中国的电力市场很奇怪。
(资料图)
一面是供电局在民间被尊称为“电老虎”，是挤破脑袋也想进去的铁饭碗；
另一面却是电力公司连年巨额亏损。
据不完全统计，目前已有20家火电上市公司发布2022年业绩预告，其中8家企业亏损，5家企业最高亏损或超20亿元，多家企业已经连续2年亏损。
更诡异的是，在声势浩大的碳中和战略下，光伏、风电等绿电突进狂飙，但大规模缺电却愈发严重，最终还是要靠最传统的煤电救急。
极端天气频发、俄乌战争加剧，再加上离奇的北溪管道被炸，全球能源格局正面临重塑，而中国电力市场也正在经历一场史无前例的风暴。
不堪大任的绿电
近两年，全国多个省份出现拉闸限电。其中，最引人关注的是东北、西南两地大规模的拉闸限电。
2021年9月下旬，沈阳市民发现不仅电梯停电了，连路上的红绿灯都停电了，路上大堵车，手机没信号，“东北限电”迅速登上热搜。
更严重的是，突发限电甚至还引发了煤气中毒事故。据央视新闻报道，9月24日，辽宁澎辉铸业有限公司因突发限电，导致排风系统停运，23人因高炉煤气中毒。
限电的背后，一方面是用电负荷猛增，辽宁1-8月全社会用电量1717.97亿千瓦时，同比增长9.47%，用电负荷创历史新高；
更重要的原因是风电靠不住了。当时东北地区遭遇前所未有的无风天气，导致风电骤减，进一步加剧电力供应缺口至严重级别。
严重到什么程度呢？
一般来说，中国电网正常运行的频率是50赫兹，允许一定范围波动。而49.8赫兹是第一道重要的安全阈值，当电网频率低于49.8赫兹时，需要开启拉闸限电，否则面临更大范围解列崩溃事故风险。
一份由国家电网东北电力调度中心签发的东北电网拉闸限电预通知单信息显示，全网频率调整手段已经用尽，鲁固直流送山东、高岭直流送华北线路不具备调减空间，系统频率低于49.8赫兹。
为保证电网不发生崩溃事故，辽宁最终不得不采取拉闸限电。
时隔一年，位于西南地区的四川，再次上演大规模拉闸限电，甚至引发了“与民争电”的舆论危机。
因上海因向四川要电来保障特斯拉供应商的生产，引发民众抱怨“四川老百姓都没有电用了，还要保障特斯拉是什么道理”。
这回是水电靠不住了。
四川是中国水力发电第一大省，全国每100度水电中，有28度电来自四川。照理来说，不应该发生电荒。
以2021年为例，四川向外输送了1300多亿度电，这一年的发电量，就足够合肥用3年多。
但是，去年夏天，四川省遭遇高温干旱的极端天气，一连30多天没有下雨。7月份的大渡河、岷江等省内主要河流来水，相比多年历史均值普遍下降40%以上，就连四川乐山大佛都露出了全部真身。
水位的急剧下降让导致四川水力发电相比往年下降超过5成，在高温干旱天气没有得到缓解之前，四川都无法承受用电负荷，只能拉闸限电。
无论是东北的风电，还是四川的水电，有一个共同的名字叫做：绿电。
绿电，自然是环保低碳的，但是绿电却都有一个共同的致命弱点：看天吃饭。
一旦遭遇极端天气，那么绿电就是中看不中用的样子货，依靠光照的光伏也是如此。
但是，在碳中和、碳达峰的政策引导下，近年来以光伏、水电为代表的绿电格外受宠。
各地绿电比例持续提升，在遭遇极端天气和用电负荷剧增后，最终引发了电力系统面临崩溃的风险。
离不开的煤电
坦白说，限电并不稀奇，每迎盛夏，总能看到工业生产限电的新闻。但是发生无预警居民用电被停，背后不只是绿电靠不住这么简单。
在绿电比例不断提升的同时，煤电被有意压制出力不足，更加剧了电荒。
以东北为例，自2016年开始，在煤炭去产能政策的推动下，东北三省退出了较多煤矿产能，且面临较大的入冬补库需求，主要依赖于蒙东煤矿的调入，东北可能是全国缺煤最为严重的地区之一。
但从中国的能源结构来看，煤电才是中国电力供应的压舱石。
如图所示，中国的能源结构呈现“富煤贫油少气”的特征，从1882年英国人在上海乍浦路建设了第一个火电厂开始，火电就已经是中国最主要的电力来源，并在以后一直保持着能源“压舱石”的作用。
在世界十大火电巨头中，中国独占6席。从全国发电量来看，2021年，装机占比47%的煤电，提供了全国六成的发电量；2022年，煤电装机约为11.23亿千瓦，占比下降到43.8%，仍提供了全国58.4%的发电量。
同时，煤电还支撑了超七成的电网高峰负荷，承担了超八成的供热任务，也是煤炭企业、铁路货运的最大客户。
对比绿电，煤电的优势很明显，成本低投入少，不必看天吃饭。除此之外，煤电最大的优势还在于调峰灵活。
水电调峰需要库区，水电才可以调峰，想多发电就多排出预先存好的水，少发电就存水，对自然条件要求较高。
核电调峰可能会对其运行造成不利影响。全球使用核电进行调峰的国家只有法国等少数国家，法国每年非计划性停堆（故障、检修等等）的时间要比其他国家高得多。
光伏、风电就更不行了，这些新能源极不稳定。以风电为例，中国北方地区所有风电的总发电效率，可以在一天之内涨跌十倍；而前所未有的无风天气又可能导致整个电网崩溃。
