今年上半年，受天气及煤炭等多重因素影响，火电行业整体呈向好态势。火电行业边际改善利润修复，电改促火电价值重估。
一、政策加持，电力板块持续走强
消息面来看，9月4日，工业和信息化部发布《电力装备行业稳增长工作方案（2023—2024年）》，其中提出，发挥电力装备行业带动作用，同时考虑目标可实现性，通过实施一系列工作举措，稳定电力装备行业增长，力争2023-2024年电力装备行业主营业务收入年均增速达9%以上，工业增加值年均增速9%左右。
对此，接受记者采访的排排网财富研究员隋东表示，工信部推出四方面举措来助推电力装备行业稳增长，利好电力板块。接下来，一方面，随着经济的持续回暖，电力需求增速有望逐步恢复，进而带动未来电力需求维持刚性增长，同时发电侧表现有望持续向好。另一方面，电力板块整体估值处于较低水平，且具有高股息率的特性，因此，电力板块具有较高的投资性价比。
市场需求方面，近日，电力规划设计总院发布的《中国电力发展报告2023》提到，2022年，我国电力需求稳步增长，全社会用电量达到8.6万亿度，同比增长3.6%，用电结构持续优化，保持由二产用电向三产居民生活用电转移的趋势。未来三年，预计全国电力需求仍将保持刚性增长。
业绩方面，电力板块内95家发布2023年半年报的公司中，有60家公司今年上半年归母净利润实现同比增长，占比超六成。
“今年上半年，电力行业的利润表现喜人。从多家电力行业上市公司的业绩报告和业绩说明会内容来看，许多企业将重点放在新能源发电领域。此外，随着新能源产品的不断面市，用电需求也同步增长。对新能源领域的投资也成为电力行业发展的重点方向。”黑崎资本基金经理曾盛在接受记者采访时表示。
二、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。
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。
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。
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。
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。
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。
三、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。风光发电间接性无法满足用电“双峰”灵活性调节。中长期内，我国可以大规 模应用的成熟发电技术主要包括燃煤、燃气、水电、核电、风电、光伏等 6 种技术， 其中风电、光伏、水电、核电是可以继续扩大规模的清洁低碳的发电方式。但该几 种技术均无法满足系统对于灵活稳定的需要，我国用电需求有“日内双峰、夏冬双 峰”的特点，而风光出力受光照、风力波动极大，而核电为保证安全运行，通常以 及其稳定的出力带基荷运行，都无法去跟踪负荷的波动，因此系统对于灵活性的需 求仍需火电、水电等常规电源支撑。
预计 2023 年全社会用电量 9.15 万亿千瓦时，同比增长 6%。随着疫情全面好转， 稳增长政策落地显效，叠加今年夏季高温天气影响，用电量稳定提升，依据国家能 源局数据，2023 年 1-6 月全社会用电量累计 4.3 万亿千瓦时，同比增长 5%，同时中 电联发布《2023 年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中提到预计 2023 年全 年全社会用电量 9.15 万亿千瓦时，同比增长 6%左右。夏季高温催化用电量需求，2023 年夏季全国最高用电负荷提升 8000 万千瓦至 1亿万千瓦。2022 年夏季高温期间 8 月用电量 8520 亿千瓦时，同比增长 12%，终端电 气化率提升加速最高用电负荷提升，2023 年夏季多个省市已出现最高负荷。浙江省，预测今年迎峰度夏阶段的最高负荷将达到 1.15 亿千瓦，同比增速超 10%。陕西省，根据国网陕西电力公司的消息，2023 年夏季陕西电网最大负荷或达 4380 万千瓦，同比增长 10.2%。南方电网预计，在 2023 年迎峰度夏期间，南方电网最高负荷将达 2.45 亿千瓦， 同比增长 10%，中电联预计 2023 年夏季全国最高用电负荷越 13.7 亿千瓦左右，比 2022 年增加 8000 万千瓦，电力保供形势严峻。
