公用事业及环保产业行业研究：低碳、地缘、保稳，电力系统逐绿前行_41页_4mb

公用事业及环保产业行业研究报告总结

核心内容

本报告分析了当前电力系统发展所面临的三大趋势：低碳转型、地缘政治影响和稳增长政策导向。报告指出，2022年下半年及中长期电力增长趋势将呈现火电盈利部分修复和绿电规模高增长的特点。同时，新能源成本下降推动能源结构低碳转型，特高压投资成为保障新能源消纳的关键。

主要观点

1. 电力发展三大趋势

• 低碳背景下的传统化石能源投资减少：受低碳政策影响，传统化石能源投资减少，地缘政治复杂化导致其价格长期高位。
• 新能源成本下降：近十年来，新能源成本大幅下降，光伏和陆风已实现平价上网，LCOE下降显著。
• 稳增长政策导向：能源是稳增长的重要方向，2022年H2是重点发力期，预计全年用电需求将保持5%的正增长。

2. 新能源发展趋势

• 风光装机高增：2022年1-4月风光装机同比大幅增长，预计全年装机目标可实现，风、光装机占比将提升。
• 分布式发展：高电价将推动分布式光伏发展，屋顶资源潜在装机容量持续扩大。
• 中长期目标：在“十四五”规划下，风光装机总量预计达700GW，年均增速约15%。预计至2030年，风、光发电量将分别占到18.9%和11.5%。

3. 特高压投资趋势

• 特高压投资增速最快：特高压建设是新能源消纳的关键，预计“十四五”期间特高压投资将创新高。
• 提升输电能力：国家电网计划到2025年将跨省跨区输电能力提升至3亿千瓦，2030年提升至3.5亿千瓦。

关键信息

4.2022年H2与中长期电力增长趋势

• 2022年H2趋势：二产拉动用电正增长，风、光装机高增，电量占比提升。
• 中长期趋势：适度超前规划推动电力清洁化加速，火电规模继续扩大但定位逐步向调节性电源转变。

5. 火电与绿电前景

• 火电：煤炭增产短期难度大，煤价维持高位，火电企业盈利逐步修复，但部分企业仍无法恢复至2020年水平。
• 绿电：绿电企业“十四五”规划积极乐观，年均增速预计在20%以上，LCOE影响盈利。

6. 政策支持

• 新能源政策频繁出台：包括《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》等，推动新能源发展。
• 专项债支持：专项债成为能源领域的重要资金来源，重点支持清洁能源基地和电网建设。

7. 市场数据

• 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

投资建议

• 风、光发电板块：关注光伏板块，新能源装机仍有望保持高增长。
• 电网板块：关注特高压建设相关硬件供应商，如许继电气、平高电气。

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

重点政策与规划

• 欧盟 REPowerEU 计划：目标2030年风光装机达600GW，可再生能源占比45%。
• 中国“十四五”规划：风光装机目标为12亿千瓦，预计2022年装机目标可实现，未来将加大新能源投资。

装机与投资预测

• 2022年新增投资区间：6130亿元~7906亿元，同比提升11%以上，其中风电、光伏投资占78%~79%。
• 2022年风光装机目标：风电60GW，光伏75GW，合计135GW。
• “十四五”风光装机目标：合计700GW，其中大基地建设贡献约350GW，分布式发展贡献约350GW。

