2023年电力行业中期策略报告 一季度火电电量温和增长

公用事业及环保板块行情回顾

2023 年市场走势较好，电力及公用事业作为传统防御性板块，表现强于大盘。截止到 2023 年 5 月 5 日， Wind 电力板块今年以来上涨 6.82%，与其他中信一级行业指数相比处于第 9 位；同期沪深 300 指数上涨 3.75%， 电力板块累计跑赢大盘 3.06 个百分点。

火电、燃气、水电子板块均上涨

截止到 2023 年 5 月 5 日，据中信行业指数分类，水电子板块上涨 1.41%，跑输沪深 300 指数 2.34 个百分点； 火电子板块上涨 8.62%，跑赢沪深 300 指数 4.87 个百分点；燃气子板块上涨 7.38%，跑赢沪深 300 指数 3.63 个 百分点。整体来看，电力行业中火电板块表现相对较好。

电力及公用事业板块估值处于行业中游水平

截止到 2023 年 5 月 5 日，电力及公用事业行业一致预期市盈率为 22.75 倍，居于各行业中游水平。

而根据最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业为 1.78 倍，在所有行业中处于中游的位置。

今年以来环保行业跑输沪深 300 指数 1.92 个百分点

截止到 2023 年 5 月 5 日，申万环保指数今年以来上涨 1.83%，与其他 Wind 一级行业相比位居第 16 位，同 期沪深 300 指数上涨 3.75%，环保行业累计跑输大盘 1.92 个百分点。

2023 年以来环境卫生、水务运营板块涨幅明显

我们在环保板块选择了 105 家 A 股和 10 家 H 股进行跟踪研究，并将这些公司细分为环境监测、大气治理、 固废资源化、综合治理、环境卫生、污水处理、水务运营、固废无害化以及环保设备 9 个子板块。从各子板块 今年年初以来的涨跌幅来看，环境卫生、水务运营、污水处理、固废无害化及环保设备板块分别上涨 15.21%、 9.56%、6.79%、6.53%及 3.21%；固废资源化、综合治理、大气治理及环境监测板块分别下跌 0.71%、0.89%、 7.80%及 11.51%。

截至 2023 年 5 月 5 日，环保行业一致预期 PE 为 21 倍，居于各行业中游水平。而根据最新净资产计算的 市净率，环保行业只有 1.64 倍，在所有行业中也处于中后的位置。

长协煤政策叠加供需关系宽松，煤电盈利能力有望回升

动力煤供需情况：总供给量稳步提升，需求总量缓速增长

煤炭供应量方面，国内煤炭产能持续提升，根据各大煤炭集团债券募集说明书和各地发改委公布数据统计 整理，2021-2023 年，国内新核定产能达 27530 万吨/年，新核增产能达 10620 万吨/年，合计 38150 万吨/年。随 着新建煤矿产能的逐步释放，预计煤炭产量未来还有增长空间。此外，新冠疫情后，煤炭产运逐步能力恢复保 障国内动力煤产量的稳步提升；截至 2023 年 2 月底，全国动力煤产量及动力煤进口量达 6.27 亿吨，较去年同 期增长 7.5%；动力煤产量达 6.05 亿吨，同比增长 5.51%。

国际煤炭市场方面，俄乌冲突对全球能源市场的影响逐渐消弱，国际动力煤价格在 2022 年 3 月达峰后，持 续呈下行。截至 2023 年 4 月 26 日，纽卡斯尔、理查兹、印度东海岸和印度西海岸 Q5500 大卡动力煤价格降至 118.0 、107.7 、130.6 和 129.0 美元/吨，同比下降 40.99%、55.41%、42.46%以及 43.17%。

