公用事业及环保产业行业研究：2023 年度策略：重塑能源结构中的大机会

证券研究报告 石油化工组 分析师：许隽逸（执业S1130519040001）xujunyi＠gjzq.com.cn 2023年度策略：重塑能源结构中的大机会 行业观点 低碳化、去依附驱动中国能源转型，电力系统成为主战场。“双碳”目标+2022年全球能源危机再次凸显能源结构转型之紧迫性。而重塑能源结构聚焦电力系统，要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生渗透率提高共同实现，但也导致源、荷不确定性齐增，对电力系统的安全运行提出挑战。新型电力系统“保供”的系统成本增加，亟需深化电力体制改革、建立合理的电价形成机制。 “限电”凸显火电调节功能重要性+电力市场化改革加速，运营商和设备商迎来机遇窗口。能源结构转型之初遭遇两次“限电”，归因于火电缺位和能源资源和负荷的区域性错配。新型电力系统的安全运行有赖于增加火电装机冗余度（上备用）和灵活性改造（下备用）。2023年运营商和设备商的主要逻辑分别为： 设备商：1）火电与核电合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。预计到25年，火电理论装机量需达14.8亿千瓦，对应煤电装机增量最高可达3亿千瓦，超出“十四五”原规划。2）火电灵活性改造技术路线已较为成熟、改造周期较短。随着各地现货市场试点+容量补偿政策推出，需求有望在短期内快速释放。 运营商：1）增量：“十四五”电力供需紧平衡，火电有望“增容不减量”。2）降本： 11M22 煤价在供暖季罕见大幅下行说明供应偏松，23年煤价中枢有望进一步回落。3）提价：现货市场试点范围扩大，交易价格由供需主导且不受20%涨幅上限限制，提供电价进一步上涨空间。但参与现货市场带来的电价上涨空间不足以弥补燃煤机组利用小时数下降对净利润所造成的影响，考虑电企合理收益诉求，展望容量市场相关政策全国推广。 2023年新能源装机增量有望踏上新台阶，电网和大储投资空前。鼓励适度超期投资+组件降价+有序放开，电源清洁化有望提速，预计23-25年风、光新增装机合计分别为175、195、200GW。据测算，未来3年每少投产1条特高压将影响12-15GW新能源装机并网，特高压核准开工提速大势所趋。“十四五”主、配网投资需求双高，预计电网侧投资共计约2.5-3万亿元：国网实际投资额约2.3-2.5万亿、规划投资额年均增速超10%；南网规划投资约6700亿，较“十三五”规划投资额增长33%。此外，新能源装机扩大利好有强配要求的国内大储，电源侧仍是增量装机的主要来源，21-25年国内三侧储能合计装机CAGR 100%。 投资建议 2023年电力现货市场铺开给予涨电价空间，推荐煤炭煤电新能源联营的国电电力、华能国际、华电国际，及区域性龙头；新能源关注背靠综合能源集团的三峡能源、龙源电力。 关注火电装机或超预期+灵活性调节资源发展带来的设备端及运营端投资机会。 关注因电网投资增加带来的电网特高压板块投资机会，新能源装机加速带来的大储放量。 风险提示 新增装机容量不及预期；下游需求景气度不高、用电需求降低导致利用小时数不及预期；电力市场化进度不及预期； 煤价维持高位影响火电企业盈利；补贴退坡与核查影响新能源发电企业盈利等。环境治理政策释放不及预期等。 一、全球能源危机阴影下，低碳化、去依附驱动中国重塑能源结构 2022年是能源安全载入史册的一年。一方面俄乌冲突后，西方各国纷纷对俄制裁，其中包括对俄罗斯能源实施禁运，致使该国作为全球第一大天然气出口国、第二大石油出口国被部分市场除名，引发全球能源结构性供需失衡、价格高涨；另一方面2022年的能源危机也使得能源结构转型的重要性更加凸显。不仅出于实现“双碳”目标的需要，更出于能源去依附的紧迫性。能源结构转型聚焦电力系统，需要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生能源渗透率提高共同实现，但也导致源、荷不确定性齐增，对电力系统的安全运行提出挑战。 