讨论电力ETF，必然要讨论其跟踪标的“中证全指电力公用事业指数（H30199）”（以下简称“电力指数”）。看了几篇参与#新型综合电力的投资机遇#的文章，多数都回避了电力指数长期跑输大盘（沪深300）的事实，只讨论双碳目标下诱人的前景和其作为“公共事业”的优点，感觉有点刻意。
本文从分析电力指数历史数据入手，试图找出困扰指数上升、跑输大盘的问题所在。透过问题解决的途径和程度，判断指数向上突破的拐点，从而拥抱电力ETF的未来，获得期望的收益。
一、2021年电力指数的“奇葩”表现，并不具代表性,也没有持续性
2021年，沉寂多年的“中证全指电力公用事业指数（H30199）”忽然在下半年暴涨，去年涨幅达到惊人的42.52%，同期沪深300涨幅为-5.20%。
指数暴涨当然是指数样本股票暴涨所致。
电力指数前20大权重样本中，新上市的三峡能源涨幅185.19%、老牌煤电股华能国际涨幅125.83%、吉电股份涨幅112.88%。
但是，与之相对应的，并不是因为企业利润大幅增长带来的价值增长，而是由于煤价大幅度上涨带来煤电企业经营成本上升、导致的大面积下滑，经营亏损。
在利润增速普遍大幅度下降，甚至亏损的状态下，股价普遍大幅度上升，以华能国际为例，2021年企业全年亏损102亿，股价却上涨125%，还不是奇葩吗？
在2021年有一组数据，可能会带来错觉。就是：
2021年，全国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%。分产业看，第一产业用电量1,023亿千瓦时，同比增长 16.4%；第二产业用电量5.61万亿千瓦时，同比增长9.1%；第三产业用电量1.42万亿千瓦时，同比增长17.8%；城乡居民生活 用电量1.17万亿千瓦时，同比增长7.3%。
有分析认为，2021年用电需求的高增长是在特殊的国际国内形势下产生的，并不具有持续性。
“中长期来看，在新冠疫情不再发生重大变化和国际形势整体保持平稳的情况下，未来世界各国产能供需终将回归合理水平，我国出口替代效应或将逐渐弱化，加之我国目前“稳中求进”的经济发展方针和房地产投资放缓对经济传导效应的显现等，预计未来一段时间我国经济及用电量增速将面临一定下行压力。”
（摘自中诚信国际《中国电力行业展望》）
实际上，这种非持续高增长，从2022年一季度的数据中已经呈现：
据中国电力企业联合会（简称“中电联”）发布的《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》提供的数据，2022年一季度全社会用电量2.04万亿千瓦时，同比增长5.0%；同时，该报告预测2022年全社会用电量同比增长5%-6%。
与此同时，2022年至今电力指数下跌20.22%，已经跌至2021年8月上涨启动前的水平。
二、电力指数不同电源类型的样本企业，对电力指数的贡献差异巨大。
电力指数近五年累计收益为负值：-7.91%。
为了更准确、直观地与个股走势进行对比，本人选取电力全收益指数。电力全收益指数近五年累计收益为3.62%。
电力指数样本股数为52只，本文选取前20大权重股，占总权重的76.41%；基本能代表电力指数的走势。
同时按照发电企业的主营业务类型（电源类型）将20只权重股分成水电、核电、风光、煤电四类。
水电、核电、风光、煤电，分别占电力指数总权重的22.485%、16.934%、17.356%、19.631%。
笔者分别统计了20大权重股从2017.01-2022.03共计21个季度的股价涨幅数据，并按照个股权重（将其在指数中的权重转换成在对应类别中的权重）拟合水电、核电、风光、煤电四类电源的收益走势。
从图中可以看出，以水电为主营的发电企业股价表现稳定、持续向上，一直对指数提供正贡献。风电和太阳能发电企业，在2020年之前一直大幅拖累指数表现；核电和煤电在2017-2020年的四年间的累计收益，一直在0.00%线之下徘徊，对指数贡献很小。
权重股的表现与行业一致：
这样的指数贡献，多少还是跟大家的直观感受有很大差别。
这些年风力发电、光伏发电在政策的鼓励下跨越式发展，装机容量迅速增加，可是相关企业的股价却没有水涨船高；
核电由于其安全性、稳定性和零排放也稳定发展，发电量占比也越来越高，股价也没有给与应有的表现；
水电的装机容量和发电量占比越来越低，股价的表现却非常好。
煤电的占比虽然越来越低，但煤电的发电量、总装机容量仍然在以一定的速度增长，意味着煤电规模、营收仍然在不断扩大和增加。
