1.1.板塊表現：火電＞水電>風電＞光伏發電
2022 年初至 11 月 4 日，滬深 300 指數漲跌幅-23.7%，申萬公用事業指數漲跌幅-15.7%，跑贏滬 深 300 指數，在 31 個申萬一級行業中位列第 15 位。其中電力指數漲跌幅-16.3%。電力子板塊中，2022 年年初至 11 月 4 日，火力發電、水力發電、光伏發電、風力發電指數漲跌 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力煤價格高漲的持續影響，一季報出現較大面積虧損，且反轉預期 尚有分歧，一度出現明顯回撤。國家發改委推出的大力度保供穩價措施逐步推進，疊加市場電價 政策下結算電價普遍上浮，另外伴隨著上海等地區疫情形勢好轉，需求反彈，帶來電量電價齊升 以及成本端改善，半年報顯示虧損幅度明顯收窄。三季度動力煤保供穩價政策持續深入推進，尤 其是“三個 100%”的要求下長協煤履約預期向好，三季報顯示環比改善明顯，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績確定性以及來水普遍偏豐，取得了明顯的相對收益。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，業績分化明顯，拖累 水電板塊表現，尤其是在 8 月其他子板塊股價反彈期間橫盤震蕩。 風電、光伏發電方面， 業績并無明顯異常波動，業績增長主要來自裝機規模增長。但受整體市場 風格影響，其成長屬性溢價有所折損。
2.1.年內電力供需回顧：波動中持續增長
截至 2022 年 9 月，我國全口徑電力裝機規模達到 2483.57GW，其中火電裝機占比達到 53%，較 2012 年的 72%下降了近 20 個百分點。2022 年內總計新增裝機規模 107.57GW，包括火電新增 16.96GW、水電新增 14.84GW、核電新增 2.27GW、風電新增 30.16GW、光伏新增 43.34GW。 發電量方面，2022 年 1~9 月，全口徑發電量達到 62565.5 億千瓦時，較去年同期增長 3.9%。其 中火電占比達到 69%，風、光占比合計首次超過 10%。
受疫情影響，3 月份起用電增速出現下滑跡象。2022 年 4 月，全社會用電量 6362 億千瓦時，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 業用電量 4468 億千瓦時，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趨穩，5-8 月全社會用電量同比恢復快速增長，至 8 月，全社會用電量 8520 億千瓦時，較去年同期同比增速恢復至 12%。9 月，高溫天氣結束疊加多地疫情反復壓制需 求回暖，全社會用電量再度下滑至 7092 億千瓦時，同比增速下滑至 2.1%。
2022 年受到疫情及房地產市場下滑影響，四大高耗能行業合計用電量較 2021 年增長并不明顯， 1-8 月合計用電量為 15154 億千瓦時，較 2021 年同期增長 2.4%；在第二產業中占比 40%，在全 社會用電量中占比 26%。其中，化學原料和化學制品制造業、有色金屬冶煉和壓延加工業用電形勢相對較好，用電量同比分別增長 8.7%和 8.2%；黑色金屬冶煉行業、非金屬礦物制品業用電量 同比分別下降 4.4%和 4.1%。
2.2.預計2023年用電量增速有望達到6%
我們使用月度電量比例法對 2022 年四季度（10-12 月）的全社會用電量進行預測。基于 2016- 2021 年數據，考慮到疫情因素的影響，在中性假設下，我們預計：（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%。彈性預測結果顯示，在悲觀、中性、樂觀的假設下，2022 年全年用電量增 速分別為 4.2%、5.5%、6.0%。
