2023年公用事业行业2024年度策略报告：电改引领价值重估，能源转型火力全开

一、电力：电力供需持续偏紧，新一轮电改高歌猛进

随着我国经济复苏向好，叠加近年来极端天气频发，用电需求和负荷快速增长。 2017 年以来，全国最高发用电负荷差整体呈现上升趋势，其中华东、华北、华 中地区的最高发用电负荷差较大。2023 年前 10 个月内，我国主要电网最高用电 负荷为 13.39 亿千瓦，较 2022 年的 12.90 亿千瓦增长 4950 万千瓦。分地区来 看， 华东 /华北 /华中 /南方 /东 北 /西北电网 的最高 发用电负荷差 分别为 -6436/-579/-1252/-287/801/5202 万千瓦。据中电联预测，迎峰度冬期间全国电 力供需形势总体平衡，局部地区电力供需形势偏紧。主要是华东、西南和南方区 域中的部分省级电网电力供需偏紧，通过充分发挥大电网资源优化配置、开展余 缺互剂后，电力缺口基本可以消除。若遭遇持续大范围极端寒潮、电力燃料短缺 等特殊情况，电力供需偏紧的省份将有所增加。

“十四五”期间我国电力供给增量有限，供需偏紧格局或难以改善。由于新能源发电特性与负荷用电特性在日内、日、月时间尺度均无法有效匹配，且出力波动 较大，风电、光伏发电的受阻系数分别高达 95%和 100%，导致实际增加的稳定 有效供应能力低于最大负荷增加量。叠加降水、风光资源、燃料供应等方面的不 确定性，“十四五”期间，我国电力供需或将持续面临紧平衡的局面。

新能源装机量快速提升，部分地区消纳问题突出，“双高”系统中电力安全保供 面临压力。随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出。 据全国新能源消纳监测预警中心统计，2017 年我国弃风率和其光率分别高达 12.1%和 6.0%。近年来随着可再生能源发电消纳保障措施不断落地以及电力系 统灵活性改造加速，弃风弃光率逐渐回落。2022 年全国风电、光伏的利用率分 别为 96.8%和 98.3%。弃风现象最严重的地区为蒙东，全年风电利用率仅为 90%， 其次为青海、蒙西、甘肃，全年风电利用率均低于 95%。弃光最严重的省份为西 藏，全年光伏利用率仅为 80%，其次为青海，全年光伏利用率为 91.1%。同时， 随着大规模可再生能源的接入及负荷侧的再电气化过程，大量的特性各异的电源、 负荷、储能等装备以电力电子为接口接入现有电力系统，使电力系统向着高比例 可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”趋势快速发展，电网将承受较大潮 流波动压力，频率控制难度进一步加大。此外，由于风光发电出力极不稳定，在 极端气候下可能停机甚至脱网，加大了电网供需失衡的风险。

历经两轮电改，我国已初步构建多层次统一电力市场体系。第一轮电力体制改革 可以追溯至 2002 年，国家提出一系列举措试图打破垄断体制，明确按照“厂网 分开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为七，成立国家电网、南方电 网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团。2015 年“中 发 9 号文”发布，聚焦打破电网企业的售电专营权，向社会放开配售电业务，形 成“管住中间、放开两头”的体制架构。在经历了两轮改革后，我国多层次统一 电力市场体系已初具雏形，交易品种涵盖电力中长期、现货、辅助服务，交易范 围覆盖省间、省内，市场决定电力价格的机制初步形成，市场在资源优化配置中 的决定性作用逐步显现。 随着新能源高速发展、电力安全保供以及多市场有效衔接等需求持续增强，电力 现货市场建设面临着新的形势，进一步深化电力体制改革的迫切性凸显。2021 年 3 月，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上首次提出构建新型电力系 统；2022 年 1 月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统 一电力市场体系的指导意见》中提出，在 2025 年“全国统一电力市场体系初步 建成”，要求“跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高”，再次 强调跨省跨区电力市场的重要性；2023 年 7 月，中央全面深化改革委员会第二 次会议审议通过《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》， 强调要加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电 力系统，保障国家能源安全。

新一轮电改高歌猛进，现货市场加速建设，市场化交易电量快速增长。随着电力 市场化改革不断推进，以试点形式开展的电力现货交易快速推进。截至目前，全 国 23 个地区实现了电力现货市场试运行，其中南方(以广东起步)、山东、山西、 甘肃、蒙西等地实现常态化运行，山西、甘肃等现货市场连续结算试运行已超 2 年，浙江、上海、江苏等 17 个地区至少开展一次试运行，第二批试点、非试点 地区现货市场全覆盖趋势正在逐步形成，南方区域市场试运行已超过 1 年。2023 年 9 月，国家发改委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》， 标志着我国电力现货市场已从试点探索过渡到全面统一推进阶段；11 月，国家 发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，进 一步明确现货市场建设要求，对各地扩大电力现货市场建设的时间进行了详细规 定，现货市场建设提速。与此同时，电力市场化交易规模持续扩大，市场电占全 社会用电量比重持续提升。2023 年 1-10 月，全国市场化交易电量达到 4.66 万 亿千瓦时，同比+8.1%，占全社会用电量比重增长至 61.3%；在交易机构注册的 主体数量由 2016 年的 4.2 万家增长至 70.8 万家。

