国联证券：新型电力边际改善利润修复，电改促火电价值重估.pdf

1 行 业 报 告│ 行 业 深 度 研 究 请务必阅读报告末页的重要声明 边际改善利润修复，电改促火电价值重估 新型电力系统行业深度研究系列五 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 EPS PE CAGR-3 评级 2023E 2024E 2025E 2023E 2024E 2025E 华能国际 0.83 1.00 1.13 10.3 8.6 7.6 - 买入 国电电力 0.40 0.48 0.57 8.6 7.1 6.1 - 买入 皖能电力 0.59 0.67 0.71 10.8 9.5 9.0 - 买入 粤电力 A 0.59 0.67 0.87 10.9 9.6 7.4 - 买入 宝新能源 0.73 0.77 1.31 8.1 7.7 4.5 149.99% 买入 浙能电力 0.42 0.50 0.51 10.9 9.1 8.9 - 买入 数据来源：公司公告，iFinD，国联证券研究所预测，股价取2023年08 月25 日收盘价 证券研究报告 2023年08月27 日 投资建议： 强于大市（维持） 上次建议： 强于大市 相对大盘走势 作者 分析师：贺朝晖 执业证书编号：S0590521100002 邮箱：hezh@glsc.com.cn 联系人：袁澎 邮箱：yuanp@glsc.com.cn 相关报告 1、《公用事业：绿证覆盖再度扩容，绿电增值在 即》2023.08.03 2、《公用事业：8 月代购电价格维持高位，多省 峰谷价差上涨》2023.08.03 -20% -10% 0% 10% 2022/8 2022/12 2023/4 2023/8 公用事业 沪深300 请务必阅读报告末页的重要声明 2 行业报告│行业深度研究 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 0YEVzQrMsRoPpRtQnQtMmNaQcM6MpNpPtRnOeRqQvNfQmOwOaQpOmMvPnRmMxNtPyQ 请务必阅读报告末页的重要声明 3 行业报告│行业深度研究 正文目录 1. 电力建设解决问题：各省电源互济&尖峰负荷不足 . 6 1.1 电量问题：电源分布问题与传输能力滞缓. 6 1.2 负荷问题：供应与尖峰负荷错位 . 12 2. 解决方式：电改推进带来价值重估 . 15 2.1 电价推进：中长期交易规避风险，现货市场价格发现 15 2.2 成本改善：煤价下行促盈利修复 . 25 2.3 火电价值重估：现货+辅助服务+容量 29 3. 三重选股逻辑 36 3.1 选股逻辑：装机持续地区+高负荷地区+煤价弹性 36 3.2 华能国际：全国火电龙头企业，火转绿低碳发展 39 3.3 国电电力：煤电联营控本优势明显 . 41 3.4 皖能电力：安徽区域火电龙头，业绩高增 43 3.5 粤电力A：广东火电龙头，海上风电持续建设 45 3.6 宝新能源：广东民营火电运营商，装机增势持续 47 3.7 浙能电力：浙江省属火电企业，高负荷保障利用小时数 49 4. 风险提示 51 图表目录 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） 6 图表 2： 2022 年各省各类型发电量数据（以火电发电量排序） . 7 图表 3： 2017-2022年各省发用电缺口情况（亿 kWh） 8 图表 4： 2017-2022年各省净输入电量情况（亿千瓦时） 8 图表 5： 2019-23年7月三峡水库站历史水位（米） 9 图表 6： “十四五”大型清洁能源基地布局示意图 . 9 图表 7： 2025 年四川省际特高压工程规划示意 . 10 图表 8： 2021 年17条特高压直流线路输送电量情况 . 11 图表 9： 周峰值负荷示意图 12 图表 10： 风电光伏出力难以满足日内双峰负荷 . 12 图表 11： 2019-23年6月全国用电量当月值（亿 kWh）. 13 图表 12： 2022年夏季多地负荷峰值创新高 . 13 图表 13： 2010/2021 年各省用电负荷与用电量快速增长 14 图表 14： 发电量当月值增速小于最高负荷当月值增速 . 14 图表 15： 1985至今煤电上网电价机制梳理 . 16 图表 16： 现货市场发挥市场在资源配置中的决定性作用 . 17 图表 17： 2022年广东、山西现货市场日均价走势 . 18 图表 18： 2022年山东、甘肃现货市场日均价走势 . 