電力行業(yè)市場分析

電力行業(yè)市場分析2023年一季度電力行業(yè)基本面回顧1、電力需求：3月用電量增速回升明顯，居民生活用電拖累需求增速整體來看，1-3月全國全社會用電量21203億千瓦時，同比增長3.6%；其中，1-2月全社會用電量同比增長2.30%，3月全社會用電量同比增長5.9%。1-2月由于疫情余波尚在、疊加春節(jié)假期和暖冬因素，電力消費水平較為萎靡；3月開工復(fù)蘇潮漸起，電力消費增速提高、需求回暖明顯。圖1：全社會分月用電量對比（億千瓦時）14,00013.00012,00011,00010,0009.0008,0007,0006.0005.0004.0001-2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12?2020—?—2021—"?—2022 ?2023結(jié)構(gòu)方面，2023Q1第一產(chǎn)業(yè)用電量同比增長9.7%，第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長4.2%，第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長4.1%，而城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長僅0.2%（一二三產(chǎn)及居民生活用電占全社會用電量的比重分別為1.25%、65.17%、17.43%、16.15%），居民生活用電的低增長拖累一季度整體用電量的增速。從電力消費彈性系數(shù)來看，2022年度全社會用電量增速為3.6%，GDP增速為3%，電力消費彈性系數(shù)達(dá)到1.2；然而受居民生活用電2023Q1增速大幅放緩的影響，2023Q1我國在實現(xiàn)4.5%的GDP增速同時，用電量增速僅3.6%，電力消費彈性系數(shù)下降至0.8。其中，1-2月一、二、三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量分別同比變化6.64%、3.48%、-0.11%、2.75%，而3月單月的一、二、三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量分別同比變化18.65%、6.67%、14.04%、-5.76%。3月以來開工復(fù)蘇潮表現(xiàn)明顯，二產(chǎn)用電增速穩(wěn)中向好，三產(chǎn)用電增速大幅反彈，但3月份居民生活用電同比下降5.76%，相較于去年同期（2022年3月）高達(dá)8.92%的居民生活用電增速，降幅高達(dá)14.68pct。暖冬對于居民生活用電影響較大，2月下旬至3月上旬，我國中東部地區(qū)氣溫明顯升高，相比常年同期偏暖。2、電力生產(chǎn)：新能源發(fā)電保持高增速，來水較差導(dǎo)致水電同比大幅下滑從發(fā)電情況來看，1-3月全國累計發(fā)電量同比增長2.4%。其中，1-2月發(fā)電量同比增長0.70%，而3月發(fā)電量同比增長5.10%。分電源類型看，1-2月火電發(fā)電量同比下降2.30%，而3月火電發(fā)電量同比增長9.07%，增速大幅提升。1-2月水電發(fā)電同比下降3.40%，3月降幅進(jìn)一步擴(kuò)大至15.50%，來水較差情況持續(xù)。據(jù)云南省水利廳，

2023年1-2月，云南省大部分地區(qū)無明顯降水，河道來水總體偏少，庫塘蓄水總量下降加快，氣象干旱發(fā)展迅速，局部地區(qū)旱情影響逐步顯現(xiàn)。2月18日，云南省電解鋁企業(yè)再度收到壓減用電負(fù)荷的限電通知，壓減負(fù)荷比例擴(kuò)大至40%左右。4月18日，云南防汛抗旱指揮部發(fā)布《關(guān)于調(diào)整抗旱應(yīng)急響應(yīng)的通知》，將抗旱應(yīng)急響應(yīng)由IV級提升至山級應(yīng)急響應(yīng)。云南年內(nèi)來水或?qū)⒊掷m(xù)較差。長江三峽水庫流量方面，截至4月21日，三峽出庫流量6450立方米/秒，同比下降56.42%，周環(huán)比下降11.40%，一季度以來三峽水庫流量長期處于近三年流量低位。