如何理解新形势下的电荒及现货电价大涨

1、目录 HYPERLINK l _TOC_250014 较早即限电冲击历年记录，缓解紧张局面依赖供给 1 HYPERLINK l _TOC_250013 迎峰度夏高峰尚未到来，但各地限电情况已频发 1 HYPERLINK l _TOC_250012 Q2Q3 用电需求或将持续高企，缓解电力紧张局面依赖供给 1 HYPERLINK l _TOC_250011 高煤价制约火电增发意愿，电力紧张局势或加剧 3 HYPERLINK l _TOC_250010 高煤价环境制约，火电增发赚取边际利润意愿不足 3 HYPERLINK l _TOC_250009 气价高企电价机制不畅，燃机发电能力受制 5风光装

2、机占比尚小，短期出力增量有限 6 HYPERLINK l _TOC_250008 电力紧张存在进一步发酵可能 7 HYPERLINK l _TOC_250007 现货上涨发出信号，长期电价面临结构性上涨压力 7 HYPERLINK l _TOC_250006 削减电价让利幅度对冲成本，但燃料上涨压力疏导远远不够 7 HYPERLINK l _TOC_250005 体现真实市场供需，广东现货电价已突破 0.60 元/千瓦时 8海外经验证明新能源占比提升将推动长期电价上行 9 HYPERLINK l _TOC_250004 优质水电迎价值重估，核电利用小时回升有望 11 HYPERLINK l _

3、TOC_250003 云南及四川等省的水电电价上涨趋势已成 11 HYPERLINK l _TOC_250002 核电保供地位上升，看好核电利用小时数同比回升 13 HYPERLINK l _TOC_250001 代表性水电及核电公司敏感性分析 14风险因素 15 HYPERLINK l _TOC_250000 投资建议：寻找供需新形势下的受益者 15插图目录图 1：20152021 年国内单月用电量需求规模 1图 2：20162021 年全国单月发、用电量增速情况 2图 3：20162021 年单月用电量情况及模拟 2图 4：20172021M1-4 各类地区单月用电增速 2图 5：2014

4、2021 年季度用电量需求及其增速 3图 6：20142021 年单二季度用电同比增速 3图 7：代表性地区的坑口动力煤价格 4图 8：秦港 5500 大卡动力煤季度平仓均价及其变动趋势 4图 9：东亚进口 LNG 现货到岸价格 6图 10：国内 LNG 出厂价格指数 6图 11：风电历年装机容量与同比增速 6图 12：风电历年发电量与同比增速 6图 13：太阳能历年装机容量与同比增速 7图 14：太阳能历年发电量与同比增速 7图 15：广东现货日前市场 5 月以来日度成交上网电价 9图 16：2001-2020 美国与加州全部门电价对比 10图 17：美国与加州居民及工业终端电价对比 10图

5、 18：美国历年非水可再生能源发电量占比 10图 19：加州历年非水可再生能源发电量占比 10图 20：2005-2020 年德国可再生能源发电量及占比情况 11图 21：德国 2015-2020 年月度基荷上网电价 11图 22：四川 5 月省内电力集中交易成交量价 12图 23：20172021 年 15 月的云南月度市场化交易成交电价 12图 24：各类电源龙头公司度电营业成本对比 13图 25：核电历年利用小时数与同比增速 14图 26：核电历年发电量及占总发电量比例 14表格目录表 1：20212025 年我国电力需求预测 2表 2：电厂煤炭采购价格模拟测算 4表 3：重点火电公司上

6、网电价对比（如非特别说明，默认含税） 8表 4：华能水电 2021E 盈利预测对云南省内电价的敏感性分析 14表 5：中广核电力 2021E 盈利预测对公司利用小时数的敏感性分析 15表 6：重点公司盈利预测及估值 15 较早即限电冲击历年记录，缓解紧张局面依赖供给迎峰度夏高峰尚未到来，但各地限电情况已频发虽然今年迎峰度夏的用电需求高峰尚未到来，但进入 5 月后，用电形势紧张现象已经在广东、云南、四川等省份出现。5 月中旬以来，广州，佛山、东莞、惠州、珠海、中山、潮州等地均有用户被要求错峰用电，部分用户限电时段被设定为 5 月中旬至 8 月中旬的 3 个月，每周错峰限电 1 天。5 月初，云南

