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1、請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 證券研究報告|行業深度 2023 年 06 月 26 日 公用事業公用事業 火電專題：火電專題：價差修復價差修復擴擴利潤，綠電轉型利潤，綠電轉型塑塑估值估值 煤價進入下行通道，火電盈利煤價進入下行通道，火電盈利有望持續修復有望持續修復。2021-2022 年動力煤價格持續走高，全年均價分別上浮 50%、42%，火電全行業凈利潤普遍下滑，經營形勢嚴峻。2023年以來，得益于保供政策及國際煤價下行等多重因素，煤價進入下行中樞，火電板塊迎來業績拐點，2023Q1 實現歸母凈利潤同比提升 516%。展望后市，我們預計煤價仍有下行空間：1.產量增速上升:

2、2022 年我國原煤產量增長 9%，較往年增速大幅提升，2023 年預計產量高基數基礎上進一步增長 5.6%。2.進口量大幅上漲:2023M1-4 我國累計進口煤炭 1.4 億噸，增幅達 89%，較往年同期顯著提升。我們測算若現貨煤價從當前價格基礎上再下降 100 元/噸，建投能源、粵電力、華電國際凈利率可提升 7.1/7.0/6.9pct，業績彈性較強。電改電改背景下背景下，火電火電企業盈利空間走擴企業盈利空間走擴。從價格方面看，近年來，發改委系列電改政策集中落地，火電行業由以往計劃電逐步向市場電轉變，上網電價浮動區間走擴。2023 年各地年度協議電價多區域接近頂格上浮，江蘇/廣東電力市場年

3、度均價較燃煤基準價上浮 19%/20%。同時，多省代理購電價格保持較高水平，廣東、江蘇 2023 年 5 月代理購電價格較基準價上浮 26.1%、20.6%。伴隨電力改革逐步深化，我們預計未來電價機制傳導將更加順暢，進一步推動火電上網價格波動區間擴張，穩定火電盈利性。從收入模式來看，新型電力系統中火電逐步由發電主力軍轉向電力系統壓艙石角色參與調峰調頻，重要性凸顯，有望從當前以電能量為主逐漸過渡到“電能量+輔助服務+容量補償”的三重收入，收益模式趨于多元。轉型綠電拉動第二成長曲線，估值有望重塑。轉型綠電拉動第二成長曲線，估值有望重塑。為實現雙碳目標，各大發電集團陸續制定“十四五”裝機規劃，加速風

4、光裝機進程。如華能集團、大唐集團、國家電力投資集團等均提出 2025 年清潔能源裝機達到 50%以上，我國大型發電集團將成為以風、光、水電等清潔能源裝機為主體的發電主體。過去五年申萬火力/光伏/風電發電板塊平均 PB 為 1.0/1.8/2.5。綠電板塊由于其盈利確定性較強、所在賽道成長性較高，享受顯著高于火電板塊的市凈率。隨著頭部發電企業新能源裝機占比逐步提升，我們認為其估值中樞亦有望向綠電靠近，實現估值重塑。投資建議投資建議：當前火電價差加快修復，行業基本面改善，同時新型電力系統構建中，火電壓艙石重要性凸顯，隨著電改推進，火電盈利穩定性提升、收入趨于多元化，價值將迎修復。此外，火電龍頭積極

5、推動能源轉型，商業模式優化、成長性提升，估值體系有望重塑。關注：1）火電資產裝機體量龐大的電力央企龍頭華電國際華電國際（A+H）、華能國際、華能國際（A+H）、大唐發電、大唐發電（A+H）、國電電力、華潤電力、國電電力、華潤電力（H）；2）具備較高業績修復彈性的區域火電企業浙能電力、申能股份、皖能電力、粵電浙能電力、申能股份、皖能電力、粵電力力 A。風險提示風險提示：新能源裝機、并網不及預期風險、電價波動風險、煤價上漲風險、電力市場改革進度不及預期風險。增持增持（維持維持）行業行業走勢走勢 作者作者分析師分析師 何亞軒何亞軒 執業證書編號：S0680518030004 郵箱： 分析師分析師 廖

6、文強廖文強 執業證書編號：S0680519070003 郵箱： 研究助理研究助理 池之恒池之恒 執業證書編號：S0680122030019 郵箱： 相關研究相關研究 1、公用事業：重點看好分布式光伏運營、需求響應及火電投資機會2023-06-18 2、公用事業：硅料及煤炭價格持續下行，推動光伏與火電運營商盈利擴張2023-06-11 重點標的重點標的 股票股票 股票股票 投資投資 EPS（元）（元）P E 代碼代碼 名稱名稱 評級評級 2022A 2023E 2024E 2025E 2022A 2023E 2024E 2025E 600011.SH 華能國際-0.47 0.63 0.79 0.

7、91-18.814.1 11.2 9.7 600027.SH 華電國際-0.01 0.50 0.62 0.73 659.9 12.9 10.4 8.9 600795.SH 國電電力-0.16 0.39 0.47 0.54 24.1 9.7 8.1 7.1 00836.HK 華潤電力 買入 1.46 2.77 3.14 3.40 11.2 5.9 5.2 4.8 601991.SH 大唐發電-0.02 0.19 0.27 0.33-148.017.1 12.1 9.9 600642.SH 申能股份-0.22 0.57 0.70 0.79 29.4 11.4 9.2 8.2 600023.SH 浙

8、能電力-0.14 0.48 0.57 0.65-36.410.2 8.6 7.6 000539.SZ 粵電力 A-0.57 0.31 0.51 0.67-12.422.6 13.9 10.6 資料來源：Wind，股價選取日期為 6 月 21 日，華能國際、華電國際、國電電力、大唐發電、申能股份、浙能電力、粵電力 A 取 Wind 一致預期，國盛證券研究所 -32%-16%0%16%2022-062022-102023-022023-06公用事業滬深300 2023 年 06 月 26 日 P.2 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 內容目錄內容目錄 一、行業概述：至暗已過，202

9、3Q1 火電盈利全面修復.4 1.1 成本拆解：業績對燃料成本高度敏感，火電盈利彈性較強.4 1.2 盈利趨勢：近年煤價上行，行業普遍虧損，2023Q1 已全面回暖.5 二、多重催化下，火電企業 Q2 有望釋放業績彈性.8 2.1 成本端：煤價持續下探，火電盈利韌性增強.8 2.1.1 多重因素疊加，煤價中樞繼續下行.8 2.1.2 長協煤履約率提升，盈利韌性增強.10 2.2 銷售端：電改如火如荼，火電盈利空間走擴.10 2.2.1 量：全社會用電需求持續提升，收益結構望多元化.10 2.2.2 價:電改政策頻出，電價傳導機制逐步理順.14 三、齊頭并進能源轉型，拉動第二成長曲線.17 3.

10、1 積極布局綠電轉型，風光將成為裝機主體.17 3.2 綠電運營現金流望大幅改善，投資收益率持續提升.20 3.3 綠電業務占比提升，估值重塑仍有空間.21 四、投資建議.22 五、風險提示.22 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：2022 年營業成本構成分析.4 圖表 2：樣本火電企業歸母凈利潤（億元）敏感性分析.5 圖表 3：秦皇島港動力末煤（Q5500）平倉價（元/噸）.5 圖表 4：SW 火電全行業營業收入（十億元）及歸母凈利潤（億元）.6 圖表 5：部分火電企業 2020-2022 年歸母凈利潤（億元）.6 圖表 6：部分火電公司 2021Q1、2022Q1、2023Q1 歸母凈利潤（億元

11、）.7 圖表 7：2022 年及 2023Q1 火電行業銷售毛利率（%）、凈利率（%）對比.7 圖表 8：2021 年、2022 年全國原煤生產頭部省市產量（億噸）及 2023 年預測.8 圖表 9：2018-2023 年中國原煤產量（萬噸，當月值）.8 圖表 10：廣州港進口煤價格（元/噸）.9 圖表 11：中國煤及褐煤進口數量（萬噸，當月值）.9 圖表 12：2017 年-2023 年 5 月 CCTD 主流港口煤炭庫存（萬噸）.9 圖表 13：2030 年新增電能代替規模（億千瓦時）.11 圖表 14：2020-2060E 我國主流能源裝機容量及預測（億千瓦）.11 圖表 15：我國全社

