-1-敬请参阅最后一页特别声明市场数据(人民币）市场优化平均市盈率18.90国金公用事业及环保产业指数2553沪深300指数4239上证指数3285深证成指12035中小板综指12279相关报告1.《落地政策频出，电力投资建设可期-《2022-06-05行业周...》，2022.6.52.《解读欧盟碳边境调节机制（CBAM）-《2022-05-29行...》，2022.5.293.《掘金市场，拥电为王-电力行业深度报告》，2022.2.234.《全国碳市场完全手册-全国碳市场完全手册》，2021.7.15.《国六系列报告之一-国六后处理篇：空间倍增，行业格局或将重塑》，2021.6.29许隽逸分析师SAC执业编号：S1130519040001xujunyi＠gjzq.com.cn低碳、地缘、保稳，电力系统逐绿前行投资摘要当前时点，电力发展面临的三大趋势：（1）低碳背景下的传统化石能源投资减少，地缘政治错综复杂，致传统化石能源价格长期高位；（2）近十年来新能源成本下降幅度较大，为推动能源结构低碳转型提供动力；（3）今年，能源是国内本轮稳增长的投资重点方向，稳增长背景下2022H2是发力重点。针对第三点展开来看，我们认为：当前的经济增速下行风险主要由严格疫情防控带来的，目前看并非长期性、趋势性的变化，特别国债不宜长期、频繁、大规模地使用，而会更多运用跨周期调节的政府债券。稳经济大盘背景下，为确保国金能源安全，推动经济发展，风光大基地项目开工成为重要推手，电源投资上，可再生能源是增量投资重点，尤以光伏为主。配套大基地建设，加强新能源项目并网，需要推动配套电网同步建设全力加大电网投入，发挥投资拉动作用，把脉“源网荷储”一体化协调发展，我们认为大基地建设背景下特高压投资是增速最快的环节。当前时点，我们判断22H2和中长期的电力增长趋势：22H2趋势：在国际能源价格高企、国内煤炭供需紧张的背景下，以能源开采为代表的能源板块用电将维持高位，伴随疫情复苏，投资先行，第二产业将拉动全年用电5%的正增长；风、光装机有望维持年初的高景气局面，同时装机高增带来电量占比提升。中长期趋势：“适度超前规划”指引下，26省份“十四五”规划的风、光装机总量近700GW，年均增速约15%；看好大基地建设任务和分布式发展带来的电力清洁化加速作用。同时，未来火电发电增速预计略低于装机增速，在2030年前规模还会增长，但定位逐步向调节性电源改变。针对两类电源，我们判断火电盈利部分修复、绿电规模高增长。火电：煤炭继续增产在短期难度大，今年Q2以后煤炭产量增速不及煤电量增速，或导致后续煤价继续维持高位；因此，在100%长协配合电价上涨背景下，火电企业将重回盈亏平衡，业绩呈现逐季改善，但部分企业在煤价770元/吨的低值假设下，度电利润仍无法修复至2020年水平。绿电：从部分绿电企业公布的“十四五”规划来看总体积极乐观，年均增速预计在20%以上，高于各省提出的规划目标；“绿电纯度”影响盈利。投资建议（1）风、光发电板块：在经历光伏、陆风、海风走向平价上网、补贴逐步退坡带来的抢装潮后，新能源装机今年仍有望保持高增长态势。新增装机驱动因素包括大基地规划和电力市场建设给绿电带来的利好。建议关注光伏板块（电新覆盖）。（2）电网板块：发挥“稳增长”的逆周期调节作用+配合风光大基地建设，电网（特高压）投资有望超预期。建议关注电网建设中主要硬件供应商许继电气、平高电气（电新覆盖）。风险提示电源新增装机容量不及预期；下游需求景气度不高；电力市场化进度不及预期；煤价维持高位影响火电盈利；补贴退坡影响绿电盈利；电网投资不及预期等1739192321072291247526592843210615210915211215220315国金行业沪深3002022年06月12日资源与环境研究中心公用事业及环保产业行业研究买入(维持评级))行业中期报告（深度）股票报告网行业中期报告(深度)-2-敬请参阅最后一页特别声明1、电力发展面临的趋势——低碳、地缘、保稳1.1趋势一：低碳背景下的传统化石能源投资减少，地缘政治错综复杂，致传统化石能源价格长期高位疫情欧洲煤炭与天然气价格飙升。2021年冬季至今，低碳造成的供给短缺、疫情后的需求复苏以及极端天气等多重因素影响，欧洲煤炭及其竞争能源天然气价格迎来快速上涨。作为欧洲大陆唯一的基准枢纽TTF价格自2021年以来快速上行，1月1日至12月31日上涨幅度高达433%。俄乌冲突进一步推高价格。俄乌冲突爆发后，作为欧洲煤炭价格基准的鹿特丹煤炭期货一路飙升至459美元，比冲突爆发前约200美元的水平涨了45%，并且打破了过去一直存在的澳洲煤溢价的现象，煤价一度超过澳洲NEWC价格。图表1：煤炭期货价格（$/吨）图表2：JKM和TTF价格走势单位（$/mmbtu）来源：Wind，国金证券研究所来源：Wind，国金证券研究所风、核等高峰出力不足导致火电发电增风、核等高峰出力不足导致火电发电增加。2021年，除核电外，欧洲发电量基本恢复到疫情前水平。但是由于发电量占比达24.3%的核电全年降幅接近5%，且发电占比占14.3%的风电在7月高峰期出力不高，受电力瞬时平衡的影响，发电占比达24.3%的气电在2021年全年发电涨幅达15.2%；发电占比达15.9%的煤电，虽然全年总量同比下降4.8%，但在多个月份参与调峰高发。图表3：高比例新能源会带来电力平衡不足图表4：2021年核电发电较少（Gwh）来源：EMBER，国金证券研究所来源：EMBER，国金证券研究所01002003004005002018/01/022020/01/022022/01/02IPE理查德湾煤炭IPE鹿特丹煤炭纽卡斯尔NEWC动力煤现货价俄乌冲突中国宣布增产010203040501/1/181/1/191/1/201/1/211/1/22JKMTTF最大负荷核电水电风电储能外来电电量平衡电力平衡用电量非化石能源发电量火电发电量太阳能发电火电装机容量020000400006000080000100000120000140000160000JanFebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec20192021股票报告网行业中期报告(深度)-3-敬请参阅最后一页特别声明图表5：2021年夏季风电未能顶峰出力（Gwh）图表6：2021年光伏发电增长明显（Gwh）来源：EMBER，国金证券研究所来源：EMBER，国金证券研究所图表7：2021年煤电调峰作用明显（Gwh）图表8：2021年气电平稳增长（Gwh）来源：EMBER，国金证券研究所来源：EMBER，国金证券研究所本轮煤炭价格上涨主因供应短缺。尽管疫情影响逐渐消退后，全球煤炭贸易量从2020年的13.1亿吨上升至2021年的13.5亿吨，但仍未恢复至2019年14.4亿吨的水平。在需求并未上涨的情况下，价格暴涨说明煤炭供应仍然紧缺。产量数据亦表明：2021年全球煤炭产量78.9亿吨，距2019年79.4亿吨水平仍有小幅差距。供应的短缺主要受两个因素制约：（1）全球能源清洁化大势所趋，使得投资者对化石能源投资信心缺失，转投其他清洁能源领域；（2）价格高涨，煤炭供应商获利颇丰，“以价补量”心理导致煤炭供应商扩产意愿不强烈。020000400006000080000100000120000140000160000JanFebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec2019202105000100001500020000250003000035000400004500050000JanFebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec20192021020000400006000080000100000120000JanFebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec20192021020000400006000080000100000120000140000160000JanFebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec20192021股票报告网行业中期报告(深度)-4-敬请参阅最后一页特别声明图表9：中国煤矿投资10年后投资下降明显，17年后回升来源：中国煤炭经济研究会，国金证券研究所图表10：2018-2021年全球煤炭贸易量（亿吨）图表11：2018-2021年全球煤炭产量（亿吨）来源：中国煤炭经济研究会，国金证券研究所来源：中国煤炭经济研究会，国金证券研究所海运煤市场的再平衡难度大。全球海运煤市场大约在14亿吨左右，其中印尼煤供应了近一半。全球海运煤市场又可分为低卡煤和高卡煤市场，低卡煤的供应主要以印尼为主，消费国主要以中国、印度和东南亚国家为主；而高卡煤供应以澳大利亚、美国、俄罗斯、哥伦比亚和南非为主，消费以欧洲与日韩为主；再平衡难以在中低卡位间切换，增加了再平衡难度。-30-20-10010203040506070800100020003000400050006000煤炭开采和洗选业固定资产投资完成额（亿元）YoY（%）12131415201820192020202173747576777879802018201920202021股票报告网行业中期报告(深度)-5-敬请参阅最后一页特别声明图表12：2021年海运煤供应结构图表13：2021年海运煤需求结构来源：Wind，国金证券研究所来源：Wind，国金证券研究所俄乌冲突将导致全球贸易煤维持高价。当地时间4月7日，欧盟27个成员国代表决定对俄罗斯实施新一轮制裁，其中包括对俄罗斯煤炭实行禁运。这是俄乌冲突以来，欧盟首次针对俄罗斯能源实施制裁。欧洲需要通过对进口煤国家间的再平衡来解决煤炭制裁。