（报告出品方：长江证券）

从政策维度看新型电力系统概念的新型系统行业新电变迁

前期摸索期，从双碳目标到新型电力系统构建

新型电力系统的电力概念可以追溯到双碳目标的提出，2020 年 9 月我国在第 75 届联合 国大会一般性辩论中宣布中国将提高国家自主贡献力度，深度时代采取更加有力的报告措施，二氧化 碳排放力争在 2030 年前达峰，何处掘金努力争取 2060 年实现碳中和。新型系统行业新电随后我国又在气候雄 心峰会以及中央经济工作会议中继续强调双碳的电力重要性。实际上双碳目标的深度时代实 现必然以能源为主战场，而电力则是报告其中的主力军，因此在双碳目标快速推进的何处掘金背 景下，电力系统变革的新型系统行业新电顶层设计势必也会箭在弦上。

新型电力系统首次提出是电力在 2021 年 3 月 15 日的中央财经委员会第九次会议上，会议 对于能源体系的深度时代定义为构建清洁低碳安全高效的能源体系，同时明确提出构建以新 能源为主体的报告新型电力系统。会议首次提出新型电力系统的概念，并未提及传统电 源，核心目的十分明确，就是要加速新能源建设。在 9 月 22 日完稿，10 月 24 日公开 发布的《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的 意见》中延续了此前的表述，同样明确指出要构建以新能源为主体的新型电力系统， 而且同时强调要统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模。此时看出初期从顶 层设计方面，我国对于新型电力系统的观念仍以新能源为核心，对于传统火电的态度依 然处于偏压制的状态。

重新审视期，缺电使得政策调整对新型电力系统认知

2021 年下半年，我国多省份出现缺电现象，尤其是 9 月份，东北地区出现了罕见的居 民用户拉闸限电，当时由于风电骤减，3500 万千瓦的风电装机出力不足 10%，加之火 电缺煤出力不足，导致电力供需严重失衡，电网频率跌落至 49.8 赫兹，为防止全电网 崩溃，最终实施了电网事故拉闸限电。拉闸限电不同于有序用电，是电网保电网安全的最终手段，用电影响范围扩大到居民和非实时有序用电措施企业，而在实时有序用电 时，居民和非实时用电措施企业均不受政策影响。

全国大范围的缺电现象使得国家层面开始调整对于能源电力顶层设计，2021 年 10 月 24 日，国务院发布《2030 年前碳达峰行动方案》，其中对于新型电力系统的表述首次发 生变化，从此前的构建以新能源为主体的新型电力系统变成构建新能源占比逐渐 提高的新型电力系统，表述的差异反映出政策层面一方面虽然继续强调新能源的快速 增长，但另一方面也重视建设节奏以及增加对安全稳定的重视。同时，政策对于煤电的 态度也有所缓和，从此前的严控煤电装机规模变成严格控制新增煤电项目……有 序淘汰煤电落后产能……推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，方向从 控制总量变为控制增量。但整体而言，对于煤电的态度依然偏向于压制状态。随后在 12 月份的中央经济工作会议上，政策层面正式开始调整对于传统能源的态度：传统能源 逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情。2022 年 1 月，国家发改委、能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的 意见》，首次提出承担支持电力系统运行和保供任务的煤电机组未经许可不得退出运 行，经评估后可转为应急备用机组。与此前有序淘汰煤电落后产能的表述相比，对 于煤电的态度发生巨大变化。整体来看，2021 年下半年全国大范围的电力供需紧缺的 现象让政策层面调整对于新型电力系统构建的看法，从此前专注于强调新能源的角色转 变为开始重视传统能源对于电力系统的安全保供作用。

虽然政策层面已经开始重视传统电源对于新型电力系统构建过程中的重要支撑作用，但 是对于火电新增装机的态度依然相对偏紧。然而，2022 年夏季多省份再次出现的电力 供需紧缺的现象使得政策对于未来电力供需以及偏紧格局的原因判断更加深刻。2022 年 7~8 月份，我国四川、浙江等省份再次启动新一轮的有序用电，而与此前的电力供需 紧张不同的是，此前大范围的电力供需紧张或存在煤源及极端天气影响（详见《限电洞 察：缺煤还是缺电？》），本轮的缺电使得政策层面真正认识到顶峰装机的不足以及电力 系统偏弱的调节能力系缺电的核心要素，单纯依赖于存量机组以及大量新增新能源装机 难以有效改变电力供需趋紧的格局。正如 2022 年 8 月 1 日，华东区域遭遇极热无风天 气，当日晚高峰负荷 3.15 亿千瓦，新能源最小出力仅有 125 万千瓦，新能源出力的不 稳定性使得电力供给面临极大的压力。

通览各类调节性电源，由于长时储能技术暂未突破，水电开发已经接近尾声，核电建设 周期漫长，因此唯有新增火电成为当前解决缺电最优途径。为应对偏紧的供需格局，长 期以来对于新增火电装机偏压制的取向也终于发生了变化。国家能源局于 8 月召开会 议，对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置。其中明确提出按照适度超前原则做 好十四五电力规划中期评估调整工作，确保十四五末全国及重点地区电力供需 平衡。2022 年 8 月全国开始陆续核准大量火电机组，根据我们不完全统计，2022 年 8- 12 月全国新核准火电机组高达（含核准前公示）7227 万千瓦，接近 2017-2021 年 5 年 核准火电装机规模。此次大规模核准火电机组，在一定程度上打破了此前对于火电新增 装机的偏于压制的取向，也彰显出政策对于安全以及火电的积极态度。由此，我国对于 新型电力系统中传统能源及新能源的态度终于形成了既要重视新能源快速增长，又要重 视传统能源在电力系统的重要保供作用。

整合成形期，新型电力系统的概念趋于完善

经过接近 2 年的完善总结，2023 年 1 月 6 日，国家能源局正式发布《新型电力系统发 展蓝皮书（征求意见稿）》（以下简称蓝皮书），我国新型电力系统的发展方向初步明晰。 蓝皮书明确新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征， 其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基 础保障，共同构建了新型电力系统的四位一体框架体系。蓝皮书同时提出制定新型 电力系统三步走发展路径，即加速转型期（当前至 2030 年）、总体形成期（2030 年 至 2045 年）、巩固完善期（2045 年至 2060 年），其中当前加速转型期以支撑碳达峰为 主要目标。总结蓝皮书提出的四大基本特征以及稳妥推进三步走发展路径，其均体 现出安全、稳妥是极为关键的发展理念。而且作为安全保障的来源，蓝皮书明确 2030 年煤电装机及发电量仍将适度增长，未来煤电建设将主要集中在送端大型新能源基地、 主要负荷中心、电网重要节点。由此，政策也真正明确了煤电未来新增装机的必要性以 及确定性。而且蓝皮书也进一步完善了对于新能源的表述，论述改为新能源逐步成为 发电量增量主体。