12、會用電量（億千瓦時）及增速（%）.11 圖表 16：全國用電總量及預測（萬億千瓦時）.11 圖表 17：電力系統靈活性提升示意圖.12 圖表 18：靈活性改造煤電成本構成.13 圖表 19：全國部分區域完善輔助服務市場政策.13 圖表 20：我國部分省容量補償機制政策.14 圖表 21：江蘇、廣州年度協議電價成交均價（元/兆瓦時）.15 圖表 22：近 2 年 5 月各地電網代理購電價格一覽表（元/兆瓦時).15 圖表 23：我國電力市場化改革相關政策.16 圖表 24：2011-2022 年五大四小風光裝機容量占比（%）.17 圖表 25：“五大四小”發電集團“十四五”裝機規劃.18 4Ue

13、XvZrVzWmWgVqMqN8OdN9PsQnNtRpMiNpPsMfQpNqP8OnNzQNZmPtOwMmQsR 2023 年 06 月 26 日 P.3 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 26：火電公司 2017-2022 年風電及光電裝機容量占比（%）.19 圖表 27：2017-2022 年火電、風光裝機 CAGR 對比.19 圖表 28：大型火電公司所屬發電集團.19 圖表 29：國產多晶硅料(一級料)平均現貨價（美元/千克）.20 圖表 30：中國單面單晶 PERC 組件(182mm)現貨價（美元/瓦）.20 圖表 31：中國陸上、海上風電 LCOE（美元

14、/千瓦時）逐年下降.21 圖表 32：中國風電整機商風電機組投標均價（元/千瓦）.21 圖表 33：2018-2022 年申萬火電、光伏、風力發電企業 PB.21 圖表 34：重點標的估值表.22 2023 年 06 月 26 日 P.4 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 一、一、行業概述：至暗已過，行業概述：至暗已過，2023Q1 火電火電盈利全面修復盈利全面修復 1.1 成本拆解：成本拆解：業績業績對燃料成本高度敏感，對燃料成本高度敏感，火電火電盈利盈利彈性彈性較較強強 燃料成本燃料成本變化變化系火電業績波動核心系火電業績波動核心?；痣娖髽I盈利取決于上網電價、煤價、利用小時

15、數等因素。其中，上網電價和利用小時數為影響火電企業營業收入的關鍵因素，煤價為影響營業成本的關鍵因素。在我們選取的 8 家頭部火電樣本企業中，2022 年火電燃料成本占比營業成本平均達 73%。其中，浙能電力、粵電力、建投能源、華電國際、華能國際燃料成本占比高達 83%、82%、80%、78%、71%。由此可見，在上網電價、利用小時數不大幅波動情況下，燃料成本價格為影響火電業績的核心因素。圖表 1：2022 年營業成本構成分析 資料來源：公司公告，國盛證券研究所 受益于成本端穩步改善，火電企業盈利上行彈性凸顯。受益于成本端穩步改善，火電企業盈利上行彈性凸顯。我們選取 8 家樣本公司針對煤價做火電

16、業績彈性測算。核心假設：1）各運營商發電量參考其 2022 年年報披露火電發電量；2）度電煤耗為 300 克/千瓦時；3）入爐標煤單位運費及港雜費用為 100 元/噸；4）稅率為 13%；5）期間度電成本（剔除燃料成本）依據發電量大小取 0.11-0.15 元/度不等。在假設基準條件下可以看出，當煤價達到 1000 元/噸時，所有樣本企業火電業務面臨虧損。截至 6 月 6 日，秦皇島港動力煤 Q5500 市場價為 795 元/噸。若現貨煤價從該價格基礎上再下降 100 元/噸，樣本發電企業凈利率預計變動分別為：建投能源+7.1pct、粵電力 A+7.0pct、華電國際+6.9pct、國電電力+

17、6.7pct、浙能電力+6.4pct、大唐發電+6.1pct、華能國際+5.7pct、皖能電力+5.7pct，盈利彈性較大。01020304050607080901000%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%華能國際大唐發電華電國際中國電力粵電力建投能源國電電力浙能電力其他占比%薪酬占比%折舊占比%燃料占比%火電權益裝機占比（%）2023 年 06 月 26 日 P.5 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 2：樣本火電企業歸母凈利潤（億元）敏感性分析 華能國際華能國際 大唐發電大唐發電 華電國際華電國際 粵電力粵電力 建投能源建投能源 國電電力國電

18、電力 浙能電力浙能電力 皖能電力皖能電力 火電上網電價（元/度，含稅）0.49 0.46 0.53 0.54 0.48 0.46 0.44 0.46 度電成本（元/度）0.11 0.12 0.12 0.13 0.15 0.11 0.13 0.15 發電量（億千瓦時）3881 2138 2112 1087 385 3860 1518 412 煤價（5500大卡）（元/噸，含稅）1000(154.2)(170.3)(26.4)(18.0)(35.6)(254.1)(166.2)(44.4)950(88.7)(134.2)9.3 0.4(29.1)(188.9)(140.5)(37.4)900(23

19、.1)(98.1)44.9 18.7(22.6)(123.7)(114.9)(30.4)850 42.5(62.0)80.6 37.1(16.1)(58.5)(89.2)(23.5)800 108.0(25.8)116.3 55.4(9.6)6.7(63.6)(16.5)750 173.6 10.3 152.0 73.8(3.1)72.0(37.9)(9.6)700 239.2 46.4 187.7 92.2 3.4 137.2(12.3)(2.6)650 304.8 82.5 223.3 110.5 9.9 202.4 13.4 4.3 600 370.3 118.6 259.0 128.9

20、 16.4 267.6 39.0 11.3 550 435.9 154.8 294.7 147.2 22.9 332.8 64.7 18.3 資料來源：公司公告，其中期間度電成本剔除煤碳成本，國盛證券研究所測算 1.2 盈利趨勢：盈利趨勢：近年近年煤價上行煤價上行，行業行業普遍虧損普遍虧損，2023Q1 已全面已全面回暖回暖 過去兩年過去兩年煤價煤價高升，火電行業普遍虧損。高升，火電行業普遍虧損。2021-2022 年，受煤炭需求增加、國際煤進口下滑等因素影響，煤炭市場供需始終處于緊平衡狀態，國內動力煤價格上浮顯著，全年高位運行。2021年秦皇島港5500卡動力煤全年均價為857元/噸，較20

21、20年上浮50%。2022 年全年均價達 1220 元/噸，較 2021 年高基數基礎上再上浮 42%。成本端，煤電行業因燃料漲價成本大幅增加，而收入端，受到“計劃電”掣肘增速不及成本，全行業凈利潤下滑，普遍出現虧損，龍頭火電企業經營形勢嚴峻。圖表 3：秦皇島港動力末煤（Q5500）平倉價（元/噸）資料來源：Wind，國盛證券研究所 200400600800100012001400160018002021年11月2022年1月 2022年3月 2022年4月 2022年6月 2022年7月 2022年9月2022年12月2023年2月 2023年3月 2023年5月秦皇島港:平倉價:動力末煤(

22、Q5500):山西產秦皇島港:平倉價:動力末煤(Q5500):山西產 2023 年 06 月 26 日 P.6 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 4：SW 火電全行業營業收入（十億元）及歸母凈利潤（億元）資料來源：Wind，國盛證券研究所 圖表 5：部分火電企業 2020-2022 年歸母凈利潤（億元）資料來源：Wind，國盛證券研究所 年初以來我國煤價持續下行，年初以來我國煤價持續下行，Q1 已現已現業績拐點。業績拐點。截至 2023 年 6 月 9 日，秦皇島港動力末煤（Q5500K）平倉價 775 元/噸，較 2022 年高點大幅下降 53.4%，2023Q1 火電

23、企業經營困難已得到全面緩解，當前盈利能力有所修復。2023Q1 申萬火力發電板塊整體實現營業收入 3030 億元，同比提升 2.6%，實現歸母凈利潤 91 億元，同比提升 516%。全行業 2023Q1 銷售凈利潤由負轉正，較 2022 全年提升 4pct，銷售毛利率提升 3.3pct。進一步看，一般而言，發電企業燃料成本下降較煤價下跌有一定滯后期，且一季度火電公司仍在消化部分 2022 年高價庫存煤。我們預計發電企業在 Q1 消化完高價庫存煤后，Q2 利潤望持續釋放。-600-400-2000200400600800100012001400營業收入（十億元）歸母凈利潤（億元）20192020

