電力行業(yè)2022年投資策略

電力行業(yè)2022年投資策略01

“電荒”推動(dòng)改革，市場(chǎng)化有序推進(jìn)2021電力市場(chǎng)復(fù)盤(pán)：“電荒”再現(xiàn)，改革勢(shì)在必行用電需求超預(yù)期疊加能源雙控政策考核趨緊，2021年電力供需緊張倒逼市場(chǎng)改革。國(guó)內(nèi)電改復(fù)盤(pán)雛形階段:集資辦電（1985～1996年）政策目標(biāo)：運(yùn)用市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制動(dòng)員資金解決電力供應(yīng)短缺。市場(chǎng)塑造:政企分開(kāi)、廠網(wǎng)分離（1997～2014年）政策目標(biāo)：在電力工業(yè)中建立整體市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)體系，提高行業(yè)運(yùn)行效率

①

時(shí)代背景：以“集資辦電”形式體現(xiàn)的電力市場(chǎng)改革取得明顯成效，堅(jiān)定了政府在電力工業(yè)中建立市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)體系的決心和信

心，政府決定擴(kuò)大市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)改革的范圍。

②

政策措施：1）政府首先開(kāi)始了政企分開(kāi)改革，塑造市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)和政府管制的市場(chǎng)主體；2）2002年國(guó)務(wù)院出臺(tái)關(guān)于電力體制改

革的5號(hào)文件，按照確定“廠網(wǎng)分開(kāi)、主輔分離、輸配分開(kāi)、競(jìng)價(jià)上網(wǎng)”的原則改革。

③

政策效果：1）實(shí)現(xiàn)了政企分離、廠網(wǎng)分開(kāi)，在發(fā)電側(cè)引入了競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制，為發(fā)電側(cè)市場(chǎng)塑造了市場(chǎng)主體。2）“輸配分開(kāi)、競(jìng)

價(jià)上網(wǎng)”改革阻力極大，2002年廠網(wǎng)分離完成后，直到2014年電力市場(chǎng)改革停滯不前。新一輪市場(chǎng)化改革（2015至今）政策目標(biāo)：理順電價(jià)形成機(jī)制，建立“市場(chǎng)交易價(jià)格+輸配電價(jià)”新電價(jià)形成機(jī)制。

①

2015年制定“有序放開(kāi)輸配以外的競(jìng)爭(zhēng)性環(huán)節(jié)電價(jià)”

的總體思路；

②

2019年放棄固定標(biāo)桿電價(jià)構(gòu)建基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場(chǎng)化價(jià)格機(jī)制；

③

2021年推動(dòng)發(fā)電端煤電交易、售電端工商業(yè)用戶全部市場(chǎng)化。2021年是中國(guó)電力市場(chǎng)化改革重要節(jié)點(diǎn)煤價(jià)大幅上漲，火電發(fā)電意愿減弱，供給的問(wèn)題通過(guò)供給來(lái)解決2021下半年以來(lái)的電荒表象在于高用電需求，根本矛盾在于供給不足。煤炭?jī)r(jià)格高企致使火電發(fā)電意愿減弱，電價(jià)市場(chǎng)化從供給端解決問(wèn)題。2021年10月11日，發(fā)改委發(fā)布國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知。市場(chǎng)端：市場(chǎng)化規(guī)模大幅提升：1）燃煤發(fā)電電量全部進(jìn)入電力市場(chǎng)；2）推動(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入市場(chǎng)，取消工商業(yè)目錄銷(xiāo)售電價(jià)。電價(jià)端：電價(jià)市場(chǎng)化浮動(dòng)空間更大，兼顧公用屬性：1）價(jià)格浮動(dòng)范圍擴(kuò)大為上下浮動(dòng)區(qū)間不超過(guò)20%，高耗能企業(yè)不受區(qū)間限制；2）保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定。電力改革終極目標(biāo)：優(yōu)化資源配置，通過(guò)市場(chǎng)化方式構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)

1）不同類(lèi)型、不同規(guī)模電源，過(guò)去實(shí)際發(fā)電過(guò)程中并未實(shí)現(xiàn)效率最大化，電力改革后，市場(chǎng)化手段將使得高效機(jī)組多發(fā)

滿發(fā)，將為下游提供質(zhì)優(yōu)價(jià)廉、安全的電力產(chǎn)品和服務(wù)，促進(jìn)經(jīng)濟(jì)穩(wěn)健運(yùn)行。

2）支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè),服務(wù)能源綠色低碳轉(zhuǎn)型，電力市場(chǎng)化后各用戶可通過(guò)市場(chǎng)自發(fā)調(diào)節(jié)用電行為，有利于更好發(fā)揮

