能源行业专题“煤炭+硅料”成本双优化“火转绿”确定性增强

能源行业专题：“煤炭+硅料”成本双优化，“火转绿”确定性增强一、电力行业复盘：2022年水电上半场发力，火电下半场救急，风光装机有所滞后1、板块表现：水电防御性凸显，火电盈利改善，绿电跌幅较大2022年公用事业板块跌幅16%，跑赢沪深300，在31个申万一级行业中涨跌幅位居中上游。自下半年起，公用事业超额收益明显，截至2022年12月30日，公用事业相对沪深300超额收益率为5.8%。火电：上半年煤价高企，导致火电企业成本端承压。随着市场化改革下电价上浮，叠加长协煤保供稳价政策逐步推进，下半年企业盈利有所修复，体现较高超额收益。水电：上半年来水偏丰，水电发电量高增长；7-8月受高温干旱影响，来水转枯，企业业绩分化明显，板块超额收益持续全年。风电及光伏：硅料及风光组件价格上行，加上可再生能源补贴不确定性引发担忧，风光装机有所滞后，板块跌幅较大。2、供需状况：全年电力供需紧平衡，电力市场化进程加速电力延续绿色低碳转型趋势，风光装机占比接近30%。2022年全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，同比增长11.5%。其中新增火电装机量4471万千瓦，同比下滑9.5%；水电2387万千瓦，同比增长1.6%；风电3763万千瓦，同比下滑21.0%；光伏8741万千瓦，同比增长60.3%；核电228万千瓦，同比下滑32.9%。新增非化石能源发电装机量共计1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至2022年底，全国全口径发电装机容量为25.6亿千瓦，同比增长7.8%，其中风电和光伏发电装机容量7.58亿千瓦，占总装机比重上升至29.6%，同比+2.89pcts。“抢装潮”后风电装机略显疲态，增速逐渐下滑。一方面，根据财政部等联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，2021年12月31日后新增的海上风电和光热项目将不再纳入中央财政补贴范围。另一方面，根据发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》，2018年之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前未完成并网的，国家不再补贴。发电企业为了赶上陆风和海风补贴的“末班车”，自2020年起纷纷进入“抢装潮”，2020年风电装机同比增长35%。“抢装潮”过后，风电装机略显疲态，2021年、2022年风电装机量增速分别下滑至16.6%、11.2%。受硅料涨价影响，下半年光伏增速放缓。2022年上半年，全国新增光伏装机容量为3088万千瓦，同比大幅增长137.4%。下半年以来，硅料及组件价格高企，多晶硅（致密料，单晶用）价格由约230元/千克上涨至超过300元/千克，光伏企业成本端承压，新增光伏装机容量为5653万千瓦，同比增长34.9%，装机增速较上半年明显放缓。上半年来水偏丰，水电发电量快速增长；下半年来水转枯，火电救急弥补用电旺季缺口。2022年全口径发电量8.69万亿千瓦时，同比增长3.8%。其中火电发电量5.73万亿千瓦时，同比增长1.5%；水电1.36万亿千瓦时，同比增长1.1%；风电7624亿千瓦时，同比增长16.3%；光伏4275亿千瓦时，同比增长30.7%；核电4178亿千瓦时，同比增长2.5%。截至2022年12月31日，风光发电量合计占比达到13.8%，同比+1.96pcts。上半年来水充沛，水电发电量快速增长，而受到高煤价影响，火电发电量同比下滑；7-8月高温干旱导致来水转枯，水站储水量下降，水电发电量大幅下滑，全国出现大范围缺电，火电及时救场，发电量增速转正。全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。