火电行业市场分析

火电行业市场分析

L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。

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。

S<4:2017・2022年各省冷•入电量情况,《亿千冗叶）

・2017-21年牛场沙险人电量・20224•分UT人电量

1.800

黑I11111111...

-1.2001|

-1.700

-2.200

卷H/柒=归货■金与W小，电电气・・电等电三年”

、友MTKWU度寰5MMM、翕字K加。*—垂%宗耳42-M4

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、雅碧江

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。

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。

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

间接性无法满足用电“双峰’灵活性调节。

图表9:周峰值负荷示意图

时间/h

图rl1：-------尖峰负荷；----一97%峰值负

荷;-------95%峰值负荷;-------90%峰值负荷.

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。但该儿种技术均无法满

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。

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。

2.解决方式：电改推进带来价值重估

电力市场化改革为中国电力体制改革的核心，2002年“电改，实现了

“管办分开、厂网分离”的基础上，2015年9号文开启了新一轮电改，

以电价改革，完善市场化交易体系为重点任务。

2.1电价推进：中长期交易规避风险，现货市场价格发现

电价机制回顾：我国不同时期上网电价制度与经济发展情况相辅相成,

对电力行业发展及保障电力系统平稳运行起到重要作用。

1)1985年之前，发输配售为一体，无上网电价。这一时期我国电力

体制集发电、输电、配电和售电为一体，各环节按照计划执行。电价

体系中仅有销售电价，无上网电价，定价权由政府掌握，电价总体平

稳。但垂直一体化发展与市场经济相悖，电价涨幅不及煤炭成本涨幅，

电力供应不足，出现缺电情况。

2)1985年，集资办电时期，还本付息电价。在解决全国性缺电问题

情况下，国家公布集资办电政策，允许多投资主体进入电力行业。

1985年之前至1992年利用国家独立投资建设的电厂按“一厂一价”

