行业观点
　　低碳化、去依附驱动中国能源转型，电力系统成为主战场。“双碳”目标+2022年全球能源危机再次凸显能源结构转型之紧迫性。而重塑能源结构聚焦电力系统，要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生渗透率提高共同实现，但也导致源、荷不确定性齐增，对电力系统的安全运行提出挑战。新型电力系统“保供”的系统成本增加，亟需深化电力体制改革、建立合理的电价形成机制。
　　“限电”凸显火电调节功能重要性+电力市场化改革加速，运营商和设备商迎来机遇窗口。能源结构转型之初遭遇两次“限电”，归因于火电缺位和能源资源和负荷的区域性错配。新型电力系统的安全运行有赖于增加火电装机冗余度（上备用）和灵活性改造（下备用）。2023年运营商和设备商的主要逻辑分别为：
　　设备商：1）火电与核电合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。预计到25年，火电理论装机量需达14.8亿千瓦，对应煤电装机增量最高可达3亿千瓦，超出“十四五”原规划。2）火电灵活性改造技术路线已较为成熟、改造周期较短。随着各地现货市场试点+容量补偿政策推出，需求有望在短期内快速释放。
　　运营商：1）增量：“十四五”电力供需紧平衡，火电有望“增容不减量”。2）降本：11M22煤价在供暖季罕见大幅下行说明供应偏松，23年煤价中枢有望进一步回落。3）提价：现货市场试点范围扩大，交易价格由供需主导且不受20%涨幅上限限制，提供电价进一步上涨空间。但参与现货市场带来的电价上涨空间不足以弥补燃煤机组利用小时数下降对净利润所造成的影响，考虑电企合理收益诉求，展望容量市场相关政策全国推广。
　　2023年新能源装机增量有望踏上新台阶，电网和大储投资空前。鼓励适度超期投资+组件降价+有序放开，电源清洁化有望提速，预计23-25年风、光新增装机合计分别为175、195、200GW。据测算，未来3年每少投产1条特高压将影响12-15GW新能源装机并网，特高压核准开工提速大势所趋。“十四五”主、配网投资需求双高，预计电网侧投资共计约2.5-3万亿元：国网实际投资额约2.3-2.5万亿、规划投资额年均增速超10%；南网规划投资约6700亿，较“十三五”规划投资额增长33%。此外，新能源装机扩大利好有强配要求的国内大储，电源侧仍是增量装机的主要来源，21-25年国内三侧储能合计装机CAGR 100%。
　　投资建议
　　2023年电力现货市场铺开给予涨电价空间，推荐煤炭煤电新能源联营的国电电力、华能国际、华电国际，及区域性龙头；新能源关注背靠综合能源集团的三峡能源、龙源电力。
　　关注火电装机或超预期+灵活性调节资源发展带来的设备端及运营端投资机会。
　　关注因电网投资增加带来的电网特高压板块投资机会，新能源装机加速带来的大储放量。
　　风险提示
　　新增装机容量不及预期；下游需求景气度不高、用电需求降低导致利用小时数不及预期；电力市场化进度不及预期；煤价维持高位影响火电企业盈利；补贴退坡与核查影响新能源发电企业盈利等。环境治理政策释放不及预期等。
　　

研究报告全文：2022年12月21日公用事业及环保产业行业研买入维持评级行业中期年度报告证券研究报告究石油化工组分析师许隽逸执业S1130519040001xujunyigjzqcomcn2023年度策略重塑能源结构中的大机会行业观点低碳化去依附驱动中国能源转型电力系统成为主战场双碳目标2022年全球能源危机再次凸显能源结构转型之紧迫性而重塑能源结构聚焦电力系统要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生渗透率提高共同实现但也导致源荷不确定性齐增对电力系统的安全运行提出挑战新型电力系统保供的系统成本增加亟需深化电力体制改革建立合理的电价形成机制限电凸显火电调节功能重要性电力市场化改革加速运营商和设备商迎来机遇窗口能源结构转型之初遭遇两次限电归因于火电缺位和能源资源和负荷的区域性错配新型电力系统的安全运行有赖于增加火电装机冗余度上备用和灵活性改造下备用2023年运营商和设备商的主要逻辑分别为设备商1火电与核电合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配预计到25年火电理论装机量需达148亿千瓦对应煤电装机增量最高可达3亿千瓦超出十四五原规划2火电灵活性改造技术路线已较为成熟改造周期较短随着各地现货市场试点容量补偿政策推出需求有望在短期内快速释放运营商1增量十四五电力供需紧平衡火电有望增容不减量2降本11M22煤价在供暖季罕见大幅下行说明供应偏松23年煤价中枢有望进一步回落3提价现货市场试点范围扩大交易价格由供需主导且不受20涨幅上限限制提供电价进一步上涨空间但参与现货市场带来的电价上涨空间不足以弥补燃煤机组利用小时数下降对净利润所造成的影响考虑电企合理收益诉求展望容量市场相关政策全国推广2023年新能源装机增量有望踏上新台阶电网和大储投资空前鼓励适度超期投资组件降价有序放开电源清洁化有望提速预计23-25年风光新增装机合计分别为175195200GW据测算未来3年每少投产1条特高压将影响12-15GW新能源装机并网特高压核准开工提速大势所趋十四五主配网投资需求双高预计电网侧投资共计约25-3万亿元国网实际投资额约23-25万亿规划投资额年均增速超10南网规划投资约6700亿较十三五规划投资额增长33此外新能源装机扩大利好有强配要求的国内大储电源侧仍是增量装机的主要来源21-25年国内三侧储能合计装机CAGR100投资建议2023年电力现货市场铺开给予涨电价空间推荐煤炭煤电新能源联营的国电电力华能国际华电国际及区域性龙头新能源关注背靠综合能源集团的三峡能源龙源电力关注火电装机或超预期灵活性调节资源发展带来的设备端及运营端投资机会关注因电网投资增加带来的电网特高压板块投资机会新能源装机加速带来的大储放量风险提示新增装机容量不及预期下游需求景气度不高用电需求降低导致利用小时数不及预期电力市场化进度不及预期煤价维持高位影响火电企业盈利补贴退坡与核查影响新能源发电企业盈利等环境治理政策释放不及预期等敬请参阅最后一页特别声明1行业中期年度报告内容目录一全球能源危机阴影下低碳化去依附驱动中国重塑能源结构511对外依附导致化石能源价格居高难下重塑能源结构意义重大512能源结构转型聚焦