電力行業(yè)中期策略：煤電周期上行在途，電改引領(lǐng)價(jià)值重估

　　2023 年下半年展望：煤電周期上行在途，電改引領(lǐng)價(jià)值重估

　　1、電量展望：疫后復(fù)蘇背景下電力消費(fèi)高增速可期

　　電力消費(fèi)展望：疫后經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇超預(yù)期，用電量增速或?qū)⑦_(dá)到 6%。2023 年 4 月，國(guó)家統(tǒng)計(jì) 局發(fā)布一季度國(guó)民經(jīng)濟(jì)數(shù)據(jù)，2023 年一季度國(guó)內(nèi)生產(chǎn)總值同比增長(zhǎng) 4.8%，環(huán)比增長(zhǎng) 1.3%， 實(shí)現(xiàn)國(guó)民經(jīng)濟(jì)平穩(wěn)開(kāi)局。在經(jīng)濟(jì)恢復(fù)推動(dòng)下，全社會(huì)用電量增長(zhǎng)也有望在年內(nèi)實(shí)現(xiàn)高增速。 2023 年 1 月 19 日，中電聯(lián)發(fā)布《2023 年度全國(guó)電力供需形勢(shì)分析預(yù)測(cè)報(bào)告》，預(yù)計(jì) 2023 年全國(guó)全社會(huì)用電量 9.15 萬(wàn)億千瓦時(shí)，比 2022 年增長(zhǎng) 6%左右。

　　電力消費(fèi)高增速的預(yù)期背景下，煤電電量高增速可期。在電力需求增量空間擴(kuò)大和新能源 電量占比較低的前提下，即便新能源保持發(fā)電量高增速，也無(wú)法全部消化電力需求增量空 間。而刨去裝機(jī)和利用小時(shí)數(shù)較為穩(wěn)定的核電、氣電和生物質(zhì)發(fā)電的增量后，剩余電力需 求增量空間就需要水電與煤電的增量來(lái)填補(bǔ)。據(jù)我們測(cè)算，假定 2023年煤電機(jī)組裝機(jī)新增 4000 萬(wàn)千瓦，氣電裝機(jī)新增 1000 萬(wàn)千瓦，水電裝機(jī)新增 500 萬(wàn)千瓦，核電裝機(jī)新增 150 萬(wàn)千瓦，風(fēng)電裝機(jī)新增 7000 萬(wàn)千瓦，光伏裝機(jī)新增 11000 萬(wàn)千瓦。即便水電發(fā)電量和 2021 年來(lái)水較好的情況持平，在 6%的全社會(huì)用電量增速下，煤電電量的增速將可達(dá)到 3.58%。而據(jù)中新網(wǎng)報(bào)道，今年以來(lái)，云南省平均降水量較常年同期偏少 6 成，為近 10 年 同期最少，云南電解鋁企業(yè)已于今年 2 月再度拉閘限電。因此，年內(nèi)水電出力恐將不及預(yù) 期，煤電電量增速有望進(jìn)一步抬升。

