（报告出品方：华泰证券）复盘 2022 年电力板块市场表现，水火较为强势，新能源偏弱A 股电力板块相对收益表现：水电>火电>新能源2022 年以来，综合来看，电力子板块相对上证指数收益走势：水电强于火电强于新能源。
电力Ⅲ指数走势与水力发电（申万）指数基本一致是由于水电公司长江电力在上述两项指 数中权重分别高达 34%和 70%（截至 2022 年 11 月 10 日收盘）。
从自 2022 年初以来各 电力子板块相对上证指数收益率走势来看： 水电：水力发电指数自 1 月 19 日之后均跑赢了上证指数，4 月初开始相对收益走势较为强 势的重要催化包括：新产能陆续投产、上半年来水偏丰、水电电价同比上涨、成本同比节 约。
即使在 7 月以来来水偏枯的背景下，几家大型水电公司三季度业绩并未因来水偏枯而 同比大幅下降。
火电：2022 年初至 2022 年 6 月底，火力发电指数收益均跑输上证指数，我们认为影响因 素包括：1）2021 年年末，市场对新能源补贴发放及火电 2022 年扭亏预期导致火电转型 公司股价处于较高水平；2）2022 年以来，虽然煤价较 2021 年底有明显下降，但仍处于 较高水平，即使 2022 年 2 月国家发改委提出秦皇岛港下水煤煤炭中长协交易价格区间 570-770 元/吨（5 月 1 日开始实施），但火电发电企业与煤炭公司长协履约率并不理想， 大部分火电企业仍处于亏损状态。
2022 年 7 月初，火力发电指数相对收益出现一波短期明显提升，主要系：国家发改委于 2022 年 7 月 1 日召开 2022 年电煤中长期合同换签补签视频会议，会议要求严格落实三个 100%（签约率、履约率、价格政策执行），不落实要追究责任。
市场预期火电公司煤炭采 购价格在国家发改委价格区间的煤炭长协履约率提升带动火电入炉煤价下降。
2022 年 8 月初，火力发电指数相对收益率走势再次向好，我们认为主要是：1）7 月以来水电来水偏 枯较为严重，水电大省及接受外送水电电量较多的东部沿海省份陆续出现限电情况，火电 保供重要性凸显，火电新增机组审批加速；2）基于火电发电量提升带来除燃料外其他度 电成本下降，燃煤成本在国家发改委趋严管控下下行及电价仍处于高位的逻辑，市场预期 火电三季度业绩明显改善。
10 月底各公司三季报发布后，部分大型火电公司火电业绩改善 不及预期，火力发电指数走弱，但仍保持正相对收益。
新能源：新能源运营商股价走势今年整体偏弱，我们认为主要系：1）今年光伏组件价格 处于较高水平，新能源运营商新增光伏装机建设节奏放缓。
2）今年山西光伏低市场化交 易电价及福建海风恶性竞价引发市场对新能源项目收益率担忧，但以上两件事情并非具有 普遍性。
H 股电力公司相对收益表现：整体偏弱，个别公司 alpha 较强H 股电力公司相对恒生指数收益率 2022 年以来整体偏弱，华电国际电力股份凸显强 alpha。
从 2022 年以来 H 股电力公司相对收益率走势看，我们选取的几家公司走势较为 相似。
但在相对收益率的大小方面，2022 年 1 月-6 月，火电转型新能源的 H 股标的（华 润电力、中国电力、华电国际电力股份、华能国际电力股份）相对收益率一直处于负值状 态，新能源标的龙源电力的相对收益率虽然在正负间有一定波动，但较火电转型新能源公 司更高；2022 年 7 月初以来，华电国际电力股份相对收益率明显强于其他 4 家公司，一 直处于正水平，我们认为主要系其参股新能源平台于 7 月初在上海证券交易所发布 IPO 招 股书，华电国际电力股份体内之前没有被投资者认可的权益新能源资产估值逐步凸显。
电力供需：发电侧风光渗透率提升，需求侧新动能为增长新主力电力系统是发、输、配、售四大环节组成，基本功能是将各种一次能源转换成可使用的电 能，并将其输送和分配到用户。
碳中和背景下，新型电力系统具有高比例新能源接入、大 量电力电子设备、多能互补运行等多种特征，对系统调节能力提出要求，要从传统的“源 随荷动”转变为“源动荷动”甚至“荷随源动”。
可以数量化计算的电量供需——装机与需求的对应我 们 预 测 2021-2030 年 全 社 会 用电量 CAGR5.5% （ 其 中 十 四 五 / 十 五 五 分 别 为 6.4%/4.5%），“新基建”和更广义的“新动能”贡献 6%/33%的增量，为新能源的消纳提 供基础，也为更灵活的需求侧响应埋下伏笔。
借鉴德国（2012）、澳大利亚（2016）、英 国和加州（2020）的经验，风电光伏占比 15%-30%时系统平衡的压力显著加大，对电网 调度提出了较大挑战；也就意味着十四五后期或十五五前期，新型电力系统的构建成功与 否至关重要。