7、电网下发通知称，因云南火电存煤下降，发电量不及预期，主力水库水位透支严重，决定自 5 月 10 日起云南省内各地州用电企业开始应急错峰限电，限电侧重于新增用电项目。5 月 14 日，国网四川阿坝州电力有限公司发布限电停电告知书，计划 5 月16 日起对水电消纳示范区中所有大数据用户执行临时性全天限电，恢复时间视供需情况另行通知。从国内多年来各月用电需求情况看，迎峰度夏阶段的国内用电量需求高峰通常出现在每年 78 月份。对比历史曾出现过夏季限电爆发时点，今年部分省市在刚进入 5 月即出现较为频繁的用电需求紧张现象，属于罕见现象。图 1：20152021 年国内单月用电量需求规模201520162

8、01720182019202020211.501.401.301.201.101.000.900.800.700.600.50JanFebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec资料来源：中电联，测算，注释：我们以每年 1 月份用电量为基准，对当年各月用电量进行标准化Q2Q3 用电需求或将持续高企，缓解电力紧张局面依赖供给2021 年 14 月，全社会用累计电量 22,581 亿 kWh，同比增长 19.1%，增速较前 3月微降 2.1 个百分点；4 月单月用电量 6,361 亿 kWh，同比增长 13.2%，增速较 3 月用电增速 19.4%下滑 6.2 个百分点。月度环

9、比来看，4 月单月用电量环比 3 月下滑 4.1%，体现冬季供暖结束的影响。图 2：20162021 年全国单月发、用电量增速情况图 3：20162021 年单月用电量情况及模拟（亿 KWh）30%25%20%15%10%5%16M1-216M516M816M1117M317M617M917M1218M418M718M1019M1-219M519M819M1120M420M720M1021M30%-5%-10%-15%全社会用电量全国发电量 火电发电量9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,000实际模拟差值（右轴）3002001000-100-200-300

10、-400-50016M1-216M917M517M1218M819M419M1120M721M3-600资料来源：中电联，资料来源：中电联，从 14 月的区域需求看，高耗能及沿海地区的用电需求高涨。高耗能地区的 14 月用电需求增速 15.0%，4 月单月增速 10.6%，较上月下滑 4.8 个百分点，低于全国平均增速；宁夏/青海单月增速环比增长 6.4/2.2 个百分点， 甘肃/河南/ 河北单月增速环比下滑 9.4/8.3/8.2 个百分点。沿海地区 14 月用电需求增速 22.9%，4 月单月增速 15.0%，较上月增速下滑 5.9 个百分点，增速高于全国平均；广东单月增速环比仅下滑 0.

11、9 个百分点，广西单月增速环比下滑 14.3 个百分点。图 4：20172021M1-4 各类地区单月用电增速（%） 高耗能沿海 其他25201510516M1-216M716M1217M617M1118M518M1019M419M920M320M821M1-20-5-10-15-20资料来源：中电联，测算考虑 14 月用电需求增长较快以及宏观经济仍处于高位运行，我们预计 2021 全年国内用电量需求增速为 7.9%。表 1：20212025 年我国电力需求预测人口消费（权数：0.4）GDP 弹性（权数：0.4）FAI 弹性（权数：0.2）加权平均值时间人口数人均消费电力需求GDP 增长率需求

12、电力需求FAI 增长率FAI电力需求增速亿人kWh/人亿 kWh%弹性亿 kWh%弹性亿 kWh亿 kWh2010A13.413,13241,99910.31.4841,99923.80.6441,99941,99915.3%2011A13.473,49147,0269.21.3047,02623.80.5047,02647,02612.0%2012A13.533,66549,5917.80.7049,59120.60.2649,59149,5915.5%2013A13.613,91153,2237.70.9553,22319.60.3753,22353,2237.3%人口消费（权数：0.4）

13、GDP 弹性（权数：0.4）FAI 弹性（权数：0.2）加权平均值时间人口数人均消费电力需求GDP 增长率需求电力需求FAI 增长率FAI电力需求增速亿人kWh/人亿 kWh%弹性亿 kWh%弹性亿 kWh亿 kWh2014A13.684,03855,2337.40.5155,23315.70.2455,23355,2333.8%2015A13.754,03655,5006.90.0755,50010.00.0555,50055,5000.5%2016A13.834,28159,1986.70.7559,1988.10.6259,19859,1985.0%2017A13.904,53863,0

14、776.90.9563,0777.20.9163,07763,0776.6%2018A13.954,90568,4496.61.2968,4495.91.4468,44968,4498.5%2019A14.005,16172,2556.10.7472,2555.40.8372,25572,2554.5%2020A14.075,33975,1102.31.3575,1102.91.0775,11075,1103.1%2021E14.145,63979,7198.01.2582,6217.01.0080,36881,0097.9%2022E14.215,89983,8025.51.0087,165

