電力行業(yè)研究及2022年投資策略

電力行業(yè)研究及2022年投資策略1

2021

年行情回顧：電力顯著跑贏大盤1.1

板塊表現(xiàn)：新能源發(fā)電＞火電＞水電2021

年初至

11

月

26

日，滬深

300

指數(shù)錄得跌幅

7.74%，公用事業(yè)板塊漲幅

19.19%、電力板塊漲幅

20.52%，顯著跑贏大盤；電力板塊

8

月份起受益于新能源發(fā)電資產(chǎn)的價(jià)值發(fā)現(xiàn)、電價(jià)機(jī)制變化與電力市場化改革的預(yù)期與逐步兌現(xiàn)，取得較大漲幅。電力行業(yè)子板塊方面，指數(shù)表現(xiàn)：新能源發(fā)電＞火電＞水電。其中，新能源發(fā)電板塊漲幅

38.09%，大幅跑贏電力板塊；火電板塊漲幅

15.25%、水電板塊漲幅

9.97%?；痣姲鍓K漲幅一度超過

40%，10

月份開始大幅回撤，主要原因?yàn)閯?dòng)力煤價(jià)暴漲使得火電

3

季報(bào)出現(xiàn)大面積虧損，且四季度盈虧改善狀況難有明確預(yù)期。1.2

電力需求強(qiáng)勁，預(yù)計(jì)全年用電量增速

10.3%據(jù)數(shù)據(jù)，2021

年

1-10

月，全國全社會(huì)用電量

68254

億千瓦時(shí)，同比增長

12.2%，其中，10

月份全國全社會(huì)用電量

6603

億千瓦時(shí)，同比增長

6.1%。分產(chǎn)業(yè)看，1-10

月，第一產(chǎn)業(yè)用電量

841

億千瓦時(shí)，同比增長

18.4%；第二產(chǎn)業(yè)用電量

45490

億千瓦時(shí)，同比增長

11.3%；第三產(chǎn)業(yè)用電量

11949

億千瓦時(shí)，同比增長

20.0%；城鄉(xiāng)居民用電量9974

億千瓦時(shí)，同比增長

7.4%。10

月份，第一、二、三產(chǎn)業(yè)用電量增速分別為

14.7%、3.2%和

14.3%；城鄉(xiāng)居民用電量同比增長11.1%。第二產(chǎn)業(yè)用電量增速較上月顯著下滑，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民用電量增速繼續(xù)維持在較高水平，貢獻(xiàn)增量的較大比例。高耗能行業(yè)方面，1-10

月累計(jì)用電量仍有可觀增長，但月度增速較上年同期普遍回落，建材、黑色金屬冶煉行業(yè)單月用電量增速回落幅度較大。1-10

月，化工行業(yè)用電量

4156

億千瓦時(shí)，同比增長

8.1%，增速比上年同期提高

7.7

個(gè)百分點(diǎn)；建材行業(yè)用電量

3434

億千瓦時(shí)，同比增長

10.0%，增速比上年同期提高

7.5

個(gè)百分點(diǎn)；黑色金屬冶煉行業(yè)用電量

5302

億千瓦時(shí)，同比增長

8.8%，增速比上年同期提高

5.6

個(gè)百分點(diǎn)；有色金屬冶煉行業(yè)用電量

5558

億千瓦時(shí)，同比增長

7.2%，增速比上年同期提高

3.6

個(gè)百分點(diǎn)。10

月份，化工行業(yè)用電量

416

億千瓦時(shí)，同比增長

1.3%，增速比上年同期回落

8.3

個(gè)百分點(diǎn)；建材行業(yè)用電量

350

億千瓦時(shí)，同比下降

7.0%，增速比上年同期回落

22.6

個(gè)百分點(diǎn)；黑色金屬冶煉行業(yè)用電量

502

億千瓦時(shí)，同比下降

5.6%，增速比上年同期回落

18.1

個(gè)百分點(diǎn)；有色金屬冶煉行業(yè)用電量

562

億千瓦時(shí)，同比增長

6.1%，增速比上年同期回落

2.8

個(gè)百分點(diǎn)。火電新增裝機(jī)超

36GW，風(fēng)光裝機(jī)合計(jì)新增

48.5GW。1-10

月份，全國新增發(fā)電生產(chǎn)能力

10544萬千瓦，比上年同期多投產(chǎn)

