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1、电力改革加速,商品属性渐显电力改革加速,商品属性渐显电力行业电力行业20222022年投资策略年投资策略证券研究报告证券研究报告2021年11月24日行业评级:增持投资要点(行业评级:增持)投资要点(行业评级:增持)01“电荒”推动改革,市场化有序推进“电荒”推动改革,市场化有序推进2021年“电荒”重现,核心原因在于供给不足,回顾电改历程,中国经历集资办电、市场主体塑造、市场化改革三个过程,市场化机制逐渐形成,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。02030420212021为国内电力改革重要节点为国内电力改革重要节点高煤价下火电发电意愿减弱,电价市场化从供给端解
2、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。借鉴海外经验,供需成本决定电价借鉴海外经验,供需成本决定电价趋势趋势复盘海外国家电改经验,实施各环节分离、开放销售,建立不同电价交易机制,通过有效竞争,实现资源最优利用。改革后电价先降后升, 电价中长期均为上升趋势。还原商品属性,产业格局变迁,电力将延续紧平衡还原商品属性,产业格局变迁,电力将延续紧平衡电力改革还原商品本质属性,结构将由市场电为主、计划电为辅,转变为市场电源多元化、计划电为辅的格局。火电中期仍居
3、发电主体地位,新能源发电渗透率提升空间巨大;电气化及新兴产业发展带动电力需求持续增长,预计十四五期间电力供需紧平衡延续。05推荐有成长性的新能源发电公司,及传统能源转型新能源发电公司推荐有成长性的新能源发电公司,及传统能源转型新能源发电公司投资主线:新能源发电:绿电交易市场规模成长、量价齐升;火电:受益煤价下跌电价上涨,新能源转型双轮驱动;水电:电价增长+有装机增长+高比例分红;核电:政策积极发力,十四五核电发展有望加速。风险提示:宏观经济增长不及预期;进口煤大规模进入;供给超预期释放。目录目录“电荒”推动改革,市场化有序推进“电荒”推动改革,市场化有序推进0101借鉴海外经验,供需成本决定电
4、价趋势借鉴海外经验,供需成本决定电价趋势0202产业格局变迁,电力将延续紧平衡产业格局变迁,电力将延续紧平衡0303调价开启,优质火电价值提升,绿电调价开启,优质火电价值提升,绿电规模加速扩张规模加速扩张0404【1 1】20212021电力市场复盘:“电荒”再现,改革势在必行电力市场复盘:“电荒”再现,改革势在必行 用电需求超预期叠加能源双控政策考核趋紧,用电需求超预期叠加能源双控政策考核趋紧,20212021年电力供需紧张倒逼市场改革。年电力供需紧张倒逼市场改革。资料来源:政府官网、北极星电力网、wind、国泰君安证券研究图1:2021年电力行业复盘20002400280032003600
5、01-0101-0801-1501-2201-2902-0502-1202-1902-2603-0503-1203-1903-2604-0204-0904-1604-2304-3005-0705-1405-2105-2806-0406-1106-1806-2507-0207-0907-1607-2307-3008-0608-1308-2008-2709-0309-1009-1709-2410-0110-0810-1510-2210-2911-0511-1211-19电力指数电力指数江苏发改委明确提出省内电力供应存在硬缺口,上调峰期电价。受用电高增速、西南降雨偏枯等多方面影响,多地用电再度紧张。
6、广东省部分省市制定有序用电指标;云南对各地州用电企业开始应急错峰限电。迎峰度冬期间湖南、内蒙、浙江、江西等地用电供需形势严峻,陆续执行有序用电方案。国务院发布“优化分时电价,扩大峰谷价差”通知,引导用户削峰填谷,改善电力供需状况。国务院常务会议提出煤电全部进入电力市场,电价浮动范围调整为均不超过20%,且高耗能行业不受此限制。用电需求超预期叠加能源双控政策考核趋严,限电潮席卷全国,20多个省份出现限电现象。中共中央、国务院提出全面推进电力市场化改革,完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制。统筹推进碳排放权、用能权等市场建设,加强市场机制间的衔接与协调。限电事件改革措施【1 1】国内电国
7、内电改复盘改复盘雏形阶段雏形阶段: :集资办电(集资办电(61996年)年) 政策目标:运用市场价格机制动员资金解决电力供应短缺政策目标:运用市场价格机制动员资金解决电力供应短缺时代背景时代背景1)改革开放后我国经济高速发展,电力需求强劲,造成了持续而严重的电力短缺;2)需求猛增倒逼电力建设投入,但电力工业属于资金密集型行业,中央政府难以独立和集中解决资金投入问题,资金缺口非常大。政策措施政策措施1)1985年国家出台关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定,提出了集资办电政策,期望地方政府、个人和国(境)外企业投资建设电厂;2)与集资办电配套还本付息电价政策,各省可根据
