電力行業中期報告：低碳、地緣、保穩，電力系統逐綠前行1、電力發展面臨的趨勢——低碳、地緣、保穩1.1趨勢一：低碳背景下的傳統化石能源投資減少，地緣政治錯綜復雜，致傳統化石能源價格長期高位疫情歐洲煤炭與天然氣價格飆升。2021年冬季至今，低碳造成的供給短缺、疫情后的需求復蘇以及極端天氣等多重因素影響，歐洲煤炭及其競爭能源天然氣價格迎來快速上漲。作為歐洲大陸唯一的基準樞紐TTF價格自2021年以來快速上行，1月1日至12月31日上漲幅度高達433%。俄烏沖突進一步推高價格。俄烏沖突爆發后，作為歐洲煤炭價格基準的鹿特丹煤炭期貨一路飆升至459美元，比沖突爆發前約200美元的水平漲了45%，并且打破了過去一直存在的澳洲煤溢價的現象，煤價一度超過澳洲NEWC價格。風、核等高峰出力不足導致火電發電增風、核等高峰出力不足導致火電發電增加。2021年，除核電外，歐洲發電量基本恢復到疫情前水平。但是由于發電量占比達24.3%的核電全年降幅接近5%，且發電占比占14.3%的風電在7月高峰期出力不高，受電力瞬時平衡的影響，發電占比達24.3%的氣電在2021年全年發電漲幅達15.2%；發電占比達15.9%的煤電，雖然全年總量同比下降4.8%，但在多個月份參與調峰高發。本輪煤炭價格上漲主因供應短缺。盡管疫情影響逐漸消退后，全球煤炭貿易量從2020年的13.1億噸上升至2021年的13.5億噸，但仍未恢復至2019年14.4億噸的水平。在需求并未上漲的情況下，價格暴漲說明煤炭供應仍然緊缺。產量數據亦表明：2021年全球煤炭產量78.9億噸，距2019年79.4億噸水平仍有小幅差距。供應的短缺主要受兩個因素制約：（1）全球能源清潔化大勢所趨，使得投資者對化石能源投資信心缺失，轉投其他清潔能源領域；（2）價格高漲，煤炭供應商獲利頗豐，“以價補量”心理導致煤炭供應商擴產意愿不強烈。海運煤市場的再平衡難度大。全球海運煤市場大約在14億噸左右，其中印尼煤供應了近一半。全球海運煤市場又可分為低卡煤和高卡煤市場，低卡煤的供應主要以印尼為主，消費國主要以中國、印度和東南亞國家為主；

