欧盟能源启示录：绿电高增，消纳与市场化掘金火储价值

（报告出品方/作者：广发证券，郭鹏、姜涛）一、风光成欧盟主力电源，火电角色转向调峰复盘欧盟21世纪以来电力结构演变历程，整体来看，欧盟发

（报告出品方/作者：广发证券，郭鹏、姜涛）

一、风光成欧盟主力电源，火电角色转向调峰

复盘欧盟21世纪以来电力结构演变历程，整体来看，欧盟发电量保持稳定，在能源 转型的大背景下，风光呈现对煤电、核电的替代趋势，将成为欧盟未来最重要的电 力来源，气电煤电作为调峰电源在短期内仍然具有突出作用。从细节上梳理，可以 发现以下几点变化趋势：

（1）发电量持稳，电源相互替代：欧盟整体发电量在2008年达到顶峰后回落，2022 年最新发电量相比20年前并无太大增量，电力结构的演变更多体现在内部各种电源 的相互替代；

（2）风光持续增长为第一大电源：碳中和目标下风光将成未来主力电源，2000-2022 年风光发电量CAGR达16.6%，其发电量占比分别在2015年超越水电、2019年超越 煤电，2022年超越核电和气电，一跃成为欧盟第一大电源，2022年发电量占比达 22.3%；

（3）火电发电量先升后降，内部气电替代煤电：煤电在20余年间发电量大幅下滑， 占比由2000年30.5%下滑至2022年16.0%；美国页岩气革命增加天然气供给，气电 替代煤电成为欧盟能源转型中的过渡电源，发电量增幅仅次于风光；2022年水电核 电下滑带来的电量缺口部分由火电补齐，煤电占比回升至16%，即使俄乌冲突导致 天然气价格暴涨，气电发电量占比并未下滑；

（4）弃核立场导致核电占比大降：德国退核态度坚决，法国核电发电量亦有所下降， 欧盟核电发电量相比21世纪初已大幅下滑，尤其是2022年德国继续关停核电站以及 法国核电大面积停运检修进一步加剧了欧盟发电量的紧张情况；

（5）水电稳定，发电量仅受来水情况影响。

从装机变化趋势来看：欧盟煤电机组陆续关停，风光、气电是装机增长主要来源。

（1）煤电：煤电是欧盟碳减排碳中和过程中的能源转型重点，2000-2021年欧盟煤 电装机减少58GW（降幅35%），其中2000-2011年煤电仍然发挥了基荷电源作用， 装机逐年小幅下降，2012-2018年风光、气电规模扩大，煤电装机加速下滑，在2019 年末欧盟提出碳中和目标后，2020-2021年煤电装机减少28GW；

（2）气电：美国页岩气革命，气电装机扩大成为能源转型过程中的过渡电源。天然 气相比煤炭碳排放更低，同时气电具有出色的启停调峰能力，是能源转型过程中优 秀的过渡电源，美国页岩气革命增加了天然气供给降低气电成本，2000-2021年累计 新增111GW（增幅226%），主要集中于2000-2013年新增108GW；

（3）风光：风光作为未来能源供应主力，贡献了主要装机增量。2000-2021年风电 累计新增装机175GW、光伏累计新增装机160GW；

（4）核电：核电装机与核安全事故关系密切。2011年日本福岛发生核泄漏事件，次 年德国关闭核电装机8.4GW，2000-2021年欧盟核电装机累计减少23GW，2022年德 国计划关停全部核电机组，而法国、英国等多国正计划重启核电；

（5）水电、生物质能作为可再生能源，装机分别新增14、24GW。

二、能源转型下煤炭需求下降，期待能源价格回归

（一）煤电短暂回归后将回落，预计欧盟 2023 年火电发电量下滑

2022Q4欧盟用电需求降低、水电环比恢复，煤电发电量同比已大幅下滑。2022年， 欧洲遭遇极端干旱，全年水电发电量降至2000年以来最低水平，同时德国核电机组 关闭，法国核电大面积意外停电，发电缺口大部分由风光发电补齐，仍有小部分由 煤电、气电弥补，导致2022年3月到8月煤电发电量同比大幅提升20%，但9月份以来， 伴随欧盟缩减用电需求及水电环比恢复，煤电发电量同比已负增长，9-12月煤电发 电量同比下降6.6%。 进入2023年，1月份水电恢复、风光大增，挤压火电空间，煤电、气电发电量分别同 比下滑9.3%、32.5%，分别环比下滑12.4%、23.7%；2月份风电发电量同比大幅降 低24.1%，电量缺口主要由火电补齐，煤电同比增长5.7%，环比降低6.8%，气电同 比增长1.4%，环比增长17.2%。电量变化证明，一方面，在可再生能源发电提升情 况下，火电尤其是气电发电量将大幅下滑；另一方面，即使在可再生能源电量下降 的情况下，火电被迫多发，缺口仍然主要由气电补齐，煤电发电量已持续降低。