其中，第一产业用电量为1146亿千瓦时，同比增长10.4%，占社会用电量比重为1.3%；第二产业用电量为5.70亿千瓦时，同比增长1.2%，占比66.0%；第三产业用电量为1.49亿千瓦时，同比增长4.4%，占比17.2%；城乡居民生活用电量1.34亿千瓦时，同比增长13.8%，占比15.5%。2017-2022年，第一产业及第二产业用电量占比逐渐下降，第三产业及城乡居民用电量呈上升趋势。分月度看，受疫情影响，3月份起全社会用电增速下滑。下半年以来，随着气温升高以及疫情形势得到缓解，全社会用电量同比快速增长，7、8月我国出现了近10年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动全社会用电量达到8520亿千瓦时，同比增长12.0%.电力市场化改革进程加速，中长期电力直接交易量大幅提升。按交易结算口径统计，2022年全国市场交易电量共5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重达60.8%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计4.14万亿千瓦时，同比增长36.2%。主要电力公司参与市场化交易电量比重均明显增长，2022年前三季度，国电电力/华能国际/大唐发电/申能股份参与市场化交易电量占上网电量的比重分别达到93%/89%/84%/80%。二、火电全年展望：“缺限电”再发生，火电“压舱石”作用愈发明显1、新能源装机占比不断提升，供需不匹配导致“缺限电”现象频发2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。7、8月高温干旱下，全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张。在电力供需紧平衡的背景下，各地不断出台限电政策。例如2022年9月，云南省发布了两轮对于电解铝等高耗能企业的限电措施，将压减负荷比例由10%提高至15%-30%不等；而在2023年初全省少雨干旱的情况下，云南省进一步加强了对电解铝企业的用电限制，将压减负荷比例扩大至40%左右。新能源具有调节能力不足、出力不确定等特性，大规模新能源装机增加了电力系统运行控制的难度。电力系统灵活性主要体现为：当不确定性因素造成系统电力供求不匹配时，系统可以通过“向上调节”或“向下调节”增加/减少出力，使供需尽快恢复平衡。当不确定性因素造成系统电力供应大于需求时，系统

“向下调节”减少出力，从而减少发电被弃，尽快恢复供需平衡；当不确定性因素造成系统电力供应小于需求时，系统“向上调节”增加出力，从而满足负荷需求，避免负荷削减。电力系统向上灵活性与系统的爬坡能力有关，对于系统的负荷供应能力有较大影响。向上灵活性不足是导致电力短缺的重要原因。向下灵活性与系统减少常规机组出力的能力紧密相关，对系统的可再生能源消纳能力有较大影响。向下灵活性不足是造成弃风、弃光的重要原因。可再生能源占比提升带来灵活性需求上升。在以火电机组为主的旧场景中，原始负荷曲线较为平稳，其灵活性调节能力可以完全支撑电力系统的灵活性需求。而在可再生能源占比较高，且系统电气化程度不断提高的新场景下，电力系统净负荷曲线的峰谷差和波动性都大幅提升，传统的电力供需平衡方式不再能实现对净负荷的全时段包络，部分时段电力系统开始出现灵活性资源供不应求的现象。并且随着可再生能源接入比例的提升，电力系统的灵活性需求大幅度增加，常规灵活性资源的容量因此而大幅度降低。新能源装机占比提升，可用容量增速低于总装机容量增速，是导致缺电的主要原因。可用容量是能够在各种工况下稳定出力的电源装机容量。如果各种电源装机的累计可用容量，扣除备用（负荷备用、旋转备用、停机备用、检修备用）后，无法覆盖用电负荷，就会发生缺电。可用容量的计算公式为：装机容量*（1-受阻系数）。