1、火电：容量电价落地，电改提速稳定盈利预期

电力安全保供重要性不断提升，火电作为电力安全保障的“压舱石”地位不改， “三改联动”正当时。随着新能源接入电网比例不断提升，灵活性调节资源容量 逐步短缺，灵活调节资源需求有望加快释放。作为电力安全保供的“压舱石”， 煤电灵活性改造成本较低，相比之下，气电、抽水蓄能等资源投资成本高，电化 学储能尽管成本已降至较低水平，但受制于锂电池等短时储能技术持续放电能力 不强及储能收益机制不完善，电化学储能为代表的短时储能技术整体经济性不佳。 此外需求侧管理机制、绿氢应用和其他新型储能仍处于推广或试点阶段，技术成 熟度不高。在“双碳”目标要求下，深入开展煤电节能降碳改造、灵活性改造和 供热改造“三改联动”对于推动煤电清洁低碳转型，构建新型电力系统具有重要 的现实意义。根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间煤电节 能降碳改造规模不低于 3.5 亿千瓦、供热改造规模力争达到 5000 万千瓦、灵活 性改造完成 2 亿千瓦。

2023 年以来，煤价中枢整体下移，主要火电企业盈利明显修复。

国产煤方面，在煤炭保供政策的推动下，国内煤炭产能持续释放，截至 10 月，全国原煤累计产量 38.29 亿吨，同比+3.9%。据 CCTD 预测，2023 年 全国全年煤炭产量有望达到 45.5 亿吨，同比+2.2%，煤炭供需将相对宽松。 库存方面，截至 2023 年 11 月 24 日，北方港合计煤炭库存为 2637 万吨， 同比+28.8%；长江口合计煤炭库存 595 万吨，同比+29.1%，主要港口库存 维持较高水平。受煤炭库存持续高位叠加稳价政策的影响，2023 年国产煤 炭市场价格有所下行。截至 11 月 24 日，秦皇岛动力煤（Q5500）市场价 格 946 元/吨，较 2022 年 10 月 25 日的高点 1599 元/吨下滑 40.8%；考虑 到高库存状态下补库意愿偏低、长协及进口供应充足，预计煤价短期仍维持 窄幅震荡，涨势或将趋缓。

进口煤方面，2023 年以来，受气候、供给侧宽松和天然气价格下降的影响， 国际煤价明显下降。截至 2023 年 11 月 17 日，纽卡斯尔动力煤离岸价为 125.0 美元/吨，较 2022 年 12 月 9 日的高点 416.02 美元/吨下滑 70.0%， 煤价降幅高于国内。

火电企业盈利明显修复，但仍有部分企业亏损面未完全弥补。在国产煤价和 进口煤价双双下行的背景下，2023 年主要火电企业盈利明显修复。2023 年 前三季度，在 28 家火电行业的上市公司中，有 25 家归母净利润同比实现 增长；有 5 家实现扭亏为盈，有 3 家实现减亏。单 Q3 来看，有 22 家火电 企业归母净利润同比实现增长，有 9 家实现扭亏为盈，有 1 家实现减亏。与 此同时，仍有部分企业的煤电亏损面未完全得到弥补。例如，大唐发电表示， 2023 年前三季度，公司煤电亏损面为 65%左右。

煤电容量电价机制落地，有望稳定火电企业利润。随着新能源快速发展，迫切需 要煤电发挥支撑调节作用，保障电力安全稳定供应。在单一电量电价机制下，煤 电企业难以完全回收成本，加上近年来煤价高企导致火电企业普遍亏损严重，出 现行业预期不稳、发电积极性下降等现象。2023 年 11 月 10 日，国家发改委、 国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自 2024 年 1 月 1 日起建立煤电容量电价机制。《通知》明确了用于计算容量电价的煤电机组 固定成本实行全国统一标准，为 330 元/千瓦·年。2024-2025 年，对云南、四 川等煤电转型速度较快的地区，按照 50%的容量电价水平（165 元/千瓦·年）执行；对于其他地区，则按照 30%的容量电价水平（100 元/千瓦·年）执行。 2026 年起，云南、四川等地区的容量电价水平原则上提升至不低于 70%，其他 地方提升至不低于 50%。据测算，在全部足额申报最大处理的情况下，主要火电 公司的度电容量电费在 0.020-0.044 元/千瓦时不等，对应各公司 2023 年归母净 利润预期值的弹性在 26.4%-101.4%，将有助于稳定煤电盈利预期，火电行业有 望迎来价值重估。

