如何理解新形勢下的電荒及現(xiàn)貨電價(jià)大漲

1、目錄 HYPERLINK l _TOC_250014 較早即限電沖擊歷年記錄，緩解緊張局面依賴供給 1 HYPERLINK l _TOC_250013 迎峰度夏高峰尚未到來，但各地限電情況已頻發(fā) 1 HYPERLINK l _TOC_250012 Q2Q3 用電需求或?qū)⒊掷m(xù)高企，緩解電力緊張局面依賴供給 1 HYPERLINK l _TOC_250011 高煤價(jià)制約火電增發(fā)意愿，電力緊張局勢或加劇 3 HYPERLINK l _TOC_250010 高煤價(jià)環(huán)境制約，火電增發(fā)賺取邊際利潤意愿不足 3 HYPERLINK l _TOC_250009 氣價(jià)高企電價(jià)機(jī)制不暢，燃機(jī)發(fā)電能力受制 5風(fēng)光裝

2、機(jī)占比尚小，短期出力增量有限 6 HYPERLINK l _TOC_250008 電力緊張存在進(jìn)一步發(fā)酵可能 7 HYPERLINK l _TOC_250007 現(xiàn)貨上漲發(fā)出信號(hào)，長期電價(jià)面臨結(jié)構(gòu)性上漲壓力 7 HYPERLINK l _TOC_250006 削減電價(jià)讓利幅度對(duì)沖成本，但燃料上漲壓力疏導(dǎo)遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠 7 HYPERLINK l _TOC_250005 體現(xiàn)真實(shí)市場供需，廣東現(xiàn)貨電價(jià)已突破 0.60 元/千瓦時(shí) 8海外經(jīng)驗(yàn)證明新能源占比提升將推動(dòng)長期電價(jià)上行 9 HYPERLINK l _TOC_250004 優(yōu)質(zhì)水電迎價(jià)值重估，核電利用小時(shí)回升有望 11 HYPERLINK l _

3、TOC_250003 云南及四川等省的水電電價(jià)上漲趨勢已成 11 HYPERLINK l _TOC_250002 核電保供地位上升，看好核電利用小時(shí)數(shù)同比回升 13 HYPERLINK l _TOC_250001 代表性水電及核電公司敏感性分析 14風(fēng)險(xiǎn)因素 15 HYPERLINK l _TOC_250000 投資建議：尋找供需新形勢下的受益者 15插圖目錄圖 1：20152021 年國內(nèi)單月用電量需求規(guī)模 1圖 2：20162021 年全國單月發(fā)、用電量增速情況 2圖 3：20162021 年單月用電量情況及模擬 2圖 4：20172021M1-4 各類地區(qū)單月用電增速 2圖 5：2014

4、2021 年季度用電量需求及其增速 3圖 6：20142021 年單二季度用電同比增速 3圖 7：代表性地區(qū)的坑口動(dòng)力煤價(jià)格 4圖 8：秦港 5500 大卡動(dòng)力煤季度平倉均價(jià)及其變動(dòng)趨勢 4圖 9：東亞進(jìn)口 LNG 現(xiàn)貨到岸價(jià)格 6圖 10：國內(nèi) LNG 出廠價(jià)格指數(shù) 6圖 11：風(fēng)電歷年裝機(jī)容量與同比增速 6圖 12：風(fēng)電歷年發(fā)電量與同比增速 6圖 13：太陽能歷年裝機(jī)容量與同比增速 7圖 14：太陽能歷年發(fā)電量與同比增速 7圖 15：廣東現(xiàn)貨日前市場 5 月以來日度成交上網(wǎng)電價(jià) 9圖 16：2001-2020 美國與加州全部門電價(jià)對(duì)比 10圖 17：美國與加州居民及工業(yè)終端電價(jià)對(duì)比 10圖

5、 18：美國歷年非水可再生能源發(fā)電量占比 10圖 19：加州歷年非水可再生能源發(fā)電量占比 10圖 20：2005-2020 年德國可再生能源發(fā)電量及占比情況 11圖 21：德國 2015-2020 年月度基荷上網(wǎng)電價(jià) 11圖 22：四川 5 月省內(nèi)電力集中交易成交量價(jià) 12圖 23：20172021 年 15 月的云南月度市場化交易成交電價(jià) 12圖 24：各類電源龍頭公司度電營業(yè)成本對(duì)比 13圖 25：核電歷年利用小時(shí)數(shù)與同比增速 14圖 26：核電歷年發(fā)電量及占總發(fā)電量比例 14表格目錄表 1：20212025 年我國電力需求預(yù)測 2表 2：電廠煤炭采購價(jià)格模擬測算 4表 3：重點(diǎn)火電公司上

6、網(wǎng)電價(jià)對(duì)比（如非特別說明，默認(rèn)含稅） 8表 4：華能水電 2021E 盈利預(yù)測對(duì)云南省內(nèi)電價(jià)的敏感性分析 14表 5：中廣核電力 2021E 盈利預(yù)測對(duì)公司利用小時(shí)數(shù)的敏感性分析 15表 6：重點(diǎn)公司盈利預(yù)測及估值 15 較早即限電沖擊歷年記錄，緩解緊張局面依賴供給迎峰度夏高峰尚未到來，但各地限電情況已頻發(fā)雖然今年迎峰度夏的用電需求高峰尚未到來，但進(jìn)入 5 月后，用電形勢緊張現(xiàn)象已經(jīng)在廣東、云南、四川等省份出現(xiàn)。5 月中旬以來，廣州，佛山、東莞、惠州、珠海、中山、潮州等地均有用戶被要求錯(cuò)峰用電，部分用戶限電時(shí)段被設(shè)定為 5 月中旬至 8 月中旬的 3 個(gè)月，每周錯(cuò)峰限電 1 天。5 月初，云南

7、電網(wǎng)下發(fā)通知稱，因云南火電存煤下降，發(fā)電量不及預(yù)期，主力水庫水位透支嚴(yán)重，決定自 5 月 10 日起云南省內(nèi)各地州用電企業(yè)開始應(yīng)急錯(cuò)峰限電，限電側(cè)重于新增用電項(xiàng)目。5 月 14 日，國網(wǎng)四川阿壩州電力有限公司發(fā)布限電停電告知書，計(jì)劃 5 月16 日起對(duì)水電消納示范區(qū)中所有大數(shù)據(jù)用戶執(zhí)行臨時(shí)性全天限電，恢復(fù)時(shí)間視供需情況另行通知。從國內(nèi)多年來各月用電需求情況看，迎峰度夏階段的國內(nèi)用電量需求高峰通常出現(xiàn)在每年 78 月份。對(duì)比歷史曾出現(xiàn)過夏季限電爆發(fā)時(shí)點(diǎn)，今年部分省市在剛進(jìn)入 5 月即出現(xiàn)較為頻繁的用電需求緊張現(xiàn)象，屬于罕見現(xiàn)象。圖 1：20152021 年國內(nèi)單月用電量需求規(guī)模201520162

