电力行业研究及2022年投资策略：拥抱电价和电量的新周期

1 2021 年行情回顾：电力显著跑赢大盘

1.1 板块表现：新能源发电＞火电＞水电

2021 年初至 11 月 26 日，沪深 300 指数录得跌幅 7.74%，公用事业板块涨幅 19.19%、电力板块涨幅 20.52%，显著跑赢大盘；电力板块 8 月份起受益于新能源发电资产的价值发现、电价机制变化与电力市场化改革的预期与逐步兑现，取得较大涨幅。

电力行业子板块方面，指数表现：新能源发电＞火电＞水电。其中，新能源发电板块涨幅 38.09%，大幅跑赢电力板块；火电板块涨幅 15.25%、水电板块涨幅 9.97%。火电板块涨幅一度超过 40%，10 月份开始大幅回撤，主要原因为动力煤价暴涨使得火电 3 季报出现大面积亏损，且四季度盈亏改善状况难有明确预期。

1.2 电力需求强劲，预计全年用电量增速 10.3%

据中电联数据，2021 年 1-10 月，全国全社会用电量 68254 亿千瓦时，同比增长 12.2%，其中，10 月份全国全社会用电量 6603 亿千瓦时，同比增长 6.1%。分产业看，1-10 月，第一产业用电量 841 亿千瓦时，同比增长 18.4%；第二产业用电量 45490 亿千瓦时，同比增长 11.3%；第三产业用电量 11949 亿千瓦时，同比增长 20.0%；城乡居民用电量9974 亿千瓦时，同比增长 7.4%。

10 月份，第一、二、三产业用电量增速分别为 14.7%、3.2%和 14.3%；城乡居民用电量同比增长11.1%。第二产业用电量增速较上月显著下滑，第三产业和城乡居民用电量增速继续维持在较高水平，贡献增量的较大比例。

高耗能行业方面，1-10 月累计用电量仍有可观增长，但月度增速较上年同期普遍回落，建材、黑色金属冶炼行业单月用电量增速回落幅度较大。

1-10 月，化工行业用电量 4156 亿千瓦时，同比增长 8.1%，增速比上年同期提高 7.7 个百分点；建材行业用电量 3434 亿千瓦时，同比增长 10.0%，增速比上年同期提高 7.5 个百分点；黑色金属冶炼行业用电量 5302 亿千瓦时，同比增长 8.8%，增速比上年同期提高 5.6 个百分点；有色金属冶炼行业用电量 5558 亿千瓦时，同比增长 7.2%，增速比上年同期提高 3.6 个百分点。

10 月份，化工行业用电量 416 亿千瓦时，同比增长 1.3%，增速比上年同期回落 8.3 个百分点；建材行业用电量 350 亿千瓦时，同比下降 7.0%，增速比上年同期回落 22.6 个百分点；黑色金属冶炼行业用电量 502 亿千瓦时，同比下降 5.6%，增速比上年同期回落 18.1 个百分点；有色金属冶炼行业用电量 562 亿千瓦时，同比增长 6.1%，增速比上年同期回落 2.8 个百分点。

火电新增装机超 36GW，风光装机合计新增 48.5GW。1-10 月份，全国新增发电生产能力 10544万千瓦，比上年同期多投产 2004 万千瓦。其中，水电 1682 万千瓦、火电 3651 万千瓦（其中燃煤 2188 万千瓦、燃气 568 万千瓦、生物质 581 万千瓦）、核电 340 万千瓦、风电 1919 万千瓦、太阳能发电 2931 万千瓦。

火电、核电利用小时数显著上升，水电出力明显下滑。1-10 月份，全国火电设备平均利用小时为3665 小时，比上年同期增加 293 小时，其中，燃煤发电设备平均利用小时为 3786 小时，比上年同期增加 336 小时，燃气发电设备平均利用小时为 2259 小时，比上年同期增加 136 小时。全国水电设备平均利用小时为 3159 小时，比上年同期降低 165 小时；全国核电设备平均利用小时 6471小时，比上年同期增加 372 小时；全国并网风电设备平均利用小时 1827 小时，比上年同期增加100 小时；全国太阳能发电设备平均利用小时 1097 小时，比上年同期降低 18 小时。

