《新型電力系統行業深度研究系列五：邊際改善利潤修復電改促火電價值重估-230827（53頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《新型電力系統行業深度研究系列五：邊際改善利潤修復電改促火電價值重估-230827（53頁）.pdf（53頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、1 行業行業報告報告行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 邊際改善利潤修復，電改促火電價值重估邊際改善利潤修復，電改促火電價值重估 新型電力系統行業深度研究系列五新型電力系統行業深度研究系列五 新一輪電改周期催化下，電源側重點在于構建適配新能源大規模增長的新型電力系統，量的角度來看，需要火電發揮基荷作用+調節能力；價的角度來看市場化價格機制和收益機制，火電收益模式將轉變。電力建設需要解決各省電源互濟和尖峰負荷不足問題電力建設需要解決各省電源互濟和尖峰負荷不足問題 電量問題空間分布不均，電量問題空間分布不均，我們計算全計新能源快速裝機帶來發電量增長雖然能夠覆蓋用電增速需求，但當

2、前電量問題已經延伸為各地區分布不均可再生能源波動性大基地配套電網輸送能力相對滯后。負荷時空不均，負荷時空不均，我國用電需求呈現“日內雙峰、夏冬雙峰”特點，新能源無法跟蹤負荷波動，隨著經濟轉好&極端氣候推升用電量增加，最高用電負荷顯著提升，中電聯預計今年夏季全國最高用電負荷約 13.7 億千瓦左右，同比增加 8000 萬千瓦至 1 億千瓦，電力保供形勢嚴峻，系統對于電量充裕度和靈活性資源需求較高，需火電等常規電源支撐。電改推動火電價值重估電改推動火電價值重估 1 1）現貨市場促進火電收益理順現貨市場促進火電收益理順，部分省份已完成現貨市場模擬試運行，各試點省現貨市場形成了初步反應實時供需的市場價

3、格信號，價格波動也體現了電力不同時段的價值。2 2）煤價下行促進盈利修復，）煤價下行促進盈利修復，進入迎峰度夏期間，電廠日耗增加，煤價慢提升，電廠庫存基本充沛，迎峰度夏過后，動力煤價格回歸到年初低價區間，非電需求處于弱修復區間，動力煤全年仍處于下行區間。3）輔助服務市場）輔助服務市場，新版兩個細則中補償規定“誰提供、誰獲利”，第三監管周期將系統運行費用單列，促進費用向用戶側傳導,ROE水平有望提升。4 4）容量市場，容量市場，容量市場收益是火電機組提供電力系統充裕度價值的穩定收益，極大促進火電機組進行靈活性改造的意愿，目前云南、山東等地給予容量市場或容量補償費用，有望全國推行。三大選股邏輯：三

4、大選股邏輯：裝機增量裝機增量+高負荷地區高負荷地區+煤價彈性較高煤價彈性較高 我們選股邏輯為“有裝機增量+高負荷地區+煤價彈性較高”地區標的，有裝機增量保障公司優質資產持續提升，高負荷地區保障用電量，保障相對較高利用小時數，本輪煤價下行周期內，過去高價買入市場煤標的本輪盈利修復彈性更高。投資建議投資建議 重點推薦全國性發電龍頭華能國際華能國際，國家能源集團旗下，煤電聯營優勢明顯的國電電力國電電力，安徽地方火電龍頭皖能電力皖能電力，廣東地區高負荷用電中心區域粵電力粵電力 A A，寶新能源，寶新能源，浙江省屬火電企業浙能電力浙能電力。風險提示：風險提示：電改推進不及預期、火電建設不及預期、煤價波動

5、。重點推薦標的重點推薦標的 簡稱簡稱 EPSEPS P PE E C CAGRAGR-3 3 評級評級 2023E 2024E 2025E 2023E 2024E 2025E 華能國際 0.83 1.00 1.13 10.3 8.6 7.6-買入 國電電力 0.40 0.48 0.57 8.6 7.1 6.1-買入 皖能電力 0.59 0.67 0.71 10.8 9.5 9.0-買入 粵電力 A 0.59 0.67 0.87 10.9 9.6 7.4-買入 寶新能源 0.73 0.77 1.31 8.1 7.7 4.5 149.99%買入 浙能電力 0.42 0.50 0.51 10.9 9

6、.1 8.9-買入 數據來源：公司公告，iFinD，國聯證券研究所預測，股價取 2023 年 08 月 25 日收盤價 證券研究報告 2023 年 08 月 27 日 投資建議：投資建議：強于大市（維持）上次建議上次建議：強于大市 相對相對大盤大盤走勢走勢 作者作者 分析師：賀朝暉 執業證書編號：S0590521100002 郵箱： 聯系人：袁澎 郵箱： 相關報告相關報告 1、公用事業：綠證覆蓋再度擴容，綠電增值在即2023.08.03 2、公用事業：8 月代購電價格維持高位，多省峰谷價差上漲2023.08.03 -20%-10%0%10%2022/82022/122023/42023/8公用

7、事業滬深300請務必閱讀報告末頁的重要聲明 2 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 投資聚焦投資聚焦 核心邏輯核心邏輯 從 2015 年“9 號文”新一輪電改開啟，我國發電側將從“計劃電價”逐步過度到“市場化電價”，陸續完善電價機制，逐步傳導發電側成本，火電上網電價目前為“基準價20%溢價”，在電力供需緊缺，煤價成本高的情境下，2022 年度交易結果來看，各地中長期交易電價均頂格成交，因向上幅度受限，表明電價機制還不具備完全市場性。當前節點下我國電力市場分為兩個模式，第一第一個模式個模式以廣東、山東、山西、內以廣東、山東、山西、內蒙古等地為代表實施中長期交易蒙古等地為代表實施中長期交易+

8、現貨市場模式，另一現貨市場模式，另一模式模式為未開啟電力現貨市場，為未開啟電力現貨市場，其他省份以年度交易其他省份以年度交易+月度交易為主月度交易為主。我們觀察到 2023 年至今各省積極推進電力現貨市場建設，大部分省份已經完成模擬試運行，具備長周期結算試運行條件，我們預計 2024-2025 年將會以省級市場為單位迅速開展現貨市場結算?；痣娊巧珜幕呻娫粗鸩睫D為保障性火電角色將從基荷電源逐步轉為保障性+調峰電源，通過第一批現貨試點省份調峰電源，通過第一批現貨試點省份結算價格發現，火電依托發電能力靈活性充分受益現貨市場，電量時間維度價值結算價格發現，火電依托發電能力靈活性充分受益現貨市場，電

9、量時間維度價值有有望望被放大，同時“能漲能跌”市場化機制被放大，同時“能漲能跌”市場化機制有利于成本傳導，有效緩解“煤電頂?！庇欣诔杀緜鲗?，有效緩解“煤電頂?！鼻榫扒榫?。創新之處創新之處 本篇報告深度分析當前節點下我國電力系統建設面臨的電量問題和負荷問題，并分析新一輪電力體制改革帶動煤電的收入-成本邊際變化，通過三重選股邏輯“有裝機增量地區+高負荷地區+煤價彈性”篩選推薦標的。投資看點投資看點 火電板塊短期博弈煤價下行帶動邊際改善，長期來看現貨市場建設+輔助服務費用傳導+容量電價等政策有望相繼出臺，火電價值重塑 8XnMuNuNpMbU8O8Q9PtRmMnPmPlOpPxPiNnPyR9P

10、mMzQxNmPsOxNoPnR請務必閱讀報告末頁的重要聲明 3 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 正文目錄正文目錄 1.電力建設解決問題電力建設解決問題：各省電源互濟：各省電源互濟&尖峰負荷不足尖峰負荷不足 .6 6 1.1 電量問題：電源分布問題與傳輸能力滯緩.6 1.2 負荷問題：供應與尖峰負荷錯位.12 2.解決方式：電改推進帶來價值重估解決方式：電改推進帶來價值重估 .1515 2.1 電價推進：中長期交易規避風險，現貨市場價格發現.15 2.2 成本改善：煤價下行促盈利修復.25 2.3 火電價值重估：現貨+輔助服務+容量.29 3.三重選股邏輯三重選股邏輯 .3636 3

11、.1 選股邏輯：裝機持續地區+高負荷地區+煤價彈性.36 3.2 華能國際：全國火電龍頭企業，火轉綠低碳發展.39 3.3 國電電力：煤電聯營控本優勢明顯.41 3.4 皖能電力：安徽區域火電龍頭，業績高增.43 3.5 粵電力 A：廣東火電龍頭，海上風電持續建設.45 3.6 寶新能源：廣東民營火電運營商，裝機增勢持續.47 3.7 浙能電力：浙江省屬火電企業，高負荷保障利用小時數.49 4.風險提示風險提示 .5151 圖表目錄圖表目錄 圖表圖表 1：20122012-20222022 全國發電量、全社會用電量、發用差值走勢（億千瓦時）全國發電量、全社會用電量、發用差值走勢（億千瓦時）.6

12、 6 圖表圖表 2：20222022 年各省各類型發電量數據（以火電發電量排序）年各省各類型發電量數據（以火電發電量排序）.7 7 圖表圖表 3：20172017-20222022 年各省發用電缺口情況（億年各省發用電缺口情況（億 kWhkWh）.8 8 圖表圖表 4：20172017-20222022 年各省凈輸入電量情況（億千瓦時）年各省凈輸入電量情況（億千瓦時）.8 8 圖表圖表 5：20192019-2323 年年 7 7 月三峽水庫站歷史水位（米）月三峽水庫站歷史水位（米）.9 9 圖表圖表 6：“十四五十四五”大型清潔能源基地布局示意圖大型清潔能源基地布局示意圖 .9 9 圖表圖表

13、 7：2025 2025 年四川省際特高壓工程規劃示意年四川省際特高壓工程規劃示意 .1010 圖表圖表 8：20212021 年年 1717 條特高壓直流線路輸送電量情況條特高壓直流線路輸送電量情況 .1111 圖表圖表 9：周峰值負荷示意圖周峰值負荷示意圖 .1212 圖表圖表 10：風電光伏出力難以滿足日內雙峰負荷風電光伏出力難以滿足日內雙峰負荷 .1212 圖表圖表 11：20192019-2323 年年 6 6 月全國用電量當月值（億月全國用電量當月值（億 kWhkWh）.1313 圖表圖表 12：20222022 年夏季多地負荷峰值創新高年夏季多地負荷峰值創新高 .1313 圖表圖

14、表 13：2010/20212010/2021 年各省用電負荷與用電量快速增長年各省用電負荷與用電量快速增長 .1414 圖表圖表 14：發電量當月值增速小于最高負荷當月值增速發電量當月值增速小于最高負荷當月值增速 .1414 圖表圖表 15：19851985 至今煤電上網電價機制梳理至今煤電上網電價機制梳理 .1616 圖表圖表 16：現貨市場發揮市場在資源配置中的決定性作用現貨市場發揮市場在資源配置中的決定性作用 .1717 圖表圖表 17：20222022 年廣東、山西現貨市場日均價走勢年廣東、山西現貨市場日均價走勢 .1818 圖表圖表 18：20222022 年山東、甘肅現貨市場日均

15、價走勢年山東、甘肅現貨市場日均價走勢 .1818 圖表圖表 19：20222022 年呼包東、呼包西現貨市場日均價年呼包東、呼包西現貨市場日均價 .1818 圖表圖表 20：20222022 年省間現貨市場日均價（元年省間現貨市場日均價（元/MWh/MWh）.1818 圖表圖表 21：各省電力現貨進度（截至各省電力現貨進度（截至 20232023 年年 7 7 月中旬）月中旬）.1919 圖表圖表 22：火電收入火電收入-成本拆解圖成本拆解圖 .1919 圖表圖表 23：江蘇江蘇 20212021-2 23 3 年度電力交易結果年度電力交易結果 .2020 圖表圖表 24：廣東廣東 20212

16、021-2323 年度電力交易結果年度電力交易結果 .2020 圖表圖表 25：發電側日前與實時出清電價對比發電側日前與實時出清電價對比 .2121 圖表圖表 26：火電現貨報價策略（成本分析火電現貨報價策略（成本分析+電價預測）電價預測）.2121 圖表圖表 27：廣東電力現貨市場日前電價廣東電力現貨市場日前電價 .2121 圖表圖表 28：2023/03/152023/03/15 廣東省發電側加權價格曲線廣東省發電側加權價格曲線 .2121 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 4 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表 29：進入現貨市場后火電結算均價較基準價有一定幅度提升進入現貨市

17、場后火電結算均價較基準價有一定幅度提升 .2222 圖表圖表 30：20052005 年年-20172017 年燃煤標桿上網電價調整情況年燃煤標桿上網電價調整情況 .2222 圖表圖表 31：20152015 年新版煤電聯動機制年新版煤電聯動機制 .2323 圖表圖表 32：20042004-2 2019019 年煤電價格聯動歷程（煤價：元年煤電價格聯動歷程（煤價：元/kWh/kWh）.2424 圖表圖表 33：廣東月度交易綜合價（元廣東月度交易綜合價（元/MWh/MWh）.2424 圖表圖表 34：20232023 年和年和 20222022 年電煤中長期合同簽訂履約工作方案對比年電煤中長期

18、合同簽訂履約工作方案對比 .2525 圖表圖表 35：20202020-2323 年年 8 8 月初秦皇島動力煤平倉價月初秦皇島動力煤平倉價 .2626 圖表圖表 36：202009202009-202307202307 廣州港、印尼煤廣州港、印尼煤 Q5500Q5500 價價格格 .2626 圖表圖表 37：20222022 年年 6 6 月月-20232023 年年 6 6 月煤炭當月進口量月煤炭當月進口量 .2727 圖表圖表 38：20232023 年四大高載能行業用電量合計情況年四大高載能行業用電量合計情況 .2828 圖表圖表 39：北方主要四港煤炭庫存合計（萬噸）北方主要四港煤炭

19、庫存合計（萬噸）.2828 圖表圖表 40：煤炭重點電廠庫存（萬噸）煤炭重點電廠庫存（萬噸）.2929 圖表圖表 41：新型電力市場新型電力市場=電能量電能量+輔助服務輔助服務+容量容量 .3030 圖表圖表 42：20212021 年新版年新版“兩個細則兩個細則”印發后，主體和品種均有增加印發后，主體和品種均有增加 .3131 圖表圖表 43：輔助服務市場以區域、省級電網為單位開展建設輔助服務市場以區域、省級電網為單位開展建設 .3232 圖表圖表 44：部分省份部分省份 20222022 年輔助服務補償情況（億元）年輔助服務補償情況（億元）.3333 圖表圖表 45：山東山東 202020

20、20-20222022 年火電調峰、調頻月度補償及分攤年火電調峰、調頻月度補償及分攤費用（億元）費用（億元）.3333 圖表圖表 46：20232023 上半年我國輔助服務費用情況上半年我國輔助服務費用情況 .3434 圖表圖表 47：美國美國/英國市場情況英國市場情況 .3434 圖表圖表 48：各省容量價格機制和調節容量輔助服務市場各省容量價格機制和調節容量輔助服務市場 .3535 圖表圖表 49：20212021-2323 年年 6 6 月火電項目進展（月火電項目進展（GWGW）.3636 圖表圖表 50：20212021-2323 年年 6 6 月各省火電項目核準量（月各省火電項目核準

21、量（MWMW）.3636 圖表圖表 51：2424 家火電代表公司火電裝機及彈性（依據家火電代表公司火電裝機及彈性（依據 20222022 年年報披露，單位年年報披露，單位 MWMW）.3737 圖表圖表 52：火電上市公司控股裝機分布火電上市公司控股裝機分布 .3838 圖表圖表 53：2424 家火電代表公司火電裝機及彈性（依據家火電代表公司火電裝機及彈性（依據 20222022 年年報披露，單位年年報披露，單位 MWMW）.3939 圖表圖表 54：華能國際營業收入華能國際營業收入 .4040 圖表圖表 55：華能國際歸母凈利潤華能國際歸母凈利潤 .4040 圖表圖表 56：華能國際毛利

