电力行业2023年度投资策略：火电价值发现进行时盈利修复+绿电协同-20221123-东方证券-34正式版.pdf

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1、 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。公用事业行业 行业研究|策略报告 煤价、电价新常态下火电资产有望迎来煤价、电价新常态下火电资产有望迎来价值重估价值重估 火电基本面已处至暗时刻，煤价、电价新常态下有望释放较大业绩弹性。“市场煤”和“计划电”的长期错位在政策引导下预计将逐步修正，届时火电周期性弱化、回归公用事业属性，有望以稳定的 ROE 回报，创造充裕的现金流，并支撑转型发展的资本开支或可观的分红规模。其充裕的现金流将助力火电企业的“二次创业”，昔日的火电龙头可能最有潜力成为未来的新能源巨

2、擘。新型电力系统快速推进，火电灵活性改造新型电力系统快速推进，火电灵活性改造价值凸显价值凸显 关于开展全国煤电机改造升级的通知明确“十四五”期间完成煤电机组灵活性改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦。“十四五”现代能源体系规划提及：到 2025 年，灵活性电源占比达到 24%左右，重申力争煤电机组灵活性改造规模累计超过 2 亿千瓦。火电灵活性改造一方面提升火电资产与绿电资源的协同价值，同时也将为火电产业链带来可观的增量市场。核电刚需属性空前凸显，有望迎来加速良机核电刚需属性空前凸显，有望迎来加速良机 基于未来的电量供需测算，我们认为核电有望迎来加速发展。作为近零碳电源

3、，也是目前看来很有可能大规模替代火电的基荷能源，核电在未来新型电力系统中的价值将愈发凸显。中性假设下的测算结果显示，为避免缺电危机，十四五期间新开工核电机组需求可能超过 60 台。核电产业链有望迎来前所未有的发展机遇。风光装机高速增长，催生抽水蓄能行业加速发展机遇风光装机高速增长，催生抽水蓄能行业加速发展机遇 抽水蓄能是兼具经济性、可靠性的电网侧灵活性资源主力。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%，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。根据抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年），2025 年抽水蓄能投

4、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。两部制电价机制下，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，获得多元化收益。建议关注：资产优质、效率领先，且新能源转型步伐较快的华能国际(600011，买入)、国电电力(600795，未评级)、华电国际(600027，未评级)、粤电力 A(000539，未评级)；有望受益于火电灵活性改造提速的青达环保(688501，未评级)、华光环能(600475，未评级)、西子洁能(002534，未评级)；核电+新能源双轮驱动的中国核电(601985，未评级)，核电高端制造标的景业智能(688290，未

5、评级)、江苏神通(002438，未评级)；通过资产重组成为南方电网旗下储能运营平台的南网储能(600995，未评级)，抽水蓄能产业链标的东方电气(600875，未评级)、中国电建(601669，未评级)。定位“海上风电引领者”目标的三峡能源(600905，未评级)，未来可能分享福建优质海风资源的福能股份(600483，未评级)、中闽能源(600163，未评级)；国网旗下配电网节能上市平台涪陵电力(600452，未评级)，以及三峡集团旗下的核心配售电及综合能源平台三峡水利(600116，未评级)。风险提示风险提示 火电灵活性改造、抽水蓄能的增长空间可能低于预期；火电基本面可能继续恶化；新能源运营

6、的收益率水平可能降低；假设条件发生变化将导致测算结果产生偏差。投资建议与投资标的 核心观点 国家/地区 中国 行业 公用事业行业 报告发布日期 2022 年 11 月 23 日 卢日鑫 021-63325888*6118 执业证书编号：S0860515100003 周迪 执业证书编号：S0860521050001 林煜 执业证书编号：S0860521080002 李少甫 温晨阳 局地降温，欧洲天然气价格上涨；鹰派预期助美指反弹，原油价格跌破 90 美元关口：欧美能源市场数据跟踪周报（1114-1120）2022-11-21 10月原煤产量同比+10.8%；用电量增速回升 至 3.5%：公 用

