電力行業2021年中期策略報告：危中存機 3060目標下的變局

匯能煤炭 2023-06-25 20:15:02

最近很多人再問電力行業2021年中期策略報告：危中存機 3060目標下的變局，今天小編給大家整理了電力行業2021年中期策略報告：危中存機 3060目標下的變局的相關內容，請往下看。

（報告出品方/作者：中國平安，嚴家源）

一、行業：需求旺、供給緊，電價如期上行

需求：冷冬之后持續旺盛，用電增量超六年之和

1月份3次全國性的冷空氣過程對于冬季采暖用電需求產生了較強的刺激作用，而“就地過年” 政策帶來了節后快速復工復產的效果，進一步提升了各產業用電量需求。此外，國外疫情的反復等因素對于國內出口的拉動作用，促使相關企業加快生產，也使得用電需求維持在較高水平之上。二產維持高景氣度，前4個月累計增速達到20.7%，比上年同期提高26.8個百分點，2019-2021兩年CAGR為7.4%；三產年均增速持續提升，反彈勢頭強勁，前4個月累計增速達到29.0%，比上年同期提高37.1個百分點，兩年CAGR為8.4%。

前4月全社會用電增量4311億千瓦時，高于 2017-2019三年前4月增量之和；如果計入2020 年的缺口，則2021年前4月增量超過了2015- 2020六年之和。從用電增量構成來看，一、二、三產及居民生活占比分別為1.3%、74.0%、 22.2%、2.6%。對比2021年與2020年前4月的分產業用電量情況，二產、三產占比分別提高1.5、1.0個百分點，居民生活占比下降2.5個百分點。

供給：水電疲弱、核電受限，火電貢獻八成增量

1-4月，全國規上電廠發電量2.53萬千瓦時，同比增長16.8%，2019-2021年同期CAGR為6.7%。其中，水、火、核、風、光同比增速分別為 1.1%、18.9%、14.9%、47.9%、7.6%。

2021年開年以來，來水情況與2020年同期相似總體偏弱，導致水電出力捉襟見肘；核電相比上年同期僅新增兩臺機組，在機組檢修等因素限制下，利用小時進一步提升空間有限；風電依靠裝機增長和利用小時提升，貢獻了部分增量。但總的來看，發電側3888億千瓦時的增量中，火電貢獻了3143億千瓦時，占比80.8%。前 4個月火電利用小時比上年同期增加193小時，增幅15.7%；1465小時也是2015年以來同期最高利用小時。

市場化電價如期上行，發現價格、引導預期

需求旺盛、供給吃緊，疊加火電廠燃料成本大幅上漲。5月18日，廣東電力現貨市場日前加權平均電價達到675.2元/MWh，其中燃煤機組均價652.79元 /MWh 、燃氣機組均價751.61元/MWh。從5月13日至5月31日試運行結束，日前加權平均電價均高于廣東省燃煤基準電價，最高偏離度達到 49.1%；5月13日-22日，日前發電側最高成交價均達到限價頂點1500元/MWh，全月共有12天達到電價上限。

緊俏的現貨交易有效發揮了價格發現和預期引導的作用。5月31日，廣東電力交易中心開展6月集中競爭交易，總成交電量81.93億千瓦時，同比增長255.5%、環比增長64.9%；統一出清價差為1.91分/千瓦時，同比縮窄1.04分/千瓦時、環比縮窄2.09分/千瓦時。

二、水電：抽蓄成為潛力股，一體化前景廣闊

價格機制明確，抽水蓄能成為潛力股

2021年4月30日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，要求堅持并優化抽水蓄能兩部制電價政策，健全抽水蓄能電站費用分攤疏導方式，強化抽水蓄能電站建設運行管理。

根據2004年發改委公布的政策，抽蓄電站原則上由電網建設和管理，成本納入電網運行費用統一核定。2014年明確實行兩部制電價，容量電費和抽發損耗納入當地省網或區域電網運行費用統一核算。但因為2004年71號文規定發電企業建設的抽蓄作為獨立電廠參與市場競爭，因此發展速度較慢。而2019年的《輸配電定價成本監審辦法》將抽蓄排除在輸配電成本之外，造成抽蓄的發展一度陷入停滯。

隨著碳中和目標的提出，風光的大規模開發打開了抽蓄的廣闊前景。作為目前最成熟的調峰調頻電源，“3060”倒逼發展規劃和電價機制得到明確。一方面穩定電網繼續發展抽蓄的信心，并有望激發發電企業、甚至社會資本的投資熱情；另一方面，容量電價機制將為輔助服務等電力交易市場參與方提供保障。

政策推進多能互補發展，水風光一體化前景廣闊

2021年2月25日，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》。要求強化電源側靈活調節作用，充分發揮流域梯級水電站、具有較強調節性能水電站、火電機組、儲能設施的調節能力，減輕送受端系統的調峰壓力，力爭各類可再生能源綜合利用率保持在合理水平。