電力需求側(cè)的調(diào)節(jié)潛能。02

借鑒海外經(jīng)驗(yàn)，供需成本決定電價(jià)趨勢(shì)美國(guó)美國(guó)電力體制改革的四個(gè)步驟：①限制壟斷企業(yè)的市場(chǎng)力量，實(shí)行輸電、發(fā)電和銷(xiāo)售功能分離；

②建立獨(dú)立的輸電代理機(jī)構(gòu)和電力交易市場(chǎng)；③開(kāi)放銷(xiāo)售市場(chǎng)，取消批發(fā)價(jià)格的規(guī)制，允許消費(fèi)

者直接選擇電力供應(yīng)商；④區(qū)域配電網(wǎng)公司基本上保持壟斷經(jīng)營(yíng)。美國(guó)電價(jià)趨勢(shì)：2000年以來(lái)銷(xiāo)售電價(jià)持續(xù)上漲，2008年以前漲幅較高，2008年后受經(jīng)濟(jì)增速放緩影響漲幅較

低。英國(guó)自20世紀(jì)80年代來(lái)，共發(fā)起了三次電力改革，建立了不同特色的電價(jià)交易機(jī)制電力庫(kù)模式：核心是設(shè)計(jì)并創(chuàng)建出高效的全國(guó)性電力批發(fā)市場(chǎng)，打破地域限制，并將輸配環(huán)節(jié)與發(fā)、售電分離。NETA模式：建立起基于中長(zhǎng)期合同，兼以短期現(xiàn)貨與平衡機(jī)制的交易環(huán)境。將發(fā)、輸、配、售4個(gè)環(huán)節(jié)獨(dú)立開(kāi)

來(lái)。低碳化模式：英國(guó)2011年7月發(fā)布電力市場(chǎng)化改革白皮書(shū)（2011），開(kāi)啟新一輪以促進(jìn)低碳發(fā)展、保障

供應(yīng)安全為核心的電力市場(chǎng)化改革，針對(duì)部分對(duì)象實(shí)施差價(jià)合約和容量市場(chǎng)機(jī)制。日本改革方向：日本由于資源匱乏等原因并未效仿西方國(guó)家，而是在政府管制下進(jìn)行了有限的自由化改革。改革歷程：歷經(jīng)五次電力市場(chǎng)改革，日本在發(fā)電側(cè)與售電側(cè)引入競(jìng)爭(zhēng)，實(shí)現(xiàn)零售自由化，并推動(dòng)售電側(cè)

全面開(kāi)放。但電力市場(chǎng)整體仍處于區(qū)域壟斷模式，大型電力公司未完成法律分離。電價(jià)趨勢(shì)：1995年電改后電價(jià)下降，2011年福島核事故后電力緊缺，電價(jià)波動(dòng)上行。海外電力改革——英日市場(chǎng)化改革推行初期電價(jià)下降1）市場(chǎng)化改革前電價(jià)偏高：日本1995年之前日本電力行業(yè)由十大公司壟斷經(jīng)營(yíng)，電價(jià)絕對(duì)水平普遍高于

歐美，電改后引入競(jìng)爭(zhēng)電價(jià)下降。英國(guó)電力庫(kù)改革期間78%的電量電價(jià)由國(guó)家電力公司、電能公司兩家公

司報(bào)價(jià)所決定，市場(chǎng)電價(jià)被兩家公司所壟斷，電量報(bào)價(jià)偏高。2）需求端用電量冷清：日本電改初期1994-2001年用電量增速?gòu)?.53%一路下降至2001年的-1.66%，英國(guó)

2000-2004年用電量增速?gòu)?.20%下降至0.09%。海外電力改革啟示——電價(jià)存在提升空間1）市場(chǎng)化機(jī)制下居民電價(jià)高于工業(yè)電價(jià)：由于居民用電具備用電時(shí)段集中、用電規(guī)模小等特征，單位用

電成本高于工業(yè)用電，市場(chǎng)化電價(jià)機(jī)制下全球范圍內(nèi)居民電價(jià)均高于工業(yè)電價(jià)。中國(guó)由于交叉補(bǔ)貼的存在，

居民電價(jià)比工業(yè)電價(jià)低。據(jù)國(guó)際能源署統(tǒng)計(jì)，2019年居民銷(xiāo)售電價(jià)在OECD成員國(guó)中排名倒數(shù)第二，工業(yè)電

價(jià)排名倒數(shù)第十，居民電價(jià)低于工業(yè)電價(jià)，且兩者均處于較低水平。2）市場(chǎng)化機(jī)制下低碳轉(zhuǎn)型推升電價(jià)：英國(guó)自2011年低碳轉(zhuǎn)型后，風(fēng)電光伏合計(jì)發(fā)電量十年增長(zhǎng)756%，2020年發(fā)電量為884