需求侧：新动能接替高耗能，为需求侧增长新主力。
“十四五”期间“新动能”用电增量 贡献度预计将增加 5pct 至 27%。
我们以 4G/5G 基站、大数据中心、新能源充电桩、信息 传输、计算机通信和其他电子设备等十三个行业测算新动能对于用电需求拉动的影响。
据 我们测算，“十三五”期间，“新动能”行业用电量增加 4221 亿度，占同期全社会用电量 增量的 22%。
我们预测“十四五”/“十五五”期间“新动能”行业用电量增量 7465/9935 亿千瓦时，占同期全社会增量的比重分别增加至 27%/39%。
而高耗能产业用 电增量占比将由“十三五“的 29%下降至”十五五“的 21%。
基于对未来十年电供给的预测，我们认为风电/光伏装机将迎来快速增长，十四五/十五五 期间年均风电装机增长为 62/90GW，年均光伏装机增长为 88/134GW，至 2025/2030 年 末，风电和光伏装机将占总装机的 39%/53%。
风光装机的快速增长带来风光发电量的占 比提升，至 2025/2030 年，风光发电量占比将从 2021 年的 11.7%提升至 19.1%/29.8%， 2021-2030 年风电/光伏发电量 CAGR 分别为 17%/20%。
同时，我们认为煤电十四五期间 还将陆续有少量新增装机，十五五碳达峰目标临近，我们预计 2030 年煤电装机为 1243GW、占比 27%，火电电量占比将从 2021 年的 67%下降到 2030 年的 50%。
带有时间曲线的电力平衡——灵活性机组的容量提供风光发电量占比提升将给电力系统稳定带来挑战。
根据我们预测，2025/2030 年我国风光 发电量占比将提升至 19.1%/29.8%，占比是 2021 年的 1.6/2.5 倍。
电力产品具有瞬时性特 征，在储能得到大规模普及之前，发输配售几乎要在同一时间完成。
在间歇性电源占比提 升的过程中，电力（即容量）平衡难度高于电量平衡，对电力系统灵活调节能力提出更高 要求。
因此灵活性机组容量也需同步增长，以保障电力系统稳定。
目前我国灵活调节电源比重较低。
中电联 2020 年 6 月发布的报告《煤电机组灵活性运行 政策研究》显示，2019 年我国灵活性调节机组占比约 6%，远低于美国/西班牙/德国的 49%/34%/18%。
其中，我国的灵活性电源装机以煤电灵活性改造、气电和抽水蓄能为主。
《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》中提出我国十三五期间计划完成煤电灵活 性改造容量 2.15 亿千瓦，抽水蓄能装机达到 4000 万千瓦，气电装机 1.1 亿千瓦以上。
截 至 2019 年，我国煤电灵活性改造完成容量 5775 万千瓦，仅为十三五规划的 1/4 左右。
截 至 2020 年底，我国抽水蓄能装机 3159 万千瓦，同样低于目标值。
根据海外国家的经验，我们测算 2025/2030 年，中国新型电力系统所需的灵活性机组分别 为 431-582GW/891-1440GW，灵活性装机比例 13%-18%/20%-32%。
我们采用两种方式对 2025/2030 年中国新型电力系统所需灵活性机组容量进行推算。
1） 寻找海外国家历史年度风光发电量占比与我国 2025/2030 年风光发电量占比近似的年份， 参考该国家当年的灵活性电源比重，推算我国的灵活性电源需求情况。
2）参考海外国家 未来风光装机增量预测所对应的灵活性电源增量预测，结合我们预测的中国“十四五”/ “十五五”风光装机增量，推算所需要的灵活性机组增量。
方法 1：根据我们预测，我国 2025/2030 年风光发电量占比将达到 19.1%/29.8%。
2019 年，西班牙/德国的风光发电量占比分别为 25.5%/28.3%，对应的灵活性电源比例 34%/18%。
同为欧洲国家，西班牙和德国的风光发电量占比差异较小，但灵活性电源占比 相差较大，主要系由于两国总装机容量存在较大差异，其灵活性电源装机绝对值分别为 37/38GW。
由于德国 2019 年风光发电量比例与我国 2030 年最为接近，我们参考德国 2019 年的灵活性电源比例 18%，根据风光发电量比例与灵活性电源比例的比值相同，得 到中国 2030 年灵活性电源比例为 19%。
方法 2：据伍德麦肯兹预测，2021-2040 年欧洲重要五国（英国、德国、法国、意大利和 西班牙）每 GW 风光新增装机对应的灵活性机组需求为 0.31-0.51GW，考虑到：1）根据 IEA 2018 年统计的各国灵活性电源结构，欧洲灵活性机组中气电比例（28%）高于中国 (4.3%)，中国灵活性机组主要