除了电源侧的描述以外，蓝皮书对于新型电力系统的表述也更加重视系统性思维，新型 电力系统不仅仅是电源及电网侧的任务，源网荷储四个维度均将在新型电力系统构 建过程中发生巨大的变化，而且在不同的阶段均有自己不同的历史使命，不同历史使命 势必也会孕育新的投资机遇。

回顾政策层面对于新型电力系统的表述及演进路径，从初期的核心为新能源为主体到随 后的新能源占比逐步提升，再到蓝皮书提出三位一体的框架体系以及三步走发 展战略，一方面可以清晰的看到政策方向的变化有事件催化的特点，另一方面政策体系 也是在吸取当时的经验在逐步完善。整体来看，经过两年的经验探索，安全这一重要原 则被摆在更加重要的位置，新型电力系统的框架也已经初步搭建完毕，可以总结为新型 电力系统是在安全的前提上，服务于新能源快速增长这一核心目标而建设的系统性工程， 与之对应的，体系化的变革也将带来产业链系统性的投资机遇。

电力：新型电力系统主战场，体制变革引领发展 趋势

冰火两重天，火电仍需政策强力支持

市场虽然投资情绪高涨，但发电集团依然态度谨慎。在近两年频频出现的缺电现象影响 下，虽然从政策层面上已经开始肯定传统火电对于电力系统的重要支撑作用，而且也开 始大量新核准火电项目，但是传统火电巨头五大发电集团对于火电项目依然处于谨慎态 度。根据我们不完全统计，从 2021 年 9 月份以来，五大发电集团转让火电装机高达 2727.3 万千瓦（含转让中项目），转让项目多为深陷亏损的火电项目。此外，根据我们 统计的数据，2022 年全年新核准火电项目中，归属于五大发电集团的项目占全部新核 准装机的 31%，远低于 2021 年底我国在运火电五大发电集团约 50%的装机占比，由于 同样作为世界最大煤炭企业的国家能源集团在项目获取方面依然持积极态度，因此新核 准火电装机与存量火电装机占比较为接近，若将其剔除，则剩余四大发电集团占新核准 项目的比例降幅会更为显著。

火电资产持续亏损，限制新项目建设积极性。之所以产业维度与市场所认知存在显著差 异，我们认为原因在于深陷亏损的火电资产使得发电集团在新项目投资方面决策更加谨 慎。根据中电联统计，2021 年五大发电集团煤电板块亏损 1427 亿元，累计亏损面达到 80%左右，导致整体资产负债率同比提高 2.2 个百分点。2022 年 1-9 月，全国煤电企业 电煤采购成本同比额外增加 2600 亿元左右，其中扣除上半年的同比增加，第三季度单 季度电煤采购成本同比增加 600 亿。在存量火电资产的盈利未得到根本性扭转的情况 下，火电项目的建设从积极性的维度来看势必会处于低位。

国资委提出可再生装机占比考核，大量投资亏损火电增加转型压力。除了火电资产持续 亏损以外，国资委 2021 年 12 月 30 日发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰 碳中和工作的指导意见》（以下简称意见），意见明确指出，到 2025 年中央企业可再生 能源发电装机比重达到 50%以上。而在当前火电资产仍处于深度亏损的情况下，大力新 建火电项目一方面将会挤压新能源项目建设资金，另一方面也会持续做大考核的分母， 从而增加自身的考核压力。实际上从当前来看，五大发电集团中除国家电投集团满足考 核要求外，其他集团均距离考核目标存在较大的差距。

整体而言，之所以存在新增火电机组投资与发电集团建设火电新项目积极性偏弱的矛盾， 核心原因在于火电资产的盈利能力偏弱。而在当前以安全为新型电力系统建设最为关键 的前提基础上，政策层面继续发力改善火电资产的盈利能力成为了必然。

环境差异，此次政策发力或不同以往

宽松经营环境已经逆转，趋紧供需决定政策取向。我们一直强调，使用传统的全年火电 利用小时数并不能完全反映出火电供需紧张情况，从全年火电利用小时来看，自十二 五以来，我国火电利用小时数呈现出快速下降的态势，并在十三五期间持续处于 低位，虽然十四五以来火电利用小时略有抬升，但与十二五期间的火电利用小 时相比仍处于绝对低位。但是全年的数据会掩盖个体的特性，我们用一年中火电利用小 时数最高月份的小时数进行横向对比可见，2019 年之后，我国在用电旺季的火电利用 小时数已经呈现出趋势性上行的态势。考虑到我国新能源装机快速上升对月内用电需求 偏弱时期火电利用小时的挤压，实际火电利用效率或供需紧张情况趋势上行或表现的更 为显著。也就是说从火电的供需情况来看，十三五期间偏宽松的火电供需环境已经 在当前逐步逆转，火电供需环境变化势必也将对政策取向以及连贯性产生较大影响。

十三五宽松的环境营造了降电价政策的土壤。2018 年两会期间，政府工作报告提 出要降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低 10%。此后，发改 委印发了一系列文件，提出 11 项措施、分四轮下调我国一般工商业电价。2019 年初， 国务院《2019 年政府工作报告》中提出：深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降 低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低 10%。随后国家陆续推出一系列相关政 策，明确了 2019 年一般工商业电价再降 10%的空间来源。虽然连续两轮的降电价并未 直接传导至发电侧，而且其核心原因在于十三五末我国经济增长压力增大，政府提 出降低实体经济负担的要求。但是彼时以火电作为核心电源宽松的供需环境也为政策发 力提供了有利的土壤。

供需趋势依赖于火电发力，卖方市场决定火电价值。我们依然延续使用《煤电改造能否 改善趋紧的电力供需格局？》的测算逻辑，并以 2022 年 8 月出现的用电负荷最高值作 为测算的起点。其中需求侧保守假设为至 2025 年末用电负荷的复合增速为 5%，乐观 假设为 6%。通过测算可以清晰的看到，由于风电及光伏发电受阻系数较大，到 2025 年 末我国电力供需缺口边际变化情况核心取决于火电新增装机情况。考虑到 2022 年迎峰 度夏期间我国已经存在明显的电力供需缺口，实际供需缺口或大于测算值。因此从经营 环境也可以看出，未来火电市场将逐步从十三五期间的买方市场向十四五 期间的卖方市场发展。整体来看，我们认为火电经营环境较十三五期间已经存 在显著的差异，且由于此次电力供需趋势时间跨度更大，紧迫性也今非昔比，因此此次 政策发力或与以往显著不同。