圖9:風(fēng)電發(fā)電量分月情況ZEZOZcn.CMzoz6ZZSzqcmjkezszmzzozEQC48Z薄ZEZOZcn.CMzoz6ZZSzqcmjkezszmzzozEQC48Z薄S?3ZOZ二二ZtECH二昌8Q二szgEszgtMszwo二ZOZECMZOZ良3二az3、裝機(jī)及投資情況：風(fēng)光裝機(jī)投資快速增長，火電裝機(jī)投資穩(wěn)中有風(fēng)光裝機(jī)和投資快速增長，火電裝機(jī)投資穩(wěn)中有升。截至3月底，全國累計發(fā)電裝機(jī)容量同比增長9.1%。其中，火電裝機(jī)同比增加3%，水電5.4%，核電4.3%，風(fēng)電裝機(jī)同比增長11.7%，太陽能發(fā)電裝機(jī)同比增長33.7%。電源投資情況方面，1-3月份，全國主要發(fā)電企業(yè)電源工程完成投資1264億元，同比增長55.2%。其中，火電投資同比增長3.7%，水電投資同比下降7.8%，核電投資同比增長53.5%，風(fēng)電投資同比增長15%，太陽能發(fā)電投資同比增長178%?；痣娡顿Y在連續(xù)兩年高速增長后增速稍有放緩，核電投資加速，太陽能發(fā)電投資仍以較高速度增長。電網(wǎng)投資情況方面：1-3月電網(wǎng)工程完成投資668億元，同比增長7.5%。2022年電網(wǎng)工程審批及建設(shè)受疫情影響，開工及完成不及預(yù)期。2023年開年電網(wǎng)投資開始發(fā)力，有望在今年保持同比高增速。圖19:電網(wǎng)投資累計精況（億元）4、電力市場化進(jìn)一步推進(jìn)，年度、月度交易電價持續(xù)高位政策方面，市場化改革持續(xù)推進(jìn)，市場化購售電規(guī)模有望進(jìn)一步擴(kuò)大。2022年12月23日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步做好電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作的通知》（發(fā)改辦價格〔2022〕1047號），提出逐步優(yōu)化代理購電制度。各地要適應(yīng)當(dāng)?shù)仉娏κ袌霭l(fā)展進(jìn)程，鼓勵支持10千伏及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍。優(yōu)化代理購電市場化采購方式，完善集中競價交易和掛牌交易制度，規(guī)范掛牌交易價格形成機(jī)制。這代表著自2021年“1439號文”以來，政策端再一次發(fā)力推動電力市場化交易，逐步壓縮代理購電規(guī)模，鼓勵用戶進(jìn)入電力市場實現(xiàn)自主交易。據(jù)北極星售電網(wǎng)統(tǒng)計，2022年全國工商業(yè)代理購電量16590.8億千瓦時，其中優(yōu)先上網(wǎng)電量7385.19億千瓦時，占全社會用電量8.55%。若縮小代理購電規(guī)模，鼓勵代購電用戶參與市場化交易，則電力市場化交易電量占比有望從2022年的60.8%升至約70%，有15.13pct的提升空間。市場化交易電量占比繼續(xù)提高，省間電力交易活躍。1-3月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量13235.3億千瓦時，同比增長6.8%，占全社會用電量比重為62.4%，同比提高1.7個百分點。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量同比增長4.4%。據(jù)北京電力交易中心，1-3月，省間市場交易電量累計完成2405億千瓦時，同比增長15.9%；特高壓直流交易電量1199億千瓦時，同比增長36.5%；省間清潔能源交易電量累計完成1172億千瓦時，同比增長11.9%。現(xiàn)貨市場分省試運行提速，現(xiàn)貨時代或?qū)砼R。2022年11月，國家能源局公開發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法（征求意見稿）》并征求社會意見，標(biāo)志著全國范圍內(nèi)的省級電力現(xiàn)貨市場發(fā)展將出現(xiàn)提速。