8、电力短缺程度不同,对还本付息年限(即电价)做差异化选择。政策效果政策效果1)通过电力投资体制改革,极大地激发了电力投资积极性,中国电力工业得到了快速发展。2)资金动员本质上是通过高电价实现,各省份通过抬高电价吸引投资,电价水平高低与电厂的所有制有关,电厂私有化程度越高,电价水平越高。图图3 3:19991999年各所有制电厂中私有化程度与上网电价正相关年各所有制电厂中私有化程度与上网电价正相关图图2 2:19851985年后电力装机增速明显加快年后电力装机增速明显加快资料来源:wind、我国电力市场化改革的回顾与展望叶泽、国泰君安证券研究【1 1】国内电国内电改复盘改复盘市场塑造市场塑造: :
9、政企分开、厂网分离(政企分开、厂网分离(42014年)年) 政策目标:在电力工业中建立整体市场经济体系,提高行业运行效率政策目标:在电力工业中建立整体市场经济体系,提高行业运行效率 时代背景:时代背景:以“集资办电”形式体现的电力市场改革取得明显成效,坚定了政府在电力工业中建立市场经济体系的决心和信心,政府决定扩大市场经济改革的范围。 政策措施:政策措施:1)政府首先开始了政企分开改革,塑造市场竞争和政府管制的市场主体;2)2002年国务院出台关于电力体制改革的5号文件,按照确定“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则改革。 政策效果:政策效果:1)实现了政企分离
10、、厂网分开,在发电侧引入了竞争机制,为发电侧市场塑造了市场主体。2)“输配分开、竞价上网”改革阻力极大,2002年厂网分离完成后,直到2014年电力市场改革停滞不前。成立国家电力公司,与电力工业部同时运行,电力工业从形式上实现了政企分开。1997年年电力工业部被撤销,国家电力公司承接了电力工业部所管的全部资产,电力工业正式从中央层面实现了政企分开。1998年年国务院出台关于深化电力工业体制改革有关问题的意见,开始各省电力工业政企分开改革试点工作1998年年国内大部分省份完成了电力工业政企分开改革。2001年年按照确定“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则,将原国家电力公司一分为十一,
11、成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团和四家辅业集团公司。2002年年资料来源:政府网站、国泰君安证券研究【1 1】国内电国内电改复盘改复盘新一轮市场化改革(新一轮市场化改革(20152015至今)至今) 政策目标:理顺电价形成机制,建立“市场交易价格政策目标:理顺电价形成机制,建立“市场交易价格+ +输配电价”新电价形成机制。输配电价”新电价形成机制。 2015年制定“有序放开输配以外的竞争性环节电价” 的总体思路; 2019年放弃固定标杆电价构建基准价+上下浮动”的市场化价格机制; 2021年推动发电端煤电交易、售电端工商业用户全部市场化。资料来源:
12、政府网站、国泰君安证券研究年份年份关键文件关键文件政策核心内容政策核心内容重要意义重要意义2015年关于进一步深化电力体制改革的若干意见1)有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本放开配售电业务,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;2)推进交易机构相对独立,规范运行;继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究;3)进一步强化政府监管,进一步强化电力统筹规划,进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。制定深化电力体制改革的总体思路和基本原则2019年国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见1)放弃燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制,改为“基准价+上下
13、浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%;2)国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。放弃固定标杆电价,构建能够有效反映电力供求变化的价格形成机制2021年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1)有序放开全部燃煤发电电量上网电价; 2)将燃煤发电市场交易价格浮动范围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。电力现货价格不受上述幅度限制; 3)推动工商业用户都进入市场,取消工商业目录销售电价,鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性
14、优惠政策。发电端煤电全部市场化交易,售电端工商业用户全部市场化表表1 1:20152015年来电力改革核心政策梳理年来电力改革核心政策梳理【1 1】20212021年是中国电力市场化改革重要节点年是中国电力市场化改革重要节点 煤价大幅上涨,火电发电意愿减弱,供给的问题通过供给来解决20212021下半年以来的电荒表象在于高用电需求,根本矛盾在于供给不足。下半年以来的电荒表象在于高用电需求,根本矛盾在于供给不足。煤炭价格高企致使火电发电意愿减弱,电价市场化从供给端解决问题。煤炭价格高企致使火电发电意愿减弱,电价市场化从供给端解决问题。数据来源:wind,国泰君安证券研究图图4 4:2021202