22、率、凈利率華能國際毛利率、凈利率 .4040 圖表圖表 57：華能國際費用率華能國際費用率 .4040 圖表圖表 58：華能國際財務和估值華能國際財務和估值 .4141 圖表圖表 59：國電電力營收國電電力營收 .4242 圖表圖表 60：國電電力歸母凈利潤國電電力歸母凈利潤 .4242 圖表圖表 61：國電電力毛利率、凈利率國電電力毛利率、凈利率 .4343 圖表圖表 62：國電電力財務費率國電電力財務費率 .4343 圖表圖表 63：國電電力財務和估值國電電力財務和估值 .4343 圖表圖表 64：皖能電力營業收入皖能電力營業收入 .4444 圖表圖表 65：皖能電力歸母凈利潤皖能電力歸母

23、凈利潤 .4444 圖表圖表 66：皖能電力毛利率、凈利率變化皖能電力毛利率、凈利率變化 .4545 圖表圖表 67：皖能電力費用率變化皖能電力費用率變化 .4545 圖表圖表 68：皖能電力估值皖能電力估值 .4545 圖表圖表 69：粵電力粵電力 A A 營業收入變動營業收入變動 .4646 圖表圖表 70：粵電力粵電力 A A 歸母凈利潤變動歸母凈利潤變動 .4646 圖表圖表 71：粵電力粵電力 A A 毛利率、凈利率變化毛利率、凈利率變化 .4747 圖表圖表 72：粵電力粵電力 A A 期間費用率變化期間費用率變化 .4747 圖表圖表 73：粵電力粵電力 A A 估值估值 .47

24、47 圖表圖表 74：寶新能源營業收入寶新能源營業收入 .4848 圖表圖表 75：寶新能源歸母凈利潤寶新能源歸母凈利潤 .4848 圖表圖表 76：寶新能源毛利率寶新能源毛利率/凈利率凈利率 .4949 圖表圖表 77：寶新能源期間費用率寶新能源期間費用率 .4949 圖表圖表 78：寶新能源估值表寶新能源估值表 .4949 圖表圖表 79：浙能電力營業收入浙能電力營業收入 .5050 圖表圖表 80：浙能電力歸母凈利潤浙能電力歸母凈利潤 .5050 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 5 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表 81：浙能電力毛利率、凈利率浙能電力毛利率、凈利率 .5

25、151 圖表圖表 82：浙能電力期間費用率浙能電力期間費用率 .5151 圖表圖表 83：浙能電力估值浙能電力估值 .5151 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 6 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 1.電力建設解決問題：各省電源互濟電力建設解決問題：各省電源互濟&尖峰負荷不足尖峰負荷不足 1.1 電量問題：電量問題：電源分布問題與傳輸能力滯緩電源分布問題與傳輸能力滯緩 全國基礎發電量已經滿足用電需求全國基礎發電量已經滿足用電需求?；仡?2012-2022 年中電聯發布的電力工業統計數據來看，如果只考慮全社會用電量和發電量數值，當前全國發電量已滿足用電需求，2021 年發電盈余 646 億

26、千瓦時，依據國家統計局電折標煤系數（每千瓦時折 0.1229kg 標煤），盈余標煤 793.9 萬噸標煤，2022 年全國電力供需總體緊平衡，僅考慮規模以上發電量 2022 年為 8.39 萬億度，全國發電量將高于此數值，滿足2022 年全社會用電量 8.6 萬億度用電需求。距距 20252025 年全國用電需求還有年全國用電需求還有 1.1.4 4 萬億度電量需求萬億度電量需求。依據中電聯發布中國電力行業年度發展報告 2022所預測，以 2025 年全社會用電量為 9.5 萬億千瓦時計算下，年均電力需求增速為 3.22%，以年均 4.8%，2022 年用電量為 8.6 萬億度（中電聯2022

27、 年 1-12 月電力消費情況）為基準計算，2025 年實際用電量為 9.94 萬億度。我們認為 2022 年全社會用電量偏低（僅增長 3.6%，2012-21 年平均值為 5.92%）主要系疫情影響工業企業開工，同時降水、極端氣候、燃料價格過高等影響發電量進而壓制迎峰度夏（冬）電力需求，在當前節點在當前節點下，下，國際環境邊際國際環境邊際逐漸逐漸改善、改善、居民居民消費動力消費動力持續持續釋放釋放、工商業、工商業用電將快速增長，用電將快速增長，我們認為我們認為到到 2 20 02525 年用電增速將至少年用電增速將至少保持保持年均年均5 5%增速，增速，2 2025025年全社會用電量將達到

28、年全社會用電量將達到1 10 0萬億度，與萬億度，與2 2022022年相比還有年相比還有1 1.36.36萬億度電量需求萬億度電量需求。圖表圖表1：20122012-20222022 全國發電量、全社會用電量、發用差值走勢（億千瓦時）全國發電量、全社會用電量、發用差值走勢（億千瓦時）資料來源：國家能源局，國聯證券研究所 各省電力結構和電源結構存在差異各省電力結構和電源結構存在差異。各省發電資源稟賦不同，以2022年發電量02004006008001,0001,200020,00040,00060,00080,000100,00020122013201420152016201720182019

29、2020202120222025發電量與用電量差值發電量全社會用電量規模以上發電企業發電量保持5%增速，用電量達10萬億度請務必閱讀報告末頁的重要聲明 7 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 數據來看，北京、上海、天津、安徽、山東等 18 個省份火電發電占比均 70%以上，四川、云南、西藏水電發電量均為 80%左右，湖北、青海水電發電量也占比 40%左右。圖表圖表2：20222022 年各省各類型發電量數據（以火電發電量排序）年各省各類型發電量數據（以火電發電量排序）火電 水電 風電 光伏 核電 清潔能源 北京 97.71%1.89%0.02%0.39%0.00%2.30%上海 97.5

30、7%0.00%2.02%0.41%0.00%2.43%天津 96.01%0.00%2.05%1.92%0.00%3.98%安徽 91.96%1.68%3.25%3.10%0.00%8.04%山東 87.94%0.48%6.18%1.79%3.61%12.06%陜西 87.52%2.86%5.76%3.87%0.00%12.48%山西 85.77%0.75%9.83%3.65%0.00%14.23%河南 84.87%3.59%9.24%2.30%0.00%15.13%江西 83.79%5.29%7.17%3.74%0.00%16.20%江蘇 81.34%0.53%7.52%1.60%9.01%1

31、8.66%內蒙古 81.07%0.57%15.84%2.53%0.00%18.93%寧夏 79.05%0.85%11.62%8.49%0.00%20.95%重慶 78.64%17.98%2.94%0.44%0.00%21.36%河北 78.23%0.72%15.95%5.10%0.00%21.77%新疆 78.10%6.43%11.96%3.51%0.00%21.90%黑龍江 76.34%2.69%16.46%4.51%0.00%23.66%浙江 74.23%4.16%2.20%1.66%17.75%25.77%廣東 72.77%2.86%4.49%1.06%18.82%27.23%吉林 68

32、.35%9.63%18.13%3.90%0.00%31.66%遼寧 65.26%1.78%10.21%1.42%21.31%34.73%海南 64.51%3.63%1.29%0.00%27.68%32.60%貴州 64.05%26.83%4.82%4.29%0.00%35.95%湖南 61.39%27.28%9.80%1.54%0.00%38.61%甘肅 57.54%15.82%18.68%7.96%0.00%42.46%福建 55.21%8.42%7.39%0.12%28.86%44.79%廣西 53.74%27.09%8.87%1.51%8.78%46.26%湖北 53.29%39.36%

33、4.75%2.61%0.00%46.72%青海 18.56%46.89%13.12%21.44%0.00%81.45%四川 17.09%79.45%2.91%0.56%0.00%82.91%云南 12.25%81.08%5.67%1.00%0.00%87.75%西藏 2.80%90.20%0.00%6.94%0.00%97.14%資料來源：國家能源局，國聯證券研究所 備注：統計范圍為規模以上工業法人單位，即年主營業務收入 2000 萬元及以上的工業企業 發用電量缺口來看，用電發用電量缺口來看，用電稀缺省份電力需求逐漸稀缺省份電力需求逐漸拉大，拉大，盈余省份電力供應能力盈余省份電力供應能力收窄收

34、窄。各省發用電量與區域經濟發展、自然資源結構緊密相關，經濟高度發達省份用電量需求較高，我們以地方用電量與發電量數據差值作為衡量電力缺口標準之一，我們根據國家統計局數據為例（31 個省市），2022 年存在電力缺口省、直轄市為 18個，承擔向外省輸出電力省份為 13 個，并且隨著地方產業快速發展，存在供電缺口城市，17-21 年總缺口為 9,154 億 kWh，22 年則為 13,151 億 kWh，缺口增大 3,997億kWh，我們反觀盈余電力17-21年平均為11,241億kWh，22年則為10,663億kWh，各省盈余電力相對收窄 578 億 kWh。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 8 行業

35、報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表3：20172017-20222022 年各省發用電缺口情況（億年各省發用電缺口情況（億 k kW Wh h）資料來源：國家統計局，Wind，國聯證券研究所 東部地區需要西部高強度輸電互濟才能滿足東部地區需要西部高強度輸電互濟才能滿足。雖然電網跨省，但各省獨立核算，本省發電盈余后通過電網輸給其他?。ㄊ校﹦t為輸出電量，本省發電不夠則需要國家統籌調入其他?。ㄊ校╇娏?，這部分為輸入電量，凈輸入電量（輸入電量-輸出電量）實際各省電量流向問題。根據中電聯披露的各省份月度輸入輸出數據顯示，2022 年全國整體凈輸出 973億度，相比 2017-21 年平均值

36、479 億度提升 103.2%，反映出全國整體供電量能力提升，輸入電量大省主要集中在珠三角、長三角、京津冀地區，前五省市依次為廣東、輸入電量大省主要集中在珠三角、長三角、京津冀地區，前五省市依次為廣東、浙江、江蘇、山東、河北浙江、江蘇、山東、河北，輸出電量大省主要集中在水電、坑口煤電、風光資源大輸出電量大省主要集中在水電、坑口煤電、風光資源大省，前省，前五省依次為內蒙古、云南、四川、山西、新疆五省依次為內蒙古、云南、四川、山西、新疆，供電大省除滿足自身電力需求外還承擔保供全國重要作用。圖表圖表4：20172017-20222022 年各省凈輸入電量情況（億千瓦時）年各省凈輸入電量情況（億千瓦時

37、）資料來源：Wind，中電聯，國聯證券研究所 西電東送主要形成北、中、南三路送電線路，配套大基地項目風光水火儲打捆西電東送主要形成北、中、南三路送電線路，配套大基地項目風光水火儲打捆送出送出。清潔能源基地有 9 個，分別在金沙江上下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字-2,500-2,000-1,500-1,000-50005001,0001,5002,0002,500山東廣東浙江江蘇河北上海北京河南青海湖南重慶遼寧江西天津廣西海南福建西藏黑龍江吉林安徽湖北陜西貴州甘肅寧夏四川新疆云南山西內蒙古17-21年電力缺口2022年電力缺口-2,200-1,700-1,200-700-2003008001,

38、3001,800廣東浙江江蘇山東河北北京上海河南湖南重慶遼寧天津江西廣西海南西藏黑龍江青海福建吉林安徽甘肅湖北貴州寧夏陜西新疆山西四川云南內蒙古2017-21年平均凈輸入電量2022年凈輸入電量請務必閱讀報告末頁的重要聲明 9 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 灣、河西走廊、新疆、冀北、松遼。海上風電基地在廣東、福建、浙江、江蘇、山東等。我國已建成的西電東送基地主要以水電、火電等傳統電源為主?！笆奈濉睍r期，西電東送將以綜合能源基地開發為主。綜合能源基地開發以風電、太陽能發電、水電等清潔電源為主，并因地制宜地配置必要的基礎性電源，以及合理比例的儲能設施，未來特高壓將配套大基地項目風光水

39、火儲打捆送出。北部通道：北部通道：新疆、山西、內蒙古、寧夏等地的火電、風電等、黃河上游水電，主要支援北京、天津、河北等地。中部通道：中部通道：四川、湖北等地的三峽和金沙江干支流水電送往華東地區。南部通道：南部通道：云南、貴州的水力發電，主要支援廣西、廣東等地。電網規劃全國一盤棋，各電網規劃全國一盤棋，各地積極建設支撐性電源保障能源供應地積極建設支撐性電源保障能源供應。各省電力結構不同，四川、云南、西藏高比例水電、三北地區風光發電量逐年提升，在自然資源波動性、隨機性，發電能力可能突然變化，如 2022 年 8 月夏季氣候異常干旱導致水位下降，水電發電能力走弱，四川基荷電源火電裝機容量較低、無法彌

40、補水電發電缺口（2021 年四川火電 18.25GW，占全省裝機 15.96%），同時四川省內向家壩、洛溪渡等梯級大型水電站均由國家統籌調配，外送簽訂長協，省內省外有固定分配比例，擠壓省內用電。圖表圖表5：20192019-2323 年年 7 7 月月三峽水庫站歷史水位（米）三峽水庫站歷史水位（米）圖表圖表6：“十四五”大型清潔能源基地布局示意圖“十四五”大型清潔能源基地布局示意圖 資料來源：Wind，國聯證券研究所 資料來源：第十四個五年規劃和 2035 年遠景目標綱要，國聯證券研究所 缺電時，用電需求持續推升，通道滿載運行，支撐性電源需求明顯缺電時，用電需求持續推升，通道滿載運行，支撐性電

41、源需求明顯。2017-22年四川電力消費量 CAGR 為 10.39%，川渝地區電網建設相對落后，主網多回水電通道滿載，通道承載能力有限，存在發電基地“渦電”和負荷中心缺電并存現象。依據四川省“十四五”能源發展規劃，四川省內具有季及以上調節能力的水庫電站裝機不足水電總裝機的 40%，調節能力不足。2022 年 8 月份，國網四川電力公司表示，缺電期間，國網通過德寶直流（500kV）、川渝聯網等 8 條輸電通道輸電，每天輸送四川全省電量超 1.3 億度，但高溫期，居民日用電量最高飆升至 4.73 億05010015020025030035040045020232019202020212022請務

42、必閱讀報告末頁的重要聲明 10 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 度，最大電力負荷和總體電量均存在明顯缺口，因此在完善本地電網線路的同時也應當加大支撐性電源的投資。圖表圖表7：2025 2025 年四川省際特高壓工程規劃示意年四川省際特高壓工程規劃示意 資料來源：四川省“十四五”能源發展規劃，國聯證券研究所 特高壓輸電通道利用率整體形勢向好，可再生能源輸送率逐年提升特高壓輸電通道利用率整體形勢向好，可再生能源輸送率逐年提升。2021年17條直流特高壓線路年輸送電量可再生能源電量 2871 億千瓦時，同比提高 18.3%，可再生能源電量占全部直流特高壓線路總輸送電量的 58.7%。國網運

43、營的 13 條直流特高壓線路總輸送電量 4048 億千瓦時，其中可再生能源電量 2032 億千瓦時，占總輸送電量的 50.2%；南方電網運營的 4 條直流特高壓線路輸送電量 839 億千瓦時，全部為可再生能源電量。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 11 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表8：20212021 年年 1717 條特高壓直流線路輸送電量情況條特高壓直流線路輸送電量情況 20212021 起點起點 終點終點 年輸送量年輸送量 (億千瓦時億千瓦時）可再生能源可再生能源 (億千瓦時億千瓦時)可再生能可再生能源占比源占比 輸送功率輸送功率 (萬千瓦萬千瓦）實際利用實際利用小時數