24、20212022-120-100-80-60-40-20020406080皖能電力華能國際浙能電力華電國際申能股份國電電力大唐發電粵電力A建投能源202020212022 2023 年 06 月 26 日 P.7 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 6：部分火電公司 2021Q1、2022Q1、2023Q1 歸母凈利潤（億元）資料來源：Wind，國盛證券研究所 圖表 7：2022 年及 2023Q1 火電行業銷售毛利率（%）、凈利率（%）對比 資料來源：Wind，國盛證券研究所 -15-10-505101520253035華能國際華電國際大唐發電粵電力A浙能電力申能股份20

25、21Q12022Q12023Q1-4-20246810銷售毛利率（%）銷售凈利率（%）2022年2023Q1 2023 年 06 月 26 日 P.8 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 二、二、多重催化下，火電企業多重催化下，火電企業 Q2 有望釋放業績彈性有望釋放業績彈性 2.1 成本端：煤價成本端：煤價持續持續下探，火電盈利韌性增強下探，火電盈利韌性增強 2.1.1 多重因素疊加，多重因素疊加，煤價煤價中樞中樞繼續繼續下行下行 煤炭核增進度加速，新增產能相對充沛。煤炭核增進度加速，新增產能相對充沛。在保供穩價政策的持續推動下，2022 年煤炭產能核增進度明顯加快，優質產能持

26、續釋放，全國產煤約 45.0 億噸，同增 9.0%。2023 年以來，我國煤炭產能在 2022 年高基數下維持增長，1-4 月全國產煤 15.3 億噸，同比提升 4.8%，創近年同期新高。全年產能目標來看，山西、內蒙古、陜西三大產煤省區公布2023 年目標產煤 13.7/12.5/7.5 噸，同比增長 4.4%/6.5%/0.5%。煤炭資訊網預計 2023年我國煤炭產量將達到 47.5 億噸，同比增加 2.5 億噸，增長 5.6%。近兩年在保供政策和大型技改推動下，我國煤炭新增產能較多，當前供給充沛。圖表 8：2021 年、2022 年全國原煤生產頭部省市產量（億噸）及 2023 年預測 資料

27、來源：北極星能源網，煤炭資訊網，華夏能源網，智研咨詢，各省政府官網，國盛證券研究所 圖表 9：2018-2023 年中國原煤產量（萬噸，當月值）資料來源：Wind，國盛證券研究所-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%40.0%0246810121416山西內蒙古陜西新疆貴州寧夏山東黑龍江云南甘肅2021(A)2022(A)2023(E)2023年yoy（%）200003000040000500006000070000800001-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2018年2019年2020年2021年2022年2023年 202

28、3 年 06 月 26 日 P.9 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 政策利好疊加政策利好疊加國際煤價下降，進口量大幅增加國際煤價下降，進口量大幅增加。2022 年以來，為應對煤價持續上漲，國家陸續出臺應對舉措，支持國內煤炭安全穩定供應。2022 年 4 月，財政部規定自 2022年 5 月 1 日至 2023 年 3 月 31 日，原本實施 3%、5%或 6%最惠國稅率的進口煤炭，均實施稅率為零的進口暫定稅率。2023 年 3 月財政部發文決定延長煤炭零進口暫定稅率實施期限至 2023 年 12 月 31 日，政策續期進一步促進進口資源補充國內煤炭供應。與此同時，2023 年

29、 3 月，我國結束自 2020 年底開始的澳煤“禁令”，由于進口煤具備價格優勢，我國進口煤拿貨積極性較高。國家統計局統計，2023 年 1-4 月我國累計進口煤炭1.42 億噸，同比增速 89%，相較往年同期進口量顯著提升。政策利好疊加國際煤價優勢，我國煤炭進口量 2 月以來達到近年來最高值，持續對國內煤炭價格造成下行沖擊。圖表 10：廣州港進口煤價格（元/噸）圖表 11：中國煤及褐煤進口數量（萬噸，當月值）資料來源：Wind，國盛證券研究所 資料來源：Wind，國盛證券研究所 存煤量存煤量維持高位，抑制煤價上行維持高位，抑制煤價上行。我國動力煤庫存自 2023 年初來持續攀升，當前維持近年高

30、位狀態。截至 2023 年 5 月底，CCTD 主流港口煤炭庫存達 35783 萬噸，同比上升 33%，環比 4 月上升 37%。沿海八省庫存超 3600 萬噸，內地 17 省庫存逾 8300 萬噸，港口近期庫存高位達 3046 萬噸，我們預計較高的庫存堆積水平將削減煤炭采購動力，持續壓制煤價。圖表 12：2017 年-2023 年 5 月 CCTD 主流港口煤炭庫存（萬噸）資料來源：Wind，CCTD 主流港口為秦皇島、曹妃甸、黃驊、天津、京唐港、國投京唐港，國盛證券研究所 40060080010001200140016002022-03-162022-05-072022-06-272022

31、-08-152022-10-092022-11-252023-01-162023-03-092023-04-27場地價:印尼煤1#(Q4800)場地價:印尼煤3#(Q3800)0500100015002000250030003500400045005000123456789101112201820192020202120222023050001000015000200002500030000350004000045000500001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年 2023 年 06 月 26 日 P.1

32、0 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 2.1.2 長協煤履約率提升，盈利韌性增強長協煤履約率提升，盈利韌性增強 政策加碼，政策加碼，我國長協煤保障力度我國長協煤保障力度進一步進一步加強加強。2022 年 12 月，國家發改委發布2023 年電煤中長期合同簽訂履約工作方案，本次工作方案相較 2022 年工作方案在保供、保價、長協履約率、履約監管方面提出更嚴格要求。供需方面供需方面：供應范圍擴大，需求范圍縮減。：供應范圍擴大，需求范圍縮減。1.供應范圍擴大：新方案規定所有在產煤炭生產企業均可參與中長協供應，2022 年參與長協合同保供僅為年產 30 萬噸及以上煤炭生產企業。2.需求

33、范圍縮減：原有儲備基地和化肥生產企業不再享受中長協煤炭供應，轉向服務發電和供暖煤企業提供服務。價格價格方面：長協煤基準價下調。方面：長協煤基準價下調。新方案對煤電價格成本的有效疏導給予政策支撐，重新核定基準價。價格按照“基準價+浮動價”原則簽訂，下水煤合同基準價按 5500 大卡動力煤 675 元/噸執行（2022 年的 700 元/噸），浮動價實行月度調整。履約率履約率方面：中長期合同全覆蓋。方面：中長期合同全覆蓋。方案明確，合同雙方需按確定的月度履約量足額履約，確有特殊原因、存在困難的，經雙方協商一致可在月度之間適當調劑，但季度、全年履約量必須達到 100%，2023 年發電和供熱用煤將實

34、施中長期合同全覆蓋，而 2022年規定為單筆合同月度履約率不低于 80%、季度和年度履約率不低于 90%。監管監管力度方面：力度方面：懲戒措施操作性懲戒措施操作性加強。加強。新方案履約率監管更加嚴格，違約懲戒措施操作性更強。方案要求合同雙方必須按照確定的月度履約量進行履約。未履行長協合同的違約企業，不僅對其通報約談、督促簽約，且對煤礦在新核準項目、新核增產能、鐵路運力和金融支持等方面予以限制。作為保供煤礦的，調出保供名單，取消有關政策支持。對發電企業欠量資源后續補簽按市場煤合同對待，不再享受電煤長協價格和運力保障。長協長協煤煤履約履約率率有望進一步有望進一步提升提升，穩定火電盈利韌性，穩定火電

35、盈利韌性。我們認為 2023 年煤炭長協履約率提升有兩大核心驅動力。1.2023 年電煤中長期合同簽訂履約工作方案對規范煤企簽約、執行長協起到重要作用。政策支持和監管趨嚴背景下，煤企違約成本上升，提升履約率將成為煤企的重要工作。2.煤價持續下行致使長協煤與現貨煤價價差逐步收窄，煤企長協煤履約積極性望提升。長協煤履約率提升疊加長協煤基準價下降，2023 年火電企業利潤體量、經營韌性有望大幅改善。2.2 銷售端：銷售端：電改如火如荼，電改如火如荼，火電盈利空間走擴火電盈利空間走擴 2.2.1 量：全社會用電需求量：全社會用電需求持續提升，收益結構望多元化持續提升，收益結構望多元化 一、全社會用電需