7、事 业 行 业 周 报（1114-1120）2022-11-21 中电联：建议煤电基准价上调至 0.4335 元/千瓦时：公用事业行业周报（1107-1113）2022-11-15 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 电力行业 2023 年度投资策略 看好（维持）公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。2 目 录 1.2022 年行情回顾：电力跑赢大盘，火电盈利有弹性、绿电价值低估.5 1.1.板块表现：火电水电风电光伏发电.5

8、2.2022 年电力供需回顾及 2023 年展望.6 2.1.年内电力供需回顾：波动中持续增长.6 2.2.预计 2023 年用电量增速有望达到 6%.8 3.能源安全考量下的转型路径推演.10 3.1.中国的能源转型：先立后破、通盘谋划.10 3.2.能源和电力结构转型测算及推演.11 4.火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同.13 4.1.长协煤政策有望带来成本端持续改善.14 4.2.火电灵活性改造有望加速推进，与风光电协同价值凸显.17 5.核电刚需属性凸显，“十四五”期间有望迎来加速.25 5.1.核电：发展空间广阔的零碳基荷能源.25 5.2.供需测算显示：“十四五”可能是加速核

9、电建设的绝佳时期.26 6.风光装机高速增长，催生抽水蓄能加速发展机遇.27 6.1.抽水蓄能：兼具经济性、可靠性的电网侧灵活性资源主力.27 6.2.“633”号文新机制有望显著提升抽水蓄能运营收益.30 投资建议.31 风险提示.32 qRnQqNtNwOsPyRoPtPsMxOaQaOaQmOnNpNsQiNqRqRiNnPsObRpOnRvPtPoRuOoMnN 公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。3 图表目录 图 1：申

10、万各行业板块年初至 11 月 4 日涨跌幅（%）.5 图 2：申万电力各子板块年初至 11 月 4 日行情表现（%）.6 图 3：历年分电源装机规模（GW）及年新增装机规模（GW，右轴）.6 图 4：截至 2022 年 9 月，电力装机结构（GW）.6 图 5：历年分电源发电量（亿千瓦时）、总发电量同比变化（右轴）.7 图 6：2022 年 19 月，发电量结构（亿千瓦时）.7 图 7：全社会用电量（左轴）及同比增速（右轴）.7 图 8：四大高耗能行业用电量（亿千瓦时）.8 图 9：1-8 月用电量（亿千瓦时）及同比增速（右轴）.8 图 10：欧盟石油进口来源结构（2020 年）.10 图 1

11、1：欧盟煤炭进口来源结构（2020 年）.10 图 12：欧盟天然气进口来源结构（2020 年）.10 图 13：欧洲各国天然气源于俄罗斯的比例（2020 年，%）.10 图 14：我国碳中和路径下的能源消费需求预测.12 图 15：我国一次电力发电量预测.12 图 16：我国未来十年的传统能源发展预测.12 图 17：我国未来十年风电发展预测.13 图 18：我国未来十年太阳能发电发展预测.13 图 19：火电装机规模（GW）及年新增规模（GW，右轴）.13 图 20：火电发电量（亿千瓦时）及年同比增速（右轴）.13 图 21：年初至今动力煤现货价格趋势：黄骅港动力煤（Q5500）平仓价（元

12、/吨）.14 图 22：北方 4 港煤炭库存（万吨）.14 图 23：秦皇岛港日均铁路调入煤炭量（万吨）.15 图 24：大秦线铁路日均煤炭发运量（万吨）.15 图 25：动力煤长协指数:CCI5500（元/吨）.17 图 26：南通夏季高峰典型日负荷与新能源出力曲线.17 图 27：南通春秋季典型日负荷与新能源出力曲线.17 图 28：2021 年分电源利用小时数（小时）.17 图 29：2016 至今风电、光伏发电量（亿千瓦时）及弃风、弃光率情况（右轴）.18 图 30：灵活性不足原理.19 图 31：火电灵活性改造的深入历程.20 图 32：灵活性改造涉及子系统示意图.20 图 33：商