億千瓦時(shí)，占總發(fā)電量比例30%。過(guò)去十年風(fēng)光發(fā)電成本較高，市場(chǎng)化機(jī)制下成本傳導(dǎo)較為通暢，居民電價(jià)十年上漲一倍。03

產(chǎn)業(yè)格局變遷，電力將延續(xù)緊平衡供給新格局，構(gòu)建以新能源為主體的電力系統(tǒng)近十年風(fēng)光新增裝機(jī)量增長(zhǎng)迅猛。近年來(lái)風(fēng)光新增裝機(jī)量不斷增加，2020年新增風(fēng)電裝機(jī)7167萬(wàn)

千瓦，占比37.6%，光伏新增裝機(jī)4820萬(wàn)千瓦，占比25.3%，風(fēng)光已成為新增裝機(jī)的主導(dǎo)力量。風(fēng)

光發(fā)電量隨裝機(jī)量增加而大幅增長(zhǎng)，預(yù)計(jì)2011-2020年十年期間風(fēng)光合計(jì)發(fā)電量累計(jì)增長(zhǎng)553%，

CAGR為21%?；痣娙跃影l(fā)電主體地位，新能源發(fā)電滲透率提升空間巨大。2021年前三季度火電發(fā)電量43273億千瓦時(shí)，占

比仍高達(dá)71.27%，風(fēng)光合計(jì)發(fā)電量5387億千瓦時(shí)，合計(jì)占比8.87%，后續(xù)滲透率提升空間較高。目標(biāo)：到2025年非化石能源消費(fèi)比重達(dá)到20%左右；到2030年非化石能源消費(fèi)比重達(dá)到25%左右，

風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)到12億千瓦以上；到2060年非化石能源消費(fèi)比重達(dá)到80%以上。構(gòu)建以新能源為主體的電力系統(tǒng)：預(yù)計(jì)到2025年，非化石能源裝機(jī)達(dá)到16.95億千瓦，占比

56.44%，其中風(fēng)光裝機(jī)合計(jì)達(dá)到11.35億千瓦，占比37.80%；到2030年，非化石能源裝機(jī)達(dá)到

25.69億千瓦，占比67.53%，其中風(fēng)光裝機(jī)合計(jì)達(dá)到18.25億千瓦，占比47.98%。電氣化及新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展帶動(dòng)電力需求持續(xù)增長(zhǎng)除三產(chǎn)外，2020年以前用電增速普遍低于GDP增速。2012-2020年，中國(guó)經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，2015年開(kāi)啟供給側(cè)改革，高耗能

產(chǎn)業(yè)增速下滑導(dǎo)致用電增速低于GDP增速，而三產(chǎn)則在電動(dòng)車(chē)、5G基站和數(shù)據(jù)中心等的帶動(dòng)下，用電增速持續(xù)高于三產(chǎn)

GDP增速。2018年，全國(guó)開(kāi)展電能替代新增電量約為1550億千瓦時(shí)，拉動(dòng)全社會(huì)用電量增長(zhǎng)近2.4個(gè)百分點(diǎn)，二產(chǎn)受益于

工業(yè)窯爐改造等電能替代，用電增速高于二產(chǎn)GDP增速。2021年前三季度，電氣化及新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展拉動(dòng)用電增速高于GDP增速。2021年前三季度GDP兩年復(fù)合增速9.8%，全社會(huì)用電量?jī)赡陱?fù)合增速

12.9%，高于GDP增速3.1個(gè)百分點(diǎn)，除三產(chǎn)外，二產(chǎn)用電增速也高于GDP增速，主要受益于電氣化率提高和新興高耗能產(chǎn)業(yè)發(fā)展（如光伏多

晶硅）。2021年前三季度全社會(huì)用電量增速高出能源消費(fèi)總量增速5.6個(gè)百分點(diǎn)，為近10年來(lái)新高，進(jìn)一步反映電氣化率提高。雙碳目標(biāo)下，電氣化持續(xù)推進(jìn)拉動(dòng)電力需求持續(xù)增長(zhǎng)。雙碳戰(zhàn)略下，電力行業(yè)深度脫碳，其余行業(yè)深

度電氣化為必由之路。能源消費(fèi)減碳，必須加快以電代煤、以電代油、以電代氣，大力提升工業(yè)、交

通、建筑領(lǐng)域電氣化水平。當(dāng)前中國(guó)電能在終端能源消費(fèi)中的占比僅

27%左右，根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)

