2022年電力行業(yè)發(fā)展及增長(zhǎng)趨勢(shì)分析

1、2022年電力行業(yè)發(fā)展及增長(zhǎng)趨勢(shì)分析1、電力發(fā)展面臨的趨勢(shì)低碳、地緣、保穩(wěn)1.1 趨勢(shì)一：低碳背景下的傳統(tǒng)化石能源投資減少，地緣政治錯(cuò)綜復(fù)雜，致傳統(tǒng)化石能源價(jià)格長(zhǎng)期高位疫情歐洲煤炭與天然氣價(jià)格飆升。2021 年冬季至今，低碳造成的供給短缺、 疫情后的需求復(fù)蘇以及極端天氣等多重因素影響，歐洲煤炭及其競(jìng)爭(zhēng)能源 天然氣價(jià)格迎來(lái)快速上漲。作為歐洲大陸唯一的基準(zhǔn)樞紐 TTF 價(jià)格自 2021 年以來(lái) 快速上行，1 月 1 日至 12 月 31 日上漲幅度高達(dá) 433%。俄烏沖突進(jìn)一步推高價(jià)格。俄烏沖突爆發(fā)后，作為歐洲煤炭?jī)r(jià)格基準(zhǔn)的鹿 特丹煤炭期貨一路飆升至 459 美元，比沖突爆發(fā)前約 200 美元的水

2、平漲了 45%，并且打破了過(guò)去一直存在的澳洲煤溢價(jià)的現(xiàn)象，煤價(jià)一度超過(guò)澳洲 NEWC 價(jià)格。風(fēng)、核等高峰出力不足導(dǎo)致火電發(fā)電增風(fēng)、核等高峰出力不足導(dǎo)致火電發(fā) 電增加。2021 年，除核電外，歐洲發(fā)電量基本恢復(fù)到疫情前水平。但是由 于發(fā)電量占比達(dá) 24.3%的核電全年降幅接近 5%，且發(fā)電占比占 14.3%的風(fēng) 電在 7 月高峰期出力不高，受電力瞬時(shí)平衡的影響，發(fā)電占比達(dá) 24.3%的 氣電在 2021 年全年發(fā)電漲幅達(dá) 15.2%；發(fā)電占比達(dá) 15.9%的煤電，雖然全 年總量同比下降 4.8%，但在多個(gè)月份參與調(diào)峰高發(fā)。本輪煤炭?jī)r(jià)格上漲主因供應(yīng)短缺。盡管疫情影響逐漸消退后，全球煤炭貿(mào) 易量從

3、2020 年的 13.1 億噸上升至 2021 年的 13.5 億噸，但仍未恢復(fù)至 2019 年 14.4 億噸的水平。在需求并未上漲的情況下，價(jià)格暴漲說(shuō)明煤炭供應(yīng)仍 然緊缺。產(chǎn)量數(shù)據(jù)亦表明：2021 年全球煤炭產(chǎn)量 78.9 億噸，距 2019 年 79.4 億噸水平仍有小幅差距。供應(yīng)的短缺主要受兩個(gè)因素制約：（1）全球能源清潔化大勢(shì)所趨，使得投 資者對(duì)化石能源投資信心缺失，轉(zhuǎn)投其他清潔能源領(lǐng)域；（2）價(jià)格高漲， 煤炭供應(yīng)商獲利頗豐，“以價(jià)補(bǔ)量”心理導(dǎo)致煤炭供應(yīng)商擴(kuò)產(chǎn)意愿不強(qiáng)烈。海運(yùn)煤市場(chǎng)的再平衡難度大。全球海運(yùn)煤市場(chǎng)大約在 14 億噸左右，其中印 尼煤供應(yīng)了近一半。全球海運(yùn)煤市場(chǎng)又可分為低

4、卡煤和高卡煤市場(chǎng)，低卡 煤的供應(yīng)主要以印尼為主，消費(fèi)國(guó)主要以中國(guó)、印度和東南亞國(guó)家為主； 而高卡煤供應(yīng)以澳大利亞、美國(guó)、俄羅斯、哥倫比亞和南非為主，消費(fèi)以 歐洲與日韓為主 ；再平衡難以在中低卡位間切換，增加了再平衡難度。俄烏沖突將導(dǎo)致全球貿(mào)易煤維持高價(jià)。當(dāng)?shù)貢r(shí)間 4 月 7 日，歐盟 27 個(gè)成員 國(guó)代表決定對(duì)俄羅斯實(shí)施新一輪制裁，其中包括對(duì)俄羅斯煤炭實(shí)行禁運(yùn)。 這是俄烏沖突以來(lái)，歐盟首次針對(duì)俄羅斯能源實(shí)施制裁。歐洲需要通過(guò)對(duì) 進(jìn)口煤國(guó)家間的再平衡來(lái)解決煤炭制裁。囿于短期再平衡需要價(jià)差拉動(dòng)， 我們認(rèn)為歐盟對(duì)俄煤制裁將導(dǎo)致歐洲 ARA 煤價(jià)維持在 300 美元/噸高位。土耳其成為歐洲進(jìn)口煤再平衡

5、關(guān)鍵。歐洲主要煤炭消費(fèi)國(guó)為德國(guó)、波蘭、 土耳其和烏克蘭，其中波蘭可以自平衡，土耳其不屬于歐盟，依然可以進(jìn) 口俄羅斯煤，其過(guò)往俄羅斯煤采購(gòu)量約在 1500 萬(wàn)噸左右，另有 4000 萬(wàn)噸 購(gòu)自哥倫比亞，因此，土耳其能否在俄羅斯煤與哥倫比亞煤之間切換成為 歐洲煤價(jià)。中國(guó)產(chǎn)量通過(guò)亞太貿(mào)易煤再平衡影響歐洲煤價(jià)。中國(guó)為平抑國(guó)內(nèi)能源成本， 意欲 2022 年增產(chǎn) 3 億噸，即日產(chǎn)量 1200 萬(wàn)噸的目標(biāo)，但就 1-2 月產(chǎn)量看， 實(shí)現(xiàn)該目標(biāo)有一定難度。中國(guó)減少的動(dòng)力煤將有一部分轉(zhuǎn)運(yùn)印度等國(guó)家。 而日韓與歐洲將利用煤價(jià)差爭(zhēng)奪澳洲高卡煤市場(chǎng)。但無(wú)論貿(mào)易煤如何再平 衡，整體供需始終偏緊會(huì)導(dǎo)致全球煤價(jià)始終維持高位

