歐盟能源行業(yè)市場分析

歐盟能源行業(yè)市場分析一、風光成歐盟主力電源，火電角色轉(zhuǎn)向調(diào)峰復盤歐盟21世紀以來電力結(jié)構(gòu)演變歷程，整體來看，歐盟發(fā)電量保持穩(wěn)定，在能源轉(zhuǎn)型的大背景下，風光呈現(xiàn)對煤電、核電的替代趨勢，將成為歐盟未來最重要的電力來源，氣電煤電作為調(diào)峰電源在短期內(nèi)仍然具有突出作用。從細節(jié)上梳理，可以發(fā)現(xiàn)以下幾點變化趨勢：（1）發(fā)電量持穩(wěn)，電源相互替代：歐盟整體發(fā)電量在2008年達到頂峰后回落，2022年最新發(fā)電量相比20年前并無太大增量，電力結(jié)構(gòu)的演變更多體現(xiàn)在內(nèi)部各種電源的相互替代；（2）風光持續(xù)增長為第一大電源：碳中和目標下風光將成未來主力電源，2000-2022年風光發(fā)電量CAGR達16.6%，其發(fā)電量占比分別在2015年超越水電、2019年超越煤電，2022年超越核電和氣電，一躍成為歐盟第一大電源，2022年發(fā)電量占比達22.3%；（3）火電發(fā)電量先升后降，內(nèi)部氣電替代煤電：煤電在20余年間發(fā)電量大幅下滑，占比由2000年30.5%下滑至2022年16.0%；美國頁巖氣革命增加天然氣供給，氣電替代煤電成為歐盟能源轉(zhuǎn)型中的過渡電源，發(fā)電量增幅僅次于風光；2022年水電核電下滑帶來的電量缺口部分由火電補齊，煤電占比回升至16%，即使俄烏沖突導致天然氣價格暴漲，氣電發(fā)電量占比并未下滑；（4）棄核立場導致核電占比大降：德國退核態(tài)度堅決，法國核電發(fā)電量亦有所下降，歐盟核電發(fā)電量相比21世紀初已大幅下滑，尤其是2022年德國繼續(xù)關(guān)停核電站以及法國核電大面積停運檢修進一步加劇了歐盟發(fā)電量的緊張情況；（5）水電穩(wěn)定，發(fā)電量僅受來水情況影響。從裝機變化趨勢來看：歐盟煤電機組陸續(xù)關(guān)停，風光、氣電是裝機增長主要來源。（1）煤電：煤電是歐盟碳減排碳中和過程中的能源轉(zhuǎn)型重點，2000-2021年歐盟煤電裝機減少58GW（降幅35%），其中2000-2011年煤電仍然發(fā)揮了基荷電源作用，裝機逐年小幅下降，2012-2018年風光、氣電規(guī)模擴大，煤電裝機加速下滑，在2019年末歐盟提出碳中和目標后，2020-2021年煤電裝機減少28GW；（2）氣電：美國頁巖氣革命，氣電裝機擴大成為能源轉(zhuǎn)型過程中的過渡電源。天然氣相比煤炭碳排放更低，同時氣電具有出色的啟停調(diào)峰能力，是能源轉(zhuǎn)型過程中優(yōu)秀的過渡電源，美國頁巖氣革命增加了天然氣供給降低氣電成本，2000-2021年累計新增111GW（增幅226%），主要集中于2000-2013年新增108GW；（3）風光：風光作為未來能源供應主力，貢獻了主要裝機增量。2000-2021年風電累計新增裝機175GW、光伏累計新增裝機160GW；（4）核電：核電裝機與核安全事故關(guān)系密切。2011年日本福島發(fā)生核泄漏事件，次年德國關(guān)閉核電裝機8.4GW，2000-2021年歐盟核電裝機累計減少23GW，2022年德國計劃關(guān)停全部核電機組，而法國、英國等多國正計劃重啟核電；（5）水電、生物質(zhì)能作為可再生能源，裝機分別新增14、24GW。二、能源轉(zhuǎn)型下煤炭需求下降，期待能源價格回歸（一）煤電短暫回歸后將回落，預計歐盟2023年火電發(fā)電量下滑2022Q4歐盟用電需求降低、水電環(huán)比恢復，煤電發(fā)電量同比已大幅下滑。2022年，歐洲遭遇極端干旱，全年水電發(fā)電量降至2000年以來最低水平，同時德國核電機組關(guān)閉，法國核電大面積意外停電，發(fā)電缺口大部分由風光發(fā)電補齊，仍有小部分由煤電、氣電彌補，導致2022年3月到8月煤電發(fā)電量同比大幅提升20%，但9月份以來，伴隨歐盟縮減用電需求及水電環(huán)比恢復，煤電發(fā)電量同比已負增長，9-12月煤電發(fā)電量同比下降6.6%。進入2023年，1月份水電恢復、風光大增，擠壓火電空間，煤電、氣電發(fā)電量分別同比下滑9.3%、32.5%，分別環(huán)比下滑12.4%、23.7%；2月份風電發(fā)電量同比大幅降低24.1%，電量缺口主要由火電補齊，煤電同比增長5.7%，環(huán)比降低6.8%，氣電同比增長1.4%，環(huán)比增長17.2%。