而煤电由于是使用燃煤烧水产生过热蒸汽，蒸汽带动汽轮机做功的方式产生电能，可以随时调节出力大小，想多发电就加大功率，想减少发电量就少放点煤炭，可以说是十分便捷了。
同时，煤电还是主力负荷，承担着确保电网平稳运行的大用处。
换句话说，就算要发展绿电，也不能摒弃煤电这块压舱石。现阶段的绿电，还远远取代不了煤电。
中国能源研究会理事、中国华电集团副总会计师陈宗法认为，在构建新型电力系统与实现“双碳”目标的过程中，新能源是“劲旅”，煤电是“压舱石”，储能、氢能是“两翼”，清洁低碳技术是“驱动力”，燃气发电是“过渡能源”，水电、核电等清洁电源是“不可或缺的重要成员”。
重估煤电价值
虽然煤电是压舱石，但是这两年日子并不好过。
据北极星电力网不完全统计，已有20家火电上市公司发布2022年业绩预告，其中8家企业亏损，5家企业最高亏损或超20亿元，多家企业已经连续2年亏损。
亏损原因并不复杂，煤炭价格居高不下。
对于传统煤电企业来说，燃料成本是最主要经营成本，占企业发电成本的70%左右。煤炭价格暴涨，煤电企业自然承压。
而多年以来“市场煤计划电”的价格机制，更是让煤电企业两头受气。成本端的重压无法传递给消费端，“发一度亏一度”，煤电企业的发电热情明显下滑。
从这个角度来说，过去两年电荒多发，不止是煤电比例下滑，而是煤电自己也不想干了。
正如粤电力A表示，受益于上网电价同比上涨及风电、光伏等新能源项目有序推进投产，公司2022年营业收入同比出现较大增长，但上述利好因素无法覆盖燃料成本增加，导致本年归母净利润仍为亏损。
如今，情况正在发生改变。
2022年10月初，国家发改委发布相关文件，对2023年煤炭长协价给予了指导，2023年长协合同下水煤（5500大卡）合同基准价为675元/吨，较2022年下降25元。
受此利好刺激，2022年年底火电股表现活跃，在市场上涨乏力之时，火电板块整体表现不俗，火电龙头华能国际更是在短短7个交易日内从底部上涨超过20%。
春节后动力煤价格加速下跌，2月13日秦皇岛 Q5500 动力煤平仓价已跌破1000 元/吨，较节前（1 月 20 日）下降225元/吨。
更引人关注的是，澳煤放开进口限制。2月8日，一艘澳大利亚运煤船已经抵达中国湛江港口。这是自2020年10月中国宣布澳煤禁令之后，第一艘抵达中国的澳洲煤船，有望进一步带动中国动力煤价格下行。
在煤炭价格上涨的同时，电价也在逐步打开空间。
2022年12月底，广东发布电力交易结果，2023年年度双边协商交易电量为2426.5亿千瓦时，成交均价为553.88元/兆瓦时，较规定的基准价463元/兆瓦时上涨19.6%，接近554元/兆瓦时的成交价上限，这一成交均价较2022年的497.04元/兆瓦时上涨11.43%。
江苏也发布了电力交易结果：年度成交量为3389.89亿千瓦时，加权均价为466.64元/兆瓦时，较391元/兆瓦时的基准价上浮19.35%，与2022年基本持平。
两个用电大省敢涨价的底气来自于“1439号文”。2021年10月，国家发改委下发了燃煤发电上网电价市场化改革的通知，电价浮动范围由此前的上浮不超过10%、下浮不超过15%改为上下浮动原则上不超过20%。
信达证券认为，伴随着电力市场化改革的不断推进、市场化电量占比不断提高、各地现货市场建设和辅助服务市场建设的进一步开展，火电企业有望从电价上浮、辅助类收益和容量补偿三个电价组成部分获益。
如果说煤价下跌电价上涨，带来煤电企业的盈利修复，那么向绿电转型，则会带来煤电企业的价值跃迁。
以中国电力为例，凭借体量较小的优势，近年来转型迅速，清洁能源占比接近60%，预计2022年净利润超过20亿。业绩改善的主要原因包括风电、光伏收入大幅上升，出售股权以及收购清洁能源项目。
此外，光伏行业的内卷也带来利好。12月以来，光伏上游的多晶硅料、 硅片、电池片和组件价格均呈大幅下降趋势，利好下游电力运营商提高利润空间。
而目前市面上，虽然不乏纯粹的光伏运营商，但主力依然是传统 (尤其是火电)+ 光伏的混合型运营商。
以华能国际、华润电力为例，十四五期间规划的新能源装机CAGR均高于龙源电力和三峡能源，火电转型企业新能源装机增速有望比纯新能源企业更高。
虽然受制于经济复苏进度，煤电企业的盈利修复不会一帆风顺，但从整体趋势上看，最难的日子总算过去了。
2023年电力行业值得关注布局，如果借助基金投资，可以考虑广发中证全指电力公用事业ETF（159611）：
也可以选择正在发行认购的富国中证绿色电力ETF（561170）：
站在更长远的时间来看，中国电力系统必然向绿电转型，但是必须考虑到电力供应和市场需求的现实情况，如果越发展新能源越缺电，这样的新能源恐怕只会贻笑大方。
