发展绿色电力「中国能重塑世界格局吗」

时间：2023-02-10 13:33:05来源：搜狐

今天带来发展绿色电力「中国能重塑世界格局吗」，关于发展绿色电力「中国能重塑世界格局吗」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

【摘要】

2021上半年，电力板块一直呈现底部震荡趋势，三季度由于供需紧张、“拉闸限电”等现象，行业关注度不断提高，电力板块逆风起航。长期来看，在供给、需求以及价格的“三重奏”下，电力行业将迎来长期发展机遇。在全球能源革命和全球定价权的背景下，争夺是“碳中和”的核心，以光伏、风电等清洁能源为主体的新型电力系统是未来发展的重点方向。

综合考虑资源储量、度电碳排放量、发电成本等三方面因素，绿电将成为未来的能源枢纽，电价市场化改革有望推进电价进一步抬升，火电及新能源运营商均将受益。同时新型电力系统的建设也带来电力设备的新需求，在2022年政策宽信用的发力下，碳中和主线有望持续性受益，成为宽信用的着力点，绿电格局有望重塑。

一、行业回顾

1. 需求增速超预期

2021年前三季度，我国GDP为82.31万亿元，按不变价格计算，同比增长9.8%，高于6%以上的预期目标。其中，第一产业增加值5.14万亿元，增长7.4%；第二产业增加值32.09万亿元，增长10.6%；第三产业增加值45.08万亿元，增长9.5%。分季度看，Q1同比增长18.3%，Q2增长7.9%，Q3增长4.9%。

2021年伊始，1月份3次全国性的冷空气过程对冬季采暖用电需求产生了较强的刺激作用，而“就地过年”政策带来了节后快速复工复产的效果，进一步提升了各产业用电量需求。全球疫情持续肆虐之下，对国内产品的需求促使相关企业加快生产，推动用电增速连超预期。三季度全国大部分地区均经历了高温天气的考验，其中7月为历史同期第二高；9月为1961年以来历史同期最高。1-10月份，全社会用电量6.83万亿千瓦时，同比增长12.2%，比上年同期提高10.4个百分点，与2019年1-10月相比，两年复合增速达到7.3%。

1. 供给侧不足，“电荒”重现

2021年降雨持续偏弱，导致水电出力捉襟见肘；核电相比上年同期仅新增两台机组，在机组检修等因素限制下，利用小时数的提升空间有限；因此在需求持续旺盛的背景下，供给侧仅靠煤电勉力支撑。但能耗双控和煤价飙升，均对煤电的出力形成制约，“电荒”再度上演。

与上年同期相比，水电发电量在总发电量中的占比下降2.1个百分点，火、核、风、光分别上升了0.6、0.1、1.2、0.3个百分点。

1. 行业盈利端快速恶化

前三季度，电力行业84家上市公司中，实现归母净利润同比增长的有36家，另有2家公司扭亏为盈；有30家公司归母净利润同比下降，另有8家出现亏损、8家持续亏损。其中第三季度有24家公司实现归母净利润同比增长，另有3家扭亏为盈；归母净利润同比下降的有28家公司，另有20家出现亏损、9家持续亏损。

全行业营业收入、营业成本、归母净利润同比分别增长21.8%、增长36.4%、下降25.3%。第三季度，全行业营收、成本、归母净利同比分别增长19.8%、增长45.6%、下降66.8%，对比2019年三季度，同期CAGR分别为12.1%、20.9%、-32.0%；毛利率、净利率分别为12.3%、4.0%，比2020年三季度分别回落15.6、12.7个百分点。

二、2022年展望：开启上行周期

1. “现行”政策终获全面接受，电价突破上行关口

电力的紧缺在市场化交易制度下的电价变化中必然会得到体现。8月17日，水电大省广西的电力交易中心发布《广西电力市场风险提示书》，表示因省内用电负荷激增，而高温、电煤紧张、电厂发电能力不足，广西进入电力、电量“双缺”的状态，率先宣布了“缺电量”时期的到来。全国各个地区之间的供需状况存在较大差异，“电荒”现象在部分地区表现得更加明显。

外来电的紧缺，造成对外依存度较高、且本地用电增速较快的广东、浙江、上海、江苏等发达沿海发达省份不得不挖掘本地机组的潜力，而这些地区的装机结构基本以火电为绝对主力，而火电也是目前电力市场化交易的主体。

9月10日，山东省发布《关于进一步做好全省2021年电力中长期交易工作有事项的通知》，明确参与市场的燃煤发电电量，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过市场化方式，在“基准价上下浮动”范围内形成，最高不超过现行燃煤发电基准价格的110%（434.4元/兆瓦时），最低不低于现行燃煤发电基准价格的85%（335.7元/兆瓦时）。这其实是对2019年10月21日国家发改委发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》 (发改价格规〔2019〕1658 号)进行了再次明确，但此前各地出于自身利益的考虑，均选择性地只执行了“下浮”，即使在已经出现“缺电”的情况下仍刻意忽视“上浮”条款的存在，但政策纠偏不会缺席。