電量變化證明，一方面，在可再生能源發(fā)電提升情況下，火電尤其是氣電發(fā)電量將大幅下滑；另一方面，即使在可再生能源電量下降的情況下，火電被迫多發(fā)，缺口仍然主要由氣電補齊，煤電發(fā)電量已持續(xù)降低。預期2023年歐盟火電發(fā)電量大幅下滑。根據(jù)Ember發(fā)布報告《EuropeanElectricityReview2023》，預計2023年歐盟電力總需求下滑840億千瓦時，水電發(fā)電量增長400億千瓦時、風光發(fā)電量增長860億千瓦時、核電及其他電源持平，煤電+氣電發(fā)電量大幅下滑2110億千瓦時。預計在電力需求下滑，風光持續(xù)發(fā)展而水電有所恢復下，歐盟能源結(jié)構(gòu)中化石能源占比將快速下降，將進一步降低煤炭和天然氣需求。電煤需求持續(xù)回落，二十年間消費量下降五成。煤炭消費結(jié)構(gòu)方面，歐盟電力行業(yè)煤炭消耗量占比最大，歷年在70~80%左右；伴隨歐洲電力結(jié)構(gòu)脫碳轉(zhuǎn)型，電力行業(yè)煤炭消耗量逐年下滑，由2000年6.0億噸降至2020年3.0億噸。2021年由于天然氣價格高企，疊加歐洲來水偏枯，因而煤電發(fā)電量提升，煤炭消費量有所回升達4.84億噸，其中電煤為3.43億噸。電煤需求降低、庫存增加，歐盟增量煤炭需求或?qū)⑾禄?022年歐盟電煤消費量增加帶動煤炭消費量提升，1-8月電煤消費量同比提升16.2%，煤炭消費量同比提升8.8%，非電煤消費量同比下降5.1%；9月后電煤消費量同比出現(xiàn)下滑，與煤電發(fā)電量走勢一致，9月、10月電煤消費量分別同比下降0.9%、2.6%，煤炭消費量同比下滑5.1%、6.6%。從煤炭供給量和消費量對比來看，2021年歐盟煤炭產(chǎn)量+進口量僅超出煤炭消費量163萬噸，2022年，歐盟增加煤炭供給量，1-10月煤炭產(chǎn)量+供給量合計4.32億噸，而消費量為4.15億噸，增加庫存1721萬噸，庫存增加、需求降低將導致2023年歐盟增量煤炭需求下滑。（二）法國核電檢修壓制發(fā)電，多國核電重啟加速煤電替代歐盟加速棄核，2000-2022年歐盟核電發(fā)電量降幅達28.7%，減量主要來自于法德兩國。法國是核電大國，其貢獻了歐盟一半左右的核電發(fā)電量，德國則是去核最堅決的國家。2000-2022年，歐盟核電發(fā)電量累計減少2471億千瓦時（降幅28.7%），其中法國減少1180億千瓦時（降幅28.4%），德國減少1331億千瓦時（降幅78.5%），歐盟其他25國核電發(fā)電量提升39億千瓦時，核電發(fā)電量的降低基本來自法德兩國。在此期間英國核電發(fā)電量同樣下滑，減少382億千瓦時（降幅44.9%）。2022年是德國承諾關(guān)閉全部核電機組的最后一年，當年其核電發(fā)電量減少326億千瓦時（同比47.2%），而法國因核電站大面積停運維修導致核電發(fā)電量減少822億千瓦時（同比降低21.7%）。2000-2021年歐盟核電裝機減少21GW，主要源于德國關(guān)閉核電機組。2011年日本福島核泄漏事件發(fā)生后，德國執(zhí)政聯(lián)盟承諾2022年徹底放棄核電，次年即關(guān)閉8.4GW核電裝機，截至2021年底僅余4GW（2000年為22.4GW）。2022年德國延長最后三臺核電站退役時間至2023年4月中，當前時點德國核電站即使全部退役對歐洲發(fā)電量影響也并不大。從法國來看，雖然法國核電發(fā)電量降幅達28.4%，但裝機僅減少1.8GW，2022年核電發(fā)電量大減主要原因為管道腐蝕核電站停運檢修，法國核電發(fā)電量達2000年以來最低值，但在檢修后仍可恢復正常發(fā)電，因此預計法國核電短期1-2年內(nèi)仍可貢獻增量。多國宣布重啟核電，核電納入綠色能源。2022年歐洲的能源危機使各國重新審視自身的能源結(jié)構(gòu)和能源安全供應，法國、英國、荷蘭、瑞典相繼宣布新建核電站。2022年2月，法國總統(tǒng)宣布重振法國核電計劃，2050年前新建6個第二代歐洲壓水反應堆，研究建設(shè)另外8個壓水反應堆，12月，法國重啟一座核電站；英國推出以核電為核心的最新能源戰(zhàn)略，規(guī)劃以每年批準一個的速率，2030年前新建8個核反應堆，并希望在2050年把核電產(chǎn)能提高到24GW（2021年為8.3GW）；荷蘭考慮2035年前新建2臺核電機組；瑞典也表示正在提議修改現(xiàn)行立法，以允許建造和運營更多核反應堆。歐洲多國恢復對核電積極態(tài)度，同時歐洲議會將核電列為“綠色能源”，為核電建設(shè)掃除障礙，核電重啟將加快替代煤電，或?qū)⒓铀贇W洲煤電需求回落。