公用事業行業：時間的煤硅繼續演繹火儲價值將被充分挖掘-230528（29頁）.pdf

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1、 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1 1/2929 Table_Page 深度分析|公用事業 證券研究報告 公用事業行業公用事業行業 時間的煤硅繼續演繹，火儲價值將被充分挖掘時間的煤硅繼續演繹，火儲價值將被充分挖掘 核心觀點核心觀點：調節性電源摸排、輸配電改革、電力需求負荷管理三箭齊發，改革進調節性電源摸排、輸配電改革、電力需求負荷管理三箭齊發，改革進入加速期。入加速期。近期電改政策高頻出臺，我們總結如下：（1）輸配電改革：輸配電改革：明確用戶承擔系統運行費用，并將輔助用能電價單列；（2）調節性電源調節性電源摸排摸排：對抽蓄、火電靈活性改造、氣電、新型儲能等靈活調節性電源摸排、評

2、估；（3）電力需求負荷管理征求意見：電力需求負荷管理征求意見：針對缺電形成響應機制，2025 年各省需求響應能力達到 3-5%，2030 年形成規?；瘜崟r需求響應能力。上述政策核心聚焦于綠電發電量占比迅速提升過程中帶來的電網不穩定、新能源消納、輔助服務定價等問題，正是我國新型電力系，正是我國新型電力系統發展、改革的重點方向。統發展、改革的重點方向。歐盟歐盟的的經驗經驗：火電作為消納主體火電作為消納主體，電價改革加速電價改革加速。我們在歐盟能源啟示錄中結論已經明確，在歐盟風光發電量占比從 2013 年的 10%提升至 2022 年的 22%過程中：（1）主動棄核帶動核電占比由 28%下降到 22

3、%，煤電發電量占比由 25%降至 16%，氣電發電量占比由 14%升至 20%，且這一過程中氣電調峰及煤電靈活性改造加速；（2）系統峰谷電價、分時電價、邊際出清機制等政策快速出臺，電價中支付給綜合輔助服務的比例快速提高，即綠電化過程中需要支付的系統成本顯性化。展望我國電改的政策思路，特別是如山東、云南、甘肅、新疆等地已經出臺的政策，均不斷強調針對輔助綜合服務、特別是調峰、消納的政策，其中多地明確對火電機組調峰給予補貼/容量電價。時間的煤硅繼續演繹，火儲價值重估進行時時間的煤硅繼續演繹，火儲價值重估進行時。我們在去年末提出 時間的煤硅，看好煤、硅的成本回落以及電改的加速。2022 年我國風光發電

4、量達 0.92 萬億千瓦時、占比 11%（類似歐洲 2014 年），預計 2030年風光發電量超 2.80 萬億千瓦時、占比 23.6%，對應所需輔助綜合服務達 2100-2800 億元/年（假設 0.075-0.10 元/kwh）?；谖覈嗝荷贇獾哪茉唇Y構和熱值價格比，我國火電機組（主要是煤電）有望成為輔助綜合服務的主體。過往幾年，火電被風光調用的次數已數倍增長，展望容量電價、現貨交易、可調節電源等政策預期，我們預計 2030 年火電的綜合輔助服務收入有望達到 1050-1400 億元/年，此部分收入是火火電時間調節能力、容量價值等屬性的體現，電時間調節能力、容量價值等屬性的體現，且增長空

5、間掛鉤風光的增量發電量，未來幾年的成長性突出。攻守兼備，配置價值突出，關注全國性攻守兼備，配置價值突出，關注全國性+地方龍頭。地方龍頭。關注火儲價值挖掘下的火電【全國龍頭華能國際(A+H)、華電國際(A+H)、大唐發電(A+H)；區域龍頭福能股份、上海電力、寶新能源、粵電力 A】。同時，關注來水改善和防御價值凸顯的水電【長江電力、國投電力、川投能源】。風險提示。風險提示。煤價大幅波動；來水不及預期；綠電裝機增長不達預期。行業評級行業評級 買入買入 前次評級 買入 報告日期 2023-05-28 相對市場表現相對市場表現 分析師：分析師：郭鵬 SAC 執證號：S0260514030003 SFC

6、 CE No.BNX688 021-38003655 分析師：分析師：姜濤 SAC 執證號：S0260521070002 021-38003624 請注意，姜濤并非香港證券及期貨事務監察委員會的注冊持牌人，不可在香港從事受監管活動。相關研究：相關研究：公用事業行業深度跟蹤:山東出現長時段現貨負電價，火儲價值加速深挖 2023-05-07 公用事業行業 2022 年報總結:煤硅花開、現金流先行，盈利轉正、火儲方可期 2023-05-03 公用事業行業深度跟蹤:3 月進口動力煤大增 148%，業績落地塑造火電轉盈預期 2023-04-23 聯系人：許子怡 021-38003618 -13%-8%-

7、3%2%7%12%05/2207/2209/2211/2201/2303/23公用事業滬深300 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2 2/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 重點公司估值和財務分析表重點公司估值和財務分析表 股票簡稱股票簡稱 股票代碼股票代碼 貨幣貨幣 最新最新 最近最近 評級評級 合理價值合理價值 EPS(元元)PE(x)EV/EBITDA(x)ROE(%)收盤價收盤價 報告日期報告日期（元（元/股）股）2023E 2024E 2023E 2024E 2023E 2024E 2023E 2024E 華能國際 600011.SH CNY 9

8、.71 2023/04/26 買入 12.18 0.68 0.84 14.28 11.56 2.73 2.35 8.90 9.90 華能國際電力股份 00902.HK HKD 4.80 2023/04/26 買入 6.02 0.68 0.84 6.41 5.18 1.22 1.05 8.90 9.90 華電國際 600027.SH CNY 6.47 2023/05/01 買入 7.49 0.58 0.73 11.16 8.86 3.08 2.71 8.80 10.40 華電國際電力股份 01071.HK HKD 3.86 2023/05/01 買入 4.50 0.58 0.73 6.05 4.

9、76 1.66 1.46 8.80 10.40 大唐發電 601991.SH CNY 3.51 2023/04/28 買入 4.51 0.20 0.30 17.55 11.70 2.39 2.06 5.60 7.70 大唐發電 00991.HK HKD 1.53 2023/04/28 買入 2.14 0.20 0.30 6.87 4.59 0.94 0.81 5.60 7.70 國電電力 600795.SH CNY 4.00 2023/05/01 買入 5.71 0.38 0.44 10.53 9.09 1.42 1.29 13.50 14.30 福能股份 600483.SH CNY 12.5

10、2 2023/04/26 買入 20.02 1.54 1.78 8.13 7.03 4.47 4.02 13.10 13.10 上海電力 600021.SH CNY 10.88 2023/04/25 買入 16.03 1.07 1.41 10.17 7.72 1.82 1.55 12.40 14.40 粵電力 A 000539.SZ CNY 7.36 2023/04/24 買入 7.97 0.26 0.50 28.31 14.72 4.49 3.50 6.40 10.80 寶新能源 000690.SZ CNY 7.53 2023/04/28 買入 8.99 0.60 0.82 12.55 9.

11、18 7.49 5.78 10.40 12.50 皖能電力 000543.SZ CNY 6.35 2023/05/04 買入 7.19 0.48 0.60 13.23 10.58 3.81 3.17 8.10 9.00 數據來源：Wind、廣發證券發展研究中心 備注：表中估值指標按照最新收盤價計算 UWdUsWkZlXoMsQrMaQcM8OsQmMmOpMfQoOqNfQmOyRaQnPnPvPoPyQvPmPrN 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 3 3/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 目錄索引 一、調節電源摸排、輸配電改革、電力需求負荷管理三箭齊發

12、.6 二、風光消納問題亟待解決，火儲價值將被充分挖掘.9（一）歐盟經驗揭示，火電作為消納主體，電價改革加速.10（二）電網最高發用電負荷差值擴大，風光消納問題突出.15（三）火儲市場空間超 1000 億元/年，綜合服務收入成長空間大.18 三、時間的煤硅繼續演繹，關注全國龍頭+區域火電.19（一）時間的煤硅持續演繹，年初至今板塊最大漲幅超 20%.19（二）重點推薦：全國性公司+區域火電龍頭.23 四、風險提示.27 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 4 4/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖表索引 圖 1：政策核心聚焦于綠電發電量占比迅速提升過程中所產

13、生的問題.6 圖 2：2023 年 3 月全國風電利用率為 96.8%.9 圖 3：2023 年 3 月全國光伏利用率為 98.2%.9 圖 4：五一期間山東電力現貨交易價格出現多時段持續負電價.9 圖 5：煤硅電價三要素均持續改善.10 圖 6：我國電力裝機結構中國風光占比快速增長.10 圖 7：2022 年我國風光發電量占比升至 10.9%.11 圖 8：十四五、十五五期間我國風光發電量占比迅速提升.11 圖 9：2021 年丹麥煤電裝機占比降至 9.2%.13 圖 10：2021 年德國煤電裝機占比降至 18.0%.13 圖 11：丹麥風光發電量占比已超 60%.13 圖 12：德國煤電

14、和風光發電量占比均超 30%.13 圖 13：靈活性資源的供給結構.13 圖 14：歐洲市場可再生能源及調節電源的裝機預測.13 圖 15：丹麥電力系統 20002020 年期間技術及制度層面的靈活性解決方案.14 圖 16：根據測算當前我國電力系統結構與十年前歐盟結構相似.14 圖 17：我國電網最高用電負荷逐年攀高.15 圖 18：近年我國西北電網最高用電、發電負荷差值逐步擴大.15 圖 19：新能源占比提升帶來多時間尺度調節問題.16 圖 20：2022 年我國煤電裝機占 44%.16 圖 21：2020 年歐洲氣電裝機占 27%.16 圖 22：測算 2030 年風光累計發電量超 2.

