新型电力系统改革，电力板块或迎“戴维斯双击”|电力_新浪财经

在碳中和目标的背景下，中国电力行业正经历着一场深刻的结构性变革，一个孕育着全新投资机会的时代已到来。

一、新型电力系统孕育全新投资机会碳中和背景下电力行业迎来重大变革

要实现净零碳排放，需要发电部门的完全脱碳，并大规模扩大电力使用，在尽可能多的部门实现电气化，以保证中国的工业、交通、建筑等以能源为基础的服务部门继续快速发展。

图：全球碳排放主要来源

数据来源：IEA、BCG

图：碳中和实现路径全景路线

数据来源：IEA、BCG

新能源发电增长空间巨大

截至2023年底，火电仍是我国电力供应的主要来源，占比高达66%；新能源在我国电力供应中占比仅为15.4%，后期成长空间巨大。

“十四五”期间，我国能源集团规划了巨大的新能源装机计划，五大集团合计规模达到353GW。

图：我国电力供应结构

数据来源：广发证券、各能源集团

图：各能源集团“十四五”新能源装机规划

数据来源：广发证券、各能源集团

新能源出力不稳，电力供应结构性短缺问题凸显

电力系统需要实时平衡，风电、光伏因其具备的天然波动性与不可预测性，其日内出力不稳定，电力结构性短缺问题开始凸显。

从用电量来看，每年6-9月，12-1月均为用电高峰期，电力消费水平处于高位。

图：风电、光伏出力曲线与电网负荷曲线对比

数据来源：广发基金、光大证券（维权）

图：江苏电网月度电力负荷变化特征

数据来源：广发基金、光大证券

转型过程中火电拥有更大优势

电力结构性短缺使得火电对能源供应安全的重要性提升。火力发电在当前瞬时调峰的过程中具有成本和效率优势，是短期解决能源结构性短缺的重要方式。

图：各类调峰方式度电成本（元/度）

数据来源：广发基金

图：各类调峰方式调峰速度（分钟）

数据来源：广发基金

缺电倒逼电改，电价终结下行趋势

2019年9月我国将煤电上网电价机制由标杆电价改为“基准浮动”机制。2021年10月8日国常会即提出改革完善煤电价格市场化形成机制，提出燃煤发电量原则上全部进入市场，浮动范围扩大至正负20%，高耗能行业电价不受限制。

2022年度长协大部分省份电价较基准价上浮15%-20%。2023年广东、江苏长协电价较基准分别上浮19.7%、19.8%。

表：部分省份2022年电力年度长协数据

数据来源：各地电力交易所

定价机制预计将迎来重大变革

数据来源：广发证券

电力市场化改革迎来长足进步

截至2023年，我国市场化交易电量占比达到61%，相较2017年增长近一倍。主要以中长期现货合约以及省内交易形式为主。新能源参与电力市场化比例逐年提升。

表：电力市场化情况

数据来源：光大证券

表：新能源参与电力市场化情况

数据来源：光大证券

二、电力板块业绩与估值有望迎来较大改善全年电力供需预计仍将处于偏紧状态

4月份全社会用电量7412亿千瓦时，同比增长7.0%；第一产业、第二产业、第三产业用电量分别同比增长10.5%、6.2%、10.8%。1-4月，全社会用电量累计30772亿千瓦时，同比增长9.0%。着我国终端能源电气化的推进，电力需求未来有望维持稳定增长。

根据电规总院报告，2024年我国将仍有超过一半省份电力供需处于偏紧及紧张的状态，其中西部及华东地区电力供需形势尤为严峻。这也进一步表明，对于未来电力供需形势持续趋紧已经成为产业及政策层面的一致预期。

图：2024年分省电力供需预测

数据来源：《中国电力发展报告2023》、长江证券

动力煤价格反弹力度有限

截至5月24日，秦皇岛港动力末煤（Q5500）价格为886元/吨，在迎峰度夏的预期下推动煤价自四月低点反弹约80元/吨，但仍处于相对较低水平。五月均价863.71元/吨，相对一季度均价下跌了约40元/吨。

动力煤价格近期反弹主要由于贸易商囤货博弈迎峰度夏旺季行情，按往年规模将在7月下旬开始集中出货，但今年水电出力较好，出货时间有望提前；叠加当前库存仍处于高位，煤价反弹力度有限。

数据来源：中国煤炭市场网

动力煤价格回落推动电厂盈利增加

2023全年火电在煤价下行、长协履约率提升等因素催化下，业绩大幅改善。2024年一季度，伴随用煤成本的持续改善，业绩同比继续大幅增长88.1%。

随着长协煤比例的提升以及现货市场煤炭价格持续处于低位，成本端改善对企业业绩的提振效果不容小觑。

图：动力煤价格变动

数据来源：广发证券、长江证券、Wind

表：电厂业绩敏感度测算

数据来源：广发证券、长江证券、Wind

容量电价的实施有利于电厂盈利与估值的提升

2023年11月8日，国家发改委和国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，容量电价固定成本全国统一为每年每千瓦330元，各地根据自身电力系统需求可自行确定。一般而言，2024～2025年多数地方为30%左右；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%。

两部制上网电价最大的优势在于有利于发电企业将其全部或部分固定成本进行有效回收，同时也能在一定程度上保障电力企业获取合理盈利，避免出现亏损及超额盈利的情况。同时，容量电价的实施降低了火电成本侧价格波动对企业营收的影响，在一定程度上提升了企业的盈利中枢以及盈利的稳定性，使得火电的商业模式发生了改变，从而有望推动行业估值体系的重塑。

图：“两部制”电价

数据来源：广发证券

图：容量电价收益测算

数据来源：广发证券

水库蓄水优于同期，汛期来临有望推动发电增长

4月全国降水量61.1毫米，较常年同期偏多51.8%，为历史同期第二多，在来水显著修复的拉动下，4月份水电发电量835亿千瓦时，同比增长21.0%。

进入5月份以来，来水延续高增，截至5月29日，三峡水库入库流量5月平均入库流量达到11351立方米/秒，同比增速达38 .1%，来水改善强化水电高增预期。

图：三峡入库流量

数据来源：Wind

图：水力发电量同比增速

数据来源：Wind

投产正常化开启核电新一轮景气上行

随着2019年及之后核准的机组于2024年开始投产，我国核电将正式开启投产的新周期，我国核电投产规模预计也将迎来连续4年的加速， 2024年核电行业将正式迈入景气拐点。

全球范围来看，2023年《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会（COP28）提出《三倍核能宣言》拟推进实现到 2050 年将全球核能装机容量较 2020 年增加两倍的目标。

图：我国核电装机规模（万千瓦）

数据来源：长江证券

图：全球核电装机量（亿千瓦）

数据来源：长江证券

成本下降提升新能源项目收益率

组件价格下滑推升新能源项目收益率。集中式光伏电站2021年投资成本为4100-4500元/千瓦，其中组件及安装成本占比最高，约为50%。随着组件价格持续下跌，光伏项目资本金IRR预计将继续增加。

表：集中式地面光伏项目IRR测算核心假设

数据来源：安信证券

图：不同组件价格下光伏项目IRR与净利润变化

数据来源：安信证券

绿电交易提升新能源发电中长期收益

绿电交易是未来新能源发电的主要消纳方向，绿电电价相对燃煤基准价有明显溢价。

国家发改委在2021年推出绿电交易试点之后，便在持续出台政策完善绿电交易机制。2024年2月，国家发改委等三部委联合印发《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接，大力促进非化石能源消费的通知》中明确提出：将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算，鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求。