2024 年电煤中长期签约方案发布，签约比率恢复至 80%-100%。2023 年 11 月， 国家发改委发布《关于做好 2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》。与 2023 年的方案相比，2024 年的要求有所放宽，主要变化包括： 需求方范围收窄，由“所有发电、供热企业”变为“统调公用电厂以及承担 居民供暖任务的相关电厂”； 需求方签约弹性放松，由“原则上最高可按照 2022 年耗煤量（扣进口）的 105%签订”变为“不低于 2023 年耗煤量（扣进口）×上网电量比例的 80%， 鼓励按照 100%签约”，签约比率恢复至 80%-100%，对耗煤增量的限制相 对放松。本次签约比例下降可能会对明年的长协煤签约带来一定影响，但考 虑到电煤兑现率，影响可能会有所降低； 履约比例方面，2023 年要求年度、季度履约率均达到 100%，仅月度间可 作适当调节；2024 年则仅要求年度履约率达 100%，季度大于等于 90%， 月度不低于 80%即可； 价格方面，2024 年的方案并没有给出明确的基准价及浮动价参考的价格指 标，但考虑到 2022 年以来长协价格相对稳定，且处于“合理区间”，预计 675 元/吨的长协基准价可能不会发生变化。

2、水电：各大水库蓄水情况良好，24 年上半年来水改善可 期

传统水电开发进度超 60%，主要流域仍有增量空间。我国优质大水电资产主要 集中在十三大水电基地内，金沙江、长江上游、雅砻江、澜沧江干流、大渡河、 怒江等基地的水能资源尤为富集，主要流域的开发权已经完成分配，由国家能源 集团、国家电投、华能集团、华电集团、大唐集团以及三峡集团等进行开发。根 据最新统计结果，我国水能资源技术可开发装机容量约为 6.87 亿千瓦，年均发 电量约为 3 万亿千瓦时。截至 2022 年底，我国常规水电已建装机规模约为 4.14 亿千瓦，约占技术开发量的 60.3%，主要大江大河特别是中下游干流的水电开发 基本完成，全国主要流域梯级水电站库群联合调度运行管理格局初步形成。剩余 技术可开发资源主要集中在西南地区，金沙江上游、雅砻江、大渡河等主要河流 仍有一定开发潜力。

从所在流域常规水电的装机弹性来看，短期大渡河装机增量弹性最大，中长期内 雅砻江水电装机有较大增长潜力。按照当前的在建和拟建装机量计算，金沙江流 域拟于“十四五”剩余期间投产的水电装机约 338 万千瓦，于“十五五”及以后 期间投产约 522.6 万千瓦；雅砻江流域的水电投产集中在“十五五”及以后期间，规模约为 777 万千瓦；大渡河流域拟于“十四五”剩余期间投产的水电装机约为 494.2 万千瓦，于“十五五”及以后期间投产约 341 万千瓦；澜沧江流域拟于“十 四五”剩余期间投产的水电装机约为 140 万千瓦，拟于“十五五”及以后期间投 产约 620 万千瓦。

新能源快速扩张下，抽水蓄能装机有望稳步提升。抽水蓄能电站具有调峰、填谷、 储能等多种功能，启停灵活、反应速度快、调峰能力强，是建设新型能源体系、 实现‘双碳’目标的重要支撑。随着常规水电的开发进度逐渐放缓，为适应新型 电力系统建设和大规模高比例新能源发展的需要，国家能源局发布《抽水蓄能中 长期发展规划（2021-2035 年）》，提出至 2025、2030 年，我国抽水蓄能装机 将分别达到 62/120GW。截至 2022 年底，我国抽水蓄能已建、在建装机规模达 到 1.67 亿千瓦，其中，已建规模 4579 万千瓦，约占全球抽水蓄能装机的 26.2%， 位居世界首位。同时还有接近 2 亿千瓦的抽水蓄能电站正在开展前期勘察设计工 作。分区域来看，华东区域抽蓄已建装机容量最大，南方、华北区域次之；华中 区域抽蓄在建装机容量最大，其次未华东和华北区域。

2023 年上半年来水偏枯导致水电企业盈利下滑，Q3 长江上游、大渡河、澜沧江 等流域来水改善明显。上半年我国主要流域来水偏枯，导致水电企业发电量减少， Q2 业绩同比普遍下滑。长江电力公告显示，受长江来水同比明显偏枯、运行水 位显著偏低（梯级水库持续向下游补水）影响，2023 Q2 公司境内所属梯级电站 总发电量约 476.16 亿千瓦时，较上年同期减少 38.33%；据国投电力公告，受来 水偏枯影响，2023Q2 雅砻江水电发电量为 135.04 亿千瓦时，同比-36.32%；华 能水电表示，2023 年上半年澜沧江流域来水同比偏枯约 2.5 成，其中乌弄龙、 小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏枯 22.5%、25.4%和 28.4%。Q3 以来，长江 上游、大渡河、澜沧江等流域来水改善明显，水电企业业绩同比明显修复： 2023Q1/Q2/Q3，长江电力归母净利润分别为 36.13/52.69/126.42 亿元，同比增 长 16.3%/-37.3%/38.1%；雅砻江水电归母净利润分别为 24.59/18.33/30.51 亿元，同比增长 87.0%/-13.8%/11.7%；华能水电归母净利润分别为 8.03/23.50/35.50 亿元，同比增长 8.3%/-24.2%/40.4%。

