新型电力系统行业深度研究系列五：边际改善利润修复，电改促火电价值重估

新一轮电改周期催化下，电源侧重点在于构建适配新能源大规模增长的新型电力系统，量的角度来看，需要火电发挥基荷作用+调节能力；价的角度来看市场化价格机制和收益机制，火电收益模式将转变。 电力建设需要解决各省电源互济和尖峰负荷不足问题 电量问题空间分布不均，我们计算全计新能源快速装机带来发电量增长虽然能够覆盖用电增速需求，但当前电量问题已经延伸为①各地区分布不均 ②可再生能源波动性③大基地配套电网输送能力相对滞后。 负荷时空不均，我国用电需求呈现“日内双峰、夏冬双峰”特点，新能源无法跟踪负荷波动，随着经济转好&极端气候推升用电量增加，最高用电负荷显著提升，中电联预计今年夏季全国最高用电负荷约13.7亿千瓦左右，同比增加8000万千瓦至1亿千瓦，电力保供形势严峻，系统对于电量充裕度和灵活性资源需求较高，需火电等常规电源支撑。 电改推动火电价值重估 1）现货市场促进火电收益理顺，部分省份已完成现货市场模拟试运行，各试点省现货市场形成了初步反应实时供需的市场价格信号，价格波动也体现了电力不同时段的价值。 2）煤价下行促进盈利修复，进入迎峰度夏期间，电厂日耗增加，煤价慢提升，电厂库存基本充沛，迎峰度夏过后，动力煤价格回归到年初低价区间，非电需求处于弱修复区间，动力煤全年仍处于下行区间。 3）辅助服务市场，新版两个细则中补偿规定“谁提供、谁获利”，第三监管周期将系统运行费用单列，促进费用向用户侧传导,ROE水平有望提升。 4）容量市场，容量市场收益是火电机组提供电力系统充裕度价值的稳定收益，极大促进火电机组进行灵活性改造的意愿，目前云南、山东等地给予容量市场或容量补偿费用，有望全国推行。 三大选股逻辑：装机增量+高负荷地区+煤价弹性较高 我们选股逻辑为“有装机增量+高负荷地区+煤价弹性较高”地区标的，有装机增量保障公司优质资产持续提升，高负荷地区保障用电量，保障相对较高利用小时数，本轮煤价下行周期内，过去高价买入市场煤标的本轮盈利修复弹性更高。 投资建议 重点推荐全国性发电龙头华能国际，国家能源集团旗下，煤电联营优势明显的国电电力，安徽地方火电龙头皖能电力，广东地区高负荷用电中心区域粤电力A，宝新能源，浙江省属火电企业浙能电力。 风险提示：电改推进不及预期、火电建设不及预期、煤价波动。 重点推荐标的简称华能国际国电电力皖能电力粤电力A宝新能源浙能电力 投资聚焦核心逻辑 从2015年“9号文”新一轮电改开启，我国发电侧将从“计划电价”逐步过度到“市场化电价”，陆续完善电价机制，逐步传导发电侧成本，火电上网电价目前为“基准价±20%溢价”，在电力供需紧缺，煤价成本高的情境下，2022年度交易结果来看，各地中长期交易电价均顶格成交，因向上幅度受限，表明电价机制还不具备完全市场性。 当前节点下我国电力市场分为两个模式，第一个模式以广东、山东、山西、内蒙古等地为代表实施中长期交易+现货市场模式，另一模式为未开启电力现货市场，其他省份以年度交易+月度交易为主。我们观察到2023年至今各省积极推进电力现货市场建设，大部分省份已经完成模拟试运行，具备长周期结算试运行条件，我们预计2024-2025年将会以省级市场为单位迅速开展现货市场结算。 火电角色将从基荷电源逐步转为保障性+调峰电源，通过第一批现货试点省份结算价格发现，火电依托发电能力灵活性充分受益现货市场，电量时间维度价值有望被放大，同时“能涨能跌”市场化机制有利于成本传导，有效缓解“煤电顶牛”情景。 创新之处 本篇报告深度分析当前节点下我国电力系统建设面临的电量问题和负荷问题，并分析新一轮电力体制改革带动煤电的收入-成本边际变化，通过三重选股逻辑“有装机增量地区+高负荷地区+煤价弹性”筛选推荐标的。 投资看点 火电板块短期博弈煤价下行带动边际改善，长期来看现货市场建设+辅助服务费用传导+容量电价等政策有望相继出台，火电价值重塑 1.电力建设解决问题：各省电源互济&尖峰负荷不足 1.1电量问题：电源分布问题与传输能力滞缓 全国基础发电量已经满足用电需求。