预期2023年欧盟火电发电量大幅下滑。根据Ember发布报告《European Electricity Review 2023》，预计2023年欧盟电力总需求下滑840亿千瓦时，水电发电量增长400 亿千瓦时、风光发电量增长860亿千瓦时、核电及其他电源持平，煤电+气电发电量 大幅下滑2110亿千瓦时。预计在电力需求下滑，风光持续发展而水电有所恢复下， 欧盟能源结构中化石能源占比将快速下降，将进一步降低煤炭和天然气需求。

电煤需求持续回落，二十年间消费量下降五成。煤炭消费结构方面，欧盟电力行业 煤炭消耗量占比最大，历年在70~80%左右；伴随欧洲电力结构脱碳转型，电力行业 煤炭消耗量逐年下滑，由2000年6.0亿吨降至2020年3.0亿吨。2021年由于天然气价 格高企，叠加欧洲来水偏枯，因而煤电发电量提升，煤炭消费量有所回升达4.84亿 吨，其中电煤为3.43亿吨。

电煤需求降低、库存增加，欧盟增量煤炭需求或将下滑。2022年欧盟电煤消费量增 加带动煤炭消费量提升，1-8月电煤消费量同比提升16.2%，煤炭消费量同比提升 8.8%，非电煤消费量同比下降5.1%；9月后电煤消费量同比出现下滑，与煤电发电 量走势一致，9月、10月电煤消费量分别同比下降0.9%、2.6%，煤炭消费量同比下 滑5.1%、6.6%。从煤炭供给量和消费量对比来看，2021年欧盟煤炭产量+进口量仅 超出煤炭消费量163万吨，2022年，欧盟增加煤炭供给量，1-10月煤炭产量+供给量 合计4.32亿吨，而消费量为4.15亿吨，增加库存1721万吨，库存增加、需求降低将 导致2023年欧盟增量煤炭需求下滑。

（二）法国核电检修压制发电，多国核电重启加速煤电替代

欧盟加速弃核，2000-2022年欧盟核电发电量降幅达28.7%，减量主要来自于法德两 国。法国是核电大国，其贡献了欧盟一半左右的核电发电量，德国则是去核最坚决 的国家。2000-2022年，欧盟核电发电量累计减少2471亿千瓦时（降幅28.7%），其 中法国减少1180亿千瓦时（降幅28.4%），德国减少1331亿千瓦时（降幅78.5%），欧 盟其他25国核电发电量提升39亿千瓦时，核电发电量的降低基本来自法德两国。在 此期间英国核电发电量同样下滑，减少382亿千瓦时（降幅44.9%）。2022年是德国 承诺关闭全部核电机组的最后一年，当年其核电发电量减少326亿千瓦时（同比47.2%），而法国因核电站大面积停运维修导致核电发电量减少822亿千瓦时（同比 降低21.7%）。

2000-2021年欧盟核电装机减少21GW，主要源于德国关闭核电机组。2011年日本福 岛核泄漏事件发生后，德国执政联盟承诺2022年彻底放弃核电，次年即关闭8.4GW 核电装机，截至2021年底仅余4GW（2000年为22.4GW）。2022年德国延长最后三台核电站退役时间至2023年4月中，当前时点德国核电站即使全部退役对欧洲发电 量影响也并不大。从法国来看，虽然法国核电发电量降幅达28.4%，但装机仅减少 1.8GW，2022年核电发电量大减主要原因为管道腐蚀核电站停运检修，法国核电发 电量达2000年以来最低值，但在检修后仍可恢复正常发电，因此预计法国核电短期 1-2年内仍可贡献增量。

多国宣布重启核电，核电纳入绿色能源。2022年欧洲的能源危机使各国重新审视自 身的能源结构和能源安全供应，法国、英国、荷兰、瑞典相继宣布新建核电站。2022 年2月，法国总统宣布重振法国核电计划，2050年前新建6个第二代欧洲压水反应堆， 研究建设另外8个压水反应堆，12月，法国重启一座核电站；英国推出以核电为核心 的最新能源战略，规划以每年批准一个的速率，2030年前新建8个核反应堆，并希望 在2050年把核电产能提高到24GW（2021年为8.3GW）；荷兰考虑2035年前新建2台 核电机组；瑞典也表示正在提议修改现行立法，以允许建造和运营更多核反应堆。 欧洲多国恢复对核电积极态度，同时欧洲议会将核电列为“绿色能源”，为核电建设 扫除障碍，核电重启将加快替代煤电，或将加速欧洲煤电需求回落。