44、小時數 利用率利用率(%)(%)復奉直流 四川宜賓 上海奉賢 283 283 100%640 4422 88%錦蘇直流 四川西昌 江蘇蘇州 361.9 361.9 100%720 5026 101%楚穗直流 云南楚雄 廣東穗東 217.6 217.6 100%500 4352 87%普僑直流 云南普洱 廣東江門 156.2 156.2 100%500 3124 62%新東直流 云南大理 廣東深圳 237.9 237.9 100%500 4758 95%昆柳龍直流 云南昆北 廣西柳北 227.1 227.1 100%800 2839 57%賓金直流 四川、云南 浙江金華 271.6 271.3

45、100%800 3395 68%青豫直流 青海省海南藏族 河南駐馬店 151.5 148.9 98%800 1894 38%雅湖直流 四川鹽源 江西撫州 150.5 146 97%800 1881 38%魯固直流 內蒙古通遼 山東青州 265.4 101 38%1000 2654 53%天中直流 新疆哈密天山 河南鄭州 446.1 159.7 36%800 5576 112%昭沂直流 內蒙古上海廟 山東臨沂 319.6 107.8 34%1000 3196 64%吉泉直流 新疆昌吉 安徽宣城 550.6 172.9 31%1100 5005 100%祁韶直流 甘肅酒泉 湖南湘潭韶山 271.9

46、 70.9 26%800 3399 68%靈紹直流 寧夏銀川 浙江紹興 504.1 116.4 23%800 6301 126%錫泰直流 內蒙古錫林浩特 江蘇泰州 185.9 41.6 22%1000 1859 37%雁淮直流 山西朔州 江蘇淮安 285.7 50.4 18%800 3571 71%資料來源：2019-2021 年度全國可再生能源電力發展監測評價報告，國聯證券研究所 備注：利用小時數=年輸送量/輸送功率 利用率=利用小時數/設計利用小時數（以 5000 計算）部分線路存在源網不同步，送受兩端未達成協議問題部分線路存在源網不同步，送受兩端未達成協議問題。特高壓輸電能力爬升有一個過

47、程，并非投產后利用率滿送，主要影響因素為，1）源網建設不同步，風光大基地電源側建設超前于電網建設，相關外送通道處于前期階段，后續第二批、第三批風光大基地建成后電力送出存在瓶頸。2）依據大基地清潔能源開發要求，大基地區域內的風、光、水等資源和煤電配套電源、電源側儲能、電力外送消納能力需統籌考慮，同時送受兩端協議部分未達成，因此建設緩慢。我們認為，雖然當前全國整體新能源快速裝機帶來發電量增長已經覆蓋用電增我們認為，雖然當前全國整體新能源快速裝機帶來發電量增長已經覆蓋用電增速需求，但當前電量問題已經延伸為各地區分布不均，可再生能源波動性和大基地速需求，但當前電量問題已經延伸為各地區分布不均，可再生能

48、源波動性和大基地配套電網輸送能力相對滯后情況下，應當關注各省基荷電源建設情況，配套電網輸送能力相對滯后情況下，應當關注各省基荷電源建設情況，1 1）如東部）如東部用電需求高峰省份煤電建設，用電需求高峰省份煤電建設，2 2）西北地區保障新能源消納及輸送，建議關注大基）西北地區保障新能源消納及輸送，建議關注大基地配套的風光水火儲一體化建設地配套的風光水火儲一體化建設。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 12 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 1.2 負荷問題：負荷問題：供應與尖峰負荷錯位供應與尖峰負荷錯位 用電負荷是用戶電能設備在某一時刻向電力系統取用的電功率的總和。用電負荷是用戶電能設備在某一

49、時刻向電力系統取用的電功率的總和。隨用戶側電氣化程度提升，尖峰負荷已由過去點負荷發展為時段性尖峰負荷，隨用戶側電氣化程度提升，尖峰負荷已由過去點負荷發展為時段性尖峰負荷，在考慮尖峰負荷特性指標的用戶用電行為分析一文中認為：在一定時段內電力負荷持續超過或達到峰值一定百分比，以最大負荷的 90%、95%、97%部分均認為是峰值負荷，國家發展改革委下發關于進一步完善分時電價機制的通知中表明“尖峰時段根據前兩年當地最高負荷的 95%及以上用電負荷時段確定”，持續性時段性的峰值負荷將會對電力系統安全運行造成明顯沖擊。風光發電間接性無法滿足用電“雙峰”靈活性調節風光發電間接性無法滿足用電“雙峰”靈活性調節

50、。中長期內，我國可以大規模應用的成熟發電技術主要包括燃煤、燃氣、水電、核電、風電、光伏等 6 種技術，其中風電、光伏、水電、核電是可以繼續擴大規模的清潔低碳的發電方式。但該幾種技術均無法滿足系統對于靈活穩定的需要，我國用電需求有“日內雙峰、夏冬雙國用電需求有“日內雙峰、夏冬雙峰”的特點，而風光出力受光照、風力波動極大，而核電為保證安全運行，通常以峰”的特點，而風光出力受光照、風力波動極大，而核電為保證安全運行，通常以及其穩定的出力帶基荷運行，都無法去跟蹤負荷的波動，因此系統對于靈活性的需及其穩定的出力帶基荷運行，都無法去跟蹤負荷的波動，因此系統對于靈活性的需求仍需火電、水電等常規電源支撐求仍需

51、火電、水電等常規電源支撐。圖表圖表9：周峰值負荷示意圖周峰值負荷示意圖 圖表圖表10：風電光伏出力難以滿足日內雙峰風電光伏出力難以滿足日內雙峰負荷負荷 資料來源：考慮尖峰負荷特性指標的用戶用電行為分析趙爽等，國聯證券研究所 資料來源：含高比例可再生能源電力系統的調峰成本量化與分攤模型葉倫等，國聯證券研究所 夏季高溫催生用電需求夏季高溫催生用電需求 預計預計 2 2023023 年全社會用電量年全社會用電量 9 9.15.15 萬億千瓦時，同比增長萬億千瓦時，同比增長 6 6%。隨著疫情全面好轉，穩增長政策落地顯效，疊加今年夏季高溫天氣影響，用電量穩定提升，依據國家能源局數據，2023 年 1-

52、6 月全社會用電量累計 4.3 萬億千瓦時，同比增長 5%，同時中電聯發布2023 年上半年全國電力供需形勢分析預測報告中提到預計 2023 年全年全社會用電量 9.15 萬億千瓦時，同比增長 6%左右。夏季高溫催化用電量需求，夏季高溫催化用電量需求，2 2023023年夏季全國最高用電負荷提升年夏季全國最高用電負荷提升8 8000000萬千瓦萬千瓦至至1 1請務必閱讀報告末頁的重要聲明 13 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 億萬千瓦億萬千瓦。2022 年夏季高溫期間 8 月用電量 8520 億千瓦時，同比增長 12%，終端電氣化率提升加速最高用電負荷提升，2023 年夏季多個省市已

53、出現最高負荷。浙江省浙江省，預測今年迎峰度夏階段的最高負荷將達到 1.15 億千瓦，同比增速超10%。陜西省陜西省，根據國網陜西電力公司的消息，2023 年夏季陜西電網最大負荷或達4380 萬千瓦，同比增長同比增長 10.2%10.2%。南方電網南方電網預計，在 2023 年迎峰度夏期間，南方電網最高負荷將達 2.45 億千瓦，同比增長同比增長 10%10%，中電聯預計中電聯預計 2 2023023 年夏季全國最高用電負荷越年夏季全國最高用電負荷越 1 13.73.7 億千瓦左右，比億千瓦左右，比2 2022022 年增加年增加 8 800000 0 萬千瓦，萬千瓦，電力保供形勢嚴峻電力保供形

54、勢嚴峻。圖表圖表11：2012019 9-2 23 3 年年 6 6 月月全國用電量全國用電量當月值當月值（億（億 k kW Wh h）圖表圖表12：2 2022022 年夏季多地負荷年夏季多地負荷峰值峰值創新高創新高 區域區域 2 2022022 時間時間 20202222 年年 峰值負荷峰值負荷 20212021 年年 峰值負荷峰值負荷 變動變動 湖北 2022/8/8 4846 4175.5 16.1%山東 2022/8/3 10077.8 8862 13.7%深圳 2022/7/25 2142.62 2038 5.1%江蘇 2022/7/12 12600 12040 4.7%河北 20

55、22/6/20 4276.8 4198.2 1.9%河南 2022/6/20 7108 -上海 2022/7/14 3500 3353 4.4%浙江 2022/7/11 10190 10022 1.7%廣東 2022/7/25 14200 13500 5.2%資料來源：國家能源局，國聯證券研究所 資料來源：國際能源網，北極星電力網，國聯證券研究所 負荷波動性加劇，用電負荷增速高于用電量增速負荷波動性加劇，用電負荷增速高于用電量增速。夏季高溫天氣使多個省級電網峰值負荷創歷史新高，較 2021 年峰值提升明顯。以新能源汽車、電采暖為代表的電力產品在用戶終端占比不斷提升，用電負荷波動性將進一步增大，

56、隨著“煤改氣”“煤改電”等清潔取暖改造規模擴大，增加了冬季電網負擔，影響用電負荷。在2010-2021 年間，國內多個省市呈現用電負荷增速與用電量增速的剪刀差進一步擴大，我們認為未來用戶側與電網側的交互越來越多，電動車充電站、軌道交通系統、樓宇變頻通風系統等設施增多，均會持續對電網穩定性形成沖擊。6,884 6,950 7,369 6,901 7,222 7,751 01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,0001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月20192020202120222023請務必閱讀報告末頁的重要聲

57、明 14 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表13：2010/20212010/2021 年年各省用電負荷與用電量快速增長各省用電負荷與用電量快速增長 區域 用電負荷（萬千瓦）用電量（億千瓦時）負荷增速與用電量增速差值 2010 2021 CAGR 2010 2021 CAGR 廣東 6543 13500 6.81%4060 7866.6 6.20%0.61%江蘇 6034 12040 6.48%3864 7101 5.69%0.79%浙江 4183 10022 8.27%2821 5514 6.28%1.99%四川 2091 5167 8.57%1549 3275 7.04%1

58、.53%安徽 1871 4740 8.82%1078 2715 8.76%0.06%重慶 1025 2435 8.18%626 1341 7.17%1.01%廣西 1244 3042 8.47%993 2236 7.66%0.81%河北 2300 4179 5.58%2692 4294 4.34%1.24%遼寧 2078 3654 5.26%1715 2576 3.77%1.50%山西 1869 3821 6.72%1460 2608 5.42%1.30%資料來源：中國統計年鑒，國家能源局，國家統計局，國聯證券研究所 最高用電負荷當月增速相對發電量當月增速較快。用戶端電氣化程度提升推動用電負荷

59、提速，大規模新能源發電相對不穩定，發電能力有制約，我們觀察到最高我們觀察到最高用電負荷增速明顯高于發電量當月值增速，已經并網的發電設備實際發電能力與電用電負荷增速明顯高于發電量當月值增速，已經并網的發電設備實際發電能力與電網最高負荷增速缺口或許增加網最高負荷增速缺口或許增加。圖表圖表14：發電量當月值增速小于最高負荷當月值增速發電量當月值增速小于最高負荷當月值增速 資料來源：ifind，國聯證券研究所 中電聯預測中電聯預測 2 2025025 年電能占終端能源消費比重將突破年電能占終端能源消費比重將突破 3 30%0%，我們認為終端電氣化，我們認為終端電氣化率逐漸提升，尖峰負荷也將迎來快速提升

60、率逐漸提升，尖峰負荷也將迎來快速提升，風光裝機逐年加量，發電能力與尖峰負風光裝機逐年加量，發電能力與尖峰負荷將出現明顯錯位，因此需要源側積極進行火電靈活性改造，傳輸環節的通道建設、荷將出現明顯錯位，因此需要源側積極進行火電靈活性改造，傳輸環節的通道建設、儲能建設、氫能等其他類儲能建設，用戶側積極建設需求響應，虛擬電廠等，釋放儲能建設、氫能等其他類儲能建設，用戶側積極建設需求響應，虛擬電廠等，釋放調峰、調頻能力，幫助削峰填谷，滿足負荷曲線調峰、調頻能力，幫助削峰填谷，滿足負荷曲線。-10.00%-5.00%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%2021-

61、032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-112021-122022-012022-022022-032022-042022-052022-062022-072022-082022-092022-102022-112022-122023-012023-022023-032023-042023-052023-06全國主要電網最高用電負荷當月值增速（%）全國發電量當月同比請務必閱讀報告末頁的重要聲明 15 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 2.解決方式：電改推進帶來價值重估解決方式：電改推進帶來價值重估 電力市場化改革為

62、中國電力體制改革的核心，2002 年“電改”實現了“管辦分開、廠網分離”的基礎上，2015 年 9 號文開啟了新一輪電改，以電價改革，完善市場化交易體系為重點任務。2.1 電價推進：中長期交易規避風險，現貨市場價格發現電價推進：中長期交易規避風險，現貨市場價格發現 電價機制回顧：電價機制回顧：我國不同時期上網電價制度與經濟發展情況相輔相成，對電力行業發展及保障我國不同時期上網電價制度與經濟發展情況相輔相成，對電力行業發展及保障電力系統平穩運行起到重要作用。電力系統平穩運行起到重要作用。1 1）1 1985985 年之前，發輸配售為一體，無上網電價年之前，發輸配售為一體，無上網電價。這一時期我國

63、電力體制集發電、輸電、配電和售電為一體，各環節按照計劃執行。電價體系中僅有銷售電價，無上網電價，定價權由政府掌握，電價總體平穩。但垂直一體化發展與市場經濟相悖，電價漲幅不及煤炭成本漲幅，電力供應不足，出現缺電情況。2 2）1 1985985 年，集資辦電時期，還本付息電價年，集資辦電時期，還本付息電價。在解決全國性缺電問題情況下，國家公布集資辦電政策，允許多投資主體進入電力行業。1985 年之前至 1992 年利用國家獨立投資建設的電廠按“一廠一價”或“一機一價”確定上網電價，1986 年后非政府統一投資電廠和 1992 年后所有新建發電項目全部實行還本付息上網電價政策。同時政府還出臺燃運加價

64、、超計劃發用電價和地方電源建設?？畹认嚓P支持政策。3 3）19981998 年，基于平均成本定價的經營期電價政策年，基于平均成本定價的經營期電價政策。這段時期全國大多數省市電力供應充足，甚至部分地區已經出現供過于求的極端現象，為遏制上網電價不斷上漲和電源投資熱度較高，國家制定基于平均成本定價的經營期電價政策，上網電價核算標準也轉變為按照發電機組的運行壽命周期定價，并且規定了發電項目的資本內部收益率，但上網電價依然由政府制定。4 4）2 2004004 年，標桿上網電價機制年，標桿上網電價機制。2003 年全國爆發大面積的持續性電荒，急需建立維持電力供需平衡的上網電價機制。2004 年，國家公布

65、基于社會平均成本定價原則的標桿上網電價政策，不考慮各類機組裝機容量與發電效率的差別，對各省市的燃煤機組實行統一定價。陸續推出煤電價格聯動機制、環保電價補貼和可再生能源發電補貼等機制，并公布針對各類電源而形成的標桿上網電價機制和補貼標準。5 5）20192019年，市場化改革推進，基準電價年，市場化改革推進，基準電價+上下浮動機制上下浮動機制。2019年，發改委發布國家發展和改革委員會關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見，從 2020 年 1 月 1 日起執行“基準價+上下浮動”的市場化價格機制（-15%，+10%），基準價按照當地燃煤發電標桿上網電價確定，同時現行煤電聯動機制不再執行