15、4.00.8082,93984,9754.9%2023E14.286,15987,9245.31.0091,7854.00.8085,59489,0024.7%2024E14.356,41992,0845.10.9596,2324.00.8088,33392,9934.5%2025E14.426,67996,2835.00.90100,5624.00.8091,15996,9704.3%资料来源：中电联，预测从季度用电需求增速趋势看，考虑去年因为疫情导致用电需求基数逐步抬高，出口需求后续在海外疫情缓解后可能回落对用电也构成一定压制，我们预计今年国内的用电需求增速将呈现前高后低态势，用电需求增速

16、或逐季度回落。单看二季度，我们预计 2021Q2 国内用电需求增速或在 10.5%的水平，有望录得 2014年以来历史最高的单季度用电需求增速。考虑 Q2 用电需求仍然极为强劲，我们认为消除或者缓解国内用电需求紧张态势只能依靠发电侧增加供给，提升保供能力。图 5：20142021 年季度用电量需求及其增速图 6：20142021 年单二季度用电同比增速（%）2.502.001.501.000.500.00季度全社会用电量万亿千瓦时% 季度用电量增速25.0%20.0%15.0%10.0%5.0%0.0%-5.0%1Q20143Q20141Q20153Q20151Q20163Q20161Q201

17、73Q20171Q20183Q20181Q20193Q20191Q20203Q20201Q20213Q2021-10.0%12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%20142021年Q2用电量需求增速 %10.59.1%5.25.83.73.93.91.72014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021资料来源：中电联，预测资料来源：中电联，预测 高煤价制约火电增发意愿，电力紧张局势或加剧高煤价环境制约，火电增发赚取边际利润意愿不足2020 年 4 季度以来，下游需求旺盛、产能供给不足以及进口疲弱使得国内动力煤市场供需形势紧张，推动煤价快速上行。

18、目前国内动力煤价格已经超过 2015 年供给侧改革后的煤价高点，部分地区煤炭价格已经创下 2008 年以来的价格新高。以秦港 5,500 大卡动力煤现货为例，目前其现货平仓价接近 900 元/吨，相比 2020 年 2 月份约 460 元/吨的本轮价格低点涨幅接近 100%。今年 4 月秦港 5,500 大卡动力煤平仓均价为 741 元/吨，5 月迄今均价为 837 元/吨，相比 2021Q1 秦港 5,550 大卡 719 元/吨平仓均价有不同程度上涨。考虑供给端国内产量短期增长空间料有限，而迎峰度夏来临前后电企补库存需求强烈，预计煤价强势表现将贯穿整个二季度。从季度均价看，我们预计 Q2

19、秦港动力煤现货均价相比 Q1 环比涨幅约为 10%。图 7：代表性地区的坑口动力煤价格（元/吨）图 8：秦港 5500 大卡动力煤季度平仓均价及其变动趋势1,00090080070060050040030018/1219/0219/0419/0619/0819/1019/1220/0220/0420/0620/0820/1020/1221/0221/04200鄂尔多斯 5500大卡榆林 6000大卡大同 5800大卡 900800700600500400300秦皇岛港:平仓价:山西优混(Q5500K):季 元/吨% 同比10.80.60.40.20-0.21Q20213Q20201Q20203

20、Q20191Q20193Q20181Q20183Q20171Q20173Q20161Q20163Q20151Q20153Q20141Q20143Q20131Q2013-0.4资料来源：Wind，资料来源：Wind，我们按照不同的原料采购构成情况，对煤电企业燃料成本进行模拟测算。从测算情况看，如果企业原料构成属于现货比例相对较高且进口煤比例偏低的情景 3，目前该情景下的动力煤（5,500 大卡）采购采购价格约为 610 元/吨，考虑运输成本，在进行热值换算后，估计该情景下的企业入炉标煤价格将超过 800 元/吨。表 2：电厂煤炭采购价格模拟测算4Q20191Q20202Q20203Q20204Q

21、20201Q20212Q2021模拟情景 1：长协/港口现货/进口 65%/25%/10%元/吨542535501503519544547模拟情景 2:长协/港口现货/进口 65%/20%/15%元/吨544537507511528556558模拟情景 3:长协/港口现货/进口 65%/10%/25%元/吨548543517532558599610情景 1 YoY %-5.4%-3.4%-9.7%-8.1%-4.3%1.7%9.2%情景 3 YoY %-4.7%-3.2%-8.9%-7.0%-2.8%3.5%10.0%情景 3 YoY %-5.2%-3.6%-9.2%-5.0%1.9%10.3