（三）碳中和背景下欧洲退煤立场坚定，长期煤炭需求持续降低

欧洲是全球应对气候变化、减少温室气体排放行动的有力倡导者，推动能源转型之 路不可逆转。近些年欧盟履行《巴黎协定》承诺，并在2019年出台碳中和计划，加 速能源转型。在气候问题上的共识，既是欧洲各国结合起来的纽带，也是出于国家 利益的考量，总体来看欧盟将持续推进能源转型、推动碳中和的实现。

欧盟国家陆续宣布退煤计划，部分国家已实现退煤。欧盟大半国家已宣布退煤计划， 其中冰岛、瑞士、比利时等国家已退煤，包括德国、波兰在内的煤电大国均承诺退煤 时间，长期来看，欧盟的煤炭需求将持续降低。

欧盟化石能源进口高度依赖俄罗斯，2021年欧盟煤炭、天然气进口量中分别44%、 41%来自俄罗斯，俄乌冲突导致欧洲面临能源价格和供应的双重危机。长远来看， 欧盟实现能源独立将从两方面着手：一是多元化进口天然气气源，二是加速能源转 型，提高能效，减少对化石能源的依赖，欧盟对煤炭的需求或将持续下降。 煤炭：欧盟的煤炭供给量逐年下降至2021年的4.87亿吨，较2000年的8.31亿吨减少 41.4%，同时同步减少煤炭本土产量和进口量，对外依存度保持在20%~25%。从煤 炭进口来源看，欧盟煤炭前三大进口国是俄罗斯（占比44%）、澳大利亚（占比14%）、 美国（占比13%）；德国和波兰为本土的产煤大国，合计产量占欧盟总产量的70%。

天然气：欧盟的天然气对外依存度始终保持高位，2021年欧盟天然气产量511亿立方 米，消费量达4169亿立方米，对外依存度高达88%。主要进口国包括俄罗斯（占比 41%）、挪威（占比15%）、阿尔及利亚（占比11%）；本土天然气产量大国主要是 荷兰和罗马利亚，合计占比59%。

碳关税加快执行、碳价格依然看涨， 2023 年 2 月底欧盟碳价突破 100 欧元。2023 年 2 月，欧盟碳价突破 100 欧元/吨，创下历史记录高位。一方面，考虑到欧洲天然 气等能源价格快速回落，部分能源密集型工业陆续复工复产，因而对碳配额的需求 有所增加；另一方面，欧盟碳关税与欧盟碳市场方案落地、削减配额数量等，亦增强 了碳价的上涨。若考虑碳价提升，预期煤电性价比将逐步低于气电，将有望进一步 削弱电煤需求。

能源价格波动影响煤电、气电发电成本，看好煤价均值回归。作为世界上最主要的 一次能源，煤、石油、天然气的价格主要受供需影响，一方面2023年欧盟煤电发电 量下降减少煤炭需求，另一方面碳价提升进一步提高煤电成本，长期来看需求下滑 将推动能源价格回归，当前气价下降87.3%（3月23日），回归至十年中枢附近，但煤 价相较此前高位下降65.3%（3月17日），持续看好电煤需求下降的趋势下，煤价加 速回归均值。

三、风光发电量跃升，传统电源调峰化解决消纳问题

（一）风光占比提升带来消纳问题，火电是调节电源主力

欧洲各国电源结构迥异，风光占比提升为共同趋势。欧洲各国根据资源禀赋差异， 发展出不同的主力电源，在面对风光占比提升带来的消纳问题中，火电、水电等传 统能源普遍发挥调峰消纳能力，主要可以分为以下几类：

（1）丹麦，以煤为主到以风光为主：2000年煤电发电量占比超40%，2022年降至 10.5%，风光发电量占比已超60%，生物质发电占比23%，丹麦主要依靠与邻国电网 互联，挪威和瑞典均是水电富余国家，通过电量进出口调节国内电量消纳，所以风 光占比高仍然没有出现消纳问题；

（2）法国，以核为主发展风光：2000年核电发电量占比78%，2022年降至63%，风 光占比提升至12%，气电占比9%，核电自身具备一定调节能力，作为清洁电源不存 在碳排放压力，稳定运行的核电降低了法国对外国天然气的依赖，少量气电可调节 风光消纳；

（3）挪威，以水为主发展风光：挪威境内水能资源丰富，21世纪初发电量几乎全部 来自水电，2022年水电发电量占比90%以上，风光占比提升至7.5%，水电兼具清洁 性稳定性，无消纳压力，同时可与丹麦互联相互调节；

