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報告出品方/分析師：天風證券研究所/郭麗麗、楊陽、王茜

目前我國電源結構仍以煤電為主，提高可再生能源發電占比，從而進一步降低煤電發電的占比，是電力部門實現能源減排的必由之路。各大發電集團旗下公司已持續在新能源業務上發力。對標純新能源運營商， 兼具火電和新能源裝機的公司估值仍存在較大提升空間。

1. 火電公司發力新能源業務，資產價值重估空間大

1.1. 碳中和為新能源運營提供長期成長空間

我國煤炭需求及二氧化碳排放量位居世界第一，減排任務重。2021 年，全球煤炭消費量同比下降 4.4%，其中，歐盟、外國分別同比下降 19/21%。而我國煤炭消費量同比增長 0.6% 至 38.30 億噸，居世界第一。這是由于在資源稟賦的約束下，我國能源結構仍然以化石能源為主，疊加經濟增長背景下能源總需求的不斷提升，我國煤炭等化石能源消耗量較高， 進而導致二氧化碳排放量較多。2021 年，我國二氧化碳排放同比增長 1.6%至 97.17 億噸。

碳中和、碳達峰承諾下，電力部門深度脫碳是必經之路，可再生能源替代行動有望加速。 2021 年以來，我國碳減排布署工作加速推進，以實現 2030 年碳達峰、2060 年碳中和的 目標。據 IEA 機構發布的 2018 數據，我國能源消費產生的二氧化碳排放量中，電力與熱 力部門碳排放占比高達 51%，電力部門深度脫碳是實現碳中和的重要途徑。目前我國電源 結構仍以煤電為主，2021 年煤炭發電占比達 61%。3 月 15 日，習近平主持召開的中央財經委員會第九次會議指出，要構建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量， 著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統。

預計 2021-2030 年，風電、光伏累計裝機容量 CAGR 分別為 9%、15%；2021-2050 年， 風電、光伏累計裝機容量 CAGR 分別為 6%、9%。結合國網能源研究院、清華大學、國家發改委能源研究所等機構對碳中和背景下能源轉型的預測，我們假定到 2030/2050 年，一次能源消費總量分別控制在 58/50 億噸標煤；能源產生的碳排放量于十五五前期達峰，2030 年下降至與 2019 年相同（通過設定的排放系數計算得出），并借鑒國家發改委能源研究所的預測，預計 2050 年碳排放量相較 2019 年下降 76%。

在一次能源消費及碳排放的雙重約束下，我們預計風電累計裝機規模將由 2021 年 2.8 億千瓦提升至 2030 年 6 億千瓦、2050 年 16 億千瓦，2021-2050 年 CAGR 達 6%；光伏累計裝機規模將由 2021 年 2.5 億千瓦提升至 2030 年 10 億千瓦、2050 年 36 億千瓦，2021-2050 年 CAGR 達 9%。

1.2. 火電公司新能源資產價值重估空間大

碳中和背景下，各大發電集團轉型任務重，新能源裝機有望高增。截至 2021 年末，國家能源集團火電已達 74%，華能集團、華電集團、大唐集團也在 70%左右。以國家能源集團為例，2021 年末其火電裝機規模為 191GW，新能源裝機約在 48GW，水電則為 19GW。 目前，各集團已陸續公布了新能源十四五規劃目標，十四五期間新能源裝機有望高增。

表 2：各大集團加快十四五新能源推進步伐

各大發電集團旗下公司已持續在新能源業務上發力。以華能國際為例，2018-2021 年其風光的資本開支規模持續提升，2021 年其計劃風光資本支出為 413.4 億元，占總計劃資本支出的 73.3%。截至 2021 年末，華能國際、國電電力、大唐發電、華電國際風光裝機規模已分別達到 10.6GW、6.5 GW、6.2 GW、4.9 GW，占公司總裝機的 9.4%、7.4%、9.1%、8.5%。