而高卡煤供應以澳大利亞、美國、俄羅斯、哥倫比亞和南非為主，消費以歐洲與日韓為主

；再平衡難以在中低卡位間切換，增加了再平衡難度。俄烏沖突將導致全球貿易煤維持高價。當地時間4月7日，歐盟27個成員國代表決定對俄羅斯實施新一輪制裁，其中包括對俄羅斯煤炭實行禁運。這是俄烏沖突以來，歐盟首次針對俄羅斯能源實施制裁。歐洲需要通過對進口煤國家間的再平衡來解決煤炭制裁。囿于短期再平衡需要價差拉動，我們認為歐盟對俄煤制裁將導致歐洲ARA煤價維持在300美元/噸高位。土耳其成為歐洲進口煤再平衡關鍵。歐洲主要煤炭消費國為德國、波蘭、土耳其和烏克蘭，其中波蘭可以自平衡，土耳其不屬于歐盟，依然可以進口俄羅斯煤，其過往俄羅斯煤采購量約在1500萬噸左右，另有4000萬噸購自哥倫比亞，因此，土耳其能否在俄羅斯煤與哥倫比亞煤之間切換成為歐洲煤價。中國產量通過亞太貿易煤再平衡影響歐洲煤價。中國為平抑國內能源成本，意欲2022年增產3億噸，即日產量1200萬噸的目標，但就1-2月產量看，實現該目標有一定難度。中國減少的動力煤將有一部分轉運印度等國家。而日韓與歐洲將利用煤價差爭奪澳洲高卡煤市場。但無論貿易煤如何再平衡，整體供需始終偏緊會導致全球煤價始終維持高位。1.2趨勢二：新能源成本下降推動能源結構低碳轉型近年來，新能源總體成本不斷下降。全球范圍內，總裝機成本與度電成本均大幅下降。采用平準化度電成本（LCOE）考量風電、光伏項目成本端的經濟性，核心影響變量包括裝機成本、運維成本和利用小時數（攤薄度電成本）這三類。全球數據顯示10年間海風、陸風、光伏總裝機成本分別下降了31%、32%和81%，LCOE分別下降了-48%、-54%和-85%，當前陸風、光伏已可實現平價上網。組件/風機價格長期呈下降趨勢，拉低裝機成本。從國內產業鏈中上游數據看，近三年多晶/單晶組件價格均下降約50%，風機價格下降伴隨大型化技術迭代。（短期價格受部分環節供需緊平衡、原材料上漲因素擾動）分地區新能源成本比較表明：歐洲海風LCOE有比較優勢。各地區近十年新能源度電成本均顯著下降，其中在海風成本仍普遍較高的背景下，歐洲地區具備一定的比較優勢。中國光伏LCOE顯著更低。在戶用/工商業光伏方面，中國地區度電成本顯著更低，歐美部分國家LCOE翻倍。與化石能源相比，新能源成本優勢逐步凸顯。全球范圍內，光伏、陸上風電價格已具備比較優勢。根據IRENA的全球平均數據來看，光伏和陸上風電項目的購電協議價已經能夠低于新開發的化石能源發電項目，表明新能源經濟性整體上具有了比較優勢，而光熱和海上風電項目仍處在降本途中。其中，從最近簽署的購電協議來看，光伏2022年購電協議價降至0.04$/KWh，低于最廉價的化石能源發電價27%（煤電為主），低于2020年LCOE30%，表明價格下探仍有空間。中歐多數地區風光與氣電成本相比占優。（1）歐洲煤電：歐洲煤炭發電成本150~250美元/噸，度電耗煤300克，折合度電成本0.045~0.075美元。已超過當地陸風的平均度電成本。天然氣：歐洲天然氣發電成本15~25美元/mmbtu，度電消耗0.2方氣，折合度電成本0.12~0.2美元。已超過部分城市光伏的平均度電成本（假設1mmbtu=25標方）。（2）中國煤電：中國煤炭發電成本800~1000元/噸，度電耗煤300克，折合度電成本0.24~0.3元（0.034~0.042美元）。高值已超過陸風的平均度電成本。天然氣：中國天然氣發電成本8~16美元/mmbtu，度電消耗0.2方氣，折合度電成本0.064~0.128美元。已超過光伏/陸風平均度電成本（假設1mmbtu=25標方）。美國能源稟賦使得化石能源成本優勢明顯煤電：美國煤炭發電成本70~100美元/噸，度電耗煤300克，折合度電成本0.021~0.03美元。高值已超過加州陸風的平均度電成本。天然氣：美國天然氣發電成本2~6美元/mmbtu，度電消耗0.2方氣，折合度電成本0.016~0.048美元。高值已超過加州陸風的平均度電成本（假設1mmbtu=25標方）。歐洲與中國都將加大可再生能源占比。前述分析表明：在中國及歐洲多數地區，新能源與天然氣相比，經濟性已經較為突出；其中，陸上風電的度電成本已在多數地區低于煤電；而美國由于自身能源稟賦優勢，煤電與氣電成本依然優于光伏。因此，在歐洲及中國，為降低化石能源對外依存度過高帶來的能源安全風險，降低化石能源成本上升帶來的經濟性影響，必將進一步加大可再生能源投資。歐洲計劃：5月18日，歐盟委員會公布

“歐盟再生能源計劃”

(REPowerEUPlan)，并將其在“Fitfor55（FF55）”

計劃下的可再生能源目標從之前的40%提高到2030年的45%。為了減少對俄羅斯化石燃料的依賴，歐盟計劃在2025年前實現超過320GW的交流太陽能光伏并網目標，并到2030年進一步擴大到600GW。其中到2026年所有屋頂面積大于250平方米的公共建筑和商業樓必須安裝屋頂光伏，所有符合條件的現存樓棟也需要在2027年安裝完成，而2029年后所有的新建住宅樓都需要強制安裝屋頂光伏。從目前到2027年，該計劃總投資2100億歐元來逐步擺脫對俄羅斯能源進口的依賴，其中860億歐元用于建設可再生能源，270億歐元用于氫能源設備，370億歐元用于生物甲烷生產，其他用于電網能效改造等方面。RePowerEU：