6、。1.2 趨勢(shì)二：新能源成本下降推動(dòng)能源結(jié)構(gòu)低碳轉(zhuǎn)型近年來(lái)，新能源總體成本不斷下降。全球范圍內(nèi)，總裝機(jī)成本與度電成本 均大幅下降。采用平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）考量風(fēng)電、光伏項(xiàng)目成本端 的經(jīng)濟(jì)性，核心影響變量包括裝機(jī)成本、運(yùn)維成本和利用小時(shí)數(shù)（攤薄度 電成本）這三類。全球數(shù)據(jù)顯示 10 年間海風(fēng)、陸風(fēng)、 光伏總裝機(jī)成本分別下降了 31%、32%和 81%，LCOE 分別下降了-48%、- 54%和-85%，當(dāng)前陸風(fēng)、光伏已可實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。組件/風(fēng)機(jī)價(jià)格長(zhǎng)期呈下降趨勢(shì)，拉低裝機(jī)成本。從國(guó)內(nèi)產(chǎn)業(yè)鏈中上游數(shù)據(jù) 看，近三年多晶/單晶組件價(jià)格均下降約 50%，風(fēng)機(jī)價(jià)格下降伴隨大型化技 術(shù)迭代。（短期價(jià)格

7、受部分環(huán)節(jié)供需緊平衡、原材料上漲因素?cái)_動(dòng)）分地區(qū)新能源成本比較表明：歐洲海風(fēng) LCOE 有比較優(yōu)勢(shì)。各地區(qū)近十年新能源度電成本均顯著下降， 其中在海風(fēng)成本仍普遍較高的背景下，歐洲地區(qū)具備一定的比較優(yōu)勢(shì)。中國(guó)光伏 LCOE 顯著更低。在戶用/工商業(yè)光伏方面，中國(guó)地區(qū)度電成本 顯著更低，歐美部分國(guó)家 LCOE 翻倍。與化石能源相比，新能源成本優(yōu)勢(shì)逐步凸顯。全球范圍內(nèi)，光伏、陸上風(fēng) 電價(jià)格已具備比較優(yōu)勢(shì)。根據(jù) IRENA 的全球平均數(shù)據(jù)來(lái)看，光伏和陸上風(fēng) 電項(xiàng)目的購(gòu)電協(xié)議價(jià)已經(jīng)能夠低于新開(kāi)發(fā)的化石能源發(fā)電項(xiàng)目，表明新能 源經(jīng)濟(jì)性整體上具有了比較優(yōu)勢(shì)，而光熱和海上風(fēng)電項(xiàng)目仍處在降本途中。 其中，從最近

8、簽署的購(gòu)電協(xié)議來(lái)看，光伏 2022 年購(gòu)電協(xié)議價(jià)降至 0.04$/KWh，低于最廉價(jià)的化石能源發(fā)電價(jià) 27%（煤電為主），低于 2020 年 LCOE 30%，表明價(jià)格下探仍有空間。中歐多數(shù)地區(qū)風(fēng)光與氣電成本相比占優(yōu)。（1）歐洲煤電：歐洲煤炭發(fā)電成本 150250 美元/噸，度電耗煤 300 克，折合度電成 本 0.0450.075 美元。已超過(guò)當(dāng)?shù)仃戯L(fēng)的平均度電成本。天然氣：歐洲天然氣發(fā)電成本 1525 美元/mmbtu，度電消耗 0.2 方氣，折 合度電成本 0.120.2 美元。已超過(guò)部分城市光伏的平均度電成本（假設(shè) 1mmbtu=25 標(biāo)方）。（2）中國(guó)煤電：中國(guó)煤炭發(fā)電成本 8001

9、000 元/噸，度電耗煤 300 克，折合度電成 本 0.240.3 元（0.0340.042 美元）。高值已超過(guò)陸風(fēng)的平均度電成本。天然氣：中國(guó)天然氣發(fā)電成本 816 美元/mmbtu，度電消耗 0.2 方氣，折合 度電成本 0.0640.128 美元。已超過(guò)光伏/陸風(fēng)平均度電成本（假設(shè) 1mmbtu=25 標(biāo)方） 。美國(guó)能源稟賦使得化石能源成本優(yōu)勢(shì)明顯煤電：美國(guó)煤炭發(fā)電成本 70100 美元/噸，度電耗煤 300 克，折合度電成 本 0.0210.03 美元。高值已超過(guò)加州陸風(fēng)的平均度電成本。天然氣：美國(guó)天然氣發(fā)電成本 26 美元/mmbtu，度電消耗 0.2 方氣，折合 度電成本 0.0

10、160.048 美元。高值已超過(guò)加州陸風(fēng)的平均度電成本（假設(shè) 1mmbtu=25 標(biāo)方）。歐洲與中國(guó)都將加大可再生能源占比。前述分析表明：在中國(guó)及歐洲多數(shù) 地區(qū)，新能源與天然氣相比，經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)較為突出；其中，陸上風(fēng)電的度 電成本已在多數(shù)地區(qū)低于煤電；而美國(guó)由于自身能源稟賦優(yōu)勢(shì)，煤電與氣 電成本依然優(yōu)于光伏。因此，在歐洲及中國(guó)，為降低化石能源對(duì)外依存度 過(guò)高帶來(lái)的能源安全風(fēng)險(xiǎn)，降低化石能源成本上升帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)性影響，必 將進(jìn)一步加大可再生能源投資。歐洲計(jì)劃：5 月 18 日，歐盟委員會(huì)公布 “歐盟再生能源計(jì)劃” (REPowerEU Plan) ，并將其在“Fit for 55（FF55）” 計(jì)劃