1.1对外依附导致化石能源价格居高难下，重塑能源结构意义重大 2022年1-10月广义动力煤进口量下降近4成+国内增产压力较大，供需持续偏紧支撑煤价高位运行。2021年下半年以来的高气价催生电力领域气转煤需求，带动国际煤价上涨；为保国内供应，印尼于 1M22 实施为期一个月的煤炭出口禁令； 2M22 俄乌冲突后，多国对俄煤实施禁运，海运煤市场短期再平衡需要价差拉动，致使进口煤与内贸煤价差大幅缩窄乃至倒挂。1-10月，我国进口广义动力煤约7553万吨，同比下降37.5%。基于2022全年广义动力煤进口量分别下降10%、30%、50%、70%的假设，对应国内原煤日产量需达1222、1232、1242、1252万吨/天。结合煤价走势，我们判断3月、6月、9月的原煤日产量存疑，即日产量维持在1230万吨/天以上存在困难。动力煤供需持续偏紧，导致2022年煤价整体保持高位。 图表1：国内动力煤日均进口量与增速（万吨、%） 图表2： 2019M1 - 2022M10 国内原煤日产量（万吨/天） 图表3：国内主要城市动力煤坑口价（元/吨） 图表4：广州港动力煤库提价（元/万吨） 能源价格上涨影响通胀，进而影响国民经济发展。回溯历史，20世纪三次石油危机引发国际原油价格飙升，严重打乱美国的经济发展步调，同时催生通胀加速；2022年俄乌冲突导致欧洲天然气短缺，严重影响化工行业。 1973年10月，第四次中东战争爆发，阿拉伯国家为打击以色列及其支持国，宣布禁止石油运输并减产； 1978年底，伊朗爆发伊斯兰革命，至1979年3月初暂停石油输出；1980年，两伊战争爆发，两大石油输出国产量锐减； 1990年，第一次海湾战争爆发，欧美国家对伊拉克实施制裁，对伊拉克实施石油禁运。 图表5：世界原油价格与美国通胀情况（美元/桶，%） 新能源经济性进一步凸显，能源结构转型具有内生动力。 煤电：当前煤炭发电成本800-1000元/吨，度电耗煤300克，折合度电总成本0.34-0.4元（0.049-0.057美元）。陆风、光伏与之平价。 天然气：当前天然气发电成本8-16美元/mmbtu，度电消耗0.2方气，折合度电总成本0.078-0.142美元。已超过海风度电成本（假设1mmbtu=25标方）。 图表6：中国新能源与煤电、天然气LCOE比较（$/kWh） 1.2能源结构转型聚焦电力，系统安全运行面临挑战 碳达峰目标下，重塑能源结构是必然选择。一次能源资源禀赋决定了中国以煤为主的用能结构，用能终端电气化+电力系统低碳化是能源结构转型的必要路径。 2030年前碳排放达峰并控制在105亿吨以内，要求单位国内生产总值二氧化碳排放强度从2020年的1.6大幅降至1。 我国以煤为主的化石能源利用结构导致在2020年数据统计下，能源供应端煤炭碳排贡献占77%；体现在消费端即为电力碳排贡献占41%，用能结构转变的重要性明确。 图表7：2030碳达峰目标要求单位产值碳排大幅下降 图表8：2020年能源供应端碳排放结构 图表9：2020年能源消费端碳排放结构 预计“十四五”期间电力消费5年CAGR为6.2%，对应“十四五”GDP年均增速5.0%-5.5%的目标，电力弹性系数大于1。主因： 为实现能源结构转型，用能终端电气化水平需加速提高。根据中电联数据，2019-2021年，全国电能替代电量分别为2066、2252、1891亿千瓦时，分别占当年全社会用电增量的54.3%、78.9%、23.6%。 疫情扰动下，一则2020年基数较低，二则单位产值用电量最高的第二产业GDP增加值构成占比回升。受疫情影响较大的2020、2022年，投资对GDP增长的贡献率显著高于常规，主因三产受疫情冲击较大、国家在经济承压时倾向于通过增加基建投资来稳定经济大盘。有序放开后，消费对GDP增长的贡献率有望回升，预计到“十四五”末，年度电力弹性系数将逐步回落至1以下。 图表10：2016-2025E分部门用电量结构（亿千瓦时，%） 图表11：2016-2021年全国替代电量情况（亿千瓦时，%） 图表12：预计“十四五”期间电力弹性系数先高后低 鼓励适度超期投资+组件降价+有序放开，电源清洁化有望提速。