15、1年煤炭价格大起大落年煤炭价格大起大落【1 1】20212021年是中国电力市场化改革重要节点年是中国电力市场化改革重要节点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端:市场化规模大幅提升: 1)燃煤发电电量全部进入电力市场; 2)推动工商业用户全部进入市场,取消工商业目录销售电价。电价端:电价市场化浮动空间更大,兼顾公用属性: 1)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; 2)保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。数据来源:中国政府网,国家发改委,国泰君安证券研究图图5 5:燃煤发电量市场化交易结构燃煤发电
16、量市场化交易结构图图6 6:用电量增速用电量增速- -能源消费增速差值能源消费增速差值【1 1】20212021年是中国电力市场化改革重要节点年是中国电力市场化改革重要节点 电力改革终极目标: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电力改革终极目标: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1 1)不同类型、不同规模电源,过去实际发电过程中并未实现效率最大化,电力改革后,市场化手段将使得高效机组多发)不同类型、不同规模电源,过去实际发电过程中并未实现效率最大化,电力改革后,市场化手段将使得高效机组多发满发,将为下游提供质优价廉、安全的电力产品和服务
17、,促进经济稳健运行。满发,将为下游提供质优价廉、安全的电力产品和服务,促进经济稳健运行。2 2)支撑新型电力系统建设)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电力需求侧的调节潜能。日期日期政策名称政策名称主要内容主要内容改革背景改革背景核心目的核心目的2021/5/25国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革,平稳推进销售电价改革。1)新能源大规模
18、发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势出现;2)煤电机组因为发电严重亏损财务压力巨大,煤电出力受阻,电力供需极度紧张。1)推动构建新型电力系统,助力碳达峰、碳中和目标实现;2)理顺输配电价结构,全面放开竞争性环节电价,加快构建全国统一电力市场体系;3)运用市场化手段和改革措施保证电力供应;4)引导用户削峰填谷、改善电力供需状况2021/7/26国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知1)优化分时电价机制:完善峰谷电价机制;建立尖峰电价机制;健全季节性电价机制;2)强化分时电价机制执行:明确分时电价机制执行范围;建立分时电价动态调整机制;完善市场化电力用户执行方式。2021/
19、10/8 国务院常务会议有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场,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。2021/10/11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1)有序放开全部燃煤发电电量上网电价; 2)将燃煤发电市场交易价格浮动范围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。电力现货价格不受上述幅度限制; 3)推动工商业用户都进入市场,取消工商业目录销售电价,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。2021/1
20、0/24中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见全面推进电力市场化改革,加快培育发展配售电环节独立市场主体,完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制,扩大市场化交易规模。2021/10/26国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知统筹推进碳排放权、用能权、电力交易等市场建设,加强市场机制间的衔接与协调。数据来源:中国政府网,国家发改委,国泰君安证券研究表表4 4:20212021年来电力改革核心政策梳理年来电力改革核心政策梳理目录目录“电荒”推动改革,市场化有序推进“电荒”推动改革,市场化有序推进0101借鉴海外经验借鉴海外经验,供需成本决定电价趋势
21、,供需成本决定电价趋势0202产业格局变迁,电力将延续紧平衡产业格局变迁,电力将延续紧平衡0303调价开启,优质火电价值提升,绿电规模加速扩张调价开启,优质火电价值提升,绿电规模加速扩张0404【2 2】 海外电改经验海外电改经验美国美国 美国电力体制改革的四个步骤:美国电力体制改革的四个步骤:限制垄断企业的市场力量,实行输电、发电和销售功能分离;建立独立的输电代理机构和电力交易市场;开放销售市场,取消批发价格的规制,允许消费者直接选择电力供应商;区域配电网公司基本上保持垄断经营。资料来源:wind、EIA、国泰君安证券研究图7:2000年以来美国居民及工业销售电价(美分/千瓦时)表2:美国电