囿于短期再平衡需要价差拉动，我们认为欧盟对俄煤制裁将导致欧洲ARA煤价维持在300美元/吨高位。土耳其成为欧洲进口煤再平衡关键。欧洲主要煤炭消费国为德国、波兰、土耳其和乌克兰，其中波兰可以自平衡，土耳其不属于欧盟，依然可以进口俄罗斯煤，其过往俄罗斯煤采购量约在1500万吨左右，另有4000万吨购自哥伦比亚，因此，土耳其能否在俄罗斯煤与哥伦比亚煤之间切换成为欧洲煤价。中国产量通过亚太贸易煤再平衡影响欧洲煤价。中国为平抑国内能源成本，意欲2022年增产3亿吨，即日产量1200万吨的目标，但就1-2月产量看，实现该目标有一定难度。中国减少的动力煤将有一部分转运印度等国家。而日韩与欧洲将利用煤价差争夺澳洲高卡煤市场。但无论贸易煤如何再平衡，整体供需始终偏紧会导致全球煤价始终维持高位。图表14：2019-2022年4月中国原煤月度日产量（万吨）图表15：欧洲主要国家煤炭供需平衡（万吨）来源：中国煤炭经济研究会，国金证券研究所来源：中国煤炭经济研究会，国金证券研究所8008509009501000105011001150120012501300M1~2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M122019202020212022-5,000-5,00010,00015,00020,00025,000德国波兰土耳其乌克兰其他产量进口消费股票报告网行业中期报告(深度)-6-敬请参阅最后一页特别声明图表16：欧洲主要煤炭进口国（万吨）图表17：俄罗斯动力煤出口分地区（千万吨）来源：中国煤炭经济研究会，国金证券研究所来源：中国煤炭经济研究会，国金证券研究所1.2趋势二：新能源成本下降推动能源结构低碳转型近年来，新能源总体成本不断下降。全球范围内，总装机成本与度电成本均大幅下降。采用平准化度电成本（LCOE）考量风电、光伏项目成本端的经济性，核心影响变量包括装机成本、运维成本和利用小时数（摊薄度电成本）这三类。根据IRENA数据，全球数据显示10年间海风、陆风、光伏总装机成本分别下降了31%、32%和81%，LCOE分别下降了-48%、-54%和-85%，当前陆风、光伏已可实现平价上网。组件/风机价格长期呈下降趋势，拉低装机成本。从国内产业链中上游数据看，近三年多晶/单晶组件价格均下降约50%，风机价格下降伴随大型化技术迭代。（短期价格受部分环节供需紧平衡、原材料上涨因素扰动）图表18：全球2010VS2020年总装机成本比较（$/KW）图表19：全球2010VS2020年LCOE比较（$/KWh）来源：IRENA、金风科技官网，国金证券研究所来源：IRENA、金风科技官网，国金证券研究所02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,0002018201920202021俄罗斯哥伦比亚美国050010001500200025003000350040004500500020102020海上风电陆上风电光伏-32%-31%-81%0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.4520102020海上风电陆上风电光伏-48%-54%-85%0200040006000800010000120001400016000180002018201920202021欧洲亚洲股票报告网行业中期报告(深度)-7-敬请参阅最后一页特别声明图表20：2018~2021A国内组件价格趋势（元/KW）图表21：2018~2021A国内风机价格趋势（元/KW）来源：IRENA、金风科技官网，国金证券研究所来源：IRENA、金风科技官网，国金证券研究所分地区新能源成本比较表明：欧洲海风LCOE有比较优势。各地区近十年新能源度电成本均显著下降，其中在海风成本仍普遍较高的背景下，欧洲地区具备一定的比较优势。中国光伏LCOE显著更低。在户用/工商业光伏方面，中国地区度电成本显著更低，欧美部分国家LCOE翻倍。图表22：分地区、分新能源类型2010VS2020年LCOE比较（$/Kwh）来源：IRENA，国金证券研究所与化石能源相比，新能源成本优势逐步凸显。全球范围内，光伏、陆上风电价格已具备比较优势。根据IRENA的全球平均数据来看，光伏和陆上风电项目的购电协议价已经能够低于新开发的化石能源发电项目，表明新能源经济性整体上具有了比较优势，而光热和海上风电项目仍处在降本途中。其中，从最近签署的购电协议来看，光伏2022年购电协议价降至0.04$/KWh，低于最廉价的化石能源发电价27%（煤电为主），低于2020年LCOE30%，表明价格下探仍有空间。05001,0001,5002,0002,5003,0003,500201801201803201805201807201809201811201901201903201905201907201909201911202001202003202005202007202009202011202101202103202105202107202109202111275多晶组件325单晶PERC组件0500100015002000250030003500400045002018012018032018052018072018092018112019012019032019052019072019092019112020012020032020052020072020092020112021012021032021052021072021092021112.5S3.0S4.0S股票报告网行业中期报告(深度)-8-敬请参阅最后一页特别声明图表23：2010~2023E新能源与化石能源购电协议价、LCOE比较来源：IRENA，国金证券研究所中欧多数地区风光与气电成本相比占优。（1）欧洲煤电：欧洲煤炭发电成本150~250美元/吨，度电耗煤300克，折合度电成本0.045~0.075美元。已超过当地陆风的平均度电成本。天然气：欧洲天然气发电成本15~25美元/mmbtu，度电消耗0.2方气，折合度电成本0.12~0.2美元。已超过部分城市光伏的平均度电成本（假设1mmbtu=25标方）。图表24：2020年欧洲新能源与煤电、天然气LCOE比较（$/Kwh）来源：IRENA，国金证券研究所（2）中国煤电：中国煤炭发电成本800~1000元/吨，度电耗煤300克，折合度电成本0.24~0.3元（0.034~0.042美元）。高值已超过陆风的平均度电成本。天然气：中国天然气发电成本8~16美元/mmbtu，度电消耗0.2方气，折合度电成本0.064~0.128美元。已超过光伏/陆风平均度电成本（假设1mmbtu=25标方）。股票报告网行业中期报告(深度)-9-敬请参阅最后一页特别声明图表25：2020年中国新能源与煤电、天然气LCOE比较（$/Kwh）来源：IRENA，国金证券研究所美国能源禀赋使得化石能源成本优势明显煤电：美国煤炭发电成本70~100美元/吨，度电耗煤300克，折合度电成本0.021~0.03美元。高值已超过加州陆风的平均度电成本。天然气：美国天然气发电成本2~6美元/mmbtu，度电消耗0.2方气，折合度电成本0.016~0.048美元。高值已超过加州陆风的平均度电成本（假设1mmbtu=25标方）。图表26：2020年美国新能源与煤电、天然气LCOE比较（$/Kwh）来源：国金证券研究所欧洲与中国都将加大可再生能源占比。前述分析表明：在中国及欧洲多数地区，新能源与天然气相比，经济性已经较为突出；其中，陆上风电的度电成本已在多数地区低于煤电；而美国由于自身能源禀赋优势，煤电与气电成本依然优于光伏。因此，在欧洲及中国，为降低化石能源对外依存度过高带来的能源安全风险，降低化石能源成本上升带来的经济性影响，必将进一步加大可再生能源投资。股票报告网行业中期报告(深度)-10-敬请参阅最后一页特别声明图表27：中欧能源转型计划原计划（2030）5月新计划欧盟REPowerEU480GW风电，420GW太阳能，可再生能源占比40%480GW风电，600GW太阳能，可再生能源占比45%中国中国2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦尽管没有宣布，但在当前可再生能源成本不断下降，化石能源成本持续上升的背景下，我国或提高“十四五”和2030年风光装机目标来源：欧盟委员会官网，国金证券研究所欧洲计划：5月18日，欧盟委员会公布“欧盟再生能源计划”(REPowerEUPlan)，并将其在“Fitfor55（FF55）”计划下的可再生能源目标从之前的40%提高到2030年的45%。为了减少对俄罗斯化石燃料的依赖，欧盟计划在2025年前实现超过320GW的交流太阳能光伏并网目标，并到2030年进一步扩大到600GW。其中到2026年所有屋顶面积大于250平方米的公共建筑和商业楼必须安装屋顶光伏，所有符合条件的现存楼栋也需要在2027年安装完成，而2029年后所有的新建住宅楼都需要强制安装屋顶光伏。从目前到2027年，该计划总投资2100亿欧元来逐步摆脱对俄罗斯能源进口的依赖，其中860亿欧元用于建设可再生能源，270亿欧元用于氢能源设备，370亿欧元用于生物甲烷生产，其他用于电网能效改造等方面。RePowerEU：2030年光伏并网达600GW。RePowerEU计划的核心目标是帮助欧盟摆脱对于俄国的能源依赖，主要从四个方面入手：能源节约、多样化能源供应体系、替换化石能源并加速欧洲清洁能源转型、扩大能源投资。RePowerEU计划未来五年内高达2100亿欧元的投资，主要计划包括4点：①可再生能源计划：2030年可再生能源占比目标从40%提高至45%。②光伏并网计划：到2025年实现320GW的太阳能光伏并网，2030年达到600GW。