根据海关总署统计数据，2022 年至今，我国主要动力煤贸易伙伴为印度尼西亚、俄罗斯、蒙古、菲律宾和 澳大利亚。主要输入我国福建、浙江、广东、江苏等东南沿海地区。不同贸易伙伴的煤炭进口量受政策、国际 市场等因素影响。印度尼西亚方面，2022 年 1 月，印度尼西亚曾表示禁止出口煤炭，但禁令很快废止，没有产 生实质重要影响。2022 年受俄乌冲突影响，国际能源市场波动剧烈，印尼出口煤被多方争抢，价格持续上行且 供应量不足。2023 年开始，伴随国际能源市场的恢复，印尼进口煤量同比回升。澳大利亚也是我国重要的煤炭 贸易伙伴之一，2020 年，我国进口澳煤 7809 万吨，进口量仅次于印尼；2021 年，受地缘政治因素影响，我国 停止进口澳煤；2023 年澳煤进口禁令放开，澳煤进口回暖，3 月份动力煤进口量达 193 万吨。俄罗斯方面，受 俄乌危机影响，欧盟禁止进口俄罗斯煤炭，俄罗斯计划在 2023 年增加对亚太地区国家的煤炭出口。同时，我国 对俄罗斯的煤炭进口则保持稳定增长态势，2022 年进口煤炭 6806 万吨，同比提升 27.31%；占当年煤炭进口总 量的 23.2%，同比提升 6.7 个百分点。在国际能源市场恢复、中澳关系好转和俄煤进口增长的影响下，我国动力 煤进口量稳步增长。2023 年 1-3 月，中国动力煤进口量累计 7416.55 万吨，同比上涨 97.17%；单 3 月份来看， 进口量为 2966.18 万，同比上涨 148.55%。我们预计在全球能源市场供应宽松的大环境下，今年进口煤量有望 持续攀升。

需求量方面，2022 年以来，受新冠疫情反复、地缘政治、国际市场波动等因素影响，动力煤需求量增速放 缓。2023 年 1-2 月，国内动力煤总消费量为 6.44 亿吨，同比增长 3.47%，较去年同期放缓 0.88 个百分点。2023 年1-2月，火力发电量同比增长，电力行业动力煤消费量达3.99 亿吨，同比增长2.09%；在总消费量中占比61.85%。 冶金、化工、建材、供热行业的动力煤消耗量分别为 2871、3507、2769 和 10224 万吨，同比增长 9.21%、0.80%、 5.21%以及 4.19%；在总消费量中占比 4.46%、5.44%、4.30%和 15.87%。

动力煤价格与库存：煤炭库存水平同比提升，价格下行趋势有望延续

动力煤价格方面，2022 年 10 月以来，国产与进口动力煤价格均持续呈现下行趋势。截至 2023 年 4 月 30 日，秦皇岛 5500 大卡动力煤现货价格为 1010 元/吨，环比上周下降 0.98%，同比去年下跌 13.68%。广州港 5500 大卡印尼煤 4 月 28 日价格为 1110 元/吨，环比下降 1.83%，同比下降 18.56%。伴随动力煤供需情况的持续改善， 我们预计 2023 动力煤的价格下行趋势将得以延续。

动力煤库存方面，2023 年开年以来，沿海和内陆省份电厂动力煤库存水平总体高于去年同期水平，处于近 三年高位。截至 2023 年 4 月 28 日，沿海 8 省份库存 3258.5 万吨，环比上周增加 101.1 万吨，增幅 3.20%；同 比去年增加 226.5 万吨，增幅 7.47%。内陆 17 省份煤炭库存为 6983.7 万吨，环比增加 276.1 万吨，增幅 4.12%， 同比增加 309.9 万吨，增幅 4.64%。其中，沿海省份动力煤库存提升幅度更为明显，我们认为主要系进口煤数量的回升与长协煤合同的签订与履行的影响，沿海电厂动力煤供应量充足，带动煤炭库存水平持续同比提升。考 虑进口煤零税率政策的延续和 2023 年长协煤履约方案的严格要求，我们认为沿海电厂补库压力不大。

从主要港口库存水平来看，秦皇岛港与广州港煤炭库存水平均显著高于去年同期水平。截至 4 月 28 日，秦 港库存 505 万吨，环比减少 23 万吨，幅度 4.36%，同比增加 40 万吨，增幅 8.60%。而广州港 4 月 27 日库存为 291.2 万吨，环比增加 3 万吨，幅度 1.04%，同比增加 54.2 万吨，增幅 22.87%。考虑到电厂动力煤库存水平较 高以及动力煤供应较为充足，我们预计夏季用电高峰来临后电厂补库积极性也不会大幅攀升，港口动力煤库存 压力不会快速消解，动力煤市场价格下行势头仍在。