13、运核电装机规模（万千瓦）.26 图 34：核电发电量（亿千瓦时）.26 公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。4 图 35：主要储能技术路线.27 图 36：2021 年国内投运储能装机结构.28 图 37：国内抽水蓄能装机容量及增速.29 图 38：抽水蓄能装机（万千瓦）占风光装机（万千瓦）比例.29 图 39：中国抽水蓄能装机预期（万千瓦）.30 表 1：2016-2021 年用电量数据及月度比例.8 表 2：2022 年用电量

14、增速预测.8 表 3：2023 年分产业用电量测算结果（亿千瓦时）.9 表 4：2023 年分产业用电量增速测算结果.10 表 5：近两年中长期合同签订履约工作方案内容对比.16 表 6：电源侧及储能侧部分资源灵活性运行参数.19 表 7：火电机组最小技术出力率及调峰深度.20 表 8：2016 年起部分政策汇总.21 表 9：“十三五”期间实际完成火电灵活性改造统计情况.22 表 10：部分地区火电调峰补偿.22 表 11：基准场景参数汇总.23 表 12：煤电灵活性改造基准场景的经济性测算.24 表 13：各地方火电灵活性改造与新能源开发打捆的政策内容汇总.25 表 14：十五五末电量平衡

15、及核电新建需求测算.26 表 15：不同储能技术的特点和应用场景.28 表 16：电量电价收益测算.31 表 17：电量电价收益敏感性测算（亿元）.31 公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。5 1.2022 年行情回顾：年行情回顾：电力电力跑赢跑赢大盘，大盘，火电盈利有弹火电盈利有弹性、绿电价值低估性、绿电价值低估 1.1.板块表现：火电水电风电光伏发电 2022 年初至 11 月 4 日，沪深 300 指数涨跌幅-23.7%，申

16、万公用事业指数涨跌幅-15.7%，跑赢沪深 300 指数，在 31 个申万一级行业中位列第 15 位。其中电力指数涨跌幅-16.3%。图 1：申万各行业板块年初至 11 月 4 日涨跌幅（%）数据来源：Wind，东方证券研究所 电力子板块中，2022 年年初至 11 月 4 日，火力发电、水力发电、光伏发电、风力发电指数涨跌幅分别为-8.87%、-9.98%、-24.39%、-23.80%。火电板块受到去年下半年起动力煤价格高涨的持续影响，一季报出现较大面积亏损，且反转预期尚有分歧，一度出现明显回撤。国家发改委推出的大力度保供稳价措施逐步推进，叠加市场电价政策下结算电价普遍上浮，另外伴随着上海

17、等地区疫情形势好转，需求反弹，带来电量电价齐升以及成本端改善，半年报显示亏损幅度明显收窄。三季度动力煤保供稳价政策持续深入推进，尤其是“三个 100%”的要求下长协煤履约预期向好，三季报显示环比改善明显，但仍受到大盘下行压力冲击。水电板块上半年得益于其较高的业绩确定性以及来水普遍偏丰，取得了明显的相对收益。但下半年以来，多地高温干旱，多流域来水偏枯，来水量较去年同期有明显下降，业绩分化明显，拖累水电板块表现，尤其是在 8 月其他子板块股价反弹期间横盘震荡。风电、光伏发电方面，业绩并无明显异常波动，业绩增长主要来自装机规模增长。但受整体市场风格影响，其成长属性溢价有所折损。(40)(30)(20