15、80 萬億千瓦時.18 圖 23：2021 年初至今火電漲幅超 50%.20 圖 24：2022 年 10 月以來火電股股價與動力煤價顯著負相關.20 圖 25：2023 年初至今最大漲跌幅情況.20 圖 26：2023 年 1-4 月電力、熱力生產和供應業利潤總額達 1495 億元.22 圖 27：2023 年 1-4 月電力、熱力生產和供應業利潤總額同比增長 47.2%.22 圖 28：2023 年 4 月全國發電量同比+6.1%.22 圖 29：2023 年 4 月火電發電量同比+11.5%.22 圖 30：秦皇島動力煤 Q5500 市價（元/噸）.23 圖 31：單晶組件（單面）-18

16、2mm（元/瓦）.23 表 1：三輪監管省級電網輸配電價政策對比梳理.7 表 2：關于開展電力系統調節性電源建設運營綜合監管工作的通知.7 表 3：電力需求側管理辦法（征求意見稿）需求響應章節部分內容.8 表 4：測算十五五末我國風光發電量占比達 23.6%.12 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 5 5/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 表 5：測算單位煤電成本遠低于氣電成本.17 表 6：部分省份已出臺針對火電機組調峰、消納的政策補償.17 表 7：火電綜合輔助服務收入空間敏感性測算（單位：億元）.18 表 8：參與綜合輔助服務的火電電價測算.18 表

17、 9：火電業務度電電價增長敏感性測算（單位：元/千瓦時，含稅）.19 表 10：典型火電企業單季業績情況.21 表 11：部分火電企業火電度電利潤測算情況.23 表 12：華能國際盈利預測表.23 表 13：華電國際盈利預測表.24 表 14：大唐發電盈利預測表.24 表 15：國電電力盈利預測表.25 表 16：福能股份盈利預測表.25 表 17：上海電力盈利預測表.26 表 18：寶新能源盈利預測表.26 表 19：粵電力盈利預測表.26 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 6 6/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 一、一、調節電源摸排、輸配電改革、電力

18、需求負荷管理三箭齊發調節電源摸排、輸配電改革、電力需求負荷管理三箭齊發 調節性電源摸排、輸配電改革、電力需求負荷管理三箭齊發，改革進入加速期。調節性電源摸排、輸配電改革、電力需求負荷管理三箭齊發，改革進入加速期。近期電改政策高頻出臺，我們總結如下：（1）輸配電改革：明確用戶承擔系統運行費用，并將輔助用能電價單列；（2）調節性電源摸排：對抽蓄、火電靈活性改造、氣電、新型儲能等靈活調節性電源摸排、評估；（3）電力需求負荷管理征求意見：針對缺電形成響應機制，2025年各省需求響應能力達到3-5%，2030年形成規?；瘜崟r需求響應能力。上述政策核心聚焦于綠電發電量占比迅速提升過程中帶來的電網不穩定、新

19、能源消納、輔助服務定價等問題，正是我國新型電力系統發展、改革的重點方向。圖圖 1：政策核心聚焦于綠電發電量占比迅速提升政策核心聚焦于綠電發電量占比迅速提升過程中所產生的問題過程中所產生的問題 數據來源：廣發證券發展研究中心 5月15日，國家發改委印發第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知，進一步深化輸配電價改革，保障電力安全穩定供應，推動電力行業高質量發展。與前兩輪省級電網輸配電價政策相比，本輪變化主要體現在以下方面：（1）大工業與一般工商業）大工業與一般工商業用戶分類合并，用戶分類合并，以用電容量為標準制定計費方式以用電容量為標準制定計費方式。用戶用電價格由四類歸并為三類，前兩輪監管用

20、戶分為大工業用戶、一般工商業用戶和其他用戶、居民用電、農業用電，第三輪監管將大大工業用電與工商業用電合并。以用電容量為標準制定計費方式。低用電容量用戶執行單一制電價、高用電容量用戶執行兩部制電價；現執行單一制電價的用戶可在兩種方式中選擇執行。（2）明確用電電價）明確用電電價構成，構成，用戶需承擔系統運行費用用戶需承擔系統運行費用。明確工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成。原輔助服務費用擴大為系統運行費用；線損費用從輸配電價中分離單獨計列，此前線損費用包含在輸配電價中，本輪周期開始單獨計列，當前輸配電價更貼近過網費的概念，有利于明晰雙方收入

21、及成本構成。首次在電價層面明確系統運行費用由終端用戶承擔，推動參與市場化交易的工商業用戶合理分攤輔助服務費用。（3）單列抽蓄容量電價，新型儲能、火儲等調節方式成本明晰值得期待）單列抽蓄容量電價，新型儲能、火儲等調節方式成本明晰值得期待。本次改革中，明確系統運行費用包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等。我們認為抽蓄容量電價單列具備引導作用，也是對新型儲能、火電調峰等其他調峰主體容量電價的出臺釋放的積極信號。識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 7 7/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 表表 1：三輪監管省級電網輸配電價政策：三輪監管省級電網輸配電價政策對比對比梳

22、理梳理 方向方向 第一監管周期第一監管周期 第二監管周期第二監管周期 第三監管周期第三監管周期 政策名稱政策名稱 關于印發的通知 關于印發的通知 關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知 發布時間發布時間 2019 年 5 月 2020 年 2 月 2023 年 5 月 用戶分類用戶分類 依據不同電壓等級和用戶的用電特性和成本結構，分別制定分電壓等級、分用戶類別輸配電價 用戶類別用戶類別：以現行銷售電價分類為基礎，原則上分為大工業用電、一般工商業和其他用電、居民和農業用電 電壓等級電壓等級：分為 500 千伏（750 伏）、220 千伏（330 千伏）、110千伏（66 千伏）、35

23、千伏、10 千伏（20 千伏）和不滿 1 千伏等 6個電壓等級 用戶用電價格歸并為居民生活、農業生產及工商業用電三用戶用電價格歸并為居民生活、農業生產及工商業用電三類；類；尚未實現工商業同價的地方，用戶用電價格可分為居民生活、農業生產、大工業、一般工商業用電四類 上網上網電價構成電價構成 參與電力市場化交易的用戶用電價格包括市場交易上網電價、輸配參與電力市場化交易的用戶用電價格包括市場交易上網電價、輸配電價、輔助服務費用和政府性基金及附加。電價、輔助服務費用和政府性基金及附加。工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費

24、用、政府性基金及附加組成。配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成。(系統運行費用包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等)計費方式計費方式 兩部制電價的容量電價和電度電兩部制電價的容量電價和電度電價原則上參考準許成本中折舊費價原則上參考準許成本中折舊費用與運行維護費的比例核定用與運行維護費的比例核定 省級電網輸配電準許收入由準許成本、準許收益和稅金構成。（與輸配電業務無關的固定資產不得納入可計提收益的固定資產范圍，其中包括抽水蓄能電站、電儲能設施、已單獨核定上網電價的電廠資產等。）電網企業按照本文件核定的標準收取輸配電價。未參與電力市場化交易的用戶，執行政府規定的銷售電價。執行工商業用電價格的

25、用戶執行工商業用電價格的用戶，用電容量在 100 千伏安及以下的，執行單一制電價；100 千伏安至 315 千伏安之間的，可選擇執行單一制或兩部制電價；315 千伏安及以上的，執行兩部制電價，現執行單一制電價的用戶可選擇執行單一制電價或兩部制電價。選擇執行需量電價計費方式的兩部制用戶，每月每千伏安用電量達到 260 千瓦時及以上的，當月需量電價按本通知核定標準 90%執行。每月每千伏安用電量為用戶所屬全部計量點當月總用電量除以合同變壓器容量。居民生活、農業生產用電居民生活、農業生產用電繼續執行現行目錄銷售電價政策。輸配電價構成輸配電價構成 過網費、準許收入、線損（交叉補貼）過網費、準許收入、線

26、損（交叉補貼）過網費、準許收入、（交叉補貼）數據來源：國家發改委，廣發證券發展研究中心 全國范圍調節性電源摸查工作啟動，全國范圍調節性電源摸查工作啟動，火電依靠調峰獲取收益的模式有望接近火電依靠調峰獲取收益的模式有望接近。5月16日，國家能源局發布 關于開展電力系統調節性電源建設運營綜合監管工作的通知，為進一步推動電力系統調節性電源及資源更好發揮作用，決定在全國范圍開展電力系統調節性電源建設運營綜合監管工作。開展抽水蓄能、煤電靈活性改造機組、燃氣發電、調節性水電、新型儲能等靈活調節性電源及資源建設運營綜合監管，全面摸清底數，聚焦規劃建設、調度運行、市場交易、價格機制等方面存在的突出問題，針對性

27、地提出監管意見建議，推動相關政策完善落實，切實發揮調節性電源及資源在提升電力系統整體運行效率、保障電網安全穩定運行、促進清潔能源消納等方面的支撐作用。表表 2：關于開展電力系統調節性電源建設運營綜合監管工作的通知關于開展電力系統調節性電源建設運營綜合監管工作的通知 方向方向 主要內容主要內容 監管范圍監管范圍 1.所有在運、在建抽水蓄能項目。2.“十三五”以來實施靈活性改造、接入電壓等級 220 千伏及以上、單臺機組容量 30 萬千瓦及以上的煤電項目。識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 8 8/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 3.“十三五”以來投產、接入電

28、壓等級 110 千伏及以上、單臺機組容量 10 萬千瓦及以上的燃氣發電項目。4.具有庫容日調節及以上調節能力、裝機容量 30 萬千瓦及以上的水電項目。5.2020 年 1 月 1 日以來并網的新型儲能項目。監管對象監管對象 各電網企業、各發電企業、相關儲能企業、各電力調度機構和電力交易機構 監管內容監管內容 調節性電源及資源調節作用的實際利用情況調節性電源及資源調節作用的實際利用情況，“兩個細則”執行情況（新型儲能除外）；電網企業是否提供公平接入服務，相關電力調度機構是否按照“三公”原則實施優化調度，是否建立和完善新型儲能項目接網程序、優化調度運行機制實現科學優先調用等 調節性電源及資源參與電