煤炭相关政策：多方助力煤炭产能增长，持续推进煤炭长协履行

2022 年以来，随着能源保供重要性的不断深化，煤炭保供增产调价政策频出。煤炭产能方面，2022 年 3 月，面对煤电企业生产成本高企，煤电行业上下游利润分化明显的情况，国家发改委发布《关于成立工作专班 推动煤炭增产增供有关工作的通知》，明确提出主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能 3 亿吨以上。此后，中国中央政治局、国务院、国家发改委等机构都发文强调能源保供的重要性。2022 年 10 月， 国务院在《第十次全国深化“放管服”改革电视电话会议重点任务分工方案》中，提出在确保安全生产和生态 安全的前提下，加快煤矿核增产能相关手续办理，推动已核准煤炭项目加快开工建设；督促中央煤炭企业加快 释放先进煤炭产能，带头执行电煤中长期合同。此后，发改委发布《扩大内需战略规划纲要（2022－2035 年）》， 提出优化煤炭产运结构，推进煤矿智能化、绿色化发展；优化建设蒙西、蒙东、陕北、山西、新疆五大煤炭供 应保障基地，提高煤炭铁路运输能力。

2023 年以来，国常会会议明确提出持续释放煤炭先进产能，支持能源企业节日安全正常生产；国家发改委 在《“权威部门话开局”系列主题新闻发布会讲话》中，提出进一步强化能源等大宗商品的保供稳价。稳定煤炭 生产，加强储备能力建设。国家能源局在《2023 年能源工作指导意见》中，提出坚持把能源保供稳价放在首位， 坚持积极稳妥推进绿色低碳转型；深入推进与重点能源资源国的互利合作，加强与能源生产国、过境国和消费 国的协同合作。煤炭增产政策的持续执行有助于动力煤产量的持续提升，加强与重点能源资源国的互利合作有 助于我国动力煤多元化供应渠道的建设。随着煤炭增产保供政策进程的推进，动力煤市场供需情况逐步转向宽 松。

电煤价格方面，2022 年 2 月，国家发改委先后发文要求完善煤炭市场价格形成机制与做好 2022 年煤炭中 长期合同监管工作，规定长协煤价格波动的合理区间，重视长协合同的履约率水平。2022 年 4 月，国家发改委 发文明确煤炭领域经营者哄抬价格行为。2022 年 6 月，市场监管总局提出《关于查处哄抬价格违法行为的指导 意见》，明确要求加强对重点区域、重点环节、重点商品的价格监管。2022 年 7 月，国家发改委进一步提出加 快推进 2022 年电煤中长期合同补签换签，确保煤炭生产企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量 80%以上， 发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期合同全覆盖，尽快达到三个“100%”的目标要求。

2022 年 11 月，《2023 年电煤中长期合同签约履约工作方案》出台，进一步将长协合同保供的范围扩充到所 有在产的煤炭生产企业，规定贸易商可作为中间环节签订合同；提出合同下水煤（5500 大卡）合同基准价为 675 元/吨；对长协合同履约的监管更加严格，违约惩戒措施操作性更强。2022 年 4 月，国务院提出延长煤炭零进口 暂定税率，继续实施进口煤炭零税率政策至 2023 年底。电煤价格调控政策的出台，有助于引导煤炭市场价格回 归合理区间；2023 长协煤履约方案的提出，在降低基准价格水平的同时，强调长协合同的履约率水平，保障长 协煤的稳定供应。伴随着长协煤政策的推进以及进口煤零税率的延续，我们认为燃煤市场价格上行可能较小， 电厂煤炭供应将愈发稳定，燃煤采购成本有望持续降低。

超额收益：动力煤价格持续下行，2023 沿海火电超额收益增长可期

我们以华电国际和华能国际为例，对比火电上市公司的超额收益水平与动力煤价格的关系。从华电国际与 沪深 300 的超额收益率变化情况来看，2020 年 9 月到 2021 年 7 月，华电国际超额收益呈先减后增又减的趋势， 在此期间内：秦皇岛 Q5500 大卡动力煤市场价先由 551 元/吨升至高点 1043 元/吨，较期初价格水平增幅 89.29%， 随后回落至 580 元/吨的低点，然后开始反弹回升，价格逐渐超越此前高点。该阶段内，公司燃煤以市场采购为 主，超额收益变化与市场煤价格变化呈显著负相关关系。 2021 年 9 月到 2022 年 1 月，华电国际与沪深 300 超额收益呈先增后减趋势。在此期间，由于燃煤价格持 续高位运行，多地政府提高当地电价水平，缓解电力企业成本压力；叠加公司绿电业务价值得到重估，公司超 额收益有所增长。此后，燃煤市场价格大幅增长，秦皇岛 Q5500 大卡动力煤现货价格最高达 2570 元/吨，较期 初燃煤价格高位继续增长 55.76%，火电业务承压导致超额收益率逐渐缩减。2021 年底，在长协煤政策、电价水 平上涨以及煤价水平受管控的影响下，公司火电业务预期转好，股价有所增长，超额收益水平持续提高。