或“一机一价”确定上网电价，1986年后非政府统一投资电厂和1992

年后所有新建发电项目全部实行还本付息上网电价政策。同时政府还

出台燃运加价、超计划发用电价和地方电源建设专款等相关支持政策。

3)1998年，基于平均成本定价的经营期电价政策。这段时期全国大

多数省市电力供应充足，甚至部分地区已经出现供过于求的极端现象,

为遏制上网电价不断上涨和电源投资热度较高，国家制定基于平均成

本定价的经营期电价政策，上网电价核算标准也转变为按照发电机组

的运行寿命周期定价，并且规定了发电项目的资本内部收益率，但上

网电价依然由政府制定。

4)2004年，标杆上网电价机制。2003年全国爆发大面积的持续性

电荒，急需建立维持电力供需平衡的上网电价机制。2004年，国家

公布基于社会平均成本定价原则的标杆上网电价政策，不考虑各类机

组装机容量与发电效率的差别，对各省市的燃煤机组实行统一定价。

陆续推出煤电价格联动机制、环保电价补贴和可再生能源发电补贴等

机制，并公布针对各类电源而形成的标杆上网电价机制和补贴标准。

5)2019年，市场化改革推进，基准电价+上下浮动机制。2019年，

发改委发布《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成

机制改革的指导意见》，从2020年1月1日起执行“基准价+上下浮

动”的市场化价格机制([-15%,+10%]),基准价按照当地燃煤发电

标杆上网电价确定，同时现行煤电联动机制不再执行。

2021年煤炭供需紧张，煤价高企，上下浮动限制逐渐打开。2021年

10月，国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电

上网电价市场化改革的通知》(发改价格(2021)1439号)，燃煤

发电电量全部进入市场，市场交易电价较基准价上下浮动范围调整为

[-20%,+20%],且高耗能行业不受上浮20%限制。

6)未来，电力中长期交易+电力现货交易，全面市场化电价有望推进。

目前国内电力市场将以“省”为实体，推进省级电力市场建设，目前第

一批试点省份已长周期结算试运行现货市场，第二批及非试点省份均

已完成试运行，电力市场推进拓宽了发电成本向用户疏导的范围，有

助于纾解煤电企业面临的困境，畅通发电企业与电力用户的价格传导

机制。

新电价机制：中长期市场+现货市场

市场化未开展前以固定价格为主，传导机制有限。煤电以当地标杆上

网电价为准(0.25-0.45ic/kWh),用户端实行销售目录电价。只能

用偏差考核对电量需求进行测算，无法将电力市场需求反映到价格端。

旧电价机制不能合理的传导发电成木，同时实行销售目录电价结果为

工商业补贴居民用电，工商业电价较高最终转嫁为消费者。

中长期交易突破了电能量固定价格限制。2019年10月，国家发改委

发布1658号文，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准值+上下浮

动”的市场化电价机制，通过参与电力市场交易形成价格，2021年10

月，国家发改委发布1439号文，燃煤发电全部市场化，并且扩大市

场化交易电价浮动范围至±20%。按结算口径来统计，2022年全国市

场交易电量占全社会用电比重达60.8%,同时推动工商业用户都进入

市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价，因此工商业用

户（买方）和发电企业（卖方）可通过直接交易确定电价，也可通过

电网代购电量。现货市场撬动电力价格机制，清晰反应电能量分时价

格和供需关系。2022年11月底，国家能源局发布了《电力现货市场

基本规则（征求意见稿）》、《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》,

这是国家层面首次出台电力现货市场规则性文件，电力现货市场的是

电力市场体系中的重要组成部分，能够发挥市场在电力资源配置中的

决定性作用，实现电力资源优化和电网经济调度，促进可再生能源合

理消纳等。1）传统火电可以通过现货市场的价格发现作用，做到低

电价少发，高电价多发，获取超额收益，2）现货市场直接为辅助服

务定价，各地通过“辅助服务市场”运营规则，直接对辅助服务定价，

部分辅助服务费用向发电侧分摊。

电力现货市场的建设步伐将提速，电力分时段价值将拓宽全国。大部

分省份已完成现货市场模拟试运行。首批八个电力现货市场试点目前

均已完成长周期结算试运行，多个试点进入以年为周期的结算试运行。

第二批试点也均在2022年启动试运行，快速推进电力现货市场落地。

非试点省份，如宁夏、陕西、河北南网、重庆、江西、黑龙江等地也

出台现货配套细则。跨省跨区现货市场方面，省间电力现货市场已启

动结算试运行，依据国家电力调度中心数据，2022年省间现货市场

试运行期间，年累计交易电量278亿千瓦时，单日最大成交电力超

1900万千瓦。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，价格波动体现了电力不同时段的吩值。

当前，随着电力市场化改革逐渐深化，我国新能源装机规模不断扩大,

电力消费结构加快变化，用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，电力生产

侧与消费侧双向大幅波动。进一步完善分时电价机制，能够更好地刺

激和鼓励用户移峰填谷、优化用电方式，确保电力供应平稳，同时还

能推动储能市场盈利。

图表23：江苏2021-23年度电力交易结果

成交电量成交均价枝燃煤基准

年份交易臭型

（亿千瓦时）（元/iWh）价上浮

燃煤基准价391

年度双边3351.65466.6519.35%

2023年度挂牌38.24465.1418.96%

总交易3389.89466.6419.35%

绿电17.74468.5819.84%

