2022年电力行业中期投资策略报告 “十四五”可能是加速核电建设的绝佳时期

1.电力小幅跑输大盘，预计全年用电量增速5.3%

板块表现：水电＞火电＞风电＞光伏发电

2022年初至6月10日，沪深300指数涨跌幅-14.2%，申万公用事业指数涨跌幅-10.7%，跑赢沪深300指数，在31个申万一级行业中位列第12位。其中电力指数涨跌幅-11.0%。

电力子板块中，2022年年初至今，火力发电、水力发电、光伏发电、风力发电指数涨跌幅分别为-11.98%、+4.10%、-29.62%、-18.07%。水电板块得益于其较高的业绩确定性，取得了明显的相对收益；火电板块因一季度仍出现较大面积亏损、反转预期尚有分歧，一度出现明显回撤；风电、光伏发电方面，业绩并无异常波动，但受整体市场风格影响，其成长属性溢价有所折损。四月底以来，电力各子版块均有明显反弹。

用电需求有望自6月起反弹，全年用电量增速预计5.3%

受疫情影响，3月份起用电增速出现下滑迹象。2022年4月，全社会用电量6362亿千瓦时，3、4月份同比增速自2月的18.4%开始快速收窄，至4月已与去年同期基本持平。其中，4月第二产业用电量4468亿千瓦时，同比增速自今年2月的16.7%收窄至4月的0.4%。

我们尝试使用月度电量比例法对2022年5-12月的全社会用电量进行预测，从而得出2022年全年用电量增速的大致判断。2016-2021年，每年1-4月用电量占5-12月用电量的比例介于39.51%-44.72%，平均值为43.56%；2016-2020年平均值为43.38%；2016-2019年平均值为44.35%。2016-2021年，每年5-12月用电量占全年用电量的比例介于69.1%-71.68%，平均值为69.67%；2016-2020年平均值为69.76%；2016-2019年平均值为69.28%。其中2020年数据相对偏离的原因为上半年受新冠疫情影响较大。

虽然4月用电量增速明显下滑，但随着稳经济、保增长的政策推动，以及复工复产的持续推进，用电需求在年内后续月份有望迎来反弹。基于2016-2021年数据，考虑到疫情因素的影响，在中性假设下，我们预计：（1）情景一，2022年1-4月用电量占5-12月用电量的比例为43.96%；（2）情景二，2022年5-12月用电量占全年用电量的比例为69.27%。弹性预测结果显示，在悲观、中性、乐观的假设下，2022年全年用电量增速分别为3.3%、5.3%、7.4%。

2.电力供给结构演变的三点推论

中国的能源转型：先立后破、通盘谋划，坚定“双碳”目标

今年以来，俄乌局势严重影响欧洲能源价格，使得欧洲能源转型升级面临更大挑战。欧洲能源的对外依存度一直较高，2000年至2020年从56.3%上升至57.5%；其中德国2000年能源对外依存度为59.4%，2020年上升至63.7%。

2020年欧盟石油进口的26.9%、煤炭进口的46.7%、天然气进口的41.1%来自于俄罗斯，且俄罗斯皆以绝对优势位列欧盟三种化石能源进口来源国第一位。以天然气为例，大部分欧洲国家对俄罗斯天然气的依赖程度较高（芬兰94%、德国49%、意大利46%），俄乌冲突发生之后欧洲天然气、电力价格持续攀升。

作为全球气候政策坚定的倡导者，近年来欧洲各国纷纷提出减少化石能源消费总量，但近期能源形势变化促使欧洲放缓了放弃煤电的步伐，开始考虑加大化石能源投资以确保能源安全，保证经济平稳运行，也导致在2050年碳中和目标不变的前提下，后续减排压力会更大。

今年2月28日（即俄乌冲突爆发后一周），德国经济部提出一份待立法草案，计划加速风能和太阳能基础设施扩张，将100%可再生能源供电的目标提前至2035年（原计划2050年）实现。内容包括：（1）考虑到前期在能源基础设施如储能方面投入不足，短期内会加大化石能源投入以确保能源安全；（2）加快中长期可再生能源投入，从根本上解决欧洲天然气供不应求的问题。