展望2023年，目前預期疫情影響有望逐漸減小，但前幾年用電量基數已經受到疫情影響，增速波 動較大。我們采用過往 10 年的分產業用電量增速均值作為 2023 年分產業中性預期（其中包括 2012~2019 疫情前平穩增長期，以及 2020 疫情第一年極端情況、2021~2022 疫情第二~三年恢 復期數據，相對平滑，且將近年疫情、極端天氣等多方面因素綜合考慮在內的結果）。 第一產業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定。鑒于 2022年已經受到極端天 氣影響，基數較大且處于歷史高位，我們認為氣候的影響不對稱，向上影響相對較小、向下影響 相對較大。因此我們樂觀情景（極端天氣較多）增速上浮設定為 1%，悲觀情景（極端天氣較少） 中增速下浮設定為 2%。
第二產業和第三產業主要受到疫情防控影響，疫情防控收緊影響生產生活及服務業經營，用電量 增速下降；疫情穩定，生產生活全面恢復，則用電量增速回歸平穩。由于 2020~2022 年已經受到 疫情較大影響，基數相對較小，我們認為疫情的影響不對稱，向上影響較大、向下影響較小。因 此我們樂觀情景（疫情平穩，復工復產）增速上浮設定為 2%，悲觀情景（疫情影響，停工停產） 增速下浮設定為 1%。 根據上述情景假設，我們測算得到 2023 年分產業用電量預測值。中性情景下，2023 年全社會用 電量將達到 92986 億千瓦時，較 2022 年同比增長 6.0%。樂觀情景下，全社會用電量約 94595 億 千瓦時，較 2022 年同比增長 7.8%；悲觀情景下，全社會用電量 91966 萬億千瓦時，較 2022 年 同比增長 4.8%。
3.1.中國的能源轉型：先立后破、通盤謀劃
今年以來，俄烏局勢嚴重影響歐洲能源價格，使得歐洲能源轉型升級面臨更大挑戰。歐洲能源的 對外依存度一直較高，2000 年至 2020 年從 56.3%上升至 57.5%；其中德國 2000 年能源對外依 存度為 59.4%，2020 年上升至 63.7%。2020 年歐盟石油進口的 26.9%、煤炭進口的 46.7%、天 然氣進口的 41.1%來自于俄羅斯，且俄羅斯皆以絕對優勢位列歐盟三種化石能源進口來源國第一 位。以天然氣為例，大部分歐洲國家對俄羅斯天然氣的依賴程度較高（芬蘭 94%、德國 49%、意 大利 46%），俄烏沖突發生之后歐洲天然氣、電力價格持續攀升。
作為全球氣候政策堅定的倡導者，近年來歐洲各國紛紛提出減少化石能源消費總量，但近期能源 形勢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 濟平穩運行，也導致在 2050 年碳中和目標不變的前提下，后續減排壓力會更大。 今年 2 月 28 日（即俄烏沖突爆發后一周），德國經濟部提出一份待立法草案，計劃加速風能和太 陽能基礎設施擴張，將 100%可再生能源供電的目標提前至 2035 年（原計劃 2050 年）實現。內 容包括：（1）考慮到前期在能源基礎設施如儲能方面投入不足，短期內會加大化石能源投入以 確保能源安全；（2）加快中長期可再生能源投入，從根本上解決歐洲天然氣供不應求的問題。
歐洲能源供需局勢的變化可能會對中國的能源轉型規劃產生深遠影響。今年兩會政府工作報告提 出“有序推進碳達峰碳中和工作”：“推動能源革命，確保能源供應，立足資源稟賦，堅持先立 后破、通盤謀劃，推進能源低碳轉型。加強煤炭清潔高效利用，有序減量替代，推動煤電節能降 碳改造、靈活性改造、供熱改造。推進大型風光電基地及其配套調節性電源規劃建設，提升電網 對可再生能源發電的消納能力。推進綠色低碳技術研發和推廣應用，建設綠色制造和服務體系， 推進鋼鐵、有色、石化、化工、建材等行業節能降碳。堅決遏制高耗能、高排放、低水平項目盲 目發展。推動能耗‘雙控’向碳排放總量和強度‘雙控’轉變”。
