绿电势不可当，储能细、抽蓄、氢能、煤电灵活性改造前进远大（35页）

2021 年 1-11 月共计完成发电量 73826.7 亿千瓦时，较去年同期增长 9.2%。受南方受来水偏枯影响，前 11 个月水电发电量占比 15.1%，同比下降 1.9pct；风电、光伏由于去年装机潮新增大量装机，发电占比分别达到 6.9%、2.3%，同比上升 1.3pct、0.3pct。火电占比 70.7%，提升 0.26pct。 

装机方面，截至2021 年 11 月末，我国共计发电装机 23.2 亿千瓦，全年同比增速保持在 10%左右，风电、光伏装机分别达到 3.05GW、2.87GW。从占比上来看，风电、光伏较去年占比增加明显，分别较去年增加 2pct，1.5pct。由于新能源招投标集中于第二季度，较短的建设周期决定了项目大多投产于年末，预计 12 月份风电、光伏装机量及占比将进一步提高。

全社会用电需求高增背景下，2021 年发电设备平均利用小时数同比明显提升，发电设备整体利用小时数明显提高。然而，今年上半年水电来水偏枯，影响云贵川外送两广的电量，云南、广东及广西部分地区出现有序用电情况；在东北地区，三季度末煤炭供需历史性紧张态势，加之受风电出力的影响，辽宁、吉林地区电力供应出现明显缺口，一度影响居民用电。整体来看，火电、核电利用小时数同比增速均在 5%-10%左右，提升更为明显。

新能源整体消纳保持良好水平，利用小时相对平稳。参考至 11 月数据，预计2021 年整体风电利用小时数可较去年提升 100小时以上，达到约 2190 小时，光伏受阴雨等天气影响，利用小时数下降约 100 小左右，达到 1175 小时。

“双碳”背景下，供不应求刺激发电装机、电网加大投资，电力板块迎来发展机遇。

从“十四五”开局之年来看，我国经济发展增速已基本摆脱疫情影响，回归平稳发展水平。由于电力需求与 GDP 增速存在强相关关系，同时电气化程度提升，预计未来用电量需求将保持稳定增长。今年局部缺电的情形将促进发电投资运营商进一步加大发电装机投资，同时新能源的大规模并网加大了特高压输送需求以及局部调峰调频压力，加大了分布式电源及配网建设需求，将为发电运营商及电网、储能运营商带来新的发展机遇。