“双碳”目标驱动能源转型，长期来看风光将成为主力电源。截至 2023 年 5 月，全国 发电装机容量 26.72 亿千瓦，同比增长 10.3%。其中，水电、风电、太阳能、核电装机分别为 4.17/3.83/4.54/0.57 亿千瓦，同比分别+5.2%/+12.7%/+38.4%/+4.3%。清洁能源装机合计 13.21 亿千瓦，占总装机的 49.4%。根据全球能源互联网发展合作组织的预测，到 2050 年我国 发电装机容量将达到 75 亿千瓦，其中清洁能源装机 68.7 亿千瓦，占比 92%；2050 年风电和太 阳能装机分别达到 22 亿千瓦和 34.5 亿千瓦，风光装机占比超过 75%，发电量超过 65%。
《“十四五”现代能源体系规划》明确 2025 年能源发展目标，电源由传统煤电持续向清 洁能源转变。根据规划，到 2025 年我国发电装机总容量达到约 30 亿千瓦，其中明确常规水 电装机量达到 3.8 亿千瓦，抽水蓄能装机量达到 6200 万千瓦，核电装机量达到 7000 万千瓦。 根据以上数据测算，预计 2025 年风电和光伏合计装机量达 11 亿千瓦左右，非化石能源发电装 机容量将超过总装机容量的 50%。
随着新能源大量接入电网，以及终端用能电气化水平持续提高，给电力实时供需平衡带 来越来越大的压力，电力系统亟需转型升级。由于新能源电力具有强随机波动性，其大量替 代常规机组对电网稳定性造成冲击。叠加电动车、分布式能源、储能等交互式用能设备的广泛 应用，电力系统呈现出高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。此外，用电 需求呈现冬、夏“双峰”特征，随着电气化率（电能占终端能源消费比重）提升，峰谷差不断 扩大。为适应“双高”、“双峰”形势下新能源的并网和消纳，电力系统亟需转型升级。
现阶段煤电依然需要发挥“压舱石”作用，2030 年前煤电装机和发电量将继续增长。我 国以煤为主的能源资源禀赋决定了较长时间内煤炭在能源供给结构中仍将占较高比例，煤电作 为煤炭清洁高效利用的途径之一，仍是电力系统中的基础保障性电源。根据国家能源局《新型 电力系统发展蓝皮书》，2030 年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新 能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。为支撑“双碳”战略和系统稳 定运行，煤电机组通过节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，实现向清洁、高 效、灵活转型。
从远期看，新能源将逐步成为装机和发电量主体电源。现阶段新能源已经成为新增装机 主体，根据蓝皮书规划，到 2025 年新能源占比超过 40%，发电量占比超过 20%。2030 年后， 新能源装机占比将超过 50%，成为装机主体电源，以新能源为主的非化石能源发电逐步替代化 石能源发电。2045 年后，新能源发电量占比将超过 50%，成为发电量结构主体电源，助力实现 碳中和目标。
（一）电力系统负荷增加，煤电仍需发挥压舱石作用
十四五以来火电利用小时数有所回升，反映电力供需形势偏紧。火电作为主要的调峰电 源，其利用小时数是反映电力供需关系的重要指标。过去十余年来随着大量的水电和新能源装 机投运，电力供需形势逐渐宽松，火电利用小时数呈波动下降趋势。十二五期间火电平均利用 小时数 4880 小时，十三五期间下降至平均 4252 小时。进入十四五，由于火电在装机结构中的 进一步下降，新能源出力不稳定的问题凸显，因此电力供需关系变为偏紧，火电利用小时数有 所回升。2021 年和 2022 年火电利用小时数平均为 4413 小时。
