公用事业与环保行业周报：市场化电量高增，四川十四五加快建设火电

投资要点 我国电力市场交易电量快速增长，国网区域市场交易电量最高。] 2022年1-8 月我国市场交易电量为3.5万亿千瓦时（+44.3%），占全社会用电量比重为59.8%，创历史新高。我国全社会用电量市场化率已由17年的25.9%增至22年8月的59.8%，5年多以来增长33.9pp，有助于改善火电公司业绩，促进新能源电力市场化消纳。2022年1-8月，国网区域市场交易电量最高为27464亿千瓦时；内蒙古区域全社会用电量市场化率最高为70.3%。 我国省内市场交易电量增速更快，省内电力直接交易是核心。2022年1-8月，我国省内市场交易电量为2.8万亿千瓦时，在全社会用电量中占比48.3%；省间交易电量为0.67万亿千瓦时，在全社会用电量中占比11.5%。相对于省间市场交易，省内市场交易电量在全社会用电量中占比5年增长15.8%，增速更快。在省内市场交易电量构成中，电力直接交易26823亿千瓦时，占比96.1%，是省内市场交易核心，也是我国电力市场交易核心。从省内和省间两大空间维度考虑，我国电力体系市场化进程不断加快。 四川省火电装机占比持续扩大，已开工的15个项目计划投资约429亿元。“十四五”期间，四川省计划新增投资超6000亿元，将持续提升电力系统“抗风险”能力。到2025年，预计水电装机将至1.06亿千瓦，风电装机将至1000万千瓦，光伏装机将至2200万千瓦，火电装机将增至2760万千瓦，并且火电装机占比将持续扩大，水电装机占比会持续下调。四川省目前已有15个电源电网项目开工，其中水电、风电、光伏、电网项目分别为1个、7个、3个、4个，计划总投资约429亿元。 内蒙古核准7.0GW市场化新能源项目，22H1我国风机订单量占全球73.8%。 2022年9月28日，内蒙古能源局批准实施市场化消纳新能源项目17个，共配建新能源规模约7.0GW（光伏规模约3.2GW、风电规模约3.8GW）。其中，源网荷储一体化项目5个，总规模3.5GW；风光制氢一体化示范项目7个，总规模1.7GW；燃煤自备电厂可再生能源替代项目5个，总规模1.8GW。22H1我国风机订单量为45GW，在全球占比高达73.8%。22Q2中国风电订单量达35GW，在全球占比达80%以上，推动全球风机订单量同比上涨36%。 投资建议：近期电力板块关注度持续提升，建议重点关注：1）火电：华电国际、国电电力、华能国际、内蒙华电等；2）风光：三峡能源等；3）水核：长江电力、中国核电等；4）其他：青达环保、新奥股份、协鑫能科、中国天楹、川能动力等。 风险提示：煤价回落不足、市场化电量增速放缓、火电企业业绩不及预期等。 1市场化电量快速增长，火电企业业绩反弹可期 2022年8月电量生产增速加快，电力供需持续紧平衡。本周国家统计局和国家能源局陆续发布了2022年8月份能源生产情况和1-8月全社会用电量数据。电力生产方面，2022年8月我国电力生产增速加快。8月全国发电量8248亿千瓦时，同比增长9.9%，增速环比增加5.4pp，日均发电约266亿千瓦时；1-8月份，累计发电量为5.60万亿千瓦时，同比增长2.5%；从用电量看，2022年8月全社会用电量8520亿千瓦时，同比增长10.7%。2021年以来我国用电量累计增速较发电量累计增速平均高2.2pp，电力供需持续紧张。 图1：2022年1-8月我国发电量为5.60万亿KWh（+2.5%） 图2：2022年1-8月我国全社会用电量5.78万亿KWh（+4.4%） 今年夏季高温极端性显著，水电和核电增速贡献为负，居民用电持续攀升。从发电量细分数据看，2022年8月火电、风电增速加快，太阳能发电增速放缓，水电由增转降，核电降幅继续收窄。其中火电同比增长14.8%，增速较上月增加9.5pp；风电增长28.2%，增速比上月加快22.5pp；太阳能发电增长10.9%，较上月回落2.1pp；水电下降11.0%，上月为增长2.4%；核电下降0.6%，降幅比上月收窄2.7pp。