8、01720182019202020211.501.401.301.201.101.000.900.800.700.600.50JanFebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec資料來源：中電聯(lián)，測算，注釋：我們以每年 1 月份用電量為基準(zhǔn)，對(duì)當(dāng)年各月用電量進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化Q2Q3 用電需求或?qū)⒊掷m(xù)高企，緩解電力緊張局面依賴供給2021 年 14 月，全社會(huì)用累計(jì)電量 22,581 億 kWh，同比增長 19.1%，增速較前 3月微降 2.1 個(gè)百分點(diǎn)；4 月單月用電量 6,361 億 kWh，同比增長 13.2%，增速較 3 月用電增速 19.4%下滑 6.2 個(gè)百分點(diǎn)。月度環(huán)

9、比來看，4 月單月用電量環(huán)比 3 月下滑 4.1%，體現(xiàn)冬季供暖結(jié)束的影響。圖 2：20162021 年全國單月發(fā)、用電量增速情況圖 3：20162021 年單月用電量情況及模擬（億 KWh）30%25%20%15%10%5%16M1-216M516M816M1117M317M617M917M1218M418M718M1019M1-219M519M819M1120M420M720M1021M30%-5%-10%-15%全社會(huì)用電量全國發(fā)電量 火電發(fā)電量9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,000實(shí)際模擬差值（右軸）3002001000-100-200-300

10、-400-50016M1-216M917M517M1218M819M419M1120M721M3-600資料來源：中電聯(lián)，資料來源：中電聯(lián)，從 14 月的區(qū)域需求看，高耗能及沿海地區(qū)的用電需求高漲。高耗能地區(qū)的 14 月用電需求增速 15.0%，4 月單月增速 10.6%，較上月下滑 4.8 個(gè)百分點(diǎn)，低于全國平均增速；寧夏/青海單月增速環(huán)比增長 6.4/2.2 個(gè)百分點(diǎn)， 甘肅/河南/ 河北單月增速環(huán)比下滑 9.4/8.3/8.2 個(gè)百分點(diǎn)。沿海地區(qū) 14 月用電需求增速 22.9%，4 月單月增速 15.0%，較上月增速下滑 5.9 個(gè)百分點(diǎn)，增速高于全國平均；廣東單月增速環(huán)比僅下滑 0.

11、9 個(gè)百分點(diǎn)，廣西單月增速環(huán)比下滑 14.3 個(gè)百分點(diǎn)。圖 4：20172021M1-4 各類地區(qū)單月用電增速（%） 高耗能沿海 其他25201510516M1-216M716M1217M617M1118M518M1019M419M920M320M821M1-20-5-10-15-20資料來源：中電聯(lián)，測算考慮 14 月用電需求增長較快以及宏觀經(jīng)濟(jì)仍處于高位運(yùn)行，我們預(yù)計(jì) 2021 全年國內(nèi)用電量需求增速為 7.9%。表 1：20212025 年我國電力需求預(yù)測人口消費(fèi)（權(quán)數(shù)：0.4）GDP 彈性（權(quán)數(shù)：0.4）FAI 彈性（權(quán)數(shù)：0.2）加權(quán)平均值時(shí)間人口數(shù)人均消費(fèi)電力需求GDP 增長率需求

12、電力需求FAI 增長率FAI電力需求增速億人kWh/人億 kWh%彈性億 kWh%彈性億 kWh億 kWh2010A13.413,13241,99910.31.4841,99923.80.6441,99941,99915.3%2011A13.473,49147,0269.21.3047,02623.80.5047,02647,02612.0%2012A13.533,66549,5917.80.7049,59120.60.2649,59149,5915.5%2013A13.613,91153,2237.70.9553,22319.60.3753,22353,2237.3%人口消費(fèi)（權(quán)數(shù)：0.4）

13、GDP 彈性（權(quán)數(shù)：0.4）FAI 彈性（權(quán)數(shù)：0.2）加權(quán)平均值時(shí)間人口數(shù)人均消費(fèi)電力需求GDP 增長率需求電力需求FAI 增長率FAI電力需求增速億人kWh/人億 kWh%彈性億 kWh%彈性億 kWh億 kWh2014A13.684,03855,2337.40.5155,23315.70.2455,23355,2333.8%2015A13.754,03655,5006.90.0755,50010.00.0555,50055,5000.5%2016A13.834,28159,1986.70.7559,1988.10.6259,19859,1985.0%2017A13.904,53863,0

14、776.90.9563,0777.20.9163,07763,0776.6%2018A13.954,90568,4496.61.2968,4495.91.4468,44968,4498.5%2019A14.005,16172,2556.10.7472,2555.40.8372,25572,2554.5%2020A14.075,33975,1102.31.3575,1102.91.0775,11075,1103.1%2021E14.145,63979,7198.01.2582,6217.01.0080,36881,0097.9%2022E14.215,89983,8025.51.0087,165

15、4.00.8082,93984,9754.9%2023E14.286,15987,9245.31.0091,7854.00.8085,59489,0024.7%2024E14.356,41992,0845.10.9596,2324.00.8088,33392,9934.5%2025E14.426,67996,2835.00.90100,5624.00.8091,15996,9704.3%資料來源：中電聯(lián)，預(yù)測從季度用電需求增速趨勢看，考慮去年因?yàn)橐咔閷?dǎo)致用電需求基數(shù)逐步抬高，出口需求后續(xù)在海外疫情緩解后可能回落對(duì)用電也構(gòu)成一定壓制，我們預(yù)計(jì)今年國內(nèi)的用電需求增速將呈現(xiàn)前高后低態(tài)勢，用電需求增速

16、或逐季度回落。單看二季度，我們預(yù)計(jì) 2021Q2 國內(nèi)用電需求增速或在 10.5%的水平，有望錄得 2014年以來歷史最高的單季度用電需求增速?？紤] Q2 用電需求仍然極為強(qiáng)勁，我們認(rèn)為消除或者緩解國內(nèi)用電需求緊張態(tài)勢只能依靠發(fā)電側(cè)增加供給，提升保供能力。圖 5：20142021 年季度用電量需求及其增速圖 6：20142021 年單二季度用電同比增速（%）2.502.001.501.000.500.00季度全社會(huì)用電量萬億千瓦時(shí)% 季度用電量增速25.0%20.0%15.0%10.0%5.0%0.0%-5.0%1Q20143Q20141Q20153Q20151Q20163Q20161Q201