29、力市場交易的有關情況調節性電源及資源參與電力市場交易的有關情況，參與輔助服務考核補償機制的情況，各類電源配建新型儲能自愿選擇與所屬電源聯合或轉為獨立儲能參與電力市場的情況，市場化交易價格的浮動范圍是否符合國家政策要求；市場運營機構是否按照公平無歧視的原則執行市場準入、信息披露、交易結算、合同簽訂等相關制度等 調節性電源及資源電價的形成情況調節性電源及資源電價的形成情況，參與靈活性調節的容量補償機制情況，實際結算電費是否按照交易合同約定量價進行結算；燃氣發電項目執行天然氣發電價格機制；調節性電源及資源項目盈利情況；抽水蓄能抽水電量、向電網送電的獨立儲能電站充電電量是否執行輸配電價、承擔政府性基金

30、及附加等 數據來源：國家能源局，廣發證券發展研究中心 5月19日，國家發改委就電力需求側管理辦法（征求意見稿）和電力負荷管理辦法（征求意見稿）向社會公開征求意見。本次電力需求側管理辦法（征求意見稿）結合新形勢與新任務，新增需求響應工作內容，提出到2025年，各省需求響應能力達到最大用電負荷的3%-5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過40%的省份達到5%或以上。電力負荷管理辦法（征求意見稿）除新增需求響應部分外，還新增系統支撐章節、進一步加強電力負荷管理執行監測，同時細化有序用電要求。表表 3：電力需求側管理辦法（征求意見稿）電力需求側管理辦法（征求意見稿）需求響應章節部分內容需求響應章節部分

31、內容 方向方向 主要內容主要內容 提升需求響應能力提升需求響應能力 到 2025 年，各省需求響應能力達到最大用電負荷的 3%5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過 40%的省份達到 5%或以上。到 2030 年，形成規?；膶崟r需求響應能力，結合輔助服務市場、電能量市場交易可實現電網區域內可調節資源共享互濟。加快構建需求響應資源庫加快構建需求響應資源庫 各省級電力運行主管部門應指導電網企業根據需求響應的資源類型、負荷特征、響應速率、響應可靠性等關鍵參數，形成可用、可控的需求響應資源清單，并基于需求響應實際執行情況等動態更新。全面推進需求側資源參與全面推進需求側資源參與電力市場常態化運行電力市

32、場常態化運行 參與需求響應的各類主體可根據電力市場準入要求，自主申請注冊為合格市場主體，常態化參與電能量和輔助服務市場交易。鼓勵滿足條件的需求響應主體作為輔助服務提供方，保障電力系統穩定運行。鼓勵通過市場化手段，遴選具備條件的需求響應主體提供系統應急備用服務，簽署中長期合約并明確根據電網運行需要優先調用。支持符合要求的需求響應主體參與容量市場交易或納入容量補償范圍。建立并完善與電力市場銜建立并完善與電力市場銜接的需求響應價格機制接的需求響應價格機制 根據“誰受益、誰承擔”的原則，支持具備條件的地區，通過實施尖峰電價等手段提高經濟激勵水平。鼓勵需求響應主體參與相應電能量市場、輔助服務市場、容量市

33、場等，按市場規則獲取經濟收益。數據來源：國家發改委，廣發證券發展研究中心 結合山東在五一期間出現的連續22小時負電價、新能源消納預警中心3月風電、光伏利用率環比下降等事件，我們認為此時點的電改政策三箭齊發，核心是聚焦于綠電發電量占比迅速提升過程中帶來的電網不穩定、新能源消納、輔助服務定價等問題，正是我國新型電力系統發展、改革的重點方向。識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 9 9/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 2：2023年年3月全國風電利用率為月全國風電利用率為96.8%圖圖 3：2023年年3月全國光伏利用率為月全國光伏利用率為98.2%數據來源

34、：新能源消納檢測預警中心，廣發證券發展研究中心 數據來源：新能源消納檢測預警中心，廣發證券發展研究中心 圖圖 4：五一期間山東電力現貨交易價格出現多時段持續負電價五一期間山東電力現貨交易價格出現多時段持續負電價 數據來源：山東電力交易中心，廣發證券發展研究中心 二二、風光消納問題亟待解決風光消納問題亟待解決，火儲價值將被充分挖掘火儲價值將被充分挖掘 當前時點的電力，具備火電盈利改善、綠電裝機加速、火儲價值挖掘的三重共振。當前時點的電力，具備火電盈利改善、綠電裝機加速、火儲價值挖掘的三重共振。我們在去年末提出時間的煤硅，本質上就是煤和硅的成本回落、電改預期的加速，我們看到部分公司如皖能電力、華能

35、國際等年初至今最大漲幅超40%?；痣姷膬奢喰星轵寗右蛩卣诖丝摊B加：一方面在一季度伴隨進口改善與長協比例提升，火電盈利改善發生的確定性催化下，展望二、三季度業績確定性的改善夯實業績的彈性；另一方面伴隨著電改加速下的火儲價值挖掘與綠電裝機塑造成長性，若進一步出現消納與缺電的情景，火儲價值將被充分挖掘。而當前市場對于火儲價值重估的認知依然存在較大的預期差。95.5%98.5%96.8%90%92%94%96%98%100%1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月202020212022202396.8%98.9%98.2%90%92%94%96%98%100%1月

36、2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月2020202120222023-2000200400600800123456789101112131415161718192021222324山東電力現貨交易電價（元山東電力現貨交易電價（元/兆瓦時）兆瓦時）燃煤標桿電價5月1日5月2日5月3日5月4日5月5日 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1010/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 5：煤硅電價三要素均持續改善煤硅電價三要素均持續改善 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心（一）（一）歐盟經驗揭示歐盟經驗揭示，火電作為消納主體

37、，電價改革加速火電作為消納主體，電價改革加速 20102022年我國風光裝機占比提升年我國風光裝機占比提升17個個pct、風光發電量占比提升、風光發電量占比提升10個個pct。從我國電力裝機結構來看，過去我國以傳統電源火電、水電為主，2010年兩者裝機占比96%，近十年風光等可再生能源逐漸成為發展重點，水電、火電裝機占比下降，2022年火電裝機占比52%，水電開發已進入后半程增量有限，風光成為新增裝機主力。伴隨裝機結構的變化，風光發電量占比亦迅速提升，由2010年1.0%提升至2022年的10.9%，火電發電量占比由80%降至70%左右，水電、核電占比相對穩定。圖圖 6：我國電力裝機結構我國電

38、力裝機結構中風光占比快速增長中風光占比快速增長 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 3%5%6%7%9%11%14%16%19%21%24%27%30%73%72%71%69%67%66%64%62%60%59%57%55%52%22%22%22%22%22%21%20%19%19%18%17%16%16%0%20%40%60%80%100%2010201120122013201420152016201720182019202020212022我國電力裝機結構我國電力裝機結構風電+光伏火電水電核電其他 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1111/2929 Table_Page

39、Text 深度分析|公用事業 圖圖 7：2022年我國風光發電量占比升至年我國風光發電量占比升至10.9%數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 測算測算十四五末、十五五末我國風光發電量占比分別達十四五末、十五五末我國風光發電量占比分別達16.8%、23.6%政府工作報告設定2023年GDP增速目標5%，我們對規模以上口徑發電量進行預測，假設20232025年發電量增速維持5%、20262030年增速呈下降趨勢至3.5%。20232025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，20262030年核電裝機有望加速投產、風光新增裝機增速逐步降低；利用小時數方面，除火電利用小時數

40、緩慢降至4000小時左右、風光水核均保持相對穩定，則2025年我國風光發電量占比增至16.8%、2030年增至23.6%，實現快速增長。根據上述預測假設根據上述預測假設，以下結論值得重視：，以下結論值得重視：（1）火電發電量并非大幅下滑，而是維持平穩，即使考慮新增火電裝機的投產，火電利用小時下降空間也相當有限，特別是2022-2026年區間。（2）風光發電量占比從2022年的10.9%，到2025年的16.8%，再到2030年的23.6%，期間必然需要電網的調度、調峰、消納能力的快速提升，輔助綜合服務市場將全面啟動。（3）2022-2030年間，風光發電量占比10.9%提高至23.6%，而火電

41、發電量占比由69.8%降至54.2%，考慮到地區差異，部分省市風光+水等可再生能源發電占比將很快超過50%。圖圖 8：十四五、十五五期間我國風光發電量占比迅速提升十四五、十五五期間我國風光發電量占比迅速提升 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 1%1%2%2%2%3%4%5%6%7%8%9%11%80%83%79%80%75%75%74%73%73%72%71%71%70%16%13%16%15%19%18%18%17%16%16%16%15%14%0%20%40%60%80%100%2010201120122013201420152016201720182019202020212022

42、我國發電量結構我國發電量結構風電+光伏火電水電核電71.2%71.1%69.8%67.3%65.2%63.2%61.2%59.5%57.4%55.7%54.2%7.5%9.2%10.9%12.8%14.8%16.8%19.0%20.5%21.8%22.7%23.6%0%10%20%30%40%50%0%20%40%60%80%100%2020202120222023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E我國發電量結構預測我國發電量結構預測/%火電（左軸）水電（右軸）風光（右軸）核電（右軸）識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1212/2

43、929 Table_PageText 深度分析|公用事業 表表 4：測算測算十五五末我國風光發電量占比達十五五末我國風光發電量占比達 23.6%發電量預測發電量預測/億千瓦時億千瓦時 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 發電量 81,122 83,886 88,080 92,484 97,109 101,478 106,045 110,287 114,698 118,713 火電 57,703 58,531 59,249 60,327 61,384 62,124 63,082 63,255 63,858 64,36

44、0 水電 11,840 12,020 13,232 14,006 14,801 15,214 15,668 16,441 17,129 17,699 風電 5,667 6,867 8,357 10,061 11,781 13,815 15,465 17,005 18,435 19,755 光伏 1,837 2,290 2,921 3,647 4,573 5,444 6,248 6,985 7,655 8,258 核電 4,075 4,178 4,322 4,443 4,569 4,881 5,582 6,601 7,621 8,640 發電量增速發電量增速/%2021 2022 2023E 2

45、024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 增速/%9.4%3.4%5.0%5.0%5.0%4.5%4.5%4.0%4.0%3.5%火電 9.3%1.4%1.2%1.8%1.8%1.2%1.5%0.3%1.0%0.8%水電-2.5%1.5%10.1%5.8%5.7%2.8%3.0%4.9%4.2%3.3%風電 36.7%21.2%21.7%20.4%17.1%17.3%11.9%10.0%8.4%7.2%光伏 29.3%24.7%27.6%24.9%25.4%19.0%14.8%11.8%9.6%7.9%核電 11.3%2.5%3.4%2.8%2.8%6.