方向明晰，市场化及补偿机制成为重要方向

我们一直强调，在建设新型电力系统的要求下，若要改善电力供需格局，未来仍需供需 双方同时发力，供电侧措施即为提升供电负荷，包括煤电机组进行灵活性改造和增加储 能、调峰电源，出台容量电价保障火电收益以增加调峰积极性；电网侧措施主要是通过 加强输配电网建设，互济余缺；用户侧措施即为平滑用户负荷，包括利用储能设备自主 调峰、增加高峰期用能成本和拉闸限电。

在诸多的定价模式中，容量电价实际上是为了弥补调节性电源无法采用在传统电能量市 场通过交易电量获得收益，而采用的一种成本补偿机制，其目的一是保证现存机组继续 存在，二是激励新建机组来应对调节容量充裕性不足的问题。在以往的电力市场机制下， 火电作为发电侧支撑性电源，主要通过大量发电、在中长期交易市场内以相对固定的电 价进行交易获利，然而当前随着火电机组逐渐从发电电源过渡到调节电源，而电能量市 场不能体现火电机组作为调节电源的容量价值，且上游煤价的波动性也制约了火电盈利 稳定性。因此，在我国尚未建立有效的容量市场的情况下，我国通过逐步推进现货市场、 辅助服务市场以及政府直接制定容量补偿电价来为火电机组提供新的盈利模式，以此来 保障火电长期的稳定盈利。

容量补偿方兴未艾，将有效改善火电盈利。山东省早在 2020 年就已经出台本省容量电 价政策，其中明确指出：1）山东容量市场运行前，参与电力现货市场的燃煤发电机组试 行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为 0.0991 元/千瓦时（含税）；2）容量市场运 行后，燃煤发电机组通过容量市场收回固定成本，容量补偿电价自动停止。云南省发改 委 2022 年 12 月 15 日印发《云南省燃煤发电市场化改革方案（施行）》（以下简称方 案）。方案提出，设立煤电调节容量市场，煤电企业最大和最小发电能力之间的可调节空 间参与调节容量市场交易，试行期先按烟煤无烟煤额定装机的 40%参与容量市场交易， 容量价格由买卖双方在 220 元/千瓦·年上下浮动 30%区间范围内自主协商确定。此外， 为保障煤电容量市场的需求，鼓励配储未达到装机容量的 10%的风电及光伏发电企业 参与市场，未排除的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的 90%结算。我们认 为在当前时点推出改革方案推动煤电容量市场的建设，一方面将直接有利于改善煤电企 业的经营困境，另一方面也对其他省份容量市场形成有益的借鉴，从而加速全国容量市 场的推进。

辅助服务市场加码，进一步保障火电调峰成本回收。电力辅助服务是为维护电力系统的 安全稳定运行产生的服务，火电是当前辅助服务费用的补偿主体，其补偿形式可按度电 或者单位装机的标准进行补偿，以保障电力系统可用调节容量的充裕性。在新能源快速 增长的背景下，辅助服务收入将在未来成为火电收入的重要一环，丰富火电的商业模式， 从而摆脱火电单纯依赖于电量获取收入。

明确两个细则，费用分摊机制明朗。2021 年 12 月 24 日，国家能源局正式发布《电 力辅助服务管理办法》，将此前辅助服务的资金来源由此前的发电侧集资改为由发电侧 和用户侧共同承担。2022 年 6 月 13 日，国家能源局南方监管局印发《南方区域电力并 网运行管理实施细则》、《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及相关专项实施细则， 新版南方区域两个细则2023 年 1 月 1 日起正式执行。在辅助服务补偿费用的承担 上，市场化电力用户和发电侧并网主体将分别分摊一半的费用。我们认为，南方地区的 两个细则更新，正式理顺了辅助服务费用的分摊机制。在电力体制改革的历史长河 中，南方地区历来扮演着我国电力市场化改革排头兵的角色，此次分摊机制的明确解决 了钱从何处来的问题，会对其他省份的辅助服务费用传导机制建立提供有益的借鉴 意义。

现货电价不设上限，有望加速向全国推广。2022 年 11 月 25 日，国家能源局发布关于 公开征求《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》（以下简称征求意见稿）意见的通知。在总结此前两轮改革试点的基础上，进一步 完善了现货市场的运行规则，为后续其他省份以及省间、全国性的电力现货市场建设提 供参考，也有望加速全国电力现货市场的推广。由于 1439 号文明确电力现货价格不受 交易价格上下限浮动限制，因此电力现货成为了发挥市场作用的最佳途径。2022 年 11 月 1 日，南方(以广东起步)电力现货市场连续结算运行满一周年，日前现货均价约 0.59 元/千瓦时，较燃煤基准价上浮 28%，与电力供需和一次能源成本基本匹配，真正发挥 了价格发现的作用。对于火电为代表的灵活出力的电源而言，会充分受益于现货反 映供需的价格发现职能，实现对其上网电价的支撑。

整体而言，我们认为在新型电力系统加速构建的背景下，新能源快速增长虽然是其长期 主线，但是为了保障电力系统的安全稳定运行，传统能源也会在新体系下发挥重要作用。 正如我们长期以来一直强调的，传统能源与新能源并非是左右手互博的关系，传统能源 的发展是新能源快速增长的重要安全保障，二者在新时代均将迎来重要发展机遇。 碳中和时代号召和电力市场化改革将贯穿整个十四五期间，我们认为电力运营 商的内在价值将全面重估。在此背景下，电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火 电经营边际改善，推荐关注优质转型火电华能国际、中国电力、华电国际、宝新能源和 粤电力 A、福能股份；水电板块推荐拥有明确成长空间的行业龙头长江电力和供需改善 的华能水电；新能源装机快速成长，同时绿电价值日益凸显之下，推荐中国核电、三峡 能源和龙源电力；电网板块推荐三峡集团入主后有望开拓综合能源服务的配售电先锋三 峡水利。

电新：新型电力系统电网建设方向明确，十四五 快速推进

关于新型电力系统对电网的影响，我们在此前多篇报告中进行过详细论述，即新型电力 系统主要在于推动电源侧能源清洁化和用电侧低碳化的实现，对电网建设的主要影响的 细分领域包括特高压、储能、数字化、调度、电力交易、节能改造等。 但是，此前一直未有纲领性文件出台，结论为我们根据零散信息总结推演得出，2023 年 年初能源局组织有关单位编制和发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，属于 首次针对新型电力系统的纲领性框架文件，内容中系统化提及了关于新型电力系 统的内涵、特征、发展阶段、发展目标、重点任务等多个方面。从内容中可以看出， 蓝皮书中提到的电网重点建设方向包括特高压、调度、数字化、储能等多个领域，验证 了此前我们的判断。

