申万宏源研究“热点十问”系列之十三 · 公用事业
原标题：申万宏源研究“热点十问”系列之十三 · 公用事业 来源：申万宏源研究
刘晓宁
研究所副所长、首席分析师
Q1：双碳战略正式提出，如何看待未来我国能源结构演变和电力行业机会？
查浩
高级分析师
碳中和承诺对我国能源结构带来根本性变革。根据我们的测算，碳中和时非化石能源占一次能源消费量的比例将趋近100%，倒逼化石能源全面退出燃料领域。由于电能是非化石能源最主要的利用方式，一次能源全面转向非化石能源后，电能占终端能源利用的比例也将趋近100%，意味着在终端能源消费量不增长甚至小幅下滑的保守假设下，全社会总用电量仍有3-4倍空间。而由于水电空间有限、核电平稳发展，火电全面退出后的用电缺口只能由新能源满足，我们判断新能源将成为能源领域最强成长赛道，未来10年风电、光伏发电量复合增速分别达到14.7%和20.2%，未来40年风电、光伏发电量复合增速分别达到6.25%、8.8%。
刘晓宁
研究所副所长、首席分析师
Q2：能源结构调整目标明确，但转型过程中仍有多项矛盾点亟待解决，如何看待这一点？
王璐
电力小组主管、资深高级分析师
我们判断在转型过程中会产生三大矛盾点，矛盾一是化石能源退出的反身性影响。碳中和目标压制煤炭企业的投资意愿，煤炭供给压减领先于需求下降导致5-10年维度内煤价易涨难跌，推高全社会用能成本。矛盾二是消纳问题成为新能源发展瓶颈，我国电力系统尚未完全适应，预计未来功率可调节能力成为电源关键盈利要素，调节能力越强的电源越有望获得更高电价，大库容水电、气电和灵活性煤电将显著受益。矛盾三是新型电力系统下电价机制亟需改革。制约新能源消纳的关键是成本分摊，电力系统内外部均需承担消纳成本。
刘晓宁
研究所副所长、首席分析师
Q3：近期限电现象频发，如何判断十四五期间我国电力供需格局？
邹佩轩
高级分析师
2021年以来，在用电高增速、控煤政策限制煤电出力、高煤价影响煤电发电积极性等多方面影响下，部分省份出现限电现象，其本质是碳中和下限制煤电新增装机、新能源导致系统不稳定性增加的综合结果。展望“十四五“，由于碳中和打开全社会用电量空间，而供给端增长有限：水电易开发流域基本开发完毕，新增装机有限；核电“十三五”前期审批停滞，“十四五” 投产期存在断档；煤电新增装机受限，存量装机面临控煤压力；新能源装机难以弥补供给缺口，预计电力供需格局将持续趋紧。
刘晓宁
研究所副所长、首席分析师
Q4：如何理解“以新能源为主体的电源结构将对我国电力系统构成严峻挑战？
查浩
高级分析师
从电网调度角度，新能源的波动性实际上是为电力系统在供给端引入了新的自由度，调度模式由原有的供给端应对需求端一个维度的波动，变成了灵活性电源（含储能）应对需求和新能源两个维度的波动。而且就新能源内部而言，风电光伏对电力系统灵活性的需求也不尽相同，进一步加大了电力系统的复杂度。
我国当前电量供给以传统电源为主，煤电占比超过60%，新能源占比不足10%，即90%以上电量来自可控电源；碳中和下的低碳转型意味着新能源占比快速提升，根据目标倒推，我们预计2030年我国新能源发电量合计占比将达到30%，2040年接近50%，2060年超过70%，高比重不稳定电源将对我国电力系统构成严峻挑战。
刘晓宁
研究所副所长、首席分析师
Q5：如何看待当前我国电价堰塞湖现象，未来新型电力系统下的电价机制改革应该如何推进？
王璐
电力小组主管、资深高级分析师
电力系统清洁性、经济性和充裕性为互斥概念，虽然新能源发电成本持续下降，但是受发输配电成本、系统灵活性成本增加影响，全社会综合用能成本必将提升。与此同时，煤价长期高位运行进一步侵蚀电力行业利润。能源供应侧成本上升与需求侧成本较低的矛盾凸显，电价堰塞湖问题亟需解决。
未来电价机制改革预计将从“源、网、荷、储“四个方向落实。参考海外经验及学术界研究，我国电价机制上网侧电价机制改革的核心或为现货市场和辅助服务市场的建立，同时明确火电未来的角色定位和转型路径；电网侧改革的核心为完善输电成本核算与跨区域交易机制；用户侧改革的核心为鼓励需求侧响应，建设多样化电价体系；储能侧的核心为建设储能成本回收机制，为储能参与多种商业模式创造条件。
刘晓宁
研究所副所长、首席分析师
Q6：如何理解各地政府陆续出台相关政策扩大峰谷价差，这体现了什么样的政策趋势？
邹佩轩
高级分析师