我们尝试使用月度电量比例法对 2021 年 11-12 月的全社会用电量进行预测，从而得出 2021 年全年用电量增速的大致判断。2016-2020 年，每年 10 月用电量占 11-12 月用电量的比例介于 41.69%-46.92%，平均值为 45.11%；2016-2019 年平均值为 45.96%。2016-2020 年，每年 11-12 月用电量占全年用电量的比例介于 17.38%-19.71%，平均值为 18.05%；2016-2019 年平均值为 17.63%。

在中性假设下，我们预计 2021 年 10 月用电量占 11-12 月用电量的比例为 45.11%；预计 2021 年11-12 月用电量占全年用电量的比例为 17.63%（考虑到 2020 年上半年电量数据受疫情影响，全年电量的月度比例不具有代表性，故采用 2016-2019 年均值）。弹性预测结果显示，在悲观、中性、乐观的假设下，2021 年全年用电量增速分别为 9.8%、10.3%、10.9%。

2 能源和电力结构： 光伏、风电开启高斜率增长

2.1 “双碳”背景下新能源打开长期成长空间

我国未来长期的低碳发展转型战略得以“量化明确”，新能源产业发展逻辑发生深刻变化。对比近三年全国能源工作会议的目标和部署，我们发现对于新能源产业发展，政策着眼点已经完成从“要不要”“能不能”到“如何落实”的转变。2030 年新能源装机 12 亿千瓦“以上”的目标意味着我们完全可以对其未来的规模有更乐观的预期；结合行业内相关机构的判断以及我们对未来能源消费、电力结构的拆分测算，我们预计 2030 年新能源装机总量有望达到 21 亿千瓦左右。

2.2 预计 2025、2030 年风光总装机 11.6、21.4 亿千瓦

我们对碳中和路径下一次能源消费结构进行了拆分测算。我们预计：

（1）总能源需求达峰的时间可能为 2030 年左右，对应约 63 亿吨标准煤。

（2）煤炭需求在“十四五”期间整体处于峰值平台期，“十五五”期间开始下降，之后下降的斜率逐渐变大。

（3）石油消费量“十四五”末达到峰值，对应约 10-11 亿吨标准煤，对外依存度可能仍不低于 70%。

（4）天然气消费量 2030 年前保持年化 4%-6%的较快增长，达峰时间预计为 2030 年或稍晚。在我们的测算情景下，化石能源消费占比将从 2020 年的 84%下降至 70%以下（2030 年）、5%以下（2060 年）；相应的，非化石能源消费占比将从 2020 年的 16%提高至超过 30%（2030 年）、超过 95%（2060 年）。（报告来源：未来智库）

需要指出的是，出于电力系统安全、可靠、平衡的需求，煤电装机规模的下降拐点可能并不会很快出现。作为消耗化石能源的二次电力，煤电的发电量、装机容量可能先后于 2030 年前实现达峰。

从一次电力的结构变化预测看，除水电外，光伏发电、风电、核电都将快速发展，并将在“十四五”、“十五五”期间成为覆盖增量用电需求的主力，并在2030年以后逐步对火电的电量份额进行替代。

预计到 2025 年、2030 年，我国电力总装机将从 2020 年的 22 亿千瓦分别达到 29.9 和 40.9 亿千瓦左右；风电+光伏装机占比由 2020 年的 24.3%分别提升至 38.8%和 52.3%。2025 年和 2030 年，风电+光伏发电量占比预计由 2020 年的 9.5%分别提升至 18%和 28%。

在一次能源消费结构的拆分测算基础上，我们同样进行了电力供给结构的拆分预测。

火电：新能源的大规模替代是渐进的过程，考虑到储能（抽水蓄能、电化学储能等）规模、增速、成本的约束，未来十年火电总装机仍有小幅增长，预计于 2030 年或稍早达到峰值，约 13.8 亿千瓦；新增装机中碳排放较小、调峰能力更强的燃气发电比例将有所提升。用电需求的可观增长叠加火电新增产能缩减，其利用小时数预计“十四五”期间有所提升，“十五五”期间达到峰值并真正开启由基荷电源向灵活性调峰电源的角色转变。

水电：优质的零碳能源，但受限于资源禀赋和经济性约束，未来增长空间有限，理论天花板清晰可见。“十四五”期间将迎来金沙江、雅砻江的一轮投产，这是目前可预见的最后一轮投产高峰。

核电：行业将长期发展，但目前来看年化增速不高。可预见的时间内，将仍以成熟的裂变核能应用为主。未来十年将是三代核电技术开工投产的高峰，中性预期下 2030 年的装机规模将达到目前的2 倍以上。在安全性、经济性、技术迭代、国家战略的共同作用下，核电的远期发展空间弹性较大。