（三）碳中和背景下歐洲退煤立場堅定，長期煤炭需求持續(xù)降低歐洲是全球應對氣候變化、減少溫室氣體排放行動的有力倡導者，推動能源轉(zhuǎn)型之路不可逆轉(zhuǎn)。近些年歐盟履行《巴黎協(xié)定》承諾，并在2019年出臺碳中和計劃，加速能源轉(zhuǎn)型。在氣候問題上的共識，既是歐洲各國結(jié)合起來的紐帶，也是出于國家利益的考量，總體來看歐盟將持續(xù)推進能源轉(zhuǎn)型、推動碳中和的實現(xiàn)。歐盟國家陸續(xù)宣布退煤計劃，部分國家已實現(xiàn)退煤。歐盟大半國家已宣布退煤計劃，其中冰島、瑞士、比利時等國家已退煤，包括德國、波蘭在內(nèi)的煤電大國均承諾退煤時間，長期來看，歐盟的煤炭需求將持續(xù)降低。歐盟化石能源進口高度依賴俄羅斯，2021年歐盟煤炭、天然氣進口量中分別44%、41%來自俄羅斯，俄烏沖突導致歐洲面臨能源價格和供應的雙重危機。長遠來看，歐盟實現(xiàn)能源獨立將從兩方面著手：一是多元化進口天然氣氣源，二是加速能源轉(zhuǎn)型，提高能效，減少對化石能源的依賴，歐盟對煤炭的需求或?qū)⒊掷m(xù)下降。煤炭：歐盟的煤炭供給量逐年下降至2021年的4.87億噸，較2000年的8.31億噸減少41.4%，同時同步減少煤炭本土產(chǎn)量和進口量，對外依存度保持在20%~25%。從煤炭進口來源看，歐盟煤炭前三大進口國是俄羅斯（占比44%）、澳大利亞（占比14%）、美國（占比13%）；德國和波蘭為本土的產(chǎn)煤大國，合計產(chǎn)量占歐盟總產(chǎn)量的70%。天然氣：歐盟的天然氣對外依存度始終保持高位，2021年歐盟天然氣產(chǎn)量511億立方米，消費量達4169億立方米，對外依存度高達88%。主要進口國包括俄羅斯（占比41%）、挪威（占比15%）、阿爾及利亞（占比11%）；本土天然氣產(chǎn)量大國主要是荷蘭和羅馬利亞，合計占比59%。碳關(guān)稅加快執(zhí)行、碳價格依然看漲，2023年2月底歐盟碳價突破100歐元。2023年2月，歐盟碳價突破100歐元/噸，創(chuàng)下歷史記錄高位。一方面，考慮到歐洲天然氣等能源價格快速回落，部分能源密集型工業(yè)陸續(xù)復工復產(chǎn)，因而對碳配額的需求有所增加；另一方面，歐盟碳關(guān)稅與歐盟碳市場方案落地、削減配額數(shù)量等，亦增強了碳價的上漲。若考慮碳價提升，預期煤電性價比將逐步低于氣電，將有望進一步削弱電煤需求。能源價格波動影響煤電、氣電發(fā)電成本，看好煤價均值回歸。作為世界上最主要的一次能源，煤、石油、天然氣的價格主要受供需影響，一方面2023年歐盟煤電發(fā)電量下降減少煤炭需求，另一方面碳價提升進一步提高煤電成本，長期來看需求下滑將推動能源價格回歸，當前氣價下降87.3%（3月23日），回歸至十年中樞附近，但煤價相較此前高位下降65.3%（3月17日），持續(xù)看好電煤需求下降的趨勢下，煤價加速回歸均值。三、風光發(fā)電量躍升，傳統(tǒng)電源調(diào)峰化解決消納問題（一）風光占比提升帶來消納問題，火電是調(diào)節(jié)電源主力歐洲各國電源結(jié)構(gòu)迥異，風光占比提升為共同趨勢。歐洲各國根據(jù)資源稟賦差異，發(fā)展出不同的主力電源，在面對風光占比提升帶來的消納問題中，火電、水電等傳統(tǒng)能源普遍發(fā)揮調(diào)峰消納能力，主要可以分為以下幾類：（1）丹麥，以煤為主到以風光為主：2000年煤電發(fā)電量占比超40%，2022年降至10.5%，風光發(fā)電量占比已超60%，生物質(zhì)發(fā)電占比23%，丹麥主要依靠與鄰國電網(wǎng)互聯(lián)，挪威和瑞典均是水電富余國家，通過電量進出口調(diào)節(jié)國內(nèi)電量消納，所以風光占比高仍然沒有出現(xiàn)消納問題；（2）法國，以核為主發(fā)展風光：2000年核電發(fā)電量占比78%，2022年降至63%，風光占比提升至12%，氣電占比9%，核電自身具備一定調(diào)節(jié)能力，作為清潔電源不存在碳排放壓力，穩(wěn)定運行的核電降低了法國對外國天然氣的依賴，少量氣電可調(diào)節(jié)風光消納；（3）挪威，以水為主發(fā)展風光：挪威境內(nèi)水能資源豐富，21世紀初發(fā)電量幾乎全部來自水電，2022年水電發(fā)電量占比90%以上，風光占比提升至7.5%，水電兼具清潔性穩(wěn)定性，無消納壓力，同時可與丹麥互聯(lián)相互調(diào)節(jié)；（4）波蘭，以煤為主轉(zhuǎn)型風光：波蘭是歐盟煤炭大國，2000年煤電發(fā)電量占比95%，2022年降至69%，風光占比提升至15.5%，高比例煤電可以解決風光消納問題，短期內(nèi)仍然難以擺脫對煤炭依賴；（5）意大利：以氣為主發(fā)展風光：2022年氣電發(fā)電量占比51%，風光占比17%，高比例氣電調(diào)峰能力強，主要補齊電量缺口；（6）德國：煤+風光為主、逐步關(guān)停核電：德國能源結(jié)構(gòu)相對均衡，過去以煤電、核電為主，重點發(fā)展風光，2022年煤電和風光發(fā)電量占比分別為31%、32%，氣電16.5%，并計劃關(guān)閉所有核電站，2022年核電占比降至6.3%,較高比例的火電和跨境互聯(lián)的電網(wǎng)為德國風光提供調(diào)峰消納。風光發(fā)電份額的增加放大電力系統(tǒng)凈負荷波動，調(diào)高靈活性調(diào)節(jié)需求。根據(jù)IEA預測，在APS情景中（假設(shè)所有減排承諾和能源目標都實現(xiàn)），到2030年全球電力系統(tǒng)中風光發(fā)電份額將增至30%，到2050年將增至60%。在歐盟能源轉(zhuǎn)型的過程中，不可調(diào)度的風光發(fā)電份額的增加放大了凈負荷（電力需求中去除風光發(fā)電后的負荷）的變動，顯著提高了電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)的需求。預測到2030年底，歐洲的電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)需求將增加50%。靈活調(diào)節(jié)電源與可再生能源發(fā)電裝機的配比不斷提升。歐洲國家靈活電源比重相對較高，德國、丹麥、西班牙、英國的靈活調(diào)節(jié)電源與可再生能源發(fā)電裝機的配比分別為44%、43%、140%和190%。在歐洲五大電力市場中（英國、德國、法國、意大利和西班牙），WoodMackenzie預測到2040年將新增169GW風電和172GW光伏裝機，與之對應的電力系統(tǒng)靈活性資源將從2020年的122GW增至2030年的202GW、2040年的260GW，靈活性電源的裝機占比再度提升?；痣娛乾F(xiàn)階段靈活性調(diào)節(jié)的主要電源，儲能和需求側(cè)響應將接力火電成為能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的后備主力。電力系統(tǒng)的靈活性資源包括發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、需求側(cè)響應和儲能四類。從靈活性調(diào)節(jié)的供給結(jié)構(gòu)來看，火電提供了目前維持電力系統(tǒng)可靠性所需要的大部分靈活性電源，其次是水電和需求側(cè)響應。在近十年，火電仍是靈活性調(diào)節(jié)的主要電源，其次是電池儲能和需求側(cè)響應的大規(guī)模增長，是能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的后備主力。（二）他山之石，丹麥和德國傳統(tǒng)電源調(diào)峰化解決消納問題丹麥、德國等國家新能源占比超30%，其解決風光消納方式可供借鑒。歐盟新能源發(fā)展速度快，但各國發(fā)展進度不一，2022年1-11月丹麥風光發(fā)電量占比已達64%，德國、荷蘭等國占比已超30%，這些國家在新能源滲透率提升過程中已面臨過消納問題，其解決方案主要在于將傳統(tǒng)電源調(diào)峰化、以市場化電價機制鼓勵火電調(diào)峰，或通過跨境電力互濟引入其他國家的傳統(tǒng)電源參與調(diào)峰消納。丹麥加速淘汰煤電，當前煤電主要發(fā)揮調(diào)峰作用。復盤丹麥21世紀以來電力結(jié)構(gòu)演變過程，風光等可再生能源逐漸取代煤電等傳統(tǒng)能源，在2000年丹麥煤電裝機5.0GW（占比56.3%），2000-2009年，丹麥煤電緩慢下滑，仍是電力的主要供應來源并提供靈活性調(diào)節(jié)，2009年后，煤電裝機加速淘汰，到2021年煤電裝機僅余1.2GW（占比9.2%），發(fā)電量占比降至13%，主要發(fā)揮調(diào)峰作用，而風光裝機從2.39GW提升至8.55GW，發(fā)電量占比從12%提升至64%。新能源滲透率提升的同時，德國保留一定火電裝機用于調(diào)峰。