公用事業(yè)行業(yè)2023年春季覓火追光靜待破曉

目 錄32022年行業(yè)回顧2023年行業(yè)春季投資策略2023年重點推薦投資標的2022年行業(yè)回顧：跑贏大盤，盈利能力有所修復Wind公用事業(yè)指數(shù)相對滬深300走勢

各板塊漲跌幅相對滬深300表現(xiàn)公用事業(yè)子版塊漲跌幅對比2022年(1月1日-12月31日）申萬公用事業(yè)指數(shù)下跌16.4%，跑贏滬深300指數(shù)約5.3pp。橫向?qū)Ρ雀靼鍓K22年相對滬深300指數(shù)表現(xiàn)，申萬公用事業(yè)指數(shù)在所有申萬一級行業(yè)中相對排名15/31。從細分板塊看，2022年燃氣、水力發(fā)電、火力發(fā)電、熱力服務(wù)、電能綜合服務(wù)、風力發(fā)電以及光伏發(fā)電均下跌，跌幅分別為-13.5%

、-6.3%、-7.2%、-18.8%、-25.0%、-28.8%和-29.6%。40%-5%-10%-15%-20%-25%-30%-35%公用事業(yè)(申萬)滬深3005.27%-1.21%40%30%20%10%0%-10%-20%()(())()()((((((()))))))()(萬

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申 申))-6.3%-7.2%-18.8%-25.0%

-28.8%0%-10%-20%

-13.5%-30%-40%燃氣Ⅲ水力發(fā)電火力發(fā)電熱力服務(wù)電能綜合服務(wù)風力發(fā)電-29.6%光伏發(fā)電漲跌幅52022

年前三季度電力板塊實現(xiàn)營收13460

億元（同比+15.9%

），歸母凈利潤909億元（

同比+4.3%）。相比2021年，電力板塊盈利能力有所修復。2021年電力板塊營收高增，但歸母凈利潤大幅下滑，主要系2021年四季度，動力煤價格飆升，火電發(fā)電成本大幅上漲，致使板塊整體虧損較大。2022年以來，受益于電價上漲和長協(xié)煤落實三個100%要求，火電盈利能力修復帶動板塊整體盈利能力提升。公用事業(yè)電力板塊整體營收及同比增速 公用事業(yè)電力板塊整體歸母凈利及同比增速9054106851241412559158711346014.7%10.8%6.7%-0.3%18.7%15.9%-5%0%5%10%15%20%25%05000100001500020000營業(yè)收入（億元）同比（右）7421168-27.5%60216.1%7.3%89628.6%393-68.0%4.3%9090%-20%-40%-60%-80%20%40%8006004002000140012001000歸母凈利潤（億元）同比（右）Wind2022年行業(yè)回顧：跑贏大盤，盈利能力有所修復62022Q3，火電板塊歸母凈利同比實現(xiàn)扭虧為盈，水電營收和歸母凈利同比下滑。2022Q3，火電實現(xiàn)營收3367億元（同比+31.0%），歸母凈利30.0億元（同比+122.6%），電價上漲+長協(xié)低價煤覆蓋比例穩(wěn)步提升，火電盈利能力修復；2022Q3，水電實現(xiàn)營收433億元（同比-2.8%），歸母凈利148億元（同比-10.9%），三季度多流域來水同比偏枯，發(fā)電量大幅下降，盈利受損。風電盈利能力在2022Q3顯著提升，光伏發(fā)電業(yè)績穩(wěn)步增長。2022Q3，風電板塊實現(xiàn)營收214億元（同比+3.3%），歸母凈利32.3億元（同比+683%），主要系風資源同比增加，利用小時數(shù)同比大幅提升+平均電價穩(wěn)步提升。2022Q3，光伏發(fā)電板塊實現(xiàn)營收128億元（同比+31.2%），歸母凈利18.7億元（同比+35.7%），主要系光資源處于正常水平+光伏裝機規(guī)模持續(xù)增長。2022年前三季度，核電營收和歸母凈利同比增速放緩。2022Q3，核電板塊實現(xiàn)營收399億元（同比+3.3%），歸母凈利54.8億元（同比+3.6%）。電力板塊各電源營收及同比增速 電力板塊各電源歸母凈利潤及同比增速-20%0%20%0200040002022Q32022Q2水電（億元）核電（億元）風電同比（右）風電（億元）火電同比（右）光伏發(fā)電同比（右）2022Q1火電（億元）光伏發(fā)電（億元）水電同比（右）核電同比（右）-500%0%500%02006000

40%

400

1000%2022Q2水電（億元）核電（億元）風電同比（右）2022Q3風電（億元）火電同比（右）光伏發(fā)電同比（右）2022Q1火電（億元）光伏發(fā)電（億元）水電同比（右）核電同比（右）Wind2022年行業(yè)回顧：跑贏大盤，盈利能力有所修復7各類電源當月發(fā)電量占比各類電源當月發(fā)電量同比增速 各類發(fā)電量當月增速貢獻度，火電仍是目前電力系統(tǒng)主體，持續(xù)發(fā)揮能源電力壓艙石作用。2022

年火電月發(fā)電量占比平均68.7%，占比最高；光伏月發(fā)電量占比平均2.8%，占比最低。2022年1-12月，

火電月發(fā)電量同比增速由負轉(zhuǎn)正，水電由正轉(zhuǎn)負，12月回正。三季度受高溫影響，電力需求大增，煤電保供，發(fā)電量增速由負轉(zhuǎn)正；罕見高溫致使來水偏枯，水電發(fā)電量增速由正轉(zhuǎn)負，12月回正。風光發(fā)電季節(jié)性特征明顯，月發(fā)電量平均增速貢獻度最大。風光發(fā)電在春秋兩季發(fā)電量增速有顯著提升。從增速貢獻度看，2022年1-12月，風光月發(fā)電量平均增速貢獻度分別為14.2%、11.8%位居第一、第二。核電月發(fā)電量占比較為穩(wěn)定，2022年1-12月發(fā)電量占比平均5.0%。Wind2022年行業(yè)回顧：跑贏大盤，盈利能力有所修復40%20%0%-20%-40%2020-072020-102021-012021-042021-072021-102022-012022-042022-072022-10