2021年底欧盟区域累计装机约165GW，因此2022-2030年均需要48GW。③太阳能屋顶计划：强制安装屋顶太阳能，2026年强制面积大于250平米的新公共和商业建筑安装太阳能，2027年面积大于250平米的公共和商业建筑强制安装，2029年强制所有新的住宅建筑安装。④氢能计划：到2030年，欧盟将实现可再生氢气生产1000万吨，进口1000万吨，以替代难以脱碳的行业和运输部门的天然气、煤炭和石油。此外，碳边境税逐步铺开，促使出口导向型企业增加绿电消费。股票报告网行业中期报告(深度)-11-敬请参阅最后一页特别声明图表28：REPowerEU2030光伏并网目标（GW）图表29：欧盟REPowerEU方针来源：欧盟委员会官网，国金证券研究所来源：欧盟委员会官网，国金证券研究所图表30：CBAM机制生效时间表来源：《欧盟碳边境调节机制：浅析欧盟委员会的立法提案及其对中国的潜在影响》、国金证券研究所中国计划：中国目前的2030年风光装机总容量目标为12亿千瓦，、风电与光伏的成本不断下降，而火电受到国际煤价中长期高位运行及国内煤炭增产难度大等因素影响受到限制。新能源投资加大势在必行。国内新能源相关政策频繁出台。2022年5月，中央下达的重磅政策中大多提到了未来新能源发展规划，其中国家发改委、能源局联合下发的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》更是围绕体制创新、机制协同、配套财政政策上提出了21项方案，以下为近期新能源相关政策汇总：《关于进一步盘活存量资产扩大有效投资的意见》第16条：“盘活存量资产回收资金拟投入新项目建设的，优先支持综合交通和物流枢纽、大型清洁能源基地、环境基础设施、‘一老一小’等重点领域项目”。4206005257500100200300400500600700800FitFor55REPowerEUACDC只有申报义务，无需缴纳任何费用。从欧盟外部进口CBAM覆盖产品的进口商，需申报进口产品数量以及相应的总直接排放量。试点阶段（2023-2025）进口商须于每年5月31日前申报上一年进口到欧盟的货物数量，以及其中含有的碳排放量（在产品原产国已实际支付的碳价可以扣除），并购买相应书香的CBAM证书用于清缴。计算碳排放量时可以扣除欧盟同类产品企业获得的免费排放额度，抵扣碳排放量，确定应购买的CBAM证书数量。全面实施阶段（2026-2034）完全取消CBAM覆盖产品的免费配额，进口企业无法用免费配额抵扣碳排放量。完全阶段（2035-）股票报告网行业中期报告(深度)-12-敬请参阅最后一页特别声明《关于扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》第21条：“积极稳妥推进金沙江龙盘等水电项目前期研究论证和设计优化工作。加快推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，近期抓紧启动第二批项目，统筹安排大型风光电基地建设项目用地用林用草用水，按程序核准和开工建设基地项目、煤电项目和特高压输电通道”。《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》：“要实现到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系”。《财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见》：“支持构建清洁低碳安全高效的能源体系。有序减量替代，推进煤炭消费转型升级。优化清洁能源支持政策，大力支持可再生能源高比例应用，推动构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统”。《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》：“各地根据市场放开电源实际情况，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用”。1.3趋势三：能源是本轮稳增长的投资重点方向，稳增长背景下2022H2是发力重点2008~2009年情况：2008上半年，中国GDP连续五年高增带来经济过热，国际粮、油价格上行推动CPI迅速上升，政府采取从紧的宏观政策。下半年经济形势逆转，11月工业生产增长5.4%，同比下降11.9pcts；出口同比下降2.2%，七年来首次负增长。政府在11月出台4万亿财政刺激计划，09Q1经济增速仍下降，但降幅收窄；09Q2起，财政刺激效果凸显，经济增速回升。本轮情况：21H1~22M2经济势头良好，3月以来疫情等多重不利因素叠加，造成超预期的短期效应，经济形势急转直下。若全年GDP增速5.5%的目标不变，假设22Q2GDP与去年同期持平，则下半年GDP同比增速需达8.3%。图表31：2007Q1~2009Q4,2020Q1~2022Q1GDP增涨率图表32：完成2022全年GDP增长率目标的测算来源：Wind，国金证券研究所来源：Wind，国金证券研究所2022年当前经济增长放缓主要受疫情这一短期因素影响。2008年经济增速放缓主要受出口需求骤降影响；2022年经济增长受出口需求扰动小，受疫情反复导致的内需疲软影响更大。在2008年11月监测到经济增速大幅下滑前，工业生产增加值已连续8个月呈下降趋势；2021年四季度，工业生产增加值呈上升趋势，直至2022年3月受疫情影响急转直下。13.811.56.4-6.918.34.81510.98.23.17.914.39.510.64.84.913.97.111.96.44-10-505101520200720082009202020212022Q1Q2Q3Q44.8%0.0%8.3%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%0100000200000300000400000500000600000700000Q1Q22H20212022增长率股票报告网行业中期报告(深度)-13-敬请参阅最后一页特别声明图表33：2021M1~2022M4出口值情况（亿元，%）图表34：2007~2009,2020~2022制造业新出口订单PMI来源：Wind，国金证券研究所来源：Wind，国金证券研究所图表35：2007~2010,2019~2022社会消费品零售总额情况（亿元，%）来源：Wind、国金证券研究所基建投资仍是刺激经济的重要手段。2008年以来，固定资产投资占GDP比重稳定，但投资对GDP增长的贡献率呈下降趋势。但2020年投资贡献率重回首位，说明投资仍是经济面对下行压力时的重要刺激手段。2008年全球金融危机引发经济萧条，出口需求大减，4万亿主要用于扩大国内投资，保持经济增长势头，当时采用的是政府直接负债+直接需求提供方的模式；本轮经济下滑主要由严格的疫情防控造成，需要解决短期发展面临的问题，为未来提供有效供给提供要素支撑，在4万亿投资的经验之上，本轮将通过基建投资拉动经济，但由于当前的困难是短期矛盾，因此：一方面刺激力度会远远小于4万亿；另一方面，不会采取完全由政府发力的4万亿模式，而应更多采取市场发力模式，由政府为企业提供增信担保，让企业能够借到更多的钱投资。-5005010015005,00010,00015,00020,00025,000Jan-21May-21Sep-21Jan-22出口值（亿元）同比环比58.929010203040506070JanMarMayJulSepNovJanMarMayJulSepNovJanMarMay2020-20222007-20092007年4月2007年11月-30-20-1001020304005,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,000Y1M1Y1M2Y1M3Y1M4Y1M5Y1M6Y1M7Y1M8Y1M9Y1M10Y1M11Y1M12Y2M1Y2M2Y2M3Y2M4Y2M5Y2M6Y2M7Y2M8Y2M9Y2M10Y2M11Y2M12Y3M1Y3M2Y3M3Y3M4Y3M5Y3M6Y3M7Y3M8Y3M9Y3M10Y3M11Y3M12Y4M1Y4M2Y4M3Y4M419-22年社零总额（亿元）07-10年社零总额（亿元）19-22年同比增速（扣除价格因素）07-10年同比增速（扣除价格因素）股票报告网行业中期报告(深度)-14-敬请参阅最后一页特别声明图表36：2008~2021年固定资产投资与GDP情况（亿元，%）来源：Wind、国金证券研究所图表37：2008年和2021年三大需求占比图表38：2008~2021年三大需求对GDP增长贡献率情况来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所能源和电网投资一向为重点投向且占比扩大。2008年末出台的4万亿财政刺激计划投向中，能源投资和电网改造占比高达38%。2022年1-4月已发行地方专项债投资的投向中中，市政及产业园区基础设施建设成为占比最大的投向、交通基础设施建设投资退居第二；能源投资占比扩大，4月统计口径调整后成为单列项。预计未来，随着疫情后项目开工受阻情况减少，能源项目投资将发力“稳增长”。-10%0%10%20%30%40%50%60%70%010000020000030000040000050000060000020082009201020112012201320142015201620172018201920202021固定资产投资总额固定资产投资增长率固定资产投资占GDP比重0%10%20%30%40%50%60%70%最终消费支出投资净出口20082021-6.00-4.00-2.000.002.004.006.008.0010.0012.00最终消费支出投资净出口GDP增速股票报告网行业中期报告(深度)-15-敬请参阅最后一页特别声明图表39：2008年4万亿资金来源来源：财政部，国金证券研究所图表40：2022年1-4月地方政府专项债重点投向来源：财政部，国金证券研究所图表41：2008年4万亿投资重点投向来源：财政部，国金证券研究所专项债务将成为能源领域资金的重要构成。