66、。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 16 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 2021 年煤炭供需緊張，煤價高企，上下浮動限制逐漸打開。2021 年 10 月，國家發改委發布國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（發改價格20211439 號），燃煤發電電量全部進入市場，市場交易電價較基準價上下浮動范圍調整為-20%，+20%，且高耗能行業不受上浮 20%限制。6 6）未來，電力中長期交易）未來，電力中長期交易+電力現貨交易，全面市場化電價電力現貨交易，全面市場化電價有望推進有望推進。目前國內電力市場將以“省”為實體，推進省級電力市場建設，目前第一批試點省份已長周期結算

67、試運行現貨市場，第二批及非試點省份均已完成試運行，電力市場推進拓寬了發電成本向用戶疏導的范圍，有助于紓解煤電企業面臨的困境，暢通發電企業與電力用戶的價格傳導機制。圖表圖表15：19851985 至今煤電上網電價機制梳理至今煤電上網電價機制梳理 時間時間 上網電價方式上網電價方式 上網電價相關政策上網電價相關政策 政策作用政策作用 局限性局限性 1985 年之前 發輸配售為一體 僅有銷售電價，無上網電價單獨規定 電力定價權完全由政府掌握，電價總體穩定，經濟運行和電力行業平穩發展提供支撐 垂直一體化發展與市場經濟體制相悖，全國陷入電力供應不足，政府壟斷定價阻礙電力行業發展 1985 年 還本付息電

68、價 個別成本定價，利用國家獨立投資電廠按“一廠一價”（1985-1993 年）；1986 年后不利用政府統一投資建設的電廠和 1992年之后所有新建發電項目實行還本付息電價。解決全國性缺電問題，公布集資辦電政策，促進多方投資，有效改善了長期缺電情況 沒有改變電力行業運行機制 1998 年 經營期電價 公布基于平均成本定價的經營期電價政策，上網電價核算標準轉變為按照發電機組的運行壽命周期定價，規定發電項目資本內部收益率 90 年代末，大多省市電力供應充足，遏制上網電價不斷上漲和電源投資熱度過高 上網電價機制依然由政府制定，廠網未區分 2004 年 標桿上網電價 對各省市燃煤發電項目實行統一定價（

69、推出煤電價格聯動機制、環保電價補貼和可再生能源發電補貼等）2003 年爆發大面積持續性電荒，維持電力供需平衡，提高電力系統運行效率 過渡時期的上網電價機制；本質上電力定價權仍由政府掌握 20152015 年年 新一輪電改開啟，中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發新一輪電改開啟，中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發201520159 9 號）號）2015 年 11 月 標桿上網電價 國家發展改革委關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知（發改價格20153169 號）明確“新版”煤電價格聯動機制基準、具體內容，相應調整上網電價和銷售電價，堅持推進電價市場化改

70、革 煤電聯動機制并未完全執行，市場煤-計劃電頂牛情況周期性發生 2019 年 10 月 基準電價 國家發展和改革委員會關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見（發改價格規20191658 號）將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制?；鶞蕛r按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定 電價浮動幅度范圍為上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，高煤價仍然無法疏導 2021 年 10 月 基準電價 國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（發改價格20211439 號）有序放開全部燃煤發電電量上網電價、擴大市場交易電價上下浮動范圍、推動工商業用戶

71、都進入市場 燃煤發電全部進入市場化，電價上下浮動擴大為20%未來未來 市場化電價市場化電價 電力中長期交易電力中長期交易+現貨市場以省為單位全國推進現貨市場以省為單位全國推進 資料來源：中國上網電價機制改革研究艾昱等，國聯證券研究所 新電價機制：中長期市場新電價機制：中長期市場+現貨市場現貨市場 市場化未開展前以固定價格為主，傳導機制有限市場化未開展前以固定價格為主，傳導機制有限。煤電以當地標桿上網電價為準（0.25-0.45 元/kWh），用戶端實行銷售目錄電價。只能用偏差考核對電量需求進行測算，無法將電力市場需求反映到價格端。舊電價機制不能合理的傳導發電成本，舊電價機制不能合理的傳導發電成

72、本，同時實行銷售目錄電價結果為工商業補貼居民用電，工商業電價較高最終轉嫁為消同時實行銷售目錄電價結果為工商業補貼居民用電，工商業電價較高最終轉嫁為消費者費者。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 17 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 中長期交易突破了電能量固定價格限制中長期交易突破了電能量固定價格限制。2019 年 10 月，國家發改委發布 1658號文，將燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準值+上下浮動”的市場化電價機制，通過參與電力市場交易形成價格，2021 年 10 月，國家發改委發布 1439 號文，燃煤發電全部市場化，并且擴大市場化交易電價浮動范圍至20%。按結算口徑來統計，2022

73、 年全國市場交易電量占全社會用電比重達 60.8%，同時推動工商業用戶都進入市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價，因此工商業用戶（買方）和發電企業（賣方）可通過直接交易確定電價，也可通過電網代購電量?，F貨市場撬動電力價格機制，清晰反應電能量分時價格和供需關系現貨市場撬動電力價格機制，清晰反應電能量分時價格和供需關系。2022年11月底，國家能源局發布了電力現貨市場基本規則（征求意見稿）、電力現貨市場監管辦法（征求意見稿），這是國家層面首次出臺電力現貨市場規則性文件，電力現貨市場的是電力市場體系中的重要組成部分，能夠發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，實現電力資源優化和電網經濟調度，

74、促進可再生能源合理消納等。1）傳統火電可以通過現貨市場的價格發現作用，做到低電價少發，高電價多發，獲取超額收益，2）現貨市場直接為輔助服務定價，各地通過“輔助服務市場”運營規則，直接對輔助服務定價，部分輔助服務費用向發電側分攤。圖表圖表16：現貨市場發揮市場在資源配置中的決定性作用現貨市場發揮市場在資源配置中的決定性作用 資料來源：國家發改委，國聯證券研究所 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 18 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表17：2 2022022 年廣東、山西現貨市場日均價走勢年廣東、山西現貨市場日均價走勢 圖表圖表18：2 2022022 年山東、甘肅現貨市場日均價走勢

75、年山東、甘肅現貨市場日均價走勢 資料來源：廣東、山西電力交易中心，國聯證券研究所 資料來源：山東、甘肅電力交易中心，國聯證券研究所 圖表圖表19：2 2022022 年呼包東、呼包西現貨市場日均價年呼包東、呼包西現貨市場日均價 圖表圖表20：2 2022022 年省間現貨市場日均價年省間現貨市場日均價（元（元/MWMWh h）資料來源：內蒙古電力交易中心，國聯證券研究所 資料來源：蘭木達，國聯證券研究所 電力現貨市場的建設步伐將提速，電力分時段價值將拓寬全國電力現貨市場的建設步伐將提速，電力分時段價值將拓寬全國。大部分省份已完成現貨市場模擬試運行。首批八個電力現貨市場試點目前均已完成長周期結算

76、試運行，多個試點進入以年為周期的結算試運行。第二批試點也均在 2022 年啟動試運行，快速推進電力現貨市場落地。非試點省份，如寧夏、陜西、河北南網、重慶、江西、黑龍江等地也出臺現貨配套細則?？缡】鐓^現貨市場方面，省間電力現貨市場已啟動結算試運行，依據國家電力調度中心數據，2022 年省間現貨市場試運行期間，年累計交易電量 278 億千瓦時，單日最大成交電力超 1900 萬千瓦。各試點省現各試點省現貨市場形成了初步反應實時供需的市場價格信號，價格波動體現了電力不同時段的貨市場形成了初步反應實時供需的市場價格信號，價格波動體現了電力不同時段的價值價值。02004006008001,0001,200

77、廣東（元/MWh）山西（元/MWh）02004006008001,000山東（元/MWh）甘肅-河東（元/MWh）甘肅-河西（元/MWh）02004006008001,0001,2001,400蒙西-呼包東（元/MWh）蒙西-呼包西（元/MWh）05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000請務必閱讀報告末頁的重要聲明 19 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表21：各省電力現貨進度（截至各省電力現貨進度（截至 20232023 年年 7 7 月中旬）月中旬）省份省份 進度進度 省份省份 進度進度 山西(第一批)已連續結算試運行一年半。廣東(第一批

78、)已連續結算運行超過 13 個月 浙江(第一批)2021 年 12 月 1 日，第五次結算試運行正式啟動。四川(第一批)已連續結算試運行一年 福建(第一批)已連續結算試運行兩年。甘肅(第一批)已連續結算試運行兩年 山東(第一批)已連續結算試運行超一年 蒙西(第一批)2022 年 6 月 1 日啟動新一輪現貨市場連續結算試運行。上海(第二批)2022 年 7 月，首次模擬試運行 湖北(第二批)2022 年 11 月，開展首次調電試運行 遼寧(第二批)2022 年 9 月，第二次正式模擬試運行。江蘇(第二批)2022 年 9 月，開展第二次結算試運行。安徽(第二批)2022 年 3 月 30 日，

79、模擬試運行正式啟動。河南(第二批)2022 年 11 月，第一次短周期結算試運行 黑龍江 2022 年 12 月開展模擬試運行和調電試運行 廣西 2022 年 7 月，納入南方區域電力現貨市場試運行 陜西 2023 年 4 月，第一次調電試運行 海南 2022 年 7 月，納入南方區域電力現貨市場試運行 青海 2023 年 1 月，首次模擬試運行 貴州 2022 年 7 月，納入南方區域電力現貨市場試運行 江西 2023 年 7 月，開展首次結算試運行 云南 2022 年 7 月，納入南方區域電力現貨市場試運行 河北南網 2023 年 5 月，開展首次調電試運行 新疆 2023 年 5 月，開

80、展第一次模擬試運行 寧夏 2023 年 4 月，開展首次調電試運行 湖南 2023 年 4 月，開展首次調電試運行 重慶 2023 年 5 月，開展首次調電試運行 資料來源：各省電力交易中心，國聯證券研究所 當前，隨著電力市場化改革逐漸深化，我國新能源裝機規模不斷擴大，電力消當前，隨著電力市場化改革逐漸深化，我國新能源裝機規模不斷擴大，電力消費結構加快變化，用電負荷呈現冬夏“雙高峰”特性，電力生產側與消費側雙向大費結構加快變化，用電負荷呈現冬夏“雙高峰”特性，電力生產側與消費側雙向大幅波動。進一步完善分時電價機制，能夠更好地刺激和鼓勵用戶移峰填谷、優化用幅波動。進一步完善分時電價機制，能夠更好

81、地刺激和鼓勵用戶移峰填谷、優化用電方式，確保電力供應平穩，同時還能推動儲能市場盈利電方式，確保電力供應平穩，同時還能推動儲能市場盈利。問題一：現貨市場后火電問題一：現貨市場后火電收入收入會變多還是變少？會變多還是變少？結論：結論：火電作為可調電源可在低價時少發，高價時多發，相比與新能源出力不確定性，火電出力時段與現貨價格相關性更強，理論上火電進入現貨后可通過調整發電策略和價差合約收入提高。電力現貨市場中，火電收入方式產生電力現貨市場中，火電收入方式產生變化變化?；痣娛杖牖痣娛杖?電力現貨市場全電量收電力現貨市場全電量收入入+中長期合約盈中長期合約盈(虧虧)+)+輔助服務補償（分攤）輔助服務補償

82、（分攤）+容量電價（或）容量電價（或）-不平衡結算資金不平衡結算資金。圖表圖表22：火電收入火電收入-成本拆解圖成本拆解圖 資料來源：國家發改委，國聯證券研究所 中長期交易：年度交易電價上浮，年度交易高電價保障基礎收益中長期交易：年度交易電價上浮，年度交易高電價保障基礎收益。2022 年 12月 22 日，江蘇和廣東電力市場 2023 年年度交易結果公示，本次江蘇、廣東年度交請務必閱讀報告末頁的重要聲明 20 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 易電價均接近頂格成交，廣東 2022 年雙邊協商交易成交均價較當地燃煤發電上網基準價僅上浮 9.72%，2023 年雙邊協商交易成交均價較燃煤基

83、準價上浮 19.63%，觸及漲幅上限。圖表圖表23：江蘇江蘇 20212021-2323 年度電力交易結果年度電力交易結果 圖表圖表24：廣東廣東 20212021-2323 年度電力年度電力交易結果交易結果 年份年份 交易類型交易類型 成交電量成交電量 （億千瓦時）（億千瓦時）成交均價成交均價（元（元/MWMWh h）較燃煤基準較燃煤基準價上浮價上浮 2023 燃煤基準價 391 年度雙邊 3351.65 466.65 19.35%年度掛牌 38.24 465.14 18.96%總交易總交易 3389.893389.89 466.64466.64 19.35%19.35%綠電綠電 17.74

84、17.74 468.58468.58 19.84%19.84%2022 年度雙邊 2529.4 466.78 年度掛牌 117.89 464.76 總交易總交易 2647.292647.29 466.69466.69 綠電綠電 9.249.24 462.88462.88 2021 年度雙邊 2305.54 364.59 年度掛牌 6.57 393.59 總交易 2312.11 364.67 年份年份 交易類型交易類型 成交電量成交電量 （億千瓦時）（億千瓦時）成交均價（元成交均價（元/MWMWh h）較燃煤基準較燃煤基準價上浮價上浮 2023 燃煤基準價 463 年度雙邊年度雙邊 2426.5

85、2426.5 553.88553.88 19.63%19.63%年度掛牌 32.97 552.28 19.28%年度集中競爭 13.3 553.96 19.65%年度可再生年度可再生能源能源 15.6315.63 電能量電能量 529.94529.94 19.04%19.04%環境溢價環境溢價 21.2121.21 2022 燃煤基準價 453 年度雙邊 2541.64 497.04 9.72%年度可再生能源 6.79 513.89 13.44%資料來源：江蘇省電力交易中心，國聯證券研究所 資料來源：廣東省電力交易中心，國聯證券研究所 現貨交易：靈活性火電機組可以做到低價少發，高價多發，對增量

86、收益貢獻彈現貨交易：靈活性火電機組可以做到低價少發，高價多發，對增量收益貢獻彈性性。在當前高比例新能源電力系統中，系統邊際電價與系統凈負荷走向基本一致。當供求關系較為緊張、火電頂峰、新能源不存在棄電時，火電作為邊際機組，系統當供求關系較為緊張、火電頂峰、新能源不存在棄電時，火電作為邊際機組，系統價格主要由火電決定，火電廠可以提高負荷多發點獲取高電價；當系統供大于求時，價格主要由火電決定，火電廠可以提高負荷多發點獲取高電價；當系統供大于求時，新能源棄電較為嚴重，新能源作為邊際機組，系統價格主要由新能源決定，電價較新能源棄電較為嚴重，新能源作為邊際機組，系統價格主要由新能源決定，電價較低，火電機組

87、可以通過“盯盤操作、分毫必爭”的策略，通優化（降負荷、關機），低，火電機組可以通過“盯盤操作、分毫必爭”的策略，通優化（降負荷、關機），少發電量，降低虧損少發電量，降低虧損。電力現貨模式下，取消調峰輔助服務市場，通過電能量市場實現調峰功能，即新能源大發時間段火電可以自身少發電，以低電價甚至零電價購入現貨電量，實現以低電價甚至零電價購入現貨電量，實現中長期偏差結算中長期偏差結算。即低價段報低價實現機組連續開機運行，邊際段按機組發電邊際成本報價，存在盈利空間時候爭取多發，高價段發現市場價格，以一定電量去探尋市場高價，實現收益最大化。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 21 行業報告行業報告行業深度研究行