火電光伏

水電核電

風電總發(fā)電量40%20%0%-20%-40%2020-072020-102021-012021-042021-072021-102022-012022-042022-072022-10風電

火電

光伏水電核電2020-072020-082020-092020-102020-112020-122021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-112021-122022-012022-022022-032022-042022-052022-062022-072022-082022-092022-102022-112022-12100%80%60%40%20%0%火電 水電 風電 光伏 核電目 錄82022年行業(yè)回顧2023年行業(yè)春季投資策略2023年重點推薦投資標的9數(shù)據(jù)來源：西南證券2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光用煤成本、光伏成本、電價三方面有望在2023年有所改善，支撐火電盈利修復，獲得新生。在保供政策下，23年煤價中樞有望下行，緩解成本壓力。其中23年春季煤炭進入傳統(tǒng)需求淡季，利好火電運營商，此外電力市場化改革、電力輔助服務(wù)和容量電價補償?shù)日哂型铀偻瞥?，為煤電企業(yè)業(yè)績修復打開空間。光伏上游硅料產(chǎn)能擴張帶動產(chǎn)業(yè)鏈價格下行，項目IRR和裝機量有望進一步提升，綠電盈利或?qū)⒏忧逦?，并推動火綠協(xié)同發(fā)展，加速火電靈活性改造進程，實現(xiàn)盈利模式的轉(zhuǎn)變升級。用煤成本、光伏成本、電價三方面有望在2023年有所改善10運營商：（1）煤價高位回落，往后看，煤價有望繼續(xù)下行，緩解成本壓力。煤價高位回落，成本壓力有望得到緩解。22年以來受俄烏沖突、國際煤價上漲、進口煤減少、國內(nèi)干旱高溫天氣、電力需求復蘇等因素影響，煤炭出現(xiàn)季節(jié)性、區(qū)域性供求緊張。此背景下，國家出臺煤炭穩(wěn)價保供政策，煤炭供需緊張矛盾有所緩解，煤價從高位震蕩逐步回歸新的合理區(qū)間（上限），2023年3月7日秦皇島Q5500動力煤市場價已降至1120元/噸，考慮到即將迎來傳統(tǒng)淡季，預計煤價大幅上漲的可能性較小。22年前三季度，主要火電公司入爐標煤價格均同比大幅上漲，但環(huán)比已開始回落。2021年電煤價格上漲導致煤電企業(yè)電煤采購成本大幅增加，國電電力、內(nèi)蒙華電、華能國際三家平均漲幅53.7%。22年一季度仍延續(xù)上漲趨勢，自二季度以來，入爐標煤價格雖仍處于較高水平，但已開始回落，22年上半年三家平均漲幅31.1%，較21年漲幅下降22.6pp。隨著煤炭穩(wěn)價保供政策的陸續(xù)推進，煤電企業(yè)成本壓力將有所緩解。秦皇島5500大卡動力煤價近期有所下行 22年前三季度主要火電公司入爐標煤價格均同比上漲數(shù)據(jù)來源：百川盈孚，各公司年報，同花順金融研究中心，西南證券整理（注：華能國際是原煤價格）202020212022Q12022H12022Q1-Q3國電電力609900985968-YoY-47.9-31.2-內(nèi)蒙華電406619650638651YoY-52.423.820.89.7華電國際---1180-YoY---38.2-華能國際479771-840-YoY-60.9-41.2-161015999891216112050001000 808793150020002022/1/12022/2/12022/3/12022/4/12022/5/12022/6/12022/7/12022/8/12022/9/12022/10/12022/11/12022/12/12023/1/12023/2/12023/3/1秦皇島動力煤(Q5500)市場價格（元/噸）2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光2022年我國原煤產(chǎn)量月度同比基本維持高增，煤炭供應緊張形勢有望持續(xù)緩解。今年以來，能源保供穩(wěn)價政策有力推進，各產(chǎn)煤地區(qū)和煤炭企業(yè)全力以赴做好煤炭增產(chǎn)增供，推動煤炭產(chǎn)量實現(xiàn)較快增長。22年全國煤炭產(chǎn)量45億噸，同比增長9.0%，比去年同期增加4.2億噸，創(chuàng)歷史新高。從月度產(chǎn)量看，22年我國原煤產(chǎn)量月度同比基本維持高增，月均同比增速高達9.5%。當前政策不斷推進煤炭產(chǎn)能平穩(wěn)有序釋放，2023年煤炭供應緊張形勢有望持續(xù)緩解。1122年我國煤炭產(chǎn)量45億噸（同比+9.0%）2022年我國原煤產(chǎn)量月度同比基本維持高增Wind30%25%20%15%10%5%0%-5%-10%504540353025201510502020-022020-042020-062020-082020-102020-122021-022021-042021-062021-082021-102021-122022-022022-042022-062022-082022-102022-12原煤產(chǎn)量累計值（億噸）累計同比（右）10.3%14.8%10.7%10.3%15.3%16.1%8.1%12.3%30%25%20%15%10%1.2%

