东方证券股份有限公司经相关主管机关核准具备证券投资咨询业务资格，据此开展发布证券研究报告业务。东方证券股份有限公司及其关联机构在法律许可的范围内正在或将要与本研究报告所分析的企业发展业务关系。因此，投资者应当考虑到本公司可能存在对报告的客观性产生影响的利益冲突，不应视本证券研究报告为作出投资决策的唯一因素。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。策略报告【行业·证券研究报告】公用事业行业拥抱电价和电量的新周期——电力行业2022年投资策略核心观点⚫电改驶入深水区，煤电电价机制改革迎来重大进展。煤电电量全部进入市场，电价浮动范围扩大至±20%且对高耗能企业不设上限。在发、用电“两头”均建立起“能涨能跌”的市场化机制，将有利于推动电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场、容量市场等各类市场建设。给予市场价格变化更大的弹性空间，使得电价可以更加灵活地反映电力供需形势和成本变化。⚫“碳中和”背景下电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源运营行业将打开长期成长空间。在新能源发电投资的长期盛宴中，面临转型的传统电企将成为举足轻重的参与者，新能源将被打造为“第二成长曲线”，其显著的优势是火电基本盘带来的强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。从规划来看，多家集团的新能源装机规模具有潜在5年4-5倍的空间。⚫新能源运营凸显成长属性，火电资产亦有望迎来底部反转。火电基本面已处至暗时刻，煤价、电价、利用小时数等要素皆有望释放较大业绩弹性。“市场煤”和“计划电”的长期错位终将逐步修正，届时火电周期性弱化、回归公用事业属性，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。中长期来看，在未来以新能源为主体的新型电力系统中，火电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，并有望迎来新的成本回收机制。其生命周期的最后一轮现金流将助力火电企业的“二次创业”、“华丽转身”，昔日的火电龙头可能最有潜力成为未来的新能源巨擘。⚫分部估值的框架更适用于此类快速转型、新能源高速成长的传统电力公司。新能源转型速度可能持续超预期，部分公司的新能源业绩贡献已显著高于原主业，传统的PB估值体系已难以全面准确地反映新能源运营的成长属性。规模快速增长且收益率预期稳定的新能源资产，其估值可与三峡能源等纯粹的新能源运营商对标；传统火电资产估值有望迎来底部反转，向1-1.5xPB的历史估值中枢逐步修复。⚫核电刚需属性空前凸显，有望迎来加速良机。基于十四五、十五五的电量供需测算，我们认为核电有望迎来加速发展的机遇。作为近零碳电源，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的需求可能超过60台。投资建议与投资标的⚫细分板块层面，看好火电、核电、新能源运营的投资机会；尤其看好传统电力转型发展新能源带来的价值重估。⚫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、华润电力，核电+新能源双轮驱动的中国核电。其他建议关注标的包括三峡能源，未来可能分享福建优质海风资源的福能股份、中闽能源，核电运营商中国广核，国网旗下配电网节能上市平台涪陵电力。风险提示⚫新能源发电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。Table_BaseInfo行业评级看好中性看淡(维持)国家/地区中国行业公用事业行业报告发布日期2021年12月09日行业表现资料来源：WIND、东方证券研究所证券分析师卢日鑫021-633258886118lurixin@orientsec.com.cn执业证书编号：S0860515100003证券分析师周迪zhoudi1@orientsec.com.cn执业证书编号：S08600521050001证券分析师谢超波021-633258886070xiechaobo@orientsec.com.cn执业证书编号：S0860517090001证券分析师施静021-633258883206shijing1@orientsec.com.cn执业证书编号：S0860520090002香港证监会牌照：BMO306相关报告10月用电量增速6.1%，高耗能行业用电量增速显著回落：——10月电力数据点评2021-11-27电改持续推进，现货市场建设更进一步：——省间现货交易政策点评2021-11-26煤电电价市场化改革再进一步：——国常会电价政策点评2021-10-11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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期2目录12021年行情回顾：电力显著跑赢大盘.........................................................51.1板块表现：新能源发电＞火电＞水电...........................................................................51.2电力需求强劲，预计全年用电量增速10.3%................................................................62能源和电力结构：光伏、风电开启高斜率增长..........................................92.1“双碳”背景下新能源打开长期成长空间.........................................................................92.2预计2025、2030年风光总装机11.6、21.4亿千瓦..................................................103政策：电改持续推进，电力商品属性逐渐回归...........................................153.1煤电电价机制巨变，弹性提高至20%且对高耗能不设上限........................................153.2省间电力现货交易规则出台，将实现全电源类型覆盖................................................164火电：传统资产底部反转，赋能“第二成长曲线”.......................................194.1浮动电价机制或将有效疏导148-395元/吨标煤涨幅..................................................194.2多因素催化，火电资产或迎底部反转.........................................................................204.3基本盘稳固，助力新能源转型...................................................................................225核电：刚需属性空前凸显，“十四五”或迎加速...........................................246投资建议..................................................................................................29风险提示......................................................................................................30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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期3图表目录图1：2021年公用事业、电力指数与沪深300指数表现..............................................................5图2：2021年电力指数与火电、水电、新能源发电指数表现.......................................................5图3：2020-2021年月度用电量及同比增速..................................................................................6图4：化工行业月度用电量...........................................................................................