【平安电力】电力及公用事业行业2021年度策略报告：目标碳中和，博弈十四五

Original 平安公共事业团队平安研究 2022-04-22

收录于合集

分析师

严家源投资咨询资格 S1060518110001

摘要

回顾2020：受累疫情需求下滑，盈利稳中有升。受疫情等因素影响，年初用电需求大幅下滑，此后随着社会生产和居民生活的恢复逐步回暖。1-10月份，全社会用电量6.03万亿千瓦时，同比增长1.8%，比上年同期回落2.6个百分点。全国规模以上电厂发电量6.03万亿千瓦时，同比增长1.4%，比上年同期回落1.7个百分点。电力和燃气板块的利润持续提升。

展望2021：目标碳中和，博弈十四五。面对2030和2060两个关键时间节点，电力行业作为碳排放和碳减排的重要领域之一，与其他行业、以及行业内部各个细分板块在“十四五”发展规划制定过程中相互博弈的结果将颇具看点。天然气作为一种相对清洁能源，对煤炭的替代能力和自身所具备的多场景应用能力，适宜发展综合能源模式。

水电：路在何方。汛期创纪录的降雨量助力水电一扫颓势，2020-2021年拉尼娜的持续时间和强度可能接近甚至超过2011-2012年，或将造成2021年汛期来水的大幅波动。与风电、光伏一样既是清洁能源又是可再生能源的水电，势必将在政策推动下继续向纵深挺近，需要相应的资金支持、外送消纳、电价核定、税收优惠等配套政策，以确保投资方的合理收益。

火电：绝地求生。年初疫情和年中汛期连番冲击，火电电量未能实现增长。9月初气象数据确认拉尼娜生成后，电煤价格即开始快速上涨。在营收端增长受制于电量需求的情况下，如果成本端的煤价保持上行趋势，那么自2019年开始的本轮火电业绩修复周期或将临近尾声。虽然主力电源的地位短期难改，但前景不明导致火电投资放缓成为必然，随之而来的是新增装机的减少以及存量机组利用小时的提升。风电、光伏新增装机大规模并网将带来电力市场辅助服务需求的提升，结合部分地区火电容量电价的试点探索，火电的角色定位将由基核电源加速向调峰电源转变。

核电：稳中求进。全国核电运行状况持续向好，利用小时节节攀升，前三季度累计利用小时连续第四年实现增长。核电作为零碳排放的电源类型，对于减排具有不可替代的作用。新项目核准常态化有利于维持整个产业链的可持续发展，昌江二期让华能拿到第四张牌照、三澳一期引入民营资本，行业竞争格局出现突破性变化。

燃气：攻守易势。疫情对于国内和全球天然气消费需求产生的影响在价格中迅速得到体现，虽然冷冬预期推动气价回升，但实际需求或难有剧变，上游供给侧的平衡状况才是价格的决定因素。国内天然气消费增速下滑、国际需求不振导致LNG供大于求，而中俄东线的庞大增量气源将进一步压制上游其他气源的议价能力。

投资建议：碳中和承诺的再次强化叠加十四五规划制定过程的博弈预期，提高了行业的关注度。但从二级市场的角度而言，作为主体的火电在碳中和目标下仍将持续承压，或将拖累行业整体表现，因此下调电力及公用事业行业评级至“中性”。通过量、价、成本、成长四个维度定性分析，建议买入核电、燃气，持有水电、火电。

风险提示：1）价格降低：电力市场化交易可能拉低平均上网电价，天然气销售价格可能随气源价格调整；2）需求下滑：宏观经济运行状态将影响发电设备利用小时数和天然气销售量；3）成本上升：电煤、天然气等燃料成本上升将减少火电、城燃的利润；4）政策推进滞后：电力供需状态可能影响新机组的开工建设；5）降水量减少：水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况。