（注：火电包含燃煤发电、燃气发电、生物质发电、垃圾发电等，但其它占比非常低，本文未细分）
三、政策加持下的电力行业，电力指数不涨的原因初探
1、煤电：
十三五（2016-2020年）期间，国家开始加大煤电去产能和节能减排力度，并停建或缓建一批火电项目，致我国在十三五的前三年（2016-2018）各类电源投资额持续下降。煤电上市企业遭受双重打击：一方面对未来展望的负面致估值降低、另一方面煤价上升致利润大幅下滑；
2019年开始我国电源工程投资额持续增长至 2020 年历史高点，煤电企业利润恢复增长，但受新能源政策的影响，股价并未跟随企业利润增长。
2021年电煤价格大幅度上升，致煤电企业经营利润再次遭受打击，增速下滑、甚至经营亏损。
上图为电力指数权重前20的8家煤电企业2015-2022年一季度企业收入增速和利润增速情况。
在2016年-2018年，多数煤电企业连续三年企业利润增速下滑，2021年再次遭受重大打击；由于煤价高企，2022年一季度经理增速仍然普遍同比大幅下滑。煤电龙头华能国际一季度净利润亏损9.56亿元，上年同期调整后净利润31.92亿元，同比下降129.96%。2021年年报显示，华能国际2021年净利润亏损102.64亿元。
对煤电企业被“新能源发电”替代的担忧，一直是投资者心中的痛，而煤电企业由于煤炭价格起伏导致的利润不稳定，加重了这种担忧。
2、风电和光电
十二五期间（2011-2015年）各类电源投资大规模增长，风电和广电无序扩张，导致我国资源富集区域弃光、弃风率的持续提升；十三五期间（2016-2020年）政府出台了一系列举措限制风电和光电不达标区域新增项目建设，受此影响，风电及光伏装机增速自 2016 年后整体呈下降态势；
在此期间，受益于国家节能减排政策的影响，虽然装机速度大幅下滑，但由于限制弃光、弃风致使上网电量上升，除2017年受短暂影响外企业经营并未受到长期影响，经营利润正常增长。
但是，由于投资额下降及新装机增幅下降（见《发电量和装机容量增速（%）一览表》）导致的行业估值下降，致股价大幅下降。
2019年4月28日，国家发改委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，5月21日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》。受此政策影响呈现大规模风电抢装，由此使得 2020 年以来的风电及光伏新增装机保持高速增长。
这也使得从2020年开始二级市场的投资者信心增加，行业估值随之上升，带来一波连续两年的股价强势反弹。
风力发电和光伏发电的“天生不足”：
发电端不可控，出力具有随机性、波动性、间歇性的特征，使其目前暂时无法独立承担大任：依赖电力市场的完善（电力辅助服务市场）和储能技术的发展。
3、核电
我国发展核电的历史较长，但目前在电力供给结构中的占比仍然较小：2021年发电量占总发电量的4.8%；2021年总装机容量只占2.27%。
虽然核电企业只有两家，但规模均较大，市值均超过千亿，在电力指数中的权重也比较高。
在四类电源（煤电、核电、风光电、水电）上市公司中，核电的经营业绩是最稳定的（如上图）。
中国核电在2017-2019年三年的利润增速较低，导致价格持续下跌；
中国广核在2018-2021四年的利润增速较低，价格在2018-2020年横盘震荡（港股）；A股上市后，目前估值不足10倍。
个人认为，核电估值较低、价格不涨的最主要原因是，在行业占比不高的情况下，投资者未给予足够的重视。
4、水电
水电同样受调峰调频和价格政策调控影响。业绩并不如核电稳定。
但电力指数水电样本的股价却全部稳定上升。
下图为电力指数20大权重股5个主营水电样本的股价月线图：
水电的核心特征及竞争力决定了水电企业的估值稳定和提升
（1）水电虽是传统能源，但具有“双碳”目标下的新能源的“低排放”特性；
（2）发电端具有高度可控性、稳定性；用电端负荷波动小，具备调频、调峰、备用性，能为电力系统提供稳定运行的保障；
（3）运营成本低，毛利润高，无上游原料成本涨跌之忧，少受价格政策影响（水电上网电价比其它电源类型低很多）；
（4）一次性投入高，投产后每年折旧巨大，造成现金流非常充沛；
（5）水电上市公司分红率高、稳定；
四、2021年缺电倒逼电改加速，问题得到解决，电力指数拐点明确；
2021和2022是电力行业关键的两年，各种困扰行业发展的问题和桎梏将会随着双碳目标下的电力系统改革和新型电力系统的建立，迅速得到解决和打破。