................6图5：建材行业月度用电量...........................................................................................................6图6：黑色金属冶炼行业月度用电量.............................................................................................7图7：有色行业月度用电量...........................................................................................................7图8：2021年1-10月新增发电装机结构（万千瓦）....................................................................7图9：2021年10月底累计发电装机结构.....................................................................................7图10：2030年中国国家自主贡献新举措.....................................................................................9图11：我国碳中和路径下的能源消费需求预测...........................................................................10图12：我国一次电力发电量预测................................................................................................10图13：我国未来十年的传统能源发展预测.................................................................................11图14：我国一次电力装机容量预测............................................................................................11图15：我国未来十年风电发展预测............................................................................................12图16：我国未来十年太阳能发电发展预测.................................................................................12图17：燃煤发电电量将全部进入市场.........................................................................................15图18：市场化交易电价浮动范围................................................................................................15图19：工商业用户将全部进入市场............................................................................................15图20：居民、农业用电价格不变................................................................................................15图21：电力市场建设有望加速...................................................................................................16图22：更大的电价弹性对发、用电侧的影响..............................................................................16图23：“统一市场、两级运作”的电力市场体系...........................................................................17图24：此前的跨区域现货交易试点............................................................................................17图25：省间现货交易市场成员...................................................................................................17图26：省间现货交易的交易流程................................................................................................17图27：省间现货交易的出清机制................................................................................................18图28：边际出清的原理示意.......................................................................................................18图29：省间现货交易-日前现货交易...........................................................................................18图30：省间现货交易-日内现货交易...........................................................................................18图31：火电、煤炭ROE（左轴）与煤价（右轴）关联...............................................................20图32：sw火电与华能国际的PB估值.......................................................................................21图33：全国火电利用小时数与装机增速.....................................................................................22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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期4图34：五大发电集团的清洁能源装机占比.................................................................................22图35：2020年主要电力央企的风电、光伏装机情况（集团口径）............................................23图36：主要新能源运营商的风电+光伏装机（单位：万千瓦）...................................................24图37：商运核电装机规模（万千瓦）.........................................................................................24图38：核电发电量（亿千瓦时）................................................................................................24图39：2020年我国发电装机结构..............................................................................................25图40：2020年我国发电量结构..................................................................................................25表1：2016