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【信达能源】2022电力年度策略：电力市场化加速，煤电新周期启动

黑金新视野 · 公众号 · · 2022-12-15 21:58

正文

核心摘要：

♦ 2 022年电力回顾：供需趋紧、电价上扬，煤电新一轮建设加 速。（ 1）电力供需情况分析：国内电力供需矛盾激化，缺电范围时段持续扩大。 顶峰容量装机增速低于全电源装机增速，以煤电为主的支撑性电源装机占总装机比例逐年下降，是缺电发生的根本原因。2022年叠加极端天气影响，有序用电范围较2021年进一步扩大。 （2）电价波动情况分析：市场化改革加速推进，煤电电价持续高位运行 。目前电力市场化改革正向纵深推进，现货市场试点运行推进情况较好；随着煤电电量和工商业用户全部进入市场，电力市场交易电价也随之出现上涨，并持续高位运行；辅助服务成本疏导机制明确，费用逐步转向发电企业和市场化用户共同分摊；容量市场仍处于小范围试点开展中。（ 3）煤电企业经营情况：经营情况边际向好，企业业绩出现分化。 2021年以来，动力煤现货价格大幅上涨，导致主要煤电企业均因成本问题出现亏损。2022年以来的电煤长协保供政策落实情况较好，但煤电企业业绩仍出现分化。 （4）煤电投资建设情况：政策更加强调安全保供，煤电投资逆势上扬。 国家能源政策开始调整，提出“先立后破” ，强调能源供给与保障安全。今年尤其是下半年以来，火电投资出现大幅增长，逆转原先下跌趋势。2022年煤电项目核准节奏如我们在《电力“十四五”发展的前瞻性研判》《电力供需形势与展望（还会缺电吗？）》《我国电力市场的价格、机制与投资机会》《缺电常态下煤电建设提速势在必行》多篇研究逻辑中预判的加快，预计预期外新增项目并网时间为2024年左右。

♦ 2023年煤电新周期开启：投资继续加速、业绩有望持续改善。 （1）装机需求测算：“十四五”顶峰装机缺口亟待补充，煤电作为兜底保障能源重要性突显。 除煤电外，其他电源顶峰容量预计仅不到2亿千瓦，若按“十四五”煤电装机规划为1.5亿千瓦考虑，则“十四五”期间顶峰装机缺口约为0.98~1.19亿千瓦，既有煤电装机规划远不足以满足顶峰容量需求。（ 2）装机供应情况分析：新核准速度进入上升期，原停缓建部分有望更快恢复建设投运。 停缓建项目很多已完成前期可研、立项及相关审批环节，可更快开工，“十三五”煤电停缓建项目总量约1.5亿千瓦。同时2022年煤电项目核准进入快车道，预计今明两年火电将额外新开工1.65亿千瓦。 （3）煤电项目投产制约分析：投资决策流程和建设周期限制煤电产能释放节奏。 从投资能力看，煤电企业经营情况在2022年转好，投资能力有所恢复，为新一轮煤电投资建设周期启动奠定一定条件基础。从投资意愿看，发电收益的不确定性影响煤电集团加大投资的意愿。因此，煤电的投资建设还需要以辅助服务市场和容量市场为代表的系统调节性补偿市场机制加以驱动。从建设周期看，煤电产能释放存在至少2年以上的建设周期。电力供应短缺的局面不会在近期出现缓解。 （4）设备市场空间分析：火电投资建设加速，设备市场迎来机遇期。 本轮新增煤电装机规划将扭转火电投资建设持续下滑趋势，带动提振火电设备市场空间扩大。以“十四五”新增煤电装机规划1.6亿千瓦计，对应锅炉机组投资额约为2324.8亿元，汽轮发电机组投资额约为681.37亿元，热力系统汽水管道投资额约为345.6亿元。 （5）煤电灵活性改造：系统调节资源日益稀缺，煤电灵活性改造加速推进。 在构建适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统过程中，系统调节资源的稀缺是推动煤电灵活性改造的最强助力。本体改造费用总额范围为44.4~266.4亿元；热电机组额外进行“热电解耦”改造，改造费用总额范围为175.8~829.8亿元。 （6）煤电运营商经营形势分析：受益于量价齐升，业绩有望持续改善。 煤电企业有望在“十四五”迎来煤电量价齐升，实现亏损状态的持续改善。从电量角度看，煤电电量的新增电量及同比增速依然有望在“十四五”保持增长；从电价角度看，煤电电价有望从电能量、辅助服务补偿和容量补偿三个电价组成部分获益。