不同电源的受阻系数假定为：水电丰季10%受阻、枯季40%受阻，抽蓄、核电不受阻，火电8%受阻（供热火电15%受阻，装机占比接近50%）、风电95%受阻、光伏100%受阻。新能源装机占比持续提升，导致可用容量增速低于总装机容量增速，进一步引发缺电。为改善火电发电效率，降低污染物排放，自2016年起国家严控火电新增装机增长。受国家煤电停、缓建等政策的影响，火力发电装机容量增速将得到明显遏制，新增装机容量主要来自于新能源机组。2017-2022年，风光新增装机容量占总新增装机容量的比重分别为54.5%、52.9%、49.7%、62.9%、58.3%、63.8%。一方面，风光的新增装机占比快速提升，可以稳定发电、灵活调配的火电装机逐年降低。由于风光的受阻系数较高，大规模风光装机导致新增可用容量减少。另一方面，社会用电需求快速提升，最高用电负荷增速高于可用容量增速，二者之间的差额逐渐缩小。一旦用电负荷高增，或者极端天气导致新能源出力不足，就有可能出现缺电的情形。2、火电灵活性改造优势明显，保供“压舱石”作用凸显火电灵活性改造是较为成熟的调峰手段，在成本和调峰效果方面优势明显。系统灵活性提升可以通过引入需求侧响应、建设抽水蓄能电站、建设电化学储能电站和火电灵活性改造等技术手段实现。火电机组灵活性改造具有改造效果好、性价比高、周期短等优点，可以在充分保障电网安全稳定运行的前提下，缓解“以热定电”和可再生能源消纳之间的矛盾。一方面，火电机组灵活性改造能充分挖掘现有火电机组调峰潜力，并可配合机组常规检修同步开展，改造周期短，见效快。另一方面，灵活性改造可以增加火电机组约20%额定容量调峰能力。在我国现阶段火电装机规模大，且为主要调峰资源的电源结构条件下，提升效果好。与此同时，依据对国家火电灵活性改造试点项目的调研结果及工程统计的分析，以热水储热、电锅炉等为代表的典型灵活性改造技术及其组合，其单位调节容量提升投资成本约29-143万元/MW，以低压缸微出力、零出力改造以及旁路供热等技术手段实现热电解耦的机组灵活性改造，其单位调节容量提升所需投资更低。火电灵活性改造调峰成本优势显著，为电力系统调峰的最佳选择。根据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》等测算，火电灵活性改造/燃气轮机/电化学储能/抽水蓄能每1千瓦时的平均发电成本分别为0.05/0.48/0.75/0.06元，对应平均投资成本分别为1000/3000/5500/6000元，对应平均资源成本为400/3300/2000/5000元，火电深度调峰改造综合成本远低于发电侧其他系统调节手段，是保障电力系统安全和新能源消纳的最经济选择。对于不同类型的机组，火电灵活性改造技术路线有所不同。纯凝机组负荷调节能力较强，需要解决锅炉系统的低负荷稳燃问题和排放问题，增加对制煤、锅炉稳燃、脱硝、汽机辅机和控制等系统的技术调整或改造。对于供热机组来说，由于冬季供热负荷一般较大，需要维持一定的锅炉出力，较少涉及锅炉低负荷运行问题，主要矛盾集中在满足供热条件下的发电出力调节范围过小，也就是热电解耦的问题。如何在满足供热的同时减少蒸汽做功，也就是高温高压蒸汽在汽轮机内做功份额和供热份额的再分配是解决问题的关键。因此，供热机组灵活性改造的技术路线主要分为两类：

一是增加机组的供热能力来降低最小出力，主要有减少汽轮机通流环节的低压缸零出力技术和高背压供热技术，和减少通流部分蒸汽流量的汽轮机旁路供热技术;二是热储能技术，主要有热水罐储能，电锅炉固体蓄热和电极锅炉等方案。火电机组灵活性改造后深度调峰运行的经济性测算：