（4）波兰，以煤为主转型风光：波兰是欧盟煤炭大国，2000年煤电发电量占比95%， 2022年降至69%，风光占比提升至15.5%，高比例煤电可以解决风光消纳问题，短 期内仍然难以摆脱对煤炭依赖；

（5）意大利：以气为主发展风光：2022年气电发电量占比51%，风光占比17%，高 比例气电调峰能力强，主要补齐电量缺口；

（6）德国：煤+风光为主、逐步关停核电：德国能源结构相对均衡，过去以煤电、 核电为主，重点发展风光，2022年煤电和风光发电量占比分别为31%、32%，气电 16.5%，并计划关闭所有核电站，2022年核电占比降至6.3%,较高比例的火电和跨境 互联的电网为德国风光提供调峰消纳。

风光发电份额的增加放大电力系统净负荷波动，调高灵活性调节需求。根据IEA预测， 在APS情景中（假设所有减排承诺和能源目标都实现），到2030年全球电力系统中 风光发电份额将增至30%，到2050年将增至60%。在欧盟能源转型的过程中，不可 调度的风光发电份额的增加放大了净负荷（电力需求中去除风光发电后的负荷）的 变动，显著提高了电力系统灵活性调节的需求。预测到2030年底，欧洲的电力系统 灵活性调节需求将增加50%。

灵活调节电源与可再生能源发电装机的配比不断提升。欧洲国家灵活电源比重相对 较高，德国、丹麦、西班牙、英国的灵活调节电源与可再生能源发电装机的配比分别 为44%、43%、140%和190%。在欧洲五大电力市场中（英国、德国、法国、意大利 和西班牙），Wood Mackenzie预测到2040年将新增169GW风电和172GW光伏装机， 与之对应的电力系统灵活性资源将从2020年的122GW增至2030年的202GW、2040 年的260GW，灵活性电源的装机占比再度提升。 火电是现阶段灵活性调节的主要电源，储能和需求侧响应将接力火电成为能源结构 转型的后备主力。电力系统的灵活性资源包括发电侧、电网侧、需求侧响应和储能 四类。从灵活性调节的供给结构来看，火电提供了目前维持电力系统可靠性所需要 的大部分灵活性电源，其次是水电和需求侧响应。在近十年，火电仍是灵活性调节 的主要电源，其次是电池储能和需求侧响应的大规模增长，是能源结构转型的后备 主力。

（二）他山之石，丹麦和德国传统电源调峰化解决消纳问题

丹麦、德国等国家新能源占比超30%，其解决风光消纳方式可供借鉴。欧盟新能源 发展速度快，但各国发展进度不一，2022年1-11月丹麦风光发电量占比已达64%， 德国、荷兰等国占比已超30%，这些国家在新能源渗透率提升过程中已面临过消纳 问题，其解决方案主要在于将传统电源调峰化、以市场化电价机制鼓励火电调峰， 或通过跨境电力互济引入其他国家的传统电源参与调峰消纳。

丹麦加速淘汰煤电，当前煤电主要发挥调峰作用。复盘丹麦21世纪以来电力结构演 变过程，风光等可再生能源逐渐取代煤电等传统能源，在2000年丹麦煤电装机 5.0GW（占比56.3%），2000-2009年，丹麦煤电缓慢下滑，仍是电力的主要供应来 源并提供灵活性调节，2009年后，煤电装机加速淘汰，到2021年煤电装机仅余1.2GW （占比9.2%），发电量占比降至13%，主要发挥调峰作用，而风光装机从2.39GW提 升至8.55GW，发电量占比从12%提升至64%。

新能源渗透率提升的同时，德国保留一定火电装机用于调峰。与丹麦不同，德国在 风光发电量提升的同时，始终保留一定的煤电、并新增一批气电装机解决风光消纳 问题，这与德国资源禀赋有关，德国是欧盟最大的煤炭产出国，2021年德国煤炭产量占欧盟的38%，这与我国颇为相似。2000-2021年德国煤电和气电装机占比从63.3% 降低至29.2%，风光装机占比从6.0%提升至58.7%，新增装机主要由风光贡献。发电 量结构来看，2000-2021年德国煤电和气电发电量占比从61.0%降低至44.6%，风光 发电量占比从1.6%提升至28.2%，火电仍然保持了一定比例用于调峰。

总结丹麦和德国新能源发展过程中的经验，其解决风光消纳问题主要依靠三个措施： 一是增加灵活调节电源，对煤电进行灵活性改造、扩大气电装机，并大力发展储能； 二是引入市场化电价机制，包括电力现货市场和负电价，通过市场化机制鼓励火电 灵活性改造、为调节电源提供合理收益，并引导用户削峰填谷；三是跨境电力互补， 欧洲大部分国家实现电网互联，可依靠其他国家为本国提供调峰消纳。