46、8%14.4%18.3%15.4%13.4%發電量結構發電量結構/%2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 火電 71.1%69.8%67.3%65.2%63.2%61.2%59.5%57.4%55.7%54.2%水電 14.6%14.3%15.0%15.1%15.2%15.0%14.8%14.9%14.9%14.9%風電 7.0%8.2%9.5%10.9%12.1%13.6%14.6%15.4%16.1%16.6%光伏 2.3%2.7%3.3%3.9%4.7%5.4%5.9%6.3%6.7%7.0%核電 5.0%5.

47、0%4.9%4.8%4.7%4.8%5.3%6.0%6.6%7.3%新增發電量新增發電量/億千瓦時億千瓦時 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 發電量 6,951 2,764 4,194 4,404 4,624 4,370 4,567 4,242 4,411 4,014 火電 4,904 828 718 1,079 1,056 741 957 173 603 502 水電-300 180 1,212 774 796 413 454 772 689 570 風電 1,521 1,200 1,490 1,704 1,7

48、20 2,034 1,650 1,540 1,430 1,320 光伏 416 453 631 726 926 871 804 737 670 603 核電 413 103 144 121 126 311 701 1,019 1,020 1,019 新增發電量比例新增發電量比例/%2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 火電 70.5%30.0%17.1%24.5%22.8%16.9%21.0%4.1%13.7%12.5%水電-4.3%6.5%28.9%17.6%17.2%9.4%9.9%18.2%15.6%14.2%

49、風電 21.9%43.4%35.5%38.7%37.2%46.5%36.1%36.3%32.4%32.9%光伏 6.0%16.4%15.0%16.5%20.0%19.9%17.6%17.4%15.2%15.0%核電 5.9%3.7%3.4%2.8%2.7%7.1%15.4%24.0%23.1%25.4%數據來源：中電聯，Wind，廣發證券發展研究中心 備注：以上發電量數據為國家統計局規模以上口徑 參考歐盟中丹麥和德國新能源發展過程經驗，其解決風光消納問題主要依靠三個措 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1313/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 施：一是增

50、加靈活調節電源一是增加靈活調節電源，對煤電進行靈活性改造、擴大氣電裝機，并大力發展儲能；二是引入市場化電價機制二是引入市場化電價機制，包括電力現貨市場和負電價，通過市場化機制鼓勵火電靈活性改造、為調節電源提供合理收益，并引導用戶削峰填谷；三是跨境電三是跨境電力互補力互補，歐洲大部分國家實現電網互聯，可依靠其他國家為本國提供調峰消納。圖圖 9：2021年丹麥煤電裝機占比降至年丹麥煤電裝機占比降至9.2%圖圖 10：2021年德國煤電裝機占比降至年德國煤電裝機占比降至18.0%數據來源：EMBER，廣發證券發展研究中心 數據來源：EMBER，廣發證券發展研究中心 圖圖 11：丹麥風光發電量占比已超

51、丹麥風光發電量占比已超60%圖圖 12：德國煤電和風光發電量占比均超德國煤電和風光發電量占比均超30%數據來源：EMBER，廣發證券發展研究中心 數據來源：EMBER，廣發證券發展研究中心 圖圖 13：靈活性資源的供給結構：靈活性資源的供給結構 圖圖 14：歐洲市場可再生能源及調節電源的裝機預測：歐洲市場可再生能源及調節電源的裝機預測 數據來源：IEA，廣發證券發展研究中心 備注：STEPS(Stated Policies Scenario)為保守情景，APS（Announced Pledges Scenario）為理想情景 數據來源：Wood Mackenzie Power&Renewabl

52、e，廣發證券發展研究中心 0%20%40%60%80%100%丹麥電力裝機結構丹麥電力裝機結構風電+光伏煤電氣電生物質其他0%20%40%60%80%100%德國電力裝機結構德國電力裝機結構風電+光伏煤電氣電水電核電其他0%14%28%42%56%70%丹麥發電量結構丹麥發電量結構/%煤電氣電風光生物質0%12%24%36%48%60%德國發電量結構德國發電量結構/%煤電氣電核電風光水電生物質 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1414/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 15：丹麥電力系統：丹麥電力系統20002020年期間技術及制度層面的靈活性解決

53、方案年期間技術及制度層面的靈活性解決方案 數據來源：丹麥能源署（2021）：丹麥電力系統中靈活性的發展及其作用，廣發證券發展研究中心 我們在歐盟能源啟示錄中結論已經明確，在風光發電量占比從2013年的10%提升至2022年的22%過程中：（1）主動棄核帶動核電占比由28%下降到22%，煤電發電量占比由25%降至16%，氣電發電量占比由14%升至20%，且這一過程中氣電調峰及煤電靈活性改造加速；（2）系統峰谷電價、分時電價、邊際出清機制等政策快速出臺，電價中支付給綜合輔助服務的比例快速提高，即綠電化過程中需要支付的系統成本顯性化。當前我國電力系統結構與十年前歐盟結構相似，當前我國電力系統結構與十

54、年前歐盟結構相似，預計將迎來預計將迎來調峰調峰消納消納需求爆發期。需求爆發期。圖圖 16：根據測算當前我國電力系統結構與十年前歐盟結構相似：根據測算當前我國電力系統結構與十年前歐盟結構相似 數據來源：Wind，EMBER，廣發證券發展研究中心 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1515/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 （二）（二）電網最高發用電負荷差值擴大，電網最高發用電負荷差值擴大，風光消納問題風光消納問題突出突出 負荷曲線峰谷差率擴大負荷曲線峰谷差率擴大，部分電網最高發用電負荷差值擴大部分電網最高發用電負荷差值擴大。經濟高質量發展背景下，第三產業和城

55、鄉居民生活用電占比逐漸提升，帶動用電負荷曲線的峰谷差率擴大。根據國網能源研究院對“十四五”的分析，國網經營區最大負荷增速將高于用電量增速，預測2025年最大日峰谷差達到4億千瓦，最大日峰谷差率增至35%。同時伴隨新能源裝機占比持續提升，我國風光資源稟賦多集中于三北地區、而用電負荷多集中于沿海發達地區，電源側波動亦加大。西北電網當月最高用電負荷/最高發電負荷由2010年2月的0.94倍降至2023年4月的0.75倍；華東電網由0.97倍升至1.12倍，我國我國風光消納風光消納的的時間、空間時間、空間問題均亟待解決問題均亟待解決。圖圖 17：我國電網最高用電負荷逐年攀高：我國電網最高用電負荷逐年攀

56、高 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 圖圖 18：近年我國西北電網最高用電、發電負荷差值逐步擴大：近年我國西北電網最高用電、發電負荷差值逐步擴大 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 電力系統需要多時間尺度調節，各類靈活性資源具有不同的技術特性，故適應新型電力系統需要多時間尺度調節，各類靈活性資源具有不同的技術特性，故適應新型電力系統發展需要對靈活性資源進行多維度配置。電力系統發展需要對靈活性資源進行多維度配置。調頻、調峰、備用的時間尺度依次提升?；痣娛请娏ο到y的“壓艙石”，是調頻、調峰、備用的主體，由于近年來新能源快速發展，調頻速率和折返次數提高，調峰深度加大，導致火電在調頻調峰

57、方面壓力提升。電化學儲能和抽水蓄能具有較強的調頻調峰能力，是火電的有益補充，但由于電化學儲能一般配置2-4小時、抽水蓄能庫容8小時左右，故難以滿足日以上級別備用需求。需求側響應依托用戶側資源參與電力系統調節，調節速率相對有限，10.60 10.08 036912152月3月4月5月6月7月8月9月10月11月全國主要電網最高用電負荷全國主要電網最高用電負荷:當月值（單位：億千瓦）當月值（單位：億千瓦）201920202021202220230.600.760.921.081.241.40我國電網最高用電負荷我國電網最高用電負荷/最高發電負荷（當月值，單位：倍）最高發電負荷（當月值，單位：倍）全

58、國主要電網華北電網東北電網華東電網華中電網南方電網西北電網 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1616/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 將主要滿足部分調峰和備用需求。氫能主要通過電解水制氫和氫燃料電池參與電力系統調節，若能夠實現氫能長時間低成本的制備和存儲，則氫能能夠廣泛滿足調頻、調峰、備用需求。在調峰方面，火電（進行靈活性改造）、抽水蓄能、電化學儲能、在調峰方面，火電（進行靈活性改造）、抽水蓄能、電化學儲能、需求側響應均可實現需求側響應均可實現；火儲具備小時級別以上較長周期調節優勢；火儲具備小時級別以上較長周期調節優勢。圖圖 19：新能源占比提升帶來多

