一、火電：絕地求生
1、疫情、汛期輪番沖擊，負重前行
2019/2020 年冬季(2019 年 12 月及 2020 年1月、2月)，全國平均氣溫較常年同期偏高1.1℃，是 1961年以來歷史同期第五高。暖冬疊加疫情，雖然有春節(jié)淡季因素存在，發(fā)、用電量仍下降超過5%，Q1火電發(fā)電量下降 8.2%，全行業(yè)上市公司營收下降 9.9%。隨著新冠疫情迅速得到有效控制，全社會用電需求顯著回暖，同時上半年水電出力不足，火電發(fā)電量在 Q2同比增長 6.5%。但 Q3水電大發(fā)，火電同比增速回落至 3.3%。
隨著出力放緩，火電板塊營收增速由 Q2的 5.5%回落至 Q3的 2.4%。在成本端，電煤價格自 Q2跌至年內低點后開始震蕩上行，Q3歸母凈利潤增速 56.8%，與 Q2 的 94.4%相比顯著回落。
2、冷冬預期推動煤價反彈，修復周期或已近尾聲
在 9 月初的氣象數據表明赤道中、東太平洋已經進入了拉尼娜狀態(tài)后，電煤價格即開始快速上漲。沿海電煤價格指數的 5500綜合價在 5周內從 550元/噸上漲至 580元/噸，漲幅超過 5%;先行啟動的現貨市場成交價更是從 553 元/噸上漲至 613 元/噸，漲幅超過 10%。秦港 Q5500K 也在 10 月中旬達到年內峰值 608 元/噸，與 2017、2018 年情況相似。雖然疫情在國內很快得到了有效控制，復工復產有序、迅速地推進，社會生產和居民生活逐步恢復正常，但疫情已在一定程度上改變了原有的生活方式。而在全球范圍內，部分國家和地區(qū)的疫情發(fā)展呈失控趨勢，對位居全球產業(yè)鏈核心中樞的中國也產生了負面影響。在第二波疫情可能到來的局面下，后續(xù)用電量的增長情況仍存在不確定性。在營收端增長受制于電量需求的情況下，如果成本端的煤價保持上行趨勢，那么自 2019 年開始的本輪火電業(yè)績修復周期或將臨近尾聲。
3、 主力地位短期難改，角色定位加速轉型
2030 碳排放達峰、2060 碳中和的中遠期目標下，以煤電為主的火電在國內電源裝機結構中的角色定位頗為尷尬，“消滅煤電”甚至“火電已死”的討論不絕于耳，大有 2011 年福島核事故后社會輿論對于核電的態(tài)度。但近十年后，核電在全球發(fā)電總量中的占比自核事故第二年后基本就穩(wěn)定在 10%左右，2019年更是首次扭轉了下滑態(tài)勢;而國內核電的占比提升趨勢從未改變。但電源結構的改變遠不像想象中的那么簡單。
從建設周期來看，火電約 2-3年、核電約 5-7年、大型水電約 7-10年，這還不包括耗時更久的前期規(guī)劃、建設籌備等環(huán)節(jié);風電、光伏的建設周期較短，僅需 1-2 年，但受限于自身的特性，對于電量結構的改變遠遠小于對于裝機結構的改變?；痣娮鳛檎紦裳b機容量、七成發(fā)電量的主力電源，風電、光伏對其在電量結構中的替代作用在短、中期內均難有顯現。尤其是占據五成以上裝機容量、六成以上發(fā)電量的煤電，在氣電、抽水蓄能增量有限的情況下，對于依賴其提供輔助調節(jié)的風電和光伏而言，其存在和擴容的必要性更是比消減其份額以提供市場空間更為重要。
在行業(yè)前景不明的情況下，火電投資放緩成為必然，隨之而來的是新增裝機的減少以及存量機組利用小時的提升。另一方面，風電、光伏新增裝機大規(guī)模并網將帶來電力市場輔助服務需求的提升，結合部分地區(qū)火電容量電價的試點探索，火電的角色定位將由基核電源加速向調峰電源轉變。