2021年度投资策略：买入核电、燃气，持有水电、火电

1.1 2021年度投资策略简述

从量、价、成本、成长四个维度出发，通过评分机制确认投资策略——买入核电、燃气，持有水电、火电。

1.2 2020年度投资策略回头看

截至11月25日，电力（申万）指数上涨2.87%，跑输沪深300指数17.00个百分点；燃气（申万）指数下跌2.67%，跑输沪深300指数22.54个百分点。

回顾2020：受累疫情需求下滑，盈利稳中有升

2.1 电力需求：疫情拖累三产，民生保持稳定

2020年前三季度，我国GDP为72.28万亿元，按不变价格计算，同比增长0.7%。其中，第一产业增加值4.81万亿元，增长2.3%；第二产业增加值27.43万亿元，增长0.9%；第三产业增加值40.04万亿元，增长0.4%。分季度看，Q1同比下降6.8%，Q2增长3.2%，Q3增长4.9%。

受疫情等因素影响，年初用电需求大幅下滑，此后随着社会生产和居民生活的恢复逐步回暖。1-10月份，全社会用电量6.03万亿千瓦时，同比增长1.8%，比上年同期回落2.6个百分点。分产业看：

第一产业用电量710亿千瓦时，同比增长9.7%，比上年同期提高4.5个百分点；

第二产业用电量40340亿千瓦时，同比增长1.2%，比上年同期回落1.8个百分点；

第三产业用电量9958亿千瓦时，同比增长0.2%，比上年同期回落9.1个百分点；

城乡居民生活用电量9298亿千瓦时，同比增长5.9%，与上年同期持平。

从用电增量的构成来看，2020年1-10月全社会用电增加的1074亿千瓦时中，第一产业贡献了63亿千瓦时的用电增量，占比5.9%；第二产业贡献了473亿千瓦时，占比44.0%；第三产业贡献了17亿千瓦时，占比1.6%；城乡居民生活贡献了521亿千瓦时，占比48.5%。

对比2020年与2019年前10月的分产业用电量情况，可以发现一产占比略有提升，二产、三产占比分别下滑0.4、0.3个百分点，居民生活用电量占比上升0.6个百分点。

2.2 电力供给：风光增量超火电，火电利用小时承压

1-10月份，全国规模以上电厂发电量6.03万亿千瓦时，同比增长1.4%，比上年同期回落1.7个百分点。其中：

全国规上水电发电量10444亿千瓦时，同比增长4.2%，比上年同期回落2.3个百分点；

全国规上火电发电量42333亿千瓦时，同比下降0.4%，比上年同期回落1.5个百分点；

全国核电发电量2987亿千瓦时，同比增长5.7%，比上年同期回落13.6个百分点；

全国规上风电发电量3739亿千瓦时，同比增长15.0%，比上年同期提高5.3个百分点。

全国规上并网光伏发电量1196亿千瓦时，同比增长7.9%，比上年同期回落6.5个百分点。

与上年同期相比，火电发电量在总发电量中的占比下降1.4个百分点，水、核、风分别上升了0.3、0.1、0.7个百分点。

2.2.1 装机容量：风光增量超火电

1-10月全国新增装机容量8540万千瓦，比上年同期多投产1422万千瓦，增幅20.0%。截至10月底，全国规上电厂装机容量19.82亿千瓦，同比增长6.1%，比上年同期提高0.3个百分点。其中，

全国规上水电装机容量32046万千瓦，同比增长3.8%，比上年同期提高2.5个百分点；新增装机容量889万千瓦，与上年同期相比增加598万千瓦，同比增长204.6%。

全国规上火电装机容量122068万千瓦，同比增长4.0%，比上年同期回落0.8个百分点；新增装机容量3496万千瓦，与上年同期相比增加259万千瓦，同比增长8.0%。

全国核电装机容量4989万千瓦，同比增长2.4%，比上年同期回落17.9个百分点；新增装机容量112万千瓦，与上年同期相比减少297万千瓦，同比下降72.6%。

全国规上并网风电装机容量22975万千瓦，同比增长15.3%，比上年同期提高3.1个百分点；新增装机容量1829万千瓦，与上年同期相比增加363万千瓦，同比增长24.8%。

全国规上并网光伏装机容量16079万千瓦，同比增长17.0%，比上年同期提高4.7个百分点；新增装机容量2188万千瓦，与上年同期相比增加474万千瓦，同比增长27.6%。