电网最大负荷连年增加，2023 年预计最大负荷同比+6.5%。随着近年全社会用电量增长以 及用电需求“双高”、“双峰”日益明显，全国电网最大负荷持续提升。根据 2023 年 4 月国 网能源院经济与能源供需研究所《中国电力供需分析报告 2023》，预计 2023 年全国全社会用 电量为 9.16 万亿-9.33 万亿千瓦时，同比增长 6.0%-8.0%。预计 2023 年，全国夏季最大负荷 13.7 亿千瓦，同比增长 6.5%；冬季全国最大负荷 12.8 亿千瓦左右。2023 年全国电力供需平 衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。
煤电核准加速，一季度新增煤电核准超过 2021 年全年。十三五期间，随着国家主动控制 火电新建规模，火电投资连续负增长。进入十四五，由于火电在装机结构中的进一步下降，新 能源出力不稳定的问题凸显，电力供需关系变为偏紧。在此背景下，煤电核准加速，带动火电 投资回归正增长。2021 年、2022 年、2023 年 1-5 月，火电投资同比分别增长 18.3%、28.4%、 11.9%。2021 年、2022 年、2023 年第一季度，新增煤电核准分别为 1854.9 万千瓦、9071.6 万千瓦、2045 万千瓦，其中 2023 年第一季度煤电核准已超过 2021 年全年。预计后续仍会持 续新增煤电规划项目以及储备项目，夯实煤电保供基本盘。
（二）煤炭供需转向宽松，火电迎业绩反转
1. 长协保供取得初步成效，能源转型将抑制长期煤炭消费增长
“双碳”目标推动能源转型，国家将严格合理控制煤炭消费增长。十四五以来，虽然煤 电机组作为压舱石的作用逐步得到重视，但是在能源转型大背景下，清洁能源发展迅速，煤炭 消费增速将有所抑制。根据《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意 见》、《2030 年前碳达峰行动方案》、《十四五”节能减排综合工作方案》等国务院政策文 件，“十四五”在立足以煤为主的基本国情下，严控煤炭消费增长；“十五五”时期煤炭消费 将逐步减少。
国家高度重视能源安全供应工作，相继推出一系列电煤保供稳价政策措施。2022 年 2 月， 国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（303 号文），明确中长协 价格合理区间，其中秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易合理价格为每吨 570～770 元（含 税）；2022 年 7 月国家发改委召开会议，要求进一步加强电煤中长期合同签订、履约和监管 工作，并要求电煤中长期合同实现发电供热企业全年用煤量签约、电煤中长期合同月度履约率 以及执行国家电煤中长期合同价格政策的“三个 100%”。 国家发改委 2022 年 11 月发布《2023 年电煤中长期合同签约履约工作方案》，明确 2023 长协煤合同各项要求。2023 年方案与 2022 年方案相比，在合同签订范围、签订要求、运力配 置和履约监督等多个方面均有所调整。其中，2023 年对签约比例略有下调，不再严格要求 80% 以上，增加了不低于动力煤资源量的 75%的规定;价格方面，2023 年下水煤合同基准价按 5500 大卡动力煤 675 元/吨执行，同比下调 25 元；此外,还允许煤炭贸易商合法合规加价销售，为 更多的煤炭贸易企业参与电煤中长期合同中来提供了政策支持。总体而言，2023 年方案结合 了 2022 年合同实际执行过程中存在的问题，调整后更加明确合理，也更具有执行力。我们预 计 2023 年火电企业长协覆盖比例有望明显提升，入炉标煤单价较当前水平有望大幅下降。
持续强化中长协履约监管，2023 年电煤中长期合同签订超过 25 亿吨，已基本实现签约全 覆盖。303 号文发布以来，各省持续加强长协履约监管措施，包括约谈煤炭企业、现场核实合 同兑现情况、调查交易合同和发票等。根据国家发改委消息，截至 2023 年 3 月 1 日，2023 年 电煤中长期合同签订总量超过 25 亿吨，已基本实现签约全覆盖。下一步，发改委将进一步强 化电煤中长期合同履约监管，健全长效机制，建立监管台账，常态化开展不履约案例归集整改， 严格落实各项激励约束措施，不断提升电煤中长期合同履约水平。