电力系统安全运行面临挑战6二理顺电力供需矛盾把握市场化互联互通两大主线1121火电市场化保供灵活性改造运营商及设备制造商迎来机遇窗口11211增量十四五电力供需持续偏紧保供要求下装机与电量齐增11212降本11M22煤价下行说明供应偏松2023年煤价有望继续回落12213提价现货市场推广赋予涨价空间容量电价政策出台以价补量13214新增装机或超预期灵活性改造积极性提升为设备商带来机会1722资源与负荷区域性错配使电网投资需求空前十四五重点关注特高压19221新型电力系统源荷分离跨区域输电工程重要性凸显19222十四五主配网投资需求双高其中重点关注特高压2023配套新能源建设储能百花齐放22231强配政策组件降价让出成本空间关注大储放量22232收益保障政策刺激下抽蓄开工拟建规模扩大25三选股策略2631火电资产区位和能源资源优势为王2632绿电项目资源获取能力是核心竞争力2733储能需求放量业绩弹性较大28331电化学储能关注核心环节及独储运营新业态28332抽水蓄能关注多储能路线布局的龙头标的30四投资建议31五风险提示31图表目录图表1国内动力煤日均进口量与增速万吨5图表22019M1-2022M10国内原煤日产量万吨天5图表3国内主要城市动力煤坑口价元吨5图表4广州港动力煤库提价元万吨5图表5世界原油价格与美国通胀情况美元桶6图表6中国新能源与煤电天然气LCOE比较kWh6图表72030碳达峰目标要求单位产值碳排大幅下降7图表82020年能源供应端碳排放结构7图表92020年能源消费端碳排放结构7图表102016-2025E分部门用电量结构亿千瓦时7图表112016-2021年全国替代电量情况亿千瓦时7图表12预计十四五期间电力弹性系数先高后低8图表13十四五分电源发电结构预测8敬请参阅最后一页特别声明2行业中期年度报告图表14十四五分电源装机结构预测亿千瓦8图表15电力运行特点示意图9图表162021年内蒙古VS北京三产GDP比较亿元9图表17蒙西用电曲线2021年某工作日9图表18北京用电曲线2021年某工作日9图表193-4Q21东北缺电主因煤价高企10图表20东北地区煤电电量占比较高10图表212010-2021年四川省电力结构示意图亿千瓦时10图表222019-2022年78月三峡入库流量对比立方米秒10图表23起经四川的跨省跨区输电线路10图表24火电调峰示意图11图表252011-2021年全国火电发电设备平均利用小时数情况小时11图表262016-2021年全国火电装机电力消费量增幅情况11图表271H11-1H22火电投资完成额情况亿元12图表28火电发电量和占比情况亿千瓦时12图表29水风光发电设备利用小时数变动对燃煤机组利用小时数的影响小时12图表301M18-11M22秦皇岛山西5500大卡动力煤月均平仓价元吨13图表313M20-11M22月度原煤产量与火电发电量增速情况13图表322018-2022年前三季度火电行业营收及同比增速亿元13图表332018-2022年前三季度火电行业归母净利润及同比增速亿元13图表34十四五火电发电装机预测亿千瓦14图表35燃煤机组上网电价机制沿革15图表36以华能国际为例利用小时数变动对容量电价的要求测算15图表37甘肃容量补偿规则下各主体分摊费用计算公式16图表38甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造容量补偿标准16图表39甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造机组60万千瓦机组收益计算16图表40多省份已出台依火电灵活性改造规模配置新能源开发指标的政策17图表41河南省火电灵活性改造对应配置新能源规模分布情况17图表42火电灵活性改造相关环节及标的18图表43十四五期间灵活性改造总投资及全负荷脱硝市场空间预测18图表44沿海省份本地普遍依赖外送电19图表45十四五期间重点发展九大清洁能源基地五大海上风电基地19图表46十四五期间大基地风光装机合计贡献350GW以上20图表47内蒙吉林陕西甘肃青海新疆弃风弃光率突破5红线20图表48推动存量通道满送合计将提升4200万千瓦输电能力20图表49十四五期间建成及开工三交十三直20图表502023-2025年新能源新增电量对应特高压需求至少十四直21图表51新能源装机量对风光利用率和火电灵活性改造的敏感性测算21图表52大电源大电网与分布式电力系统互联示意图22图表532011A-110M22电网投资完成情况亿元22图表54中性假设21-25年电化学储能CAGR10022敬请参阅最后一页特别声明3行业中期年度报告图表55源网侧占比超9成23年预测值22图表56电源侧电化学储能装机增量预测23图表57电网侧电化学储能装机增量预测23图表58用户侧电化学储能装机增量预测24图表59集中式光伏全投资IRR对系统成本利用小时数的敏感性分析24图表60集中式光伏全投资IRR对系统成本储能成本的敏感性分析储能作为纯成本项24图表61集中式光伏全投资IRR对系统成本储能成本的敏感性分析储能获取电能量补偿24图表622020-2030年各年度实际装机容量及增速与预计装机容量左轴及增速右轴25图表63十四五应开工项目中近一半已有进展25图表64各省市区新增拟建项目数量26图表65各省市区征求意见稿口径项目布局与最新项目布局26图表662021年各火电上市企业燃料成本占火电营业成本比重27图表67火电行业历史估值情况27图表68新能源电力行业历史估值情况28图表69新型储能产业链标的梳理29图表70储能温控环节标的比较29图表71抽水蓄能相关环节及标的31图表72相关标的估值情况31敬请参阅最后一页特别声明4行业中期年度报告一全球能源危机阴影下低碳化去依附驱动中国重塑能源结构2022年是能源安全载入史册的一年一方面俄乌冲突后西方各国纷纷对俄制裁其中包括对俄罗斯能源实施禁运致使该国作为全球第一大天然气出口国第二大石油出口国被部分市场除名引发全球能源结构性供需失衡价格高涨另一方面2022年的能源危机也使得能源结构转型的重要性更加凸显不仅出于实现双碳目标的需要更出于能源去依附的紧迫性能源结构转型聚焦电力系统需要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生能源渗透率提高共同实现但也导致源荷不确定性齐增对电力系