（報(bào)告出品方：東方證券）1.2022年行情回顧：電力跑贏大盤，火電盈利有彈性、綠電價(jià)值低估1.1.板塊表現(xiàn)：火電＞水電>風(fēng)電＞光伏發(fā)電2022 年初至 1

（報(bào)告出品方：東方證券）

1.2022年行情回顧：電力跑贏大盤，火電盈利有彈性、綠電價(jià)值低估

1.1.板塊表現(xiàn)：火電＞水電>風(fēng)電＞光伏發(fā)電

2022 年初至 11 月 4 日，滬深 300 指數(shù)漲跌幅-23.7%，申萬公用事業(yè)指數(shù)漲跌幅-15.7%，跑贏滬 深 300 指數(shù)，在 31 個(gè)申萬一級(jí)行業(yè)中位列第 15 位。其中電力指數(shù)漲跌幅-16.3%。電力子板塊中，2022 年年初至 11 月 4 日，火力發(fā)電、水力發(fā)電、光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電指數(shù)漲跌 幅分別為-8.87%、-9.98%、-24.39%、-23.80%。 火電板塊受到去年下半年起動(dòng)力煤價(jià)格高漲的持續(xù)影響，一季報(bào)出現(xiàn)較大面積虧損，且反轉(zhuǎn)預(yù)期 尚有分歧，一度出現(xiàn)明顯回撤。國(guó)家發(fā)改委推出的大力度保供穩(wěn)價(jià)措施逐步推進(jìn)，疊加市場(chǎng)電價(jià) 政策下結(jié)算電價(jià)普遍上浮，另外伴隨著上海等地區(qū)疫情形勢(shì)好轉(zhuǎn)，需求反彈，帶來電量電價(jià)齊升 以及成本端改善，半年報(bào)顯示虧損幅度明顯收窄。三季度動(dòng)力煤保供穩(wěn)價(jià)政策持續(xù)深入推進(jìn)，尤 其是“三個(gè) 100%”的要求下長(zhǎng)協(xié)煤履約預(yù)期向好，三季報(bào)顯示環(huán)比改善明顯，但仍受到大盤下 行壓力沖擊。

水電板塊上半年得益于其較高的業(yè)績(jī)確定性以及來水普遍偏豐，取得了明顯的相對(duì)收益。但下半 年以來，多地高溫干旱，多流域來水偏枯，來水量較去年同期有明顯下降，業(yè)績(jī)分化明顯，拖累 水電板塊表現(xiàn)，尤其是在 8 月其他子板塊股價(jià)反彈期間橫盤震蕩。 風(fēng)電、光伏發(fā)電方面， 業(yè)績(jī)并無明顯異常波動(dòng)，業(yè)績(jī)?cè)鲩L(zhǎng)主要來自裝機(jī)規(guī)模增長(zhǎng)。但受整體市場(chǎng) 風(fēng)格影響，其成長(zhǎng)屬性溢價(jià)有所折損。

2.2022年電力供需回顧及2023年展望

2.1.年內(nèi)電力供需回顧：波動(dòng)中持續(xù)增長(zhǎng)

截至 2022 年 9 月，我國(guó)全口徑電力裝機(jī)規(guī)模達(dá)到 2483.57GW，其中火電裝機(jī)占比達(dá)到 53%，較 2012 年的 72%下降了近 20 個(gè)百分點(diǎn)。2022 年內(nèi)總計(jì)新增裝機(jī)規(guī)模 107.57GW，包括火電新增 16.96GW、水電新增 14.84GW、核電新增 2.27GW、風(fēng)電新增 30.16GW、光伏新增 43.34GW。 發(fā)電量方面，2022 年 1~9 月，全口徑發(fā)電量達(dá)到 62565.5 億千瓦時(shí)，較去年同期增長(zhǎng) 3.9%。其 中火電占比達(dá)到 69%，風(fēng)、光占比合計(jì)首次超過 10%。

受疫情影響，3 月份起用電增速出現(xiàn)下滑跡象。2022 年 4 月，全社會(huì)用電量 6362 億千瓦時(shí)，3、 4 月份同比增速自 2 月的 18.5%開始快速收窄，至 4 月已與去年同期基本持平。其中，4 月第二產(chǎn) 業(yè)用電量 4468 億千瓦時(shí)，同比增速自今年 2 月的 16.7%收窄至 4 月的 0.4%。而后隨著夏季用電 高峰的到來以及疫情形勢(shì)趨穩(wěn)，5-8 月全社會(huì)用電量同比恢復(fù)快速增長(zhǎng)，至 8 月，全社會(huì)用電量 8520 億千瓦時(shí)，較去年同期同比增速恢復(fù)至 12%。9 月，高溫天氣結(jié)束疊加多地疫情反復(fù)壓制需 求回暖，全社會(huì)用電量再度下滑至 7092 億千瓦時(shí)，同比增速下滑至 2.1%。

2022 年受到疫情及房地產(chǎn)市場(chǎng)下滑影響，四大高耗能行業(yè)合計(jì)用電量較 2021 年增長(zhǎng)并不明顯， 1-8 月合計(jì)用電量為 15154 億千瓦時(shí)，較 2021 年同期增長(zhǎng) 2.4%；在第二產(chǎn)業(yè)中占比 40%，在全 社會(huì)用電量中占比 26%。其中，化學(xué)原料和化學(xué)制品制造業(yè)、有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)用電形勢(shì)相對(duì)較好，用電量同比分別增長(zhǎng) 8.7%和 8.2%；黑色金屬冶煉行業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)用電量 同比分別下降 4.4%和 4.1%。

2.2.預(yù)計(jì)2023年用電量增速有望達(dá)到6%

我們使用月度電量比例法對(duì) 2022 年四季度（10-12 月）的全社會(huì)用電量進(jìn)行預(yù)測(cè)。基于 2016- 2021 年數(shù)據(jù)，考慮到疫情因素的影響，在中性假設(shè)下，我們預(yù)計(jì)：（1）情景一，2022 年第四季 度用電量占前三季度用電量的比例為 35.06%；（2）情景二，2022年第四季度用電量占全年用電 量的比例為 26.02%。彈性預(yù)測(cè)結(jié)果顯示，在悲觀、中性、樂觀的假設(shè)下，2022 年全年用電量增 速分別為 4.2%、5.5%、6.0%。

展望2023年，目前預(yù)期疫情影響有望逐漸減小，但前幾年用電量基數(shù)已經(jīng)受到疫情影響，增速波 動(dòng)較大。我們采用過往 10 年的分產(chǎn)業(yè)用電量增速均值作為 2023 年分產(chǎn)業(yè)中性預(yù)期（其中包括 2012~2019 疫情前平穩(wěn)增長(zhǎng)期，以及 2020 疫情第一年極端情況、2021~2022 疫情第二~三年恢 復(fù)期數(shù)據(jù)，相對(duì)平滑，且將近年疫情、極端天氣等多方面因素綜合考慮在內(nèi)的結(jié)果）。 第一產(chǎn)業(yè)和居民用電主要受氣候因素影響，極端天氣（包括夏季高溫干旱或洪澇多降水、冬季低 溫多降雪等）較多則用電量增速較快，氣候正常則用電量增速穩(wěn)定。鑒于 2022年已經(jīng)受到極端天 氣影響，基數(shù)較大且處于歷史高位，我們認(rèn)為氣候的影響不對(duì)稱，向上影響相對(duì)較小、向下影響 相對(duì)較大。因此我們樂觀情景（極端天氣較多）增速上浮設(shè)定為 1%，悲觀情景（極端天氣較少） 中增速下浮設(shè)定為 2%。