36、求持續提升，一、全社會用電需求持續提升，短期內火電仍為能源壓艙石短期內火電仍為能源壓艙石 短期看，短期看，高溫高溫來襲來襲，夏季夏季用電負荷用電負荷預計增幅較大預計增幅較大。根據國家氣候中心，今年以來全國平均氣溫較常年同期偏高，3 月上旬、4 月中旬，平均氣溫為 1961 年以來歷史同期最高，河南南部、安徽西部、江西西北部、湖南北部等地區平均氣溫偏高 2；5 月份，全國共有 446 個國家氣象站日最高氣溫達到或突破 5 月歷史極值。中電聯預測，部分省份或出現階段性高溫熱浪，在高峰時段可能出現用電緊張。2023 年全國最高用電負荷 13.7 億千瓦左右，同增 6%，最高用電負荷可能比 2022

37、年增加近 1 億千瓦，全國電力供需總體緊平衡。我們預計今年在水電出力偏弱形勢下，火電仍將發揮能源安全壓艙石作用，穩定出力，需求保持強度。中長期看，中長期看，終端用能電氣化驅動電力需求增長，新興終端用能電氣化驅動電力需求增長，新興產業用電量快速增長。產業用電量快速增長。國家“雙碳”目標加速終端用能電氣化水平。全球能源互聯網發展合作組織預測，到 2030 年，我國數 2023 年 06 月 26 日 P.11 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 據中心、5G 基站年用電量將分別超過 3400 億、1800 億千瓦時，高技術及裝備制造業用電需求年均增速將達到 9%以上。建筑、鋼鐵、新能

38、源汽車將帶來 15000、5300、1300億千瓦時新增電能以替代散燒煤、燃油供能。全社會用電總量預計平穩增長，火電仍需發揮壓艙石作用。全社會用電總量預計平穩增長，火電仍需發揮壓艙石作用。我國過去 10 年全社會用電量穩步增長，CAGR 達 5.7%。截至 2022 年，全社會用電量 8.6 萬億千瓦時，同比增長3.9%。全球能源互聯網發展合作組織組織預測，“十四五”期間，我國用電量年均增速約 4.2%，2025 年全社會用電量將增長至 9.2 萬億?！笆逦濉逼陂g，我國用電量增速CAGR 約為 3%，2030 年全社會用電量預計達 10.7 萬億千瓦時。根據我國裝機結構預測，煤電裝機將于 2

39、025 年達到峰值 11 億千瓦，2030 年前，火電仍是我國能源裝機結構中最主要的構成，預計容量占比 28%（風電、光伏占比 21%、27%）。我們認為新能源大幅接入情況下，電網消納或仍有較大壓力，火電機組參與調節為必要手段，仍需發揮壓艙石作用實現穩定出力，中長期用電需求仍大。圖表 13：2030 年新增電能代替規模（億千瓦時）圖表 14：2020-2060E 我國主流能源裝機容量及預測（億千瓦）資料來源：全球能源互聯網發展合作組織，國盛證券研究所 資料來源：全球能源互聯網發展合作組織，國盛證券研究所 圖表 15：我國全社會用電量（億千瓦時）及增速（%）圖表 16：全國用電總量及預測（萬億千

40、瓦時）資料來源：國家能源局，國盛證券研究所 資料來源：全球能源互聯網發展合作組織，國盛證券研究所 二、二、靈活性改造靈活性改造+容量電價機制拓寬收入渠道，收益模式迎變革容量電價機制拓寬收入渠道，收益模式迎變革 靈活性改造加強機組調峰能力，獲取調峰補償靈活性改造加強機組調峰能力，獲取調峰補償 煤電機組靈活性改造煤電機組靈活性改造為為我國電力系統靈活性提升我國電力系統靈活性提升的工作重點的工作重點。從我國電力系統發展現狀1100130053001500005000100001500020000新增電能代替規模（億千瓦時）051015202530354020202025E2030E2050E2060

41、E煤電 風電太陽能發電水電0%2%4%6%8%10%12%14%01000020000300004000050000600007000080000900001000002010201220142016201820202022全社會用電量（億千瓦時）YOY（%）02468101214161820202025E2030E2050E2060E全國用電總量及預測（萬億千瓦時）2023 年 06 月 26 日 P.12 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 看，靈活性不足制約新能源消納的問題尚未得到根本性解決。根據電力圓桌項目課題組發布的電力系統靈活性提升:技術路徑、經濟性與政策建議，基于電

42、力系統靈活性提升技術思路和經濟性分析，“十四五”時期，電力系統靈活性提升主要依靠煤電靈活性改造、新建抽水蓄能等資源。由于抽水蓄能電站建設周期一般為 6-8 年，推進煤電機組靈活性改造為“十四五”時期重點，至“十六五”時期亦是最主要的靈活性資源。煤電機組靈活性改造幫助煤電定位轉型，參與輔助服務市場，由電量型電源向電力型電源轉變，獲得調峰補償收益。圖表 17：電力系統靈活性提升示意圖 資料來源：電力系統靈活性提升:技術路徑、經濟性與政策建議，國盛證券研究所 靈活性改造靈活性改造投資成本投資成本相對相對較低較低。經過靈活性改造后的煤電提供靈活性的成本主要包括靈活性改造投資成本、實際運行中產生的可變成

43、本增量、機組的加速折舊和部件磨損、更換成本增量以及由于損失部分發電收益產生的機會成本。30 萬千瓦和 60 萬千瓦純凝汽機組最小穩定出力由 50%降至 30%，單位千瓦靈活性調節容量成本為 625 元/千瓦；對于3060萬千瓦的大型熱電廠，按熱電解耦后機組供熱工況下最小出力由80%降為50%折算，提升供給向下靈活性空間的改造成本為 444 元/千瓦。煤電靈活性改造中，煤電及燃煤熱電聯產成本投入較燃氣電廠、抽水蓄能、儲能電站等其他系統調節手段具備顯著優勢。2023 年 06 月 26 日 P.13 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 18：靈活性改造煤電成本構成 固定成本投入

44、固定成本投入 成本增量成本增量 機會成本機會成本 常規煤電 靈活性改造投資成本 600-700 元/千瓦 低負載運行產生的可變成本增量 14-20 克/千瓦時 機組的加速折舊和部件磨損、更換成本增量 損失部分發電收益 燃煤熱電聯產 靈活性改造投資成本 300-500 元/千瓦 低負載運行產生的可變成本增量 機組的加速折舊和部件磨損、更換成本增量 損失部分發電收益 燃氣電廠 建設投資成本新建氣電：2630-3546 元/千瓦；氣電置換煤電：7013-9457 元/千瓦 運行維護成本低負載運行時高于 0.56-0.58 元/千瓦時 無 抽水蓄能 投資建設成本 6300-7200 元/千瓦 運行維護

45、成本 資料來源：電力系統靈活性提升:技術路徑、經濟性與政策建議，國盛證券研究所 輔助服務市場逐步完善，輔助服務市場逐步完善，調峰調峰補償收益補償收益較國際較國際仍有上行空間仍有上行空間。近年來全國多數省為滿足新能源消納要求，加大力度完善輔助服務市場以及對靈活調節電源的補償。2022 年底，我國電力輔助服務實現了 6 大區域、33 個省區電網的全覆蓋，統一的輔助服務規則體系基本形成，全年煤電企業因輔助服務獲得補償收益約 320 億元。但總體來看，我國輔助服務補償水平仍然偏低，2018 年全國輔助服務補償費用占上網電費總額的 0.83%，遠低于美國 PJM 市場的 2.5%、英國的 8%?；诨痣?/p>

46、備用容量意義重大，補償機制有望逐步完善，我們認為未來補償收益仍有較大提升空間。圖表 19：全國部分區域完善輔助服務市場政策 地區地區 發布時間發布時間 政策名稱政策名稱 政策內容政策內容 全國 2018.2 關于提升電力系統調節能力的指導意見 進一步推進東北、山西等地電力輔助服務市場改革試點工作，推動華北、華東等地輔助服務市場建設，非試點地區由補償機制逐步過渡到市場機制。江蘇 2019.2 關于做好輔助服務(調峰)市場試運行有關工作的通知 深度調峰報價的最高限價暫定為 600 元/MWh，未報價機組的臨時調用價格暫按 150 元/MWh 執行。甘肅 2022.9 甘肅省電力輔助服務市場運營暫行