-2020年用电量数据及月度比例...............................................................................8表2：2021年用电量增速预测...................................................................................................8表3：碳中和路径下一次能源供需结构预测...............................................................................13表4：2021-2030年电力供给结构预测......................................................................................14表5：煤电市场化交易电价弹性测算..........................................................................................19表6：五大发电集团“碳达峰”时间表...........................................................................................23表7：十四五末电量供需平衡测算.............................................................................................26表8：火电为弥补电量缺口增加的发电小时数测算（其他情景假设不变）.................................27表9：十五五末电量平衡及核电新建需求测算...........................................................................28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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期512021年行情回顾：电力显著跑赢大盘1.1板块表现：新能源发电＞火电＞水电2021年初至11月26日，沪深300指数录得跌幅7.74%，公用事业板块涨幅19.19%、电力板块涨幅20.52%，显著跑赢大盘；电力板块8月份起受益于新能源发电资产的价值发现、电价机制变化与电力市场化改革的预期与逐步兑现，取得较大涨幅。电力行业子板块方面，指数表现：新能源发电＞火电＞水电。其中，新能源发电板块涨幅38.09%，大幅跑赢电力板块；火电板块涨幅15.25%、水电板块涨幅9.97%。火电板块涨幅一度超过40%，10月份开始大幅回撤，主要原因为动力煤价暴涨使得火电3季报出现大面积亏损，且四季度盈亏改善状况难有明确预期。图1：2021年公用事业、电力指数与沪深300指数表现数据来源：Wind、东方证券研究所图2：2021年电力指数与火电、水电、新能源发电指数表现数据来源：Wind、东方证券研究所-20%-10%0%10%20%30%40%50%公用事业(申万)电力(申万)沪深300-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%电力(申万)火电(申万)水电(申万)新能源发电(申万)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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期61.2电力需求强劲，预计全年用电量增速10.3%据中电联数据，2021年1-10月，全国全社会用电量68254亿千瓦时，同比增长12.2%，其中，10月份全国全社会用电量6603亿千瓦时，同比增长6.1%。分产业看，1-10月，第一产业用电量841亿千瓦时，同比增长18.4%；第二产业用电量45490亿千瓦时，同比增长11.3%；第三产业用电量11949亿千瓦时，同比增长20.0%；城乡居民用电量9974亿千瓦时，同比增长7.4%。10月份，第一、二、三产业用电量增速分别为14.7%、3.2%和14.3%；城乡居民用电量同比增长11.1%。第二产业用电量增速较上月显著下滑，第三产业和城乡居民用电量增速继续维持在较高水平，贡献增量的较大比例。图3：2020-2021年月度用电量及同比增速数据来源：中电联、东方证券研究所高耗能行业方面，1-10月累计用电量仍有可观增长，但月度增速较上年同期普遍回落，建材、黑色金属冶炼行业单月用电量增速回落幅度较大。图4：化工行业月度用电量图5：建材行业月度用电量数据来源：中电联、东方证券研究所数据来源：中电联、东方证券研究所有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期7图6：黑色金属冶炼行业月度用电量图7：有色行业月度用电量数据来源：中电联、东方证券研究所数据来源：中电联、东方证券研究所1-10月，化工行业用电量4156亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高7.7个百分点；建材行业用电量3434亿千瓦时，同比增长10.0%，增速比上年同期提高7.5个百分点；黑色金属冶炼行业用电量5302亿千瓦时，同比增长8.8%，增速比上年同期提高5.6个百分点；有色金属冶炼行业用电量5558亿千瓦时，同比增长7.2%，增速比上年同期提高3.6个百分点。10月份，化工行业用电量416亿千瓦时，同比增长1.3%，增速比上年同期回落8.3个百分点；建材行业用电量350亿千瓦时，同比下降7.0%，增速比上年同期回落22.6个百分点；黑色金属冶炼行业用电量502亿千瓦时，同比下降5.6%，增速比上年同期回落18.1个百分点；有色金属冶炼行业用电量562亿千瓦时，同比增长6.1%，增速比上年同期回落2.8个百分点。图8：2021年1-10月新增发电装机结构（万千瓦）图9：2021年10月底累计发电装机结构数据来源：中电联、东方证券研究所数据来源：中电联、东方证券研究所火电新增装机超36GW，风光装机合计新增48.5GW。1-10月份，全国新增发电生产能力10544万千瓦，比上年同期多投产2004万千瓦。其中，水电1682万千瓦、火电3651万千瓦（其中燃煤2188万千瓦、燃气568万千瓦、生物质581万千瓦）、核电340万千瓦、风电1919万千瓦、太阳能发电2931万千瓦。火电、核电利用小时数显著上升，水电出力明显下滑。1-10月份，全国火电设备平均利用小时为3665小时，比上年同期增加293小时，其中，燃煤发电设备平均利用小时为3786小时，比上年同期增加336小时，燃气发电设备平均利用小时为2259小时，比上年同期增加136小时。全国水电设备平均利用小时为3159小时，比上年同期降低165小时；全国核电设备平均利用小时6471小时，比上年同期增加372小时；全国并网风电设备平均利用小时1827小时，比上年同期增加100小时；全国太阳能发电设备平均利用小时1097小时，比上年同期降低18小时。3651168234019192931火电水电核电风电太阳能发电56%17%2%13%12%火电水电核电风电太阳能发电有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期8我们尝试使用月度电量比例法对2021年11-12月的全社会用电量进行预测，从而得出2021年全年用电量增速的大致判断。2016-2020年，每年10月用电量占11-12月用电量的比例介于41.69%-46.92%，平均值为45.11%；2016-2019年平均值为45.96%。2016-2020年，每年11-12月用电量占全年用电量的比例介于17.38%-19.71%，平均值为18.05%；2016-2019年平均值为17.63%。在中性假设下，我们预计2021年10月用电量占11-12月用电量的比例为45.11%；预计2021年11-12月用电量占全年用电量的比例为17.63%（考虑到2020年上半年电量数据受疫情影响，全年电量的月度比例不具有代表性，故采用2016-2019年均值）。弹性预测结果显示，在悲观、中性、乐观的假设下，2021年全年用电量增速分别为9.8%、10.3%、10.9%。