2022年电力行业投资策略：新型电力系统倒逼电改，供需紧张电力迎来黄金时代-20211223-申万宏源-40页_3mb

电力行业2022年投资策略总结

核心内容

本报告分析了碳中和背景下电力行业的投资逻辑变化及未来发展趋势，指出电力行业将面临结构性调整和技术创新机遇。随着新能源占比提升，电力系统将从传统模式向以新能源为主体的新型电力系统转变，推动电网运行方式和市场机制的变革。

主要观点

• 碳中和改变用电需求逻辑：用电需求增速与GDP增速相关性减弱，成为碳中和进展的指标，预计中长期用电需求增速将上修且更加平稳。
• 电力供需偏紧趋势显现：传统电源（煤、水、核）增速放缓，新能源虽发展迅速但难以完全替代，导致电力供需长期趋紧。
• 新型电力系统构建：新能源出力的随机性和低惯量将推动源、网、荷、储全面变革，电网不稳定性增加，需通过技术创新和市场化改革提升系统稳定性。
• 投资重点转向新能源运营商与综合能源服务商：新能源运营商具备增长潜力，建议关注中国电力、华润电力、内蒙华电、三峡能源、龙源电力、长江电力等；综合能源服务商可通过分布式光伏、储能、节能改造等方式参与电网调节，建议关注三峡水利、文山电力、南网能源、涪陵电力、苏文电能等。

关键信息

1. 碳中和改变电力行业底层投资逻辑

• 用电需求韧性增强：2021年GDP增速下行但用电增速上行，且用电增速远超一次能源消费增速。
• 能源双控向碳双控转变：可再生能源消费不计入能源总量，释放用电上限，加速电气化进程。
• 电能占终端能源比例提升：预计2060年电能占比将从27%提升至90%以上，全社会用电规模扩容3-4倍。

2. 供需格局反转，电力行业迎来高景气

• 传统电源增速放缓：煤电、水电、核电新增装机均出现下降趋势，新能源难以完全弥补。
• 电力供需偏紧：煤电仍需维持高利用小时数以支撑电力平衡，未来十年电力供应可能持续紧张。
• 电价上行趋势：供需趋紧支撑电价上涨，市场化改革将推动电价形成机制完善。

3. 构建新型电力系统，推动产业链变革

• 新型电力系统特征：高比例新能源发电、高度电力电子化、高送受电占比，以及“双峰”用电需求。
• 电网不稳定性增加：新能源出力波动大，需加强调峰能力，提升系统安全性和可靠性。
• 电力市场改革：多层次电力市场逐步建立，市场化交易机制逐步完善，辅助服务市场和容量电价机制成为重点。

4. 产业链新机遇

• 发电侧：多能互补、火电灵活性改造、气电调峰潜力大，推动系统调节能力提升。
• 输电侧：特高压直流和柔性直流成为主战场，解决能源分配不均问题，提升输电效率。
• 配电侧：配网增容扩容和智能化是重点，提升分布式光伏接入能力，增强供电可靠性。
• 用电侧：分时电价引导需求侧响应，全面电能替代，挖掘负荷灵活性参与电网调节。
• 储能侧：储能贯穿全产业链，抽水蓄能和电化学储能将快速发展，提升系统调节能力。

投资建议

新能源运营商

• 首选：中国电力、华润电力、内蒙华电
• 关注：三峡能源、龙源电力、长江电力

综合能源服务商

• 建议关注：三峡水利、文山电力、南网能源、涪陵电力、苏文电能

有别于大众的认识

• 用电需求韧性超预期：2021年用电增速高于GDP增速，且与一次能源消费增速脱钩。
• 煤电定位转变：煤电将从主要发电角色转向调峰电源，电价机制需进一步放开以提升其盈利能力。
• 核电断档影响沿海省份：核电投产断档将加剧沿海地区电力供需紧张，推动海上风电发展。

风险提示

• 电力供需紧张：未来十年电力供应可能持续偏紧，需关注电力系统稳定性。
• 新能源波动性：新能源出力的不稳定性可能影响电网运行，需加强调峰和储能能力。
• 政策不确定性：电力市场改革和新能源发展政策仍需进一步明确，影响行业投资节奏。

图表目录（摘要）

• 图1：我国能流图示意
• 图2：我国2020年及2060年预计温室气体排放量
• 图3：全社会用电增速与GDP增速拟合法
• 图4：我国一次能源消费量及用于发电的比例预测
• 图5：我国未来各电源发电量占比预测
• 图6：我国煤电机组每年净增加量及未来预测
• 图7：2021年GDP增速下行但用电增速上行
• 图8：2021年用电量增速超过一次能源消费量增速
• 图9：2021年1-10月累计用电量增量分行业贡献度
• 图10：我国历年各电源发电量结构
• 图11：我国历年各电源发电增量结构
• 图12：我国历年水电站新增装机容量情况及未来预测
• 图13：水光互补系统电量日度、实时互补示意
• 图14：黄河流域水电站分布情况
• 图15：我国现有核电机组分布
• 图16：广东、浙江2020年省内发电量结构
• 图17：我国风电季度公开招标量
• 图18：风机月度招标价格
• 图19：我国光伏四个环节价格指数
• 图20：光伏项目IRR与组件价格关系
• 图21：我国各省一般工商业电价
• 图22：我国各省上网基准电价
• 图23：煤价与电价联动历程
• 图24：广东电力月度竞价价差及煤价情况
• 图25：未来电力系统构成示意图
• 图26：2020年国网经营区最大负荷
• 图27：新型电力系统政策框架图及展望
• 图28：2021年以来电力行业政策时间轴
• 图29：丹麦火电机组灵活性改造后负荷率
• 图30：火电灵活性改造方案
• 图31：常规直流与柔性直流比较
• 图32：海上高压交流与高压直流输电比较
• 图33：部分地区配网承载力不足问题
• 图34：部分国家户均停电时间
• 图35：2020年中国储能占比
• 图36：储能技术成熟度比较
• 图37：我国抽水蓄能装机规模预测
• 图38：不同电价机制下电站创收能力对比
• 图39：各省新能源项目配置储能比例
• 图40：部分地区储能辅助服务市场机制
• 图41：储能在电源、电网、用户端应用
• 图42：储能主要应用场景
• 图43：各电源类型运营产业链构成
• 图44：新能源运营归母净利润稳定性
• 图45：一线新能源运营商装机情况及预测
• 图46：新纪元能源装机增长情况
• 图47：新纪元能源EPS及每股分红
• 图48：风电项目收益率模型
• 图49：风电项目自我增殖模型
• 图50：新能源公司PB对IRR和超额使用年限的敏感性分析
• 图51：新能源公司PB对IRR和分红率的敏感性分析
• 图52：我国陆上及海上风力资源分布
• 图53：我国太阳能资源分布
• 图54：主要电力运营商2021年6月底装机及市值情况
• 图55：工业园区综合能源服务典型应用场景

表格目录（摘要）

• 表1：两版能源双控文件及中央经济工作会议条款对比
• 表2：未来几年预期投产核电机组
• 表3：2018年至今核准核电项目统计
• 表4：沿海省份海上风电政策
• 表5：地方性海上风电补贴政策情况
• 表6：2021-2030国内电源结构预测
• 表7：无功补偿设备比较
• 表8：部分省份分时电价情况
• 表9：公用事业重点公司估值表