2025 年，风电、太阳能发电装机规模预计分别达到 5.5 亿千瓦、6.1 亿千瓦左右；2030 年，风电、太阳能发电装机规模预计分别达到 9.3 亿千瓦、12.1 亿千瓦左右。

“十三五”期间，风电和太阳能发电年度合计平均新增装机规模预计达到 1.25 亿千瓦左右；“十四五”期间，风电和太阳能发电年度合计平均新增装机规模预计分别达到 2 亿千瓦左右。

3 政策：电改持续推进，电力商品属性逐渐回归

3.1 煤电电价机制巨变，弹性提高至 20%且对高耗能不设上限

2021 年 10 月 8 日，国务院常务会议上，进一步部署做好今冬明春电力和煤炭等供应，保障群众基本生活和经济平稳运行。会议提出：改革完善煤电价格市场化形成机制。有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮 20%的限制。会议同时提出：完善地方能耗双控机制，推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。

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》。《通知》指出，按照电力体制改革“管住中间、放开两头”的总体要求，进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，是发挥市场机制作用保障电力安全稳定供应的关键举措，是加快电力市场建设发展的迫切要求，是构建新型电力系统的重要支撑。

《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。

在发电、用电“两头”均建立起“能涨能跌”的市场化电价机制，将有利于推动电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场、容量市场等各类市场建设。通过给予市场价格变化更大的弹性空间，使得电价可以更加灵活地反映电力供需形势和成本变化。在发电侧，可在一定程度上缓解煤电企业的经营困境、增加电力供应；在需求侧，可通过电价信号抑制不合理的电力需求、提升能效。

3.2 省间电力现货交易规则出台，将实现全电源类型覆盖

2021 年 11 月 22 日，国家电网有限公司按照国家发改委、国家能源局《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》要求，正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》

规则的印发标志着我国构建“统一市场、两级运作”的电力市场体系又迈出坚实一步，是中国电力现货市场建设的重要里程碑。省内交易方面，中长期交易已经常态化开展；现货交易已经在全国 8个试点省份开展了多轮长周期结算试运行。省间交易方面，中长期交易也已常态化开展；现货交易此前以跨区域省间富余可再生能源起步，已试点运行 4 年多，累计减少弃风、弃光、弃水电量超250 亿千瓦时。

此次省间电力现货交易规则明确指出，将覆盖国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司范围内全部省间交易（不限于跨区域省间），参与主体覆盖所有电源类型（包括核电、火电，不限于可再生能源），将有利于激发市场主体活力，通过市场化手段实现全网电力余缺互济，促进清洁能源大范围消纳，对于实现新型电力系统建设过程中的电力保供和能源转型目标具有重要意义。

出清机制方面，省间电力现货交易采用集中竞价的出清方式，通过买卖双方的价格匹配使买卖双方达到供需平衡。买卖双方按时段申报“电力-价格”曲线，再进行集中撮合，将买方报价折算到卖方节点，在卖方节点按照买卖双方价差递减的原则依次出清，最后一笔成交报价的均价作为系统边际电价。

省间电力现货交易有利于反映电能的时空价值，能够在全国范围内实现能源资源的及时调配，同时其大范围、短周期的交易机制设计与新能源发电特性相适应，将有助于通过市场机制促进资源大范围优化配置、提升电力供应保障能力、促进清洁能源消纳。通过省间电力现货交易，有望以市场化手段引导电能从富余地区流向紧张地区，激励发电企业在满足省内发电计划基础上主动顶峰发电，提升全网电力供应能力。更高频次的省间电力现货交易，也将满足西南、“三北”地区可再生能源发电需要，实现清洁能源在全国范围的消纳，推动以新能源为主体的新型电力系统建设。

4 火电：传统资产底部反转，赋能“第二成长曲线”

4.1 浮动电价机制或将有效疏导 148-395 元/吨标煤涨幅

煤电市场化电价机制改革对于煤电短期经营改善及中长期估值重塑都具有十分积极的意义。

（1）以煤电市场化交易比例 60%，平均基准电价 0.37 元/千瓦时测算，上浮 20%相当于整体电价上涨 4.44 分/千瓦时；假设度电煤耗 300 克/千瓦时，可抵消 148 元/吨的入炉标煤涨幅；若假设市场化电量中高耗能行业占比 40%、电价上浮 50%，则整体电价上涨 7.10 分/千瓦时，可抵消 237 元/吨的入炉标煤涨幅。