18 图表 19： 2022年呼包东、呼包西现货市场日均价 . 18 图表 20： 2022年省间现货市场日均价（元/MWh） . 18 图表 21： 各省电力现货进度（截至 2023年7月中旬） 19 图表 22： 火电收入-成本拆解图 19 图表 23： 江苏2021-23年度电力交易结果 . 20 图表 24： 广东2021-23年度电力交易结果 . 20 图表 25： 发电侧日前与实时出清电价对比 . 21 图表 26： 火电现货报价策略（成本分析+电价预测） 21 图表 27： 广东电力现货市场日前电价 . 21 图表 28： 2023/03/15 广东省发电侧加权价格曲线 . 21 请务必阅读报告末页的重要声明 4 行业报告│行业深度研究 图表 29： 进入现货市场后火电结算均价较基准价有一定幅度提升 22 图表 30： 2005年-2017 年燃煤标杆上网电价调整情况 . 22 图表 31： 2015年新版煤电联动机制 . 23 图表 32： 2004-2019年煤电价格联动历程（煤价：元/kWh） 24 图表 33： 广东月度交易综合价（元/MWh） . 24 图表 34： 2023年和2022年电煤中长期合同签订履约工作方案对比 25 图表 35： 2020-23年8月初秦皇岛动力煤平仓价 26 图表 36： 202009-202307广州港、印尼煤 Q5500价格 26 图表 37： 2022年6月-2023年 6月煤炭当月进口量 . 27 图表 38： 2023年四大高载能行业用电量合计情况 . 28 图表 39： 北方主要四港煤炭库存合计（万吨） . 28 图表 40： 煤炭重点电厂库存（万吨） . 29 图表 41： 新型电力市场=电能量+辅助服务+容量 30 图表 42： 2021年新版“两个细则”印发后，主体和品种均有增加 . 31 图表 43： 辅助服务市场以区域、省级电网为单位开展建设 32 图表 44： 部分省份2022年辅助服务补偿情况（亿元） 33 图表 45： 山东2020-2022年火电调峰、调频月度补偿及分摊费用（亿元） 33 图表 46： 2023上半年我国辅助服务费用情况 . 34 图表 47： 美国/英国市场情况 34 图表 48： 各省容量价格机制和调节容量辅助服务市场 . 35 图表 49： 2021-23年6月火电项目进展（GW） 36 图表 50： 2021-23年6月各省火电项目核准量（MW） 36 图表 51： 24 家火电代表公司火电装机及弹性（依据 2022 年年报披露，单位 MW） 37 图表 52： 火电上市公司控股装机分布 . 38 图表 53： 24 家火电代表公司火电装机及弹性（依据 2022 年年报披露，单位 MW） 39 图表 54： 华能国际营业收入 . 40 图表 55： 华能国际归母净利润 . 40 图表 56： 华能国际毛利率、净利率 . 40 图表 57： 华能国际费用率 . 40 图表 58： 华能国际财务和估值 . 41 图表 59： 国电电力营收 . 42 图表 60： 国电电力归母净利润 . 42 图表 61： 国电电力毛利率、净利率 . 43 图表 62： 国电电力财务费率 . 43 图表 63： 国电电力财务和估值 . 43 图表 64： 皖能电力营业收入 . 44 图表 65： 皖能电力归母净利润 . 44 图表 66： 皖能电力毛利率、净利率变化 . 45 图表 67： 皖能电力费用率变化 . 45 图表 68： 皖能电力估值 . 45 图表 69： 粤电力A营业收入变动 . 46 图表 70： 粤电力A归母净利润变动 . 46 图表 71： 粤电力A毛利率、净利率变化 . 47 图表 72： 粤电力A期间费用率变化 . 47 图表 73： 粤电力A估值 . 47 图表 74： 宝新能源营业收入 . 48 图表 75： 宝新能源归母净利润 . 48 图表 76： 宝新能源毛利率/净利率 49 图表 77： 宝新能源期间费用率 . 49 图表 78： 宝新能源估值表 . 49 图表 79： 浙能电力营业收入 . 50 图表 80： 浙能电力归母净利润 . 50 请务必阅读报告末页的重要声明 5 行业报告│行业深度研究 图表 81： 浙能电力毛利率、净利率 . 51 图表 82： 浙能电力期间费用率 . 51 图表 83： 浙能电力估值 . 