回顾2012-2022年中电联发布的电力工业统计数据来看，如果只考虑全社会用电量和发电量数值，当前全国发电量已满足用电需求，2021年发电盈余646亿千瓦时，依据国家统计局电折标煤系数（每千瓦时折0.1229kg标煤），盈余标煤793.9万吨标煤，2022年全国电力供需总体紧平衡，仅考虑规模以上发电量2022年为8.39万亿度，全国发电量将高于此数值，满足2022年全社会用电量8.6万亿度用电需求。 距2025年全国用电需求还有1.4万亿度电量需求。依据中电联发布《中国电力行业年度发展报告2022》所预测，以2025年全社会用电量为9.5万亿千瓦时计算下，年均电力需求增速为3.22%，以年均4.8%，2022年用电量为8.6万亿度（中电联《2022年1-12月电力消费情况》）为基准计算，2025年实际用电量为9.94万亿度。 我们认为2022年全社会用电量偏低（仅增长3.6%，2012-21年平均值为5.92%）主要系疫情影响工业企业开工，同时降水、极端气候、燃料价格过高等影响发电量进而压制迎峰度夏（冬）电力需求，在当前节点下，国际环境边际逐渐改善、居民消费动力持续释放、工商业用电将快速增长，我们认为到2025年用电增速将至少保持年均5%增速，2025年全社会用电量将达到10万亿度，与2022年相比还有1.36万亿度电量需求。 图表1：2012-2022全国发电量、全社会用电量、发用差值走势（亿千瓦时） 各省电力结构和电源结构存在差异。各省发电资源禀赋不同，以2022年发电量数据来看，北京、上海、天津、安徽、山东等18个省份火电发电占比均70%以上，四川、云南、西藏水电发电量均为80%左右，湖北、青海水电发电量也占比40%左右。 图表2：2022年各省各类型发电量数据（以火电发电量排序） 发用电量缺口来看，用电稀缺省份电力需求逐渐拉大，盈余省份电力供应能力收窄。各省发用电量与区域经济发展、自然资源结构紧密相关，经济高度发达省份用电量需求较高，我们以地方用电量与发电量数据差值作为衡量电力缺口标准之一，我们根据国家统计局数据为例（31个省市），2022年存在电力缺口省、直辖市为18个，承担向外省输出电力省份为13个，并且随着地方产业快速发展，存在供电缺口城市，17-21年总缺口为9,154亿kWh，22年则为13,151亿kWh，缺口增大3,997亿kWh，我们反观盈余电力17-21年平均为11,241亿kWh，22年则为10,663亿kWh，各省盈余电力相对收窄578亿kWh。 图表3：2017-2022年各省发用电缺口情况（亿kWh） 东部地区需要西部高强度输电互济才能满足。虽然电网跨省，但各省独立核算，本省发电盈余后通过电网输给其他省（市）则为输出电量，本省发电不够则需要国家统筹调入其他省（市）电量，这部分为输入电量，净输入电量（输入电量-输出电量）实际各省电量流向问题。 根据中电联披露的各省份月度输入输出数据显示，2022年全国整体净输出973亿度，相比2017-21年平均值479亿度提升103.2%，反映出全国整体供电量能力提升，输入电量大省主要集中在珠三角、长三角、京津冀地区，前五省市依次为广东、浙江、江苏、山东、河北，输出电量大省主要集中在水电、坑口煤电、风光资源大省，前五省依次为内蒙古、云南、四川、山西、新疆，供电大省除满足自身电力需求外还承担保供全国重要作用。 图表4：2017-2022年各省净输入电量情况（亿千瓦时） 西电东送主要形成北、中、南三路送电线路，配套大基地项目风光水火储打捆送出。清洁能源基地有9个，分别在金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽。海上风电基地在广东、福建、浙江、江苏、山东等。我国已建成的西电东送基地主要以水电、火电等传统电源为主。“十四五”时期，西电东送将以综合能源基地开发为主。