1）基本参数：选取300MW的煤电机组，假设未改造时最低稳定负荷率为50%，假设初始年利用小时数为2022年全国火电平均利用小时数4379小时，供电标准煤耗302.5克/千瓦时，厂用电率4%；煤价取秦皇岛港动力煤（5500千卡）中长期交易价格上限0.77元/kg，上网电价取平均燃煤标杆0.37元/kwh上浮20%后的0.45元/kwh。2）改造参数：假设改造后最低稳定负荷率为30%，每减少1%的出力煤耗相应增加0.65g/kwh，平均每日调峰时长为2h。假设灵活性改造成本为600元/kw，300MW的机组出力由50%降至30%会释放60MW的调峰容量，对应改造成本为3600万元。假设折旧年限为20年，则每年的分摊成本为180万元。3）测算结论：当调峰补偿标准为0.40元/kwh时，调峰后每年增加税前利润为407万元。调峰补偿标准降低为0.31元/kwh时，每年税前利润增加30万元，说明在当前假设下，调峰补偿≥0.31元/kwh时，火电灵活性改造具有经济性。大部分区域调峰服务补偿上限超过经济性盈亏平衡点，辅助服务市场日趋成熟。2022年我国统一的辅助服务规则体系基本形成，电力辅助服务实现了6大区域、33个省区电网的全覆盖。通过辅助服务市场化机制，全国共挖掘全系统调节能力超过90GW，年均促进清洁能源增发电量超过1000亿千瓦时；

2022年煤电企业因为辅助服务获得补偿收益约320亿元，有效激发了煤电企业灵活性改造的积极性，推动了煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。从目前公布的调峰补偿标准上看，大部分区域的调峰补偿标准上限都高于经济性盈亏平衡点。2022年6月13日，南方能源监管局印发《南方区域电力辅助服务管理实施细则》，规定燃煤机组、生物质机组深度调峰出力在额定容量40%~50%之间的，按照5（元/兆瓦时）的标准补偿；深度调峰出力在额定容量30%~40%之间的，按照8×5（元/兆瓦时）的标准补偿；深度调峰出力在额定容量30%以下的，按照12×5（元/兆瓦时）的标准补偿。根据《细则》的附录计算可得，若深度调峰出力在额定容量30%以下，广东调峰补偿标准为1.19元/kWh，广西0.594元/kWh，云南0.9936元/kWh，贵州0.972元/kWh，海南0.8928元/kWh。依据本文的假设和测算，现行的大部分调峰补贴政策具有一定经济性。绿电指标加码，火电调峰能力成为新能源项目获取优势。为引导火电厂商主动参与灵活性改造，各地政府将火电灵活性改造总量与新能源指标挂钩。在调峰补偿性政策外，湖北、新疆、河南、贵州等地方政府按企业火电灵活性改造新增调峰容量的1.5-2.5倍配置新能源建设指标，加速风电、光电装机规模增长。叠加火电企业自身与地方政府合作经验丰富，在电力交易市场中主场优势明显，火电转型企业在新能源项目获取上具有相对性优势。中长期内，中国电力结构仍将以煤炭为主，作为应急保供能源，火电“压舱石”地位难以动摇。《世界能源蓝皮书：

世界能源发展报告（2022）》指出，2025年前，中国煤电仍为电力结构的主力，预计“十四五”期间，中国电力行业用煤需求将增长约2.4%。用煤需求季节性波动强度进一步提升，电力安全仍将高度依赖电力燃料供应。预计至2025年，62%以上高峰负荷仍需煤电承担。随着储能技术的成熟和应用，清洁能源、核能等加快发展，2026年到2030年，中国煤电装机容量或将达峰，预计电力行业用煤需求在2030年为24.5亿吨到25.3亿吨。从发挥兜底和调节性作用的角度预测煤电发电量，“十五五”期间，全国煤电装机容量将新增0.3亿千瓦，并将在2030年达峰，达到12.6亿千瓦。从保障作用角度看，煤电发电量仍然占总发电量的近一半，煤电在电力保供中的“压舱石”地位在短期内难以改变。三、中国特色估值体系下，火电央企价值修复空间大1、当前央企估值处于历史低位，价值实现与价值创造不匹配问题突出继二十大定调“中国式现代化”总目标后，中国特色估值体系被多次提及。2022年11月21日，中国证监会主席易会满首次提出要“探索建立具有中国特色的估值体系”。2023年2月2日，在中国证监会召开系统工作会议中，易主席进一步提出“推动提升估值定价科学性有效性，深刻把握我国的产业发展特征、体制机制特色、上市公司可持续发展能力等因素，推动各相关方加强研究和成果运用，逐步完善适应不同类型企业的估值定价逻辑和具有中国特色的估值体系，更好发挥资本市场的资源配置功能。”