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1. 電力建設(shè)解決問題：各省電源互濟&尖峰負荷不足

1.1 電量問題：電源分布問題與傳輸能力滯緩

全國基礎(chǔ)發(fā)電量已經(jīng)滿足用電需求?；仡?2012-2022 年中電聯(lián)發(fā)布的電力工業(yè) 統(tǒng)計數(shù)據(jù)來看，如果只考慮全社會用電量和發(fā)電量數(shù)值，當前全國發(fā)電量已滿足用 電需求，2021 年發(fā)電盈余 646 億千瓦時，依據(jù)國家統(tǒng)計局電折標煤系數(shù)（每千瓦時 折 0.1229kg 標煤），盈余標煤 793.9 萬噸標煤，2022 年全國電力供需總體緊平衡， 僅考慮規(guī)模以上發(fā)電量 2022 年為 8.39 萬億度，全國發(fā)電量將高于此數(shù)值，滿足 2022 年全社會用電量 8.6 萬億度用電需求。距 2025 年全國用電需求還有 1.4 萬億度電量需求。依據(jù)中電聯(lián)發(fā)布《中國電力 行業(yè)年度發(fā)展報告 2022》所預(yù)測，以 2025 年全社會用電量為 9.5 萬億千瓦時計算 下，年均電力需求增速為 3.22%，以年均 4.8%，2022 年用電量為 8.6 萬億度（中電 聯(lián)《2022 年 1-12 月電力消費情況》）為基準計算，2025 年實際用電量為 9.94 萬億 度。

我們認為 2022 年全社會用電量偏低（僅增長 3.6%，2012-21 年平均值為 5.92%） 主要系疫情影響工業(yè)企業(yè)開工，同時降水、極端氣候、燃料價格過高等影響發(fā)電量 進而壓制迎峰度夏（冬）電力需求，在當前節(jié)點下，國際環(huán)境邊際逐漸改善、居民 消費動力持續(xù)釋放、工商業(yè)用電將快速增長，我們認為到 2025 年用電增速將至少 保持年均 5%增速，2025 年全社會用電量將達到 10 萬億度，與 2022 年相比還有 1.36 萬億度電量需求。

各省電力結(jié)構(gòu)和電源結(jié)構(gòu)存在差異。各省發(fā)電資源稟賦不同，以 2022 年發(fā)電量數(shù)據(jù)來看，北京、上海、天津、安徽、山東等 18 個省份火電發(fā)電占比均 70%以上， 四川、云南、西藏水電發(fā)電量均為 80%左右，湖北、青海水電發(fā)電量也占比 40%左右。

發(fā)用電量缺口來看，用電稀缺省份電力需求逐漸拉大，盈余省份電力供應(yīng)能力 收窄。各省發(fā)用電量與區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展、自然資源結(jié)構(gòu)緊密相關(guān)，經(jīng)濟高度發(fā)達省份 用電量需求較高，我們以地方用電量與發(fā)電量數(shù)據(jù)差值作為衡量電力缺口標準之一， 我們根據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)為例（31 個省市），2022 年存在電力缺口省、直轄市為 18 個，承擔向外省輸出電力省份為 13 個，并且隨著地方產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，存在供電缺口 城市，17-21 年總?cè)笨跒?9,154 億 kWh，22 年則為 13,151 億 kWh，缺口增大 3,997 億kWh，我們反觀盈余電力17-21年平均為11,241億kWh，22年則為10,663億kWh， 各省盈余電力相對收窄 578 億 kWh。

東部地區(qū)需要西部高強度輸電互濟才能滿足。雖然電網(wǎng)跨省，但各省獨立核算， 本省發(fā)電盈余后通過電網(wǎng)輸給其他省（市）則為輸出電量，本省發(fā)電不夠則需要國 家統(tǒng)籌調(diào)入其他?。ㄊ校╇娏?，這部分為輸入電量，凈輸入電量（輸入電量-輸出 電量）實際各省電量流向問題。根據(jù)中電聯(lián)披露的各省份月度輸入輸出數(shù)據(jù)顯示，2022 年全國整體凈輸出 973 億度，相比 2017-21 年平均值 479 億度提升 103.2%，反映出全國整體供電量能力提 升，輸入電量大省主要集中在珠三角、長三角、京津冀地區(qū)，前五省市依次為廣東、 浙江、江蘇、山東、河北，輸出電量大省主要集中在水電、坑口煤電、風光資源大 省，前五省依次為內(nèi)蒙古、云南、四川、山西、新疆，供電大省除滿足自身電力需 求外還承擔保供全國重要作用。