22、力市场化改革进程年份改革政策/机构改革内容1978公共事业管制政策法案提高发电侧竞争力1992能源政策法案私人投资准入电网环节1996美国能源管制委员会放开输电网的公开接入,开放电网,厂网分离,松开两头1999美国能源管制委员会成立区域性输电联盟20052005年美国能源法案 加速电网建设,刺激输电投资2015清洁电力计划促进可再生能源发展;减少化石燃料发电率 美国电价美国电价趋势趋势:2000年以来销售电价持续上涨,2008年以前涨幅较高,2008年后受经济增速放缓影响涨幅较低。【2 2】 海外电改经验海外电改经验英国英国资料来源:wind、EIA、Eurostat、国泰君安证券研究自20世
23、纪80年代来,共发起了三次电力改革,建立了不同特色的电价交易机制电力库模式:核心是设计并创建出高效的全国性电力批发市场,打破地域限制,并将输配环节与发、售电分离。NETA模式:建立起基于中长期合同,兼以短期现货与平衡机制的交易环境。将发、输、配、售4个环节独立开来。低碳化模式:英国2011年7月发布电力市场化改革白皮书(2011),开启新一轮以促进低碳发展、保障供应安全为核心的电力市场化改革,针对部分对象实施差价合约和容量市场机制。图8:1995年以来英国居民及非居民销售电价表3:英国电力市场化改革进程年份改革目标电力市场新市场运行机制1989年促进电力市场化Pool(电力库)模式集中交易,现
24、货市场完全竞争。2001-2007年建立新的电力交易机制NETA模式、BETTA模式期货市场(双边交易)为主,现货市场为辅2011年低碳转型合理价格低碳化模式基于差价合约的上网电价;建立容量市场碳价机制等。【2 2】 海外电改经验海外电改经验日本日本资料来源:日本统计局、日本电力市场建设对我国的启示李鹏、国泰君安证券研究 改革方向:改革方向:日本由于资源匮乏等原因并未效仿西方国家,而是在政府管制下进行了有限的自由化改革。 改革历程:改革历程:历经五次电力市场改革,日本在发电侧与售电侧引入竞争,实现零售自由化,并推动售电侧全面开放。但电力市场整体仍处于区域垄断模式,大型电力公司未完成法律分离。
25、电价趋势:电价趋势:1995年电改后电价下降,2011年福岛核事故后电力紧缺,电价波动上行。图9:1970年以来日本电力销售价格指数图10:日本电力市场售电侧自由化演变进程注:日本未长期连续公布全国电价水平,此处采用日本统计局公布的电力CPI定基指数,以1970年为基期100。【2 2】海外电力改革海外电力改革英日市场化改革推行初期电价下降英日市场化改革推行初期电价下降资料来源:日本统计局、EIA、Eurostat、国泰君安证券研究1 1)市场化改革前电价偏高:)市场化改革前电价偏高:日本1995年之前日本电力行业由十大公司垄断经营,电价绝对水平普遍高于欧美,电改后引入竞争电价下降。英国电力库
26、改革期间78%的电量电价由国家电力公司、电能公司两家公司报价所决定,市场电价被两家公司所垄断,电量报价偏高。2 2)需求端用电量冷清:)需求端用电量冷清:日本电改初期1994-2001年用电量增速从6.53%一路下降至2001年的-1.66%,英国2000-2004年用电量增速从2.20%下降至0.09%。图11:日本电改初期用电量增速快速下滑图12:英国NETA模式改革初期用电需求亦较弱注:日本未长期连续公布全国电价水平,此处采用日本统计局公布的电力CPI定基指数,以1981年为基期1。【2 2】海外电力改革启示海外电力改革启示电价存在提升空间电价存在提升空间资料来源:EIA、Eurosta
27、t、国泰君安证券研究图13:我国居民电价低于工业电价图14:英国主要电源发电量结构及居民电价2 2)市场化机制下低碳转型推升电价:)市场化机制下低碳转型推升电价:英国自2011年低碳转型后,风电光伏合计发电量十年增长756%,2020年发电量为884亿千瓦时,占总发电量比例30%。过去十年风光发电成本较高,市场化机制下成本传导较为通畅,居民电价十年上涨一倍。1 1)市场化机制下居民电价高于工业电价:)市场化机制下居民电价高于工业电价:由于居民用电具备用电时段集中、用电规模小等特征,单位用电成本高于工业用电,市场化电价机制下全球范围内居民电价均高于工业电价。我国由于交叉补贴的存在,居民电价比工业
28、电价低。据国际能源署统计,2019年居民销售电价在OECD成员国中排名倒数第二,工业电价排名倒数第十,居民电价低于工业电价,且两者均处于较低水平。目录目录“电荒”推动改革,市场化有序推进“电荒”推动改革,市场化有序推进0101借鉴海外经验,供需成本决定电价趋势借鉴海外经验,供需成本决定电价趋势0202产业格局变迁,电力将延续紧平衡产业格局变迁,电力将延续紧平衡0303调价开启,优质火电价值提升,绿电规模加速扩张调价开启,优质火电价值提升,绿电规模加速扩张0404【3 3】电力:商品属性将逐步显现电力:商品属性将逐步显现电力电力特点特点同质化、标准化商品即发即用,以销定产电源不同,成本、出力曲线