2. 电力改革提速

高煤价下火电发电意愿减弱，电价市场化需从供给端解决问题，2021年是中国电力市场化改革重要节点。燃煤发电、工商业用户全部进入电力市场，煤电价格浮动范围扩大为上下浮动区间不超过20%，高耗能企业不受区间限制，多省电价已经开启市场化上调。

2021年10月11日，发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，市场化规模大幅提升，燃煤发电电量全部进入电力市场；推动工商业用户全部进入市场，取消工商业目录销售电价。

在电价端，价格浮动范围扩大为上下浮动区间不超过20%，高耗能企业不受区间限制；保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。优化资源配置，通过市场化方式构建以新能源为主体的新型电力系统建设，支撑新型电力系统建设,服务能源绿色低碳转型，电力市场化后各用户可通过市场自发调节用电行为，有利于更好发挥电力需求侧的调节潜能。

3、绿电传导机制开始顺畅，需求量限制增加。

绿电是排碳水平较低、对环境影响较小的电力，主要来源是光伏、风力、水电等。在绿电追溯认证机制以及交易平台建立后，相比于使用火电，绿电的使用者可以直接减少排碳量，同时减少未来潜在的碳成本，排碳企业在实现碳减排的过程中，如果选择购买绿电，则核算排碳量直接降低；如果选择购买CCER(核证自愿减排量)则是实现相对高排碳后的对冲补偿机制。即便碳交易市场（碳配额交易与CCER交易市场）没有起到较强的减排作用，绿电同样可以起到减排目的，预计企业端更倾向于前者。

目前，我国正在推动企业端高比例的能源、电力市场化交易机制和价格传导机制，同时，政策也强调“双碳”目标要积极运营市场化手段，所以能源消费者理应承担更多碳成本，这样可以有效的推动能源消费者自身的节能措施和效率的提升。而随着碳价交易的上升，绿电的渗透率会进一步提升。

三、产业链方向梳理

双碳战略下，电力行业深度脱碳，其余行业深度电气化为必由之路。能源消费减碳，必须加快以电代煤、以电代油、以电代气，大力提升工业、交通、建筑领域电气化水平，带动电力需求行情持续增长，我们具体来看下不同的细分行业机会。

1. 火电：供需偏紧，市场化点金边际改善

从利用小时来看，今年1-9 月我国火电利用小时为3339小时，较去年同期上升280个小时。

长期来看，我们预测我国电力需求增长中枢有望保持在5%左右，而随着煤电去产能政策持续推进，火电装机增速将长期处于低位，火电利用小时平稳渐进的趋势仍将长期维持。考虑到2021年用电需求向好叠加2020年低基数效应，我们在10%的用电增速假设下，测算电力供需平衡如下表所示，预期2021年火电利用小时为4511 小时，同比增长295小时，火电利用小时将迎来确定性改善。可再生能源稳定性不足加之当前我国电力装机中火电仍占有较高比例，因而短期内风光替代火电仍不可行，火电装机仍具有其存在必要性。成本下行电价抬升下，火电公司业绩或将提升，加之电站资产价值重估，火电公司估值有望进一步提升。

相关受益公司：华能国际、华电国际、吉电股份、国电电力、大唐发电等。

2.核电：能否超预期，关键看审批

核电作为零碳排放的电源类型，有助于优化能源结构，对于减排具有不可替代的作用。国内在确立“华龙一号”的主力堆型地位后，即已开始逐步加强投资力度；“3060”目标提出后，核电的投资强度得到进一步提升。

2021年1-10月，全国核电工程完成投资额395亿元，达到近7年同期最高值，接近于“十二五”核电建设高峰期的水平；同比增长52.3%，比上年同期提高42.4个百分点，2019-2021年同期CAGR达到29.4%。在2021年4月一次性核准了“4大1小”五台新机组后，直至11月中旬，仍未有其他新机组获批放行。力推的山东石岛湾、海南昌江、福建霞浦“三大核电基地”，后续项目的规划尚待明确。根据此前市场和行业的预期值，2021 年达成目标仍有较大不确定性。未来整个行业的发展如果想要达到、甚至超越预期，还需要政策、企业、产业链多方协同努力推进。

核电相关公司：中国核建、上海电气、中核科技、江苏神通、应流股份、佳电股份等。

3.光伏：重视供给端的变化

光伏行业景气度持续上行，2022年光伏装机有望进一步增长。根据CPIA数据，乐观情况下，2021年全球新增光伏装机量有望达170GW，同比增长31%；2022年全球新增光伏装机量有望达225GW，同比增长32%；预计2030年全球新增光伏装机量将超350GW。根据IRENA预测，到2050年，全球光伏发电的装机规模将超过8500GW，风电装机规模超6000GW，二者合计占全球电力装机的72.5%。

光伏已经进入全面平价发展大时代，在碳中和大背景下，行业涌现发展新模式、新技术不断取得突破。展望2022年，我们建议重视长期成长的环节和龙头的布局机会，主要看好三个方面：

短期看好分布式大市场、电力市场化改革等后周期机会，尤其是屋顶分布式和储能。光伏天然适合分布式，目前BIPV、风光储配套政策已出台，整县推进第一批名单已落地，后续静待相关企业业绩增量释放，正泰电器、晶科科技、林洋能源等公司受益。