西電東送主要形成北、中、南三路送電線路，配套大基地項目風光水火儲打捆 送出。清潔能源基地有 9 個，分別在金沙江上下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西走廊、新疆、冀北、松遼。海上風電基地在廣東、福建、浙江、江蘇、山 東等。我國已建成的西電東送基地主要以水電、火電等傳統(tǒng)電源為主?！笆奈濉睍r 期，西電東送將以綜合能源基地開發(fā)為主。綜合能源基地開發(fā)以風電、太陽能發(fā)電、 水電等清潔電源為主，并因地制宜地配置必要的基礎(chǔ)性電源，以及合理比例的儲能 設(shè)施，未來特高壓將配套大基地項目風光水火儲打捆送出。北部通道：新疆、山西、內(nèi)蒙古、寧夏等地的火電、風電等、黃河上游水電， 主要支援北京、天津、河北等地。中部通道：四川、湖北等地的三峽和金沙江干支流水電送往華東地區(qū)。南部通道：云南、貴州的水力發(fā)電，主要支援廣西、廣東等地。

電網(wǎng)規(guī)劃全國一盤棋，各地積極建設(shè)支撐性電源保障能源供應(yīng)。各省電力結(jié)構(gòu) 不同，四川、云南、西藏高比例水電、三北地區(qū)風光發(fā)電量逐年提升，在自然資源 波動性、隨機性，發(fā)電能力可能突然變化，如 2022 年 8 月夏季氣候異常干旱導(dǎo)致水 位下降，水電發(fā)電能力走弱，四川基荷電源火電裝機容量較低、無法彌補水電發(fā)電 缺口（2021 年四川火電 18.25GW，占全省裝機 15.96%），同時四川省內(nèi)向家壩、洛 溪渡等梯級大型水電站均由國家統(tǒng)籌調(diào)配，外送簽訂長協(xié)，省內(nèi)省外有固定分配比 例，擠壓省內(nèi)用電。

缺電時，用電需求持續(xù)推升，通道滿載運行，支撐性電源需求明顯。2017-22 年四川電力消費量 CAGR 為 10.39%，川渝地區(qū)電網(wǎng)建設(shè)相對落后，主網(wǎng)多回水電通 道滿載，通道承載能力有限，存在發(fā)電基地“渦電”和負荷中心缺電并存現(xiàn)象。依 據(jù)《四川省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》，四川省內(nèi)具有季及以上調(diào)節(jié)能力的水庫電 站裝機不足水電總裝機的 40%，調(diào)節(jié)能力不足。2022 年 8 月份，國網(wǎng)四川電力公司 表示，缺電期間，國網(wǎng)通過德寶直流（±500kV）、川渝聯(lián)網(wǎng)等 8 條輸電通道輸電， 每天輸送四川全省電量超 1.3 億度，但高溫期，居民日用電量最高飆升至 4.73 億度，最大電力負荷和總體電量均存在明顯缺口，因此在完善本地電網(wǎng)線路的同時也 應(yīng)當加大支撐性電源的投資。

特高壓輸電通道利用率整體形勢向好，可再生能源輸送率逐年提升。2021年17 條直流特高壓線路年輸送電量可再生能源電量 2871 億千瓦時，同比提高 18.3%，可 再生能源電量占全部直流特高壓線路總輸送電量的 58.7%。國網(wǎng)運營的 13 條直流特 高壓線路總輸送電量 4048 億千瓦時，其中可再生能源電量 2032 億千瓦時，占總輸 送電量的 50.2%；南方電網(wǎng)運營的 4 條直流特高壓線路輸送電量 839 億千瓦時，全 部為可再生能源電量。

部分線路存在源網(wǎng)不同步，送受兩端未達成協(xié)議問題。特高壓輸電能力爬升有 一個過程，并非投產(chǎn)后利用率滿送，主要影響因素為，1）源網(wǎng)建設(shè)不同步，風光 大基地電源側(cè)建設(shè)超前于電網(wǎng)建設(shè)，相關(guān)外送通道處于前期階段，后續(xù)第二批、第 三批風光大基地建成后電力送出存在瓶頸。2）依據(jù)大基地清潔能源開發(fā)要求，大 基地區(qū)域內(nèi)的風、光、水等資源和煤電配套電源、電源側(cè)儲能、電力外送消納能力 需統(tǒng)籌考慮，同時送受兩端協(xié)議部分未達成，因此建設(shè)緩慢。我們認為，雖然當前全國整體新能源快速裝機帶來發(fā)電量增長已經(jīng)覆蓋用電增 速需求，但當前電量問題已經(jīng)延伸為各地區(qū)分布不均，可再生能源波動性和大基地 配套電網(wǎng)輸送能力相對滯后情況下，應(yīng)當關(guān)注各省基荷電源建設(shè)情況，1）如東部 用電需求高峰省份煤電建設(shè)，2）西北地區(qū)保障新能源消納及輸送，建議關(guān)注大基 地配套的風光水火儲一體化建設(shè)。