以江苏省近期上调尖峰时段电价为先导，各省陆续提出深化分时电价政策。2021 年 7 月 29 日，国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出进一步完善目录分时电价机制，对峰谷时段划分、峰谷价差空间、分时电价与电力市场化交易衔接等提出相应政策措施。
我们认为，在当前以煤电为主体的电源结构下，错峰限电主要基于电力系统经济性考虑，通过降低高峰时段用电强度来削减不必要电源端冗余投资，提升电源利用小时数。但是在未来以新能源为主体的新型电力系统下，预计错峰限电将由可选项变为必选项，需求端必须开始适应供给端的不稳定性。我们判断未来我国用户侧峰谷价差将显著扩大，通过更具区分度的分时电价引导用户错峰用电。同时，未来销售电价也有望与碳市场、绿证交易等紧密相连，引导用户使用清洁电源。
刘晓宁
研究所副所长、首席分析师
Q7：如何解读国家发改委提出正在研究调整居民电价？
查浩
高级分析师
2021年6月24日国家发改委在中国政府网答复网民关于“建议完善居民阶梯电价制度，鼓励城乡居民多用清洁的电力资源”的留言时透露，“按照进一步深化电价市场化改革要求，下一步要完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性，形成更加充分反映用电成本、供求关系和资源稀缺程度的居民电价机制。”
我们认为，从居民和工商业电价的相对值来看，居民用电不存在规模效应，单位供电成本远高于工商业用电。但是由于交叉补贴的存在，我国居民电价长期低于工商业电价，我国也是全球唯一居民电价低于工商业电价的主要经济体。但是由于居民用电增速持续高于全社会均值，工商业压力持续提升，未来交叉补贴难以持续。
刘晓宁
研究所副所长、首席分析师
Q8：如何理解火电在电源系统中的定位？
王璐
电力小组主管、资深高级分析师
能源结构转型具有极大惯性，我国2020年煤电发电量占比超过60%，当前的新能源“平价”尚未考虑消纳成本，考虑消纳成本后距离真正的平价尚有距离。受“十四五”期间火电、水电、核电装机增速均大幅下滑影响，预计我国电力供需格局将由过剩转为全面趋紧，存量煤电仍然是我国电力负荷最主要的支撑，主体电源至少2030年之前地位难以撼动。
同时，供热尚无经济性替代方式，煤电仍为最主要的解决方案。从能量品位上，热是最低等级的能源，而电是最高等级的能源之一，新能源发电再取热的效率极低，而煤电机组供热更多为余热回收，经济性显著更优。在其他经济性替代方案出现之前，供热业务将成为本地煤电机组抵御外来电及新能源替代的有力护城河。
我们量化测算即便在全国新能源增速中性偏乐观假设下，未来十年我国煤电平均利用小时数仍需保持稳定，绝对值有望超过2020年水平。
刘晓宁
研究所副所长、首席分析师
Q9：平价时代来临，如何看待新能源运营的未来发展趋势及竞争格局变化？
邹佩轩
高级分析师
我们判断平价时代，新能源开发逻辑将发生显著变化，行业趋势对龙头企业更加有利：1）平价时代新能源项目回报率较补贴时代普遍下降，项目盈利能力对项目本身的资源禀赋，如光照强度、风功率密度等极为敏感，龙头企业在资源储备、项目拓展上优势明显；2）受东部自然条件和土地资源限制，预计未来我国新能源开发将大规模西进，风光储一体化大基地或成为开发重点，“高集中、远距离”将逐步取代补贴时代的小规模就地开发，全国性龙头在资金成本、电网调度、跨省跨区资源协调上显著优于地方性企业。
刘晓宁
研究所副所长、首席分析师
Q10：如何理解未来新能源运营的开发逻辑和项目运营管理差异？
查浩
高级分析师
平价时代，由于上网电价的下降以及优质资源选址减少，新能源项目投资逻辑也发生巨大变化，由“根据项目测算收益率”变为“根据最低收益率寻找项目”。
在上网电价、单位装机造价、利用小时数以及资金成本四个核心指标中，上网电价执行国家统一政策，央企资金成本普遍可低于4%，因此不同项目之间的差别主要体现在单位装机造价及利用小时数上，其背后的决定因素指向两点：一为运营商的项目拓展能力，二为运营商从项目前期选址、中期建设、再到后期运维全流程中的管理能力。管理能力还体现在项目实际运营结果与可行性分析测算结果的偏差度，低偏差度是收益率的最后防线。
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