59、時間尺度調節問題新能源占比提升帶來多時間尺度調節問題 數據來源：廣發電新：新型電力系統系列之三-泛儲能需求無憂，電化學一馬當先 從重置成本方面來看，火電靈活性改造調峰經濟性最優。從重置成本方面來看，火電靈活性改造調峰經濟性最優。截至2022年末，我國煤電裝機達11.24GW、占總裝機比例的44%，我國電源結構中有大量的煤電機組可以進行改造后調峰；也是我國與歐洲消納壓力存在顯著差異的主要原因（我國煤電占比高而歐洲氣電占比高，氣電可以快速啟停調峰）。相較于抽水蓄能EPC單價約7000元/千瓦、鋰電池儲能EPC單價1.8元/Wh，火電靈活性改造成本最高僅為300元/千瓦（根據改造方式不同，最低單位千

60、瓦成本可至百元以下）。圖圖 20：2022年我國煤電裝機占年我國煤電裝機占44%圖圖 21：2020年歐洲氣電裝機占年歐洲氣電裝機占27%數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 基于火電重置成本最低情形下，進一步考慮煤電調峰及氣電調峰。一方面我國氣電裝機占比低（2022年僅為4%），大量采用氣電調峰仍需新建較多機組；另一方面，從考慮運營成本方面而言，我國煤電單位成本遠低于氣電。煤電：在動力煤價格1000元/噸、煤耗300克/千瓦時，度電燃料成本為0.30元/千瓦時；16%14%15%2%44%4%4%52%水電風電光伏核電煤電氣電其他20%10%14

61、%11%14%27%2%3%46%水電核電風電光伏燃煤燃氣油電生物質 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1717/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 氣電：在LNG價格為4100元/噸，單位kg天然氣發電量為7.06千瓦時（100%效率時），30%、50%效率的氣電度電燃料成本為1.937、1.162元/千瓦時。若進一步考慮碳排放成本，參考全國碳市場碳排放配額(CEA)交易價格，在碳排放配額交易價格為58元/噸，煤電、30%、50%效率的氣電碳排放量分別為1023、723、434克CO2/千瓦時情形下，煤電單位成本為0.359元/千瓦時，遠低于30%、50%

62、效率氣電的1.979、1.187元/千瓦時。表表 5：測算單位測算單位煤電成本煤電成本遠低于氣電成本遠低于氣電成本 類型類型 碳排放成本相關指標碳排放成本相關指標 燃料成本相關指標燃料成本相關指標 單位成本合計單位成本合計 元元/千瓦時千瓦時 碳排放量 克 CO2/千瓦時 碳排放成本 元/千瓦時 動力煤/LNG 單價 元/噸 燃料成本 元/千瓦時 燃煤發電燃煤發電 1023 0.059 1000 0.300 0.359 30%效率的燃氣發電 723 0.042 4100 1.937 1.979 50%效率的燃氣發電 434 0.025 4100 1.162 1.187 數據來源：Wind，廣發

63、證券發展研究中心 部分省份已出臺針對火電機組調峰、消納的政策補償部分省份已出臺針對火電機組調峰、消納的政策補償。展望我國電改的政策思路，特別是如山東、云南、甘肅、新疆等地已經出臺的政策，均不斷強調針對輔助綜合服務、特別是調峰、消納的政策，其中多地明確對火電機組調峰給予補貼/容量電價。表表 6：部分省份已出臺部分省份已出臺針對火電機組調峰、消納的政策補償針對火電機組調峰、消納的政策補償 省份省份 發布時間發布時間 政策名稱政策名稱 主要內容主要內容 云南 2023 年 4 月 2023 年云南省電力需求響應方案 實時型響應補貼：實時響應補貼標準執行全年統一價格 2.5 元/千瓦時。邀約型響應補貼

64、：削峰類響應補貼標準的上下限分別為 5 元/千瓦時、0 元/千瓦時；填谷類響應補貼標準的上下限起步階段分別暫定為 1 元/千瓦時、0 元/千瓦時。甘肅 2023 年 1 月 甘肅省電力輔助服務市場運營規則（試行）明確調峰容量電價政策以補償火電機組靈活性改造成本和電網側儲能的投資建設成本；對火電機組 50%以下調峰容量，按機組額定容量 10%5%分為 9 檔納入補償，電網側獨立儲能補償標準上限為 300 元/MW 日。上述補償費用分攤原則由未參與調峰的火電、新能源電場、水電廠、市場化電力用戶分攤。內蒙古 2022 年 8 月 內蒙古自治區火電靈活性改造消納新能源實施細則（2022 年版）自治區內

65、發電集團統籌本區域內火電靈活性制造改造，整合新增調節空間，按照新增調節空間 1:1 確定新能源規模。新疆 2022 年 7 月 新疆電力輔助服務市場運營規則 公用火電機組加裝輔助服務調峰設施參與調峰的，同等條件下優先調用其參與有償調峰。實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發電企業在不同時期分兩檔浮動報價：根據不同負荷報價上限為 0.7 元/千瓦時。數據來源：政府官網，廣發證券發展研究中心 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1818/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 （三）火儲（三）火儲市場空間市場空間超超 1000 億元億元/年，年，綜合服務

66、收入成長空間大綜合服務收入成長空間大 測算十五五末測算十五五末綜合輔助服務成本綜合輔助服務成本超超2800億元、對應億元、對應火電綜合輔助服務火電綜合輔助服務空間超千億?？臻g超千億?；谇笆霭l電量預測，2030年風光累計發電量超2.80萬億千瓦時（占全部發電量的23.6%）?？紤]20222030年間，我國風光發電量占比將由10.9%迅速提升至23.6%（提升12.7個pct），而我國又存在風光供給與消費地域分布錯配、棄風棄光率考核的特點，以及考慮到多種儲能的剛性成本等因素，我們假設度電綜合輔助服務成本分別為0.15、0.10、0.05元/千瓦時時，對應整體市場空間分別為4202、2801、14

67、01億元/年；火電調峰比例在50%情形下，對應火電的綜合輔助服務收入分別為2101、1401、700億元。此部分收入是火電時間調節能力、容量價值等屬性的體現，且增長此部分收入是火電時間調節能力、容量價值等屬性的體現，且增長空間掛鉤風光的增量發電量，未來幾年的成長性突出?？臻g掛鉤風光的增量發電量，未來幾年的成長性突出。圖圖 22：測算：測算2030年風光累計發電量超年風光累計發電量超2.80萬億千瓦時萬億千瓦時 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 表表 7：火電火電綜合輔助服務收入綜合輔助服務收入空間空間敏感性測算敏感性測算（單位：億元）（單位：億元）火電調峰比例 度電綜合輔助服務成本 4

68、0%45%50%65%70%0.05 560 630 700 910 980 0.08 840 945 1050 1366 1471 0.10 1121 1261 1401 1821 1961 0.13 1401 1576 1751 2276 2451 0.15 1681 1891 2101 2731 2941 數據來源：廣發證券發展研究中心 以以某火電龍頭公司某火電龍頭公司為例，為例，假設公司每年火電發電量約4000億千瓦時，假設30%的電量參與綜合輔助服務、度電收入為0.10元的情形下，火電業務全電量度電收入將增加0.030元；10%、50%參與電量，則對應火電業務全電量度電收入將分別增加

69、0.010、0.050元。我們預計火電綜合輔助服務的收入將伴隨風光上網電量增加而持續增加，而其成本又由存量火電發電環節分攤，度電成本增長相對有限。表表 8：參與綜合輔助服務的火電電價測算參與綜合輔助服務的火電電價測算 核心指標核心指標 參與電量比例參與電量比例 10%30%50%電價收入（元/千瓦時，含稅）0.480 0.480 0.480 2121 2430 2646 2905 2454 2277 2100 1923 11278 13708 16354 19259 21713 23990 26090 28013 1128 1371 1635 1926 2171 2399 2609 2801

70、0600120018002400300006000120001800024000300002023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E新增風光發電量/億千瓦時累計風光發電量/億千瓦時綜合輔助服務市場（億元，右軸）識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 1919/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 參與綜合輔助服務電量/億千瓦時 400 1200 2000 綜合輔助服務收入/億元 34 101 168 火電發電量/億千瓦時 4000 4000 4000 上網電價（元/千瓦時，含稅）0.480 0.480 0.480 發電收入/億元

71、 1614 1614 1614 合并口徑電價（元/千瓦時，含稅）0.490 0.510 0.530 度電電價增長（元/千瓦時，含稅）0.010 0.030 0.050 數據來源：廣發證券發展研究中心 表表 9：火電火電業務度電業務度電電價增長電價增長敏感性測算敏感性測算（單位：元（單位：元/千瓦時千瓦時，含稅，含稅）綜合輔助服務收入綜合輔助服務收入/(元元/度度)參與參與電量比例電量比例 0.05 0.075 0.10 0.125 0.15 10%0.005 0.008 0.010 0.013 0.015 20%0.010 0.015 0.020 0.025 0.030 30%0.015 0.