各大水库蓄水情况良好，四季度水电增长有支撑。据长江电力公告，公司六座水 库于 10 月 20 日完成 2023 年度蓄水任务，总可用水量（指水库死水位之上的水 量）达 410 亿立方米，同比增加超 160 亿立方米；蓄能 338 亿千瓦时，同比增 加超 90 亿千瓦时。据华能水电公告，截至 10 月底，澜沧江小湾电站水位同比高 8 米。此外，国投电力表示，截止 10 月 31 日，二滩电站实际水位 1194.33 米（蓄 满 1200 米），锦屏一级电站实际水位 1854.36 米（蓄满 1880 米），两河口电站 实际水位 2861.09 米（蓄满 2865 米）。蓄水进展情况良好，预计将成为四季度 及明年发电量增长的重要基础。 厄尔尼诺现象预计将持续，可能导致来水偏丰，支撑未来水电行业的盈利预期。 厄尔尼诺是一种自然发生的海洋现象，与热带太平洋中部和东部海洋表面温度变 暖的“暖水现象”相关，它与“冷水现象”拉尼娜一起构成转换循环，周期一般 为 2-7 年。据 NOAA 统计，1950 年至今，总共发生了 23 次厄尔尼诺现象，其 中中等强度的有 8 次，持续时间为 7-18 个月；强等级的为 1 次，持续时间 11 个 月；超强等级的为 3 次，持续时间为 13-19 个月。可以看出，强度等级和峰值较 高的厄尔尼诺事件持续时间普遍较长。世界气象组织指出，自 2023 年 5 月以来， 赤道太平洋中东部的月均海表温度距平已显著升高，从比 2023 年 5 月的均值高 出约 0.5℃上升到了比 2023 年 9 月的均值高出约 1.5℃。目前对本次厄尔尼诺事 件的预测是一次中等以上强度的现象。考虑到此前拉尼娜现象已持续 3 年，根据 历史经验，本次厄尔尼诺现象持续时间有望达到 12 个月以上。厄尔尼诺现象预 计会导致我国南方尤其是华南等地的降水明显增加，我国北方出现暖冬的概率增 大，预计今年冬季南方地区降水偏多，明年春季全国大部地区气温偏高，降水接 近常年到偏多，2023Q4 及 2024 年水电业绩增长有望得到支撑。

3、新能源：成本下降带来收益率提升，Q4 装机有望快速扩 容

（1）风电：风机大型化带来成本下降，海风建设持续向好

陆风全面平价上网，海风处于过渡期，国补退坡省补接续。近年来，随着技术进 步和发展规模的壮大，风力发电成本迅速下降，政府也逐步下调风电上网标杆电 价。2019 年 5 月，国家发展改革委印发的《关于完善风电上网电价政策的通知》 提出，风电标杆上网电价改为指导价，作为风电项目竞价的最高限价，要求陆上 风电在 2021 年实现全面平价；新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网 电价，不得高于上述指导价，体现了全面实施竞争配置的政策导向。现阶段，国 补虽已经退坡，但福建、广东、浙江、江苏等地对海上风电项目依然提供地方性 补贴。

风机规模化、大型化趋势明显。大功率风电机组在减少土地占用、降低投资成本 和提高风能资源利用效率方面有巨大优势，是未来风电装备制造发展的趋势。根 据中国风能协会的数据，中国风电历年新增项目平均单机功率分别在 2011 和 2017 年突破 1.5MW 和 2.0MW，此后平均功率提升速度不断加快，呈加速趋势。 风电景气度的提升，一方面来自清洁能源的需求增加，另一方面风机大型化的技 术进步超预期，产业链成本快速下降，客观上促进了需求的增加。

风电规模化、大型化可以有效降低度电成本，提高机组运营效益。

项目规模化的经济性：在其他条件不变的情况下，风电项目规模越大，单位 千瓦投资越低。投资优化主要来自于前期、设计及升压站等公共成本降低， 规模效益可有效降低总体投资，从而提升整体收益。此外，对大容量项目或 将多个项目打捆进行风电机组设备招标，可提高开发商的议价权，降低设备 采购成本。以 50MW 项目为基准，若项目容量增至 100MW，单位千瓦投资 可降低 418 元；若扩容到 400MW 基地规模水平，单位千瓦投资可降低 713 元。投资的降低对项目收益的提升效果明显，当容量由 50MW 扩容至 400MW，项目全投资内部收益率（IRR）将由 9.33%提升至 10.60%，平准 化度电成本（LCOE）则由 0.3277 元/千瓦时降低至 0.3085 元/千瓦时。

