内容摘要

截止2022年底云南水电装机量8112万千瓦，占全省装机量超70%。2022年下半年云南三大水洗来水量不足，导致小湾和糯扎渡水库在汛期无法正常蓄水，主流水库储水量远低于历史同期，也给2023年造成了隐患（2023年云南无新增水电站投产）。 

2022年云南火电装机量1535万千瓦，火电成本疏导机制出台后，或增加电厂企业采购省外煤炭的动力，提高火电的调节能力，但2023年无新增火电项目。2022年云南风电装机量912万千瓦，光伏装机量585万千瓦，当地积极推动新能源电力建设，但激励政策并不明显，项目进展较为缓慢，很难按期投产运营。

2022年电解铝耗电量增加至575万千瓦时，占工业用电达到33%，2019-2022年复合增长率31%。2023年2月云南地区规划电解铝产能826万吨，经历连续2轮减产后，预计3月份开始运行产能降至335万吨。预估2023年云南地区电解铝产量415万吨，电解铝耗电量560万千瓦时，同比下滑2.5%。2022年工业硅用电占工业用电不足5%，且自身生产弹性高，价格更多受供需平衡影响，限电炒作影响不大。

报告正文

2022年云南地区发电量3789.1亿千瓦时，同比增长7%，从供应结构来看，水电发电量3038.8亿千瓦时，同比增长11.6%，占比81%；火电发电量459.1亿千瓦时，同比增长1.1%，占比12.2%；风电发电量214.3亿千瓦时，同比减少8%。消费端来看，2022年云南外送电量1816.9亿千瓦时，同比下滑2.1%；全省全社会用电量2389.5亿千瓦时，同比增长11.8%，其中工业用电占比72%。

2.1 水电

云南具有得天独厚的能源优势，尤其是滇西北金沙江、澜沧江、怒江三大流域，约占云南省经济可开发容量的85.6%，云南水力资源居全国第3位，占全国水力资源总量的1/7，全国排前10位的水电站，云南有7座。在云南的发电量构成里，水电占比80%且具有明显的季节性，据统计局数据统计，截止2022年底云南水电装机量8112万千瓦，占全省装机量超70%。

不过白鹤滩1600万千瓦时水电站已于2022年全部投产，托巴水电站预计2024年投产，剩余水电站尚未开始建设，预计要2030年才能投产，因此未来几年云南地区水电装机量难有明显提升，仅能依靠降水量、入库量以及蓄水量发电。2022年下半年云南三大水洗来水量不足，导致小湾和糯扎渡水库在汛期无法正常蓄水，主流水库储水量远低于历史同期，也给2023年造成了隐患。

根据对云南7个地区降水量统计，2022年云南降水量5942mm，同比减少1.7%。2023年1月云南降水量仅有13.3%，同比减少90%，三峡及溪洛渡蓄水量低于往年同期超30%。此外在经过3年拉尼娜之后，NOAA中性预测模型之下，厄尔尼诺现象于明年三季度开始的概率为60%，这将造成云南地区降水量减少甚至面临干旱的局面。

怒江发源于青藏高原的唐古拉山南麓，澜沧江发源于青海省玉树，金沙江发源于唐古拉山脉的格拉丹冬雪山北麓。从图中可知2月份云南省三大流域上游地区降水量也明显低于同期平均降水量，基于当下主流水库的蓄水量及降雨量，2023年云南水电形式不容乐观。

2.2 火电

据统计2022年云南火电装机量1535万千瓦，发电量459.1亿千瓦时，同比增加1.1%，水电季节性明显，风电和光伏不确定较高，水电可达到淡季保供汛期调节的作用，在稳定用电安全方面起着至关重要的作用。2022年上半年澜沧江上游来水偏丰近10%，金沙江上游来水偏丰超10%，因此云南地区上半年水电发电量同比增加31%，火电发电量同比减少19.1%。进入下半年，上游来水量发生巨大变化，也使得火电在原本的丰水期提高利用率。

2022年火电成本疏导机制尚未出台，云南省内电煤产能不足，电厂企业缺乏采购省外煤炭的动力，近几年来云南地区火电产能发展缓慢，且平均利用小时数量远低于平均水平，全年仅有3000小时。2023年1月1日起，《云南省燃煤发电市场化改革实施方案》正式试行，以市场化为导向，建立煤电电能量市场，将水电和煤电分开交易，并分别设立省内、省外市场。

