电力行业2021年中期策略报告：危中存机 3060目标下的变局

汇能煤炭 2023-06-25 20:15:02

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（报告出品方/作者：中国平安，严家源）

一、行业：需求旺、供给紧，电价如期上行

需求：冷冬之后持续旺盛，用电增量超六年之和

1月份3次全国性的冷空气过程对于冬季采暖用电需求产生了较强的刺激作用，而“就地过年” 政策带来了节后快速复工复产的效果，进一步提升了各产业用电量需求。此外，国外疫情的反复等因素对于国内出口的拉动作用，促使相关企业加快生产，也使得用电需求维持在较高水平之上。二产维持高景气度，前4个月累计增速达到20.7%，比上年同期提高26.8个百分点，2019-2021两年CAGR为7.4%；三产年均增速持续提升，反弹势头强劲，前4个月累计增速达到29.0%，比上年同期提高37.1个百分点，两年CAGR为8.4%。

前4月全社会用电增量4311亿千瓦时，高于 2017-2019三年前4月增量之和；如果计入2020 年的缺口，则2021年前4月增量超过了2015- 2020六年之和。从用电增量构成来看，一、二、三产及居民生活占比分别为1.3%、74.0%、 22.2%、2.6%。对比2021年与2020年前4月的分产业用电量情况，二产、三产占比分别提高1.5、1.0个百分点，居民生活占比下降2.5个百分点。

供给：水电疲弱、核电受限，火电贡献八成增量

1-4月，全国规上电厂发电量2.53万千瓦时，同比增长16.8%，2019-2021年同期CAGR为6.7%。其中，水、火、核、风、光同比增速分别为 1.1%、18.9%、14.9%、47.9%、7.6%。

2021年开年以来，来水情况与2020年同期相似总体偏弱，导致水电出力捉襟见肘；核电相比上年同期仅新增两台机组，在机组检修等因素限制下，利用小时进一步提升空间有限；风电依靠装机增长和利用小时提升，贡献了部分增量。但总的来看，发电侧3888亿千瓦时的增量中，火电贡献了3143亿千瓦时，占比80.8%。前 4个月火电利用小时比上年同期增加193小时，增幅15.7%；1465小时也是2015年以来同期最高利用小时。

市场化电价如期上行，发现价格、引导预期

需求旺盛、供给吃紧，叠加火电厂燃料成本大幅上涨。5月18日，广东电力现货市场日前加权平均电价达到675.2元/MWh，其中燃煤机组均价652.79元 /MWh 、燃气机组均价751.61元/MWh。从5月13日至5月31日试运行结束，日前加权平均电价均高于广东省燃煤基准电价，最高偏离度达到 49.1%；5月13日-22日，日前发电侧最高成交价均达到限价顶点1500元/MWh，全月共有12天达到电价上限。

紧俏的现货交易有效发挥了价格发现和预期引导的作用。5月31日，广东电力交易中心开展6月集中竞争交易，总成交电量81.93亿千瓦时，同比增长255.5%、环比增长64.9%；统一出清价差为1.91分/千瓦时，同比缩窄1.04分/千瓦时、环比缩窄2.09分/千瓦时。

二、水电：抽蓄成为潜力股，一体化前景广阔

价格机制明确，抽水蓄能成为潜力股

2021年4月30日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，要求坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式，强化抽水蓄能电站建设运行管理。

根据2004年发改委公布的政策，抽蓄电站原则上由电网建设和管理，成本纳入电网运行费用统一核定。2014年明确实行两部制电价，容量电费和抽发损耗纳入当地省网或区域电网运行费用统一核算。但因为2004年71号文规定发电企业建设的抽蓄作为独立电厂参与市场竞争，因此发展速度较慢。而2019年的《输配电定价成本监审办法》将抽蓄排除在输配电成本之外，造成抽蓄的发展一度陷入停滞。

随着碳中和目标的提出，风光的大规模开发打开了抽蓄的广阔前景。作为目前最成熟的调峰调频电源，“3060”倒逼发展规划和电价机制得到明确。一方面稳定电网继续发展抽蓄的信心，并有望激发发电企业、甚至社会资本的投资热情；另一方面，容量电价机制将为辅助服务等电力交易市场参与方提供保障。

政策推进多能互补发展，水风光一体化前景广阔

2021年2月25日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》。要求强化电源侧灵活调节作用，充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调节能力，减轻送受端系统的调峰压力，力争各类可再生能源综合利用率保持在合理水平。