17、73Q20171Q20183Q20181Q20193Q20191Q20203Q20201Q20213Q2021-10.0%12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%20142021年Q2用電量需求增速 %10.59.1%5.25.83.73.93.91.72014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021資料來源：中電聯(lián)，預(yù)測資料來源：中電聯(lián)，預(yù)測 高煤價(jià)制約火電增發(fā)意愿，電力緊張局勢或加劇高煤價(jià)環(huán)境制約，火電增發(fā)賺取邊際利潤意愿不足2020 年 4 季度以來，下游需求旺盛、產(chǎn)能供給不足以及進(jìn)口疲弱使得國內(nèi)動(dòng)力煤市場供需形勢緊張，推動(dòng)煤價(jià)快速上行。

18、目前國內(nèi)動(dòng)力煤價(jià)格已經(jīng)超過 2015 年供給側(cè)改革后的煤價(jià)高點(diǎn)，部分地區(qū)煤炭價(jià)格已經(jīng)創(chuàng)下 2008 年以來的價(jià)格新高。以秦港 5,500 大卡動(dòng)力煤現(xiàn)貨為例，目前其現(xiàn)貨平倉價(jià)接近 900 元/噸，相比 2020 年 2 月份約 460 元/噸的本輪價(jià)格低點(diǎn)漲幅接近 100%。今年 4 月秦港 5,500 大卡動(dòng)力煤平倉均價(jià)為 741 元/噸，5 月迄今均價(jià)為 837 元/噸，相比 2021Q1 秦港 5,550 大卡 719 元/噸平倉均價(jià)有不同程度上漲。考慮供給端國內(nèi)產(chǎn)量短期增長空間料有限，而迎峰度夏來臨前后電企補(bǔ)庫存需求強(qiáng)烈，預(yù)計(jì)煤價(jià)強(qiáng)勢表現(xiàn)將貫穿整個(gè)二季度。從季度均價(jià)看，我們預(yù)計(jì) Q2

19、秦港動(dòng)力煤現(xiàn)貨均價(jià)相比 Q1 環(huán)比漲幅約為 10%。圖 7：代表性地區(qū)的坑口動(dòng)力煤價(jià)格（元/噸）圖 8：秦港 5500 大卡動(dòng)力煤季度平倉均價(jià)及其變動(dòng)趨勢1,00090080070060050040030018/1219/0219/0419/0619/0819/1019/1220/0220/0420/0620/0820/1020/1221/0221/04200鄂爾多斯 5500大卡榆林 6000大卡大同 5800大卡 900800700600500400300秦皇島港:平倉價(jià):山西優(yōu)混(Q5500K):季 元/噸% 同比10.80.60.40.20-0.21Q20213Q20201Q20203

20、Q20191Q20193Q20181Q20183Q20171Q20173Q20161Q20163Q20151Q20153Q20141Q20143Q20131Q2013-0.4資料來源：Wind，資料來源：Wind，我們按照不同的原料采購構(gòu)成情況，對(duì)煤電企業(yè)燃料成本進(jìn)行模擬測算。從測算情況看，如果企業(yè)原料構(gòu)成屬于現(xiàn)貨比例相對(duì)較高且進(jìn)口煤比例偏低的情景 3，目前該情景下的動(dòng)力煤（5,500 大卡）采購采購價(jià)格約為 610 元/噸，考慮運(yùn)輸成本，在進(jìn)行熱值換算后，估計(jì)該情景下的企業(yè)入爐標(biāo)煤價(jià)格將超過 800 元/噸。表 2：電廠煤炭采購價(jià)格模擬測算4Q20191Q20202Q20203Q20204Q

21、20201Q20212Q2021模擬情景 1：長協(xié)/港口現(xiàn)貨/進(jìn)口 65%/25%/10%元/噸542535501503519544547模擬情景 2:長協(xié)/港口現(xiàn)貨/進(jìn)口 65%/20%/15%元/噸544537507511528556558模擬情景 3:長協(xié)/港口現(xiàn)貨/進(jìn)口 65%/10%/25%元/噸548543517532558599610情景 1 YoY %-5.4%-3.4%-9.7%-8.1%-4.3%1.7%9.2%情景 3 YoY %-4.7%-3.2%-8.9%-7.0%-2.8%3.5%10.0%情景 3 YoY %-5.2%-3.6%-9.2%-5.0%1.9%10.3

22、%18.1%資料來源：Wind，預(yù)測，注釋，2021Q2 采購價(jià)格數(shù)據(jù)采用 4 月 1 日5 月 24 日價(jià)格計(jì)算得出，煤炭統(tǒng)一折算為 5,500 大卡動(dòng)力煤從火電龍頭實(shí)際燃料成本情況看，在煤價(jià)持續(xù)上漲刺激下，雖然各公司燃料有價(jià)格穩(wěn)定且相比現(xiàn)貨存在折價(jià)的高比例長協(xié)煤作為保障，但華能國際與華電國際 2021Q1 入爐標(biāo)煤均價(jià)已分別上漲到 761/808 元/噸，同比分別上漲 91/149 元/噸。結(jié)合代表性龍頭電企 Q1 入爐動(dòng)力煤價(jià)格以及近期動(dòng)力煤價(jià)格趨勢，我們預(yù)計(jì)國內(nèi)火電企業(yè) Q2 綜合入爐標(biāo)煤單價(jià)普遍將接近 900 元/噸。在高比例長協(xié)煤保障下，目前火電企業(yè)仍有微薄利潤。在非取暖季，目前國

23、內(nèi) 30 萬千瓦以上煤電機(jī)組的上網(wǎng)單位煤耗普遍約為 330 克/千瓦時(shí)，按照我們上述預(yù)測的二季度900 元/噸綜合入爐標(biāo)煤單價(jià)，折算火電企業(yè)度電燃料成本約 0.30 元/千瓦時(shí)，目前國內(nèi)各省火電標(biāo)桿電價(jià)的算術(shù)平均價(jià)為 0.37 元/千瓦時(shí)，長協(xié)煤保證了火電企業(yè)發(fā)電目前還不會(huì)出現(xiàn)大面積虧損情況。但需要注意的是，煤電企業(yè)采購現(xiàn)貨煤發(fā)電并采用市場化電價(jià)上網(wǎng)，已經(jīng)接近其盈虧 平衡線?，F(xiàn)貨煤價(jià)格高企使得火電企業(yè)已基本不能通過采購現(xiàn)貨煤炭增發(fā)以賺取邊際利潤，火電企業(yè)搶增量市場電的意愿明顯受到抑制。以廣東省為例，2021 年，廣東省長協(xié)電量相比標(biāo)桿電價(jià)折扣幅度為5.36 分/千瓦時(shí)，即長協(xié)電量的含稅上網(wǎng)電價(jià)