此外8月份风电发电贡献最大，水电和核电增速贡献为负。再看用电量细分数据，2022年8月第一/第二/第三/产业及城乡居民用电量同比增速分别为14.5%/3.6%/15.0%/33. 5%。2022年入夏以来，持续炎热天气导致需求端居民用电攀升，预计未来电力供需紧平衡态势将持续。 图3：2022年8月水电和核电发电量增速贡献为负 图4：2022年8月城乡居民用电量的增速贡献继续上升 汛期来水偏枯水电出力减少，火电保供价值凸显。2022年1-8月我国火力发电量累计值为38827亿千瓦时，累计同比下降0.2%，较上月缩窄2.3pp，今年夏季气候总体呈现温高雨少特征，火电作为能源安全保障基础，8月出力持续好转，保供价值凸显；1-8月水电发电量累计值为8517亿千瓦时，累计同比增长11.4%，较上月大幅放缓4.9pp，今年入夏长江上游地区持续高温干旱，水电汛期来水严重偏枯导致水电出力减少；1-8月风电发电量累计值为4373亿千瓦时，累计同比增长9.6%；1-8月光伏发电量累计值为1536亿千瓦时，累计同比增长13.2%，风光增速稳步增加。 图5：2022年1-8月我国火电发电量为38827亿KWh（-0.2%） 图6：2022年1-8月我国水电发电量为8517亿KWh（+11.4%） 图7：2022年1-8月我国风电发电量为4373亿KWh（+9.6%） 图8：2022年1-8月我国光伏发电量为1536亿KWh（+13.2%） 光伏装机超过风电装机，成为全国第三大电源。据国家能源局及中电联数据显示，22年8月我国电力总装机量达到了2466GW，1-8月累计新增总装机为96.3GW，比上年同期多投产14.4GW。新增装机规模中，水电13.1GW、火电19.8GW（其中燃煤11.2GW、燃气2.6GW、生物质2.1GW）、核电2.3GW、风电16.1GW、太阳能发电44.5GW，水电、风电、太阳能发电分别比上年同期多投产0.3GW、1.5GW和22.4GW，火电、核电分别比上年同期少投产9.1GW、1.1GW。从电力投资完成情况看，22年1-8月，全国主要发电企业电源工程完成投资3209亿元，同比增长18.7%。全国电网工程完成投资2667亿元，同比增长10.7%。 从电力保供角度考虑，下半年火电利用小时数有望回升。利用小时数方面，22年1-8月全国发电设备累计平均利用小时2499小时，同比降低67小时。分类型看，1-8月火/水/核/风/光平均利用小时分别为2930/2453/4995/1460/946小时， 同比变化分别为-64/93/-224/-40/50小时。 图9：22年8月我国电力总装机2466GW，累计同比增速8.0% 图10：22年8月我国火电装机1312GW，累计同比增速2.7% 图11：22年8月我国水电装机403GW，累计同比增速5.5% 图12：22年8月我国核电装机56GW，累计同比增速4.3% 图13：22年8月我国风电装机345GW，累计同比增速16.6% 图14：22年8月我国光伏装机350GW，累计同比增速27.2% 图15：22年1-8月全国累计发电利用小时数为2499h（-67h） 图16：22年1-8月火电累计利用小时数为2930h（-64h） 图17：22年1-8月水电累计利用小时数为2453h（+93h） 图18：22年1-8月核电累计利用小时数为4995h（-224h） 图19：22年1-8月风电累计利用小时数为1460h（-40h） 图20：22年1-8月光伏累计利用小时数为946h（+50h） 全国电力市场交易电量快速增长，22年1-8月全社会用电量市场化率达59.8%历史高位。根据北极星售电网统计数据显示，2022年1-8月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量3.5万亿千瓦时，同比增长44.3%，占全社会用电量比重为59.8%。