统的安全运行提出挑战11对外依附导致化石能源价格居高难下重塑能源结构意义重大2022年1-10月广义动力煤进口量下降近4成国内增产压力较大供需持续偏紧支撑煤价高位运行2021年下半年以来的高气价催生电力领域气转煤需求带动国际煤价上涨为保国内供应印尼于1M22实施为期一个月的煤炭出口禁令2M22俄乌冲突后多国对俄煤实施禁运海运煤市场短期再平衡需要价差拉动致使进口煤与内贸煤价差大幅缩窄乃至倒挂1-10月我国进口广义动力煤约7553万吨同比下降375基于2022全年广义动力煤进口量分别下降10305070的假设对应国内原煤日产量需达1222123212421252万吨天结合煤价走势我们判断3月6月9月的原煤日产量存疑即日产量维持在1230万吨天以上存在困难动力煤供需持续偏紧导致2022年煤价整体保持高位图表1国内动力煤日均进口量与增速万吨图表22019M1-2022M10国内原煤日产量万吨天35日均进口量万吨YoY10020192020202120222022年意欲增产3亿吨折合30801300日产量约1200万吨天25601250401200202011501501100105010-2010005-409500-60900850800M12M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12来源Wind国金证券研究所来源Wind国金证券研究所图表3国内主要城市动力煤坑口价元吨图表4广州港动力煤库提价元万吨大同5500榆林5500哈密6000印尼5500山西优混550030002000滕州5500彬县5500250015002000150010001000500500002021-012020-032020-052020-072020-092020-112021-032021-052021-072021-092021-112022-012022-032022-052022-072022-092022-112020-01来源Wind国金证券研究所来源Wind国金证券研究所能源价格上涨影响通胀进而影响国民经济发展回溯历史20世纪三次石油危机引发国际原油价格飙升严重打乱美国的经济发展步调同时催生通胀加速2022年俄乌冲突导致欧洲天然气短缺严重影响化工行业1973年10月第四次中东战争爆发阿拉伯国家为打击以色列及其支持国宣布敬请参阅最后一页特别声明5行业中期年度报告禁止石油运输并减产1978年底伊朗爆发伊斯兰革命至1979年3月初暂停石油输出1980年两伊战争爆发两大石油输出国产量锐减1990年第一次海湾战争爆发欧美国家对伊拉克实施制裁对伊拉克实施石油禁运图表5世界原油价格与美国通胀情况美元桶伊朗伊斯兰革原油价格美国通胀率1202014年页16命两伊战争岩油革命第四次中东战争14100定价中心第一次海湾战争128010860640422000-21973199919671969197119751977197919811983198519871989199119931995199720012003200520072009201120132015201720191965来源Wind国金证券研究所新能源经济性进一步凸显能源结构转型具有内生动力煤电当前煤炭发电成本800-1000元吨度电耗煤300克折合度电总成本034-04元0049-0057美元陆风光伏与之平价天然气当前天然气发电成本8-16美元mmbtu度电消耗02方气折合度电总成本0078-0142美元已超过海风度电成本假设1mmbtu25标方图表6中国新能源与煤电天然气LCOE比较kWh来源IRENA国金证券研究所12能源结构转型聚焦电力系统安全运行面临挑战碳达峰目标下重塑能源结构是必然选择一次能源资源禀赋决定了中国以煤为主的用能结构用能终端电气化电力系统低碳化是能源结构转型的必要路径2030年前碳排放达峰并控制在105亿吨以内要求单位国内生产总值二氧化碳排放强度从2020年的16大幅降至1我国以煤为主的化石能源利用结构导致在2020年数据统计下能源供应端煤炭碳排贡献占77体现在消费端即为电力碳排贡献占41用能结构转变的重要性明确敬请参阅最后一页特别声明6行业中期年度报告图表72030碳达峰目标要求单位产值碳排大幅下降碳排放总量亿吨120碳排放强度吨CO2万元2005年价4碳达峰点约105亿吨1002924380196016132401012000200520102015202020252030来源中电联国金证券研究所图表82020年能源供应端碳排放结构图表92020年能源消费端碳排放结构天然气6交通10电力41石油17建筑10工业39煤炭77来源中电联国金证券研究所来源中电联国金证券研究所预计十四五期间电力消费5年CAGR为62对应十四五GDP年均增速50-55的目标电力弹性系数大于1主因为实现能源结构转型用能终端电气化水平需加速提高根据中电联数据2019-2021年全国电能替代电量分别为206622521891亿千瓦时分别占当年全社会用电增量的543789236疫情扰动下一则2020年基数较低二则单位产值用电量最高的第二产业GDP增加值构成占比回升受疫情影响较大的20202022年投资对GDP增长的贡献率显著高于常规主因三产受疫情冲击较大国家在经济承压时倾向于通过增加基建投资来稳定经济大盘有序放开后消费对GDP增长的贡献率有望回升预计到十四五末年度电力弹性系数将逐步回落至1以下图表102016-2025E分部门用电量结构亿千瓦时图表112016-2021年全国替代电量情况亿千瓦时第一产业第二产业第三产业居民全国替代电量亿千瓦时占全社会用电增量比YoY-全社会用电量120000122500908010000010200070800008601500600006504040000410003020000250020100000201620172018201920202021来源Wind中国能源统计年鉴中电联国金证券研究所来源中电联国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明7行业中期年度报告图表12预计十四五期间电力弹性系数先高后低12YoY-全社会用电量YoY-国内生产总值108642020182019202020212022E2023E2024E2025E来源Wind中国统计年鉴国金证券研究所鼓励适度超期投资组件降价有序放开电源清洁化