年度双边2529.4466.78

年度挂牌117.89464.76

2022

总交易2647.29466.69

绿电9.24462.88

年度双边2305.54364.59

2021年度挂牌6.57393.59

总文易2312.11364.67

问题一：现货市场后火电收入会变多还是变少？结论：火电作为可调

电源可在低价时少发，高价时多发，相比与新能源出力不确定性，火

电出力时段与现货价格相关性更强，理论上火电进入现货后可通过调

整发电策略和价差合约收入提高。电力现货市场中，火电收入方式产

生变化。火电收入二电力现货市场全电量收入+中长期合约盈（亏）+辅

助服务补偿（分摊）+容量电价（或）■不平衡结算资金。

中长期交易：年度交易电价上浮，年度交易高电价保障基础收益。

2022年12月22日，江苏和广东电力市场2023年年度交易结果公

小，本次江苏、广东年度交易电价均接近顶格成交，广东2022年双

边协商交易成交均价较当地燃煤发电上网基准价仅上浮9.72%,

2023年双边协商交易成交均价较燃煤基准价上浮19.63%,触及涨幅

上限。

现货交易：灵活性火电机组可以做到低价少发，高价多发，对增量收

益贡献弹性。在当前高比例新能源电力系统中，系统边际电价与系统

净负荷走向基本一致。当供求关系较为紧张、火电顶峰、新能源不存

在弃电时，火电作为边际机组，系统价格主要由火电决定，火电厂可

以提高负荷多发点获取高电价；当系统供大于求时，新能源弃电较为

严重，新能源作为边际机组，系统价格主要由新能源决定，电价较低，

火电机组可以通过“盯盘操作、分毫必争”的策略，通优化（降负荷、

关机），少发电量，降低亏损。电力现货模式下，取消调峰辅助服务

市场，通过电能量市场实现调峰功能，即新能源大发时间段火电可以

自身少发电，以低电价甚至零电价购入现货电量，实现中长期偏差结

算。即低价段报低价实现机组连续开机运行，边际段按机组发电边际

成本报价，存在盈利空间时候争取多发，高价段发现市场价格，以一

定电量去探寻市场高价，实现收益最大化。

我们以广东电力现货市场为例，1）月度，月内，多日均存在差价区，

2022年夏季8-9月份，广东日前加权平均电价达到0.717元/kWh,

远高于6-7月（0.521元/kWh）和10-11月（0.557元/kWh）。2）

同日内电价也有明显差异，我们以广东电力交易发布的2023年3月

15日全省发电侧加权价格曲线为例，日前机组成交价最高1366.4厘

/千瓦时，最低0厘/千瓦时。从纯技术角度考虑，火电机组可以优化

分解曲线，做到高价多发、低价少发，提高电厂盈利能力，控制成本。

我们依据各省电力交易中心数据，火电机组进入现货市场后，结算均

价相比于基准价均有一定幅度上行，而光伏、风电几乎相对基准价呈

下降趋势，整体来看火电在现货市场的博弈中处于优势地位。我们预

计未来现货市场可能有两个变化方向，1）提高现货电量比例，目前

电厂中长期交易电量占比约80%左右，月度交易占比10%,现货交

易占比10%,未来现货体量占比有望增加，电能量的分时价值有望

突显。2）中长期交易限价打开，目前中长期交易限价为卜20%,+20%],

2023年年度交易中江苏、广东等地均顶格成交，交易价格全部顶格

上涨反应煤炭价格传导有限，未来交易限价有望提升，火电可以在中

长期市场实现成本疏导。

问题二：火电发电侧会降电价还是涨电价？过去电价以国家计划制为

主，当煤价波动后才会主动进行调升、调降，煤电联动机制存在滞后

性，目前推进市场化后，电价反应供需变化。当前电力供应不足条件

下仍会保持顶格成交。我们认为煤电中燃料成本占煤电总成本的80%

左右，煤价波动对电力企业盈利影响较大，同时煤炭市场化改革推进,

煤价由市场化制定，但电力系统需要保障安全性和民生等，需降低价

格波动风险，过去电价仍以政府定价为主，电■煤价格双规制，“市场

煤”和“计划电”的矛盾在过去频发。2004-2019标杆上网电价期间“七

次上调，四次下调:国家于2004年实行煤电价格联动机制配合标杆

上网电价政策进行调整，自2005年5月至2017年7月，燃煤标杆

上网电价共经历12次调整，其中，只有8次实行了纯粹的煤电联动

调节机制，另外5次关于标杆上网电价的变动则源于环保补贴、可再

生能源补贴等其他，整体来看，电价变动还是依靠政府定价。

2015年煤电价格联动机制：市场化改革过渡期政策。2015年国家发

改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》发改价格

[2015]3169号，开启新版煤电价格联动机制，电煤价格以中国电煤

价格指数2014年各省（价区）平均价格为基准煤价，原则上以与基准

煤价对应的上网电价为基准电价。该机制对煤电价格实行区间联动。

按煤电价格联动机制调整的上网电价和销售电价于每年1月1日实施。

煤电联动机制存在明显错位。2005-2018年煤价虽然多次波动，但煤

电价格联动机制一度停滞，存在价格调整不及时、不到位问题。2016

年下半年以来，煤炭价格大幅回升，而对标杆上网电价调整确明显滞

后于煤价变动，煤电价格联动机制效果不佳，2018年，全国电煤价

格持续高位波动，已经达到实行煤电价格联动的条件，但同期只针对

一般工商业电价进行调整，煤电联动机制并未实质性实行。2019年

10月，国家发改委发布《深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指

导意见》（发改价格规（2019）1658号），燃煤发电标杆上网电价

机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，同时取消煤电联动

机制。

图*32:2004-2019隼煤电价格反动历短（肆价：元/kWh）

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现货市场中发现的电力价格和分时价格规律将影响中长期交易的合