♦ 投资建议：（1）受益于电煤保供政策落实和电力市场化改革推进，煤电运营商有望迎来价值重估。 受益于电煤中长协保供力度的加强、以及长协煤价格的基本稳定，煤电运营商成本端的压力有望缓解。电量方面，在“十四五”期间全社会用电量仍将保持相对中高速增长的前提下，煤电电量有望保持正增长，煤电企业运营商的销售电量也有望进一步提升；电价方面，伴随着电力市场化改革不断推进、市场化电量占比不断提高、各地现货市场建设和辅助服务市场建设的进一步开展，煤电企业有望从电能量价格上浮、辅助服务收益和容量补偿三个电价组成部分获益。受益标的： 国电电力 、 华电国际 、 华能国际 、 粤电力A 等。 （2）煤电新一轮建设周期启动，设备制造商迎来新增长。 由电力供需紧张引起的煤电新一轮投资建设周期启动，新增煤电装机有望同步带动火电设备投资空间的超预期增长。“十五五”期间尖峰负荷需求将有望随新能源的进一步渗透和居民三产用电占比提高而不断提高，顶峰电源的新增装机需求具有较高的可持续性。受益标的： 东方电气 。 （3）高比例新能源渗透带动灵活性资源需求，灵活性改造技术有望受益。 立足于新型电力系统长周期持续性的调节需求，煤电灵活性改造有望大幅增长。“十四五”的煤电灵活性改造同时具备 “三改联动”政策推动和电力市场化改革加速的经济性推动。中短期来看，灵活性改造有望完成“十四五”规划的2亿千瓦；远期来看，灵活性改造有望覆盖全部在运适改机组，市场空间较大。受益标的： 龙源技术 、 青达环保 、 西子洁能 等。

♦ 风险因素： 宏观经济下滑导致用电量增速不及预期、电力市场化改革推进不及预期、电煤长协保供政策的执行力度不及预期等。

正文目录

一、 2022 年电力回顾：供需趋紧、电价上扬，煤电建设加速

二、 2023 年 煤电新周期开启：投资继续加速、业绩有望持续改善

三 、投资建议

风险因素

一、 2022 年电力回顾：供需趋紧、电价上扬，煤电建设加速

1 国内电力供需矛盾激化，缺电范围时段持续扩大

电力系统运行需要实现实时平衡，即同时包括电量平衡和电力平衡。其中，电力平衡用以描述电力系统的瞬时功率供需情况，其要求是：可用装机容量≥最大负荷×（1+备用率）。顶峰容量测算方法如表1所示。当遭遇极寒极热天气，新能源出力不及预期时，局部顶峰装机全部容量亦无法满足尖峰负荷，从而导致缺电问题发生。