2021年电力行业股价的逆势暴涨随不能持续，但却是电力行业估值重建的开端。
1、煤电
（1）虽然2021年煤炭价格大幅度上升，致使煤电企业业绩暴跌，但促成了煤电电价机制巨变，加快了电改进程，彻底改变了制约煤电企业业绩的“市场煤计划电”现象，煤电企业经营利润有望得到保证。
2021年10月12日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确了四项重要改革措施：（1）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。（2）扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。（3）推动工商业用户都进入市场。有序推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。（4）保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，保持现行销售电价水平不变。
（2）煤电全部进入市场后，其在电力系统中的主力地位和出力的稳定性，进一步凸显煤电的调峰价值，通过现货市场实现调峰收益；风光发电端对煤电辅助服务的依赖，随着风光发电市场份额的扩大对煤电辅助服务的需求进一步加大，在“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则下，煤电获得的辅助服务收益将大幅提高；这些将促使煤电企业的收益率上行。
（3）双碳目标下，传统煤电企业并不会落伍、更不会“坐以待毙”，而是积极转型清洁能源。在其固有强大的市场资源、低融资成本能力和强大现金流加持下，竞争力或比新能源企业更强。
十四五期间，五大发电集团将持续推动新能源装机规模增长，开启新的成长点，新能源发电收入将逐步成为重要的收入来源。
华能国际2021年年报显示：
“公司大力推进能源结构转型, 低碳清洁能源比例不断提高。截至 2021 年底，公司风电装机容量为 10,535 兆瓦（含海上风电 2,012 兆瓦），太阳能发电装机容量为 3,311 兆瓦，水电装机容量为 368 兆瓦，天然气发电装机容量为 12,243 兆瓦，生物质能源装机容量为 120 兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至 22.39%。”
国家电投：2022年4月20日国常会批准的3个核电项目6个核电机组，其中有2个项目4个核电机组为国家电投的项目（三门核电二期、海阳核电二期），之前的三门一期、海阳一期已经建成投产。
华能集团：从2019年已经开始加码核电布局，并在2020年拿下海南海昌二期项目，标志着华能拿到核电运营牌照，正式入列核电运营商队伍。
传统煤电企业的至暗时刻已过，价值重估正在路上。
2、核电
（1）核电凸显刚需属性：
双碳目标约束下，未来大规模替代火电的基荷能源非核电莫属。核电是近零碳电源，核电在未来新型电力系统中的价值将愈发凸显。
我国发展核电的历史较长，但目前在电力供给结构中的占比仍然较小，但发展稳健、持续。核电发电量占比稳步提升。
过去制约我国核电发展速度的主要因素，除了安全因素考量外，根本原因在于之前的电力供给结构中核电并非刚需。而在双碳目标提出后，核电的刚需属性将愈发凸显，这种刚需主要体现在以不增加碳排放的方式提供充足且稳定的电力供应。
（2）双碳背景下，我国核电发展步伐加快
4月20日，李克强主持召开国务院常务会议，对经过多年准备和全面评估审查、已纳入国家规划的浙江三门、山东海阳、广东陆丰三个核电新建机组项目予以核准。本次核准的三个项目分别为三门核电二期3、4号机组；海阳核电二期3、4号机组；陆丰核电5、6号机组。
从2019年核电项目审核重启以来，我国已经核准了11个核电项目，共计21台核电机组。按项目归属企业分，中核集团5个、中广核3个、国家电投2个、华能集团1个；
国家发改委、国家能源局3月22日发布的《“十四五”现代能源体系规划》提出，在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目，2025年核电运行装机容量达7000 万千瓦左右。
截至去年底，我国大陆地区在建和运行核电机组共71台，其中运行机组53台。按照行业机构此前预期，2025年我国核电在运装机将达7000万千瓦左右，在建装机接近4000万千瓦；2035年核电在运在建总装机将达2亿千瓦左右。
碳排放逐步成为一种属性，核电作为低碳能源，拥有无限发展空间。