1. 灵活调节电源：煤电灵活性改造、气电和储能

丹麦的调峰手段经历了从电源侧火电灵活性调节、到电网负荷预测和调度、再到用 电侧需求调节的过程。在2009年之前新能源发电量占比不足20%，丹麦主要依靠灵 活热电厂和联网线路进行调节，2010-2015年增加预测和调度系统以及部门耦合方 式，加强电网调度能力，2015年后，进一步加强需求侧调节，火电灵活性调节的作 用逐渐削弱。

具体看丹麦的火电灵活性改造措施主要分两个阶段：第一阶段是改进过载能力，提 高爬坡速率，降低最小稳定出力，第二阶段是完全或部分的涡轮机旁通、使用电热 锅炉或者热泵生产热能、用于转变电力生产方式的附加水基蓄热。火电的灵活性调 节能力不断加强，由基荷电源完全转向调峰电源。

德国除保留火电装机外，还积极发展储能。与丹麦不同，德国用电规模大，风光消 纳面临形势更严峻，除了保留一定规模的火电装机外，德国还积极发展储能，储能 规模排在欧洲国家前列，同时德国电网跨度大，储能调度困难，因此重点发展户用 储能，2021年德国户用储能占欧洲比例达61%。

2.市场化电价机制：电力现货市场

完善的市场化机制、合理的补偿收益推动丹麦火电灵活性改造。2005年，丹麦放开 电力现货市场，将电价调整频率由一天3次调为一天24次，同时将热电联产机组推入 现货市场，并在2009年进一步引入负电价机制，火电可以依靠自身灵活性在现货市 场获得调峰收益。2015年出现跨越欧洲大部分的协调日前市场，欧洲国家可以通过 跨境交易加强可再生能源的调度能力。

丹麦电力市场采用调度与交易分离模式，交易所负责交易组织（现货市场：日前和 日内交易），电网公司负责调度与系统平衡（调节功率市场），丹麦属于北欧电力市 场的一部分，现货交易在北欧电力交易所进行，调节功率市场由输电网运营商—丹 麦电网公司组织。

现货市场实时反映电力供需情况，新能源直接参与日前市场，以低边际成本优势获 得优先发电权，除了在市场收入之外还能获得政府给予的溢价补贴，一定程度上保 证收益的稳定性，但新能源发电的不稳定性同样导致现货市场电价波动上行。

调节功率市场是丹麦解决风光消纳和电网平衡的主要手段，负责平衡的主体(包括发 电和负荷)在市场报价，对于上调服务，按照平衡资源报价由低到高的原则进行排序 (高于现货价格) ，对于下调服务，按照平衡资源报价由高到低的原则进行排序(低于 现货价格)，有效通过市场激励各类资源参与系统调节，通过竞价反映短期成本。对 于造成不平衡的发电与用户，事后根据不平衡量支付不平衡成本。

德国完善市场化电价机制，建立备用市场实施容量电价保障电力供应。德国在电源 侧建立了中长期市场、现货市场和备用市场，备用市场中除电能量交易之外引入容 量电价，所有电力运营商平等参与电力市场，通过市场机制调节电力供需；需求侧 实施分时电价、尖峰电价等机制，同时参与欧洲跨国电力市场，进一步提升系统灵 活性和调节能力。

德国的现货市场分为日前拍卖，日内拍卖和日内交易，日前市场的竞争机制按照按 边际成本（燃料和排放成本）排序，其中可再生能源发电的边际成本为零，核电较 低，煤电较高，燃气发电更高，燃油发电的边际成本最高。日前市场的价格机制采用 按用电需求统一出清的方法，市场需要的发电量按边际成本排序，一直到满足负荷 需求为止，这时的电价被称为出清价格。从现货市场价格来看，德国日前和日内交 易价格波动较大，日内交易15分钟结算一次，更高频反映电力供需情况。

3. 跨境电力互补：电网互联实现多国联合电力调节

欧洲跨国电力市场发达，可以多国联合调节电力供需平衡。德国位于欧洲大陆中心， 德国电网通过30个220千伏~400千伏的跨国输电通道与周围瑞典、丹麦、法国、荷 兰等多个国家互联，还通过海底电缆与瑞典、挪威电网互联。跨国输电能力达到2700 万千瓦，占系统最高负荷的1/3。在可再生能源发电较高时，德国可以将多余电力出 口至邻国电网，当可再生能源发电不足时，可以通过电力进口保障供应，在本国常 规电源调节能力用尽后仍无法满足全部负荷的情况下，可以从邻国进口电力保障能 源供应安全。

丹麦依赖邻国解决风光消纳问题。以丹麦为例，丹麦邻近瑞典和挪威两大水电富余 国家，可以联合两国水电作为短期灵活性来源，丹麦大力发展电力跨境交易市场，有效地从市场层面促进了风电的积极消纳与波动平衡。风电能够在丰富时期，利用 市场价格优势向境外邻国输送；低谷时期，由于价格劣势，可从境外购买相对廉价 电力，这种电力的跨境交易，本质上仍是新能源与传统能源的一体化调节，导致丹 麦的进口电量和出口电量规模均较大。我国幅员辽阔、资源分布不均，亦可借鉴电 力的跨区域调度和调节。

四、我国能源转型之路：煤价回落，火电转型火储

（一）火电增量空间有限，电煤需求放缓加速煤价回落

1.火电发电量逐渐接近顶峰，预测2022-2025年火电发电量CAGR仅为1.4%

《政府工作报告》设定2023年GDP增速目标5%，我们对规模以上口径发电量进行预 测，假设2023-2025年发电量增速维持5%。2023年起来水修复、水电核电新增装机 贡献增量、风光装机加速建设，持续挤压火电发电量占比，根据测算，2022-2025年 火电发电量CAGR仅为1.4%左右，占比逐渐下降至63%，电煤需求逐渐放缓带动煤 价回落，同时风光贡献主要的发电量增量，占比逐渐提升至近17%。

2.水电：来水修复新增装机发力，预测23年水电发电量同比+10.1%

十四五初期迎水电投产高峰期，2021-2022年累计新增常规水电装机30GW。2020年 以来，乌东德、白鹤滩、两河口、杨房沟四座大型水电站陆续投产，合计装机30.70GW， 带动水电迎来投产高峰，截至2022年末，我国水电装机413.50GW，其中常规水电装 机368.31GW，抽水蓄能装机45.19GW。 乌白、两杨四座电站合计设计发电量1192亿千瓦时，2023年起全面发力。乌东德电 站机组自2020年6月至2021年6月陆续投产，2021年实现发电量390亿千瓦时，在 2021年机组并未全部出力以及来水偏枯的双重不利因素下，发电量已超设计发电量。 2022年底白鹤滩电站机组已全部投产，叠加长江电力六库联调增发电量后，乌白实 际贡献发电量将有望超过设计发电量；杨房沟、两河口电站分别于2021年10月和 2022年3月完全投产，两河口电站作为多年调节电站，对下游电站抬高水头、增发电 量、减少弃水存在明显增益。

测算2023年水电发电量1.32万亿千瓦时，同比增长10.1%。由于乌白、两杨四座电 站规模较大、利用小时数高于全国平均水平，且2022年底之前并未完全出力，将四 座电站剔除，经历连续两年枯水年后考虑来水均值修复，水电利用小时数逐渐提升； 四座电站2023年发电量取设计发电量合计值，参考乌东德2021年发电量已超设计发 电量，以及六库联调、两河口调节增发电量，该测算方法仍偏保守。根据规划十四五 期间新增常规水电40GW，假设剩余装机在2024、2025年投产。在以上假设条件下， 测 算 2023-2025 年 水 电 发 电 量 分 别 为 1.32/1.40/1.48 万 亿 千 瓦 时 ， 同 比 增 长 10.1%/5.8%/5.7%。

3.核电：新增装机发力，预测23年核电发电量同比+3.2%

截至2022年底在运核电装机达56.71GW ，2022-2025年预计将新并网7台核电机组。 福清6号机组、红沿河6号机组分别于2022年1月、5月并网，防城港3号机组2023年 1月并网，将为核电2023年发电量贡献增量。假设在机组投产后的下一年首次换料大 修，负荷因子80%，次年换料大修负荷因子90%，第三年95%，测算新并网机组2023- 2025年贡献发电量258/385/508亿千瓦时。

测算2023年核电发电量4322亿千瓦时，同比增长3.4%。近五年核电利用小时数逐年 提高，2021-2022年已超7600小时，对2023-2025年存量核电装机对应利用小时数取 前两年均值，新并网机组发电量单独测算。在以上假设条件下，测算2023-2025年核 电发电量4322/4443/4569亿千瓦时，同比增长3.4%/2.8%/2.8%。

4.风光：装机建设加速，预测23年风光发电量同比+18.3%

预测2023年风光发电量1.08万亿千瓦时，同比增长18.3%。2022年全国新增风电装 机37GW、新增光伏装机86GW，风光总装机达758GW，根据国家统计局月度发电 量累计值数据（规模以上口径），2022年全国风电、光伏发电量6867、2290亿千瓦 时，占总发电量比例10.9%。根据《2023年全国能源工作会议》，国家能源局提出 2023年风电装机达4.3亿千瓦左右、光伏装机达4.9亿千瓦左右，新增装机达1.6亿千 瓦，假设2023-2025年分别新增风电65/75/85GW，新增光伏100/120/140GW。考虑 风电、光伏项目规模较小，且在年内投产进度较均匀，假设年内新增装机中50%为 有效装机。新增装机占总比例减小、海风占比提高，假设利用小时数逐年提高。根据 以上假设条件，测算2023-2025年风光发电量分别为1.08/1.35/1.66万亿千瓦时，占 总发电量比例12.3%/14.6%/17.1%。

