四、我國能源轉(zhuǎn)型之路：煤價回落，火電轉(zhuǎn)型火儲

　　(一)火電增量空間有限，電煤需求放緩加速煤價回落

　　1.火電發(fā)電量逐漸接近頂峰，預測2022-2025年火電發(fā)電量CAGR僅為1.4%

　　《政府工作報告》設定2023年GDP增速目標5%，我們對規(guī)模以上口徑發(fā)電量進行預 測，假設2023-2025年發(fā)電量增速維持5%。2023年起來水修復、水電核電新增裝機 貢獻增量、風光裝機加速建設，持續(xù)擠壓火電發(fā)電量占比，根據(jù)測算，2022-2025年 火電發(fā)電量CAGR僅為1.4%左右，占比逐漸下降至63%，電煤需求逐漸放緩帶動煤 價回落，同時風光貢獻主要的發(fā)電量增量，占比逐漸提升至近17%。

　　2.水電：來水修復新增裝機發(fā)力，預測23年水電發(fā)電量同比+10.1%

　　十四五初期迎水電投產(chǎn)高峰期，2021-2022年累計新增常規(guī)水電裝機30GW。2020年 以來，烏東德、白鶴灘、兩河口、楊房溝四座大型水電站陸續(xù)投產(chǎn)，合計裝機30.70GW， 帶動水電迎來投產(chǎn)高峰，截至2022年末，我國水電裝機413.50GW，其中常規(guī)水電裝 機368.31GW，抽水蓄能裝機45.19GW。 烏白、兩楊四座電站合計設計發(fā)電量1192億千瓦時，2023年起全面發(fā)力。烏東德電 站機組自2020年6月至2021年6月陸續(xù)投產(chǎn)，2021年實現(xiàn)發(fā)電量390億千瓦時，在 2021年機組并未全部出力以及來水偏枯的雙重不利因素下，發(fā)電量已超設計發(fā)電量。 2022年底白鶴灘電站機組已全部投產(chǎn)，疊加長江電力六庫聯(lián)調(diào)增發(fā)電量后，烏白實 際貢獻發(fā)電量將有望超過設計發(fā)電量;楊房溝、兩河口電站分別于2021年10月和 2022年3月完全投產(chǎn)，兩河口電站作為多年調(diào)節(jié)電站，對下游電站抬高水頭、增發(fā)電 量、減少棄水存在明顯增益。

　　測算2023年水電發(fā)電量1.32萬億千瓦時，同比增長10.1%。由于烏白、兩楊四座電 站規(guī)模較大、利用小時數(shù)高于全國平均水平，且2022年底之前并未完全出力，將四 座電站剔除，經(jīng)歷連續(xù)兩年枯水年后考慮來水均值修復，水電利用小時數(shù)逐漸提升; 四座電站2023年發(fā)電量取設計發(fā)電量合計值，參考烏東德2021年發(fā)電量已超設計發(fā) 電量，以及六庫聯(lián)調(diào)、兩河口調(diào)節(jié)增發(fā)電量，該測算方法仍偏保守。根據(jù)規(guī)劃十四五 期間新增常規(guī)水電40GW，假設剩余裝機在2024、2025年投產(chǎn)。在以上假設條件下， 測 算 2023-2025 年 水 電 發(fā) 電 量 分 別 為 1.32/1.40/1.48 萬 億 千 瓦 時 ， 同 比 增 長 10.1%/5.8%/5.7%。

　　3.核電：新增裝機發(fā)力，預測23年核電發(fā)電量同比+3.2%

　　截至2022年底在運核電裝機達56.71GW ，2022-2025年預計將新并網(wǎng)7臺核電機組。 福清6號機組、紅沿河6號機組分別于2022年1月、5月并網(wǎng)，防城港3號機組2023年 1月并網(wǎng)，將為核電2023年發(fā)電量貢獻增量。假設在機組投產(chǎn)后的下一年首次換料大 修，負荷因子80%，次年換料大修負荷因子90%，第三年95%，測算新并網(wǎng)機組2023- 2025年貢獻發(fā)電量258/385/508億千瓦時。

　　測算2023年核電發(fā)電量4322億千瓦時，同比增長3.4%。近五年核電利用小時數(shù)逐年 提高，2021-2022年已超7600小時，對2023-2025年存量核電裝機對應利用小時數(shù)取 前兩年均值，新并網(wǎng)機組發(fā)電量單獨測算。在以上假設條件下，測算2023-2025年核 電發(fā)電量4322/4443/4569億千瓦時，同比增長3.4%/2.8%/2.8%。

　　4.風光：裝機建設加速，預測23年風光發(fā)電量同比+18.3%

　　預測2023年風光發(fā)電量1.08萬億千瓦時，同比增長18.3%。2022年全國新增風電裝 機37GW、新增光伏裝機86GW，風光總裝機達758GW，根據(jù)國家統(tǒng)計局月度發(fā)電 量累計值數(shù)據(jù)(規(guī)模以上口徑)，2022年全國風電、光伏發(fā)電量6867、2290億千瓦 時，占總發(fā)電量比例10.9%。根據(jù)《2023年全國能源工作會議》，國家能源局提出 2023年風電裝機達4.3億千瓦左右、光伏裝機達4.9億千瓦左右，新增裝機達1.6億千 瓦，假設2023-2025年分別新增風電65/75/85GW，新增光伏100/120/140GW?？紤] 風電、光伏項目規(guī)模較小，且在年內(nèi)投產(chǎn)進度較均勻，假設年內(nèi)新增裝機中50%為 有效裝機。新增裝機占總比例減小、海風占比提高，假設利用小時數(shù)逐年提高。根據(jù) 以上假設條件，測算2023-2025年風光發(fā)電量分別為1.08/1.35/1.66萬億千瓦時，占 總發(fā)電量比例12.3%/14.6%/17.1%。

　　(二)風光占比提升消納問題待解，火電轉(zhuǎn)型塑造火儲價值

　　部分歐洲國家與我國電力結(jié)構(gòu)相似，能源轉(zhuǎn)型過程值得借鑒。從我國電力裝機結(jié)構(gòu)來看，過去我國以傳統(tǒng)電源火電、水電為主，2010年兩者裝機占比96%，風光等可 再生能源逐漸成為發(fā)展重點，水電、火電裝機占比下降，2022年火電裝機占比52%， 水電開發(fā)已進入后半程增量有限，風光成為新增裝機主力，這與部分歐洲國家如德 國、波蘭頗為相似，2022年德國煤電發(fā)電量占比已經(jīng)降至31%，風光發(fā)電量占比提 升至32%，其能源轉(zhuǎn)型走在我國之前。隨著我國提出雙碳目標，風光占比提升成為 必然趨勢，德國等歐洲國家能源轉(zhuǎn)型過程中的經(jīng)驗對我國有重要的借鑒意義。

　　我國風光發(fā)電量占比快速逼近水電，消納問題亟待解決。從歐盟經(jīng)驗來看，2015年 歐盟風光發(fā)電量超過水電，各國開始推行煤電靈活性改造，并擴大有調(diào)峰能力的氣 電裝機，截至2022年末，我國風光發(fā)電量占比10.9%(規(guī)模以上口徑)，若考慮全口 徑數(shù)據(jù)，風光發(fā)電量已接近水電。而當前我國靈活性調(diào)節(jié)電源不足，火電靈活性改 造比例低，風光消納問題將愈加突出。