51 请务必阅读报告末页的重要声明 6 行业报告│行业深度研究 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） 资料来源：国家能源局，国联证券研究所 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 0 200 400 600 800 1,000 1,200 0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2025 发电量与用电量差值 发电量 全社会用电量 规模以上发电企业发电量 保持5%增速，用电量达10万亿度 请务必阅读报告末页的重要声明 7 行业报告│行业深度研究 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） 火电 水电 风电 光伏 核电 清洁能源 北京 97.71% 1.89% 0.02% 0.39% 0.00% 2.30% 上海 97.57% 0.00% 2.02% 0.41% 0.00% 2.43% 天津 96.01% 0.00% 2.05% 1.92% 0.00% 3.98% 安徽 91.96% 1.68% 3.25% 3.10% 0.00% 8.04% 山东 87.94% 0.48% 6.18% 1.79% 3.61% 12.06% 陕西 87.52% 2.86% 5.76% 3.87% 0.00% 12.48% 山西 85.77% 0.75% 9.83% 3.65% 0.00% 14.23% 河南 84.87% 3.59% 9.24% 2.30% 0.00% 15.13% 江西 83.79% 5.29% 7.17% 3.74% 0.00% 16.20% 江苏 81.34% 0.53% 7.52% 1.60% 9.01% 18.66% 内蒙古 81.07% 0.57% 15.84% 2.53% 0.00% 18.93% 宁夏 79.05% 0.85% 11.62% 8.49% 0.00% 20.95% 重庆 78.64% 17.98% 2.94% 0.44% 0.00% 21.36% 河北 78.23% 0.72% 15.95% 5.10% 0.00% 21.77% 新疆 78.10% 6.43% 11.96% 3.51% 0.00% 21.90% 黑龙江 76.34% 2.69% 16.46% 4.51% 0.00% 23.66% 浙江 74.23% 4.16% 2.20% 1.66% 17.75% 25.77% 广东 72.77% 2.86% 4.49% 1.06% 18.82% 27.23% 吉林 68.35% 9.63% 18.13% 3.90% 0.00% 31.66% 辽宁 65.26% 1.78% 10.21% 1.42% 21.31% 34.73% 海南 64.51% 3.63% 1.29% 0.00% 27.68% 32.60% 贵州 64.05% 26.83% 4.82% 4.29% 0.00% 35.95% 湖南 61.39% 27.28% 9.80% 1.54% 0.00% 38.61% 甘肃 57.54% 15.82% 18.68% 7.96% 0.00% 42.46% 福建 55.21% 8.42% 7.39% 0.12% 28.86% 44.79% 广西 53.74% 27.09% 8.87% 1.51% 8.78% 46.26% 湖北 53.29% 39.36% 4.75% 2.61% 0.00% 46.72% 青海 18.56% 46.89% 13.12% 21.44% 0.00% 81.45% 四川 17.09% 79.45% 2.91% 0.56% 0.00% 82.91% 云南 12.25% 81.08% 5.67% 1.00% 0.00% 87.75% 西藏 2.80% 90.20% 0.00% 6.94% 0.00% 97.14% 资料来源：国家能源局，国联证券研究所 备注：统计范围为规模以上工业法人单位，即年主营业务收入2000万元及以上的工业企业 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。 