47、規則 將火電機組實時深度調峰輔助補償報價上限由兩檔（0.4-1 元/千瓦時）調整為五檔（0.2-0.8 元/千瓦時），調頻里程報價上限由 15 元/兆瓦降至 12 元/兆瓦。湖南 2020.5 湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規則 火電按機組報價。機組額定容量（指批復容量）的 50%為有償調峰基準負荷率。以基準負荷率為基點，機組額定容量每下調 5%負荷率區間作為一個報價區間。湖北 2020.6 湖北電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）火電機組以 5%容量作為一個報價檔位，由第一檔至第五檔按照價格遞增的原則逐段申報。深度調峰超 20%，報價上限為 0.6 元/千瓦時。福建 2020.7 福建省

48、電力調峰輔助服務交易規則(試行)(2020 年修訂版)燃煤火電機組有償調峰補償基準為負荷率 60%，以下調機組 5%的額定容量比率為一個報價區間，隨調峰深度增加依次遞增報價。河北 2021.9 河北南網電力調峰輔助服務市場運營規則（修訂稿）火電機組按額定容量進行調峰報價分檔申報，以額定容量的 100%-70%為一檔，70%以下每 10%為一檔報價，按照價格遞增方式逐檔申報，每一檔全天報價相同，報價最小單位為 10 元/MWh，報價周期和報價范圍限價按照華北電力調峰輔助服務市場運營規則執行?；痣娖髽I按機組進行調峰停備報價申報，報價最小單位為 10 元/MWh，市場開展初期燃煤火電機組報價上限暫定

49、為 500 元/MWh，燃氣火電機組不參與調峰停備申報。福建 2022.4 福建省電力調峰輔助服務市場交易規則（試行）（2022 年修訂版）深度調峰按充電電量最高上限 1 元/kWh，深度調峰容量交易按調峰容量 950元/MW日。華東 2022.9 華東區域電力輔助服務管理實施細則、華東區域電力并網運行管理實施細則 新型儲能有償一次調頻補償標準數值為 400 元/兆瓦時，AGC 基本補償標準數值為 360 元/兆瓦月，深度調峰補償標準為 160 元/兆瓦時，可調節負荷削峰補償標準取 800 元/兆瓦時，可調節負荷調峰補償標準取 240 元/兆瓦時，可中斷負荷旋轉備用補償標準取 1000 元/兆

50、瓦時。2023 年 06 月 26 日 P.14 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 甘肅 2023.1 甘肅省電力輔助服務市場運營規則（試行）調峰容量市場交易，申報和補償標準上限暫按 300 元/（MW日）執行，采用“單邊競價，邊際出清，分檔結算”模式。新疆 2023.5 關于建立健全支持新型儲能健康有序發展配套政策的通知 鼓勵獨立儲能自主報量參與調峰輔助服務市場，現階段執行特殊調用支持政策，在全網棄風棄光時段根據電力調度機構指令進入充電狀態的，對其充電電量進行補償，具體補償標準為 0.55 元/千瓦時；其放電量按照 0.25 元/千瓦時結算，不再享受容量電價補償。華中 202

51、3.5 華中區域電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）、華中區域電力并網運行管理實施細則（征求意見稿）擴大了輔助服務提供主體范圍，將能夠響應電力調度機構統一指令的，容量不低于 4MW/1 小時的電化學儲能電站及儲能系統，以及傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等可調節負荷納入管理范圍。湖南 2023.5 湖南省電力輔助服務市場交易規則（2023版）負荷側市場主體中直接參與用戶可調節容量不小于 1 兆瓦，連續響應時間不低于 1 小時；聚合商可調節容量不小于 10 兆瓦，連續響應時間不低于 1 小時。資料來源：北極星儲能網，地方能源監管辦、發改委、儲能中國網、國家能源局，國盛證券

52、研究所 容量電價容量電價保障燃煤機組合理收益。保障燃煤機組合理收益。長期來看，容量市場是成熟電力市場的標配。容量市場作為一種經濟激勵機制，能使機組獲得電能量和輔助服務市場以外的穩定收入，以此鼓勵存量機組留存、新建機組投資，使電力系統在面對高峰負荷時有足夠發電容量冗余。國家發展改革委國家能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見中提出，因地制宜建立發電容量成本回收機制，引導各地區根據實際情況，探索容量補償機制、容量市場、稀缺電價等多種方式，保障電源固定成本回收和長期電力供應安全。當前，我國容量電價政策尚處于摸索階段，少部分區域如山東、云南已出臺容量補貼相關政策。中長期來看，新型電力系統加碼

53、建設下，其他省市容量電價有望陸續出臺，增厚火電企業收益。圖表 20：我國部分省容量補償機制政策 時間 地區 政策名稱 主要內容 2020.11 廣東 廣東電力市場容量補償管理辦法(試行，征求意見稿)容量補償的對象為參與廣東電力市場化交易并獲得與用戶側直接交易資格的省級及以上調度機構調管的燃煤、燃氣發電機組。按照各售電公司當月價差中長期合約外電量及容量度電分攤標準收取容量電費。2022.3 山東 關于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知 山東容量市場運行前，參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取，電價基準價標準暫定為每千瓦時電價基準價標準暫定為每千瓦時0.0991 元元(含稅含稅)

54、。發電能力充裕時段，容量補償電價按基準價乘以谷系數 K1(0-50%)收??；發電能力緊張時段,按照基準價乘以峰系數 K2(150%-200%)收取。2022.12 云南 云南省燃煤發電市場化改革實施方案(試行)燃煤發電企業最大發電能力和最小發電能力之間的可調節空間參與調節容量市場交易，試行期按煙煤無煙煤額定裝機容量的 40%參與燃煤發電調節容量市場交易。燃煤發電調節容量價格由買賣雙方在 220 元/千瓦年上下浮動 30%區間范圍內自主協商形成。資料來源：各省發改委，國盛證券研究所 2.2.2 價價:電改政策頻出，電改政策頻出，電價傳導機制逐步理順電價傳導機制逐步理順 短期看，短期看，電改下電力

55、價格浮動區間走擴。電改下電力價格浮動區間走擴。2023 年各地年度協議電價均較基準價有明顯上浮，多區域接近頂格上浮，電改下電價浮動區間走擴。以用電大省江蘇、廣東為例，2023 年江蘇電力市場年度雙邊交易加權均價467元/兆瓦時，與燃煤基準價391元/兆瓦時相比上浮19%，廣東省電力市場年度雙邊交易加權價為 554 元/兆瓦時，較基準價上浮 20%。2023 年 06 月 26 日 P.15 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 多省代理購電價格保持較高水平。多省代理購電價格保持較高水平。從各省電網代理購電價格來看，多數省份代理購電價格顯著超過燃煤基準價。以發達區域廣東、江蘇、上海舉

56、例，2023 年 5 月代理購電價格較基準價上浮 26.1%、20.6%、40.5%。此外，代理購電價格持續呈現同比上浮趨勢。2023 年 5 月有23 個省代理購電價格同比上漲，所有省市平均同比上漲 7.8%，2023 年 1-5 月以來，電價延續上行趨勢。圖表 21：江蘇、廣州年度協議電價成交均價（元/兆瓦時）年份年份 交易類型交易類型 江蘇省江蘇省 較基準價較基準價漲跌幅漲跌幅 廣東省廣東省 較較基基準價準價漲跌幅漲跌幅 2023 年度雙邊 466.7 19.3%553.9 19.6%年度掛牌 465.1 19.0%552.3 19.3%2022 年度雙邊 466.8 19.4%497.

57、0 7.4%年度掛牌 464.8 18.9%/資料來源：北極星售電網，北極星火力發電網，國盛證券研究所 圖表 22：近 2 年 5 月各地電網代理購電價格一覽表（元/兆瓦時)資料來源：北極星售電網，國盛證券研究所，浙江取 1-10 千伏及以上口徑，海南取 100 千伏安及以上口徑，省市未包含云南、新疆，國盛證券研究所 2023M12023M1YOYYOY2023M22023M2YOYYOY2023M32023M3YOYYOY2023M42023M4YOYYOY2023M52023M5YOYYOY4254252.0%4294296.1%410410-5.2%415415-2.1%4084080.