關于風光水（儲）一體化，《意見》提出對于存量水電項目，結合送端水電出力特性、新能源特性、受端系統消納空間，研究論證優先利用水電調節性能消納近區風光電力、因地制宜增加儲能設施的必要性和可行性，鼓勵通過龍頭電站建設優化出力特性，實現就近打捆。對于增量風光水（儲）一體化，按照國家及地方相關環保政策、生態紅線、水資源利用政策要求，嚴控中小水電建設規模，以大中型水電為基礎，統籌匯集送端新能源電力，優化配套儲能規模。

三、火電：拐點已至，容量電價漸行漸近

煤價淡季不淡，拐點已至

春節后，隨著政策調節和保供產能釋放，煤價快速下行。但進入傳統淡季3月，煤價卻在多重因素的刺激下再次仰頭向上。截止目前，秦港5500K平倉價最高達到約931元/噸、CECI沿海指數5500K綜合價突破前期高點達到785元/噸。

前面說到1Q21是繼3Q18以來，10個季度后再現成本增速高于營收增速。但此次煤價的快速反彈，或許更接近于2016年中的那次，兩次同樣是由煤炭供給側縮緊和全社會用電需求快速增長的諧振所致。2Q16的營收、成本增速差拐點后，火電的低谷期一直延續至2019年。期間，即使上調了標桿上網電價、留存了增值稅稅率調整差額，均未能改變火電成本端的壓力，直至用電需求下滑導致煤炭供需平衡發生轉變。

容量電價漸行漸近，煤電或向氣電轉型

火電主要包括煤電、氣電、生物質發電等類型，其中絕大部分是煤電、其次是氣電，2020年底兩者在火電總裝機中占比分別為86.7%、7.9%。面對“3060”目標，在行業前景不明的情況下，煤電投資放緩成為必然，隨之而來的是新增裝機的減少以及存量機組短期內利用小時的提升。另一方面，風電、光伏新增裝機大規模并網將帶來電力市場輔助服務需求的提升，結合部分地區煤電容量電價的試點探索，煤電的角色定位將由基核電源加速向調峰電源轉變。

氣電作為火電的一種，以其清潔環保、快速響應的特性，在全國多個地區得到了推廣應用。但因為氣源和氣價的問題，部分地區難以覆蓋成本，所以采取了兩部制電價政策，以確保調峰機組的盈利能力。2014年12月 31日，國家發改委發布《關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格[2014]3009號），對三種不同類型的天然氣發電機組施行不同的上網電價政策。全國多個省（區，市）陸續制定或調整了自己的氣電上網電價政策。其中，除了最早執行兩部制電價的上海（2012 年開始）、浙江（2015年開始）以外，江蘇、河南也從2019年起執行兩部制電價。

四、核電：審批提速，發力新能源

審批提速，但遠水難解近渴

2021年5月19日，田灣核電站和徐大堡核電站進行開工儀式。這4臺機組在一個月前，與海南昌江多用途模塊式小型堆科技示范工程項目一并獲得核準。

對比2020，上半年未核準新機組，直至9月初才核準4臺；2019年1月底核準4臺；2018年11月核準2臺。2021上半年的核準數量和速度已超越過往三年，而且這5臺機組全部屬于中核，即使暫不考慮剛拿到核電牌照的華能，另外兩家中廣核、國電投也有望在年內獲得新批機組。

目前國內在運核電機組有50臺，合計裝機容量5217萬千瓦；在建（按已核準口徑）機組23臺，合計裝機2502萬千瓦。但因為2016-2018三年零核準的影響，23臺在建機組中“十三五”及以前開工的有15臺、合計裝機1619萬千瓦。考慮到核電5-7年的建設周期，能在“十四五”期間投產的最多僅有這15臺機組。

發力新能源，熨平斷檔期

國內四家核電運營商中，國電投和華能兩家入場時間較晚，且核電只是企業龐大資產體量中極小的一部分，但核電是中核、中廣核的起家之源、立身之本。面對在建項目的斷檔問題，兩位核電雙雄先后將目光投向了短平快的風電、光伏。

五、風光：政策加速，平價已至

政策加速，平價已至

2018年9月13日，國家能源局發布《關于加快推進風電、光伏發電平價上網有關工作的通知（征求意見稿）》；2019年1月7日，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》；2019年4月8 日，國家能源局印發《關于推進風電、光伏發電無補貼平價上網項目建設的工作方案（征求意見稿）》，接著在4月11日印發了《關于2019年風電、光伏發電建設管理有關要求的通知（征求意見稿）》，向著平價上網的目標加速推進。平價上網減少了對補貼的依賴，風電、光伏將不再是報表好看、運營吃力的低質資產。

2021年6月7日，國家發改委發布《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》，規定：

2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，中央財政不再補貼，實行平價上網。

2021年新建項目上網電價，按當地燃煤發電基準價執行；新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網電價，以更好體現光伏發電、風電的綠色電力價值。

與4月份的征求意見稿相比，風光上網電價不再基本要求低于當地煤電基準價，且去除了競爭性配置和市場化交易的要求。

報告節選：