电力消费、售价及成本展望分析

煤电周期上行在途，电改引领价值重估。

1、电量展望：疫后复苏背景下电力消费高增速可期

电力消费展望：疫后经济复苏超预期，用电量增速或将达到 6%。2023 年 4 月，国家统计 局发布一季度国民经济数据，2023 年一季度国内生产总值同比增长 4.8%，环比增长 1.3%， 实现国民经济平稳开局。在经济恢复推动下，全社会用电量增长也有望在年内实现高增速。 2023 年 1 月 19 日，中电联发布《2023 年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计 2023 年全国全社会用电量 9.15 万亿千瓦时，比 2022 年增长 6%左右。

电力消费高增速的预期背景下，煤电电量高增速可期。在电力需求增量空间扩大和新能源 电量占比较低的前提下，即便新能源保持发电量高增速，也无法全部消化电力需求增量空 间。而刨去装机和利用小时数较为稳定的核电、气电和生物质发电的增量后，剩余电力需 求增量空间就需要水电与煤电的增量来填补。据我们测算，假定 2023年煤电机组装机新增 4000 万千瓦，气电装机新增 1000 万千瓦，水电装机新增 500 万千瓦，核电装机新增 150 万千瓦，风电装机新增 7000 万千瓦，光伏装机新增 11000 万千瓦。即便水电发电量和 2021 年来水较好的情况持平，在 6%的全社会用电量增速下，煤电电量的增速将可达到 3.58%。而据中新网报道，今年以来，云南省平均降水量较常年同期偏少 6 成，为近 10 年 同期最少，云南电解铝企业已于今年 2 月再度拉闸限电。因此，年内水电出力恐将不及预 期，煤电电量增速有望进一步抬升。

风光电量仍将保持高增速增长，渗透率有望年内突破 15%。2023 年 4 月 6 日，国家能源局 发布《2023 年能源工作指导意见》，提出“非化石能源发电装机占比提高到 51.9%左右， 风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到 15.3%。”的目标。我们假设 2023 年年内新 增风电和光伏并网装机可达18000万千瓦左右，根据测算（基准情景下），风电与光伏发电 量之和的占比可提升至 16.1%。 风光持续快速渗透，消纳压力或将显现。我们认为，高比例新能源接入下的电网将面临系 统性成本快速抬升的问题，辅助服务费用或将出现指数式的上升。以国内情况为例，2019 年全国新能源电量占比为 7%，国家能源局公布全国辅助服务费用占全社会电费比例为 1.47%；而根据山西电力现货市场的经验，在 2022年新能源电量占比达到 16%时，其辅助 服务电费占全社会电费比例为5%左右。因此，在新能源渗透率翻一番时，辅助服务费用即 系统调节成本出现了接近翻两番的情况，呈指数性抬升。

2、电价展望：电价随市场化改革推进持续高位，多角度实现上涨

从电价角度看，随着电力市场化改革的不断推进，市场化电量占比不断提高，各地现货市 场建设的不断开展，电价有望从电能量、辅助服务和容量三部分实现多角度上涨。 电能量方面，2023 年年度电力长协签订完毕，部分省份年度交易价格上涨明显。同时，月 度交易价格中电网代理购电均价也出现同比进一步上涨的情况。电能量价格部分已经出现 明显的上浮。除此之外，各地电力政策也在为以煤炭为主的一次能源价格建立疏导机制。 广东省能源局在《关于 2023 年电力市场交易有关事项的通知》（粤能电力〔2022〕90 号） 中提出“一次能源价格波动传导机制”，即允许综合煤价高于一定值时，煤机平均发电成本 超过允许上浮部分将按照一定比例疏导至工商业用户终端。展望年内，煤电电能量部分有 望出现突破 20%上限限价的增量上涨。

辅助服务方面，随着新能源对电力系统的快速度高比例渗透，系统性调节需求将随着日益 增大的新能源波动性和间歇性而提高，灵活性调节资源的辅助服务调用费用有望受益于供 需关系实现价格上涨。在“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的辅助服务市场原则下， 辅助服务费用分摊范围将从原先的发电侧电源端“零和博弈”扩展至包括新能源在内的发 电机组和市场用户。根据山西电力现货市场的经验，在 2022 年新能源电量占比达到 16% 时，其辅助服务电费占全社会电费比例为 4-5%，相较于全国水平已经出现明显上涨。因此， 随着全国新能源渗透率在年内突破 15%，辅助服务费用分摊或将有望实现新一轮的可观上 涨。

容量补偿机制是保证煤电电源成本回收，保证电力系统安全性和可靠性的重要支撑。在适 应新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，煤电的系统角色将逐步从电力电量保障的主体 电源转变为以电力支撑为主，电量供应为辅的备用保障电源。新能源由于其出力的间歇性 和波动性，无法独立保障可靠电源供给；而煤电等常规电源由于新能源的电量替代作用， 长期来看发电利用小时数将持续下滑，难以通过发电收入回收固定投资成本。在高比例新 能源接入的新型电力系统中，容量电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段， 随着全国统一电力市场的建立和电价机制的理顺，有必要作为独立的电价组成部分纳入电 价体系内。随着“十四五”期间新一批煤电机组的核准潮和开工潮，在煤电电量增长有限 而装机容量增长较快的情况下，容量补偿机制有望适时建立推广。

3、成本展望：煤炭保供增产效果显著，火电成本端压力有望缓解

持续强力增产保供，价格双轨制稳定火电成本。自 2022年 2月国家发改委发布《关于进一 步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，规定秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价 格范围为每吨 570~770 吨（含税）以来，电煤实质上以“既保量又保价”的状态进入了行 政化保供状态。随着发改委加大电煤长协保供力度，提出“严格落实三个 100%（即电煤 保供签约率 100%，履约率 100%，执行合理的价格区间 100%）”，电煤长协签约率、尤其 是履约率有所上行。 煤炭供给方面，国内晋陕蒙煤矿产能利用率持续高位运行，同时海外进口量大幅增加。截 止 2023 年一季度，晋陕蒙三省煤矿产能利用率均值为 83%，与 22 年同期 83.2%几乎持 平，大幅高于 2021年同期的 78.6%，国内供给有所增加。同时，一季度煤炭进口量大增至 1.02 亿吨，为近三年以来新高。

国内煤价逐步趋稳，海外回归基本面煤价中枢下移。煤炭增产保供力度不减，下游需求疲 软叠加进口煤冲击，国内动力煤现货价自 2022 年 11 月开始逐步走低，至 2023 年 4 月中 旬回落至 1000 元/吨左右。长协-现货价差由近 800 元/吨收窄至 300 元/吨内，“双轨制”价格 倒挂情况有所缓解，国内价格逐步趋稳。此外，俄乌冲突对能源价格的事件性冲击影响逐 渐回落，能源价格趋势重新回归基本面，叠加欧洲“暖冬”因素影响，国际煤价自 2022年 10 月开始逐步回落，至 2023 年 4 月中旬 5500K 澳煤价格降至约 120 美元/吨左右。展望年 内，电煤长协的实际覆盖比例有望进一步提升，而现货煤价有望趋稳，海外回归基本面后 进口煤价格中枢较 2022 年有望下移，电煤的供需紧张程度有望实现相对缓解。