18、)(10)01020304050煤炭石油石化建筑装饰交通运输银行综合有色金属基础化工房地产汽车农林牧渔公用事业钢铁美容护理（子）电力商贸零售食品饮料纺织服饰沪深300建筑材料电力设备社会服务通信非银金融环保医药生物机械设备家用电器轻工制造国防军工传媒计算机电子 公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。6 图 2：申万电力各子板块年初至 11 月 4 日行情表现（%）数据来源：Wind，东方证券研究所 2.2022 年年电力供需电力供需

19、回顾回顾及及 2023 年年展望展望 2.1.年内电力供需回顾：波动中持续增长 截至 2022 年 9 月，我国全口径电力装机规模达到 2483.57GW，其中火电装机占比达到 53%，较2012 年的 72%下降了近 20 个百分点。2022 年内总计新增装机规模 107.57GW，包括火电新增16.96GW、水电新增 14.84GW、核电新增 2.27GW、风电新增 30.16GW、光伏新增 43.34GW。发电量方面，2022 年 19 月，全口径发电量达到 62565.5 亿千瓦时，较去年同期增长 3.9%。其中火电占比达到 69%，风、光占比合计首次超过 10%。图3：历年分电源装机

20、规模（GW）及年新增装机规模（GW，右轴）图 4：截至 2022 年 9 月，电力装机结构（GW）数据来源：国家能源局，东方证券研究所 2022*为截至 2022 年 9 月底数据 数据来源：国家能源局，东方证券研究所 -50-40-30-20-10010202022/01 2022/02 2022/03 2022/04 2022/05 2022/06 2022/07 2022/08 2022/09 2022/10 2022/11火力发电（申万）水力发电（申万）光伏发电（申万）风力发电（申万）050100150200250300050010001500200025003000火电水电核电风电光

21、伏总新增火电1313.7453%水电405.7616%核电55.532%风电358.6415%光伏349.914%公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。7 图 5：历年分电源发电量（亿千瓦时）、总发电量同比变化（右轴）图 6：2022 年 19 月，发电量结构（亿千瓦时）数据来源：国家能源局，东方证券研究所 数据来源：国家能源局，东方证券研究所 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

22、 亿千瓦时，3、4 月份同比增速自 2 月的 18.5%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%。而后随着夏季用电高峰的到来以及疫情形势趋稳，5-8 月全社会用电量同比恢复快速增长，至 8 月，全社会用电量8520 亿千瓦时，较去年同期同比增速恢复至 12%。9 月，高温天气结束叠加多地疫情反复压制需求回暖，全社会用电量再度下滑至 7092 亿千瓦时，同比增速下滑至 2.1%。图 7：全社会用电量（左轴）及同比增速（右轴）数据来源：国家能源局，东方证券研究所 2022 年受到疫情

23、及房地产市场下滑影响，四大高耗能行业合计用电量较 2021 年增长并不明显，1-8 月合计用电量为 15154 亿千瓦时，较 2021 年同期增长 2.4%；在第二产业中占比 40%，在全社会用电量中占比 26%。其中，化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业用电形0%2%4%6%8%10%12%0100002000030000400005000060000700008000090000火电水电核电风电太阳能总发电量同比火电43544.40 69%水电9500.30 15%核电3046.40 5%风电4756.50 8%太阳能1717.90 3%26.2%19.7%20.7%14.2

24、%13.5%10.8%13.7%4.3%7.6%7.0%3.9%-2.5%-1.3%18.5%4.7%0.0%-0.1%5.9%7.3%12.0%2.1%-5%0%5%10%15%20%25%30%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000第二产业用电量（亿千瓦时）第一产业用电量（亿千瓦时）第三产业用电量（亿千瓦时）城乡居民用电量（亿千瓦时）全社会用电同比增速（右轴）公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报