（二）风光占比提升消纳问题待解，火电转型塑造火储价值

部分欧洲国家与我国电力结构相似，能源转型过程值得借鉴。从我国电力装机结构来看，过去我国以传统电源火电、水电为主，2010年两者装机占比96%，风光等可 再生能源逐渐成为发展重点，水电、火电装机占比下降，2022年火电装机占比52%， 水电开发已进入后半程增量有限，风光成为新增装机主力，这与部分欧洲国家如德 国、波兰颇为相似，2022年德国煤电发电量占比已经降至31%，风光发电量占比提 升至32%，其能源转型走在我国之前。随着我国提出双碳目标，风光占比提升成为 必然趋势，德国等欧洲国家能源转型过程中的经验对我国有重要的借鉴意义。

我国风光发电量占比快速逼近水电，消纳问题亟待解决。从欧盟经验来看，2015年 欧盟风光发电量超过水电，各国开始推行煤电灵活性改造，并扩大有调峰能力的气 电装机，截至2022年末，我国风光发电量占比10.9%（规模以上口径），若考虑全口 径数据，风光发电量已接近水电。而当前我国灵活性调节电源不足，火电灵活性改 造比例低，风光消纳问题将愈加突出。

五、重点公司分析

（一）华能国际(A)/华能国际电力股份(H)：风光快速发展，期待火电扭亏 为盈

火电为基础，十四五全力发展新能源。公司是我国电力龙头企业，2022年末控股装 机127GW（火电占84%），全年完成上网电量4252亿千瓦时。2022年归母净利润亏 损73.87亿元，主要系新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损、计提28亿元减值等影响；2022年长协煤占比仅为36%，而2023年至今已实现长协签约率的大幅提升；伴随长 协比例提升，预期火电业绩拐点已至。参照公司规划，2025年末风光装机目标达 55GW（风电29GW、光伏26GW），2022年仅新增风光6GW（年初规划值8GW）， 观察最近硅料价格已经大幅下降，暂缓装机有望在后续逐步加速，绿电成长性值得 期待。

（二）华电国际(A)/华电国际电力股份(H)：期待火电盈利转正，关注华电 新能 IPO 进程

全国性火电龙头，直接持有华电新能31%股权。截至2022年6月底，公司控股装机 53.41GW，其中燃煤42.36GW（占总装机79.3%，下同），燃气8.59GW（占16.1%）， 水电2.46GW（占4.6%）。2022年预计归母净利润扭亏为盈0.1~2亿元；全年完成发 电量2209亿千瓦时。考虑公司燃煤成本仍存改善空间、而电价高位保持，期待火电 业务恢复盈利。2021年中公司用新能源资产换股，现直接持有华电新能（集团新能 源平台）31%股权，华电新能拟登陆A股募资300亿元用于15GW新能源项目建设及 补流；华电集团十四五拟新增新能源装机75GW，预计华电新能持续高增长可期。

（三）福能股份：期待煤电盈利回升，海风竞配落地

福建省属平台，全力转型新能源发电。公司隶属于福建省能源集团，截至2022年6月 末控股装机5.99GW，其中燃煤/燃气/风电分别为2.6/1.5/1.8GW。2022全年预计实现 归母净利润25.37~26.63亿元（同比+100%~110%）。2022H1煤电已实现净利润2.75 亿元(不含晋南热电)、Q4煤电电量大幅提升，预计盈利环比改善，看好2023年长协煤履约提升等因素影响下，公司综合用煤成本的下降带动盈利持续回升。海风方面， 当前风机大型化趋势显著、海风造价成本有望继续下降；公司作为省属电力平台， 坐拥优质海风资源，期待福建省海风竞配进程加速，看好公司在海风项目方面持续 发力。

（四）上海电力：股权激励剑指清洁能源，煤价下降提速火电反转

国家电投旗下重要电力平台，股权激励加速清洁能源装机。公司隶属于国家电投， 业务立足上海江苏辐射全国， 2022Q3控股装机19.98GW，其中煤/气/风/光分别为 9.19/2.87/3.88/4.04GW，清洁能源装机占54%。2022年6月股权激励落地，考核ROE 及清洁能源装机占比。2022全年预计归母净利润扭亏为盈3.01~3.53亿元。公司煤炭 外购比例较高，近期已观测到进口煤价下降，预计伴随长协占比提升及煤价回归合 理水平，公司煤电业绩将持续改善。新能源装机占比已达40%，十四五预计新增风/ 光分别3.45/8.15GW；此外，公司积极发展氢能、储能业务；12月末2.45亿元完成对 匈牙利Tokaj光伏项目收购，加快国际化进程。