与上年同期相比，水电、火电、核电占比分别下降0.4、1.2、0.1个百分点，风电、光伏分别提高0.9、0.7个百分点。在新增装机中，火电、核电占比分别下降4.5、4.4个百分点，水电、风电、光伏分别提高6.3、0.5、1.8个百分点；风电、光伏新增装机合计占比47.0%，超过了火电的40.9%。

2.2.2 利用小时：火电首当其冲

2020年1-10月，全国发电设备累计平均利用小时3064小时，比上年同期减少93小时，降幅3.0%。其中：

全国水电设备累计平均利用小时3324小时，比上年同期增加80小时，增幅2.5%；

全国火电设备累计平均利用小时3358小时，比上年同期减少137小时，降幅3.9%；

全国核电设备累计平均利用小时6099小时，比上年同期增加59小时，增幅1.0%；

全国并网风电设备累计平均利用小时1727小时，比上年同期增加39小时，增幅2.3%；

全国规模以上光伏发电设备累计平均利用小时1115小时，比上年同期减少2小时，降幅0.2%。

2.3 燃气供需：需求不振，生产挤压进口

根据国家统计局和海关总署的数据，2020年前三季度国内天然气表观消费量2358亿立方米，同比增长5.2%，比上年同期回落4.7个百分点；而国家发改委的统计快报显示，前三季度天然气表观消费量2309.5亿立方米，同比增长3.6%，比上年同期回落6.7个百分点。

需求不振的同时，天然气的生产仍然保持较高增速，前三季度累计产量1371亿立方米，同比增长8.7%，比上年同期回落仅0.8个百分点。这对进口气产生了较强的压制作用，前三季度累计进口量1025亿立方米，增速由上年同期的10.0%下滑6.4个百分点至3.5%。

2.4 景气度：盈利稳中有升

2.4.1 电力行业

2020前三季度，电力行业74家上市公司中，实现归母净利润同比增长的有37家，另有3家公司扭亏为盈；有24家公司归母净利润同比下降，另有3家出现亏损、7家持续亏损。2020年第三季度，有38家公司实现归母净利润同比增长，另有5家扭亏为盈；归母净利润同比下降的有20家公司，另有3家出现亏损、8家持续亏损。

在各个子板块中，前三季度火电（含热电）板块38家公司中，有24家实现归母净利润同比增长、2家扭亏为盈，同比下降的有7家、有5家持续亏损；水电板块的21家公司中有7家实现同比增长、13家同比下滑、1家出现亏损；新能源（核电、风电、光伏发电）板块15家公司中，有6家实现净利润同比增长、1家扭亏为盈，另有4家同比下滑、2家出现亏损、2家持续亏损。其中，第三季度火电板块实现净利润同比增长的有23家、扭亏为盈的有1家，同比下滑的有7家、出现亏损的1家、持续亏损的6家；水电板块实现归母净利润同比增长的有11家，同比下降的9家、1家出现亏损；新能源板块有4家实现增长、4家扭亏为盈，另有4家同比下降、1家出现亏损、2家持续亏损。

前三季度，全行业上市公司实现营业收入8893.85亿元，同比增长4.0%；营业成本6571.95亿元，同比下降0.3%；归母净利润980.42亿元，同比增长31.0%；毛利率26.1%，比上年同期提高了3.1个百分点。其中，第三季度实现营业收入3391.90亿元，同比增长5.8%；营业成本2453.65亿元，同比增长1.5%；归母净利润444.74亿元，同比增长40.4%；毛利率27.7%，比上年同期提高了3.2个百分点。

2.4.2 燃气行业

2020前三季度，燃气行业19家上市公司中，有5家实现净利润同比增长、2家扭亏为盈，另有10家同比下降、1家出现亏损、1家持续亏损；3Q20有6家实现增长、3家扭亏为盈，有5家同比下降、4家出现亏损、1家持续亏损。

前三季度，全行业实现营业收入594.89亿元，同比增长5.9%；营业成本464.88亿元，同比增长3.7%；归母净利润38.93亿元，同比增长19.7%；毛利率21.9%，比上年同期提高了1.7个百分点。其中，第三季度实现营业收入187.13亿元，同比增长12.4%；营业成本144.84亿元，同比增长12.2%；归母净利润12.66亿元，同比增长13.5%；毛利率22.6%，与上年同期基本持平。