表1：2016-2020年用电量数据及月度比例年份全年用电量A（亿千瓦时）10月用电量B（亿千瓦时）11-12月用电量C（亿千瓦时）比值C/A比值B/C20165919848901042317.61%46.92%20176307751301105617.53%46.40%20186844954811189717.38%46.07%20197225557901302318.02%44.46%20207511061721480519.71%41.69%2016-2020平均18.05%45.11%2016-2019平均17.63%45.96%资料来源：Wind、东方证券研究所表2：2021年用电量增速预测悲观中性乐观2021年10月用电量6603660366032021年1-10月用电量6825468254682542021年10月电量占11-12月电量比例46.11%45.11%44.11%2021年11-12月电量占全年比例17.13%17.63%18.13%2021年11-12月用电量预测1421714626150452021年全年用电量预测8247182880832992021年全年用电量增速预测9.8%10.3%10.9%资料来源：Wind、东方证券研究所有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期92能源和电力结构：光伏、风电开启高斜率增长2.1“双碳”背景下新能源打开长期成长空间在2020年9月22日第七十五届联合国大会一般性辩论的讲话中，习近平主席明确提出：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。在2020年11月22日二十国集团领导人利雅得峰会“守护地球”主题边会中，习近平主席再次强调：将加大应对气候变化力度，推动应对气候变化《巴黎协定》全面有效实施；中国将坚定不移地落实“2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和”的目标；中国将深入推进清洁能源转型，推动能源清洁低碳安全高效利用，加快新能源、绿色环保等产业发展，促进经济社会发展全面绿色转型。我国未来长期的低碳发展转型战略得以“量化明确”，新能源产业发展逻辑发生深刻变化。对比近三年全国能源工作会议的目标和部署，我们发现对于新能源产业发展，政策着眼点已经完成从“要不要”“能不能”到“如何落实”的转变。2030年新能源装机12亿千瓦“以上”的目标意味着我们完全可以对其未来的规模有更乐观的预期；结合行业内相关机构的判断以及我们对未来能源消费、电力结构的拆分测算，我们预计2030年新能源装机总量有望达到21亿千瓦左右。图10：2030年中国国家自主贡献新举措数据来源：新华视点、东方证券研究所有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期102.2预计2025、2030年风光总装机11.6、21.4亿千瓦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63亿吨标准煤。（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”末达到峰值，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。在我们的测算情景下，化石能源消费占比将从2020年的84%下降至70%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16%提高至超过30%（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、装机容量可能先后于2030年前实现达峰。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29.9和40.9亿千瓦左右；风电+光伏装机占比由2020年的24.3%分别提升至38.8%和52.3%。2025年和2030年，风电+光伏发电量占比预计由2020年的9.5%分别提升至18%和28%。图11：我国碳中和路径下的能源消费需求预测图12：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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期11图13：我国未来十年的传统能源发展预测数据来源：国家统计局、中电联、ERI、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。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，未来十年火电总装机仍有小幅增长，预计于2030年或稍早达到峰值，约13.8亿千瓦；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叠加火电新增产能缩减，其利用小时数预计“十四五”期间有所提升，“十五五”期间达到峰值并真正开启由基荷电源向灵活性调峰电源的角色转变。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，这是目前可预见的最后一轮投产高峰。核电：行业将长期发展，但目前来看年化增速不高。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。图14：我国一次电力装机容量预测数据来源：wind、中电联、东方证券研究所350037003900410043004500470002000040000600008000010000012000014000016000020202021E2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E利用小时数（小时）装机容量（万千瓦）火电利用小时水电装机火电装机核电装机010000020000030000040000050000020202025E2030E2040E2050E2060E装机容量（万千瓦）水电核电光伏风电有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期122025年，风电、太阳能发电装机规模预计分别达到5.5亿千瓦、6.1亿千瓦左右；2030年，风电、太阳能发电装机规模预计分别达到9.3亿千瓦、12.1亿千瓦左右。“十三五”期间，风电和太阳能发电年度合计平均新增装机规模预计达到1.25亿千瓦左右；“十四五”期间，风电和太阳能发电年度合计平均新增装机规模预计分别达到2亿千瓦左右。图15：我国未来十年风电发展预测图16：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02000040000600008000010000005000100001500020000风电装机-万千瓦（右轴）风电发电量-亿千瓦时0200004000060000800001000001200001400000200040006000800010000120001400016000光伏装机-万千瓦（右轴）光伏发电量-亿千瓦时有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期13表3：我国碳中和路径下一次能源供需结构预测20202025E2030E2040E2050E2060E能源消费总量（亿吨标准煤）49.858.363.461.058.754.5煤炭占比(%)56.848.945.431.717.10.9石油占比(%)19.118.517.112.06.90.9天然气占比(%)8.59.311.18.25.52.6一次电力及其他能源占比(%)15.623.434.952.771.189.2能源消费结构（亿吨标准煤）煤炭28.328.526.518.510.00.5石油9.510.810.07.04.00.5天然气4.25.46.54.83.21.5一次电力及其他能源7.813.620.430.741.552.0化石能源占比84.4%76.6%67.9%49.6%29.3%4.6%非化石能源占比15.6%23.4%32.1%50.4%70.7%95.4%一次电力具体结构发电量-万亿千瓦时2.384.176.229.4012.6815.91水电1.361.591.761.841.952.03核电0.370.630.891.341.862.38光伏0.260.791.603.024.766.49风电0.471.161.973.214.105.01装机容量-万千瓦水电370164150846000480005100053000核电49898494.512000180002500032000光伏2534360843120843225000350000470000风电281535515393153150000190000230000利用小时-小时水电382738273827382738273827核电745374537453745374537453光伏128113001320134013601380风电207321002120214021602180资料来源：国家统计局、中电联、ERI、东方证券研究所有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期14表4：我国2021-2030年电力供给结构预测20202021E2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E发电量-亿千瓦时7623684088882939253196787101046105290109501113662117754121758同比4.05%10.30%5.00%4.80%4.60%4.40%4.20%4.00%3.80%3.60%3.40%水电1355213970148311504115328156941605716400167451708917434火