2004

萬千瓦。其中，水電

1682

萬千瓦、火電

3651

萬千瓦（其中燃煤

2188

萬千瓦、燃?xì)?/p>

568

萬千瓦、生物質(zhì)

581

萬千瓦）、核電

340

萬千瓦、風(fēng)電

1919

萬千瓦、太陽能發(fā)電

2931

萬千瓦。火電、核電利用小時(shí)數(shù)顯著上升，水電出力明顯下滑。1-10

月份，全國火電設(shè)備平均利用小時(shí)為3665

小時(shí)，比上年同期增加

293

小時(shí)，其中，燃煤發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)為

3786

小時(shí)，比上年同期增加

336

小時(shí)，燃?xì)獍l(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)為

2259

小時(shí)，比上年同期增加

136

小時(shí)。全國水電設(shè)備平均利用小時(shí)為

3159

小時(shí)，比上年同期降低

165

小時(shí)；全國核電設(shè)備平均利用小時(shí)

6471小時(shí)，比上年同期增加

372

小時(shí)；全國并網(wǎng)風(fēng)電設(shè)備平均利用小時(shí)

1827

小時(shí)，比上年同期增加100

小時(shí)；全國太陽能發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)

1097

小時(shí)，比上年同期降低

18

小時(shí)。我們嘗試使用月度電量比例法對

2021

年

11-12

月的全社會(huì)用電量進(jìn)行預(yù)測，從而得出

2021

年全年用電量增速的大致判斷。2016-2020

年，每年

10

月用電量占

11-12

月用電量的比例介于

41.69%-46.92%，平均值為

45.11%；2016-2019

年平均值為

45.96%。2016-2020

年，每年

11-12

月用電量占全年用電量的比例介于

17.38%-19.71%，平均值為

18.05%；2016-2019

年平均值為

17.63%。在中性假設(shè)下，我們預(yù)計(jì)

2021

年

10

月用電量占

11-12

月用電量的比例為

45.11%；預(yù)計(jì)

2021

年11-12

月用電量占全年用電量的比例為

17.63%（考慮到

2020

年上半年電量數(shù)據(jù)受疫情影響，全年電量的月度比例不具有代表性，故采用

2016-2019

年均值）。彈性預(yù)測結(jié)果顯示，在悲觀、中性、樂觀的假設(shè)下，2021

年全年用電量增速分別為

9.8%、10.3%、10.9%。2

能源和電力結(jié)構(gòu)：

光伏、風(fēng)電開啟高斜率增長2.1

“雙碳”背景下新能源打開長期成長空間中國未來長期的低碳發(fā)展轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略得以“量化明確”，新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展邏輯發(fā)生深刻變化。對比近三年全國能源工作會(huì)議的目標(biāo)和部署，我們發(fā)現(xiàn)對于新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展，政策著眼點(diǎn)已經(jīng)完成從“要不要”“能不能”到“如何落實(shí)”的轉(zhuǎn)變。2030

年新能源裝機(jī)

12

億千瓦“以上”的目標(biāo)意味著我們完全可以對其未來的規(guī)模有更樂觀的預(yù)期；結(jié)合行業(yè)內(nèi)相關(guān)機(jī)構(gòu)的判斷以及我們對未來能源消費(fèi)、電力結(jié)構(gòu)的拆分測算，我們預(yù)計(jì)

2030

年新能源裝機(jī)總量有望達(dá)到

21

億千瓦左右。2.2

預(yù)計(jì)

2025、2030

年風(fēng)光總裝機(jī)

11.6、21.4

億千瓦我們對碳中和路徑下一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)進(jìn)行了拆分測算。我們預(yù)計(jì)：（1）總能源需求達(dá)峰的時(shí)間可能為

2030

年左右，對應(yīng)約

63

億噸標(biāo)準(zhǔn)煤。（2）煤炭需求在“十四五”期間整體處于峰值平臺期，“十五五”期間開始下降，之后下降的斜率逐漸變大。（3）石油消費(fèi)量“十四五”末達(dá)到峰值，對應(yīng)約