對標純新能源運營商，兼具火電和新能源裝機的公司估值仍存在較大提升空間，資產價值有望重估。在新能源裝機占比持續提升的背景下，華能國際等公司估值并未充分反映其資 產情況。我們選取節能風電、太陽能、三峽能源共三家新能源運營商作為對標公司進行測算，單位裝機市值約為 0.76 元/瓦。據此推算，吉電股份、華潤電力、華能國際、華電國際、國電電力、大唐發電新能源業務部分的市值應分別達到 446 億元、838 億元、814 億 元、375 億元、500 億元、475 億元，較公司當前市值分別高出 273 億元、231 億元、183 億元、48 億元、29 億元、-17 億元，市值修復空間達 158.5%、38.2%、29.0%、14.6%、6.1%、 -3.4%。同時考慮到以上公司持有較高比例的火電資產，可見其估值仍存在較大提升空間。

2. 保供給政策有望促煤價逐步下行

2.1. 供給受限疊加需求旺盛，今年煤價大幅上漲

今年以來，我國煤價大幅上漲，主要系供需不平衡所致。截至 8 月 13 日，秦皇島港動力末煤（5500K）平倉價為 942 元/噸，較去年同期增加 391 元/噸，同比提升 71.0%，較 2 月 7 日 675 元/噸環比提升 39.6%；動力煤期貨結算價（活躍合約）為 770 元/噸，較去年同期增加 198 元/噸，同比提升 34.7%，較 1 月 4 日 669 元/噸環比提升 15.1%。

供給側相對較弱，近期進口量有所提升。從國內來看，今年 3-6 月我國原煤產量分別為 3.4 億噸、3.2 億噸、3.3 億噸、3.2 億噸，同比增速明顯低于往年，分別為-0.2%、-1.8%、+0.6%、 -5.0%。從進口來看，今年前五個月我國煤及褐煤進口量基本處于歷史上同期的偏低水平， 合計進口量為 1.11 億噸，比 2021 年同期低 25.3%；6 月起，煤及褐煤進口量有所提升。

圖 15：煤及褐煤進口量（單位：萬噸）

經濟態勢良好+氣溫較高，我國用電量持續高增。一方面，疫情影響進一步消除，我國經 濟發展態勢良好。第一季度工業增加值同比增速明顯高于歷史同期，第二季度單月增速也 均保持在8%以上；2021H1出口金額提升至9.8萬億元，2019-2021年同期復合增速達11.3%。另一方面，我國今年氣溫偏高，國家氣候中心公布的數據顯示，2021 年上半年全國平均氣 溫 8.7℃，較常年同期偏高 1.2℃，為 1961 年以來歷史同期最高。

總體來看，在疫情影響消除、經濟良好發展的帶動及高溫天氣的影響下，今年以來用電量持續提升。其中，受 2021Q1 基數較低的影響，2021Q1 全社會用電量同比增速達 22.4%； 而 2021Q2 全社會用電量達 2.0 萬億千瓦時，在 20 年用電量正增長的情況下仍實現了 8.2% 的同比增速。

此外，從結構上看，水電利用小時創近五年新低。從發電量來看，2021 年 3-6 月水電發 電量合計為 3544 億千瓦時，較 2021 年同期下降 49 億千瓦時，較 2019 年同期下降 255 億千瓦時。從利用小時數來看，2021 年上半年水電利用小時數僅 1496 小時，為近五年最低值。

圖 24：水電累計利用小時數（單位：小時）

需求側用電量持續高增，疊加水電邊際下行，火電需求明顯提升。從發電量來看，2021 年上半年火電發電量共 2.8 萬億千瓦時，2019-2021 年同期復合增速高達 7.4%；從利用小 時數來看，2021 年上半年火電利用小時數為 2186 小時，較 2019 年、2021 年同期分別高 出 120 小時、231 小時，創近五年最高水平。