机组容量大型化的经济性：风电机组单机容量的大小直接决定着同等装机规 模所需要的风电机组台数，进而影响风电场道路、线路、基础、塔架等的投 资。同时，在风能资源及土地资源紧缺的情况下，采用大容量机组还可解决 风电机组点位不足等问题。以仅考虑风电机组点位影响的同一项目为例，当 机组单机容量由 2MW 增加到 4.5MW 时，项目投资成本显著降低，静态投 资可降低 932 元/千瓦，全投资 IRR 可提升 2.4%，资本金 IRR 可提升 9%， LCOE 可降低 0.0468 元/千瓦时。

大型化叠加竞争加剧，风电整机中标均价持续下降，有望进一步提高项目收益率。 全球市场方面，2023 年上半年签署的风机协议的价格（包括风机安装成本在内） 平均为 94 万美元/MW，比 2022 年下半年下降 8%。国内市场方面，我国海上风 机价格一路走低，从 2019 年的 8260 元/kW 的高价，跌至 2023 年含塔筒 3200 元/kW 的低价。大型化叠加竞争加剧，有效的风电整机中标均价持续下降。2022 年，陆上风电设备公开招标中标价全年降幅达 13%。

限制因素有望得到解决，海风建设持续向好。沿海多省出台“十四五”海风规划， 据 CWEA 统计，各省海风新增装机规模约 50GW，2025 年累计并网容量将超过 60GW，其中广东、江苏、福建的增长潜力较大。受疫情等因素影响，2022 年， 全国新增吊装的海上风电装机规模为 5.16GW，同比下降 64%。据国家能源局数 据，2023 年前三季度，国内海上风电新增装机容量为 1.43GW，受江苏及广东 海风项目审批进度较慢及航道管制等因素影响，海风新增装机复苏进度较慢。 Q4 以来，江苏、广东海风开工加速推进，江苏国信大丰 0.85GW、三峡大丰 0.8GW、 龙源射阳 1GW 海风项目获得核准批复；广东青洲五七海风项目海域使用论证报 告书提交，青洲六 1GW 项目，海缆已进入排产周期。随着航道问题的逐步解决， 以及新一批竞配、核准项目的释放，海风装机预计将于 2024 年迎来高增。

（2）光伏: 硅料产能释放，组件价格持续下行，投资成本有望进一步下降

硅料新建产能规模庞大，将带动成本进一步下行，光伏装机提速在即。据百川盈 孚统计，2021 年国内硅料产能合计 70 万吨，而 2022 年底国内硅料产能达到 112 万吨，同比提升 60%。根据中国有色金属工业协会硅业分会的预测，2023 年硅 料产能将进一步释放，预计 2023 年底将达到 240.4 万吨。过剩的产能有望推动 硅料和组件价格进一步下行，提升运营商的装机意愿。 产能释放带动组件价格下行，光伏全投资成本有望进一步降低。能源转型背景下， 我国光伏装机需求快速提升，但上游硅料扩产周期长，叠加俄乌冲突持续推升欧 洲需求等因素影响，过去几年硅料价格持续攀升，光伏企业成本端承压，装机量 增速趋缓。2022 年 12 月开始，随着硅料产能的逐步释放，多晶硅和组件价格开 始大幅回落。2023 年 2 月价格出现反弹，主要系需求回暖+开工补库所致，目前 已重回下降通道。2022 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 4.13 元/W 左 右，其中组件约占投资成本的 47.09%，占比较 2021 年上升 1.09 个百分点。据 CPIA 预计，2023 年，随着产业链各环节新建产能的逐步释放，组件效率稳步提 升，整体系统造价将显著降低，光伏系统初始全投资成本可下降至 3.79 元/W。

前三季度光伏装机持续高增，Q4 有望进一步提速。2023 年 1-10 月，我国光伏 新增装机 142.56GW，较上一年同期增加 84.32GW，同比增长 144.78%；其中 10月光伏新增装机13.62GW，同比增长141.49%。据中国电力企业联合会预计， 到 2023 年底，我国累计并网光伏发电装机容量有望达到 5.6 亿千瓦，约占总装 机容量的 20%。在硅料和组件价格持续下降的背景下，Q4 国内光伏新增装机量 将大幅提速，预计全年新增装机量有望达到 170GW，同比增长超过 90%。 各大发电集团均提出加快推进绿色转型，硬性约束下新能源建设指标的获取成为 关键。2021 年底国资委对中央企业下达重点任务，要求可再生能源发电装机比 重达到 50%以上，以“五大六小”为代表的能源央企正在加快清洁能源转型的步 伐，纷纷出台了“十四五”新能源装机规划。同时，根据国家规划，我国将在“十 四五”期间建成九大集风光水火储于一体的大型清洁能源基地。目前，第一批大 型风光基地已全部开工，第二批基地项目部分开工，第三批基地项目清单陆续发 布，青海、内蒙古和甘肃三省累计规模达 47.78GW，其中光伏 26.08GW、风电 20.55GW、光热项目 100MW、清洁能源基地 1.05GW。

