2024年电力行业分析

www.lhratings.com研究报告1 2024年电力行业分析 联合资信工商评级四部|黄露 2023年电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，但在极端天气、用电负荷增长以及燃料不足等特殊情况下，局部地区存在电力供应不足的问题。 近年来，能源供应和环境保护等问题逐步凸显。在政策导向下，国家电源结构向清洁能源偏重明显，并开始布局储能配套设施，在资源优势区域稳步推进大基地项目等，带动风电和太阳能发电新增装机量大幅提升。为保障电力供应稳定性，目前火电仍占据较大市场。由于动力煤等燃料价格仍处高位，火电企业成本控制压力仍较大。 预计2024年中国电力供需总体平衡，但局部地区高峰时段电力供应或偏紧。未来，电力行业将在科技创新力推动下着力保障安全稳定供应、建立健全市场化电价体系及加快推动新型电力系统建设。 一、电力行业概况1 1.总括 火电仍是当前中国电力供应的最主要电源，但在政策导向下，清洁能源投资金额及占比均快速提高，风电和太阳能发电增幅明显，对火电替代作用日益突显。伴随着经济快速复苏，2023年，中国电力投资完成额及发售电量规模均同比增长。 受农村电网巩固提升、电气化改造及配电网高质量发展需求等影响，中国电网建设保持较大投资规模。2023年，中国电网工程建设完成投资5275亿元，同比增长5.4%。受电力需求增长以及电源结构调整等政策导向影响，中国电源工程投资整体保持快速增长趋势，并逐步超过电网建设投资。2023年，中国主要发电企业电源工程投资为9675亿元，同比增长30.1%，增速同比提高7.3个百分点。其中，风电和太阳能发电项目投资占电源工程投资的比重由2019年的47.4%提升至2023年的69.3%。 图1近年中国电源及电网投资情况 资料来源：联合资信根据中电联数据整理 装机容量方面，2023年，中国新增发电装机容量3.7亿千瓦。受能源转型规划和大基地项目推进影响，新能源装机增量明显。其中太阳能发电新增装机容量2.2亿千瓦（含9628.6万千瓦分布式电站），占新增发电装机总容量的58.5%。截至2023年底，中国全口径发电设备装机容量29.2亿千瓦。其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重首次突破50%至53.9%，延续绿色低碳转型趋势。 1报告中数据主要来自于中国电力企业联合会（以下简称“中电联”） 图2近年中国发电装机容量变动情况 图3截至2023年底主要电力装机构成情况 资料来源：联合资信根据中电联数据整理资料来源：联合资信根据中电联数据整理 用电需求方面，受同期基数偏低以及国民经济回升向好影响，电力消费增速同比提高。2023年，中国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%。其中，第二产业用电量约占65.8%，同比增长6.5%；第一、三产业用电量同比分别增长11.5%、12.2%。 发电机组运行方面，2023年，中国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时数为3592小时，同比减少101小时。其中，水电机组利用小时同比减少285小时，主要系年初主要水库蓄水不足及上半年降水持续偏少所致；煤电机组利用小时同比提升92小时，有效弥补了水电出力下降问题。2023年，中国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，煤电发电量占总发电量比重接近六成，仍是当前中国电力供应的主力电源。此外电力市场化持续推进，2023年，中国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.6个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量4.43万亿千瓦时，同比增长7%。 图4中国发电量、用电量情况图图52023年主要电源发电量占比情况 资料来源：联合资信根据中电联数据整理资料来源：联合资信根据中电联数据整理 2.核电概况 中国核电装机规模稳步增长，机组整体运行稳定，利用效率保持在很高水平。 中国核电主要经营主体包括中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、国家电力投资集团有限公司和中国华能集团有限公司。近年来，伴随核电技术的提升以及对核电安全风险把控考虑，中国核电装机容量稳步增长。根据中电联数据，截至2023年底，中国核电装机容量为5691万千瓦，占全国发电装机容量的1.95%。其中，2023年内石岛湾核电站、防城港核电站3号机组正式投入商业运营。 机组运行方面，2023年，中国运行核电机组利用小时7670小时，同比提高54小时，带动发电量同比增长3.7%。 图6中国核电装机容量和发电量情况 资料来源：联合资信根据中电联数据整理 核电技术方面，2018年以来，中国核电机组已进入集中投运期。其中，三门核电站为AP1000技术的全球首堆，海阳核电1号为全球第二台AP1000机组，台山1号机组运用法国EPR技术，均为三代核电机组；目前该等机组各项技术指标均符合设计要求、机组状态控制良好，其正式投产标志着中国三代核电机组的技术安全水平已基本达到相关标准。2023年，全球首座第四代核电站——山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站正式投入商业运行，标志着中国在第四代核电技术研发和应用领域达到世界领先水平。 3.水电概况 水电为中国最主要的可再生能源。根据资源区域分布，中国正逐步形成十三大水电基地。伴随大型水电站项目陆续投产发电，中国水电装机规模保持增长态势；但受 来水情况影响，机组运营效率有所波动。 从空间分布看，中国水电资源总量的75%集中在西部地区，其中云南、四川、西藏三省（自治区）占比约60%。资源区域分布差异决定了中国“西电东送”的基本格局，包括“北、中、南”三大输电通道。中国正逐步形成十三大水电基地，规划总装机容量超过2.86亿千瓦，对实现水电流域梯级滚动开发、实行资源优化配置、带动西部经济发展均起到了重大促进作用。 图7中国十三大水电基地分布图 资料来源：公开资料 中国整体水资源有限，未开发流域部分电站开发难度较大、成本较高。近年来，受政策扶持以及前期建设大型电站的陆续投产，中国水电装机容量持续增长。