国家发改委投资司司长于“积极扩大有效投资有关工作情况”发布会上，提出按照适度超前开展基础设施投资的要求，推进水利、交通、能源等基础设施建设。此外，“十四五”开局两年受光伏组件价格高企和疫情影响，风、光装机增量不及预期。随着2023年硅料排产，组件价格有望下降，并且防疫政策优化后开工建设周期有望缩短，风、光装机有望加速。 预计2023-2025年风、光新增装机合计分别为175、195、200GW，装机容量年均增速在20%以上。从发电量占比看，预计至2025年风、光发电量分别占到12.4%、9.0%（合计占比21.4%，相比2020年提升11.9%，超额完成风光发电量占比翻倍的“十四五”规划目标）。 图表13：“十四五”分电源发电结构预测（%） 图表14：“十四五”分电源装机结构预测（亿千瓦，%） 电力运行特点要求实时平衡，用能结构转变为系统安全运行带来挑战。 因电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩溃，乃至大停电。 1）电力运行特点受用电侧产业结构影响。北京和内蒙主导产业结构性显著差异；体现在电力运行特点上：以工业生产为主的蒙西电网全天用电曲线较为平均，三产占比高的北京电网居民、商业用电集中在10-21点之间。2）工业领域电能替代，居民领域电动汽车、智能家居等渗透率提升、电气化加速，增加了负荷侧不确定性。 图表15：电力运行特点示意图 图表16：2021年内蒙古VS北京三产GDP比较（亿元） 图表17：蒙西用电曲线（2021年某工作日） 图表18：北京用电曲线（2021年某工作日） 结构性电力供应错位导致2021年的东北和2022年的四川两次短期有序用电。 东北缺电原因1：电煤成本高企叠加火电上网价格相对刚性，火电企业发电意愿较低。 9M21 以后国内电煤价格持续走高；但当时火电上网电价上浮空间仅10%，严重压缩火电企业盈利空间。2021年10月，国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称“1439号文”）出台后，火电上网电价涨幅扩大至20%，但月度电煤价格最高达52.4%，远超电价涨幅，发电企业意愿持续低迷，导致发电量同比持续下降。 东北缺电原因2：电力结构依旧以火电为主，新能源替代效应不及预期。东北火力发电占总发电量的74%，新能源占比约合13%。新型电力系统概念提出后，东北地区开始进行发电结构调整升级；但由于风光装机基数过小，发电占比仍较低，对火电替代效应较弱。 图表19：3-4Q21东北缺电主因煤价高企 图表20：东北地区煤电电量占比较高 四川缺电原因1：传统水电大省+“双碳”目标，近年火电在四川发电结构中占比下降趋势明显。截至2021年底，四川省火力发电仅占当年总发电量的14.6%。2022年 7、8月受极端高温干旱天气影响，长江流域来水极端偏枯。而高温下电力需求旺盛，电力供需剪刀差扩大，失衡现象突出。 四川缺电原因2：作为传统电力外送大省，跨省跨区输电线路规划建设主要服务于电力外送，缺少受电或留电通道。四川是“西电东送”的重要送出端，起、经四川的跨省跨区输电线路，或在建设规划上不具备双向输电能力，或受电端本身电力资源匮乏、不具备互济能力。高温干旱期间，国网8条电力入川通道全部满载运行但仍有缺口。 图表21：2010-2021年四川省电力结构示意图（亿千瓦时、%） 图表22：2019-2022年7、8月三峡入库流量对比（立方米/秒） 图表23：起、经四川的跨省跨区输电线路 二、理顺电力供需矛盾，把握市场化、互联互通两大主线 2.1火电：市场化+保供+灵活性改造，运营商及设备制造商迎来机遇窗口 2.1.1增量：“十四五”电力供需持续偏紧，保供要求下装机与电量齐增 火电的调节功能可涉及调峰、调频等辅助服务类型。（1）调峰：考虑到系统负荷存在不确定性，运行中开机的机组总容量应大于系统负荷需求，机组最小出