15年启动新一轮电改以来，我国从省内、省间两大空间维度以及中长期交易、现货交易两大时间维度推动“统一市场，两级运作”电力市场框架构建，逐渐完善电力市场体系。全社会用电量增长和电力市场改革推动全国市场交易电量快速增长，在全社会用电量中占比不断提升，全社会用电量市场化率已由17年的25.9%增至22年8月的59.8%，5年多增长33.9pp。市场化交易电量不断提升有助于改善火电公司业绩，促进新能源发电量市场化消纳。 图21：近两年我国电力市场交易电量快速增长 图22：22年1-8月全社会用电量市场化率提升至59.8% 我国省内市场交易电量增速快，是全国市场交易电量增长的第一驱动力。根据北极星售电网统计数据显示，2022年1-8月，我国省内市场交易电量合计为2.8万亿千瓦时，在全国市场交易电量中占比80.7%，在全社会用电量中占比达48.3%；我国省间市场交易电量为0.67万亿千瓦时，在全国市场交易电量中占比19.3%，在全社会用电量中占比达11.5%。全国电力市场交易电量可拆分成省内市场交易电量和省间市场交易电量，其中，省内市场交易电量从17年的1.3万亿千瓦时增至21年的3.1万亿千瓦时，5年增长138%，在全社会用电量中占比从21.2%增至37.0%，增长15.8pp；省间市场交易电量从17年的0.29万亿千瓦时增至21年的0.70万亿千瓦时，5年增长141%，在全社会用电量中占比从4.6%增至8.5%，增长3.9pp。从省内和省间两大空间维度考虑，我国电力体系市场化进程不断加快，2030年实现“基本建成全国统一电力市场体系”目标指日可待。 图23：省内&省间市场交易电量快速增长（万亿千瓦时） 图24：22.1-8省内/省间电量市场化率分别达到48.3%/11.5% 省内电力直接交易和省间外送交易是电力市场交易两大核心。根据北极星售电网统计数据显示，2022年1-8月，在省内市场交易电量构成中，电力直接交易26823亿千瓦时，占比96.1%；发电权交易1024亿千瓦时，占比3.7%；其他交易77.7亿千瓦时，占比0.28%。 在省间市场交易电量构成中，省间外送交易5764亿千瓦时，占比86.6%；省间电力直接交易833亿千瓦时，占比12.5%；发电权交易5.64亿千瓦时.占比0.85%。 图25：22.1-8月电力直接交易在省内交易电量中占比96.1% 图26：22.1-8月省间外送交易在省内交易电量中占比86.6% 国网区域市场交易电量最大，内蒙古区域全社会用电量市场化率最高。根据北极星售电网统计数据显示，2022年1-8月，全国市场交易电量为34578亿千瓦时，国网、南网、内蒙古区域市场交易电量分别为27464、5587、1526亿千瓦时，国网区域市场交易电量最高； 三区域市场交易电量在当地全社会用电量中占比分别为59.7%、57.8%、70.3%，内蒙古区域全社会用电量市场化率最高。 图27：22.1-8月国网区域市场交易电量最高为27464亿千瓦时 图28：22.1-8月内蒙古区域社会用电量市场化率最高为70.3% 电源建设“加速”，火电装机占比将持续扩大。根据四川省第三季度重大项目现场推进活动，获悉“十四五”期间四川计划新增投资超6000亿元，持续提升电力系统“抗风险”能力。其中，规划新建电源项目210个，计划总投资4289亿元；规划新建500千伏及以上电网项目62个，计划总投资1800亿元。到2027年，预计四川电力总装机达1.98亿千瓦左右，较目前新增电力装机约9523万千瓦。 水电方面，从“科学有序开发水电”变为“全面开发水电”。“十四五”期间，四川省计划核准水电建设规模从1200万千瓦以上，到2025年，水电装机将达1.06亿千瓦；到2027年，水电装机将达1.13亿千瓦左右。新能源方面，从“加快发展新能源”变为“大力发展新能源”。到2025年，四川省风电装机将达1000万千瓦，光伏装机2200万千瓦；到2027年，预计风电装机1597万千瓦，光伏装机3667万千