第二產(chǎn)業(yè)和第三產(chǎn)業(yè)主要受到疫情防控影響，疫情防控收緊影響生產(chǎn)生活及服務(wù)業(yè)經(jīng)營(yíng)，用電量 增速下降；疫情穩(wěn)定，生產(chǎn)生活全面恢復(fù)，則用電量增速回歸平穩(wěn)。由于 2020~2022 年已經(jīng)受到 疫情較大影響，基數(shù)相對(duì)較小，我們認(rèn)為疫情的影響不對(duì)稱，向上影響較大、向下影響較小。因 此我們樂觀情景（疫情平穩(wěn)，復(fù)工復(fù)產(chǎn)）增速上浮設(shè)定為 2%，悲觀情景（疫情影響，停工停產(chǎn)） 增速下浮設(shè)定為 1%。 根據(jù)上述情景假設(shè)，我們測(cè)算得到 2023 年分產(chǎn)業(yè)用電量預(yù)測(cè)值。中性情景下，2023 年全社會(huì)用 電量將達(dá)到 92986 億千瓦時(shí)，較 2022 年同比增長(zhǎng) 6.0%。樂觀情景下，全社會(huì)用電量約 94595 億 千瓦時(shí)，較 2022 年同比增長(zhǎng) 7.8%；悲觀情景下，全社會(huì)用電量 91966 萬億千瓦時(shí)，較 2022 年 同比增長(zhǎng) 4.8%。

3.能源安全考量下的轉(zhuǎn)型路徑推演

3.1.中國(guó)的能源轉(zhuǎn)型：先立后破、通盤謀劃

今年以來，俄烏局勢(shì)嚴(yán)重影響歐洲能源價(jià)格，使得歐洲能源轉(zhuǎn)型升級(jí)面臨更大挑戰(zhàn)。歐洲能源的 對(duì)外依存度一直較高，2000 年至 2020 年從 56.3%上升至 57.5%；其中德國(guó) 2000 年能源對(duì)外依 存度為 59.4%，2020 年上升至 63.7%。2020 年歐盟石油進(jìn)口的 26.9%、煤炭進(jìn)口的 46.7%、天 然氣進(jìn)口的 41.1%來自于俄羅斯，且俄羅斯皆以絕對(duì)優(yōu)勢(shì)位列歐盟三種化石能源進(jìn)口來源國(guó)第一 位。以天然氣為例，大部分歐洲國(guó)家對(duì)俄羅斯天然氣的依賴程度較高（芬蘭 94%、德國(guó) 49%、意 大利 46%），俄烏沖突發(fā)生之后歐洲天然氣、電力價(jià)格持續(xù)攀升。

作為全球氣候政策堅(jiān)定的倡導(dǎo)者，近年來歐洲各國(guó)紛紛提出減少化石能源消費(fèi)總量，但近期能源 形勢(shì)變化促使歐洲放緩了放棄煤電的步伐，開始考慮加大化石能源投資以確保能源安全，保證經(jīng) 濟(jì)平穩(wěn)運(yùn)行，也導(dǎo)致在 2050 年碳中和目標(biāo)不變的前提下，后續(xù)減排壓力會(huì)更大。 今年 2 月 28 日（即俄烏沖突爆發(fā)后一周），德國(guó)經(jīng)濟(jì)部提出一份待立法草案，計(jì)劃加速風(fēng)能和太 陽能基礎(chǔ)設(shè)施擴(kuò)張，將 100%可再生能源供電的目標(biāo)提前至 2035 年（原計(jì)劃 2050 年）實(shí)現(xiàn)。內(nèi) 容包括：（1）考慮到前期在能源基礎(chǔ)設(shè)施如儲(chǔ)能方面投入不足，短期內(nèi)會(huì)加大化石能源投入以 確保能源安全；（2）加快中長(zhǎng)期可再生能源投入，從根本上解決歐洲天然氣供不應(yīng)求的問題。

歐洲能源供需局勢(shì)的變化可能會(huì)對(duì)中國(guó)的能源轉(zhuǎn)型規(guī)劃產(chǎn)生深遠(yuǎn)影響。今年兩會(huì)政府工作報(bào)告提 出“有序推進(jìn)碳達(dá)峰碳中和工作”：“推動(dòng)能源革命，確保能源供應(yīng)，立足資源稟賦，堅(jiān)持先立 后破、通盤謀劃，推進(jìn)能源低碳轉(zhuǎn)型。加強(qiáng)煤炭清潔高效利用，有序減量替代，推動(dòng)煤電節(jié)能降 碳改造、靈活性改造、供熱改造。推進(jìn)大型風(fēng)光電基地及其配套調(diào)節(jié)性電源規(guī)劃建設(shè)，提升電網(wǎng) 對(duì)可再生能源發(fā)電的消納能力。推進(jìn)綠色低碳技術(shù)研發(fā)和推廣應(yīng)用，建設(shè)綠色制造和服務(wù)體系， 推進(jìn)鋼鐵、有色、石化、化工、建材等行業(yè)節(jié)能降碳。堅(jiān)決遏制高耗能、高排放、低水平項(xiàng)目盲 目發(fā)展。推動(dòng)能耗‘雙控’向碳排放總量和強(qiáng)度‘雙控’轉(zhuǎn)變”。

《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》同時(shí)提出了“十四五”時(shí)期現(xiàn)代能源體系建設(shè)的主要目標(biāo)：到 2025 年，國(guó)內(nèi)能源年綜合生產(chǎn)能力達(dá)到 46 億噸標(biāo)準(zhǔn)煤以上，原油年產(chǎn)量回升并穩(wěn)定在 2 億噸水 平，天然氣年產(chǎn)量達(dá)到 2300 億立方米以上，發(fā)電裝機(jī)總?cè)萘窟_(dá)到約 30 億千瓦。單位 GDP 二氧 化碳排放五年累計(jì)下降 18%。到 2025 年，非化石能源消費(fèi)比重提高到 20%左右，非化石能源發(fā) 電量比重達(dá)到 39%左右，電氣化水平持續(xù)提升，電能占終端用能比重達(dá)到 30%左右。