3.1%

2.4% 5%0%-5%-10%8765432102021年原煤產(chǎn)量（億噸）2021年同比（右）2022年原煤產(chǎn)量（億噸）2022年同比（右）2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光12數(shù)據(jù)來源：國家能源局，西南證券整理電煤管控趨嚴，23年長協(xié)履約率有望提升。10月28日，為保障煤炭電力穩(wěn)定可靠供應，發(fā)改委發(fā)布《2023年電煤中長期合同簽約履約工作方案》。與2022年方案相比，2023年長協(xié)煤方案在合同簽約對象、簽約要求、參考指數(shù)、履約比例、履約要求和懲罰上較之前更明確、更合理也更具有執(zhí)行力，23年長協(xié)履約率有望提升，進一步穩(wěn)定電廠成本。2023年長協(xié)煤方案與2022年方案對比2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光火電運營商指數(shù)與煤價走向整體負相關(guān)。復盤22年初以來火電運營商指數(shù)與秦皇島Q5500動力煤價格走勢發(fā)現(xiàn)，年初以來火電運營商指數(shù)與煤價經(jīng)歷8次反向行情變動。第一次（22年初-3月底）：受俄烏沖突及供暖季電力需求旺盛影響，煤價持續(xù)走高，火電運營商指數(shù)一路下跌。第二次（4月初-7月中）：隨著煤炭需求進入傳統(tǒng)淡季，疊加煤價調(diào)控政策影響，煤價進入下行通道，火電運營商指數(shù)在經(jīng)歷短時間的順勢滯后反應后一路高漲。第三次（9月初-10月底）：8月極端高溫干旱天氣下電力供應偏緊，火電需求重振，9月電廠補庫存，10月疫情限產(chǎn)限運+安監(jiān)政策趨嚴，煤價繼續(xù)走高，火電運營商指數(shù)在經(jīng)歷8月同步上揚后由漲轉(zhuǎn)跌。第四次（11月初-11月底）：10月底《2023年電煤中長期合同簽約履約工作方案》發(fā)布，疊加疫情持續(xù)，煤炭下游需求偏淡，煤價高位回調(diào)，火電運營商指數(shù)上漲。第五次（12月初-12月上旬）：12月進入冬季供暖季，用電需求增加，煤價有所上漲，火電運營商指數(shù)下跌。第六次（22年底-

23年2月中）：12月中旬以來，動力煤價格繼續(xù)下行，火電運營商指數(shù)呈現(xiàn)上漲趨勢。第七次（2月中-2月底）：內(nèi)蒙古發(fā)生礦難，市場情緒大幅波動，煤價上行，火電運營商指數(shù)下跌。第八次（23年3月至今）：礦難事故影響基本消化，電煤迎來需求淡季，價格調(diào)轉(zhuǎn)下跌，火電運營商指數(shù)上漲。132022年至今火電運營商指數(shù)與煤價相關(guān)性分析Wind，百川盈孚，西南證券整理建議繼續(xù)關(guān)注后續(xù)煤價走向2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光14政府官網(wǎng)等，西南證券整理時間政策政策主要內(nèi)容2022.01.18《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場協(xié)同運行，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場一體化設(shè)計、聯(lián)合運營，跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初步形成。到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統(tǒng)要求，國家市場與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭自主選擇，電力資源在全國范圍內(nèi)得到進一步優(yōu)化配置。2021.11.24《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》通過省間電力現(xiàn)貨交易，以市場化手段引導電能從平衡富余地區(qū)流向平衡緊張地區(qū)，激勵發(fā)電企業(yè)在滿足省內(nèi)發(fā)電計劃基礎(chǔ)上主動頂峰發(fā)電，提升全網(wǎng)電力供應能力。2021.10.23《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知》建立電網(wǎng)企業(yè)代理購電機制，保障機制平穩(wěn)運行，是進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革提出的明確要求對有序平穩(wěn)實現(xiàn)工商業(yè)用戶全部進入電力市場、促進電力市場加快建設(shè)發(fā)展具有重要意義。組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作，要堅持市場方向，鼓勵新進入市場電力用戶通過直接參與市場形成用電價格，對暫未直接參與市場交易的用戶，由電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式代理購電；要加強政策銜接，做好與分時電價政策、市場交易規(guī)則等的銜接，確保代理購電價格合理形成；要規(guī)范透明實施，強化代理購電監(jiān)管，加強信息公開，確保服務(wù)質(zhì)量，保障代理購電行為公平、公正、公開。2021.10.11《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，推動工商業(yè)用戶都進入市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價，保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定。（2）電價市場化：市場化電價機制正持續(xù)完善，有利于運營商向下游傳導發(fā)電成本。電力市場化改革進一步深化為煤電企業(yè)電價上漲打開了空間。我國煤價市場化先于電價，在煤炭和電力市場不同價格調(diào)節(jié)機制作用下，煤炭、煤電矛盾加劇，行業(yè)上下游利益分配失衡。鑒于電力安全保供的特殊形勢，國家發(fā)改委在2021年10月啟動進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革。改革方案明確：1）燃煤發(fā)電的電量原則上要全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價；2）擴大市場交易電價上下浮動范圍，上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價、電力現(xiàn)貨價格不受上浮20%限制。煤電企業(yè)在電價新政、電力市場交易中獲得一定裨益，實現(xiàn)調(diào)價增收。據(jù)能源雜志，在2021年電力市場中，華電集團煤機交易電價同比提高1.5分/千瓦時，華能集團平均結(jié)算電價同比提高2.4分/千瓦時，帶來百億元以上的業(yè)績貢獻。21年以來電力市場化改革相關(guān)政策2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光15數(shù)據(jù)來源：北極星售電網(wǎng)，西南證券整理江蘇、廣東兩地2023年電力交易結(jié)果出爐，電價基本頂格上浮。江蘇：2023年年度交易總成交電量3389.89億千瓦時，加權(quán)均價466.64元/兆瓦時，與燃煤基準價391元/兆瓦時相比，上浮19.35%。其中年度綠電成交17.74億千瓦時，加權(quán)均價468.58元/兆瓦時，比燃煤基準價高19.8%，電價基本頂格上浮。廣東：2023年年度交易總成交電量2488.40億千瓦時，雙邊協(xié)商/掛牌/集中競爭/可再生能源成交均價分別為553.88/552.28/553.96/551.15元/兆瓦時，與燃煤基準價463元/兆瓦時相比，分別上浮19.6%/19.3%/19.6%19.0%，成交價格均接近成交上限。江蘇、廣東兩地2023年電力交易結(jié)果出爐，電價基本頂格上浮江蘇近2年年度電力交易成交結(jié)果年份交易類型成交電量（億千瓦時）成交均價（元/兆瓦時）較燃煤基準價高出比例2023年年度雙邊3351.65466.6519.3%年度掛牌38.24465.1419.0%總交易3389.89466.6419.3%2022年年度雙邊2529.40466.7819.4%年度掛牌117.89464.7618.9%總交易2647.29466.6919.4%廣東近2年年度電力交易成交結(jié)果年份交易類型成交電量（億千瓦時）成交均價（元/兆瓦時）較燃煤基準價高出比例2023年年度雙邊2426.50553.8819.6%年度掛牌32.97552.2819.3%年度集中競爭13.30553.9619.6%年度可再生能源15.63電能量均價529.94環(huán)境溢價均價21.2119.0%2022年年度雙邊2541.64497.047.4%年度可再生能源6.79513.8911.0%2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光22年市場交易電量同比高增39.0%，占全社會用電量比重達60.8%。新一輪電改實施以來，我國電力市場建設(shè)穩(wěn)步有序推進，價格機制更加完善，市場化交易電量比重大幅提升。22年市場交易電量達5.3萬億千瓦時，同比增長39.0%，占全社會用電量的60.8%，較2021年提升15.3pp。我們認為，電力市場化交易有兩大好處：市場化價格有利于充分反映電力市場真實供需變化，煤價上漲等成本壓力通過更高電價傳導到下游的機制更順暢，利好煤電企業(yè)。電力市場化交易有利于實現(xiàn)電力資源在全國范圍內(nèi)的優(yōu)化配置，更好實現(xiàn)跨省跨區(qū)電力傳送。1622年市場交易電量同比增加39.0%22年市場交易電量占比達60.8%Wind31663377875254311.7%19.3%39.0%45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%01000020000300004000050000600002020