29、不同电力电力市场市场计划电:量价由政府政府决定市场电:量价由供需供需决定两个市场计划电为主,市场电为辅,且市场电浮动大大受限。过过去去市场电为主,计划电为辅,市场电浮动上下限扩大。现现在在市场电继续扩容,市场结构多元化,计划电仅少量存在。未未来来改革改革资料来源:国泰君安证券研究【3 3】供给新格局,构建以新能源为主体的电力系统供给新格局,构建以新能源为主体的电力系统 近十年风光新增装机量增长迅猛。近十年风光新增装机量增长迅猛。近年来风光新增装机量不断增加,2020年新增风电装机7167万千瓦,占比37.6%,光伏新增装机4820万千瓦,占比25.3%,风光已成为新增装机的主导力量。风光发电量
30、随装机量增加而大幅增长,预计2011-2020年十年期间风光合计发电量累计增长553%,CAGR为21%。图图1616:20202020年风光合计新增装机占比为年风光合计新增装机占比为63%63%图图1515:风光新增装机近年保持高增长:风光新增装机近年保持高增长图图1717:20202020年风光合计新增装机占比为年风光合计新增装机占比为63%63% 火电仍居发电主体地位,新能源发电渗透率提升空间巨大。火电仍居发电主体地位,新能源发电渗透率提升空间巨大。2021年前三季度火电发电量43273亿千瓦时,占比仍高达71.27%,风光合计发电量5387亿千瓦时,合计占比8.87%,后续渗透率提升空
31、间较高。数据来源:wind,国泰君安证券研究【3 3】供给新格局,构建以新能源为主体的电力系统供给新格局,构建以新能源为主体的电力系统 目标:目标:到2025年非化石能源消费比重达到20%左右;到2030年非化石能源消费比重达到25%左右,风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上;到2060年非化石能源消费比重达到80%以上。 构建以新能源为主体的电力系统:构建以新能源为主体的电力系统:预计到2025年,非化石能源装机达到16.95亿千瓦,占比56.44%,其中风光装机合计达到11.35亿千瓦,占比37.80%;到2030年,非化石能源装机达到25.69亿千瓦,占比67.53%,其中风光装
32、机合计达到18.25亿千瓦,占比47.98%。容量占比容量占比容量占比容量占比容量占比风电风电2.812.8%5.3217.7%821.0%2229.8%2532.0%太阳能发电太阳能发电2.511.4%6.0320.1%10.2526.9%34.546.7%3848.7%水电水电3.716.9%4.2514.2%5.5414.6%7.410.0%7.69.7%煤电煤电10.849.2%11.638.6%10.527.6%34.1%00.0%气电气电0.984.5%1.484.9%1.854.9%3.34.5%3.24.1%核电核电0.52.3%0.72.3%1.082.8%22.7%2.53
33、.2%生物质及其他生物质及其他0.673.1%0.652.2%0.822.2%1.72.3%1.82.3%合计合计非化石能源装机占比非化石能源装机占比风光装机占比风光装机占比24.15%37.80%47.98%76.45%80.67%46.33%56.44%67.53%91.47%95.90%2020年2020年2025年2025年2030年2030年2050年2050年2060年2060年21.9530.0338.0473.978.1表表5 5:20202020- -20602060年我国电源装机总量及结构估算(单位:亿千瓦)年我国电源装机总量及结构估算(单位:亿千瓦)数据来源:wind,国
34、泰君安证券研究【3 3】电气化及新兴产业发展带动电力需求持续增长电气化及新兴产业发展带动电力需求持续增长 除三产外,2020年以前用电增速普遍低于GDP增速。2012-2020年,我国经济结构转型,2015年开启供给侧改革,高耗能产业增速下滑导致用电增速低于GDP增速,而三产则在电动车、5G基站和数据中心等的带动下,用电增速持续高于三产GDP增速。2018年,全国开展电能替代新增电量约为1550亿千瓦时,拉动全社会用电量增长近2.4个百分点,二产受益于工业窑炉改造等电能替代,用电增速高于二产GDP增速。图图1818:用电量增速:用电量增速- -GDPGDP增速差值增速差值(8)(6)(4)(2
35、)0246总计二产三产图图1919:用电量增速:用电量增速- -能源消费增速差值能源消费增速差值4.67 1.70 3.80 1.10 -0.78 3.31 3.37 4.99 1.20 0.90 5.60 (2)(1)0000021.9数据来源:wind,国泰君安证券研究 2021年前三季度,电气化及新兴产业发展拉动用电增速高于GDP增速。2021年前三季度GDP两年复合增速9.8%,全社会用电量两年复合增速12.9%,高于GDP增速3.1个百分点,除三产外,二产用电增速也高于GDP增速,主要受益于电气化
36、率提高和新兴高耗能产业发展(如光伏多晶硅)。 2021年前三季度全社会用电量增速高出能源消费总量增速5.6个百分点,为近10年来新高,进一步反映电气化率提高。【3 3】电气化及新兴产业发展带动电力需求持续增长电气化及新兴产业发展带动电力需求持续增长 双碳目标下,电气化持续推进拉动电力需求持续增长。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。当前我国电能在终端能源消费中的占比仅 27%左右,根据全球能源互联网发展合作组织预测,到2030年、2050年、2060年电能占终端用能的比重有望分别