在传统的考核制体系下，央企对于成长性和盈利质量的重视程度不足，价值实现与价值创造不匹配问题突出。目前我国已进入现代化体系建设的关键阶段，面对国内资产负债表的收缩压力与制造业转型升级的趋势，一方面需要巩固国家在关键领域的控制权，另一方面要帮助制造业补齐能源与数字化短板。央国企是我国国民经济的重要支柱，对于推动经济发展、促进就业、保障民生至关重要。但由于央国企普遍集中在传统行业，多为重资产运营，且在传统的考核制体系下，央国企更注重资产和收入规模的扩大，对成长性和盈利能力的重视程度不足，导致国企尤其是上市央企估值普遍较低。2022年5月，国资委发布《提高央企控股上市公司质量工作方案》（以下简称《方案》），提出“部分中央企业内部上市平台定位不清、分布散乱、实力较弱，一些央企控股上市公司创新发展能力不强、经营和治理不规范、市场配置资源功能发挥不充分、价值实现与价值不匹配等问题仍较突出”。2023年3月的国务院国资委召开会议，再次明确要求央企实现价值创造与价值实现兼顾。2、聚焦“一利五率”考核体系，火电央企价值有待修复电力行业中央国企占比较高，整体估值有待提升。目前申万电力行业中，共有96家A股上市公司，其中央企和地方国企的数量分别为32和40家，占比分别为33%和42%。考虑到电力行业中火电企业占比超过30%，而2021年以来煤价大幅上涨，导致火电企业面临亏损，净资产显著下降的因素，我们采用PB（LF）对比电力行业和市场整体的估值水平。近三年来，电力（申万）、万得全A、沪深300的PB（LF）中位数分别为1.53x、1.92x、1.58x，电力行业整体估值低于行业平均水平。而子版块中，火力发电的PB（LF）中位数仅为0.91x，显著低于行业平均水平，存在较大的估值修复空间。《提高央企控股上市公司质量工作方案》提出四大路径重塑央企价值：1）推动上市平台优化和功能发挥。通过上市融资、专业化战略整合等举措，优化融资安排，提升直接融资比重，改善央企资本结构。2）促进上市公司完善治理和规范运作。健全上市公司的治理机制，持续提高信息披露质量，健全ESG体系，防范化解重大风险。3）强化上市公司内生增长和创新发展。深化提质增效，提高上市公司的综合经营管理水平和自主创新能力，健全激励约束机制，加强人才队伍建设。4）增进上市公司市场认同和价值实现。强化投资者关系管理，常态化召开业绩说明会，引导上市公司合法合规，科学合力推动市场价值实现。“一利五率”优化经营指标体系，增加对现金流和ROE的考核，提质增效导向明确。2023年1月，国资委提出国资委将中央企业2023年主要经营指标由原来的“两利四率”调整为“一利五率”，即利润总额、净资产收益率、营业现金比率、全员劳动生产率、研发投入强度和资产负债率，并提出了“一增一稳四提升”的年度经营目标，即利润总额增速高于全国GDP增速，资产负债率总体保持稳定，并实现净资产收益率、研发经费投入强度、全员劳动生产率、营业现金比率4个指标进一步提升。火电企业承担着能源保供的重任，在该考核体系下，股权激励到位、盈利能力强、现金流状况好、发力“双碳”目标加速新能源转型的火电央企有望显著受益。四、“煤炭+硅料”成本双优化，“火转绿”标的今年增长确定性强1、火电：长协煤保障政策将带来成本端持续优化电价市场化改革加速，“能涨能跌”纾解火电企业经营困境。此前，我国电价实行计划与市场并行的上网电价双轨制，即部分用电量采用政府定价，部分用电量进入市场交易。2021年10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电原则上全电量入市，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大到上下浮动原则均不高于20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%的限制。燃煤的发电成本中，燃料成本占60%-70%，市场化的电价将更有利于发电企业从电力供应链上游向下游传导成本，纾解煤价高企的环境下煤电企业的经营困境。