摘要
爆红的“碳中和”：“2030碳达峰”首次提出是在2014年APEC峰会，2015年的《巴黎协定》正式得以明确。此后美国出于自身利益考虑拒绝承担相应责任，而中国选择了逆流而上，2020年联合国大会将目标从“碳达峰”提升至“碳中和”。中国从2005年超越美国成为全球第一大碳排放国家，目前占总量近三成、占增量约六成，主导着全球的碳排放变化趋势。
煤炭是能源核心和碳排主力，火电是控碳重点：煤炭在国内一次能源中占据七成产量、六成消费量，资源禀赋一方面决定其占比居高不下，另一方面凸显其对于能源自给和能源安全的战略重要性。煤炭在国内碳排放中占比近八成，显著高于其他碳排大国。国内碳排放的一半是由煤机为主的火电产生，控碳重点之一即是控制火电。除了风、光两大清洁能源外，水、核作为零碳排放能源，也将迎来新的发展机遇。
目标碳中和，加速调结构：水电：“十三五”末乌东德首批机组投产开启了新一轮投产高峰，在政策推动下水电将向纵深挺近；雅鲁藏布江下游水电基地的建设规划突破十三大水电基地、进入难度极大的西藏地区，“啃硬骨头”必不可少。核电：核准常态化有利于维持核电产业链的可持续发展，昌江二期让华能拿到第四张牌照、三澳一期引入民营资本，行业竞争格局出现突破性变化；不考虑内陆厂址，沿海厂址可建项目投资预算超万亿。火电：虽然主力电源地位短期难改，但前景不明导致投资放缓，随之而来的是新增装机减少以及存量机组利用小时提升；风、光大规模并网将带来电力市场辅助服务需求的提升，结合部分地区容量电价的试点探索，火电角色将由基核电源加速向调峰电源转变。
投资建议：中国作为最大的碳排放国，动见观瞻。全球碳减排进程虽然经历了波折，但在中国的决心之下依然持续推进。在做出“2030碳达峰”和“2060碳中和”两个关键节点的承诺之后，电力行业作为国内碳排放和碳减排的重要领域之一，与其他行业以及行业内部各个细分板块的相互博弈将颇具看点。煤炭是中国一次能源核心，也是碳排放主力，火电首当其冲成为控碳重点。除了得到政策力推的风电和光伏之外，同为零碳排电源的水电和核电也将迎来新的发展机遇。
风险提示：1)价格降低：电力市场化交易可能拉低平均上网电价，天然气销售价格可能随气源价格调整；2)需求下滑：宏观经济运行状态将影响发电设备利用小时数和天然气销售量；3)成本上升：电煤、天然气等燃料成本上升将减少火电、城燃的利润；4)政策推进滞后：电力供需状态可能影响新机组的开工建设；5)降水量减少：水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况。
01
爆红的“碳中和”
近期，“碳中和”这一关键词在资本市场乃至全社会范围引起的关注度迅速提升，适逢“两会”在京召开，其对电力行业未来发展的巨大影响不容小觑。
1.1
2015年播下的种子，在2020年开出了花
1.1.1
中美携手，2015年《巴黎协定》明确“碳达峰”
2014年11月，第26届亚太经济合作组织(APEC)峰会继2001年在上海举办后重回中国。11月12日，习近平总书记同时任美国总统奥巴马举行会谈。就2015年关于气候变化的新国际协议(即之后的《巴黎协定》)，中美两国元首共同发表了《中美气候变化联合声明》，宣布了两国各自2020年后应对气候变化行动。其中，美国计划于2025年实现在2005年基础上减排26%-28%的全经济范围减排目标并将努力减排28%；中国计划2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰，并计划到2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右。
2015年6月30日，正在法国进行访问的国务院总理李克强在会见法国总统奥朗德时宣布，中国政府已制定中国应对气候变化国家自主贡献文件《强化应对气候变化行动——中国国家自主贡献》，并向《联合国气候变化框架公约》秘书处提交。根据中国国情、发展阶段、可持续发展战略和国际责任，确定了到2030年的自主行动目标，即：二氧化碳排放2030年左右达到峰值并争取尽早达峰；单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%-65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右，森林蓄积量比2005年增加45亿立方米左右。
2015年11月30日，习近平主席在巴黎出席气候变化巴黎大会开幕式并发表题为《携手构建合作共赢、公平合理的气候变化治理机制》的重要讲话，正式提出“将于2030年左右使二氧化碳排放达到峰值并争取尽早实现”。12月12日晚，《联合国气候变化框架公约》近200个缔约方在巴黎气候变化大会上一致同意通过《巴黎协定》，成为继1997年制定的《京都议定书》之后《联合国气候变化框架公约》下的第二份具有法律约束力的文件。《巴黎协定》包括没有法律约束力的“决定”和有法律约束力的“协议”两部分，重点包括：