欧洲能源供需局势的变化可能会对中国的能源转型规划产生深远影响。今年两会政府工作报告提出“有序推进碳达峰碳中和工作”：“推动能源革命，确保能源供应，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。加强煤炭清洁高效利用，有序减量替代，推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造。推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力。推进绿色低碳技术研发和推广应用，建设绿色制造和服务体系，推进钢铁、有色、石化、化工、建材等行业节能降碳。坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目发展。推动能耗‘双控’向碳排放总量和强度‘双控’转变”。

《“十四五”现代能源体系规划》同时提出了“十四五”时期现代能源体系建设的主要目标：到2025年，国内能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上，原油年产量回升并稳定在2亿吨水平，天然气年产量达到2300亿立方米以上，发电装机总容量达到约30亿千瓦。单位GDP二氧化碳排放五年累计下降18%。到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到30%左右。

我们认为：“先立后破”将成为今后我国保障能源安全、实现低碳转型的核心思想，我国特殊的资源禀赋决定了传统能源的发展和生存周期可能仍然较长，其真正退出会是一个长期的过程。但保障能源安全的诉求并不意味着传统化石能源将有长期持续、显著的增长，在坚定“双碳”目标的前提下，中长期的增量能源供给预计仍将倚重可再生能源的快速发展。

能源和电力结构转型测算及推演

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63.5亿吨标准煤。（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”末峰，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）。

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30.5和41.3亿千瓦左右；风电+光伏装机占比由2020年的24.3%分别提升至38.4%和52.1%。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27%。

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14亿千瓦；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”期间整体有所提升，“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，这是短期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5.6亿千瓦、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9.4亿千瓦、12.1亿千瓦左右。

“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达到1.3亿千瓦左右；“十五五”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。

在测算推演的过程中，我们可以得出三点推论，将在后续章节分别论述：

（1）十四五、十五五期间火电的发电小时数可能不会明显下滑，有望维持相对高位。

（2）核电的刚需属性空前凸显，“十四五”期间有望迎来加速。

（3）风光装机的快速增加，将催生抽水蓄能行业的加速发展机遇。

3.推论一：火电利用小时数有望维持相对高位

火电供给弹性较大，是弥补潜在电力缺口的重要手段

2020年（“十三五”末）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，可给予十四五期间新增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。“十四五”末的电量供给平衡测算如下（简化假设用电量增速=发电量增速）：

上述电量供需平衡测算显示，在大多数假设情景下，“十四五”末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，“十三五”末的利用小时数仅有4200小时左右。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。

煤价、电价新常态下，火电有望迎来业绩反转

2021年底的煤炭中长期合同签订履约方案征求意见稿明确：2022年的煤炭长协签订范围进一步扩大，核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上均被纳入签订范围；需求侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。

2022年2月，发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，进一步提出：秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格的合理区间为每吨570-770元（含税）。煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。煤炭价格超出合理区间时，将充分运用《价格法》等手段和措施，引导煤炭价格回归合理区间。随着政策端和基本面共同发力，煤炭价格上涨除了逐步向电价端部分传导，也有望逐渐向合理区间回归。

我们基于570-770元/吨的长协煤合理价格区间，在不同的长协合同比例、不同的非长协煤价假设下，测算了可能的入炉标煤价格。测算结果显示：

（1）若可以实现100%长协，则在770、670元/吨的价格下，对应入炉标煤价（不含税）分别为912、799元/吨。

（2）若可以实现75%长协，同时市场现货煤均价1000元/吨，则在770、670元/吨的长协价格下，对应入炉标煤价（不含税）分别为976、892元/吨。

我们以较为典型的沿海电厂占比较大的华能国际为例，测算了在电价单一要素影响下，公司燃煤发电盈亏平衡点的变化。测算结果显示：电价涨幅10%将使标煤盈亏平衡点提高至1039元/吨；电价涨幅15%将使标煤盈亏平衡点提高至1101元/吨；电价涨幅17.5%将使标煤盈亏平衡点提高至1132元/吨。