负荷波动性加剧，用电负荷增速高于用电量增速。夏季高温天气使多个省级电 网峰值负荷创历史新高，较 2021 年峰值提升明显。以新能源汽车、电采暖为代表的 电力产品在用户终端占比不断提升，用电负荷波动性将进一步增大，随着“煤改气” “煤改电”等清洁取暖改造规模扩大，增加了冬季电网负担，影响用电负荷。在 2010-2021 年间，国内多个省市呈现用电负荷增速与用电量增速的剪刀差进一步扩 大，我们认为未来用户侧与电网侧的交互越来越多，电动车充电站、轨道交通系统、 楼宇变频通风系统等设施增多，均会持续对电网稳定性形成冲击。
最高用电负荷当月增速相对发电量当月增速较快。用户端电气化程度提升推动 用电负荷提速，大规模新能源发电相对不稳定，发电能力有制约，我们观察到最高 用电负荷增速明显高于发电量当月值增速，已经并网的发电设备实际发电能力与电 网最高负荷增速缺口或许增加。
四、下半年展望：煤电周期上行在途，电改引领价值重估
1、电量展望：疫后复苏背景下电力消费高增速可期
电力消费展望：疫后经济复苏超预期，用电量增速或将达到 6%。2023 年 4 月，国家统计 局发布一季度国民经济数据，2023 年一季度国内生产总值同比增长 4.8%，环比增长 1.3%， 实现国民经济平稳开局。在经济恢复推动下，全社会用电量增长也有望在年内实现高增速。 2023 年 1 月 19 日，中电联发布《2023 年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计 2023 年全国全社会用电量 9.15 万亿千瓦时，比 2022 年增长 6%左右。
电力消费高增速的预期背景下，煤电电量高增速可期。在电力需求增量空间扩大和新能源 电量占比较低的前提下，即便新能源保持发电量高增速，也无法全部消化电力需求增量空 间。而刨去装机和利用小时数较为稳定的核电、气电和生物质发电的增量后，剩余电力需 求增量空间就需要水电与煤电的增量来填补。据我们测算，假定 2023年煤电机组装机新增 4000 万千瓦，气电装机新增 1000 万千瓦，水电装机新增 500 万千瓦，核电装机新增 150 万千瓦，风电装机新增 7000 万千瓦，光伏装机新增 11000 万千瓦。即便水电发电量和 2021 年来水较好的情况持平，在 6%的全社会用电量增速下，煤电电量的增速将可达到 3.58%。而据中新网报道，今年以来，云南省平均降水量较常年同期偏少 6 成，为近 10 年 同期最少，云南电解铝企业已于今年 2 月再度拉闸限电。因此，年内水电出力恐将不及预 期，煤电电量增速有望进一步抬升。
风光电量仍将保持高增速增长，渗透率有望年内突破 15%。2023 年 4 月 6 日，国家能源局 发布《2023 年能源工作指导意见》，提出“非化石能源发电装机占比提高到 51.9%左右， 风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到 15.3%。”的目标。我们假设 2023 年年内新 增风电和光伏并网装机可达18000万千瓦左右，根据测算（基准情景下），风电与光伏发电 量之和的占比可提升至 16.1%。 风光持续快速渗透，消纳压力或将显现。我们认为，高比例新能源接入下的电网将面临系 统性成本快速抬升的问题，辅助服务费用或将出现指数式的上升。以国内情况为例，2019 年全国新能源电量占比为 7%，国家能源局公布全国辅助服务费用占全社会电费比例为 1.47%；而根据山西电力现货市场的经验，在 2022年新能源电量占比达到 16%时，其辅助 服务电费占全社会电费比例为5%左右。因此，在新能源渗透率翻一番时，辅助服务费用即 系统调节成本出现了接近翻两番的情况，呈指数性抬升。
2、电价展望：电价随市场化改革推进持续高位，多角度实现上涨