11、下的可再生能源 目標(biāo)從之前的 40%提高到 2030 年的 45%。為了減少對(duì)俄羅斯化石燃料的 依賴，歐盟計(jì)劃在 2025 年前實(shí)現(xiàn)超過(guò) 320 GW 的交流太陽(yáng)能光伏并網(wǎng)目標(biāo)， 并到 2030 年進(jìn)一步擴(kuò)大到 600 GW。其中到 2026 年所有屋頂面積大于 250 平方米的公共建筑和商業(yè)樓必須安裝屋頂光伏，所有符合條件的現(xiàn)存樓棟 也需要在 2027 年安裝完成，而 2029 年后所有的新建住宅樓都需要強(qiáng)制安 裝屋頂光伏。從目前到 2027 年，該計(jì)劃總投資 2100 億歐元來(lái)逐步擺脫對(duì) 俄羅斯能源進(jìn)口的依賴，其中 860 億歐元用于建設(shè)可再生能源，270 億歐 元用于氫能源設(shè)備，370

12、億歐元用于生物甲烷生產(chǎn)，其他用于電網(wǎng)能效改 造等方面。RePowerEU： 2030 年光伏并網(wǎng)達(dá) 600GW。RePowerEU 計(jì)劃的核心目標(biāo)是 幫助歐盟擺脫對(duì)于俄國(guó)的能源依賴，主要從四個(gè)方面入手：能源節(jié)約、多 樣化能源供應(yīng)體系、替換化石能源并加速歐洲清潔能源轉(zhuǎn)型、擴(kuò)大能源投 資。RePowerEU 計(jì)劃未來(lái)五年內(nèi)高達(dá) 2100 億歐元的投資，主要計(jì)劃包括 4 點(diǎn)： 可再生能源計(jì)劃：2030 年可再生能源占比目標(biāo)從 40%提高至 45%。光 伏并網(wǎng)計(jì)劃：到 2025 年實(shí)現(xiàn) 320GW 的太陽(yáng)能光伏并網(wǎng)，2030 年達(dá)到 600GW。2021 年底歐盟區(qū)域累計(jì)裝機(jī)約 165GW，因此 20

13、22-2030 年均需 要 48GW。太陽(yáng)能屋頂計(jì)劃：強(qiáng)制安裝屋頂太陽(yáng)能，2026 年強(qiáng)制面積大 于 250 平米的新公共和商業(yè)建筑安裝太陽(yáng)能，2027 年面積大于 250 平米的 公共和商業(yè)建筑強(qiáng)制安裝，2029 年強(qiáng)制所有新的住宅建筑安裝。氫能計(jì) 劃：到 2030 年，歐盟將實(shí)現(xiàn)可再生氫氣生產(chǎn) 1000 萬(wàn)噸，進(jìn)口 1000 萬(wàn)噸， 以替代難以脫碳的行業(yè)和運(yùn)輸部門的天然氣、煤炭和石油。此外，碳邊境 稅逐步鋪開(kāi)，促使出口導(dǎo)向型企業(yè)增加綠電消費(fèi)。中國(guó)計(jì)劃：中國(guó)目前的 2030 年風(fēng)光裝機(jī)總?cè)萘磕繕?biāo)為 12 億千瓦，、風(fēng)電 與光伏的成本不斷下降，而火電受到國(guó)際煤價(jià)中長(zhǎng)期高位運(yùn)行及國(guó)內(nèi)煤炭 增產(chǎn)難

14、度大等因素影響受到限制。新能源投資加大勢(shì)在必行。國(guó)內(nèi)新能源相關(guān)政策頻繁出臺(tái)。2022 年 5 月，中央下達(dá)的重磅政策中大多 提到了未來(lái)新能源發(fā)展規(guī)劃，其中國(guó)家發(fā)改委、能源局聯(lián)合下發(fā)的關(guān)于 促進(jìn)新時(shí)代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實(shí)施方案更是圍繞體制創(chuàng)新、機(jī)制協(xié)同、 配套財(cái)政政策上提出了 21 項(xiàng)方案，以下為近期新能源相關(guān)政策匯總：關(guān)于進(jìn)一步盤(pán)活存量資產(chǎn)擴(kuò)大有效投資的意見(jiàn)第 16 條：“盤(pán)活存量資 產(chǎn)回收資金擬投入新項(xiàng)目建設(shè)的，優(yōu)先支持綜合交通和物流樞紐、大型清 潔能源基地、環(huán)境基礎(chǔ)設(shè)施、一老一小等重點(diǎn)領(lǐng)域項(xiàng)目”。關(guān)于扎實(shí)穩(wěn)住經(jīng)濟(jì)一攬子政策措施的通知第 21 條：“積極穩(wěn)妥推進(jìn)金 沙江龍盤(pán)等水電項(xiàng)目前期研究

15、論證和設(shè)計(jì)優(yōu)化工作。加快推動(dòng)以沙漠、戈 壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電光伏基地建設(shè)，近期抓緊啟動(dòng)第二批項(xiàng)目， 統(tǒng)籌安排大型風(fēng)光電基地建設(shè)項(xiàng)目用地用林用草用水，按程序核準(zhǔn)和開(kāi)工 建設(shè)基地項(xiàng)目、煤電項(xiàng)目和特高壓輸電通道” 。關(guān)于促進(jìn)新時(shí)代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實(shí)施方案：“要實(shí)現(xiàn)到 2030 年風(fēng)電、 太陽(yáng)能發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)到 12 億千瓦以上的目標(biāo)，加快構(gòu)建清潔低碳、安 全高效的能源體系”。財(cái)政支持做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見(jiàn)：“支持構(gòu)建清潔低碳安全高效 的能源體系。有序減量替代，推進(jìn)煤炭消費(fèi)轉(zhuǎn)型升級(jí)。優(yōu)化清潔能源支持 政策，大力支持可再生能源高比例應(yīng)用，推動(dòng)構(gòu)建新能源占比逐漸提高的 新型電力系統(tǒng)” 。關(guān)

