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

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2 2H2 和中长期的电力增长趋势： 2 2H2 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 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） 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） 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） 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。 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） 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。 图表12：2021年海运煤供应结构 图表13：2021年海运煤需求结构 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） 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） 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2010 VS 2020年总装机成本比较图表19：全球2010 VS 2020年LCOE比较（$/KWh）（$/KW） 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） 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2010 VS 2020年LCOE比较（$/Kwh） 与化石能源相比，新能源成本优势逐步凸显。全球范围内，光伏、陆上风电价格已具备比较优势。根据IRENA的全球平均数据来看，光伏和陆上风电项目的购电协议价已经能够低于新开发的化石能源发电项目，表明新能源经济性整体上具有了比较优势，而光热和海上风电项目仍处在降本途中。 其中 ， 从最近签署的购电协议来看 ， 光伏2022年购电协议价降至0.04$/KWh，低于最廉价的化石能源发电价27%（煤电为主），低于2020年LCOE 30%，表明价格下探仍有空间。 图表23：2010~2023E新能源与化石能源购电协议价、LCOE比较 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（$/Kwh） （2）中国 煤电：中国煤炭发电成本800~1000元/吨，度电耗煤300克，折合度电成本0.24~0.3元（0.034~0.042美元）。高值已超过陆风的平均度电成本。 天然气：中国天然气发电成本8~16美元/mmbtu，度电消耗0.2方气，折合度电成本0.064~0.128美元 。已超过光伏/陆风平均度电成本（ 假设1mmbtu=25标方）。 图表25：2020年中国新能源与煤电、天然气LCOE比较（$/Kwh） 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） 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。 图表27：中欧能源转型计划 欧洲计划 ：5月18日 ， 欧盟委员会公布“ 欧盟再生能源计划 ”(REPowerEU Plan)，并将其在“Fit for 55（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320 GW的交流太阳能光伏并网目标，并到2030年进一步扩大到600 GW。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