37、达到33%、57%和66%。 新兴产业发展带动电力需求增长。数据中心、5G基站、高端设备制造业、以及光伏多晶硅等新兴产业的发展将带动用电需求持续增长,远期来看,电解水制氢也将进一步提高用电需求。图图2020:电能占终端用能比重逐渐提高:电能占终端用能比重逐渐提高(100)(50)0500300350(%)全社会用电量充换电服务业信息传输、软件和信息技术服务业光伏设备及元器件制造图图2121:充换电和光伏设备当月用电增速远高于全国水平:充换电和光伏设备当月用电增速远高于全国水平数据来源:wind,国泰君安证券研究【3 3】十四五期间,电力供需紧平衡延续十四五期间,电力供需紧
38、平衡延续 “十四五”期间我国传统电源增速下滑明显:1)火电:双碳目标下,煤电受到严格管控,新增装机受限,同时伴随着老旧机组逐步淘汰,预计“十四五”期间煤电装机净增量较少,“十四五”后煤电装机总量开始下降。2)水电:优质可开发规模有限,2021-2022年乌东德、白鹤滩、两河口、杨房沟投产后,我国除西藏外的水电资源已基本开发殆尽,目前西藏段水电开发尚存在成本较高,难度较大等问题,还未有实质进展。3)核电:由于2016-2018三年核电项目零审批,核电的建设周期在5-6年,按照建设进度,2021-2022两年投产小高峰后,下一个投产高峰要等到2026年。表表6 6:十四五期间大型水电站投产进度:十
39、四五期间大型水电站投产进度2021年年2022年年2023年年2024年年2025年年乌东德340白鹤滩4001200两河口200100杨房沟150双江口100100托巴140合计0100投产规模投产规模(万千瓦)(万千瓦)水电站水电站表表7 7:在建核电机组投产时间:在建核电机组投产时间数据来源:公司公告,国泰君安证券研究【3 3】十四五期间,电力供需紧平衡延续十四五期间,电力供需紧平衡延续 十四五期间,电力需求持续增长,而传统电源增速下滑明显,电力需求增长主要靠新能源发电支撑,预计电力供需紧平衡延续。虽然新能源发电装机增速较快,但由于其发电效率较低,利用小时数远低于核
40、电、火电等传统电源,加之新能源发电具有不稳定不可控性,目前电网调峰储能能力有限,预计十四五期间,新能源难以完全弥补传统电源增速调档带来的供给缺口,电力供需趋紧形势将延续。 煤电利用小时数维持高位。2021年1-9月,煤电利用小时数3450小时,同比高增318小时,由于新能源难以完全弥补传统电源装机增速调档带来的供给缺口,而煤电新增装机受限,仍为供电主力,预计十四五期间煤电利用小时数将维持高位。2021E2022E2023E2024E2025E全社会用电量(亿千瓦时)83069501998347一产97731377二产55927580876030862
41、09563631三产56251653317407居民42551510815932同比10.59%4.92%4.85%3.99%3.50%发电量煤电50085281852746天然气发电278913861核电39524256444646365054水电55801586516055风电634272358232933510542光伏361497254生物质发电526252835非化石能源发电量占比36.30%38.01%39.23%40.63%42
42、.44%累计装机容量(亿千瓦)23.0724.6426.2827.9529.8煤电1111.211.411.511.6天然气发电1.081.181.281.381.48核电0.540.580.590.630.7水电3.94.054.154.24.25风电3.223.674.174.725.32光伏3.033.634.335.136.03生物质发电0.30.330.360.390.42非化石能源装机占比47.64%49.76%51.75%53.92%56.11%装机净增加(亿千瓦)煤电0.20.20.20.10.1天然气发电0.10.10.10.10.1核电0.040.040.010.040.0
43、7水电0.20.150.10.050.05风电0.40.450.50.550.6光伏0.50.60.70.80.9生物质发电0.030.030.030.030.03利用小时数煤电45994592462046134567天然气发电27002700270027002700核电76007600760076007600水电37503800380038003800风电221002100光伏013001300生物质发电70007000700070007000表表8 8:电力供需平衡表:电力供需平衡表数据来源:wind,国泰君安证券研究目录目录“电荒”推动改革,市
44、场化有序推进“电荒”推动改革,市场化有序推进0101借鉴海外经验,供需成本决定电价趋势借鉴海外经验,供需成本决定电价趋势0202产业格局变迁,电力将延续紧平衡产业格局变迁,电力将延续紧平衡0303调价开启,优质火电价值提升,绿电规模加速扩张调价开启,优质火电价值提升,绿电规模加速扩张0404【4 4】市场化调价开启,电价易涨难跌市场化调价开启,电价易涨难跌省份省份交易结果交易结果湖北10月增量交易,成交价格499.32元/兆瓦时,较基准价0.4161元/千瓦时涨幅为20%山东10月15日,山东电力交易中心成交电量110.7亿千瓦时,成交价较基准电价上浮19.8%江苏10月15日共成交电量19.