2. 供给：2023 年预计增加 2.7 亿吨原煤，同比增长 5.5%以上
2021 年下半年以来，煤炭产能核增政策频出。2021 年下半年以来电力供需形势持续偏紧。 国家多次出台煤炭产能核增、加快推动在建项目投产、推动煤炭生产企业与煤电、供热企业签 订中长期合同等一系列煤炭保供稳价政策措施。根据 2022 年 8 月 5 日国家矿山安监局披露的 数据，2022 年年初至 8 月 5 日，国家矿山安监局审核同意 147 处先进产能煤矿、增加产能 1.8亿吨/年；2021 年 9 月至 2022 年 8 月 5 日，共核增煤炭产能 4.9 亿吨/年。
全国煤炭产量加速向晋、陕、蒙、新 4 省集中。受煤炭资源分布限制，我国煤炭生产集 中在山西、陕西、内蒙、新疆等煤炭资源丰富的地区，自 2016 年国家政策要求煤炭行业去产 能以来，煤企低效无效产能逐渐被清退，煤炭生产重心进一步向资源禀赋好、开采条件好的“晋 陕蒙新”地区集中。2022 年“晋陕蒙新”4 省原煤生产量分别为 13.1 亿吨（同比+8.7%）、7.5 亿吨（同比+5.4%） 、11.7 亿吨（同比+10.1%） 、4.1 亿吨（同比+28.6%） ，4 省原煤合计 产量为 36.4 亿吨，占同期全国原煤产量的 81%。
各省 2023 年政府工作报告已发布，“晋陕蒙新”预计合计增产 1.5 亿吨。从“晋陕蒙新” 4 省政府工作报告来看，在 2023 年重点工作任务中均明确强调了煤炭增产保供任务。其中山 西省 2023 年目标产量 13.65 亿吨（同比增加 5785 万吨）、陕西省 2023 年目标产量 7.5 亿吨 （同比增加 396 万吨）、内蒙古 2023 年目标产量 12.5 亿吨（同比增加 7590 万吨）、新疆 2023 年计划新增外输 800 万吨，输电 60 亿千瓦时（两项折合实物煤约 1070 万吨），预计晋 陕蒙新四省份合计增产 1.5 亿吨。
2022 年全年原煤产量创历史新高，2023 年以来原煤生产保持高增速。“晋陕蒙新”4 省 占全国原煤产量 80%以上，发挥了增产增供“主力军”作用。2022 年全国生产原煤 45.0 亿吨 （其中动力煤 37.1 亿吨），同比增长 9.0%，创历史新高；2023 年 1-5 月全国生产原煤 19.2 亿吨，同比增长 4.8%，增速仍然保持在较高水平。
2023 年 1-5 月进口煤数量同比增长近 90%。2023 年 1-5 月进口煤炭 1.82 亿吨，同比增长 89.6%或 8600 万吨，进口高增长的主要原因：（1）2022 年初，中国煤炭进口主要来源国印尼 因担心国内供应不足，出台煤炭出口禁令，影响了我国及亚太区煤炭供应; （2）2022 年 2 月 下旬俄乌冲突加剧，能源紧张局面发酵，俄煤出口受限，进口端供应减少; （3）国际能源产 品价格大涨削弱了进口煤的价格优势，终端采购积极性下降；（4）2023 年年初中国已全面解 禁澳煤进口。
我们预计 6 月份及近期煤炭进口仍将保持旺盛，全年进口煤有望新增 1.2 亿吨以上。近 期欧洲制造业持续疲软,经济复苏缓慢，叠加天然气量足价低,煤电负荷下滑,大量进口煤转销 中国。此外进口煤零关税政策将延续至 2023 年年末，有助于维持进口煤炭的价格竞争力。目 前 1-5 月进口煤同比已增加 8600 万吨，我们预计全年进口煤将延续高增长趋势，全年有望新 增 1.2 亿吨以上，预计对国内煤炭稳价有较大促进作用。 2023 年原煤总供给预计增加 2.7 亿吨，同比增长 5.5%以上。综合上述预测，我们预计 2023 年国产煤及进口煤分别增加 1.5 亿吨和 1.2 亿吨，合计增加 2.7 亿吨。按照 2022 年我国原煤 总供给量 48.49 亿吨的基数（产量 45.6 亿吨，净进口 2.89 亿吨），2023 年原煤总供给同比 将增长 5.5%以上。
3. 需求：2023 年煤炭需求增速预计 4%左右
