2023年电力行业中期策略 新能源发电保持高增速

2023 年一季度电力行业基本面回顾

1、电力需求：3 月用电量增速回升明显，居民生活用电拖累需求增速

整体来看，1-3 月全国全社会用电量 21203 亿千瓦时，同比增长 3.6%；其中，1-2 月全社 会用电量同比增长 2.30%，3 月全社会用电量同比增长 5.9%。1-2 月由于疫情余波尚在、 叠加春节假期和暖冬因素，电力消费水平较为萎靡；3 月开工复苏潮渐起，电力消费增速 提高、需求回暖明显。

结构方面，2023Q1 第一产业用电量同比增长 9.7%，第二产业用电量同比增长 4.2%，第 三产业用电量同比增长 4.1%，而城乡居民生活用电量同比增长仅 0.2%（一二三产及居民 生活用电占全社会用电量的比重分别为 1.25%、65.17%、17.43%、16.15%），居民生活 用电的低增长拖累一季度整体用电量的增速。从电力消费弹性系数来看，2022 年度全社会 用电量增速为 3.6%，GDP 增速为 3%，电力消费弹性系数达到 1.2；然而受居民生活用电 2023Q1 增速大幅放缓的影响，2023Q1 我国在实现 4.5%的 GDP 增速同时，用电量增速仅 3.6%，电力消费弹性系数下降至 0.8。 其中，1-2月一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别同比变化6.64%、3.48%、-0.11%、 2.75%，而 3 月单月的一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别同比变化 18.65%、 6.67%、14.04%、-5.76%。3 月以来开工复苏潮表现明显，二产用电增速稳中向好，三产 用电增速大幅反弹，但 3 月份居民生活用电同比下降 5.76%，相较于去年同期（2022 年 3 月）高达 8.92%的居民生活用电增速，降幅高达 14.68pct。暖冬对于居民生活用电影响较 大，2 月下旬至 3 月上旬，我国中东部地区气温明显升高，相比常年同期偏暖。

2、电力生产：新能源发电保持高增速，来水较差导致水电同比大幅下滑

从发电情况来看，1-3 月全国累计发电量同比增长 2.4%。其中，1-2 月发电量同比增长 0.70%，而3月发电量同比增长 5.10%。分电源类型看， 1-2月火电发电量同比下降 2.30%， 而 3 月火电发电量同比增长 9.07%，增速大幅提升。1-2 月水电发电同比下降 3.40%，3 月 降幅进一步扩大至 15.50%，来水较差情况持续。据云南省水利厅，2023 年 1-2 月，云南 省大部分地区无明显降水，河道来水总体偏少，库塘蓄水总量下降加快，气象干旱发展迅 速，局部地区旱情影响逐步显现。2 月 18 日，云南省电解铝企业再度收到压减用电负荷的 限电通知，压减负荷比例扩大至 40%左右。4 月 18 日，云南防汛抗旱指挥部发布《关于调 整抗旱应急响应的通知》，将抗旱应急响应由Ⅳ级提升至Ⅲ级应急响应。云南年内来水或 将持续较差。长江三峡水库流量方面，截至 4 月 21 日，三峡出库流量 6450 立方米/秒，同 比下降 56.42%，周环比下降 11.40%，一季度以来三峡水库流量长期处于近三年流量低位。

3、装机及投资情况：风光装机投资快速增长，火电装机投资稳中有升

风光装机和投资快速增长，火电装机投资稳中有升。截至 3 月底，全国累计发电装机容量 同比增长 9.1%。其中，火电装机同比增加 3%，水电 5.4%，核电 4.3%，风电装机同比增长 11.7%，太阳能发电装机同比增长 33.7%。

电源投资情况方面，1-3 月份，全国主要发电企业电源工程完成投资 1264 亿元，同比增长 55.2%。其中，火电投资同比增长 3.7%，水电投资同比下降 7.8%，核电投资同比增长 53.5%，风电投资同比增长 15%，太阳能发电投资同比增长 178%。火电投资在连续两年 高速增长后增速稍有放缓，核电投资加速，太阳能发电投资仍以较高速度增长。

电网投资情况方面：1-3 月电网工程完成投资 668 亿元，同比增长 7.5%。2022 年电网工程 审批及建设受疫情影响，开工及完成不及预期。2023 年开年电网投资开始发力，有望在今 年保持同比高增速。

