电力行业2022年展望：“双碳”目标下，新型电力从周期走向成长

---

原创 黄大智 苏宁金融研究院 

2021年，电力行业迎来了历史性的一年。在经济复苏、出口意外强势的背景下，电力需求增速超预期增长，甚至出现多年不见的“电荒”。“双控双限”冲上热搜，需求倒逼之下，电力行业正在面临新一轮的政策变革期。

2021年电力行业回顾

回顾2021年的电力行业，“电荒”是一个重要的关键词，虽然时段较短，也并未贯穿全年，但却是分析当下电力市场最关键的因素。

首先是需求端，电力需求与经济增长息息相关，与GDP增速基本保持同步增长，且第二产业用电量最大。2021年国外疫情的反复加剧了全球供应链的紧张，国内出口超预期增长，生产用电需求连续多月超预期，第二产业用电量同比增长超过10%，两年平均增长率超过6%，远超GDP同期增长率。同时，极端天气气候频发、强发，河南特大暴雨、全国平均气温创历史新高等事件进一步加大了居民对电力的需求，城乡居民生活用电量两年平均增长率超过6.5%，也同样远超GDP同期增长率。

因此，整体来看，需求的超预期增长支撑了电力行业整体的超高景气度。

其次是供给端，从2020年国内发电的结构看，火电、水电、风电、核电、光电为最主要的五大发电方式。与2020年相比，2021年核电增长较小，风电、光电虽然增长较大，但在发电结构中占比仅约7%，绝对占比较小。而占比最大的火电和水电均面临供给不足的问题，其中水力资源持续偏弱导致水电占比有所下降，占比近70%的火电面临动力煤价格持续上涨且高企的约束。供求均超预期变化，导致出现多年不见的“电荒”。

最后是政策层面，“双碳”目标下，新能源（主要为风电及光电）装机量及发电量均大幅度增长。在煤炭供给价格的约束下，电力的行业定价改革成为大势所趋，火电企业的长期盈利中枢有望改善。因此，2021年全年无论是新能源发电还是传统火电，市场表现均大幅超过市场宽基指数。

2022年电力行业投资展望

电力行业投资的长期逻辑在于“双碳”目标的制定。2021年10月24日发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（以下简称《意见》）是“双碳”目标的纲领性文件，其中对于非化石能源消费比重、风电和太阳能发电装机量等量化指标提出了明确的要求，并设置了2025 年、2030 年、2060 年三个阶段目标。以各阶段目标基本可以反推出截止2025年非化石能源消费比重、风电和太阳能发电装机量的增速，其中，风电、光电的增速自不必说，实现“2030年12 亿千瓦装机量的目标”，需要年均8.4%的增速。而如果想要达成“2025年非化石能源消费占比20%、2030年25%”的阶段性目标，整个新能源发电方式的装机量都会迎来较高速度的增长。

因此，在“双碳”目标的约束下，未来我国能源结构预计将发生较大程度的变化，包括太阳能、风电、核电为主的新能源发电以及水电未来发展空间广阔。

除了新能源发电外，传统火电的投资机会同样需要重新审视。电力事关民生，因而电力是一个“半市场化”的半公用事业行业，行业的周期性显著。而展望未来，随着能源结构的优化，传统火电企业可能迎来能源转型、供给约束、价格改革的发展机会。

首先是价格，电价改革是大势所趋。从当前上网电价的构成看，由固定电价及浮动电价两部分构成，电价又是影响发电企业的决定性因素。而对于电网及配输电公司，输配电价又是影响收入的决定性因素，上网电价、输配电价以及政府性基金及附加（即政府补贴），三部分共同构成了销售电价，也就是终端用户的电力使用价格。长期以来，我国居民用电采取低价政策，一般工商业电价也持续下降，导致居民电价大幅低于供电成本，发电企业难以持续盈利来维持发展。2020年底以来，随着上游煤炭价格的不断攀升，火电成本持续处于高位，压缩企业盈利，造成电量供应不足，全国多地频发限电现象，特别是2021年下半年的“电荒”事件，能源转型下的电力供应不足成为社会焦点。2021年7月29日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制。整体来看，分时电价机制的执行，在一定程度上起到了促进需求侧移峰填谷、缓解电力供需矛盾的作用，有望用电价取代当前行政或调度指令主导的错峰用电措施，引导用电侧自主调整用电节奏。同时，电价波动的提升有利于还原电力的商品属性，从长期来看，能够驱动电力运营商真正回归具有合理收益率的公用事业属性，行业估值也有望持续修复。

其次是大型传统火电企业向新能源转型带来的估值改善。大型央企在“十四五”规划中纷纷发布了相应的新能源装机规划。如华能国际目前新能源装机量占比已经近10% ，“十四五”期间规划每年新增新能源装机800万千瓦左右，到2025年末新能源装机预计将达到5500万千瓦；华电国际计划到2025年实现新能源装机占比45%、风电光电新增装机20GW的目标。其他如大唐电力、中广核新能源等都发布了类似的规划。

最后是供给约束下，火电行业自身的发展机会。从未来长期发展趋势来看，火电的份额毫无疑问是会继续下降的，但火电又是不可或缺的。新能源运营商因自身风光装机占比高，容易造成电网不稳定性增加，导致调峰成本的增加。因此，国家鼓励发电企业自建储能或调峰能力以增加并网规模。在这样的背景下，传统电力企业因此拥有更多调峰能力或将获取更多新能源发展份额。

本文由公众号“苏宁金融研究院”原创，作者为苏宁金融研究院研究员黄大智