受来水偏枯以及去年疫情低基数影响，2023 年以来动力煤需求有所恢复。2023 年 1-4 月 电煤消费量 7.95 亿吨，同比增长 7.0%，主要是由于上半年来水整体偏枯，以及去年疫情导致 用电量基数较低；除电力行业外其他行业动力煤消耗 4.84 亿吨，同比增长 4.5%，主要是由于 去年疫情基数较低；整体动力煤消费 12.79 亿吨，同比增长 6.0%。
2023 年整体来水有望好转，叠加新能源发电量有望高增长，电煤需求预计小幅增长 4.5% 左右。电力需求方面，中电联预计 2023 年全社会用电量增长 6%左右，达到 9.15 万亿千瓦时， 需求增长较为平稳。虽然 2023 年 1-5 月来水偏枯，但国家气候中心预测今年出现厄尔尼诺可 能性较大，进入主汛期后来水有望明显好转，预计全年水电发电量同比增长 5%；新能源发电 量有望随装机增长而提高，预计增速 15%。综合总电力需求以及可再生能源发电量判断，我们 预计火电发电量以及电煤需求同比增速约为 4.5%左右。
2023 年 1-5 月房地产累计投资及累计新开工面积双双下滑，预计地产相关行业动力煤需 求承压。地产需求方面，近年来受到经济增长下滑、城市化进程趋缓、稳杠杆等调控政策的多 重影响下，2019 年以来全国房地产累计投资以及累计新开工面积增速进入下行通道，至 2022 年均进入负增长区间。2023 年以来整体经济及房地产行业虽有所修复，但 1-5 月房地产累计 投资及累计新开工面积仍分别下滑 7.2%和 22.6%。我们预计 2023 年房地产行业将继续调整， 建材等地产相关行业动力煤需求持续承压。
十三五以来，工业领域动力煤消费增速长期低于整体经济增速；2023 年预计大幅低于 5% 的经济增长目标。近年来随着钢铁、水泥、化工等行业节能降耗以及煤炭有序替代，煤炭在 我国能源消费中的占比不断降低。2016-2022 年，电力以外的其他工业行业动力煤消费年均增 长 1.5%，大幅低于同期 GDP 年均 5.7%的增速。展望十四五，根据工信部等三部门《工业领域 碳达峰实施方案》，到 2025 年，规模以上工业单位增加值能耗较 2020 年下降 13.5%，单位工 业增加值二氧化碳排放下降幅度大于全社会下降幅度，重点行业二氧化碳排放强度明显下降。 我们预计 2023-2025 年工业领域动力煤消费增速仍将大幅低于 2023 年政府工作报告提出的 5% 经济增长目标。
2023 年煤炭消费增速预计 4%左右，折合 1.22 亿吨标煤或 1.94 亿吨原煤。综合上述预测， 我们预计 2023 年电煤需求增长 4.5%左右；其他工业领域增速大幅低于 5%的经济增长目标，预 计低于 4%；整体需求增速预计为 4%。2022 年全国煤炭消费折合标煤 30.4 亿吨，按照 2022 年 原煤总供给 48.5 亿吨的比例换算，2023 年煤炭需求增量为 1.22 亿吨标煤或 1.94 亿吨原煤。 煤炭港口库存较为充裕，抑制后续煤价反弹空间。根据 CCTD（中国煤炭市场网）数据， 截至 6 月 26 日，北方港口煤炭库存为 3811.7 万吨，南方港口煤炭库存为 3690.6 万吨，库存 水平同比较为充裕。根据国家发改委 6 月 16 日发布会数据，统调电厂存煤达到 1.87 亿吨的历史新高。虽然目前即将进入迎峰度夏带来的动力煤消费旺季，但目前港口及电厂高库存将明显 抑制后续煤价反弹空间。
4. 现状及展望：年初以来煤价大幅下行，后续反弹空间有限
国内及进口煤价年初以来均大幅下行。截至 6 月 25 日，京唐港 5500 大卡动力煤市场价 825 元/吨，年初至今下跌 30%；4700 大卡进口动力煤市场价 655 元/吨（含税），年初至今下 跌 34%；3800 大卡进口动力煤市场价 508.5 元/吨（含税），年初至今下跌 32%。
我们预计 2023 年煤炭供需格局将转向宽松，后续煤价反弹空间有限。 国内供给方面，煤炭产能继续释放，根据煤炭生产大省 2023 年政府工作报告，预计“晋 陕蒙新”合计增产 1.5 亿吨；进口方面，近期欧洲制造业持续疲软,经济复苏缓慢，叠加天然 气量足价低,煤电负荷下滑,大量进口煤转销中国。此外进口煤零关税政策将延续至 2023 年年 末，有助于维持进口煤炭的价格竞争力。目前 1-5 月进口煤同比已增加 8600 万吨，我们预计 全年进口煤将延续高增长趋势，全年有望新增 1.2 亿吨以上，预计对国内煤炭稳价有较大促进 作用。总供给方面，预计全年新增 2.7 亿吨原煤，同比增长 5.5%以上。