25、告最后一页的免责申明。8 势相对较好，用电量同比分别增长 8.7%和 8.2%；黑色金属冶炼行业、非金属矿物制品业用电量同比分别下降 4.4%和 4.1%。图 8：四大高耗能行业用电量（亿千瓦时）图 9：1-8 月用电量（亿千瓦时）及同比增速（右轴）数据来源：Wind，东方证券研究所 数据来源：Wind，东方证券研究所 2.2.预计 2023 年用电量增速有望达到 6%我们使用月度电量比例法对 2022 年四季度（10-12 月）的全社会用电量进行预测。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 年第四季度用电量占前三季度用电量的比例

26、为35.06%；（2）情景二，2022年第四季度用电量占全年用电量的比例为 26.02%。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 4.2%、5.5%、6.0%。表 1：2016-2021 年用电量数据及月度比例 年份 全年用电量 A（亿千瓦时）前三季度用电量B（亿千瓦时）四季度用电量C（亿千瓦时）比值C/A 比值C/B 2016 59,187 43,885 15,302 25.85%34.87%2017 63,077 46,888 16,189 25.67%34.53%2018 68,449 51,061 17,388 25.40%34.05%2019

27、72,852 53,442 19,410 26.64%36.32%2020 75,110 54,134 20,976 27.93%38.75%2021 83,128 61,651 21,477 25.84%34.84%2016-2021 平均 26.22%35.56%2016-2020 平均 26.30%35.70%2016-2019 平均 25.89%34.94%资料来源：Wind，东方证券研究所测算 表 2：2022 年用电量增速预测 0500100015002000250030001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2019202020212022-6%-4%-2%0%

28、2%4%6%8%10%01000200030004000500060002021年1-8月2022年1-8月同比 公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。9 电量单位：亿千瓦时电量单位：亿千瓦时 悲观悲观 中性中性 乐观乐观 2022 年 9 月用电量 7,092 7,092 7,092 2022 年前三季度用电量 64,931 64,931 64,931 2022 年四季度电量占前三季度电量比例 33.86%35.06%35.46%

29、2022 年四季度电量占全年比例 24.82%26.02%26.42%2022 年四季度用电量预测 1 21,985 22,764 23,024 2022 年四季度用电量预测 2 21,438 22,839 23,316 预测 1、预测 2 平均 21,711 22,801 23,170 2022年全年用电量预测年全年用电量预测 86,642 87,732 88,101 2022年全年用电量增速预测年全年用电量增速预测 4.2%5.5%6.0%资料来源：Wind，东方证券研究所测算 注：预测 1 基于第四季度用电量占前三季度用电量比例的假设；预测 2 基于第四季度用电量占全年比例的假设。展望2

30、023年，目前预期疫情影响有望逐渐减小，但前几年用电量基数已经受到疫情影响，增速波动较大。我们采用过往 10 年的分产业用电量增速均值作为 2023 年分产业中性预期（其中包括20122019 疫情前平稳增长期，以及 2020 疫情第一年极端情况、20212022 疫情第二三年恢复期数据，相对平滑，且将近年疫情、极端天气等多方面因素综合考虑在内的结果）。第一产业和居民用电主要受气候因素影响，极端天气（包括夏季高温干旱或洪涝多降水、冬季低温多降雪等）较多则用电量增速较快，气候正常则用电量增速稳定。鉴于2022年已经受到极端天气影响，基数较大且处于历史高位，我们认为气候的影响不对称，向上影响相对较

31、小、向下影响相对较大。因此我们乐观情景（极端天气较多）增速上浮设定为 1%，悲观情景（极端天气较少）中增速下浮设定为 2%。第二产业和第三产业主要受到疫情防控影响，疫情防控收紧影响生产生活及服务业经营，用电量增速下降；疫情稳定，生产生活全面恢复，则用电量增速回归平稳。由于 20202022 年已经受到疫情较大影响，基数相对较小，我们认为疫情的影响不对称，向上影响较大、向下影响较小。因此我们乐观情景（疫情平稳，复工复产）增速上浮设定为 2%，悲观情景（疫情影响，停工停产）增速下浮设定为 1%。根据上述情景假设，我们测算得到 2023 年分产业用电量预测值。中性情景下，2023 年全社会用电量将达