第一批8個試點地區(qū)（南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅）已于2022年6月底啟動長周期結(jié)算試運行，第二批6個試點地區(qū)（上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北）已于2022年7月底前啟動模擬試運行。四季度以來，第二批現(xiàn)貨試點中湖北、河南已經(jīng)開始啟動調(diào)電試運行，江蘇也于11月開展第三次結(jié)算試運行。此外，非現(xiàn)貨試點省份對于現(xiàn)貨市場的建設(shè)推進(jìn)積極性也較高：寧夏、重慶、陜西、江西在2022年四季度均開展首次模擬試運行；青海、湖南也分別于2023年1月和4月開展模擬試運行和調(diào)電試運行。2023年有望出現(xiàn)全國范圍內(nèi)的現(xiàn)貨市場熱潮，“現(xiàn)貨時代”或?qū)砼R。,力IMTiUUUUtlLf?wee2022.11.11TX202212.2741北202211J4tA202212.20JK-火心W檸2022J1.16 ■用2022.11^22022.11^4mimt肯2023.1.11，一大橫如202X4.7,一R調(diào)骨電力價格方面：年度長協(xié)頂格上浮。2023年電力年度中長期交易情況中，廣東電力市場年度雙邊協(xié)商、掛牌成交和集中競價均在552.2元/MWh以上，幾乎逼近年度合同成交上限554元/MWh。江蘇年度交易加權(quán)均價466.64元/MWh，上浮比例達(dá)19.35%。山西電力市場年度雙邊協(xié)商、集中競價和年度掛牌交易價格不一，但均較于燃煤基準(zhǔn)價332元/MWh出現(xiàn)明顯上漲。月度交易方面，2023年1-4月電網(wǎng)代理購電價格同比明顯上漲。1-4月全國電網(wǎng)代理購電均價分別為443.74元/kWh、443.60元/kWh、436.80元/kWh>435.06元/kWh，同比分別上漲5.46%、5.46%、4.57%、5.61%，漲幅明顯，且?guī)缀醵柬敻袢珖济夯鶞?zhǔn)均價上浮20%?，F(xiàn)貨交易電價方面，“零電價”“負(fù)電價”愈發(fā)明顯。在電力市場改革推進(jìn)后，山東、山西等具備電力現(xiàn)貨市場的新能源裝機(jī)大省在現(xiàn)貨電價方面出現(xiàn)所謂“鴨子曲線”（即凈負(fù)荷曲線在白天午后出現(xiàn)深谷，在傍晚時段極速拉升出現(xiàn)尖峰），并因市場規(guī)則的不同出現(xiàn)“零電價”（山西）和“負(fù)電價”（山東）。據(jù)我們統(tǒng)計，山東電力現(xiàn)貨市場2022年共有176天全天最低電價小于0元/kWh，即出現(xiàn)負(fù)電價；其中共有135天出現(xiàn)-0.08元/kWh的最低負(fù)電價；山西電力現(xiàn)貨市場2022年共有168天全天最低電價為0元/kWh，即出現(xiàn)零電價。2022年度電力公司業(yè)績：盈虧分化明顯，邊際趨勢向好1、五大電整體業(yè)績：收入增長，業(yè)績邊際好轉(zhuǎn)2022年主要受益于電價上漲，我國五大電力上市公司的營業(yè)收入均實現(xiàn)穩(wěn)步增長。其中，華能國際實現(xiàn)營收2467.3億元，同比增長20.3%；國電電力實現(xiàn)營收1926.8億元，同比增長14.4%；大唐發(fā)電實現(xiàn)營收1168.3億元，同比增長12.8%；中國電力規(guī)模較小，營收增速最快，2022年實現(xiàn)營收436.9億元，同比增長23.2%。2022年五大電盈虧分化明顯，歸母凈利潤均實現(xiàn)向上修復(fù)。2022年國電電力（火電資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)，長協(xié)煤基本全覆蓋）、中國電力（火電資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)，大力提升新能源裝機(jī)占比）分別實現(xiàn)歸母凈利潤27.47億元、26.85億元，同比增幅分別達(dá)到239.6%、297.1%；華電國際小幅盈利，實現(xiàn)歸母凈利潤0.998億元，同比增長102.2%；大唐發(fā)電小幅虧損，歸母凈利潤為-8.71億元，同比減虧110.25億元；華能國際虧損達(dá)100.85億元，同比實現(xiàn)減虧25.88億元。