从电价角度看，随着电力市场化改革的不断推进，市场化电量占比不断提高，各地现货市 场建设的不断开展，电价有望从电能量、辅助服务和容量三部分实现多角度上涨。 电能量方面，2023 年年度电力长协签订完毕，部分省份年度交易价格上涨明显。同时，月 度交易价格中电网代理购电均价也出现同比进一步上涨的情况。电能量价格部分已经出现 明显的上浮。除此之外，各地电力政策也在为以煤炭为主的一次能源价格建立疏导机制。 广东省能源局在《关于 2023 年电力市场交易有关事项的通知》（粤能电力〔2022〕90 号） 中提出“一次能源价格波动传导机制”，即允许综合煤价高于一定值时，煤机平均发电成本 超过允许上浮部分将按照一定比例疏导至工商业用户终端。展望年内，煤电电能量部分有 望出现突破 20%上限限价的增量上涨。
辅助服务方面，随着新能源对电力系统的快速度高比例渗透，系统性调节需求将随着日益 增大的新能源波动性和间歇性而提高，灵活性调节资源的辅助服务调用费用有望受益于供 需关系实现价格上涨。在“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的辅助服务市场原则下， 辅助服务费用分摊范围将从原先的发电侧电源端“零和博弈”扩展至包括新能源在内的发 电机组和市场用户。根据山西电力现货市场的经验，在 2022 年新能源电量占比达到 16% 时，其辅助服务电费占全社会电费比例为 4-5%，相较于全国水平已经出现明显上涨。因此， 随着全国新能源渗透率在年内突破 15%，辅助服务费用分摊或将有望实现新一轮的可观上 涨。
容量补偿机制是保证煤电电源成本回收，保证电力系统安全性和可靠性的重要支撑。在适 应新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，煤电的系统角色将逐步从电力电量保障的主体 电源转变为以电力支撑为主，电量供应为辅的备用保障电源。新能源由于其出力的间歇性 和波动性，无法独立保障可靠电源供给；而煤电等常规电源由于新能源的电量替代作用， 长期来看发电利用小时数将持续下滑，难以通过发电收入回收固定投资成本。在高比例新 能源接入的新型电力系统中，容量电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段， 随着全国统一电力市场的建立和电价机制的理顺，有必要作为独立的电价组成部分纳入电 价体系内。随着“十四五”期间新一批煤电机组的核准潮和开工潮，在煤电电量增长有限 而装机容量增长较快的情况下，容量补偿机制有望适时建立推广。
3、成本展望：煤炭保供增产效果显著，火电成本端压力有望缓解
持续强力增产保供，价格双轨制稳定火电成本。自 2022年 2月国家发改委发布《关于进一 步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，规定秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价 格范围为每吨 570~770 吨（含税）以来，电煤实质上以“既保量又保价”的状态进入了行 政化保供状态。随着发改委加大电煤长协保供力度，提出“严格落实三个 100%（即电煤 保供签约率 100%，履约率 100%，执行合理的价格区间 100%）”，电煤长协签约率、尤其 是履约率有所上行。 煤炭供给方面，国内晋陕蒙煤矿产能利用率持续高位运行，同时海外进口量大幅增加。截 止 2023 年一季度，晋陕蒙三省煤矿产能利用率均值为 83%，与 22 年同期 83.2%几乎持 平，大幅高于 2021年同期的 78.6%，国内供给有所增加。同时，一季度煤炭进口量大增至 1.02 亿吨，为近三年以来新高。
国内煤价逐步趋稳，海外回归基本面煤价中枢下移。煤炭增产保供力度不减，下游需求疲 软叠加进口煤冲击，国内动力煤现货价自 2022 年 11 月开始逐步走低，至 2023 年 4 月中 旬回落至 1000 元/吨左右。长协-现货价差由近 800 元/吨收窄至 300 元/吨内，“双轨制”价格 倒挂情况有所缓解，国内价格逐步趋稳。此外，俄乌冲突对能源价格的事件性冲击影响逐 渐回落，能源价格趋势重新回归基本面，叠加欧洲“暖冬”因素影响，国际煤价自 2022年 10 月开始逐步回落，至 2023 年 4 月中旬 5500k 澳煤价格降至约 120 美元/吨左右。展望年 内，电煤长协的实际覆盖比例有望进一步提升，而现货煤价有望趋稳，海外回归基本面后 进口煤价格中枢较 2022 年有望下移，电煤的供需紧张程度有望实现相对缓解。