测算结果对比可见：绝大多数情形下盈亏平衡点可以覆盖入炉标煤成本，仅在少数较为悲观的假设下才会出现亏损。

4.推论二：核电刚需属性凸显，“十四五”期间有望迎来加速

核电：发展空间广阔的零碳基荷能源

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。

供需测算显示：“十四五”可能是加速核电建设的绝佳时期

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，给予未来十年新增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。

5.推论三：风光装机高速增长，催生抽水蓄能加速发展机遇

抽水蓄能：兼具经济性、可靠性的电网侧灵活性资源主力

“双碳”战略目标下，随着风电、光伏等新能源规模化快速发展，其随机性、波动性、间歇性特征，将给电网系统带来冲击，对系统调节能力建设提出更高要求。在构建新型电力系统、风光电装机规模不断提升的背景下，储能技术的大规模应用是平抑发电侧波动、保障电网安全，进而提升电力系统可靠性的必由之路。

不同的储能技术具有不同的性能特征，适用于不同场景。抽水蓄能具备可靠、经济和使用寿命长等特点，是解决新能源消纳最为成熟的手段，因此是我国最主要的储能方式。可靠性方面，抽水蓄能装机容量大，通常达GW级别，且相比其他储能技术可持续放电时间更长、调节范围更广。经济性方面，根据文山电力公司公告引用数据，抽水蓄能的能源转化效率达75%-83%、度电成本0.21-0.25元/KWh，成本优势较为明显，具有较强经济性。寿命周期方面，抽水蓄能设备整体周期可达40年，相比其他储能方式优势明显。

近年来，中国抽水蓄能装机规模稳健增长。根据国家能源局数据，截至2021年底，我国已投产抽水蓄能电站总规模为3639万千瓦，2011-2021年期间抽水蓄能装机年复合增速为7.07%。全球抽水蓄能市场来看，2021年中国抽水蓄能累计装机规模占世界总量的20%，已投运抽水蓄能电站规模居世界首位。

美国、德国、法国、日本、意大利等国家中，以抽水蓄能和燃气电站为主体的调节电源发展较快，抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例均超过10%。截至2020年底，意大利、美国、日本、德国、法国占比分别达到55.2%、44.3%、32.3%、15.5%、13.1%，其中抽水蓄能占比分别为6.6%、2.0%、8.0%、2.7%、4.3%。我国抽水蓄能和燃气电站占比仅6%左右，其中抽水蓄能占比约1.4%，与发达国家相比仍有较大差距。由于我国油气资源禀赋相对匮乏，燃气调峰电站发展空间有限，因此发展抽水蓄能具有必要性。

另一方面，中国抽水蓄能装机规模占风电、光伏发电装机比重由2014年的18%下降至2021年的6%，抽水蓄能装机增长速度远低于风电、光伏发电装机增长速度。未来，随着风光电大规模并网，电力系统对抽水蓄能的需求缺口较大。

“633”号文新机制有望显著提升抽水蓄能运营收益

抽水蓄能电站是建设新型电力系统的重要支撑，近年来利好政策持续出台。2021年5月发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），明确了两部制电价机制，并对容量电价的核定办法、电量电价的形成机制进一步完善。稳定的回报机制、清晰的成本疏导路径，有望吸引更多市场化主体参与抽水蓄能电站开发投资。2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。

“633号文”明确，抽水蓄能电站的容量电价按照经营期内资本金内部收益率6.5%核定。在电力现货市场已形成的区域，抽水蓄能电站执行的电量电价可通过峰谷电价价差获利。当前，我国正在积极推动现货市场的建设，且政策层面也在引导形成峰谷价差明显的分时电价机制。2020年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确指出优化分时电价机制并强化执行，加强分时电价机制的实施保障，合理拉大峰谷电价差。市场运营成熟后，抽水蓄能电站有望通过分时价差，获取调峰价值的收益。此外，根据“633号文”，为推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场，未来抽水蓄能电站有望参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场，收益来源有望多元化。

除了有对应资本金内部收益率6.5%的容量电价收益，据我们测算，一座100万千瓦装机的抽水蓄能电站，在633号文价格机制下，有望实现每年0.88亿元的电量电价收益，且电量电价收益具有较大弹性。

编辑：123木头人