圖28:2022年五大電力上市公司營收及增速（億元）分電源類型來看，2022年受燃煤成本高位上行的影響，火電虧損嚴(yán)重，但同比普遍減虧。2022年國電電力的煤電板塊扭虧為盈，實現(xiàn)凈利潤37.53億元（度電盈利0.0097元，同比提升0.025元）。華能國際由于煤電裝機(jī)規(guī)模大且長協(xié)煤比例低，受現(xiàn)貨市場價格波動影響大，煤電板塊虧損最為嚴(yán)重，凈虧損173.25億元（同比減虧22.24億元，度電減虧0.0056元），其次為大唐發(fā)電，凈虧損60.53億元（同比減虧92.07億元，度電減虧0.0447元），以及中國電力（火電板塊整體凈虧損13.9億元）。2023Q1在成本端煤價下降的帶動下，華能國際的煤電板塊僅虧損0.7億元（同比減虧32億元），推動公司扭虧為盈，實現(xiàn)歸母凈利潤22.5億元（同比增長335.3%）。我們預(yù)計2023年在煤價整體可控、電價上漲的情況下電力上市公司業(yè)績或?qū)⒂休^大幅度的改善。清潔能源成為凈利潤貢獻(xiàn)的主力。2022年各大電力公司新能源（風(fēng)電、光伏）裝機(jī)投產(chǎn)加速，新能源板塊展現(xiàn)出較好的盈利增長。其中，華能國際新能源板塊合計貢獻(xiàn)凈利潤72.8億元（同比+30%），國電電力新能源板塊貢獻(xiàn)凈利潤28.5億元（同比+118.3%），大唐發(fā)電新能源板塊貢獻(xiàn)凈利潤27.3億元（同比+29.2%）；受來水較差的影響，2022年水電板塊盈利有所下降，但依舊貢獻(xiàn)了較為穩(wěn)定的盈利，2022年國電電力水電板塊實現(xiàn)18.76億元凈利潤，大唐發(fā)電水電板塊實現(xiàn)16.27億元凈利潤。2、傳統(tǒng)能源板塊：電價、煤價雙雙上漲，電煤長協(xié)實際覆蓋率仍較低收入端：電價同比明顯上漲2022年五大電上網(wǎng)電價同比上漲明顯，上浮幅度普遍在18%-20%。2022年，五大電的煤電上網(wǎng)電價普遍實現(xiàn)上浮，而由于傳統(tǒng)能源裝機(jī)比重較大，2022年國電電力和華電國際綜合上網(wǎng)電價的上浮最為顯著，其中國電電力上網(wǎng)電價達(dá)到438.88元/兆瓦時，同比漲幅21.5%，華電國際上網(wǎng)電價達(dá)到519.25元佻瓦時，同比漲幅20.8%。隨著我國市場化電價機(jī)制的進(jìn)一步完善，電價上浮空間未來有望逐步打開。圖31:2019-2022年五大電力公司上網(wǎng)電價對比（含稅，元/每兆瓦時） 華能國際 華電國際 國電電力 大唐發(fā)電 中國電力55。-500?350-300?250?200-150-100 1 1 1 12019 2020 2021 2022從裝機(jī)結(jié)構(gòu)來看，傳統(tǒng)能源裝機(jī)量仍占主導(dǎo)地位，近年來各電力公司都在加快清潔能源轉(zhuǎn)型步伐。2022年五大電新增裝機(jī)量中大部分為風(fēng)電、光伏等新能源裝機(jī)，華能、大唐、華電有少量煤電裝機(jī)量增加，中國電力及國電電力則轉(zhuǎn)讓了部分盈利性較差的煤電資產(chǎn)。截至2022年底，五大電中國電電力傳統(tǒng)能源裝機(jī)占比最高，為89.1%，中國電力由于其本身煤電體量小，近年來大力推進(jìn)轉(zhuǎn)型后，新能源裝機(jī)占比已達(dá)45.5%。2022年五大電煤電平均利用小時數(shù)小幅下降，為4560h，同比降低46h。其中，國電電力煤電利用小時數(shù)最高，為5158h（同比+40h），其次為中國電力和華電國際，煤電利用小時數(shù)分別為4683h（同比+253h）、4508h（同比-39h）；受來水較差等因素的影響，2022年五大電水電利用小時數(shù)普遍下降，平均利用小時數(shù)為3415h（同比-247.8h）。五大電風(fēng)電平均利用小時數(shù)有所降低，為2254.8h（同比-32.5h），其中大唐發(fā)電的風(fēng)電利用小時數(shù)超過均值，達(dá)到2420h（同比+132h）；五大電光伏發(fā)電利用小時數(shù)小幅提升，達(dá)到1346h（同比+6.25h），其中中國電力光伏發(fā)電小時數(shù)超過均值，達(dá)到1622h（同比+48h）。