表1 ： 可用装机容量的测算方法

资料来源：南方能源观察，信达证券研 发中心

“十三五”以来，我国新增装机容量主要来自于新能源机组。2016~2020年间，新能源新增装机在总新增装机中的占比分别达到40.6%、54.4%、53.6%、50.8%、63.0%。出于对电力供需将在“十三五”期间处于供应过剩的预判，2016年以来国家严控火电新增装机增长，火电项目出现“三个一批”（取消一批、缓核一批、缓建一批）的局面。2016~2020年间，火电新增装机在总新增装机中的占比分别仅达到44.2%、34.8%、31.8%、42.0%、28.8%，增速逐渐放缓。同时，水电剩余可开发裕度不足，核电在2016-2018年间审批建设停滞三年，导致顶峰容量增速持续低于最大负荷增速。2011年-2021年，全电源装机增速年均12.44%，而顶峰容量增速仅为7.37%，且2014年后增速差距逐渐拉大。顶峰容量装机增速低于全电源装机增速， 以煤电为主体的支撑性电源装机占总装机比例逐年下降，是缺电发生的根本原因。

图1： “十二五”以来电源装机及顶峰容量发展情况（万千瓦）

资料来源：中 电联，信达证券研发中心（注： 2022E 为 2022 年 1-10 月数据）

图2： “十二五”以来顶峰容量及全国尖峰负荷情况（万千瓦）

资料来源：Wind ，信达证券研发中心（注： 2022E 为 2022 年 1-10 月数据）

2021年电力系统顶峰容量已出现不足，多地发生电力系统紧平衡与有序用电。 2021年1月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川等8个省级电网，在部分用电高峰时段采取有序用电措施。6-8月迎峰度夏期间，广东、河南、广西、云南、湖南、贵州、江西、蒙西、浙江、重庆、陕西、湖北等12个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。

2022年叠加极端天气影响，有序用电范围进一步扩大。 8月全国有21个省级电网用电负荷创新高，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势尤为紧张。

2 电力市场化改革加速推进，煤电电价持续高位运行

2021 年缺电至今，国家开始加快推动电力市场化改革向纵深推进。2021 年 10 月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439 号），推动燃煤发电量全部进入电力市场，并将煤电“基准价+上下浮动”的浮动范围扩大至上下浮动20%（高耗能不受20%比例限制），同时推动工商业用户全部进入电力市场，暂未进入市场的用户由电网企业代理购电。2022 年 1 月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改[2022]118号），提出2025年初步建成全国统一电力市场体系，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；2030年基本建成全国统一电力市场体系，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行， 新能源全面参与市场交易 ，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

今年以来，现货市场建设推进节奏较快 。2022年2月，国家发改委能源局联合发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改）[2022]129号），对现货市场建设推进节奏提出“第一批试点地区原则上2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。2022年6月底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行”的落地运行要求。同时，《通知》提出加快推动电力资源与负荷加快进入现货市场，包括新能源、储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体、增量配电网、微电网等新型市场主体。11月，国家能源局发布《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）》。其中，《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》明确了集中式电力市场模式下的主要市场规则；《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》规定了监管机构对于各类市场成员的监管内容以及监管流程。电力现货市场自此由试点性质的分省试验迈入全国性全面推广的阶段。

表3： 电力市场化改革重要政策总结

资料来源： 国家发改委，国家能源局，北极星售电网，信 达证券研发中心

我国电能量市场呈现出“双轨制”的特征。“计划轨”代表仍然采用优先发电电量，沿用政府定价体系，由各省市发改委核定不同电源的上网电价和不同用户的销售电价，由电网公司继续进行统购统销的情况。“市场轨”代表在电能量部分，工商业用户与发电企业通过中长期合同和现货市场直接对话竞价，形成市场化电价的情况。目前，中长期电力交易市场已在全国普遍建立。现货市场中，第一批 8 个试点地区（南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）已于2022年6月底启动长周期结算试运行，第二批 6 个试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）已于2022年7月底前启动模拟试运行。从整体交易情况看， 2022年1-10月，全国各地电力交易中心累计组织完成市场交易电量43102.4亿千瓦时，占全社会用电量比重为60.1%。相比于2021年全年市场化交易电量占比45.5%提高14.6pct。

