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（报告作者：国金证券分析师许隽逸）

低碳化、去依附驱动中国能源转型，电力系统成为主战场。“双碳”目标+年全球能源危机再次凸显能源结构转型之紧迫性。而重塑能源结构聚焦电力系统，要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生渗透率提高共同实现，但也导致源、荷不确定性齐增，对电力系统的安全运行提出挑战。新型电力系统“保供”的系统成本增加，亟需深化电力体制改革、建立合理的电价形成机制。

一、全球能源危机阴影下，低碳化、去依附驱动中国重塑能源结构

年是能源安全载入史册的一年。一方面俄乌冲突后，西方各国纷纷对俄制裁，其中包括对俄罗斯能源实施禁运，致使该国作为全球第一大天然气出口国、第二大石油出口国被部分市场除名，引发全球能源结构性供需失衡、价格高涨；另一方面年的能源危机也使得能源结构转型的重要性更加凸显。不仅出于实现“双碳”目标的需要，更出于能源去依附的紧迫性。能源结构转型聚焦电力系统，需要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生能源渗透率提高共同实现，但也导致源、荷不确定性齐增，对电力系统的安全运行提出挑战。

1.1对外依附导致化石能源价格居高难下，重塑能源结构意义重大

年1-10月广义动力煤进口量下降近4成+国内增产压力较大，供需持续偏紧支撑煤价高位运行。年下半年以来的高气价催生电力领域气转煤需求，带动国际煤价上涨；为保国内供应，印尼于1M22实施为期一个月的煤炭出口禁令；2M22俄乌冲突后，多国对俄煤实施禁运，海运煤市场短期再平衡需要价差拉动，致使进口煤与内贸煤价差大幅缩窄乃至倒挂。1-10月，我国进口广义动力煤约万吨，同比下降37.5%。基于全年广义动力煤进口量分别下降10%、30%、50%、70%的假设，对应国内原煤日产量需达、、、万吨/天。结合煤价走势，我们判断3月、6月、9月的原煤日产量存疑，即日产量维持在万吨/天以上存在困难。动力煤供需持续偏紧，导致年煤价整体保持高位。

能源价格上涨影响通胀，进而影响国民经济发展。回溯历史，20世纪三次石油危机引发国际原油价格飙升，严重打乱美国的经济发展步调，同时催生通胀加速；年俄乌冲突导致欧洲天然气短缺，严重影响化工行业。

?年10月，第四次中东战争爆发，阿拉伯国家为打击以色列及其支持国，宣布禁止石油运输并减产；

?年底，伊朗爆发伊斯兰革命，至年3月初暂停石油输出；年，两伊战争爆发，两大石油输出国产量锐减；

?年，第一次海湾战争爆发，欧美国家对伊拉克实施制裁，对伊拉克实施石油禁运。

新能源经济性进一步凸显，能源结构转型具有内生动力。

?煤电：当前煤炭发电成本-元/吨，度电耗煤克，折合度电总成本0.34-0.4元（0.-0.美元）。陆风、光伏与之平价。

?天然气：当前天然气发电成本8-16美元/mmbtu，度电消耗0.2方气，折合度电总成本0.-0.美元。已超过海风度电成本（假设1mmbtu=25标方）。

1.2能源结构转型聚焦电力，系统安全运行面临挑战

碳达峰目标下，重塑能源结构是必然选择。一次能源资源禀赋决定了中国以煤为主的用能结构，用能终端电气化+电力系统低碳化是能源结构转型的必要路径。

?年前碳排放达峰并控制在亿吨以内，要求单位国内生产总值二氧化碳排放强度从年的1.6大幅降至1。

?我国以煤为主的化石能源利用结构导致在年数据统计下，能源供应端煤炭碳排贡献占77%；体现在消费端即为电力碳排贡献占41%，用能结构转变的重要性明确。

预计“十四五”期间电力消费5年CAGR为6.2%，对应“十四五”GDP年均增速5.0%-5.5%的目标，电力弹性系数大于1。主因：

?为实现能源结构转型，用能终端电气化水平需加速提高。根据中电联数据，-年，全国电能替代电量分别为、、亿千瓦时，分别占当年全社会用电增量的54.3%、78.9%、23.6%。