22、%18.1%资料来源：Wind，预测，注释，2021Q2 采购价格数据采用 4 月 1 日5 月 24 日价格计算得出，煤炭统一折算为 5,500 大卡动力煤从火电龙头实际燃料成本情况看，在煤价持续上涨刺激下，虽然各公司燃料有价格稳定且相比现货存在折价的高比例长协煤作为保障，但华能国际与华电国际 2021Q1 入炉标煤均价已分别上涨到 761/808 元/吨，同比分别上涨 91/149 元/吨。结合代表性龙头电企 Q1 入炉动力煤价格以及近期动力煤价格趋势，我们预计国内火电企业 Q2 综合入炉标煤单价普遍将接近 900 元/吨。在高比例长协煤保障下，目前火电企业仍有微薄利润。在非取暖季，目前国

23、内 30 万千瓦以上煤电机组的上网单位煤耗普遍约为 330 克/千瓦时，按照我们上述预测的二季度900 元/吨综合入炉标煤单价，折算火电企业度电燃料成本约 0.30 元/千瓦时，目前国内各省火电标杆电价的算术平均价为 0.37 元/千瓦时，长协煤保证了火电企业发电目前还不会出现大面积亏损情况。但需要注意的是，煤电企业采购现货煤发电并采用市场化电价上网，已经接近其盈亏 平衡线。现货煤价格高企使得火电企业已基本不能通过采购现货煤炭增发以赚取边际利润，火电企业抢增量市场电的意愿明显受到抑制。以广东省为例，2021 年，广东省长协电量相比标杆电价折扣幅度为5.36 分/千瓦时，即长协电量的含税上网电价

24、约为0.40 元/千瓦时。目前广州港 5,500 大卡山西优混动力煤现货价格为 970/吨，折算入炉标煤价格约为 1,200元/吨，对应度电燃料成本约为 0.36 元/千瓦时，和剔除增值税的市场化电价已经处于同一水平。气价高企电价机制不畅，燃机发电能力受制在电力系统中，燃气发电通常被视作供需紧张时的调峰机组。然而，当前上游气价高企与电价机制不畅，可能同样导致燃气发电的增发能力受限。从上游气价来看，2021 年初供暖季结束以来，中石油管道气源整体呈现基准门站价上浮 5%左右的情况，相比 2020 年 5 月中下旬开始的基准下浮 10%，气源成本料同比反弹约 0.3 元/方，对应燃气电厂度电燃料成

25、本同比反弹约 0.06 元/千瓦时。往年，以广东为典型代表的部分沿海电厂通过自主采购进口低成本 LNG 实现成本节省。2020 年下半年起，浙江省也开始鼓励燃气电厂采取低成本气源直供。然而，2021 年初供暖季结束以来，海外现货 LNG 采购价格逆势走高，当前最新报价接近 10 美元/百万英热单位，对应燃机电厂燃料成本较常规管道气反而高出 0.2 元/方或 0.04 元/千瓦时。高企的燃料成本料将持续制约沿海省份燃机电厂增发调峰。此外，在电价端，由于 2020 年上游气价相对较低，广东省 2020 年 8 月 1 日起对省内不同型号燃机电厂上网电价分别下调约 0.050.06 元/千瓦时，并对

26、各类机组设置了 35005000 小时不等的利用小时数限制，超过限制部分的发电量所享受的上网电价进一步下跌 0.140.17 元/千瓦时。由于电价下调且缺乏两部制电价机制保护，预计广东等沿海省份的燃机电厂增发保供的能力将受到进一步影响。20212019 202020188,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000图 9：东亚进口 LNG 现货到岸价格（美元/百万英热单位）图 10：国内 LNG 出厂价格指数（元/吨）20182019 2020 2021353025201510501-0101-3103-0103-3104-3005-3006-2907-29

27、08-2809-2710-2711-2612-2601-0101-3103-0103-3104-3005-3006-2907-2908-2809-2710-2711-2612-260资料来源：WIND，资料来源：上海石油天然气交易中心，风光装机占比尚小，短期出力增量料有限风光装机占比尚小，短期内增发效果尚不明显。在经历了 2020 年的抢装之后，风电光伏装机容量与发电量均呈现大幅增长态势。例如， 2021 年 4 月底，风电装机容量287.44GW，同比增长 34.6%；前 4 月风电累计发电量 2,325 亿千瓦时，同比增长 47.9%。2021 年 4 月底，光伏装机容量 261.0GW，

28、同比增长 24.3%。然而，短期来看，预计风光发电量在全国整体发电量中的占比依然偏小，且难以实现增发保供。2021 年前 4 月，风电光伏合计发电量占比约为 9.5%，国家能源局发布的2021年能源工作指导意见指引 2021 全年风电光伏合计发电量占比达到 11%。由于风光当前不具备自发调节增发能力，占比提升主要依赖风光自然资源改善以及装机容量提升，因此预计短期内难以依赖风光立即填补用电缺口。图 11：风电历年装机容量与同比增速图 12：风电历年发电量与同比增速装机-万千瓦同比-右轴发电量-亿千瓦时同比-右轴35,00030,00025,00020,00015,00010,0005,00004