2030年光伏并網達600GW。RePowerEU計劃的核心目標是幫助歐盟擺脫對于俄國的能源依賴，主要從四個方面入手：能源節約、多樣化能源供應體系、替換化石能源并加速歐洲清潔能源轉型、擴大能源投資。RePowerEU計劃未來五年內高達2100億歐元的投資，主要計劃包括4點：

①可再生能源計劃：2030年可再生能源占比目標從40%提高至45%。②光伏并網計劃：到2025年實現320GW的太陽能光伏并網，2030年達到600GW。2021年底歐盟區域累計裝機約165GW，因此2022-2030年均需要48GW。③太陽能屋頂計劃：強制安裝屋頂太陽能，2026年強制面積大于250平米的新公共和商業建筑安裝太陽能，2027年面積大于250平米的公共和商業建筑強制安裝，2029年強制所有新的住宅建筑安裝。④氫能計劃：到2030年，歐盟將實現可再生氫氣生產1000萬噸，進口1000萬噸，以替代難以脫碳的行業和運輸部門的天然氣、煤炭和石油。此外，碳邊境稅逐步鋪開，促使出口導向型企業增加綠電消費。中國計劃：中國目前的2030年風光裝機總容量目標為12億千瓦，、風電與光伏的成本不斷下降，而火電受到國際煤價中長期高位運行及國內煤炭增產難度大等因素影響受到限制。新能源投資加大勢在必行。國內新能源相關政策頻繁出臺。2022年5月，中央下達的重磅政策中大多提到了未來新能源發展規劃，其中國家發改委、能源局聯合下發的《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》更是圍繞體制創新、機制協同、配套財政政策上提出了21項方案，以下為近期新能源相關政策匯總：《關于進一步盤活存量資產擴大有效投資的意見》第16條：“盤活存量資產回收資金擬投入新項目建設的，優先支持綜合交通和物流樞紐、大型清潔能源基地、環境基礎設施、‘一老一小’等重點領域項目”。《關于扎實穩住經濟一攬子政策措施的通知》第21條：“積極穩妥推進金沙江龍盤等水電項目前期研究論證和設計優化工作。加快推動以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設，近期抓緊啟動第二批項目，統籌安排大型風光電基地建設項目用地用林用草用水，按程序核準和開工建設基地項目、煤電項目和特高壓輸電通道”。《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》：“要實現到2030年風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上的目標，加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系”。《財政支持做好碳達峰碳中和工作的意見》：“支持構建清潔低碳安全高效的能源體系。有序減量替代，推進煤炭消費轉型升級。優化清潔能源支持政策，大力支持可再生能源高比例應用，推動構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統”。《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》：“各地根據市場放開電源實際情況，鼓勵新能源場站和配建儲能聯合參與市場，利用儲能改善新能源涉網性能，保障新能源高效消納利用”。1.3趨勢三：能源是本輪穩增長的投資重點方向，穩增長背景下2022H2是發力重點2008~2009年情況：2008上半年，中國GDP連續五年高增帶來經濟過熱，國際糧、油價格上行推動CPI迅速上升，政府采取從緊的宏觀政策。下半年經濟形勢逆轉，11月工業生產增長5.4%，同比下降11.9pcts；出口同比下降2.2%，七年來首次負增長。政府在11月出臺4萬億財政刺激計劃，09Q1經濟增速仍下降，但降幅收窄；09Q2起，財政刺激效果凸顯，經濟增速回升。本輪情況：21H1~22M2經濟勢頭良好，3月以來疫情等多重不利因素疊加，造成超預期的短期效應，經濟形勢急轉直下。若全年GDP增速5.5%的目標不變，假設22Q2GDP與去年同期持平，則下半年GDP同比增速需達8.3%。2022年當前經濟增長放緩主要受疫情這一短期因素影響。2008年經濟增速放緩主要受出口需求驟降影響；2022年經濟增長受出口需求擾動小，受疫情反復導致的內需疲軟影響更大。在2008年11月監測到經濟增速大幅下滑前，工業生產增加值已連續8個月呈下降趨勢；2021年四季度，工業生產增加值呈上升趨勢，直至2022年3月受疫情影響急轉直下。基建投資仍是刺激經濟的重要手段。2008年以來，固定資產投資占GDP比重穩定，但投資對GDP增長的貢獻率呈下降趨勢。但2020年投資貢獻率重回首位，說明投資仍是經濟面對下行壓力時的重要刺激手段。2008年全球金融危機引發經濟蕭條，出口需求大減，4萬億主要用于擴大國內投資，保持經濟增長勢頭，當時采用的是政府直接負債+直接需求提供方的模式；本輪經濟下滑主要由嚴格的疫情防控造成，需要解決短期發展面臨的問題，為未來提供有效供給提供要素支撐，在4萬億投資的經驗之上，本輪將通過基建投資拉動經濟，但由于當前的困難是短期矛盾，因此：一方面刺激力度會遠遠小于4萬億；另一方面，不會采取完全由政府發力的4萬億模式，而應更多采取市場發力模式，由政府為企業提供增信擔保，讓企業能夠借到更多的錢投資。能源和電網投資一向為重點投向且占比擴大。2008年末出臺的4萬億財政刺激計劃投向中，能源投資和電網改造占比高達38%。2022年1-4月已發行地方專項債投資的投向中中，市政及產業園區基礎設施建設成為占比最大的投向、交通基礎設施建設投資退居第二；