成本端：2022年煤價繼續(xù)上漲，長協(xié)覆蓋率有待提升2022年四大電力公司中，長協(xié)煤比例較低的華能國際入爐標(biāo)煤單價最高，達(dá)1411.4元/噸（含燃機(jī)），長協(xié)煤基本全覆蓋的國電電力入爐標(biāo)煤單價最低，為978.8元/噸。煤價繼續(xù)上漲，加之長協(xié)簽約率、履約率都有待提升，火電企業(yè)的成本端煤價壓力較明顯。2023年隨著長協(xié)兌現(xiàn)率的提升，以及成本端進(jìn)口煤價同比回落、現(xiàn)貨煤價中樞回落，各大電力公司業(yè)績有望實現(xiàn)明顯的改善。五大電供電煤耗總體呈下降趨勢，發(fā)電效率持續(xù)提升。2022年五大電供電煤耗平均值為292.61克/千瓦時（同比-0.7克/千瓦時），較2019年下降7.3克/千瓦時。2022年供電煤耗最低的為華電國際，供電煤耗287.11克/千瓦時（同比-0.44克/千瓦時），降幅最大的為華電國際，為287.69克/千瓦時（同比-3克/千瓦時）。圖38:2022年四大電力上市公司2022年入爐標(biāo)煤單價（7000K,昶七 注:國電電力的煤電利用小時敷為大電口徑（含烘機(jī)）3、新能源板塊：裝機(jī)進(jìn)度有待加快，已成為凈利潤貢獻(xiàn)的主力目前我國電力集團(tuán)發(fā)展新能源主要有兩種模式，典型代表分別為華能、華電：華電集團(tuán)將傳統(tǒng)能源和新能源分拆到兩個上市公司平臺分別發(fā)展。旗下的上市公司華電國際、華電新能分別經(jīng)營傳統(tǒng)能源和新能源發(fā)電業(yè)務(wù)。華電國際為華電集團(tuán)旗下整合發(fā)展傳統(tǒng)能源業(yè)務(wù)的上市平臺，截至2022年底煤電裝機(jī)量4370萬千瓦（占比79.8%）、氣電裝機(jī)量858.9萬千瓦（占比15.7%）、水電裝機(jī)量246萬千瓦（占比4.5%），此外，華電國際持有華電新能約31%的股權(quán)，通過股權(quán)投資的方式獲取新能源高速發(fā)展帶來的收益。華電新能為華電集團(tuán)旗下新能源業(yè)務(wù)最終整合的平臺，承擔(dān)集團(tuán)發(fā)展新能源的任務(wù)，截至2022年6月底風(fēng)電裝機(jī)量2066.7萬千瓦（占比74%），光伏裝機(jī)量727萬千瓦（占比26%）。華能集團(tuán)將傳統(tǒng)能源和新能源融合到同一上市公司平臺發(fā)展。華能集團(tuán)旗下的上市公司華能國際同時承擔(dān)了發(fā)展傳統(tǒng)能源及新能源的任務(wù)，截至2022年底公司煤電裝機(jī)量9406萬千瓦（占比73.9%），氣電裝機(jī)量1273.8萬千瓦（占比10%），風(fēng)電裝機(jī)量1362.8萬千瓦（占比10.7%），光伏裝機(jī)量628萬千瓦（占比4.9%），水電裝機(jī)量37萬千瓦（占比0.3%），生物質(zhì)發(fā)電裝機(jī)量16萬千瓦（占比0.1%）。2022年華能、大唐、國電三家電力上市公司分別新增新能源裝機(jī)量603萬千瓦、121.2萬千瓦、315.3萬千瓦，新增速度明顯加快。三大電“十四五”（2021-2025年）期間規(guī)劃新增新能源裝機(jī)量合計為10500萬千瓦時，截至2022年底已完成1536.7萬千瓦時（進(jìn)度14.6%），進(jìn)度明顯滯后。由于2021年十四五規(guī)劃剛推出，2022年受疫情影響裝機(jī)節(jié)奏，以及新能源產(chǎn)業(yè)鏈上游價格大漲，火電業(yè)務(wù)虧損拖累現(xiàn)金流等多重因素的影響，各大電力企業(yè)的十四五新能源投資規(guī)劃進(jìn)展較慢。從各家已公布的“十四五”新能源裝機(jī)規(guī)劃來看，華能國際的新能源裝機(jī)目標(biāo)最高，“十四五”期間規(guī)劃新增新能源裝機(jī)4000萬千瓦，截至2022年底已完成933萬千瓦，進(jìn)度約23.3%，未來三年至少需新增新能源裝機(jī)3067萬千瓦才能完成目標(biāo)；大唐發(fā)電進(jìn)度最慢，截至2022年已新增新能源裝機(jī)量199萬千瓦，進(jìn)度約6.6%，目標(biāo)完成面臨一定壓力。