?疫情扰动下，一则年基数较低，二则单位产值用电量最高的第二产业GDP增加值构成占比回升。受疫情影响较大的、年，投资对GDP增长的贡献率显著高于常规，主因三产受疫情冲击较大、国家在经济承压时倾向于通过增加基建投资来稳定经济大盘。有序放开后，消费对GDP增长的贡献率有望回升，预计到“十四五”末，年度电力弹性系数将逐步回落至1以下。

鼓励适度超期投资+组件降价+有序放开，电源清洁化有望提速。国家发改委投资司司长于“积极扩大有效投资有关工作情况”发布会上，提出按照适度超前开展基础设施投资的要求，推进水利、交通、能源等基础设施建设。此外，“十四五”开局两年受光伏组件价格高企和疫情影响，风、光装机增量不及预期。随着年硅料排产，组件价格有望下降，并且防疫政策优化后开工建设周期有望缩短，风、光装机有望加速。

?预计-年风、光新增装机合计分别为、、GW，装机容量年均增速在20%以上。从发电量占比看，预计至年风、光发电量分别占到12.4%、9.0%（合计占比21.4%，相比年提升11.9%，超额完成风光发电量占比翻倍的“十四五”规划目标）。

电力运行特点要求实时平衡，用能结构转变为系统安全运行带来挑战。

?因电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩溃，乃至大停电。

?1）电力运行特点受用电侧产业结构影响。北京和内蒙主导产业结构性显著差异；体现在电力运行特点上：以工业生产为主的蒙西电网全天用电曲线较为平均，三产占比高的北京电网居民、商业用电集中在10-21点之间。2）工业领域电能替代，居民领域电动汽车、智能家居等渗透率提升、电气化加速，增加了负荷侧不确定性。

结构性电力供应错位导致年的东北和年的四川两次短期有序用电。

?东北缺电原因1：电煤成本高企叠加火电上网价格相对刚性，火电企业发电意愿较低。9M21以后国内电煤价格持续走高；但当时火电上网电价上浮空间仅10%，严重压缩火电企业盈利空间。年10月，国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称“号文”）出台后，火电上网电价涨幅扩大至20%，但月度电煤价格最高达52.4%，远超电价涨幅，发电企业意愿持续低迷，导致发电量同比持续下降。

?东北缺电原因2：电力结构依旧以火电为主，新能源替代效应不及预期。东北火力发电占总发电量的74%，新能源占比约合13%。新型电力系统概念提出后，东北地区开始进行发电结构调整升级；但由于风光装机基数过小，发电占比仍较低，对火电替代效应较弱。

?四川缺电原因1：传统水电大省+“双碳”目标，近年火电在四川发电结构中占比下降趋势明显。截至年底，四川省火力发电仅占当年总发电量的14.6%。年7、8月受极端高温干旱天气影响，长江流域来水极端偏枯。而高温下电力需求旺盛，电力供需剪刀差扩大，失衡现象突出。

?四川缺电原因2：作为传统电力外送大省，跨省跨区输电线路规划建设主要服务于电力外送，缺少受电或留电通道。四川是“西电东送”的重要送出端，起、经四川的跨省跨区输电线路，或在建设规划上不具备双向输电能力，或受电端本身电力资源匮乏、不具备互济能力。高温干旱期间，国网8条电力入川通道全部满载运行但仍有缺口。

二、理顺电力供需矛盾，把握市场化、互联互通两大主线

2.1火电：市场化+保供+灵活性改造，运营商及设备制造商迎来机遇窗口

2.1.1增量：“十四五”电力供需持续偏紧，保供要求下装机与电量齐增

火电的调节功能可涉及调峰、调频等辅助服务类型。

（1）调峰：考虑到系统负荷存在不确定性，运行中开机的机组总容量应大于系统负荷需求，机组最小出力总和应小于系统负荷需求，偏差部分称为备用，分为上备用与下备用（下备用能力依赖灵活性改造）。