能源投資占比擴大，4月統計口徑調整后成為單列項。預計未來，隨著疫情后項目開工受阻情況減少，能源項目投資將發力“穩增長”。專項債務將成為能源領域資金的重要構成。其中，涉及能源領域的投資包括天然氣管網、儲氣設施與城鄉電網等部分。專項債由于其具有的對應資產高質量、相對低利率等優點，為項目融資的較優途徑。2、下半年與中長期電力增長趨勢——電力清潔化加速2.1下半年趨勢：二產拉動、用電正增長；風、光裝機高增帶來電量占比提升需求側——疫情波及省份短期用電下降。梳理4月用電量下降超過5%的省份：上海、吉林、江蘇、遼寧、山東、海南用電量分別同比下降23.8%、15.8%、12.1%、7.7%、6.5%和5%。下降較多省份多與疫情有關，海南用電量下降預計與氣溫影響有關。各板塊用電情況分化，能源板塊增幅高于同期，多板塊4月用電同比減少。和歷史用電情況比較：能源板塊表現相對突出，今年1~4月用電保持5%以上的同比增幅，是唯一高于前五年同期平均增速和雙年同期平均增速的板塊。在統計口徑中，能源板塊包括煤炭采選、石油、天然氣開采。用電高增印證了前幾個月國外能源商品價格高漲、國內煤炭供需緊平衡的大背景。而除能源、地產板塊外，其余板塊均于4月出現了用電同比減少的情況，我們認為這與各地4月疫情形勢趨嚴相關性較高。看好全年用電需求有5%的正增長，二產用電占比預計提升。疫情影響消退+季節性因素，全年用電預計仍有5%正增長。疫情影響下，今年3~4月用電需求同比增速放緩。參考歷年逐月用電情況，全年用電高峰主要集中在冬夏兩季，預計5月起隨著復工復產、復商復市節奏加快，疊加氣溫影響下的用電增多，全年用電需求仍將保持5%的正增長。二產用電占比預計提升。與去年同期相比，第二產業用電占比逐月恢復，4月第三產業用電占比同比下降。在消費疲軟、能源板塊用電增長高于同期的背景下，全年預計二產用電占比會同比提升0.9pct。投資側——疫情防控政策影響短期投資發力。電網投資完成額、火電/核電投資完成額當月新增增速于4月同比下降，其中火電投資仍為正增長。部分電力工程項目施工進度短期受到影響。以光伏為主的其他電源投資仍保持高增速。其他電源投資完成額（總量倒減，以光伏為主）當月新增增速自年初以來同比大幅提升。自去年11月上游組件價格達到階段高點后，逐月下滑。利潤分配重回合理區間促進了下游運營商的光伏投資積極性。風電、水電投資完成額當月新增增速環比好轉，但年初以來同比仍為負增長。全年電源投資預計將同比提升11%。盡管短期投資完成額受擾動，基于對各類電源今年在不同單位投資額假設、不同裝機量假設下對應的新增投資區間的情景分析，測算考慮了不同電源項目的投產周期差異，對長周期的核電、水電增加考慮了新開工項目預計在今年的投資確認額后，我們仍看好全年投資增長，具體為：各類電源2022年新增總投資預計區間范圍在6130億元~7906億元，同比提升11%以上。風電、光伏投資將占到總投資比例78%~79%。供給側——1~4月風、光裝機高景氣、預計全年135GW總裝機目標可實現。今年1～4月風、光裝機同比高增長，其中風電1～4月完成裝機9.6GW（同比+45.2%），假設全年裝機目標60GW，對應剩余月份月均增量預計為25.8%。光伏1～4月完成裝機16.9GW（同比+138.4%），假設全年裝機目標75GW，對應剩余月份月均增量預計為20.5%。對應全年風、光裝機占比預計合計達30%（同比+3.3pct）。風、光裝機在全年總目標下，今年剩余月份的逐月預測參考了歷史數據中各月新增裝機占比。風、光裝機下限受“十四五”總目標約束；同時能源投資屬于“適度超前規劃建設”的重點領域之一，從拉動全年經濟數據的角度看上限較高。因此風、光裝機增長的確定性較強。2.2中長期趨勢：適度超前規劃帶來電力清潔化加速；火電規模繼續擴大、但定位轉變適度超前，“十四五”電力清潔化有望加速。國家發改委投資司司長于“積極擴大有效投資有關工作情況”發布會上，提出聚焦重點領域，按照適度超前開展基礎設施投資的要求，推進水利、交通、能源等基礎設施建設。目前披露的各省“十四五”風、光裝機目標已超《規劃》預期《“十四五”可再生能源發展規劃》目標較為保守。近期發布的《“十四五”