我們認(rèn)為：“先立后破”將成為今后我國(guó)保障能源安全、實(shí)現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型的核心思想，我國(guó)特殊的 資源稟賦決定了傳統(tǒng)能源的發(fā)展和生存周期可能仍然較長(zhǎng)，其真正退出會(huì)是一個(gè)長(zhǎng)期的過程。但 保障能源安全的訴求并不意味著傳統(tǒng)化石能源將有長(zhǎng)期持續(xù)、顯著的增長(zhǎng)，在堅(jiān)定“雙碳”目標(biāo) 的前提下，中長(zhǎng)期的增量能源供給預(yù)計(jì)仍將倚重可再生能源的快速發(fā)展。

3.2.能源和電力結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型測(cè)算及推演

我們對(duì)碳中和路徑下一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)進(jìn)行了拆分測(cè)算。我們預(yù)計(jì)： （1）總能源需求達(dá)峰的時(shí)間可能為 2030 年左右，對(duì)應(yīng)約 64.7 億噸標(biāo)準(zhǔn)煤。 （2）煤炭需求在“十四五”期間整體處于峰值平臺(tái)期，“十五五”期間開始下降，之后下降的 斜率逐漸變大。 （3）石油消費(fèi)量“十四五”末峰，對(duì)應(yīng)約 10-11 億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，對(duì)外依存度可能仍不低于 70%。 （4）天然氣消費(fèi)量 2030 年前保持年化 4%-6%的較快增長(zhǎng)，達(dá)峰時(shí)間預(yù)計(jì)為 2030 年或稍晚。

在我們的測(cè)算情景下，化石能源消費(fèi)占比將從 2020 年的 84.4%下降至 66.5%以下（2030 年）、 5%以下（2060 年）；相應(yīng)的，非化石能源消費(fèi)占比將從 2020 年的 15.6%提高至超過 33.5% （2030 年）、超過 95%（2060 年）。 需要指出的是，出于電力系統(tǒng)安全、可靠、平衡的需求，煤電裝機(jī)規(guī)模的下降拐點(diǎn)可能并不會(huì)很 快出現(xiàn)。作為消耗化石能源的二次電力，煤電的發(fā)電量、裝機(jī)容量可能于 2030年左右實(shí)現(xiàn)達(dá)峰。 從一次電力的結(jié)構(gòu)變化預(yù)測(cè)看，除水電外，光伏發(fā)電、風(fēng)電、核電都將快速發(fā)展，并將在“十四 五”、“十五五”期間成為覆蓋增量用電需求的主力，并在2030年以后逐步對(duì)火電的電量份額進(jìn) 行替代。

預(yù)計(jì)到 2025 年、2030 年，我國(guó)電力總裝機(jī)將從 2020 年的 22 億千瓦分別達(dá)到 32.7 和 44.8 億千 瓦左右；風(fēng)電+光伏裝機(jī)占比由 2020 年的 24.3%分別提升至 39.1%和 52.2%。2025 年和 2030 年，風(fēng)電+光伏發(fā)電量占比預(yù)計(jì)由 2020 年的 9.5%分別提升至 19%和 28%。在一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)的拆分測(cè)算基礎(chǔ)上，我們同樣進(jìn)行了電力供給結(jié)構(gòu)的拆分預(yù)測(cè)。

火電：新能源的大規(guī)模替代是漸進(jìn)的過程，考慮到儲(chǔ)能（抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能等）規(guī)模、增速、 成本的約束，2030 年之前火電總裝機(jī)仍有增長(zhǎng)，預(yù)計(jì)于 2030 年左右達(dá)到峰值，約 15.6 億千瓦； 新增裝機(jī)中碳排放較小、調(diào)峰能力更強(qiáng)的燃?xì)獍l(fā)電比例將有所提升。用電需求的可觀增長(zhǎng)有望使 其利用小時(shí)數(shù)維持相對(duì)高位，并逐步開啟由基荷電源向靈活性調(diào)峰電源的角色轉(zhuǎn)變。 水電：優(yōu)質(zhì)的零碳能源，但受限于資源稟賦和經(jīng)濟(jì)性約束，未來增長(zhǎng)空間有限，理論天花板清晰 可見?！笆奈濉逼陂g將迎來金沙江、雅礱江的一輪投產(chǎn)，這是短期可預(yù)見的最后一輪投產(chǎn)高峰。

核電：可預(yù)見的時(shí)間內(nèi)，將仍以成熟的裂變核能應(yīng)用為主。未來十年將是三代核電技術(shù)開工投產(chǎn) 的高峰，中性預(yù)期下 2030 年的裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到目前的 2 倍以上。在安全性、經(jīng)濟(jì)性、技術(shù)迭代、 國(guó)家戰(zhàn)略的共同作用下，核電的遠(yuǎn)期發(fā)展空間彈性較大。 2025 年，風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機(jī)規(guī)模預(yù)計(jì)分別達(dá)到 6.1 億千瓦、6.7 億千瓦左右；2030 年，風(fēng)電、 太陽能發(fā)電裝機(jī)規(guī)模預(yù)計(jì)分別達(dá)到 10.6 億千瓦、12.8 億千瓦左右。

4.火電價(jià)值發(fā)現(xiàn)進(jìn)行時(shí)：盈利修復(fù)+綠電協(xié)同

截至 2022 年 9 月，火電裝機(jī)量達(dá)到 1313.74GW，2022 年年內(nèi)新增裝機(jī)規(guī)模 16.96GW。發(fā)電量 方面 2022 年 1~9 月，火電發(fā)電量 43544 億千瓦時(shí)，較去年同期增長(zhǎng) 1.0%。

4.1.長(zhǎng)協(xié)煤政策有望帶來成本端持續(xù)改善

2021 年底，隨著前一輪產(chǎn)地及港口的限價(jià)、供給放量等政策密集落地，動(dòng)力煤價(jià)格快速回落，已 基本企穩(wěn)。2022 年初受需求持續(xù)攀升以及國(guó)際能源市場(chǎng)持續(xù)緊張影響，動(dòng)力煤價(jià)格仍有小幅上漲 趨勢(shì)。2 月底，俄烏沖突爆發(fā)后，國(guó)際能源市場(chǎng)供需環(huán)境迅速惡化，全球能源市場(chǎng)價(jià)格快速上漲， 壓制了沿海電廠的進(jìn)口空間，對(duì)內(nèi)需求激增快速推高國(guó)內(nèi)動(dòng)力煤現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格，最高一度來到 1600 元/噸以上。3 月淡季特征初現(xiàn)加上水電啟動(dòng)較好形成了對(duì)火電的較早替代，需求轉(zhuǎn)弱，采購(gòu) 放緩，煤價(jià)開始回落。傳統(tǒng)淡季、水電替代與國(guó)內(nèi)疫情多點(diǎn)散發(fā)共振，壓制電力需求，終端電廠 前期庫(kù)存充足，補(bǔ)庫(kù)動(dòng)力不強(qiáng)，動(dòng)力煤現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格在 1300 元/噸左右水平維持近 4 個(gè)月。