展望2021：目标碳中和，博弈十四五

2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”这是继在2015年11月30日巴黎气候变化大会开幕式讲话中提出“中国将在2030年左右二氧化碳排放达到峰值”之后，进一步明确了中国碳减排的工作目标。

10月29日中国共产党第十九届中央委员会第五次全体会议通过《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》，要求加快推动绿色低碳发展，推动能源清洁低碳安全高效利用；降低碳排放强度，支持有条件的地方率先达到碳排放峰值，制定2030年前碳排放达峰行动方案。

面对2030和2060两个关键时间节点，电力行业作为碳排放和碳减排的重要领域之一，与其他行业、以及行业内部各个细分板块在“十四五”发展规划制定过程中相互博弈的结果将颇具看点。天然气作为一种相对清洁能源，对煤炭的替代能力和自身所具备的多场景应用能力，适宜发展综合能源模式。

3.1 水电：路在何方

3.1.1 创纪录降水一扫颓势，拉尼娜影响难料

受2019年下半年来水不足以及部分在建电站开始蓄水的影响，2020年第一季度水电发电量同比下降9.5%。来水、蓄水情况不佳且用电需求疲弱，导致水电出力在Q2继续下滑。但6月主汛期提前到来开始扭转上半年的颓势，8、9两个月连续刷新历史同期降水量纪录，Q3电量增速达到12.0%。在创纪录来水的推动下，Q3水电板块营收增速超20%、归母净利润增速近30%；前三季度营收、净利润增速分别回升至11.7%、5.0%。创纪录的降雨量助力水电一扫近一年以来的颓势后，关注点就集中在后续机组出力和来水情况将会如何变化之上。

9月29日，中国气象局举行新闻发布会，在答记者问中证实了今年冬季会形成一次弱到中等强度的拉尼娜事件，或将导致中东部地区冬季出现气温偏低的情况。观察2011年1-3月、2011年12月-2012年3月、2012年11月-2013年1月、2018年1-2月这4次冷冬气候，其中除2012年11月-2013年1月这一次外的三次冷冬均是受拉尼娜事件的影响。

2011年1-3月：这3个月用电量合计同比增长12.5%，高于前、后3个月合计用电量的增速；总发电量合计同比增长12.1%，高于前3个月合计用电量的增速、与后3个月合计用电量增速基本持平；水电发电量合计同比增长26.0%，低于前3个月合计用电量的增速、但高于后3个月合计用电量的增速。

2011年12月-2012年3月：这4个月用电量合计同比增长8.4%，低于前3个月合计用电量的增速、但高于后3个月合计用电量的增速；总发电量合计同比增长7.2%，低于前3个月增速、高于后3个月增速；水电合计同比下降4.0%，高于前3个月增速、低于后3个月增速。

2012年11月-2013年1月：这3个月用电量合计同比增长13.9%，高于前、后3个月合计用电量的增速；总发电量合计同比增长12.8%，高于前、后3个月的增速；水电合计同比增长18.4%，低于前3个月增速、高于后3个月增速。

2018年1-2月：这2个月用电量合计同比增长12.8%，高于前、后3个月合计用电量的增速；总发电量合计同比增长12.2%，高于前、后3个月的增速；水电合计同比增长3.7%，低于前3个月增速、高于后3个月增速。

由此可见，近年的历次冷冬对于全社会用电量均产生了较为明显的刺激作用，用电需求的增加直接带来发电量的增长，但与水电的关联性较弱。这主要是因为冬季处于枯水期，除极少数具备年度或多年调节能力的水电站外，大部分水电站一方面受来水不足和机组检修等因素的影响，难以响应迅速增加的用电需求；另一方面因为水电站往往同时肩负着蓄水、抗旱、流域调控等优先级高于发电的生产任务，因此对需求响应的积极性不高。

虽然来水情况统计比较困难，但考虑到水电作为清洁可再生能源具有较高等级的优先发电权，且多数电站库容有限不具备调节能力，因此可以通过利用小时来间接观察汛期（5-10月）来水情况的变化。