核能基荷能源属性对于能源整体布局、保障能源供应安全战略意义重大，稳定的核能出力有利于电网提升风光新能源的消纳能力，为能源安全保驾护航。
核能发电步入发展的快车道。
3、风光发电
风、光发电这几年确实如火如荼、“风光无限”，发电量占比稳步上升：
电力辅助服务市场的建立和储能技术的发展，将彻底解决风光发电的“先天不足”，彻底释放这两个新能源主力的巨大潜力。
（1）建立电力辅助服务的市场机制：调节成本逐步向用户疏导和新能源发电机组转移
2021年12月，国家能源局修订发布的《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60 号）《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61 号），替代《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42 号）《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场 〔2006〕43 号），为建立电力辅助服务市场提供政策依据和指导原则：
》按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则。
根据其提供电力辅助服务的种类和性能，或对不同类型电力辅助服务的差异化需求及使用情况，制定差异化补偿或分摊标准。
》固定补偿方式按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化补偿形成机制通过市场化竞争形成价格的原则。
》为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。原则上，为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。
》逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制，根据不同类型电力用户的用电特性，因地制宜制定相应分担标准。
建立电力辅助服务的市场机制，为火电、水电等企业为风光发电企业提供辅助服务和出让市场提供利益驱动的动力；风光发电等新能源企业通过辅助服务市场解决自身难题；
（2）发展储能技术，通过“储能”解决风光发电的随机性、不可控和间歇性问题。
林洋能源在2021年年报中详细介绍了目前我国储能技术的发展、规划和支持政策：“在“双碳”国家战略目标驱动下，储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，可显著提高风电和太阳能发电的消纳水平，有效提高能源利用效率，可为电网提供调峰调频、削峰填谷、黑启动、需求响应支撑等多种服务，提升电力系统的灵活性、经济性和安全性，在未来我国能源体系建设中的关键地位越发突显。
2021 年，从国家顶层设计到地方各层面出台了与储能相关的政策超 200 余项，涉及指导意见、市场交易规则、电价机制、补贴及建设规划等各方面。储能由“十三五”商业化初期，向“十四五”规模化发展，储能项目加速落地。2021 年 3 月 1 日，国家发改委、能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确源网荷储一体化实施路径将通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径。7 月 23 日，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，指导意见提出到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上（30GW+）；到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。随后浙江、湖南、内蒙古、山东等地方政府也都明确提出新型储能装机目标，浙江提出“十四五”力争实现 2GW 左右新型储能示范项目发展目标；湖南提出力争 2023 年建成电化学储能电站 1.5GW/3GWh 以上。7 月 26 日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求进一步完善峰谷电价机制，引导用户削峰填谷，合理确定峰谷电价价差。随后，全国各地纷纷出台相应政策，均在不同程度上拉大峰谷价差电价。