有望提速国家发改委投资司司长于积极扩大有效投资有关工作情况发布会上提出按照适度超前开展基础设施投资的要求推进水利交通能源等基础设施建设此外十四五开局两年受光伏组件价格高企和疫情影响风光装机增量不及预期随着2023年硅料排产组件价格有望下降并且防疫政策优化后开工建设周期有望缩短风光装机有望加速预计2023-2025年风光新增装机合计分别为175195200GW装机容量年均增速在20以上从发电量占比看预计至2025年风光发电量分别占到12490合计占比214相比2020年提升119超额完成风光发电量占比翻倍的十四五规划目标图表13十四五分电源发电结构预测图表14十四五分电源装机结构预测亿千瓦燃煤燃气生物质发电水电核电风电光伏燃煤燃气生物质发电水电100核电风电90光伏风电-装机增速8040光伏-装机增速407060303050402020302010101000020182019202020212022E2023E2024E2025E来源Wind中电联国金证券研究所来源Wind中电联国金证券研究所电力运行特点要求实时平衡用能结构转变为系统安全运行带来挑战因电能不能大量存储电能供需应保持实时平衡不平衡将引致电力系统失稳崩溃乃至大停电1电力运行特点受用电侧产业结构影响北京和内蒙主导产业结构性显著差异体现在电力运行特点上以工业生产为主的蒙西电网全天用电曲线较为平均三产占比高的北京电网居民商业用电集中在10-21点之间2工业领域电能替代居民领域电动汽车智能家居等渗透率提升电气化加速增加了负荷侧不确定性敬请参阅最后一页特别声明8行业中期年度报告图表15电力运行特点示意图水电发电工业用电火电商业用电风电居民用电用电光伏来源国金证券研究所图表162021年内蒙古VS北京三产GDP比较亿元北京内蒙35000328900030000250002000015000937489151000072690050002225111000第一产业第二产业第三产业来源Wind国金证券研究所图表17蒙西用电曲线2021年某工作日图表18北京用电曲线2021年某工作日来源国家能源局国金证券研究所来源国家能源局国金证券研究所结构性电力供应错位导致2021年的东北和2022年的四川两次短期有序用电东北缺电原因1电煤成本高企叠加火电上网价格相对刚性火电企业发电意愿较低9M21以后国内电煤价格持续走高但当时火电上网电价上浮空间仅10严重压缩火电企业盈利空间2021年10月国家发改委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知下称1439号文出台后火电上网电价涨幅扩大至20但月度电煤价格最高达524远超电价涨幅发电企业意愿持续低迷导致敬请参阅最后一页特别声明9行业中期年度报告发电量同比持续下降东北缺电原因2电力结构依旧以火电为主新能源替代效应不及预期东北火力发电占总发电量的74新能源占比约合13新型电力系统概念提出后东北地区开始进行发电结构调整升级但由于风光装机基数过小发电占比仍较低对火电替代效应较弱图表193-4Q21东北缺电主因煤价高企图表20东北地区煤电电量占比较高月度发电量降幅月度煤价涨幅600光伏发电量亿千瓦时风力发电量亿千瓦时524605001250103894001133674029730030202001010000-10M9M10M11M12M9M10M11M12来源中电联国金证券研究所来源中电联国金证券研究所四川缺电原因1传统水电大省双碳目标近年火电在四川发电结构中占比下降趋势明显截至2021年底四川省火力发电仅占当年总发电量的1462022年78月受极端高温干旱天气影响长江流域来水极端偏枯而高温下电力需求旺盛电力供需剪刀差扩大失衡现象突出四川缺电原因2作为传统电力外送大省跨省跨区输电线路规划建设主要服务于电力外送缺少受电或留电通道四川是西电东送的重要送出端起经四川的跨省跨区输电线路或在建设规划上不具备双向输电能力或受电端本身电力资源匮乏不具备互济能力高温干旱期间国网8条电力入川通道全部满载运行但仍有缺口图表212010-2021年四川省电力结构示意图亿千瓦图表222019-2022年78月三峡入库流量对比立方米时秒2019立方米秒2020立方米秒水电发电量亿千瓦时火电发电量亿千瓦时700002021立方米秒2022立方米秒5000风光发电量亿千瓦时6000040001251465000012810912130001224000018914123430000200029331730220000100010000002010201120122013201420152016201720182019202020217月2日7月9日7月16日7月23日7月30日8月6日8月13日来源Wind国金证券研究所来源Wind国金证券研究所图表23起经四川的跨省跨区输电线路输电线路电压等级投运时间起经止德宝直流500kv200912川-陕向家坝-上海直流800kv201007川-渝-鄂-湘-徽-浙-苏-沪锦屏-苏南直流800kv201212川-滇-渝-湘-鄂-浙-徽-苏溪洛渡-浙西直流800kv201407川-黔-湘-赣-浙雅中-江西直流800kv202106雅中-江西白鹤滩-江苏直流800kv202207白鹤滩-江苏白鹤滩-浙江直流800kv白鹤滩-浙江来源北极星国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明10行业中期年度报告二理顺电力供需矛盾把握市场化互联互通两大主线21火电市场化保供灵活性改造运营商及设备制造商迎来机遇窗口211增量十四五电力供需持续偏紧保供要求下装机与电量齐增火电的调节功能可涉及调峰调频等辅助服务类型1调峰考虑到系统负荷存在不确定性运行中开机的机组总容量应大于系统负荷需求机组最小出力总和应小于系统负荷需求偏差部分称为备用分为上备用与下备用下备用能力依赖灵活性改造2调频机组出力随电力系统的负荷波动而快速调整频率要求高于调峰图表24火电调峰示意图来源国金证券研究所火电调峰缺位背后是装机放缓2011年以来由于火电机组大批量投产火电产能过剩导致利用小时数逐年下降2016年出台的关于促进我国煤电有序发展的通知中提出严控煤电新增规模叫停多个煤电项目十三五期间火电投资额连年下滑21年全国电力需求量同比增长103火电发电量同比增长93但火电装机增速仅41图表252011-2021年全国火电发电设备平均利用小时数