29、0%35%30%25%20%15%10%5%0%5,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,000500060%50%40%30%20%10%0%-10% 资料来源：中电联，资料来源：中电联，年初以来光伏组件价格维持高位，或导致光伏短期内新装机受限。年初以来，受到需求大幅提振的影响，光伏组件价格整体大幅上涨，平价项目收益率预期下调，可能导致主要运营商对新项目的采购投资意愿边际减弱。由此看来，我们认为 2021 年中可以投运的光伏机组或相对有限，难以从装机端对用电缺口带来立即支持。图 13：太阳能历年装机容量与同比增速图 14：太阳能历年发电量与同比增速装

30、机-万千瓦同比-右轴发电量-亿千瓦时同比-右轴30,00025,00020,00015,00010,0005,00002015 2016 2017 2018 2019 202090%80%70%60%50%40%30%20%10%0%3,0002,5002,0001,5001,00050002015 2016 2017 2018 2019 202080%70%60%50%40%30%20%10%0%资料来源：中电联，资料来源：中电联，电力紧张存在进一步发酵可能从需求端来看，经济需求旺盛而迎峰度夏即将全面启动，可能导致电力需求负荷进一步上升，且单月用电量增速仍将维持在相对高位；从供给端来看，迎峰

31、度夏期间的补库需求意味着煤价仍将面临持续高位压力、导致煤电增发出力受限，气价上行与气电机制不畅料导致气电增发调峰能力受到制约，风光占比尚小、增发能力有限。综合来看，电力市场供需矛盾短期难以缓解。电力紧张的区域或在迎峰度夏来临后进一步扩大化，且 5 月份开始的紧张形势料将在后续月份进一步加剧。 现货上涨发出信号，长期电价面临结构性上涨压力削减电价让利幅度对冲成本，但燃料上涨压力疏导远远不够如前所述，年初以来的国内现货煤价普遍突破 2015 年供给侧改革之后的价格高点，目前各地煤价或接近多年历史高位或者创新新高，成本高企使得火电企业迫切需要疏导上游燃料成本上涨对企业盈利的挤压。国内最近一次煤电标杆

32、电价上调发生在 2017 年，为疏导 2015 年启动供给侧改革推升的燃料成本上涨压力，国家发改委在 2017 年中普遍上调各省火电标杆电价。在此之后，政府希望通过电改以还原电力商品属性，叠加政府也在持续推动降低终端电价以减轻下游行业用能成本负担，国家发改委近年来并未对各省燃煤标杆电价实施调整干预。在 2019年国家发改委发布的关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见中，明确将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定。虽然当前为高煤价环境，考虑政府深化电力体制改革的决心，我们认为发国家改委调整各省基准电价（即标杆电价）的概

33、率较低，预计火电企业的成本疏导将主要通过调整价格机制中的浮动比例来兑现。2020Q1，疫情原因导致各省电力交易中心普遍放缓电力市场化交易的撮合工作，该季度火电公司上网电量的结算电价普遍较高。但即使在高电价基数情况下，2021Q1 火电上市公司的综合电价同比仍出现普涨，大部分火电公司 Q1 上网电价同比涨幅约 0.01 元/千瓦时。在下游用电需求旺盛推动下，发电企业开始减少对下游的让利幅度，通过降低市场化交易电量的价格折扣幅度以传导燃料成本上涨压力。从燃料成本消化程度看，0.01 元/千瓦时的电价涨幅能够消化约 30 元/吨的标煤价格涨幅，而 2020Q1 火电公司的标煤价格同比涨幅普遍在 80

34、100 元/吨附近。因此，即使火电企业开始削减电价折扣幅度，但目前火电企业疏导成本上涨压力的程度远不充分，火电企业盈利能力在当前高煤价上涨环境下明显受损。表 3：重点火电公司上网电价对比（如非特别说明，默认含税，元/千瓦时）含税上网电价-元/千瓦时2019Y1Q20202020Y1Q2021YOY-2020YYOY-1Q2021华能国际0.4170.4220.4140.420-0.81%-0.56%大唐发电0.3820.3830.3680.393-3.60%2.80%国电电力0.3330.3310.3200.399-3.93%10.54%华电国际0.4140.4120.4040.420-2.4

35、3%1.84%上海电力0.4900.5100.5000.5102.04%0.00%申能股份0.4090.4270.4190.4342.44%1.64%内蒙华电-不含税0.2560.2640.2600.2721.50%3.38%资料来源：各公司公告，体现真实市场供需，广东现货电价已突破 0.60 元/千瓦时近年来，国内已经有多个省份开始试点实时现货市场，电力现货市场可以视为对供需最为敏感、价格发现最为有效的细分市场。从广东电力现货市场今年 5 月份成交情况看，在 5 月上旬，南方（以广东起步）电力现货市场成交电价整体较广东省0.453 元/千瓦时的燃煤基准上网电价呈现约0.1 元/千瓦时的折价。

