電力行業(yè)中期策略：煤電周期上行在途，電改引領(lǐng)價值重估

　　2023 年下半年展望：煤電周期上行在途，電改引領(lǐng)價值重估

　　1、電量展望：疫后復蘇背景下電力消費高增速可期

　　電力消費展望：疫后經(jīng)濟復蘇超預期，用電量增速或?qū)⑦_到 6%。2023 年 4 月，國家統(tǒng)計 局發(fā)布一季度國民經(jīng)濟數(shù)據(jù)，2023 年一季度國內(nèi)生產(chǎn)總值同比增長 4.8%，環(huán)比增長 1.3%， 實現(xiàn)國民經(jīng)濟平穩(wěn)開局。在經(jīng)濟恢復推動下，全社會用電量增長也有望在年內(nèi)實現(xiàn)高增速。 2023 年 1 月 19 日，中電聯(lián)發(fā)布《2023 年度全國電力供需形勢分析預測報告》，預計 2023 年全國全社會用電量 9.15 萬億千瓦時，比 2022 年增長 6%左右。

　　電力消費高增速的預期背景下，煤電電量高增速可期。在電力需求增量空間擴大和新能源 電量占比較低的前提下，即便新能源保持發(fā)電量高增速，也無法全部消化電力需求增量空 間。而刨去裝機和利用小時數(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填補。據(jù)我們測算，假定 2023年煤電機組裝機新增 4000 萬千瓦，氣電裝機新增 1000 萬千瓦，水電裝機新增 500 萬千瓦，核電裝機新增 150 萬千瓦，風電裝機新增 7000 萬千瓦，光伏裝機新增 11000 萬千瓦。即便水電發(fā)電量和 2021 年來水較好的情況持平，在 6%的全社會用電量增速下，煤電電量的增速將可達到 3.58%。而據(jù)中新網(wǎng)報道，今年以來，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 期，煤電電量增速有望進一步抬升。

　　風光電量仍將保持高增速增長，滲透率有望年內(nèi)突破 15%。2023 年 4 月 6 日，國家能源局 發(fā)布《2023 年能源工作指導意見》，提出“非化石能源發(fā)電裝機占比提高到 51.9%左右， 風電、光伏發(fā)電量占全社會用電量的比重達到 15.3%。”的目標。我們假設(shè) 2023 年年內(nèi)新 增風電和光伏并網(wǎng)裝機可達18000萬千瓦左右，根據(jù)測算(基準情景下)，風電與光伏發(fā)電 量之和的占比可提升至 16.1%。 風光持續(xù)快速滲透，消納壓力或?qū)@現(xiàn)。我們認為，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題，輔助服務(wù)費用或?qū)⒊霈F(xiàn)指數(shù)式的上升。以國內(nèi)情況為例，2019 年全國新能源電量占比為 7%，國家能源局公布全國輔助服務(wù)費用占全社會電費比例為 1.47%;而根據(jù)山西電力現(xiàn)貨市場的經(jīng)驗，在 2022年新能源電量占比達到 16%時，其輔助 服務(wù)電費占全社會電費比例為5%左右。因此，在新能源滲透率翻一番時，輔助服務(wù)費用即 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、電價展望：電價隨市場化改革推進持續(xù)高位，多角度實現(xiàn)上漲

　　從電價角度看，隨著電力市場化改革的不斷推進，市場化電量占比不斷提高，各地現(xiàn)貨市 場建設(shè)的不斷開展，電價有望從電能量、輔助服務(wù)和容量三部分實現(xiàn)多角度上漲。 電能量方面，2023 年年度電力長協(xié)簽訂完畢，部分省份年度交易價格上漲明顯。同時，月 度交易價格中電網(wǎng)代理購電均價也出現(xiàn)同比進一步上漲的情況。電能量價格部分已經(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格建立疏導機制。 廣東省能源局在《關(guān)于 2023 年電力市場交易有關(guān)事項的通知》(粵能電力〔2022〕90 號) 中提出“一次能源價格波動傳導機制”，即允許綜合煤價高于一定值時，煤機平均發(fā)電成本 超過允許上浮部分將按照一定比例疏導至工商業(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%上限限價的增量上漲。