情图表262016-2021年全国火电装机电力消费量增幅情况况小时全国火电发电设备平均利用小时数情况小时电力需求增速540012火电装机增速5200火电发电量增速5000104800846004400642004400022021200720082009201020112012201320142015201620172018201920202006201620172018201920202021来源Wind国金证券研究所来源Wind国金证券研究所限电使火电投资重获重视1H21年起增速持续上行2002-2005年火电行业供应偏紧随着核准投产量的迅速提升到十二五期间已逐步过渡至供需基本平衡2016年关于促进我国煤电有序发展的通知中提出严控煤电新增规模叫停多个煤电项目十三五期间火电投资额连年下滑能源保供调峰双重需求催生下21年起火电投资开始上行今年上半年继续同比高增全国火电投资完成额347亿元同比增长718敬请参阅最后一页特别声明11行业中期年度报告图表271H11-1H22火电投资完成额情况亿元900火电投资完成额亿元左轴同比右轴808006070060040500204003000200-201000-40来源Wind国金证券研究所火电与核电作为相对稳定的保障电源合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配7M22尖峰负荷约125亿千瓦若剔除限电影响应接近13亿千瓦按照负荷与用电同步增长测算至25年尖峰负荷将达155亿千瓦根据核电装机规划预计25年在运机组容量达07亿千瓦则火电理论需求量为148亿千瓦对应煤电增量装机需求最高可达3亿千瓦2020年底存量煤机约108亿千瓦燃机约1亿千瓦十四五规划2025年煤电新增装机15-2亿千瓦存在超预期空间可理解为装机时间表前移十四五电力供需紧平衡而可再生出力具有波动性煤电有望增容不减量基于十四五整体电力弹性系数大于1的预测判断电力供需格局将持续偏紧并且预计火电发电量将保持缓步增长态势另外随着可再生能源发电量占比逐步提高而其发电具有随机性和波动性中性假设下2023年煤电水电风电光伏机组平均利用小时数分别为4393344320731136小时在此基础上按照风光水发电设备利用小时数分别下降246810测算对应燃煤机组利用小时数分别增长0718294051图表28火电发电量和占比情况亿千瓦时图表29水风光发电设备利用小时数变动对燃煤机组利用小时数的影响小时水风光发电利用小时数变动对燃煤2023E火电-发电量亿千瓦时火电发电量占比机组利用小时数的影响7000072机组类型利用小时数-2-4-6-8-107060000685000066燃煤43930691812904025114000064623000060水电34433374330532363167309820000585610000风电2073203219901949190818665405220182019202020212022E2023E2024E2025E光伏113611131090106710451022来源Wind中电联国金证券研究所来源国金证券研究所212降本11M22煤价下行说明供应偏松2023年煤价有望继续回落当前国内煤价下滑表明供应较为宽松国内价格与供需高度相关11月疫情防控叠加暖冬国内用电增速低于1而1-11月原煤产量累计同比增长97即便考虑3月6月9月原煤产量或存疑我们判断实际原煤产量累计增速仍有7-8供应转松致使煤价在供暖季出现罕见较大幅度的下行秦皇岛5500大卡煤价下跌约100元至1200元近日寒潮来袭预计煤价在12月会小幅上升50元左右敬请参阅最后一页特别声明12行业中期年度报告图表301M18-11M22秦皇岛山西5500大卡动力煤月均平仓图表313M20-11M22月度原煤产量与火电发电量增速情况价元吨20182019202020212022原煤产量同比增速火电发电量同比增速1600301400252012001510001058000600-5-102020-092022-072020-052020-072020-112021-012021-032021-052021-072021-092021-112022-012022-032022-052022-092022-114002020-03M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12-15来源Wind国金证券研究所来源Wind国金证券研究所2023年预计煤价中枢在1000-1100左右我们认为今冬煤价决定明年煤价的高位而2023年3月煤价决定当年煤价低位目前看3M23供暖季结束叠加两会控产政策煤价或下滑至1000甚至低于1000但4月后两会结束叠加疫情影响消退国内产业政策效用逐步释放能源铁路等投资拉动电力需求我们判断明年用电增速在55呈现前高后低的特点因此煤价将在5月开始上涨如6月水电未出现来水明显偏丰情况夏季煤价将回归1100-1300元吨高位视3月煤价能否跌到1000元以下213提价现货市场推广赋予涨价空间容量电价政策出台以价补量火电企业面临经营压力保供积极性有限煤气价格市场化程度较高而电价受行政因素干预较多致使火电企业成本传导受阻自2H20一次能源价格开始上涨以来业绩持续承压1439号文出台将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为至原则上不超过20高耗能企业和电力现货市场交易电价不受上浮20限制基于此1-3Q22火电行业营收同比高增业绩边际改善但仍远低于合理水平多数企业未实现扭亏主因电价涨幅不足以覆盖成本涨幅图表322018-2022年前三季度火电行业营收及同比增速图表332018-2022年前三季度火电行业归母净利润及同比亿元增速亿元火电-营收火电-归母净利润10000YOY-火电30YOY-火电450809000258000400602070003504060001530020500010250040005200-203000150-4002000100-601000-550-800-100-10013Q1813Q1913Q2013Q2113Q2213Q1813Q1913Q2013Q2113Q22来源Wind国金证券研究所来源Wind国金证券研究所新型电力系统转型中配套高比例可再生电源的电价机制缺失火电定位由基荷电源逐步转向调