电力需求方面，2023 年水电有望好转，新能源发电量持续高增长，电煤需求预计小幅增 长 4.5%左右；非电需求方面，由于经济复苏趋势偏弱，叠加节能降耗影响，预计工业领域需 求增速将大幅低于 5%的经济增长目标，预计低于 4%；总需求方面，预计全年需求增速 4%左右， 需求增量折合 1.22 亿吨标煤或 1.94 亿吨原煤。库存方面，目前煤炭港口库存较为充裕，统调 电厂库存已达历史新高。虽然目前即将进入迎峰度夏带来的动力煤消费旺季，但目前港口及电 厂高库存将明显抑制后续煤价反弹空间。 政策保障方面，303 号文发布以来中长协履约监管持续强化，目前 2023 年电煤中长期合 同签订总量超过 25 亿吨，已基本实现签约全覆盖。长期来看，虽然煤电机组作为压舱石的作 用逐步得到重视，但能源转型大背景下国家将持续严控煤炭消费增长。
5. 现状及展望：燃料成本下行将释放火电企业业绩弹性
2022 年以来火电企业盈利能力有所改善。我们统计近 5 年四大火电央企与部分省属火电 企业单季度毛利率。2020 年以前煤价整体低位运行，各企业整体毛利率在 15～20%左右；2021 年全年煤价持续走高，京唐港 5500 大卡动力末煤全年均价同比上涨 49%，各企业盈利水平下 降明显，至 2021 年第四季度整体毛利率下滑至-30%～-20%；2022 年全年煤价继续上行，京唐 港5500大卡动力末煤全年均价同比上涨48%，但电价上浮20%大幅缓解了燃料成本上涨的压力， 各企业整体毛利率水平修复至 0～5%左右；2023 年一季度煤价环比下降 21%，各企业整体毛利 率水平修复至 5～10%左右；2023 年二季度以来煤价继续回落，预计二季度各火电企业盈利能 力将继续改善。
多年来央企火电业务毛利率均值在 10-15%左右，盈利能力仍有较大修复空间。我们统计 了 A 股四大央企多年火电度电营收、火电度电毛利以及毛利率水平。2014 年至今，火电度电 毛利约为 0.035-0.055 元/kWh，火电毛利率约为 10-15%左右。2022 年火电盈利能力有所改善， 除长协煤保障较好的国电电力之外，其余央企火电业务毛利率恢复至 0%左右，但距离历史平 均水平仍有较大修复空间。
2023 年火电企业有望受益于市场煤价下降带来的业绩弹性。我们筛选出 2021-2022 年单 位燃料成本涨幅较大,且市场煤占比较高的火电央企或省属企业，其有望受益于市场煤价下降 带来的业绩弹性。根据各公司的火电发电量、度电煤耗与市场煤占比测算（长协煤指数价格波 动幅度按照市场煤的 10%测算），假设 2023 年 5500 大卡动力煤市场价分别下降 100 元/吨和 200 元/吨。在市场煤价下降 100 元/吨的情景下，华能国际将增加净利润 55 亿元，华电国际、 大唐发电、粤电力将增加净利润 25 亿元左右。
（三）容量电价、辅助服务、电力现货增加电价弹性
容量电价政策改善火电盈利，后续有望加速推进。2021 年下半年以来，煤炭价格持续高 位运行，不仅影响存量火电的盈利能力和保供积极性，也影响新建火电装机以及火电灵活性改 造的意愿；长期来看，随着火电从主力电源逐渐转变为调节性电源，利用小时数或将进一步走 低，其依靠单一电能量获取收益的模式难以覆盖其成本。因此为了体现火电的保供价值，容量 电价政策或将加速推进。今年以来，山东、甘肃已指定容量电价补偿政策；国家能源局在《电 力现货市场基本规则（征求意见稿）》也明确提出，各地结合电力市场发展情况和实际需要， 探索建立市场化容量补偿机制。