與丹麥不同，德國在風光發(fā)電量提升的同時，始終保留一定的煤電、并新增一批氣電裝機解決風光消納問題，這與德國資源稟賦有關(guān)，德國是歐盟最大的煤炭產(chǎn)出國，2021年德國煤炭產(chǎn)量占歐盟的38%，這與我國頗為相似。2000-2021年德國煤電和氣電裝機占比從63.3%降低至29.2%，風光裝機占比從6.0%提升至58.7%，新增裝機主要由風光貢獻。發(fā)電量結(jié)構(gòu)來看，2000-2021年德國煤電和氣電發(fā)電量占比從61.0%降低至44.6%，風光發(fā)電量占比從1.6%提升至28.2%，火電仍然保持了一定比例用于調(diào)峰?？偨Y(jié)丹麥和德國新能源發(fā)展過程中的經(jīng)驗，其解決風光消納問題主要依靠三個措施：一是增加靈活調(diào)節(jié)電源，對煤電進行靈活性改造、擴大氣電裝機，并大力發(fā)展儲能；二是引入市場化電價機制，包括電力現(xiàn)貨市場和負電價，通過市場化機制鼓勵火電靈活性改造、為調(diào)節(jié)電源提供合理收益，并引導用戶削峰填谷；三是跨境電力互補，歐洲大部分國家實現(xiàn)電網(wǎng)互聯(lián)，可依靠其他國家為本國提供調(diào)峰消納。1.靈活調(diào)節(jié)電源：煤電靈活性改造、氣電和儲能丹麥的調(diào)峰手段經(jīng)歷了從電源側(cè)火電靈活性調(diào)節(jié)、到電網(wǎng)負荷預測和調(diào)度、再到用電側(cè)需求調(diào)節(jié)的過程。在2009年之前新能源發(fā)電量占比不足20%，丹麥主要依靠靈活熱電廠和聯(lián)網(wǎng)線路進行調(diào)節(jié)，2010-2015年增加預測和調(diào)度系統(tǒng)以及部門耦合方式，加強電網(wǎng)調(diào)度能力，2015年后，進一步加強需求側(cè)調(diào)節(jié)，火電靈活性調(diào)節(jié)的作用逐漸削弱。具體看丹麥的火電靈活性改造措施主要分兩個階段：第一階段是改進過載能力，提高爬坡速率，降低最小穩(wěn)定出力，第二階段是完全或部分的渦輪機旁通、使用電熱鍋爐或者熱泵生產(chǎn)熱能、用于轉(zhuǎn)變電力生產(chǎn)方式的附加水基蓄熱?；痣姷撵`活性調(diào)節(jié)能力不斷加強，由基荷電源完全轉(zhuǎn)向調(diào)峰電源。德國除保留火電裝機外，還積極發(fā)展儲能。與丹麥不同，德國用電規(guī)模大，風光消納面臨形勢更嚴峻，除了保留一定規(guī)模的火電裝機外，德國還積極發(fā)展儲能，儲能規(guī)模排在歐洲國家前列，同時德國電網(wǎng)跨度大，儲能調(diào)度困難，因此重點發(fā)展戶用儲能，2021年德國戶用儲能占歐洲比例達61%。2.市場化電價機制：電力現(xiàn)貨市場完善的市場化機制、合理的補償收益推動丹麥火電靈活性改造。2005年，丹麥放開電力現(xiàn)貨市場，將電價調(diào)整頻率由一天3次調(diào)為一天24次，同時將熱電聯(lián)產(chǎn)機組推入現(xiàn)貨市場，并在2009年進一步引入負電價機制，火電可以依靠自身靈活性在現(xiàn)貨市場獲得調(diào)峰收益。2015年出現(xiàn)跨越歐洲大部分的協(xié)調(diào)日前市場，歐洲國家可以通過跨境交易加強可再生能源的調(diào)度能力。丹麥電力市場采用調(diào)度與交易分離模式，交易所負責交易組織（現(xiàn)貨市場：日前和日內(nèi)交易），電網(wǎng)公司負責調(diào)度與系統(tǒng)平衡（調(diào)節(jié)功率市場），丹麥屬于北歐電力市場的一部分，現(xiàn)貨交易在北歐電力交易所進行，調(diào)節(jié)功率市場由輸電網(wǎng)運營商—丹麥電網(wǎng)公司組織?，F(xiàn)貨市場實時反映電力供需情況，新能源直接參與日前市場，以低邊際成本優(yōu)勢獲得優(yōu)先發(fā)電權(quán)，除了在市場收入之外還能獲得政府給予的溢價補貼，一定程度上保證收益的穩(wěn)定性，但新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性同樣導致現(xiàn)貨市場電價波動上行。調(diào)節(jié)功率市場是丹麥解決風光消納和電網(wǎng)平衡的主要手段，負責平衡的主體(包括發(fā)電和負荷)在市場報價，對于上調(diào)服務(wù)，按照平衡資源報價由低到高的原則進行排序(高于現(xiàn)貨價格)，對于下調(diào)服務(wù)，按照平衡資源報價由高到低的原則進行排序(低于現(xiàn)貨價格)，有效通過市場激勵各類資源參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，通過競價反映短期成本。