节电源十四五期间将呈现装机增速高于电量增速利用小时数快速下降的特点主要原因包括1火电具备灵活性发电空间将在可再生能源大发期间受到挤压2为提供辅助服务机组需要提前锁定一部分容量不能提供能量服务3火电增容的保供任务然而辅助服务市场容量市场等配套机制的缺失进一步挤压了火电企业的盈利空间敬请参阅最后一页特别声明13行业中期年度报告图表34十四五火电发电装机预测亿千瓦火电-发电量亿千瓦时火电-装机增速火电-发电增速5800001005600008054000060520000405000002048000000460000-20440000-4020182019202020212022E2023E2024E2025E来源Wind中电联国金证券研究所回溯改革开放以来的历次电力体制改革均用市场化方式理顺供需矛盾1985年投资体制改革四五期间负责电力投资的中央财政资金不足造成1978-1985年的严重缺电制约了国民经济增长1985年国务院颁布关于鼓励集资办电荷实行多种电价的暂时规定简称79号文引进外国资本鼓励民间资本投资建设电源促进了电源的发展2002年政企分开厂网分离改革原国家电力公司集发输配售为一体高度垄断使发电环节缺乏竞争叠加1997年亚洲金融危机后经济增速放缓电力供应富余以及二滩水电站建成后出现电力上网问题2002年国务院出台电力体制改革方案简称5号文明确按照厂网分开主辅分离输配分开竞价上网的原则开始试点建设竞争性电力市场然而由于1998-2002年发电装机增速下滑2002年后中国经济高速增长造成2002-2005年间的严重缺电经济总量受到严重影响电力市场化试点在严重缺电中自然消亡2004年国家出台标杆电价政策2015年配售分开改革2010-2011年电荒刺激火电投资2014年火电项目核准权下放至地方引发新一轮火电投资热电力供应再次由紧转宽出现适宜发电侧市场化改革的条件2015年国务院出台关于进一步深化电力体制改革的若干意见简称9号文提出了包括发电计划放开电价放开配售电放开的四放开一独立一加强的改革计划售电业务受到资本青睐竞争性电力市场的建设进展急速2021年进一步完善电力市场化改革由于火电供给侧改革十三五期间火电装机增量不足2020年下半年以来煤价持续高位运行火电企业经营困难影响电力供应能力2021年国家发改委先后发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知简称1439号文和关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知简称809号文取消工商业目录销售电价改为基准价上下浮动且浮动区间扩大为上下不超过20推动工商业用户都进入市场保持居民农业公益性事业用电价格稳定鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格对暂未直接参与市场交易的用户由电网企业通过市场化方式代理购电敬请参阅最后一页特别声明14行业中期年度报告图表35燃煤机组上网电价机制沿革来源国家发改委官网北极星电力网国金证券研究所现货市场价格由供需主导发现电力的时间和空间价值现货市场最大特点在于分时价格反映了电力的时间价值且因现货市场限价较为宽松价格更贴近真实成本和供需有助于调动火电保供积极性推动调节资源的发展促进新能源消纳和功率预测技术进步从而推动新型电力系统建设和能源转型煤电现货市场价格较中长期高约10主因灵活性佳可在电力供应紧张价格较高时段多发电而新能源现货市场价格下降主因其出力不可控现货市场机制下准确的新能源功率预测蕴含重要的信息价值若预测准确性不足或报量报价策略不完善企业所承担的商业损失将远超电网考核下的罚款现货市场分省级市场和省间市场满足省内平衡后的富余电量可参与省间市场交易反映了电力的空间价值省间市场价格上限为10元kWh远超省级市场价格上限使得电力富裕省份的发电机组受益尤其今年夏季遭遇高温干旱天气水电出力不足导致部分省份出现电力缺口山西年8月省间月度均价接近3元kWh省内火电机组得以获取超额收益省间现货价格高企也反映电网通道不足中央政府认为新型电力系统因为新能源较多需要分时价格支撑推动市场发展燃煤机组参与现货市场无法抵消利用小时数下降的长期影响当前政策要求总交易电量的90参与中长期市场从欧美实践经验看成熟电力市场的现货交易电量比例最终自然稳定在10左右以华能国际为例假设1公司90电量参与中长期市场10电量参与现货市场2当标煤入炉单价为9831035元吨时公司中长期电价为0479元kWh即较公司平均燃煤基准价上浮18当标煤入炉单价为106711061124元吨时公司中长期电价为0487元kWh即上浮203现货交易价格较中长期价格高20发现参与现货市场带来的电价涨超20上限的空间仅能弥补燃煤机组利用小时数下降7以内对净利润所造成的影响在能源结构转型的背景下燃煤机组利用小时数下降的长期趋势明确预计到2025年燃煤机组利用小时数将较2021年下降约10因此我们判断仍需出台容量电价相关政策来保障火电的合理盈利水平图表36以华能国际为例利用小时数变动对容量电价的要求测算标煤入炉单价中长协电价利用小时数变动对容量电价的要求元kWh元吨元千瓦时00-20-40-60-70-8098304794540277005200230045006110350479090292006700080030004610670487-470301007200040026004211060487-3850312008300070015003111240487-54103170089001200100026敬请参阅最后一页特别声明15行业中期年度报告来源公司公告国金证券研究所针对灵活性改造投资成本的补偿多地已提容量市场建设方案以甘肃省于9月出台的甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则征求意见稿下文简称规则为例提出建设本省容量市场的方案调度机构以月度频率考虑新能源装机负荷预测外送电预测后发布调峰容量需求由灵活调节资源通过竞价方式获得该方案突破发电侧零和实现调峰成本向用户传导同时将调节深度指标纳入补偿依据具体来看分摊费用主要由电量占比决定分配过程不存在先后顺序规则明确了市场化电力用户与火电新能源水电这三类电源主体同时需按照电量占比来分摊调峰容量市场的月度补偿总费用电源主体电量需进行修正储能无需参与分摊修正系数主要考虑对省内售