10-11

億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，對外依存度可能仍不低于

70%。（4）天然氣消費(fèi)量

2030

年前保持年化

4%-6%的較快增長，達(dá)峰時(shí)間預(yù)計(jì)為

2030

年或稍晚。在我們的測算情景下，化石能源消費(fèi)占比將從

2020

年的

84%下降至

70%以下（2030

年）、5%以下（2060

年）；相應(yīng)的，非化石能源消費(fèi)占比將從

2020

年的

16%提高至超過

30%（2030

年）、超過

95%（2060

年）。需要指出的是，出于電力系統(tǒng)安全、可靠、平衡的需求，煤電裝機(jī)規(guī)模的下降拐點(diǎn)可能并不會(huì)很快出現(xiàn)。作為消耗化石能源的二次電力，煤電的發(fā)電量、裝機(jī)容量可能先后于

2030

年前實(shí)現(xiàn)達(dá)峰。從一次電力的結(jié)構(gòu)變化預(yù)測看，除水電外，光伏發(fā)電、風(fēng)電、核電都將快速發(fā)展，并將在“十四五”、“十五五”期間成為覆蓋增量用電需求的主力，并在2030年以后逐步對火電的電量份額進(jìn)行替代。預(yù)計(jì)到

2025

年、2030

年，中國電力總裝機(jī)將從

2020

年的

22

億千瓦分別達(dá)到

29.9

和

40.9

億千瓦左右；風(fēng)電+光伏裝機(jī)占比由

2020

年的

24.3%分別提升至

38.8%和

52.3%。2025

年和

2030

年，風(fēng)電+光伏發(fā)電量占比預(yù)計(jì)由

2020

年的

9.5%分別提升至

18%和

28%。在一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)的拆分測算基礎(chǔ)上，我們同樣進(jìn)行了電力供給結(jié)構(gòu)的拆分預(yù)測?；痣姡盒履茉吹拇笠?guī)模替代是漸進(jìn)的過程，考慮到儲(chǔ)能（抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能等）規(guī)模、增速、成本的約束，未來十年火電總裝機(jī)仍有小幅增長，預(yù)計(jì)于

2030

年或稍早達(dá)到峰值，約

13.8

億千瓦；新增裝機(jī)中碳排放較小、調(diào)峰能力更強(qiáng)的燃?xì)獍l(fā)電比例將有所提升。用電需求的可觀增長疊加火電新增產(chǎn)能縮減，其利用小時(shí)數(shù)預(yù)計(jì)“十四五”期間有所提升，“十五五”期間達(dá)到峰值并真正開啟由基荷電源向靈活性調(diào)峰電源的角色轉(zhuǎn)變。水電：優(yōu)質(zhì)的零碳能源，但受限于資源稟賦和經(jīng)濟(jì)性約束，未來增長空間有限，理論天花板清晰可見?！笆奈濉逼陂g將迎來金沙江、雅礱江的一輪投產(chǎn)，這是目前可預(yù)見的最后一輪投產(chǎn)高峰。核電：行業(yè)將長期發(fā)展，但目前來看年化增速不高?？深A(yù)見的時(shí)間內(nèi)，將仍以成熟的裂變核能應(yīng)用為主。未來十年將是三代核電技術(shù)開工投產(chǎn)的高峰，中性預(yù)期下

2030

年的裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到目前的2

倍以上。在安全性、經(jīng)濟(jì)性、技術(shù)迭代、國家戰(zhàn)略的共同作用下，核電的遠(yuǎn)期發(fā)展空間彈性較大。2025

年，風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機(jī)規(guī)模預(yù)計(jì)分別達(dá)到

5.5

億千瓦、6.1

億千瓦左右；2030

年，風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機(jī)規(guī)模預(yù)計(jì)分別達(dá)到

9.3

億千瓦、12.1

億千瓦左右?！笆濉逼陂g，風(fēng)電和太陽能發(fā)電年度合計(jì)平均新增裝機(jī)規(guī)模預(yù)計(jì)達(dá)到

1.25

億千瓦左右；“十四五”期間，風(fēng)電和太陽能發(fā)電年度合計(jì)平均新增裝機(jī)規(guī)模預(yù)計(jì)分別達(dá)到

2

億千瓦左右。3

政策：電改持續(xù)推進(jìn)，電力商品屬性逐漸回歸3.1

煤電電價(jià)機(jī)制巨變，彈性提高至

20%且對高耗能不設(shè)上限2021

年

10

月

8

日，國務(wù)院常務(wù)會(huì)議上，進(jìn)一步部署做好今冬明春電力和煤炭等供應(yīng)，保障群眾基本生活和經(jīng)濟(jì)平穩(wěn)運(yùn)行。會(huì)議提出：改革完善煤電價(jià)格市場化形成機(jī)制。有序推動(dòng)燃煤發(fā)電電量全部進(jìn)入電力市場，在保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定的前提下，將市場交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍由分別不超過