72、023 0.030 0.038 0.045 40%0.020 0.030 0.040 0.050 0.060 50%0.025 0.038 0.050 0.063 0.075 數據來源：廣發證券發展研究中心 特別的，火電可提供綜合輔助服務的基礎邏輯在于其在我國發電結構中的絕對高占比（即使在2030年亦超過50%），同時參與綜合輔助服務的電量比例并非100%，甚至大部分時間低于40%50%，因而參與綜合輔助服務對于火電整體的發電量損失或利用小時損失并不突出，均攤成本也較為有限。三、三、時間的煤硅繼續演繹時間的煤硅繼續演繹，關注全國龍頭，關注全國龍頭+區域火電區域火電（一）時間的煤硅持續演繹，（一

73、）時間的煤硅持續演繹，年初至今板塊最大漲幅超年初至今板塊最大漲幅超 20%復盤復盤近兩年火電行情與煤價（含長協履約率）、電價近兩年火電行情與煤價（含長協履約率）、電價高度相關高度相關。2021年初開始碳中和為綠電蓄力，于2021年7月的能耗雙控正式引爆綠電行情，兩輪分別上漲20%、60%；2021年10月由于煤炭供需關系失衡，煤價一度飆升至2500元/噸，電力板塊開始下調，至10月底電價上浮比例擴大以及煤價回落，漲回高點；2022年1月至4月煤價由于俄烏沖突再次走高，火電板塊回調，自此煤價及長協履約率成為自此煤價及長協履約率成為核心觀測核心觀測，2022年4月至8月來水較好，火電低發，業績改善

74、；2022年8月后來水偏弱煤價再次上漲，板塊大幅下調至12月；2022年12月至今，煤價開始持續回落、最低已至965元/噸，長協履約率也預期提升。識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2020/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 23：2021年初至今火電漲幅年初至今火電漲幅超超50%數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 圖圖 24：2022年年10月以來月以來火電火電股股股價與動力煤價顯著負相關股價與動力煤價顯著負相關 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 當前時點的電力，具備火電盈利改善、綠電裝機加速、火儲價值挖掘的三重共振。當前時點的電力，具

75、備火電盈利改善、綠電裝機加速、火儲價值挖掘的三重共振。我們在去年末提出時間的煤硅，本質上就是煤和硅的成本回落、電改預期的加速，一季報業績落地夯實火電盈利改善邏輯，2023年初至今板塊最大漲幅超20%；部分公司如皖能電力、華能國際等年初至今最大漲幅超40%。我們認為火電業績改善、電改加速下的火儲價值挖掘與綠電裝機成長，兩輪行情驅動因素正在此刻疊加。圖圖 25：2023年初至今最大漲跌幅情況年初至今最大漲跌幅情況 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心-30%-10%10%30%50%70%2021/012021/042021/072021/102022/012022/042022/072022

76、/102023/012023/042021年初至今漲跌幅年初至今漲跌幅GF火電GF綠電GF水電GF核電01245604008001200160020002021/012021/042021/072021/102022/012022/042022/072022/102023/012023/04秦皇島動力煤Q5500市價（元/噸）GF火電收盤價（(流通股本加權平均，右軸）49%48%44%39%36%37%33%32%32%29%29%29%28%28%26%24%21%20%20%20%18%16%13%13%12%0%10%20%30%40%50%識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明

77、2121/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 表表 10：典型火電企業單季業績情況典型火電企業單季業績情況 證券代碼證券代碼 證券簡稱證券簡稱 單季度歸母凈利潤（單季度歸母凈利潤（億億元）元）2022Q1 2022Q2 2022Q3 2022Q4 2022Q4 加回減值加回減值 2023Q1 2023Q1 環比環比增量增量 2023Q1 環比環比增量增量/2023Q1 600023.SH 浙能電力 6.27-2.29 0.59-22.80-21.21 10.11 31.31 310%600011.SH 華能國際-9.56-20.52-9.34-34.45-7.35 22

78、.50 29.86 133%600027.SH 華電國際 6.22 10.28 6.80-22.25-11.73 11.34 23.07 203%000539.SZ 粵電力 A-4.49-9.26-3.44-12.84-11.10 0.88 11.99 1356%601991.SH 大唐發電-4.14 18.09-6.36-11.74-7.54 1.37 8.91 650%000883.SZ 湖北能源 5.52 8.93 3.92-6.74-5.53 3.11 8.64 278%600642.SH 申能股份 2.02 6.11 3.34-0.64 0.30 7.34 7.04 96%00076

79、7.SZ 晉控電力 0.03 0.17 0.28-7.30-6.96-1.40 5.56-000966.SZ 長源電力 0.80 0.17 1.62-1.37-0.96 2.21 3.18 144%600157.SH 永泰能源 3.26 4.44 7.71 3.68 1.49 4.19 2.70 64%600098.SH 廣州發展 2.56 4.56 5.02 1.35 1.51 4.04 2.53 63%600021.SH 上海電力 1.01-1.49 2.69 1.00 1.02 3.35 2.33 70%000899.SZ 贛能股份-0.01 0.36 1.25-1.49-1.49 0.

80、06 1.54 2782%000543.SZ 皖能電力 1.38 1.32 1.64-0.08 0.32 1.26 0.94 75%600863.SH 內蒙華電 4.97 6.70 3.92 2.04 7.87 8.61 0.75 9%000690.SZ 寶新能源 0.04 0.05 1.81-0.07 2.18 0.26-1.93-750%600744.SH 華銀電力-1.11-1.54 0.11 2.81 3.01-1.06-4.06-600795.SH 國電電力 10.57 12.79 27.39-22.48 14.26 9.64-4.62-48%600483.SH 福能股份 6.44

81、5.12 4.53 9.84 10.95 5.32-5.62-106%數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 預計預計當前火電度電已扭虧為盈當前火電度電已扭虧為盈，火電超發可增厚盈利。，火電超發可增厚盈利。4月全國發電量同比增長6.1%，來水偏枯下、火電保供作用突出，同比大幅增長11.5%。主要為水電受來水偏枯影響、同比下滑25.9%，風電同比增長20.9%、保持較高增速，但光伏同比減少3.3%、預計或與4月光照資源偏弱有關，核電同比增長5.7%、保持相對穩定。但我們認為，當前不同于去年三季度，參考2023年1-4月電力、熱力生產和供應業利潤總額同比增長47.2%（1-2月、1-3月分別為增

82、長38.6%、33.2%），預計火電盈利預計火電盈利持續改善持續改善。識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2222/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 26：2023年年1-4月電力、熱力生產和供應業利潤總月電力、熱力生產和供應業利潤總額額達達1495億元億元 圖圖 27：2023年年1-4月電力、熱力生產和供應業利潤總月電力、熱力生產和供應業利潤總額同比增長額同比增長47.2%數據來源：國家統計局，廣發證券發展研究中心 數據來源：國家統計局，廣發證券發展研究中心 根據百川盈孚數據，2023年3月秦皇島5500大卡動力煤均價較2021年12月至2022年

83、11月（考慮25天左右煤炭庫存周期）均價下降89元/噸，2023年4月環比繼續下降100元/噸。若對應若對應300克克/千瓦時煤耗，則千瓦時煤耗，則2023年年4月（對應月（對應3月煤價）、月煤價）、2023年年5月（對月（對應應4月煤價）度電利潤較月煤價）度電利潤較2022年增厚年增厚0.027、0.030元元/千瓦時千瓦時，且尚未考慮長協履約，且尚未考慮長協履約占比提升的影響。占比提升的影響。根據各公司2022年報披露分板塊利潤，測算得出2022年度華能國際、華電國際、國電電力、大唐發電火電度電利潤分別為-0.035、-0.026、0.010、-0.054元/千瓦時，當前邊際改善程度覆蓋去

84、年虧損，預計火電度電已實現由虧轉盈。圖圖 28：2023年年4月全國發電量同比月全國發電量同比+6.1%圖圖 29：2023年年4月火電發電量同比月火電發電量同比+11.5%數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 691 1355 1495 0100020003000400050002月3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月電力、熱力生產和供應業累計利潤總額電力、熱力生產和供應業累計利潤總額/億元億元202120222023-45.3%-30.3%-29.3%-24.7%-18.1%-12.5%-4.9%4.9%15.5%26.1%41

85、.8%38.6%33.2%47.2%-80%-48%-16%16%48%80%2月3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月電力、熱力生產和供應業累計利潤總額同比增速電力、熱力生產和供應業累計利潤總額同比增速2021202220230.7%5.1%6.1%-10%-3%4%11%18%25%1-2月 3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月全國發電量當月值同比增速全國發電量當月值同比增速/%2021202220232020-2022年均值-2.3%9.1%11.5%-20%-10%0%10%20%30%1-2月 3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月全國火電

86、發電量當月值同比增速全國火電發電量當月值同比增速/%2021202220232020-2022年均值 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2323/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 圖圖 30：秦皇島動力煤秦皇島動力煤Q5500市價（元市價（元/噸）噸）圖圖 31：單晶組件（單面）單晶組件（單面）-182mm（元（元/瓦）瓦）數據來源：百川盈孚，廣發證券發展研究中心 數據來源：PVinfolink，廣發證券發展研究中心 表表 11：部分火電企業火電度電利潤測算情況部分火電企業火電度電利潤測算情況 公司名稱公司名稱 火電業績火電業績-預測值預測值/億元億元 度

87、電利潤度電利潤/元元/千瓦時千瓦時 2020 2021 2022 減虧幅度減虧幅度 2020 2021 2022 減虧幅度減虧幅度 華能國際 58 -155 -136 19 0.016 -0.038 -0.035 0.003 華電國際 38 -118 -40 78 0.028 -0.076 -0.026 0.049 國電電力-56 7 63-0.016 0.010 0.026 大唐發電-127 -65 62-0.100 -0.054 0.046 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 備注：華能國際火電業績不含境外部分（二）（二）重點推薦重點推薦：全國性公司：全國性公司+區域火電龍頭區域火電

88、龍頭（1）華能國際：撥云見日，煤硅同行）華能國際：撥云見日，煤硅同行 公司2023年一季度實現營收653億元（同比+0.03%），歸母凈利潤22.5億元(上年同期-9.6億元)。分板塊來看(稅前利潤口徑)，煤電-0.7億元（上年同期-32.7億元），氣電3.3億元（同比+46%）、風光22.7億元（同比+36%）、水電及生物質-0.22億元（上年同期-0.11億元）。展望后續:(1)國內煤價震蕩下行，3月15日至今(考慮煤炭庫存)秦島Q5500均價較上年12月15日至今年3月15日均價下跌117元/噸；(2)1-3月進口動力煤同比大增96.5%，印尼低卡煤價下行且優于國內；(3)長協煤履約率有