《“十四五”現代能源體系規劃》同時提出了“十四五”時期現代能源體系建設的主要目標：到 2025 年，國內能源年綜合生產能力達到 46 億噸標準煤以上，原油年產量回升并穩定在 2 億噸水 平，天然氣年產量達到 2300 億立方米以上，發電裝機總容量達到約 30 億千瓦。單位 GDP 二氧 化碳排放五年累計下降 18%。到 2025 年，非化石能源消費比重提高到 20%左右，非化石能源發 電量比重達到 39%左右，電氣化水平持續提升，電能占終端用能比重達到 30%左右。
我們認為：“先立后破”將成為今后我國保障能源安全、實現低碳轉型的核心思想，我國特殊的 資源稟賦決定了傳統能源的發展和生存周期可能仍然較長，其真正退出會是一個長期的過程。但 保障能源安全的訴求并不意味著傳統化石能源將有長期持續、顯著的增長，在堅定“雙碳”目標 的前提下，中長期的增量能源供給預計仍將倚重可再生能源的快速發展。
3.2.能源和電力結構轉型測算及推演
我們對碳中和路徑下一次能源消費結構進行了拆分測算。我們預計： （1）總能源需求達峰的時間可能為 2030 年左右，對應約 64.7 億噸標準煤。 （2）煤炭需求在“十四五”期間整體處于峰值平臺期，“十五五”期間開始下降，之后下降的 斜率逐漸變大。 （3）石油消費量“十四五”末峰，對應約 10-11 億噸標準煤，對外依存度可能仍不低于 70%。 （4）天然氣消費量 2030 年前保持年化 4%-6%的較快增長，達峰時間預計為 2030 年或稍晚。
在我們的測算情景下，化石能源消費占比將從 2020 年的 84.4%下降至 66.5%以下（2030 年）、 5%以下（2060 年）；相應的，非化石能源消費占比將從 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，出于電力系統安全、可靠、平衡的需求，煤電裝機規模的下降拐點可能并不會很 快出現。作為消耗化石能源的二次電力，煤電的發電量、裝機容量可能于 2030年左右實現達峰。 從一次電力的結構變化預測看，除水電外，光伏發電、風電、核電都將快速發展，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年以后逐步對火電的電量份額進 行替代。
預計到 2025 年、2030 年，我國電力總裝機將從 2020 年的 22 億千瓦分別達到 32.7 和 44.8 億千 瓦左右；風電+光伏裝機占比由 2020 年的 24.3%分別提升至 39.1%和 52.2%。2025 年和 2030 年，風電+光伏發電量占比預計由 2020 年的 9.5%分別提升至 19%和 28%。在一次能源消費結構的拆分測算基礎上，我們同樣進行了電力供給結構的拆分預測。
火電：新能源的大規模替代是漸進的過程，考慮到儲能（抽水蓄能、電化學儲能等）規模、增速、 成本的約束，2030 年之前火電總裝機仍有增長，預計于 2030 年左右達到峰值，約 15.6 億千瓦； 新增裝機中碳排放較小、調峰能力更強的燃氣發電比例將有所提升。用電需求的可觀增長有望使 其利用小時數維持相對高位，并逐步開啟由基荷電源向靈活性調峰電源的角色轉變。 水電：優質的零碳能源，但受限于資源稟賦和經濟性約束，未來增長空間有限，理論天花板清晰 可見。“十四五”期間將迎來金沙江、雅礱江的一輪投產，這是短期可預見的最后一輪投產高峰。
核電：可預見的時間內，將仍以成熟的裂變核能應用為主。未來十年將是三代核電技術開工投產 的高峰，中性預期下 2030 年的裝機規模將達到目前的 2 倍以上。在安全性、經濟性、技術迭代、 國家戰略的共同作用下，核電的遠期發展空間彈性較大。 2025 年，風電、太陽能發電裝機規模預計分別達到 6.1 億千瓦、6.7 億千瓦左右；2030 年，風電、 太陽能發電裝機規模預計分別達到 10.6 億千瓦、12.8 億千瓦左右。