45、98亿千瓦时,成交均价468.97元/千瓦时,上浮19.94%贵州10月21日贵州电力交易中心成交电价0.4217元/千瓦时,较基准价上浮19.97%广东2021年11月份月度竞价交易统一出清价为554.00厘/千瓦时,上涨幅度20%。安徽11月2日代理购电挂牌交易成交结果公布,成交电价461.28元/兆瓦时,电价上浮20%。浙江11月10日省统调燃煤上网电量集中竞价交易结果公布,成交价格498.36元/兆瓦时,上浮幅度20%。四川11月9日四川电力交易中心完成2021年11-12月电解铝火电交易,成交均价 699.29元/兆瓦时,上浮74.3%。 电力供需趋紧,多省份市场化电价顶格上浮。目前
46、已公布市场化交易电价省份均几近顶格20%上浮,包括湖北、山东、江苏、贵州、广东、安徽和浙江。我们认为,后续其他省份市场化交易电价均有望实现顶格成交,同时,对于2022年度电价合同谈判我们持乐观态度。 四川高能耗行业电价飙升。四川2021年11-12月电解铝火电(整段)交易成交均价 0.6993元/千瓦时,较现行四川省燃煤基准价0.4012元/千瓦时上浮74.3%。预计各省高耗能企业电价上浮比例将远超20%。表表9 9:市场交易电价放开至:市场交易电价放开至20%20%浮动区间后多省份市场化电价顶格成交浮动区间后多省份市场化电价顶格成交图图2222:20212021年年9 9月前,广东电力交易市
47、场竞价差始终为负值月前,广东电力交易市场竞价差始终为负值数据来源:wind,政府网站,国泰君安证券研究【4 4】现货市场将成为有效补充,配套政策陆续推出现货市场将成为有效补充,配套政策陆续推出 以中长期市场为主,加快完善现货市场。目前我国电力交易市场中,中长期交易占比80%,电力现货市场建设尚在初期。能源局近日提出,在年度、月度交易的基础上开展月内(周、多日)交易,缩短交易周期;广东已于2021年11-12月再次开展现货市场结算试运行。现货市场可以通过有效的价格信号,更高效地发挥市场对电力资源的配置作用,后续现货市场的建设完善将提速。 加快完善辅助服务市场建设,预计配套政策将加速出台。构建以新
48、能源为主体的新型电力市场,辅助服务市场的配套调节不可或缺。日前,能源局提出,运用市场化价格机制引导市场主体主动提供辅助服务,尽快明确用户参与的辅助服务费用形成机制,在2022年市场化交易电价中单列辅助服务费用。此前,分时电价政策的进一步完善,拉大峰谷电价差,给辅助服务市场的完善建设打下基础。图图2323:电力交易市场结构发展趋势:电力交易市场结构发展趋势数据来源:国泰君安证券研究【4 4】电力板块展望电力板块展望优质火电价值提升,绿电规模趋势扩张优质火电价值提升,绿电规模趋势扩张数据来源:国泰君安证券研究火电火电新能源发电新能源发电水电水电核电核电电价电价煤电电价全部进入市场化交易,将更多由供
49、需决定,十四五期间电力供需紧平衡延续,电价易涨难跌,当下,对于2022年度电价合同谈判我们持乐观态度。绿电交易推出后,预计后续平价风光电量将大部分进入市场交易,由供需决定电价。能耗双控以及“碳”-“电”市场的联动将赋予绿电额外的环境溢价。水电作为低价稳定的基荷电源,预计将优先用于居民、农业等保障性用户供电,水电电价将随着综合电价水平的提高而提高。预计未来水电也将纳入绿电交易,获得绿色溢价。核电由于其稳定、持续发力的特性,将主要作为基荷电源,电价相对稳定。后续随着电力交易市场规模扩大,核电参与市场电的比例将进一步提高。利用小时利用小时11月3日出台的全国煤电机组改造升级实施方案提出,建立机组发电
50、量与能耗水平挂钩机制,促进供电煤耗低的煤电机组多发电。十四五期间,存量煤电优质机组利用小时数将提高。2021年以来,我国推出多项政策围绕电网接入、调峰和储能等促进新能源消纳,服务以新能源为主体的新型电力系统建设,利用小时将有序提升。规模规模新能源运营商十四五新增装机目标均较为乐观,我们认为新能源发电是电力行业的最佳赛道,在碳中和的目标之下,预计十四五新能源发电装机规模将高速增长。过去西藏待开发水电资源由于造价成本高,收益率低而停滞不前,现今水风光互补模式的提出,将充分利用西藏较好的风光资源,预计后续开发进度将提速。2021年两会政府工作报告首次用“积极”二字部署核电发展,十四五期间核电发展有望
51、加速,预计未来每年有望核准6-8台机组。成本成本煤炭保供稳价政策持续加码,煤价触顶回落其他其他降碳目标下,电力系统调峰压力与日俱增,而抽水蓄能建设受地理环境等条件限制,电化学、制氢等大规模储电技术短时间内难以突破,提升煤电灵活性,依赖煤电进行调峰是符合我国实际的最优选择。国家发改委、能源局联合提出开展“风光水储一体化”建设,鼓励存量水电机组通过龙头电站建设优化出力特性,明确就近打捆新能源电力的“一体化”实施方案。以存量水电为基,新建的风光项目可实现一体化建设运营,打捆上网,项目收益率有望高于传统新能源项目。第四代核电技术目前在高速发展中,9月12日华能石岛湾高温气冷堆成功临界,标志第四代核电技
52、术成功。第四代核电技术固有安全性更高,燃料利用更好,同时还有很多附加价值。表表1010:不同电源未来发展预判:不同电源未来发展预判【4 4】推荐有成长性的新能源发电公司,及传统能源转型新能源发电公司推荐有成长性的新能源发电公司,及传统能源转型新能源发电公司数据来源:wind,国泰君安证券研究(EPS单位均为人民币,估值对应为2021.11.23日收盘价) 推荐有成长性的新能源发电公司,及传统能源转型新能源发电公司。(1)新能源发电:绿电交易规模成长、量价齐升,推荐龙源电力、中广核新能源、福能股份、节能风电、晶科科技、太阳能。(2)火电:煤价下跌电价上涨,火电盈利触底反弹,新能源转型双轮驱动,推
53、荐华能国际、申能股份、华电国际、内蒙华电。(3)水电:电价增长+有装机增长+高比例分红,推荐华能水电、长江电力、国投电力、川投能源。(4)核电:十四五核电发展有望加速,推荐中国广核、中国核电。 风险提示:用电需求不及预期,市场电价上涨不及预期。代码代码公司公司EPSPE评级评级2020A2021E2022E2020A2021E2022E0916.HK龙源电力0.590.660.74211917增持1811.HK中广核新能源0.250.280.3191716增持600483.SH福能股份0.901.161.49171310增持601016.SH节能风电0.140.180.25463626增持60