89、望持續提升，二季度或表現更佳。一季度新增風光裝機0.8GW，期待火電恢復盈利加快綠電建設。風險提示：煤價持續上行風險；利用小時、項目建設不及預期風險。表表 12：華能國際華能國際盈利預測表盈利預測表 報表項目報表項目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 營業收入（億元）2050.79 2467.25 2565.15 2580.01 2629.56 歸母凈利潤（億元）-100.06-73.87 106.23 131.35 159.73 歸母凈利潤增長率-319.2%-23.6%21.6%每股收益（元）-0.64-0.47 0.68 0.84 1.02 數據來源：Wind，

90、廣發證券發展研究中心 159996540090014001900240029001月2月3月4月5月6月8月9月 10月 11月 12月20202021202220231.95 1.93 1.70 1.01.31.61.92.22.51月 2月 3月 3月 4月 6月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月2020202120222023 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2424/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 （2）華電國際：華電國際：Q1業績強化盈利修復趨勢，期待華電新能業績強化盈利修復趨勢，期待華電新能IPO加速加速 公司2023年一季度實現

91、營收320億元(同比+11.0%)、歸母凈利潤11.34億元(同比+82.3%，22Q4加回減值后-11.73億元）。營收增速較高主要為煤炭貿易量增多；業績大增主要為:(1)投資收益11.83億元(參股華電新能及多家煤企)；(2)火電盈利改善，毛利率同比+2.4pct、環比+9.4pct。一季度完成上網電量526億千瓦時(同比+0.3%)，其中煤電/氣電/水電分別為479/40/8億千瓦時；平均上網電價0.531元/千瓦時(同比+2.9%)。用煤成本有望繼續下降，期待二季度表現更優；華電新能保持高成長，關注其IPO進程。風險提示：煤價持續上行；利用小時不及預期；用電需求增速放緩等。表表 13：

92、華電國際華電國際盈利預測表盈利預測表 報表項目報表項目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 營業收入（億元）1046.08 1070.59 1134.18 1193.69 1233.61 歸母凈利潤（億元）-49.82 1.00 58.51 74.41 86.58 歸母凈利潤增長率-212.2%-5762.5%27.2%16.4%每股收益（元）-0.50 0.01 0.58 0.73 0.85 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心（3）大唐發電：電量下滑、主業盈利邊際仍改善，期待業績加速恢復大唐發電：電量下滑、主業盈利邊際仍改善，期待業績加速恢復 公司2023年一季

93、度實現營收280.50億元（同比-5.9%），歸母凈利潤1.37億元（22Q1虧損4.14億元，22Q4加回減值后虧損7.54億元）。營收同比下滑預計為上網電量同比下降8.7%所致；業績同比、環比均大幅改善，考慮或為火電減虧影響。2021、2022受制于煤價高企、來水偏枯，公司火電虧損、水電盈利下降；展望2023，國內外現貨煤價下行、長協煤履約提升，綜合用煤成本下降修復火電盈利；來水有望恢復修復水電業績。十四五期間擬新增風光30GW，公司有望憑借火電及火儲優勢獲批更多綠電項目，同時當前組件價格已高位回落14.1%，正常情境下年均現金流約250億元、有力支撐項目建設。風險提示：煤價持續上行風險；

94、新能源項目建設、利用小時不及預期風險。表表 14：大唐發電大唐發電盈利預測表盈利預測表 報表項目報表項目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 營業收入（億元）1036.10 1168.28 1253.16 1270.98 1306.21 歸母凈利潤（億元）-90.98-4.10 37.22 55.69 68.77 歸母凈利潤增長率-399.2%-49.6%23.5%每股收益（元）-0.49-0.02 0.20 0.30 0.37 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心（4）國電電力：一季度業績承壓非主業影響，期待后續業績釋放國電電力：一季度業績承壓非主業影響，期待后續

95、業績釋放 公司2023年一季度實現營業收入453億元（同比-3.1%）、歸母凈利潤9.64億元（同比-7.0%）。營收同比下滑主要為剝離寧夏區域火電資產、上網電量同比下滑5.5%；業績同比下滑因素之一為投資收益虧損1.20億元（上年同期盈利2.27億元）；主業毛利率同比僅下滑0.09pct、基本持平。公司背靠國家能源集團，長協煤保供優勢顯著，識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2525/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 考慮當前煤價震蕩下行、長協煤嚴執行，預計盈利有望繼續改善；年內擬投產上海廟及邯鄲共計1.50GW煤電。綠電方面，2023年規劃開支208億元

96、建設新能源項目（占全部基建項目43%），計劃獲取風光資源超14GW、核準12GW、開工9.60GW、投產8GW。當前組件價格已高位回落13.4%，期待綠電裝機加速。風險提示：煤價持續上行；新能源項目建設、利用小時不及預期等。表表 15：國電電力國電電力盈利預測表盈利預測表 報表項目報表項目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 營業收入（億元）1684.34 1926.81 1968.20 2030.37 2082.34 歸母凈利潤（億元）-17.33 28.25 67.87 78.18 89.07 歸母凈利潤增長率-139.8%-140.3%15.2%13.9%每股收益

97、（元）-0.10 0.16 0.38 0.44 0.50 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心（5）福能股份：一季度業績承壓，期待煤電盈利回升、海風競配落地福能股份：一季度業績承壓，期待煤電盈利回升、海風競配落地 公司2023年一季度實現營業收入30.72億元（同比+21.2%）、歸母凈利潤5.32億元（同比-17.3%）。業績同比下滑預計為：（1）營業成本大幅增長34.3%、毛利率同比下滑7.4pct，考慮或為火電多發、燃料成本大幅增長所致；（2）投資收益貢獻2.50億元（主要參股公司為海峽發電、寧德核電），同比下降12.3%。公司火電包括燃煤熱電聯產1.3GW/燃煤純凝1.3GW/燃氣

98、1.5GW。當前國內現貨煤價震蕩下行，且長協煤履約有望提升，公司綜合用煤成本下降帶動盈利回升。海風方面，4月24日福建平潭B區及平潭草嶼海上風電項目（共計0.75GW）開始招標，期待福建海風招標加速落地，公司作為省屬電力平臺有望加速成長。風險提示：煤價持續上行；海風項目新增、成本下降不及預期等風險。表表 16：福能股份福能股份盈利預測表盈利預測表 報表項目報表項目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 營業收入（億元）121.56 143.18 143.49 155.59 167.19 歸母凈利潤（億元）13.59 25.93 30.10 34.78 40.04 歸母凈利

99、潤增長率-9.1%90.8%16.1%15.6%15.1%每股收益（元）0.70 1.33 1.54 1.78 2.05 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心（6）上海電力：上海電力：業績同比大增，煤價下降期待火電轉盈提速業績同比大增，煤價下降期待火電轉盈提速 公司2023年一季度實現營收103.42億元（同比+23.4%）、歸母凈利潤3.35億元（同比+230.6%，2022全年盈利3.21億元）。業績同比大幅改善預計為去年10月土耳其煤電項目全投產（2022年實現凈利潤12億元）以及新能源上網電量同比提升18.2%。展望后續：（1）公司進口煤占比高（上海地區2021年進口煤占65%），

100、1-3月我國進口動力煤同比大增96.5%、且價格震蕩下行；（2）長協比例在保供加嚴下，有望持續提升；（3）國內現貨煤價已再次新低、跌破1000元/噸；綜合用煤成本改善下、火電整體有望由虧轉盈。公司今年新能源目標：確保核準/開工/投產7.9/4.6/6.8GW，力爭達11/6/10GW。當前組件價格已高位回落14.1%，期待綠電裝機加速。風險提示：煤價持續上行；項目建設進度、用電需求不及預期等風險。識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2626/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 表表 17：上海電力上海電力盈利預測表盈利預測表 報表項目報表項目 2021A 20

101、22A 2023E 2024E 2025E 營業收入（億元）308.36 391.61 416.51 453.12 480.29 歸母凈利潤（億元）-18.36 3.21 30.10 39.79 47.21 歸母凈利潤增長率-306.2%-838.3%32.2%18.6%每股收益（元）-0.70 0.11 1.07 1.41 1.68 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心（7）寶新能源：一季度盈利短期承壓，“開源節流”業績彈性可期寶新能源：一季度盈利短期承壓，“開源節流”業績彈性可期 公司2023年一季度實現營業收入21.67億元（同比-2.2%）、歸母凈利潤0.26億元（上年同期盈利0.