58、2%486486-0.6%4944941.8%5005006.5%4994997.4%4784783.2%5605607.1%5625627.7%5615614.2%562562-1.4%5845845.5%4614610.0%4614610.0%4614610.0%4614610.0%4614610.0%4544548.4%4684688.0%4674672.6%4684682.4%4724727.4%3663661.6%3653651.1%3613610.0%341341-8.1%3283288.1%397397-8.8%399399-0.8%378378-11.5%358358-17.5

59、%394394-3.2%380380-8.7%384384-7.0%375375-12.8%376376-4.5%3773771.7%4964965.6%5025027.5%50650610.1%5055058.8%4764764.8%4294292.6%4294291.3%4294290.8%4294290.9%4294290.7%56656614.1%5625629.2%5445445.5%5125127.7%50550529.8%61061031.2%59359322.6%4964963.8%51351320.9%4824826.3%4614615.5%4484481.7%4554554

60、.1%4464462.1%4474471.8%496496-0.3%5045041.3%5315316.8%5125123.1%5055051.6%418418-5.0%422422-2.5%425425-1.7%4284280.3%411411-1.4%309309-0.9%317317-3.1%323323-2.1%/298298-3.4%288288-3.8%280280-13.3%289289-8.1%2902900.7%276276-6.1%298298-0.1%294294-1.4%284284-4.8%293293-1.4%26026014.4%2622628.8%2942942

61、4.2%28528520.3%27927942.8%3883880.9%3903903.8%3923922.4%385385-0.9%386386-1.5%48848828.9%45445420.9%4194196.2%40540513.1%3663665.9%46146116.8%46646623.3%45345314.3%44244216.0%42742716.1%59959911.8%59859811.9%5815814.6%5695695.5%5845849.3%4534531.3%4534532.1%50250211.7%4664665.1%41041017.3%4384380.3%

62、4564565.9%4404401.6%416416-3.2%4344342.2%56656621.7%55155117.1%51551518.7%45345312.3%44644614.7%5455455.5%5415414.4%5455456.4%524524-5.1%521521-2.5%5605607.1%5625627.7%5615614.2%562562-1.4%5845845.5%45845820.7%46746723.2%46646625.4%45645621.4%43243215.7%5345343.9%5265262.4%5325323.5%5345342.7%536536

63、-0.3%45745719.7%4214219.8%3433434.0%43743733.8%41941941.8%湖北地區地區北京天津廣東安徽江蘇甘肅河北冀北河南黑龍江上海湖南吉林江西遼寧蒙西蒙東寧夏青海山東山西陜西海南廣西四川福建重慶淅江深圳貴州 2023 年 06 月 26 日 P.16 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 長期看，長期看，電力改革持續深化電力改革持續深化，助推，助推電價電價順暢順暢傳導傳導?！半p碳目標”頂層設計下，近年我國電力市場改革政策頻出。2019 年國務院常務會議決定取消煤電價格聯動機制，將現行標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，

64、意味著我國告別實行 15 年的煤電聯動機制，將過去執行“政府定價”的計劃交易轉為雙方“協商定價”的市場化交易。2021 年 3 月國家電網提出“著力疏導能源供應側成本上升與需求側成本較低的矛盾”，明示用電端成本未來將要進入上行通道，打破過去電價“只能下不能上”的政策導向。2021 年 6 月，國家發改委在中國政府網提出我國“下一步要完善居民階梯電價制度，使電力價格更好地反映供電成本”。受關于進一步完善分時電價機制的通知、關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知、關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見等政策推進，我國電力市場化改革持續深化，各省陸續出臺落實文件，我國電力市場迎來重大變革

65、。我們預計未來電價機制傳導將更加順暢，進一步推動火電上網價格波動區間擴張，穩定火電盈利性。圖表 23：我國電力市場化改革相關政策 政策名稱政策名稱 政策時間政策時間 發布機關發布機關 政策內容政策內容 關于進一步完善分時電價機制的通知 2021 年 7 月 國家發改委 合理確定峰谷電價價差，各地要統籌考慮當地電力系統峰谷差率、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于3:1。完善能源消費強度和總量雙控制度方案 2021 年 9 月 國家發改委 總體目標到 2025 年，能耗雙控制度更加健全，資源配置

66、更加合理、利用效率大幅提高。到 2030 年，能耗雙控制度進一步完善，能耗強度繼續大幅下降，能源消費總量得到合理控制，能源結構更加優化。到 2035 年，能源資源優化配置、全面節約制度更加成熟和定型，有力支撐碳排放達峰后穩中有降目標實現。關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知 2021 年 10 月 國家發改委 燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價上下浮動”范圍內形成上網電價?，F行燃煤發電基準價繼續作為新能源發電等價格形成的掛鉤基準。擴大市場交易電價上下浮動范圍。將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過上浮不超過 10%、下浮原則上不超過、下浮原則上不超過

67、 15%，擴大為上下浮動原則上均不超過擴大為上下浮動原則上均不超過 20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮 20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。省間電力現貨交易規則(試行)2021 年 11 月 國家電網 結合電網運行實際需求，進一步擴大市場范圍、豐富交易主體、完善交易機制以進一步貫徹落實中發 9 號文中關于“建立規范的跨省跨區電力市場交易機制，促使電力富余地區更好地向缺電地區輸送電力”。關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見 2022 年 01 月 國家發改委 總體目標到 2025 年，全國統一電力市場體系初步建成，國家市場與省/區域市場協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體

68、化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成。到 2030 年，全國統一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統要求，國家市場與省/區域市場聯合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。資料來源：國家發展改革委、國家電網，國盛證券研究所 2023 年 06 月 26 日 P.17 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 三、三、齊頭并進齊頭并進能源轉型能源轉型，拉動第二成長曲線，拉動第二成長曲線 3.1 積極布局積極布局綠電轉型綠電轉型，風光將風光將成為成

69、為裝機主體裝機主體 能源結構轉型能源結構轉型為重要為重要國家國家戰略，風光裝機高速增長戰略，風光裝機高速增長。十八大以來，我國積極推動能源供給革命，深化能源供給側結構性改革，優先發展可再生能源。以火電裝機為主力的“五大四小”發電集團作為電力行業主力軍，開始加速布局清潔化轉型，風光裝機量占比迅速提升。2011-2021 年，三峽集團、華潤電力、中國廣核集團、中國華電集團、國投電力、中國華能集團、國家能源投資集團風光裝機量 CAGR 達 37.2%、28.6%、28.0%、24.7%、21.7%、18.1%、17.2%，截至 2021 年，我國大型發電集團風光裝機占比已普遍在 15-40%左右。圖

70、表 24：2011-2022 年五大四小風光裝機容量占比（%）資料來源：全國能源信息平臺、界面新聞，國盛證券研究所“十四五”“十四五”裝機目標指引下，裝機目標指引下，電力系統電力系統風風、光光將將成成裝機裝機主體主體。在“十二五”、“十三五”風光裝機高速增長下，2020-2021 年間，各大發電集團陸續發布“十四五”裝機規劃，彰顯實現碳達峰、碳中和雄心。以華能集團為例，華能集團目標于 2025 年實現碳達峰，“十四五”期間目標新增新能源裝機 8000 萬千瓦以上，為現有風光裝機量的兩倍（截至 2021 年風光裝機僅為 3829 萬千瓦）。此外，華能集團、大唐集團、國家電力投資集團、華電集團、華

71、潤電力等均提出 2025 年清潔能源裝機達到 50%以上。這意味著“十五五”開始，我國大型發電集團火電裝機占比將下滑至 50%以下，成為以風、光、水電等清潔能源裝機為主體的發電主體。2023 年 06 月 26 日 P.18 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 25：“五大四小”發電集團“十四五”裝機規劃 集團名稱集團名稱 碳達峰時間碳達峰時間 火電火電裝機裝機（萬萬千瓦）千瓦）風光裝機風光裝機（萬千瓦）（萬千瓦）“十四五”規劃“十四五”規劃 國家能源集團 2025 19400 5860 新能源新增總裝機任務約 1.2 億千瓦。華能集團 2025 14006 3829 新增

72、新能源裝機 8000 萬千瓦以上，確保清潔能源裝機占比 50%以上；2035 年清潔能源裝機占比 75%以上。大唐集團 2025-3080 2025 年實現碳達峰，清潔能源裝機占比 50%以上。國家電力投資集團 2023 8334 7936 2025 年電力裝機達到 2.2 億千瓦，清潔能源裝機比重提升到 60；2035 年電力裝機達 2.7 億千瓦，清潔能源裝機比重提升到 75。華電集團 2025-2944 力爭新增新能源裝機 7500 萬千瓦，2025 年非化石能源裝機占比力爭達到 50%，非煤裝機（清潔能源）占比接近 60%。中國廣核集團-2802 保持每年 300 萬千瓦以上發展速度，