电网波动性增加，辅助服务市场有望打开。随着新能源占比持续增加，构建辅助服务市 场对于新能源消纳以及电网安全稳定的重要性随之提升。根据国家能源局最新数据，2019 年 上半年全国辅助服务费用 130.31 亿元，占电费比例为 1.47%。现阶段辅助服务费用占电费比 例在 1.5%左右。随着新能源装机占比提高，预计辅助服务占电费比例随之提高。保守预计 2025 年、2030 年全社会用电量预计达到 10 万亿 kWh、12 万亿 kWh。假设电价维持 2018 年全国平 均销售电价 0.6 元/kWh，根据国际经验，辅助服务费用占全社会用电费用的比例取 3%，2025 年、 2030 年辅助服务市场规模将分别达到 1800 亿元、2160 亿元。
电改市场化进程加速，看好电力现货长期增长空间。电力现货交易是电力市场化交易的 重要组成部分，现货交易有利于反映市场供需变化、发挥市场在电力资源配置中的决定性作用、 提升电力系统调节能力、促进可再生能源消纳，促进电力系统转型。目前电力现货市场仍处于 快速发展阶段，首批 8 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。从南方（以广东起步）电力现货市场运行结果来看，连续结算运行一 年以来中长期电量累计约 2769 亿千瓦时，现货电量累计约 200 亿千瓦时，占市场化交易电量 约 6.7%。随着未来电力现货在全国各省有序展开，以及新能源占比增加带来的电网波动性提 升，电力现货交易长期增长的潜力极大。 电力现货基本规则明确，2023 年继续稳妥推进现货试点。2022 年 11 月国家能源局《电 力现货市场基本规则（征求意见稿）》明确近期及中远期建设任务，近期主要任务包括构建省 间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场，做好辅助服务市场与现货市场的衔 接、推动新能源以及新型市场主体参与及交易、探索建立市场化容量补偿机制等。2023 年 4 月国家能源局《2023 年能源工作指导意见》明确继续推进现货试点结算试运行，积极稳妥推 进电力现货市场建设。
（一）年初以来装机高增长，全年有望延续高增长
新能源逐渐成为新增装机主力，2023 年 1-5 月新能源新增装机占比超过 70%。“双碳”目 标驱动能源清洁化转型，新能源在新增装机及累计装机的比重稳中有升。2020-2022 年新能源 新增装机占比达到 60%左右，2023 年 1-5 月新能源新增装机总共 77.6GW，占据同期新增装机 的 70%；截至 2023 年 5 月，新能源累计装机达到 836GW，占同期累计装机的 31%。展望十四五 后续年份，《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出 2025 年风电和太阳能发电量较 2020 年实现翻倍。风光大基地、海上风电、分布式光伏发展空间广阔，支撑新能源装机持续高速增 长。我们预计 2025 年风电和光伏合计装机量达 11 亿千瓦左右（1100GW），较目前仍有 300GW 左右的增量。
政策再次明确，新增可再生能源用电不纳入能源消费总量控制。2022 年 11 月，国家发改 委、统计局、能源局联合发布《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》，在《完善能源消费强度和总量双控制度方案》和《“十四五”节能减排综 合工作方案》等前期政策基础上，再次明确十四五时期新增可再生能源电力消费量不纳入地方 能源消费总量考核。对于地方政府和工业企业而言，新建可再生能源项目、增加可再生能源消 纳都不会占用区域的能耗指标，对新能源的接受程度也会大大提高。 政策保障下，新能源利用效率维持高位。我国出台多项政策保障可再生能源并网消纳， 国家能源局印发的文件中指出，要建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，各省（区、 市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网。 2023 年 1-3 月，全国并网风电利用小时数为 866 小时，同比增加 87 小时，弃风率 3.2%；光伏 发电利用小时数为 415 小时，同比减少 17 小时，弃光率为 2%。在政策保障下，我国新能源发 电利用效率维持高位。