附录：关键数据图表

• 图表1：煤炭期货价格（$/吨）
• 图表2：JKM和TTF价格走势（$\mathbb{S} / \mathbb{mmbtu}$）
• 图表3：高比例新能源会带来电力平衡不足
• 图表4：2021年核电发电较少（Gwh）
• 图表5：2021年夏季风电未能顶峰出力（Gwh）
• 图表6：2021年光伏发电增长明显（Gwh）
• 图表7：2021年煤电调峰作用明显（Gwh）
• 图表8：2021年气电平稳增长（Gwh）
• 图表9：中国煤矿投资10年后投资下降明显，17年后回升
• 图表10：2018-2021年全球煤炭贸易量（亿吨）
• 图表11：2018-2021年全球煤炭产量（亿吨）
• 图表12：2021年海运煤供应结构
• 图表13：2021年海运煤需求结构
• 图表14：2019-2022年4月中国原煤月度日产量（万吨）
• 图表15：欧洲主要国家煤炭供需平衡（万吨）
• 图表16：欧洲主要煤炭进口国（万吨）
• 图表17：俄罗斯动力煤出口分地区（千万吨）
• 图表18：全球2010 VS 2020年总装机成本比较（$/KW）
• 图表19：全球2010 VS 2020年LCOE比较（$/KWh）
• 图表20：2018~2021A国内组件价格趋势（元/KW）
• 图表21：2018~2021A国内风机价格趋势（元/KW）
• 图表22：分地区、分新能源类型2010VS2020年LCOE比较（$/Kwh）
• 图表23：2010~2023E新能源与化石能源购电协议价、LCOE比较
• 图表24：2020年欧洲新能源与煤电、天然气LCOE比较（$/Kwh）
• 图表25：2020年中国新能源与煤电、天然气LCOE比较（$\mathbb{S} / \mathbb{K}\mathbb{w}\mathbb{h}$）
• 图表26：2020年美国新能源与煤电、天然气LCOE比较（$\mathbb{S} / \mathbb{K}\mathbb{w}\mathbb{h}$）
• 图表27：中欧能源转型计划
• 图表28：REPowerEU 2030光伏并网目标 (GW)
• 图表29：欧盟REPowerEU方针
• 图表30：CBAM机制生效时间表
• 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
• 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
• 图表35：2007~2010,2019~2022社会消费品零售总额情况（亿元，%）
• 图表36：2008~2021年固定资产投资与GDP情况（亿元，%）
• 图表37：2007~2009,2020~2022三大需求占比
• 图表38：2008年和2021年三大需求对GDP增长贡献率情况
• 图表39：2008年4万亿资金来源
• 图表40：2022年1-4月地方政府专项债重点投向
• 图表41：2008年和2021年三大需求对GDP增长贡献率情况
• 图表42：2021年新增专项债务重点覆盖领域
• 图表43：2022年分电源发电量逐月测算（E）（亿千瓦时）
• 图表44：2021年分电源发电量占比情况
• 图表45：2022年（E）分电源发电量占比情况
• 图表46：26省份“十四五”风、光装机目标
• 图表47：远期分电源装机容量预测（E）（亿千瓦）
• 图表48：远期抽水蓄能装机容量及增速预测(E)
• 图表49：远期分电源发电量预测(E)(亿千瓦时)
• 图表50：火电发电、装机预测比较（E）
• 图表51：“十四五”期间大基地风、光装机合计贡献350GW以上
• 图表52：“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
• 图表53：2022年6月各省份代理购电价格(元/千瓦时)
• 图表54：2021、2025E、2030E屋顶资源潜在装机容量
• 图表55：第一批大基地分省消纳情况
• 图表56：第一批大基地外送电量消纳途径
• 图表57：预计至2024年多数省份就地消纳空间充足
• 图表58：源网荷储齐发力助力新能源消纳
• 图表59：新能源高速发展的同时保障利用率
• 图表60：国网特高压工程情况
• 图表61：南网特高压工程情况
• 图表62：电网投资配比有望提升
• 图表63：2009~2022M4电源/电网投资比较
• 图表64：2016~2021年国家电网实际投资与规划投资比较
• 图表65：国网“十四五”末，跨省跨区输电能力预计将达3亿千瓦
• 图表66：特高压实现新能源外送，提出新通道、新要求
• 图表67：电力跨区域资源配置现状
• 图表68：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
• 图表69：新要求：“十四五”期间，提升已建跨区通道输电能力4200万千瓦，新增通道输送可再生能源电量比重均需超过50%