约电价。我们以广东地区月度交易电价为例，2023年3月、4月处

于用电低谷，同时发电成本降低，月度较低电价低于2022年，但5/6/7

月开始用电需求攀升，2023年6月/7月的月度交易综合电价为

525.86/517.07元/kWh,相较2022年同比提升4.51%/4.04%。

电力全面市场化铺开后，电力签订年度合约和月度合约均以发电侧和

用户侧以供需为基准协商后得出（工商业用户，售电公司）。所以我

们认为在新一批煤电建成之前（新一批为2022年底审核，我们预计

24年底建成投运），仍然保持紧平衡，年度交易电价仍保持顶格成

交。

2.2成本改善：煤价下行促盈利修复

长协价格：基准价下浮。当前以港口价格计算的电煤中长期合同原则

上按照“基准价+浮动价”价格机制签订和执行，依据发改委办公厅10

月31日印发的《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，

下水煤合同基准价按Q5500动力煤675元/吨执行，相对2022年基

准价下调25元/吨（22年为700元/吨），降幅约3.57%。浮动价参

考指数由4个调整为3个，不再包含中国沿海电煤采购价格综合指数。

长协年度履约率要求上升，惩戒措施更为严格。《2023年电煤中长

期合同签约履约工作方案通知》要求，纳入年度电煤中长期合同监管

台账的合同，应按双方合同确定的月度履约量足额履约。确因特殊原

因难以按月度分解量全额履约的，可在月度之间进行适当调剂，但季

度履约量、全年履约量须达到100%,且不得以未配置铁路运力、停

产减产为由拒绝履约。对于未按期足额签约的企业将采取针对性惩戒

措施。总体来看，2023年政策较2022年要求更高、更为严格。

中长期合同发挥煤炭市场的“稳定器”作用，基准价价格下调反应国家

对电煤保供及煤价走向的合理预期。现货部分来看，截至2023年8

月10日，秦皇岛动力煤Q5500/Q5000/Q4500价格分别为

838/733/633元/吨，同比分别降低26.56%/27.35%/29.51%,相对

2022年高点（3月9日）分别降低50.2%/51.46%/53.32%。整体来

看，煤炭现货市场价格稳定下降，煤价价格中枢向合理范围回归，火

电运营商成本有望改善。

进口煤价格逐渐接近内陆市场煤

进口煤价格下降迅速。截至2023年8月1日印尼煤（Q5500）/澳煤

（Q5500）价格分另L为932/905元/吨，同比分别降低18.53%/20.47%,

相对2022年高点（3月150）分别降低43.13%/44.41%,进口煤

价格持续下降。秦皇岛运输到广州航线运费价格大约在30-50元/吨

左右，对十江浙、广东等地电厂，进口煤和内陆煤价格接近。

进口煤量同比高增。2023年3月份，国务院发布《关于延长煤炭零

进口暂定税率实施期限》，自2023年4月1日起至2023年12月

31日，继续对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。同时3月份澳煤

放开，彭博社3月14日报道“中国将允许所有国内企业进口澳大利亚

煤炭”，释放澳煤解禁信号。我们依据国家统计局数据，2023年煤炭

当月进口量同比高增，3月份同比增长151%,6月份仍然维持110%

的高增速。进口零关税，澳煤解封等均提升我国高卡动力煤供应格局，

进口煤价格趋于合理后也会促进国内产地煤价格稳定。

非电领域需求暂缓

非电领域尤其是四大高载能行业对煤的需求量增速缓慢，并呈下行趋

势。动力煤需求电厂大约占比60%,非电领域占比40%左右。依据

2023年7月中电联发布《2023年1-6月电力消费情况》，四大高载

能行业上半年用电量同比增长2.5%,其中，一、二季度同比分别增

长4.2%和0.9%,5、6月同比分别下降0.6%和0.1%。年初至今高

耗能产业用电量的增速放缓，经济处于稳定复苏阶段，行业发展暂行

缓慢，非电领域对于煤的需求量增速或降低。

港口库存、下游电厂库存充足

港口库存：北方主要四港煤炭库存量维持高位，明显高于往年水平。

自2023年1月6日起至8月7日，北方主要四港煤炭库存量总额在

1390至1680万吨之间波动，维持在较高区间，且明显高于往年同

期水平。但在迎峰度夏期间，全国性高温天气持续，终端需求启动,

港口库存延续去库，迎峰度夏阶段结束后，电厂需煤量减少，港口库

存有望再度提升，煤价有望走低。