（2）以煤电市场化交易比例 100%，平均基准电价 0.37 元/千瓦时测算，若假设市场化电量中高耗能行业占比 40%、电价上浮 35%，假设度电煤耗 300 克/千瓦时，整体电价上涨 9.62分/千瓦时，可抵消 321 元/吨的入炉标煤涨幅；若假设市场化电量中高耗能行业占比 40%、电价上浮 50%，则整体电价上涨 11.84 分/千瓦时，可抵消 395 元/吨的入炉标煤涨幅。

从沿用多年的标杆电价制度到 2020 年开始执行的“基准+浮动”制度，迈出了电价市场化改革试探性的重要一步；如今进一步放开浮动范围则显示了持续推进的决心，我们有理由相信煤电的盈利模式仍有优化空间。火电未来 10 年仍为电力系统转型期的中流砥柱，可以预期“市场煤”和“计划电”的长期错位终将逐步修正，届时火电周期性弱化、回归公用事业属性，将以稳定的 ROE 回报，创造充裕的现金流，支撑可观的分红规模或转型发展的资本开支。

火电基本面当下已处至暗时刻，明年起有望迎来底部反转：煤价、电价、利用小时数等要素皆有望释放较大业绩弹性。新增火电产能急刹车后，虽然总发电装机规模增速较高，但可用容量增速较低，随着全社会用电量持续增长，火电利用小时数有望维持较高水平甚至阶段性步入上行区间。在未来以新能源为主体的新型电力系统中，火电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，并有望迎来容量电价等新的成本回收机制，而这也将使其价值得以真正重估。

4.3 基本盘稳固，助力新能源转型

电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源打开长期成长空间，全产业链（制造端、运营端）都将受益于碳中和对需求和投资的拉动。虽然光伏、风电的系统成本仍有可观的下降空间，但巨量的需求（未来 10 年预计超过 10 亿千瓦新增装机）预计仍将引领数万亿级别的投资规模。

在新能源投资的长期盛宴中，面临转型的传统电力企业（以五大发电集团为代表）将成为举足轻重的参与者。火电规模增速已极为平缓，且在可见的未来面临达峰并将逐渐压缩，新能源投资将被打造为“第二成长曲线”。相较于纯粹的新能源运营商及民企为主的中上游产业链制造企业，其显著的优势是火电基本盘带来的强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。

五大发电集团都已制定了明确的碳达峰时间表以及清洁能源/新能源的转型发展目标。国家电投集团是五大发电集团碳达峰目标时间最早的，为2023年。其他四大发电集团都预计提前五年碳达峰。

我们统计了五大发电集团及三峡、华润、中广核、国投、中核共 10 家主要电力央企的发电装机及新能源占比情况（2020 年底数据）。集团口径来看，风电+光伏装机规模最大的为国电投，达到6049 万千瓦；风电+光伏装机占比最高的是中广核，超过 38%。

从独立运营商的口径来看（2020 年底数据），风电+光伏装机规模最大的是国能投旗下的港股上市公司龙源电力（2275 万千瓦），排名第二的是 2021 年于 A 股上市的三峡能源（约 1500 万千瓦），排名第三的是华能集团旗下已从港股私有化退市的华能新能源（1462 万千瓦）。风电+光伏装机规模超 1000 万千瓦的共 9 家，前 6 名均为纯粹的新能源运营商，华润电力、华能国际是传统火电央企中风、光装机规模最大的，分别为 1096 万千瓦、1065 万千瓦。

5 核电：刚需属性空前凸显，“十四五”或迎加速

截至 2020 年底，我国商运核电机组达到 48 台，总装机容量为 4988 万千瓦，仅次于美国、法国，位列全球第三。核电总装机容量占全国电力装机总量的 2.27%，约占总发电量的 4.94%。截至 2020年底，我国在建核电机组 17 台，总装机容量 1853 万千瓦，在建机组装机容量继续保持全球第一。

核电是近零碳电源，也是目前看来很有可能大规模替代火电的基荷能源，双碳目标约束下，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，与法国、美国等核电大国，以及世界平均水平相比均差距较大。过去制约我国核电发展速度的主要因素，除了以日本福岛核事故为代表的的安全因素考量外，根本原因在于核电在之前的电力供给结构中并非刚需。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。（报告来源：未来智库）