4、煤电价值展望：电力供需矛盾或将再度激化，市场化推进重塑煤电价值
尖峰负荷有望持续高增长，2023 年最高需求有望接近 13.5 亿千瓦。由于第三产业和城乡 居民用电量占比逐步提高，其用电量受季节性影响更大（工业用电则相对平稳），最大负荷 增速会高于全社会用电量增速，经验值约为 1 个百分点。对比最大负荷增速（基于用电量 增速 1%的估算值）和全国主要电网合计最高用电负荷来看，“十三五”至今相似度较高， 因此以最大负荷增速（估算）作为对年最大负荷增速的估计。2021 年全国最高用电负荷为 11.92 亿千瓦，出现于“迎峰度夏”；2022 年国家电网已出现的最高负荷为 10.69 亿千瓦，南 方电网已出现的最高负荷为 2.23 亿千瓦，合计 12.92 亿千瓦。以 2023 年尖峰负荷增速为 7%计，我们预计 2023 年最高需求有望达到 13.48 亿千瓦。
顶峰装机容量裕度或将首度紧缺，电力供需矛盾年内或将再度激化。2023 年可投产火电装 机为 2021 年左右开工建设项目，我们预计投产规模约为 4000 万千瓦；水电核电可投产装 机为“十三五”中期开工建设项目，预计合计投产规模为 1000万千瓦。据我们计算，2023年 内顶峰容量约为 15.1 亿千瓦，将首度少于全国用电尖峰负荷（含备用）。2023 年 1 月 19 日，中电联发布《2023 年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计 2023 年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区 域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、 华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本 平衡。
煤电已现新增核准潮，火电投资额有望维持高位。从投资额角度看，受 2021 年下半年以 来缺电情况推动，自 2021年四季度以来，火电投资额逆转持续多年的下跌趋势，迎来上升 拐点，增速逐月提高。从项目核准情况来看，2021 年 9 月底限电事件发生后，煤电项目核 准重新提速，四季度核准项目装机达 11gw。2022 年煤电项目新增核准节奏持续保持，全 年累计核准煤电项目装机 75gw（不完全统计），2023 年新增核准装机有望维持 80gw。
火电装机产能释放存在周期，无法在短期内缓解电力供需矛盾。从建设周期的角度看，煤 电机组项目从开工建设到最终并网投产大约耗时将近 20 个月。除此之外，新增煤电项目还 需要完成准备相关材料，集团内部投资决策，及项目报建审批等一系列前期工作，所需时 间更久。因此，煤电产能释放存在至少 2 年以上的建设周期。我们认为，2022-2023 年的 煤电项目核准潮最早也是在“十四五”末期才能真正实现投产运营，电力供应短缺的局面 在短期内缓解难度较大。 “十四五”末煤电新增核准潮将落地，市场化机制推进有望助力重塑煤电价值。 2023 年 1 月 4 日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，提出“2030 年前煤 电装机和发电量仍将适度增长”。在新能源高比例快速渗透下，煤电发电量和利用小时数或 将有所下滑，为新能源出让发电空间。然而在我国电力需求仍维持稳步增长趋势，尖峰负 荷特征日益凸显的背景下，新能源装机比重持续增加却未能形成电力供应的可靠替代，电 力供应安全形势严峻，导致电力系统内必须保证有一定的顶峰电源维持电力系统的安全稳 定。因此，煤电也将从以提供电量为主的主体电源向提供支撑性调节性作用为主的支撑性 调节性电源转变，即装机建设容量继续提高、利用小时数逐步缩减的“增容减量”。在全 年发电利用小时数下降的情况下，煤电无法依赖目前的电量电价实现保本微利。为了解决 煤电存量机组生存及增量机组投资积极性的问题，电力系统性的成本需要逐步疏导至用户 终端，需要容量补偿机制的支持。容量补偿机制作为煤电定位转型的保障，也有望因电力 供需紧缺进一步发掘和重塑煤电资产的价值。