16、于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知：“各地根據(jù) 市場(chǎng)放開(kāi)電源實(shí)際情況，鼓勵(lì)新能源場(chǎng)站和配建儲(chǔ)能聯(lián)合參與市場(chǎng)，利用 儲(chǔ)能改善新能源涉網(wǎng)性能，保障新能源高效消納利用” 。1.3 趨勢(shì)三：能源是本輪穩(wěn)增長(zhǎng)的投資重點(diǎn)方向，穩(wěn)增長(zhǎng)背景下 2022H2 是發(fā)力重點(diǎn)20082009 年情況：2008 上半年，中國(guó) GDP 連續(xù)五年高增帶來(lái)經(jīng)濟(jì)過(guò)熱， 國(guó)際糧、油價(jià)格上行推動(dòng) CPI 迅速上升，政府采取從緊的宏觀政策。下半 年經(jīng)濟(jì)形勢(shì)逆轉(zhuǎn)，11 月工業(yè)生產(chǎn)增長(zhǎng) 5.4%，同比下降 11.9pcts；出口同比 下降 2.2%，七年來(lái)首次負(fù)增長(zhǎng)。政府在 11 月出臺(tái) 4 萬(wàn)億財(cái)政刺激計(jì)劃， 09Q1

17、經(jīng)濟(jì)增速仍下降，但降幅收窄；09Q2 起，財(cái)政刺激效果凸顯，經(jīng)濟(jì) 增速回升。本輪情況：21H122M2 經(jīng)濟(jì)勢(shì)頭良好，3 月以來(lái)疫情等多重不利因素疊加， 造成超預(yù)期的短期效應(yīng)，經(jīng)濟(jì)形勢(shì)急轉(zhuǎn)直下。若全年 GDP 增速 5.5%的目 標(biāo)不變，假設(shè) 22Q2GDP 與去年同期持平，則下半年 GDP 同比增速需達(dá) 8.3%。2022 年當(dāng)前經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)放緩主要受疫情這一短期因素影響。2008 年經(jīng)濟(jì)增速 放緩主要受出口需求驟降影響；2022 年經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)受出口需求擾動(dòng)小，受疫 情反復(fù)導(dǎo)致的內(nèi)需疲軟影響更大。在 2008 年 11 月監(jiān)測(cè)到經(jīng)濟(jì)增速大幅下 滑前，工業(yè)生產(chǎn)增加值已連續(xù) 8 個(gè)月呈下降趨勢(shì)；202

18、1 年四季度，工業(yè)生 產(chǎn)增加值呈上升趨勢(shì)，直至 2022 年 3 月受疫情影響急轉(zhuǎn)直下?；ㄍ顿Y仍是刺激經(jīng)濟(jì)的重要手段。2008 年以來(lái)，固定資產(chǎn)投資占 GDP 比重穩(wěn)定，但投資對(duì) GDP 增長(zhǎng)的貢獻(xiàn)率呈下降趨勢(shì)。但 2020 年投資貢獻(xiàn) 率重回首位，說(shuō)明投資仍是經(jīng)濟(jì)面對(duì)下行壓力時(shí)的重要刺激手段。2008 年 全球金融危機(jī)引發(fā)經(jīng)濟(jì)蕭條，出口需求大減， 4 萬(wàn)億主要用于擴(kuò)大國(guó)內(nèi)投 資，保持經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)勢(shì)頭，當(dāng)時(shí)采用的是政府直接負(fù)債+直接需求提供方的 模式；本輪經(jīng)濟(jì)下滑主要由嚴(yán)格的疫情防控造成，需要解決短期發(fā)展面臨 的問(wèn)題，為未來(lái)提供有效供給提供要素支撐，在 4 萬(wàn)億投資的經(jīng)驗(yàn)之上， 本輪將通過(guò)基建投

19、資拉動(dòng)經(jīng)濟(jì)，但由于當(dāng)前的困難是短期矛盾，因此：一 方面刺激力度會(huì)遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于 4 萬(wàn)億；另一方面，不會(huì)采取完全由政府發(fā)力的 4 萬(wàn)億模式，而應(yīng)更多采取市場(chǎng)發(fā)力模式，由政府為企業(yè)提供增信擔(dān)保， 讓企業(yè)能夠借到更多的錢投資。能源和電網(wǎng)投資一向?yàn)橹攸c(diǎn)投向且占比擴(kuò)大。2008 年末出臺(tái)的 4 萬(wàn)億財(cái)政刺激計(jì)劃投向中，能源投資和電網(wǎng)改造占比高 達(dá) 38%。2022 年 1-4 月已發(fā)行地方專項(xiàng)債投資的投向中中，市政及產(chǎn)業(yè)園 區(qū)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)成為占比最大的投向、交通基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)投資退居第二； 能源投資占比擴(kuò)大，4 月統(tǒng)計(jì)口徑調(diào)整后成為單列項(xiàng)。預(yù)計(jì)未來(lái)，隨著疫 情后項(xiàng)目開(kāi)工受阻情況減少，能源項(xiàng)目投資將發(fā)力“穩(wěn)增長(zhǎng)

20、”。專項(xiàng)債務(wù)將成為能源領(lǐng)域資金的重要構(gòu)成。其中，涉及能源領(lǐng)域的投資包括天然氣管網(wǎng)、儲(chǔ)氣設(shè)施與城鄉(xiāng)電網(wǎng)等部分。專項(xiàng)債由于其具有的對(duì)應(yīng)資 產(chǎn)高質(zhì)量、相對(duì)低利率等優(yōu)點(diǎn)，為項(xiàng)目融資的較優(yōu)途徑。2、下半年與中長(zhǎng)期電力增長(zhǎng)趨勢(shì)電力清潔化加速2.1 下半年趨勢(shì)：二產(chǎn)拉動(dòng)、用電正增長(zhǎng)；風(fēng)、光裝機(jī)高增帶來(lái)電量占比提升需求側(cè)疫情波及省份短期用電下降。梳理 4 月用電量下降超過(guò) 5%的 省份：上海、吉林、江蘇、遼寧、山東、海南用電量分別同比下降 23.8%、 15.8%、12.1%、7.7%、6.5%和 5%。下降較多省份多與疫情有關(guān)，海南用 電量下降預(yù)計(jì)與氣溫影響有關(guān)。各板塊用電情況分化，能源板塊增幅高于同期，多