2011年1-3月：2010年汛期利用小时合计2248小时、2011年合计1833小时，同比减少415小时、降幅18.5%。

2011年12月-2012年3月：2012年汛期利用小时合计2386小时，同比增加553小时、增幅30.2%。

2012年11月-2013年1月：2013年汛期利用小时合计2050小时，同比减少336小时、降幅14.1%。

2018年1-2月：2017年汛期利用小时合计2154小时、2018年合计2238小时，同比增加84小时、增幅3.9%。

根据国家标准《厄尔尼诺/拉尼娜事件判别方法》，2010年6月-2011年5月的拉尼娜现象强度为中等、持续时间12个月，2011年8月-2012年3月的强度为弱、持续时间8个月，2017年10月至2018年2月的强度为弱、持续时间5个月。2020-2021年拉尼娜的持续时间和强度可能接近甚至超过2011-2012年，或将造成2021年汛期来水的大幅波动，目前尚难以确定后续来水情况。

3.1.2 新一轮投产高峰开启，十四五突破需啃硬骨头

2020年6月29日，在习近平总书记的指示下，三峡集团旗下又一座“大国重器”——乌东德水电站首批#6、#7两台机组正式投产，紧接着第二批#5、#8两台机组在7月也投产发电，配套送出的昆柳龙特高压直流工程已全部建成投运。这标志着西南水电新一轮投产高峰的到来。虽然水电高速发展的时期已经过去，但四川、云南等省部分在建项目的陆续投产将推动水电在“十四五”初期迎来新一轮增长。其中，最引人注目的莫过于金沙江下游的乌东德、白鹤滩和雅砻江中游的两河口、杨房沟这四大电站。

乌东德：电站总装机容量1020万千瓦，多年平均年发电量约389.1亿千瓦时；工程于2011年开始筹建，2015年12月17日核准后于月底正式开工，计划2020年7月首批机组发电、2021年12月全部投产。

白鹤滩：电站总装机容量1600万千瓦，多年平均年发电量约625.21亿千瓦时；工程于2017年7月底获得核准，计划2021年7月实现首批机组发电、2022年底至2023年初全部机组投产发电。

两河口：电站总装机容量300万千瓦，多年平均发电量110.0亿千瓦时；工程于2014年9月获得核准，计划2021年底首台机组发电，2023年底工程竣工。

杨房沟：电站装机容量150万千瓦；工程于2015年6月获得四川省核准开工建设，计划 2021年首台机组发电，2022年工程竣工。

此外，金沙江上游川藏段在建的苏洼龙、叶巴滩、巴塘、拉哇四个梯级电站也将于“十四五”期间投产，合计装机容量625万千瓦。金上、金下、雅中这3个流域的8个在建电站合计装机容量近3700万千瓦，投产后将推动水电装机容量在2019年底的3.56亿千瓦基础上再增长10%。考虑到大型水电站7-10年的建设周期，当2015年前后获批开建的这些电站在“十四五”期间完工之后，水电的未来发展路在何方？

众所周知，国内适合开发的优质水电资源已所剩无几。截止2019年底，国内水电装机容量占技术可开发装机容量的65.8%、占经济可开发量的88.7%。待开发水电主要集中在西南地区大江大河上游，工程地处偏远地区，制约因素多、交通条件差、输电距离远、工程建设和输电成本高，加之移民安置和生态环境保护的投入不断加大，水电开发的经济性变差、市场竞争力下降、发展速度放缓。通过梳理2015年及以后获批的大型水电站项目，可以发现其单位装机的投资额基本都已超过1万元/千瓦，部分甚至接近或超过第三代核电机组的造价。此外，考虑到物价水平、移民安置成本等方面的变化，这些水电站的实际投资额大概率将超过批复时的计划。以雅砻江中游的卡拉水电站为例，2015年7月批复时的静态和动态投资额分别是117.25、158.76亿元，而根据2020年6月国投电力发布的公告，静态、动态投资额分别上升到了133.88、171.21亿元；规划造价低于1万/千瓦的乌东德和白鹤滩两座千万千瓦级的巨型电站，实际造价也大概率接近或超过1万元/千瓦。