此外，激烈的市场化竞争及高效清洁、成本集约的能源导向也将推动燃煤电厂的不断转型升级，继而推动包含可再生能源在内的整个发电侧的良性竞争。稳煤价政策不断出台，层层设防抑制高煤价。2021年下半年以来，国家不断出台稳煤价政策，从限制中长期合同价格，到禁止捆绑销售现货涨价、严禁不合理提高流通费用，再到明确哄抬价格处罚标准，层层加码抑制煤价走高，2023年长协煤参考价相比2022年下降了25元。为进一步保证长协煤的供应和价格稳定，全国煤炭交易中心在《关于加快推进2022年电煤中长期合同补签换签相关工作的公告》中明确加快推进2022年电煤中长期合同补签换签相关工作，发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期合同全覆盖，尽快达到三个“100%”的目标，即发电供热企业全年用煤量签约率100%，电煤中长期合同月度履约率100%，执行国家电煤中长期合同价格政策100%。2022年10月，国家发改委发布《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案》，与2022年相比，在签约对象、合同基准价及履约监管等方面都做出了较大改变。煤炭社会供给面进一步拓宽，供给量有望进一步增加。纳入2022长协合同保供的仅为年产30万吨及以上的煤炭生产企业，2023年却将这一范围扩大到了所有在产的煤炭生产企业，同时还规定贸易商可作为中间环节签订合同，允许其合法合规加价销售，但不得通过企业贸易再次转售给发电企业。此外，从合同签订量来看，2023年的长协合同中新提出，煤炭企业不应低于自有资源量的80%，不低于动力煤资源量的75%，进一步提高了炼焦煤企业中自有动力煤资源的供应比例，动力煤的供给量有望增加。2023年长协合同下水煤（5500大卡）合同基准价为675元/吨，较2022年下降了25元/吨。2022年10月25日，中电联在其发布的《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》中建议，对煤电价格成本的有效疏导给予政策支撑，重新核定基准价。该报告指出，今年以来煤电企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限。大型发电集团到场标煤单价涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态。此次基准价格的下调将有助于尽快缓解企业经营困难形势，调动发电企业投资建设、增产保供的积极性。长协合同履约监管更加严格，违约惩戒措施操作性更强。未履行长协合同的违约企业，不仅对其通报约谈、督促签约，而且还对煤矿在新核准项目、新核增产能、铁路运力和金融支持等方面予以限制。作为保供煤矿的，调出保供名单，取消有关政策支持。对发电企业欠量资源后续补签按市场煤合同对待，不再享受电煤长协价格和运力保障。动力煤长协覆盖率提升，长协价格变动幅度较小。基于“基准价+浮动价”价格机制，长协煤价始终于合理价格区间内小幅波动，考虑到2023年长协煤基准价在2022年的基础上下调25元/吨，2023年全年长协煤保障政策将带来成本端的持续优化，火电的煤价成本相较去年有明显的修复预期。在长协煤保障政策的支持下，2022年火电投资加速，煤电项目核准节奏超预期。“十三五”期间，受环境保护要求和产能过剩影响，我国火电投资完成额增速低迷，平均每年火电投资完成额为833亿元，低于“十二五”期间的1069亿元。此外，自2021年初“碳达峰碳中和”行动目标公布以来，煤电项目核准进入相对停滞状态。2021年9月底限电事件发生后，火电投资额重新提速，煤电项目核准也快速增长。2022年，我国火电投资完成额为909亿元，同比增长28.4%。据北大能源研究院统计，2022年1-11月全国新增煤电核准项目装机容量达到65.24GW，超过了2021年核准总量的3倍，其中，2022年三季度核准装机总量高达24.14GW。