54、1778.SH晶科科技0.190.220.28464031增持000591.SZ太阳能0.340.430.52282218增持600011.SH华能国际0.18-0.230.5132-2511增持600027.SH华电国际0.330.030.55111186增持600642.SH申能股份0.490.570.6713119增持600863.SH内蒙华电0.110.10.15293221增持600900.SH长江电力1.191.161.19171717增持600025.SH华能水电0.270.330.36231917增持600886.SH国投电力0.780.740.91121311增持600674
55、.SH川投能源0.720.810.95161412增持601985.SH中国核电0.380.460.50181514增持003816.SZ中国广核0.190.220.24151312增持表表1111:主要推荐公司盈利预测与估值:主要推荐公司盈利预测与估值本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力,保证报告所采用的数据均来自合规渠道,分析逻辑基于作者的职业理解,本报告清晰准确地反映了作者的研究观点,力求独立、客观和公正,结论不受任何第三方的授意或影响,特此声明。免责声明本报告仅供国泰君安证券股份有限公司(以下简称“
56、本公司”)的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放,并仅为提供信息而发放,概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料,本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断,本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期,本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时,本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改,投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报
57、告中所指的投资及服务可能不适合个别客户,不构成客户私人咨询建议。在任何情况下,本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下,本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利,不与投资者分享投资收益,也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意,其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此,投资者应注意,在法律许可的情况下,本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易,也可能为这些公司提供或者争取提供
58、投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下,本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险,投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素,亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前,如有需要,投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。本报告版权仅为本公司所有,未经书面许可,任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的,需在允许的范围内使用,并注明出处为“国泰君安证券研究”,且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构(以下简称“该机构”)发送本报告,则由该机构独自为此发送行为负责。通
59、过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议,本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明增持相对沪深300指数涨幅15%以上谨慎增持相对沪深300指数涨幅介于5%15%之间中性相对沪深300指数涨幅介于-5%5%减持相对沪深300指数下跌5%以上增持明显强于沪深300指数中性基本与沪深300指数持平减持明显弱于沪深300指数评级说明股票投资评级行业投资评级1.投资建议的比较标准投资评级分为股票评级和行业评级。以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准,报告发布日后的12个月内的公司股价(或行业指数)的涨跌幅相对同期的沪深300指数涨跌幅为基准。2.投资建议的评级标准报告发布日后的12个月内的公司股价(或行业指数)的涨跌幅相对同期的沪深300指数的涨跌幅。北京地址:北京市西城区金融大街甲9邮编:200032电话:(010)83939888电话:(021)38676666上海深圳地址:深圳市福田区益田路6009号邮编:518026电话:(0755)23976888国泰君安证券研究所E-mail:地址:上海市静安区新闸路669号邮编:200041