电5174356293574425898060200610756170962125622796215561730核电36623980450250255547607065927115763781608682风电46656235715682699507108791234113871154711714018879太阳能发电26113607435952126200732585869986115251320515027其他33344455556发电装机-万千瓦水电3701638500390003960040500415084240043300442004510046000火电124517129000130000131000132000133000134200135400136600137800137000核电49895690639170927793849591969897105981129912000风电2815331853368534235348453551536215369453770538495393153太阳能发电253433084336843438435184360843708438184393843106843120843其他4145495357616569737781利用小时-小时水电38273700382738273827382738273827382738273827火电42164441443645204578460946194609457945304493核电74537453745374537453745374537453745374537453风电20732078208320882094210021042108211221162120太阳能发电12811284128812921296130013041308131213161320其他718718718718718718718718718718718资料来源：国家统计局、中电联、ERI、东方证券研究所有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期153政策：电改持续推进，电力商品属性逐渐回归3.1煤电电价机制巨变，弹性提高至20%且对高耗能不设上限2021年10月8日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，进一步部署做好今冬明春电力和煤炭等供应，保障群众基本生活和经济平稳运行。会议提出：改革完善煤电价格市场化形成机制。有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。会议同时提出：完善地方能耗双控机制，推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。2021年10月12日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。《通知》指出，按照电力体制改革“管住中间、放开两头”的总体要求，进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，是发挥市场机制作用保障电力安全稳定供应的关键举措，是加快电力市场建设发展的迫切要求，是构建新型电力系统的重要支撑。图17：燃煤发电电量将全部进入市场图18：市场化交易电价浮动范围数据来源：发改委、国家电网、东方证券研究所数据来源：发改委、国家电网、东方证券研究所图19：工商业用户将全部进入市场图20：居民、农业用电价格不变数据来源：发改委、国家电网、东方证券研究所数据来源：发改委、国家电网、东方证券研究所有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期16《通知》明确了四项重要改革措施：（1）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。（2）扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。（3）推动工商业用户都进入市场。有序推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。（4）保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，保持现行销售电价水平不变。图21：电力市场建设有望加速图22：更大的电价弹性对发、用电侧的影响数据来源：发改委、国家电网、东方证券研究所数据来源：发改委、国家电网、东方证券研究所在发电、用电“两头”均建立起“能涨能跌”的市场化电价机制，将有利于推动电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场、容量市场等各类市场建设。通过给予市场价格变化更大的弹性空间，使得电价可以更加灵活地反映电力供需形势和成本变化。在发电侧，可在一定程度上缓解煤电企业的经营困境、增加电力供应；在需求侧，可通过电价信号抑制不合理的电力需求、提升能效。3.2省间电力现货交易规则出台，将实现全电源类型覆盖2021年11月22日，国家电网有限公司按照国家发改委、国家能源局《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》要求，正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》规则的印发标志着我国构建“统一市场、两级运作”的电力市场体系又迈出坚实一步，是中国电力现货市场建设的重要里程碑。省内交易方面，中长期交易已经常态化开展；现货交易已经在全国8个试点省份开展了多轮长周期结算试运行。省间交易方面，中长期交易也已常态化开展；现货交易此前以跨区域省间富余可再生能源起步，已试点运行4年多，累计减少弃风、弃光、弃水电量超250亿千瓦时。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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期17图23：“统一市场、两级运作”的电力市场体系图24：此前的跨区域现货交易试点数据来源：国家电网、东方证券研究所数据来源：国家电网、东方证券研究所此次省间电力现货交易规则明确指出，将覆盖国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司范围内全部省间交易（不限于跨区域省间），参与主体覆盖所有电源类型（包括核电、火电，不限于可再生能源），将有利于激发市场主体活力，通过市场化手段实现全网电力余缺互济，促进清洁能源大范围消纳，对于实现新型电力系统建设过程中的电力保供和能源转型目标具有重要意义。图25：省间现货交易市场成员图26：省间现货交易的交易流程数据来源：国家电网、东方证券研究所数据来源：国家电网、东方证券研究所出清机制方面，省间电力现货交易采用集中竞价的出清方式，通过买卖双方的价格匹配使买卖双方达到供需平衡。买卖双方按时段申报“电力-价格”曲线，再进行集中撮合，将买方报价折算到卖方节点，在卖方节点按照买卖双方价差递减的原则依次出清，最后一笔成交报价的均价作为系统边际电价。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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期18图27：省间现货交易的出清机制图28：边际出清的原理示意数据来源：国家电网、东方证券研究所数据来源：国家电网、东方证券研究所省间电力现货交易有利于反映电能的时空价值，能够在全国范围内实现能源资源的及时调配，同时其大范围、短周期的交易机制设计与新能源发电特性相适应，将有助于通过市场机制促进资源大范围优化配置、提升电力供应保障能力、促进清洁能源消纳。通过省间电力现货交易，有望以市场化手段引导电能从富余地区流向紧张地区，激励发电企业在满足省内发电计划基础上主动顶峰发电，提升全网电力供应能力。更高频次的省间电力现货交易，也将满足西南、“三北”地区可再生能源发电需要，实现清洁能源在全国范围的消纳，推动以新能源为主体的新型电力系统建设。图29：省间现货交易-日前现货交易图30：省间现货交易-日内现货交易数据来源：国家电网、东方证券研究所数据来源：国家电网、东方证券研究所有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期194火电：传统资产底部反转，赋能“第二成长曲线”4.1浮动电价机制或将有效疏导148-395元/吨标煤涨幅煤电市场化电价机制改革对于煤电短期经营改善及中长期估值重塑都具有十分积极的意义。（1）以煤电市场化交易比例60%，平均基准电价0.37元/千瓦时测算，上浮20%相当于整体电价上涨4.44分/千瓦时；假设度电煤耗300克/千瓦时，可抵消148元/吨的入炉标煤涨幅；若假设市场化电量中高耗能行业占比40%、电价上浮50%，则整体电价上涨7.10分/千瓦时，可抵消237元/吨的入炉标煤涨幅。（2）以煤电市场化交易比例100%，平均基准电价0.37元/千瓦时测算，若假设市场化电量中高耗能行业占比40%、电价上浮35%，假设度电煤耗300克/千瓦时，整体电价上涨9.62分/千瓦时，可抵消321元/吨的入炉标煤涨幅；若假设市场化电量中高耗能行业占比40%、电价上浮50%，则整体电价上涨11.84分/千瓦时，可抵消395元/吨的入炉标煤涨幅。