24、約為0.40 元/千瓦時(shí)。目前廣州港 5,500 大卡山西優(yōu)混動(dòng)力煤現(xiàn)貨價(jià)格為 970/噸，折算入爐標(biāo)煤價(jià)格約為 1,200元/噸，對(duì)應(yīng)度電燃料成本約為 0.36 元/千瓦時(shí)，和剔除增值稅的市場化電價(jià)已經(jīng)處于同一水平。氣價(jià)高企電價(jià)機(jī)制不暢，燃機(jī)發(fā)電能力受制在電力系統(tǒng)中，燃?xì)獍l(fā)電通常被視作供需緊張時(shí)的調(diào)峰機(jī)組。然而，當(dāng)前上游氣價(jià)高企與電價(jià)機(jī)制不暢，可能同樣導(dǎo)致燃?xì)獍l(fā)電的增發(fā)能力受限。從上游氣價(jià)來看，2021 年初供暖季結(jié)束以來，中石油管道氣源整體呈現(xiàn)基準(zhǔn)門站價(jià)上浮 5%左右的情況，相比 2020 年 5 月中下旬開始的基準(zhǔn)下浮 10%，氣源成本料同比反彈約 0.3 元/方，對(duì)應(yīng)燃?xì)怆姀S度電燃料成

25、本同比反彈約 0.06 元/千瓦時(shí)。往年，以廣東為典型代表的部分沿海電廠通過自主采購進(jìn)口低成本 LNG 實(shí)現(xiàn)成本節(jié)省。2020 年下半年起，浙江省也開始鼓勵(lì)燃?xì)怆姀S采取低成本氣源直供。然而，2021 年初供暖季結(jié)束以來，海外現(xiàn)貨 LNG 采購價(jià)格逆勢走高，當(dāng)前最新報(bào)價(jià)接近 10 美元/百萬英熱單位，對(duì)應(yīng)燃機(jī)電廠燃料成本較常規(guī)管道氣反而高出 0.2 元/方或 0.04 元/千瓦時(shí)。高企的燃料成本料將持續(xù)制約沿海省份燃機(jī)電廠增發(fā)調(diào)峰。此外，在電價(jià)端，由于 2020 年上游氣價(jià)相對(duì)較低，廣東省 2020 年 8 月 1 日起對(duì)省內(nèi)不同型號(hào)燃機(jī)電廠上網(wǎng)電價(jià)分別下調(diào)約 0.050.06 元/千瓦時(shí)，并對(duì)

26、各類機(jī)組設(shè)置了 35005000 小時(shí)不等的利用小時(shí)數(shù)限制，超過限制部分的發(fā)電量所享受的上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)一步下跌 0.140.17 元/千瓦時(shí)。由于電價(jià)下調(diào)且缺乏兩部制電價(jià)機(jī)制保護(hù)，預(yù)計(jì)廣東等沿海省份的燃機(jī)電廠增發(fā)保供的能力將受到進(jìn)一步影響。20212019 202020188,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000圖 9：東亞進(jìn)口 LNG 現(xiàn)貨到岸價(jià)格（美元/百萬英熱單位）圖 10：國內(nèi) LNG 出廠價(jià)格指數(shù)（元/噸）20182019 2020 2021353025201510501-0101-3103-0103-3104-3005-3006-2907-29

27、08-2809-2710-2711-2612-2601-0101-3103-0103-3104-3005-3006-2907-2908-2809-2710-2711-2612-260資料來源：WIND，資料來源：上海石油天然氣交易中心，風(fēng)光裝機(jī)占比尚小，短期出力增量料有限風(fēng)光裝機(jī)占比尚小，短期內(nèi)增發(fā)效果尚不明顯。在經(jīng)歷了 2020 年的搶裝之后，風(fēng)電光伏裝機(jī)容量與發(fā)電量均呈現(xiàn)大幅增長態(tài)勢。例如， 2021 年 4 月底，風(fēng)電裝機(jī)容量287.44GW，同比增長 34.6%；前 4 月風(fēng)電累計(jì)發(fā)電量 2,325 億千瓦時(shí)，同比增長 47.9%。2021 年 4 月底，光伏裝機(jī)容量 261.0GW，

28、同比增長 24.3%。然而，短期來看，預(yù)計(jì)風(fēng)光發(fā)電量在全國整體發(fā)電量中的占比依然偏小，且難以實(shí)現(xiàn)增發(fā)保供。2021 年前 4 月，風(fēng)電光伏合計(jì)發(fā)電量占比約為 9.5%，國家能源局發(fā)布的2021年能源工作指導(dǎo)意見指引 2021 全年風(fēng)電光伏合計(jì)發(fā)電量占比達(dá)到 11%。由于風(fēng)光當(dāng)前不具備自發(fā)調(diào)節(jié)增發(fā)能力，占比提升主要依賴風(fēng)光自然資源改善以及裝機(jī)容量提升，因此預(yù)計(jì)短期內(nèi)難以依賴風(fēng)光立即填補(bǔ)用電缺口。圖 11：風(fēng)電歷年裝機(jī)容量與同比增速圖 12：風(fēng)電歷年發(fā)電量與同比增速裝機(jī)-萬千瓦同比-右軸發(fā)電量-億千瓦時(shí)同比-右軸35,00030,00025,00020,00015,00010,0005,00004

29、0%35%30%25%20%15%10%5%0%5,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,000500060%50%40%30%20%10%0%-10% 資料來源：中電聯(lián)，資料來源：中電聯(lián)，年初以來光伏組件價(jià)格維持高位，或?qū)е鹿夥唐趦?nèi)新裝機(jī)受限。年初以來，受到需求大幅提振的影響，光伏組件價(jià)格整體大幅上漲，平價(jià)項(xiàng)目收益率預(yù)期下調(diào)，可能導(dǎo)致主要運(yùn)營商對(duì)新項(xiàng)目的采購?fù)顿Y意愿邊際減弱。由此看來，我們認(rèn)為 2021 年中可以投運(yùn)的光伏機(jī)組或相對(duì)有限，難以從裝機(jī)端對(duì)用電缺口帶來立即支持。圖 13：太陽能歷年裝機(jī)容量與同比增速圖 14：太陽能歷年發(fā)電量與同比增速裝

