电力行业深度报告：新机遇新挑战，绿电价值重估

煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？两次全国性大范围的“有序用电”之后，煤电“重启”之声不绝于耳。但在“双碳”目标下，短期的能源结构转型阵痛难以撼动长期顶层目标，全社会用能增量将主要由绿电承担。面对风光等新能源的加速发展，火电的角色定位由基核电源加速向调峰电源转变。 装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？大基地首批全面开工、二批前期筹备、三批组织申报，风光大发展如火如荼。当前新能源资源的供需错配与新能源自身出力波动性共同影响新能源消纳问题，而灵活性火电、水电（包括抽蓄）、新型储能等调节型电源的增加将消解新能源出力的时间错配，特高压外送通道的建设将改善新能源出力的空间错配，缓解装机与消纳的矛盾。自2021年陆风、集中式光伏以及2022年海风陆续进入平价上网时代之后，市场对于绿电电价的接受度大幅提升；在电力供需由松转紧的趋势下，煤价高位运行状态中煤电上网电价这一电价标杆参照系或将维持高位，绿电的电量与电价之间的矛盾也有望迎刃而解。 绿电运营商的“钱“景如何。新能源发电行业当前仍处于“跑马圈地”阶段，对于“参赛者”而言，规模增长仍是最优先的考量。在成本端风电（含陆风与海风）与光伏在2010-2021年间平准化度电成本均大幅降低，随着风机大型化、光伏硅料产能逐步释放，风电、光伏的单位装机造价有望延续此前的下行趋势； 在运项目利用小时的提升，将进一步降低度电成本，提高项目利润率。随着补贴“堰塞湖“加速解决，绿电运营商凭借其与水电、核电类似的商业模式，具备从“吞金兽”变为“印钞机”的潜力。 投资建议：年初以来新能源板块边际利空因素较多，估值受到持续压制。但我们认为当前绿电运营商的核心价值在于“跑马圈地”阶段维持合理的项目收益率，通过装机规模的快速提升扩大经营现金流，结合低成本融资在现阶段支持新项目的滚动式发展；而在未来资本开支高峰期结束后，以折旧为主要成本的商业模式决定其有望成为与水电、核电类似的“印钞机”。推荐装机持续高增、落地执行力强的三峡能源以及加速由火电向绿电转型的申能股份、福能股份；谨慎推荐龙源电力；建议关注华电新能、中广核风电&中广核新能（H）、华能新能源、大唐新能源（H）的后续资本运作。 风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟；4）设备价格上涨。 重点公司盈利预测、估值与评级 1煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？ 2021、2022年连续两年夏季的极端高温少雨气候，暴露了国内电力供给偏紧的现状；而以煤电为主的火电，在保供过程中起到了关键性作用。两次全国性大范围的“有序用电”之后，政策对于煤电的态度也发生了较大的转变，呼吁“重启”之声不绝于耳。与此同时，以风电、光伏为代表的绿电，在保供期间的缺位，导致对其发展前景的预期由乐观转向悲观。但煤电“重启”，是否意味着绿电“将死”？ 两者在未来新型电力系统、乃至中国能源供给结构中的角色定位到底如何？ 1.1煤电：先“立”后“破”，加速转型 1.1.1“立”足基本国情：煤炭是中国一次能源的核心，火电是电力生产的主力 根据国家统计局的数据，截至2021年底，全国煤炭资源基础储量2078.9亿吨、石油基础储量36.9亿吨、天然气基础储量6.34万亿立方米。在不考虑进口部分以及生产、消费两方面增长的情况下，按照2021年的能源消费量以及基础储量计算，煤炭每年约42.3亿吨的消耗可用时间约49年，石油每年约7.2亿吨的消耗可用时间约5年，天然气每年约0.37万亿立方米可用时间约17年。“富煤、贫油、少气”的资源禀赋一方面决定了中国在能源革命到来前，煤炭在国内一次能源使用中的占比居高不下的状态；另一方面也凸显了煤炭对于中国能源自给和能源安全的战略重要性。 