32、到 92986亿千瓦时，较 2022年同比增长 6.0%。乐观情景下，全社会用电量约 94595亿千瓦时，较 2022 年同比增长 7.8%；悲观情景下，全社会用电量 91966 万亿千瓦时，较 2022 年同比增长 4.8%。表 3：2023 年分产业用电量测算结果（亿千瓦时）第一产业 第二产业 第三产业 城乡居民 全社会 乐观 1212 62032 16828 14523 94595 中性 1200 60868 16528 14390 92986 悲观 1177 60286 16378 14125 91966 数据来源：国家统计局，东方证券研究所测算 公用事业行业策略报告 火电价值发现进行

33、时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。10 表 4：2023 年分产业用电量增速测算结果 第一产业 第二产业 第三产业 城乡居民 全社会 乐观 4.1%6.6%12.0%9.6%7.8%中性 3.1%4.6%10.0%8.6%6.0%悲观 1.1%3.6%9.0%6.6%4.8%数据来源：国家统计局，东方证券研究所测算 3.能源安全考量下的转型路径推演能源安全考量下的转型路径推演 3.1.中国的能源转型：先立后破、通盘谋划 今年以来，俄乌局势严重影响欧洲能源价格，使得欧

34、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。图 10：欧盟石油进口来源结构（2020 年）图 11：欧盟煤炭进口来源结构（2020

35、 年）数据来源：Wind，东方证券研究所 数据来源：Wind，东方证券研究所 图 12：欧盟天然气进口来源结构（2020 年）图 13：欧洲各国天然气源于俄罗斯的比例（2020 年，%）数据来源：Wind，东方证券研究所 数据来源：statista，东方证券研究所 26.9%9.0%7.9%7.7%7.3%7.0%6.2%5.3%4.9%4.5%2.4%10.9%0%5%10%15%20%25%30%46.7%17.7%13.7%8.2%2.8%10.9%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%俄罗斯美国澳大利亚 哥伦比亚南非其他41.1%16.2%7.6%5.2%29.

36、9%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%俄罗斯挪威阿尔及利亚卡塔尔其他020406080100120波黑北马其顿摩尔多瓦芬兰拉脱维亚塞尔维亚爱沙尼亚保加利亚斯洛伐克克罗地亚捷克奥地利希腊德国意大利立陶宛波兰匈牙利斯洛文尼亚法国荷兰罗马尼亚格鲁吉亚 公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。11 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

37、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”

38、：“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

39、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

40、源的快速发展。3.2.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 64.7 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。公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息

41、披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。12 图 14：我国碳中和路径下的能源消费需求预测 图 15：我国一次电力发电量预测 数据来源：国家统计局，中电联，ERI，东方证券研究所 数据来源：国家统计局，中电联，ERI，东方证券研究所 在我们的测算情景下，化石能源消费占比将从 2020 年的 84.4%下降至 66.5%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 15.6%提高至超过 33.5%（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

42、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、装机容量可能于2030年左右实现达峰。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 32.7 和 44.8 亿千瓦左右；风电+光伏装机占比由 2020 年的 24.3%分别提升至 39.1%和 52.2%。2025 年和 2030年，风电+光伏发电量占比预计由 2020 年的 9.5%分别

43、提升至 19%和 28%。图 16：我国未来十年的传统能源发展预测 数据来源：Wind，东方证券研究所 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。010203040506070能源消费总量（亿吨标准煤）煤炭石油天然气非化石能源02468101214161820202025E2030E2040E2050E2060E一次电力发电量（万亿千瓦时）水电核电光伏风电35003600370038003900400041004200430044004500020000400006000080000100000120000140000160000180000利用小时数（小时）装