其中，涉及能源领域的投资包中央政府,29.50%地方政府自筹,70.50%市政及产业园区基础设施,32.55%交通基础设施,19.25%社会事业,17.60%保障性安居工程,16.14%农林水利,8.11%生态环保,3.52%能源、城乡冷链物流基础设施,1.87%支持化解中小银行风险,0.96%保障性住房10%农村民生工程和基础设施9%重大基础设施建设和电网改造38%社会事业4%环保5%制造业升级9%灾后重建25%股票报告网行业中期报告(深度)-16-敬请参阅最后一页特别声明括天然气管网、储气设施与城乡电网等部分。专项债由于其具有的对应资产高质量、相对低利率等优点，为项目融资的较优途径。图表42：2021年新增专项债务重点覆盖领域来源：财政部、国金证券研究所2、下半年与中长期电力增长趋势——电力清洁化加速2.1下半年趋势：二产拉动、用电正增长；风、光装机高增带来电量占比提升需求侧——疫情波及省份短期用电下降。梳理4月用电量下降超过5%的省份：上海、吉林、江苏、辽宁、山东、海南用电量分别同比下降23.8%、15.8%、12.1%、7.7%、6.5%和5%。下降较多省份多与疫情有关，海南用电量下降预计与气温影响有关。图表43：2022M4用电量同比变动幅度超过5%省份在2022M1~M4用电情况（左轴单位为%）来源：中国电力联合会，国金证券研究所各板块用电情况分化，能源板块增幅高于同期，多板块4月用电同比减少。和历史用电情况比较：能源板块表现相对突出，今年1~4月用电保持5%以上的同比增幅，是唯一高于前五年同期平均增速和双年同期平均增速的板块。在统计口径中，能源板块包括煤炭采选、石油、天然气开采。用电高增印证了前几个月国外能源商品价格高涨、国内煤炭供需紧平衡的大背景。而除能源、地产板块外，其余板块均于4月出现了用电同比减少的情-30.0-20.0-10.0-10.020.030.040.0山东辽宁海南吉林江苏上海1月2月3月4月股票报告网行业中期报告(深度)-17-敬请参阅最后一页特别声明况，我们认为这与各地4月疫情形势趋严相关性较高。图表44：地产板块用电情况（%）图表45：能源板块用电情况（%）来源：中国电力联合会、国金证券研究所来源：中国电力联合会、国金证券研究所图表46：交运板块用电情况（%）图表47：消费板块用电情况（%）来源：中国电力联合会、国金证券研究所来源：中国电力联合会、国金证券研究所图表48：制造板块用电情况（%）图表49：TMT板块用电情况（%）来源：中国电力联合会、国金证券研究所来源：中国电力联合会、国金证券研究所看好全年用电需求有5%的正增长，二产用电占比预计提升。疫情影响消退+季节性因素，全年用电预计仍有5%正增长。疫情影响下，今年3~4月用电需求同比增速放缓。参考历年逐月用电情况，全年用电高-20%-10%0%10%20%30%1-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月前五年增速变化范围2022年增速前五年平均增速双年平均增速-5%0%5%10%15%20%1-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月前五年增速变化范围2022年增速前五年平均增速双年平均增速-20%-10%0%10%20%30%40%1-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月前五年增速变化范围2022年增速前五年平均增速双年平均增速-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%1-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月前五年增速变化范围2022年增速前五年平均增速双年平均增速-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%1-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月前五年增速变化范围2022年增速前五年平均增速双年平均增速-10%0%10%20%30%40%50%1-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月前五年增速变化范围前五年平均增速2022年增速双年平均增速股票报告网行业中期报告(深度)-18-敬请参阅最后一页特别声明峰主要集中在冬夏两季，预计5月起随着复工复产、复商复市节奏加快，叠加气温影响下的用电增多，全年用电需求仍将保持5%的正增长。二产用电占比预计提升。与去年同期相比，第二产业用电占比逐月恢复，4月第三产业用电占比同比下降。在消费疲软、能源板块用电增长高于同期的背景下，全年预计二产用电占比会同比提升0.9pct。图表50：2022年用电量逐月测算图表51：2022年用电结构变化量测算（%）来源：国家能源局，国金证券研究所来源：国家能源局，国金证券研究所投资侧——疫情防控政策影响短期投资发力。电网投资完成额、火电/核电投资完成额当月新增增速于4月同比下降，其中火电投资仍为正增长。部分电力工程项目施工进度短期受到影响。图表52：21M2~22M4电网当月新增投资情况来源：中国电力联合会，国金证券研究所-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%0.01000.02000.03000.04000.05000.06000.07000.08000.09000.0用电需求（亿千瓦时）同比（%）环比（%）-1.5%-1.0%-0.5%0.0%0.5%1.0%1.5%一产占比-变化量二产占比-变化量三产占比-变化量居民占比-变化量-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%0.0100.0200.0300.0400.0500.0600.0700.0800.0900.0电网投资完成额-当月新增（亿元）YOY（%）股票报告网行业中期报告(深度)-19-敬请参阅最后一页特别声明图表53：21M2~22M4火电当月新增投资情况来源：中国电力联合会，国金证券研究所图表54：21M2~22M4核电当月新增投资情况来源：中国电力联合会，国金证券研究所以光伏为主的其他电源投资仍保持高增速。其他电源投资完成额（总量倒减，以光伏为主）当月新增增速自年初以来同比大幅提升。自去年11月上游组件价格达到阶段高点后，逐月下滑。利润分配重回合理区间促进了下游运营商的光伏投资积极性。风电、水电投资完成额当月新增增速环比好转，但年初以来同比仍为负增长。-40%-20%0%20%40%60%80%100%0.020.040.060.080.0100.0120.0140.0160.0火电投资完成额-当月新增（亿元）YOY（%）-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%0.020.040.060.080.0100.0120.0核电投资完成额-当月新增（亿元）YOY（%）股票报告网行业中期报告(深度)-20-敬请参阅最后一页特别声明图表55：21M1~22M4光伏组件价格趋势图表56：21M2~22M4风电当月新增投资情况来源：智汇光伏，国金证券研究所来源：中国电力联合会，国金证券研究所图表57：21M2~22M4风电当月新增投资情况图表58：21M2~22M4风电当月新增投资情况来源：中国电力联合会，国金证券研究所来源：中国电力联合会，国金证券研究所全年电源投资预计将同比提升11%。尽管短期投资完成额受扰动，基于对各类电源今年在不同单位投资额假设、不同装机量假设下对应的新增投资区间的情景分析，测算考虑了不同电源项目的投产周期差异，对长周期的核电、水电增加考虑了新开工项目预计在今年的投资确认额后，我们仍看好全年投资增长，具体为：各类电源2022年新增总投资预计区间范围在6130亿元~7906亿元，同比提升11%以上。风电、光伏投资将占到总投资比例78%~79%。