　　風(fēng)光電量仍將保持高增速增長(zhǎng)，滲透率有望年內(nèi)突破 15%。2023 年 4 月 6 日，國(guó)家能源局 發(fā)布《2023 年能源工作指導(dǎo)意見(jiàn)》，提出“非化石能源發(fā)電裝機(jī)占比提高到 51.9%左右， 風(fēng)電、光伏發(fā)電量占全社會(huì)用電量的比重達(dá)到 15.3%。”的目標(biāo)。我們假設(shè) 2023 年年內(nèi)新 增風(fēng)電和光伏并網(wǎng)裝機(jī)可達(dá)18000萬(wàn)千瓦左右，根據(jù)測(cè)算(基準(zhǔn)情景下)，風(fēng)電與光伏發(fā)電 量之和的占比可提升至 16.1%。 風(fēng)光持續(xù)快速滲透，消納壓力或?qū)@現(xiàn)。我們認(rèn)為，高比例新能源接入下的電網(wǎng)將面臨系 統(tǒng)性成本快速抬升的問(wèn)題，輔助服務(wù)費(fèi)用或?qū)⒊霈F(xiàn)指數(shù)式的上升。以國(guó)內(nèi)情況為例，2019 年全國(guó)新能源電量占比為 7%，國(guó)家能源局公布全國(guó)輔助服務(wù)費(fèi)用占全社會(huì)電費(fèi)比例為 1.47%;而根據(jù)山西電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的經(jīng)驗(yàn)，在 2022年新能源電量占比達(dá)到 16%時(shí)，其輔助 服務(wù)電費(fèi)占全社會(huì)電費(fèi)比例為5%左右。因此，在新能源滲透率翻一番時(shí)，輔助服務(wù)費(fèi)用即 系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本出現(xiàn)了接近翻兩番的情況，呈指數(shù)性抬升。

　　2、電價(jià)展望：電價(jià)隨市場(chǎng)化改革推進(jìn)持續(xù)高位，多角度實(shí)現(xiàn)上漲

　　從電價(jià)角度看，隨著電力市場(chǎng)化改革的不斷推進(jìn)，市場(chǎng)化電量占比不斷提高，各地現(xiàn)貨市 場(chǎng)建設(shè)的不斷開(kāi)展，電價(jià)有望從電能量、輔助服務(wù)和容量三部分實(shí)現(xiàn)多角度上漲。 電能量方面，2023 年年度電力長(zhǎng)協(xié)簽訂完畢，部分省份年度交易價(jià)格上漲明顯。同時(shí)，月 度交易價(jià)格中電網(wǎng)代理購(gòu)電均價(jià)也出現(xiàn)同比進(jìn)一步上漲的情況。電能量?jī)r(jià)格部分已經(jīng)出現(xiàn) 明顯的上浮。除此之外，各地電力政策也在為以煤炭為主的一次能源價(jià)格建立疏導(dǎo)機(jī)制。 廣東省能源局在《關(guān)于 2023 年電力市場(chǎng)交易有關(guān)事項(xiàng)的通知》(粵能電力〔2022〕90 號(hào)) 中提出“一次能源價(jià)格波動(dòng)傳導(dǎo)機(jī)制”，即允許綜合煤價(jià)高于一定值時(shí)，煤機(jī)平均發(fā)電成本 超過(guò)允許上浮部分將按照一定比例疏導(dǎo)至工商業(yè)用戶終端。展望年內(nèi)，煤電電能量部分有 望出現(xiàn)突破 20%上限限價(jià)的增量上漲。

　　輔助服務(wù)方面，隨著新能源對(duì)電力系統(tǒng)的快速度高比例滲透，系統(tǒng)性調(diào)節(jié)需求將隨著日益 增大的新能源波動(dòng)性和間歇性而提高，靈活性調(diào)節(jié)資源的輔助服務(wù)調(diào)用費(fèi)用有望受益于供 需關(guān)系實(shí)現(xiàn)價(jià)格上漲。在“誰(shuí)提供、誰(shuí)獲利;誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔(dān)”的輔助服務(wù)市場(chǎng)原則下， 輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偡秶鷮脑鹊陌l(fā)電側(cè)電源端“零和博弈”擴(kuò)展至包括新能源在內(nèi)的發(fā) 電機(jī)組和市場(chǎng)用戶。根據(jù)山西電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的經(jīng)驗(yàn)，在 2022 年新能源電量占比達(dá)到 16% 時(shí)，其輔助服務(wù)電費(fèi)占全社會(huì)電費(fèi)比例為 4-5%，相較于全國(guó)水平已經(jīng)出現(xiàn)明顯上漲。因此， 隨著全國(guó)新能源滲透率在年內(nèi)突破 15%，輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偦驅(qū)⒂型麑?shí)現(xiàn)新一輪的可觀上 漲。