但在2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和的远景目标下，与风电、光伏一样既是清洁能源又是可再生能源的水电，势必将在政策推动下继续向纵深挺近。《第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》提出“拓展投资空间，实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程”，这意味着未来水电的开发将进入公认难度极大的西藏地区，“啃硬骨头”是必不可少的过程。这也需要相应的资金支持、外送消纳、电价核定、税收优惠等配套政策，以确保投资方的合理收益。

3.2 火电：绝地求生

3.2.1 疫情、汛期轮番冲击，负重前行

2019/2020年冬季（2019年12月及2020年1月、2月），全国平均气温较常年同期偏高1.1℃，是1961年以来历史同期第五高。暖冬叠加疫情，虽然有春节淡季因素存在，发、用电量仍下降超过5%，Q1火电发电量下降8.2%，全行业上市公司营收下降9.9%。随着新冠疫情迅速得到有效控制，全社会用电需求显著回暖，同时上半年水电出力不足，火电发电量在Q2同比增长6.5%。但Q3水电大发，火电同比增速回落至3.3%。

随着出力放缓，火电板块营收增速由Q2的5.5%回落至Q3的2.4%。在成本端，电煤价格自Q2跌至年内低点后开始震荡上行，Q3归母净利润增速56.8%，与Q2的94.4%相比显著回落。

3.2.2 冷冬预期推动煤价反弹，修复周期或已近尾声

在9月初的气象数据表明赤道中、东太平洋已经进入了拉尼娜状态后，电煤价格即开始快速上涨。沿海电煤价格指数的5500综合价在5周内从550元/吨上涨至580元/吨，涨幅超过5%；先行启动的现货市场成交价更是从553元/吨上涨至613元/吨，涨幅超过10%。秦港Q5500K也在10月中旬达到年内峰值608元/吨，与2017、2018年情况相似。

虽然疫情在国内很快得到了有效控制，复工复产有序、迅速地推进，社会生产和居民生活逐步恢复正常，但疫情已在一定程度上改变了原有的生活方式。而在全球范围内，部分国家和地区的疫情发展呈失控趋势，对位居全球产业链核心中枢的中国也产生了负面影响。在第二波疫情可能到来的局面下，后续用电量的增长情况仍存在不确定性。在营收端增长受制于电量需求的情况下，如果成本端的煤价保持上行趋势，那么自2019年开始的本轮火电业绩修复周期或将临近尾声。

3.2.3 主力地位短期难改，角色定位加速转型

2030碳排放达峰、2060碳中和的中远期目标下，以煤电为主的火电在国内电源装机结构中的角色定位颇为尴尬，“消灭煤电”甚至“火电已死”的讨论不绝于耳，大有2011年福岛核事故后社会舆论对于核电的态度。但近十年后，核电在全球发电总量中的占比自核事故第二年后基本就稳定在10%左右，2019年更是首次扭转了下滑态势；而国内核电的占比提升趋势从未改变。但电源结构的改变远不像想象中的那么简单。

从建设周期来看，火电约2-3年、核电约5-7年、大型水电约7-10年，这还不包括耗时更久的前期规划、建设筹备等环节；风电、光伏的建设周期较短，仅需1-2年，但受限于自身的特性，对于电量结构的改变远远小于对于装机结构的改变。火电作为占据六成装机容量、七成发电量的主力电源，风电、光伏对其在电量结构中的替代作用在短、中期内均难有显现。尤其是占据五成以上装机容量、六成以上发电量的煤电，在气电、抽水蓄能增量有限的情况下，对于依赖其提供辅助调节的风电和光伏而言，其存在和扩容的必要性更是比消减其份额以提供市场空间更为重要。

在行业前景不明的情况下，火电投资放缓成为必然，随之而来的是新增装机的减少以及存量机组利用小时的提升。另一方面，风电、光伏新增装机大规模并网将带来电力市场辅助服务需求的提升，结合部分地区火电容量电价的试点探索，火电的角色定位将由基核电源加速向调峰电源转变。