关于风光水（储）一体化，《意见》提出对于存量水电项目，结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、因地制宜增加储能设施的必要性和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆。对于增量风光水（储）一体化，按照国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用政策要求，严控中小水电建设规模，以大中型水电为基础，统筹汇集送端新能源电力，优化配套储能规模。

三、火电：拐点已至，容量电价渐行渐近

煤价淡季不淡，拐点已至

春节后，随着政策调节和保供产能释放，煤价快速下行。但进入传统淡季3月，煤价却在多重因素的刺激下再次仰头向上。截止目前，秦港5500K平仓价最高达到约931元/吨、CECI沿海指数5500K综合价突破前期高点达到785元/吨。

前面说到1Q21是继3Q18以来，10个季度后再现成本增速高于营收增速。但此次煤价的快速反弹，或许更接近于2016年中的那次，两次同样是由煤炭供给侧缩紧和全社会用电需求快速增长的谐振所致。2Q16的营收、成本增速差拐点后，火电的低谷期一直延续至2019年。期间，即使上调了标杆上网电价、留存了增值税税率调整差额，均未能改变火电成本端的压力，直至用电需求下滑导致煤炭供需平衡发生转变。

容量电价渐行渐近，煤电或向气电转型

火电主要包括煤电、气电、生物质发电等类型，其中绝大部分是煤电、其次是气电，2020年底两者在火电总装机中占比分别为86.7%、7.9%。面对“3060”目标，在行业前景不明的情况下，煤电投资放缓成为必然，随之而来的是新增装机的减少以及存量机组短期内利用小时的提升。另一方面，风电、光伏新增装机大规模并网将带来电力市场辅助服务需求的提升，结合部分地区煤电容量电价的试点探索，煤电的角色定位将由基核电源加速向调峰电源转变。

气电作为火电的一种，以其清洁环保、快速响应的特性，在全国多个地区得到了推广应用。但因为气源和气价的问题，部分地区难以覆盖成本，所以采取了两部制电价政策，以确保调峰机组的盈利能力。2014年12月 31日，国家发改委发布《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格[2014]3009号），对三种不同类型的天然气发电机组施行不同的上网电价政策。全国多个省（区，市）陆续制定或调整了自己的气电上网电价政策。其中，除了最早执行两部制电价的上海（2012 年开始）、浙江（2015年开始）以外，江苏、河南也从2019年起执行两部制电价。

四、核电：审批提速，发力新能源

审批提速，但远水难解近渴

2021年5月19日，田湾核电站和徐大堡核电站进行开工仪式。这4台机组在一个月前，与海南昌江多用途模块式小型堆科技示范工程项目一并获得核准。

对比2020，上半年未核准新机组，直至9月初才核准4台；2019年1月底核准4台；2018年11月核准2台。2021上半年的核准数量和速度已超越过往三年，而且这5台机组全部属于中核，即使暂不考虑刚拿到核电牌照的华能，另外两家中广核、国电投也有望在年内获得新批机组。

目前国内在运核电机组有50台，合计装机容量5217万千瓦；在建（按已核准口径）机组23台，合计装机2502万千瓦。但因为2016-2018三年零核准的影响，23台在建机组中“十三五”及以前开工的有15台、合计装机1619万千瓦。考虑到核电5-7年的建设周期，能在“十四五”期间投产的最多仅有这15台机组。

发力新能源，熨平断档期

国内四家核电运营商中，国电投和华能两家入场时间较晚，且核电只是企业庞大资产体量中极小的一部分，但核电是中核、中广核的起家之源、立身之本。面对在建项目的断档问题，两位核电双雄先后将目光投向了短平快的风电、光伏。

五、风光：政策加速，平价已至

政策加速，平价已至

2018年9月13日，国家能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知（征求意见稿）》；2019年1月7日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》；2019年4月8 日，国家能源局印发《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）》，接着在4月11日印发了《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿）》，向着平价上网的目标加速推进。平价上网减少了对补贴的依赖，风电、光伏将不再是报表好看、运营吃力的低质资产。

2021年6月7日，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，规定：

2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。

2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。

与4月份的征求意见稿相比，风光上网电价不再基本要求低于当地煤电基准价，且去除了竞争性配置和市场化交易的要求。

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