2021市場交易電量（億千瓦時）2022同比（右）42.2%45.5%60.8%50%40%30%20%10%0%70%60%202020222021占全社會用電量比重2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光17數(shù)據(jù)來源：享能匯2022年，煤電大省山東跑在了其他省份前面：進行了全年連續(xù)電力現(xiàn)貨結(jié)算試運行；鼓勵集中式新能源電站參與中長期和現(xiàn)貨結(jié)算；全國首開獨立儲能參與現(xiàn)貨市場等。10月24日，山東省發(fā)布《關(guān)于做好2023年全省電力市場交易有關(guān)工作的通知》征求意見稿。2023年，山東電力市場部分主要變化如下：市場規(guī)模略增長：4000億，含電網(wǎng)代購電量（2022年市場規(guī)模3800億）。2022年為電網(wǎng)代購電入市第一年，1-10月市場化采購電量為943億千瓦時，預計到年底將超1100億。山東省從今年3月開始，代購電就沒有了優(yōu)先發(fā)電量，100%為市場化采購電。年度交易變化：先競價，后雙邊，保留月度交易?，F(xiàn)貨大省，峰谷電價體系或逐漸淘汰：以15分鐘為刻度的分時電價，與現(xiàn)行的峰谷分時電價的差距越來越大，在全體工商業(yè)用戶范疇內(nèi)，峰谷電價體系或逐漸淘汰。2022年山東電網(wǎng)代購電電量統(tǒng)計山東省2022年電網(wǎng)代購電工商業(yè)代理購電總量（億千瓦時）其中：市場化采購電量（億千瓦時）2022年1月108.5777.782022年2月8136.92022年3月1091092022年4月97972022年5月85852022年6月1031032022年7月1191192022年8月1151152022年9月1021022022年10月9898前10個月總量1017.57942.682022年11月未形成未形成2022年12月未形成未形成2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光企業(yè)“十四五”新能源新增裝機規(guī)劃（GW）國家電投50+（光伏）國家能源集團70-80華能集團80+華電集團75大唐集團50-80三峽集團70-80中廣核20+華潤電力40（可再生能源）國投電力15中節(jié)能太陽能15中核15-25（光伏）中國電建48.5中國能建18.6+各大發(fā)電集團“十四五”新能源發(fā)電項目新增裝機目標數(shù)據(jù)來源：北極星太陽能光伏網(wǎng)，西南證券整理（3）光伏成本下降：光伏上游降價將加快各大發(fā)電集團光伏電站裝機速度，驅(qū)動火綠協(xié)同發(fā)展。光伏上游降價利好傳統(tǒng)火電集團積極布局新能源發(fā)電項目。從光伏發(fā)電行業(yè)上游來看，硅料產(chǎn)能過剩，帶動產(chǎn)業(yè)鏈價格下降。光伏上游降價，將帶動光伏電站裝機量確定性提升，也將提升項目盈利能力?；痣娂瘓F也正積極布局新能源發(fā)電項目，五大發(fā)電集團“十四五”新能源發(fā)電項目新增裝機合計約為325GW+，當前光伏成本下降將加速新能源發(fā)電項目建設(shè)，驅(qū)動火綠協(xié)同發(fā)展。182.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光22-24年全國電力供需形勢仍較為緊張636648013597281334472715392256311000080006000400020000200040006000800010000煤電新增裝機（萬千瓦）5年均值（萬千瓦）新增全社會用電量（億千瓦時）5年均值（億千瓦時）數(shù)據(jù)來源：中電聯(lián)，國家能源局，電規(guī)總院《未來三年電力供需形勢分析》，西南證券整理設(shè)備商：保供背景下，煤電核準節(jié)奏、建設(shè)投資提速，相關(guān)主機設(shè)備單機價值逐步走高，利好設(shè)備商。煤電新增裝機年均下降，同時十三五以來全社會年均新增用電需求加速上漲，總體十三五以來電力供需偏緊。供給端：十一五/十二五/十三五期間煤電年均新增裝機分別為6366/4801/3597萬千瓦，此外2021-2022平均新增裝機為2813萬千瓦，延續(xù)十一五以來的下降趨勢。需求端：十一五/十二五/十三五期間全社會年均新增用電量分別為3447/2715/3922億千瓦時，呈現(xiàn)先降后升趨勢，此外2021-2022全社會平均新增用電量為5631億千瓦時，用電需求進一步擴張。預計22-24年全國電力保供壓力較大，供需形勢仍較為緊張。預計22/23/24年我國電力供需緊張地區(qū)分別有5個（安徽、湖南、江西、重慶、貴州）/

