疯了，主线来了！

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一.火电：预期差巨大的方向

火电公司发力新能源业务，资产价值重估空间大目前我国电源结构仍以煤电为主，提高可再生能源发电占比，从而进一步降低煤电发电的占比，是电力部门实现能源减排的必由之路。

预计，碳达峰目标下，2020-2030年风电、光伏装机容量CAGR分别有望达到9%、15%；2020-2050年，风电、光伏累计装机容量CAGR分别为6%、9%。

各大发电集团旗下公司已持续在新能源业务上发力。对标纯新能源运营商，兼具火电和新能源装机的公司估值仍存在较大提升空间。

据纯新能源商装机规模及市值测算，吉电股份、华润电力、华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电新能源业务部分的市值较公司当前市值分别高出273亿元、231亿元、183亿元、48亿元、29亿元、-17亿元，市值修复空间达158.5%、38.2%、29.0%、14.6%、6.1%、-3.4%。

同时考虑到以上公司持有较高比例的火电资产，可见其估值仍存在较大提升空间。

目前用煤高峰期接近尾声，煤炭需求总体呈持续回落态势，同时，国家发改委等已出台了《关于实行核增产能置换承诺加快释放优质产能的通知》等政策以保供给。

未来随着保供给的政策逐步落实、煤炭产能陆续释放，煤炭供需形势有望进一步好转，并带动煤价逐步下行。

2019年我国销售电价平均值为0.611元/千瓦时，分别为OECD国家、新型工业化国家、美国的59%、80%、83%。

供给方面，电力投资整体节奏放缓，且新能源的扩张难以提供有效供给总量。

需求方面，近年来用电量持续增长，且预计2020-2025年我国用电量复合增速达5.5%，2020-2035年达3.4%，仍有较大提升空间。

因此，在电力市场化改革推进、电力商品属性提升的背景下，电力供需趋紧，电价抬升具备基础。

目前，多地电价已有所上涨。今年8月，云南省电厂平均交易价同比提升9.38%，内蒙古同比提升30.50%。广东省竞价价差较往年明显收窄，8月竞价价差为-2.5厘/千瓦时，而去年同期为-130厘/千瓦时。

针对于供需趋紧的形势，宁夏发改委已发布通知，允许煤电月度交易价格在基准价的基础上可以上浮不超过10%。内蒙古发布通知称，自2021年8月起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价的基础上可以上浮不超过10%。

相关公司：吉电股份、华润电力、华能国际、华电国际。

二.有机硅：疯了，主线来了！

近期金属硅价格上涨明显，黄埔港金属硅421价格约20200元/吨，环比上涨约1500元/吨，同比上涨8000元/吨。

2020年我国金属硅产能482万吨，其中新疆、云南、四川三地产能分别为170万吨、115万吨、63万吨，分别占国内总产能35.3%、23.9%、13.1%，合计占全国总产能72.2%。

生产1吨金属硅需要12000-15000度电，因此金属硅生产呈现季节性，5-9月丰水期是生产旺季。

近期云南、四川地区由于电站水量少、电力供应紧张，区域限电导致开工率不高；同时新疆地区由于原材料硅碳供给不足导致开工率受限。

我们认为随着丰水期接近尾声，工业硅生产成本将逐步提高，而21Q4-22Q2下游多晶硅与有机硅新增产能较多。预计在明年丰水期到来之前金属硅有望维持高景气。

近期，国内DMC供应紧张局面加剧，本周国内有机硅中间体DMC价格上涨至33000-33300元/吨，部分价格甚至上涨至36000元/吨，环比上涨5%，同比上涨95%。

根据卓创资讯测算目前DMC行业毛利约13000元/吨。一方面受到原材料金属硅涨价推动，另一方面终端需求良好，2021年上半年国内DMC出口16.1万吨，同比增长38.1%，预计全年出口有望超过30万吨。随着成本向下转移及待跌愿望不断扑空，下游对高价原料接受度提升。

107胶价格上涨2000元至35000元/吨，D4价格上涨至33500元/吨，生胶价格上涨2000元至35000元/吨。

今年以来三氯氢硅价格大幅上涨，光伏级三氯氢硅产品价格由不到6000元/吨大幅上涨至目前市场价格约15000-17000元/吨，目前厂家税前毛利可达约10000元/吨。

2020年底，我国三氯氢硅有效产能共56.6万吨，约60%用于生产多晶硅，40%用于生产硅烷偶联剂，2021年1-7月产量20.5万吨（剔除自用）。

但从结构上看，我国电子级三氯氢硅仍大量依赖进口，光伏级三氯氢硅生产难度较大，可外售光伏级产能只有16.5万吨，在建产能只有约3.5万吨，国内企业主要以生产三氯氢硅用于硅烷偶联剂为主。

我们按照2020-2022年光伏125GW、170GW、230GW装机量，1:1.2容配比计算，对应多晶硅需求在45万吨、61万吨、83万吨，对应光伏级三氯氢硅需求在23万吨、31万吨、42万吨，复合年化增速40%。

相关公司：新安股份、三孚股份、兴发集团、东岳硅材

亟待加快建设，发展窗口期来临，市场规模将超万亿（中国电建）

看点一：亟待加快建设，发展窗口期来临

储能行业仍处于多种储能技术路线并存的阶段，抽水蓄能仍然是当前最成熟、装机最多的主流储能技术，其综合效率在70%到85%之间，且仅有0.21-0.25元/kWh的度电成本，在各种储能技术中度电成本最低。

中国抽水蓄能装机规模显著增长，截至2020年底，我国已投产的抽水蓄能电站总规模为30GW，但抽水蓄能建设进度不及规划目标的1/3。

国家发改委、能源局于2021年8月发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励多渠道增加调峰资源（包括抽水蓄能电站）。

多个地方政府在十四五规划等文件中，均提出要重点发展抽水蓄能产业，完善抽水蓄能电站价格形成机制，加快抽水蓄能建设。

根据不完全统计，当前国内在建抽水蓄能项目超过50GW。

看点二：市场规模将超万亿

截至2020年底，我国在运抽水蓄能电站装机规模30GW，在建规模超过50GW。国家能源局目前正在组织开展新一轮抽水蓄能中长期规划，并推动完善价格形成机制，以保障抽水蓄能健康发展。若“十四五”至“十六五”期间抽水蓄能电站建设新开工300GW，新增投资规模将达到1.8万亿元。

预计2021-2025年，当年新增项目投资额分别为538/1935/2021/2086/2150亿元；“十四五”、“十五五”、“十六五”期间新增项目投资额分别为

8729/6214/3225亿元。

预计2021-2025年，当年新增项目设备投资额分别为0/32/277/766/835亿元，2021-2025年年平均设备投资额为382亿元；“十四五”、“十五五”、

“十六五”期间新增项目设备投资额分别为1910/1028/666亿元。

 今天社长就和大家聊到这里，朋友们下次见

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