2022 年 1 月到 2022 年 3 月，华电国际股价呈下行趋势，与沪深 300 的超额收益持续缩减。在此期间内， 新冠疫情的反复使得公司所在地区电力消费量下降，俄乌冲突导致国际能源市场波动，新冠疫情致使国内煤炭 产运受阻使得国内动力煤市场价格高企，秦皇岛 Q5500 大卡动力煤现货价格增长明显，由 808 元/吨增长至 1610 元/吨，增幅达 99.26%。2022 年中后期，华电国际股价水平显著回升，超额收益率水平持续增长。在此时间段 内，长协煤政策不断落实，兑现比例逐步提升，公司对市场煤依赖性减少，火电业务盈利能力改善，超额收益 与动力煤市场价格负相关性减弱。2023 年以来，燃煤市场价格总体呈下行趋势叠加长协煤政策的执行，华电国 际超额收益率水平持续维持高位。考虑到目前国内动力煤市场的供需情况与长协电价的高位运行，我们认为随 着动力煤价格的持续下行，华电国际超额收益水平仍有增长空间。

华电国际与华能国际超额收益变化的差异性主要源于二者电厂分布的区位不同。华电国际电厂多靠近动力 煤产地，而华能国际主要电厂多分布与沿海地区，距我国主要的动力煤煤产地较远，运输成本更高，长协煤的 签约和兑现难度更大，对下水煤和进口煤更为依赖。因此，公司超额收益对动力煤现货价格波动呈现出更加敏 感的特点。

电力：一季度火电电量温和增长，水电来水偏少

火电：出力呈上涨趋势，利用小时数小幅下滑

用电需求波动较大，利用小时小幅下滑

2023 年 1-3 月份我国全社会用电量增速为 3.6%，增速较上年同期下降 1.4%。3 月份我国全社会用电量为 7369 亿千瓦时，同比上升 5.9%。受用电需求波动影响，火电出力有所增加。今年 1-3 月份火电累计发电量为 14951 亿千瓦时，同比增加 1.7%。从利用小时来看，今年 1-3 月我国火电利用小时为 1097 小时，较上年同期下降 18 小时。

煤价高位震荡，煤炭产量保持高位

2023 年 1-3 月，我国原煤产量达 11.5 亿吨，同比增长 5.5%；3 月单月原煤产量为 4.2 亿吨，同比增长 4.3%。 2023 年以来我国原煤产量稳中有升，且自 2022 年以来受新冠疫情反复等因素影响，动力煤需求增速放缓，总 体而言，动力煤市场供需情况逐步转向宽松。我们预期在煤炭先进产能不断释放的背景下，后续原煤产量稳中 向好。

近年来进口煤作为我国煤炭供需格局重要的平衡因素，已成为政府调节煤炭价格的重要抓手。2023 年 1-3 月，我国累计进口煤 1 亿吨，同比增长 96.1%；3 月单月进口煤为 4117 万吨，同比增长 150.7%。一季度进口煤 量同比大幅增长主要系去年同期基数较低。从进口煤结构分析，进口占比较多的应是动力煤品种。从京唐港炼 焦煤进口结构来看，俄罗斯煤炭由于具有较高性价比，进口量显著增加，占比超过 60%。

从动力煤市场价来看，2022 年现货价格大幅波动，2022Q3 依然维持高位震荡。2021 年随着我国用电需求 高增长拉动火电发电增速，煤炭需求持续提升，供需缺口被不断拉大，现货煤价持续上涨。自 21 年 9 月底开始， 受部分煤企执行保供政策减少市场煤销售、山西洪水影响煤炭生产等因素影响，煤价出现罕见的暴涨，5500 大 卡现货煤价一度突破 2500 元/吨，远超历史极值。2022 年初受地缘政治冲突影响，国际能源价格飙升，景气度 外溢导致国内煤炭价格同步走高。2022 年夏季受干旱气候影响，水电出力显著下降，火电顶峰压力提升导致煤 炭需求走强。煤炭价格持续处于高位，对于能源安全保供产生不利影响，发改委紧急启动调控措施，通过政策 干预、边际产能核增、推动长协煤保供等手段平抑煤价波动。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》，通知要求煤炭价格在合理区间内运行，针对秦皇岛下水煤环节，明确 5500 大 卡动力煤中长期交易煤炭合理交易价格区间为 570-770 元/吨。2022 年 5 月 1 日，长协煤政策正式实施，对于火 电长协煤量、价均做出明确规定。2022 年 11 月，发改委印发《2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案》， 要求 21 年 9 月以来的核增产能全部进入长协，并采用多种手段促进长协煤履约率提升。伴随着长协煤政策的推 进以及进口煤零税率的延续，我们认为燃煤市场价格上行可能较小，电厂煤炭供应将愈发稳定，燃煤采购成本 有望持续降低。