6個（新增山東）/

7個（新增湖北）；供需偏緊地區(qū)分別有12/17/10個。在火電年均新增裝機持續(xù)下降以及風光等出力不穩(wěn)定電源占比持續(xù)增加情況下，預計未來短期內(nèi)全國電力保供壓力較大，供需形勢將較為緊張。十三五以來電力供需形勢持續(xù)偏緊十一五年均新增 十二五年均新增 十三五年均新增192.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光2022年發(fā)用電量缺口達2486億千瓦時，缺口總體呈現(xiàn)擴大的趨勢。2021年，我國發(fā)用電量缺口為-2006億千瓦時，出現(xiàn)嚴重電荒，主要原因系煤炭供需偏緊及煤價居高不下。2022年電力供需缺口為-2486億千瓦時，有擴大趨勢，主要原因有三：1）今年夏季罕見高溫致使電力負荷屢創(chuàng)新高；2）三季度多流域來水同比偏枯，水電出力受限；3）風光新能源出力不穩(wěn)定，消納能力不足。我們預計2025年或有好轉(zhuǎn)，“十五五”期間或?qū)⒉辉俪霈F(xiàn)缺電局勢。中性預期下，各電源出力假設(shè)如下：1）水電易受天氣影響，且含有備用容量等因素，假設(shè)按70%出力；2）風電易受季節(jié)因素影響，且出力不穩(wěn)定，假設(shè)按80%出力；3）光伏易受季節(jié)、天氣因素影響，且出力不穩(wěn)定，假設(shè)按75%出力；4）其他電源不受天氣影響，假設(shè)按100%出力。2017-2022發(fā)用電量缺口 未來發(fā)用電量缺口預測Wind，中電聯(lián)，先思錄，全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織，西南證券整理-318-535-1430-940-2006-2486-2500-2000-1500-1000-5000-30002017

2018

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2020

2021

2022發(fā)用電量缺口（億千瓦時）指標202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E備注需求端全社會用電量(億千瓦時)8312886372915549448497508100823104251107795111460115250同比增速10.68%3.90%6.00%3.20%3.20%3.40%3.40%3.40%3.40%3.40%供給端總發(fā)電量（億千瓦時）8112283886882779109197573102344106443110540114805118905總出力(億千瓦)22.924.623.826.028.330.332.234.236.138.1常規(guī)水電出力(億千瓦)3.53.72.72.83.03.13.23.33.43.6按70%出力核電出力(億千瓦)0.50.60.60.70.70.80.80.91.01.1按100%出力風電出力(億千瓦)3.33.73.44.04.75.35.96.57.17.7按80%出力太陽能發(fā)電出力(億千瓦)3.13.93.74.75.66.67.68.69.510.5按75%出力煤電出力(億千瓦)11.111.211.611.912.312.412.412.512.512.6按100%出力氣電出力(億千瓦)1.11.11.31.41.51.61.71.81.81.9按100%出力生物質(zhì)發(fā)電出力（億千瓦）0.30.40.50.50.50.60.60.70.70.7按100%出力利用小時數(shù)常規(guī)水電3622341236003700380038003800380038503850核電7802761678007900790079007900790079007900風電2232222122002200220022002200220022002200太陽能發(fā)電1281129013001300130013001300130013001300煤電4586459446294665470146734645461745894562氣電2814242930003000300030003000300030003000生物質(zhì)發(fā)電7000700070007000700070007000700070007000發(fā)用電量缺口-2006-2486-3277-33936515222192274433443655結(jié)論缺電缺電缺電缺電不缺電不缺電不缺電不缺電不缺電不缺電2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光電力保障強化煤電保供地位，煤電核準節(jié)奏開始提速，壓實電力保供基本盤緩解電力供需矛盾。從2011年-2020年的近10年間，煤電關(guān)注度逐漸降低，年均新增裝機由“十二五”時期的48GW下降至“十三五”時期的36GW。但近兩年隨著新能源大比例接入電網(wǎng)，給電網(wǎng)帶來了平衡挑戰(zhàn)的同時全社會用電需求持續(xù)增加，供需矛盾突出，多地電力供需缺口大。國家出臺多項電力供應保障政策，煤電兜底保供價值凸顯，責任重大，2022年實際核準裝機85.2GW，核準節(jié)奏明顯開始提速。目前我國煤電機組平均服役年限12年，“十二五”時期投產(chǎn)的大量機組或?qū)⒂凇笆奈濉睍r期開始逐漸淘汰，煤電新增裝機或有望提升。2158.654.345.640.945.254.038.138.630.632.440.328.085.2908070605040302010020102011201220132014201820192020202120222015