省内电能量市场方面，明确每度电价格由煤电企业和各类电力用户（含售电公司）直接交易形成，煤电上网电价在煤电基准价上下浮动20%，高耗能用户交易电价不受此限制。但新的煤电项目建设周期一般为2年，政策实施对2023年云南煤电装机量难有提升，不过预计云南省内火电利用小时有望明显提升，按照全国火电设备平均利用小时4379小时计算，预计2023年云南火电发电极值为670万千瓦时。

2.3 风电、光伏

2022年云南风电发电量214.3亿千瓦时，同比减少8%，占云南发电量的5.6%，风电装机量912万千瓦。光伏发电量37.5亿千瓦时，同比增加3.1%，占云南发电量的1%，光伏装机量585万千瓦。

《云南省2022年新能源建设方案》明确提出，2022年全省加快推动开工新能源项目355个，其中光伏项目350个，装机3165.04万千瓦；风电项目5个，装机35.5万千瓦，确保年度开发新能源规模1500万千瓦以上，力争达2000万千瓦。光伏项目按照2022年8月前完成项目备案，2022年10月前全面开工建设。装机规模10万千瓦及以下项目，2023年4月前应具备投产条件；10万千瓦以上项目，2023年6月前应具备投产条件。全容量并网时间不得超过2023年12月底。风电项目2022年11月底前具备核准条件，2023年7月前全面开工建设。

2022年云南地区新能源装机量增速较为明显，当地积极推动新能源电力建设，但激励政策并不明显，项目进展较为缓慢，很难按期投产运营。

根据《“十四五”云电送粤框架协议》《“十四五”云电送桂框架协议》云南在“十三五”送电的基础上新增乌东德电站送电，“十四五”期间计划每年向广东、广西送电1452亿千瓦时。2022年云南西电东送电量1436.5亿千瓦时，同比下降2.48%，对境外送电量12.6亿千瓦时，同比增长119%。

3.1 电解铝

电解铝行业属于高耗能企业，生产一吨电解铝综合电耗13500度电，前期云南地区以绿电优势招商引资，使得从2018年开始神火、其亚和魏桥将其电解铝产能陆续转移至云南。2019年云南电解铝耗电量255万千瓦时，占工业用电20%，至2022年电解铝耗电量增加至575万千瓦时，占工业用电达到33%，复合增长率达到31%。

云南地区规划电解铝产能826万吨，建成产能540万吨，经历过连续2轮减产后预计3月份开始运行产能降至335万吨。按照丰水期4-5月份开始复产，根据当下的降水量以及水库储量，预计复产50%即100万吨，叠加魏桥可能投放产能40万吨左右，据此预估2023年云南地区电解铝产量415万吨，电解铝耗电量560万千瓦时，同比下滑2.5%。

2021-2022年连续两年云南地区都出现了受供电紧张而引发的被迫减产事件，2023年初降水减少造成的南方供电紧张的局面未得到改善，四川地区电解铝复产推迟，贵州地区突发性的减产以及云南地区迎来了二轮减产。因此即使在丰水期电解铝企业如期复产后，仍不排除今年冬季再次进入减产周期的可能。

3.2 工业硅

工业硅目前尚未明确属于高耗能企业，生产一吨工业硅综合电耗12800-13000度电，过去四年云南地区工业硅产能少有扩建，不过2023年是工业硅新增产能大年，预计将有超60万吨新增产能投放。不过工业硅用电量占云南工业用电比例较小，且生产弹性较大，过去几年整体开工率维持在5成左右。因此若出现用电紧张的情况，虽然将对云南供应产生影响，但工业硅价格走势更依赖于当时的供需平衡关系，而非对限电的炒作。

云南自2021年开始已经连续两年在三季度开始出现因电力供应紧张的问题影响电解铝的正常生产，2022年电力导致的限产范围甚至扩大到四川和贵州地区。从云南地区发电装机量、新增装机量、水库出水量以及当前的降水量来看，预计2023年电力引发的限产情况难以扭转，云南仍将持续面临电力缺口问题。此外电解铝行业及工业硅行业，尚有较多规划产能未投放，后面对云南地区绿电项目的投资以及政策引导火电调节形成较大考验。