-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%0.0100.0200.0300.0400.0500.0600.0风电投资完成额-当月新增（亿元）YOY（%）-100%-50%0%50%100%150%0.020.040.060.080.0100.0120.0140.0160.0180.0水电投资完成额-当月新增（亿元）YOY（%）-100%0%100%200%300%400%0.0100.0200.0300.0400.0其他电源投资完成额(倒减)-当月新增（亿元）YOY（%）股票报告网行业中期报告(深度)-21-敬请参阅最后一页特别声明图表59：各类电源2022年新增投资预测（E）各类电源2022年新增投资预测投资-投产周期假设：15个月风电单位投资额E（万元/万千瓦）522553825486564357482022年新增装机不同情景E（GW）6025082583263327092759652717279928532934298970292630143072316032192022年新增投资区间（亿元）区间低值2508区间高值3219投资-投产周期假设：12个月光伏单位投资额E（万元/万千瓦）332534253491359136582022年新增装机不同情景E（GW）7023282397244425142560752494256926182693274380266027402793287329262022年新增投资区间（亿元）区间低值2328区间高值2926投资-投产周期假设：36个月火电单位投资额E（万元/万千瓦）500051505250540055002022年新增装机不同情景E（GW）4066768770072073345750773788810825508338588759009172022年新增投资区间（亿元）区间低值667区间高值917投资-投产周期假设：60个月核电单位投资额E（万元/万千瓦）1671721751801832022年新增开工不同情景E（GW）7202402472522592648402802882943023089603203303363463522022年新增装机-防城港3/4号（GW）26488919295972022年新增投资区间（亿元）区间低值328区间高值449投资-投产周期假设：60个月水电单位投资额E（万元/万千瓦）600061806300648066002022年新增开工不同情景E（GW）1012012412613013212144148151156158151801851891941982022年新增装机E（GW）151801851891941982022年新增投资区间（亿元）区间低值300区间高值396电源合计2022年新增投资区间（亿元）区间低值6130区间高值7906来源：中国电力联合会、国家能源局，国金证券研究所供给侧——1~4月风、光装机高景气、预计全年135GW总装机目标可实现。今年1～4月风、光装机同比高增长，其中风电1～4月完成装机9.6GW（同比+45.2%），假设全年装机目标60GW，对应剩余月份月均增量预计为25.8%。光伏1～4月完成装机16.9GW（同比+138.4%），假设全年装机目标75GW，对应剩余月份月均增量预计为20.5%。对应全年风、光装机占比预计合计达30%（同比+3.3pct）。风、光装机在全年总目标下，今年剩余月份的逐月预测参考了历史数据中各月新增装机占比。风、光装机下限受“十四五”总目标约束；同时能源投资属于“适度超前规划建设”的重点领域之一，从拉动全年经济数据的角度看上限较高。因股票报告网行业中期报告(深度)-22-敬请参阅最后一页特别声明此风、光装机增长的确定性较强。图表60：2021年与2022年（E）各类电源装机结构比较来源：中国电力联合会，国金证券研究所图表61：2022年风电装机逐月测算（E）图表62：2022年光伏装机逐月测算（E）来源：中国电力联合会，国金证券研究所来源：中国电力联合会，国金证券研究所风、光装机高增带来电量结构向清洁化转变。今年1~4月风、光装机高增背景下，发电也同比增多，4月同比+29.6%。在前述的全年用电需求、投资、装机预测假设下，考虑线损的存在，预计2022全年总发电量88311亿千瓦时，同比+6.2%。其中，风电、光伏发电量预计分别为8334、4527亿千瓦时，风、光发电占比扩大3.6pct至14.5%，火电发电占比同比下降3.5pct。风、光发电今年尚不会出现消纳通道不足的情况，在弃风光率严格要求的前提下，发电量和装机量同增的比例关系应比较接近。54.6%52.1%16.5%15.7%2.2%2.2%13.8%15.1%12.9%14.9%0.00.20.40.60.81.01.220212022E火电水电核电风电光伏0.01,000.02,000.03,000.04,000.05,000.06,000.07,000.0风电装机量（当年累计新增，万千瓦）预计月均增量25.8%0.01,000.02,000.03,000.04,000.05,000.06,000.07,000.08,000.0光伏装机量（当年累计新增，万千瓦）预计月均增量20.5%股票报告网行业中期报告(深度)-23-敬请参阅最后一页特别声明图表63：2022年分电源发电量逐月测算（E）（亿千瓦时）来源：中国电力联合会、国家能源局，国金证券研究所图表64：2021年分电源发电量占比情况图表65：2022年（E）分电源发电量占比情况来源：中国电力联合会、国家能源局，国金证券研究所来源：中国电力联合会、国家能源局，国金证券研究所2.2中长期趋势：适度超前规划带来电力清洁化加速；火电规模继续扩大、但定位转变适度超前，“十四五”电力清洁化有望加速。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，提出聚焦重点领域，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。目前披露的各省“十四五”风、光装机目标已超《规划》预期《“十四五”可再生能源发展规划》目标较为保守。近期发布的《“十四五”可再生能源发展规划》提出：“十四五”期间，风电和太阳能发电量实现翻倍。假设年利用小时数维持不变，则与2020年装机水平相比，“十四五”期间新增风、光装机合计534.9GW（风电281.5GW、光伏253.4GW）从现有26省份发布的“十四五”新能源装机目标来看，合计值已达694.4GW，超出《规划》所制定的目标。其中，三北地区因风光大基地的规划将贡献-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%0200040006000800010000120001400016000火电水电核电风电光伏火电-同比（%）风电+光伏-同比（%）67.4%16.0%4.9%7.8%3.9%2021A火电水电核电风电光伏63.9%16.7%4.8%9.4%5.1%2022E火电水电核电风电光伏股票报告网行业中期报告(深度)-24-敬请参阅最后一页特别声明主要增量。图表66：26省份“十四五”风、光装机目标来源：各省“十四五”新能源发展规划，国金证券研究所鼓励适度超期投资的政策指引下，电力清洁化有望加速。我们预计“十四五”期间风、光新增装机合计700GW（风电316.8GW、383.2GW），这一装机目标与上述26省份已发布的风、光装机目标基本接近。这一目标所对应的年均装机增速都在15%以上；而考虑到火电退出存在过程，2030年前，火电装机仍会维持正增长。抽水蓄能将作为未来十年调节性电源的中坚力量，且占水电比重提高。由于平均8年建设周期，主要装机会集中在“十四五”末期、“十五五”初期。图表67：远期分电源装机容量预测（E）（亿千瓦）来源：中国电力联合会、国家能源局，国金证券研究所0100020003000400050006000700080009000风电装机（万千瓦）光伏装机（万千瓦）风电+光伏装机（万千瓦）0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%40.0%0102030405020182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E燃煤燃气生物质发电水电核电风电光伏光伏-装机增速（%）风电-装机增速（%）股票报告网行业中期报告(深度)-25-敬请参阅最后一页特别声明图表68：远期抽水蓄能装机容量及增速预测（E）来源：中国电力联合会、国家能源局，国金证券研究所“十四五”末，风、光发电占比预计翻倍，火电定位逐步调整，将部分转向调节性电源。从发电量占比来看，预计至2025年风、光发电量分别占到14.8%、8.3%（合计占比23.1%，相比2021年提升11.4%，占比翻倍）；预计至2030年风、光发电量分别占到18.9%、11.5%。2021~2030十年间，预计火电装机年均增速在3%，而发电年均增速在2%。表明在“碳达峰”阶段火电总量持续提升、但定位逐步调整，将有一批机组经灵活性改造后用于调节、备用。图表69：远期分电源发电量预测（E）（亿千瓦时）来源：中国电力联合会、国家能源局，国金证券研究所0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20.0%0.00.20.40.60.81.01.21.420182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E抽水蓄能-装机容量（亿千瓦）抽水蓄能-装机增速（%）0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E燃煤燃气生物质发电水电核电风电光伏股票报告网行业中期报告(深度)-26-敬请参阅最后一页特别声明图表70：火电发电、装机预测比较（E）来源：中国电力联合会、国家能源局，国金证券研究所具体来看，电力清洁化加速的驱动因素包括大基地建设和分布式发展。加速点1：集中式大基地开发将贡献近一半新增装机。大型风光基地的集中式开发，可以通过规模效应降低建造、运行成本,充分利用沙漠、戈壁、荒漠地区的风光资源。根据智汇光伏的预测，预计“十四五”期间考虑内陆大基地和海风基地，总新增装机将达到350GW，占到了各省规划总量的一半。2021年12月公布的第一批风光大基地项目目前进展顺利，已于2022Q1开工，其中光伏项目开工51GW、开工率达到95%。预计第一批大基地97GW装机中，本地消纳和外送消纳将各占一半。2022年2月第二批风光大基地项目落地，“十四五”期间规划投产200GW，“十五五”期间规划投产255GW。