电或外送电的溢价若享受相对溢价则修正后的分摊电量将高于实际电量从21年情况来看甘肃省年发电量约17246亿千瓦时本省用电量约1495亿元其余部分外送考虑市场化用电占比后预计费用分摊的计算基数为2500-2700亿千瓦时市场初期暂设用户侧月度辅助服务市场分摊电费上限为001元KWh超出部分不再进行分摊多出费用不向电源主体转嫁由调节主体承担图表37甘肃容量补偿规则下各主体分摊费用计算公式来源甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则征求意见稿国金证券研究所容量补偿测算以供热季150天非供热季215天为标准我们预计一台额定容量60万千瓦实际出力可降至30的机组在承担50义务内调节后在123档分别有60MW30MW30MW容量可享受补贴对应全年合计可享受补偿收益约1178万元对应年单位补偿收益约1963万元GW假设取纯凝和供热机组改造成本平均值100元KW对应5-7年可通过容量补偿覆盖改造成本测算基于按标准上限获得补偿的假设相比于电化学储能8-10年以上的回本周期灵活性改造是当前能够快速参与灵活性调节较短时间内收回成本的经济方案图表38甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造容量补偿标准档位机组出力区间非供热季补偿标准上限元MW日供热季补偿标准上限元MW日1额定功率40实际出力额定功率50103002额定功率35实际出力额定功率402005003额定功率30实际出力额定功率353507004额定功率25实际出力额定功率3060012005额定功率20实际出力额定功率2580016006额定功率15实际出力额定功率20100020007额定功率10实际出力额定功率15120024008额定功率5实际出力额定功率10150030009额定功率0实际出力额定功率518003600来源甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则征求意见稿国金证券研究所图表39甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造机组60万千瓦机组收益计算非供热季补各调节能力机组补偿区间涉供热季补偿两季补偿费单位收益非供热季补供热季补偿实际出力偿费用万累计收益各区调节幅度及容量费用万元用加总万万元GW偿标准标准MW元非供热间加总两季加MW供热季元年年季总万元年500030000000040103002406013270283283472352005002103012922535463710623035070018030226315541117819632560012001503038754092721053508敬请参阅最后一页特别声明16行业中期年度报告非供热季补各调节能力机组补偿区间涉供热季补偿两季补偿费单位收益非供热季补供热季补偿实际出力偿费用万累计收益各区调节幅度及容量费用万元用加总万万元GW偿标准标准MW元非供热间加总两季加MW供热季元年年季总万元年208001600120305167201236334155681510002000903064590015454886814310120024006030774108018546740112335150030003030968135023189057150950180036000301161162027811183819730来源甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则征求意见稿国金证券研究所214新增装机或超预期灵活性改造积极性提升为设备商带来机会配置新能源开发指标对存量火电规模庞大转型目标明确的电力央国企改造积极性刺激强当前内蒙河南贵州已针对火电灵活性改造对应配置新能源开发指标出台了具体政策总体来看配置标准是根据机组承担50义务内调节后能够新增深调容量的1-2倍进行新能源配置优质新能源项目具有稀缺性从尽早锁定新能源项目的开发权角度来看电力央国企的改造积极性也较强河南出台通知中显示五大发电集团合计通过灵活性改造可配置新能源开发指标量占总量约58图表40多省份已出台依火电灵活性改造规模配置新能源开发指标的政策日期机构政策名称政策内容内蒙古自治区火电灵活性1自治区内发电集团统筹本区域内火电内蒙古自治区能20228改造消纳新能源实施细则灵活性制造改造整合新增调节空间按照源局2022年版新增调节空间11确定新能源规模关于2022年风电和集中1煤电灵活性改造按照增加调峰能力式光伏发电项目建设有关事深调至额定功率的25视为增加机组规20229河南省发改委项的通知下简称通模10的调节能力的14倍配置新能源建知设规模对应配置新能源88GW1保供煤电项目优先通过多能互补模式配置风光资源2现有煤电项目未开展灵活性改造不关于推动煤电新能源一体配置新能源建设指标现有项目新建项目202211贵州省能源局化发展的工作措施征求意开展灵活性改造应具备35-100负荷调见稿节能力按灵活性改造新增调峰容量50负荷以下的调节部分的2倍配置新能源建设指标来源相关省份发改委能源局官网国金证券研究所图表41河南省火电灵活性改造对应配置新能源规模分布情况1752016018大唐集团国电投集团国家能源集团华能集团75813515华电集团豫能控股华润集团120149010其他4058510来源政府官网国金证券研究所火电灵活性改造技术路线已较为成熟改造周期较短因此随着各地容量补偿政策的推出预计在短期内需求将得到快速释放于相关标的业绩体现也会相对更快敬请参阅最后一页特别声明17行业中期年度报告火电灵活性改造主要涉及锅炉汽轮机脱硝设备蓄热设备等核心环节其中脱硝设备价值量占比近30图表42火电灵活性改造相关环节及标的机组类型技术路线相关标的机组整体运行优化东方电气锅炉系统哈尔滨电气主机系统汽轮机系统上海电气发电机系统纯凝机组三大风机优化改造空预器改造辅机系统宽负荷脱硝改造控制系统优化改造低压缸零出力青达环保热水蓄热华光环能抽汽蓄能西子洁能储能技术固体蓄热龙源技术龙净环保供热机组电热锅炉高背压循环水供热光轴供热热泵供热NCB供热来源国金证券研究所十四五灵活性改造总投资及全负荷脱硝市场空间预测结论十四五期间灵活性改造总投资预计达1337-3072亿元对应全负荷脱硝产品市场约为30-986亿元中值假设下价值量占比