可再生能源發展規劃》提出：“十四五”期間，風電和太陽能發電量實現翻倍。假設年利用小時數維持不變，則與2020年裝機水平相比，“十四五”期間新增風、光裝機合計534.9GW（風電281.5GW、光伏253.4GW）從現有26省份發布的“十四五”新能源裝機目標來看，合計值已達694.4GW，超出《規劃》所制定的目標。其中，三北地區因風光大基地的規劃將貢獻主要增量。鼓勵適度超期投資的政策指引下，電力清潔化有望加速。我們預計“十四五”期間風、光新增裝機合計700GW（風電316.8GW、383.2GW），這一裝機目標與上述26省份已發布的風、光裝機目標基本接近。這一目標所對應的年均裝機增速都在15%以上；而考慮到火電退出存在過程，2030年前，火電裝機仍會維持正增長。抽水蓄能將作為未來十年調節性電源的中堅力量，且占水電比重提高。由于平均8年建設周期，主要裝機會集中在

“十四五”末期、“十五五”初期。“十四五”末，風、光發電占比預計翻倍，火電定位逐步調整，將部分轉向調節性電源。從發電量占比來看，預計至2025年風、光發電量分別占到14.8%、8.3%

（合計占比23.1%，相比2021年提升11.4%，占比翻倍）；預計至2030年風、光發電量分別占到18.9%、11.5%。2021~2030十年間，預計火電裝機年均增速在3%，而發電年均增速在2%。表明在“碳達峰”階段火電總量持續提升、但定位逐步調整，將有一批機組經靈活性改造后用于調節、備用。具體來看，電力清潔化加速的驅動因素包括大基地建設和分布式發展。加速點1：集中式大基地開發將貢獻近一半新增裝機。大型風光基地的集中式開發，可以通過規模效應降低建造、運行成本,充分利用沙漠、戈壁、荒漠地區的風光資源。根據智匯光伏的預測，預計“十四五”期間考慮內陸大基地和海風基地，總新增裝機將達到350GW，占到了各省規劃總量的一半。2021年12月公布的第一批風光大基地項目目前進展順利，已于2022Q1開工，其中光伏項目開工51GW、開工率達到95%。預計第一批大基地97GW裝機中，本地消納和外送消納將各占一半。2022年2月第二批風光大基地項目落地，“十四五”期間規劃投產200GW，“十五五”期間規劃投產255GW。加速點2：高電價將吸引分布式發展，潛在屋頂資源持續擴大。分布式光伏的設備成本較為固定和透明，電價上漲會帶動項目收益增厚，將刺激分布式光伏進入新的增長區間。當前屋頂資源潛在裝機容量為515GW,至2025年該數值預計達到640GW，居民、工商業、公用各側均有增長。3、大基地建設提出消納要求，特高壓投資迫在眉睫3.1需求角度看大基地消納空間充足第一批大基地消納有保障。第一批大基地外送消納49GW、本地消納48GW，內蒙古、山西、青海等地為主要外送電量來源。已有通道可保障第一批大基地80.7%的外送消納需求。第一批風光大基地預計22/23年分別投產45.7/51.3GW，從消納途徑來看，97GW總裝機量中預計49GW裝機所對應的96TWh電量將外送消納。通過已有特高壓和其他途徑已可實現39.6GW容量（占80.7%）的外送需求，剩余9.5GW容量依賴在建的特高壓線路，目前在建特高壓線路“3直”——共24GW直流容量。預計至2024年多數省份就地消納空間充足。多數省份預期用電量增長高于當地大基地就地消納發電量，即表明大基地就地消納空間充足。3.2輸送角度看特高壓建設進度或制約大基地消納第一批大基地消納通道已解決；但后續更大體量的大基地建設，消納會成為主要挑戰。對消納率或棄風光率的考核具有較為嚴苛的要求，維持消納率95%以上的目標長期來看也不會放松。解決新能源消納需要源網荷儲同時發力，其中特高壓建設會成為重中之重。大基地建設需要加快特高壓投資。（1）國網：截止2020年底，國家電網已累計建成投運“十四交十二直”26項特高壓工程，在運在建線路總長度達4.1萬公里，累計送電超過1.6萬億千瓦時。（2）南網：截止2020年底，南方電網形成“八交十一直”共19回大通道，輸送能力達到5800萬千瓦。特高壓建設有望帶動電網投資創新高。電網投資配比有望提升。“十三五”期間特高壓建設帶動電網迎來投資高峰；