4、电力市场化进一步推进，年度、月度交易电价持续高位

政策方面，市场化改革持续推进，市场化购售电规模有望进一步扩大。2022 年 12 月 23 日， 国家发改委发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》（发改办价格〔2022〕 1047号），提出逐步优化代理购电制度。各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10 千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。优化代理购电 市场化采购方式，完善集中竞价交易和挂牌交易制度，规范挂牌交易价格形成机制。这代 表着自 2021 年“1439 号文”以来，政策端再一次发力推动电力市场化交易，逐步压缩代 理购电规模，鼓励用户进入电力市场实现自主交易。据北极星售电网统计，2022 年全国工 商业代理购电量 16590.8 亿千瓦时，其中优先上网电量 7385.19 亿千瓦时，占全社会用电 量 8.55%。若缩小代理购电规模，鼓励代购电用户参与市场化交易，则电力市场化交易电 量占比有望从 2022 年的 60.8%升至约 70%，有 15.13pct 的提升空间。

市场化交易电量占比继续提高，省间电力交易活跃。1-3 月，全国各电力交易中心累计组 织完成市场交易电量 13235.3 亿千瓦时，同比增长 6.8%，占全社会用电量比重为 62.4%， 同比提高 1.7 个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量同比增长 4.4%。据 北京电力交易中心，1-3 月，省间市场交易电量累计完成 2405 亿千瓦时，同比增长 15.9％； 特高压直流交易电量 1199 亿千瓦时，同比增长 36.5％；省间清洁能源交易电量累计完成 1172 亿千瓦时，同比增长 11.9％。

现货市场分省试运行提速，现货时代或将来临。2022 年 11 月，国家能源局公开发布《电 力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》并征求 社会意见，标志着全国范围内的省级电力现货市场发展将出现提速。第一批 8 个试点地区 （南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）已于 2022 年 6 月 底启动长周期结算试运行，第二批 6 个试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北） 已于 2022 年 7 月底前启动模拟试运行。四季度以来，第二批现货试点中湖北、河南已经开 始启动调电试运行，江苏也于 11 月开展第三次结算试运行。此外，非现货试点省份对于现 货市场的建设推进积极性也较高：宁夏、重庆、陕西、江西在 2022 年四季度均开展首次模 拟试运行；青海、湖南也分别于 2023 年 1 月和 4 月开展模拟试运行和调电试运行。2023 年有望出现全国范围内的现货市场热潮，“现货时代”或将来临。

电力价格方面：年度长协顶格上浮。2023 年电力年度中长期交易情况中，广东电力市场年 度双边协商、挂牌成交和集中竞价均在 552.2 元/MWh 以上，几乎逼近年度合同成交上限 554 元/MWh。江苏年度交易加权均价 466.64 元/MWh，上浮比例达 19.35%。山西电力市 场年度双边协商、集中竞价和年度挂牌交易价格不一，但均较于燃煤基准价 332 元/MWh 出现明显上涨。

月度交易方面，2023 年 1-4 月电网代理购电价格同比明显上涨。1-4 月全国电网代理购电 均价分别为 443.74 元/kWh、443.60 元/kWh、436.80 元/kWh、435.06 元/kWh，同比分别 上涨 5.46%、5.46%、4.57%、5.61%，涨幅明显，且几乎都顶格全国燃煤基准均价上浮 20%。

现货交易电价方面，“零电价”“负电价”愈发明显。在电力市场改革推进后，山东、山西 等具备电力现货市场的新能源装机大省在现货电价方面出现所谓“鸭子曲线”（即净负荷曲 线在白天午后出现深谷，在傍晚时段极速拉升出现尖峰），并因市场规则的不同出现“零电 价”（山西）和“负电价”（山东）。据我们统计，山东电力现货市场 2022 年共有 176 天全天 最低电价小于 0 元/kWh，即出现负电价；其中共有 135 天出现-0.08 元/kWh 的最低负电价； 山西电力现货市场 2022 年共有 168 天全天最低电价为 0 元/kWh，即出现零电价。