保供稳价政策相继出台后，煤炭价格高位回落。2022年初，印尼为保障其国内供应限制煤炭出口，随后俄乌冲突爆发，国际能源市场动荡，动力煤价格持续走高。3月起水电发电快速增长，对火电进行了部分替代，煤炭需求转弱，价格开始回落。7月，国家发改委明确长协煤“三个100%“，煤炭需求继续承压。8月持续高温干旱，水电出力不足，叠加多地疫情限制煤炭外运，导致煤炭现货紧缺，煤价进入上行通道。11-12月，随着保供产能的释放，主要港口煤炭库存水平维持高位，煤价逐步回调。截至2023年3月22日，秦皇岛动力煤（Q5500）自年初以来的市场均价为1160.06元/吨，相较2022Q4的均价1425.52元/吨环比下滑18.6%；2023年3月均价为1150.91元/吨，相较2022年3月均价1543.56元/吨同比下滑25.4%。2、新能源：硅料及组件价格迎来拐点，绿电交易空间广阔2022年硅料价及组件价格高企，年底呈现断崖式下降。能源转型背景下，我国光伏装机需求快速提升，但上游硅料扩产周期长，叠加俄乌冲突持续推升欧洲需求等因素影响，2022年硅料价格持续攀升，光伏企业成本端承压，装机量增速趋缓。2022年12月开始，随着硅料产能的逐步释放，多晶硅和组件价格开始大幅回落。截至2023年1月11日，多晶硅（致密料，单晶用）价格已下降至13.0万元/吨，相较2022年12月1日的高点30.3万元/吨下滑57.1%；

PERC组件价格（182mm）已下降至1.78元/瓦，相较2022年11月16日的高点1.98元/瓦下滑10.1%。2023年2月，硅料价格出现轻微反弹，主要系需求回暖+开工补库所致，目前已开始企稳。硅料新建产能规模庞大，有望带动成本进一步下行，光伏装机提速在即。据百川盈孚统计，2021年国内硅料产能合计70万吨，而2022年底国内硅料产能达到112万吨，同比提升60%。预计2023年国内多晶硅产能将翻倍，达到240万吨。2022年，国内多晶硅产量达到78万吨，同比增长97%。硅业分会表示，2023年国内多晶硅产量保守估计有146万吨，加上进口多晶硅可达156万吨，这些硅料已经足够600GW光伏装机，已远超2023年的全球光伏装机量需求，过剩的产能有望推动硅料和组件价格进一步下行，提升运营商的装机意愿。2022年3月以来，国家多次下发可再生能源补贴，新能源补贴拖欠困局迎来曙光。2017年国内新能源迅猛发展时，欠补问题开始显现，缺口不断扩大。据中国可再生能源学会统计，截至2021年底，拖欠的可再生能源补贴累计约4000亿元。欠补制约了可再生能源企业的健康发展，部分企业应收账款持续增加，现金流紧张。2022年3月，财政部发布《关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案的报告》，明确指出要推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。随后，国家开展了可再生能源发电补贴核查工作，严厉打击可再生能源骗补的行为。2022年10月，信用中国发布《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》，本次公示第一批经核查确认的合规项目，共计7344个。其中，国家电网区域第一批经核查确认的合规项目共计6830个，南网区域项目共514个。分类型来看，共包含3778个风电项目、2591个光伏项目和975个生物质项目。近年来我国绿电交易量大幅上升，但成交规模仍然较小。“绿电交易”是在现有中长期电力市场化交易框架下，独立设立的交易产品，由用电企业与发电企业通过PPA协议（购售电协议）的方式直接开展绿色电力交易，完成绿电交易的同时，用电企业将同步获得对应绿证，实现绿色证明和交易电量的“证电合一”。2022年，我国绿电交易量达到227.8亿千瓦时，核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。