2020 年全社会用电量为 75110 亿千瓦时，全口径发电量为 76236 亿千瓦时。电量需求方面，考虑到未来 GDP 增速仍将有望维持中速增长，且碳中和背景下能源消费的趋势是由化石能源向清洁电力转变，电能替代的拉动作用可能越发显著，十四五期间的年化用电量增速有望实现 5%-6%。考虑 5 年后的新增电力供给：水电大规模投产高峰已过，近两年乌东德、白鹤滩等大电站投产完毕后，短期内可见增量较小；风电、太阳能发电增速较高，可给与十四五期间新增 500-800GW 的预期；核电 2020 年底在建装机规模为 1853 万千瓦，对应电量约 1400 亿千瓦时；火电新增装机速度预计持续放缓，假设十四五期间新增 90GW-150GW。

上述电量供需平衡测算显示，在大多数假设情景下，5 年后都会有明显甚至巨大的电量缺口。水电、核电的供给比较刚性，风光和火电的供给具有较大弹性。我们在测算中给予的十四五期间风光新增装机 500-800GW 的假设，已属于中性偏乐观，考虑到电网的消纳能力，超负荷新增装机可能导致利用小时数下滑，我们认为在此基础上超预期的概率较小。火电的供给弹性较大，主要体现在超过12 亿千瓦的存量装机，目前利用小时数仅有 4200 小时左右（2020 年）。因此，十四五期间解决上述“缺口”的主要手段，就是提高火电的利用小时数。

核电建设周期较长（五年左右），因此十四五期间开工的机组无法在十四五期间贡献增量。考虑到十五五期间是“碳达峰”的冲刺阶段，火电发电量的峰值预计出现在 2027-2028 年左右，且按照以上测算，十四五期间火电电量预计有明显增长，十五五期间火电碳达峰压力较大。因此，一旦火电发电量增长放缓甚至停止，电量缺口将再次凸显，而加速提高核电占比成为必选项。考虑到十五五期间及以后对于核电电量的刚性需求，十四五期间是开始加速核电建设的绝佳时期。

电量需求方面，假设未来十年年化用电量增速实现 4.5%-5%。考虑 10 年后的新增电力供给：假设水电较 2020 年有 3000 亿千瓦时增量；风电、太阳能发电增速较高，给与未来十年新增 1300-1600GW 的偏乐观预期；假设火电装机达峰规模较 2020 年增长 140-200GW，2030 年发电小时数为 4500 小时。电量供给平衡及核电新建需求测算结果显示，中性情景下（剔除负值后，7 个有效测算结果的中位数），十四五期间需累计开工（十五五期间投产）核电装机 76GW。按照单台机组 1.2GW 计算，对应新建数量 63 台。

6 投资分析

电力市场化改革驶入深水区并取得突破性进展，煤电电量全部进入市场，电价浮动范围扩大至±20%且对高耗能企业不设上限。在发电、用电“两头”均建立起“能涨能跌”的市场化电价机制，将有利于推动电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场、容量市场等各类市场建设。通过给予市场价格变化更大的弹性空间，使得电价可以更加灵活地反映电力供需形势和成本变化。

“碳中和”背景下电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源运营行业将打开长期成长空间。在新能源发电投资的长期盛宴中，面临转型的传统电力企业将成为举足轻重的参与者。火电规模即将达峰，新能源将被打造为“第二成长曲线”。相较于纯粹的新能源运营商及民企为主的中上游产业链制造企业，其显著的优势是火电基本盘带来的强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。从规划来看，多家集团的新能源装机规模具有潜在 5 年 4-5 倍的空间，且在“双碳”目标指引下，兑现概率较高。

新能源运营凸显成长属性，火电资产亦有望迎来底部反转。火电基本面已处至暗时刻，煤价、电价、利用小时数等要素皆有望释放较大业绩弹性。“市场煤”和“计划电”的长期错位终将逐步修正，届时火电周期性弱化、回归公用事业属性，以稳定的 ROE 回报，创造充裕的现金流，并支撑转型发展的资本开支或可观的分红规模。新增产能急刹车后，随着全社会用电量持续可观增长，火电的利用小时数将在中期维度内步入上行区间。中长期来看，在未来以新能源为主体的新型电力系统中，火电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，并有望迎来新的成本回收机制。

我们强调：火电未来终将退出，但并非已成为夕阳资产，未来 5-10 年内仍为电力系统转型期的中流砥柱。火电生命周期的最后一轮现金流将助力传统火电央企的“二次创业”、“华丽转身”，昔日的火电龙头可能最有潜力成为未来的新能源巨擘。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）