30、機(jī)-萬千瓦同比-右軸發(fā)電量-億千瓦時(shí)同比-右軸30,00025,00020,00015,00010,0005,00002015 2016 2017 2018 2019 202090%80%70%60%50%40%30%20%10%0%3,0002,5002,0001,5001,00050002015 2016 2017 2018 2019 202080%70%60%50%40%30%20%10%0%資料來源：中電聯(lián)，資料來源：中電聯(lián)，電力緊張存在進(jìn)一步發(fā)酵可能從需求端來看，經(jīng)濟(jì)需求旺盛而迎峰度夏即將全面啟動(dòng)，可能導(dǎo)致電力需求負(fù)荷進(jìn)一步上升，且單月用電量增速仍將維持在相對(duì)高位；從供給端來看，迎峰

31、度夏期間的補(bǔ)庫需求意味著煤價(jià)仍將面臨持續(xù)高位壓力、導(dǎo)致煤電增發(fā)出力受限，氣價(jià)上行與氣電機(jī)制不暢料導(dǎo)致氣電增發(fā)調(diào)峰能力受到制約，風(fēng)光占比尚小、增發(fā)能力有限。綜合來看，電力市場供需矛盾短期難以緩解。電力緊張的區(qū)域或在迎峰度夏來臨后進(jìn)一步擴(kuò)大化，且 5 月份開始的緊張形勢料將在后續(xù)月份進(jìn)一步加劇。 現(xiàn)貨上漲發(fā)出信號(hào)，長期電價(jià)面臨結(jié)構(gòu)性上漲壓力削減電價(jià)讓利幅度對(duì)沖成本，但燃料上漲壓力疏導(dǎo)遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠如前所述，年初以來的國內(nèi)現(xiàn)貨煤價(jià)普遍突破 2015 年供給側(cè)改革之后的價(jià)格高點(diǎn)，目前各地煤價(jià)或接近多年歷史高位或者創(chuàng)新新高，成本高企使得火電企業(yè)迫切需要疏導(dǎo)上游燃料成本上漲對(duì)企業(yè)盈利的擠壓。國內(nèi)最近一次煤電標(biāo)桿

32、電價(jià)上調(diào)發(fā)生在 2017 年，為疏導(dǎo) 2015 年啟動(dòng)供給側(cè)改革推升的燃料成本上漲壓力，國家發(fā)改委在 2017 年中普遍上調(diào)各省火電標(biāo)桿電價(jià)。在此之后，政府希望通過電改以還原電力商品屬性，疊加政府也在持續(xù)推動(dòng)降低終端電價(jià)以減輕下游行業(yè)用能成本負(fù)擔(dān)，國家發(fā)改委近年來并未對(duì)各省燃煤標(biāo)桿電價(jià)實(shí)施調(diào)整干預(yù)。在 2019年國家發(fā)改委發(fā)布的關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成機(jī)制改革的指導(dǎo)意見中，明確將燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場化價(jià)格機(jī)制，基準(zhǔn)價(jià)按當(dāng)?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)確定。雖然當(dāng)前為高煤價(jià)環(huán)境，考慮政府深化電力體制改革的決心，我們認(rèn)為發(fā)國家改委調(diào)整各省基準(zhǔn)電價(jià)（即標(biāo)桿電價(jià)）的概

33、率較低，預(yù)計(jì)火電企業(yè)的成本疏導(dǎo)將主要通過調(diào)整價(jià)格機(jī)制中的浮動(dòng)比例來兌現(xiàn)。2020Q1，疫情原因?qū)е赂魇‰娏灰字行钠毡榉啪忞娏κ袌龌灰椎拇楹瞎ぷ?，該季度火電公司上網(wǎng)電量的結(jié)算電價(jià)普遍較高。但即使在高電價(jià)基數(shù)情況下，2021Q1 火電上市公司的綜合電價(jià)同比仍出現(xiàn)普漲，大部分火電公司 Q1 上網(wǎng)電價(jià)同比漲幅約 0.01 元/千瓦時(shí)。在下游用電需求旺盛推動(dòng)下，發(fā)電企業(yè)開始減少對(duì)下游的讓利幅度，通過降低市場化交易電量的價(jià)格折扣幅度以傳導(dǎo)燃料成本上漲壓力。從燃料成本消化程度看，0.01 元/千瓦時(shí)的電價(jià)漲幅能夠消化約 30 元/噸的標(biāo)煤價(jià)格漲幅，而 2020Q1 火電公司的標(biāo)煤價(jià)格同比漲幅普遍在 80

34、100 元/噸附近。因此，即使火電企業(yè)開始削減電價(jià)折扣幅度，但目前火電企業(yè)疏導(dǎo)成本上漲壓力的程度遠(yuǎn)不充分，火電企業(yè)盈利能力在當(dāng)前高煤價(jià)上漲環(huán)境下明顯受損。表 3：重點(diǎn)火電公司上網(wǎng)電價(jià)對(duì)比（如非特別說明，默認(rèn)含稅，元/千瓦時(shí)）含稅上網(wǎng)電價(jià)-元/千瓦時(shí)2019Y1Q20202020Y1Q2021YOY-2020YYOY-1Q2021華能國際0.4170.4220.4140.420-0.81%-0.56%大唐發(fā)電0.3820.3830.3680.393-3.60%2.80%國電電力0.3330.3310.3200.399-3.93%10.54%華電國際0.4140.4120.4040.420-2.4

35、3%1.84%上海電力0.4900.5100.5000.5102.04%0.00%申能股份0.4090.4270.4190.4342.44%1.64%內(nèi)蒙華電-不含稅0.2560.2640.2600.2721.50%3.38%資料來源：各公司公告，體現(xiàn)真實(shí)市場供需，廣東現(xiàn)貨電價(jià)已突破 0.60 元/千瓦時(shí)近年來，國內(nèi)已經(jīng)有多個(gè)省份開始試點(diǎn)實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場，電力現(xiàn)貨市場可以視為對(duì)供需最為敏感、價(jià)格發(fā)現(xiàn)最為有效的細(xì)分市場。從廣東電力現(xiàn)貨市場今年 5 月份成交情況看，在 5 月上旬，南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場成交電價(jià)整體較廣東省0.453 元/千瓦時(shí)的燃煤基準(zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)呈現(xiàn)約0.1 元/千瓦時(shí)的折價(jià)。