近30假设1基于关于开展全国煤电机组改造升级的通知中提出的十四五期间完成2亿千瓦的火电灵活性改造目标作为中值考虑各省容量电价政策力度不一容量市场推进后实际竞价结果低于补贴标准上限引发实际改造规模不及预期设置18亿千瓦的低值考虑十三五实际完成量较低投资延后带来实际改造超预期设置23亿千瓦的高值2参考十三五期间机组改造的平均单位成本低值为743元KW中值为102元KW高值为1336元KW3假设平均单台容量介于大机组600MW与小机组350MW供热机组为主之间4参考公司全负荷脱硝产品的平均价格中值为1250万元台图表43十四五期间灵活性改造总投资及全负荷脱硝市场空间预测低值假设中值假设高值假设十四五期间灵活性改造规模亿千瓦18223平均改造成本元KW74310201336十四五期间灵活性改造总投资亿元133720403072平均单台容量MW600400350预期合计改造台数台300500657单台全负荷脱硝工程价格万元台100012501500十四五期间全负荷脱硝市场空间亿元300625986全负荷脱硝工程价值量占比224306321来源Wind中电联国金证券研究所我们建议重点关注青达环保东方电气电新组覆盖青达环保火电灵活性改造脱硝设备的龙头企业同时拓展蓄热设备业务热电厂在改造过程中涉及热电解耦需配套储热方案公司传统业务产品包括除渣设备敬请参阅最后一页特别声明18行业中期年度报告低温烟气余热深度回收系统用于火电煤耗降低及达标排放随着电力行业环保治理成效已较为显著传统业务增长趋于平稳灵活性改造设备的销售放量有望带来高弹性东方电气公司深耕发电设备制造60余年成为能源设备研究开发制造基地和电站工程承包龙头企业从火电设备水电设备含抽水蓄能向新能源设备拓展六电并举五业协同的多元化产业布局是其最大优势22资源与负荷区域性错配使电网投资需求空前十四五重点关注特高压221新型电力系统源荷分离跨区域输电工程重要性凸显沿海省份作为负荷中心新能源开发受限普遍依赖外送电新型电力系统转型面临的最大挑战是可再生资源无法被储存或运输传统电源临负荷而建的模式不再适用十三五供给侧改革明确东部不再新建火电而集中式新能源开发受制于土地电力本地供应增量仅来自核电与海上风电因此预计沿海地区电力本地供需缺口将持续存在对外送电的需求逐年增加图表44沿海省份本地普遍依赖外送电90002021全年发电量亿千瓦时2021全年用电量亿千瓦时800070006000500040003000200010000广东山东江苏浙江福建辽宁广西上海海南来源Wind国金证券研究所三北地区作为清洁电源中心普遍面临装机与消纳矛盾大型风光基地的集中式开发可以通过规模效应降低建造运行成本充分利用沙漠戈壁荒漠地区的风光资源预计十四五期间考虑内陆大基地和海风基地总新增装机将达到350GW占各省规划总量的一半但受制于本地负荷有限灵活性调节资源缺乏和外送通道不足三北地区部分省份弃风弃光率已接近或突破5红线解决新能源装机与消纳矛盾的可能路径包括1国家放松对弃风弃光率的考核但我们判断可能性较小2增加本地负荷但产业转移需要时间3火电灵活性改造腾出空间4增加外送通道5提高大基地配储比例图表45十四五期间重点发展九大清洁能源基地五大海上风电基地类型基地名称省份黑龙江松辽清洁能源基地吉林风光储一体化基地辽宁冀北清洁能源基地河北北部内蒙古黄河几字弯清洁能源基地风光火储一体化基地宁夏河西走廊清洁能源基地甘肃黄河上游清洁能源基地青海金沙江上游清洁能源基地四川风光水储一体化基地雅砻江流域清洁能源基地贵州金沙江下游清洁能源基地云南风光水火储一体化基地新疆清洁能源基地新疆敬请参阅最后一页特别声明19行业中期年度报告类型基地名称省份广东海上风电基地广东福建海上风电基地福建海上风电基地浙江海上风电基地浙江江苏海上风电基地江苏山东海上风电基地山东来源国家发改委国金证券研究所图表46十四五期间大基地风光装机合计贡献350GW图表47内蒙吉林陕西甘肃青海新疆弃风弃光以上率突破5红线5-弃风率5-弃光率十四五期间十五五期间地区2021A2022M1-M92021A2022M1-M9风光装机容量全国1915303297GW第一批大基地西藏5050-148-145本地消纳48GW外送-57-19-88-51消纳49GW青海风光装机容量风光装机容量蒙东26-554436200GW255GW沙漠戈壁大基地蒙西-39-361523本地消纳50GW外送本地消纳90GW外送消甘肃09-253529消纳150GW纳165GW新疆-23-023328陆上大基地合计350GW吉林21-033933来源北极星各省发改委官网国金证券研究所来源全国新能源消纳监测预警中心国金证券研究所222十四五主配网投资需求双高其中重点关注特高压源荷分离决定了大电网投资需求增加预计十四五期间特高压投资远超5000亿元第一批风光大基地规划风光装机总容量97GW已全部开工建设其中约50电量外送消纳预计通过提升已建输电通道利用效率共计可提升跨区域输电能力4200万千瓦基本满足了第一批大基地的外送需求第二批大基地规划十四五投产200GW原则上2023年并网其中约75电量外送消纳需新建特高压直流送出且新增通道输送可再生能源电量比重需超过50按800万千瓦输电能力的线路单条投资200亿元预计提效新增分别涉及投资1050亿元和1675亿元合计2725亿元其余仍有五条线路在前期工作中按照每条线路200亿计算仍需投资1000亿另有包括闽粤联网等多条交流特高压线路需要建设特高压合计投资额超5000亿规模较第一轮特高压建设周期翻倍图表48推动存量通道满送合计将提升4200万千瓦输电能图表49十四五期间建成及开工三交十三直力网架加强跨省区输电设计送目前送目前利加快配套电源送电能力万千瓦通道电能力电能力用率建设释放能力区域输电工程送端受端当前进度释放能力20222025青豫直流80040050400陇东-山东甘肃山东800京津准东直流120080067400华北蒙西-京津翼蒙西800翼上海庙-山东100053040470直流陕西-河南陕西河南600酒湖直流80055069250白鹤滩-江苏四川江苏已投产400800晋北-江苏直已全线贯80060075200白鹤滩-浙江四川浙江800流华东通锡泰直流100030030700陕西-安徽陕西安徽扎鲁特直流100064064360外电入浙na浙江800华中陕北-武汉陕西湖北已投产670800哈郑直流80054068260敬请参阅最后一页特别声明20