截至2023年底，中国水电装机容量4.2亿千瓦，占中国发电装机容量的14.38%，相较于风电和光伏装机容量的快速增长，水电装机占比有所下降。 水电机组发电效率受资源波动影响较大。近年来，中国水电设备利用小时持续下降。2023年，中国6000千瓦及以上水电厂发电设备利用小时数3133小时，同比减少285小时，导致水电发电量同比下降5.6%。其中，因年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，2023年上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%；下半年降水形势好转以及上年同期基数低，8－12月水电发电量转为同比正增长。 图8中国水电发电量情况 资料来源：联合资信根据中电联数据整理 二、行业关注及政策调整 1.煤炭价格波动及煤电价格调整 煤炭价格受供需影响波动较大，2020年下半年以来煤炭价格涨幅明显，对此，政府采取一系列措施引导煤炭价格理性回归以及成本传导提升电价等。2021年第四季度以来，煤炭价格逐步回调并保持高位震荡，电价水平有所提升，煤电企业整体盈利有所恢复，但截至目前仍存在较大成本控制压力。 2020年下半年以来，在安全检查、大秦铁路检修、进口煤限制等多重因素影响下，中国煤炭产量增速放缓，进口煤量同比下降，煤炭供不应求导致其价格快速拉升，进而严重激化煤、电价格矛盾。对此，中国政府采取一系列措施，如优先确保发电供热用户的长协合同资源及履约、鼓励符合条件的煤矿核增生产能力，增强煤炭保供。在多重政策引导下，2021年第四季度，煤炭价格有所回落。2022年1月，受冬奥会临近华北地区电厂集中补库存等因素影响，动力煤价格触底反弹；2月以来，随着完善煤炭定价机制及设定煤炭价格合理区间2政策发布以及长协煤占比提升影响，动力煤价格保持稳定。2023年四季度以来，受冬季保供需求增加以及煤炭产量有所下滑影响，煤炭市场价格波动加大。《2024年能源工作指导意见》中也明确了持续增强保供能力、推进煤炭稳产增产的目标。先进产能释放将有助于煤炭供需回归平衡，带动煤炭价格合理回落。同时，伴随技术水平的提升，煤炭开采行业也逐步加强智能化建设，2024年3 2秦皇岛港下水煤（5500千卡）价格合理区间为每吨570~770元，山西、陕西、蒙西煤炭（5500千卡）出矿环节价格合理区间分别为每吨370~570元、320~520元、260~460元，蒙东煤炭（3500千卡）出矿环节价格合理区间为每吨200~300元 月，国家能源局印发《煤矿智能化标准体系建设指南》指出，到2030年基本完善智能 化煤矿设计、建井、生产、管理、运维、评级等环节的系列标准，并加快成果转化，推动煤矿优质产能释放，或将进一步加强保障煤矿安全高效生产，逐步降低成本。 此外，针对煤价高企导致煤电企业经营亏损问题，2021年10月，国家发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，且对高耗能企业市场交易电价，规定其不受上浮20%限制，有效增强了煤电企业成本传导。2023年11月，国家发改委和能源局联合印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，将煤电单一电价机制调整为两部制电价机制，即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本，将有助于煤电企业在调峰限电情况下稳定收益。 图9秦皇岛港5000大卡动力煤价格变动情况 资料来源：Wind 2.碳减排及电源结构调整 随着碳减排等政策的陆续出台，中国电源结构将加速调整，清洁能源占比将提升，火电调峰作用逐步突显。 “3060目标”已被纳入“十四五”规划建议，电力行业为首个由试点向全国推广碳排放交易的行业，一方面需严控火电煤耗，另一方面需大力发展清洁能源。火电方面，2021年10月，国家发改委和国家能源印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，2024年 1月中电联印发《燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》（征求意见稿），均明确要求新建机组类型及压降煤耗标准，不断推进煤电机组灵活性改造。清洁能源方面，2022年8月，国家发改委、国家统计局和国家能源局印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，2023年8月，国家发改委、财政部和国家能源局印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消 费的通知》，明确将绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，提升了绿证的权 威性、唯一性和通用性，并明确了绿证交易平台、交易方式、交易收益等规范，将有助于激发绿电消费的市场活力。2024年2月出台的《碳排放权交易管理暂行条例》首次以行政法规的形式明确了碳排放权市场交易制度，为碳市场健康发展提供了法律保障。此外，2024年3月，国家能源局和国家发改委陆续印发《2024年能源工作指导意见》和 《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，提出大力推进非化石能源高质量发展要求，包括稳步推进大型风电（含海上风电）和光伏基地建设、因地制宜加快推进分散式风电和分布式光伏发电开发，以及编制主要流域水风光一体化基地规划等，并明确了可再生能源发电项目上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。其中，保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量，在大力推进可再生能源装机增量的同时为电力消纳提供一定保障。 截至2023年底，中国非化石能源发电装机约占全国发电总装机的51.9%，在全球可再生能源发电总装机中的比重接近40%；2023年中国可再生能源新增装机约3亿千瓦，约占中国新增发电装机的82.7%，占全球新增装机的一半，超过世界其他国家的总和。根据《2024年能源工作指导意见》，预计2024年中国非化石能源发电装机占比将提高到55%左右，风电和太阳能发电量占全国发电量的比重将达到17%以上。 3.配电网安全管控及储能配套 电网建设仍有待加强，部分地区可再生能源装机的快速增长将加大