因此，对于电网投资，我们维持此前观点：电网总投资维持稳增长（国网董事长此前表 态 2023 年电网投资超 5200 亿元，相比于 2022 年年初预算金额增长约 4%-5%），更重 要的还是结构性景气方向的把握，尤其是新型电力系统关联度较高的细分赛道领域，我 们认为未来景气持续性和确定性相对较强。

具体细分赛道来看，新型电力系统相关赛道近 1-2 年保持较高的投资景气度，建设速度 较快。

特高压

特高压十四五规划提出多条直流和交流，其中直流计划建成 12 条，相比十三五数量增 加 50%，验证了十四五特高压建设的高景气。同时，从短期看，2022 年特高压交流迎 来了集中核准招标，2023 年我们认为特高压直流有望迎来集中核准招标。主要判断依 据在于：

1）特高压直流主要作用在于长距离电力传输，是风光大基地的关键外送通道，因此特 高压直流建设底层逻辑在于要与风光大基地建设能够匹配，尤其是时间上的匹配。对于 风光大基地，目前看二期项目对于外送特高压通道的依赖较高，从风光大基地二期的规 划看，提到了数条特高压新建外送通道，包括蒙西-京津冀、宁夏-湖南、河西-浙江、贺 兰山-中东部、酒泉-中东部、陕北-安徽、陕西-河南等。结合国网此前的十四五特高压直 流规划，我们认为特高压直流十四五末投运确定性较高、必要性较强，直接影响风光大 基地的电力外送消纳。

2）从国网特高压直流的建设周期看，一般项目基本在 1.5-2 年左右时间，因此在 2025 年年底前建成投运，我们认为相关特高压直流项目需要在 2024 年上半年及以前核准开 工。由于 2022 年特高压直流项目主要集中在新项目的前期工作，目前尚未有新项目正 式核准落地，因此我们认为明确规划的至少 8 条直流线路需要在 2023Q1-2024Q2 期间 内集中核准落地，对应年化核准招标开工直流数量达 5 条左右，达到上一轮 2014-2016 年建设高峰的状态。

3）从目前的各条直流线路的实际进展来看，金上-湖北 10 月底 11 月初拟环评获批，预 计有望较快实现核准招标开工；陇东-山东、哈密-重庆、宁夏-湖南 2022 年上半年已开 展可研工作，若进展顺利预计完成可研后可能在 2023 年上半年实现核准招标开工；剩 余在论证线路中部分线路有可能在 2023 年下半年陆续实现核准招标开工。

数字化

数字化方面，国网 2022 年开展 4 批次常规招标外，12 月新增第 5 批次数字化设备招 标，情况如下： 1）数字化设备方面，第 1-5 批次共招标信息化硬件、信息化软件、调度类硬件、调度类 软件 9.8、0.03、1.9、0.4 万台，分别占 2021 年全年招标量的 109%、20%、161%、 205%，除信息化软件因 2021 年招标较多流程控制软件导致基数变大外，其余产品的招 标量均实现快速增长。同时，5 批次共招标数字化设备 12.1 万台，同比增长 15%；前 4 批次数字化设备中标金额达 35.8 亿元，较 2021 年全年招标金额增长 31%。 2）数字化服务方面，第 5 批次未招标数字化服务，2022 年 1-4 批次共招标 251 包次， 同比增长 6%；同时，中标金额方面，2022 年 4 批次数字化服务共中标 40.9 亿元，较 2021 年增长 45%。

节能变压器

节能变压器方面，2022 年全年合计招标数量 15.4 万台，同比下降约 40%；对应招标容 量约 48.0Gva，同比下降约 35%；主要因 2021Q4 单季度招标基数较大，导致出现下 滑。同时，估算 2022 年非晶变压器渗透率约 15%-20%左右，相比于此前低点有所回 升。 同时，工信部 2020 年底发布《变压器能效提升计划（2021-2023 年）》，提及 2023 年 高效节能变压器在网运行比例提高 10%；考虑目前存量变压器 1700 万台，配网变压器 约 1300-1400 万台，因此预计未来每年 30-40 万台具备支撑（上一轮 2015-2017 年每 年 30-50 万台）；并且非晶变压器在空载时的损耗低于硅钢变压器，因此未来非晶渗透 率有望持续提升。

其他方向

调度方面，国网从十四五开始新一代调度系统已经进入试点推广阶段，并且新一代调度 系统因为接入节点复杂化，整体价值量也可能出现一定幅度提升。 储能方面，电网侧储能目前仍以抽水蓄能建设为主，能源局发文 2025 年末建成约 62GW 抽蓄电站，较 2020 年末翻倍；并且对于电化学储能国网也提出较为积极的规划，未来 多种储能技术路线有望并存。 电力交易方面，现货交易此前已经在多个试点省份推进，2022 年 11 月国家能源局发布 了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》， 为第一次正式出台电力现货交易的细则文件，有望加速国内现货交易市场以及电力市场 化的建设，将对储能、电网等环节形成积极影响。 综上所述，我们预计未来电网总投资保持平稳增长，更加重要的仍是结构性景气环节， 其中特高压、数字化、调度、储能、电力交易、节能变压器等均为新型电力系统相关领 域，过去 1-2 年实现投资建设高景气，未来有望延续。优先推荐确定性环节相关的龙头公司，包括二次设备龙头国电南瑞等；重点关注非晶合金龙头云路股份、综合能源服务 公司苏文电能等。

计算机：软件赋能新型电力系统，信息化大时代 将至

为实现双碳目标，我国供给侧新能源电力占比提升，需求侧电气化成为终端能源消 费的重要方向。但由于新能源发电不稳定、配套电网设施不完善、核心技术未突破等一 系列问题，供需两侧电力稳定性承压。蓝皮 书中，明确了新型电力系统的四大基本特征：1、安全高效为前提；2、清洁低碳为核心 目标；3、柔性灵活为重要支撑；4、智慧融合为基础保障。 新能源功率预测、电网调度系统、市场化交易和用户侧需求响应成为现阶段实现电力供 需匹配、保障电力稳定的四大措施。以风电、光伏等为主体的清洁能源发电占比持续提 升；电力体制改革加速前行，交易价格抬升、交易主体增多，综合能源运营管理、购售 电一体化等为主营业务的综合能源服务厂商迎来黄金发展时期。其中，软件企业作为赋 能者，以数据为中心，帮助使用者探求最准确的发电预测、最优购售电方案以及最优能 源运营管理方案，实现利益最大化，由此催生功率预测软件、交易管理、辅助报价决策、 调度以及综合能源管理运营、虚拟电厂平台等软件的增量需求。