對于造成不平衡的發(fā)電與用戶，事后根據(jù)不平衡量支付不平衡成本。德國完善市場化電價機制，建立備用市場實施容量電價保障電力供應。德國在電源側(cè)建立了中長期市場、現(xiàn)貨市場和備用市場，備用市場中除電能量交易之外引入容量電價，所有電力運營商平等參與電力市場，通過市場機制調(diào)節(jié)電力供需；需求側(cè)實施分時電價、尖峰電價等機制，同時參與歐洲跨國電力市場，進一步提升系統(tǒng)靈活性和調(diào)節(jié)能力。德國的現(xiàn)貨市場分為日前拍賣，日內(nèi)拍賣和日內(nèi)交易，日前市場的競爭機制按照按邊際成本（燃料和排放成本）排序，其中可再生能源發(fā)電的邊際成本為零，核電較低，煤電較高，燃氣發(fā)電更高，燃油發(fā)電的邊際成本最高。日前市場的價格機制采用按用電需求統(tǒng)一出清的方法，市場需要的發(fā)電量按邊際成本排序，一直到滿足負荷需求為止，這時的電價被稱為出清價格。從現(xiàn)貨市場價格來看，德國日前和日內(nèi)交易價格波動較大，日內(nèi)交易15分鐘結(jié)算一次，更高頻反映電力供需情況。3.跨境電力互補：電網(wǎng)互聯(lián)實現(xiàn)多國聯(lián)合電力調(diào)節(jié)歐洲跨國電力市場發(fā)達，可以多國聯(lián)合調(diào)節(jié)電力供需平衡。德國位于歐洲大陸中心，德國電網(wǎng)通過30個220千伏~400千伏的跨國輸電通道與周圍瑞典、丹麥、法國、荷蘭等多個國家互聯(lián)，還通過海底電纜與瑞典、挪威電網(wǎng)互聯(lián)?？鐕旊娔芰_到2700萬千瓦，占系統(tǒng)最高負荷的1/3。在可再生能源發(fā)電較高時，德國可以將多余電力出口至鄰國電網(wǎng)，當可再生能源發(fā)電不足時，可以通過電力進口保障供應，在本國常規(guī)電源調(diào)節(jié)能力用盡后仍無法滿足全部負荷的情況下，可以從鄰國進口電力保障能源供應安全。丹麥依賴鄰國解決風光消納問題。以丹麥為例，丹麥鄰近瑞典和挪威兩大水電富余國家，可以聯(lián)合兩國水電作為短期靈活性來源，丹麥大力發(fā)展電力跨境交易市場，有效地從市場層面促進了風電的積極消納與波動平衡。風電能夠在豐富時期，利用市場價格優(yōu)勢向境外鄰國輸送；低谷時期，由于價格劣勢，可從境外購買相對廉價電力，這種電力的跨境交易，本質(zhì)上仍是新能源與傳統(tǒng)能源的一體化調(diào)節(jié)，導致丹麥的進口電量和出口電量規(guī)模均較大。我國幅員遼闊、資源分布不均，亦可借鑒電力的跨區(qū)域調(diào)度和調(diào)節(jié)。四、我國能源轉(zhuǎn)型之路：煤價回落，火電轉(zhuǎn)型火儲（一）火電增量空間有限，電煤需求放緩加速煤價回落1.火電發(fā)電量逐漸接近頂峰，預測2022-2025年火電發(fā)電量CAGR僅為1.4%《政府工作報告》設(shè)定2023年GDP增速目標5%，我們對規(guī)模以上口徑發(fā)電量進行預測，假設(shè)2023-2025年發(fā)電量增速維持5%。2023年起來水修復、水電核電新增裝機貢獻增量、風光裝機加速建設(shè)，持續(xù)擠壓火電發(fā)電量占比，根據(jù)測算，2022-2025年火電發(fā)電量CAGR僅為1.4%左右，占比逐漸下降至63%，電煤需求逐漸放緩帶動煤價回落，同時風光貢獻主要的發(fā)電量增量，占比逐漸提升至近17%。2.水電：來水修復新增裝機發(fā)力，預測23年水電發(fā)電量同比+10.1%十四五初期迎水電投產(chǎn)高峰期，2021-2022年累計新增常規(guī)水電裝機30GW。2020年以來，烏東德、白鶴灘、兩河口、楊房溝四座大型水電站陸續(xù)投產(chǎn)，合計裝機30.70GW，帶動水電迎來投產(chǎn)高峰，截至2022年末，我國水電裝機413.50GW，其中常規(guī)水電裝機368.31GW，抽水蓄能裝機45.19GW。烏白、兩楊四座電站合計設(shè)計發(fā)電量1192億千瓦時，2023年起全面發(fā)力。烏東德電站機組自2020年6月至2021年6月陸續(xù)投產(chǎn)，2021年實現(xiàn)發(fā)電量390億千瓦時，在2021年機組并未全部出力以及來水偏枯的雙重不利因素下，發(fā)電量已超設(shè)計發(fā)電量。