截至 2022 年 9 月，火電裝機量達到 1313.74GW，2022 年年內新增裝機規模 16.96GW。發電量 方面 2022 年 1~9 月，火電發電量 43544 億千瓦時，較去年同期增長 1.0%。
4.1.長協煤政策有望帶來成本端持續改善
2021 年底，隨著前一輪產地及港口的限價、供給放量等政策密集落地，動力煤價格快速回落，已 基本企穩。2022 年初受需求持續攀升以及國際能源市場持續緊張影響，動力煤價格仍有小幅上漲 趨勢。2 月底，俄烏沖突爆發后，國際能源市場供需環境迅速惡化，全球能源市場價格快速上漲， 壓制了沿海電廠的進口空間，對內需求激增快速推高國內動力煤現貨市場價格，最高一度來到 1600 元/噸以上。3 月淡季特征初現加上水電啟動較好形成了對火電的較早替代，需求轉弱，采購 放緩，煤價開始回落。傳統淡季、水電替代與國內疫情多點散發共振，壓制電力需求，終端電廠 前期庫存充足，補庫動力不強，動力煤現貨市場價格在 1300 元/噸左右水平維持近 4 個月。
至 8 月底，迎峰度夏與水電出力不足推動庫存迅速消耗，煤價開啟上行通道。9 月~10 月，大秦線 鐵路事故、例行檢修以及部分線段出現疫情，導致發運能力下降，港口庫存去化，支撐煤價高位 運行，淡季不淡。10 月，在疫情擾動及傳統淡季的影響下，供需兩端均走弱。 11~12 月來看，疫情的擾動仍在持續，但程度有所緩解，對需求仍有壓制。暖冬預期較高，冬季 旺季可能不旺，但下半年以來的持續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年年內煤價最高點不及去年，且在高位維持時間也較短，但有較長時間維持在 1300 元左右價格中樞波動，疊加 9 月起的價格回彈，使得 2022 年全年均價仍有較大可能高于去 年，但從三季報情況來看，已有部分公司三季度實現扭虧，全年預期較去年仍相對樂觀。
2022 年 7 月 1 日，在國家發改委電視電話會議上相關負責人提出要嚴格落實“三個 100%”，即： 簽約率 100%全覆蓋：根據《2022 年煤炭中長期合同簽訂履約工作方案》，對于煤炭供應企業， 簽訂的中長期合同總量達到自有資源量 80%以上；對于用煤企業，簽訂的中長期合同總量應 100% 覆蓋去年實際用煤量及今年新增需求。 履約率 100%嚴要求：根據《2022 年煤炭中長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%的要求升級至必須 100%執行。 價格政策 100%強執行：按照“303 號文”確定的中長期交易價格合理區間執行的比例達到 100%。
2022 年 10 月 31 日，國家發改委印發特急文件《2023 電煤中長期合同簽訂履約工作方案》 對做 好 2023 年電煤中長期合同簽訂履約工作進行了安排、部署。此次方案較 22 年的方案進行了細節 調整，主要涵蓋供需、價格機制、履約要求等方面。 供需方面，從供應端看，23 年的方案所規定的供應方包括所有在產的煤炭生產企業，較 22 年相 比擴大了范圍，增加了中長期合同市場中的供給。而需求端來看，23 年的方案將范圍縮小至僅發 電和供熱用煤的企業，另外也新增了貿易商可作為中間環節簽訂合同的相關規定，為供需市場提 供更好的流動性。擴大的供給范圍和縮小的需求范圍，無疑將加大實際簽約的覆蓋率，充分體現 了保供的決心和力度。
價格方面，23 年的方案重申以產地價格計算的電煤中長期合同必須嚴格按照《國家發展改革委關 于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》(發改價格[2022)303 號)、地方人民政府和有關部門 明確的價格合理區間簽訂和履約，以港口價格計算的電煤中長期合同原則上應按照“基準價+浮動 價”價格機制簽訂和執行，不超過明確的合理區間。5500 大卡下水煤合同基準價由 22 年的 700 元 /噸下調至 675 元/噸，根據“303 號文”及國家發改委第四號公告內容要求，此舉也將限制動力煤 現貨市場價格上限，保供與穩價共同推進。