（五）宝新能源：业绩对煤价高弹性，新增装机储备多

广东地区民营火电龙头，火电装机弹性高。公司是广东地区民营火电龙头，2021年 末在运装机为3.52GW，2022年预计归母净利润盈利1.6~2.4亿元（同比下降 70.9%~80.6%）。公司火电燃料主要是市场煤，若煤价下跌业绩弹性较大，亦期待 公司2023年煤炭长协比率提升。测算若综合用煤成本每下降30元/吨时（考虑煤矸石 及劣质煤），对应度电毛利将提升0.0095元/千瓦时。另有火电在建2GW、远期规划6GW，装机储备多；联合中广核运营汕尾后湖0.5GW海风。

（六）粤电力：量价双升+煤硅共振，风光火储齐头并进

区位资源及风光火储一体化优势显著，十四五全力发展新能源。公司是广东省属国 资控股唯一资产过千亿的上市公司，2022年末公司可控装机容量31.4GW，其中控股 装机29.7GW（煤电/气电/可再生分别为20.6/6.4/2.8GW）。2022年发电量1141亿度， 其中煤电/气电分别占82%/13%。2022全年预计归母净利润亏损26~31亿元，主要系 煤价高企导致火电利润大幅下滑。2022年至今已新增核准8GW煤电、2.1GW气电， 看好公司火电侧保持装机、电价、利润率的三重提升；十四五拟新增风光14GW，区 位资源及风光火储一体化优势显著。

（七）长江电力：乌白注入、来水修复，公司业绩有望跃升

乌白注入、来水均值修复，公司2023年业绩有望大幅跃升。2022年公司预计实现业 绩214亿元（同比-18.6%），其中Q1/Q2/Q3/Q4业绩分别为31/82/77/25亿元（分别 同比+9.3%/42.7%/-30.3/-63.4%），下半年业绩下滑幅度较大主要系来水严重偏枯 以及投资收益不及预期影响。23年1-2月份长江上游来水恢复正常，公司六座电站实 现发电量381亿千瓦时，同比+22.3%，剔除乌白后四座电站发电量同比+12.5%。考 虑上年极端来水偏枯情况及来水丰枯交替特点，期待23年来水均值修复。 乌白注入规模跨越式提升，水风光、抽水蓄能接力成长。云川公司已完成过户成为 公司全资子公司，2023年乌白电站将开始全面出力，六库联调进一步提升发电量稳定性。考虑六库联调增发电量，测算乌白净利润可达85.65亿元，公司利润规模跃升。 同时公司主导开发金沙江下游水风光基地、开工建设张掖抽水蓄能，风光、抽蓄贡 献成长性。风险提示：来水偏枯；六库联调不及预期；乌白利润不及预期。

（八）中国核电：审批重启、电价上浮，估值存修复可能

低估值核电龙头，量价齐升业绩稳健增长。22年公司预计实现归母净利润89.5~92.0 亿元（调整后同比增长11.34%~14.46%），其中Q4预计实现净利润9.2~11.7亿元（调 整前同比降低40.0%~23.7%），全年业绩增长主要系量价同比提升， 22年公司完成 发电量1993亿千瓦时（同比7.0%），四季度业绩下滑或因费用增加。截至22年末， 公司拥有在建+核准核电装机12.55GW，在建新能源项目装机5.73GW，成长空间充 足。截至2023年3月24日，公司PE（TTM）、PB（LF）分别为12.9、1.5倍，估值存 在修复空间。

（九）青达环保：火电基建+灵改景气度持续，期待订单加速释放

火电灵活性改造先行者，政策理顺市场空间释放可期。公司2022年预计实现营业收 入7.59亿元（同比+20.89%），扣非归母净利润5298.17万元（同比增长20.25%）。 灵活性改造景气度持续，根据能源局统计，截至2021年底灵活性改造渗透率仅7.7%， 伴随山东、广东、甘肃等地出台政策补偿火电调峰价值，改造意愿加速提升。本轮灵 活性改造多聚焦于“锅炉+全负荷脱硝”，未来伴随峰谷价差拉大或容量电价等政策 落地，我们预计火电企业的储能改造有望推动第二轮市场空间释放。此外，十四五 火电新增装机有望加速，公司已打入五大电力集团供应链，传统业务将受益于火电基建投资加速，实现订单的超预期增长。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。