88、業深度研究 圖表圖表25：發電側日前與實時出清電價對比發電側日前與實時出清電價對比 圖表圖表26：火電現貨報價策略（成本分析火電現貨報價策略（成本分析+電價預測）電價預測）資料來源：山東電力現貨市場下火電企業發展的思考劉永，國聯證券研究所 資料來源：山東電力現貨市場下火電企業發展的思考劉永，國聯證券研究所 我們我們以廣東電力現貨市場為例，以廣東電力現貨市場為例，1 1）月度，月內，多日均存在差價區）月度，月內，多日均存在差價區，2022 年夏季 8-9 月份，廣東日前加權平均電價達到 0.717元/kWh，遠高于6-7月（0.521 元/kWh）和 10-11 月（0.557 元/kWh）。2

89、）同日內電價也有明顯差異同日內電價也有明顯差異，我們以廣東電力交易發布的 2023 年 3 月 15 日全省發電側加權價格曲線為例，日前機組成交價最高 1366.4 厘/千瓦時，最低 0 厘/千瓦時。從純技術角度考慮，火電機組可以優化從純技術角度考慮，火電機組可以優化分解曲線，做到高價多發、低價少發，提高電廠盈利能力，控制成本分解曲線，做到高價多發、低價少發，提高電廠盈利能力，控制成本。圖表圖表27：廣東電力現貨市場日前電價廣東電力現貨市場日前電價 圖表圖表28：2023/03/152023/03/15 廣東省發電側加權價格曲線廣東省發電側加權價格曲線 資料來源：廣東電力交易中心，國聯證券研究

90、所 資料來源：廣東電力交易中心，國聯證券研究所 我們依據各省電力交易中心數據，火電機組進入現貨市場后，結算均價相比于基準價均有一定幅度上行，而光伏、風電幾乎相對基準價呈下降趨勢，整體來看火電在現貨市場的博弈中處于優勢地位。我們預計未來現貨市場可能有兩個變化方向，我們預計未來現貨市場可能有兩個變化方向，1 1）提高現貨電量比例）提高現貨電量比例，目前電廠中長期交易電量占比約 80%左右，月度交易占比 10%，現貨交易占比 10%，未來現貨體量占比有望增加，電能量的分時價值有望突顯。2 2）中長期交易限價打開）中長期交易限價打開，目前中長期交易限價為-20%，+20%，2023 年年度交易中江蘇、

91、廣東等地均頂格成交，02004006008001000120014001600日前加權平均電價（厘/KWh）日前最高電價（厘/KWh）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 22 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 交易價格全部頂格上漲反應煤炭價格傳導有限，未來交易限價有望提升，火電可以在中長期市場實現成本疏導。圖表圖表29：進入現貨市場后火電結算均價較基準價有一定幅度提升進入現貨市場后火電結算均價較基準價有一定幅度提升 省份/地區 結算價格（元/MWh）火電 較基準價 光伏 較基準價 風電 較基準價 基準價格 山西 418.84 86.84 230.61-101.39 248.69-83.31

92、332 甘肅 405.42 107.62 243.03-54.77 281.23-16.57 297.8 蒙西（6-12 月）409.36 126.46 204.87-78.03 189.02-93.88 282.9 山東（含容量補償）參與中長期 504.71 129.91 242.74-132.06 392.98 18.18 374.8 未參與中長期 355.27-19.53 360.87-13.93 資料來源：山西、甘肅、蒙西、山東電力交易中心，蘭木達，國聯證券研究所 問題二：火電發電側會降電價還是漲電價？問題二：火電發電側會降電價還是漲電價？過去電價以國家計劃制為主，當煤價波動后才會主動

93、進行調升、調降，煤電聯過去電價以國家計劃制為主，當煤價波動后才會主動進行調升、調降，煤電聯動機制存在滯后性，目前推進市場化后，電價反應供需變化。當前電力供應不足條動機制存在滯后性，目前推進市場化后，電價反應供需變化。當前電力供應不足條件下仍會保持頂格成交。件下仍會保持頂格成交。我們認為煤電中燃料成本占煤電總成本的 80%左右，煤價波動對電力企業盈利影響較大，同時煤炭市場化改革推進，煤價由市場化制定，但電力系統需要保障安全性和民生等，需降低價格波動風險，過去電價仍以政府定價為主，電-煤價格雙規制，“市場煤”和“計劃電”的矛盾在過去頻發“市場煤”和“計劃電”的矛盾在過去頻發。2 2004004-2

94、0192019 標桿上網電價期間“七次上調，四次下調”標桿上網電價期間“七次上調，四次下調”。國家于 2004 年實行煤電價格聯動機制配合標桿上網電價政策進行調整，自 2005 年 5 月至 2017 年 7 月，燃煤標桿上網電價共經歷 12 次調整，其中，只有 8 次實行了純粹的煤電聯動調節機制，另外 5 次關于標桿上網電價的變動則源于環保補貼、可再生能源補貼等其他，整體來看，電價變動還是依靠政府定價。圖表圖表30：20052005 年年-20172017 年燃煤標桿上網電價調整情況年燃煤標桿上網電價調整情況 調整時間 全國燃煤標準上網電價（元/kWh）調整幅度（元/kWh）2004 年 6

95、 月 0.327 2005 年 5 月 0.343 0.016 2006 年 6 月 0.355 0.012 2008 年 7 月 0.372 0.017 2008 年 8 月 0.391 0.019 2009 年 11 月 0.394 0.003 2011 年 6 月 0.408 0.014 2011 年 12 月 0.434 0.026 2013 年 9 月 0.421-0.013 2014 年 9 月 0.411-0.009 2015 年 4 月 0.394-0.018 2016 年 1 月 0.364-0.029 2017 年 7 月 0.374 0.009 資料來源：國家發改委，中國

96、上網電價機制改革研究艾昱等，國聯證券研究所 備注：全國燃煤標桿上網電價包括脫硝等部分，取各省平均，調整幅度也參考各省平均 2 2015015 年煤電價格聯動機制：市場化改革過渡期政策年煤電價格聯動機制：市場化改革過渡期政策。2015 年國家發改委發布請務必閱讀報告末頁的重要聲明 23 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知發改價格20153169 號，開啟新版煤電價格聯動機制，電煤價格以中國電煤價格指數 2014 年各省(價區)平均價格為基準煤價，原則上以與基準煤價對應的上網電價為基準電價。該機制對煤電價格實行區間聯動。按煤電價格聯動機制調整的上網電價

97、和銷售電價于每年 1 月 1 日實施。圖表圖表31：20152015 年新版煤電聯動機制年新版煤電聯動機制 圖表 1：2015 年新版煤電聯動機制 資料來源：國家發改委關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知，國聯證券研究所 煤電聯動機制存在明顯錯位煤電聯動機制存在明顯錯位。2005-2018 年煤價雖然多次波動，但煤電價格聯動機制一度停滯，存在價格調整不及時、不到位問題。2016 年下半年以來，煤炭價格大幅回升，而對標桿上網電價調整確明顯滯后于煤價變動，煤電價格聯動機制效而對標桿上網電價調整確明顯滯后于煤價變動，煤電價格聯動機制效果不佳果不佳，2018 年，全國電煤價格持續高位波動，已經達到實

98、行煤電價格聯動的條件，但同期只針對一般工商業電價進行調整，煤電聯動機制并未實質性實行。2019 年 10月，國家發改委發布深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見（發改價格規20191658 號），燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，同時取消煤電聯動機制。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 24 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表32：20042004-20192019 年煤電價格聯動歷程年煤電價格聯動歷程（煤價：元（煤價：元/k/kW Wh h）資料來源：國家發改委，Wind，國聯證券研究所 現貨市場中發現的電力價格和分時價格規律將影響中長期交易的合

99、約電價現貨市場中發現的電力價格和分時價格規律將影響中長期交易的合約電價。我們以廣東地區月度交易電價為例，2023 年 3 月、4 月處于用電低谷，同時發電成本降低，月度較低電價低于 2022 年，但 5/6/7 月開始用電需求攀升，2023 年 6 月/7月的月度交易綜合電價為 525.86/517.07 元/kWh，相較 2022 年同比提升4.51%/4.04%。圖表圖表33：廣東月度交易綜合價（元廣東月度交易綜合價（元/MWh/MWh）資料來源：廣東電力交易中心，國聯證券研究所 電力全面市場化鋪開后，電力簽訂年度合約和月度合約均以發電側和用戶側以電力全面市場化鋪開后，電力簽訂年度合約和月

100、度合約均以發電側和用戶側以供需為基準協商后得出（工商業用戶，售電公司）。所以我們認為在新一批煤電建供需為基準協商后得出（工商業用戶，售電公司）。所以我們認為在新一批煤電建成之前（新一批為成之前（新一批為2 2022022年底審核，我們預計年底審核，我們預計2 24 4年底建成投運），仍然保持緊平衡，年底建成投運），仍然保持緊平衡，年度交易電價仍保持頂格成交年度交易電價仍保持頂格成交。534.60531.50525.60538.41548.31525.86517.074004254504755005255501月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年請務必閱讀報告

101、末頁的重要聲明 25 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 2.2 成本改善：煤價下行促盈利修復成本改善：煤價下行促盈利修復 長協價格：長協價格：基準價下浮?；鶞蕛r下浮。當前以港口價格計算的電煤中長期合同原則上按照“基準價+浮動價”價格機制簽訂和執行，依據發改委辦公廳 10 月 31 日印發的2023 年電煤中長期合同簽約履約工作方案通知，下水煤合同基準價按 Q5500 動力煤 675 元/噸執行，相對 2022 年基準價下調 25 元/噸（22 年為 700 元/噸），降幅約 3.57%。浮動價參考指數由 4 個調整為 3 個，不再包含中國沿海電煤采購價格綜合指數。長協長協年度履約率要求

102、上升，懲戒措施更為嚴格。年度履約率要求上升，懲戒措施更為嚴格。2023 年電煤中長期合同簽約履約工作方案通知要求，納入年度電煤中長期合同監管臺賬的合同，應按雙方合同確定的月度履約量足額履約。確因特殊原因難以按月度分解量全額履約的，可在月度之間進行適當調劑，但季度履約量、全年履約量須達到 100%，且不得以未配置鐵路運力、停產減產為由拒絕履約。對于未按期足額簽約的企業將采取針對性懲戒措施?？傮w來看，2023 年政策較 2022 年要求更高、更為嚴格。圖表圖表34：20232023 年年和和 20222022 年電煤中長期合同簽訂履約工作方案年電煤中長期合同簽訂履約工作方案對比對比 資料來源：國家

103、發改委，國聯證券研究所 中長期合同發揮煤炭市場的“穩定器”作用，基準價價格下調反應國家對電煤中長期合同發揮煤炭市場的“穩定器”作用，基準價價格下調反應國家對電煤保供及煤價走向的合理預期保供及煤價走向的合理預期?，F貨部分來看，截至 2023 年 8 月 10 日，秦皇島動力煤 Q5500/Q5000/Q4500 價 格 分 別 為 838/733/633 元/噸，同 比 分 別 降 低26.56%/27.35%/29.51%，相 對2022年 高 點（3月9日）分 別 降 低50.2%/51.46%/53.32%。整體來看，煤炭現貨市場價格穩定下降，煤價價格中樞向整體來看，煤炭現貨市場價格穩定下

104、降，煤價價格中樞向合理范圍回歸，火電運營商成本有望改善合理范圍回歸，火電運營商成本有望改善。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 26 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表35：2 2020020-2323 年年 8 8 月初月初秦皇島動力煤平倉價秦皇島動力煤平倉價 資料來源：Wind，國聯證券研究所 進口煤價格逐漸接近內陸市場煤進口煤價格逐漸接近內陸市場煤 進口煤價格進口煤價格下降迅速下降迅速。截至 2023 年 8 月 1 日印尼煤（Q5500）/澳煤（Q5500）價格分別為 932/905 元/噸，同比分別降低 18.53%/20.47%，相對 2022 年高點（3 月15 日）分

105、別降低 43.13%/44.41%，進口煤價格持續下降。秦皇島運輸到廣州航線運費價格大約在 30-50 元/噸左右，對于江浙、廣東等地電廠，進口煤和內陸煤價格接近。圖表圖表36：2 20200902009-202307202307 廣州港、印尼煤廣州港、印尼煤 Q Q55005500 價格價格 資料來源：Wind，國聯證券研究所 進口煤量同比高增進口煤量同比高增。2023 年 3 月份，國務院發布關于延長煤炭零進口暫定稅率實施期限，自 2023 年 4 月 1 日起至 2023 年 12 月 31 日，繼續對煤炭實施稅率為繼續對煤炭實施稅率為零的進口暫定稅率零的進口暫定稅率。同時 3 月份澳煤

106、放開，彭博社 3 月 14 日報道“中國將允許所有2006001000140018002020-01-032021-01-032022-01-032023-01-03秦皇島Q5500平倉價（元/噸）秦皇島Q5000平倉價（元/噸）秦皇島Q4500平倉價（元/噸）迎峰度夏期間煤價有所回升，迎峰度夏期間煤價有所回升，電廠庫存充足后，煤價依舊緩慢下行電廠庫存充足后，煤價依舊緩慢下行050010001500200025003000廣州港庫提價：印尼煤Q5500（元/噸）廣州港庫提價：澳洲煤Q5500（元/噸）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 27 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 國內企業進口澳大

107、利亞煤炭”，釋放澳煤解禁信號。我們依據國家統計局數據，2023 年煤炭當月進口量同比高增，3 月份同比增長 151%，6 月份仍然維持 110%的高增速。進口零關稅，澳煤解封等均提升我國高卡動力煤供應格局，進口零關稅，澳煤解封等均提升我國高卡動力煤供應格局，進口煤價格趨于進口煤價格趨于合理后也會促進國內產地煤價格合理后也會促進國內產地煤價格穩定穩定。圖表圖表37：2 2022022 年年 6 6 月月-20232023 年年 6 6 月煤炭當月進口量月煤炭當月進口量 資料來源：國家統計局，國聯證券研究所 非電領域需求暫緩非電領域需求暫緩 非電領域尤其是四大高載能行業對煤的需求量增速緩慢，并呈下

108、行趨勢非電領域尤其是四大高載能行業對煤的需求量增速緩慢，并呈下行趨勢。動力煤需求電廠大約占比 60%，非電領域占比 40%左右。依據 2023 年 7 月中電聯發布2023 年 1-6 月電力消費情況，四大高載能行業上半年用電量同比增長 2.5%，其中，一、二季度同比分別增長 4.2%和 0.9%，5、6 月同比分別下降 0.6%和 0.1%。年初至今高耗能產業用電量的增速放緩，經濟處于穩定復蘇階段，行業發展暫行緩慢，非電領域對于煤的需求量增速或降低。-33%-22%6%1%9%-8%0%71%151%73%93%110%-50%0%50%100%150%200%010002000300040

109、00500060007000當月進口量（萬噸）當月增速（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 28 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表38：2 2023023 年四大高載能行業用電量合計情況年四大高載能行業用電量合計情況 資料來源：中電聯，Wind，國聯證券研究所 港口庫存、下游電廠庫存充足港口庫存、下游電廠庫存充足 港口庫存：北方主要四港煤炭庫存量維持高位，港口庫存：北方主要四港煤炭庫存量維持高位，明顯明顯高于往年水平。高于往年水平。自2023年1 月 6 日起至 8 月 7 日，北方主要四港煤炭庫存量總額在 1390 至 1680 萬噸之間波動，維持在較高區間，且明顯高于往年同