履約要求方面，對于供應端的合同簽訂比例進行了細化，煤炭企業任務量不低于自有資源量的80%，動力煤不低于75%。此外延續了此前提出的三個100%要求中的履約率100%要求，季度、年度履約率要達到100%，而月度之間可以供需雙方適當調劑，提供了一定的靈活性。同時鼓勵“淡儲旺用”,原則上淡季月份分解量不低于旺季分解量的80%。23年的方案也對拒絕履約的行為進行了具體表述，強調不得以未配置鐵路運力、停產減產為由拒絕履約。
展望 2023 年，《2023 電煤中長期合同簽訂履約工作方案》中下調下水煤長協基準價 25 元/噸至 675 元/噸，結合 303 號文價格形成機制以及發改委第 4 號公告對于哄抬煤價的監管和打擊，我們 預計 2023 年電煤現貨市場價格中樞也將較 2022 年有所下移。考慮到俄烏沖突對全球能源市場的 影響逐漸減弱，進口煤或重獲成本優勢，對國內市場價格形成額外下行壓力，我們預計 2023年電 煤現貨市場價格中樞在 1000-1200 元左右，較 2022 年有明顯下降。
長協市場方面，煤炭中長期交易價格在合理區間內運行時，燃煤發電企業可在現行機制下通過市 場化方式充分傳導燃料成本變化，鼓勵在電力中長期交易合同中合理設置上網電價與煤炭中長期 交易價格掛鉤的條款，有效實現煤、電價格傳導。煤炭價格超出合理區間時，將充分運用《價格 法》等手段和措施，引導煤炭價格回歸合理區間。隨著政策端和基本面共同發力，煤炭價格上漲 除了逐步向電價端部分傳導，也有望逐漸向合理區間回歸。
2023 年的工作方案中重申了合同簽訂嚴格按照“303 號文”中規定的標準執行，即下水煤中長期 交易合理價格區間為 570~770 元/噸（含稅），與 22 年方案未發生改變，疊加更加嚴格的監管要 求及措施，我們判斷 2023 年長協煤價格總體趨勢可保持平穩，與 2022 年基本一致。參考 2022 年的實際情況，合理價格區間為 570~770 元/噸，基準價為 700 元/噸，長協煤價格指數自 3 月起 始終保持在 720 元/噸的水平。根據 2023 年的方案，基準價下調 25 元/噸至 675 元/噸，因此我們 認為 2023 年長協煤價格指數中樞在 720 元/噸基礎上也將有所下浮，成本端有望持續改善。
4.2.火電靈活性改造有望加速推進，與風光電協同價值凸顯
隨著新能源發電比例不斷升高，電力系統靈活性要求也隨之提高。受制于自然環境的波動和變化， 風電和光伏等新能源發電的出力是波動的，使得電網系統的出力變化變得頻繁且波動更加劇烈。季節性的影響也明顯限制了風電、光伏發電的利用小時。2021 年核電/火電/水電平均利用小時數 分別為 7802/4448/3622 小時，風電/光伏平均利用小時數受自然資源限制，顯著小于常規電源， 分別為 2232/1194 小時。高比例新能源發電的電力系統仍需常規電源作為支撐，而核火水 3 種常 規電源中，火電兜底作用最為明顯，2021 年火電以 54.9%的裝機規模占比，完成了高達 71.4%的 發電量。
另一方面，可再生能源的快速發展對電力系統靈活性提出更高的發展要求。由于電力系統靈活性 不足，出現了大量的棄風、棄光問題， 2016 年全國棄風率、棄光率分別高達 17.6%、10%。近 些年由于可再生能源發電消納保障措施的實施和靈活性資源投入加大，棄風棄光率逐步回落。據 全國新能源消納監測預警中心數據顯示，2022 年 1-9 月，我國平均棄風率為 3.5%、平均棄光率 為 1.8%。