2022 年度电力公司业绩：盈亏分化明显，边际趋势向好

1、五大电整体业绩：收入增长，业绩边际好转

2022 年主要受益于电价上涨，我国五大电力上市公司的营业收入均实现稳步增长。其中， 华能国际实现营收 2467.3 亿元，同比增长 20.3%；国电电力实现营收 1926.8 亿元，同比 增长 14.4%；大唐发电实现营收 1168.3 亿元，同比增长 12.8%；中国电力规模较小，营收 增速最快，2022 年实现营收 436.9 亿元，同比增长 23.2%。 2022 年五大电盈亏分化明显，归母净利润均实现向上修复。2022 年国电电力（火电资产 优质，长协煤基本全覆盖）、中国电力（火电资产优质，大力提升新能源装机占比）分别 实现归母净利润 27.47 亿元、26.85 亿元，同比增幅分别达到 239.6%、297.1%；华电国际 小幅盈利，实现归母净利润 0.998 亿元，同比增长 102.2%；大唐发电小幅亏损，归母净利 润为-8.71 亿元，同比减亏 110.25 亿元；华能国际亏损达 100.85 亿元，同比实现减亏 25.88 亿元。

分电源类型来看，2022 年受燃煤成本高位上行的影响，火电亏损严重，但同比普遍减亏。 2022 年国电电力的煤电板块扭亏为盈，实现净利润 37.53 亿元（度电盈利 0.0097 元，同比提升 0.025 元）。华能国际由于煤电装机规模大且长协煤比例低，受现货市场价格波动 影响大，煤电板块亏损最为严重，净亏损 173.25 亿元（同比减亏 22.24 亿元，度电减亏 0.0056 元），其次为大唐发电，净亏损 60.53 亿元（同比减亏 92.07 亿元，度电减亏 0.0447 元），以及中国电力（火电板块整体净亏损 13.9 亿元）。 2023Q1 在成本端煤价下降的带动下，华能国际的煤电板块仅亏损 0.7 亿元（同比减亏 32 亿元），推动公司扭亏为盈，实现归母净利润 22.5 亿元（同比增长 335.3%）。我们预计 2023 年在煤价整体可控、电价上涨的情况下电力上市公司业绩或将有较大幅度的改善。 清洁能源成为净利润贡献的主力。2022 年各大电力公司新能源（风电、光伏）装机投产加 速，新能源板块展现出较好的盈利增长。其中，华能国际新能源板块合计贡献净利润 72.8 亿元（同比+30%），国电电力新能源板块贡献净利润 28.5 亿元（同比+118.3%），大唐 发电新能源板块贡献净利润 27.3 亿元（同比+29.2%）；受来水较差的影响，2022 年水电 板块盈利有所下降，但依旧贡献了较为稳定的盈利，2022 年国电电力水电板块实现 18.76 亿元净利润，大唐发电水电板块实现 16.27 亿元净利润。

2、传统能源板块：电价、煤价双双上涨，电煤长协实际覆盖率仍较低

收入端：电价同比明显上涨

2022 年五大电上网电价同比上涨明显，上浮幅度普遍在 18%-20%。2022 年，五大电的煤 电上网电价普遍实现上浮，而由于传统能源装机比重较大，2022 年国电电力和华电国际综 合上网电价的上浮最为显著，其中国电电力上网电价达到 438.88 元/兆瓦时，同比涨幅 21.5%，华电国际上网电价达到 519.25 元/兆瓦时，同比涨幅 20.8%。随着我国市场化电价 机制的进一步完善，电价上浮空间未来有望逐步打开。

从装机结构来看，传统能源装机量仍占主导地位，近年来各电力公司都在加快清洁能源转 型步伐。2022 年五大电新增装机量中大部分为风电、光伏等新能源装机，华能、大唐、华 电有少量煤电装机量增加，中国电力及国电电力则转让了部分盈利性较差的煤电资产。截 至 2022年底，五大电中国电电力传统能源装机占比最高，为 89.1%，中国电力由于其本身 煤电体量小，近年来大力推进转型后，新能源装机占比已达 45.5%。

2022 年五大电煤电平均利用小时数小幅下降，为 4560h，同比降低 46h。其中，国电电力 煤电利用小时数最高，为 5158h（同比+40h），其次为中国电力和华电国际，煤电利用小 时数分别为 4683h（同比+253h）、4508h（同比-39h）；受来水较差等因素的影响， 2022 年五大电水电利用小时数普遍下降，平均利用小时数为 3415h（同比-247.8h）。 五大电风电平均利用小时数有所降低，为2254.8h（同比-32.5h），其中大唐发电的风电利 用小时数超过均值，达到 2420h（同比+132h）；五大电光伏发电利用小时数小幅提升， 达到 1346h（同比+6.25h），其中中国电力光伏发电小时数超过均值，达到 1622h（同比 +48h）。

