广东省用电情况及电价走势分析

省内用电需求高增，煤硅成本下行纾困。

1、广东省为我国经济强省，电力保供压力较大

广东省经济高速增长，全省用电需求攀升。广东连续 34 年位居全国 GDP 总量 第一大省（除港澳台外），2022 年 GDP 达 12.91 万亿元，同比增长 1.9%，同 比增量为全国第二。作为经济强省，广东省经济复苏势头强劲，带动用电高速增 长。2022 年广东省用电量达 7870.34 亿千瓦时，占全社会用电量 9.11%，位列 第一。2023 年以来广东各月用电量均同比正增长，5 月份用电量达 740 亿千瓦 时，占全国 10.25%，同比增速达 14.52%，接近全国用电量增速的两倍。

夏季高温持续，电力供需矛盾突出。2021 年以来，夏季高温天气下电量负荷双 增长，电力供应紧张，广东省多次出台限电相关政策通知，引导居民错峰有序用 电。2022 年广东省发受电量合计 7616 亿千瓦时，同比减少 1.0%，电力缺口达 254.34 亿千瓦时，用电负荷再创新高。中山市与深圳市于夏季前先后发布有序 用电方案。广东省发改委表示，核准煤电是“贯彻落实国家和省关于稳住经济大 盘和能源电力保供的决策部署，发挥电力重大项目稳增长、促投资、保供电作用”。 为保障能源安全，2022 年广东省加大核准力度，全年陆续核准、开工 10 个煤电 项目，合计装机量达到 1818 万千瓦。2023 年 6 月，中电联预测，今年夏季全 国可能有 2000 万-3000 万千瓦的电力缺口，广东可能会面临一定保供压力。电 力供需紧张的背景下，煤电核准力度有望进一步加大。

2、外受电量增长乏力，亟需省内电源增量

广东省外受电量占比较高，供需平衡受云南供电影响大。2022 年广东省发受电 量结构中，外受电量为 1772 亿千瓦时，占比 23.3%，供应侧超 2 成依赖电力外 受。其中，云南省输送电量 1221 亿千瓦时，在外受电量中占比 68.92%，占发 受电量整体 16.03%。广东省作为南方电网体系中最大的送电方，其电力保供情 况受云南省送电的影响程度高。

云南省外送水电稳定性差，后续增量有限或将引发缺电危机。云南省外送电量主 要取决于水电发电情况。而水电发电稳定性差，季节性特征明显，每年 6-10 月 的丰水期与 1-4 月的枯水期的发电量相差较大。云南省应急管理厅发布的《2023 年全省第一季度自然灾害情况》显示，2023 年以来，云南平均降雨量较常年同 期偏少六成。受来水偏枯影响，云南水电出力疲软，2023 年前 5 个月水电发电 量同比增速均为负。其中，4 月与 5 月水电发电量分别为 121.0、164.4 亿千瓦 时，分别同比减少 41.9%、43.1%。此外，云南省水利开发已接近尾声，后续增 量有限，重度依赖云南输送电力的广东省或将面临缺电危机。

电力保供压力下，广东省省内电源工程建设力度加大。根据《广东省能源发展“十 四五”规划》，广东省计划“十四五”期间新增 80GW 以上装机容量，新增海 风装机容量约 17GW，陆风约 3GW，光伏约 20GW，天然气约 36GW。此外， 广东省提出要发挥煤电托底保障作用，2022 年新增核准煤电项目超过 16GW， 省内电力建设有望快速发展。

3、省内电价明显上浮，煤硅成本下行周期已至

广东省电价持续上行，省内发电企业业绩收入有所支撑。2021 年 10 月 11 日， 国家发改委发布 1439 号文，将市场交易电价上下浮动范围调整为原则上均不超 过 20%。2022 年，受煤价高企影响，多省年度长协成交价格达到 20%顶格上浮。 广东双边协商交易电价为 497.04 厘/千瓦时，较燃煤基准价 463 厘/千瓦时上浮 7.34%，是为数不多没有顶格上浮的省份。2023 年广东双边协商交易电价为 553.88 厘/千瓦时，较燃煤基准价上浮 19.63%，较 2022 年上浮 11.4%，上行的 电价有望为省内发电企业全年业绩收入提供支撑，广东的火电企业相较其他省份 有更大的利润弹性空间。