电源结构重构，功率预测重要性大幅提升

由于新能源与传统能源差异较大，现有的发电侧信息化系统，无法适应可再生能源规模 化发展需要，这是行业迎来新一轮成长期的核心原因。其中行业的主要增量来自于针对 新能源发电功率预测领域。 新能源大量并网，输出波动性提升带来对功率预测软件的大幅需求。伴随新能源电源占 比提升而来的，是发电侧出力稳定性下降，风电和光伏等电源容易受天气影响、稳定性 欠佳的缺点更加凸显，发电侧的供电能力波动也随之明显加剧，同时，在当前的经营环 境和技术成本下，新能源出力的高波动性暂时难以得到有效的解决。

此前传统能源时代，虽然也需要发电功率预测相关产品，但其准确度相对较高，同时其 发电形式使得短时间内发电功率波动相对较小：例如火力发电可根据燃料热值情况直接 计算发电量，并通过对燃烧器的调控实现对功率的控制，而水力发电预测主要依据历史 水文数据，对其准确性带来一定挑战，但考虑到可通过水库蓄水的方式较为方便高效的 调控水量，从而实现对其阶段性发电功率的控制。但伴随清洁能源占比的不断提升，一 方面风力、太阳能均具有较高不可控性，且当前缺少直接储能手段（现有储能方式均为 化学储能，成本较高，同时存在一定损耗）来进行短期发电功率调控，因此当前在一天 的大部分时间内光伏发电的发电量（出力）与用户的用电量（用电负荷）是不匹配的。

考虑到功率预测软件本质上是为风光电厂提供实时数据服务，因此此类业务天生具备适 合订阅付费的特质。我们认为，功率预测类软件或将以前期项目收入+中后期订阅服务 收入的商业模式开展相关业务，对于首次安装预测系统时所需要硬件投入（如测风塔、 环境监测仪、传感器、服务器等），可以项目制的方式获取收入，一次性覆盖公司成本； 而对后续高频的数据上报服务，一般以服务的形式收取服务费。

电网侧调度复杂度上升，软件升级迫在眉睫

传统电力调度方式难以完全适应新形势新业态，调控技术手段、调度机制、信息安全防 护等亟待升级。随着数量众多的新能源、分布式电源、新型储能、电动汽车等接入，电 力系统信息感知能力不足，现有调控技术手段无法做到全面可观、可测、可控，调控系 统管理体系不足以适应新形势发展要求。二是当前电力调度方式主要是面向常规电源为 主的计划调度机制，尚不能适应电力市场环境下交易计划频繁调整，不能适应高比例新 能源并网条件下源网荷储多向互动的灵活变化。三是作为重要基础设施领域，电力 系统已成为网络攻击的重要目标，信息安全防护形势更加复杂严峻，调度系统的信息安 全防护能力亟需提升。 电网调度由计划驱动转为市场驱动，对调度的实时性和预测性提出更高要求。智能电网 调度控制系统由国家电网公司总部统一组织，立足安全性高的软硬件,采用多核计算机 集群技术提高系统运行可靠性和处理能力,采用面向服务的体系结构(SOA)提升系统互 联能力,将原来一个调度中心内部的 10 余套独立的应用系统, 横向集成为由一个基础平 台和四大类应用(实时监控与预警、调度计划、安全校核和调度管理)构成的电网调度控 制系统。但由于电力交易市场化发展，电网调度由计划驱动转为市场驱动，调度实时性要求提升，调度控制系统亟待升级。新一代智能电网调度控制系统将通过加入全周期负 荷预测及调度计划等模块，充分利用电力数据进行动态分析，寻求在新能源电力占比提 升的情况下，保障电力供应的最优调度方案。

电网侧信息安全：建设等级提升，加密系统成刚需

配电网智能化建设是利用多种通信方式，以配电自动化系统为核心，对配电网进行离线 与在线的智能化监控管理，并通过与相关应用的信息集成，实现配电系统的科学管理。 而配电自动化需要实现对配电线路上的各类开关等配电设备的远程控制，同时开关等配 电设备也需要与安装在现场的配电自动化终端进行信息传输实现智能化。如配电设备、 配电自动化终端在传输信息时未进行加密，配电网系统中将出现安全漏洞，因此信息传 输安全是配电网智能化建设的重要保障。 目前，电力系统信息安全形势异常严峻。电力系统承担着为国家各行各业、人民生活提 供能量的重要责任，随着电网信息化、智能化程度的不断提高，电力系统遭受网络攻击 的频率呈现上升趋势，电力系统因其结构复杂、分布广泛、对民生影响重大等特点，成 为各国信息安全问题的集中爆发点。

目前，用于配网信息安全的主要产品为态势感知设备。态势感知设备是一种基于环境的， 能够动态、整体地洞悉网络安全风险的设备。以安全大数据为基础，从全局视角提升对 安全威胁的发现识别、理解分析和响应处置能力。旨在大规模网络环境中对能够引起网 络态势发生变化的安全要素进行获取、理解、显示以及基于最近发展趋势进行顺延性预 测，进而进行决策与行动。公司开发的网络态势感知设备内嵌多种主流的工业协议，具 备丰富的接口，主要用于电力生产现场、生产管理网络的安全态势监控。除监控常规的 信息安全事件外，公司开发的网络态势感知设备还能监控生产控制设备的状态，保障生 产系统安全运行。 安全态势感知设备中如内网安全监测设备（厂站、主站）、网络安全态势感知平台主要 应用在电力二次系统防护体系调度数据网中，部署于业务系统网络内部及厂站网络边界， 主要实现对调度自动化系统及直调厂站监控系统的数据采集。

市场化交易提速，催生交易、报价软件新需求

近年来，我国电力市场建设稳步有序推进，蓝皮书中进一步强调构建电力中长期、现货、 辅助服务市场等电力市场全方位标准体系。2021 年全国各电力交易中心累计组织完成 市场交易电量 37787.4 亿千瓦时，同比增长 19.3%，占全社会用电比重达到 45.5%，相 较于 2016 年大幅度提升。截至 2021 年 12 月 31 日，我国已建成 34 个电力交易中心，支持中长期市场交易。同 时已经选择 14 个地区作为现货市场试点，包括一批南方（以广东起步）、蒙西、浙江、 山西、山东、福建、四川、甘肃共 8 个试点和二批辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖 北共 6 个试点。2022 年 11 月，国家能源局印发《电力现货市场基本规则（征求意见 稿）》，作为首个现货市场建设的指导性文件，进一步提出了构建省间、省/区域现货市场， 建立健全日前、日内和实时市场，同时鼓励省间市场放开各类发电企业、用户、售电公 司等参与交易。