表5：煤电市场化交易电价弹性测算情景1情景2情景3情景4情景5情景6情景7情景8煤电电量市场化比例60%60%60%100%100%100%100%100%平均基准电价-元/千瓦时0.370.370.370.370.370.370.370.37市场化上浮比例20%20%20%20%20%20%20%20%高耗能行业电量占比-40%40%40%40%40%40%40%高耗能行业上浮比例-35%50%30%35%40%45%50%度电煤耗-克/千瓦时300300300300300300300300整体电价涨幅-元/千瓦时0.04440.057720.071040.08880.09620.10360.1110.1184对应入炉标煤涨幅-元/吨148192237296321345370395资料来源：Wind、东方证券研究所从沿用多年的标杆电价制度到2020年开始执行的“基准+浮动”制度，迈出了电价市场化改革试探性的重要一步；如今进一步放开浮动范围则显示了持续推进的决心，我们有理由相信煤电的盈利模式仍有优化空间。火电未来10年仍为电力系统转型期的中流砥柱，可以预期“市场煤”和“计划电”的长期错位终将逐步修正，届时火电周期性弱化、回归公用事业属性，将以稳定的ROE回报，创造充裕的现金流，支撑可观的分红规模或转型发展的资本开支。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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期20火电基本面当下已处至暗时刻，明年起有望迎来底部反转：煤价、电价、利用小时数等要素皆有望释放较大业绩弹性。新增火电产能急刹车后，虽然总发电装机规模增速较高，但可用容量增速较低，随着全社会用电量持续增长，火电利用小时数有望维持较高水平甚至阶段性步入上行区间。在未来以新能源为主体的新型电力系统中，火电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，并有望迎来容量电价等新的成本回收机制，而这也将使其价值得以真正重估。4.2多因素催化，火电资产或迎底部反转图31：火电、煤炭ROE（左轴）与煤价（右轴）关联数据来源：wind、东方证券研究所我们认为当前火电资产可能处于基本面最差的时期，有多重潜在因素有望释放业绩弹性，或催化其估值底部反转：（1）当前动力煤价有所回落后仍处于相对高位，二、三季度煤电行业亏损面持续扩大，明年煤价有望运行于合理区间，否则可能影响基础电力供应的安全可靠。短期来看，火电发电量预计小幅增长；长期来看，“双碳”目标下动力煤整体需求将呈现下滑趋势，其价格也不具备持续上涨的基础。若煤价有所回调，将带来巨大的业绩弹性（以华能国际为例，2020年燃料成本890亿，10%的燃料单价下浮对应增加89亿的税前利润）。（2）2019年、2020年火电利用小时数连续下滑，2021年趋势已然反转，年初至今利用小时数持续同比上升，即使考虑去年疫情因素，也已显著高于2019年同期水平。事实上，由于产能利用率同样关系较大的业绩弹性，我们认为其对估值亦有显著影响。2016年下半年起至2018年，煤价大幅上涨后高位运行，火电行业的PB估值水平一度下调并阶段性企稳。而SW火电板块的PB估值水平2019-2020年明显下行，与利用小时数的变化趋势相同。0100200300400500600700800900-15-10-50510152025302008200920102011201220132014201520162017201820192020ROE-SW火电/%ROE-SW煤炭/%秦皇岛Q5500（山西产）市场价/元每吨有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期21（3）促使火电板块估值2019-2020年持续走低的另一重要因素是国家连续出台政策降低一般工商业电价，虽并未直接调整发电侧上网电价，但市场一度逐渐形成了未来可能持续降电价的悲观预期。去年至今，短期局部电力供需失衡情况时有发生，凸显了近几年煤电新增规模落后于用电需求增长的矛盾。市场化交易的让利价差逐渐收窄，亦真实反映了目前供需状况。降电价预期消散、涨电价预期渐浓，有望拉动估值抬升。同时，“基准+浮动”的电价机制下，电价具有20%的上浮空间；电价如果上涨，将带来巨大的业绩弹性。（4）我们认为“市场煤”和“计划电”的长期错位终将逐步修正，火电回归公用事业属性，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。火电的装机占比将逐渐下降，但其产能利用率有望逐步提高并维持在较高的水平。新增产能急刹车之后，随着全社会用电量持续增长，火电的利用小时数将在中期维度内步入上行区间。中长期来看，在未来以新能源为主体的新型电力系统中，煤电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，有望迎来新的成本回收机制，而这也将使其价值得以重估。图32：sw火电与华能国际的PB估值数据来源：wind、东方证券研究所00.511.522.533.5PB-SW火电PB-华能国际1.5xPB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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期22图33：全国火电利用小时数与装机增速数据来源：wind、中电联、东方证券研究所4.3基本盘稳固，助力新能源转型电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源打开长期成长空间，全产业链（制造端、运营端）都将受益于碳中和对需求和投资的拉动。虽然光伏、风电的系统成本仍有可观的下降空间，但巨量的需求（未来10年预计超过10亿千瓦新增装机）预计仍将引领数万亿级别的投资规模。在新能源投资的长期盛宴中，面临转型的传统电力企业（以五大发电集团为代表）将成为举足轻重的参与者。火电规模增速已极为平缓，且在可见的未来面临达峰并将逐渐压缩，新能源投资将被打造为“第二成长曲线”。相较于纯粹的新能源运营商及民企为主的中上游产业链制造企业，其显著的优势是火电基本盘带来的强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。五大发电集团都已制定了明确的碳达峰时间表以及清洁能源/新能源的转型发展目标。国家电投集团是五大发电集团碳达峰目标时间最早的，为2023年。其他四大发电集团都预计提前五年碳达峰。图34：五大发电集团的清洁能源装机占比数据来源：各集团官网、东方证券研究所0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%3,0003,5004,0004,5005,0005,5002008200920102011201220132014201520162017201820192020全国火电利用小时数/小时全国6000千瓦以上火电装机同比增速56.09%43.40%38.20%36.50%26.59%0%10%20%30%40%50%60%国家电投集团华电集团大唐集团华能集团国家能源集团清洁能源装机占比20192020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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期23表6：五大发电集团“碳达峰”时间表国家电投集团2023年实现“碳达峰”。2025年，电力装机2.2亿千瓦，清洁能源比例提高至60%。2035年，电力装机2.7亿千瓦，清洁能源比例提高至75%。华电集团制定2025年碳达峰方案。“十四五”期间实现新能源装机新增7000-8000万千瓦，占比达到40%。大唐集团2025年装机目标3亿千瓦，新增新能源装机8000万千瓦以上，确保清洁能源占比50%以上，碳排放强度较“十三五”下降20%；2035年，发电装机突破5亿千瓦，清洁能源装机占比75%以上。华能集团到2025年非化石能源装机超过50%，提前5年实现“碳达峰”。国家能源集团“十四五”期间新增新能源装机7500万千瓦，“十四五”末非化石能源装机占比达到50%，清洁能源装机接近60%，有望2025年实现“碳达峰”。资料来源：各集团官网、东方证券研究所我们统计了五大发电集团及三峡、华润、中广核、国投、中核共10家主要电力央企的发电装机及新能源占比情况（2020年底数据）。集团口径来看，风电+光伏装机规模最大的为国电投，达到6049万千瓦；风电+光伏装机占比最高的是中广核，超过38%。图35：2020年主要电力央企的风电、光伏装机情况（集团口径）数据来源：各公司公告或官网、东方证券研究所从独立运营商的口径来看（2020年底数据），风电+光伏装机规模最大的是国能投旗下的港股上市公司龙源电力（2275万千瓦），排名第二的是2021年于A股上市的三峡能源（约1500万千瓦），排名第三的是华能集团旗下已从港股私有化退市的华能新能源（1462万千瓦）。