广东电力市场化进程加速，燃煤价格传导机制进一步顺畅。广东省能源局、南方 能监局于 2022 年 11 月 14 日联合发布《关于 2023 年电力市场交易有关事项的 通知》，从市场主体准入标准、新能源参与、能源价格传导机制等方面推动电力 市场化进程加速。2023 年广东省电力市场交易方案的主要变化包括：1）年度交 易规模上限 3000 亿千瓦时，较 2022 年下降 150 亿千瓦时；2）可按“固定价格 +联动价格+浮动费用”模式签订零售合同，浮动费用上限 2 分/千瓦时；3）新能 源机组参与到现货交易；4）储能等新兴市场主体试点将参与电能量市场交易；5） 建立核电中长期收益回收机制；6）支持省外电源与广东省用户侧主体开展“点 对点”交易等。

煤价持续回落，煤炭库存维持高位，火电企业迎来盈利反转。随着俄乌冲突局势 的逐渐平稳，俄罗斯、印尼等国的煤炭出口逐渐恢复，欧洲在冬季过后动力煤需 求下降等多方面因素影响，国际煤价呈现高点回落态势。截至 2023 年 7 月 7 日， 广州港印尼烟煤（Q4200）市场价格为 636 元/吨，较 2022 年 9 月 29 日的高点 955 元/吨下跌 33.4%。截至 6 月 30 日，纽卡斯尔动力煤离岸价为 137.9 美元/ 吨，较 2022 年 9 月 9 日的最高点 452.80 美元/吨下滑 69.5%。截至 2023 年 7 月 7 日，秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港及国投港区煤炭库存分别为 540、505、 192 万吨，较往年同期均略有上升。受益于煤价下行，各火电企业在 2023Q1 迎 来盈利反转。

长协煤合同基准价下降，履约监管严格度上升，火电企业成本压力得以缓解。 2022 年 10 月 31 日国家发改委出台《2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案》， 主要在基准价格和监管要求上较 2022 年有所变化。2023 年长协合同下水煤 （5500 大卡）合同基准价为 675 元/吨，较 2022 年下降了 25 元/吨，对煤电价 格成本的有效疏导给予政策支撑。另一方面，2023 年电煤中长期合同签订通知 相较于 2022 年明确了要按月度分解量足额约、不得以未配置铁路运力为由拒绝 履约、不得以停产减产为由拒绝履约的规定，全年履约率从 90%的要求提升为 100%，且违约惩戒力度更大，为火电企业做好成本控制和保供工作。

硅料产能释放在即，成本进入下行通道，光伏装机有望快速增长。2022 年硅料 价格持续攀升，光伏企业成本端承压，装机量增速趋缓。2022 年 12 月开始，随 着硅料产能的逐步释放，多晶硅和组件价格开始大幅回落。截至 2023 年 7 月 5 日，多晶硅（致密料）价格为 64 元/千克，较 2022 年高点 295 元/千克下降 78.3%， 单面单晶 PERC 组件（182mm）价格为 1.4 元/瓦，较 2022 年高点 1.97 元/瓦下 降 28.9%。硅业分会表示，2023 年国内多晶硅产量保守估计有 146 万吨，加上 进口多晶硅可达 156 万吨，这些硅料已经足够 600GW 光伏装机，已远超 2023 年的全球光伏装机量需求。过剩的产能有望推动硅料和组件价格进一步下行，提 升运营商的装机意愿。

据 CPIA 预测，2023-2030 年我国光伏新增装机规模将持续提升。2022 年，国 内光伏新增装机 87.41GW，同比增加 59.3%，其中，分布式光伏装机 51.11GW， 占全部新增光伏发电装机的 58.5%。2022 年户用装机达 25.25GW，占 2022 年 我国新增光伏装机的 28.9%。随着光伏发电全面进入平价时代，叠加“碳中和” 目标的推动以及大基地的开发模式，集中式光伏电站有可能迎来新一轮发展热潮。此外，随着光伏在建筑、交通等领域的融合发展，叠加整县推进政策的推动，分 布式项目仍将保持一定的市场份额，整体来看，光伏装机有望开启高斜率增长。