按照全国最新的峰谷差，用户侧储能开始逐步具备投资经济性。8 月 10 日，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。超过电网企业保障性并网以外的规模，初期按照功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上）配建调峰能力，按照 20% 以上挂钩比例进行配建的优先并网。10 月 26 日，国务院正式印发《2030 年前碳达峰行动方案》，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。加快新型储能示范推广应用。到 2025 年，新型储能装机容量达到 3000 万千瓦以上。12 月 24 日，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，正式明确将电化学储能、压缩空气储能、飞轮等新型储能纳入并网主体管理，并且鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。2022 年 2 月 22 日，国家发改委和能源局已印发关于《“十四五”新型储能发展实施方案》，该方案明确，到 2025 年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。到 2030 年，新型储能全面市场化发展，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。
2021 年是中国“十四五”规划的开局之年，也是中国新型储能产业正式步入规模化发展的元年。 锂离子电池当前仍占据电化学储能市场的主导地位，据 EESA 统计，2021 年中国企业国内电化学储能项目装机量为 3.87GW/5.85GWh，在全球的装机量为7.31GW/12.1GWh。同时，EESA 预估 2022 年中国企业国内电化学储能项目装机量将达到 15GWh，中国企业全球电化学储能项目装机量则达到 35GWh。”
4、水电
工商业用户完全市场化后，交叉补贴缺口进一步增大，低价水电是电源侧交叉补贴的重要来源；经济下行压力下，低价水电能够补贴电网企业代理购电用户（多为中小微企业），符合当前政策要求；
既有定价下已能够获得合理收益，若水电进入市场将获得更高收益。
2021年“缺电现象”加速了电力市场化改革的步伐，为碳中和、碳达峰“双碳”目标的达成提供了市场动力。
各电源类型在新的电力系统中将重新找到自己的定位。
电力系统市场化改革最大的受益者是“煤电”企业，市场化电价为煤炭企业提供了利润来源；电力辅助服务市场增加的收入，弥补出让市场的损失；强大的系统资源、充沛的现金流和低成本融资能力是转型成功的保证；
煤电企业将迎来估值重建，为电力指数提供稳定的贡献；
核电的刚需地位越来越明显，将逐步取代煤电的“基荷”地位，是地缘冲突、双碳目标下的不二选择；
核电企业的价值将会迅速被挖掘，是电力指数未来的“定海神针”;
风光发电是大自然赐予的新能源，突破桎梏后的风光发电企业，将会迎来爆发式成长；
风光发电企业未来业绩稳定的高增长将带来估值的迅速，是引领电力指数持续向上的“成长力量”
未来，水电仍继续是电力指数的“稳定力量”。
五、勇敢拥抱电力ETF（159611）未来
电力ETF（159611）全称是“广发中证全指电力公用事业ETF”，成立于2021年12月20日，跟踪“中证全指电力公用事业指数”（简称“电力指数”）。
基金成立四个月以来，累计净值0.8177，累计收益率-18.23%；
表面看，
基金成立于电力指数2021年逆势暴增的顶点，似乎“生不逢时”；成立时购买基金的人陷入亏损；
从本质上看，基金的成立时间应该是“恰逢其时”：在电力行业即将完成市场化改革、各电源类型“各就其位”、碳达峰目标关键十年（十四五、十五五规划）的首年，电力指数迎来估值重建、业绩拐点之时；
从中长期看，可能正是建仓的好时机，尤其是准备投资的球友，我们看到的“-18.23%”可能是未来超额收益的一部分。
所以，看好电力行业的、喜欢ETF投资的球友，勇敢拥抱它吧。
（注：1、本文内容只代表本人观点，只能做参考之用，并不构成投资建议，不能作为买卖、认购证券或其它金融工具的推荐或保证。2、欢迎留言批评指正、共同探讨。3、资料来源：东方财富网、雪球网、中国电力企业联合会网站、中诚信国际、中泰证券、东方证券、信达证券、东方财富网、中证指数网站、相关企业定期报告等）