图1：2011-2021年我国能源生产结构 图2：2021年原煤生产占比67.0% 图3：2011-2021年我国能源消费结构 图4：2021年原煤消费占比56.0% 2020年“双碳”目标提出伊始，在2030碳排放达峰、2060碳中和的中远期目标下，以煤电为主的火电在国内电源装机结构中的角色定位颇为尴尬，“消灭煤电”甚至“火电已死”的讨论不绝于耳，大有2011年福岛核事故后社会舆论对于核电的态度。但电源结构的改变远不像想象中的那么简单。当前，火电仍是我国电力生产的“压舱石”，截至2021年底，我国火电装机12.97亿千瓦，占全国装机容量的54.6%，占全社会发电量的67.4%。 图5：2011-2021年我国分电源装机情况 图6：2021年煤电装机占比46.7%（单位：万千瓦） 图8：2021年煤电发电量占比60.0%（单位：万千瓦时） 图7：2011-2021年我国分电源发电量情况 1.1.2打“破”传统定位：加速由基荷主力向调峰辅助转型 从建设周期来看，火电约2-3年、核电约5-7年、大型水电约7-10年，这还不包括耗时更久的前期规划、建设筹备等环节；风电、光伏的建设周期较短，仅需1-2年，但受限于自身的特性，对于电量结构的改变远远小于对于装机结构的改变。 火电作为占据六成装机容量、七成发电量的主力电源，风电、光伏对其在电量结构中的替代作用在短、中期内均难有显现。尤其是占据五成以上装机容量、六成以上发电量的煤电，在气电、抽水蓄能增量有限的情况下，对于依赖其提供辅助调节的风电和光伏而言，其存在的必要性比消减其份额以提供市场空间更为重要。风电、光伏新增装机大规模并网将带来调峰等电力市场辅助服务需求的快速提升，结合部分地区火电容量电价的试点探索，火电的角色定位将由基核电源加速向调峰电源转变。 图9：2021年火电投资同比增长18.3% 图10：2021年火电投资占全部电源工程投资的12.1% 图11：2021年火电新增装机同比下降18.2% 图12：2021年火电新增装机占全部新增装机的26.3% 1.2绿电：满足增量，规模优先 1.2.1“十四五”用能增量主要由绿电承担 从用电侧来看，我国二产用电需求仍占据较大比重，2010-2021年二产用电占全社会用电量的比重虽由74.9%降至67.5%，但电力消费结构仍然是“生产型”而非“消费型”，电力需求增速与GDP增速的具有高相关性。我国经济仍处于较高速发展时期，此外，我国人均电力消费量尚处于碳达峰前的上升阶段，与发达国家相比还存在较大差距。随着居民收入水平的提高和终端用能电气化的推动，国内产业结构转型升级，三产以及居民生活用电提升，我国的电力需求将持续增长。据《“双碳”目标下我国能源电力系统发展前景和关键技术》预计，到2030年，我国电力需求将达到约11.1万亿千瓦时，2020-2030年年均复合增长率约4.0%，电力需求的刚性特征更为突出，需要持续不断扩大的电力生产能力才能满足需求； 而在碳达峰要求之下，用电负荷的增长需要可再生能源以更快、更大规模的开发来满足。根据国家发改委等9部委联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》（发改能源〔2021〕1445号），“十四五”期间我国可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段，将由能源电力消费增量补充转为增量主体，《规划》提出可再生能源在一次能源消费增量中占比超过50%、可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%。 图13：2010-2021年全社会用电量结构 图14：2010-2021年二产用电量占比超65% 图15：全社会用电量增速与GDP增速趋同 图16：2020-2060年全社会用电量及其预测值 1.2.212亿千瓦底线目标，适度超前发展 2020年12月12日，国家主席习近平在气候雄心峰会上发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，宣布中国国家自主贡献一系列新举措：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”再一次强化了中国政府积极践行应对气候变化《巴黎协定》的决心。 