36、然而，伴隨著 5 月中旬起廣東用電形勢轉(zhuǎn)向緊張、局部限電措施啟動(dòng)，廣東現(xiàn)貨電價(jià)開始顯著上行并突破燃煤基準(zhǔn)電價(jià)。5 月 11-20 日期間，廣東現(xiàn)貨加權(quán)平均上網(wǎng)電價(jià)高達(dá) 0.584 元/千瓦時(shí)，相比燃煤基準(zhǔn)電價(jià)上浮高達(dá) 0.131 元/千瓦時(shí)，其中在個(gè)別時(shí)間段的電價(jià)已經(jīng)達(dá)到交易規(guī)則限定的 1.50 元/千瓦時(shí)的最高限價(jià)。隨著省內(nèi)用電緊張形勢出現(xiàn)，廣東電力現(xiàn)貨市場價(jià)格開始明顯高于標(biāo)桿電價(jià)給出明確指引信號(hào)，即在當(dāng)前的高煤價(jià)和強(qiáng)需求環(huán)境下，電企需要更高的上網(wǎng)電價(jià)水平，才能保障迎峰度夏期間電力供應(yīng)穩(wěn)定性和保障火電企業(yè)的合理盈利。圖 15：廣東現(xiàn)貨日前市場 5 月以來日度成交上網(wǎng)電價(jià)（元/MWh）發(fā)電側(cè)現(xiàn)

37、貨日前成交電價(jià) 元/兆瓦時(shí)燃煤基準(zhǔn)電價(jià) 元/兆瓦時(shí)675606 592 619624 615541563462388398 413346337340 355 370 36723770065060055050045040035030025005-2005-1905-1805-1705-1605-1505-1405-1305-1205-1105-1005-0905-0705-0605-0505-0405-0305-0205-01200資料來源：廣東電力交易中心，盡管廣東電力現(xiàn)貨價(jià)格大幅上漲，但由于現(xiàn)貨電量占廣東省上網(wǎng)總電量的比例偏小，現(xiàn)貨電價(jià)上漲對(duì)發(fā)電企業(yè)的整體盈利能力提振有限，仍然遠(yuǎn)不足以抵消燃

38、料成本上漲對(duì)整體盈利的吞噬。以 2021 年 5 月 14 日為例，當(dāng)日廣東市場化機(jī)組的總上網(wǎng)電量為 14.73億千瓦時(shí)，其中基數(shù)電量 5.46 億千瓦時(shí)，占比 37.1%；實(shí)現(xiàn)簽署中長期合同的電量 8.16億千瓦時(shí)，占比 55.4%；現(xiàn)貨電量 1.1 億千瓦時(shí)，僅占比 7.5%。在占比 7.5%的現(xiàn)貨電量中，也僅有部分電量實(shí)際執(zhí)行平均漲價(jià) 0.13 元/千瓦時(shí)的高電價(jià)，以此測算，5 月廣東燃煤機(jī)組加權(quán)上網(wǎng)電價(jià)受益幅度低于 0.01 元/千瓦時(shí)，遠(yuǎn)不足以覆蓋對(duì)價(jià)上漲的負(fù)面影響。海外經(jīng)驗(yàn)表明新能源占比提升將推動(dòng)長期電價(jià)上行新能源發(fā)電具有間歇、波動(dòng)、反調(diào)峰等特點(diǎn)，因此增加了系統(tǒng)的負(fù)荷峰谷差與不穩(wěn)定

39、性，對(duì)電力系統(tǒng)的調(diào)峰消納能力提出了更高的要求。這意味著系統(tǒng)內(nèi)不僅需要接入更多當(dāng)前尚未完全實(shí)現(xiàn)平價(jià)的新能源，還需要在電網(wǎng)側(cè)投入更多資本開支以應(yīng)對(duì)電力系統(tǒng)沖擊。在歐美國家，由于發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)的電價(jià)機(jī)制均鼓勵(lì)投資主體收回合理收益，額外的投資通常意味著電價(jià)提升。近年來加州地區(qū)電價(jià)增幅明顯，而美國全國平均電價(jià)僅為穩(wěn)中略升。2001-2020 年美國全部門電價(jià)基本保持穩(wěn)定，從 2001 年的 7.29 美分/千瓦增長到 2020 年 10.26 美分/千瓦時(shí)，累計(jì)增長 40.74%；相比之下，加州全部門電價(jià)從 2011 年 11.22 美分/千瓦增長到 2020年 18.15 美分/千瓦時(shí)，累計(jì)增長 16

40、1.76%。具體到居民及工業(yè)部門的電價(jià)，也呈現(xiàn)出類似的現(xiàn)象，加州地區(qū)的居民和工業(yè)用電增幅明顯，而美國居民和工業(yè)用電增幅不明顯。圖 16：2001-2020 美國與加州全部門電價(jià)對(duì)比（美分/千瓦時(shí)）圖 17：美國與加州居民及工業(yè)終端電價(jià)對(duì)比（美分/千瓦時(shí)）美國（全部門）加州（全部門） 2018161412108642202020192018201720162015201420132012201120102009200820072006200520042003200220010加州（居民）加州（工業(yè)） 美國（居民） 美國（工業(yè)）25201510520202019201820172016201520

41、1420132012201120102009200820072006200520042003200220010 資料來源：U.S.EIA，資料來源：U.S.EIA，加州地區(qū)非水可再生能源發(fā)電量占比顯著高于全國水平，與當(dāng)?shù)仉妰r(jià)上行呈現(xiàn)強(qiáng)相關(guān)。2001-2020 年間美國總發(fā)電量基本保持在 35 至 40 億兆瓦之間，非水可再生能源發(fā)電量持續(xù)走高，從 2001 年的 2%到 2020 年的 10%，而加州的地區(qū)可再生能源占比更高，從 2001年的 11%到 2020 年的 26%，可再生能源比例逐步提升。因此可以得出，加州地區(qū)電價(jià)的逐步攀升與當(dāng)?shù)夭粩嗵岣叩目稍偕茉窗l(fā)電占比具備較強(qiáng)的相關(guān)性。圖 1

42、8：美國歷年非水可再生能源發(fā)電量占比（百萬兆瓦，%）圖 19：加州歷年非水可再生能源發(fā)電量占比（百萬兆瓦，%）5,0004,0003,0002,0001,000-美國非水可再生能源發(fā)電量美國總發(fā)電量占比14%12%10%8%6%4%2%20192017201520132011200920072005200320010%25020015010050-加州非水可再生能源發(fā)電量加州總發(fā)電量占比35%30%25%20%15%10%5%2019201720150%2013201120092007200520032001資料來源：U.S.EIA，資料來源：U.S.EIA，德國可再生能源發(fā)電量大幅提升，德國