10%、15%，調(diào)整為原則上均不超過

20%，并做好分類調(diào)節(jié)，對高耗能行業(yè)可由市場交易形成價(jià)格，不受上浮

20%的限制。會(huì)議同時(shí)提出：完善地方能耗雙控機(jī)制，推動(dòng)新增可再生能源消費(fèi)在一定時(shí)間內(nèi)不納入能源消費(fèi)總量。2021

年

10

月

12

日，國家發(fā)改委印發(fā)關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知。通知指出，按照電力體制改革“管住中間、放開兩頭”的總體要求，進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革，是發(fā)揮市場機(jī)制作用保障電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的關(guān)鍵舉措，是加快電力市場建設(shè)發(fā)展的迫切要求，是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要支撐。通知明確了四項(xiàng)重要改革措施：（1）有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價(jià)。燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場，通過市場交易在“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價(jià)。（2）擴(kuò)大市場交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍。將燃煤發(fā)電市場交易價(jià)格浮動(dòng)范圍由現(xiàn)行的上浮不超過

10%、下浮原則上不超過

15%，擴(kuò)大為上下浮動(dòng)原則上均不超過

20%，高耗能企業(yè)市場交易電價(jià)不受上浮

20%限制。（3）推動(dòng)工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場。有序推動(dòng)尚未進(jìn)入市場的工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價(jià)。對暫未從電力市場直接購電的工商業(yè)用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。鼓勵(lì)地方對小微企業(yè)和個(gè)體工商戶用電實(shí)行階段性優(yōu)惠政策。（4）保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定。居民（含執(zhí)行居民電價(jià)的學(xué)校、社會(huì)福利機(jī)構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用電由電網(wǎng)企業(yè)保障供應(yīng)，保持現(xiàn)行銷售電價(jià)水平不變。在發(fā)電、用電“兩頭”均建立起“能漲能跌”的市場化電價(jià)機(jī)制，將有利于推動(dòng)電力中長期交易、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場、容量市場等各類市場建設(shè)。通過給予市場價(jià)格變化更大的彈性空間，使得電價(jià)可以更加靈活地反映電力供需形勢和成本變化。在發(fā)電側(cè)，可在一定程度上緩解煤電企業(yè)的經(jīng)營困境、增加電力供應(yīng)；在需求側(cè)，可通過電價(jià)信號抑制不合理的電力需求、提升能效。3.2

省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則出臺，將實(shí)現(xiàn)全電源類型覆蓋2021

年

11

月

22

日，國家電網(wǎng)有限公司按照國家發(fā)改委、國家能源局關(guān)于國家電網(wǎng)有限公司省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則的復(fù)函要求，正式印發(fā)省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）規(guī)則的印發(fā)標(biāo)志著中國構(gòu)建“統(tǒng)一市場、兩級運(yùn)作”的電力市場體系又邁出堅(jiān)實(shí)一步，是中國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的重要里程碑。省內(nèi)交易方面，中長期交易已經(jīng)常態(tài)化開展；現(xiàn)貨交易已經(jīng)在全國

8個(gè)試點(diǎn)省份開展了多輪長周期結(jié)算試運(yùn)行。省間交易方面，中長期交易也已常態(tài)化開展；現(xiàn)貨交易此前以跨區(qū)域省間富余可再生能源起步，已試點(diǎn)運(yùn)行