在长期目标中加入1.5摄氏度的内容。《巴黎协定》提出，把全球平均气温较工业化前水平升高控制在2摄氏度以内，并为把升温控制在1.5摄氏度以内而努力。
全球应对气候变化新模式首次写进有法律约束力的文件。《巴黎协定》明确规定，各方将以“国家自主贡献(NDC)”的方式参与全球应对气候变化行动，这种方式是一种“自下而上”的模式，与《京都议定书》提出的“自上而下”要求发达国家强制减排的模式不同。
在气候支持资金问题上明确路线图计划。《巴黎协定》首次提出2020年前应“制定切实的路线图”，以敦促发达国家落实2020年之前每年向发展中国家提供1000亿美元应对气候变化支持资金的承诺。
在透明度问题上明确五年一盘点。《巴黎协定》提出，从2023年开始，每5年将对全球行动总体进展进行一次盘点。
降低了有法律约束力的“协议”部分的生效门槛。根据协议规定，只要55个国家批准，协议就可以生效，其生效的门槛远远低于《联合国气候变化框架公约》和《京都议定书》。
2016年4月22日，气候变化《巴黎协定》高级别签署仪式22日在纽约联合国总部举行，当天共有175个国家签署了这一协定。国家主席习近平特使、国务院副总理张高丽出席仪式，并代表中国签署《巴黎协定》。9月3日，中美两国在G20杭州峰会期间向联合国秘书长潘基文交存了各自参加《巴黎协定》的法律文书，并发表有关中美气候变化合作成果的联合声明。11月4日，《巴黎协定》正式生效。
1.1.2
美退中进，2020年联合国大会明确“碳中和”
2017年6月1日，时任美国总统特朗普在白宫宣布退出《巴黎协定》，是继退出跨太平洋贸易伙伴协定(TPP)后，特朗普宣布退出的第二个国际协议。2019年11月4日，在满足协定要求的三年有效期后，美国政府通知联合国退出《巴黎协定》；一年后，美国正式退出《巴黎协定》，成为近两百个缔约方中唯一一个退出的国家。
在美国出于自身利益考虑拒绝承担相应责任的情况下，中国选择了逆流而上。在2017年6月1日美国宣布“退群”的当天，李克强总理在回答德国记者关于气候变化问题的提问时表示：中国政府积极参与推动并签署巴黎协定，并最早一批向联合国提交应对气候变化国别方案。中国人信守“言必信、行必果”，将会继续履行巴黎协定承诺，也希望同世界各国就此加强合作。
2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”将“碳达峰”提升至“碳中和”，进一步明确了中国碳减排的工作目标。
2020年10月29日中国共产党第十九届中央委员会第五次全体会议通过《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》，要求加快推动绿色低碳发展，推动能源清洁低碳安全高效利用；降低碳排放强度，支持有条件的地方率先达到碳排放峰值，制定2030年前碳排放达峰行动方案。
2020年12月12日，国家主席习近平在气候雄心峰会上发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，宣布中国国家自主贡献一系列新举措：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”再一次强化了中国政府积极践行应对气候变化《巴黎协定》的决心。
2021年2月22日，国务院印发了《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》(国发[2021]4号)，通过建立健全绿色低碳循环发展的经济体系，确保实现碳达峰、碳中和目标，推动我国绿色发展迈上新台阶。《意见》第十五条要求推动能源体系绿色低碳转型。坚持节能优先，完善能源消费总量和强度双控制度；提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电；加快大容量储能技术研发推广，提升电网汇集和外送能力；增加农村清洁能源供应，推动农村发展生物质能；促进燃煤清洁高效开发转化利用，继续提升大容量、高参数、低污染煤电机组占煤电装机比例；在北方地区县城积极发展清洁热电联产集中供暖，稳步推进生物质耦合供热；严控新增煤电装机容量；提高能源输配效率；实施城乡配电网建设和智能升级计划，推进农村电网升级改造；加快天然气基础设施建设和互联互通；开展二氧化碳捕集、利用和封存试验示范。
