电力新能源行业投资策略关注储能、抽蓄、氢能、煤电改造

电力新能源行业投资策略：关注储能、抽蓄、氢能、煤电改造1

复盘：新能源已成共识，公用大幅跑赢沪深300用电需求大幅反弹，新能源快速发展用电需求反弹明显，增长率回归疫情前序年份水平。自

2020

年四季度以来，

我国疫情控制情况良好，经济复苏国内外需求提升背景下国内产能扩长，上游

原材料、高耗能企业用能需求旺盛，加之电气化程度提升。在

2020

年上半年

同比基数较低的情况下，全社会一季度单月用电量同比上升

26%、19%和

21%，疫情后用电量需求增速反弹效应明显。进入第二季度，用电同比增速下

降至

13%-14%，第三季度及

10、11

月份用电量同比增速下降至个位数。若排

除受疫情影响的

2020

年份数据，相较

2019

年同期单月用电量数据来看，

2021

年复合增长率维持在

7%-9%的高位区间，已回归疫情前序年份用电量正

常增长率水平，并略有提高。2021

年

1-11

月共计完成发电量

73826.7

亿千瓦时，较去年同期增长

9.2%。

受南方受来水偏枯影响，前

11

个月水电发电量占比

15.1%，同比下降

1.9pct；

风电、光伏由于去年装机潮新增大量装机，发电占比分别达到

6.9%、2.3%，

同比上升

1.3pct、0.3pct。火电占比

70.7%，提升

0.26pct。装机方面，截至

2021

年

11

月末，我国共计发电装机

23.2

亿千瓦，全年同比

增速保持在

10%左右，风电、光伏装机分别达到

3.05GW、2.87GW。从占比

上来看，风电、光伏较去年占比增加明显，分别较去年增加

2pct，1.5pct。由

于新能源招投标集中于第二季度，较短的建设周期决定了项目大多投产于年末，预计

12

月份风电、光伏装机量及占比将进一步提高。南方来水偏枯，东北风况欠佳，煤炭供需历史性紧张态势，地方性缺电情况频

现。全社会用电需求高增背景下，2021

年发电设备平均利用小时数同比明显

提升，发电设备整体利用小时数明显提高。然而，今年上半年水电来水偏枯，

影响云贵川外送两广的电量，云南、广东及广西部分地区出现有序用电情况；

在东北地区，三季度末煤炭供需历史性紧张态势，加之受风电出力的影响，辽

宁、吉林地区电力供应出现明显缺口，一度影响居民用电。整体来看，火电、

核电利用小时数同比增速均在

5%-10%左右，提升更为明显。新能源整体消纳保持良好水平，利用小时相对平稳。参考至

11

月数据，预计

2021

年整体风电利用小时数可较去年提升

100

小时以上，达到约

2190

小时，

光伏受阴雨等天气影响，利用小时数下降约

100

小时左右，达到

1175

小时。“双碳”背景下，供不应求刺激发电装机、电网加大投资，电力板块迎来发展

机遇。从“十四五”开局之年来看，我国经济发展增速已基本摆脱疫情影响，

回归平稳发展水平。由于电力需求与

GDP增速存在强相关关系，同时电气化

程度提升，预计未来用电量需求将保持稳定增长。今年局部缺电的情形将促进

发电投资运营商进一步加大发电装机投资，同时新能源的大规模并网加大了特

高压输送需求以及局部调峰调频压力，加大了分布式电源及配网建设需求，将

为发电运营商及电网、储能运营商带来新的发展机遇。2021

年公用板块整体大幅跑赢，三季度实现大幅上涨截至

2021

年

12

月

17

日，申万公用事业板块

2021

年累计涨跌幅达到

31.43%，

较沪深

300

相对收益率高达

37.37%，大幅跑赢市场平均水平。分阶段来看，

2021

年年初公用事业板块指数一路下行，最低时累计跌幅达到

8.88%，开年

走势较为不利；进入

3

月份以后局势反转，公用事业指数累计涨跌幅由负转正，

而沪深

300

指数由正转负；3

月份至

7

月末期间，公用事业指数累计收益率持

续震荡，至

7

月末重新归零；进入

8

月份后，公用事业指数大幅上涨，迅速来

开与沪深

300

的收益率差距，10

月份小幅回调，随后继续拉升。全年来看，

公用事业板块实现超高相对收益率，达

37.4%。煤价高企推动电力市场化改革。受进口煤限制及国产煤产量的下滑，我国今年

煤价自

5

月以来持续高位运行，10

月份动力煤期货价格一度飙升至

1900

元/

吨，大幅增加了煤电企业的发电成本。从

7

月份开始，蒙西、宁夏、四川等省

份相继发布市场电价可以上浮

10%的政策，资本市场普遍认为打开电价上浮

限制成为大势所趋，火电板块持续走高；到

10

月，中央印发了《关于进一步

深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，允许市场化交易电价上浮

20%

（高耗能产业用电电价不受上浮限制），为“涨电价”预期一锤定音。同时中央过煤炭增产保供、严查恶意炒作囤积等一系列严厉手段，煤价较快回

落。12

月初，中央经济工作会议强调煤炭在我国能源中的基础性地位，推动

煤炭和新能源优化组合，激发了火电板块的投资热情，同时更加有利于火电企

业加速推进新能源转型，火电板块持续上涨。国家能源局

6

月发布《关于

2021

年新能源上网电价政策有关事项的通知》，

我国陆上风电、光伏项目正式进入平价时代。后续绿色电力及电力市场化交易

政策及试点不断推进。新能源装机确定性达成共识，绿电量价齐升预期逐步验

证，新能源运营商下半年开始实现大幅上涨，超过公用事业整体涨幅。港股三

个火电转型新能源公司在同期实现股价的大幅上升。同时新能源运营领域资本市场运作持续升温。2021

年

6

月，三峡能源以纯正

新能源公司身份正式登陆

A股平台，成为

A股最大新能源公司。2021

年

12

月龙源电力实现

A+H上市落定。此外各类转型发展新能源公司增加，借助资

本市场融资发展新能源。2

投资展望一：新能源运营把握“三重确定性”机会量的确定性——最基础和必然的确定性政策持续出台基本构建起“N+1”政策框架，为未来中长期快速健康发展奠定

高度的确定性。2021

年

10

月

24

日，中共中央国务院联合发布了《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》是党中央对碳达峰碳中和工作进行的