截至7月27日，全国煤炭重点电厂库存11292万吨，同比增长21.3%,

为保迎峰度夏，电厂库存充足，电厂煤炭库存普遍在22-30天左右。

我们认为电厂库存充足后，后续采购煤炭策略将会博弈价格，市场整

体供大于求，煤价有望维持缓慢下行区间内。

2.3火电价值重估：现货+辅助服务+容量

电力市场化进程按下加速键。2023年7月11日，中央全面深化改革

委员会第二次会议召开，审议并通过《关于深化电力体制改革加快构

建新型电力系统的指导意见》，电改进入加速阶段。国内电力系统以

省为实体，省级电力市场建设需要支撑电价从计划体制向市场体制平

稳过度，电力中长期交易提供相对确定性的电量和价格，电力现货市

场发现电能量实时价值，并且作为中长期交易价格参考。后续将完善

辅助服务和容量电价机制，维持高比例新能源并网后电网的安全运行

和系统充裕度。

辅助服务：权责逐步厘清，有望向用户侧传导兑现价值

新能源并网&电气化率提升使电网承受高波动性。新能源大量并网和

电车、充电桩等终端电气化率提升使负荷呈现夏、冬双高峰，同时发

电侧出力和用电负荷双侧均呈现随机波动特性。风电、光伏发电调频

能力有限，当电网频率偏低需要增加出力时，电网调频主要依靠火电、

水电等传统机组，风电、光伏的随机性和间歇性功率波动特征导致电

网频率偏差增加，降低稳定性，大量并网后系统转动惯量支撑力度削

弱，频率调节能力降低，系统康扰动和无功支撑能力变差，因此电网

对调峰、调频、调压、系统平衡等辅助服务需求提升。

我国电力辅助服务市场经历4个阶段

1)2002年之前，无偿提供。这一阶段，电力辅助服务无偿提供，采

用垂直一体化管理模式，没有单独的补偿机制，将其与电量进行捆绑,

统一结算。此时期辅助服务市场价值无法充分体现，电厂利益受损。

2）2006年，计划补偿阶段。2006年，原国家电监会印发《并网发

电厂辅助服务管理暂行办法》与《发电厂并网运行管理规定》（两个

细则），标志我国电力辅助服务进入计划补偿阶段，按“补偿成本和

合理收益”原则对提供辅助服务的并网发电厂进行补偿，但是“两个细

则”计划补偿模式的补偿力度相对较低，对提供主体激励作用有限。

3）2014年，省级辅助服务市场体系。2014年10月，东北能源监管

局印发《东北电力辅助服务调峰市场监管办法（试行）》开始执行，

正式启动我国首个电力调峰辅助服务市场。2015年，发改委发布《中

共中央国务院进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9

号文）中提出“市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并

网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制”电力辅助服务市场进入探

索阶段，区域、省级辅助服务市场体系逐渐形成。

4）2021年，新版两个细则出台，主体扩大，品种丰富。2021年12

月，国家能源局印发新版“两个细则”，我国辅助服务市场进入新阶段，

2022年南方电网最先发布新版“两个细则”征求意见稿，此后华东电网、

华北电网、西北电网均发布新版“两个细则”模拟稿件，新版两个细则

的修订主要扩大电力辅助服务主体，丰富电力辅助服务品种，丰富优

化了市场交易辅助服务市场。

目前我国初步形成了调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省

级辅助服务市场体系。调峰、调频辅助服务已初步形成市场化的价格

形成机制，即发电侧市场主体自行报价，通过集中竞争、统一出清形

成调峰、调频辅助服务的边际出清价格和中标量，电力调度机构按需

求调用、按序调用、价格优先对辅助服务资源进行调用，按照边际出

清价格和调用量对提供辅助服务的市场主体予以经济补偿，辅助服务

的补偿总费用按照电量或电费比例分摊给发电侧市场主体。新版两个

细则中补偿方式按照“谁提供、谁获利；谁受益，谁分摊”的原则，补

偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步

将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。

问题三：辅助服务价值如何？我国电力辅助服务实现6大区域、33

个省区电网的全覆盖，统一辅助服务规则体系基本形成。依据国家能