2021年3月5日，李克强总理在《政府工作报告》中要求扎实做好碳达峰、碳中和各项工作。包括制定2030年前碳排放达峰行动方案；优化产业结构和能源结构；推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电；扩大环境保护、节能节水等企业所得税优惠目录范围，促进新型节能环保技术、装备和产品研发应用，培育壮大节能环保产业；加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度；实施金融支持绿色低碳发展专项政策，设立碳减排支持工具。
2021年3月12日，第十三届全国人大第四次会议审查通过了《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》。纲要要求积极应对气候变化，落实2030年应对气候变化国家自主贡献目标，制定2030年前碳排放达峰行动方案；完善能源消费总量和强度双控制度，重点控制化石能源消费；实施以碳强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度，支持有条件的地方和重点行业、重点企业率先达到碳排放峰值；推动能源清洁低碳安全高效利用，深入推进工业、建筑、交通等领域低碳转型；加大甲烷、氢氟碳化物、全氟化碳等其他温室气体控制力度；提升生态系统碳汇能力；锚定努力争取2060年前实现碳中和，采取更加有力的政策和措施。
1.2
中国是最大碳排放国，变化趋势显著影响全球
中国从2005年起就超越美国，成为全球第一大碳排放国家，在全球总量中的占比超过两成。美国能源信息署(EIA)的公布的数据显示，2018年全球碳排放总量达362.28亿吨。其中前五大碳排放国家为中国、美国、印度、俄罗斯、日本，在全球总排放量中的占比分别为29.7%、14.6%、6.4%、5.0%、3.4%。中国独占全球近三成份额，这一状态从2011年起延续至今。
就增量部分而言，除了2008年美国次贷危机后的两年间全球除中国外其他地区的碳排放出现了剧烈波动外，其余年份中国的碳排放增量在全球增量中的份额占比约六成。因此，中国的碳排放增减变化基本主导了全球总量的变化趋势。
中国的碳排放在2001年加入世界贸易组织(WTO)后迅速提升，“十五”(2001-2005年)期间CAGR达到了12.0%，比“九五”期间2.1%的复合增速高出近10个百分点；“十一五”的增速有所回落，但五年CAGR也达到了8.2%。进入“十二五”后，虽然首年依然维持了10%以上的增速，但2012年起迅速下滑，在2013年实现阶段性碳达峰，2014-2016年连续三年排放降低。2017年起，中国碳排放增速回升至近5%，推动全球总排放重回增长。
02
煤炭是能源核心和碳排主力，火电是控碳重点
2.1
煤炭是中国一次能源的核心和碳排放的主力
2.1.1
煤炭是中国一次能源的核心，占七成产量、六成消费量
根据国家统计局的数据，截至2016年底，全国煤炭资源基础储量2492.3亿吨、石油基础储量35.01亿吨、天然气基础储量5.44万亿立方米；截至2019年底，全国煤炭资源查明储量17182.6亿吨、石油查明储量35.5亿吨、天然气查明储量5.97万亿立方米。在不考虑进口部分以及生产、消费两方面增长的情况下，按照2018年的能源消费量和2016年的基础储量计算，煤炭及焦炭每年约44亿吨的消耗可用时间约56年，原油及其他燃料油每年约10亿吨的消耗可用时间不到4年，天然气每年约0.3亿立方米可用时间约19年。“富煤、贫油、少气”的资源禀赋一方面决定了中国在能源革命到来前，煤炭在国内一次能源使用中的占比居高不下的状态；另一方面也凸显了煤炭对于中国能源自给和能源安全的战略重要性。
2.1.2
煤炭是中国碳排放的主力，占比显著高于其他碳排大国
煤炭在中国能源体系中的核心地位，导致其产生的碳排放在全国总量中的占比同样高于油、气。根据EIA的数据，2018年煤炭(煤及焦炭等)在中国碳排放量中占比79.4%。与全球其他碳排放大国相比，煤炭部分的占比明显过高。同为发展中国家的印度的碳排放结构与中国较为相似，但煤炭部分占比尚未到七成；东亚邻居日、韩以及欧洲领头羊德国这三个发达国家的煤炭部分占比不足四成，低于石油部分；油气资源丰富的美、俄两大巨头，煤炭部分占比约四分之一。
2.2
火电是控碳重点，风光前行水核随
中国碳减排的关键在于控制煤炭消费。根据国家统计局截至2018年的数据，全年39.75亿吨的煤炭消费量中，工业部门消费了38.07亿吨，占比95.8%。其中，电力、热力、燃气及水生产和供应业消费了19.36亿吨，占比48.7%；而电力和热力部分消费了19.22亿吨，在总量中占比48.4%，这部分煤炭基本是由火电中的燃煤机组所消耗。
此外，火电中的燃气机组也会产生碳排放。根据《中国天然气发展报告(2019)》的数据，2018年发电在全国天然气消费量中的占比为17.3%。按照2018年的碳排放占比测算，气电的碳排放占比约0.9%。煤电和气电合计产生的碳排放在总量中的占比约49.3%，即国内碳排放的一半是由火电产生的。