图3 ：全国统一电力市场体系

资料来源：国家发改委，信达证券研发中心

表4： 电力现货试点进展情况总结

资料来源：信达证券研发中心整理

首批试点中，广东和山西作为起步较早、发展较快的电力现货市场试点，分别于2022年11月11日和3月31日完成年度长周期结算试运行。截止至2022年上半年，广东电力市场共有44345家市场主体，包括124家发电企业和145家售电公司。从交易品种看，广东电力市场现已在市场内部同时开展中长期市场交易（包括年度交易，月度交易，市场合同转让交易和周交易），现货市场交易（日前现货市场和实时现货市场），可再生绿电交易和代理购电交易。

截止至2021年底，山西电力市场共有11051家市场主体，包括448家发电企业，308家省内售电公司和221家跨省售电公司。从交易品种看，山西电力市场在组织年度、季度、月度等常规中长期交易的基础上，创新开展旬度和日度中长期交易，实现中长期按日开市的精细市场交易。

图4 ： 2022上半年广东电力市场交易电量情况（亿千瓦时）

资料来源： 广东电力市场2022 年半年报告 ，信达证券研发中心

图5 ： 近五年山西省调机组市场化电量比重变化情况

资料来源： 山西2021年电力市场交易报告 ，信达证券研发中心

在改革初期，电力市场中的中长期合同成交价与现货市场价格相比于当地原先燃煤标杆电价均出现一定下降，广东电力市场中的中长期合同均价就出现2017~2021年连续5年的负价差，电力市场化改革在初期不断向发用双方释放红利，但同时也形成了电力供给过剩，“电改=降电价”的错误预期。2021年全国大范围缺电扭转了社会对于电价“只跌不涨”的认识。山西等现货市场较为完备的地区，电价可以在较大范围内实现浮动，及时反映电力供需形势。

图 6： 历年广东电力市场年度合同电量与价差示意图

资料来源： 广东电力市场20221年度报告 ，信达证券研发中心

图7 ： 2022年6月山西电力现货市场日前价格

资料来源： 泛能 网电力交易微信公众号 ，信达证券研发中心

“1439”号文出台后， 随着煤电电量和工商业用户全部进入市场，电力市场交易电价也随之出现上涨，并持续高位运行 。山西月度滚动交易加权价和日前/实时月度现货结算点均价分别于3月和5月超过煤电基准价；广东中长期均价今年以来持续高于煤电基准价，现货结算点均价在2~3月和6月后都出现高于煤电基准价的大幅上涨。

同时，工商业用户电价已经出现分门别类的上涨。 根据国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%的限制。电网代理购电业务对高耗能企业提出“原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格为电网企业代理购电价格的1.5倍”的规定。2022年5月，浙江省发改委能源局联合发布《关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿）》，对部分符合条件的高耗能企业电价提高0.172元/kWh。

图 6： 2022年1-11月山西电力市场电价情况（元/兆瓦时）

资料来源：泛能网 ，信达证券研发中心

图9 ： 2022年1-9月广东电力市场电价情况（元/兆瓦时）

资料来源： 泛能网 ，信达证券研发中心

辅助服务市场方面，立足于新版“两个细则”，辅助服务成本逐步向用户和新能源机组疏导转移，费用由发电企业和市场化用户共同分摊。 2021年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》（国能发监管规[2021]60号）、《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）（新版“两个细则”），用以替代2006年发布的《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42 号）《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43 号(旧版“两个细则”)。本次修订与调整主要体现在 扩大主体范围，丰富交易品种，完善补偿机制和形成价格传导 四个方面，理顺辅助服务补偿和分摊机制，并推动辅助服务费用分摊向用户侧和未提供服务的发电单元传导。

随着新版“两个细则”出台，基于“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”的市场化公平原则下，原先的辅助服务费用火电机组全部分摊的情况将有所改变。分摊成员和电量范围扩大后，火电机组分摊的辅助服务费用将有望下降；新版“两个细则”明确用户侧资源的市场主体地位，用户侧可调节负荷可参加的服务种类包括调频、备用、需求响应等，政策壁垒有望加速破除；同时，新版“两个细则”利好储能等可调节负荷；新能源发电分摊的辅助服务费用将有所扩大，收益率存在下行压力。