水电：一季度来水较差，总体电量下滑

一季度来水较差，利用小时数下滑

2023 年第一季度全国降水量较往年同期偏低，整体水电表现疲软，水电发电量明显下降。2023 年 1-3 月水 电累计实现发电量 2035 亿千瓦时，同比下降 8.3%。其中 3 月份单月水电实现发电量 684 亿千瓦时，同比下降 15.5%。从利用小时来看，2023 年 1-3 月我国水电累计平均利用小时为 544 小时，同比减少 92 个小时，主要系 一季度来水偏枯所致。

从历史经验看，水电的装机利用小时与气候变化，特别是与降水量具有很强的正相关性，降水量较大的年 份，水电的全年装机利用小时也较高。2023 年 1-3 月，降水量累计达到 50.7 毫米，较去年同期下降 21.5 毫米。 1-3 月份水电利用小时 544 小时，同比减少 92 个小时。我们预期 2023 年上半年水电利用小时将同比下降，但考 虑到 22Q3 季度低基数，23Q3 汛期利用小时有望实现同比修复。

分省份来看，除四川省及广东省以外，2023 年第一季度主要水电省份水电利用小时均较去年同期均有不同 程度下降，云南、湖北、贵州、广西、湖南、福建、青海和浙江的水电利用小时较去年同期分别下降 10、203、 351、386、620、109、135 和 140 小时。分月份来看，我国 2018-2023 年一季度降雨量变化趋势基本相同，总体 呈现 1-7 月逐月递增，8 月达到峰值后回落的趋势，这是由于我国以季风性气候为主，每年降雨量主要集中在夏 季所致。

风电、光伏：消纳明显改善，平价加速分化

风电消纳改善明显，弃风率稳定在 3.2%左右

尽管风电受到国家政策补贴退坡影响，在 20 年迎来抢装潮导致新增装机处于高基数，但是抢装潮过去后风电 需求依然强劲，23Q1 我国风电依旧保持高增长。其中，陆风大型化降本加速推进带来良好经济效应，海风资源 丰富未来发展空间广阔，叠加新能源利好政策频频落地，“十四五”期间风电行业将持续保持景气。2023 年第 一季度我国新增风电装机 981 万千瓦，同比增加 29.25%，风电维持高增速。

我们对比风电新增装机与弃风率可以发现，2014-2015 年新增装机同比快速增长，受消纳能力及煤价走低带 来的火电发电意愿提升等因素影响，弃风率整体呈现上升趋势。2014 年弃风率虽有所下降，但同期风电利用小 时数也有所下滑，我们判断当年弃风改善是由于来风情况不好所致的“被动改善”，实际风电消纳情况仍然处于 持续恶化。 2016 年弃风情况达到顶峰，受政策限制及企业投资意愿下降影响，新增并网装机大幅回落。综合来看，装 机增速下降叠加消纳情况改善是弃风率下降的最重要推动力。2016 年以来我国风电新增装机规模快速提升，2021 年风电装机增速同比回落主要受 2020 年陆风抢装高基数影响。我国年平均弃风率自 2016 年以来持续回落，风 电消纳能力大幅改善。据全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2023 年第一季度我国总弃风 73 亿千瓦时， 整体弃风率为 3.2%，国家电网对于弃风率降至 5%以内的承诺已基本完成。