值得關(guān)注的是，2023年各大電力公司或?qū)⑦M(jìn)行“十四五”規(guī)劃的中期調(diào)整，屆時十四五新能源裝機(jī)規(guī)劃目標(biāo)或有一定程度調(diào)整的可能性。未來三年新能源裝機(jī)規(guī)模及盈利貢獻(xiàn)有望提速。假設(shè)華能、大唐、國電三家上市公司未來新增的新能源裝機(jī)量中風(fēng)電光伏比例為4:6,風(fēng)光維持22年的發(fā)電小時數(shù)，平均發(fā)電小時數(shù)分別為1770/1841/1731h；平均上網(wǎng)電價520元/兆瓦時；成本收入比為45%。以完成“十四五”新能源裝機(jī)規(guī)劃量90%的情況為例，我們預(yù)計2023-2025年華能國際新增裝機(jī)量分別為800/900/1000萬千瓦，新增毛利貢獻(xiàn)分別達(dá)到38.3/43.1/47.8億元；我們預(yù)計23-25年大唐發(fā)電新增裝機(jī)量分別為400/800/1300萬千瓦，新增毛利貢獻(xiàn)分別達(dá)到19.7/39.5/64.1億元；我們預(yù)計23-25年國電電力新增裝機(jī)量分別為600/900/1200萬千瓦，新增毛利貢獻(xiàn)分別達(dá)到27.9/41.9/55.9億元。416:2023?025年11大電力上率公旬。能探乩忡＜關(guān)槽亂財1科食觸—（筆千MJ觸（X）202320243025￡02320242025無丸■悖的100%4000蝴10001300第3".8S悖的90%3600ADO900100036.347B尤乞的90%3200m8008003^536.3跆加fit計宣3*t*千吒》am202420252025*2025宛悖婿100%3000500eon1SOOMFaes740無阪可￥的妍27004DQgoo1300197395網(wǎng)」悖的8%24D04007001100W.734554.3（萬干MJ?■sir觸（M）2024202$202320042025宛俘的100%35007001txwg326MSQS.23150洶120027941.95S.926006008001D0027937-2蛇52023年下半年展望：煤電周期上行在途，電改引領(lǐng)價值重估1、電量展望：疫后復(fù)蘇背景下電力消費高增速可期電力消費展望：疫后經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇超預(yù)期，用電量增速或?qū)⑦_(dá)到6%。2023年4月，國家統(tǒng)計局發(fā)布一季度國民經(jīng)濟(jì)數(shù)據(jù)，2023年一季度國內(nèi)生產(chǎn)總值同比增長4.8%，環(huán)比增長1.3%，實現(xiàn)國民經(jīng)濟(jì)平穩(wěn)開局。在經(jīng)濟(jì)恢復(fù)推動下，全社會用電量增長也有望在年內(nèi)實現(xiàn)高增速。2023年1月19日，中電聯(lián)發(fā)布《2023年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》，預(yù)計2023年全國全社會用電量9.15萬億千瓦時，比2022年增長6%左右。電力消費高增速的預(yù)期背景下，煤電電量高增速可期。在電力需求增量空間擴(kuò)大和新能源電量占比較低的前提下，即便新能源保持發(fā)電量高增速，也無法全部消化電力需求增量空間。而刨去裝機(jī)和利用小時數(shù)較為穩(wěn)定的核電、氣電和生物質(zhì)發(fā)電的增量后，剩余電力需求增量空間就需要水電與煤電的增量來填補(bǔ)。據(jù)我們測算，假定2023年煤電機(jī)組裝機(jī)新增4000萬千瓦，氣電裝機(jī)新增1000萬千瓦，水電裝機(jī)新增500萬千瓦，核電裝機(jī)新增150萬千瓦，風(fēng)電裝機(jī)新增7000萬千瓦，光伏裝機(jī)新增11000萬千瓦。即便水電發(fā)電量和2021年來水較好的情況持平，在6%的全社會用電量增速下，煤電電量的增速將可達(dá)到3.58%。而據(jù)中新網(wǎng)報道，今年以來，云南省平均降水量較常年同期偏少6成，為近10年同期最少，云南電解鋁企業(yè)已于今年2月再度拉閘限電。