图表71：“十四五”期间大基地风、光装机合计贡献350GW以上“十四五”期间“十五五”期间第一批大基地风、光装机容量：97GW本地消纳48GW+外送消纳49GW不涉及沙漠戈壁大基地风、光装机容量：200GW本地消纳50GW+外送消纳150GW风、光装机容量：255GW本地消纳90GW+外送消纳165GW七大流域基地10GW暂无规划五大海风基地40GW暂无规划大基地合计>350GW来源：智汇光伏，国金证券研究所-2.0%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%0.010,000.020,000.030,000.040,000.050,000.060,000.070,000.0火电-发电量(亿千瓦时)火电-装机增速(%)火电-发电增速(%)股票报告网行业中期报告(深度)-27-敬请参阅最后一页特别声明图表72：“十四五”期间重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地类型基地名称省份风光储一体化基地松辽清洁能源基地黑龙江吉林辽宁冀北清洁能源基地河北北部风光火储一体化基地黄河几字弯清洁能源基地内蒙古宁夏河西走廊清洁能源基地甘肃风光水储一体化基地黄河上游清洁能源基地青海金沙江上游清洁能源基地四川雅砻江流域清洁能源基地贵州金沙江下游清洁能源基地云南风光水火储一体化基地新疆清洁能源基地新疆海上风电基地广东海上风电基地广东福建海上风电基地福建浙江海上风电基地浙江江苏海上风电基地江苏山东海上风电基地山东来源：智汇光伏，国金证券研究所加速点2：高电价将吸引分布式发展，潜在屋顶资源持续扩大。分布式光伏的设备成本较为固定和透明，电价上涨会带动项目收益增厚，将刺激分布式光伏进入新的增长区间。根据BloombergNEF的测算，当前屋顶资源潜在装机容量为515GW,至2025年该数值预计达到640GW，居民、工商业、公用各侧均有增长。图表73：2022年6月各省份代理购电价格(元/千瓦时）来源：国家电网，国金证券研究所00.10.20.30.40.50.6北京天津广东安徽江苏甘肃河北冀北河南黑龙江湖北湖南吉林江西辽宁蒙西蒙东宁夏青海山东山西陕西上海四川福建重庆浙江云南深圳贵州海南广西新疆股票报告网行业中期报告(深度)-28-敬请参阅最后一页特别声明图表74：2021、2025E、2030E屋顶资源潜在装机容量来源：BloombergNEF，国金证券研究所3、大基地建设提出消纳要求，特高压投资迫在眉睫3.1需求角度看大基地消纳空间充足第一批大基地消纳有保障。第一批大基地外送消纳49GW、本地消纳48GW，内蒙古、山西、青海等地为主要外送电量来源。已有通道可保障第一批大基地80.7%的外送消纳需求。第一批风光大基地预计22/23年分别投产45.7/51.3GW，从消纳途径来看，97GW总装机量中预计49GW装机所对应的96TWh电量将外送消纳。通过已有特高压和其他途径已可实现39.6GW容量（占80.7%）的外送需求，剩余9.5GW容量依赖在建的特高压线路，目前在建特高压线路“3直”——共24GW直流容量。图表75：第一批大基地分省消纳情况来源：BloombergNEF，国金证券研究所166210264245302403104128154010020030040050060070080090020212025e2030e居民（GW）工商业（GW）公用（GW）640GW515GW0510152025装机容量-外送消纳（GW）装机容量-本地消纳（GW）股票报告网行业中期报告(深度)-29-敬请参阅最后一页特别声明图表76：第一批大基地外送电量消纳途径来源：BloombergNEF，国金证券研究所预计至2024年多数省份就地消纳空间充足。根据BloombergNEF对于2024年各省消纳空间的预测，结果表明多数省份预期用电量增长高于当地大基地就地消纳发电量，即表明大基地就地消纳空间充足。图表77：2024年预期用电量增长与大基地就地消纳发电量对比来源：BloombergNEF，国金证券研究所3.2输送角度看特高压建设进度或制约大基地消纳第一批大基地消纳通道已解决；但后续更大体量的大基地建设，消纳会成为主要挑战。对消纳率或弃风光率的考核具有较为严苛的要求，维持消纳率95%以上的目标长期来看也不会放松。解决新能源消纳需要源网荷储同时发力，其中特高压建设会成为重中之重。2022年1月24日：中共中央政治局第三十六次集体学习中，习近平主席讲话中提出：要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础，以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑，以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。2022年2月：《人民日报》刊登国家电网董事长辛保安署名文章，提出：加大特高压和配套电网建设力度，大力推进新能源供给消纳体系建设；力0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%010203040506070已有特高压输送其他途径输送在建特高压输送（E）发电量（TWh）装机占比（%）0102030405060大基地就地消纳发电量(亿千瓦时)2024年预期用电量增长(亿千瓦时)股票报告网行业中期报告(深度)-30-敬请参阅最后一页特别声明争通过“十四五”“十五五”时期的努力，将国家电网跨区跨省输电能力由目前2.4亿千瓦提高到2030年的3.7亿千瓦以上，全力服务好沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地建设。图表78：源网荷储齐发力助力新能源消纳图表79：新能源高速发展的同时保障利用率来源：国家能源局、国金证券研究所来源：国家能源局、国金证券研究所大基地建设需要加快特高压投资。（1）国网：截止2020年底，国家电网已累计建成投运“十四交十二直”26项特高压工程，在运在建线路总长度达4.1万公里，累计送电超过1.6万亿千瓦时。（2）南网：截止2020年底，南方电网形成“八交十一直”共19回大通道，输送能力达到5800万千瓦。图表80：国网特高压工程情况图表81：南网特高压工程情况来源：国家电网，国金证券研究所来源：南方电网，国金证券研究所特高压建设有望带动电网投资创新高。电网投资配比有望提升。“十三五”期间特高压建设带动电网迎来投资高峰；2020年后清洁电源投资扩大，电网/电源投资配比显著下降。稳增长背景+配套风光大基地建设，“十四五”新一轮特高压建设开启后，电网投资或有较大增量。特高压投资是明确的规划先行，因此真正开工需要待22H2~23H1，23H2后竣工项目增多。80%85%90%95%100%2015201620172018201920202021光伏利用率风电利用率股票报告网行业中期报告(深度)-31-敬请参阅最后一页特别声明图表82：2009~2022M4电源/电网投资比较图表83:2016~2021年国家电网实际投资与规划投资比较来源：中国电力联合会、国家电网社会责任报告、国金证券研究所来源：中国电力联合会、国家电网社会责任报告、国金证券研究所国网“十四五”末，跨省跨区输电能力预计将达3亿千瓦。目前国内已建成特高压线路“14交12直”；在建特高压线路“3直”，在建2400万千瓦直流容量；“七交两直”已经获得核准，涉及7000万千瓦交直流容量。到2025年，跨省跨区输电能力预计将达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比50%+，则可对应输送清洁能源1.5亿千瓦以上。到2030年，跨省跨区输电能力预计将提升到3.5亿千瓦。图表84：国网交直流特高压容量输送里程情况来源：国家电网、国金证券研究所特高压实现新能源外送，提出新通道、新要求。电力跨区域资源配置现状：2020年底西电东送能力接近2.7亿千瓦，全年跨省跨区送电量达到2.1万亿千瓦时，形成了电力资源大范围优化配置的良好格局，有力保障东中部电力供应，其中输送清洁能源电量比例50%左右。新通道：根据国家“十四五”电力发展规划，“十四五”期间计划建设“三交十三直”跨省跨区输电通道。新要求：“十四五”期间，一方面持续提升已建输电通道利用效率，还要继0%50%100%150%200%250%0.01,000.02,000.03,000.04,000.05,000.06,000.02009A2010A2011A2012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A2019A2020A2021A2022M1~M4电源投资完成额（亿元）电网投资完成额（亿元）电网投资/电源投资（%）-800.0-600.0-400.0-200.00.0200.0400.0600.0800.00.01,000.02,000.03,000.04,000.05,000.06,000.02016A2017A2018A2019A2020A2021A国家电网实际投资（亿元）国家电网规划投资（亿元）国家电网实际投资与规划投资差额（亿元）0100002000030000400005000060000020004000600080001000012000140001600018000直流容量(万千瓦）交流容量(万千瓦）总里程(公里）股票报告网行业中期报告(深度)-32-敬请参阅最后一页特别声明续多措并举、多管齐下，推动已建通道逐步实现满送，预计共提升已建跨区通道输电能力4200万千瓦；“十四五”新增跨区跨省输电工程预计合计新增电量6700万千瓦。新增通道输送可再生能源电量比重均需超过50%。按800万千瓦输电能力的线路单条投资200亿元，预计提效+新增分别涉及投资1050亿元和1675亿元，合计2725亿元。