110、期水平。但在迎峰度夏期間，全國性高溫天氣持續，終端需求啟動，港口庫存延續去庫，迎峰度夏階段結束后，電廠需煤量減少，港口庫存有望再度提升，煤價有望走低。圖表圖表39：北方主要四港煤炭庫存合計（萬噸）北方主要四港煤炭庫存合計（萬噸）資料來源：ifind，國聯證券研究所 電廠庫存維持高位電廠庫存維持高位。今年上半年煤炭價格持續下行，電廠積極補庫，截至 7 月27 日，全國煤炭重點電廠庫存 11292 萬噸，同比增長 21.3%，為保迎峰度夏，電廠庫存充足，電廠煤炭庫存普遍在 22-30 天左右。我們認為電廠庫存充足后，后續采-10%0%10%20%30%40%50%60%05001000150020

111、002500四大高耗能用電量當月值（萬千瓦時）四大高耗能用電量當月同比（%）600800100012001400160018001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月 11月 12月2020年2021年2022年2023年請務必閱讀報告末頁的重要聲明 29 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 購煤炭策略將會博弈價格，市場整體供大于求，煤價有望維持緩慢下行區間內。圖表圖表40：煤炭重點電廠庫存（萬噸）煤炭重點電廠庫存（萬噸）資料來源：Wind，國聯證券研究所 進入迎峰度夏期間，電廠日耗增加，煤價慢提升，電廠庫存基本充沛，迎峰度進入迎峰度夏期間，電廠日耗增加，煤價慢提升，電廠庫存基本充沛

112、，迎峰度夏過后，若非電需求弱修復，則全年煤價價格中樞夏過后，若非電需求弱修復，則全年煤價價格中樞有望仍有望仍處于下行區間。處于下行區間。2.3 火電火電價值重估價值重估：現貨：現貨+輔助服務輔助服務+容量容量 電力市場化進程按下加速鍵電力市場化進程按下加速鍵。2023 年 7 月 11 日，中央全面深化改革委員會第二次會議召開，審議并通過關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見，電改進入加速階段。國內電力系統以省為實體，省級電力市場建設需要支撐電價從計劃體制向市場體制平穩過度，電力中長期交易提供相對確定性的電量和價格，電力現貨市場發現電能量實時價值，并且作為中長期交易價格參考。后續將

113、完善輔助服務和容量電價機制，維持高比例新能源并網后電網的安全運行和系統充裕度。600070008000900010000110001200013000電廠庫存走高請務必閱讀報告末頁的重要聲明 30 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表41：新型電力市場新型電力市場=電能量電能量+輔助服務輔助服務+容量容量 資料來源：國聯證券研究所 輔助服務：權責逐步厘清，有望向用戶側傳導兌現價值輔助服務：權責逐步厘清，有望向用戶側傳導兌現價值 新能源并網新能源并網&電氣化率提升使電網承受高波動性電氣化率提升使電網承受高波動性。新能源大量并網和電車、充電樁等終端電氣化率提升使負荷呈現夏、冬雙高峰，

114、同時發電側出力和用電負荷雙側均呈現隨機波動特性。風電、光伏發電調頻能力有限，當電網頻率偏低需要增加出力時，電網調頻主要依靠火電、水電等傳統機組，風電、光伏的隨機性和間歇性功率波動特征導致電網頻率偏差增加，降低穩定性，大量并網后系統轉動慣量支撐大量并網后系統轉動慣量支撐力度削弱，頻率調節能力降低，系統康擾動和無功支撐能力變差，因此電網對調峰、力度削弱，頻率調節能力降低，系統康擾動和無功支撐能力變差，因此電網對調峰、調頻、調壓、系統平衡等輔助服務需調頻、調壓、系統平衡等輔助服務需求提升求提升。我國電力輔助服務市場經歷我國電力輔助服務市場經歷 4 4 個階段個階段 1 1）2 2002002 年之前

115、，無償提供。年之前，無償提供。這一階段，電力輔助服務無償提供，采用垂直一體化管理模式，沒有單獨的補償機制，將其與電量進行捆綁，統一結算。此時期輔助服務市場價值無法充分體現，電廠利益受損。2 2）2 2006006 年，計劃補償階段。年，計劃補償階段。2006 年，原國家電監會印發并網發電廠輔助服務管理暫行辦法與發電廠并網運行管理規定（兩個細則），標志我國電力輔助服務進入計劃補償階段，按“補償成本和合理收益”原則對提供輔助服務的并網發電廠進行補償，但是“兩個細則”計劃補償模式的補償力度相對較低，對提供主體激勵作用有限。3 3）2 2014014 年，省級輔助服務市場體系。年，省級輔助服務市場體系

116、。2014年10月，東北能源監管局印發東北電力輔助服務調峰市場監管辦法（試行）開始執行，正式啟動我國首個電力調峰輔助服務市場。2015 年，發改委發布中共中央國務院進一步深化電力體制改革的若干意見（中發20159 號文）中提出“市場化原則建立輔助服務分擔共享新機制以及完善并網發電企業輔助服務考核請務必閱讀報告末頁的重要聲明 31 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 機制和補償機制”電力輔助服務市場進入探索階段，區域、省級輔助服務市場體系逐漸形成。4 4）2 2021021 年，新版兩個細則出臺，主體擴大，品種豐富。年，新版兩個細則出臺，主體擴大，品種豐富。2021 年 12 月，國家能源

117、局印發新版“兩個細則”，我國輔助服務市場進入新階段，2022 年南方電網最先發布新版“兩個細則”征求意見稿，此后華東電網、華北電網、西北電網均發布新版“兩個細則”模擬稿件，新版兩個細則的修訂主要擴大電力輔助服務主體，豐富電力輔助服務品種，豐富優化了市場交易輔助服務市場。圖表圖表42：20212021 年新版“兩個細則”印發后，主體和品種均有增加年新版“兩個細則”印發后，主體和品種均有增加 資料來源：國家發改委，新型電力系統背景下我國輔助服務市場分析姚洋陽等，國聯證券研究所 目前我國初步形成了調峰、調頻、備用等交易品種為核心的區域、省級輔助服目前我國初步形成了調峰、調頻、備用等交易品種為核心的區

118、域、省級輔助服務市場體系務市場體系。調峰、調頻輔助服務已初步形成市場化的價格形成機制，即發電側市場主體自行報價，通過集中競爭、統一出清形成調峰、調頻輔助服務的邊際出清價格和中標量，電力調度機構按需求調用、按序調用、價格優先對輔助服務資源進行調用，按照邊際出清價格和調用量對提供輔助服務的市場主體予以經濟補償，輔助服務的補償總費用按照電量或電費比例分攤給發電側市場主體。新版兩個細則中補償方式按照“誰提供、誰獲利；誰受益，誰分攤”的原則，新版兩個細則中補償方式按照“誰提供、誰獲利；誰受益，誰分攤”的原則，補償費用由發電企業、市場化電力用戶等所有并網主體共同分攤，逐步將非市場化補償費用由發電企業、市場

119、化電力用戶等所有并網主體共同分攤，逐步將非市場化電力用戶納入補償費用分攤范圍。電力用戶納入補償費用分攤范圍。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 32 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表43：輔助服輔助服務市場以區域、省級電網為單位開展建設務市場以區域、省級電網為單位開展建設 區域電網 省級電網 輔助服務市場情況 南方電網（備用、調頻）貴州 調峰、黑啟動 云南 調峰、黑啟動 廣東 調頻 廣西 調峰 海南 調峰 西北電網（調峰）甘肅 調峰、調頻 寧夏 調峰 新疆 調峰 青海 調峰 陜西 調峰 華東電網（調峰、備用）上海 調峰 浙江 調頻 江蘇 調峰、調頻 福建 調峰、調頻 安徽 調峰、調

120、頻 華北電網（調峰）蒙西 調頻、備用 京津唐 調頻 山西 調峰、調頻 山東 調峰、調頻 河北 調峰 東北電網（調峰、備用、抽蓄超額使用）遼寧 調頻 吉林 調峰、備用 黑龍江 調峰、備用 華中電網（調峰）湖北 調峰、調頻 湖南 調峰、備用 河南 調峰 江西 調峰、調頻 四川 調峰、調頻 重慶 調峰、調頻 資料來源：各區域能源監管局，新型電力系統背景下我國輔助服務市場分析姚洋陽等，國聯證券研究所 問題三問題三：輔助服務價值如何？：輔助服務價值如何？我國電力輔助服務實現 6 大區域、33 個省區電網的全覆蓋，統一輔助服務規則體系基本形成。依據國家能源局 2 月新聞發布會，2022 年，通過輔助服務市

121、場化機制，全國共挖掘系統調節能力 90000 萬千瓦以上，煤電企業因輔助服務獲得補償收益約 320 億元，促進煤電企業靈活性改造的積極性，推動煤電由基礎保障性和系統調節性電源轉型。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 33 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表44：部分省份部分省份 20222022 年輔助服務補償情況年輔助服務補償情況（億元）（億元）資料來源：國家能源局各區域監管局，國聯證券研究所 山東電力現貨市場于山東電力現貨市場于 2 2021021 年年 1 12 2 月開始運行月開始運行，現貨市場下山東調峰輔助服務市場不再運行，而過去運行前，山東調峰輔助服務市場月均補償額都超過

122、 1 億元。以2022 年山東調頻月度補償費用為例，在 7 月/10 月/11 月/12 月調頻補償均超過 2 億元（迎峰度夏和供熱季），但火電分攤費用分別為 1.8/1.7/1.9/2.3 億元，目前輔助服務費用還處于初級階段（發電側零和博弈），“9 號文”提出建立輔助服務分擔共享新機制，輔助服務成本需向下游傳導由終端用戶支付（如美國 PJM 市場），逐步過度后火電將通過自身靈活性獲取收益。圖表圖表45：山東山東 20202020-20222022 年火電調峰、調頻月度補償及分攤年火電調峰、調頻月度補償及分攤費用費用（億元）（億元）資料來源：山東能監局，國聯證券研究所 依據國家能源局 202

123、3 年三季度新聞發布會數據，截至 6 月底，全國發電裝機容量約 27.1 億千瓦，其中參與電力輔助服務的裝機約 20 億千瓦。2023 年上半年，全8.83 2.54 2.46 1.73 9.74 024681012廣東廣西安徽上海寧夏-2-1.5-1-0.500.511.522.532020/1/12020/2/12020/3/12020/4/12020/5/12020/6/12020/7/12020/8/12020/9/12020/10/12020/11/12020/12/12021/1/12021/2/12021/3/12021/4/12021/5/12021/6/12021/7/120

124、21/8/12021/9/12021/10/12021/11/12021/12/12022/1/12022/2/12022/3/12022/4/12022/5/12022/6/12022/7/12022/8/12022/9/12022/10/12022/11/12022/12/1火電調峰月度補償費用火電調峰月度分攤費用火電調頻月度補償費用火電調頻月度分攤費用請務必閱讀報告末頁的重要聲明 34 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 國電力輔助服務費用共 278 億元，占上網電費占上網電費 1.9%1.9%。在電力現貨市場，市場機組根據報價中標，調峰費用應該并入電能量市場費用，就不存在調峰市場

125、了，如果去掉如果去掉調峰補償費，目前輔助服務費用占比不到總電量電費的調峰補償費，目前輔助服務費用占比不到總電量電費的 1%1%，顯著低于其他國家。以 2015 年數據為例，美國 PJM 市場輔助服務費用占比 2.5%，英國市場占比電量電費 8%，而目前美國現貨輔助服務清算額大約占電能量 3-5%，新能源高滲透率下輔助服務市場的思與變一文也提到到 2030 年，英國輔助服務在總系統運營成本中所占的份額將由 2015 年的 2%提升至 15%。圖表圖表46：2 2023023 上半年我國輔助服務費用情況上半年我國輔助服務費用情況 圖表圖表47：美國美國/英國市場情況英國市場情況 電力輔助服務費用電

126、力輔助服務費用（含調峰）（含調峰）電力輔助服務費用電力輔助服務費用（不含調峰）（不含調峰）設想情況設想情況（不含調峰）（不含調峰）可再生能源裝機占比：48.8%278 111 億元 438 億元 占比上網電費 1.9%占比上網電費 0.76%占比上網電費 3%美國美國 PJMPJM 市場市場 英國英國 可再生能源裝機占比 5%可再生能源裝機占比 27%輔助服務費用占電量電費：2.5%（2015）輔助服務費用占比電量電費：8%（2015）輔助服務費用占電量電費：3%-5%（2023）輔助服務費用占電量電費：15%（2030）資料來源：國家能源局，國聯證券研究所 資料來源：美國 PJM 市場，國聯

127、證券研究所 容量電價：維持系統寬裕度，鼓勵火電建設容量電價：維持系統寬裕度，鼓勵火電建設 市場化競爭充分的電能量市場，市場價格將由邊際機組的邊際發電成本決定，市場化競爭充分的電能量市場，市場價格將由邊際機組的邊際發電成本決定，因此火電經常承擔邊際機組，可再生能源大量接入現貨市場，邊際成本較低，因此因此火電經常承擔邊際機組，可再生能源大量接入現貨市場，邊際成本較低，因此發電側報價較低，市場結算價格降低后影響火電利潤發電側報價較低，市場結算價格降低后影響火電利潤?；痣姀S初期投入成本較高，收益降低后影響成本回收，妨礙電廠投資，為保障系統寬裕度，需要建立發電容量成本回收機制。容量市場收益是火電機組獲取

128、電能容量市場收益是火電機組獲取電能量收益和輔助服務市場收益外的穩定收益量收益和輔助服務市場收益外的穩定收益，極大促進火電機組進行靈活性改造的意愿。國外三種發電容量成本回收路徑：稀缺定價機制、容量市場機制、容量補償制國外三種發電容量成本回收路徑：稀缺定價機制、容量市場機制、容量補償制度度 1 1）稀缺定價制度：主要為美國德州和澳大利亞）稀缺定價制度：主要為美國德州和澳大利亞，主要為不單獨設立固定投資回收機制，而是在電能量市場中設置上限很高的稀缺價格，發電側可以在供應緊張時段的短時極高價格來回收投資成本。2 2）容量補償機制：主要在智利、阿根廷、秘魯、西班牙等）容量補償機制：主要在智利、阿根廷、秘

129、魯、西班牙等，容量補償機制一請務必閱讀報告末頁的重要聲明 35 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 般由政府根據評估結果，直接制定容量補償價格，據此向相關發電企業提供容量補償，補償費用一般由電力用戶分攤。3 3）容量市場機制，主要為美國）容量市場機制，主要為美國 PJMPJM、紐約、英國、法國等、紐約、英國、法國等，容量市場機制是將機組可用裝機容量作為交易標的，通過市場競爭形成容量補償價格。容量市場中買方為系統運營商，賣方為容量資源提供商，系統運營商根據負荷預測、可靠性要求等形成容量需求曲線，賣方申報容量資源數量和價格，容量購買費用最終由所有用戶分攤。稀缺定價機制主要依靠于電能量市場，但

130、如果允許系統短期內發生的價格尖峰稀缺定價機制主要依靠于電能量市場，但如果允許系統短期內發生的價格尖峰進行大容量補貼，會對短時間電價產生影響，給電力市場造成風險；容量市場機制進行大容量補貼，會對短時間電價產生影響，給電力市場造成風險；容量市場機制是以市場競爭的方法構成容量價格，對于市場基本條件需求較高；容量補償制度主是以市場競爭的方法構成容量價格，對于市場基本條件需求較高；容量補償制度主要應用于電力市場初期，保障發電機組可用性，保障系統寬裕度要應用于電力市場初期，保障發電機組可用性，保障系統寬裕度。圖表圖表48：各省容量價格機制和調節容量輔助服務市場各省容量價格機制和調節容量輔助服務市場 地區和