2023 年 1-5 月风电新增装机 1636 万千瓦，同比增加 51.2%；截至 5 月末，风电累计装机 38260 万千瓦，同比增长 12.7%。大基地项目预计将成为后续风电增长的主力；海风经过 2021 年抢装潮后，2022 年新增装机有所回落。长期来看，随着风电产业链持续降本，且海风具有 利用小时数高以及就近消纳的优势，我们仍然看好海风长期增长空间。近期随着广东 23GW、 福建 3.5GW 竞配先后释放，江苏、广西、山东、浙江、海南海风竞配有望于今年下半年开启， 我们预计全年海风竞配容量超 30GW。
2022 年以来风电招标量实现高增长，十四五后续装机增长确定性高。从前瞻指标招标量 来看，2022 年中国风电整机商共中标 446 个项目，合计 86.9GW，同比增长 60.63%，创历史新 高，其中陆风 71.2GW，海风 15.7GW。2023 年招标维持高景气度，1-5 月总招标 30.7GW，其中 陆风 28GW，海风 2.8GW。随着疫情缓解、产业链持续降本，以及大基地、海风项目持续推进， 中国可再生能源学会预计 2023-2025 年国内年均新增装机 6000-7000 万千瓦。 2023 年 1-5 月太阳能新增装机 6121 万千瓦，同比增加 158.2%；截至 5 月末，太阳能累 计装机 45392 万千瓦，同比增长 38.4%。从装机形式看，光伏产业实现分布式与集中式并举发 展。根据国家能源局《2023 年一季度光伏发电建设运行情况》，一季度我国集中式光伏新增 1552 万千瓦，分布式光伏 1813 万千瓦（工商业分布式 912 万千瓦，户用分布式 901 万千瓦）， 分布式占据前三季度新增装机的 54%。截至一季度末，分布式光伏累计装机 17632 万千瓦，占比 41%，逐渐缩小与集中式光伏的差距。年初以来光伏产业链价格快速下降，近期组件价格已 下降至 1.4 元/W 左右，接近历史新低，有望刺激下半年装机需求。
十四五后续年份光伏装机有望维持高增长。根据光伏协会《光伏行业 2022 年发展回顾与 2023 年形势展望》，预计 2023 年全国光伏新增装机 95-120GW，同比增长 9%-37%；2023-2030 年新增装机呈递增趋势。按照保守预测，十四五光伏新增装机将达到 432GW，十四五末光伏累 计装机将达到 686GW；按照乐观预测，十四五光伏新增装机将达到 507GW，十四五末光伏累计 装机将达到 761GW。
（二）补贴问题有望加速解决
可再生能源企业待结算补贴款维持高位，欠补问题依然严重。截止 2021 年底，我国可再 生能源补贴拖欠累计达 4000 亿元左右，可再生能源补贴长期拖欠问题一直以来较为严重。截 至 2023 年一季度，龙源电力、三峡能源等主要可再生能源企业应收账款仍然保持高位，我们 预计应收帐款中绝大多数为待结算的补贴款。如果补贴收回时间不确定，则对企业现金流有很 大影响。如果能尽快解决补贴问题，运营商现金流状况将显著改善，也有望带动可再生能源产业链健康发展。
2022 年以来多措并举着手解决欠补问题，后续补贴发放有望加速。2022 年 3 月，国家发 改委、能源局、财政部联合发布《关于开展可再生能源补贴自查工作的通知》，决定在全国范 围内开展可再生能源发电补贴核查工作，摸清可再生能源发电补贴底数，核查对象包括风电、 集中式光伏站以及生物质发电项目；初步核查之后，财政部拨付补贴，随后国家电网转发补贴 资金；2022 年 8 月，两大电网成立结算公司，承担可再生能源补贴资金管理业务；2022 年 10 月，信用中国公示了第一批合规项目共计 7344 个，其中大部分风电和集中式光伏项目均通过 了核查。我们认为今年以来随着财政不断支持，并且核查已经扣除部分不合格项目的补贴资金、 减轻补贴压力，后续补贴发放有望加速，改善绿电企业现金流；2023 年 2 月，国家发改委、 财政部、国家能源局联合发布《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通 知》，通过将国家补贴传导至下游用户的方式加速补贴回收，有利于缓解补贴缺口的压力。