至 8 月底，迎峰度夏與水電出力不足推動(dòng)庫(kù)存迅速消耗，煤價(jià)開啟上行通道。9 月~10 月，大秦線 鐵路事故、例行檢修以及部分線段出現(xiàn)疫情，導(dǎo)致發(fā)運(yùn)能力下降，港口庫(kù)存去化，支撐煤價(jià)高位 運(yùn)行，淡季不淡。10 月，在疫情擾動(dòng)及傳統(tǒng)淡季的影響下，供需兩端均走弱。 11~12 月來看，疫情的擾動(dòng)仍在持續(xù)，但程度有所緩解，對(duì)需求仍有壓制。暖冬預(yù)期較高，冬季 旺季可能不旺，但下半年以來的持續(xù)干旱壓制了水電出力，火電作為兜底保供需求得到支撐。全 年來看，雖然2022年年內(nèi)煤價(jià)最高點(diǎn)不及去年，且在高位維持時(shí)間也較短，但有較長(zhǎng)時(shí)間維持在 1300 元左右價(jià)格中樞波動(dòng)，疊加 9 月起的價(jià)格回彈，使得 2022 年全年均價(jià)仍有較大可能高于去 年，但從三季報(bào)情況來看，已有部分公司三季度實(shí)現(xiàn)扭虧，全年預(yù)期較去年仍相對(duì)樂觀。

2022 年 7 月 1 日，在國(guó)家發(fā)改委電視電話會(huì)議上相關(guān)負(fù)責(zé)人提出要嚴(yán)格落實(shí)“三個(gè) 100%”，即： 簽約率 100%全覆蓋：根據(jù)《2022 年煤炭中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作方案》，對(duì)于煤炭供應(yīng)企業(yè)， 簽訂的中長(zhǎng)期合同總量達(dá)到自有資源量 80%以上；對(duì)于用煤企業(yè)，簽訂的中長(zhǎng)期合同總量應(yīng) 100% 覆蓋去年實(shí)際用煤量及今年新增需求。 履約率 100%嚴(yán)要求：根據(jù)《2022 年煤炭中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作方案》，月度履約率不低于 80%，季度和年度履約率不低于 90%的要求升級(jí)至必須 100%執(zhí)行。 價(jià)格政策 100%強(qiáng)執(zhí)行：按照“303 號(hào)文”確定的中長(zhǎng)期交易價(jià)格合理區(qū)間執(zhí)行的比例達(dá)到 100%。

2022 年 10 月 31 日，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)特急文件《2023 電煤中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作方案》 對(duì)做 好 2023 年電煤中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作進(jìn)行了安排、部署。此次方案較 22 年的方案進(jìn)行了細(xì)節(jié) 調(diào)整，主要涵蓋供需、價(jià)格機(jī)制、履約要求等方面。 供需方面，從供應(yīng)端看，23 年的方案所規(guī)定的供應(yīng)方包括所有在產(chǎn)的煤炭生產(chǎn)企業(yè)，較 22 年相 比擴(kuò)大了范圍，增加了中長(zhǎng)期合同市場(chǎng)中的供給。而需求端來看，23 年的方案將范圍縮小至僅發(fā) 電和供熱用煤的企業(yè)，另外也新增了貿(mào)易商可作為中間環(huán)節(jié)簽訂合同的相關(guān)規(guī)定，為供需市場(chǎng)提 供更好的流動(dòng)性。擴(kuò)大的供給范圍和縮小的需求范圍，無疑將加大實(shí)際簽約的覆蓋率，充分體現(xiàn) 了保供的決心和力度。

價(jià)格方面，23 年的方案重申以產(chǎn)地價(jià)格計(jì)算的電煤中長(zhǎng)期合同必須嚴(yán)格按照《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān) 于進(jìn)一步完善煤炭市場(chǎng)價(jià)格形成機(jī)制的通知》(發(fā)改價(jià)格[2022)303 號(hào))、地方人民政府和有關(guān)部門 明確的價(jià)格合理區(qū)間簽訂和履約，以港口價(jià)格計(jì)算的電煤中長(zhǎng)期合同原則上應(yīng)按照“基準(zhǔn)價(jià)+浮動(dòng) 價(jià)”價(jià)格機(jī)制簽訂和執(zhí)行，不超過明確的合理區(qū)間。5500 大卡下水煤合同基準(zhǔn)價(jià)由 22 年的 700 元 /噸下調(diào)至 675 元/噸，根據(jù)“303 號(hào)文”及國(guó)家發(fā)改委第四號(hào)公告內(nèi)容要求，此舉也將限制動(dòng)力煤 現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格上限，保供與穩(wěn)價(jià)共同推進(jìn)。

履約要求方面，對(duì)于供應(yīng)端的合同簽訂比例進(jìn)行了細(xì)化，煤炭企業(yè)任務(wù)量不低于自有資源量的80%，動(dòng)力煤不低于75%。此外延續(xù)了此前提出的三個(gè)100%要求中的履約率100%要求，季度、年度履約率要達(dá)到100%，而月度之間可以供需雙方適當(dāng)調(diào)劑，提供了一定的靈活性。同時(shí)鼓勵(lì)“淡儲(chǔ)旺用”,原則上淡季月份分解量不低于旺季分解量的80%。23年的方案也對(duì)拒絕履約的行為進(jìn)行了具體表述，強(qiáng)調(diào)不得以未配置鐵路運(yùn)力、停產(chǎn)減產(chǎn)為由拒絕履約。

展望 2023 年，《2023 電煤中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作方案》中下調(diào)下水煤長(zhǎng)協(xié)基準(zhǔn)價(jià) 25 元/噸至 675 元/噸，結(jié)合 303 號(hào)文價(jià)格形成機(jī)制以及發(fā)改委第 4 號(hào)公告對(duì)于哄抬煤價(jià)的監(jiān)管和打擊，我們 預(yù)計(jì) 2023 年電煤現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格中樞也將較 2022 年有所下移?？紤]到俄烏沖突對(duì)全球能源市場(chǎng)的 影響逐漸減弱，進(jìn)口煤或重獲成本優(yōu)勢(shì)，對(duì)國(guó)內(nèi)市場(chǎng)價(jià)格形成額外下行壓力，我們預(yù)計(jì) 2023年電 煤現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格中樞在 1000-1200 元左右，較 2022 年有明顯下降。

長(zhǎng)協(xié)市場(chǎng)方面，煤炭中長(zhǎng)期交易價(jià)格在合理區(qū)間內(nèi)運(yùn)行時(shí)，燃煤發(fā)電企業(yè)可在現(xiàn)行機(jī)制下通過市 場(chǎng)化方式充分傳導(dǎo)燃料成本變化，鼓勵(lì)在電力中長(zhǎng)期交易合同中合理設(shè)置上網(wǎng)電價(jià)與煤炭中長(zhǎng)期 交易價(jià)格掛鉤的條款，有效實(shí)現(xiàn)煤、電價(jià)格傳導(dǎo)。煤炭?jī)r(jià)格超出合理區(qū)間時(shí)，將充分運(yùn)用《價(jià)格 法》等手段和措施，引導(dǎo)煤炭?jī)r(jià)格回歸合理區(qū)間。隨著政策端和基本面共同發(fā)力，煤炭?jī)r(jià)格上漲 除了逐步向電價(jià)端部分傳導(dǎo)，也有望逐漸向合理區(qū)間回歸。