圖 27：火電累計利用小時數（單位：小時）

2.2. 保供給政策逐步出臺，煤價有望回落

針對于煤價大幅上漲的現象，國家發改委等已出臺了相關政策以保供給。7 月 6 日，國家發改委召開的會議指出，各地和中央企業要堅持底線思維，著眼構建煤炭供應保障長效機 制，繼續加快推動政府煤炭儲備設施建設。7 月 30 日，國家發改委等印發《關于實行核增 產能置換承諾加快釋放優質產能的通知》，《通知》明確 2022 年 3 月 31 日前提出核增申 請的煤礦，不需要提前落實產能置換指標，可采用承諾的方式進行產能置換，取得產能核增批復后，在 3 個月內完成產能置換方案。發改委 8 月 11 日發布的數據顯示，晉陜蒙煤炭日產量環比 7 月同期增加近 80 萬噸。

產能釋放疊加需求回落，煤價有望逐步下行。今年以來的煤價上漲主要系一方面，國內外碳供給相對偏低，另一方面，用電量高增疊加水電下行導致需求大幅提升。而目前，“七 下八上”夏季用煤高峰期接近尾聲，煤炭需求總體呈持續回落態勢。同時，未來隨著保供 給的政策逐步落實、煤炭產能陸續釋放，煤炭供需形勢有望進一步好轉，并帶動煤價逐步下行，減少火電公司成本端壓力。

3. 電力供需趨緊，電價有望穩步上行

我國電價相對其他國家偏低，存在上漲空間。2019 年我國銷售電價平均值為 0.611 元/千瓦時，分別為 OECD 國家、新型工業化國家、外國的 59%、80%、83%。與 OECD 國家相比， 我國電價明顯處于較低水平；與新興工業化國家和外國相比，我國電價總體水平也偏低。

從供給側來看，我國電力行業投資增速在“十三五”大幅放緩。2004-2019 年我國電力行 業投資同比增速波動下行，尤其是“十三五”階段，整體電力投資受到明顯遏制，2018 年電力固定資產投資同比下滑了 12%，“十三五”的電力投資低增速為未來電力供需緊張 格局埋下伏筆。

新能源裝機占比持續提升，供給穩定性不足。我國電力裝機持續增長，風光裝機占比也有所提升，截至 2021 年末已達到 24%。根據 2 月 5 日所發報告《新能源運營：高景氣優質賽道，估值有望提升》中的測算，截至 2030 年末，我國風光裝機容量合計將達 16.5 億千瓦，占總裝機容量的比例也將達到 45%，風光發電的不穩定性或對供給穩定性造成一定影響。

從需求側看，預計全社會用電量仍有較大增長空間。近年來我國用電量持續增長，2021 年全社會用電量為 7.5 萬億千瓦時。碳中和背景下，終端用能電氣化水平有望提升。以建 筑、鋼鐵為例，據全球能源互聯網發展合作組織預計，到 2030 年其新增電能替代電量將 分別達到 1.5 萬億千瓦時、0.53 萬億千瓦時。

此外，數據中心等新型產業的發展也有望帶動用電量進一步增長。國家電網預測，到 2025 年、2035 年我國電力需求將分別達到約 9.8 萬億千瓦時、12.4 萬億千瓦時。這意味著 2021-2025 年我國用電量復合增速達 5.5%，2021-2035 年達 3.4%。

整體來看，供給方面，電力投資在“十三五”階段明顯放緩，且未來主要增量的新能源發 電出力不穩定；需求方面，用電量持續增長，且仍有較大提升空間，我們判斷未來電力供 需格局會趨緊，甚至會出現局部地區的電荒現象，今年就有個別地區已經出現拉閘限電的 情況。

電力供需趨緊有望使得電價上行，目前多地電價已有所上漲。今年 8 月云南省電廠平均交 易價為 0.12 元/千瓦時，同比提升 9.38%，較 2019 年同期提升 16.91%。內蒙古 8 月的平均 交易價格為 311 元/兆瓦時，同比提升 30.50%。此外，近期廣東省競價價差較往年明顯收 窄，今年 8 月競價價差為-2.5 厘/千瓦時，2021 年同期為-130 厘/千瓦時。