用电定价复杂度上升催生交易管理、辅助报价决策软件需求。电力交易市场按照买家提 前下单的时间长短可分为中长期市场和现货市场，其中电力中长期交易指市场主体开展 的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。而现货交易主要开展日前、日内、实 时的电能量交易。市场主体主要包括四类，分别是发电企业、交易机构、电网企业、售 电主体和电力用户。同时，由于我国目前电力市场建设正在加速进行中，近几年相关市 场政策更新频率较高，市场交易规则也随之改变，每一次市场交易规则的改变都需要交 易软件升级或重塑，从而催生持续性更新需求。 对于交易机构来说，市场化放开使得市场参与用户和交易模式、数量增多，管理难度大 幅上升，电力市场交易管理平台建设成为保证市场持续稳定发展的基础。对于发电、售 电主体和电力用户来说，市场化定价催化双方电能量定价博弈，各自寻求最优价格方案， 而传统 Excel 记录无法有效解决价格预测、市场需求分析等问题，催生辅助报价决策软 件需求。

电力交易平台成为刚需，交易规则更新带来二次升级

现货交易市场和辅助服务进入蓄力发展期，电力交易平台迎来二次升级。电力交易平台 是建设全国 34 个电力交易中心的配套刚需，基础版本已基本建设完成。但由于 2018 年 以前，我国电力交易模式仅为中长期交易，即售电企业和发电企业直接双边协定签订中 长期协议，电力交易平台初期主要功能仅为记录和披露。2018 年 8 月 31 日，全国首 个电力现货市场——南方（以广东起步）电力现货市场投入试运行，拉开我国电力现货 交易市场序幕。2021 年 12 月 21 日，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》明确 有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，市场化产品品种持续扩容。新市 场、新产品以及工商业新用户催生新一代电力交易平台更新需求。 2022 年 1 月 28 日，国家发展改革委、国家能源局近日发布《关于加快建设全国统一电 力市场体系的指导意见》，明确到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场 与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联 合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能 等发展的市场交易和价格机制初步形成。到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成。 2022 年 11 月，国家能源局印发《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，作为首个现 货市场建设的指导性文件，进一步提出了构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、 日内和实时市场，同时鼓励省间市场放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易。 我国统一电力市场建设正在加速进行中，近几年相关市场政策更新频率较高，市场交易 规则也随之改变，每一次市场交易规则的改变会催生新的软件建设需求。

新一代电力交易平台遵循一平台、一系统、多场景、微应用的建设理念，在充分继 承前期建设成果的基础上，按照需求导向、统一设计、集中研发、云端部署、稳步实 施的整体思路开展建设。依托云平台支持浏览器、移动应用等多种交互形式，为市场 主体提供全方位的数据访问，满足高可用、高性能、高可靠等技术要求，为现货市场运 营、全周期市场结算等新业务提供技术支撑。实现的主要功能包括市场服务、市场出清、 市场结算、信息发布、市场合规和系统管理。 新一代电力交易平台将具备以下六个方面能力：一是支撑现货市场有序开展，具备实时 业务开展能力；二是实现电量交易向电力交易转变，具备考虑电网约束的优化计算能力； 三是支撑全市场交易品种的市场形态，具备对交易业务变化的快速响应能力；四是实现 全交易品种日清分结算，具备高性能结算运算处理能力；五是支撑百万级市场成员进入 电力市场，具备高性能接入和海量数据处理能力；六是支撑多种方式便捷接入，具备数 据即时共享和业务互动能力。

辅助报价软件决策需求兴起，行业 Know-How 成为立足之本

电力市场化定价复杂度提升，辅助报价决策软件助力企业实现利益最大化。电力市场化 定价的复杂程度主要源自两大方面影响：一是对于主要通过双边协定完成直接交易的中 长期市场来说，煤价联动及供需曲线的不确定性使得电价存在潜在超预期浮动风险，导 致企业亏损。同时，市场参与用户增多，博弈双方定价越发谨慎。二是对于现货市场来 说，市场价格实时根据供需电量发生变化，新能源发电占比提升已成确定趋势，供给和 需求的间断性出现给市场蒙上神秘面纱，传统的 Excel 列表已经无法解决海量交易数据 和多影响因素的分析和预测。 在电力交易市场逐渐完善的过程中，发电企业有望通过搭建竞价上网辅助决策平台，获 取更多利益。该平台以信息技术为基础，以市场为导向，通过市场需求分析、生产能力 分析、经营成本分析、财务状况分析等工作，支撑发电企业市场营销业务，适应电力市 场发展，支撑发电企业在电力市场取得竞争优势。 同时由于交易平台管理软件和辅助报价软件存在协同效应，并且均需要存在行业大量 Know-How 经验才能真正达到预期效果，因此相关企业基本会在电力交易系统软件完 成全面布局，即发电企业、售电企业、交易机构均为用户目标。

用电波动性增加+成本承压，智慧能源运营重要性凸显

新型电力系统蓝皮书进一步提出推动多领域清洁能源电能替代，充分挖掘用户侧消纳新 能源潜力。积极培育电力源网荷储一体化、负荷聚合服务、综合能源服务、虚拟电厂等 贴近终端用户的新业态新模式，整合分散需求响应资源，打造具备实时可观、可测、可 控能力的需求响应系统平台与控制终端参与电网调度运行，提升用户侧灵活调节能力。

波峰波谷差扩大，电价改革打开辅助服务市场

2021 年 12 月 3 日，广东推行代理购电方案，提出将辅助服务费用（储能、需求侧响应） 和市场分摊费用纳入电价，由下游客户分摊。利益机制理顺后，未来电力辅助服务、综 合能源服务有望加速向全国渗透。2021 年 12 月两个细则的发布进一步明确了辅助 服务费用谁受益，谁承担的原则，并且明确除并网主体义务提供的无偿基本电力辅 助服务外，有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，所提供的电力辅助服 务应达到规定标准，鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体。鼓励新型储 能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。在此基础上，各地积极开展虚拟电厂及 需求侧响应试点工作，市场参与主体渐成规模，虚拟电厂管理平台需求相应产生。

在供给侧调控手段有限的情况下，通过实施需求侧管理可大幅降低资金成本，高效解决 实际问题。双碳政策下，新建大型煤电机组既不利于我国能源可持续发展又缺乏经济 性。据国家电网测算，若通过建设煤电机组满足其经营区 5%的峰值负荷需求，电厂及 配套电网需投资约 4000 亿元；若建设虚拟电厂，建设、运维和激励的资金规模仅为 400 亿-570 亿元。以山东省为例，假设存在持续时间 100 小时的 500 万千瓦尖峰负荷缺口， 采用需求响应+延寿煤电方案的年化成本远低于新建燃煤机组 5×100 万千瓦方 案，每年将降低 14.3 亿元的开支。

用户能源成本敏感性提升，综合能源运营管理需求爆发

政策叠加能源价格抬升催生用户节能减排需求。各省市均有明确节能减排目标，为综合 能源服务企业创造了市场空间。同时，分布式能源的发展使管理复杂度上升，催生能源 管理软件需求。