3.3 核电：稳中求进

3.3.1 不惧冲击，稳如泰山

直至9月，年内第一台新投产机组田湾5号才实现商运。全国核电运行状况持续向好，利用小时节节攀升，前三季度累计利用小时连续第四年实现增长。观察单月的利用小时情况，除了7、8、10三个月受创纪录来水带来的水电强势压制外，仅有1、2月受疫情影响导致利用小时低于上年同期。但从下降幅度来看，1-2月水、火、风利用小时降幅均超过10%，而核电同比下降不到7%，稳健性凸显无疑。

3.3.2 从三雄到四强、从国企到民营，常态化审批稳定成长预期

核电作为零碳排放的电源类型，对于减排具有不可替代的作用。9月2日，李克强总理主持召开国务院常务会议，核准了海南昌江核电二期、浙江三澳核电一期工程。这两个项目不同寻常之处在于：

核电审批常态化：继2019年审批重启并一次性批复4台新机组后，连续第二年再次放行了4台机组，代表了核电新建机组的审批核准常态化。

第四张核电牌照出炉：昌江二期为华能集团控股，打破了长期以来中核、中广核、国电投三雄争霸的行业格局。

民营资本首次参与核电运营类项目：在三澳一期的业主中广核苍南公司中，吉利迈捷投资（浙江吉利李书福家族）持股2%，是民营资本首次参与核电站的项目投资。

此外，采用俄罗斯VVER-1200三代压水堆的江苏田湾7、8号和辽宁徐大堡3、4号共4台机组已完成选址阶段的环评审批，目前正处于建造阶段的环评审批流程中，有望在今年年内或明年年初获得核准。

核电具有建设周期长、投资规模大的特点；核电建设既可以发挥稳定投资的作用，又不会增加近五年内的供应能力，但对于推动未来能源结构优化具有重要作用。在经历了2011年福岛核事故的短暂停和2016-2018三年零核准（2018年底开工的霞浦快堆不属于量产型机组）之后，核电的健康成长需要稳定的政策支持，按照每年4-8台的核准节奏保持滚动式的开发有利于维持整个产业链的可持续发展。

按照单个核电站每一期2台机组约250万千瓦以及三代机组1.8万元/千瓦的单位造价预估，每一期工程将拉动约450亿元的项目投资额。根据统计，包括待核准项目在内共有28台机组已开展前期工作，合计装机容量3071万千瓦。而按照每个核电厂址4-6台机组的可承纳容量以及2台机组的扩建裕量，国内核电发展潜力巨大。WNA统计数据显示，中国大陆规划核电项目机组数168台，合计装机容量近2亿千瓦。根据我们的统计，除在运、在建的67台以及待核准、已开展前期工作的28台机组之外，现有核电厂址储备尚有可建机组数114台，合计装机容量1.40亿千瓦。即使不考虑其中的内陆核电厂址，沿海厂址仍有可建机组数46台，装机容量5734万千瓦。根据我们的测算，待核准和已开展前期工作的28台机组投资预算金额合计约5400亿元；其他46台沿海厂址可建机组投资预算金额合计约1.04万亿元。

3.4 燃气：攻守易势

3.4.1 冷冬推动气价探底反弹，实际需求难有剧变

疫情对于国内和全球天然气消费需求产生的影响在价格中迅速得到体现，上半年LNG现货价格持续下行，与国际油价挂钩的进口LNG和PNG长协价下行至第三季度。城燃企业成本端持续获益，以管输运营为主的公司利润表现更佳。

但受拉尼娜事件带来的冷冬预期影响，下半年国内LNG市场价格连续上涨。通常认为，寒冷的天气会促进天然气的消费，那么事实是否确实如此？观察2011年1-3月、2011年12月-2012年3月、2012年11月-2013年1月、2018年1-2月这4次冷冬气候，其中：

2011年1-3月：这3个月国内天然气表观消费量合计同比增长22.7%，低于前、后3个月合计表观用气量的增速。

2011年12月-2012年3月：这4个月表观用气量合计同比增长29.6%，高于前、后3个月合计表观用气量的增速。

2012年11月-2013年1月：这3个月表观用气量合计同比增长10.0%，与前3个月合计表观用气量的增速持平、低于后3个月合计用气量的增速。

2018年1-2月：这2个月表观用气量合计同比增长7.0%，低于前、后3个月合计表观用气量的增速。

通过对2011年以来的历次冷冬时期的天然气消费情况进行分析，我们发现冷冬对表观消费量的提升效果并不明显。产生这种偏差的原因主要来自三个方面：

冬季工业限产停产：虽然部分大城市受寒冷天气的影响，消费量会受到刺激而加速增长，但整体来看，北方地区供暖季的工业企业停产限产对天然气的消费造成较大的负面影响，这一点也是国内和国外天然气消费市场最大的不同点之一。