2016

2017煤電新增裝機容量（GW）Wind，電規(guī)總院，電力圈項目公眾號，北極星電力網(wǎng)，北極星火力發(fā)電網(wǎng)，西南證券整理注：2010-2021年煤電新增數(shù)據(jù)來自電規(guī)總院，2022年新增數(shù)據(jù)未披露。以2022年煤電核準數(shù)據(jù)代替，核準數(shù)據(jù)主要來自電力圈項目公眾號、北極星電力網(wǎng)、北極星火力發(fā)電網(wǎng)等手工統(tǒng)計，考慮到部分數(shù)據(jù)未在電力圈項目公眾號、北極星電力網(wǎng)、北極星火力發(fā)電網(wǎng)等數(shù)據(jù)源中披露，故數(shù)據(jù)偏低估。22年實際核準煤電裝機80+GW十二五年均新增48GW 十三五年均新增36GW2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光113310029281145

1163

1119858777

76055367290910%0%-10%-20%-30%-40%21.5%

20%30%35.3%

40%050010002010201120122013201420152016201720182019202020212022火電投資額（億元） 同比（右）22年火電投資同比增加35.3%，增速較2021年提升13.7pp，火電投資額拐點已現(xiàn)。“十三五”期間火電年均投資813億元，較“十二五”有所下滑，2021年火電投資快速增加，投資額達672億元，同比增加21.5%，2022年火電投資額達909億元，同比增加35.3%，增速較2021年提升13.7pp，火電投資額拐點已現(xiàn)。按照21-22年火電投資額平均增速測算，預計22-24年全國主要發(fā)電企業(yè)有望完成火電投資額約3393億元。一方面火電靈活性改造作為未來火電盈利轉(zhuǎn)向的方向之一，2022年頻出相關(guān)政策促進火電靈活性改造；另一方面火電保供價值凸顯，核準開始提速。在存量改造及增量建設(shè)雙重驅(qū)動下有助于推動火電投資需求，預計未來3年火電投資額也將保持較高增速。21年和22年火電投資額同比增速平均為28.4%，假設(shè)按此增速，測算2022/2023/2024年火電投資額分別為863/1108/1422億元，合計投資額3393億元。222022年火電投資額達909億元（+35.3%）22-24年火電投資額預測Wind，中電聯(lián)，西南證券整理預計年份投資增速投資額（億元）2022E28.4%8632023E28.4%11082024E28.4%1422合計-33931500 142“6十二五”年均投資1074億元“十三五”年均投資813億元2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光2323年初至今我國煤電新增核準/開工規(guī)模分別為15.6/4GW，延續(xù)22年下半年煤電投資積極度。按月份來看，22年8月開始，我國煤電核準、開工規(guī)模提速，9月為核準高峰期，新增核準規(guī)模為17.4GW，12月為開工高峰期，新增開工規(guī)模為14.6GW。按季度看，Q1/Q2/Q3/Q4的煤電新增核準規(guī)模分別為

9.3/10.2/30.9/34.8GW

，

Q1/Q2/Q3/Q4

的煤電新增開工規(guī)

模分別為5.7/10.3/15.6/25.9GW，22年四季度整體維持在較高水平。此外23年初至今煤電項目核準/開工規(guī)模分別為15.6/4GW，保供之下煤電投資積極性明顯提高，建設(shè)進度維持高位。23年初至今煤電新增核準規(guī)模15.6GW 23年初至今煤電新增開工規(guī)模4GWWind，電力圈，北極星電力網(wǎng)，北極星火力發(fā)電網(wǎng)，西南證券整理注：核準、開工項目統(tǒng)計時間截至2023年3月初；核準前公示、擬核準暫時計入核準；由于項目進度實時更新，同一項目可能出現(xiàn)在不同月份下的各個環(huán)節(jié)，手工統(tǒng)計存在一定誤差。2.33.33.03.3

4.02.04.39.42.68.714.62.0

2.016141210864201月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2023年1月2023年2月月度開工-裝機規(guī)模（GW）3.7

4.21.43.36.8

0.111.519.413.19.612.06.39.305101525201月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2023年1月2023年2月月度核準-裝機規(guī)模（GW）2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光24新建煤機項目多集中于缺電省份和風光大基地，且頭部效應顯著。分省份看：新建機組主要集中在缺電省份（廣東、江蘇、安徽、湖北、湖南等）和風光大基地（山西、內(nèi)蒙古、陜西、新疆等）。分運營商看：有煤炭資產(chǎn)的央企集團的新建機組項目占比較高。截至2023年3月初，國家能源集團以50GW遙遙領(lǐng)先，占比高達19.8%，頭部效應顯著。截至23年3月新建煤機項目分省份數(shù)據(jù) 截至23年3月新建煤機項目分運營商數(shù)據(jù)Wind，電力圈，北極星電力網(wǎng)，北極星火力發(fā)電網(wǎng)，西南證券整理注：統(tǒng)計的煤電項目環(huán)節(jié)包括：擬建、可研評審、簽約、核準、招中標、開工、建成投產(chǎn)等環(huán)節(jié)4035302520151050廣

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南古簽約規(guī)模（GW）開工規(guī)模（GW）核準規(guī)模（GW）投產(chǎn)規(guī)模（GW）江招/中標規(guī)模（GW）其它進度（GW）6050403020100能

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筑團簽約規(guī)模（GW）開工規(guī)模（GW）核準規(guī)模（GW）投產(chǎn)規(guī)模（GW）招/中標規(guī)模（GW）其它進度（GW）2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光252x1000MW火電機組設(shè)備費用結(jié)構(gòu)2x660MW火電機組設(shè)備費用結(jié)構(gòu)設(shè)備購置費用是火電投資的主要部分，其中三大主機設(shè)備費用占比一半以上。根據(jù)電規(guī)總院2020