2022年底白鶴灘電站機組已全部投產(chǎn)，疊加長江電力六庫聯(lián)調(diào)增發(fā)電量后，烏白實際貢獻發(fā)電量將有望超過設(shè)計發(fā)電量；楊房溝、兩河口電站分別于2021年10月和2022年3月完全投產(chǎn)，兩河口電站作為多年調(diào)節(jié)電站，對下游電站抬高水頭、增發(fā)電量、減少棄水存在明顯增益。測算2023年水電發(fā)電量1.32萬億千瓦時，同比增長10.1%。由于烏白、兩楊四座電站規(guī)模較大、利用小時數(shù)高于全國平均水平，且2022年底之前并未完全出力，將四座電站剔除，經(jīng)歷連續(xù)兩年枯水年后考慮來水均值修復，水電利用小時數(shù)逐漸提升；四座電站2023年發(fā)電量取設(shè)計發(fā)電量合計值，參考烏東德2021年發(fā)電量已超設(shè)計發(fā)電量，以及六庫聯(lián)調(diào)、兩河口調(diào)節(jié)增發(fā)電量，該測算方法仍偏保守。根據(jù)規(guī)劃十四五期間新增常規(guī)水電40GW，假設(shè)剩余裝機在2024、2025年投產(chǎn)。在以上假設(shè)條件下，測算2023-2025年水電發(fā)電量分別為1.32/1.40/1.48萬億千瓦時，同比增長10.1%/5.8%/5.7%。3.核電：新增裝機發(fā)力，預測23年核電發(fā)電量同比+3.2%截至2022年底在運核電裝機達56.71GW，2022-2025年預計將新并網(wǎng)7臺核電機組。福清6號機組、紅沿河6號機組分別于2022年1月、5月并網(wǎng)，防城港3號機組2023年1月并網(wǎng)，將為核電2023年發(fā)電量貢獻增量。假設(shè)在機組投產(chǎn)后的下一年首次換料大修，負荷因子80%，次年換料大修負荷因子90%，第三年95%，測算新并網(wǎng)機組2023-2025年貢獻發(fā)電量258/385/508億千瓦時。測算2023年核電發(fā)電量4322億千瓦時，同比增長3.4%。近五年核電利用小時數(shù)逐年提高，2021-2022年已超7600小時，對2023-2025年存量核電裝機對應利用小時數(shù)取前兩年均值，新并網(wǎng)機組發(fā)電量單獨測算。在以上假設(shè)條件下，測算2023-2025年核電發(fā)電量4322/4443/4569億千瓦時，同比增長3.4%/2.8%/2.8%。4.風光：裝機建設(shè)加速，預測23年風光發(fā)電量同比+18.3%預測2023年風光發(fā)電量1.08萬億千瓦時，同比增長18.3%。2022年全國新增風電裝機37GW、新增光伏裝機86GW，風光總裝機達758GW，根據(jù)國家統(tǒng)計局月度發(fā)電量累計值數(shù)據(jù)（規(guī)模以上口徑），2022年全國風電、光伏發(fā)電量6867、2290億千瓦時，占總發(fā)電量比例10.9%。根據(jù)《2023年全國能源工作會議》，國家能源局提出2023年風電裝機達4.3億千瓦左右、光伏裝機達4.9億千瓦左右，新增裝機達1.6億千瓦，假設(shè)2023-2025年分別新增風電65/75/85GW，新增光伏100/120/140GW?？紤]風電、光伏項目規(guī)模較小，且在年內(nèi)投產(chǎn)進度較均勻，假設(shè)年內(nèi)新增裝機中50%為有效裝機。新增裝機占總比例減小、海風占比提高，假設(shè)利用小時數(shù)逐年提高。根據(jù)以上假設(shè)條件，測算2023-2025年風光發(fā)電量分別為1.08/1.35/1.66萬億千瓦時，占總發(fā)電量比例12.3%/14.6%/17.1%。（二）風光占比提升消納問題待解，火電轉(zhuǎn)型塑造火儲價值部分歐洲國家與我國電力結(jié)構(gòu)相似，能源轉(zhuǎn)型過程值得借鑒。從我國電力裝機結(jié)構(gòu)來看，過去我國以傳統(tǒng)電源火電、水電為主，2010年兩者裝機占比96%，風光等可再生能源逐漸成為發(fā)展重點，水電、火電裝機占比下降，2022年火電裝機占比52%，水電開發(fā)已進入后半程增量有限，風光成為新增裝機主力，這與部分歐洲國家如德國、波蘭頗為相似，2022年德國煤電發(fā)電量占比已經(jīng)降至31%，風光發(fā)電量占比提升至32%，其能源轉(zhuǎn)型走在我國之前。隨著我國提出雙碳目標，風光占比提升成為必然趨勢，德國等歐洲國家能源轉(zhuǎn)型過程中的經(jīng)驗對我國有重要的借鑒意義。我國風光發(fā)電量占比快速逼近水電，消納問題亟待解決。