表5： 新旧“两个细则”修订与调整内容对比

资料来源：国家能源局，法律图书馆，信达证券研发中心

容量补偿部分，在新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，由于新能源出力存在随机性、波动性和间歇性，单一依赖新能源无法做到对传统机组的顶峰容量替代。因此，煤电等常规能源的系统角色将逐步从电力电量保障的主体电源转变为以电力支撑为主、电量供应为辅的备用保障电源。在这一过程中，煤电等常规电源的发电利用小时数将不断下滑，因此难以仅通过电能量市场的收入回收固定投资成本。 容量电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段，有望随着电力市场机制的改革，作为独立的电价组成部分纳入电价体系内。

图 10： 火电逐年发电量与平均利用小时数趋势图

资料来源：中电联，中国电力知库，信达证券研发中心

目前已经开展容量补偿市场的地区仅有山东。2020年4月山东省发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》（鲁发改价格〔2020〕622号），开始向用户征收每千瓦时0.0991元（含税）的容量补偿费用。2022年11月，国网山东电力公司会同山东电力交易中心发布《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，在容量补偿费用收取部分引入深谷和尖峰系数及执行时段，以市场化机制手段通过调节容量收费时段来调节电力供需。

图 11： 山东电力市场容量补偿政策

资料来源：山东省发改委，信达证券研发中心

图 12： 火电逐年发电量与平均利用小时数趋势图

资料来源：北极星储能网，信达证券研发中心

3 煤电企业经营边际向好，企业业绩出现分化

自2021年一季度开始，动力煤现货价格大幅上涨，并在三季度突破2000元/吨以上。据我们测算，以“1439”号文发布后，全国平均煤电电价按最大上浮空间20%计（即0.4397元/kWh），能够实现盈亏平衡的平均煤炭价格大约为875元/吨左右（秦皇岛港5500K），远不足以覆盖动力煤现货价格上涨情况。受电煤成本大幅拖累业绩，2021年四季度主要煤电上市公司净利润均出现大幅亏损。

2021年12月，国家发改委经济运行局发布《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿)》，要求发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。2022年2月，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），规定秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格范围为每吨570~770吨（含税）。自此，2022年电煤以长协“既保量又保价”实质上进入了行政化保供状态。随着发改委加大电煤长协保供力度，提出“严格落实三个100%（即合同签约率、履约率、价格政策执行情况）”，电煤长协覆盖率和履约率不断上行，煤电企业经营情况边际向好。但由于电煤长协保供政策在部分企业存在落实不到位的情形，煤电企业业绩出现分化。

图13 ： 电煤现货与长协价格差情况（元/吨）

资料来源：Wind，信达证券研发中心

图14 ： 部分煤电企业上市公司单季度净利润情况（亿元）

资料来源：Wind，信达证券研发中心

4 政策更加强调安全保供，煤电投资逆势上扬

“十三五”期间，因国家发改委等 16 部委联合印发的《关于推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险的意见》，煤电投资建设速度骤降。《意见》提出“‘十三五’期间，全国停建和缓建煤电产能 1.5 亿千瓦，到 2020 年，全国煤电装机规模控制在 11 亿千瓦以内”。 2020 年，全国煤电实际装机为 10.8 亿千瓦，煤电停缓建政策执行效果明显。 煤电项目的停缓建同时也导致了电力系统顶峰容量裕度的快速消耗，进而引发“十四五”期间的电力供需紧缺问题。

自2021年缺电频发以来，国家能源政策开始出现调整。 从政策角度看，2021年7月中共中央政治局首次指出“先立后破” ，强调能源供给与保障安全。 2022年8月四川缺电发生后，国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作中提到，国家能源局已开始逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。2022年10月“二十大”报告再次强调“先立后破”，有计划分步骤实施碳达峰行动。 高频次高规格多场合的强调代表政策向能源供应保障安全的方向调整。