风光大基地开发即将过半，央国企的竞争进入白热化阶段；项目申报要求日趋严 格，调峰资源构成竞争壁垒。从指标分配实践来看，风光指标竞争有两个较为典 型的变化：一是部分省份将指标管理权限下放至市县一级，二是项目开发集中度 正逐步向央国企靠拢，各大能源央国企之间的竞争日益激烈，仅 2022 年央国企 签约的新能源项目便接近 200GW，且多为采用基地化或一体化开发模式的项目。 与此同时，基地项目开发的门槛也在不断提高，要求新能源需要搭配煤电和水电 调峰资源，在不具备调峰的情况下要强制配储能；这意味着在构建新时代高质量 发展的新能源供给消纳体系的过程中，传统电源的调峰资源已成为助力央国企获 取大基地项目的一种稀缺性资源。

4、核电：审批回暖建设加速，贡献稳定业绩增量

核电审批回暖，政策支持下迎来上行周期。复盘我国核电历史，2011-2018 年是 我国核电发展的“停滞期”，受福岛事故和自主核电技术不成熟的双重影响，8 年时间仅核准 11 台机组。2019 年后，随着以上影响逐步消除，核电机组核准恢 复常态化。2019 年到 2021 年我国每年核准 4 到 5 台核电机组。2022 年，核电 核准加速推进，当年核电机组核准数量达到创纪录的 10 台。截至今年 8 月，我 国已经核准建设山东石岛湾、福建宁德、辽宁徐大堡项目共计 6 台核电机组，并 有望在未来一段时间保持每年 6-8 台的建设节奏。

2024 年起新机组陆续投产，核电装机量有望稳步提升。目前，我国大陆地区在 运核电机组 55 台，装机容量约 5700 万千瓦；在建核电机组 24 台，装机容量约 2780 万千瓦；在运在建核电机组合计 79 台，位居世界第二。根据中国核电公告， 截至目前，公司控股在役机组 25 台（2375 万千瓦），控股在建机组 9 台（1012.9 万千瓦），将自 2024 年起陆续投产，预计 2023-2028 年，公司在运装机容量复 合增速将达到 8.12%。据中国广核公告，公司当前在建机组为 7 台，合计装机容 量 840.8 万千瓦，机组型号均为华龙一号，同样将自 2024 年起逐步投产。据中 国核能行业协会预计，2030 年我国核电在运装机将达 120GW，装机规模有望成 为世界第一；预计到 2035年，我国核能发电量在总发电量中的占比将达到 10%， 相较目前仍有一倍的增长空间。

二、燃气：居民顺价持续落地，城燃盈利能力有望回 升

1、能源转型加速，天然气进口需求较大

目前中国能源供给仍以化石能源为主，天然气消费量占一次能源比重稳步提升。 2016 年以来，天然气消费量占一次能源比重呈现上升趋势，从 2016 年的 6.4% 上升至 2021 年的 8.9%。受国内外燃料价格高企的影响，2022 年我国天然气消 费量下滑至 3646 亿方，同比-1.2%，在一次能源消费总量中占比 8.4%，较上年 下降 0.5pct。

与发达国家相比，我国天然气消费占比仍然较低。根据 BP《世界能源统计年鉴 2022》，2021 年，绝大部分地区天然气消费占比超过 20%。其中，独联体国家 及中东国家天然气消费占比超过 50%，北美洲、非洲等地区天然气消费占比在 30%左右，而亚太地区天然气消费占比仅为 12.1%。分国家来看，美国、加拿大、 英国等欧美发达国家天然气消费占比超过 30%，日本、韩国天然气消费占比在 20%左右，而中国天然气消费占比仅为 8.4%，仍有较大提升空间。

天然气产量增速不及消费量增速，对外依存度维持高位。2017 年以来，我国天 然气产量和消费量均快速增长。我国天然气产量由 2017 年的 1474 亿方增长至 2022 年的 2178 亿方，年均复合增速达到 8.12%；表观消费量由 2017 年的 2373 亿方增长至 2022 年的 3663 亿方，年均复合增速达到 9.07%。天然气对外依存度由 2017 年的 37.9%提升至 2021 年的 44.9%，2022 年受疫情及海外气价高企 影响，对外依存度回落至 40.5%。2023 年前三季度，我国天然气产量为 1704 亿方，同比+6.4%；表观消费量为 2888 亿方，同比+7.2%。截至 2023 年 9 月底， 我国天然气对外依存度为 41.0%。