102、04億元）。營收下滑預計與電量同比減少有關（或為電廠檢修因素）；毛利率同比下滑1.5pct，預計用煤成本仍較高（存貨較年末增長71%）；但凈利率同比提升1.0pct（財務費率同比下降0.83pct）。公司火電燃料主要是市場煤：國內方面，3月15日至今(考慮煤炭庫存)秦島Q5500均價較上年12月15日至今年3月15日均價下跌117元/噸；進口方面，1-3月進口動力煤同比大增96.5%，印尼低卡煤價下行且優于國內，預計后續用煤成本改善。電價方面，廣東省2023年度中長期電價頂格上?。ㄍ忍嵘?.7分/千瓦時），預計電價提升亦助力火電盈利快速修復。風險提示：煤價持續上行；項目建設進度、用電需求增長

103、不及預期等。表表 18：寶新能源寶新能源盈利預測表盈利預測表 報表項目報表項目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 營業收入（億元）94.11 94.15 98.23 100.93 133.58 歸母凈利潤（億元）8.24 1.83 13.04 17.92 24.11 歸母凈利潤增長率-54.7%-77.8%612.1%37.4%34.5%每股收益（元）0.38 0.08 0.60 0.82 1.11 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心（8）粵電力：電價上漲、用煤改善，火電轉盈開門紅粵電力：電價上漲、用煤改善，火電轉盈開門紅 公司2023一季度實現營收130.46

104、億元(同比+14.6%)、歸母凈利0.88億元(上年同期虧損4.5億元)。2023Q1上網電量達249億千瓦時(同比+5.9%)，其中煤電/氣電/風光分別為200/35/13億千瓦時；同期上網電價為585元/兆瓦時(同比+8.6%)、燃料成本為94.46億元(同比+4.5%)，預計火電電價上浮覆蓋燃料成本上漲，毛利率回正至7.6%。進口改善與長協提升或為超預期核心因素，展望后續火電盈利有望持續改善。十四五擬新增風光14GW，在手資源豐富、期待裝機加速落地。風險提示：煤價持續上行；新能源項目建設、利用小時不及預期等。表表 19：粵電力粵電力盈利預測表盈利預測表 報表項目報表項目 2021A 20

105、22A 2023E 2024E 2025E 營業收入（億元）444.58 526.61 564.31 615.63 685.09 歸母凈利潤（億元）-29.28-30.04 13.83 26.14 32.66 歸母凈利潤增長率-242.6%-89.1%24.9%每股收益（元）-0.56-0.57 0.26 0.50 0.62 數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2727/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 四四、風險提示、風險提示 煤價大幅波動風險：煤價大幅波動風險：由于火電公司盈利水平受動力煤價格影響較大，雖預計未來

106、一段時間內，隨著煤炭行業下游需求的放緩和新增產能的增加，我國煤炭市場供求整體形勢將相對寬松，煤炭價格將處于平穩態勢，但也不排除煤炭價格的再次大幅上漲擠壓火電公司的盈利空間，帶來盈利水平波動的風險。來水不及預期風險來水不及預期風險：水電公司發電量主要依靠來水情況，我國主要流域上半年來水偏豐，但南方地區多數流域在7-8月份迅速轉枯，從而影響水電發電量。雖然9月份來水開始好轉，但若來水不及預期，或者四季度來水依然偏枯，則會影響水電公司盈利。風電光伏等綠電裝機增長不達預期：風電光伏等綠電裝機增長不達預期：大力發展新能源背景下，消納難度大幅增加；新能源補貼拖欠嚴重；海上風電短期內難以全面平價，如地方不接

107、力補貼，將造成海上風電新增規模急劇下降；新能源原材料的供應緊張（如硅料）影響了新能源行業的發展速度；配儲成本壓制了新能源裝機意愿，均有可能導致未來行業新增風光裝機不達預期風險。識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2828/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 廣發證券環保及公用事業研究小組廣發證券環保及公用事業研究小組 郭 鵬：首席分析師，華中科技大學工學碩士。許 潔：聯席首席分析師，復旦大學金融碩士，華中科技大學經濟學學士，2016 年加入廣發證券發展研究中心。姜 濤：資深分析師，武漢大學金融工程碩士，武漢大學經濟學學士，2019 年加入廣發證券發展研究中心。

108、陳 龍：高級分析師，新加坡管理大學應用金融學碩士，廈門大學生態學學士，2021 年加入廣發證券發展研究中心。榮 凌 琪：高級研究員，帝國理工學院金融科技碩士，同濟大學金融學學士，2021 年加入廣發證券發展研究中心。許 子 怡：高級研究員，碩士，畢業于香港城市大學，2022 年加入廣發證券發展研究中心。陳 舒 心：高級研究員，新加坡國立大學碩士，2022 年加入廣發證券發展研究中心。郝 兆 升：研究員，復旦大學金融碩士，中央財經大學經濟學學士，2022 年加入廣發證券發展研究中心。廣發證券廣發證券行業投資評級說明行業投資評級說明 買入：預期未來12 個月內，股價表現強于大盤10%以上。持有：預

109、期未來12 個月內，股價相對大盤的變動幅度介于-10%+10%。賣出：預期未來12 個月內，股價表現弱于大盤10%以上。廣發證券廣發證券公司投資評級說明公司投資評級說明 買入：預期未來12 個月內，股價表現強于大盤15%以上。增持：預期未來12 個月內，股價表現強于大盤5%-15%。持有：預期未來12 個月內，股價相對大盤的變動幅度介于-5%+5%。賣出：預期未來12 個月內，股價表現弱于大盤5%以上。聯系我們聯系我們 廣州市 深圳市 北京市 上海市 香港 地址 廣州市天河區馬場路26 號廣發證券大廈47 樓 深圳市福田區益田路6001 號太平金融大廈 31 層 北京市西城區月壇北街 2 號月

110、壇大廈 18層 上海市浦東新區南泉北路 429 號泰康保險大廈 37 樓 香港德輔道中 189 號李寶椿大廈 29 及 30樓 郵政編碼 510627 518026 100045 200120-客服郵箱 法律主體法律主體聲明聲明 本報告由廣發證券股份有限公司或其關聯機構制作，廣發證券股份有限公司及其關聯機構以下統稱為“廣發證券”。本報告的分銷依據不同國家、地區的法律、法規和監管要求由廣發證券于該國家或地區的具有相關合法合規經營資質的子公司/經營機構完成。廣發證券股份有限公司具備中國證監會批復的證券投資咨詢業務資格，接受中國證監會監管，負責本報告于中國（港澳臺地區除外）的分銷。廣發證券（香港）經

111、紀有限公司具備香港證監會批復的就證券提供意見（4 號牌照）的牌照，接受香港證監會監管，負責本報告于中國香港地區的分銷。本報告署名研究人員所持中國證券業協會注冊分析師資質信息和香港證監會批復的牌照信息已于署名研究人員姓名處披露。重要重要聲明聲明 投資對不依據內 識別風險，發現價值 請務必閱讀末頁的免責聲明 2929/2929 Table_PageText 深度分析|公用事業 廣發證券股份有限公司及其關聯機構可能與本報告中提及的公司尋求或正在建立業務關系，因此，投資者應當考慮廣發證券股份有限公司及其關聯機構因可能存在的潛在利益沖突而對本報告的獨立性產生影響。投資者不應僅依據本報告內容作出任何投資決

112、策。投資者應自主作出投資決策并自行承擔投資風險，任何形式的分享證券投資收益或者分擔證券投資損失的書面或者口頭承諾均為無效。本報告署名研究人員、聯系人（以下均簡稱“研究人員”）針對本報告中相關公司或證券的研究分析內容，在此聲明：（1）本報告的全部分析結論、研究觀點均精確反映研究人員于本報告發出當日的關于相關公司或證券的所有個人觀點，并不代表廣發證券的立場；（2）研究人員的部分或全部的報酬無論在過去、現在還是將來均不會與本報告所述特定分析結論、研究觀點具有直接或間接的聯系。研究人員制作本報告的報酬標準依據研究質量、客戶評價、工作量等多種因素確定，其影響因素亦包括廣發證券的整體經營收入，該等經營收入

113、部分來源于廣發證券的投資銀行類業務。本報告僅面向經廣發證券授權使用的客戶/特定合作機構發送，不對外公開發布，只有接收人才可以使用，且對于接收人而言具有保密義務。廣發證券并不因相關人員通過其他途徑收到或閱讀本報告而視其為廣發證券的客戶。在特定國家或地區傳播或者發布本報告可能違反當地法律，廣發證券并未采取任何行動以允許于該等國家或地區傳播或者分銷本報告。本報告所提及證券可能不被允許在某些國家或地區內出售。請注意，投資涉及風險，證券價格可能會波動，因此投資回報可能會有所變化，過去的業績并不保證未來的表現。本報告的內容、觀點或建議并未考慮任何個別客戶的具體投資目標、財務狀況和特殊需求，不應被視為對特定

114、客戶關于特定證券或金融工具的投資建議。本報告發送給某客戶是基于該客戶被認為有能力獨立評估投資風險、獨立行使投資決策并獨立承擔相應風險。本報告所載資料的來源及觀點的出處皆被廣發證券認為可靠，但廣發證券不對其準確性、完整性做出任何保證。報告內容僅供參考，報告中的信息或所表達觀點不構成所涉證券買賣的出價或詢價。廣發證券不對因使用本報告的內容而引致的損失承擔任何責任，除非法律法規有明確規定?？蛻舨粦员緢蟾嫒〈洫毩⑴袛嗷騼H根據本報告做出決策，如有需要，應先咨詢專業意見。廣發證券可發出其它與本報告所載信息不一致及有不同結論的報告。本報告反映研究人員的不同觀點、見解及分析方法，并不代表廣發證券的立場。廣

115、發證券的銷售人員、交易員或其他專業人士可能以書面或口頭形式，向其客戶或自營交易部門提供與本報告觀點相反的市場評論或交易策略，廣發證券的自營交易部門亦可能會有與本報告觀點不一致，甚至相反的投資策略。報告所載資料、意見及推測僅反映研究人員于發出本報告當日的判斷，可隨時更改且無需另行通告。廣發證券或其證券研究報告業務的相關董事、高級職員、分析師和員工可能擁有本報告所提及證券的權益。在閱讀本報告時，收件人應了解相關的權益披露（若有）。本研究報告可能包括和/或描述/呈列期貨合約價格的事實歷史信息（“信息”）。請注意此信息僅供用作組成我們的研究方法/分析中的部分論點/依據/證據，以支持我們對所述相關行業/公司的觀點的結論。在任何情況下，它并不（明示或暗示）與香港證監會第5 類受規管活動（就期貨合約提供意見）有關聯或構成此活動。權益披露權益披露(1)廣發證券（香港）跟本研究報告所述公司在過去12 個月內并沒有任何投資銀行業務的關系。版權聲明版權聲明 未經廣發證券事先書面許可，任何機構或個人不得以任何形式翻版、復制、刊登、轉載和引用，否則由此造成的一切不良后果及法律責任由私自翻版、復制、刊登、轉載和引用者承擔。系因此者應當考慮存潛利益沖突而獨性產生影響僅容