2011-2021年，我国风光发电量占全社会用电量的比重持续提升，由2010年的1.2%提升至2021年的11.7%，多年复合增长率达31.2%；同期风光装机由0.30亿千瓦增长至6.35亿千瓦，占比由3.1%提升至26.7%。若以实现2030年风光装机12亿千瓦的底线目标，2021-2030年风光装机复合增长率约7.3%。 截至2020年底，国内风电、光伏装机容量分别为2.82、2.53亿千瓦，两者合计约5.35亿千瓦，根据《十四五”可再生能源发展规划》提出的2030年风电、光伏总装机12亿千瓦以上的目标，未来十年我国风电、光伏年均新增装机将超过6650万千瓦。而根据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）的预测，到2030年风、光装机将分别达到8、10亿千瓦，年均复合增速分别达到11.0%、14.7%； 两者合计18亿千瓦，比12亿千瓦的底线目标高出50%，对应的年均新增装机将达到1.27亿千瓦。GEIDCO预测到2060年，风、光装机将分别达到25.0、35.5亿千瓦，对应2030-2060年的30年CAGR分别为3.9%、4.3%，2020-2060年的40年CAGR分别为5.6%、6.8%。 图17：分电源装机容量预测 图18：部分电源类型规划装机容量对比 图19：2030年我国电源装机结构预测（单位：亿千瓦） 图20：2060年我国电源装机结构预测（单位：亿千瓦） 2装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？ 2.1遍地开花，风光建设如火如荼 2.1.1大基地首批全面开工、二批前期筹备、三批组织申报 2021年底，国家能源局与国家发改委联合印发《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，提出合计规模97.05GW的第一批风光大基地项目，并要求在2022、23年两年内陆续建成并网，其中2022年底投产45.71GW，2023年底之前投产剩余51.34GW。 当前第二批风光大基地清单已经下发，仍以三北地区沙漠、戈壁、荒漠地带为重点，且项目单体规模较第一批大基地项目显著提升。近日，青海省第二批大型风电光伏基地项目（预备清单）下发，共计将建设540万千瓦光伏、120万千瓦风电、40万千瓦光热以及100万千瓦/360万千瓦时储能，建设工期均为2年，预计在2024年集中投产。 各省针对第三批风光大基地项目的申报已经陆续启动，多个省份已下发项目申报文件。根据某省份申报文件，第三批风光基地同样以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，延伸至适油气田、采煤沉陷区、石漠化、盐碱地等，要求坚持集约整装开发，避免碎片化；优先申报100%离网制氢项目，鼓励开发企业与国家管网集团、中国石油达成氢能运输、消纳合作，利用天然气管道推进掺氢天然气等方式，实现氢能高消纳、利用；优先申报100%以上自主调峰、自我消纳项目，不增加系统调峰压力，根据消纳能力统筹设计电源、电网、储能。 图21：第一批大基地项目按省市分布 表1：第一批风光大基地项目布局以及投产时间省市项目类型 表2：青海省第二批大型风电光伏基地建设项目清单（预备清单） 2.1.2地方性“十四五”新能源发展规划如雨后春笋 截至2022年9月底，国内共计约26个省市已经发布该省的“十四五”新能源装机发展规划，经不完全统计合计风光装机约587.56GW，考虑到2021年风光新增装机约为102.50GW，其中风电47.57GW、光伏54.93GW，则2022-2025年合计新增装机量约为485.06GW，2021-2025年年均装机复合增速将达到15.2%。 表3：部分省/市风光装机“十四五”规划 2.1.3平价时代，海风热度有增无减 经历“抢装潮”后，2021年我国海上风电新增装机容量达1690万千瓦，同比增长170.8%，截至2021年底全国累计海上风电装机容量达2679.71万千瓦。 《“十四五”可再生能源发展规划》提出，推动山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千