弃风电量及弃风率也呈现明显的周期性特征，从弃风电量角度分析三季度单季弃风电量显著低于其他季度， 主要原因系第三季度是国内大部分风电场的小风季节，发电量整体低于其他季节。从弃风率角度分析一季度单 季弃风率均显著高于其他季度，主要原因除了冬季风资源较丰富外，我们判断还包括供暖需求推高热电联产发 电占比及节假日因素导致用电需求较低等。近五年来，2018 年第一季度弃风电量及单季弃风率达到历史最高值， 此后弃风电量与单季弃风率同比均处于下降通道，证明风电消纳改善呈现持续性而非脉冲性。从累计弃风率角 度来看，2017 年以来累计弃风率持续平稳下降，2021 年累计弃风率仅为 3.1%，为 2017 年以来最低水平，23 年第一季度弃风率为 3.2%，保持较好水平，这表明风电消纳情况持续好转，有助于刺激风电装机高速增长。

弃光率降至 2.0%，分布式发展提速

自 2015 年以来，我国光伏累计装机容量保持稳健增长，截至 2023Q1 光伏发电累计并网装机容量达 4.25 亿 千瓦，同比增长 33.60%，是 2015 年光伏发电累计并网装机容量的 8.84 倍。2023 年第一季度光伏发电量为 1135 亿千瓦时，同比增长 34.90%；弃光电量 23 亿千瓦时，弃光率约 2.0%，光伏发电消纳利用水平整体较高。

从光伏装机总量上看，集中式光伏大幅领先分布式光伏，截至 2023 年一季度末，我国集中式光伏总装机 2.49 亿千瓦，占总装机的 59%；分布式光伏总装机为 1.76 亿千瓦，占总装机容量的 41%。从新增装机结构来看， 近年来分布式占比逐渐提升，2023Q1 分布式光伏新增装机 1813 万千瓦，占新增光伏装机的 53.9%；集中式光 伏新增装机 1553 万千瓦，占新增光伏装机的 46.1%，分布式光伏发展提速主要受户用光伏补贴和整县（市、区） 屋顶分布式光伏开发利好影响。随着分布式光伏逐步发展，电力能源生产效率有望得到进一步提升。

燃气：价格快速下滑，消费有望复苏

燃气价格快速下滑，天然气消费量有望逐步复苏

全球燃气失衡已逐步恢复，天然气消费长期向好

2022 年燃气价格震荡走高，受俄乌冲突影响一度创历史新高。2023 一季度以来天然气价格开始回落，截至 4 月 20 日，IPE 英国天然气期货价格交易价格为 3.00 元/方（96.80 便士/色姆），同比减少 44.84%。截至 4 月 18 日，美国 Henry Hub 天然气交易价格为 0.55 元/方（2.23 美元/百万英热），同比减少 70.19%。

2018-2022 年，我国天然气表观消费量总体呈上升趋势， 2022 年疫情扰动等因素影响全年天然气累计消费 量 3638.12 亿立方米，同比下降 2.72%。

中国天然气进口量也逐年提高，进口依赖度近年来接近 40%，对外依赖性较强。分类别来看，LNG 进口量 增长较为迅速，而管道气变化较小，且 2019、2020 年发生负增长，主要是因为这两年全球天然气价格较低，LNG 存在一定的价格优势。2021 下半年以来进口 LNG 价格短期波动剧烈，进口量有所减少。2023 年 1-2 月，中国 进口天然气 1792.70 万吨，同比减少 9.54%，进口依赖度为 42.01%。其中，LNG 进口 1111.74 万吨，同比减少 12%；管道气 680.96 万吨，同比减少 5.17%。我国进口的 LNG 可分为现货和长协两种模式，2021 年以现货形 式进口的 LNG 为 2563 万吨，占总 LNG 进口量的 32.15%。

我国管道气进口价格与国际油价挂钩，受到国际油价影响大，且价格相关性存在 3-6 个月的滞后性。2018 年下半年国际原油价格涨至 90 美元/桶的历史高位，次年的管道气进口价格也攀升至了历史高点；2020 年国际 油价历史性下跌导致 2021 年管道气进口价格也落至近五年最低点。2020 年后半年以来，国际原油价格不断上 升，导致 2021 年以来管道气进口价格从 250 美元/吨的地位不断上升。国际油价在 2022 年 9 月左右出现回落， 这导致 2023 年 1 月起管道气进口价格开始下降。2023 年 1-2 月，我国管道气进口价格均价为 448.11 美元/吨。