4

年多，累計(jì)減少棄風(fēng)、棄光、棄水電量超250

億千瓦時(shí)。此次省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則明確指出，將覆蓋國家電網(wǎng)有限公司和內(nèi)蒙古電力有限責(zé)任公司范圍內(nèi)全部省間交易（不限于跨區(qū)域省間），參與主體覆蓋所有電源類型（包括核電、火電，不限于可再生能源），將有利于激發(fā)市場主體活力，通過市場化手段實(shí)現(xiàn)全網(wǎng)電力余缺互濟(jì)，促進(jìn)清潔能源大范圍消納，對于實(shí)現(xiàn)新型電力系統(tǒng)建設(shè)過程中的電力保供和能源轉(zhuǎn)型目標(biāo)具有重要意義。出清機(jī)制方面，省間電力現(xiàn)貨交易采用集中競價(jià)的出清方式，通過買賣雙方的價(jià)格匹配使買賣雙方達(dá)到供需平衡。買賣雙方按時(shí)段申報(bào)“電力-價(jià)格”曲線，再進(jìn)行集中撮合，將買方報(bào)價(jià)折算到賣方節(jié)點(diǎn)，在賣方節(jié)點(diǎn)按照買賣雙方價(jià)差遞減的原則依次出清，最后一筆成交報(bào)價(jià)的均價(jià)作為系統(tǒng)邊際電價(jià)。省間電力現(xiàn)貨交易有利于反映電能的時(shí)空價(jià)值，能夠在全國范圍內(nèi)實(shí)現(xiàn)能源資源的及時(shí)調(diào)配，同時(shí)其大范圍、短周期的交易機(jī)制設(shè)計(jì)與新能源發(fā)電特性相適應(yīng)，將有助于通過市場機(jī)制促進(jìn)資源大范圍優(yōu)化配置、提升電力供應(yīng)保障能力、促進(jìn)清潔能源消納。通過省間電力現(xiàn)貨交易，有望以市場化手段引導(dǎo)電能從富余地區(qū)流向緊張地區(qū)，激勵(lì)發(fā)電企業(yè)在滿足省內(nèi)發(fā)電計(jì)劃基礎(chǔ)上主動(dòng)頂峰發(fā)電，提升全網(wǎng)電力供應(yīng)能力。更高頻次的省間電力現(xiàn)貨交易，也將滿足西南、“三北”地區(qū)可再生能源發(fā)電需要，實(shí)現(xiàn)清潔能源在全國范圍的消納，推動(dòng)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)。4

火電：傳統(tǒng)資產(chǎn)底部反轉(zhuǎn)，賦能“第二成長曲線”4.1

浮動(dòng)電價(jià)機(jī)制或?qū)⒂行鑼?dǎo)

148-395

元/噸標(biāo)煤漲幅煤電市場化電價(jià)機(jī)制改革對于煤電短期經(jīng)營改善及中長期估值重塑都具有十分積極的意義。（1）以煤電市場化交易比例

60%，平均基準(zhǔn)電價(jià)

0.37

元/千瓦時(shí)測算，上浮

20%相當(dāng)于整體電價(jià)上漲

4.44

分/千瓦時(shí)；假設(shè)度電煤耗

300

克/千瓦時(shí)，可抵消

148

元/噸的入爐標(biāo)煤漲幅；若假設(shè)市場化電量中高耗能行業(yè)占比

40%、電價(jià)上浮

50%，則整體電價(jià)上漲

7.10

分/千瓦時(shí)，可抵消

237

元/噸的入爐標(biāo)煤漲幅。（2）以煤電市場化交易比例

100%，平均基準(zhǔn)電價(jià)

0.37

元/千瓦時(shí)測算，若假設(shè)市場化電量中高耗能行業(yè)占比

40%、電價(jià)上浮

35%，假設(shè)度電煤耗

300

克/千瓦時(shí)，整體電價(jià)上漲

9.62分/千瓦時(shí)，可抵消

321

元/噸的入爐標(biāo)煤漲幅；若假設(shè)市場化電量中高耗能行業(yè)占比

40%、電價(jià)上浮

50%，則整體電價(jià)上漲

11.84

分/千瓦時(shí)，可抵消

395

元/噸的入爐標(biāo)煤漲幅。從沿用多年的標(biāo)桿電價(jià)制度到

2020

年開始執(zhí)行的“基準(zhǔn)+浮動(dòng)”制度，邁出了電價(jià)市場化改革試探性的重要一步；如今進(jìn)一步放開浮動(dòng)范圍則顯示了持續(xù)推進(jìn)的決心，我們有理由相信煤電的盈利模式仍有優(yōu)化空間?；痣娢磥?/p>

10

年仍為電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型期的中流砥柱，可以預(yù)期“市場煤”和“計(jì)劃電”的長期錯(cuò)位終將逐步修正，屆時(shí)火電周期性弱化、回歸公用事業(yè)屬性，將以穩(wěn)定的