发电能源结构不同：寒冷的冬季对取暖能源的拉动，最直接地体现在煤炭和电力上，其次才是天然气，由于我国天然气在能源消费中的占比还不高，在发电燃料中的占比也不高，因此冬季取暖燃料的季节性增长对天然气的影响，不论是直接的影响还是通过发电端的间接影响，都不是非常的明显。

库存的影响：供暖季来临之前，天然气上中下游的各个环节在保供的要求下，一般提前增加天然气库存以应对供暖季的天然气需求高峰，因此供暖季来临之前天然气市场较为活跃，价格提前开始反应，相应地表观消费量有所偏差。

整体而言，由于工业限产停产、天然气消费比重较小以及库存等因素，拉尼娜等原因造成的冷冬气候并不会对国内天然气需求造成太大影响，整体消费仍表现为正常的季节性变化。合理的气价水平有利于提升下游用户侧对于天然气的消费意愿，在需求稳定的情况下，上游供给侧的平衡状况才是价格的决定因素。

3.4.2 供给宽松或将延续

我国天然气自给率不足60%，进口依赖度超过40%。因为管道气供给变化较小，所以LNG是主要的调节性气源。在进口气中，2019年管道气占比下滑至不足四成、LNG占比超过六成。在国内天然气需求旺盛的时期，LNG进口受益显著；但当国内需求减缓后，LNG进口的下滑也同样明显。2019年国内进口液化天然气6057万吨，同比增长12.6%，结束了连续三年近40%的高速增长期，回到2014年的增速水平。2020年初的新冠疫情叠加暖冬气候，造成全球范围内天然气需求遇冷，原本即已供给过剩的全球LNG市场进一步失衡，市场价格大幅走低。在疫情爆发前，主要LNG生产国的液化产能持续增长，LNG市场已经处于供大于求的状态。根据壳牌公司（Shell）发布的《2020年LNG展望报告》，2019年全球LNG新增供应能力4000万吨、获批项目产能合计7100万吨。随着供需关系的变化，以及部分挂钩油价的LNG长协受油价下跌的影响，近两年LNG价格或将保持低位运行。

另一方面，进口管道气虽然基本不受天气因素影响，但是由于地缘政治和冬季保供等因素影响，中亚管道气近年来多次出现供气压力不足等问题。随着2019年12月2日中俄东线天然气管道正式进气投产，开辟了我国自中亚线、中缅线和海上气之后的第四大进口渠道。根据协议，2020年供气量50亿方，折算约400万吨，在2019年我国进口天然气中占比近4%、在进口管道气中占比超过10%；达产后年供气量380亿方，以2019年进口总量计算占比约28%、以2019年管道气进口量计算占比约八成。如此庞大的增量气源，势必对现有的中亚气、缅甸气、海气产生巨大的压力，压制其市场份额及议价能力。

投资建议

碳中和承诺的再次强化叠加十四五规划制定过程的博弈预期，提高了行业的关注度。但从二级市场的角度而言，作为主体的火电在碳中和目标下仍将持续承压，或将拖累行业整体表现，因此下调电力及公用事业行业评级至“中性”。通过量、价、成本、成长四个维度定性分析，建议买入核电、燃气，持有水电、火电。

风险提示

价格降低

电力市场化交易可能拉低平均上网电价；天然气销售价格可能随气源价格调整。

需求下滑

宏观经济运行状态将影响发电设备利用小时数和天然气销售量。

成本上升

电煤、天然气等燃料成本上升将减少火电、城燃的利润。

政策推进滞后

国内部分地区的电力供需目前仍处于供大于求的状态，可能影响存量机组的电量消纳、以及新建机组的开工建设。

降水量减少