43、電價(jià)也出現(xiàn)明顯漲幅。德國是全球主要發(fā)達(dá)國家中電價(jià)最高的國家之一。根據(jù)德國能源和水業(yè)協(xié)會(huì) BDEW 的數(shù)據(jù)，德國居民電價(jià)中包括電力供應(yīng)成本、電網(wǎng)費(fèi)（由聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)局規(guī)定使用的使用費(fèi)用 7.09 歐分/千瓦時(shí)，占比約25%），可再生能源附加費(fèi)（向生產(chǎn)者支付可再生能源的國家保證價(jià)格 6.41 歐分/千瓦時(shí)，占比高達(dá)約 20%）、銷售增值稅，電力稅等費(fèi)用。其中，電網(wǎng)費(fèi)與可再生能源附加費(fèi)合計(jì)占比接近終端電價(jià)的一半，是德國電價(jià)水平在全球偏高的主要原因。由于碳價(jià)走高、加速淘汰煤電與核電，德國不僅需要加快建設(shè)可再生能源以彌補(bǔ)電力供給，也需要對(duì)電網(wǎng)進(jìn)行相應(yīng)擴(kuò)建。與加州類似，這導(dǎo)致了近年來德國電價(jià)整體顯著上行。 20

44、15 年至 2020 年，德國僅發(fā)電側(cè)基荷上網(wǎng)電價(jià)就上行了約 60%。圖 20：2005-2020 年德國可再生能源發(fā)電量及占比情況圖 21：德國 2015-2020 年月度基荷上網(wǎng)電價(jià)300,000250,000200,000150,000100,00050,000-德國可再生能源發(fā)電量 GWh占比（%）50456040503540303025202015102020-042019-122019-082019-042018-122018-082018-042017-122017-082017-042016-122016-082016-042015-122015-082015-042014-1

45、22014-08100520202019201820172016201520142013201220112010200920082007200620050基荷上網(wǎng)電價(jià)歐元/MWh資料來源：德國聯(lián)邦經(jīng)濟(jì)與能源部，資料來源：Bloomberg，根據(jù)德國聯(lián)邦審計(jì)局在 2021 年 3 月的預(yù)測，德國在 2020 年到 2025 年針對(duì)包括電網(wǎng)擴(kuò)建在內(nèi)的電力供應(yīng)額外還需要投入 5,250 億歐元。據(jù)彭博新能源財(cái)經(jīng)預(yù)計(jì)，德國基荷電價(jià)將在 2022 年達(dá)到 55 歐元/兆瓦時(shí)的峰值，此后伴隨著風(fēng)光占比的進(jìn)一步提升以及可再生能源附加費(fèi)的下調(diào)預(yù)期，德國電價(jià)方可能開始緩慢回落。盡管風(fēng)電光伏的降本曲線顯著，已經(jīng)初

46、步顯現(xiàn)出平價(jià)狀態(tài)，但對(duì)于電力系統(tǒng)整體而言，風(fēng)光的沖擊性帶來的額外電網(wǎng)投資需求，通常完全抵消了風(fēng)光自身在發(fā)電側(cè)的降本效果，導(dǎo)致系統(tǒng)整體供電成本大幅上行。只有在電網(wǎng)為匹配以新能源為主體的新電力系統(tǒng)所開啟的資本開支周期告一段落后，風(fēng)光的后續(xù)降本方可真正帶來電力系統(tǒng)整體成本的下行。我國在碳達(dá)峰、碳中和推動(dòng)下，目前國內(nèi)正處于風(fēng)光裝機(jī)快速增長的起步階段，且國內(nèi)裝機(jī)高速成長將持續(xù)較長時(shí)間周期。而從德國及美國加州的國外經(jīng)驗(yàn)看，在新能源裝機(jī)大幅上升后，電力系統(tǒng)綜合成本的達(dá)峰可能需要較長時(shí)間周期。這意味著對(duì)于電價(jià)而言，即使度過本輪煤炭價(jià)格大幅上漲帶來的上漲壓力，從中長期看也面臨新能源裝機(jī)提升后的系統(tǒng)成本上升帶來的

47、價(jià)格上行壓力。 優(yōu)質(zhì)水電迎價(jià)值重估，核電利用小時(shí)回升有望云南及四川等省的水電電價(jià)上漲趨勢已成在四川，相對(duì)較為靈敏高頻的省內(nèi)集中交易出現(xiàn)顯著環(huán)比漲價(jià)。在 5 月初的當(dāng)月第一輪交易中，四川省內(nèi)集中交易合計(jì) 67.73 億千瓦時(shí)，加權(quán)成交電價(jià)為 262.35 元/兆瓦時(shí)。在此后的數(shù)輪交易中，加權(quán)成交電價(jià)不斷攀升，第六輪加權(quán)成交電價(jià)為 276.77 元/兆瓦時(shí)，較月初第一輪成交電價(jià)的漲幅達(dá)到 0.014 元/千瓦時(shí)。圖 22：四川 5 月省內(nèi)電力集中交易成交量價(jià)5月集中交易成交量（億千瓦時(shí)）5月加權(quán)成交電價(jià)（元/兆瓦時(shí)）80706050403020100第1輪第2輪第3輪第4輪第5輪第6輪280275

48、270265260255資料來源：碩電匯，測算云南水電省內(nèi)市場化電價(jià)持續(xù)走高。云南省內(nèi)市場化交易作為市場化程度較高的品種，近年來對(duì)于電力供需形勢的傳導(dǎo)程度向來靈敏。近年來，由于水電鋁硅等高耗能產(chǎn)業(yè)陸續(xù)上馬，云南用電需求本就較為旺盛。在供給端，由于近期云南水電來水偏枯、火電存煤量短缺導(dǎo)致發(fā)電能力不足，云南水電發(fā)電量已經(jīng)面臨走弱壓力。云南西電東送電量在 2020年后 7 個(gè)月全部超出計(jì)劃值之后，2021 年以來前 4 個(gè)月全部低于計(jì)劃值。同時(shí)，由于廣東方向缺電較為明顯，西電東送至廣東電量必須維持基本強(qiáng)度，這可能進(jìn)一步導(dǎo)致云南省內(nèi)供給短缺。云南省內(nèi)交易 2021 年前 5 個(gè)月成交電價(jià)同比上行約 0