年發(fā)布的《火電工程限額設(shè)計參考造價指標》，

在2x660MW

和2x1000MW機組中，設(shè)備購置費用占比分別為41.8%、42.2%，占比最大；機組設(shè)備費用支出包括鍋爐、汽輪機、汽輪發(fā)電機和其他，其中主機設(shè)備占比過半，分別為51.5%、59.0%。假設(shè)設(shè)備購置費用占比40%，主機設(shè)備占比平均為55%，按照前述22-24年火電投資額預測值3393億元測算，可粗略估算22-24年新增火電投資或?qū)蛹s746億元的主機設(shè)備投資，火電設(shè)備商將顯著收益。數(shù)據(jù)來源：電規(guī)總院《火電工程限額設(shè)計參考造價指標2020》2x660MW火電機組費用結(jié)構(gòu) 2x1000MW火電機組費用結(jié)構(gòu)13.0%25.9%19.3%41.8%建筑工程費用

設(shè)備購置費用安裝工程費用 其他費用25.6%42.2%20.3%11.9%建筑工程費用安裝工程費用設(shè)備購置費用其他費用28.7%48.5%15.5%7.3%鍋爐 汽輪機 汽輪發(fā)電機 其他35.2%8.7%

15.1%41.0%鍋爐 汽輪機 汽輪發(fā)電機 其他2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光電力圈，西南證券整理截至23年3月鍋爐單GW價格走勢 截至23年3月汽輪機和發(fā)電機單GW價格走勢26火電投資仍在高峰，刺激相關(guān)主機設(shè)備需求增加，單機價值逐步走高，火電設(shè)備商迎來曙光。鍋爐：受火電行業(yè)景氣度攀升影響，鍋爐價格中樞上移。2月7日，鍋爐單GW價格達5.82億元，較21年均價3.58億元提升62.6%，較11月均價6.23億元下滑6.6%。整體來看受火電行業(yè)景氣度攀升影響，鍋爐價格中樞明顯上移。汽輪機和發(fā)電機：自2021年中旬以來汽輪機和發(fā)電機價格波動性較小，總體穩(wěn)步增加。2月7日汽輪機和發(fā)電機單GW價格達3.7億元，較21年中旬價格3.36億元提升10.1%，較11月均價4.12億元下滑10.2%，整體來看，汽輪機和發(fā)電機價值仍有所提升。9876543210鍋爐（億元/GW）543210汽輪機和發(fā)電機（億元/GW）2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光27數(shù)據(jù)來源：北極星電力網(wǎng)，國家發(fā)改委，國家能源局，西南證券整理煤電機組靈活性改造支持政策不斷出臺，十四五期間計劃完成靈活性改造2億千瓦時。21年以來火電靈活性改造相關(guān)支持政策時間政策政策主要內(nèi)容2022年11月貴州省《關(guān)于推動煤電新能源一體化發(fā)展的工作措施（征求意見稿）》現(xiàn)有煤電項目，原則上新增新能源建設(shè)指標不占用公共調(diào)節(jié)能力。對未開展靈活性改造的，原則上不配置新能源建設(shè)指標；對開展靈活性改造的，按靈活性改造新增調(diào)峰容量的2倍配置新能源建設(shè)指標2022年8月《上海市能源電力領(lǐng)域碳達峰實施方案》加大煤電機組靈活性改造、燃機等調(diào)節(jié)電源項目建設(shè)力度，持續(xù)提升電源側(cè)調(diào)節(jié)能力。2022年8月陜西《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的實施意見》加快煤電機組深度調(diào)峰靈活性改造，強化省內(nèi)骨干網(wǎng)架和中心城市堅強智能電網(wǎng)建設(shè)。2022年7月內(nèi)蒙古《內(nèi)蒙古自治區(qū)燃煤自備電廠可再生能源替代工程實施細則（2022年版）》鼓勵燃煤自備電廠實施深度靈活性改造以增加電廠調(diào)峰空間。2022年4月《關(guān)于北部灣城市群建設(shè)“十四五”實施方案的通知》抓好煤炭清潔高效利用，推進煤電機組節(jié)能升級和靈活性改造。2022年3月《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》到2050年，靈活性電源占比達到24%左右，電力需求側(cè)響應能力達到最大用電負荷的3%-5%。2022年2月《關(guān)于促進工業(yè)經(jīng)濟平穩(wěn)增長若干政策的通知》推進供電煤耗300g標準煤/kWh以上的煤電機組改造升級，在西北、東北、華北等地實施煤電機組靈活性改造，加快完成供熱機組改造。2022年2月《關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見》全面實施煤電機組靈活性改造，完善煤電機組最小出力技術(shù)標準，科學核定煤電機組深度調(diào)峰能力。2021年11月《“十四五”能源領(lǐng)域科技創(chuàng)新規(guī)劃》因地制宜推廣低壓缸零出力、加裝蓄熱裝置、火-儲聯(lián)合調(diào)頻等火電靈活性提升改造技術(shù)。2021年11月《關(guān)于開展全國煤電機改造升級的通知》存量煤電機組靈活性改造應改盡改，“

十四五”期間完成2億千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3000-4000萬千瓦，促進清潔能源消納。2021年7月《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》鼓勵多渠道增加調(diào)峰資源，包括抽水蓄能電站、化學儲能等新型儲能、氣電、光熱電站、靈活性制造改造的煤電。2021年2月《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》對存量煤電項目優(yōu)先通過靈活性改造提升調(diào)節(jié)能力，結(jié)合送端近區(qū)新能源開發(fā)條件和出力特性、受端系統(tǒng)消納空間，努力擴大就近新能源電力規(guī)模。2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光2834%18%6%0%10%20%30%40%50%60%美國中國西班牙