表6 ： 能源供给与安全保障政策梳理

资料来源：Wind，信达证券研发中心

从投资额角度看，受2021年下半年以来缺电情况推动，自2021年四季度以来，火电投资额逆转持续多年的下跌趋势，迎来上升拐点。2020年以来，火电投资同比情况持续下降，至2021年也仅有微弱回升。今年尤其是下半年以来，火电投资出现大幅增长，逆转原先下跌趋势，累计同比持续攀升，增速逐月提高。

图15 ： 近三年火电分月投资额情况（亿元）

资料来源：中电联，信达证券研发中心

图16： 近三年火电逐月累计投资额同比变动（%）

资料来源：中电联，信达证券研发中心

从项目核准情况看，2022年煤电项目核准节奏超预期加快。 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2-3季度累计核准煤电项目装机容量约3.3GW。然而，2021年9月底限电事件发生后，煤电项目核准重新提速，2021年四季度核准项目装机达11GW。 煤电项目核准的快速节奏在2022年持续保持。 2022年第三季度核准煤电项目装机28.7GW，10月单月新增核准项目装机15.12GW，煤电项目核准步入快车道。

从2022年煤电项目核准情况看，煤电新增核准项目主要集中在广东、江苏、浙江等沿海经济发达省份；同时，安徽、江西、贵州、湖南等华中缺电情况较为严重的地区也有部分新增装机项目核准。根据“十三五”火电新增装机情况及“十四五”新增装机情况预估，考虑到火电装机2~4年的产能周期，“十三五”对煤电项目的停缓建政策遏制效果已于“十四五”前半段显现。根据近五年来火电投产情况，我们预计今明两年可各投产的火电新增装机为4000万千瓦/年左右； 而从2021年开始的煤电项目新增潮的效果将体现在“十四五”后期，核准加速阶段的增量煤电机组有望于2024年左右实现并网投产。

图17 ： 2021-2022年分季度煤电新增核准项目情况（GW）

资料来源：信达证券研发中心整理

图18： 2022年1-10月分省煤电项目核准情况（GW）

资料来源：信达证券研发中心整理

二、 2023 年煤电新周期开启：投资继续加速、业绩有望持续改善

1 顶峰缺口亟待补充，煤电作为兜底保障电源重要性突显

顶峰电力供需平衡的定义是：各种电源装机的累计顶峰容量（能在各种工况下稳定出力的电源装机容量），扣除备用后，大于或等于尖峰负荷。

顶峰容量计算方式如表1所示，备用率参考《国家能源局关于发布2023年煤电规划建设风险预警的通知》（国能发电力〔2020〕12号）中提出的合理备用率，全国平均水平约为13%。

表7： 各地区合理备用率

资料来源： 国家能源局， 信达证券研发中心

尖峰负荷方面，由于第三产业和城乡居民用电量占比逐步提高，两部分用电量受季节性影响更大（工业用电则相对平稳），最大负荷增速会高于全社会用电量增速，经验值约为1个百分点。对比最大负荷增速（基于用电量增速+1%的估算值）和全国主要电网合计最高用电负荷来看，“十三五”至今相似度较高， 因此以最大负荷增速（估算）作为对年最大负荷增速的估计。

2021年全国最高用电负荷为11.92亿千瓦，出现于“迎峰度夏”；2022年国家电网已出现的最高负荷为10.69亿千瓦，南方电网已出现的最高负荷为2.23亿千瓦，合计12.92亿千瓦。

表8： 最大负荷增速（估算）与全国主要电网最高用电负荷增速对比情况

资料来源：Wind ， 信达证券研发中心

图19：

【信达能源】2022电力年度策略：电力市场化加速，煤电新周期启动

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