36、然而，伴随着 5 月中旬起广东用电形势转向紧张、局部限电措施启动，广东现货电价开始显著上行并突破燃煤基准电价。5 月 11-20 日期间，广东现货加权平均上网电价高达 0.584 元/千瓦时，相比燃煤基准电价上浮高达 0.131 元/千瓦时，其中在个别时间段的电价已经达到交易规则限定的 1.50 元/千瓦时的最高限价。随着省内用电紧张形势出现，广东电力现货市场价格开始明显高于标杆电价给出明确指引信号，即在当前的高煤价和强需求环境下，电企需要更高的上网电价水平，才能保障迎峰度夏期间电力供应稳定性和保障火电企业的合理盈利。图 15：广东现货日前市场 5 月以来日度成交上网电价（元/MWh）发电侧现

37、货日前成交电价 元/兆瓦时燃煤基准电价 元/兆瓦时675606 592 619624 615541563462388398 413346337340 355 370 36723770065060055050045040035030025005-2005-1905-1805-1705-1605-1505-1405-1305-1205-1105-1005-0905-0705-0605-0505-0405-0305-0205-01200资料来源：广东电力交易中心，尽管广东电力现货价格大幅上涨，但由于现货电量占广东省上网总电量的比例偏小，现货电价上涨对发电企业的整体盈利能力提振有限，仍然远不足以抵消燃

38、料成本上涨对整体盈利的吞噬。以 2021 年 5 月 14 日为例，当日广东市场化机组的总上网电量为 14.73亿千瓦时，其中基数电量 5.46 亿千瓦时，占比 37.1%；实现签署中长期合同的电量 8.16亿千瓦时，占比 55.4%；现货电量 1.1 亿千瓦时，仅占比 7.5%。在占比 7.5%的现货电量中，也仅有部分电量实际执行平均涨价 0.13 元/千瓦时的高电价，以此测算，5 月广东燃煤机组加权上网电价受益幅度低于 0.01 元/千瓦时，远不足以覆盖对价上涨的负面影响。海外经验表明新能源占比提升将推动长期电价上行新能源发电具有间歇、波动、反调峰等特点，因此增加了系统的负荷峰谷差与不稳定

39、性，对电力系统的调峰消纳能力提出了更高的要求。这意味着系统内不仅需要接入更多当前尚未完全实现平价的新能源，还需要在电网侧投入更多资本开支以应对电力系统冲击。在欧美国家，由于发电侧与电网侧的电价机制均鼓励投资主体收回合理收益，额外的投资通常意味着电价提升。近年来加州地区电价增幅明显，而美国全国平均电价仅为稳中略升。2001-2020 年美国全部门电价基本保持稳定，从 2001 年的 7.29 美分/千瓦增长到 2020 年 10.26 美分/千瓦时，累计增长 40.74%；相比之下，加州全部门电价从 2011 年 11.22 美分/千瓦增长到 2020年 18.15 美分/千瓦时，累计增长 16

40、1.76%。具体到居民及工业部门的电价，也呈现出类似的现象，加州地区的居民和工业用电增幅明显，而美国居民和工业用电增幅不明显。图 16：2001-2020 美国与加州全部门电价对比（美分/千瓦时）图 17：美国与加州居民及工业终端电价对比（美分/千瓦时）美国（全部门）加州（全部门） 2018161412108642202020192018201720162015201420132012201120102009200820072006200520042003200220010加州（居民）加州（工业） 美国（居民） 美国（工业）25201510520202019201820172016201520

41、1420132012201120102009200820072006200520042003200220010 资料来源：U.S.EIA，资料来源：U.S.EIA，加州地区非水可再生能源发电量占比显著高于全国水平，与当地电价上行呈现强相关。2001-2020 年间美国总发电量基本保持在 35 至 40 亿兆瓦之间，非水可再生能源发电量持续走高，从 2001 年的 2%到 2020 年的 10%，而加州的地区可再生能源占比更高，从 2001年的 11%到 2020 年的 26%，可再生能源比例逐步提升。因此可以得出，加州地区电价的逐步攀升与当地不断提高的可再生能源发电占比具备较强的相关性。图 1