图表85：推动已建通道满送提升4200（万千瓦）跨省区输电通道设计送电能力目前送电能力目前利用率加快配套电源建设释放能力网架加强释放能力青豫直流80040050%400准东直流120080067%400上海庙-山东直流100053040%470酒湖直流80055069%250晋北-江苏直流80060075%200锡泰直流100030030%700扎鲁特直流100064064%360哈郑直流80054068%260锡盟至山东交流86259869%264蒙西～天津南交流109030028%790榆横～潍坊交流73453272%202合计10086579057%3426870来源：《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》、国家能源局、国金证券研究所图表86：建成及开工“三交十三直”区域输电工程送端受端送电能力(万千瓦)20222025E华北陇东-山东甘肃山东800蒙西-京津翼蒙西京津翼800山西-京津翼山西京津翼600华东白鹤滩-江苏四川江苏400800白鹤滩-浙江四川浙江800外电入浙n/a浙江800华中陕北-武汉陕西湖北670800雅中-江西四川江西670800金上-湖北四川湖北500晋东南-南阳-荆门加强山西河南464464华中特高压环网交流川渝特高压交流西南哈密北-重庆新疆重庆800股票报告网行业中期报告(深度)-33-敬请参阅最后一页特别声明华南藏东南-粤港大湾区西藏广东1000闽粤联网交流来源：《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》、国家能源局、国金证券研究所4、电源主体经营分析——火电盈利部分修复、绿电规模高增长4.1火电企业：100%长协配合电价上涨，将重回盈亏平衡，但部分企业度电利润无法完全修复至2020年水平经过对有关煤炭产能常见说法的研判，我们认为煤炭增产当前面临多重困难，但不会长期处在供不应求状态。煤炭产能增速或缓于需求增速：2021年，国内煤炭消费量达24亿吨。基于需求每年增长3-5%的假设，则2022年国内煤炭需求将增加1.5-2亿吨。鉴于“去碳”趋势明晰，煤炭行业长期缺乏投资和资本开支，每年新增产能只有0.5-1亿吨。煤炭行业仍有未开的存量产能：煤炭行业2021年以来的高利润鼓励了煤炭生产企业开发存量产能，但受制于行政审批因素，部分存量产能仍未得到发挥。部分煤矿受合规问题影响，仍处在完全或阶段性停产状态；部分煤矿则受案件和环保等因素影响，无法发挥出最大生产潜力。煤炭不会长期处在供不应求的状态：目前国内存量产能超过40亿吨。长期看，随着技术进步，在产矿井的最大生产潜力将不断提升；加之安监环保等行政制约因素弱化或消除，增产的潜力至少在10亿吨以上，对应每年可贡献1亿吨以上的增量。图表87：煤炭产能测算来源：国金证券研究所国内增产在煤矿生产行政审批环节有制约。停产煤矿无法复产主受安全生产许可证、采矿许可证和环保许可证制约：国内煤矿生产需要五个部门颁发的“六证一照”：煤炭生产许可证、矿长安全生产许可证、矿长资格证、安全生产许可证、采矿许可证、环保许可证和营业执照。其中，环保许可证规定煤矿所在区域不得临近水资源或生态保护区；采矿许可证要求煤矿开采所在区域需要完成拆迁征地；安全生产证规定煤矿月度产量不得超过核定产能的10%。而我国煤炭主产区内蒙、山西、新疆、陕西等地开采条件较好的煤矿，实际生产能力远大于核定产假设生产各环节的设备能力为每年工作330天，每天16小时矿井发生煤与瓦斯突出、冲击地压等问题时，生产能力核定调整为设备能力×安全系数0.85主要生产能力核定新建矿井服役年限：1)1000万吨以上：70年2)300-900万吨：60年3)120-240万吨：50年4)45-90万吨：40年改扩建矿井服役年限：1)1000万吨以上：60年2)300-900万吨：50年3)120-240万吨：40年4)45-90万吨：30年矿井服役年限核定股票报告网行业中期报告(深度)-34-敬请参阅最后一页特别声明能。煤矿生产潜力无法完全发挥主因反腐倒查和安监部门过度执法：由于部分民营矿井的企业主过去存在行贿等刑事问题，近两年以内蒙为代表的反腐倒查影响很多企业主，导致下属企业生产趋于停滞。每当重要活动举办或安全生产事故发生时，安监部门过度执法导致煤矿大面积停产。例如2021年陕西全运会期间，榆林地区民营矿井被直接要全大面积停产；10月，山西王家岭煤矿事故发生后，全市煤矿被要求停产进行安全生产检查。图表88：煤矿生产需要“六证一照”来源：国金证券研究所国内煤炭产量真实性判断：截至4月，煤炭产量数据可能依然偏高。4月，国内原煤产量3.6亿吨，同比增长10.7%，增速较上月放缓4.1%，日均产量1209万吨；1-4月国内原煤产量14.5亿吨，同比增长10.5%。4月进口煤碳2355万吨，同比增长8.4%，上月为下降39.6%。4月份煤炭产量数据可能依然偏高，但差值小于3月：1）4月火电发电量同比下降11.8%，煤炭产量同比增长10.7%。煤价虽较3月大幅下降，但维持在历史高位，说明供需依旧偏紧；2）4月煤矿开采和洗选用电量同比增长5.44%，1-4月用电量同比增长6.14%，仍无法完全反映供应增量。图表89：国内煤炭产量vs煤矿洗选耗电增速（%）图表90：国内动力煤价格情况（元/吨）来源：中电联、Wind，国金证券研究所来源：中电联、Wind，国金证券研究所2022Q2后煤炭产量增速不及煤电量增速，或导致后续煤价下跌难。今年下半年社会用电增速或将出现反弹。尽管目前受疫情叠加去年高基数影响，4-6月全社会用电量会呈现下滑趋势，但下半年，随着疫情影响逐步消退，基建发展增加及去年下半年基数相对低等因素影响，我们认为用电增速将出现一定反弹，在本文2.1部分我们判断全年用电仍将有5%的正增“六证一照”国务院煤炭管理部门煤炭生产许可证应急管理部安监局矿长安全生产许可证矿长资格证安全生产许可证国土资源部采矿许可证生态环境部环保许可证工商行政管理部门营业执照100.00600.001,100.001,600.002,100.00鄂尔多斯5300车板价大同5500坑口价秦皇岛5500陕西榆林5500股票报告网行业中期报告(深度)-35-敬请参阅最后一页特别声明长。海外煤价居高难下，国内煤炭增产压力大。由于海外煤价受俄乌冲突等因素影响居高不下，煤炭进口受阻：1-4月进口煤炭7541万吨，同比下降16.2%，降幅为1472万吨。预计未来海外煤价将维持高位，21年全年进口煤炭3.2亿吨，基于全年煤炭进口量将减少10%-20%的假设，22年全年煤炭进口将减少0.5亿吨左右。分别按1200万吨/日、1230万吨/日、1260万吨/日估算2022年5-12月原煤日产量：当原煤日产量为1200-1230万吨/日，国内煤炭供应量在夏、冬两季用电高峰期依然有不足，导致价格上升。若煤炭日产量达到1260万吨/日，则全年煤炭供需缺口消失，煤炭价格将下降。但从3、4月产量实际情况来看，实现1260万吨/日的原煤日产量难度较大。此外，部分南方省份如广东、贵州等也会因为区域供需产生短缺问题。图表91：国内煤炭产量vs煤电增速（%）图表92：国内动力煤供需缺口（万吨）来源：中电联、Wind，国金证券研究所来源：中电联、Wind，国金证券研究所电价上涨、煤炭长协100%覆盖情况下，主要火电企业可实现盈亏平衡。电价上涨17%，煤价在770元/吨时，火电企业基本实现盈亏平衡，但部分企业度电利润仍无法完全修复至2020年水平。市场化比例提升后，电价上涨来传导煤价高企的影响成为可能。当煤价达到1100元/吨时，仅华能国际能实现不亏损。当煤价在900元/吨时，华能国际和华电国际可实现盈利，而大唐发电和国电电力将继续亏损。当煤价维持在770元/吨时，华能国际和华电国际业绩较2020年提升，大唐发电和国电电力虽可实现盈亏平衡，但业绩仍无法修复至2020年水平。图表93：电价、煤价变动对火电企业业绩的弹性测算华能国际华电国际大唐发电国电电力均值2020A火电度电利润（元/KWh）0.020.030.30-0.010.082021A火电度电利润（元/KWh）-0.07-0.08-0.10-0.16-0.10情景一：电价上涨17%；煤价770元/吨（含税价）（元/KWh）0.120.070.010.000.05相比2020A水平695%136%-97%-66%-42%相比2021A水平278.9%186.3%110.1%98.0%148.1%情景二：电价上涨17%；煤价900元/吨（含税价）（元/KWh）0.090.04-0.02-0.040.02-20-1001020302019M1-22019M42019M62019M82019M102019M122020M32020M52020M72020M92020M112021M1-22021M42021M62021M82021M102021M122022M32022M5(E)2022M7(E)2022M9(E)2022M11(E)原煤产量增速（1200吨/天）原煤产量增速（1230吨/天）原煤产量增速（1260吨/天）火电发电量-8,000-6,000-4,000-2,00002,0004,0006,0008,000原煤产量1200吨/天原煤产量1230吨/天原煤产量1260吨/天2022全年供需缺口股票报告网行业中期报告(深度)-36-敬请参阅最后一页特别声明相比2020A水平486%31%-107%276%-79%相比2021A水平231.9%148.1%77.4%78.5%117.2%情景三：电价上涨17%；煤价1100元/吨（含税价）（元/KWh）0.04-0.01-0.07-0.08-0.03相比2020A水平164%-130%-123%803%-137%相比2021A水平159.5%89.2%27.0%48.4%69.7%来源：中电联、Wind，国金证券研究所4.2绿电企业：“十四五”规划积极乐观，“绿电纯度”影响盈利绿电企业2021年规模比较：关注大体量纯绿电标的和火电转型高弹性标的。