2020年后清潔電源投資擴大，電網/電源投資配比顯著下降。穩增長背景+配套風光大基地建設，“十四五”新一輪特高壓建設開啟后，電網投資或有較大增量。特高壓投資是明確的規劃先行，因此真正開工需要待22H2~23H1，23H2后竣工項目增多。國網“十四五”末，跨省跨區輸電能力預計將達3億千瓦。目前國內已建成特高壓線路“14交12直”；在建特高壓線路“3直”，在建2400萬千瓦直流容量；“七交兩直”已經獲得核準，涉及7000萬千瓦交直流容量。到2025年，跨省跨區輸電能力預計將達到3.0億千瓦，輸送清潔能源占比50%+，則可對應輸送清潔能源1.5億千瓦以上。到2030年，跨省跨區輸電能力預計將提升到3.5億千瓦。特高壓實現新能源外送，提出新通道、新要求。電力跨區域資源配置現狀：2020年底西電東送能力接近2.7億千瓦，全年跨省跨區送電量達到2.1萬億千瓦時，形成了電力資源大范圍優化配置的良好格局，有力保障東中部電力供應，其中輸送清潔能源電量比例50%左右。新通道：根據國家“十四五”電力發展規劃，“十四五”期間計劃建設“三交十三直”跨省跨區輸電通道。新要求：“十四五”期間，一方面持續提升已建輸電通道利用效率，還要繼續多措并舉、多管齊下，推動已建通道逐步實現滿送，預計共提升已建跨區通道輸電能力4200萬千瓦；“十四五”新增跨區跨省輸電工程預計合計新增電量6700萬千瓦。新增通道輸送可再生能源電量比重均需超過50%。按800萬千瓦輸電能力的線路單條投資200億元，預計提效+新增分別涉及投資1050億元和1675億元，合計2725億元。4、電源主體經營分析——火電盈利部分修復、綠電規模高增長4.1火電企業：100%長協配合電價上漲，將重回盈虧平衡，但部分企業度電利潤無法完全修復至2020年水平經過對有關煤炭產能常見說法的研判，我們認為煤炭增產當前面臨多重困難，但不會長期處在供不應求狀態。煤炭產能增速或緩于需求增速：2021年，國內煤炭消費量達24億噸。基于需求每年增長3-5%的假設，則2022年國內煤炭需求將增加1.5-2億噸。鑒于“去碳”趨勢明晰，煤炭行業長期缺乏投資和資本開支，每年新增產能只有0.5-1億噸。煤炭行業仍有未開的存量產能：煤炭行業2021年以來的高利潤鼓勵了煤炭生產企業開發存量產能，但受制于行政審批因素，部分存量產能仍未得到發揮。部分煤礦受合規問題影響，仍處在完全或階段性停產狀態；部分煤礦則受案件和環保等因素影響，無法發揮出最大生產潛力。煤炭不會長期處在供不應求的狀態：目前國內存量產能超過40億噸。長期看，隨著技術進步，在產礦井的最大生產潛力將不斷提升；加之安監環保等行政制約因素弱化或消除，增產的潛力至少在10億噸以上，對應每年可貢獻1億噸以上的增量。國內增產在煤礦生產行政審批環節有制約。停產煤礦無法復產主受安全生產許可證、采礦許可證和環保許可證制約：