综合能源基地开发以风电、太阳能发电、水电等清洁电源为主，并因地制宜地配置必要的基础性电源，以及合理比例的储能设施，未来特高压将配套大基地项目风光水火储打捆送出。 北部通道：新疆、山西、内蒙古、宁夏等地的火电、风电等、黄河上游水电，主要支援北京、天津、河北等地。 中部通道：四川、湖北等地的三峡和金沙江干支流水电送往华东地区。 南部通道：云南、贵州的水力发电，主要支援广西、广东等地。 电网规划全国一盘棋，各地积极建设支撑性电源保障能源供应。各省电力结构不同，四川、云南、西藏高比例水电、三北地区风光发电量逐年提升，在自然资源波动性、随机性，发电能力可能突然变化，如2022年8月夏季气候异常干旱导致水位下降，水电发电能力走弱，四川基荷电源火电装机容量较低、无法弥补水电发电缺口（2021年四川火电18.25GW，占全省装机15.96%），同时四川省内向家坝、洛溪渡等梯级大型水电站均由国家统筹调配，外送签订长协，省内省外有固定分配比例，挤压省内用电。 图表5：2019-23年7月三峡水库站历史水位（米） 图表6：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图 缺电时，用电需求持续推升，通道满载运行，支撑性电源需求明显。2017-22年四川电力消费量CAGR为10.39%，川渝地区电网建设相对落后，主网多回水电通道满载，通道承载能力有限，存在发电基地“涡电”和负荷中心缺电并存现象。依据《四川省“十四五”能源发展规划》，四川省内具有季及以上调节能力的水库电站装机不足水电总装机的40%，调节能力不足。2022年8月份，国网四川电力公司表示，缺电期间，国网通过德宝直流（±500kV）、川渝联网等8条输电通道输电，每天输送四川全省电量超1.3亿度，但高温期，居民日用电量最高飙升至4.73亿度，最大电力负荷和总体电量均存在明显缺口，因此在完善本地电网线路的同时也应当加大支撑性电源的投资。 图表7：2025年四川省际特高压工程规划示意 特高压输电通道利用率整体形势向好，可再生能源输送率逐年提升。2021年17条直流特高压线路年输送电量可再生能源电量2871亿千瓦时，同比提高18.3%，可再生能源电量占全部直流特高压线路总输送电量的58.7%。国网运营的13条直流特高压线路总输送电量4048亿千瓦时，其中可再生能源电量2032亿千瓦时，占总输送电量的50.2%；南方电网运营的4条直流特高压线路输送电量839亿千瓦时，全部为可再生能源电量。 图表8：2021年17条特高压直流线路输送电量情况 部分线路存在源网不同步，送受两端未达成协议问题。特高压输电能力爬升有一个过程，并非投产后利用率满送，主要影响因素为，1）源网建设不同步，风光大基地电源侧建设超前于电网建设，相关外送通道处于前期阶段，后续第二批、第三批风光大基地建成后电力送出存在瓶颈。2）依据大基地清洁能源开发要求，大基地区域内的风、光、水等资源和煤电配套电源、电源侧储能、电力外送消纳能力需统筹考虑，同时送受两端协议部分未达成，因此建设缓慢。 我们认为，虽然当前全国整体新能源快速装机带来发电量增长已经覆盖用电增速需求，但当前电量问题已经延伸为各地区分布不均，可再生能源波动性和大基地配套电网输送能力相对滞后情况下，应当关注各省基荷电源建设情况，1）如东部用电需求高峰省份煤电建设，2）西北地区保障新能源消纳及输送，建议关注大基地配套的风光水火储一体化建设。 1.2负荷问题：供应与尖峰负荷错位 用电负荷是用户电能设备在某一时刻向电力系统取用的电功率的总和。 随用户侧电气化程度提升，尖峰负荷已由过去点负荷发展为时段性尖峰负荷，在《考虑尖峰负荷特性指标的用户用电行为分析》一文中认为：在一定时段内电力负荷持续超过或达到峰值一定百分比，以最大负荷的90%、95%、97%部分均认为是峰值负荷，国家发展改革委下发《关于进一步完善分时电价机制的通知》中表明“尖峰时段根据前两年当地最高负荷的95%及以上用电负荷时段确定”，持续性时段性的峰值负荷将会对电力系统安全运行造成明显冲击。 风光发电间接