1.2 負荷問題：供應(yīng)與尖峰負荷錯位

用電負荷是用戶電能設(shè)備在某一時刻向電力系統(tǒng)取用的電功率的總和。隨用戶側(cè)電氣化程度提升，尖峰負荷已由過去點負荷發(fā)展為時段性尖峰負荷， 在《考慮尖峰負荷特性指標的用戶用電行為分析》一文中認為：在一定時段內(nèi)電力 負荷持續(xù)超過或達到峰值一定百分比，以最大負荷的 90%、95%、97%部分均認為是 峰值負荷，國家發(fā)展改革委下發(fā)《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》中表明 “尖峰時段根據(jù)前兩年當?shù)刈罡哓摵傻?95%及以上用電負荷時段確定”，持續(xù)性時段 性的峰值負荷將會對電力系統(tǒng)安全運行造成明顯沖擊。風光發(fā)電間接性無法滿足用電“雙峰”靈活性調(diào)節(jié)。中長期內(nèi)，我國可以大規(guī) 模應(yīng)用的成熟發(fā)電技術(shù)主要包括燃煤、燃氣、水電、核電、風電、光伏等 6 種技術(shù)， 其中風電、光伏、水電、核電是可以繼續(xù)擴大規(guī)模的清潔低碳的發(fā)電方式。但該幾 種技術(shù)均無法滿足系統(tǒng)對于靈活穩(wěn)定的需要，我國用電需求有“日內(nèi)雙峰、夏冬雙 峰”的特點，而風光出力受光照、風力波動極大，而核電為保證安全運行，通常以 及其穩(wěn)定的出力帶基荷運行，都無法去跟蹤負荷的波動，因此系統(tǒng)對于靈活性的需 求仍需火電、水電等常規(guī)電源支撐。

夏季高溫催生用電需求

預(yù)計 2023 年全社會用電量 9.15 萬億千瓦時，同比增長 6%。隨著疫情全面好轉(zhuǎn)， 穩(wěn)增長政策落地顯效，疊加今年夏季高溫天氣影響，用電量穩(wěn)定提升，依據(jù)國家能 源局數(shù)據(jù)，2023 年 1-6 月全社會用電量累計 4.3 萬億千瓦時，同比增長 5%，同時中 電聯(lián)發(fā)布《2023 年上半年全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》中提到預(yù)計 2023 年全 年全社會用電量 9.15 萬億千瓦時，同比增長 6%左右。夏季高溫催化用電量需求，2023 年夏季全國最高用電負荷提升 8000 萬千瓦至 1億萬千瓦。2022 年夏季高溫期間 8 月用電量 8520 億千瓦時，同比增長 12%，終端電 氣化率提升加速最高用電負荷提升，2023 年夏季多個省市已出現(xiàn)最高負荷。浙江省，預(yù)測今年迎峰度夏階段的最高負荷將達到 1.15 億千瓦，同比增速超 10%。陜西省，根據(jù)國網(wǎng)陜西電力公司的消息，2023 年夏季陜西電網(wǎng)最大負荷或達 4380 萬千瓦，同比增長 10.2%。南方電網(wǎng)預(yù)計，在 2023 年迎峰度夏期間，南方電網(wǎng)最高負荷將達 2.45 億千瓦， 同比增長 10%，中電聯(lián)預(yù)計 2023 年夏季全國最高用電負荷越 13.7 億千瓦左右，比 2022 年增加 8000 萬千瓦，電力保供形勢嚴峻。

負荷波動性加劇，用電負荷增速高于用電量增速。夏季高溫天氣使多個省級電 網(wǎng)峰值負荷創(chuàng)歷史新高，較 2021 年峰值提升明顯。以新能源汽車、電采暖為代表的 電力產(chǎn)品在用戶終端占比不斷提升，用電負荷波動性將進一步增大，隨著“煤改氣” “煤改電”等清潔取暖改造規(guī)模擴大，增加了冬季電網(wǎng)負擔，影響用電負荷。在 2010-2021 年間，國內(nèi)多個省市呈現(xiàn)用電負荷增速與用電量增速的剪刀差進一步擴 大，我們認為未來用戶側(cè)與電網(wǎng)側(cè)的交互越來越多，電動車充電站、軌道交通系統(tǒng)、 樓宇變頻通風系統(tǒng)等設(shè)施增多，均會持續(xù)對電網(wǎng)穩(wěn)定性形成沖擊。

最高用電負荷當月增速相對發(fā)電量當月增速較快。用戶端電氣化程度提升推動 用電負荷提速，大規(guī)模新能源發(fā)電相對不穩(wěn)定，發(fā)電能力有制約，我們觀察到最高 用電負荷增速明顯高于發(fā)電量當月值增速，已經(jīng)并網(wǎng)的發(fā)電設(shè)備實際發(fā)電能力與電 網(wǎng)最高負荷增速缺口或許增加。