德國靈活調(diào)節(jié)電源裝機占比按照增加調(diào)峰容量測算悲觀中性樂觀靈活性改造后增加的調(diào)峰容量（萬kw）300035004000單位調(diào)峰容量成本（元/kw）500100050010005001000火電靈活性改造投資規(guī)模（億元）150300175350200400按照靈活性改造容量測算火電靈活性改造容量（億kw）2靈活性改造成本（元/kw）60180火電靈活性改造投資規(guī)模（億元）120360國內(nèi)靈活性電源裝機占比較低，提升空間較大。據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的《煤電機組靈活性運行政策研究》中數(shù)據(jù)顯示，美國/西班牙/德國占比分別為49%/34%/18%，而我國的靈活性電源（火電靈活性改造、抽水蓄能和燃氣發(fā)電等）占比為6%，相比于歐美等國的靈活性電源調(diào)節(jié)能力明顯偏低。據(jù)《

“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中顯示，預計2025年我國靈活調(diào)節(jié)電源占比達到24%左右，未來的提升空間較大?；痣婌`活性改造規(guī)模超百億，發(fā)展空間較大。分別按照增加的調(diào)峰容量和靈活性改造容量對火電靈活性改造規(guī)模進行測算。假設(shè)增加的系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力為35GW的中性情形下，規(guī)?？蛇_175-350億元；假設(shè)按照靈活性改造容量2億千瓦測算，預計規(guī)模為120-360億元。兩種測算方式下，火電靈活性改造未來市場規(guī)模均超過百億，火電靈活性改造發(fā)展?jié)摿^大。國內(nèi)靈活性電源裝機占比較低 火電靈活性改造投資規(guī)模測算49%中電聯(lián)，國家發(fā)改委，能源局，《高比例可再生能源電力系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)及發(fā)展挑戰(zhàn)》卓振宇，西南證券整理2.1

火電：業(yè)績有望扭虧+建設(shè)投資加速，運營商及設(shè)備商迎來曙光22年以來電力輔助服務(wù)及容量電價相關(guān)政策29數(shù)據(jù)來源：國家能源局，政府官網(wǎng)等，西南證券整理火電靈活性改造會導致機組容量利用率下降，增加火電運行成本。在雙碳背景下，我國正加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力結(jié)構(gòu)，但是以光伏和風能為代表的新能源發(fā)電出力不穩(wěn)定，靈活性不足，火電地位轉(zhuǎn)變，靈活性改造成為火電發(fā)展新方向。這將造成火電機組容量利用率下降，22年3月以來火電利用小時

數(shù)均有所下降，疊加技術(shù)改造成本，火電運行成本將增加。各地已陸續(xù)出臺容量補償政策，或為火電企業(yè)開辟第二增收途經(jīng)。山東、內(nèi)蒙古、甘肅、云南、安徽等地已出臺電力輔助服務(wù)或容量補償政策。22年以來火電利用小時數(shù)有所下降時間政策政策主要內(nèi)容2022年12月《安徽省電力中長期交易實施方案（2023年版）》30萬千瓦級及以上燃煤發(fā)電機組年度雙邊合同電量不低于2022年全省市場化合同利用小時（不含電網(wǎng)代理購電暫按3800小時）的90%，不足部分按基準電價的差價結(jié)算。市場主體合同偏差電量允許范圍為-5%~+5%，超出部分偏差電量按現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價10%繳納偏差考核電費。售電公司產(chǎn)生的季度偏差考核電費，與其二級用戶各承擔50%。2022年12月《云南省燃煤發(fā)電市場化改革實施方案（試行）》設(shè)立燃煤發(fā)電調(diào)節(jié)容量市場。試行期先按煙煤無煙煤額定裝機容量的40%參與燃煤發(fā)電調(diào)節(jié)容量市場交易（褐煤發(fā)電企業(yè)暫不參與），并根據(jù)市場供需變化動態(tài)調(diào)整。燃煤發(fā)電調(diào)節(jié)容量價格由買賣雙方在220元/千瓦·年上下浮動30%區(qū)間范圍內(nèi)自主協(xié)商形成。2022年9月《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則（征求意見稿）調(diào)峰容量市場成員包括市場運營機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)、省內(nèi)

10

萬千瓦及以上火電廠（不含自備電廠）、電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施、水電新能源企業(yè)及市場化電力用戶。采用“單邊競價，邊際出清”模式。補償費用在調(diào)峰能力未降至額定容量50%以下的火電機組或未參與調(diào)峰容量市場交易的火電機組、新能源市場、水電廠、市場化電力用戶之間進行分攤。2022年9月《內(nèi)蒙古自治區(qū)蒙東電網(wǎng)電力市場化需求側(cè)響應實施細則》參與主體在響應時段同時滿足以下三個條件則認定為有效響應：一是最大負荷小于基線最大負荷，二是平均負荷小于基線平均負荷，且實際負荷響應率不小于80%，三是響應時長為全時段響應。1）當實際負荷響應率低于

80%時，響應無效；2）當實際負荷響應率在

80%（含）-120%（含）之間時，按有效響應電力進行補償；3）當實際負荷響應率在

120%（不含）以上時，120%以內(nèi)部分按有效響應電力進行補償，120%-150%部分按有效響應電力乘以

0.8

倍進行補貼。超出

150%部分不予補貼。2022年5月《關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》完善調(diào)峰調(diào)頻電源補償機制，加大煤電機組靈活性改造、水電擴機、抽水蓄能和太陽能熱發(fā)電項目建設(shè)力度，推動新型儲能快速發(fā)展。2022年3月山東省《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通知》山東容量市場運行前