二、核電：穩(wěn)中求進
1、 不懼沖擊，穩(wěn)如泰山
直至9月，年內第一臺新投產機組田灣 5 號才實現商運。全國核電運行狀況持續(xù)向好，利用小時節(jié)節(jié)攀升，前三季度累計利用小時連續(xù)第四年實現增長。觀察單月的利用小時情況，除了 7、8、10三個月受創(chuàng)紀錄來水帶來的水電強勢壓制外，僅有 1、2 月受疫情影響導致利用小時低于上年同期。但從下降幅度來看，1-2月水、火、風利用小時降幅均超過 10%，而核電同比下降不到 7%，穩(wěn)健性凸顯無疑。
2、從三雄到四強、從國企到民營，常態(tài)化審批穩(wěn)定成長預期
核電作為零碳排放的電源類型，對于減排具有不可替代的作用。9 月 2 日，李克強總理主持召開國務院常務會議，核準了海南昌江核電二期、浙江三澳核電一期工程。這兩個項目不同尋常之處在于：
核電審批常態(tài)化：繼 2019 年審批重啟并一次性批復 4 臺新機組后，連續(xù)第二年再次放行了4臺機組，代表了核電新建機組的審批核準常態(tài)化。
第四張核電牌照出爐：昌江二期為華能集團控股，打破了長期以來中核、中廣核、國電投三雄爭霸的行業(yè)格局。民營資本首次參與核電運營類項目：在三澳一期的業(yè)主中廣核蒼南公司中，吉利邁捷投資(浙江吉利李書福家族)持股 2%，是民營資本首次參與核電站的項目投資。此外，采用俄羅斯 VVER-1200 三代壓水堆的江蘇田灣 7、8號和遼寧徐大堡 3、4號共 4臺機組已完成選址階段的環(huán)評審批，目前正處于建造階段的環(huán)評審批流程中，有望在今年年內或明年年初獲得核準。核電具有建設周期長、投資規(guī)模大的特點;核電建設既可以發(fā)揮穩(wěn)定投資的作用，又不會增加近五年內的供應能力，但對于推動未來能源結構優(yōu)化具有重要作用。在經歷了 2011年福島核事故的短暫停和 2016-2018三年零核準(2018年底開工的霞浦快堆不屬于量產型機組)之后，核電的健康成長需要穩(wěn)定的政策支持，按照每年 4-8 臺的核準節(jié)奏保持滾動式的開發(fā)有利于維持整個產業(yè)鏈的可持續(xù)發(fā)展。
按照單個核電站每一期 2臺機組約 250萬千瓦以及三代機組 1.8萬元/千瓦的單位造價預估，每一期工程將拉動約 450 億元的項目投資額。根據統(tǒng)計，包括待核準項目在內共有 28 臺機組已開展前期工作，合計裝機容量 3071萬千瓦。而按照每個核電廠址 4-6臺機組的可承納容量以及 2臺機組的擴建裕量，國內核電發(fā)展?jié)摿薮蟆?/p>
WNA 統(tǒng)計數據顯示，中國大陸規(guī)劃核電項目機組數 168臺，合計裝機容量近 2 億千瓦。根據我們的統(tǒng)計，除在運、在建的 67 臺以及待核準、已開展前期工作的 28臺機組之外，現有核電廠址儲備尚有可建機組數 114臺，合計裝機容量 1.40億千瓦。即使不考慮其中的內陸核電廠址，沿海廠址仍有可建機組數 46臺，裝機容量 5734萬千瓦。根據我們的測算，待核準和已開展前期工作的 28 臺機組投資預算金額合計約 5400 億元;其他 46 臺沿海廠址可建機組投資預算金額合計約 1.04 萬億元。
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