请务必阅读报告末页的重要声明 8 行业报告│行业深度研究 图表3：2017-2022 年各省发用电缺口情况（亿 kWh） 资料来源：国家统计局，Wind，国联证券研究所 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） 资料来源：Wind，中电联，国联证券研究所 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 -2,500 -2,000 -1,500 -1,000 -500 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 山东 广东 浙江 江苏 河北 上海 北京 河南 青海 湖南 重庆 辽宁 江西 天津 广西 海南 福建 西藏 黑龙江 吉林 安徽 湖北 陕西 贵州 甘肃 宁夏 四川 新疆 云南 山西 内蒙古 17-21年电力缺口 2022年电力缺口 -2,200 -1,700 -1,200 -700 -200 300 800 1,300 1,800 广东 浙江 江苏 山东 河北 北京 上海 河南 湖南 重庆 辽宁 天津 江西 广西 海南 西藏 黑龙江 青海 福建 吉林 安徽 甘肃 湖北 贵州 宁夏 陕西 新疆 山西 四川 云南 内蒙古 2017-21年平均净输入电量 2022年净输入电量 请务必阅读报告末页的重要声明 9 行业报告│行业深度研究 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 资料来源：Wind，国联证券研究所 资料来源：《第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》，国联证券研究 所 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 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 2023 2019 2020 2021 2022 请务必阅读报告末页的重要声明 10 行业报告│行业深度研究 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 资料来源：《四川省“十四五”能源发展规划》，国联证券研究所 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。 请务必阅读报告末页的重要声明 11 行业报告│行业深度研究 图表8：2021 年 17 条特高压直流线路输送电量情况 2021 起点 终点 年输送量 (亿千瓦时） 可再生能源 (亿千瓦时) 可再生能源占比 输送功率 (万千瓦） 实际利用小时数 利用率(%) 复奉直流 四川宜宾 上海奉贤 283 283 100% 640 4422 88% 锦苏直流 四川西昌 江苏苏州 361.9 361.9 100% 720 5026 101% 楚穗直流 云南楚雄 广东穗东 217.6 217.6 100% 500 4352 87% 普侨直流 云南普洱 广东江门 156.2 156.2 100% 500 3124 62% 新东直流 云南大理 广东深圳 237.9 237.9 100% 500 4758 95% 昆柳龙直流 云南昆北 广西柳北 227.1 227.1 100% 800 2839 57% 宾金直流 四川、云南 浙江金华 271.6 271.3 100% 800 3395 68% 青豫直流 青海省海南藏族 河南驻马店 151.5 148.9 98% 800 1894 38% 雅湖直流 四川盐源 江西抚州 150.5 146 97% 800 1881 38% 鲁固直流 内蒙古通辽 山东青州 265.4 101 38% 1000 2654 53% 天中直流 新疆哈密天山 河南郑州 446.1 159.7 36% 800 5576 112% 昭沂直流 内蒙古上海庙 山东临沂 319.6 107.8 34% 1000 3196 64% 吉泉直流 新疆昌吉 安徽宣城 550.6 172.9 31% 1100 5005 100% 祁韶直流 甘肃酒泉 湖南湘潭韶山 271.9 70.9 26% 800 3399 68% 灵绍直流 宁夏银川 浙江绍兴 504.1 116.4 23% 800 6301 126% 锡泰直流 内蒙古锡林浩特 江苏泰州 185.9 41.6 22% 1000 1859 37% 雁淮直流 山西朔州 江苏淮安 285.7 50.4 18% 800 3571 71% 资料来源：《2019-2021年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，国联证券研究所 备注：利用小时数=年输送量/输送功率 利用率=利用小时数/设计利用小时数（以5000 计算） 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。 请务必阅读报告末页的重要声明 12 行业报告│行业深度研究 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。 