源局2月新闻发布会，2022年，通过辅助服务市场化机制，全国共

挖掘系统调节能力90000万千瓦以上，煤电企业因辅助服务获得补

偿收益约320亿元，促进煤电企业灵活性改造的积极性，推动煤电

由基础保障性和系统调节性电源转型。

山东电力现货市场于2021年12月开始运行，现货市场下山东调峰

辅助服务市场不再运行，而过去运行前，山东调峰辅助服务市场月均

补偿额都超过1亿元。以2022年山东调频月度补偿费用为例，在7

月/10月/11月/12月调频补偿均超过2亿元（迎峰度夏和供热季），

但火电分摊费用分别为1.8/1.7/1.9/2.3亿元，目前辅助服务费用还处

于初级阶段（发电侧零和博弈），“9号文”提出建立辅助服务分担共

享新机制，辅助服务成本需向下游传导由终端用户支付（如美国PJM

市场），逐步过度后火电将通过自身灵活性获取收益。

依据国家能源局2023年三季度新闻发布会数据，截至6月底，全国

发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿

千瓦。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网

电费1.9%。在电力现货市场，市场机组根据报价中标，调峰费用应

该并入电能量市场费用，就不存在调峰市场了，如果去掉调峰补偿费,

目前辅助服务费用占比不到总电量电费的1%,显著低于其他国家。

以2015年数据为例，美国PJMTU场辅助服务费用占比2.5%,英国

市场占比电量电费8%,而目前美国现货辅助服务清算额大约占电能

量3-5%,《新能源高渗透率下辅助服务市场的思与变》一文也提到

到2030年，英国辅助服务在总系统运营成本中所占的份额将由2015

年的2%提升至15%o

图表46:2023上半年我国辅助服务费用情况

电力辅助服务费用电力辅助服务费用设想情况

（含调峰）（不含调峰）（不含调峰）

可再生能源装机占比：48.8%

278111亿元438亿元

占比上网电费1.9%占比上网电费0.76%占比上网电费3%

容量电价：维持系统宽裕度，鼓励火电建设

市场化竞争充分的电能量市场，市场价格将由边际机组的边际发电成

本决定，因此火电经常承担动际机组，可再生能源大量接入现货市场,

边际成本较低，因此发电侧报价较低，市场结算价格降低后影响火电

利润。火电厂初期投入成本较高，收益降低后影响成本回收，妨碍电

厂投资，为保障系统宽裕度，需要建立发电容量成本回收机制。容量

市场收益是火电机组获取电能量收益和辅助服务市场收益外的稳定

收益，极大促进火电机组进行灵活性改造E勺意愿。国外三种发电容量

成本回收路径：稀缺定价机制、容量市场机制、容量补偿制度1）稀

缺定价制度：主要为美国德州和澳大利亚，主要为不单独设立固定投

资回收机制，而是在电能量市场中设置上限很高的稀缺价格，发电侧

可以在供应紧张时段的短时极高价格来回收投资成本。2）容量补偿

机制：主要在智利、阿根廷、秘鲁、西班牙等，容量补偿机制一般由

政府根据评估结果，直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提

供容量补偿，补偿费用一般由电力用户分摊。3）容量市场机制，主

要为美国PJM、纽约、英国、法国等，容量市场机制是将机组可用

装机容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格。容量市场

中买方为系统运营商，卖方为容量资源提供商，系统运营商根据负荷

预测、可靠性要求等形成容量需求曲线，卖方申报容量资源数量和价

格，容量购买费用最终由所有用户分摊。稀缺定价机制主要依靠于电

能量市场，但如果允许系统短期内发生的价格尖峰进行大容量补贴，

会对短时间电价产生影响，给电力市场造成风险；容量市场机制是以

市场竞争的方法构成容量价格，对于市场基本条件需求较高；容量补

偿制度主要应用于电力市场初期，保障发电机组可用性，保障系统宽

裕度。

我国情况：在电力现货市场初期就引入容量补贴制度，2020年，国

家发改委依据《电力市场建设管理工作指导》（第3期）颁布的《电

容成本费用收回方式操作指导》，规定了各地政府可结合实际情况确

定适当的电容成本费用回收方式，并以建立电容成本补贴的方式启动。

山东：2022年3月，山东发改委发布《关于电力现货市场容量补偿

电价有关事项的通知》，稳妥推进山东电力现货市场建设，保证电力