成本端：2022 年煤价继续上涨，长协覆盖率有待提升

2022 年四大电力公司中，长协煤比例较低的华能国际入炉标煤单价最高，达 1411.4 元/吨 （含燃机），长协煤基本全覆盖的国电电力入炉标煤单价最低，为 978.8 元/吨。煤价继续 上涨，加之长协签约率、履约率都有待提升，火电企业的成本端煤价压力较明显。2023 年 随着长协兑现率的提升，以及成本端进口煤价同比回落、现货煤价中枢回落，各大电力公 司业绩有望实现明显的改善。 五大电供电煤耗总体呈下降趋势，发电效率持续提升。2022 年五大电供电煤耗平均值为 292.61 克/千瓦时（同比-0.7 克/千瓦时），较 2019 年下降 7.3 克/千瓦时。2022 年供电煤 耗最低的为华电国际，供电煤耗 287.11 克/千瓦时（同比-0.44 克/千瓦时），降幅最大的为 华电国际，为 287.69 克/千瓦时（同比-3 克/千瓦时）。

3、新能源板块：装机进度有待加快，已成为净利润贡献的主力

目前我国电力集团发展新能源主要有两种模式，典型代表分别为华能、华电： 华电集团将传统能源和新能源分拆到两个上市公司平台分别发展。旗下的上市公司华电国际、华电新能分别经营传统能源和新能源发电业务。华电国际为华电集团旗下整合发展传 统能源业务的上市平台，截至 2022 年底煤电装机量 4370 万千瓦（占比 79.8%）、气电装 机量 858.9 万千瓦（占比 15.7%） 、水电装机量 246 万千瓦（占比 4.5%） ，此外，华电 国际持有华电新能约 31%的股权，通过股权投资的方式获取新能源高速发展带来的收益。 华电新能为华电集团旗下新能源业务最终整合的平台，承担集团发展新能源的任务，截至 2022 年 6 月底风电装机量 2066.7 万千瓦（占比 74%），光伏装机量 727 万千瓦（占比 26%）。 华能集团将传统能源和新能源融合到同一上市公司平台发展。华能集团旗下的上市公司华 能国际同时承担了发展传统能源及新能源的任务，截至 2022 年底公司煤电装机量 9406 万 千瓦（占比 73.9%），气电装机量 1273.8 万千瓦（占比 10%），风电装机量 1362.8 万千 瓦（占比 10.7%），光伏装机量 628 万千瓦（占比 4.9%），水电装机量 37 万千瓦（占比 0.3%），生物质发电装机量 16 万千瓦（占比 0.1%）。

2022 年华能、大唐、国电三家电力上市公司分别新增新能源装机量 603 万千瓦、121.2 万 千瓦、315.3 万千瓦，新增速度明显加快。 三大电“十四五”（2021-2025 年）期间规划新增新能源装机量合计为 10500 万千瓦时， 截至 2022 年底已完成 1536.7 万千瓦时（进度 14.6%），进度明显滞后。由于 2021 年十 四五规划刚推出，2022 年受疫情影响装机节奏，以及新能源产业链上游价格大涨，火电业 务亏损拖累现金流等多重因素的影响，各大电力企业的十四五新能源投资规划进展较慢。 从各家已公布的“十四五”新能源装机规划来看，华能国际的新能源装机目标最高，“十四五” 期间规划新增新能源装机 4000 万千瓦，截至 2022 年底已完成 933 万千瓦，进度约 23.3%， 未来三年至少需新增新能源装机 3067 万千瓦才能完成目标；大唐发电进度最慢，截至 2022 年已新增新能源装机量 199 万千瓦，进度约 6.6%，目标完成面临一定压力。值得关 注的是，2023 年各大电力公司或将进行“十四五”规划的中期调整，届时十四五新能源装机 规划目标或有一定程度调整的可能性。