按“绿电纯度”可以将相关运营商分为三个梯队：节能风电、太阳能、三峡能源、中闽能源为纯绿电运营商，龙源电力、江苏新能风、光合计占比也分别达到93%、92.4%；其中，三峡能源与龙源电力已有装机规模和在建工程量均显著领先。上海电力、福能股份、华能国际装机仍以火电为主，火电分别占比59.8%、69.1%、88%，华能国际在建工程量大且新增装机将以新能源为主，增量可期。图表94：新能源运营商装机容量、结构比较图表95：新能源运营商在建工程比较来源：公司公告，国金证券研究所来源：公司公告，国金证券研究所绿电企业新增装机目标比较：“十四五”装机年均增速20%+，预期乐观。从已披露“十四五”装机规划的情况来看，有三家企业规划对应年均增速20~25%之间，这一目标高于我们目前对“十四五”期间年均增速15%+的总量预期，表明：（1）龙头企业及其背后的发电集团对绿电发展是高度看好的，预期乐观；（2）大基地建设将贡献主要增量，项目集中度会较高，龙头企业能者多劳。图表96：新能源运营商“十四五”装机规划比较“十四五”装机规划2021风光装机2025风光装机（E）年均增速（%）节能风电/太阳能2025年光伏装机达20GW，对应新增15.7GW（2022年达8GW，对应新增3.7GW）427199747.1%三峡能源2025年装机总规模50GW，对应新增27.1GW2268.114978.1121.7%0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%100.0%120.0%050010001500200025003000节能风电太阳能三峡能源中闽能源龙源电力江苏新能浙江新能吉电股份上海电力甘肃电投福能股份黔源电力华能国际光伏装机容量（万千瓦）风电装机容量（万千瓦）风光装机占比（%）73.24.4571.811.3153.40.15.957.9193.90.975.10.4474.10.0100.0200.0300.0400.0500.0600.0700.0在建工程（亿元）股票报告网行业中期报告(深度)-37-敬请参阅最后一页特别声明中闽能源/龙源电力新增风、光装机30GW2476.375476.3721.9%江苏新能/浙江新能2025年全国水电装机容量达到4.7亿千瓦，其中常规水电3.8亿千瓦，抽水蓄能约9,000万千瓦，年发电量1.4万亿千瓦时。吉电股份2025年总装机达20GW（清洁能源90%+），对应新增风、光装机10.8GW714.571794.5725.9%上海电力/甘肃电投/福能股份/黔源电力/华能国际华能集团：新增风、光装机80GW1384.69384.661.4%来源：公司公告，国金证券研究所绿电企业22Q1发电量比较：火电转型企业发电结构加速转变。从公告单季度发电量的企业数据来看，风光发电量普遍同比提升。火电转型企业总发电量同比持平，但风光发电量随着装机规模的迅速扩大而增多，表明其发电结构正在加速向清洁化转变。图表97：新能源运营商发电量比较来源：公司公告，国金证券研究所；备注：纯绿电运营商采用总发电量口径数据、华能国际为售电量数据绿电企业盈利比较：关注装机结构带来的盈利差异盈利能力比较：毛利率/净利率与风光装机结构有较大关系，海风盈利最佳。首先，纯绿电运营商盈利能力普遍优于火电转型企业。其次，通过纯绿电运营商盈利比较，可见在光伏走出补贴时代、上游成本上涨压缩利润空间的背景下，光伏盈利要弱于风电；三峡能源、中闽能源为国内海风龙头，目前盈利能力更为可观。原主营火电企业如上海电力、华能国际资产负债率更高。-20.0%0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%100.0%120.0%140.0%160.0%节能风电中闽能源龙源电力江苏新能上海电力福能股份华能国际22Q1发电量同比变动情况（%）22Q1风光发电量同比变动情况（%）股票报告网行业中期报告(深度)-38-敬请参阅最后一页特别声明图表98：新能源运营商盈利能力比较图表99：新能源运营商期间费用率、资产负债率比较来源：公司公告，国金证券研究所来源：公司公告，国金证券研究所5、投资建议风、光发电板块：在经历光伏、陆风、海风走向平价上网、补贴逐步退坡带来的抢装潮后，新能源装机今年仍有望保持高增长态势。新增装机驱动因素包括大基地规划和电力市场建设给绿电带来的利好。建议关注光伏板块（电新覆盖）。电网板块：发挥“稳增长”的逆周期调节作用+配合风光大基地建设，电网（特高压）投资有望超预期。建议关注电网建设中主要硬件供应商许继电气、平高电气（电新覆盖）。6、风险提示电力板块——电源：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；补贴退坡影响新能源发电企业盈利等。电力板块——电网：装机需求不及预期；电网投资不及预期等。-20.0%0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%100.0%120.0%节能风电太阳能三峡能源中闽能源龙源电力江苏新能浙江新能吉电股份上海电力甘肃电投福能股份黔源电力华能国际毛利率（%）净利率（%）风光装机占比（%）0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%期间费用率（%）资产负债率（%）股票报告网行业中期报告(深度)-39-敬请参阅最后一页特别声明特别声明国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告版权归“国金证券股份有限公司”（以下简称“国金证券”）所有，未经事先书面授权，任何机构和个人均不得以任何方式对本报告的任何部分制作任何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，对由于该等问题产生的一切责任，国金证券不作出任何担保。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整。本报告中的信息、意见等均仅供参考，不作为或被视为出售及购买证券或其他投资标的邀请或要约。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告反映编写分析员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，且收件人亦不会因为收到本报告而成为国金证券的客户。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于C3级(含C3级）的投资者使用；非国金证券C3级以上(含C3级）的投资者擅自使用国金证券研究报告进行投资，遭受任何损失，国金证券不承担相关法律责任。此报告仅限于中国大陆使用。股票报告网行业中期报告(深度)-40-敬请参阅最后一页特别声明公司投资评级的说明：买入：预期未来6－12个月内上涨幅度在15%以上；增持：预期未来6－12个月内上涨幅度在5%－15%；中性：预期未来6－12个月内变动幅度在-5%－5%；减持：预期未来6－12个月内下跌幅度在5%以上。行业投资评级的说明：买入：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在15%以上；增持：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在5%－15%；中性：预期未来3－6个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%－5%；减持：预期未来3－6个月内该行业下跌幅度超过大盘在5%以上。股票报告网行业中期报告(深度)-41-敬请参阅最后一页特别声明特别声明：国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告版权归“国金证券股份有限公司”（以下简称“国金证券”）所有，未经事先书面授权，任何机构和个人均不得以任何方式对本报告的任何部分制作任何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，对由于该等问题产生的一切责任，国金证券不作出任何担保。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整。本报告中的信息、意见等均仅供参考，不作为或被视为出售及购买证券或其他投资标的邀请或要约。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告反映编写分析员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，且收件人亦不会因为收到本报告而成为国金证券的客户。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于C3级(含C3级）的投资者使用；非国金证券C3级以上(含C3级）的投资者擅自使用国金证券研究报告进行投资，遭受任何损失，国金证券不承担相关法律责任。此报告仅限于中国大陆使用。上海北京深圳电话：021-60753903传真：021-61038200邮箱：researchsh@gjzq.com.cn邮编：201204地址：上海浦东新区芳甸路1088号紫竹国际大厦7楼电话：010-66216979传真：010-66216793邮箱：researchbj@gjzq.com.cn邮编：100053地址：中国北京西城区长椿街3号4层电话：0755-83831378传真：0755-83830558邮箱：researchsz@gjzq.com.cn邮编：518000地址：中国深圳市福田区中心四路1-1号嘉里建设广场T3-2402股票报告网