131、政策發布年份 包含“容量”的機制名稱 建立目的 市場主體 交易方式 價格形成機制 容量價格機制/市場 山東，2020.4（第一版）2022.11（最新版）電力現貨市場容量補償電價 促進發電機組收回容量成本 賣方：火電，儲能，風電，光伏 買方：全體工商業用戶 用戶側全電量按分時段費率收取容量補償，發電側按機組有效容量分攤補償；月度結算 省發改委核定，現行補償標準為 0.0991 元/千瓦時（含稅）廣東，2020.11 電力市場容量補償費用 促進市場化機組固定成本回收，保障系統長期容量的充裕性 賣方：燃煤和燃氣發電機組 買方：售電公司 用戶側中長期合約外電量按固定費率收取容量補償，發電側按機組有效

132、容量分攤補償；月度結算 省能源局核定 調節容量輔助服務市場 云南，2022,12（試行）煤電調節容量市場 疏導煤電企業成本，拓寬新能源配套儲能解決途徑 賣方：煙煤無煙煤發電機組 買方：風電和光伏電站 雙邊協商，燃煤機組額定容量 40%參與交易，鼓勵配儲不足 10%的風光電站購買 買賣雙方在 220 元/kWh年30%區間范圍內自主協商形成；未購買調節容量且未配儲能的新能源項目按清潔能源市場交易均價的 90%結算 華北電網（京津唐），2021.10 調峰容量市場 補償火電機組靈活性改造成本和電網側儲能投資建設成本 賣方：火電機組，電網側儲能 買方：風電，光伏，未中標火電機組，市場化用戶 市場運行

133、機構計算調峰容量需求；賣方單邊競價、邊際出清；買方分攤承擔費用；日清月結算 市場運營機構核定申報價格上下限，賣方在價格區間內單邊競價形成邊際出清電價 甘肅，2022.9（征求意見稿）調峰容量市場交易 補償火電機組靈活性改造成本和電網側儲能投資建設成本 賣方：火電機組，電網側儲能 買方：風電，光伏，水電，未中標火電機組，市場化用戶 西北電網，2022.11（征求意見稿）靈活調節容量市場 促進靈活調節資源建設，促進新能源消納 賣方：火電機組，新型儲能、可調節負荷 買方：風電、光伏、未中標火電機組、市場化用戶 資料來源：國家發改委，國聯證券研究所 我國情況：在電力現貨市場初期就引入容量補貼制度，我國

134、情況：在電力現貨市場初期就引入容量補貼制度，2 2020020 年，國家發改委依年，國家發改委依據電力市場建設管理工作指導（第據電力市場建設管理工作指導（第 3 3 期）頒布的電容成本費用收回方式操作期）頒布的電容成本費用收回方式操作指導，規定了各地政府可結合實際情況確定適當的電容成本費用回收方式，并以指導，規定了各地政府可結合實際情況確定適當的電容成本費用回收方式，并以建立電容成本補貼的方式啟動。建立電容成本補貼的方式啟動。山東：2022 年 3 月，山東發改委發布關于電力現貨市場容量補償電價有關事請務必閱讀報告末頁的重要聲明 36 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 項的通知，穩妥推

135、進山東電力現貨市場建設，保證電力系統長期容量的充裕性，在山東電力現貨市場運行前，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，電價標準暫定為 0.0991 元/kWh（含稅）（自 2022 年 5 月 1 日執行）。3.三重選股邏輯三重選股邏輯 3.1 選股邏輯：選股邏輯：裝機持續地區裝機持續地區+高負荷地區高負荷地區+煤價彈性煤價彈性 選股邏輯一：關注火電裝機增勢持續地區選股邏輯一：關注火電裝機增勢持續地區 關注持續有火電裝機規劃地區關注持續有火電裝機規劃地區。2021、2022 年因電煤供需失衡、極端氣候影響下，各地出現用電缺口，多能互補重要性明顯提升，火電“兜底”作用凸顯。二十大報

136、告提出“立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破，有計劃分步驟碳達峰行動”，我國資源稟賦為“富煤貧油少氣”，煤電仍然為我國的主體電源，發揮能源電力安全“壓艙石”作用。我們根據北極星火電網每日披露的項目數據統計，20222022 年我國年我國新增核準火電裝機新增核準火電裝機 68.568.5W W（煤電（煤電 5 52GW2GW），同比增長），同比增長 4 428.5%28.5%，截至，截至 2 2023023 年年 6 6 月底新核月底新核準火電項目也達到準火電項目也達到 36.8GW36.8GW（3 36GW6GW 為煤電）為煤電）。未來煤電要向基準保障性和系統調節性電源并重轉型，未來煤電要向基準

137、保障性和系統調節性電源并重轉型，我們認為在能源安全政我們認為在能源安全政策下，策下，1 1）電力負荷較高地區如廣東、長三角、京津冀在十四五期間，將會核準、）電力負荷較高地區如廣東、長三角、京津冀在十四五期間，將會核準、開工加速，運營商裝機體量上升。開工加速，運營商裝機體量上升。2 2）清潔能源基地、三北地區（風電、光伏），湖）清潔能源基地、三北地區（風電、光伏），湖北（水電）等地風光水火儲一體化項目配套火電也將迎來建設加速北（水電）等地風光水火儲一體化項目配套火電也將迎來建設加速。圖表圖表49：20212021-2323 年年 6 6 月火電項目進展（月火電項目進展（GWGW）圖表圖表50：2

138、0212021-2323 年年 6 6 月各省火電項目核準量（月各省火電項目核準量（MWMW）資料來源：北極星電力網，國聯證券研究所 資料來源：北極星電力網，國聯證券研究所 我們選取 24 家火電板塊代表標的，統計火電及煤電裝機（以 2022 年公司年報披露口徑為準），其中火電裝機彈性最高標的依次為通寶能源、天富能源、穗恒運 A、華銀電力、寶新能源，彈性分別為 156.3%、91.35%、85.2%、58.1%、57.6%。18.3 13.0 49.3 20.8 68.5 66.0 30.1 36.8 46.4 0.010.020.030.040.050.060.070.080.0并網核準開工

139、20212022202305000100001500020000250003000035000安徽省福建省甘肅省廣東省廣西省貴州海南省河北省河南省黑龍江省湖北省湖南省江蘇省江西省遼寧省內蒙古寧夏山東省山西省陜西省四川省新疆浙江省重慶云南吉林省20232022請務必閱讀報告末頁的重要聲明 37 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表51：2424 家火電代表公司火電裝機及彈性（依據家火電代表公司火電裝機及彈性（依據 20222022 年年報披露，單位年年報披露，單位 MWMW）上市公司上市公司 火電裝機（截止火電裝機（截止 20222022 年年年報）年報）煤電裝機（截止煤電裝機（截

140、止 20222022 年年年報）年報）在建火電在建火電 彈性（在建彈性（在建/火電裝機）火電裝機）深圳能源 10874 6634 4932 45.36%穗恒運 A 1080 1080 920 85.19%粵電力 A 26942 20550 7456 27.67%皖能電力 9530 9530 3540 37.15%建投能源 9150 9150 700 7.65%寶新能源 3470 3470 2000 57.64%晉控電力 8800 8800 436.4 4.96%贛能股份 3400 3400 長源電力 6290 6290 2270 36.09%豫能控股 7660 7660 江蘇國信 11845

141、14437 5000 42.21%華能國際 106796 94058 8970 8.40%上海電力 12595.2 9848 745 5.91%浙能電力 30639.5 26955 4860 15.86%華電國際 51599.1 43370 7891.1 15.29%廣州發展 4034.5 3140 1200 29.74%天富能源 2890 2230 2640 91.35%京能電力 17800 17800 365 2.05%申能股份 11826 8400 華銀電力 3440 3440 2000 58.14%通寶能源 1280 1280 2000 156.25%國電電力 71835 70815

142、5500 7.66%內蒙華電 11400 11400 大唐發電 53614.18 47514 3197 5.96%資料來源：各上市公司公告，國聯證券研究所 選股邏輯二：關注用電需求較高的高負荷地區標的選股邏輯二：關注用電需求較高的高負荷地區標的 我們以各上市公司 2022 年公布數據為準，梳理上市公司煤電資產地區分布，京京津唐、長三角、珠三角作為高負荷地區，用電需求較高，火電將保持高利用小時數，津唐、長三角、珠三角作為高負荷地區，用電需求較高，火電將保持高利用小時數，煤價下行周期內盈利能力相對更強煤價下行周期內盈利能力相對更強，建議關注火電資產在高負荷地區占比較高標的，京津唐地區（建投能源），

143、長三角地區（浙能電力、上海電力、申能股份），珠三角地區（寶新能源、粵電力 A）。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 38 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表52：火電上市公司控股裝機分布火電上市公司控股裝機分布 上市公司上市公司 資產分布情況資產分布情況 深圳能源 煤電裝機：77.8%位于廣東，22.2%位于新疆、內蒙古和河北地區 穗恒運 A 煤電裝機：100.00%位于廣東 粵電力 A 煤電裝機：96.6%位于廣東 皖能電力 煤電裝機：100.0%位于安徽 建投能源 煤電裝機：100.0 位于河北 寶新能源 煤電裝機：100.0%位于廣東 晉控電力 煤電裝機：100.0%位于山西

144、贛能股份 煤電裝機：100.0%位于江西 長源電力 煤電裝機：100.0%位于湖北 豫能控股 煤電裝機：100.0%位于河南 江蘇國信 煤電裝機：66.6%位于江蘇、33.4%位于山西 華能國際 煤電上網：2.5%位于黑龍江、2.0%位于吉林、3.4%位于遼寧、2.6%位于河北、3.1%位于甘肅、2.1%位于北京、1.3%位于天津、1.8%位于山西、20.3%位于山東、5.0%位于河南、9.2%位于江蘇、4.7%位于上海、3.5%位于重慶、7.8%位于浙江、4.2%位于湖北、2.4%位于湖南、7.0%位于江西、1.5%位于安徽、3.8%位于福建、7.2%位于廣東、0.1%位于廣西、1.9%位于

145、云南、2.4%位于海南 上海電力 煤電上網：41.7%位于上海、28.8%位于江蘇、4.1%位于浙江、15.1%位于安徽、1.2%位于新疆、0.8%位于馬其他、8.4%位于土耳其 浙能電力 煤電上網：88.9 位于浙江、4.8%位于安徽、2.07%位于新疆、4.17%位于寧夏 華電國際 煤電裝機：11.3%位于安徽、3.0%位于廣東、3.8%位于河北、6.1%位于河南、13.6%位于湖北、8.1%位于湖南、43.3%位于山東、1.6%位于山西、5.5%位于四川、0.8%位于天津、2.8%位于重慶 廣州發展 煤電裝機：100.0%位于廣東 天富能源 煤電裝機：100.0%位于新疆 京能電力 煤電

146、裝機：7.9%位于河北、3.9%位于河南、3.9%位于湖北、0.2%位于江西、58.9%位于內蒙古、7.4%位于寧夏、17.8%位于山西 申能股份 煤電裝機：59.9%位于上海、31.8%位于安徽、8.3%位于寧夏 華銀電力 煤電裝機：100.0%位于湖南 通寶能源 煤電裝機：100%位于山西 國電電力 煤電上網：6.8%位于遼寧、4.4%位于山西、2.7%位于河北、9.7%位于內蒙古、15.1%位于安徽、14.1%位于浙江、19.6%位于江蘇、6.7%位于寧夏、0.7%位于云南、1.3%位于天津、6.2%位于山東、4.7%位于江西、4.6%位于福建、1.2%位于湖南、0.9%位于海南、1.1

147、%位于廣東 內蒙華電 煤電裝機：100.0%位于內蒙古西部 大唐發電 煤電裝機：12.1%位于安徽、5.3%位于福建、10.9%位于廣東、19.5%位于河北、9.4%位于黑龍江、5.6%位于江蘇、4.2%位于江西、4.2%位于遼寧、14.1%位于蒙西、5.6%位于山西、2.5%位于天津、5.1%位于浙江、1.5%位于重慶 資料來源：國家能源局各區域監管局，國聯證券研究所 備注：華能國際、上海電力、浙能電力、國電電力以發電量口徑統計，其余按裝機容量統計 選股邏輯三：關注煤價下行帶動利潤彈性增厚標的選股邏輯三：關注煤價下行帶動利潤彈性增厚標的 我們選取2022年火電代表性標的，我們假設三種場景（標

148、煤下降50/80/100 元/噸），以各標的 2022 年供電煤耗及發電量為基準測算利潤增厚情況，同時我們設置單位裝機增利指標（利潤增厚值/火電裝機），我們以標煤下降 80 元/噸為基準計算，其中彈性最高的標的分別為粵電力 A、天富能源、寶新能源、深圳能源、國電電力、內蒙華電等。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 39 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表53：2424 家火電代表公司火電裝機及彈性（依據家火電代表公司火電裝機及彈性（依據 20222022 年年報披露，單位年年報披露，單位 MWMW）火電裝機火電裝機萬千瓦萬千瓦 20222022 年火電年火電供電煤耗供電煤耗（g/kw

149、hg/kwh）發電量發電量 億千瓦時億千瓦時 標煤采購標煤采購量萬噸量萬噸 標煤下降標煤下降5050 元元/噸噸 標煤下降標煤下降8080 元元/噸噸 標煤下降標煤下降100100 元元/噸噸 2222 年歸母年歸母凈利潤凈利潤（億元）（億元）單位裝機增單位裝機增利利 億元億元/GW/GW 深圳能源 663 302.3 411.1 1179.8 5.9 9.44 11.8 22 1.42 穗恒運 A 112.2 300 60 180 0.9 1.44 1.8-0.6 1.28 粵電力 A 2694.2 302.9 2086.7 6320.61 31.6 50.56 63.21-30 1.88

150、皖能電力 886 303.6 411.9 1250.53 6.25 10 12.51 4.3 1.13 建投能源 915 300 384.89 1154.67 5.77 9.24 11.55 1 1.01 寶新能源 347 313.5 185.13 580.38 2.9 4.64 5.8 1.8 1.34 晉控電力 880 300 459.12 1377.36 6.89 11.02 13.77-6.8 1.25 贛能股份 340 302.4 95.4 288.49 1.44 2.31 2.88 0.1 0.68 長源電力 629 295 311.6 919.22 4.6 7.35 9.19 1

151、.2 1.17 豫能控股 766 296.7 258.9 768.16 3.84 6.15 7.68-21.4 0.8 江蘇國信 1443.7 298.7 664.7 1985.46 9.93 15.88 19.85 0.7 1.1 華能國際 10695.6 287.69 4152.4 11946.04 59.73 95.57 119.46-73.9 0.89 上海電力 1272.32 290 496.6 1440.14 7.2 11.52 14.4 3.2 0.91 浙能電力 3063.95 296.1 1518.3 4495.69 22.48 35.97 44.96-18.2 1.17 華

152、電國際 5228.91 287.1 2111.9 6063.26 30.32 48.51 60.63 1 0.93 廣州發展 403.45 306.8 167.3 513.28 2.57 4.11 5.13 13.5 1.02 天富能源 289 300 184.42 553.26 2.77 4.43 5.53-0.2 1.53 京能電力 1780 318.4 793.86 2527.65 12.64 20.22 25.28 8 1.14 申能股份 1182.6 249.31 371.27 925.61 4.63 7.4 9.26 10.8 0.63 華銀電力 524 312.4 179.9 5

153、62.01 2.81 4.5 5.62 0.3 0.86 通寶能源 128 320.8 59.5 190.88 0.95 1.53 1.91 8.5 1.19 國電電力 7183.5 295.1 3883.3 11459.62 57.3 91.68 114.6 28.2 1.28 內蒙華電 1140 300 576.21 1728.63 8.64 13.83 17.29 17.4 1.21 大唐發電 5361.42 290.8 2137.8 6216.72 31.08 49.73 62.17-4.1 0.93 資料來源：各上市公司公告，國聯證券研究所 我們選股邏輯為“有裝機增量我們選股邏輯為“