（三）绿电交易增加溢价
绿电交易赋予绿色电力环境价值。2021 年 9 月，国家发改委、国家能源局共同推动在北 京、广州两大电力交易中心开展绿色电力交易试点工作，并在中长期电力交易框架下，设立独 立的绿电品种。从广东、江苏公布的 2022 年电力市场年度交易结果来看，绿电交易价格全面 高于当地煤电基准价，广东省绿电交易价格高于火电。通过市场价格信号，体现了绿色电力除 电能价值以外的环境价值。
国家级绿电交易支持政策不断出台。自从 2021 年 9 月绿电试点启动以来，相关支持政策 持续出台，有望支持绿电交易规模持续高增长。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导 意见》中提出，开展绿色电力交易试点并发现其环境价值，做好绿电交易与绿证交易、碳排放 权交易的衔接；《促进绿色消费实施方案》中提出，引导用户签订绿电交易合同，加强高耗能 企业使用绿电的刚性约束，并且要建立绿电交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制；国网以及南网下属电力交易中心也相继出台绿电交易规则，进一步细化了绿电交易的参与主体、参与 方式、分类、价格等条款。
碳排放管控支撑绿电溢价。2021 年欧洲议会通过了碳边境调剂机制（CBAM）的决议，正 式启动立法进程。2023 年至 2025 年为过渡期，CBAM 将配合欧盟排放交易体系政策于 2026 年 起生效，覆盖行业为水泥、钢铁、铝、化肥、电力等。CBAM 的实施方式为欧盟各成员国主管 部门向各国高排放商品的进口商按需出售 CBAM 凭证，因此国内的出口企业更有意愿使用绿电 去节约碳边境税带来的成本增长，绿电溢价将得到支撑。根据一般经验，如果采用绿电代替煤 电，度电减排 700-800g 二氧化碳，我们测算，当碳价在 50 元/吨时，企业能够接受的绿电溢 价大概在 0.035-0.04 元/度之间，随着未来碳价的进一步升高，不使用绿电的消费者承担的碳 成本比例就越高，对绿电的需求和溢价的接受度也就越高。
（一）基金持仓情况
我们对公募基金的重仓股明细数据进行统计和分析。截至 2023Q1，公用事业板块基金重 仓持股市值比例为 0.91%，较 2022Q4 下降 0.01pct。2023Q1 公用事业行业市值占 A 股全部市 值的比例为 2.94%，基金对于公用事业板块的超配比为-2.03%，板块处于低配状态，持仓比例 有较大提升空间。
重仓持有市值占比集中度提升。截至 2023Q1，公用事业行业重仓前 3 名个股占重仓公用 股总市值 52.72%，环比增加 0.36pct；重仓前 5 名个股占重仓公用股总市值 65.10%，环比增 加 3.16pct。2023 年一季度，公用事业龙头个股持仓集中度有所提升。其中，截至 2023Q1， 按照重仓市值排序，公用事业行业重仓前 5 名个股为长江电力、华能国际、中国核电、新奥股 份、华电国际。
从基金重仓市值来看，截至 2023Q1，公用事业行业公募基金重仓市值前十的有长江电力 （92.3 亿元）、华能国际（38.2 亿元）、中国核电（19.2 亿元）、新奥股份（17.8 亿元）、华电 国际（17.4 亿元）、宝新能源（11.9 亿元）、川投能源（11.3 亿元）、华能水电（9.7 亿元）、粤电力 A（9.3 亿元）、上海电力（6.8 亿元）。 从重仓基金数量来看，长江电力（316 个）、华能国际（112 个）、中国核电（88 个）、华 电国际（48 个）、新奥股份（39 个）等公司重仓基金产品数量领先。环比 2022Q4，新奥股份 新增重仓基金产品 25 个，中国核电新增重仓基金产品 22 个，市场对于燃气以及核电等公用事 业细分板块龙头关注度提升。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