国内天然气产业链可分为上游气源、中游储运以及下游分销三个环节。 上游气源包括本土勘探开发生产的国产气及通过管道进口的管道进口气和 海运进口的 LNG。目前，中石油、中石化和中海油三大国家石油公司仍然 主导国内天然气上游的生产和进口。2022 年，国内天然气产量达 2201 亿 方 ，其中中石油产量 1454.5 亿方，占比 66%；中石化和中海油产量分别 为 353.65 和 220.53 亿方，占比分别为 16%和 10%。 中游储运环节包括干线管道、省内管道、储气库和 LNG 槽车及罐箱运输。 目前我国天然气管网“全国一张网”基本成型，主干管网已覆盖除西藏外全 部省份，京津冀、长三角、珠三角等区域的天然气供应能力得到进一步提升， 有效保障华北、长三角、东南沿海等重点区域天然气供应。 下游分销环节的参与者主要为城燃公司，经营模式大多为特许经营。该环节 市场份额由中国燃气、华润、新奥、港华、昆仑能源（属中石油）及各省市 地方燃气企业瓜分，行业竞争充分但同一区域内不存在竞争。

区域供给不均衡，跨省管道运输空间广阔。我国天然气已探明储量和产量主要分 布在西部地区，而东南沿海城市的工商业及民用天然气需求更大，区域间供需不 平衡问题突出。以四川为例，2021 年四川省天然气产量为 529.2 亿方，消费量 仅为 274.4 亿方，产需差达到 254.8 亿方；而同期江苏省天然气产量为 0.9 亿方， 消费量为 295.8 亿方，存在 294.9 亿方的缺口。为解决地区不平衡的问题，我国 建立了多条长输管线，通过管输将天然气从西部运送至东南沿海地区，四川、新 疆、内蒙古、陕西、山西等省份为主要的天然气外输省。2017 年 5 月，国家发 改委和国家能源局发布《中长期油气管网规划》，提出依托进口资源，以及塔里 木盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地和四川盆地天然气资源，逐步完善西气东输、 川气东送、陕京等天然气干线系统，增强天然气跨区域输送能力。

2、“增储上产”力度进一步加强，海外进口持续增长

推动油气增储上产是保障国家能源安全的战略选择。2019 年，国家能源局正式 实施油气行业增储上产“七年行动计划”，国内石油企业加大勘探开发资金和科 技投入力度，上游勘探成果密集显现，原油产量止跌回升。2022 年，全国生产 原油 2.05 亿吨，同比增长 2.9%；天然气产量 2201.1 亿方，同比增速 6.0%。

从资源条件来看，未来我国油气增储上产仍具较大潜力。2022 年，国内油气企 业加大勘探开发投资，同比增长 19%，其中，勘探投资约 840 亿元，创历史最 高水平；开发投资约 2860 亿元。全国新增探明地质储量保持高峰水平 11323 亿立方米。非常规气持续快速上产，产量占全国总产量的 1/3，其中页岩气产量 240 亿立方米。未来，随着勘探开发不断拓展和工程技术进步，非常规天然气的 产量和经济性有望继续提升，有望成为未来我国天然气供应的重要组成部分。

中国的管道气进口来自三大线路：中俄线、中亚线和中缅线。其中，从俄罗斯进 口的气量逐渐递增；缅甸进口量相对稳定；土库曼斯坦占绝对最大比例。 2018-2019 年，我国管道天然气主要通过中亚管道、中缅管道进口，进口量较为 稳定。2020 年，受到疫情影响，国内天然气需求降低，进口管道气量相应减少。 2021 年，随着中俄进口管道的投入使用以及国内疫情形势的缓解，管道气进口 量重回涨势；2021 年，进口管道天然气大幅增加 22.85%至 4242 万吨。2022 年，中俄东线输气量继续增加，全年进口管道气量较 2021 年增加 7.99%至 4581 万吨。

随着中俄西线与中亚 D 线逐渐投产，预计我国管道气进口将持续增长。中亚 D 线途径塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦，预计 2026 年投产；投产后每年将为我国输 送 300 亿立方米的天然气。中俄西线计划通过蒙古国，目前已完成蒙古段的可行 性研究，计划将于 2024 年开工建设、2030 年投产；投产后预计每年将为我国供 应 500 亿立方米的天然气。随着跨境天然气管线逐渐投产，我国进口管道气有望 迎来进一步增长。 持续的高价以及进口管道气的强劲增长导致我国 LNG 进口趋缓，但由于交通用 能是刚需，并且随着接收站接受能力的提升，以及终端储罐和调峰需求的增加， 未来仍有增量。2022年，在全球天然气供应紧张及LNG现货价格高企的背景下， 中国灵活调节 LNG 进口，LNG 进口量为 6344 万吨，同比下降 19.6%。其中， 自澳大利亚进口的 LNG 为 2185.31 万吨，同比下滑 29.74%，占比 33.93%。但 交通用气需求仍旧坚挺，LNG 相比柴油仍有经济性优势。同时，2023 年以来国 际气价大幅回落，海外气源经济性逐步提升，并且我国 LNG 接收站接收能力快 速增加，利用率处于高位，预计未来进口 LNG 仍有增量空间。