综合能源管理运营平台主要包括六大功能，分别是能源监控、分析、管理、服务、交易 和生态。能源监控是平台的基础功能模块，通过对能源产-输-储-用纵向延伸，实现 可度量的多为全景能源检测，支撑企业全面监管自身能耗；然后将收集到的海量能源数 据资产利用大数据及人工智能技术进行综合能效分析，为能源管理提供支撑，从而实现 多能互补和综合能源梯级利用；能源服务为满足客户多元化能源生产与消费的能源服务 方式，包括能源接入、能源定制、客户画像、设备代为、能源信息推送等；以此为基础 区域可形成能源网，发用一体，空余能源可参与能源交易，平台提供能源结算、电能交 易等功能；最终达成多用户联动，打造综合能源生态链，精准定位能源用户及能源服务 商，达到用户利益最大化。

分布式光伏占比稳步提升,运营管理平台助力最大化提升电站价值。分布式光伏运营管 理平台提供数据采集，电站监控、运维运营的全套监控管理产品，通过云端大数据分析 平台，帮助用户实现旗下所有光伏电站透明化管理、自动化运维、智能化诊断和辅助决 策等核心功能，减少发电量损失，降低运维费用；并具备完善售前，售中，售后服务体 系，全面满足用户在光伏电站生命周期中各层次管理需求。

能源电子：新型能源系统革命的基石

2023 年 1 月 17 日，工业和信息化部、教育部、科学技术部、中国人民银行、中国银行 保险监督管理委员会、国家能源局联合发布《工业和信息化部等六部门关于推动能源电 子产业发展的指导意见》（下文简称指导意见）。指导意见指出，能源电子产业是电子 信息技术和新能源需求融合创新产生并快速发展的新兴产业，其既是实施制造强国和网 络强国战略的重要内容，也是新能源生产、存储和利用的物质基础，更是实现碳达峰碳 中和目标的中坚力量。为推动能源电子产业发展，六部门提出发展提升太阳能光伏和新 型储能电池供给能力、支持新技术新产品在重点终端市场应用、推动关键信息技术及产 品发展和创新应用等多个意见。到 2025 年，能源电子产业有望有效支撑新能源大规模 应用，成为推动能源革命的重要力量。 本次指导意见着重推动新技术、新产品、新应用、新需求的多元发展。指导意见提出发 展提升太阳能光伏和新型储能电池供给能力、支持新技术新产品在重点终端市场应用、 推动关键信息技术及产品发展和创新应用等多个意见，其中与电子元器件相关的部分有 （1）智能光伏组件（2）新型高效率和高可靠性逆变器（3）超级电容器（4）电池管理 系（5）功率半导体器件（IGBT、SiC、GaN）（6）敏感元件及传感类器件（集成高端传 感器、MEMS、智能传感器、电声器件、图像传感器件），核心是提升电力供给侧整体的 能源转换效率和智能化维护水平。

IGBT 和碳化硅：能源转换效率的重要器件

逆变器中的功率器件作为发电、输电、用电中的电能转换器件，其效率和成本很大程度 上影响到整体电力建设的进度，如 2022 年光伏 IGBT 短缺对光伏整体装机带来一定阻 滞，功率器件是能源电子中较为关键的环节。在指导意见中，六部门指出要面向光伏、 风电、储能系统、半导体照明等，发展新能源用耐高温、耐高压、低损耗、高可靠 IGBT 器件及模块，SiC、GaN 等先进宽禁带半导体材料与先进拓扑结构和封装技术，新型电 力电子器件及关键技术。

IGBT(Insulated Gate Bipolar Transistor，绝缘栅双极型晶体管），是由 BJT(双极结 型晶体三极管)和 MOS(绝缘栅型场效应管)组成的复合全控型、电压驱动式功率半导体 器件。IGBT 既有 MOSFET 的开关速度高、输入阻抗高、控制功率小、驱动电路简单、 开关损耗小的优点，又有 BJT 导通电压低、通态电流大、损耗小的优点，是电力电子领 域较为理想的开关器件。IGBT 的应用领域非常广泛，小到家电、数码产品，大到航空 航天、高铁等领域，新能源汽车、智能电网等新兴应用也会大量使用 IGBT。按电压需 求分类，消费类电子应用的 IGBT 电压通常在 600V 以下，太阳能逆变器需要 1200V 的低损耗 IGBT，动车使用的 IGBT 电压在 1700V 至 6500V 之间，智能电网应用的 IGBT 通常为 3300V。 而以 SiC（Silicon Carbon，碳化硅）和 GaN（Gallium Nitride，氮化镓）为代表的第 三代半导体正在催化电力电子行业变革。SiC 和 GaN 是典型的第三代半导体材料，相 比硅基半导体具有高功率、高频、耐高温高压及抗辐射干扰强等特点，因此在射频、功 率等领域具有广泛的发展前景。

超级电容：储能迭代关键技术方向之一

超级电容是通过极化电解质来快速储存和释放电能的一种电化学元件，其工作原理介于 传统电容（通常指电解电容）和二次电池（可充电电池，目前主要是铅酸蓄电池、锂电 池等）之间，兼有传统电容的高功率特性和电池的高能量特性，同时，超级电容器还具 有高比功率、大电流充放电能力、长寿命、温度范围广尤其超低温性能好、高可靠性、 免维护、绿色环保等特点，是能源电子元件中提高能源转换和储能效率的重要发展方向。 指导意见中要求加强高性能体系、高电压电解液技术、低成本隔膜及活性炭技术的研发， 提高超级电容器在短时高功率输出、调频稳压、能量回收、高可靠性电源等领域的推广 应用。未来，随着电网、轨道交通、消费电子等下游应用领域对超级电容应用的增长， 中国的超级电容器市场将继续保持高速增长态势。

连接器：并网用量大幅增加的连接组件

连接器作用是用于电子系统设备之间进行电流或信号传输与交换，不同领域的连接器需 要的电气性能、机械性能和环境性能不同，因此功能和技术难度不一样。经过多年的发 展，连接器应用范围已经是十分的广泛，成为在各类设备中能量、信息稳定流通的桥梁， 连接器总体市场规模保持稳定的增速。按照下游领域划分，全球连接器主要的 5 大应 用领域包括：汽车、通讯、消费电子及外设、工业与军工航天，未来随着整体碳中和碳 达峰目标的推进和电力系统的升级，连接器在新能源电力领域将有更大的发展空间。

