公用環保行業市場分析

預計2023年用電增速為4.6%,清潔持續擠壓火電

預計2022-2024年全國用電增速為3.9%/4.6%/4.5%。2022年

M1-M10,仝社會用電量71,760億kWh,同比增長3.8%,10月國

內用電同比增速下降使得1~10月累計增速較1?9月增速小幅回落

0.2個百分點；10月單月用電量6,834億kWh,同比上升2.2%,增

速較單9月用電增速0.9%提升1.3個百分點，天氣逐漸轉冷帶動居

民用電需求提升使得用電需求增速出現小嗝回升。月度環比來看，

2022年10月用電量環比9月下降3.6%,且降幅較2005-2022年28%

的環比波動中值拉大0.8個百分點。

高耗能地區2022年1~10月用電增速4.7%,10月單月增速4.0%,

較上月增速下降1.0個百分點。沿海地區2022年1~10月用電增速

2.3%,10月單月增速3.7%,較上月增速提升2.9個百分點，增速高

于全國整體增速。其他地區2022年1~10月用電增速5.2%,10月

單月增速較上月增速提升0.2個百分點。結合1?10月國內

用電數據，我們采用宏觀彈性預測法，預計2022~2024年全國用電

量增速分別為3.9%/4.6%/4.5%o

經濟疲弱制約火電上浮區間，但用戶側漲價趨勢已定

火電盈利自底部進一步修復，經濟疲弱制約電價區間進一步放開

預計2023年動力煤現貨價格和長協價格走勢高度分化仍將延續。從

中電聯編制的5,500大卡CECI沿海電煤采購價格指數走勢可以看出,

側重反映當期市場真實成交的成交價指數和和側重反映綜合加權價

格的綜合價指數，兩者仍處于高度分化狀態，目前實際成交價居高不

下且最新成交價較綜合價高出約600元。價格差異巨大反映煤炭企

業的長協簽約意愿和長協履約率意愿仍然較低。展望2023年，考慮

全球能源供應危機仍未解除，在不出現經濟大幅衰退情況下，我們預

計現貨煤價仍將高企，即CECI成交價指數和綜合價指數，仍將呈現

較大的分化。

圖7：美國與加州居民及工業終端電價對比（美分/千瓦時）

加州（居民）加州（工業）

一?美國（居民）美國（工業）

我們假設2023年下水煤電廠的長協比例均值提升至60%,對應

5,500大卡動力煤的含稅綜合采購成本約為930元/噸。我們估計目

前以下水煤為原料的電企中，嚴格執行長協價格的長協比例大概在

30%~60%區間內，其中央企普遍位于該區間上沿，地方國企普遍位

于該區間下沿。在政府推進長協煤執行力度相關措施不斷加嚴、動力

煤市場新增供給逐步釋放等因素的助推下：我們假設2023年以下水

煤為主的電企，嚴格執行長協價格的長協煤比例均值提升至60%,

此外跟隨現貨的長協煤比例約20%,其余部分為現貨價格采購。按

照此比例測算，我們5,500大卡動力煤的含稅綜合采購成本約為930

元/噸。

預計2023年，以下水煤為原料的沿海電廠能夠實現整體盈利。沿海

地區火電標桿電價均值為0.40元/千瓦時，假設市場交易電價在基準

基礎上浮20%,對應扣稅后銷售電價為0.42元/千瓦時，按照上述

930元/噸的綜合采購煤價我們測算，對應火電度電利潤0.01元/kWh,

即沿海電廠基本能夠實現整體盈利。對于能夠簽訂更高長協比例、或

者電價更高的電廠而言，其盈利有望進一步抬升。

火電企業盈利仍在底部徘徊，但考慮到實體經濟壓力相對較大且火電

已經度過成本壓力峰值，預計2023年火電市場交易電價浮動區間進

一步放開概率較低。從盈利情況看，A股火電板塊2022Q1~3的ROE

為1.4%,我們預計2022年全年ROE約為1.8%,相比2021年雖

然回正但仍處于歷史底部。結合我們上述下水煤電廠盈利能力的分析

