 小时左右，如果用来调峰，其盈利能力将大幅下降，甚至出现亏损。2015 年以来，风电大力发展，为配合电网调峰，最大限度实现风电满发和利用小时数提升，调峰功能的火电机组装机容量大幅上升，导致火电组整体利用小时数下降，盈利能力下降。2020 年是风电强装潮的最后一年，之后风电装机容量增量也将随之下降，我们预计今后两年，风电装机规模将回落到 20GW 每年左右，风电装机容量增长降低，对调峰火电机组的需求也将下降，火电每年新增装机容量也将下降，在我国用电量增长的情况背景下，火电装机容量增幅减小，整体利用小时数有望提升。
4. 电价逐步放开 市占率高的发电公司占优
五大发电集团在电力市场中装机容量占比高，对电力市场、 交易规则形成、 价格形成影响较大，具有市场优势。2015 年以来，电力市场化改革大力推进，目前除了农业用电和居民用电，其他所有电量都通过市场机制形成。其中不在电力交易中心交易的电量，其电价在基准价（即原燃煤标杆电价）的基础上只能下浮不能上浮，这对整个电力市场电价水平形成压制，电价难以上浮。但自 2021 年起，不在电力交易市场交易的电量，其电价将可以在基准价的基础上上浮10%，为电价打开了一定上升空间。在电价管控减弱的背景下，原本不受到政策限价影响的电力市场交易中心电量，其电价随市场供需上下浮动的空间也将逐步加大，电价市场化机制将逐步形成，政策干预将逐步减弱，有利于电力市场良性发展。在这种背景下，装机体量较高的公司对市场影响较大，在市场交易规则形成时话语权较大，对市场电价形成起关键作用，具有市场优势。
地方能源集团在本地电力市场种装机容量占比较高 ，对当地电价形成有很大影响。目前各地区电力市场主要以省为单位，本省的电力交易基本在省内完成，涉及到跨区交易的在北京或者广州电力交易中心完成（国家电网区域的在北京电力交易中心，南方电网区域的在广州电力交易中心）；2019 年北京电力交易中心处理跨区电量16122亿千瓦时，广州电力交易中心处理跨区电量2265亿千瓦时，分别占2019年全社会用电量72255亿千瓦时的 22.31%和 3.13%，由此可见，我国绝大部分电量交易还是在用电省本省完成。在这种情况下，本地装机容量占比高的发电企业具有优势。
5. 风险提示
流动性收紧，电力市场化推进缓慢，电价政策改变。
本文作者：洪一、沈一凡，来源：东兴证券