2023 年的工作方案中重申了合同簽訂嚴(yán)格按照“303 號(hào)文”中規(guī)定的標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行，即下水煤中長(zhǎng)期 交易合理價(jià)格區(qū)間為 570~770 元/噸（含稅），與 22 年方案未發(fā)生改變，疊加更加嚴(yán)格的監(jiān)管要 求及措施，我們判斷 2023 年長(zhǎng)協(xié)煤價(jià)格總體趨勢(shì)可保持平穩(wěn)，與 2022 年基本一致。參考 2022 年的實(shí)際情況，合理價(jià)格區(qū)間為 570~770 元/噸，基準(zhǔn)價(jià)為 700 元/噸，長(zhǎng)協(xié)煤價(jià)格指數(shù)自 3 月起 始終保持在 720 元/噸的水平。根據(jù) 2023 年的方案，基準(zhǔn)價(jià)下調(diào) 25 元/噸至 675 元/噸，因此我們 認(rèn)為 2023 年長(zhǎng)協(xié)煤價(jià)格指數(shù)中樞在 720 元/噸基礎(chǔ)上也將有所下浮，成本端有望持續(xù)改善。

4.2.火電靈活性改造有望加速推進(jìn)，與風(fēng)光電協(xié)同價(jià)值凸顯

隨著新能源發(fā)電比例不斷升高，電力系統(tǒng)靈活性要求也隨之提高。受制于自然環(huán)境的波動(dòng)和變化， 風(fēng)電和光伏等新能源發(fā)電的出力是波動(dòng)的，使得電網(wǎng)系統(tǒng)的出力變化變得頻繁且波動(dòng)更加劇烈。季節(jié)性的影響也明顯限制了風(fēng)電、光伏發(fā)電的利用小時(shí)。2021 年核電/火電/水電平均利用小時(shí)數(shù) 分別為 7802/4448/3622 小時(shí)，風(fēng)電/光伏平均利用小時(shí)數(shù)受自然資源限制，顯著小于常規(guī)電源， 分別為 2232/1194 小時(shí)。高比例新能源發(fā)電的電力系統(tǒng)仍需常規(guī)電源作為支撐，而核火水 3 種常 規(guī)電源中，火電兜底作用最為明顯，2021 年火電以 54.9%的裝機(jī)規(guī)模占比，完成了高達(dá) 71.4%的 發(fā)電量。

另一方面，可再生能源的快速發(fā)展對(duì)電力系統(tǒng)靈活性提出更高的發(fā)展要求。由于電力系統(tǒng)靈活性 不足，出現(xiàn)了大量的棄風(fēng)、棄光問題， 2016 年全國(guó)棄風(fēng)率、棄光率分別高達(dá) 17.6%、10%。近 些年由于可再生能源發(fā)電消納保障措施的實(shí)施和靈活性資源投入加大，棄風(fēng)棄光率逐步回落。據(jù) 全國(guó)新能源消納監(jiān)測(cè)預(yù)警中心數(shù)據(jù)顯示，2022 年 1-9 月，我國(guó)平均棄風(fēng)率為 3.5%、平均棄光率 為 1.8%。

在碳中和碳達(dá)峰的大背景下，能源系統(tǒng)的低碳轉(zhuǎn)型中風(fēng)電和光伏發(fā)電將得到更大的發(fā)展空間，穩(wěn) 定性較差的風(fēng)電、光伏也將逐漸成為供電主力。隨著新能源的大規(guī)模并網(wǎng)，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段不 足的問題越來越突出，風(fēng)電、光伏所帶來的間歇性電力輸入沖擊問題可能會(huì)愈發(fā)明顯。在傳統(tǒng)的 電網(wǎng)結(jié)構(gòu)中,以火電為主的發(fā)電側(cè)是相對(duì)可控的一方,因此通常會(huì)利用發(fā)電側(cè)匹配用電側(cè)的負(fù)荷變 化。由于風(fēng)電、光伏發(fā)電穩(wěn)定性較差,一旦風(fēng)電、光伏占比過高,發(fā)電側(cè)將不再穩(wěn)定而成為不可控 因素,進(jìn)而增加輸配電及調(diào)峰的成本。

尤其是近年來受全球氣候變暖等因素影響，極端天氣時(shí)間趨 多趨強(qiáng)，用電負(fù)荷高企的同時(shí)發(fā)電能力顯著下降，供電保障成本極高。以風(fēng)電、光伏發(fā)電為代表 的間歇性可再生能源發(fā)電出力天然具有波動(dòng)性，隨著其出力占比的逐步提高，系統(tǒng)凈負(fù)荷波動(dòng)增 大，未來單純依靠火電和抽水蓄能的調(diào)節(jié)容量和調(diào)節(jié)能力無法滿足系統(tǒng)安全運(yùn)行的靈活性要求。 電力系統(tǒng)靈活性不足制約可再生能源消納的問題尚未得到根本性解決。

電力系統(tǒng)靈活性主要體現(xiàn)在：當(dāng)不確定性因素造成系統(tǒng)電力供應(yīng)大于需求時(shí)，系統(tǒng)可以“向下調(diào)節(jié)” 減少出力，從而減少發(fā)電被棄，盡快恢復(fù)供需平衡；當(dāng)不確定性因素造成系統(tǒng)電力供應(yīng)小于需求 時(shí)，系統(tǒng)可以“向上調(diào)節(jié)”增加出力，從而滿足負(fù)荷需求，避免負(fù)荷削減。電力系統(tǒng)向上靈活性與 系統(tǒng)的爬坡能力有關(guān)，對(duì)于系統(tǒng)的負(fù)荷供應(yīng)能力有較大影響。向上靈活性不足是導(dǎo)致電力短缺的 重要原因。而向下靈活性與系統(tǒng)減少常規(guī)機(jī)組出力的能力緊密相關(guān)，對(duì)系統(tǒng)的可再生能源消納能 力有較大影響。向下靈活性不足是造成棄風(fēng)、棄光的重要原因。

源、網(wǎng)、荷、儲(chǔ)是能源系統(tǒng)中的主要構(gòu)成部分，系統(tǒng)調(diào)度是以整體最優(yōu)為目標(biāo)，統(tǒng)籌安排源、網(wǎng)、 荷、儲(chǔ)各環(huán)節(jié)的運(yùn)行策略，充分發(fā)揮各類資源特點(diǎn)，以靈活高效的方式共同推動(dòng)系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行， 促進(jìn)清潔能源高效消納。

傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，靈活性資源主要以各類可調(diào)節(jié)電源及抽水蓄能電站為主。但隨著能源系統(tǒng)逐步 完善，電網(wǎng)運(yùn)行方式將更加靈活優(yōu)化，源網(wǎng)荷儲(chǔ)全環(huán)節(jié)都具有可挖掘的靈活性資源。如在電源側(cè)， 煤電裝機(jī)容量大，出力穩(wěn)定可控，是潛力最大的靈活性調(diào)節(jié)資源，氣電和水電調(diào)節(jié)性能出色也是 優(yōu)質(zhì)的靈活性資源。在儲(chǔ)能側(cè)，抽水蓄能可靠性高、調(diào)節(jié)性能出色，但選址受自然資源限制相對(duì) 較大；電化學(xué)儲(chǔ)能布局靈活，但目前大規(guī)模應(yīng)用仍存在一定安全隱患，且投資相對(duì)較高。而在電 網(wǎng)側(cè)和負(fù)荷側(cè)主要是通過機(jī)制體制的調(diào)整從而提高整體體系的運(yùn)營(yíng)效率，如電網(wǎng)側(cè)統(tǒng)籌送受端的 調(diào)峰安排，制定更加靈活的電網(wǎng)運(yùn)行方式，鼓勵(lì)跨省、跨區(qū)共享調(diào)峰與備用資源；負(fù)荷側(cè)需求響 應(yīng)有序用電的安排可以大幅減小電網(wǎng)日內(nèi)負(fù)荷波動(dòng)等等。

截至 2022 年 9 月，我國(guó)火電總裝機(jī)規(guī)模超過 13 億千瓦，通過靈活性改造若可增加 10%~20%調(diào) 峰深度，即可釋放 1.3 億~2.6 億千瓦調(diào)峰容量，為新能源電力的消納和電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行提供 有力支撐。 低負(fù)荷運(yùn)行方式調(diào)峰是常規(guī)火電的主導(dǎo)調(diào)峰方式。非供熱機(jī)組和非供熱期供熱機(jī)組最小出力為其 鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷，一般來說，單機(jī)容量 30 萬千瓦及以上機(jī)組，最小技術(shù)出力率為 50%；單機(jī) 容量 10 萬千瓦至 30 萬千瓦機(jī)組，最小技術(shù)出力率為 60%，單機(jī)容量 10 萬千瓦以下機(jī)組，最小 技術(shù)出力率為 80%。

對(duì)于火電機(jī)組的靈活性改造，根據(jù)調(diào)峰深度不同，改造的重點(diǎn)、難度和成本都有較大區(qū)別。主要 改造方向來看，靈活性改造涉及電廠內(nèi)部多個(gè)子系統(tǒng)的變化，可能需對(duì)機(jī)組設(shè)備的本體進(jìn)行改造， 也可能新建其他輔助設(shè)備。對(duì)燃料供應(yīng)系統(tǒng)、鍋爐系統(tǒng)、汽輪機(jī)系統(tǒng)、蒸汽水循環(huán)系統(tǒng)及儲(chǔ)熱系 統(tǒng)、控制和通信系統(tǒng)等幾個(gè)子系統(tǒng)進(jìn)行改造是提高火電機(jī)組靈活性最有效的手段，其中除控制和 通信系統(tǒng)外，熱電機(jī)組和純凝機(jī)組的改造范圍存在差異。

純凝機(jī)組來看，鍋爐的最低負(fù)荷取決于其燃燒穩(wěn)定性。低負(fù)荷時(shí)火焰穩(wěn)定性差，容易發(fā)生滅火事 故，降低了機(jī)組運(yùn)行安全性，改造路線主要從燃料供應(yīng)和鍋爐側(cè)入手，包括富氧燃燒、等離子穩(wěn) 燃技術(shù)和煤粉分離器改造等技術(shù)；另一方面，節(jié)能及環(huán)保指標(biāo)也是制約鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行的關(guān)鍵因 素，必須要保證低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)脫硝、除塵器和脫硫等系統(tǒng)的正常投運(yùn)，考慮因低負(fù)荷脫銷投運(yùn)可 能造成的空預(yù)器低溫腐蝕、空預(yù)器堵塞等煙氣化學(xué)處理系統(tǒng)問題的相關(guān)技術(shù)措施。

而對(duì)于供熱機(jī)組來看，一般較少涉及鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行問題，主要矛盾集中在熱電解耦的問題，涉 及兩個(gè)子系統(tǒng)為汽輪機(jī)系統(tǒng)，蒸汽、水循環(huán)及儲(chǔ)熱系統(tǒng)。改造技術(shù)包括兩類：一類是汽輪機(jī)本體 改造，包括高背壓技術(shù)、光軸改造技術(shù)和低壓缸零出力技術(shù)；另一類是增加電鍋爐、儲(chǔ)熱罐等熱 電解耦設(shè)備，增加熱電機(jī)組的調(diào)峰能力。 自 2016 年起，國(guó)家發(fā)改委及國(guó)家能源局連續(xù)出臺(tái)了多部政策文件推進(jìn)火電靈活性改造。

2016 年的《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中明確指出，“十三五”期間，“三北”地區(qū)熱電機(jī)組靈 活性改造約 1.33 億千瓦，純凝機(jī)組改造約 8200 萬千瓦；其它地區(qū)純凝機(jī)組改造約 450 萬千瓦。 改造完成后，增加調(diào)峰能力 4600 萬千瓦，其中“三北”地區(qū)增加 4500 萬千瓦。但根據(jù) 2021 年國(guó) 家電網(wǎng)發(fā)布的《國(guó)家電網(wǎng)有限公司服務(wù)新能源發(fā)展報(bào)告》中顯示，“十三五”期間，累計(jì)完成火 電機(jī)組改造 1.62 億千瓦，其中“三北”地區(qū)完成火電機(jī)組改造 8241 萬千瓦（完成率約 38%）， 增加調(diào)節(jié)能力 1501 萬千瓦（完成率約 33%），“三北”地區(qū)仍有較大提升空間。

2021 年 11月，在《關(guān)于開展全國(guó)煤電機(jī)改造升級(jí)的通知》中，明確“十四五”期間完成煤電機(jī)組靈 活性改造 2 億千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力 3000-4000 萬千瓦。2022 年 3 月，在《“十四五”現(xiàn)代能源 體系規(guī)劃》中，提及到 2025 年，靈活性電源占比達(dá)到 24%左右。重申力爭(zhēng)到 2025 年，煤電機(jī)組 靈活性改造規(guī)模累計(jì)超過 2 億千瓦，為火電靈活性改造預(yù)留較大增長(zhǎng)空間。 對(duì)于火電企業(yè)，多地區(qū)能監(jiān)局、能監(jiān)辦陸續(xù)推出電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)細(xì)則，明確火電機(jī)組參與 調(diào)峰可得到補(bǔ)償?shù)臉?biāo)準(zhǔn)，通過有效的市場(chǎng)調(diào)節(jié)手段，充分提高了火電企業(yè)參與靈活性改造的動(dòng)力。