44、机容量（万千瓦）火电利用小时水电装机火电装机核电装机 公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。13 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，2030 年之前火电总装机仍有增长，预计于 2030 年左右达到峰值，约 15.6 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有望使其利用小时数维持相对高位，并逐步开启由基荷电源向灵活性调峰电源的

45、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：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 6.1 亿千瓦、6.7 亿千瓦左右；2030 年，风电、太阳能发电装机规模预计分别达到 10.6 亿千瓦、12.8 亿千瓦左右。图 17：我国

46、未来十年风电发展预测 图 18：我国未来十年太阳能发电发展预测 数据来源：国家统计局，中电联，ERI，东方证券研究所 数据来源：国家统计局，中电联，ERI，东方证券研究所 4.火电火电价值发现进行时：盈利修复价值发现进行时：盈利修复+绿电协同绿电协同 截至 2022 年 9 月，火电装机量达到 1313.74GW，2022 年年内新增装机规模 16.96GW。发电量方面 2022 年 19 月，火电发电量 43544 亿千瓦时，较去年同期增长 1.0%。图 19：火电装机规模（GW）及年新增规模（GW，右轴）图 20：火电发电量（亿千瓦时）及年同比增速（右轴）数据来源：国家能源局，东方证券研究

47、所 2022*为截至 2022 年 9 月底数据 数据来源：国家能源局，东方证券研究所 0200004000060000800001000001200000500010000150002000025000风电装机-万千瓦（右轴）风电发电量-亿千瓦时020000400006000080000100000120000140000020004000600080001000012000140001600018000光伏装机-万千瓦（右轴）光伏发电量-亿千瓦时01020304050607080900200400600800100012001400火电装机规模新增规模-2%0%2%4%6%8%10%12%

48、010000200003000040000500006000070000火电发电量同比增速 公用事业行业策略报告 火电价值发现进行时：盈利修复+绿电协同 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。14 4.1.长协煤政策有望带来成本端持续改善 2021 年底，随着前一轮产地及港口的限价、供给放量等政策密集落地，动力煤价格快速回落，已基本企稳。2022 年初受需求持续攀升以及国际能源市场持续紧张影响，动力煤价格仍有小幅上涨趋势。2 月底，俄乌冲突爆发后，国际能源市场供需环境迅速恶化，全球能源市场价格

49、快速上涨，压制了沿海电厂的进口空间，对内需求激增快速推高国内动力煤现货市场价格，最高一度来到1600 元/吨以上。3 月淡季特征初现加上水电启动较好形成了对火电的较早替代，需求转弱，采购放缓，煤价开始回落。传统淡季、水电替代与国内疫情多点散发共振，压制电力需求，终端电厂前期库存充足，补库动力不强，动力煤现货市场价格在 1300 元/吨左右水平维持近 4 个月。至 8月底，迎峰度夏与水电出力不足推动库存迅速消耗，煤价开启上行通道。9月10月，大秦线铁路事故、例行检修以及部分线段出现疫情，导致发运能力下降，港口库存去化，支撑煤价高位运行，淡季不淡。10 月，在疫情扰动及传统淡季的影响下，供需两端均

50、走弱。1112 月来看，疫情的扰动仍在持续，但程度有所缓解，对需求仍有压制。暖冬预期较高，冬季旺季可能不旺，但下半年以来的持续干旱压制了水电出力，火电作为兜底保供需求得到支撑。全年来看，虽然2022年年内煤价最高点不及去年，且在高位维持时间也较短，但有较长时间维持在1300 元左右价格中枢波动，叠加 9 月起的价格回弹，使得 2022 年全年均价仍有较大可能高于去年，但从三季报情况来看，已有部分公司三季度实现扭亏，全年预期较去年仍相对乐观。图 21：年初至今动力煤现货价格趋势：黄骅港动力煤（Q5500）平仓价（元/吨）数据来源：Wind，东方证券研究所 图 22：北方 4 港煤炭库存（万吨）数