（2）调频：机组出力随电力系统的负荷波动而快速调整（频率要求高于调峰）。

火电调峰缺位背后是装机放缓。年以来，由于火电机组大批量投产，火电产能过剩导致利用小时数逐年下降。年出台的《关于促进我国煤电有序发展的通知》中提出严控煤电新增规模，叫停多个煤电项目，“十三五”期间火电投资额连年下滑。21年全国电力需求量同比增长10.3%，火电发电量同比增长9.3%，但火电装机增速仅4.1%。

“限电”使火电投资重获重视，1H21年起增速持续上行。2-5年火电行业供应偏紧，随着核准、投产量的迅速提升，到“十二五”期间已逐步过渡至供需基本平衡。年《关于促进我国煤电有序发展的通知》中提出严控煤电新增规模，叫停多个煤电项目，“十三五”期间火电投资额连年下滑。能源“保供+调峰”双重需求催生下，21年起火电投资开始上行，今年上半年继续同比高增，全国火电投资完成额亿元，同比增长71.8%。

火电与核电作为相对稳定的保障电源，合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。7M22尖峰负荷约12.5亿千瓦，若剔除限电影响应接近13亿千瓦。按照负荷与用电同步增长测算，至25年尖峰负荷将达15.5亿千瓦。根据核电装机规划，预计25年在运机组容量达0.7亿千瓦，则火电理论需求量为14.8亿千瓦，对应煤电增量装机需求最高可达3亿千瓦（年底存量煤机约10.8亿千瓦，燃机约1亿千瓦）。“十四五”规划年煤电新增装机1.5-2亿千瓦，存在超预期空间（可理解为装机时间表前移）。

“十四五”电力供需紧平衡而可再生出力具有波动性，煤电有望“增容不减量”。基于“十四五”整体电力弹性系数大于1的预测，判断电力供需格局将持续偏紧，并且预计火电发电量将保持缓步增长态势。另外，随着可再生能源发电量占比逐步提高，而其发电具有随机性和波动性。中性假设下，年煤电、水电、风电、光伏机组平均利用小时数分别为、、、小时。在此基础上，按照风、光、水发电设备利用小时数分别下降2%/4%/6%/8%/10%测算，对应燃煤机组利用小时数分别增长0.7%/1.8%/2.9%/4.0%/5.1%。

2.1.2降本：11M22煤价下行说明供应偏松，年煤价有望继续回落

当前国内煤价下滑表明供应较为宽松。国内价格与供需高度相关，11月疫情防控叠加暖冬，国内用电增速低于1%；而1-11月原煤产量累计同比增长9.7%。即便考虑3月、6月、9月原煤产量或存疑，我们判断实际原煤产量累计增速仍有7-8%。供应转松致使煤价在供暖季出现罕见较大幅度的下行，秦皇岛大卡煤价下跌约元至1元。近日寒潮来袭，预计煤价在12月会小幅上升50元左右。

年预计煤价中枢在-1左右。我们认为今冬煤价决定明年煤价的高位，而年3月煤价决定当年煤价低位。目前看，3M23供暖季结束叠加两会控产政策，煤价或下滑至甚至低于。但4月后，两会结束叠加疫情影响消退，国内产业政策效用逐步释放，能源、铁路等投资拉动电力需求，我们判断明年用电增速在5.5%，呈现前高后低的特点，因此煤价将在5月开始上涨。如6月水电未出现来水明显偏丰情况，夏季煤价将回归1-1元/吨高位（视3月煤价能否跌到元以下）。

2.1.3提价：现货市场推广赋予涨价空间，容量电价政策出台“以价补量”

火电企业面临经营压力，保供积极性有限。

?煤、气价格市场化程度较高而电价受行政因素干预较多致使火电企业成本传导受阻，自2H20一次能源价格开始上涨以来业绩持续承压。“号文”出台将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为至原则上不超过20%，高耗能企业和电力现货市场交易电价不受上浮20%限制。基于此，1-3Q22火电行业营收同比高增、业绩边际改善，但仍远低于合理水平、多数企业未实现扭亏，主因电价涨幅不足以覆盖成本涨幅。