我們測(cè)算了單體項(xiàng)目進(jìn)行火電靈活性改造的盈利情況。設(shè)置的基準(zhǔn)條件為： （1）300MW 純凝煤電機(jī)組，根據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，假設(shè)初始年利用小時(shí)數(shù)為 2021 年全國(guó) 6000 千瓦以上機(jī)組火電平均利用小時(shí)數(shù) 4448 小時(shí)，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗 302.5 克/千瓦時(shí)，廠用電率 4%； （2）煤價(jià)基準(zhǔn)采用國(guó)家發(fā)改委 303 號(hào)文規(guī)定的 5500 大卡秦皇島下水煤合理價(jià)值區(qū)間上限（即 770 元/噸），假設(shè) 100%長(zhǎng)協(xié)，假設(shè)基準(zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)為 439 元/兆瓦時(shí)（含稅）； （3）改造前最小技術(shù)出力 50%，根據(jù)利用小時(shí)數(shù)算得改造前平均負(fù)荷率為 50.8%；改造后最小 技術(shù)出力假設(shè) 30%，對(duì)應(yīng)的度電調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)假設(shè) 0.55 元/千瓦時(shí)，忽略容量補(bǔ)償；

（4）靈活性改造成本參考中電聯(lián)《煤電機(jī)組靈活性運(yùn)行與延壽運(yùn)行研究》報(bào)告中單位千瓦調(diào)峰 容量成本中樞值假設(shè)為1000元/千瓦，則300MW 機(jī)組由 50%出力降至30%出力可釋放 60MW 調(diào) 峰容量，對(duì)應(yīng)改造成本為 6000 萬元，假設(shè)改造成本分?jǐn)偰晗逓?0年，則年分?jǐn)偝杀?300 萬元； （5）假設(shè)該電廠每日參與深度調(diào)峰時(shí)長(zhǎng)為2.0小時(shí)，調(diào)整出力期間的爬坡效率為 1.5Pn/min，爬 坡期間以最低出力（30%）發(fā)電； （6）發(fā)電增值稅率 13%。

2021 年 5 月國(guó)家能源局下發(fā)《關(guān)于 2021 年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知》(國(guó)能發(fā)新 能〔2021〕25 號(hào))，改變風(fēng)電、光伏項(xiàng)目指標(biāo)的管理方式。同年 11 月《關(guān)于推進(jìn) 2021 年度電力 源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化和多能互補(bǔ)發(fā)展工作的通知》將組織推進(jìn)電源開發(fā)地點(diǎn)與消納市場(chǎng)均屬于本省 （區(qū)、市）的“一體化”項(xiàng)目審批權(quán)限正式下放給地方。自此各地對(duì)于新能源項(xiàng)目的規(guī)模指標(biāo)有了 更多配置方式，除了常見的“漁光互補(bǔ)”、“農(nóng)光互補(bǔ)”、“林光互補(bǔ)”等產(chǎn)業(yè)拉動(dòng)型政策，也 成為了上述推動(dòng)火電靈活性改造的重要方式，為火電企業(yè)提供了更多的轉(zhuǎn)型方式。

內(nèi)蒙、湖北、新疆、河南、山西、貴州等地還提出了將火電靈活性改造與新能源項(xiàng)目開發(fā)打捆的 形式共同開展?；痉绞綖榛痣娖髽I(yè)可以以通過靈活性改造新增的調(diào)峰能力為基準(zhǔn)乘以一定倍數(shù)， 獲得當(dāng)?shù)匦履茉错?xiàng)目開發(fā)指標(biāo)。以出臺(tái)相關(guān)政策的 6 個(gè)地區(qū)來看平均倍數(shù)達(dá)到 1.4 倍，除山西倍 數(shù)為 0.3 倍相對(duì)較低外，其余 5 地均超過 1 倍，貴州省更是達(dá)到 2 倍。 若按照《關(guān)于開展全國(guó)煤電機(jī)改造升級(jí)的通知》提出的“十四五”期間新增 3000-4000 萬千瓦調(diào) 峰能力測(cè)算，以平均 1.4 倍的系數(shù)配套新能源裝機(jī)，則通過火電靈活性改造配套新能裝機(jī)規(guī)?？?達(dá) 4200-5600 萬千瓦。

5.核電剛需屬性凸顯，“十四五”期間有望迎來加速

5.1.核電：發(fā)展空間廣闊的零碳基荷能源

截至 2022 年 6 月底，中國(guó)在運(yùn)核電機(jī)組 54 臺(tái)，總裝機(jī)容量為 5578 萬千瓦，位列全球第三；在 建及核準(zhǔn)核電機(jī)組 23 臺(tái)，繼續(xù)保持世界第一。核電是近零碳電源，也是目前看來很有可能大規(guī)模替代火電的基荷能源，雙碳目標(biāo)約束下，核電 在未來新型電力系統(tǒng)中的價(jià)值將愈發(fā)凸顯。我國(guó)發(fā)展核電的歷史較長(zhǎng)，但目前在電力供給結(jié)構(gòu)中 的占比仍然較小，與法國(guó)、美國(guó)等核電大國(guó)，以及世界平均水平相比均差距較大。過去制約我國(guó) 核電發(fā)展速度的主要因素，除了以日本福島核事故為代表的的安全因素考量外，根本原因在于核 電在之前的電力供給結(jié)構(gòu)中并非剛需。而在雙碳目標(biāo)提出后，核電的剛需屬性將愈發(fā)凸顯，這種 剛需主要體現(xiàn)在以不增加碳排放的方式提供充足且穩(wěn)定的電力供應(yīng)。

5.2.供需測(cè)算顯示：“十四五”可能是加速核電建設(shè)的絕佳時(shí)期

核電建設(shè)周期較長(zhǎng)（五年左右），因此十四五期間開工的機(jī)組無法在十四五期間貢獻(xiàn)增量。考慮 到十五五期間是“碳達(dá)峰”的沖刺階段，火電發(fā)電量的峰值預(yù)計(jì)出現(xiàn)在 2027-2028 年左右，且按 照以上測(cè)算，十四五期間火電電量預(yù)計(jì)有明顯增長(zhǎng)，十五五期間火電碳達(dá)峰壓力較大。因此，一 旦火電發(fā)電量增長(zhǎng)放緩甚至停止，電量缺口將再次凸顯，而加速提高核電占比成為必選項(xiàng)。考慮 到十五五期間及以后對(duì)于核電電量的剛性需求，十四五期間是開始加速核電建設(shè)的絕佳時(shí)期。

電量需求方面，假設(shè)未來十年年化用電量增速實(shí)現(xiàn) 4.5%-5%。考慮 10 年后的新增電力供給：假 設(shè)水電較 2020 年有 3000 億千瓦時(shí)增量；風(fēng)電、太陽能發(fā)電增速較高，給予未來十年新增 1300- 1600GW 的預(yù)期；假設(shè)火電裝機(jī)達(dá)峰規(guī)模較 2020 年增長(zhǎng) 140-200GW，2030 年發(fā)電小時(shí)數(shù)為 4500 小時(shí)。電量供給平衡及核電新建需求測(cè)算結(jié)果顯示，中性情景下（剔除負(fù)值后，7 個(gè)有效測(cè) 算結(jié)果的中位數(shù)），十四五期間需累計(jì)開工（十五五期間投產(chǎn)）核電裝機(jī) 76GW。按照單臺(tái)機(jī)組 1.2GW 計(jì)算，對(duì)應(yīng)新建數(shù)量 63 臺(tái)。