智能控制模块：电池管理、隔离芯片与 MCU

可以留意到，指导意见中对智能控制模块类的功能反复提及，如智能组件及逆变器。 发展具有优化消除阴影遮挡功率损失、失配损失、消除热斑、智能控制关断、智能光照 跟踪、实时监测运行等功能的智能光伏组件产品，提升光伏组件轻质化、柔性化、智能 化水平。开发新型高效率和高可靠性逆变器，提高光伏电站监控运维水平。、电池系统 集成、检测评价和回收利用。开发安全高效的储能集成系统，针对电芯衰减、不一致性 提高精细化管理水平，增强储能系统高效温控技术，提升电池管理系统性能、可用容量 及系统可用度。开发电池全自动信息化生产工艺与装备。加强储能电池多维度安全测试 技术、热失控安全预警技术和评价体系的开发与应用，突破电池安全高效回收拆解、梯 次利用和再生利用等技术。对智能化检测控制类功能均有涉及，体现出在整体电力系 统升级中除了能源效率外，对智能化的要求也在逐步提升。对于智能检测控制类功能， 我们可以拆解为感知端、控制端与配套器件，其中较为重要的组成是电池管理系统（BMS， 包含信号感知、采样和 BCU 等）、MCU、隔离芯片等。

BMS 电池管理系统（Battery Management System），是专用于通过监测电池工作环境， 实现保护电池、提升性能、延长寿命等目的的汽车组件。BMS 电池管理系统单元包括 BMS 电池管理系统、控制模组、显示模组、无线通信模组、电气设备、用于为电气设备 供电的电池组以及用于采集电池组的电池信息的采集模组，可以为电池组提供状态检测、 状态分析、安全保护、能量管理、信息管理五大功能，是保护系统安全、延长电池工作 寿命、提高运行效率的重要器件。

煤炭：立足以煤为主，煤炭消费十四五有望 增长

后俄乌冲突时代，能源政策重点从减碳至能源安全

自 2022 年俄乌冲突以来，欧洲主动限制俄罗斯天然气进口并寻求新的进口渠道后，由 于天然气价格居高不下，煤电性价比凸显，欧盟重启煤电计划也使得其在 2022 年增加 了煤炭使用量。其中法国、奥地利预计重启煤电机组合计超过 80 万千瓦；而德国方面 则计划将已封存机组约 1000 万千瓦煤电机组重新运行；此外，德国、英国、意大利均 有延迟退出煤电机组计划；荷兰则取消了煤电机组产能上限（35%）要求，允许燃煤发 电厂可以满负荷运转到 2024 年。

印尼：虽然近年来印尼境内煤炭产量增速较大，然而由于本国经济发展更为迅速（煤炭 消费量 CAGR3 为 5.0%），因此印尼每年煤炭出口量实际上整体稳定在 4.1 亿吨左右。 主要出口至中国、印度等国家。近年来，印尼煤炭供需一直为盈余状态。未来来看，随 着印尼 GDP 的提升，煤炭消费有望继续提升，但煤炭出口或难有边际增量。

谋局能源安全，兼顾低碳转型

由于火力发电可以通过水、核、风、光等清洁能源发电替代，因此为从根上减少碳排放 总量，实现碳中和目标，我国明确提出了到 2030 年，非化石能源占一次能源消 费比重将达到 25%左右的要求。截至 2022 年，我国火电装机容量约 13 亿千瓦，占 所有电源装机总容量的 52%。未来来看，我国火电装机容量占比仍会不断下降，碳减 排空间巨大。

煤炭在能源消费中性价比凸显

目前来看，与海外油气价格相比，我国煤炭性价比均较高。截至 2023 年 1 月 3 日，我 国秦港动力煤价格依旧显著低于海外原油价格和天然气价格，且也低于海外高卡动力煤 价格。煤炭在能源消费中性价比依旧较高。

未来来看，由于我国电力需求增长或将长期为正，煤炭消费量依旧有提升空间。近年来， 我国经济增速总体仍保持正增长，电力弹性系数呈现提升态势，因此即使未来我国经济 增速有所放缓，但在 GDP 增速总体为正的情况下，用电量预计仍保持增长。

此外，储能技术不成熟下，考虑到火电运行稳定性，火电依旧在能源结构中占据主体地 位。火电具有运行平稳，受季节、气候和地势影响因素影响少等优势。考虑到储能技术 不成熟下，新能源发电不好储存的情况，火电依旧是发电主体。

在以煤为主的能源结构短期依旧是我国基本国情的情况下，我们预计十四五期间煤炭消 费量依旧较强。我国原煤消费量中，发电、建材、冶金用煤占比较高。动力煤下游主要 是火电，占比高达 64%，根据长江公用组预测，预计 2023、2024 年我国火电发电量同 比+0.49%、-0.02%左右。此外，动力煤下游建材、供热、化工和炼钢分别约占动力煤消 费总量的 8%、8%、6%和 5%。考虑到钢铁、建材、部分有色品均主要集中在以地产和 基建为核心的产业链上，随着地产纾困政策加码，竣工端水泥、PVC 消费量和产量等均 有望受到不同程度地刺激，耗煤量有望保持良好增速或降幅放缓。整体来看，我们预计 未来两年煤炭消费量增速依旧为正。

总量供需改善，结构性紧张仍存，煤价有望高位震荡

由于煤炭消费短期依旧为正，我国煤炭产能或也仍有提升空间。为了厘清我国未来煤矿 产能增量，我们从十四五规划视角以及主产区核准、在建及核增视角交叉验证，对我 国未来可能实现在建投产以及核增的产能进行研究。研究发现，2023-2025 年我国煤炭 产能/产量增量约有 3-4 亿吨，主要集中在蒙新地区。

供给来看， 1）国内：若 2023-2025 年新增煤炭产能约 3-4 亿吨，则每年新增产能大概 在 1.5 亿吨以内；考虑到每年退出落后产能及新投产矿井产量爬坡情况，假设 2023 年 国内供给增量均为 7000 万吨；2）海外：考虑到地缘冲突持续，我国煤炭进口量或相较 2021 年明显缩量；然而随着冲突常态化，国内外煤价倒挂程度或逐渐缓解，假设 2023 煤炭进口增量为 2000 万吨。3）库存：今年以来，我国煤炭库存明显相较往年提升，若 2023 年我国煤炭库存储备继续提升 2000 万吨，则将整体减少供需盈余。

整体来看，虽然煤炭产量仍有提升空间，最后煤炭总量供需或呈现盈余状况，但长协政 策的严格推进或导致市场煤结构性紧张问题突出，侧面加大动力煤市场价的波动弹性， 促使动力煤价格在工业用煤旺季有望进入上行通道，阶段性刺激板块市场情绪。预计十四五期间动力煤价中枢将明显高于十三五期间，预计 2023 年中枢价或在 1100-1200 元 /吨。

（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】。「链接」