測算，預計2023年火電企業的盈利能力雖有一定修復，但修復后的

A股火電板塊ROE仍處在較低水平。在發改委于2021年下半年將

火電市場交易電價浮動區間上限放寬至基準價格的1.2倍之后，2022

年的火電企業盈利能力仍在底部徘徊，這意味著火電市場交易電價的

浮動區間需要進一步放開以修復火電企業盈利能力。但考慮到火電企

業已經普遍度過成本壓力峰值時刻，同時下游實體經濟普遍壓力較大,

因此2023年的火電市場交易電價進一步放開概率較低。

推進分時電價和輔助服務成本疏導，終端用戶電價上漲趨勢明確

新能源發電具有間歇、波動、反調峰等特點，因此增加了系統的負荷

峰谷差與不穩定性，對電力系統的調峰消納能力提出了更高的要求。

這意味著系統內不僅需要接入更多當前尚未完全實現平價的新能源，

還需要在電網側投入更多資本開支以應對電力系統沖擊。在歐美國家,

由于發電側與電網側的電價機制均鼓勵投資主體收回合理收益，額外

的投資通常意味著電價提升。近年來加州地區電價增幅明顯，而美國

全國平均電價僅為穩中略升。2001—2020年美國全部門電價基本保持

穩定，從2001年的7.29美分/千瓦增長到2020年10.26美分/千瓦

時，累計增長40.74%；相比之下，加州全部門電價從2011年11.22

美分/千瓦增長到2020年美.15美分/千瓦時,累計增長161.76%。

具體到居民及工業部門的電價，也呈現出類似的現象，加州地區的居

民和工業用電增幅明顯，而美國居民和工業用電增幅不明顯。

加州地區非水可再生能源發電量占比顯著高于全國水平，與當地電價

上行呈現強相關。2001-2020年間美國總發電量基本保持在35至40

億兆瓦之間，非水可再生能源發電量持續走高，從2001年的2%到

2020年的10%,而加州的地區可再生能源占比更高,從2001年的

11%至IJ2020年的26%,可再生能源比例逐步提升。因此可以得出,

加州地區電價的逐步攀升與當地不斷提高的可再生能源發電占比具

備較強的相關性。

圖9：加州歷年非水可再生能源發電量占比（百萬兆瓦，％）

■—加州非水可再生能源發電量

加州總發電量

德國可再生能源發電量大幅提升，德國電價也出現明顯漲幅。德國是

全球主要發達國家中電價最高的國家之一。根據德國能源和水業協會

BDEW的數據，德國居民電價中包括電力供應成本、電網費（由聯

邦網絡局規定使用的使用費用7.09歐分/千瓦時，占比約25%）,可

再生能源附加費（向生產者支付可再生能源的國家保證價格6.41歐

分/千瓦時，占比高達約20%）、銷售增值稅，電力稅等費用。其中，

電網費與可再生能源附加費合計占比接近終端電價的一半，是德國電

價水平在全球偏高的主要原因。由于碳價走高、加速淘汰煤電與核電,

德國不僅需要加快建設可再生能源以彌補電力供給，也需要對電網進

行相應擴建。與加州類似，這導致了近年來德國電價整體顯著上行。

2015年至2020年，德國僅發電側基荷上網電價就上行了約60%o

盡管風電光伏的降本曲線顯著，已經初步顯現出平價狀態，但對于電

力系統整體而言，風光的沖擊性帶來的額外電網投資需求，通常完全

抵消了風光自身在發電側的降本效果，導致系統整體供電成本大幅上

行。只有在電網為匹配以新能源為主體的新電力系統所開啟的資本開

支周期告一段落后，風光的后續降本方可真正帶來電力系統整體成本

的下行。

我國在碳達峰、碳中和推動下，目前國內正處于風光裝機快速增長的

起步階段，且國內裝機高速成長將持續較長時間周期。而從德國及美

國加州的經驗看，在新能源裝機大幅上升后，電力系統綜合成本的達

峰可能需要較長時間周期。這意味著對于國內終端用戶而言，從中長

期看面臨新能源裝機提升后的系統成本上升帶來的電價上行壓力，即