21、板塊 4 月用電同比減少。 和歷史用電情況比較：能源板塊表現(xiàn)相對(duì)突出，今年 14 月用電保持 5% 以上的同比增幅，是唯一高于前五年同期平均增速和雙年同期平均增速的 板塊。在統(tǒng)計(jì)口徑中，能源板塊包括煤炭采選、石油、天然氣開(kāi)采。用電 高增印證了前幾個(gè)月國(guó)外能源商品價(jià)格高漲、國(guó)內(nèi)煤炭供需緊平衡的大背 景。而除能源、地產(chǎn)板塊外，其余板塊均于 4 月出現(xiàn)了用電同比減少的情況，我們認(rèn)為這與各地 4 月疫情形勢(shì)趨嚴(yán)相關(guān)性較高。看好全年用電需求有 5%的正增長(zhǎng)，二產(chǎn)用電占比預(yù)計(jì)提升。疫情影響消退+季節(jié)性因素，全年用電預(yù)計(jì)仍有 5%正增長(zhǎng)。疫情影響下， 今年 34 月用電需求同比增速放緩。參考?xì)v年逐月用電情況

22、，全年用電高峰主要集中在冬夏兩季，預(yù)計(jì) 5 月起隨著復(fù)工復(fù)產(chǎn)、復(fù)商復(fù)市節(jié)奏加快， 疊加氣溫影響下的用電增多，全年用電需求仍將保持 5%的正增長(zhǎng)。二產(chǎn)用電占比預(yù)計(jì)提升。與去年同期相比，第二產(chǎn)業(yè)用電占比逐月恢復(fù)，4 月第三產(chǎn)業(yè)用電占比同比下降。在消費(fèi)疲軟、能源板塊用電增長(zhǎng)高于同期 的背景下，全年預(yù)計(jì)二產(chǎn)用電占比會(huì)同比提升 0.9pct。投資側(cè)疫情防控政策影響短期投資發(fā)力。電網(wǎng)投資完成額、火電/核電 投資完成額當(dāng)月新增增速于 4 月同比下降，其中火電投資仍為正增長(zhǎng)。部 分電力工程項(xiàng)目施工進(jìn)度短期受到影響。以光伏為主的其他電源投資仍保持高增速。其他電源投資完成額（總量倒 減，以光伏為主）當(dāng)月新增增速自

23、年初以來(lái)同比大幅提升。自去年 11 月上 游組件價(jià)格達(dá)到階段高點(diǎn)后，逐月下滑。利潤(rùn)分配重回合理區(qū)間促進(jìn)了下 游運(yùn)營(yíng)商的光伏投資積極性。風(fēng)電、水電投資完成額當(dāng)月新增增速環(huán)比好 轉(zhuǎn)，但年初以來(lái)同比仍為負(fù)增長(zhǎng)。全年電源投資預(yù)計(jì)將同比提升 11%。盡管短期投資完成額受擾動(dòng)，基于對(duì) 各類電源今年在不同單位投資額假設(shè)、不同裝機(jī)量假設(shè)下對(duì)應(yīng)的新增投資 區(qū)間的情景分析，測(cè)算考慮了不同電源項(xiàng)目的投產(chǎn)周期差異，對(duì)長(zhǎng)周期的 核電、水電增加考慮了新開(kāi)工項(xiàng)目預(yù)計(jì)在今年的投資確認(rèn)額后，我們?nèi)钥?好全年投資增長(zhǎng)，具體為：各類電源 2022 年新增總投資預(yù)計(jì)區(qū)間范圍在 6130 億元7906 億元，同比 提升 11%以上。風(fēng)

24、電、光伏投資將占到總投資比例 78%79%。供給側(cè)14 月風(fēng)、光裝機(jī)高景氣、預(yù)計(jì)全年 135GW 總裝機(jī)目標(biāo)可實(shí) 現(xiàn)。今年 14 月風(fēng)、光裝機(jī)同比高增長(zhǎng)，其中風(fēng)電 14 月完成裝機(jī) 9.6GW（同比+45.2%），假設(shè)全年裝機(jī)目標(biāo) 60GW，對(duì)應(yīng)剩余月份月均增量 預(yù)計(jì)為 25.8%。光伏 14 月完成裝機(jī) 16.9GW（同比+138.4%），假設(shè)全年 裝機(jī)目標(biāo) 75GW，對(duì)應(yīng)剩余月份月均增量預(yù)計(jì)為 20.5%。對(duì)應(yīng)全年風(fēng)、光 裝機(jī)占比預(yù)計(jì)合計(jì)達(dá) 30%（同比+3.3pct）。風(fēng)、光裝機(jī)在全年總目標(biāo)下， 今年剩余月份的逐月預(yù)測(cè)參考了歷史數(shù)據(jù)中各月新增裝機(jī)占比。風(fēng)、光裝機(jī)下限受“十四五”總目標(biāo)約束

25、；同時(shí)能源投資屬于“適度超前 規(guī)劃建設(shè)”的重點(diǎn)領(lǐng)域之一，從拉動(dòng)全年經(jīng)濟(jì)數(shù)據(jù)的角度看上限較高。因此風(fēng)、光裝機(jī)增長(zhǎng)的確定性較強(qiáng)。風(fēng)、光裝機(jī)高增帶來(lái)電量結(jié)構(gòu)向清潔化轉(zhuǎn)變。今年 14 月風(fēng)、光裝機(jī)高增 背景下，發(fā)電也同比增多，4 月同比+29.6%。在前述的全年用電需求、投 資、裝機(jī)預(yù)測(cè)假設(shè)下，考慮線損的存在，預(yù)計(jì) 2022 全年總發(fā)電量 88311 億 千瓦時(shí)，同比+6.2%。其中，風(fēng)電、光伏發(fā)電量預(yù)計(jì)分別為 8334、4527 億 千瓦時(shí)，風(fēng)、光發(fā)電占比擴(kuò)大 3.6pct 至 14.5%，火電發(fā)電占比同比下降 3.5pct。風(fēng)、光發(fā)電今年尚不會(huì)出現(xiàn)消納通道不足的情況，在棄風(fēng)光率嚴(yán) 格要求的前提下，