系统谋划和总体部署，覆盖碳达峰、碳中和两个阶段，是管总管长远的顶层设

计，发挥统领作为“1+N”中的“1”。2021

年

10

月

26

日，国务院正式发布了《2030

年前碳达峰行动方案》聚焦碳

达峰，提出了提高非化石能源消费比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排

放水平等方面主要目标。提出将碳达峰贯穿于经济社会发展全过程和各方面，

重点实施“碳达峰十大行动”。将作为“N”中为首的政策文件，外加各部门、各

地方政策等。共同构成“1+N”

政策体系。随着顶层规划明朗，后续政策出台

有望加速。随着整体政策框架落地，各地方及部门分解任务指标。前期各企业提出的宏大

装机目标，将得到各级政府及监管部门的配合，建设指标、开发、并网将实现

高效对接。在高效率和低隐性成本环境下，实现装机规模的确定性增长。风机价格大幅下行，光伏组件价格预期下降，确保良好项目收益率，风光装机

增速具备高确定性。

新能源发电成本持续下降。2010-2020

年末，我国陆上风电及光伏发电成本不

断下降，其中陆上风电平均装机成本由

1500

美元/kW降至

1264

美元/kW，下

降

15.7%，度电成本从

0.071

美元/kWh降至

0.033

美元/kWh，下降

54%，风

机材料价格下降及发电效率提升明显；光伏平均装机成本从

3994

美元/kWh降

至

651

美元/kWh，下降

83.7%，度电成本从

0.305

美元/kWh降至

0.044

美元

/kWh，下降

85.6%。近年来，大容量风机占比不断提升，大直径和大容量风

机将不断提升发电效率从而降低度电成本；光伏则致力于不断提升电池转换效

率。随着风机大型化，陆上单机发电功率达普遍可达

4-5GW以上，海上风电单机

发电功率达普遍可达

9GW以上。陆上风电风机成本降至约

2000

元，海上风

电风机成本降至约

4000

元，同时大型化摊薄相关建设成本、土地成本、吊装

成本。使得平价陆上项目具备良好收益率水平，平价海上项目已基本可以实现。光伏经历过硅料价格大幅上涨后，目前已有所回调。过去

1-2

光伏产业需求量

大幅增加，带动产业链上下游的产能扩张，在硅片、电池片、组件企业的大幅

扩产的同时，硅料产能增长相对较慢，导致硅料价格今年大幅上涨。根据

PVinfo统计，2021

年单晶致密块料主流价格从年初

1

月份每公斤

85

元快速上

涨，6

月份涨至每公斤

206

元人民币，半年间涨幅达到

142%。之后能耗双控

政策让

Q3、Q3

硅料价格进一步上升，11

月涨至每公斤

269

元人民币，相比

1

月的涨幅高达

216%，该价格水平已经涨至

2011

年以来的最高价位。相应一

定程度抑制了

2021

年新增光伏装机规模。近期随着硅料扩产的预期，硅料价格近期出现下调，带动电池片及组件价格回

落。预计组件价格平稳在

2

元/W内，运营商便可以基本满足收益率要求，持

续回落至

1.9

元/W以内，对应

EPC成本降至约

4.0-4.3

元/W以内，开发和建

设动力动力将逐渐增强。

在国内强大产业链支撑下，成本的稳定，终端装机收益率得到保障，风光装机

主动性提升，增速更具备高确定性。今年以来，国家发改委、国家能源局确定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为

重点的大型风电光伏基地项目，总规模约

100GW，主要分布在内蒙古、青海、

甘肃、宁夏等地，利用优质风光资源，正按照“成熟一个、开工一个”的原则

积极开工。据统计截至

11

月

24

日，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的

大型风电光伏基地项目开工数量达到

21

个，在建规模超

55GW。此外能源局发布组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁地区为重点的大型风电光

伏基地项目的通知，要求已核准（备案）且能够在

2022

年开工建设，原则上

能在

2023

年内建成并网，后续也将持续推进落地。此外，据风芒能源统计，

今年以来各省风电共计完成竞配

56.11GW，光伏

103.8GW。价的确定性——预期的确定性实现绿电：同质电力外的绿色价值在实现从消费终端来看，由于电力不论发电来源均为同质商品，所有电力在市场化条

件下本应获得相同定价。化石能源发电成本侧需要多支付对应污染成本（对应

绿电的绿色价值），绿电则需要多支付维持出力稳定的辅助服务成本（对应火

电等的稳定价值）。随着污染成本将持续提升，对应绿电绿色价值提升，而辅

助服务成本随着储能、抽蓄等发展将不断弥补和降低。绿电交易及碳市场的推

进将更有利于绿电价值实现。绿色价值在市场认知和政策引导下逐步从逻辑合理走向客观现实，从过去具有

一定象征意义和代表性的绿电交易，仅有国内少量新能源运营商参与，到组织

试点，再到如今正在从试点走向常态。电力市场化还原电力商品