ROE回報(bào)，創(chuàng)造充裕的現(xiàn)金流，支撐可觀的分紅規(guī)模或轉(zhuǎn)型發(fā)展的資本開支。火電基本面當(dāng)下已處至暗時(shí)刻，明年起有望迎來底部反轉(zhuǎn)：煤價(jià)、電價(jià)、利用小時(shí)數(shù)等要素皆有望釋放較大業(yè)績彈性。新增火電產(chǎn)能急剎車后，雖然總發(fā)電裝機(jī)規(guī)模增速較高，但可用容量增速較低，隨著全社會(huì)用電量持續(xù)增長，火電利用小時(shí)數(shù)有望維持較高水平甚至階段性步入上行區(qū)間。在未來以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，火電勢必將由電量型電源逐漸過渡為靈活性調(diào)峰電源，并有望迎來容量電價(jià)等新的成本回收機(jī)制，而這也將使其價(jià)值得以真正重估。4.3

基本盤穩(wěn)固，助力新能源轉(zhuǎn)型電力供給結(jié)構(gòu)迎來確定性變革，以風(fēng)電、光伏為主的新能源打開長期成長空間，全產(chǎn)業(yè)鏈（制造端、運(yùn)營端）都將受益于碳中和對需求和投資的拉動(dòng)。雖然光伏、風(fēng)電的系統(tǒng)成本仍有可觀的下降空間，但巨量的需求（未來

10

年預(yù)計(jì)超過

10

億千瓦新增裝機(jī)）預(yù)計(jì)仍將引領(lǐng)數(shù)萬億級別的投資規(guī)模。在新能源投資的長期盛宴中，面臨轉(zhuǎn)型的傳統(tǒng)電力企業(yè)（以五大發(fā)電集團(tuán)為代表）將成為舉足輕重的參與者?；痣娨?guī)模增速已極為平緩，且在可見的未來面臨達(dá)峰并將逐漸壓縮，新能源投資將被打造為“第二成長曲線”。相較于純粹的新能源運(yùn)營商及民企為主的中上游產(chǎn)業(yè)鏈制造企業(yè)，其顯著的優(yōu)勢是火電基本盤帶來的強(qiáng)勁現(xiàn)金流、極具競爭力的融資成本、強(qiáng)大的項(xiàng)目資源獲取能力。五大發(fā)電集團(tuán)都已制定了明確的碳達(dá)峰時(shí)間表以及清潔能源/新能源的轉(zhuǎn)型發(fā)展目標(biāo)。國家電投集團(tuán)是五大發(fā)電集團(tuán)碳達(dá)峰目標(biāo)時(shí)間最早的，為2023年。其他四大發(fā)電集團(tuán)都預(yù)計(jì)提前五年碳達(dá)峰。我們統(tǒng)計(jì)了五大發(fā)電集團(tuán)及三峽、華潤、中廣核、國投、中核共