通過分時電價、完善現貨市場、將輔助服務成本向下游疏導等方式,

將建設新型電力系統增加的成本逐步向下游轉移。

光伏即將度過成本壓力高峰，綠電高質高速成長可期

海外拉動力度減弱疊加上游供給釋放，綠電供需環境正變得有利

月度數據顯示光伏組件出口增速近期已有明顯放緩，出口拉動作用正

在減弱。2022年年初迄今，俄烏沖突使得歐洲的能源向清潔化轉型

及能源保供的需求迫切，來自歐洲的光伏產品需求爆發式增長，帶動

國內整體光伏出口數據量價齊升。2022年1~10月，國內光伏組件

出口規模達到132GW,同比增長61%；2022年1?11月，國內太陽

能電池出口金額高達433億美元，同比增長70%,全年出口金額及

其增速均有望創下自2012年有數據統計以來的新高。

圖10：2005?2020年德國可再生能源發電量及占比情況

2222222222222222

OOOOOOOOOOOOOOOO

。。。。。一k—k一一一一一k—k—X—k2

567890—234567890

從2022年1~11月的月度出口金額數據看，在經歷前期接近100%

的爆發式增長后，國內光伏出口增速在7月達到峰值并自9月以來已

經明顯下降，其中11月出口金額同比增速已經回落至23%。勞動力

短缺使得安裝人員無法滿足過快增長的訂單量，同時前期大量進口使

得歐洲累計了一定的庫存量，相應導致海外需求強度對國內光伏出口

的拉動力度明顯減弱。我們預計2023年國內光伏組件出口將延續高

增，但增速或將降至40%附近。展望全年，我們預計2022年國內光

伏組件出口規模約155GW,同比增長約60%；2023年的海外需求

將受制于高基數及歐洲安裝人員短缺等制約因素，預計2023年國內

光伏組件出口規模約為220GW,同比增長約40%。

在持續上漲的高硅料價格刺激下，多晶硅企業紛紛擴產。2022年上

半年，大全能源、合盛硅業、東方希望、四川永祥、上機數控、特變

電工等硅料廠商共計發布約200萬噸的硅料擴產計劃。按照硅料常

見的1~2年投產周期，按照各家企業投產計劃估計，預計2023年國

內有約25萬噸產能投放，2024年約有80萬噸產能投放。

我們按照國內各家企業的硅料計劃投產產能推算，遠期國內硅料產能

足以支撐每年新能1Q00G光伏裝機的裝機目標，遠超當前全球光伏

約200GW的實際新增裝機。隨著上游硅料產能的逐步釋放，硅料市

場供需格局有望逐步從嚴重短缺走向市場平衡并邁入過剩階段。按照

硅料產能投放進度，結合近期的價格下行態勢，我們硅料價格新一輪

下行周期已經到來。硅料價格拐點出現有望帶動組件價格重新回歸下

行通道，提升終端光伏電站P1報并有效刺激綠電運營商裝機積極性。

光伏上中游產業鏈價格已全線松動，降價正從預期走向現實

近期，光伏產業鏈上游及中游價格已經開始全線松動。硅料方面，單

晶用料價格已經重新回歸300元/千克之下，部分產品最新報價已經

降至250元/噸左右；硅片價格呈現斷崖式下跌，2022年12月中旬

的182mm及210mm單晶硅片已經跌至6.2元/片及8.10元/片，相

比10月份的近期價格高點已經下跌約20%,且價格進一步明顯下跌

的概率較高。

2022年年初以來，硅料價格上漲帶來的成本壓力以及海外組件出口

需求強勁增長刺激，推動組件價格持續上漲，推動光伏電站的組件招

標價格上漲至約2元/瓦的水平。但是，從周度高頻數據看，隨著上

游產能大規模投產預期的不斷強化以及需求拉動力度的邊際減弱，國

內組件價格已經掉頭向下，12月中的組件價格已經回落至1.90元/

瓦的水平，相比近期價格高點已經回落了5%左右。

圖18：2021年5月以來國內單晶光伏組件月度價格趨勢（元/瓦）

光伏組件：210單晶組件元/瓦

2.050]