?新型电力系统转型中配套高比例可再生电源的电价机制缺失。火电定位由“基荷电源”逐步转向“调节电源”，“十四五”期间将呈现装机增速高于电量增速、利用小时数快速下降的特点。主要原因包括：1）火电具备灵活性，发电空间将在可再生能源大发期间受到挤压；2）为提供辅助服务，机组需要提前锁定一部分容量不能提供能量服务；3）火电“增容”的保供任务。然而辅助服务市场、容量市场等配套机制的缺失进一步挤压了火电企业的盈利空间。

回溯改革开放以来的历次电力体制改革，均用市场化方式理顺供需矛盾。

?年投资体制改革：“四五”期间，负责电力投资的中央财政资金不足，造成-年的严重缺电，制约了国民经济增长。年，国务院颁布《关于鼓励集资办电荷实行多种电价的暂时规定》（简称“79号文”），引进外国资本、鼓励民间资本投资建设电源，促进了电源的发展。

?2年政企分开、厂网分离改革：原国家电力公司集发、输、配、售为一体，高度垄断使发电环节缺乏竞争；叠加年亚洲金融危机后经济增速放缓，电力供应富余，以及二滩水电站建成后出现电力上网问题。2年，国务院出台《电力体制改革方案》（简称“5号文”），明确按照“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则，开始试点建设竞争性电力市场。然而，由于-2年发电装机增速下滑，2年后中国经济高速增长，造成2-5年间的严重缺电，经济总量受到严重影响。电力市场化试点在严重缺电中自然消亡，4年国家出台标杆电价政策。

?年配售分开改革：-年“电荒”刺激火电投资、年火电项目核准权下放至地方引发新一轮火电投资热，电力供应再次由紧转宽，出现适宜发电侧市场化改革的条件。年，国务院出台《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称“9号文”)，提出了包括发电计划放开、电价放开、配售电放开的“四放开、一独立、一加强”的改革计划。售电业务受到资本青睐，竞争性电力市场的建设进展急速。

?年进一步完善电力市场化改革：由于火电供给侧改革，“十三五”期间火电装机增量不足；年下半年以来煤价持续高位运行，火电企业经营困难影响电力供应能力。年，国家发改委先后发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（简称“号文”）和《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（简称“号文”），取消工商业目录销售电价，改为“基准价+上下浮动”，且浮动区间扩大为上下不超过20%；推动工商业用户都进入市场，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定；鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电。

现货市场价格由供需主导，发现电力的时间和空间价值。

?现货市场最大特点在于分时价格，反映了电力的时间价值；且因现货市场限价较为宽松，价格更贴近真实成本和供需。有助于调动火电保供积极性、推动调节资源的发展、促进新能源消纳和功率预测技术进步，从而推动新型电力系统建设和能源转型。煤电现货市场价格较中长期高约10%，主因灵活性佳，可在电力供应紧张、价格较高时段多发电；而新能源现货市场价格下降，主因其出力不可控。现货市场机制下，准确的新能源功率预测蕴含重要的信息价值。若预测准确性不足或报量报价策略不完善，企业所承担的商业损失将远超电网考核下的罚款。

?现货市场分省级市场和省间市场，满足省内平衡后的富余电量可参与省间市场交易，反映了电力的空间价值。省间市场价格上限为10元/kWh，远超省级市场价格上限，使得电力富裕省份的发电机组受益，尤其今年夏季遭遇高温干旱天气，水电出力不足导致部分省份出现电力缺口，山西年8月省间月度均价接近3元/kWh，省内火电机组得以获取超额收益。省间现货价格高企也反映电网通道不足，中央政府认为新型电力系统因为新能源较多需要分时价格支撑，推动市场发展。