國內煤礦生產需要五個部門頒發的“六證一照”：煤炭生產許可證、礦長安全生產許可證、礦長資格證、安全生產許可證、采礦許可證、環保許可證和營業執照。其中，環保許可證規定煤礦所在區域不得臨近水資源或生態保護區；采礦許可證要求煤礦開采所在區域需要完成拆遷征地；安全生產證規定煤礦月度產量不得超過核定產能的10%。而我國煤炭主產區內蒙、山西、新疆、陜西等地開采條件較好的煤礦，實際生產能力遠大于核定產能。煤礦生產潛力無法完全發揮主因反腐倒查和安監部門過度執法：由于部分民營礦井的企業主過去存在行賄等刑事問題，近兩年以內蒙為代表的反腐倒查影響很多企業主，導致下屬企業生產趨于停滯。每當重要活動舉辦或安全生產事故發生時，安監部門過度執法導致煤礦大面積停產。例如2021年陜西全運會期間，榆林地區民營礦井被直接要全大面積停產；10月，山西王家嶺煤礦事故發生后，全市煤礦被要求停產進行安全生產檢查。國內煤炭產量真實性判斷：截至4月，煤炭產量數據可能依然偏高。4月，國內原煤產量3.6億噸，同比增長10.7%，增速較上月放緩4.1%，日均產量1209萬噸；1-4月國內原煤產量14.5億噸，同比增長10.5%。4月進口煤碳2355萬噸，同比增長8.4%，上月為下降39.6%。4月份煤炭產量數據可能依然偏高，但差值小于3月：1）4月火電發電量同比下降11.8%，煤炭產量同比增長10.7%。煤價雖較3月大幅下降，但維持在歷史高位，說明供需依舊偏緊；2）4月煤礦開采和洗選用電量同比增長5.44%，1-4月用電量同比增長6.14%，仍無法完全反映供應增量。2022Q2后煤炭產量增速不及煤電量增速，或導致后續煤價下跌難。今年下半年社會用電增速或將出現反彈。盡管目前受疫情疊加去年高基數影響，4-6月全社會用電量會呈現下滑趨勢，但下半年，隨著疫情影響逐步消退，基建發展增加及去年下半年基數相對低等因素影響，我們認為用電增速將出現一定反彈，在本文2.1部分我們判斷全年用電仍將有5%的正增長。海外煤價居高難下，國內煤炭增產壓力大。由于海外煤價受俄烏沖突等因素影響居高不下，煤炭進口受阻：1-4月進口煤炭7541萬噸，同比下降16.2%，降幅為1472萬噸。預計未來海外煤價將維持高位，21年全年進口煤炭3.2億噸，基于全年煤炭進口量將減少10%-20%的假設，22年全年煤炭進口將減少0.5億噸左右。分別按1200萬噸/日、1230萬噸/日、1260萬噸/日估算2022年5-12月原煤日產量：當原煤日產量為1200-1230萬噸/日，國內煤炭供應量在夏、冬兩季用電高峰期依然有不足，導致價格上升。若煤炭日產量達到1260萬噸/日，則全年煤炭供需缺口消失，煤炭價格將下降。但從3、4月產量實際情況來看，實現1260萬噸/日的原煤日產量難度較大。此外，部分南方省份如廣東、貴州等也會因為區域供需產生短缺問題。電價上漲、煤炭長協100%覆蓋情況下，主要火電企業可實現盈虧平衡。電價上漲17%，煤價在770元/噸時，火電企業基本實現盈虧平衡，但部分企業度電利潤仍無法完全修復至2020年水平。市場化比例提升后，電價上漲來傳導煤價高企的影響成為可能。當煤價達到1100元/噸時，僅華能國際能實現不虧損。當煤價在900元/噸時，華能國際和華電國際可實現盈利，而大唐發電和國電電力將繼續虧損。當煤價維持在770元/噸時，華能國際和華電國際業績較2020年提升，大唐發電和國電電力雖可實現盈虧平衡，但業