2.000-

1.950-

1.900-

1.850-

1.800-

1.750-

1.700-

1.650-

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。

回報及成長即將重新可以兼得，集中式光伏高速成長可期

2022年年初以來，對組件價格接受能力更強的歐洲需求大幅爆發，

將組件價格接受能力弱于歐洲的國內綠電運營企業推向不利地位，高

組件環境將國內綠電運營企業陷入保成長還是保股東回報的兩難境

地，大量集中式光伏項目在組件價格上漲環境下已經不能滿足企業的

收益率標準要求。我們模擬假設了一個光伏項目，按照1.95元/瓦的

組件采購價格、4.28元/瓦的單位投資成本、1400小時的利用小時假

設以及0.35元/千瓦時的含稅上網電價等關鍵參數假設，我們測算得

到該項目的權益IRR為5.9%。從該項目的回報測算可以看出，今年

有大量光伏項目（如項目所在地區標桿電價較低、儲能配置需求要求

較高、市場化相對激進等）的投資回報不能滿足企業的底線投資回報

標準，進而導致大量集中式光伏項目無法按照原定投資計劃順利投產。

從2022年1~11月并網數據看國內光伏裝機增長迅速，1~11月國內

光伏發電新增裝機容量高達6,571萬千瓦，相比上年同期增加3,088

萬千瓦。在高組件對集中式電站投資意愿構成明顯壓制情況下，光伏

并網增長仍能迅速增長，背后的原因是工商業及戶用分布式光伏電站

出現爆發式增長，填補了集中式光伏電站增長乏力的缺口。和集中式

光伏電站對標項目所在省火電標桿電價不同，分布式光伏項目對標電

價為價格較高的終端用戶電價，隨著新型電力系統建設的不斷推進以

及市場化改革的持續加深，終端工商業用戶電價上漲明顯，明顯提振

工商業企業投資分布式光伏電站的積極性。

2022年前三季度，戶用及工商業分布式光伏在光伏裝機中的占比高

達65%,分布式光伏在光伏新增裝機中占比創下歷史新高。仍以上

述模擬光伏項目為例，從敏感性分析測試結果看，如果組件價格回落

0.2元/瓦，在其他邊界條件不變的情況下，組件降價帶動該模擬項目

的權益回報提升至7.1%；如果組件降價回報0.4元/千乩時，該項目

的權益回報將進一步增加至8.5%o

我們預計2022年國內光伏并網規模約為8,500萬千瓦，相比2021

年的5,493萬千瓦增長約3,000萬千瓦。在組件價格步入降價周期、

各地十四五規劃陸續發布、大基地建設持續推進等因素刺激下，我們

預計2023年光伏裝機有望增至120GW,其中集中式光伏是裝機增

長核心驅動力。

圖20：2016年以來國內新增光伏奘機類型及分布式光伏在當前新增光伏裝機中占比（萬千瓦）

一■分布式新ttt■中式新增t一%分砧式占比

6,00080%

I.||HE

:MITTII三

2016201720182019202020213Q22

行業投資提速，預計2023年電源投資超8000億元

預計2023-2025年火電新增裝機將達到80/80/75GW

隨著局部性缺電頻發等問題的暴露，傳統火電在電力系統的保供壓艙

石地位得到重新審視；與此同時，煤電在經過靈活性改造后通過較低

出力參與電力系統調峰，可以緩解我國新能源裝機增長與靈活調節電

源建設不同步的矛盾。經濟增速下行壓力較大帶動地方政穩增長壓力,

地方政府現階段也希望將火電作為重大基礎設施項目建設投資以發

揮其在穩增長中的積極作用。在上述多種因素合力推動下，從2022

年沿海省份出臺的“十四五”能源規劃和后續的項目審批情況看，廣東、

浙江、福建均將煤電新增或擴建作為能源規劃重要構成，并在2022

年下半年明顯加快煤電項目審批節奏。

2022年1~10月，國內火電行業投資規模已經達到640億元，同比

增長43%,已經明顯超出同期19%的電源整體建設投資增速。綜合

考慮火電在保供、保障新能源消納、拉動地方經濟等方面的積極作用，

預計火電新增裝機在2022年后將迎來較快發展，具體而言，我們預

計2022~2025年火電新增裝規模為4,500/8,000/8,500/7,500萬千瓦。

強化電力體系靈活性電帶動抽蓄發展

對比中國靈活性電源（氣電、抽水蓄能）在整體電源中的裝機占比可

以看出，2020年末我國靈活調節電源占比僅為5.9%,遠低于法國/

西班牙/英國/美國的14.0%/30.4%/38.3%/39.4%,靈活調節電源與風

光裝機比值僅為0.24,低于法國（0.65）與西班牙（0.67）同期水平，

國內靈活調節資源明顯不足。

考慮到抽水蓄能項目的建設通常需要5?10年，在“十四五”期間難以

大規模投產；天然氣資源不足疊加國家LNG價格暴漲下，氣電不能

作為主力調峰電源；新型儲能尚不具備普遍商業化的條件，“十四五”