　　容量補(bǔ)償機(jī)制是保證煤電電源成本回收，保證電力系統(tǒng)安全性和可靠性的重要支撐。在適 應(yīng)新能源占比逐漸提升的新型電力系統(tǒng)中，煤電的系統(tǒng)角色將逐步從電力電量保障的主體 電源轉(zhuǎn)變?yōu)橐噪娏χ螢橹鳎娏抗?yīng)為輔的備用保障電源。新能源由于其出力的間歇性 和波動(dòng)性，無(wú)法獨(dú)立保障可靠電源供給;而煤電等常規(guī)電源由于新能源的電量替代作用， 長(zhǎng)期來(lái)看發(fā)電利用小時(shí)數(shù)將持續(xù)下滑，難以通過(guò)發(fā)電收入回收固定投資成本。在高比例新 能源接入的新型電力系統(tǒng)中，容量電價(jià)作為保障常規(guī)電源固定投資成本回收的重要手段， 隨著全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)的建立和電價(jià)機(jī)制的理順，有必要作為獨(dú)立的電價(jià)組成部分納入電 價(jià)體系內(nèi)。隨著“十四五”期間新一批煤電機(jī)組的核準(zhǔn)潮和開(kāi)工潮，在煤電電量增長(zhǎng)有限 而裝機(jī)容量增長(zhǎng)較快的情況下，容量補(bǔ)償機(jī)制有望適時(shí)建立推廣。

　　3、成本展望：煤炭保供增產(chǎn)效果顯著，火電成本端壓力有望緩解

　　持續(xù)強(qiáng)力增產(chǎn)保供，價(jià)格雙軌制穩(wěn)定火電成本。自 2022年 2月國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一 步完善煤炭市場(chǎng)價(jià)格形成機(jī)制的通知》，規(guī)定秦皇島港下水煤(5500 千卡)中長(zhǎng)期交易價(jià) 格范圍為每噸 570~770 噸(含稅)以來(lái)，電煤實(shí)質(zhì)上以“既保量又保價(jià)”的狀態(tài)進(jìn)入了行 政化保供狀態(tài)。隨著發(fā)改委加大電煤長(zhǎng)協(xié)保供力度，提出“嚴(yán)格落實(shí)三個(gè) 100%(即電煤 保供簽約率 100%，履約率 100%，執(zhí)行合理的價(jià)格區(qū)間 100%)”，電煤長(zhǎng)協(xié)簽約率、尤其 是履約率有所上行。 煤炭供給方面，國(guó)內(nèi)晉陜蒙煤礦產(chǎn)能利用率持續(xù)高位運(yùn)行，同時(shí)海外進(jìn)口量大幅增加。截 止 2023 年一季度，晉陜蒙三省煤礦產(chǎn)能利用率均值為 83%，與 22 年同期 83.2%幾乎持 平，大幅高于 2021年同期的 78.6%，國(guó)內(nèi)供給有所增加。同時(shí)，一季度煤炭進(jìn)口量大增至 1.02 億噸，為近三年以來(lái)新高。

　　國(guó)內(nèi)煤價(jià)逐步趨穩(wěn)，海外回歸基本面煤價(jià)中樞下移。煤炭增產(chǎn)保供力度不減，下游需求疲 軟疊加進(jìn)口煤沖擊，國(guó)內(nèi)動(dòng)力煤現(xiàn)貨價(jià)自 2022 年 11 月開(kāi)始逐步走低，至 2023 年 4 月中 旬回落至 1000 元/噸左右。長(zhǎng)協(xié)-現(xiàn)貨價(jià)差由近 800 元/噸收窄至 300 元/噸內(nèi)，“雙軌制”價(jià)格 倒掛情況有所緩解，國(guó)內(nèi)價(jià)格逐步趨穩(wěn)。此外，俄烏沖突對(duì)能源價(jià)格的事件性沖擊影響逐 漸回落，能源價(jià)格趨勢(shì)重新回歸基本面，疊加歐洲“暖冬”因素影響，國(guó)際煤價(jià)自 2022年 10 月開(kāi)始逐步回落，至 2023 年 4 月中旬 5500K 澳煤價(jià)格降至約 120 美元/噸左右。展望年 內(nèi)，電煤長(zhǎng)協(xié)的實(shí)際覆蓋比例有望進(jìn)一步提升，而現(xiàn)貨煤價(jià)有望趨穩(wěn)，海外回歸基本面后 進(jìn)口煤價(jià)格中樞較 2022 年有望下移，電煤的供需緊張程度有望實(shí)現(xiàn)相對(duì)緩解。