73、預計 2025 年境內新能源在運裝機總容量突破 4000 萬千瓦。華潤電力 2025-1516 新增 4000 萬千瓦可再生能源裝機，預計至 2025 年底，可再生能源裝機占比超過 50%。國投電力 2030 1188 357“十四五“裝機容量將達 5000 萬千瓦，其中清潔能源裝機占比約為 72%。三峽集團 2023-2650“十四五”時期及后續發展階段，三峽集團將保持每年1500 萬千瓦清潔能源新增裝機規模的增速。資料來源：公司公告，北極星水力發電網、北極星風力發電網，北極星火力發電王、北極星太陽能光伏網，裝機數據為 2021 年數據，國盛證券研究所 上市主體積極上市主體積極落實裝機規劃落

74、實裝機規劃，綠電，綠電拉動拉動盈利盈利第二成長曲線第二成長曲線。伴隨集團整體裝機規劃設立，發電集團旗下上市公司積極推進新能源轉型進程，頒布“十四五”裝機目標。從裝機口徑看，截至2022 年，上海電力、中國電力、國電電力、華能國際、大唐發電、長源電力風光占比已達 39%、33%、18%、16%、12%、6%，2017-2022 年風電及光電裝機容量 CAGR 達 23%、44%、10%、24%、21%、42%。從利潤口徑看，火電行業因其周期性屬性盈利波動較大。近兩年來因煤價高升，火電行業盈利微薄，甚至陷入虧損。相較而言，綠電運營模式具備較強業績確定性，收益率穩定。在近兩年煤價高位形勢下，綠電成為

75、運營商盈利重要組成部分，部分沖抵了火電業務的虧損壓力，成為拉動火電企業利潤的第二成長曲線。2023 年 06 月 26 日 P.19 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 26：火電公司 2017-2022 年風電及光電裝機容量占比（%）圖表 27：2017-2022 年火電、風光裝機 CAGR 對比 資料來源：公司公告，國盛證券研究所 資料來源：公司公告，國盛證券研究所 圖表 28：大型火電公司所屬發電集團 所屬所屬集團集團 上市公司上市公司“十四五”“十四五”裝機裝機規劃規劃 國家能源集團 國電電力 新增新能源裝機 3500 萬千瓦，清潔能源裝機占比達到 40%以上。長源

76、電力 建成“總裝機超 1500 萬千瓦、新能源裝機超 500 萬千瓦、利潤總額不斷增長”的一流專業化發電公司。龍源電力 新增 3000 萬千瓦新能源裝機，以 2020 年年末裝機 2468 萬千瓦，2025 年年末新能源累計裝機容量達到 5468 萬千瓦。中國神華 積極投資新能源業務，每年增加新能源裝機容量不低于 60 萬千瓦（風電、光伏為主）。華能集團 華能國際-內蒙華電 發電裝機容量達到 2000 萬千瓦，新能源裝機比重達到 50%。大唐集團 大唐發電 新增新能源不低于 3000 萬千瓦。華銀電力 清潔能源裝機占比達到 50%。桂冠電力 實現容量、資產“兩個翻番”，建設一流清潔能源公司。國

77、家電力投資集團 上海電力-中國電力 到 2023 年底，清潔能源裝機占比超過 70%、清潔能源收入占比超過 50%；到 2025 年底，境內清潔能源裝機占比超過 90%、清潔能源收入占比超過 70%。吉電股份 2025 年裝機規模超過 2000 萬千瓦以上，清潔能源比重超過 90%。電投能源 新能源裝機規模將達到 700 萬千瓦以上。華電集團 華電國際 2025 年風光新增裝機 2000 萬千瓦。三峽集團 三峽能源 年新增裝機不少于 500 萬千瓦。湖北能源 到“十四五”末，預計公司新能源裝機容量將達到 10.71GW。2023 年至 2025 年年均新增裝機2.08GW，2021 年至 20

78、25 年新能源裝機復合增速可達 45.3%。資料來源：公司公告、北極星太陽能光伏網、中國能源報、中國證券報、國際能源網、證券日報、國際風力發電網、中國電力網、中國經營報、智通財經網，國盛證券研究所 0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%40.0%45.0%2016201720182019202020212022上海電力中國電力國電電力華能國際大唐發電長源電力-0.100.10.20.30.40.50.6火電風光 2023 年 06 月 26 日 P.20 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 3.2 綠電運營綠電運營現金流現金流望望大幅改善，投

79、資收益率持續提升大幅改善，投資收益率持續提升 光伏、光伏、海陸海陸風電全面進入平價時代風電全面進入平價時代，經營性現金流有望改善，經營性現金流有望改善。2021 年 6 月國家發展改革委印發關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知，規定 2021 年起新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目中央財政不再補貼，實行平價上網；中央財政明確 2022 年起不再對新建海上風電項目進行補貼。當前光伏、風電新增裝機將主要由項目自身的經濟性而非外部補貼驅動，風光項目已具備自主造血能力。發電企業將擺脫補貼依賴，加快結算周期，依托純商業化運營的模式大幅改善其經營性現金流，支持后續

80、裝機規模擴充。光伏光伏平準發電成本平準發電成本未來預計未來預計持續走低持續走低，電站運營收益率望提升，電站運營收益率望提升。根據中國光伏產業發展協會，2022年全國硅片產量約為 357GW，同比增長 58%，預計 2023年全國硅片產量將超過536GW。組件方面，2022 年全國組件產量達到 289GW，同比增長 59%，預計 2023 年組件產量將超過 433GW。伴隨硅片產能逐步釋放，光伏面板原材料供給短缺大幅緩解，2023 年 5 月 15 日國產多晶硅料現貨價格跌至 21.8 美元/千克，較 2022 年高點下跌 51%。我們預計未來各環節產能過剩情況或進一步加重，硅料及組件價格多呈現

81、震蕩下行趨勢。2022 年全投資模型下地面光伏電站在 1800 小時、1500 小時、1200 小時、1000 小時等效利用小時數的 LCOE 分別為 0.18、0.22、0.28、0.34 元/kWh，我們預計組件降價望成為降低光伏系統建造成本的主要動能，助推地面光伏 LCOE 逐年下降，進一步推升光伏電站投資經濟性。圖表 29：國產多晶硅料(一級料)平均現貨價（美元/千克）圖表 30：中國單面單晶 PERC 組件(182mm)現貨價（美元/瓦）資料來源：Wind，國盛證券研究所 資料來源：Wind，國盛證券研究所 風電風電 LCOE、風力發電機成本逐年下降。、風力發電機成本逐年下降。根據

82、IRENA 與 2021 年 6 月發布的2020 年可再生能源發電成本 披露，截至 2021 年中國陸上風電 LCOE 成本為 0.028 美元/千瓦時，較 2010 年降幅達到 66%。其中，發電機成本為影響裝機成本的最主要因素，截至 2023年 3 月，中國風力發電機機組投標價為 1607 元/千瓦，較 2021 年 1 月的 3081 元/千瓦已下降 48%。我們預計伴隨風電平準發電成本逐步降低，風電項目盈利能力有望進一步提升。1015202530354045502021-01-112021-04-062021-06-072021-08-162021-11-082022-01-1720

83、22-04-062022-06-132022-08-222022-11-072023-01-302023-04-10國產多晶硅料現貨價（美元/千克）0.20.210.220.230.240.250.260.270.280.292021-07-142021-08-112021-09-082021-10-062021-11-032021-12-012021-12-292022-01-262022-03-022022-03-302022-04-272022-06-012022-06-292022-07-272022-08-242022-09-212022-10-262022-11-232022-12

84、-212023-01-182023-02-222023-03-22中國單面單晶PERC組件(182mm)現貨價 2023 年 06 月 26 日 P.21 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 31：中國陸上、海上風電 LCOE（美元/千瓦時）逐年下降 圖表 32：中國風電整機商風電機組投標均價（元/千瓦）資料來源：IRENA，國盛證券研究所 資料來源：金風科技官網，國盛證券研究所 3.3 綠電業務占比提升，綠電業務占比提升，估值重塑估值重塑仍有空間仍有空間 高估值高估值業務業務占比逐步提升占比逐步提升，火電望迎估值重塑火電望迎估值重塑。2018-2022 年五年時間申萬火力