針對于供需趨緊的形勢，寧夏發改委已發布《關于調整 2021 年電力直接交易有關事項的 通知》，提出有序放開煤電企業優先發電計劃，允許煤電交易價格上浮，煤電月度交易價 格在基準價（0.2595 元/千瓦時）的基礎上可以上浮不超過 10%。內蒙古發布通知稱，自 2021 年 8 月起，蒙西地區電力交易市場燃煤發電電量成交價格在基準價（每千瓦時 0.2829 元）的基礎上可以上浮不超過 10%（上限為每千瓦時 0.3112 元）。

圖 36：廣東省競價價差（單位：厘/千瓦時）

4. 投資建議：新能源資產價值重估空間大，火電業務基本面已到拐點

各電力集團旗下公司新能源業務發力，資產價值有望重估。各大發電集團下公司已持續在 新能源業務上發力。對標純新能源運營商，兼具火電和新能源裝機的公司估值仍存在較大 提升空間。據純新能源商裝機規模及市值測算，吉電股份、華潤電力、華能國際、華電國 際、國電電力、大唐發電新能源業務部分的市值較各公司當前市值分別高出 273 億元、231 億元、183 億元、48 億元、29 億元、-17 億元。同時考慮到以上公司持有較高比例的火電 資產，可見其資產價值重估空間大。

成本下行疊加電價抬升下，火電公司業績或將提升。一方面，保供給政策+用電高峰近尾 聲，煤價有望逐步下行。目前用煤高峰期接近尾聲，煤炭需求總體呈持續回落態勢。同時， 未來隨著保供給的政策逐步落實，煤炭產能陸續釋放，煤炭供需形勢有望進一步好轉，并 帶動煤價逐步下行。另一方面，供需趨緊，電價存在抬升基礎。供給方面，電力投資整體 節奏放緩，且新能源的擴張難以提供有效供給總量；需求方面，近年來用電量持續增長， 且預計 2021-2025 年我國用電量復合增速達 5.5%，2021-2035 年達 3.4%，仍有較大提升空 間。因此，在電力市場化改革推進、電力商品屬性提升的背景下，電力供需趨緊，電價抬 升具備基礎。

減碳需循序漸進，火電重要性不容忽視。7 月 30 日中央政治局會議提出，要堅持全國一盤 棋，糾正運動式“減碳”。這表明要因地制宜、科學把握工作節奏和力度，而不能片面強 調零碳方案、打造零碳社區、大搞零碳行動計劃。同時，由于可再生能源發電具有隨機性 和波動性，其局限未得到較好解決，加之當前我國電力裝機中火電仍占有較高比例，因而 短期內風光替代火電仍不可行，火電裝機仍具有其存在必要性。

整體來看，十四五期間火電仍將保持重要地位，成本下行疊加電價抬升，將有望帶動業績進一步提升。加之電站資產價值重估，火電公司估值有望進一步提升。具體標的方面，建 議關注【華能國際（A+H）】【華電國際（A+H）】【吉電股份】【華潤電力（H）】【國 電電力】【大唐發電】等。

風險提示

宏觀經濟大幅下滑的風險：若疫情或其他原因導致宏觀經濟大幅下行，短期內全社會用電 量增速恐會放緩

政策推進不及預期：當前國家出臺系列政策保證煤炭供給，若政策推進較慢并導致煤炭供給不足，煤價或將上漲，帶動火電成本提升

電價下調的風險：電力是各公司主要銷售產品，若電價大幅下調，在同樣的電力銷售情況 下，營收會受其影響而大幅下降

煤價大幅上漲的風險：若煤炭供給出現較大收縮，則可能導致煤炭價格大幅上漲，盈利能 力將出現較大幅度的下滑

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