　　輔助服務(wù)方面，隨著新能源對電力系統(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)用費用有望受益于供 需關(guān)系實現(xiàn)價格上漲。在“誰提供、誰獲利;誰受益、誰承擔”的輔助服務(wù)市場原則下， 輔助服務(wù)費用分攤范圍將從原先的發(fā)電側(cè)電源端“零和博弈”擴展至包括新能源在內(nèi)的發(fā) 電機組和市場用戶。根據(jù)山西電力現(xiàn)貨市場的經(jīng)驗，在 2022 年新能源電量占比達到 16% 時，其輔助服務(wù)電費占全社會電費比例為 4-5%，相較于全國水平已經(jīng)出現(xiàn)明顯上漲。因此， 隨著全國新能源滲透率在年內(nèi)突破 15%，輔助服務(wù)費用分攤或?qū)⒂型麑崿F(xiàn)新一輪的可觀上 漲。

　　容量補償機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 和波動性，無法獨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， 長期來看發(fā)電利用小時數(shù)將持續(xù)下滑，難以通過發(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， 隨著全國統(tǒng)一電力市場的建立和電價機制的理順，有必要作為獨立的電價組成部分納入電 價體系內(nèi)。隨著“十四五”期間新一批煤電機組的核準潮和開工潮，在煤電電量增長有限 而裝機容量增長較快的情況下，容量補償機制有望適時建立推廣。

　　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)強力增產(chǎn)保供，價格雙軌制穩(wěn)定火電成本。自 2022年 2月國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一 步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，規(guī)定秦皇島港下水煤(5500 千卡)中長期交易價 格范圍為每噸 570~770 噸(含稅)以來，電煤實質(zhì)上以“既保量又保價”的狀態(tài)進入了行 政化保供狀態(tài)。隨著發(fā)改委加大電煤長協(xié)保供力度，提出“嚴格落實三個 100%(即電煤 保供簽約率 100%，履約率 100%，執(zhí)行合理的價格區(qū)間 100%)”，電煤長協(xié)簽約率、尤其 是履約率有所上行。 煤炭供給方面，國內(nèi)晉陜蒙煤礦產(chǎn)能利用率持續(xù)高位運行，同時海外進口量大幅增加。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%，國內(nèi)供給有所增加。同時，一季度煤炭進口量大增至 1.02 億噸，為近三年以來新高。

　　國內(nèi)煤價逐步趨穩(wěn)，海外回歸基本面煤價中樞下移。煤炭增產(chǎn)保供力度不減，下游需求疲 軟疊加進口煤沖擊，國內(nèi)動力煤現(xiàn)貨價自 2022 年 11 月開始逐步走低，至 2023 年 4 月中 旬回落至 1000 元/噸左右。長協(xié)-現(xiàn)貨價差由近 800 元/噸收窄至 300 元/噸內(nèi)，“雙軌制”價格 倒掛情況有所緩解，國內(nèi)價格逐步趨穩(wěn)。此外，俄烏沖突對能源價格的事件性沖擊影響逐 漸回落，能源價格趨勢重新回歸基本面，疊加歐洲“暖冬”因素影響，國際煤價自 2022年 10 月開始逐步回落，至 2023 年 4 月中旬 5500K 澳煤價格降至約 120 美元/噸左右。展望年 內(nèi)，電煤長協(xié)的實際覆蓋比例有望進一步提升，而現(xiàn)貨煤價有望趨穩(wěn)，海外回歸基本面后 進口煤價格中樞較 2022 年有望下移，電煤的供需緊張程度有望實現(xiàn)相對緩解。