從歐盟經(jīng)驗來看，2015年歐盟風光發(fā)電量超過水電，各國開始推行煤電靈活性改造，并擴大有調(diào)峰能力的氣電裝機，截至2022年末，我國風光發(fā)電量占比10.9%（規(guī)模以上口徑），若考慮全口徑數(shù)據(jù)，風光發(fā)電量已接近水電。而當前我國靈活性調(diào)節(jié)電源不足，火電靈活性改造比例低，風光消納問題將愈加突出。五、重點公司分析（一）華能國際(A)/華能國際電力股份(H)：風光快速發(fā)展，期待火電扭虧為盈火電為基礎(chǔ)，十四五全力發(fā)展新能源。公司是我國電力龍頭企業(yè)，2022年末控股裝機127GW（火電占84%），全年完成上網(wǎng)電量4252億千瓦時。2022年歸母凈利潤虧損73.87億元，主要系新能源發(fā)電盈利未能覆蓋煤電虧損、計提28億元減值等影響；2022年長協(xié)煤占比僅為36%，而2023年至今已實現(xiàn)長協(xié)簽約率的大幅提升；伴隨長協(xié)比例提升，預期火電業(yè)績拐點已至。參照公司規(guī)劃，2025年末風光裝機目標達55GW（風電29GW、光伏26GW），2022年僅新增風光6GW（年初規(guī)劃值8GW），觀察最近硅料價格已經(jīng)大幅下降，暫緩裝機有望在后續(xù)逐步加速，綠電成長性值得期待。（二）華電國際(A)/華電國際電力股份(H)：期待火電盈利轉(zhuǎn)正，關(guān)注華電新能IPO進程全國性火電龍頭，直接持有華電新能31%股權(quán)。截至2022年6月底，公司控股裝機53.41GW，其中燃煤42.36GW（占總裝機79.3%，下同），燃氣8.59GW（占16.1%），水電2.46GW（占4.6%）。2022年預計歸母凈利潤扭虧為盈0.1~2億元；全年完成發(fā)電量2209億千瓦時?？紤]公司燃煤成本仍存改善空間、而電價高位保持，期待火電業(yè)務(wù)恢復盈利。2021年中公司用新能源資產(chǎn)換股，現(xiàn)直接持有華電新能（集團新能源平臺）31%股權(quán)，華電新能擬登陸A股募資300億元用于15GW新能源項目建設(shè)及補流；華電集團十四五擬新增新能源裝機75GW，預計華電新能持續(xù)高增長可期。（三）福能股份：期待煤電盈利回升，海風競配落地福建省屬平臺，全力轉(zhuǎn)型新能源發(fā)電。公司隸屬于福建省能源集團，截至2022年6月末控股裝機5.99GW，其中燃煤/燃氣/風電分別為2.6/1.5/1.8GW。2022全年預計實現(xiàn)歸母凈利潤25.37~26.63億元（同比+100%~110%）。2022H1煤電已實現(xiàn)凈利潤2.75億元(不含晉南熱電)、Q4煤電電量大幅提升，預計盈利環(huán)比改善，看好2023年長協(xié)煤履約提升等因素影響下，公司綜合用煤成本的下降帶動盈利持續(xù)回升。海風方面，當前風機大型化趨勢顯著、海風造價成本有望繼續(xù)下降；公司作為省屬電力平臺，坐擁優(yōu)質(zhì)海風資源，期待福建省海風競配進程加速，看好公司在海風項目方面持續(xù)發(fā)力。（四）上海電力：股權(quán)激勵劍指清潔能源，煤價下降提速火電反轉(zhuǎn)國家電投旗下重要電力平臺，股權(quán)激勵加速清潔能源裝機。公司隸屬于國家電投，業(yè)務(wù)立足上海江蘇輻射全國，2022Q3控股裝機19.98GW，其中煤/氣/風/光分別為9.19/2.87/3.88/4.04GW，清潔能源裝機占54%。2022年6月股權(quán)激勵落地，考核ROE及清潔能源裝機占比。2022全年預計歸母凈利潤扭虧為盈3.01~3.53億元。公司煤炭外購比例較高，近期已觀測到進口煤價下降，預計伴隨長協(xié)占比提升及煤價回歸合理水平，公司煤電業(yè)績將持續(xù)改善。新能源裝機占比已達40%，十四五預計新增風/光分別3.45/8.15GW；此外，公司積極發(fā)展氫能、儲能業(yè)務(wù)；12月末2.45億元完成對匈牙利Tokaj光伏項目收購，加快國際化進程。（五）寶新能源：業(yè)績對煤價高彈性，新增裝機儲備多廣東地區(qū)民營火電龍頭，火電裝機彈性高。公司是廣東地區(qū)民營火電龍頭，2021年末在運裝機為3.52GW，2022年預計歸母凈利潤盈利1.6~2.4億元（同比下降70.9%~80.6%）。公司火電燃料主要是市場煤，若煤價下跌業(yè)績彈性較大，亦期待公司2023年煤炭長協(xié)比率提升。測算若綜合用煤成本每下降30元/噸時（考慮煤矸石及劣質(zhì)煤），對應度電毛利將提升0.0095元/千瓦時。另有火電在建2GW、遠期規(guī)劃6GW，裝機儲備多；聯(lián)合中廣核運營汕尾后湖0.