中期看好技术进步带来的增量机会。技术创新推动行业成本下降，进一步打开行业空间、优化竞争格局，颗粒硅、HJT、大尺寸组件、低温银浆等均存在技术突破空间，保利协鑫能源、迈为股份、帝科股份等公司受益；

长期看好核心成长的环节。首先是终端品牌、渠道能力强的组件、逆变器等环节，未来集中度有望进一步提升；其次是壁垒高的硅料、胶膜等环节，未来较长时间内供需都将比较紧张。隆基股份、通威股份、阳光电源、天合光能、福斯特等公司受益。同时2022年是优质供给端释放的关键一年。展望2022年，硅料、EVA粒子等新产能陆续释放，有望缓解原材料供需紧平衡局面，产业链产能错配现象或将缓解；光伏各环节价格有望回归适当水平，各环节盈利重新分配，下游需求快速增长，组件、逆变器环节有望受益。

4. 风电：平价时代陆风竞争力凸显，降价有望支撑海风招标水平

复盘十三五期间风电技术发展历程，降本措施主要分为精细化管理和风机大型化两个方面。通过风能评估、低风速风机、微观精细化选址以及智能运维等技术，不断提升风电的运营效率。在机组方面，大型化风机的输出功率和迎风面积更高，进一步降低单位功率风电投资成本。

根据明阳智能于北京国际风能大会披露的资料，第二代陆上风机功率已经达到3MW级，对应叶片160 m，柔性塔筒高度120-140m。随着北方风电平价大基地推进，第三代陆上风机产品装机量大幅提升，我们认为4.x-5.xMW 风机有望在十四五期间快速普及。风机功率最高可达10MW，对应叶片200 m，塔筒高度100-160m，尺寸均较第二代产品大幅提升，进一步降低风电的度电成本。

大基地与驭风计划支撑风电需求，风机价格快速下降激发风电场开发需求。我们预计22年风电装机量约50-55GW：

1）陆风：4MW级别风机9月底价格下探至2326元/KW（同比-26.46%），风机价格下降带动招标量提升，1-3Q21风机招标量41.9GW（同比 115.1%）。大基地和驭风计划需求释放，合计61.75GW风光大基地项目已经启动。

2）海风：抢装进入尾声，风机招标价格大幅下降。据我们测算，风机价格从7095元/KW下降至3830元/KW，下游海风电站IRR上升约3%，开发意愿增强有望带动22年海风招标量提升。

整体来看，风机降本需要从更长的时间维度进行考量，期间具备较强供应链整合能力、风机平台化建设能力、以及较强成本管控能力的风机企业将在此轮风机降价浪潮中脱颖而出，相关公司有天顺风能、金雷股份、日月股份等；风机龙头明阳智能、金风科技等。

5. 水电：投产周期已过半，现金奶牛属性

水电业务是典型的现金牛业务。由于水电企业大部分成本来自折旧，因此水电企业现金流通常高于净利润。以长江电力、华能水电、桂冠电力、黔源电力为例，4家上市公司2020年的经营活动现金流量净额均远高于其归属母公司股东的净利润。水电电费结算及时，应收账款回收率高。以川投能源重要参股公司雅砻江水电为例，公司按照月度售电电量据实结算，一般公司开具电费结算单后次月即可收回电费，公司近几年电费应收账款回收达到100%；雅砻江水电公司采用汇款或汇票方式实现全额回收，汇票比例约占电费总额的3.64%（统计时间为近三年）。

2017-2020年间，我国水电产业几乎无大型水电项目投产，期间水电装机增速较低。近年，我国大型水电项目包括位于全国第一大水电基地金沙江下游的乌东德、白鹤滩水电站以及位于全国第三大水电基地雅砻江中游的两河口、杨房沟等大型电站预计都将在今明两年完成投产，届时将为相应上市公司贡献业绩增量。

水电行业核心标的：长江电力、川投能源、华能水电等。

6. 智能电网

由于风电、光伏甚至水电的出力不稳定，以及用电时间的错配，电网消纳不足，电网的需求提升。南网发布“十四五”电网发展规划，“十四五”期间规划投资约6700亿元，加快数字电网建设和现代化电网进程，推动以新能源为主体的新型电力系统构建。总量上是温和增长；结构方面，重点是加快数字化、现代化进程，推动新型电力系统构建。“十四五”期间，南方五省区将新增风电、光伏规模1.15亿千瓦，抽水蓄能600万千瓦，推动新能源配套储能2000万千瓦（对应满足1亿千瓦新能源并网需求），2025年，五省电源装机总规模达到6.1亿千瓦，非化石能源装机、发电量占比提升至60%、57%。

我们统计，未来五年全国电网投资总额或将超过3万亿元，相比“十三五”期间增加16%，配电环节成为未来智能电网建设重心。我们预计，2024年我国电力自动化市场将达到1892亿元，2020-2024年CAGR将达到15%。电力自动化设备赛道景气提升，投资价值凸显。