未来三年新能源装机规模及盈利贡献有望提速。假设华能、大唐、国电三家上市公司未来 新增的新能源装机量中风电光伏比例为 4:6，风光维持 22 年的发电小时数，平均发电小时 数分别为 1770/1841/1731h；平均上网电价 520 元/兆瓦时；成本收入比为 45%。以完成 “十四五”新能源装机规划量 90%的情况为例，我们预计 2023-2025 年华能国际新增装机 量分别为 800/900/1000 万千瓦，新增毛利贡献分别达到 38.3/43.1/47.8 亿元；我们预计 23-25 年大唐发电新增装机量分别为 400/800/1300 万千瓦，新增毛利贡献分别达到 19.7/39.5/64.1 亿元；我们预计 23-25 年国电电力新增装机量分别为 600/900/1200 万千瓦， 新增毛利贡献分别达到 27.9/41.9/55.9 亿元。

2023 年下半年展望：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。

4、煤电价值展望：电力供需矛盾或将再度激化，市场化推进重塑煤电价值

尖峰负荷有望持续高增长，2023 年最高需求有望接近 13.5 亿千瓦。由于第三产业和城乡 居民用电量占比逐步提高，其用电量受季节性影响更大（工业用电则相对平稳），最大负荷 增速会高于全社会用电量增速，经验值约为 1 个百分点。对比最大负荷增速（基于用电量 增速+1%的估算值）和全国主要电网合计最高用电负荷来看，“十三五”至今相似度较高， 因此以最大负荷增速（估算）作为对年最大负荷增速的估计。2021 年全国最高用电负荷为 11.92 亿千瓦，出现于“迎峰度夏”；2022 年国家电网已出现的最高负荷为 10.69 亿千瓦，南 方电网已出现的最高负荷为 2.23 亿千瓦，合计 12.92 亿千瓦。以 2023 年尖峰负荷增速为 7%计，我们预计 2023 年最高需求有望达到 13.48 亿千瓦。

顶峰装机容量裕度或将首度紧缺，电力供需矛盾年内或将再度激化。2023 年可投产火电装 机为 2021 年左右开工建设项目，我们预计投产规模约为 4000 万千瓦；水电核电可投产装 机为“十三五”中期开工建设项目，预计合计投产规模为 1000万千瓦。据我们计算，2023年 内顶峰容量约为 15.1 亿千瓦，将首度少于全国用电尖峰负荷（含备用）。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 年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区 域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、 华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本 平衡。

煤电已现新增核准潮，火电投资额有望维持高位。从投资额角度看，受 2021 年下半年以 来缺电情况推动，自 2021年四季度以来，火电投资额逆转持续多年的下跌趋势，迎来上升 拐点，增速逐月提高。从项目核准情况来看，2021 年 9 月底限电事件发生后，煤电项目核 准重新提速，四季度核准项目装机达 11GW。2022 年煤电项目新增核准节奏持续保持，全 年累计核准煤电项目装机 75GW（不完全统计），2023 年新增核准装机有望维持 80GW。

火电装机产能释放存在周期，无法在短期内缓解电力供需矛盾。从建设周期的角度看，煤 电机组项目从开工建设到最终并网投产大约耗时将近 20 个月。除此之外，新增煤电项目还 需要完成准备相关材料，集团内部投资决策，及项目报建审批等一系列前期工作，所需时 间更久。因此，煤电产能释放存在至少 2 年以上的建设周期。我们认为，2022-2023 年的 煤电项目核准潮最早也是在“十四五”末期才能真正实现投产运营，电力供应短缺的局面 在短期内缓解难度较大。 “十四五”末煤电新增核准潮将落地，市场化机制推进有望助力重塑煤电价值。 2023 年 1 月 4 日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，提出“2030 年前煤 电装机和发电量仍将适度增长”。在新能源高比例快速渗透下，煤电发电量和利用小时数或 将有所下滑，为新能源出让发电空间。然而在我国电力需求仍维持稳步增长趋势，尖峰负 荷特征日益凸显的背景下，新能源装机比重持续增加却未能形成电力供应的可靠替代，电 力供应安全形势严峻，导致电力系统内必须保证有一定的顶峰电源维持电力系统的安全稳 定。因此，煤电也将从以提供电量为主的主体电源向提供支撑性调节性作用为主的支撑性 调节性电源转变，即装机建设容量继续提高、利用小时数逐步缩减的“增容减量”。在全 年发电利用小时数下降的情况下，煤电无法依赖目前的电量电价实现保本微利。为了解决 煤电存量机组生存及增量机组投资积极性的问题，电力系统性的成本需要逐步疏导至用户 终端，需要容量补偿机制的支持。容量补偿机制作为煤电定位转型的保障，也有望因电力 供需紧缺进一步发掘和重塑煤电资产的价值。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）