期間煤電靈活性改造有望成為補充靈活調節資源，以保障新能源大規

模接入的主要途徑。國家發改委、能源局在2021年發布的《關于開

展全國煤電機組改造升級的通知》中預計*十四五”期間我國將完成煤

電靈活性改造2.0億千瓦、煤電靈活性制造1.5億千瓦。靈活性改造

有望進一步強化煤電在我國電力系統中的地位，加速推進容量電價機

制與輔助服務分攤機制改善煤電盈利模式。

圖22：2020年末各國靈活調節電源與風光笠機規模占比情況

預計2023年國內電源建設投資將增加至8200億元

電源建設投資提速明顯，我們預計2023年增加32%至8,200億元。

在火電新增裝機發展提速、風光新能源駛入高速發展車道、核電發展

提速以及配套風光消納的火電靈活性改造及抽蓄項目密集建設等一

系列因素的共同推動下，我們預計2023年國內電源建設投資將增加

至8200億元，同比增長超過30%,并在2025年增至1.1萬億元。

數字化及新型電力系統結合，催生新場景及新模式

數字化全面貫徹新型電力系統，電力信息化投資近300億元

在新型電力系統的構建過程中，傳統電力結構、技術特征、運行機制、

發展模式等將發生革命性的變化，將催生大量新技術、新模式、新業

態。實現新型電力系統下源網荷儲全環節的智能互動、精準控制，亟

待運用數字技術，具備融“采集感知+算力算法+運行控制+智慧運營”

于一體的能力，加快推動電力企業數字化轉型升級。根據中電聯統計,

2021年，國內在電力信息化領域的投入規模為283億元。電網領域，

2021年信息化投入達154億元，其中國家電網、南方電網、內蒙古

電力的投入分別為97/53/3億元。電源領域，2021年信息化投入達

112億元，其中規模較大的有中國華能13.4億元、國家能源集團28

億元、國家電投14億元、中國三峽集團14億元。電建領域，2021

年信息化投入16億元。

隨著新型電力系統數字化技術的應用實踐持續推進，數字化技術有望

全面應用于新型電力系統中發電、輸電、變電、配電、用電等各個環

節，提升電力系統的智能化、自動化、數字化程度，推動傳統電網加

速向能源互聯網升級。其中，發電側的新能源功率預測技術與用戶側

的虛擬電廠技術在提升電網安全性、輔助客戶參與電力市場交易方面

表現優秀，有望伴隨電網數字化加速與電力市場逐步完善實現快速成

長，市場規模增長前景廣闊。

圖23：2013~2025年國內電源建設投資完成額及其增速

電源基本建設投資完成額億元T-%增長

12,00011.00060%

50%

10,000

40%

8,00030%

20%

10%

4.0000%

-10%

2,000

-20%

-30%

2013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E

新能源功率預測應用場景不斷打開

在新能源占比日益增多情況下，強化新能源發電功率預測是電網端進

行電力調控和電力管理的必要前提。和自帶調節能力的火電及水電等

傳統電源不同，風光新能源出力具有間歇性、波動性、隨機性等典型

特征，其大規模接入會提高電力系統的調峰調頻壓力，加大頻率穩定、

電壓穩定等方面的潛在安全隱患。為降低新能源大規模接入對電力系

統的沖擊，電網端相應需求為可視化新能源發電曲線，及時掌握新能

源出力情況，并據此做出及時、合理的發電規劃，實現發電端和用電

端的實時平衡，維持電網穩定，新能源功率預測需求相應誕生。

國家發改委及能源局等主管部門正持續加強對新能源功率預測的考

核。2018年以來，國家能源局區域監管局紛紛更新所轄區域《發電

廠并網運行管理實施細則》和《并網發電廠輔助服務管理實施細則》，

要求新能源電站對發電功率進行預測，并對上傳率、準確率、合格率

等指標進行偏差考核，推動發電功率預測類軟硬件產品的市場需求顯

著提升。隨著電力輔助服務補償機制的不斷完善，新能源發電功率預

測考核以及并網智能控制考核等考核獎懲制度也相應明確，且考核要

求也史為嚴格，新能源電站承擔的功率預測考核成本也顯著增加，功

率預測準確性成為影響電站盈利能力的重要因素，催生了功率預測需

求并帶動功率預測產品出現。

圖25：20142025年國內新能源發電功率頸清產品市哥規橫及頸測（億元）

新能源發電功率預測產品將在電源側的運維管理與電網側的電力調

控方面發揮關鍵作用，在風光裝機規模快速提升、現貨市場加速推進

等因素催化下，預計“十