因此，年內(nèi)水電出力恐將不及預(yù)期，煤電電量增速有望進(jìn)一步抬升。風(fēng)光電量仍將保持高增速增長，滲透率有望年內(nèi)突破15%。2023年4月6日，國家能源局發(fā)布《2023年能源工作指導(dǎo)意見》，提出“非化石能源發(fā)電裝機(jī)占比提高到51.9%左右，風(fēng)電、光伏發(fā)電量占全社會用電量的比重達(dá)到15.3%。”的目標(biāo)。我們假設(shè)2023年年內(nèi)新增風(fēng)電和光伏并網(wǎng)裝機(jī)可達(dá)18000萬千瓦左右，根據(jù)測算（基準(zhǔn)情景下），風(fēng)電與光伏發(fā)電量之和的占比可提升至16.1%。風(fēng)光持續(xù)快速滲透，消納壓力或?qū)@現(xiàn)。我們認(rèn)為，高比例新能源接入下的電網(wǎng)將面臨系統(tǒng)性成本快速抬升的問題，輔助服務(wù)費用或?qū)⒊霈F(xiàn)指數(shù)式的上升。以國內(nèi)情況為例，2019年全國新能源電量占比為7%，國家能源局公布全國輔助服務(wù)費用占全社會電費比例為1.47%；而根據(jù)山西電力現(xiàn)貨市場的經(jīng)驗，在2022年新能源電量占比達(dá)到16%時，其輔助服務(wù)電費占全社會電費比例為5%左右。因此，在新能源滲透率翻一番時，輔助服務(wù)費用即系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本出現(xiàn)了接近翻兩番的情況，呈指數(shù)性抬升。圖42:2021-2030新能源發(fā)電量情況及滲透率情況風(fēng)電（億千瓦時）■太陽能發(fā)電（億千瓦時）新隴源發(fā)電量占比（％）2、電價展望：電價隨市場化改革推進(jìn)持續(xù)高位，多角度實現(xiàn)上漲從電價角度看，隨著電力市場化改革的不斷推進(jìn)，市場化電量占比不斷提高，各地現(xiàn)貨市場建設(shè)的不斷開展，電價有望從電能量、輔助服務(wù)和容量三部分實現(xiàn)多角度上漲。電能量方面，2023年年度電力長協(xié)簽訂完畢，部分省份年度交易價格上漲明顯。同時，月度交易價格中電網(wǎng)代理購電均價也出現(xiàn)同比進(jìn)一步上漲的情況。電能量價格部分已經(jīng)出現(xiàn)明顯的上浮。除此之外，各地電力政策也在為以煤炭為主的一次能源價格建立疏導(dǎo)機(jī)制。廣東省能源局在《關(guān)于2023年電力市場交易有關(guān)事項的通知》（粵能電力〔2022〕90號）中提出“一次能源價格波動傳導(dǎo)機(jī)制”，即允許綜合煤價高于一定值時，煤機(jī)平均發(fā)電成本超過允許上浮部分將按照一定比例疏導(dǎo)至工商業(yè)用戶終端。展望年內(nèi)，煤電電能量部分有望出現(xiàn)突破20%上限限價的增量上漲。輔助服務(wù)方面，隨著新能源對電力系統(tǒng)的快速度高比例滲透，系統(tǒng)性調(diào)節(jié)需求將隨著日益增大的新能源波動性和間歇性而提高，靈活性調(diào)節(jié)資源的輔助服務(wù)調(diào)用費用有望受益于供需關(guān)系實現(xiàn)價格上漲。在“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔(dān)”的輔助服務(wù)市場原則下，輔助服務(wù)費用分?jǐn)偡秶鷮脑鹊陌l(fā)電側(cè)電源端“零和博弈”擴(kuò)展至包括新能源在內(nèi)的發(fā)電機(jī)組和市場用戶。根據(jù)山西電力現(xiàn)貨市場的經(jīng)驗，在2022年新能源電量占比達(dá)到16%時，其輔助服務(wù)電費占全社會電費比例為4-5%，相較于全國水平已經(jīng)出現(xiàn)明顯上漲。因此，隨著全國新能源滲透率在年內(nèi)突破15%，輔助服務(wù)費用分?jǐn)偦驅(qū)⒂型麑崿F(xiàn)新一輪的可觀上漲。容量補(bǔ)償機(jī)制是保證煤電電源成本回收，保證電力系統(tǒng)安全性和可靠性的重要支撐。在適應(yīng)新能源占比逐漸提升的新型電力系統(tǒng)中，煤電的系統(tǒng)角色將逐步從電力電量保障的主體電源轉(zhuǎn)變?yōu)橐噪娏χ螢橹鳎娏抗?yīng)為輔的備用保障電源。