在碳中和碳達峰的大背景下，能源系統的低碳轉型中風電和光伏發電將得到更大的發展空間，穩 定性較差的風電、光伏也將逐漸成為供電主力。隨著新能源的大規模并網，電力系統調節手段不 足的問題越來越突出，風電、光伏所帶來的間歇性電力輸入沖擊問題可能會愈發明顯。在傳統的 電網結構中,以火電為主的發電側是相對可控的一方,因此通常會利用發電側匹配用電側的負荷變 化。由于風電、光伏發電穩定性較差,一旦風電、光伏占比過高,發電側將不再穩定而成為不可控 因素,進而增加輸配電及調峰的成本。
尤其是近年來受全球氣候變暖等因素影響，極端天氣時間趨 多趨強，用電負荷高企的同時發電能力顯著下降，供電保障成本極高。以風電、光伏發電為代表 的間歇性可再生能源發電出力天然具有波動性，隨著其出力占比的逐步提高，系統凈負荷波動增 大，未來單純依靠火電和抽水蓄能的調節容量和調節能力無法滿足系統安全運行的靈活性要求。 電力系統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。
電力系統靈活性主要體現在：當不確定性因素造成系統電力供應大于需求時，系統可以“向下調節” 減少出力，從而減少發電被棄，盡快恢復供需平衡；當不確定性因素造成系統電力供應小于需求 時，系統可以“向上調節”增加出力，從而滿足負荷需求，避免負荷削減。電力系統向上靈活性與 系統的爬坡能力有關，對于系統的負荷供應能力有較大影響。向上靈活性不足是導致電力短缺的 重要原因。而向下靈活性與系統減少常規機組出力的能力緊密相關，對系統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、棄光的重要原因。
源、網、荷、儲是能源系統中的主要構成部分，系統調度是以整體最優為目標，統籌安排源、網、 荷、儲各環節的運行策略，充分發揮各類資源特點，以靈活高效的方式共同推動系統優化運行， 促進清潔能源高效消納。
傳統電力系統中，靈活性資源主要以各類可調節電源及抽水蓄能電站為主。但隨著能源系統逐步 完善，電網運行方式將更加靈活優化，源網荷儲全環節都具有可挖掘的靈活性資源。如在電源側， 煤電裝機容量大，出力穩定可控，是潛力最大的靈活性調節資源，氣電和水電調節性能出色也是 優質的靈活性資源。在儲能側，抽水蓄能可靠性高、調節性能出色，但選址受自然資源限制相對 較大；電化學儲能布局靈活，但目前大規模應用仍存在一定安全隱患，且投資相對較高。而在電 網側和負荷側主要是通過機制體制的調整從而提高整體體系的運營效率，如電網側統籌送受端的 調峰安排，制定更加靈活的電網運行方式，鼓勵跨省、跨區共享調峰與備用資源；負荷側需求響 應有序用電的安排可以大幅減小電網日內負荷波動等等。
截至 2022 年 9 月，我國火電總裝機規模超過 13 億千瓦，通過靈活性改造若可增加 10%~20%調 峰深度，即可釋放 1.3 億~2.6 億千瓦調峰容量，為新能源電力的消納和電力系統的穩定運行提供 有力支撐。 低負荷運行方式調峰是常規火電的主導調峰方式。非供熱機組和非供熱期供熱機組最小出力為其 鍋爐最低穩燃負荷，一般來說，單機容量 30 萬千瓦及以上機組，最小技術出力率為 50%；單機 容量 10 萬千瓦至 30 萬千瓦機組，最小技術出力率為 60%，單機容量 10 萬千瓦以下機組，最小 技術出力率為 80%。
對于火電機組的靈活性改造，根據調峰深度不同，改造的重點、難度和成本都有較大區別。主要 改造方向來看，靈活性改造涉及電廠內部多個子系統的變化，可能需對機組設備的本體進行改造， 也可能新建其他輔助設備。對燃料供應系統、鍋爐系統、汽輪機系統、蒸汽水循環系統及儲熱系 統、控制和通信系統等幾個子系統進行改造是提高火電機組靈活性最有效的手段，其中除控制和 通信系統外，熱電機組和純凝機組的改造范圍存在差異。
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