LNG 的供气价格市场化程度较高。目前国内的 LNG 供给有两个主要途径，一是售卖通过 LNG 接收站进 口的 LNG；二是国内的液化厂将管道天然气加工为 LNG。国内 LNG 的价格几乎不受政府管控，其价格主要 受供需关系的影响。一般来说，每年的夏季为天然气传统淡季，在冬天来临之前，LNG 的价格处于低位。但 2021 年 7 月份以来，LNG 价格呈现明显的“淡季不淡”的特征，一路震荡走高，且 2022 年俄乌冲突后刷新历史最 高值 8437.2 元/吨。然而 2022 年 12 月起，LNG 市场价开始下滑，截至 2023 年 4 月 25 日，我国 LNG 市场价达 2020 元/吨，同比提升下降 73.78%。相比于去年同期，俄乌冲突对今年国际 LNG 市场的影响已大幅减弱，各国 库存保持相对充足，国际市场采购 LNG 现货意向疲软。受国际 LNG 现货价格走跌影响，国内接收站进口成本 大大降低，接收站放量促销，与国产气竞争有限的 LNG 市场，导致 LNG 价格进一步下跌。

焚烧：规模稳健增长，关注十四五时期中西部发展机会

近年来，随着我国城市化进程的稳健推进，叠加人民生活水平的不断提升、快递及外卖等行业迅猛发展， 我国城市生活垃圾清运量总体呈现逐年增加的态势。2022 年全国城市生活垃圾清运量达 26361 万吨，同比上涨 6.0%，主要系疫情回稳、生产生活复工所致。生活垃圾无害化处理的方式主要包括卫生填埋、垃圾堆肥和垃圾 焚烧等，目前我国垃圾无害化处理率已稳定保持在 99%左右，整体处于较高水平。

从无害化处理方式来看，近年来垃圾焚烧处理量增速明显快于城市生活垃圾清运量及无害化处理量增速， 城市垃圾焚烧量占无害化处理量的比重也从 2014 年的 33%提升至 2021 年的 73%。

补贴央地分担，推动生物质发电行业逐步走向市场化

2020 年 10 月，财政部、发改委及国家能源局发布补充通知，针对可再生能源发电项目制定全生命周期发 电小时数。通知规定，生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合 理利用小时数为 82500 小时。此外，对于纳入可再生能源发电补贴清单范围的生物质发电项目，自并网之日起 满 15 年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。 2021 年 8 月 19 日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《2021 年生物质发电项目建设工作方 案》，按照“以收定补、央地分担、分类管理、平稳发展”的思路，进一步完善生物质发电开发建设管理。《方 案》中明确指出为推动生物质发电行业摆脱补贴依赖，2020 年 9 月 11 日后的全部机组并网项目实行央地分担 规则，具体比例按地区划分，长期来看中央补贴压力逐步减小，应发补贴的发放有望提速。2021 年生物质发电 中央补贴资金总额为 25 亿元，其中：用于安排非竞争配置项目的中央补贴资金 20 亿元；用于安排竞争配置项 目的中央补贴资金 5 亿元（其中：安排农林生物质发电及沼气发电竞争配置项目补贴资金 3 亿元，安排垃圾焚 烧发电竞争配置项目补贴资金 2 亿元）。

《方案》中注明，申报 2021 年中央补贴的生物质发电项目分为非竞争配置项目和竞争配置项目。2020 年 1 月 20 日（含）以后当年全部机组建成并网但未纳入 2020 年补贴范围的项目及 2020 年底前开工且 2021 年底前 全部机组建成并网的项目，为非竞争配置项目；2021 年 1 月 1 日（含）以后当年新开工项目为竞争配置项目。 此外，纳入规则也实行分类依序纳入：1.非竞争配置项目按全部机组建成并网时间先后依序纳入，并网时间相 同的，按热电联产项目优先、装机容量小者优先纳入，直至纳入项目所需中央补贴总额达到相应补贴资金额度 为止。2.竞争配置项目分农林生物质发电和沼气发电、垃圾焚烧发电两类分别开展竞争配置，根据竞争配置结 果依序纳入。

垃圾焚烧占比仍将持续提升，十四五重点发力中西部地区

2021 年 5 月国家发改委发布《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》。《规划》提出到 2025 年底垃圾资源化利用率达到 60%、垃圾分类收运能力 70 万吨/日、垃圾焚烧处理能力 80 万吨/日和占比 65%等 具体指标要求。《规划》部署了 10 个方面重点任务，分别是加快完善垃圾分类设施体系、全面推进生活垃圾焚 烧设施建设、有序开展厨余垃圾处理设施建设、规范垃圾填埋处理设施建设、健全可回收物资源化利用设施、 加强有害垃圾分类和处理、强化设施二次环境污染防治能力建设、开展关键技术研发攻关和试点示范、鼓励生 活垃圾协同处置和完善全过程监测监管能力建设。