　　4、煤電價(jià)值展望：電力供需矛盾或?qū)⒃俣燃せ袌?chǎng)化推進(jìn)重塑煤電價(jià)值

　　尖峰負(fù)荷有望持續(xù)高增長(zhǎng)，2023 年最高需求有望接近 13.5 億千瓦。由于第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng) 居民用電量占比逐步提高，其用電量受季節(jié)性影響更大(工業(yè)用電則相對(duì)平穩(wěn))，最大負(fù)荷 增速會(huì)高于全社會(huì)用電量增速，經(jīng)驗(yàn)值約為 1 個(gè)百分點(diǎn)。對(duì)比最大負(fù)荷增速(基于用電量 增速+1%的估算值)和全國(guó)主要電網(wǎng)合計(jì)最高用電負(fù)荷來(lái)看，“十三五”至今相似度較高， 因此以最大負(fù)荷增速(估算)作為對(duì)年最大負(fù)荷增速的估計(jì)。2021 年全國(guó)最高用電負(fù)荷為 11.92 億千瓦，出現(xiàn)于“迎峰度夏”;2022 年國(guó)家電網(wǎng)已出現(xiàn)的最高負(fù)荷為 10.69 億千瓦，南 方電網(wǎng)已出現(xiàn)的最高負(fù)荷為 2.23 億千瓦，合計(jì) 12.92 億千瓦。以 2023 年尖峰負(fù)荷增速為 7%計(jì)，我們預(yù)計(jì) 2023 年最高需求有望達(dá)到 13.48 億千瓦。

　　頂峰裝機(jī)容量裕度或?qū)⑹锥染o缺，電力供需矛盾年內(nèi)或?qū)⒃俣燃せ?023 年可投產(chǎn)火電裝 機(jī)為 2021 年左右開(kāi)工建設(shè)項(xiàng)目，我們預(yù)計(jì)投產(chǎn)規(guī)模約為 4000 萬(wàn)千瓦;水電核電可投產(chǎn)裝 機(jī)為“十三五”中期開(kāi)工建設(shè)項(xiàng)目，預(yù)計(jì)合計(jì)投產(chǎn)規(guī)模為 1000萬(wàn)千瓦。據(jù)我們計(jì)算，2023年 內(nèi)頂峰容量約為 15.1 億千瓦，將首度少于全國(guó)用電尖峰負(fù)荷(含備用)。2023 年 1 月 19 日，中電聯(lián)發(fā)布《2023 年度全國(guó)電力供需形勢(shì)分析預(yù)測(cè)報(bào)告》，預(yù)計(jì) 2023 年全國(guó)電力供需總體緊平衡，部分區(qū)域用電高峰時(shí)段電力供需偏緊。迎峰度夏期間，華東、華中、南方區(qū) 域電力供需形勢(shì)偏緊;華北、東北、西北區(qū)域電力供需基本平衡。迎峰度冬期間，華東、 華中、南方、西北區(qū)域電力供需偏緊;華北區(qū)域電力供需緊平衡;東北區(qū)域電力供需基本 平衡。