考虑到风光电站初始投资完成后发电成本几近为0，风光平价上网将充分显现绿电价值，进而加速新能源业务资金流转。随着“十四五”期间，风、光发电量总体目标确立，电力市场化机制的改革深化和不断完善，绿电市场化交易将逐步成为规模化常态机制，并成为提升可再生能源消费需求的有效机制，绿电交易量有望持续提升。根据2023年电力市场年度交易结果来看：1）量：同步于风光装机加速，绿电交易量攀升迅猛，江苏、广东于2023年分别实现92%、130%的翻倍增长；2）价：绿电交易价格几近触顶，2023年江苏绿电均价高于燃煤基准价19.8%，几乎达到价格浮动上限20%；广东绿电交易均价529.94元/兆瓦时，距离成交均价上限（554元/兆瓦时）仅24.06元/兆瓦时。多地发布政策支持绿电交易，绿电与碳市场联动机制逐渐健全，绿电交易空间广阔。2022年1月印发的《促进绿色消费实施方案》提出针对绿色交易要“加强与碳排放权交易的衔接，结合全国碳市场相关行业核算报告技术规范的修订完善，研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性”。绿电交易和碳市场挂钩后，用户可以选择直接购买绿电来扣减碳排放总量，相比起核证自愿减排量（CEER）来说更容易实现，绿电市场和碳排放权市场的联动性将进一步加强，助力绿色电力环境价值的提升，进一步推动绿电交易发展。3、“风光水火储”协同大势所趋，“火转绿”央企增长确定性高新能源的规模化发展和高效消纳利用之间存在矛盾，导致弃风弃光现象频发。随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出。据全国新能源消纳监测预警中心统计，2017年我国弃风率和其光率分别高达12.1%和6.0%。近年来随着可再生能源发电消纳保障措施不断落地以及电力系统灵活性改造加速，弃风弃光率逐渐回落。2022年全国风电、光伏的利用率分别为96.8%和98.3%。弃风现象最严重的地区为蒙东，全年风电利用率仅为90%，其次为青海、蒙西、甘肃，全年风电利用率均低于95%。弃光最严重的省份为西藏，全年光伏利用率仅为80%，其次为青海，全年光伏利用率为91.1%。“火转绿”不仅能减少碳排放，推动“双碳”目标实现，还能节约煤炭消耗，减少企业因用煤成本过高造成的亏损。一方面，传统火电是以煤为主的化石原料通过燃烧加热水蒸气推动发电机运转发电，煤炭从化学能转化为电能的过程中产生了大量碳排放。联合国欧洲经济委员会的关于《全生命周期发电选择》的报告指出，在一座电站的全生命周期内，没有碳捕捉的燃煤发电，每千瓦时碳排放为1023克二氧化碳，30%燃烧效率的天然气发电厂每千瓦时碳排放为723克，50%效率的天然气发电厂是434克。而对应光伏电站全生命周期内每千瓦时碳排放仅为30克，风能发电更低，只有10克。通过降低火电在电力供应中的比例，提升绿电占比时降低碳排放最直接的方法。另一方面，风光发电需要火电提供辅助服务，火电央企有现成的消纳资源电网渠道，弃风弃光的可能性更小。此外，“火转绿”央企能够用现成的火电资源配套实现调峰，而纯绿电企业则需要建设储能实现调峰，增加了资本开支和发电成本。“风光水火储一体化”统筹协调各类电源资源，实现清洁电力大规模消纳。“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、光伏、水能、煤炭等多能源品种发电相互补充，并增加一定比例储能，有助于提高新能源消纳能力，支撑电力系统安全稳定运行，对于解决电力系统综合效率不高，各类能源互补互济不足等问题具有重要意义。2020年，国家发改委、国家能源局下发了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》。2021年，国家又相继下发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》以及《关于报送“十四五