系统长期容量的充裕性，在山东电力现货市场运行前，参与电力现货

市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为

0.0991元/kWh（含税）（自2022年5月1日执行）。

3.重点公司分析

华能国际：全国火电龙头企业，火转绿低碳发展

华能国际为“五大发电集团”之一华能集团旗下上市平台，电厂分布在

二十六个省级行政单位，公司主营火电、水电、新能源发电等电力业

务，同时经营供热、港口服务等，截至2022年底，公司控股发电装

机规模约127GW,其中境内控股火电106.96GW（煤机94.1GW,

燃机12.74GW）,境内风电13.6GW,境内光伏6.28GW,清洁能

源占比逐渐提升，响应低碳政策，火转绿快速发展。同时公司积极拓

展海外市场，运营新加坡大士能源，巴基斯坦也投资一家运营电站。

装机容量逐年增长，营业收入稳步提高。2020-2022年公司控股装机

量分别为11335.7/11869.5/12722.8万千瓦,2020-2023H1营业收

入分别为1694.39/2046.05/2467.25/1260.32亿元，同比变动

-2.39%/20.75%/20.31%/7.84%o2022年受燃料价格高位运行、用电

量增长不及预期等多重因素影响，公司火电机组利用小时数下降，发

电量同比略有下降；预计未来经济逐步复苏，伴随社会用电需求不断

增长以及大批新能源装机的陆续投产，公司发电量及营业收入将快速

提升。

图表54:华能国际营业收入

司主营业务以火力发电为主，21-22年煤炭价格持续维持高位运行。

23H1实现归母净利润63.08亿元，同比增长309.67%,环比扭亏为

盈。归母净利润同比上升的主要原因，一是境内燃煤价格同比下降和

电量同比上涨的综合影响，二是公司新加坡业务利润同比大幅增长。

煤价下行伴随电改落实，毛利率净利率持续向好。2021年受燃煤燃

气价格高企影响，毛利率、净利率持续承压，2023年煤价下行，毛

利率、净利率持续向好，分别提升至12.04%、5.25%O我们预计未

来伴随煤炭产量的提升、长协煤履约率的提高以及进口低价煤的量增,

综合入炉煤价降低，公司毛利率、净利率有望进一步提高。持续完善

公司现代化治理体系，期间费用率逐年下降；围绕主营业务加大研发

投入，研发费用率整体提高。20-23H1管理费用率持续下降，分别为

2.92%、2.73%、2.28%、2.13%。公司、融资能力、融资成本等方

面优势突出，同时加强利息支出、汇兑损益及手续费管理，20-23H1

财务费用率持续下降，分别为5.21%、4.18%、3.85%、3.49%。公

司注重长期效益，围绕主营业务持续加大研发投入，20-22年研发费

用分别为6.68、13.25、16.08亿元，研发费用率呈整体上升趋势。

国电电力：煤电联营控本优势明显

国电电力是国家能源集团旗下核心电力上市平台，主要经营业务为电

力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭

等领域，电厂分布在全国28个省、自治区、直辖市。截至2022年末，

公司控股装机容量97.38GW,其中火电71.84GW,占比73.77%；

水电14.96GW,占比15.36%；风电7.46GW,占比7.66%；太阳能

光伏3.13GW,占比3.21%。公司紧抓“双碳”战略机遇，加快推动转

型升级，优化产、也结构，清洁能源占比逐渐提升，火转绿快速发展，

加快建设具有全球竞争力的世界一流电力公司进程。装机容量与电价

多方影响，营业收入整体波动上升。2020年售电均价下降13.99元/

兆瓦时，营业收入同比增速为-0.15%；2021年装机容量由88GW大

幅提升至99.8GW,发电量由3774亿千瓦时大幅提升至4641亿千

瓦时，营业收入同比增速为16.55%；2022年电力中长期交易平均上

网电价增长，营业收入同比增速为14.4%；23Q1装机容量同比下降

（22年转让部分火电资产所致），发电量同比下降5.39%,营业收

入同比为-3.1%。我们认为随大批新能源装机的陆续投产，装机容量

逐步提高，公司发电量及营业收入将稳步凫升。

21年煤价高企业绩亏损，22年电改落实扭亏为盈。2021年煤价高

企，入炉标煤单价同比增长291.49元/吨，涨幅47.87%,新能源发

电盈利未能覆盖煤电亏损影响，公司整体归母净利润为・19.68亿元;