26、發(fā)電量和裝機(jī)量同增的比例關(guān)系應(yīng)比較接近。2.2 中長(zhǎng)期趨勢(shì)：適度超前規(guī)劃帶來(lái)電力清潔化加速；火電規(guī)模繼續(xù)擴(kuò)大、但定位轉(zhuǎn)變適度超前，“十四五”電力清潔化有望加速。國(guó)家發(fā)改委投資司司長(zhǎng)于“積 極擴(kuò)大有效投資有關(guān)工作情況”發(fā)布會(huì)上，提出聚焦重點(diǎn)領(lǐng)域，按照適度 超前開(kāi)展基礎(chǔ)設(shè)施投資的要求，推進(jìn)水利、交通、能源等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。目前披露的各省“十四五”風(fēng)、光裝機(jī)目標(biāo)已超規(guī)劃預(yù)期“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃目標(biāo)較為保守。近期發(fā)布的“十四五” 可再生能源發(fā)展規(guī)劃提出：“十四五”期間 ，風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電量實(shí)現(xiàn)翻 倍。假設(shè)年利用小時(shí)數(shù)維持不變，則與 2020 年裝機(jī)水平相比，“十四五”期 間新增風(fēng)、光裝機(jī)合計(jì) 5

27、34.9GW（風(fēng)電 281.5GW、光伏 253.4GW）從現(xiàn)有 26 省份發(fā)布的“十四五”新能源裝機(jī)目標(biāo)來(lái)看，合計(jì)值已達(dá) 694.4GW， 超出規(guī)劃所制定的目標(biāo)。其中，三北地區(qū)因風(fēng)光大基地的規(guī)劃將貢獻(xiàn)主要增量。鼓勵(lì)適度超期投資的政策指引下，電力清潔化有望加速。我們預(yù)計(jì)“十四 五”期間風(fēng)、光新增裝機(jī)合計(jì) 700GW（風(fēng)電 316.8GW、383.2GW），這一 裝機(jī)目標(biāo)與上述 26 省份已發(fā)布的風(fēng)、光裝機(jī)目標(biāo)基本接近。這一目標(biāo)所 對(duì)應(yīng)的年均裝機(jī)增速都在 15%以上；而考慮到火電退出存在過(guò)程，2030 年 前，火電裝機(jī)仍會(huì)維持正增長(zhǎng)。抽水蓄能將作為未來(lái)十年調(diào)節(jié)性電源的中 堅(jiān)力量，且占水電比重提高

28、。由于平均 8 年建設(shè)周期，主要裝機(jī)會(huì)集中在 “十四五”末期、“十五五”初期?！笆奈濉蹦?，風(fēng)、光發(fā)電占比預(yù)計(jì)翻倍，火電定位逐步調(diào)整，將部分轉(zhuǎn)向調(diào)節(jié)性電源。從發(fā)電量占比來(lái)看，預(yù)計(jì)至 2025 年風(fēng)、光發(fā)電量分別占到 14.8%、8.3% （合計(jì)占比 23.1%，相比 2021 年提升 11.4%，占比翻倍）；預(yù)計(jì)至 2030 年 風(fēng)、光發(fā)電量分別占到 18.9%、11.5%。20212030 十年間，預(yù)計(jì)火電裝機(jī)年均增速在 3%，而發(fā)電年均增速在 2%。 表明在“碳達(dá)峰”階段火電總量持續(xù)提升、但定位逐步調(diào)整，將有一批機(jī)組 經(jīng)靈活性改造后用于調(diào)節(jié)、備用。具體來(lái)看，電力清潔化加速的驅(qū)動(dòng)因素包括大基

29、地建設(shè)和分布式發(fā)展。加速點(diǎn) 1：集中式大基地開(kāi)發(fā)將貢獻(xiàn)近一半新增裝機(jī)。大型風(fēng)光基地的集 中式開(kāi)發(fā)，可以通過(guò)規(guī)模效應(yīng)降低建造、運(yùn)行成本,充分利用沙漠、戈壁、 荒漠地區(qū)的風(fēng)光資源。根據(jù)智匯光伏的預(yù)測(cè)，預(yù)計(jì)“十四五”期間考慮內(nèi) 陸大基地和海風(fēng)基地，總新增裝機(jī)將達(dá)到 350GW，占到了各省規(guī)劃總量 的一半。2021 年 12 月公布的第一批風(fēng)光大基地項(xiàng)目目前進(jìn)展順利，已于 2022Q1 開(kāi) 工，其中光伏項(xiàng)目開(kāi)工 51GW、開(kāi)工率達(dá)到 95%。預(yù)計(jì)第一批大基地 97GW 裝機(jī)中，本地消納和外送消納將各占一半。2022 年 2 月第二批風(fēng)光大基地項(xiàng)目落地，“十四五”期間規(guī)劃投產(chǎn) 200GW， “十五五”期

30、間規(guī)劃投產(chǎn) 255GW。加速點(diǎn) 2：高電價(jià)將吸引分布式發(fā)展，潛在屋頂資源持續(xù)擴(kuò)大。分布式光 伏的設(shè)備成本較為固定和透明，電價(jià)上漲會(huì)帶動(dòng)項(xiàng)目收益增厚，將刺激分 布式光伏進(jìn)入新的增長(zhǎng)區(qū)間。當(dāng)前屋頂資源 潛在裝機(jī)容量為 515GW, 至 2025 年該數(shù)值預(yù)計(jì)達(dá)到 640GW，居民、工商 業(yè)、公用各側(cè)均有增長(zhǎng)。3、大基地建設(shè)提出消納要求，特高壓投資迫在眉睫3.1 需求角度看大基地消納空間充足第一批大基地消納有保障。第一批大基地外送消納 49GW、本地消納 48GW，內(nèi)蒙古、山西、青海等地為主要外送電量來(lái)源。已有通道可保障 第一批大基地 80.7%的外送消納需求。第一批風(fēng)光大基地預(yù)計(jì) 22/23 年分