图表9：周峰值负荷示意图 图表10：风电光伏出力难以满足日内双峰负荷 资料来源：《考虑尖峰负荷特性指标的用户用电行为分析》赵爽等，国联 证券研究所 资料来源：《含高比例可再生能源电力系统的调峰成本量化与分摊模型》 叶伦等，国联证券研究所 ➢ 夏季高温催生用电需求 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 请务必阅读报告末页的重要声明 13 行业报告│行业深度研究 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。 图表11：2019-23 年 6 月全国用电量当月值（亿 kWh） 图表12：2022 年夏季多地负荷峰值创新高 区域 2022 时间 2022 年 峰值负荷 2021 年 峰值负荷 变动 湖北 2022/8/8 4846 4175.5 16.1% 山东 2022/8/3 10077.8 8862 13.7% 深圳 2022/7/25 2142.62 2038 5.1% 江苏 2022/7/12 12600 12040 4.7% 河北 2022/6/20 4276.8 4198.2 1.9% 河南 2022/6/20 7108 - - 上海 2022/7/14 3500 3353 4.4% 浙江 2022/7/11 10190 10022 1.7% 广东 2022/7/25 14200 13500 5.2% 资料来源：国家能源局，国联证券研究所 资料来源：国际能源网，北极星电力网，国联证券研究所 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。 6,884 6,950 7,369 6,901 7,222 7,751 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月 2019 2020 2021 2022 2023 请务必阅读报告末页的重要声明 14 行业报告│行业深度研究 图表13：2010/2021 年各省用电负荷与用电量快速增长 区域 用电负荷（万千瓦） 用电量（亿千瓦时） 负荷增速 与用电量 增速差值 2010 2021 CAGR 2010 2021 CAGR 广东 6543 13500 6.81% 4060 7866.6 6.20% 0.61% 江苏 6034 12040 6.48% 3864 7101 5.69% 0.79% 浙江 4183 10022 8.27% 2821 5514 6.28% 1.99% 四川 2091 5167 8.57% 1549 3275 7.04% 1.53% 安徽 1871 4740 8.82% 1078 2715 8.76% 0.06% 重庆 1025 2435 8.18% 626 1341 7.17% 1.01% 广西 1244 3042 8.47% 993 2236 7.66% 0.81% 河北 2300 4179 5.58% 2692 4294 4.34% 1.24% 辽宁 2078 3654 5.26% 1715 2576 3.77% 1.50% 山西 1869 3821 6.72% 1460 2608 5.42% 1.30% 资料来源：中国统计年鉴，国家能源局，国家统计局，国联证券研究所 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。 图表14： 发电量当月值增速小于最高负荷当月值增速 资料来源：ifind，国联证券研究所 中电联预测 2025 年电能占终端能源消费比重将突破 30%，我们认为终端电气化 率逐渐提升，尖峰负荷也将迎来快速提升，风光装机逐年加量，发电能力与尖峰负 荷将出现明显错位，因此需要源侧积极进行火电灵活性改造，传输环节的通道建设、 储能建设、氢能等其他类储能建设，用户侧积极建设需求响应，虚拟电厂等，释放 调峰、调频能力，帮助削峰填谷，满足负荷曲线。 -10.00% -5.00% 0.00% 5.00% 10.00% 15.00% 20.00% 25.00% 30.00% 20 21 -0 3 20 21 -0 4 20 21 -0 5 20 21 -0 6 20 21 -0 7 20 21 -0 8 20 21 -0 9 20 21 -1 0 20 21 -1 1 20 21 -1 2 20 22 -0 1 20 22 -0 2 20 22 -0 3 20 22 -0 4 20 22 -0 5 20 22 -0 6 20 22 -0 7 20 22