风电+光伏装机规模超1000万千瓦的共9家，前6名均为纯粹的新能源运营商，华润电力、华能国际是传统火电央企中风、光装机规模最大的，分别为1096万千瓦、1065万千瓦。33.79%18.57%16.09%17.69%14.67%38.51%19.16%25.27%26.83%9.96%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%01000200030004000500060007000国电投国能投华能大唐华电中广核三峡华润中核国投风电装机-万千瓦光伏装机-万千瓦风电+光伏装机占比有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期24图36：主要新能源运营商的风电+光伏装机（单位：万千瓦）数据来源：各公司公告或官网、东方证券研究所5核电：刚需属性空前凸显，“十四五”或迎加速截至2020年底，我国商运核电机组达到48台，总装机容量为4988万千瓦，仅次于美国、法国，位列全球第三。核电总装机容量占全国电力装机总量的2.27%，约占总发电量的4.94%。截至2020年底，我国在建核电机组17台，总装机容量1853万千瓦，在建机组装机容量继续保持全球第一。图37：商运核电装机规模（万千瓦）图38：核电发电量（亿千瓦时）数据来源：核能行业协会、东方证券研究所数据来源：核能行业协会、东方证券研究所22751500146214561309122211991096106565462261858458357156454752549642405001000150020002500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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期25图39：2020年我国发电装机结构图40：2020年我国发电量结构数据来源：核能行业协会、东方证券研究所数据来源：核能行业协会、东方证券研究所核电是近零碳电源，也是目前看来很有可能大规模替代火电的基荷能源，双碳目标约束下，核电在未来新型电力系统中的价值将愈发凸显。我国发展核电的历史较长，但目前在电力供给结构中的占比仍然较小，与法国、美国等核电大国，以及世界平均水平相比均差距较大。过去制约我国核电发展速度的主要因素，除了以日本福岛核事故为代表的的安全因素考量外，根本原因在于核电在之前的电力供给结构中并非刚需。而在双碳目标提出后，核电的刚需属性将愈发凸显，这种刚需主要体现在以不增加碳排放的方式提供充足且稳定的电力供应。2020年全社会用电量为75110亿千瓦时，全口径发电量为76236亿千瓦时。电量需求方面，考虑到未来GDP增速仍将有望维持中速增长，且碳中和背景下能源消费的趋势是由化石能源向清洁电力转变，电能替代的拉动作用可能越发显著，十四五期间的年化用电量增速有望实现5%-6%。考虑5年后的新增电力供给：水电大规模投产高峰已过，近两年乌东德、白鹤滩等大电站投产完毕后，短期内可见增量较小；风电、太阳能发电增速较高，可给与十四五期间新增500-800GW的预期；核电2020年底在建装机规模为1853万千瓦，对应电量约1400亿千瓦时；火电新增装机速度预计持续放缓，假设十四五期间新增90GW-150GW。5年后的电量供给平衡测算如下（简化假设用电量增速=发电量增速）：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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期26表7：十四五末电量供需平衡测算情景1情景2情景3情景4情景5情景6情景7情景8未来5年年化用电量增速5%5%5%5%6%6%6%6%水电增量供给-亿千瓦时15001500150015001500150015001500风电、光伏新增装机-GW500600700800500600700800风电、光伏平均发电小时数-小时17001700170017001700170017001700风电、光伏增量供给-亿千瓦时85001020011900136008500102001190013600核电增量供给-亿千瓦时14001400140014001400140014001400火电新增装机-GW9011013015090110130150火电平均发电小时数-小时42004200420042004200420042004200火电增量供给-亿千瓦时37804620546063003780462054606300增量供给合计-亿千瓦时1518017720202602280015180177202026022800增量需求-亿千瓦时2106321063210632106325785257852578525785电量缺口-亿千瓦时58833343803-173710605806555252985资料来源：Wind、东方证券研究所有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期27上述电量供需平衡测算显示，在大多数假设情景下，5年后都会有明显甚至巨大的电量缺口。水电、核电的供给比较刚性，风光和火电的供给具有较大弹性。我们在测算中给予的十四五期间风光新增装机500-800GW的假设，已属于中性偏乐观，考虑到电网的消纳能力，超负荷新增装机可能导致利用小时数下滑，我们认为在此基础上超预期的概率较小。火电的供给弹性较大，主要体现在超过12亿千瓦的存量装机，目前利用小时数仅有4200小时左右（2020年）。因此，十四五期间解决上述“缺口”的主要手段，就是提高火电的利用小时数。表8：火电为弥补电量缺口增加的发电小时数测算（其他情景假设不变）情景1情景2情景3情景4情景5情景6情景7情景8火电新增装机-GW9011013015090110130150电量缺口-亿千瓦时58833343803-173710605806555252985（存量+增量）火电利用小时数需增加（小时）：44124758-125794595402214资料来源：Wind、东方证券研究所核电建设周期较长（五年左右），因此十四五期间开工的机组无法在十四五期间贡献增量。考虑到十五五期间是“碳达峰”的冲刺阶段，火电发电量的峰值预计出现在2027-2028年左右，且按照以上测算，十四五期间火电电量预计有明显增长，十五五期间火电碳达峰压力较大。因此，一旦火电发电量增长放缓甚至停止，电量缺口将再次凸显，而加速提高核电占比成为必选项。考虑到十五五期间及以后对于核电电量的刚性需求，十四五期间是开始加速核电建设的绝佳时期。电量需求方面，假设未来十年年化用电量增速实现4.5%-5%。考虑10年后的新增电力供给：假设水电较2020年有3000亿千瓦时增量；风电、太阳能发电增速较高，给与未来十年新增1300-1600GW的偏乐观预期；假设火电装机达峰规模较2020年增长140-200GW，2030年发电小时数为4500小时。电量供给平衡及核电新建需求测算结果显示，中性情景下（剔除负值后，7个有效测算结果的中位数），十四五期间需累计开工（十五五期间投产）核电装机76GW。按照单台机组1.2GW计算，对应新建数量63台。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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期28表9：十五五末电量平衡及核电新建需求测算情景a情景b情景c情景d情景e情景f情景g情景h未来10年年化用电量增速4.50%4.50%4.50%4.50%5%5%5%5%增量需求-亿千瓦时4215642156421564215647944479444794447944水电增量供给-亿千瓦时30003000300030003000300030003000风电、光伏新增装机-GW13001400150016001300140015001600风电、光伏平均发电小时数-小时18001800180018001800180018001800风电、光伏增量供给-亿千瓦时2340025200270002880023400252002700028800火电新增装机-GW140160180200140160180200火电平均发电小时数-小时45004500450045004500450045004500火电增量供给（含存量机组利用小时数提升的贡献）-亿千瓦时1003610936118361273610036109361183612736核电增量供给需求-亿千瓦时57213021321-237911509880961093409对应新增核电装机-GW76404-321531178145资料来源：Wind、东方证券研究所有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期296投资建议电力市场化改革驶入深水区并取得突破性进展，煤电电量全部进入市场，电价浮动范围扩大至±20%且对高耗能企业不设上限。在发电、用电“两头”均建立起“能涨能跌”的市场化电价机制，将有利于推动电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场、容量市场等各类市场建设。通过给予市场价格变化更大的弹性空间，使得电价可以更加灵活地反映电力供需形势和成本变化。