31、 別投產(chǎn) 45.7/51.3GW，從消納途徑來(lái)看，97GW 總裝機(jī)量中預(yù)計(jì) 49GW 裝 機(jī)所對(duì)應(yīng)的 96 TWh 電量將外送消納。通過(guò)已有特高壓和其他途徑已可實(shí) 現(xiàn) 39.6GW 容量（占 80.7%）的外送需求，剩余 9.5GW 容量依賴在建的特 高壓線路，目前在建特高壓線路“3 直”共 24GW 直流容量。預(yù)計(jì)至 2024 年多數(shù)省份就地消納空間充足。多數(shù)省份預(yù)期用電量增長(zhǎng)高于當(dāng)?shù)?大基地就地消納發(fā)電量，即表明大基地就地消納空間充足。3.2 輸送角度看特高壓建設(shè)進(jìn)度或制約大基地消納第一批大基地消納通道已解決；但后續(xù)更大體量的大基地建設(shè)，消納會(huì)成 為主要挑戰(zhàn)。對(duì)消納率或棄風(fēng)光率的考核具有較

32、為嚴(yán)苛的要求，維持消納 率 95%以上的目標(biāo)長(zhǎng)期來(lái)看也不會(huì)放松。解決新能源消納需要源網(wǎng)荷儲(chǔ)同 時(shí)發(fā)力，其中特高壓建設(shè)會(huì)成為重中之重。大基地建設(shè)需要加快特高壓投資。（1）國(guó)網(wǎng)：截止 2020 年底，國(guó)家電網(wǎng)已 累計(jì)建成投運(yùn)“十四交十二直”26 項(xiàng)特高壓工程，在運(yùn)在建線路總長(zhǎng)度達(dá) 4.1 萬(wàn)公里，累計(jì)送電超過(guò) 1.6 萬(wàn)億千瓦時(shí)。（2）南網(wǎng)：截止 2020 年底， 南方電網(wǎng)形成“八交十一直”共 19 回大通道，輸送能力達(dá)到 5800 萬(wàn)千瓦。特高壓建設(shè)有望帶動(dòng)電網(wǎng)投資創(chuàng)新高。電網(wǎng)投資配比有望提升。“十三五”期間特高壓建設(shè)帶動(dòng)電網(wǎng)迎來(lái)投資高峰； 2020 年后清潔電源投資擴(kuò)大，電網(wǎng)/電源投資配比顯著

33、下降。穩(wěn)增長(zhǎng)背景+ 配套風(fēng)光大基地建設(shè)，“十四五”新一輪特高壓建設(shè)開(kāi)啟后，電網(wǎng)投資或有 較 大增量。 特高壓投 資是 明確的規(guī) 劃先行， 因此 真正開(kāi)工 需要待 22H223H1，23H2 后竣工項(xiàng)目增多。國(guó)網(wǎng)“十四五”末，跨省跨區(qū)輸電能力預(yù)計(jì)將達(dá) 3 億千瓦。目前國(guó)內(nèi)已建 成特高壓線路“14 交 12 直”；在建特高壓線路“3 直”，在建 2400 萬(wàn)千瓦 直流容量；“七交兩直”已經(jīng)獲得核準(zhǔn)，涉及 7000 萬(wàn)千瓦交直流容量。到 2025 年，跨省跨區(qū)輸電能力預(yù)計(jì)將達(dá)到 3.0 億千瓦，輸送清潔能源占比 50%+，則可對(duì)應(yīng)輸送清潔能源 1.5 億千瓦以上。到 2030 年，跨省跨區(qū)輸電 能力

34、預(yù)計(jì)將提升到 3.5 億千瓦。特高壓實(shí)現(xiàn)新能源外送，提出新通道、新要求。電力跨區(qū)域資源配置現(xiàn)狀：2020 年底西電東送能力接近 2.7 億千瓦，全年 跨省跨區(qū)送電量達(dá)到 2.1 萬(wàn)億千瓦時(shí)，形成了電力資源大范圍優(yōu)化配置的 良好格局，有力保障東中部電力供應(yīng)，其中輸送清潔能源電量比例 50%左 右。新通道：根據(jù)國(guó)家“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃，“十四五”期間計(jì)劃建設(shè)“三 交十三直”跨省跨區(qū)輸電通道。新要求：“十四五”期間，一方面持續(xù)提升已建輸電通道利用效率，還要繼續(xù)多措并舉、多管齊下，推動(dòng)已建通道逐步實(shí)現(xiàn)滿送，預(yù)計(jì)共提升已建跨 區(qū)通道輸電能力 4200 萬(wàn)千瓦；“十四五”新增跨區(qū)跨省輸電工程預(yù)計(jì)合計(jì) 新

35、增電量 6700 萬(wàn)千瓦。新增通道輸送可再生能源電量比重均需超過(guò) 50%。 按 800 萬(wàn)千瓦輸電能力的線路單條投資 200 億元，預(yù)計(jì)提效+新增分別涉 及投資 1050 億元和 1675 億元，合計(jì) 2725 億元。4、電源主體經(jīng)營(yíng)分析火電盈利部分修復(fù)、綠電規(guī)模高增長(zhǎng)4.1 火電企業(yè)：100%長(zhǎng)協(xié)配合電價(jià)上漲，將重回盈虧平衡，但部分企業(yè)度電利潤(rùn)無(wú)法完全修復(fù)至 2020 年水平經(jīng)過(guò)對(duì)有關(guān)煤炭產(chǎn)能常見(jiàn)說(shuō)法的研判，我們認(rèn)為煤炭增產(chǎn)當(dāng)前面臨多重困 難，但不會(huì)長(zhǎng)期處在供不應(yīng)求狀態(tài)。煤炭產(chǎn)能增速或緩于需求增速：2021 年，國(guó)內(nèi)煤炭消費(fèi)量達(dá) 24 億噸?；?于需求每年增長(zhǎng) 3-5%的假設(shè)，則 2022