10

家主要電力央企的發(fā)電裝機(jī)及新能源占比情況（2020

年底數(shù)據(jù)）。集團(tuán)口徑來看，風(fēng)電+光伏裝機(jī)規(guī)模最大的為國電投，達(dá)到6049

萬千瓦；風(fēng)電+光伏裝機(jī)占比最高的是中廣核，超過

38%。從獨(dú)立運(yùn)營商的口徑來看（2020

年底數(shù)據(jù)），風(fēng)電+光伏裝機(jī)規(guī)模最大的是國能投旗下的港股上市公司龍?jiān)措娏Γ?275

萬千瓦），排名第二的是

2021

年于

A股上市的三峽能源（約

1500

萬千瓦），排名第三的是華能集團(tuán)旗下已從港股私有化退市的華能新能源（1462

萬千瓦）。風(fēng)電+光伏裝機(jī)規(guī)模超

1000

萬千瓦的共

9

家，前

6

名均為純粹的新能源運(yùn)營商，華潤電力、華能國際是傳統(tǒng)火電央企中風(fēng)、光裝機(jī)規(guī)模最大的，分別為

1096

萬千瓦、1065

萬千瓦。5

核電：剛需屬性空前凸顯，“十四五”或迎加速截至

2020

年底，中國商運(yùn)核電機(jī)組達(dá)到

48

臺，總裝機(jī)容量為

4988

萬千瓦，僅次于美國、法國，位列全球第三。核電總裝機(jī)容量占全國電力裝機(jī)總量的

2.27%，約占總發(fā)電量的

4.94%。截至

2020年底，中國在建核電機(jī)組

17

臺，總裝機(jī)容量

1853

萬千瓦，在建機(jī)組裝機(jī)容量繼續(xù)保持全球第一。核電是近零碳電源，也是目前看來很有可能大規(guī)模替代火電的基荷能源，雙碳目標(biāo)約束下，核電在未來新型電力系統(tǒng)中的價(jià)值將愈發(fā)凸顯。中國發(fā)展核電的歷史較長，但目前在電力供給結(jié)構(gòu)中的占比仍然較小，與法國、美國等核電大國，以及世界平均水平相比均差距較大。過去制約中國核電發(fā)展速度的主要因素，除了以日本福島核事故為代表的的安全因素考量外，根本原因在于核電在之前的電力供給結(jié)構(gòu)中并非剛需。而在雙碳目標(biāo)提出后，核電的剛需屬性將愈發(fā)凸顯，這種剛需主要體現(xiàn)在以不增加碳排放的方式提供充足且穩(wěn)定的電力供應(yīng)。2020

年全社會(huì)用電量為

75110

億千瓦時(shí)，全口徑發(fā)電量為

76236

億千瓦時(shí)。電量需求方面，考慮到未來

GDP增速仍將有望維持中速增長，且碳中和背景下能源消費(fèi)的趨勢是由化石能源向清潔電力轉(zhuǎn)變，電能替代的拉動(dòng)作用可能越發(fā)顯著，十四五期間的年化用電量增速有望實(shí)現(xiàn)

5%-6%?？紤]

5

年后的新增電力供給：水電大規(guī)模投產(chǎn)高峰已過，近兩年烏東德、白鶴灘等大電站投產(chǎn)完畢后，短期內(nèi)可見增量較??；風(fēng)電、太陽能發(fā)電增速較高，可給與十四五期間新增

500-800GW的預(yù)期；核電

2020

年底在建裝機(jī)規(guī)模為

1853

萬千瓦，對應(yīng)電量約

1400

億千瓦時(shí)；火電新增裝機(jī)速度預(yù)計(jì)持續(xù)放緩，假設(shè)十四五期間新增

90GW-150GW。上述電量供需平衡測算顯示，在大多數(shù)假設(shè)情景下，5

年后都會(huì)有明顯甚至巨大的電量缺口。水電、核電的供給比較剛性，風(fēng)光和火電的供給具有較大彈性。我們在測算中給予的十四五期間風(fēng)光新增裝機(jī)

500-800GW的假設(shè)，已屬于中性偏樂觀，考慮到電網(wǎng)的消納能力，超負(fù)荷新增裝機(jī)可能導(dǎo)致利用小時(shí)數(shù)下滑，我們認(rèn)為在此基礎(chǔ)上超預(yù)期的概率較小。火電的供給彈性較大，主要體現(xiàn)在超過12

億千瓦的存量裝機(jī)，目前利用小時(shí)數(shù)僅有

4200

小時(shí)左右（2020

年）。因此，十四五期間解決上述“缺口”的主要手段，就是提高火電的利用小時(shí)數(shù)。核電建設(shè)周期較長（五年左右），因此十四五期間開工的機(jī)組無法在十四五期間貢獻(xiàn)增量。考慮到十五五期間是“碳達(dá)峰”的沖刺階段，火電發(fā)電量的峰值預(yù)計(jì)出現(xiàn)在

2027-2028

年左右，且按照以上測算，十四五期間火電電量預(yù)計(jì)有明顯增長，十五五期間火電碳達(dá)峰壓力較大。因此，一旦火電發(fā)電量增長放緩甚至停止，電量缺口將再次凸顯，而加速提高核電占比成為必選項(xiàng)。考慮到十五五期間及以后對于核電電量的剛性需求，十四五期間是開始加速核電建設(shè)的絕佳時(shí)期。電量需求方面，假設(shè)未來十年年化用電量增速實(shí)現(xiàn)

4.5%-5%?？紤]

10

年后的新增電力供給：假設(shè)水電較

2020

年有

3000

億千瓦時(shí)增量；風(fēng)電、太陽能發(fā)電增速較高，給與未來十年新增

1300-1600GW的