3、多地启动价格联动机制，城燃毛差有望修复

近年来，我国油气管网改革取得了重大进展。随着天然气市场的不断成熟，原有 产运储销一体化的模式严重削弱了管网设施间的互联互通能力，阻碍了市场化定 价机制的健全，国家有关部门在学习借鉴国外经验的基础上，着手研究了我国进 行油气管网改革的可行路径。2017 年 5 月，《关于深化石油天然气体制改革的 若干意见》正式印发，明确了石油天然气体制改革的指导思想、基本原则、总体 思路和主要任务；2019 年 6 月，国家发改委、国务院国资委联合印发了《石油 天然气管网运营机制改革实施意见》，明确提出要“推动石油天然气管网运营机 制改革，组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司，推动形成 上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游市场充分竞争的 ‘X＋1＋X’油气市场体系”，标志着天然气体制改革迈出关键一步。 “管住中间，放开两头”，天然气市场化定价不断推进。以净回值法为基础的现 有门站价形成于 2011 年。此后的十多年时间里，天然气价格改革一直在推进， 其核心依然是市场化定价。2015 年，非居民用气由最高门站价格管理调整为基 准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮 20%、下浮不限的 范围内协商确定具体门站价格；2018 年，居民用气实现与非居民用气价格机制 的衔接。2020 年《中央定价目录》提出，2015 年以后投产的进口管道天然气， 以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成；其他国产陆上管道天然气和 2014 年底前投产的进口天然气门站价格，暂按现行价格机制管理，视天然 气市场化改革进程适时放开由市场形成。2021 年 5 月，国家发改委发布了《关 于"十四五"期间深化价格机制改革行动计划的通知》，提出到 2025 年，包括天 然气部门在内的整个经济体竞争激烈的市场价格将主要以市场为基础，天然气市 场化定价进程有望加速。市场化定价将有助于上游成本向下游传导，缓解高气价 背景下城燃企业的成本压力，拓宽其盈利空间。

产能不足叠加地缘政治因素导致 2021 年以来国际天然气价格剧烈波动。受俄乌 冲突等地缘政治因素影响，2021 年起，国际天然气价格高企。截至 2022 年 8 月 26 日，荷兰 TTF 现货价为 93.81 美元/百万英热，较 2021 年 1 月 4 日上涨 1221.3%；截至 2022 年 8 月 22 日，HH 现货价为 9.85 美元/百万英热，较 2021 年 1 月 4 日上涨 283.9%。2023 年以来，国际气价大幅回落，截至 2023 年 11 月 21 日，TTF 现货价为 14.01 美元/百万英热，相较 2022 年 8 月 26 日的高点 下跌了 85.07%；HH 现货价为 2.63 美元/百万英热，较 2022 年 8 月 22 日的高 点下跌了 73.3%。

城燃向下游传导成本不畅，价差有所下降。城燃公司毛差方面，2019 年至 2022 年期间，新奥能源、港华能源等主要城燃企业零售价差均呈现不同幅度的下滑。 其中，中国燃气的价差下滑程度最大，从 2020 年的高点 0.61 元/立方米下跌至2022 年的 0.41 元/立方米，跌幅达 31.14%。 2022 年年底以来，全国多地启动或建立天然气上下游价格联动机制，民用天然 气价格密集调整，天然气顺价机制有望逐渐畅通，城燃价差有望修复。今年 2 月，国家发改委向多个省市下发了《关于提供天然气上下游价格联动机制有关情 况的函》，将理顺天然气上下游价格，建立健全天然气上下游价格联动机制作为 今年能源工作的重点。据不完全统计，截至目前，已有内蒙古自治区、湖南、湖 北、山东、贵州等多个省市出台了建立天然气上下游价格联动机制的通知，按照 上游价格联动调整下游非居和居民用气价格，打通天然气顺价体系。随着全国多 个省市天然气顺价机制的建立，城燃公司价差逐步修复。2023 年上半年，主要 城燃公司价差均有修复，例如新奥股份的零售气价差回升至 0.52 元/方，同比增 加 0.02 元/方；中国燃气城镇项目平均价差 0.57 元/方，同比增加 0.03 元/方；华 润燃气价差为 0.5 元/方，同比增加 0.05 元/方。预计随着天然气价格联动机制进 一步畅通，城燃盈利有望稳定回升。

编辑：火腿肠