36、年國(guó)內(nèi)煤炭需求將增加 1.5-2 億噸。 鑒于“去碳”趨勢(shì)明晰，煤炭行業(yè)長(zhǎng)期缺乏投資和資本開(kāi)支，每年新增產(chǎn)能 只有 0.5-1 億噸。煤炭行業(yè)仍有未開(kāi)的存量產(chǎn)能：煤炭行業(yè) 2021 年以來(lái)的高利潤(rùn)鼓勵(lì)了煤炭 生產(chǎn)企業(yè)開(kāi)發(fā)存量產(chǎn)能，但受制于行政審批因素，部分存量產(chǎn)能仍未得到 發(fā)揮。部分煤礦受合規(guī)問(wèn)題影響，仍處在完全或階段性停產(chǎn)狀態(tài)；部分煤 礦則受案件和環(huán)保等因素影響，無(wú)法發(fā)揮出最大生產(chǎn)潛力。煤炭不會(huì)長(zhǎng)期處在供不應(yīng)求的狀態(tài)：目前國(guó)內(nèi)存量產(chǎn)能超過(guò) 40 億噸。長(zhǎng)期 看，隨著技術(shù)進(jìn)步，在產(chǎn)礦井的最大生產(chǎn)潛力將不斷提升；加之安監(jiān)環(huán)保 等行政制約因素弱化或消除，增產(chǎn)的潛力至少在 10 億噸以上，對(duì)應(yīng)每年可

37、 貢獻(xiàn) 1 億噸以上的增量。國(guó)內(nèi)增產(chǎn)在煤礦生產(chǎn)行政審批環(huán)節(jié)有制約。停產(chǎn)煤礦無(wú)法復(fù)產(chǎn)主受安全生產(chǎn)許可證、采礦許可證和環(huán)保許可證制約： 國(guó)內(nèi)煤礦生產(chǎn)需要五個(gè)部門頒發(fā)的“六證一照”：煤炭生產(chǎn)許可證、礦長(zhǎng)安 全生產(chǎn)許可證、礦長(zhǎng)資格證、安全生產(chǎn)許可證、采礦許可證、環(huán)保許可證 和營(yíng)業(yè)執(zhí)照。其中，環(huán)保許可證規(guī)定煤礦所在區(qū)域不得臨近水資源或生態(tài) 保護(hù)區(qū)；采礦許可證要求煤礦開(kāi)采所在區(qū)域需要完成拆遷征地；安全生產(chǎn) 證規(guī)定煤礦月度產(chǎn)量不得超過(guò)核定產(chǎn)能的 10%。而我國(guó)煤炭主產(chǎn)區(qū)內(nèi)蒙、 山西、新疆、陜西等地開(kāi)采條件較好的煤礦，實(shí)際生產(chǎn)能力遠(yuǎn)大于核定產(chǎn)能。煤礦生產(chǎn)潛力無(wú)法完全發(fā)揮主因反腐倒查和安監(jiān)部門過(guò)度執(zhí)法：由于部分

38、 民營(yíng)礦井的企業(yè)主過(guò)去存在行賄等刑事問(wèn)題，近兩年以內(nèi)蒙為代表的反腐 倒查影響很多企業(yè)主，導(dǎo)致下屬企業(yè)生產(chǎn)趨于停滯。每當(dāng)重要活動(dòng)舉辦或 安全生產(chǎn)事故發(fā)生時(shí)，安監(jiān)部門過(guò)度執(zhí)法導(dǎo)致煤礦大面積停產(chǎn)。例如 2021 年陜西全運(yùn)會(huì)期間，榆林地區(qū)民營(yíng)礦井被直接要全大面積停產(chǎn)；10 月，山 西王家?guī)X煤礦事故發(fā)生后，全市煤礦被要求停產(chǎn)進(jìn)行安全生產(chǎn)檢查。國(guó)內(nèi)煤炭產(chǎn)量真實(shí)性判斷：截至 4 月，煤炭產(chǎn)量數(shù)據(jù)可能依然偏高。4 月， 國(guó)內(nèi)原煤產(chǎn)量 3.6 億噸，同比增長(zhǎng) 10.7%，增速較上月放緩 4.1%，日均產(chǎn) 量 1209 萬(wàn)噸；1-4 月國(guó)內(nèi)原煤產(chǎn)量 14.5 億噸，同比增長(zhǎng) 10.5%。4 月進(jìn)口 煤碳 235

39、5 萬(wàn)噸，同比增長(zhǎng) 8.4%，上月為下降 39.6%。4 月份煤炭產(chǎn)量數(shù)據(jù) 可能依然偏高，但差值小于 3 月：1）4 月火電發(fā)電量同比下降 11.8%，煤 炭產(chǎn)量同比增長(zhǎng) 10.7%。煤價(jià)雖較 3 月大幅下降，但維持在歷史高位，說(shuō) 明供需依舊偏緊；2）4 月煤礦開(kāi)采和洗選用電量同比增長(zhǎng) 5.44%，1-4 月 用電量同比增長(zhǎng) 6.14%，仍無(wú)法完全反映供應(yīng)增量。2022Q2 后煤炭產(chǎn)量增速不及煤電量增速，或?qū)е潞罄m(xù)煤價(jià)下跌難。今年下半年社會(huì)用電增速或?qū)⒊霈F(xiàn)反彈。盡管目前受疫情疊加去年高基數(shù) 影響，4-6 月全社會(huì)用電量會(huì)呈現(xiàn)下滑趨勢(shì)，但下半年，隨著疫情影響逐步 消退，基建發(fā)展增加及去年下半年基數(shù)相對(duì)低等因素影響，我們認(rèn)為用電 增速將出現(xiàn)一定反彈，在本文 2.1 部分我們判斷全年用電仍將有 5%的正增長(zhǎng)。海外煤價(jià)居高難下，國(guó)內(nèi)煤炭增產(chǎn)壓力大。由于海外煤價(jià)受俄烏沖突等因 素影響居高不下，煤炭進(jìn)口受阻：1-4 月進(jìn)口煤炭 7541 萬(wàn)噸，同比下降 16.2%，降幅為 1472 萬(wàn)噸。預(yù)計(jì)未來(lái)海外煤價(jià)將維持高位，21