碳中和目标下：火电绝地求生，核电稳中求进

　　一、火电：绝地求生

　　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。

　　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、 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。

　　二、核电：稳中求进

　　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。

　　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。