燃煤机组参与现货市场无法抵消利用小时数下降的长期影响。

?当前政策要求总交易电量的90%参与中长期市场；从欧美实践经验看，成熟电力市场的现货交易电量比例最终自然稳定在10%左右。以华能国际为例，假设1）公司90%电量参与中长期市场、10%电量参与现货市场；2）当标煤入炉单价为/元/吨时，公司中长期电价为0.元/kWh，即较公司平均燃煤基准价上浮18%；当标煤入炉单价为//元/吨时，公司中长期电价为0.元/kWh，即上浮20%；3）现货交易价格较中长期价格高20%。发现参与现货市场带来的电价涨超20%上限的空间仅能弥补燃煤机组利用小时数下降7%以内对净利润所造成的影响。

?在能源结构转型的背景下，燃煤机组利用小时数下降的长期趋势明确。预计到年燃煤机组利用小时数将较年下降约10%，因此我们判断仍需出台容量电价相关政策来保障火电的合理盈利水平。

针对灵活性改造投资成本的补偿，多地已提容量市场建设方案。

?以甘肃省于9月出台的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》（下文简称“《规则》”）为例，提出建设本省容量市场的方案：调度机构以月度频率，考虑新能源装机/负荷预测/外送电预测后，发布调峰容量需求，由灵活调节资源通过竞价方式获得。该方案突破发电侧零和，实现调峰成本向用户传导，同时将调节深度指标纳入补偿依据。具体来看：

?分摊费用主要由电量占比决定，分配过程不存在先后顺序。《规则》明确了市场化电力用户与火电、新能源、水电这三类电源主体同时需按照电量占比来分摊调峰容量市场的月度补偿总费用（电源主体电量需进行修正，储能无需参与分摊），修正系数主要考虑对省内售电或外送电的溢价：若享受相对溢价，则修正后的分摊电量将高于实际电量。从21年情况来看，甘肃省年发电量约.6亿千瓦时，本省用电量约亿元，其余部分外送，考虑市场化用电占比后预计费用分摊的计算基数为-亿千瓦时。

?市场初期暂设用户侧月度辅助服务市场分摊电费上限为0.01元/KWh，超出部分不再进行分摊，多出费用不向电源主体转嫁，由调节主体承担。

2.1.4新增装机或超预期+灵活性改造积极性提升，为设备商带来机会

配置新能源开发指标，对存量火电规模庞大、转型目标明确的电力央国企改造积极性刺激强。当前内蒙、河南、贵州已针对火电灵活性改造对应配置新能源开发指标出台了具体政策。总体来看，配置标准是根据机组承担50%义务内调节后，能够新增深调容量的1-2倍进行新能源配置。优质新能源项目具有稀缺性，从尽早锁定新能源项目的开发权角度来看，电力央国企的改造积极性也较强。河南出台《通知》中显示：五大发电集团合计通过灵活性改造可配置新能源开发指标量占总量约58%。

火电灵活性改造技术路线已较为成熟、改造周期较短，因此随着各地容量补偿政策的推出，预计在短期内需求将得到快速释放，于相关标的业绩体现也会相对更快。火电灵活性改造主要涉及锅炉、汽轮机、脱硝设备、蓄热设备等核心环节，其中脱硝设备价值量占比近30%。

“十四五”灵活性改造总投资及全负荷脱硝市场空间预测：

?结论：“十四五”期间灵活性改造总投资预计达.7-.2亿元，对应全负荷脱硝产品市场约为30-98.6亿元，中值假设下价值量占比近30%。

?假设：

（1）基于《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中提出的“十四五”期间完成2亿千瓦的火电灵活性改造目标作为中值，考虑各省容量电价政策力度不一、容量市场推进后实际竞价结果低于补贴标准上限，引发实际改造规模不及预期，设置1.8亿千瓦的低值；考虑“十三五”实际完成量较低，投资延后带来实际改造超预期，设置2.3亿千瓦的高值。

（2）参考“十三五”期间机组改造的平均单位成本：低值为74.3元/KW、中值为元/KW、高值为.6元/KW。

（3）假设平均单台容量介于大机组MW与小机组MW（供热机组为主）之间。

（4）参考公司全负荷脱硝产品的平均价格，中值为万元/台

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