　　4、煤電價值展望：電力供需矛盾或?qū)⒃俣燃せ袌龌七M重塑煤電價值

　　尖峰負荷有望持續(xù)高增長，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)用電則相對平穩(wěn))，最大負荷 增速會高于全社會用電量增速，經(jīng)驗值約為 1 個百分點。對比最大負荷增速(基于用電量 增速+1%的估算值)和全國主要電網(wǎng)合計最高用電負荷來看，“十三五”至今相似度較高， 因此以最大負荷增速(估算)作為對年最大負荷增速的估計。2021 年全國最高用電負荷為 11.92 億千瓦，出現(xiàn)于“迎峰度夏”;2022 年國家電網(wǎng)已出現(xiàn)的最高負荷為 10.69 億千瓦，南 方電網(wǎng)已出現(xiàn)的最高負荷為 2.23 億千瓦，合計 12.92 億千瓦。以 2023 年尖峰負荷增速為 7%計，我們預計 2023 年最高需求有望達到 13.48 億千瓦。

　　頂峰裝機容量裕度或?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 機為 2021 年左右開工建設(shè)項目，我們預計投產(chǎn)規(guī)模約為 4000 萬千瓦;水電核電可投產(chǎn)裝 機為“十三五”中期開工建設(shè)項目，預計合計投產(chǎn)規(guī)模為 1000萬千瓦。據(jù)我們計算，2023年 內(nèi)頂峰容量約為 15.1 億千瓦，將首度少于全國用電尖峰負荷(含備用)。2023 年 1 月 19 日，中電聯(lián)發(fā)布《2023 年度全國電力供需形勢分析預測報告》，預計 2023 年全國電力供需總體緊平衡，部分區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊。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 來缺電情況推動，自 2021年四季度以來，火電投資額逆轉(zhuǎn)持續(xù)多年的下跌趨勢，迎來上升 拐點，增速逐月提高。從項目核準情況來看，2021 年 9 月底限電事件發(fā)生后，煤電項目核 準重新提速，四季度核準項目裝機達 11GW。2022 年煤電項目新增核準節(jié)奏持續(xù)保持，全 年累計核準煤電項目裝機 75GW(不完全統(tǒng)計)，2023 年新增核準裝機有望維持 80GW。

　　火電裝機產(chǎn)能釋放存在周期，無法在短期內(nèi)緩解電力供需矛盾。從建設(shè)周期的角度看，煤 電機組項目從開工建設(shè)到最終并網(wǎng)投產(chǎn)大約耗時將近 20 個月。除此之外，新增煤電項目還 需要完成準備相關(guān)材料，集團內(nèi)部投資決策，及項目報建審批等一系列前期工作，所需時 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。我們認為，2022-2023 年的 煤電項目核準潮最早也是在“十四五”末期才能真正實現(xiàn)投產(chǎn)運營，電力供應(yīng)短缺的局面 在短期內(nèi)緩解難度較大。 “十四五”末煤電新增核準潮將落地，市場化機制推進有望助力重塑煤電價值。 2023 年 1 月 4 日，國家能源局發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書(征求意見稿)》，提出“2030 年前煤 電裝機和發(fā)電量仍將適度增長”。在新能源高比例快速滲透下，煤電發(fā)電量和利用小時數(shù)或 將有所下滑，為新能源出讓發(fā)電空間。然而在我國電力需求仍維持穩(wěn)步增長趨勢，尖峰負 荷特征日益凸顯的背景下，新能源裝機比重持續(xù)增加卻未能形成電力供應(yīng)的可靠替代，電 力供應(yīng)安全形勢嚴峻，導致電力系統(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，即裝機建設(shè)容量繼續(xù)提高、利用小時數(shù)逐步縮減的“增容減量”。在全 年發(fā)電利用小時數(shù)下降的情況下，煤電無法依賴目前的電量電價實現(xiàn)保本微利。為了解決 煤電存量機組生存及增量機組投資積極性的問題，電力系統(tǒng)性的成本需要逐步疏導至用戶 終端，需要容量補償機制的支持。容量補償機制作為煤電定位轉(zhuǎn)型的保障，也有望因電力 供需緊缺進一步發(fā)掘和重塑煤電資產(chǎn)的價值。

　　(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請參閱報告原文。)

　　來源：未來智庫 　報告出品方/作者：信達證券，李春馳