对比中国碳排放量和全社会用电量、火电发电量的增速曲线，可以发现三者具有较高的重合度。因此，控制碳排放的重点之一即是控制火电。面对2030和2060两个关键时间节点，电力行业作为碳排放和碳减排的重要领域之一，与其他行业、以及行业内部各个细分板块的相互博弈将颇具看点。
截至2020年底，国内风电、光伏合计装机容量约5.35亿千瓦，根据气候雄心峰会上提出的2030年风电、光伏总装机12亿千瓦以上的目标，未来十年我国风电、光伏年均新增装机将超过6600万千瓦。除了风、光两大清洁能源外，水电和核电这两种传统电源作为零碳排放能源，也将迎来新的发展机遇。
《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》要求推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。主要包括：
加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。
推动煤炭生产向资源富集地区集中，合理控制煤电建设规模和发展节奏，推进以电代煤。
有序放开油气勘探开发市场准入，加快深海、深层和非常规油气资源利用，推动油气增储上产。
因地制宜开发利用地热能。
提高特高压输电通道利用率。
加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力，推进煤电灵活性改造，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。
完善煤炭跨区域运输通道和集疏运体系，加快建设天然气主干管道，完善油气互联互通网络。
03
目标碳中和，加速调结构
3.1
水电：新一轮投产高峰开启，十四五突破需啃硬骨头
3.1.1
新一轮投产高峰开启
2020年6月29日，在习近平总书记的指示下，三峡集团旗下又一座“大国重器”——乌东德水电站首批#6、#7两台机组正式投产，紧接着第二批#5、#8两台机组在7月也投产发电，配套送出的昆柳龙特高压直流工程已全部建成投运。这标志着西南水电新一轮投产高峰的到来。虽然水电高速发展的时期已经过去，但四川、云南等省部分在建项目的陆续投产将推动水电在“十四五”初期迎来新一轮增长。其中，最引人注目的莫过于金沙江下游的乌东德、白鹤滩和雅砻江中游的两河口、杨房沟这四大电站。
乌东德：电站总装机容量1020万千瓦，多年平均年发电量约389.1亿千瓦时；工程于2011年开始筹建，2015年12月17日核准后于月底正式开工，计划2020年7月首批机组发电、2021年12月全部投产。
白鹤滩：电站总装机容量1600万千瓦，多年平均年发电量约625.21亿千瓦时；工程于2017年7月底获得核准，计划2021年7月实现首批机组发电、2022年底至2023年初全部机组投产发电。
两河口：电站总装机容量300万千瓦，多年平均发电量110.0亿千瓦时；工程于2014年9月获得核准，计划2021年底首台机组发电，2023年底工程竣工。
杨房沟：电站装机容量150万千瓦；工程于2015年6月获得四川省核准开工建设，计划 2021年首台机组发电，2022年工程竣工。
此外，金沙江上游川藏段在建的苏洼龙、叶巴滩、巴塘、拉哇四个梯级电站也将于“十四五”期间投产，合计装机容量625万千瓦。金上、金下、雅中这3个流域的8个在建电站合计装机容量近3700万千瓦，投产后将推动水电装机容量在2019年底的3.56亿千瓦基础上再增长10%。考虑到大型水电站7-10年的建设周期，当2015年前后获批开建的这些电站在“十四五”期间完工之后，水电的未来发展路在何方？
3.1.2
突破十三大水电基地，十四五需啃硬骨头
全国十三大水电基地按照规划装机容量大小依次为金沙江、长江上游、雅砻江、黄河上游、澜沧江干流、大渡河、怒江、南盘江红水河、东北、闽浙赣、乌江、湘西、黄河中游。目前，大型流域的开发主导权基本由电力央企和地方国资掌控。截止2020年底，前八大水电基地中，金沙江下游四大电站已投产两座，乌东德首批机组已投产，白鹤滩首批机组将于2021年投产；金中开发已基本完成、金上在建电站将于“十四五”期间投产；雅砻江下游开发完成，中游开发已开始，杨房沟、两河口电站将于“十四五”期间投产；长江上游、黄河上游、澜沧江干流、大渡河、南盘江、红水河流域也已基本完成开发。目前，仅有乌江流域尚未开发。
在2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和的远景目标下，与风电、光伏一样既是清洁能源又是可再生能源的水电，势必将在政策推动下继续向纵深挺近。“十四五规划”的建议稿即提出“拓展投资空间，实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程”，正式稿明确将“建设雅鲁藏布江下游水电基地”列入现代能源体系建设工程，这意味着未来的水电开发将进入公认难度极大的西藏地区，“啃硬骨头”是必不可少的过程。