49、.01 元/千瓦時(shí)。加權(quán)來看，云南前 5 月平均成交電價(jià) 249.9 元/MWh，同比增長 10.4 元/MWh。其中 5 月電價(jià)同比提升11.4 元/MWh，增幅相比 4 月的 10.4 元/MWh 進(jìn)一步擴(kuò)大 1 元/MWh。由于水電營業(yè)成本中主要為折舊，無燃料成本，因此省內(nèi)水電電價(jià)上行有望對(duì)華能水電等云南水電企業(yè)帶來可觀的邊際收益。圖 23：20172021 年 15 月的云南月度市場化交易成交電價(jià)（元/兆瓦時(shí)）20172018201920202021251250241250250248241239240237260250240230220210200190Jan.FebMarAprMa

50、y資料來源：昆明電力交易中心，核電保供地位上升，看好核電利用小時(shí)數(shù)同比回升從火電、水電、核電、風(fēng)電、光伏等各種電源的龍頭企業(yè)度電營業(yè)成本看，20162020年，核電及水電的度電營業(yè)成本處于整體電源組成本曲線的底部區(qū)域，且多年來其成本極為穩(wěn)定，中國廣核與中國核電的度電營業(yè)成本整體穩(wěn)定在 0.20 元/千瓦時(shí)附近，華能水電及長江電力的度電營業(yè)成本穩(wěn)定在 0.09 元/千瓦時(shí)。而火電企業(yè)由于受到成本端煤價(jià)周期波動(dòng)影響，其度電成本位于行業(yè)成本曲線上半部分且歷史成本區(qū)間波動(dòng)較大。在用電需求高漲的環(huán)境下，度電成本較低的核電及水電企業(yè)料有充足的電量增發(fā)意愿，用于滿足下游用電需求。但是，水電增發(fā)依賴來水且絕大

51、多數(shù)電站不具備庫容調(diào)節(jié)能力，因此目前僅有核電具有較強(qiáng)的增發(fā)意愿且具備增發(fā)能力，核電項(xiàng)目折舊成本整體可達(dá)到營 業(yè)成本的 3040%，大比例折舊意味著核電項(xiàng)目的邊際發(fā)電成本僅為約 0.15 元/千瓦時(shí)左 右，電量增發(fā)可以賺取較為可觀的度電利潤和現(xiàn)金流。圖 24：各類電源龍頭公司度電營業(yè)成本對(duì)比（元/千瓦時(shí)）201620172018201920200.400.350.300.250.200.150.100.050.00華能水電長江電力中國核電中國廣核信義能源華電國際華能國際龍?jiān)措娏Y料來源：各公司公告，測算核電消納得到政策明確支持，2021 年利用小時(shí)數(shù)有望同比提升。核電作為清潔電源，得到政策端明確

52、的優(yōu)先消納支持。核電具備帶基荷運(yùn)行的穩(wěn)定出力屬性，在電力緊張時(shí)期的可靠性尤其突出。自從 2016 年電力過剩形勢扭轉(zhuǎn)以來，核電利用小時(shí)數(shù)在 2016 年 7042小時(shí)的基礎(chǔ)上連續(xù)反彈。2020 年，全國核電平均利用小時(shí)數(shù)約為 7453 小時(shí)，同比增長 59 小時(shí)，受疫情影響同比反彈幅度偏低。2021 年在電力整體供需偏緊的情況下，核電利用小時(shí)數(shù)已經(jīng)呈現(xiàn)較為明顯的提升態(tài)勢，前 4 月平均利用小時(shí)數(shù) 2450 小時(shí)，同比增長 220 小時(shí)。我們預(yù)計(jì) 2021 年全年，核電利用小時(shí)數(shù)或同比增長 300 小時(shí)至 7,750 小時(shí)。圖 25：核電歷年利用小時(shí)數(shù)與同比增速圖 26：核電歷年發(fā)電量及占總發(fā)電

53、量比例9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000核電利用小時(shí)數(shù)同比-右軸12%10%8%6%4%2%0%-2%-4%1-4M20212020201920182017201620152014201320122011201020092008-6%4,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000核電發(fā)電量-億千瓦時(shí)同比-右軸占全國發(fā)電量-右軸35%30%25%20%15%10%5%1-4M20212020201920182017201620152014201320120%資料來源：中電聯(lián)，資料來源：中電聯(lián)，代表性水電及核

54、電公司敏感性分析云南省內(nèi)交易電價(jià)每上升 0.005 元/千瓦時(shí)，華能水電 2021E 歸母凈利潤上升 2.0%。華能水電在 2020 年報(bào)中指引 2021 年發(fā)電量目標(biāo)為 1,029 億千瓦時(shí)。我們預(yù)計(jì)公司約 600億千瓦時(shí)電量執(zhí)行的上網(wǎng)電價(jià)與云南省內(nèi)交易電價(jià)無關(guān)，其中包括瀾滄江下游電站經(jīng)由云南電網(wǎng)西電東送的框架內(nèi)電量、瀾滄江上游電站經(jīng)由新東直流直送深圳的框架內(nèi)電量，以及云南省內(nèi)早年機(jī)組和海外機(jī)組的電量。對(duì)于剩余約 400 億千瓦時(shí)電量而言，大部分送云南省內(nèi)的電量等效于直接執(zhí)行云南省內(nèi)交易電價(jià)，另有小部分電量屬于西電東送框架外電量，其市場化上網(wǎng)電價(jià)執(zhí)行廣東省交易電價(jià)與云南省交易電價(jià)度電折扣的算

55、術(shù)平均值。由此，根據(jù)我們測算，云南省內(nèi)含稅交易電價(jià)每上升 0.005 元/千瓦時(shí)，相當(dāng)于公司營業(yè)收入提升約 1.6 億元。由于收入增量基本無需承擔(dān)額外成本，在扣減所得稅和少數(shù)股東損益后，這一電價(jià)上行幅度料可為公司貢獻(xiàn)歸母凈利潤超過 1.3 億元，亦即相當(dāng)于我們對(duì)公司2021E 盈利預(yù)測的 2.0%。表 4：華能水電 2021E 盈利預(yù)測對(duì)云南省內(nèi)電價(jià)的敏感性分析云南省內(nèi)交易電價(jià)假設(shè)-元/MWh160165170175180185190195200對(duì)應(yīng) 2021E 歸母凈利潤-百萬元5,6915,8085,9266,0376,1606,2776,3946,5126,629電價(jià)較基準(zhǔn)預(yù)測變化-元/MWh-15-10-50510152025盈利預(yù)測較基準(zhǔn)值變化-5.7%-