与《“十三五”全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划》中的关键指标及完成情况对比，结果显示主要 城市的生活垃圾无害化处理率基本满足社会生活需要，但是全国约 50%的城市（含地级市和县级市）尚未建成 焚烧设施，大多数县城焚烧处理能力有较大缺口。此外在生活垃圾处理设施规模上，尽管 2020 年垃圾焚烧处理 能力达 58 万吨/日，基本完成“十三五”规划目标，但是并没有实现以垃圾焚烧为主体的垃圾处理设施格局。 同时，不同地域间垃圾焚烧处理设施发展的不平衡愈发凸显，东部地区发展速度较快，东南沿海城市垃圾焚烧 处理率超过 60%，但中西部地区焚烧处理率不到 50%。为解决垃圾无害化和垃圾焚烧发展不充分、不均衡的问 题，发改委明确了到 2025 年垃圾焚烧处理设施规模 80 万吨/日且占比不低于 65%的要求，能够符合中西部地区 经济情形的垃圾焚烧项目将得到政府大力支持。

据此，各省也陆续加大生活垃圾焚烧处理的力度，结合各省生活垃圾焚烧发电中长期规划做适当调整，出 台生活垃圾处理“十四五”规划。分区域看，各省发展不平衡状况仍旧突出。人口密度较高的省份在生活垃圾焚 烧处理能力上有更高期待，例如广东省计划到 2025 年底，生活垃圾无害化处理总能力达到 16 万吨/日以上；全 省焚烧能力占比达到 80%以上。 但是“十四五”期间的主要增长点仍在垃圾焚烧基础薄弱的中西部地区和人口较少的县城。目前西部及东 北部分地区建制镇生活垃圾无害化处理率低于 30%，中西部地区焚烧处理率不到 50%，因此该类地区颁布的“十 四五”垃圾焚烧发电规划均更加积极，如陕西省 2020 年焚烧发电处理垃圾量仅占应处理量的 36.7%，但 2025年和 2030 年的焚烧发电处理垃圾占比目标分别为 59.6%和 68%。

2022 年全年，全国共 20 个省市共开标（包括签约）了 65 个项目。根据北极星环保网的统计，2022 年新增 垃圾焚烧处理产能 39750 吨/日，平均垃圾处理单价为 93.7 元/吨，项目总投资额为 258 亿元；其中，100-300 吨/日项目 9 个，400-600 吨/日项目 32 个，700-1000 吨/日项目 14 个，1000 吨以上项目 5 个。从省份分布上看， 云南垃圾焚烧发电市场在 2022 年迎来爆发，先后开标和签约 11 个垃圾焚烧发电项目，新增产能 4300 吨/日。 广东省作为东南沿海的经济大省，垃圾焚烧发电市场仍在持续爆发，且开标的项目规模普遍较大。2022 年共开 标 9 个垃圾焚烧发电项目，除广州市中心城区生活垃圾焚烧处理服务项目外，其余 8 座垃圾焚烧发电项目新增 产能 7950 吨/日。河南省持续前两年的高速发展态势，今年开标数量虽较前两年相比有所下降，但在今年各省 开标数量中，排名第二，释放 7 个垃圾焚烧发电项目，总产能新增 2850 吨/日。广西与河南释放垃圾焚烧发电 项目数量相同，未来将新增产能 2800 吨/日。

此外，在“国补退坡”、省补减少的政策背景下，垃圾焚烧的发电业务面临一定压力。垃圾焚烧国补始于 2012 年国务院《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》，规定“以生活垃圾为原料的垃圾焚烧发电项目，均 先按其垃圾处理量折算成上网电量进行结算，每吨生活垃圾这算上网电量暂定为 280 千瓦时，并执行全国统一 垃圾发电标杆电价每千瓦时 0.65 元（含税）；其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价”。然而，2022 年后半年以来，垃圾焚烧发电补贴逐渐退坡，各省份均发布了新的补贴价格，从原先标杆电价 0.65 元/千瓦时下 滑到 0.4 元/千瓦时左右。

编辑：999感冒灵