發(fā)展合作組織預(yù)測(cè)，到2030年、2050年、2060年電能占終端用能的比重有望分別達(dá)到33%、57%和

66%。新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展帶動(dòng)電力需求增長(zhǎng)。數(shù)據(jù)中心、5G基站、高端設(shè)備制造業(yè)、以及光伏多晶硅等新興產(chǎn)業(yè)

的發(fā)展將帶動(dòng)用電需求持續(xù)增長(zhǎng)，遠(yuǎn)期來(lái)看，電解水制氫也將進(jìn)一步提高用電需求。十四五期間，電力供需緊平衡延續(xù)“十四五”期間中國(guó)傳統(tǒng)電源增速下滑明顯：1）火電：雙碳目標(biāo)下，煤電受到嚴(yán)格管控，新增裝機(jī)受限，同時(shí)伴隨著老舊機(jī)組逐步淘汰，預(yù)計(jì)“十四五”期間煤電

裝機(jī)凈增量較少，

“十四五”后煤電裝機(jī)總量開(kāi)始下降。2）水電：優(yōu)質(zhì)可開(kāi)發(fā)規(guī)模有限，2021-2022年烏東德、白鶴灘、兩河口、楊房溝投產(chǎn)后，中國(guó)除西藏外的水電資源已基

本開(kāi)發(fā)殆盡，目前西藏段水電開(kāi)發(fā)尚存在成本較高，難度較大等問(wèn)題，還未有實(shí)質(zhì)進(jìn)展。3）核電：由于2016-2018三年核電項(xiàng)目零審批，核電的建設(shè)周期在5-6年，按照建設(shè)進(jìn)度，2021-2022兩年投產(chǎn)小高峰后，

下一個(gè)投產(chǎn)高峰要等到2026年。十四五期間，電力需求持續(xù)增長(zhǎng)，而傳統(tǒng)電源增速下滑明顯，電

力需求增長(zhǎng)主要靠新能源發(fā)電支撐，預(yù)計(jì)電力供需緊平衡延續(xù)。雖然

新能源發(fā)電裝機(jī)增速較快，但由于其發(fā)電效率較低，利用小時(shí)數(shù)遠(yuǎn)低

于核電、火電等傳統(tǒng)電源，加之新能源發(fā)電具有不穩(wěn)定不可控性，目

前電網(wǎng)調(diào)峰儲(chǔ)能能力有限，預(yù)計(jì)十四五期間，新能源難以完全彌補(bǔ)傳

統(tǒng)電源增速調(diào)檔帶來(lái)的供給缺口，電力供需趨緊形勢(shì)將延續(xù)。煤電利用小時(shí)數(shù)維持高位。2021年1-9月，煤電利用小時(shí)數(shù)3450小

時(shí)，同比高增318小時(shí)，由于新能源難以完全彌補(bǔ)傳統(tǒng)電源裝機(jī)增速

調(diào)檔帶來(lái)的供給缺口，而煤電新增裝機(jī)受限，仍為供電主力，預(yù)計(jì)十

四五期間煤電利用小時(shí)數(shù)將維持高位。04

調(diào)價(jià)開(kāi)啟，優(yōu)質(zhì)火電價(jià)值提升，綠電規(guī)模加速擴(kuò)張市場(chǎng)化調(diào)價(jià)開(kāi)啟，電價(jià)易漲難跌電力供需趨緊，多省份市場(chǎng)化電價(jià)頂格上浮。目前已公布市場(chǎng)化交易電價(jià)省份均幾近頂格20%上浮，

包括湖北、山東、江蘇、貴州、廣東、安徽和浙江。我們認(rèn)為，后續(xù)其他省份市場(chǎng)化交易電價(jià)均有望

實(shí)現(xiàn)頂格成交，同時(shí)，對(duì)于2022年度電價(jià)合同談判我們持樂(lè)觀態(tài)度。四川高能耗行業(yè)電價(jià)飆升。四川2021年11-12月電解鋁火電（整段）交易成交均價(jià)

0.6993元/千瓦時(shí)，

較現(xiàn)行四川省燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.4012元/千瓦時(shí)上浮74.3%。預(yù)計(jì)各省高耗能企業(yè)電價(jià)上浮比例將遠(yuǎn)超20%?，F(xiàn)貨市場(chǎng)將成為有效補(bǔ)充，配套政策陸續(xù)推出以中長(zhǎng)期市場(chǎng)為主，加快完善現(xiàn)貨市場(chǎng)。目前中國(guó)電力交易市場(chǎng)中，中長(zhǎng)期交易占比80%，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建

設(shè)尚在初期。能源局近日提出，在年度、月度交易的基礎(chǔ)上開(kāi)展月內(nèi)（周、多日）交易，縮短交易周期；廣

東已于2021年11-12月再次開(kāi)展現(xiàn)貨市