42、8：美国历年非水可再生能源发电量占比（百万兆瓦，%）图 19：加州历年非水可再生能源发电量占比（百万兆瓦，%）5,0004,0003,0002,0001,000-美国非水可再生能源发电量美国总发电量占比14%12%10%8%6%4%2%20192017201520132011200920072005200320010%25020015010050-加州非水可再生能源发电量加州总发电量占比35%30%25%20%15%10%5%2019201720150%2013201120092007200520032001资料来源：U.S.EIA，资料来源：U.S.EIA，德国可再生能源发电量大幅提升，德国

43、电价也出现明显涨幅。德国是全球主要发达国家中电价最高的国家之一。根据德国能源和水业协会 BDEW 的数据，德国居民电价中包括电力供应成本、电网费（由联邦网络局规定使用的使用费用 7.09 欧分/千瓦时，占比约25%），可再生能源附加费（向生产者支付可再生能源的国家保证价格 6.41 欧分/千瓦时，占比高达约 20%）、销售增值税，电力税等费用。其中，电网费与可再生能源附加费合计占比接近终端电价的一半，是德国电价水平在全球偏高的主要原因。由于碳价走高、加速淘汰煤电与核电，德国不仅需要加快建设可再生能源以弥补电力供给，也需要对电网进行相应扩建。与加州类似，这导致了近年来德国电价整体显著上行。 20

44、15 年至 2020 年，德国仅发电侧基荷上网电价就上行了约 60%。图 20：2005-2020 年德国可再生能源发电量及占比情况图 21：德国 2015-2020 年月度基荷上网电价300,000250,000200,000150,000100,00050,000-德国可再生能源发电量 GWh占比（%）50456040503540303025202015102020-042019-122019-082019-042018-122018-082018-042017-122017-082017-042016-122016-082016-042015-122015-082015-042014-1

45、22014-08100520202019201820172016201520142013201220112010200920082007200620050基荷上网电价欧元/MWh资料来源：德国联邦经济与能源部，资料来源：Bloomberg，根据德国联邦审计局在 2021 年 3 月的预测，德国在 2020 年到 2025 年针对包括电网扩建在内的电力供应额外还需要投入 5,250 亿欧元。据彭博新能源财经预计，德国基荷电价将在 2022 年达到 55 欧元/兆瓦时的峰值，此后伴随着风光占比的进一步提升以及可再生能源附加费的下调预期，德国电价方可能开始缓慢回落。尽管风电光伏的降本曲线显著，已经初

46、步显现出平价状态，但对于电力系统整体而言，风光的冲击性带来的额外电网投资需求，通常完全抵消了风光自身在发电侧的降本效果，导致系统整体供电成本大幅上行。只有在电网为匹配以新能源为主体的新电力系统所开启的资本开支周期告一段落后，风光的后续降本方可真正带来电力系统整体成本的下行。我国在碳达峰、碳中和推动下，目前国内正处于风光装机快速增长的起步阶段，且国内装机高速成长将持续较长时间周期。而从德国及美国加州的国外经验看，在新能源装机大幅上升后，电力系统综合成本的达峰可能需要较长时间周期。这意味着对于电价而言，即使度过本轮煤炭价格大幅上涨带来的上涨压力，从中长期看也面临新能源装机提升后的系统成本上升带来的

47、价格上行压力。 优质水电迎价值重估，核电利用小时回升有望云南及四川等省的水电电价上涨趋势已成在四川，相对较为灵敏高频的省内集中交易出现显著环比涨价。在 5 月初的当月第一轮交易中，四川省内集中交易合计 67.73 亿千瓦时，加权成交电价为 262.35 元/兆瓦时。在此后的数轮交易中，加权成交电价不断攀升，第六轮加权成交电价为 276.77 元/兆瓦时，较月初第一轮成交电价的涨幅达到 0.014 元/千瓦时。图 22：四川 5 月省内电力集中交易成交量价5月集中交易成交量（亿千瓦时）5月加权成交电价（元/兆瓦时）80706050403020100第1轮第2轮第3轮第4轮第5轮第6轮280275

48、270265260255资料来源：硕电汇，测算云南水电省内市场化电价持续走高。云南省内市场化交易作为市场化程度较高的品种，近年来对于电力供需形势的传导程度向来灵敏。近年来，由于水电铝硅等高耗能产业陆续上马，云南用电需求本就较为旺盛。在供给端，由于近期云南水电来水偏枯、火电存煤量短缺导致发电能力不足，云南水电发电量已经面临走弱压力。云南西电东送电量在 2020年后 7 个月全部超出计划值之后，2021 年以来前 4 个月全部低于计划值。同时，由于广东方向缺电较为明显，西电东送至广东电量必须维持基本强度，这可能进一步导致云南省内供给短缺。云南省内交易 2021 年前 5 个月成交电价同比上行约 0