85、發電板塊平均 PB 為 1.0，申萬光伏發電板塊平均 PB 為 1.8，申萬風力發電板塊平均 PB 為 2.5。歷史上，包括光伏發電、風力發電在內的綠電板塊由于其盈利確定性較強、所在賽道成長性較高，享受顯著高于火電板塊的市凈率。我們認為未來隨著頭部發電企業新能源裝機占比逐步提升，火電企業業務結構多元優化、業績對煤價敏感性逐步降低，盈利穩定性望持續增強，其估值中樞亦有望向綠電靠近，實現估值重塑。圖表 33：2018-2022 年申萬火電、光伏、風力發電企業 PB 日期日期 SW 火力發電火力發電 SW 光伏發電光伏發電 SW 風力發電風力發電 2018 1.15 1.13 1.42 2019 0

86、.99 1.17 1.69 2020 0.89 1.96 2.26 2021 1.10 2.77 4.89 2022 1.06 1.88 2.36 平均平均 1.04 1.78 2.52 資料來源：Wind，國盛證券研究所 00.020.040.060.080.10.120.140.160.180.2陸上風電海上風電20102021120014001600180020002200240026002800300032002021年1月2021年12月2022年6月2022年12月2023年3月公開投標均價（元/Kw）公開投標均價（元/Kw）2023 年 06 月 26 日 P.22 請仔細閱讀本

87、報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 四、投資建議四、投資建議 當前煤價下行，電價上浮，價差加快修復，火電基本面改善。同時，新型電力系統構建中，火電壓艙石重要性凸顯，隨著電改推進，火電盈利穩定性提升、收入趨于多元化，價值將迎修復。此外，火電龍頭積極推動能源轉型，綠電占比快速提高，商業模式優化、成長性提升，估值體系有望重塑。重點關注：1）火電資產裝機體量龐大的電力央企龍頭華電國際、華能國際、大唐發電、國電電力、華潤電力華電國際、華能國際、大唐發電、國電電力、華潤電力；2）具備較高業績修復彈性的區域火電企業浙能電力、申能股份、皖能電力、粵電力浙能電力、申能股份、皖能電力、粵電力 A。圖表 34：重

88、點標的估值表 股票名稱股票名稱 股價 EPS（元）（元）PE（倍）（倍）PB（倍）（倍）2022A 2023E 2024E 2025E 2022A 2023E 2024E 2025E 2022 華能國際 8.84-0.47 0.63 0.79 0.91-18.8 14.1 11.2 9.7 3.1 華電國際 6.44 0.01 0.50 0.62 0.73 659.9 12.9 10.4 8.9 1.8 國電電力 3.82 0.16 0.39 0.47 0.54 24.1 9.7 8.1 7.1 1.5 華潤電力 16.32 1.46 2.77 3.14 3.40 11.2 5.9 5.2 4

89、.8 1.0 大唐發電 3.28-0.02 0.19 0.27 0.33-148.0 17.1 12.1 9.9 2.4 申能股份 6.48 0.22 0.57 0.70 0.79 29.4 11.4 9.2 8.2 1.1 浙能電力 4.95-0.14 0.48 0.57 0.65-36.4 10.2 8.6 7.6 1.1 粵電力 A 7.09-0.57 0.31 0.51 0.67-12.4 22.6 13.9 10.6 1.8 皖能電力 6.12 0.19 0.48 0.59 0.67 32.6 12.9 10.4 9.1 1.2 資料來源：Wind，股價選取日期為 6 月 21 日，

90、華能國際、華電國際、國電電力、大唐發電、申能股份、浙能電力、粵電力 A、皖能電力取 Wind 一致預期，國盛證券研究所 五、風險提示五、風險提示 新能源裝機新能源裝機、并網、并網不及預期風險、電價波動風險、煤價上漲風險、電力市場改革進度不及預不及預期風險、電價波動風險、煤價上漲風險、電力市場改革進度不及預期風險。期風險。1.新能源裝機、并網新能源裝機、并網不及預期風險不及預期風險：當前電網仍面臨并網消納壓力，若可再生能源大幅接入情況下棄風、棄光率有所反彈，則發電企業將面臨調整未來裝機規劃、并網不及預期風險。同時，若組件價格上行，發電企業在裝機方面或轉為觀望態度，影響短期裝機進程。2.電價波動風

91、險：電價波動風險：近兩年電改背景下，電價進入上行中樞。若出現宏觀、政策等因素致使燃煤標桿電價下調，則發電企業則有可能面臨收入減少風險。3.煤價上漲風險：煤價上漲風險：當前我國煤價中樞下行，若出現國際貿易摩擦等極端事件致使煤炭需求大幅提升、或供給下降，煤價則有可能進一步上漲，影響發電企業利潤。4.電力市場改革進度不及預期風險電力市場改革進度不及預期風險：電力市場成分眾多，機制復雜。若出現政策階段性轉向、監管力度低于預期等情況，電改進度可能低于預期。2023 年 06 月 26 日 P.23 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 免責聲明免責聲明 國盛證券有限責任公司（以下簡稱“本公司

92、”）具有中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格。本報告僅供本公司的客戶使用。本公司不會因接收人收到本報告而視其為客戶。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。本報告的信息均來源于本公司認為可信的公開資料，但本公司及其研究人員對該等信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告中的資料、意見及預測僅反映本公司于發布本報告當日的判斷，可能會隨時調整。在不同時期，本公司可發出與本報告所載資料、意見及推測不一致的報告。本公司不保證本報告所含信息及資料保持在最新狀態，對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本公司力求報告內容客

93、觀、公正，但本報告所載的資料、工具、意見、信息及推測只提供給客戶作參考之用，不構成任何投資、法律、會計或稅務的最終操作建議,本公司不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保。本報告中所指的投資及服務可能不適合個別客戶，不構成客戶私人咨詢建議。投資者應當充分考慮自身特定狀況，并完整理解和使用本報告內容，不應視本報告為做出投資決策的唯一因素。投資者應注意，在法律許可的情況下，本公司及其本公司的關聯機構可能會持有本報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。本報告版權歸“國盛證券有限責任公司”所有。未經事先本公司書面授權，任何

94、機構或個人不得對本報告進行任何形式的發布、復制。任何機構或個人如引用、刊發本報告，需注明出處為“國盛證券研究所”，且不得對本報告進行有悖原意的刪節或修改。分析師聲明分析師聲明 本報告署名分析師在此聲明：我們具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，本報告所表述的任何觀點均精準地反映了我們對標的證券和發行人的個人看法，結論不受任何第三方的授意或影響。我們所得報酬的任何部分無論是在過去、現在及將來均不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。投資評級說明投資評級說明 投資建議的評級標準投資建議的評級標準 評級評級 說明說明 評級標準為報告發布日后的 6 個月內公司股

95、價（或行業指數）相對同期基準指數的相對市場表現。其中 A 股市場以滬深 300 指數為基準；新三板市場以三板成指（針對協議轉讓標的）或三板做市指數（針對做市轉讓標的）為基準；香港市場以摩根士丹利中國指數為基準，美股市場以標普 500 指數或納斯達克綜合指數為基準。股票評級 買入 相對同期基準指數漲幅在 15%以上 增持 相對同期基準指數漲幅在 5%15%之間 持有 相對同期基準指數漲幅在-5%+5%之間 減持 相對同期基準指數跌幅在 5%以上 行業評級 增持 相對同期基準指數漲幅在 10%以上 中性 相對同期基準指數漲幅在-10%+10%之間 減持 相對同期基準指數跌幅在 10%以上 國盛證券研究所國盛證券研究所 北京北京 上海上海 地址：北京市西城區平安里西大街 26 號樓 3 層 郵編：100032 傳真：010-57671718 郵箱： 地址：上海市浦明路 868 號保利 One56 1 號樓 10 層 郵編：200120 電話：021-38124100 郵箱： 南昌南昌 深圳深圳 地址：南昌市紅谷灘新區鳳凰中大道 1115 號北京銀行大廈 郵編：330038 傳真：0791-86281485 郵箱： 地址：深圳市福田區福華三路 100 號鼎和大廈 24 樓 郵編：518033 郵箱：