2. 解決方式：電改推進帶來價值重估

電力市場化改革為中國電力體制改革的核心，2002 年“電改”實現(xiàn)了“管辦分 開、廠網(wǎng)分離”的基礎(chǔ)上，2015 年 9 號文開啟了新一輪電改，以電價改革，完善市 場化交易體系為重點任務(wù)。

2.1 電價推進：中長期交易規(guī)避風險，現(xiàn)貨市場價格發(fā)現(xiàn)

電價機制回顧：我國不同時期上網(wǎng)電價制度與經(jīng)濟發(fā)展情況相輔相成，對電力行業(yè)發(fā)展及保障 電力系統(tǒng)平穩(wěn)運行起到重要作用。

1）1985 年之前，發(fā)輸配售為一體，無上網(wǎng)電價。這一時期我國電力體制集發(fā) 電、輸電、配電和售電為一體，各環(huán)節(jié)按照計劃執(zhí)行。電價體系中僅有銷售電價， 無上網(wǎng)電價，定價權(quán)由政府掌握，電價總體平穩(wěn)。但垂直一體化發(fā)展與市場經(jīng)濟相 悖，電價漲幅不及煤炭成本漲幅，電力供應(yīng)不足，出現(xiàn)缺電情況。

2）1985 年，集資辦電時期，還本付息電價。在解決全國性缺電問題情況下， 國家公布集資辦電政策，允許多投資主體進入電力行業(yè)。1985 年之前至 1992 年利 用國家獨立投資建設(shè)的電廠按“一廠一價”或“一機一價”確定上網(wǎng)電價，1986 年 后非政府統(tǒng)一投資電廠和 1992 年后所有新建發(fā)電項目全部實行還本付息上網(wǎng)電價政 策。同時政府還出臺燃運加價、超計劃發(fā)用電價和地方電源建設(shè)專款等相關(guān)支持政 策。

3）1998 年，基于平均成本定價的經(jīng)營期電價政策。這段時期全國大多數(shù)省市 電力供應(yīng)充足，甚至部分地區(qū)已經(jīng)出現(xiàn)供過于求的極端現(xiàn)象，為遏制上網(wǎng)電價不斷 上漲和電源投資熱度較高，國家制定基于平均成本定價的經(jīng)營期電價政策，上網(wǎng)電 價核算標準也轉(zhuǎn)變?yōu)榘凑瞻l(fā)電機組的運行壽命周期定價，并且規(guī)定了發(fā)電項目的資 本內(nèi)部收益率，但上網(wǎng)電價依然由政府制定。

4）2004 年，標桿上網(wǎng)電價機制。2003 年全國爆發(fā)大面積的持續(xù)性電荒，急需 建立維持電力供需平衡的上網(wǎng)電價機制。2004 年，國家公布基于社會平均成本定價 原則的標桿上網(wǎng)電價政策，不考慮各類機組裝機容量與發(fā)電效率的差別，對各省市 的燃煤機組實行統(tǒng)一定價。陸續(xù)推出煤電價格聯(lián)動機制、環(huán)保電價補貼和可再生能 源發(fā)電補貼等機制，并公布針對各類電源而形成的標桿上網(wǎng)電價機制和補貼標準。

5）2019年，市場化改革推進，基準電價+上下浮動機制。2019年，發(fā)改委發(fā)布 《國家發(fā)展和改革委員會關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導(dǎo)意見》， 從 2020 年 1 月 1 日起執(zhí)行“基準價+上下浮動”的市場化價格機制（[-15%，+10%]）， 基準價按照當?shù)厝济喊l(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，同時現(xiàn)行煤電聯(lián)動機制不再執(zhí)行。

2021 年煤炭供需緊張，煤價高企，上下浮動限制逐漸打開。2021 年 10 月，國 家發(fā)改委發(fā)布《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通 知》（發(fā)改價格〔2021〕1439 號），燃煤發(fā)電電量全部進入市場，市場交易電價較基 準價上下浮動范圍調(diào)整為[-20%，+20%]，且高耗能行業(yè)不受上浮 20%限制。

6）未來，電力中長期交易+電力現(xiàn)貨交易，全面市場化電價有望推進。目前國 內(nèi)電力市場將以“省”為實體，推進省級電力市場建設(shè)，目前第一批試點省份已長 周期結(jié)算試運行現(xiàn)貨市場，第二批及非試點省份均已完成試運行，電力市場推進拓 寬了發(fā)電成本向用戶疏導(dǎo)的范圍，有助于紓解煤電企業(yè)面臨的困境，暢通發(fā)電企業(yè) 與電力用戶的價格傳導(dǎo)機制。