49、.01 元/千瓦时。加权来看，云南前 5 月平均成交电价 249.9 元/MWh，同比增长 10.4 元/MWh。其中 5 月电价同比提升11.4 元/MWh，增幅相比 4 月的 10.4 元/MWh 进一步扩大 1 元/MWh。由于水电营业成本中主要为折旧，无燃料成本，因此省内水电电价上行有望对华能水电等云南水电企业带来可观的边际收益。图 23：20172021 年 15 月的云南月度市场化交易成交电价（元/兆瓦时）20172018201920202021251250241250250248241239240237260250240230220210200190Jan.FebMarAprMa

50、y资料来源：昆明电力交易中心，核电保供地位上升，看好核电利用小时数同比回升从火电、水电、核电、风电、光伏等各种电源的龙头企业度电营业成本看，20162020年，核电及水电的度电营业成本处于整体电源组成本曲线的底部区域，且多年来其成本极为稳定，中国广核与中国核电的度电营业成本整体稳定在 0.20 元/千瓦时附近，华能水电及长江电力的度电营业成本稳定在 0.09 元/千瓦时。而火电企业由于受到成本端煤价周期波动影响，其度电成本位于行业成本曲线上半部分且历史成本区间波动较大。在用电需求高涨的环境下，度电成本较低的核电及水电企业料有充足的电量增发意愿，用于满足下游用电需求。但是，水电增发依赖来水且绝大

51、多数电站不具备库容调节能力，因此目前仅有核电具有较强的增发意愿且具备增发能力，核电项目折旧成本整体可达到营 业成本的 3040%，大比例折旧意味着核电项目的边际发电成本仅为约 0.15 元/千瓦时左 右，电量增发可以赚取较为可观的度电利润和现金流。图 24：各类电源龙头公司度电营业成本对比（元/千瓦时）201620172018201920200.400.350.300.250.200.150.100.050.00华能水电长江电力中国核电中国广核信义能源华电国际华能国际龙源电力资料来源：各公司公告，测算核电消纳得到政策明确支持，2021 年利用小时数有望同比提升。核电作为清洁电源，得到政策端明确

52、的优先消纳支持。核电具备带基荷运行的稳定出力属性，在电力紧张时期的可靠性尤其突出。自从 2016 年电力过剩形势扭转以来，核电利用小时数在 2016 年 7042小时的基础上连续反弹。2020 年，全国核电平均利用小时数约为 7453 小时，同比增长 59 小时，受疫情影响同比反弹幅度偏低。2021 年在电力整体供需偏紧的情况下，核电利用小时数已经呈现较为明显的提升态势，前 4 月平均利用小时数 2450 小时，同比增长 220 小时。我们预计 2021 年全年，核电利用小时数或同比增长 300 小时至 7,750 小时。图 25：核电历年利用小时数与同比增速图 26：核电历年发电量及占总发电

53、量比例9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000核电利用小时数同比-右轴12%10%8%6%4%2%0%-2%-4%1-4M20212020201920182017201620152014201320122011201020092008-6%4,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000核电发电量-亿千瓦时同比-右轴占全国发电量-右轴35%30%25%20%15%10%5%1-4M20212020201920182017201620152014201320120%资料来源：中电联，资料来源：中电联，代表性水电及核

54、电公司敏感性分析云南省内交易电价每上升 0.005 元/千瓦时，华能水电 2021E 归母净利润上升 2.0%。华能水电在 2020 年报中指引 2021 年发电量目标为 1,029 亿千瓦时。我们预计公司约 600亿千瓦时电量执行的上网电价与云南省内交易电价无关，其中包括澜沧江下游电站经由云南电网西电东送的框架内电量、澜沧江上游电站经由新东直流直送深圳的框架内电量，以及云南省内早年机组和海外机组的电量。对于剩余约 400 亿千瓦时电量而言，大部分送云南省内的电量等效于直接执行云南省内交易电价，另有小部分电量属于西电东送框架外电量，其市场化上网电价执行广东省交易电价与云南省交易电价度电折扣的算

55、术平均值。由此，根据我们测算，云南省内含税交易电价每上升 0.005 元/千瓦时，相当于公司营业收入提升约 1.6 亿元。由于收入增量基本无需承担额外成本，在扣减所得税和少数股东损益后，这一电价上行幅度料可为公司贡献归母净利润超过 1.3 亿元，亦即相当于我们对公司2021E 盈利预测的 2.0%。表 4：华能水电 2021E 盈利预测对云南省内电价的敏感性分析云南省内交易电价假设-元/MWh160165170175180185190195200对应 2021E 归母净利润-百万元5,6915,8085,9266,0376,1606,2776,3946,5126,629电价较基准预测变化-元/MWh-15-10-50510152025盈利预测较基准值变化-5.7%-