6.風(fēng)光裝機(jī)高速增長(zhǎng)，催生抽水蓄能加速發(fā)展機(jī)遇

6.1.抽水蓄能：兼具經(jīng)濟(jì)性、可靠性的電網(wǎng)側(cè)靈活性資源主力

“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)下，隨著風(fēng)電、光伏等新能源規(guī)?；焖侔l(fā)展，其隨機(jī)性、波動(dòng)性、間歇性特 征，將給電網(wǎng)系統(tǒng)帶來沖擊，對(duì)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力建設(shè)提出更高要求。在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、風(fēng)光電 裝機(jī)規(guī)模不斷提升的背景下，儲(chǔ)能技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)用是平抑發(fā)電側(cè)波動(dòng)、保障電網(wǎng)安全，進(jìn)而提 升電力系統(tǒng)可靠性的必由之路。

不同的儲(chǔ)能技術(shù)具有不同的性能特征，適用于不同場(chǎng)景。抽水蓄能具備可靠、經(jīng)濟(jì)和使用壽命長(zhǎng) 等特點(diǎn)，是解決新能源消納最為成熟的手段，因此是我國(guó)最主要的儲(chǔ)能方式?？煽啃苑矫?，抽水 蓄能裝機(jī)容量大，通常達(dá) GW 級(jí)別，且相比其他儲(chǔ)能技術(shù)可持續(xù)放電時(shí)間更長(zhǎng)、調(diào)節(jié)范圍更廣。 經(jīng)濟(jì)性方面， 根據(jù)南網(wǎng)儲(chǔ)能公司公告引用數(shù)據(jù)，抽水蓄能的能源轉(zhuǎn)化效率達(dá) 75%-83% 、 度電成 本 0.21-0.25 元/KWh ，成本優(yōu)勢(shì)較為明顯，具有較強(qiáng)經(jīng)濟(jì)性。壽命周期方面， 抽水蓄能設(shè)備整 體周期可達(dá) 40 年，相比其他儲(chǔ)能方式優(yōu)勢(shì)明顯。

近年來，中國(guó)抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模穩(wěn)健增長(zhǎng)。根據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，截至 2021 年底，我國(guó)已投產(chǎn) 抽水蓄能電站總規(guī)模為 3639 萬千瓦，2011-2021 年期間抽水蓄能裝機(jī)年復(fù)合增速為 7.07%。全 球抽水蓄能市場(chǎng)來看，2021 年中國(guó)抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模占世界總量的 20%，已投運(yùn)抽水蓄能 電站規(guī)模居世界首位。

美國(guó)、德國(guó)、法國(guó)、日本、意大利等國(guó)家中，以抽水蓄能和燃?xì)怆娬緸橹黧w的調(diào)節(jié)電源發(fā)展較快， 抽水蓄能和燃?xì)怆娬驹陔娏ο到y(tǒng)中的比例均超過 10%。截至 2020 年底，意大利、美國(guó)、日本、 德國(guó)、法國(guó)占比分別達(dá)到 55.2% 、44.3% 、32.3% 、15.5% 、13.1%，其中抽水蓄能占比分別為 6.6% 、2.0% 、8.0% 、2.7% 、4.3% 。我國(guó)抽水蓄能和燃?xì)怆娬菊急葍H 6% 左右，其中抽水蓄 能占比約 1.4%，與發(fā)達(dá)國(guó)家相比仍有較大差距。由于我國(guó)油氣資源稟賦相對(duì)匱乏，燃?xì)庹{(diào)峰電站 發(fā)展空間有限，因此發(fā)展抽水蓄能具有必要性。 另一方面，中國(guó)抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模占風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)比重由 2014 年的 18% 下降至 2021 年 的 6%，抽水蓄能裝機(jī)增長(zhǎng)速度遠(yuǎn)低于風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)增長(zhǎng)速度。未來，隨著風(fēng)光電大規(guī)模 并網(wǎng)，電力系統(tǒng)對(duì)抽水蓄能的需求缺口較大。

6.2.“633”號(hào)文新機(jī)制有望顯著提升抽水蓄能運(yùn)營(yíng)收益

抽水蓄能電站是建設(shè)新型電力系統(tǒng)的重要支撐，近年來利好政策持續(xù)出臺(tái)。2021 年 5 月發(fā)改委印 發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕633 號(hào)），明確了兩部 制電價(jià)機(jī)制，并對(duì)容量電價(jià)的核定辦法、電量電價(jià)的形成機(jī)制進(jìn)一步完善。穩(wěn)定的回報(bào)機(jī)制、清 晰的成本疏導(dǎo)路徑，有望吸引更多市場(chǎng)化主體參與抽水蓄能電站開發(fā)投資。2021 年 9 月，國(guó)家能 源局發(fā)布《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》，提出到 2025 年抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模 6200 萬千瓦以上；到 2030 年，投產(chǎn)總規(guī)模 1.2 億千瓦左右。

“633 號(hào)文”明確，抽水蓄能電站的容量電價(jià)按照經(jīng)營(yíng)期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率 6.5%核定。在電力 現(xiàn)貨市場(chǎng)已形成的區(qū)域，抽水蓄能電站執(zhí)行的電量電價(jià)可通過峰谷電價(jià)價(jià)差獲利。當(dāng)前，我國(guó)正 在積極推動(dòng)現(xiàn)貨市場(chǎng)的建設(shè)，且政策層面也在引導(dǎo)形成峰谷價(jià)差明顯的分時(shí)電價(jià)機(jī)制。2020 年 7 月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，明確指出優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制并強(qiáng) 化執(zhí)行，加強(qiáng)分時(shí)電價(jià)機(jī)制的實(shí)施保障，合理拉大峰谷電價(jià)差。市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)成熟后，抽水蓄能電站 有望通過分時(shí)價(jià)差，獲取調(diào)峰價(jià)值的收益。此外，根據(jù)“633 號(hào)文”，為推動(dòng)抽水蓄能電站作為獨(dú)立市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)，未來抽水蓄能電站有望參與電力中長(zhǎng)期交易、現(xiàn)貨市場(chǎng)交易、輔助服務(wù) 市場(chǎng)，收益來源有望多元化。

除了有對(duì)應(yīng)資本金內(nèi)部收益率 6.5%的容量電價(jià)收益，據(jù)我們測(cè)算，一座 100 萬千瓦裝機(jī)的抽水 蓄能電站，在 633 號(hào)文價(jià)格機(jī)制下，有望實(shí)現(xiàn)每年 0.88 億元的電量電價(jià)收益；且電量電價(jià)收益具有較大彈性。

（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(qǐng)參閱報(bào)告原文。）

精選報(bào)告來源：【未來智庫(kù)】