“碳中和”背景下电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源运营行业将打开长期成长空间。在新能源发电投资的长期盛宴中，面临转型的传统电力企业将成为举足轻重的参与者。火电规模即将达峰，新能源将被打造为“第二成长曲线”。相较于纯粹的新能源运营商及民企为主的中上游产业链制造企业，其显著的优势是火电基本盘带来的强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。从规划来看，多家集团的新能源装机规模具有潜在5年4-5倍的空间，且在“双碳”目标指引下，兑现概率较高。新能源运营凸显成长属性，火电资产亦有望迎来底部反转。火电基本面已处至暗时刻，煤价、电价、利用小时数等要素皆有望释放较大业绩弹性。“市场煤”和“计划电”的长期错位终将逐步修正，届时火电周期性弱化、回归公用事业属性，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。新增产能急刹车后，随着全社会用电量持续可观增长，火电的利用小时数将在中期维度内步入上行区间。中长期来看，在未来以新能源为主体的新型电力系统中，火电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，并有望迎来新的成本回收机制。我们强调：火电未来终将退出，但并非已成为夕阳资产，未来5-10年内仍为电力系统转型期的中流砥柱。火电生命周期的最后一轮现金流将助力传统火电央企的“二次创业”、“华丽转身”，昔日的火电龙头可能最有潜力成为未来的新能源巨擘。传统电力企业的新能源转型速度可能持续超预期，部分公司的新能源业绩贡献已显著高于原主业，传统的PB估值体系已难以全面准确地反映新能源运营的成长属性。我们认为分部估值的框架更适用于此类快速转型、新业务高速成长的公司：新能源资产采用PE估值，以反映其扩张期的增速；传统火电资产维持PB估值。分部估值的框架下，我们认为：（1）电力央企旗下规模快速增长且收益率预期稳定的新能源资产，其估值可对标纯粹的新能源运营商三峡能源；（2）传统火电资产估值有望迎来底部反转，向1-1.5xPB的历史估值中枢逐步修复。同时，基于十四五、十五五的电量供需测算，我们认为核电有望迎来加速发展的机遇。作为近零碳电源，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，十四五期间需新开工核电机组超过60台。电力市场化改革持续推进，电力的商品属性逐步回归，有望使得电力运营资产的价值得以重估。一方面，我们看好火电资产周期性弱化、回归公用事业属性；另一方面，我们也看好绿电资产在良好的消纳预期下，逐渐体现出其电能价值以外的绿色环境价值，并获得合理收益。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，未评级)、华润电力(00836，未评级)，核电+新能源双轮驱动的中国核电(601985，未评级)。其他建议关注标的包括三峡能源(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)，核电运营商中国广核(003816，未评级)，国网旗下配电网节能上市平台涪陵电力(600452，未评级)。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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期30风险提示（1）未来新能源发电的增长空间可能低于预期，这将削弱相关公司的成长性；（2）火电的基本面可能继续恶化，例如煤价超预期上涨、利用小时数下滑；（3）新能源运营的未来收益率水平可能随规模扩大、竞价上网等因素而降低；（4）假设条件变化将影响测算结果，文中测算基于设定的前提假设基础之上，存在假设条件发生变化导致结果产生偏差的风险。依据《发布证券研究报告暂行规定》以下条款：发布对有关分析师的申明，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。HeaderTable_TypeTitle公用事业行业策略报告——拥抱电价和电量的新周期31Table_Disclaimer分析师申明每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明：分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证券或发行人的看法和判断；分析师薪酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来，均与其在本研究报告中所表述的具体建议或观点无任何直接或间接的关系。投资评级和相关定义报告发布日后的12个月内的公司的涨跌幅相对同期的上证指数/深证成指的涨跌幅为基准；公司投资评级的量化标准买入：相对强于市场基准指数收益率15%以上；增持：相对强于市场基准指数收益率5%～15%；中性：相对于市场基准指数收益率在-5%～+5%之间波动；减持：相对弱于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级——由于在报告发出之时该股票不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该股票的研究状况，未给予投资评级相关信息。暂停评级——根据监管制度及本公司相关规定，研究报告发布之时该投资对象可能与本公司存在潜在的利益冲突情形；亦或是研究报告发布当时该股票的价值和价格分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确投资评级；分析师在上述情况下暂停对该股票给予投资评级等信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该股票的投资评级、盈利预测及目标价格等信息不再有效。行业投资评级的量化标准：看好：相对强于市场基准指数收益率5%以上；中性：相对于市场基准指数收益率在-5%～+5%之间波动；看淡：相对于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级：由于在报告发出之时该行业不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该行业的研究状况，未给予投资评级等相关信息。暂停评级：由于研究报告发布当时该行业的投资价值分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确行业投资评级；分析师在上述情况下暂停对该行业给予投资评级信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该行业的投资评级信息不再有效。HeadertTable_Disclaimer免责声明本证券研究报告（以下简称“本报告”）由东方证券股份有限公司（以下简称“本公司”）制作及发布。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告的全体接收人应当采取必要措施防止本报告被转发给他人。本报告是基于本公司认为可靠的且目前已公开的信息撰写，本公司力求但不保证该信息的准确性和完整性，客户也不应该认为该信息是准确和完整的。同时，本公司不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的证券研究报告。本公司会适时更新我们的研究，但可能会因某些规定而无法做到。除了一些定期出版的证券研究报告之外，绝大多数证券研究报告是在分析师认为适当的时候不定期地发布。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。本报告中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的收入可能会波动。过去的表现并不代表未来的表现，未来的回报也无法保证，投资者可能会损失本金。外汇汇率波动有可能对某些投资的价值或价格或来自这一投资的收入产生不良影响。那些涉及期货、期权及其它衍生工具的交易，因其包括重大的市场风险，因此并不适合所有投资者。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告主要以电子版形式分发，间或也会辅以印刷品形式分发，所有报告版权均归本公司所有。未经本公司事先书面协议授权，任何机构或个人不得以任何形式复制、转发或公开传播本报告的全部或部分内容。不得将报告内容作为诉讼、仲裁、传媒所引用之证明或依据，不得用于营利或用于未经允许的其它用途。经本公司事先书面协议授权刊载或转发的，被授权机构承担相关刊载或者转发责任。不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。提示客户及公众投资者慎重使用未经授权刊载或者转发的本公司证券研究报告，慎重使用公众媒体刊载的证券研究报告。HeadertTable_Address东方证券研究所地址：上海市中山南路318号东方国际金融广场26楼电话：021-63325888传真：021-63326786网址：www.dfzq.com.cn