　　煤電已現(xiàn)新增核準(zhǔn)潮，火電投資額有望維持高位。從投資額角度看，受 2021 年下半年以 來(lái)缺電情況推動(dòng)，自 2021年四季度以來(lái)，火電投資額逆轉(zhuǎn)持續(xù)多年的下跌趨勢(shì)，迎來(lái)上升 拐點(diǎn)，增速逐月提高。從項(xiàng)目核準(zhǔn)情況來(lái)看，2021 年 9 月底限電事件發(fā)生后，煤電項(xiàng)目核 準(zhǔn)重新提速，四季度核準(zhǔn)項(xiàng)目裝機(jī)達(dá) 11GW。2022 年煤電項(xiàng)目新增核準(zhǔn)節(jié)奏持續(xù)保持，全 年累計(jì)核準(zhǔn)煤電項(xiàng)目裝機(jī) 75GW(不完全統(tǒng)計(jì))，2023 年新增核準(zhǔn)裝機(jī)有望維持 80GW。

　　火電裝機(jī)產(chǎn)能釋放存在周期，無(wú)法在短期內(nèi)緩解電力供需矛盾。從建設(shè)周期的角度看，煤 電機(jī)組項(xiàng)目從開(kāi)工建設(shè)到最終并網(wǎng)投產(chǎn)大約耗時(shí)將近 20 個(gè)月。除此之外，新增煤電項(xiàng)目還 需要完成準(zhǔn)備相關(guān)材料，集團(tuán)內(nèi)部投資決策，及項(xiàng)目報(bào)建審批等一系列前期工作，所需時(shí) 間更久。因此，煤電產(chǎn)能釋放存在至少 2 年以上的建設(shè)周期。我們認(rèn)為，2022-2023 年的 煤電項(xiàng)目核準(zhǔn)潮最早也是在“十四五”末期才能真正實(shí)現(xiàn)投產(chǎn)運(yùn)營(yíng)，電力供應(yīng)短缺的局面 在短期內(nèi)緩解難度較大。 “十四五”末煤電新增核準(zhǔn)潮將落地，市場(chǎng)化機(jī)制推進(jìn)有望助力重塑煤電價(jià)值。 2023 年 1 月 4 日，國(guó)家能源局發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍(lán)皮書(shū)(征求意見(jiàn)稿)》，提出“2030 年前煤 電裝機(jī)和發(fā)電量仍將適度增長(zhǎng)”。在新能源高比例快速滲透下，煤電發(fā)電量和利用小時(shí)數(shù)或 將有所下滑，為新能源出讓發(fā)電空間。然而在我國(guó)電力需求仍維持穩(wěn)步增長(zhǎng)趨勢(shì)，尖峰負(fù) 荷特征日益凸顯的背景下，新能源裝機(jī)比重持續(xù)增加卻未能形成電力供應(yīng)的可靠替代，電 力供應(yīng)安全形勢(shì)嚴(yán)峻，導(dǎo)致電力系統(tǒng)內(nèi)必須保證有一定的頂峰電源維持電力系統(tǒng)的安全穩(wěn) 定。因此，煤電也將從以提供電量為主的主體電源向提供支撐性調(diào)節(jié)性作用為主的支撐性 調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)變，即裝機(jī)建設(shè)容量繼續(xù)提高、利用小時(shí)數(shù)逐步縮減的“增容減量”。在全 年發(fā)電利用小時(shí)數(shù)下降的情況下，煤電無(wú)法依賴(lài)目前的電量電價(jià)實(shí)現(xiàn)保本微利。為了解決 煤電存量機(jī)組生存及增量機(jī)組投資積極性的問(wèn)題，電力系統(tǒng)性的成本需要逐步疏導(dǎo)至用戶 終端，需要容量補(bǔ)償機(jī)制的支持。容量補(bǔ)償機(jī)制作為煤電定位轉(zhuǎn)型的保障，也有望因電力 供需緊缺進(jìn)一步發(fā)掘和重塑煤電資產(chǎn)的價(jià)值。

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