2022年电改落实煤电上网电价上涨，同时公司依托国家能源集团获

得中国神华的煤炭资源优势，公司长协煤覆盖率较高，实现归母净利

润为27.47亿元。我们预计未来煤价处于稳定区间，伴随大批装机的

陆续投产，公司归母净利润有望进一步提升。21年煤价高企毛利率

净利率承压，22年电改落实毛利率净利率趋稳。2021年受煤炭价格

高企影响，火力发电燃料成本大幅增加，销售毛利率、净利率承压,

分别为7.25%、-2.03%；22年电价改革落实，公司平均上网电价增

长21.46%,销售毛利率、净利率修复至13.48%、3.56%；23Q1销

售毛利率、净利率趋于稳定，分别为13.34%、5.20%o预计未来煤

价处于稳定下行区间，伴随上年高价库存煤的出清，公司销售毛利率、

净利率有望进一步提高。

优化资产结构，财务费用率大幅下降；完善治理结构，管理费用率维

持稳定；注重降本增效，销售费用率维持低水平。为优化公司资产结

构布局、提升公司资产质量，2021年转让所属七家煤电企业股权及

资产，2022年转让宁夏区域火电资产，同时公司注重利息支出管理，

财务费用率大幅下降，20-23Q1财务费用率分别为7.50%、4.72%、

3.92%>3.83%；20-23Q1管理费用率分别为0.95%、1.04%、0.91%、

1.19%；20-23Q1销售费用率分别为0.16%、0.03%、0.02%、0.02%。

图表61:国电电力毛利率、净利率

皖能电力：安徽区域火电龙头，业绩高增

皖能电力是安徽省属火电核心企业，主营业务为电力、节能及相关项

目投资、经营。截至23Q1,公司控股装机容量958万千瓦，其中光

伏装机5万千瓦，火电装机953万千瓦，省内市占率23%、位列第

二;作为皖能集团旗下唯一电力上市主体，公司参股集团优质火电资

产神皖能源，增加近500万千瓦权益装机，22年投资收益6.6亿元、

占总投资收益的76%。同时公司响应低碳政策，积极转型新能源，“十

四五”规划新能源装机容量目标为400万千瓦。

火电机组利用小时数提升，公司发电量逐年提升，营业收入实现快速

稳定增长。2020-2022年公司火电机组利用小时数分别为4201、4436、

4840小时，发电量分别为348.97、365.68、411.25亿千瓦时，

2020-2023Q1营业收入分别为167.52、210.32、242.76和58.06亿

元，同比增速分别为4.1%、25.55%、15.42%、-8.65%。未来伴随

深度调峰的逐步参与，火电机组利用小时数将略有下降，但公司23

年预计新增的264万千瓦火电装机以及调峰收益将保障营业收入的

持续增长。

电价改革后度电收入提升，毛利率、净利率及归母净利润由负转正。

为深入推进电价市场化改革，安徽省发改委于21年年末全面实施电

价市场化改革，基准电价可最高上浮20%形成上网电价，公司度电

收入由2021年的0.346元/千瓦时大幅提升至2022年的0.4元/千瓦

时，但原材料成本占公司营业成本50%以上，由于高煤价的压制，

毛利率、净利率均维持低速增长，2022年分别为0.9%、0.75%,23Q1

分别为4.55%、2.85%,22-23Q1归母净利润分别为4.25和1.26亿

元。未来预计伴随煤炭产量的提升、长协煤政策的落实以及进口低价

煤的量增，综合入炉煤价降低，公司毛利率、净利率及归母净利润有

望大幅度提高。公司持续加强内部控制、完善管理制度，20-23Q1

期间费用率整体呈下降趋势。21年研发费用提高为深度调峰技术改

造要求所致，21-22年公司财务费用率提高为发行有息债券所致。

2022年公司集中力量重点围绕生产难题、转型发展需要开展研发活

动，研发投入及研发人员数量同比下降，但研发人员构成中高学历人

才占比提升，降低研发费用的同时保持公司核心竞争力，支撑企业高

质量发展和转型升级。未来随着公司对宏观政策研究的加强以及融资

渠道的进一步开拓，财务费用率有望进一步降低，公司业绩有望进一

步增长。

粤电力A：广东火电龙头，海上风电持续建设

粤电力是广东最大省属发电企业，主营业务是电力项目的投资、建设

和经营管理，电力的生产和销售业务。截至23Q1,公司控股装机容

量29.7GW,其中火电装机26.94GW（煤机20.55GW,燃机6.39GW）,

风电装机2.35GW,光伏装机0.18GW,水电装机0.13GW,生物质

发电装机0.1GW。公司积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下加快能源

转型的发展大势，“十四五”期间初步计划新增新能源装机约14GW,

其中陆上风电约1.6GW、海上风电约2.8GW、光伏约9.6GW。

控股装机快速增长，营业收入稳步提升。2020-2022年公司控股装机

量分另IJ为2161.2、2,822.92、2,969.62万千瓦，发电量分别为737.51、

1198.69J140.59亿千瓦时，2020-2023Q1营业收入分别为283.29、

441.67.526.61和130.46亿元，同比变动为-3.51%、31.44%、18.45%

和14.55%。2022年受经济下行压力增大等影响，广东省全社会用电

需求整体与上年持平，公司火电机组利用小时数下降，预计未来经济

逐步复苏，伴随社会用电需求不断增长以及在建1077.15万千瓦装机

的陆续投产，公司发电量及营业收入将持续提升。21・22年煤价高企

业绩承压，23Q1扭亏为盈。公司主营业务以火力发电为主，燃料成

本在营业成本中占比80%以上，21.22年煤炭、天然气等燃料价格继

续维持高位运行，公司归母净利润分别为-31.48、-30.04亿元。23

年煤价下行，公司燃料成本随之降低，火电业绩持续修复，23Q1实

现归母净利润0.88亿元，环比扭亏为盈。

图表69:哥电力A营业收入变动

毛利率净利率受煤价与电价改革多方影响波动变化,23Q1由负转正。

2021年受燃煤燃气价格高企影响，发电成本与上网电价严重倒挂，

毛利率、净利率持续承压,分别为-5.99%、