众所周知，国内适合开发的优质水电资源已所剩无几。截止2019年底，国内水电装机容量占技术可开发装机容量的65.8%、占经济可开发量的88.7%。待开发水电主要集中在西南地区大江大河上游，工程地处偏远地区，制约因素多、交通条件差、输电距离远、工程建设和输电成本高，加之移民安置和生态环境保护的投入不断加大，水电开发的经济性变差、市场竞争力下降、发展速度放缓。通过梳理2015年及以后获批的大型水电站项目，可以发现其单位装机的投资额基本都已超过1万元/千瓦，部分甚至接近或超过第三代核电机组的造价。此外，考虑到物价水平、移民安置成本等方面的变化，这些水电站的实际投资额大概率将超过批复时的计划。以雅砻江中游的卡拉水电站为例，2015年7月批复时的静态和动态投资额分别是117.25、158.76亿元，而根据2020年6月国投电力发布的公告，静态、动态投资额分别上升到了133.88、171.21亿元；规划造价低于1万/千瓦的乌东德和白鹤滩两座千万千瓦级的巨型电站，实际造价也大概率接近或超过1万元/千瓦。西南地区水电的深度开发需要相应的资金支持、外送消纳、电价核定、税收优惠等配套政策，以确保投资方的合理收益。
3.2
核电：审批回常，再入成长通道
3.2.1
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。2020年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：
审批重回常态化：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。
民营资本首次成为业主方：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，有望在近期获得核准。
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。
3.2.2
重回成长通道，投资潜力可达万亿级
按照单个核电站每期2台机组约250万千瓦以及三代机组约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，除了在建的19台机组合计2091万千瓦外，目前还有28台机组待核准或已开展前期工作(包括6台内陆厂址的核电机组)，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68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约120台，合计装机容量约1.50亿千瓦。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52台，装机容量近7000万千瓦。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超过5000亿元；其他52台沿海厂址可建机组投资预算金额合计超过1万亿元。
3.2
火电：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，其存在的必要性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。
04
投资建议
中国作为最大的碳排放国，动见观瞻。全球碳减排进程虽然经历了波折，但在中国的决心之下依然持续推进。在做出“2030碳达峰”和“2060碳中和”两个关键节点的承诺之后，电力行业作为国内碳排放和碳减排的重要领域之一，与其他行业、以及行业内部各个细分板块的相互博弈将颇具看点。煤炭是中国一次能源核心，也是碳排放主力，火电首当其冲成为控碳重点。除了得到政策力推的风电和光伏之外，同为零碳排电源的水电和核电也将迎来新的发展机遇。
05
风险提示
价格降低
电力市场化交易可能拉低平均上网电价；天然气销售价格可能随气源价格调整。
需求下滑
宏观经济运行状态将影响发电设备利用小时数和天然气销售量。
成本上升
电煤、天然气等燃料成本上升将减少火电、城燃的利润。
政策推进滞后
国内部分地区的电力供需目前仍处于供大于求的状态，可能影响存量机组的电量消纳、以及新建机组的开工建设。
降水量减少
水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况，而来水情况与降水、气候等自然因素相关，可预测性不高。
（原标题：爆红的“碳中和” 重构水、火、核价值）