新能源由于其出力的間歇性和波動性，無法獨立保障可靠電源供給；而煤電等常規(guī)電源由于新能源的電量替代作用，長期來看發(fā)電利用小時數(shù)將持續(xù)下滑，難以通過發(fā)電收入回收固定投資成本。在高比例新能源接入的新型電力系統(tǒng)中，容量電價作為保障常規(guī)電源固定投資成本回收的重要手段，隨著全國統(tǒng)一電力市場的建立和電價機(jī)制的理順，有必要作為獨立的電價組成部分納入電價體系內(nèi)。隨著“十四五”期間新一批煤電機(jī)組的核準(zhǔn)潮和開工潮，在煤電電量增長有限而裝機(jī)容量增長較快的情況下，容量補(bǔ)償機(jī)制有望適時建立推廣。3、成本展望：煤炭保供增產(chǎn)效果顯著，火電成本端壓力有望緩解持續(xù)強(qiáng)力增產(chǎn)保供，價格雙軌制穩(wěn)定火電成本。自2022年2月國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善煤炭市場價格形成機(jī)制的通知》，規(guī)定秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期交易價格范圍為每噸570~770噸（含稅）以來，電煤實質(zhì)上以“既保量又保價”的狀態(tài)進(jìn)入了行政化保供狀態(tài)。隨著發(fā)改委加大電煤長協(xié)保供力度，提出“嚴(yán)格落實三個100%（即電煤保供簽約率100%，履約率100%，執(zhí)行合理的價格區(qū)間100%）”，電煤長協(xié)簽約率、尤其是履約率有所上行。煤炭供給方面，國內(nèi)晉陜蒙煤礦產(chǎn)能利用率持續(xù)高位運行，同時海外進(jìn)口量大幅增加。截止2023年一季度，晉陜蒙三省煤礦產(chǎn)能利用率均值為83%，與22年同期83.2%幾乎持平，大幅高于2021年同期的78.6%，國內(nèi)供給有所增加。同時，一季度煤炭進(jìn)口量大增至1.02億噸，為近三年以來新高。圖46:2021-2023年進(jìn)口煤累計量情況（萬噸）國內(nèi)煤價逐步趨穩(wěn)，海外回歸基本面煤價中樞下移。煤炭增產(chǎn)保供力度不減，下游需求疲軟疊加進(jìn)口煤沖擊，國內(nèi)動力煤現(xiàn)貨價自2022年11月開始逐步走低，至2023年4月中旬回落至1000元/噸左右。長協(xié)-現(xiàn)貨價差由近800元/噸收窄至300元/噸內(nèi)，“雙軌制”價格倒掛情況有所緩解，國內(nèi)價格逐步趨穩(wěn)。此外，俄烏沖突對能源價格的事件性沖擊影響逐漸回落，能源價格趨勢重新回歸基本面，疊加歐洲“暖冬”因素影響，國際煤價自2022年10月開始逐步回落，至2023年4月中旬5500K澳煤價格降至約120美元/噸左右。展望年內(nèi)，電煤長協(xié)的實際覆蓋比例有望進(jìn)一步提升，而現(xiàn)貨煤價有望趨穩(wěn)，海外回歸基本面后進(jìn)口煤價格中樞較2022年有望下移，電煤的供需緊張程度有望實現(xiàn)相對緩解。4、煤電價值展望：電力供需矛盾或?qū)⒃俣燃せ?，市場化推進(jìn)重塑煤電價值尖峰負(fù)荷有望持續(xù)高增長，2023年最高需求有望接近13.5億千瓦。由于第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民用電量占比逐步提高，其用電量受季節(jié)性影響更大（工業(yè)用電則相對平穩(wěn)），最大負(fù)荷增速會高于全社會用電量增速，經(jīng)驗值約為1個百分點。對比最大負(fù)荷增速（基于用電量增速+1%的估算值）和全國主要電網(wǎng)合計最高用電負(fù)荷來看，“十三五”至今相似度較高，因此以最大負(fù)荷增速（估算）作為對年最大負(fù)荷增速的估計。2021年全國最高用電負(fù)荷為11.92億千瓦，出現(xiàn)于“迎峰度夏”；2022年國家電網(wǎng)已出現(xiàn)的最高負(fù)荷為10.69億千瓦，南方電網(wǎng)已出現(xiàn)的最高負(fù)荷為2.23億千瓦，合計12.92億千瓦。以2023年尖峰負(fù)荷增速為7%計，我們預(yù)計2023年最高需求有望達(dá)到13.48億千瓦。頂峰裝機(jī)容量裕度或?qū)⑹锥染o缺，電力