154、有裝機增量+高負荷地區高負荷地區+煤價彈性較高”地區標的，有裝機煤價彈性較高”地區標的，有裝機增量保障公司優質資產持續提升，高負荷地區保障用電量，保障相對較高利用小時增量保障公司優質資產持續提升，高負荷地區保障用電量，保障相對較高利用小時數，本輪煤價下行周期內，過去高價買入市場煤標的本輪盈利修復彈性更高。數，本輪煤價下行周期內，過去高價買入市場煤標的本輪盈利修復彈性更高。3.2 華能國際華能國際：全國火電龍頭企業，：全國火電龍頭企業，火轉綠低碳發展火轉綠低碳發展 華能國際為“五大發電集團”之一華能集團旗下上市平臺，電廠分布在二十六個省級行政單位，公司主營火電、水電、新能源發電等電力業務，同時經

155、營供熱、港口服務等，截至 2022 年底，公司控股發電裝機規模約 127GW，其中境內控股火電106.96GW（煤機 94.1GW，燃機 12.74GW），境內風電 13.6GW，境內光伏 6.28GW，清潔能源占比逐漸提升，響應低碳政策，火轉綠快速發展。同時公司積極拓展海外市場，運營新加坡大士能源，巴基斯坦也投資一家運營電站。裝機容量逐年增長，營業收入穩步提高。裝機容量逐年增長，營業收入穩步提高。2020-2022 年公司控股裝機量分別為11335.7/11869.5/12722.8 萬 千 瓦，2020-2023H1 營 業 收 入 分 別 為 1694.39/2046.05/2467.2

156、5/1260.32 億元，同比變動-2.39%/20.75%/20.31%/7.84%。2022 年受燃料價格高位運行、用電量增長不及預期等多重因素影響，公司火電機組利用小請務必閱讀報告末頁的重要聲明 40 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 時數下降，發電量同比略有下降；預計未來經濟逐步復蘇，伴隨社會用電需求不斷增長以及大批新能源裝機的陸續投產，公司發電量及營業收入將快速提升。圖表圖表54：華能國際營業收入華能國際營業收入 圖表圖表55：華能國際歸母凈利潤華能國際歸母凈利潤 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 2121 年煤價高企境內業績受制，年

157、煤價高企境內業績受制，2 22 2 年業績減虧年業績減虧，2 23H13H1 扭虧為盈扭虧為盈。公司主營業務以火力發電為主，21-22年煤炭價格持續維持高位運行。23H1實現歸母凈利潤63.08億元，同比增長 309.67%，環比扭虧為盈。歸母凈利潤同比上升的主要原因，一是境內燃煤價格同比下降和電量同比上漲的綜合影響，二是公司新加坡業務利潤同比大幅增長。圖表圖表56：華能國際毛利率、凈利率華能國際毛利率、凈利率 圖表圖表57：華能國際費用率華能國際費用率 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 煤價下行伴隨電改落實，煤價下行伴隨電改落實，毛利率凈利率毛利率凈

158、利率持續向好。持續向好。2021 年受燃煤燃氣價格高企影響，毛利率、凈利率持續承壓，2023 年煤價下行，毛利率、凈利率持續向好，分別提升至 12.04%、5.25%。我們預計未來伴隨煤炭產量的提升、長協煤履約率的提高以及進口低價煤的量增，綜合入爐煤價降低，公司毛利率、凈利率有望進一步提高。持續完善公司現代化治理體系，期間費用率逐年下降；圍繞主營業務加大研發持續完善公司現代化治理體系，期間費用率逐年下降；圍繞主營業務加大研發1694 2046 2467 1260-2.39%20.75%20.31%7.84%-5%0%5%10%15%20%25%05001,0001,5002,0002,5003

159、,0002020202120222023H1營業收入（億元）YoY（%）46-103-74 63 191.51%-324.85%26.17%309.67%-400%-300%-200%-100%0%100%200%300%400%-150-100-500501002020202120222023H1歸母凈利潤（億元）YoY（%）17.44%-0.33%3.04%12.04%3.37%-6.19%-4.09%5.25%-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%2020202120222023H1銷售毛利率（%）銷售凈利率（%）0.09%0.09%0.07%0.09%2.

160、92%2.73%2.28%2.13%5.21%4.18%3.85%3.49%0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%2020202120222023H1銷售費率（%）管理費率（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 41 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 投入，研發費用率整體提高。投入，研發費用率整體提高。20-23H1 管理費用率持續下降，分別為 2.92%、2.73%、2.28%、2.13%。公司、融資能力、融資成本等方面優勢突出，同時加強利息支出、匯兌損益及手續費管理，20-23H1 財務費用率持續下降，分別為 5.21%、4.18%、3.85%、3.49%。公司注重長

161、期效益，圍繞主營業務持續加大研發投入，20-22 年研發費用分別為 6.68、13.25、16.08 億元，研發費用率呈整體上升趨勢。我們預計公司 2023-2025 年營收分別為 2582.26/2623.77/2682.65 億元，增速分別為 4.66%/1.61%/2.24%，歸母凈利潤分別為 130.66/156.56/176.95 億元，增速分別為 276.87%/19.82%/13.02%，EPS 分別為 0.83/1.00/1.13 元/股。鑒于公司為全國火電龍頭公司，我們給予 2024 年 10 xPE，目標價 10 元/股，給予“買入”評級。圖表圖表58：華能國際財務和估值華

162、能國際財務和估值 20212021 20222022 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 營業收入(百萬元)205079 246725 258226 262377 268265 增長率 21.03%20.31%4.66%1.61%2.24%EBITDA（百萬元）15886 23132 63035 71615 77975 歸母凈利潤（百萬元）-10006 -7387 13066 15656 17695 增長率（%）-319.19%26.17%276.87%19.82%13.02%EPS（元/股）-0.64 -0.47 0.83 1.00 1.13 市盈率（P/E）-

163、13.5 -18.2 10.3 8.6 7.6 市凈率（P/B）2.4 2.9 2.3 1.9 1.6 EV/EBITDA 27.3 18.0 7.2 6.4 6.0 資料來源：ifind，國聯證券研究所 國聯證券研究所預測，股價取 2023 年 08 月 25 日收盤價 風險提示：電改政策推動不及預期，裝機不及預期，電價波動 3.3 國電電力國電電力：煤電聯營控本優勢明顯：煤電聯營控本優勢明顯 國電電力是國家能源集團旗下核心電力上市平臺,主要經營業務為電力、熱力生產及銷售,產業涉及火電、水電、風電、光伏發電及煤炭等領域,電廠分布在全國28 個省、自治區、直轄市。截至 2022 年末，公司控股

164、裝機容量 97.38GW，其中火電 71.84GW，占比 73.77%；水電 14.96GW，占比 15.36%；風電 7.46GW，占比 7.66%；太陽能光伏 3.13GW，占比 3.21%。公司緊抓“雙碳”戰略機遇，加快推動轉型升級，優化產業結構，清潔能源占比逐漸提升，火轉綠快速發展，加快建設具有全球競爭力的世界一流電力公司進程。裝機容量與電價裝機容量與電價多方影響，營業收入整體波動上升。多方影響，營業收入整體波動上升。2020 年售電均價下降13.99 元/兆瓦時，營業收入同比增速為-0.15%；2021 年裝機容量由 88GW 大幅提升至 99.8GW，發電量由 3774 億千瓦時大

165、幅提升至 4641 億千瓦時，營業收入同比增速為 16.55%；2022 年電力中長期交易平均上網電價增長，營業收入同比增速為 14.4%；23Q1 裝機容量同比下降（22 年轉讓部分火電資產所致），發電量同比下降 5.39%，營業收入同比為-3.1%。我們認為隨大批新能源裝機的陸續投產，裝機容量逐步提請務必閱讀報告末頁的重要聲明 42 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 高，公司發電量及營業收入將穩步提升。圖表圖表59：國電電力營收國電電力營收 圖表圖表60：國電電力歸母凈利潤國電電力歸母凈利潤 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 2 21 1

166、年年煤價高企業績虧損，煤價高企業績虧損，2 22 2 年電改落實扭虧為盈。年電改落實扭虧為盈。2021 年煤價高企，入爐標煤單價同比增長 291.49 元/噸，漲幅 47.87%，新能源發電盈利未能覆蓋煤電虧損影響，公司整體歸母凈利潤為-19.68 億元；2022 年電改落實煤電上網電價上漲，同時公司依托國家能源集團獲得中國神華的煤炭資源優勢，公司長協煤覆蓋率較高，實現歸母凈利潤為 27.47 億元。我們預計未來煤價處于穩定區間，伴隨大批裝機的陸續投產，公司歸母凈利潤有望進一步提升。2 21 1 年煤價年煤價高企毛利率凈利率承壓，高企毛利率凈利率承壓，2 22 2 年年電改落實毛利率凈利率趨穩

167、。電改落實毛利率凈利率趨穩。2021 年受煤炭價格高企影響，火力發電燃料成本大幅增加，銷售毛利率、凈利率承壓，分別為 7.25%、-2.03%；22 年電價改革落實，公司平均上網電價增長 21.46%，銷售毛利率、凈利率修復至 13.48%、3.56%；23Q1 銷售毛利率、凈利率趨于穩定，分別為13.34%、5.20%。預計未來煤價處于穩定下行區間，伴隨上年高價庫存煤的出清，公司銷售毛利率、凈利率有望進一步提高。優化資產結構，財務費用率大幅下降優化資產結構，財務費用率大幅下降；完善治理結構，管理費用率維持穩定；完善治理結構，管理費用率維持穩定；注重降本增效，銷售費用率維持低水平。注重降本增效

168、，銷售費用率維持低水平。為優化公司資產結構布局、提升公司資產質量，2021 年轉讓所屬七家煤電企業股權及資產，2022 年轉讓寧夏區域火電資產，同時公司注重利息支出管理，財務費用率大幅下降，20-23Q1 財務費用率分別為7.50%、4.72%、3.92%、3.83%；20-23Q1 管理費用率分別為 0.95%、1.04%、0.91%、1.19%；20-23Q1 銷售費用率分別為 0.16%、0.03%、0.02%、0.02%。1164 1682 1927 453-0.15%16.55%14.40%-3.10%-5%0%5%10%15%20%05001,0001,5002,0002,5002

169、020202120222023Q1營業收入（億元）YoY（%）26-18 28 10 50.96%-142.38%262.96%-8.73%-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%-30-20-100102030402020202120222023Q1歸母凈利潤（億元）YoY（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 43 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表61：國電電力毛利率、凈利率國電電力毛利率、凈利率 圖表圖表62：國電電力財務費率國電電力財務費率 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 我們預計

170、公司 2023-2025 年營收分別為 1949.79/2039.81/2146.95 億元，增速分別為 1.19%/4.62%/5.25%，歸母凈利潤分別為 71.89/86.31/100.9 億元，增速分別為 154.50%/20.07%/16.88%，EPS 分別為 0.40/0.48/0.57 元/股。鑒于公司為國家能源集團旗下電力資產上市平臺，集團優勢助力公司長協煤履約率較高，我們給予2024 年 10 xPE，目標價 4.8 元/股，給予“買入”評級。圖表圖表63：國電電力財務和估值國電電力財務和估值 20212021 20222022 2023E2023E 2024E2024E

171、2025E2025E 營業收入(百萬元)168185 192681 194979 203981 214695 增長率 44.46%14.56%1.19%4.62%5.25%EBITDA（百萬元）24069 35927 44199 54408 64046 歸母凈利潤（百萬元）-1845 2825 7189 8631 10088 增長率（%）-170.08%253.07%154.50%20.07%16.88%EPS（元/股）-0.10 0.16 0.40 0.48 0.57 市盈率（P/E）-33.4 21.8 8.6 7.1 6.1 市凈率（P/B）1.4 1.4 1.2 1.1 1.0 EV/

172、EBITDA 12.4 9.4 8.1 7.4 7.0 資料來源：ifind，國聯證券研究所 國聯證券研究所預測，股價取 2023 年 08 月 25 日收盤價 風險提示：電改政策推動不及預期，裝機不及預期，電價波動風險 3.4 皖能電力皖能電力：安徽區域火電龍頭，業績高增：安徽區域火電龍頭，業績高增 皖能電力是安徽省屬火電核心企業，主營業務為電力、節能及相關項目投資、經營。截至 23Q1，公司控股裝機容量 958 萬千瓦，其中光伏裝機 5 萬千瓦，火電裝機 953 萬千瓦，省內市占率 23%、位列第二;作為皖能集團旗下唯一電力上市主體，公司參股集團優質火電資產神皖能源，增加近 500 萬千瓦

173、權益裝機，22 年投資收益6.6 億元、占總投資收益的 76%。同時公司響應低碳政策，積極轉型新能源，“十四五”規劃新能源裝機容量目標為 400 萬千瓦。20.79%7.25%13.48%13.34%6.62%-2.03%3.56%5.20%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%2020202120222023Q1銷售毛利率（%）銷售凈利率（%）0.16%0.03%0.02%0.02%0.95%1.04%0.91%1.19%7.50%4.72%3.92%3.83%0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%7.0%8.0%2020202120222023

174、Q1銷售費率（%）管理費率（%）財務費率（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 44 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 火電機組利用小時數提升，公司發電量逐年提升，營業收入實現快速穩定增長火電機組利用小時數提升，公司發電量逐年提升，營業收入實現快速穩定增長。2020-2022 年公司火電機組利用小時數分別為 4201、4436、4840 小時，發電量分別為 348.97、365.68、411.25 億千瓦時，2020-2023Q1 營業收入分別為 167.52、210.32、242.76 和 58.06 億元，同比增速分別為 4.1%、25.55%、15.42%、-8.65%。未來伴隨深度

175、調峰的逐步參與，火電機組利用小時數將略有下降，但公司 23 年預計新增的 264 萬千瓦火電裝機以及調峰收益將保障營業收入的持續增長。圖表圖表64：皖能電力營業收入皖能電力營業收入 圖表圖表65：皖能電力歸母凈利潤皖能電力歸母凈利潤 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 電價改革后度電收入提升，毛利率、凈利率及歸母凈利潤由負轉正。電價改革后度電收入提升，毛利率、凈利率及歸母凈利潤由負轉正。為深入推進電價市場化改革，安徽省發改委于 21 年年末全面實施電價市場化改革，基準電價可最高上浮 20%形成上網電價，公司度電收入由 2021 年的 0.346 元/千瓦

176、時大幅提升至 2022 年的 0.4 元/千瓦時，但原材料成本占公司營業成本 50%以上，由于高煤價的壓制，毛利率、凈利率均維持低速增長，2022 年分別為 0.9%、0.75%，23Q1 分別為 4.55%、2.85%，22-23Q1 歸母凈利潤分別為 4.25 和 1.26 億元。未來預計伴隨煤炭產量的提升、長協煤政策的落實以及進口低價煤的量增，綜合入爐煤價降低，公司毛利率、凈利率及歸母凈利潤有望大幅度提高。公司持續加強內部控制、完善管理制度，公司持續加強內部控制、完善管理制度，2020-2323Q Q1 1 期間費用率整體呈下降趨勢期間費用率整體呈下降趨勢。21 年研發費用提高為深度調峰

177、技術改造要求所致，21-22 年公司財務費用率提高為發行有息債券所致。2022 年公司集中力量重點圍繞生產難題、轉型發展需要開展研發活動，研發投入及研發人員數量同比下降，但研發人員構成中高學歷人才占比提升，降低研發費用的同時保持公司核心競爭力，支撐企業高質量發展和轉型升級。未來隨著公司對宏觀政策研究的加強以及融資渠道的進一步開拓，財務費用率有望進一步降低，公司業績有望進一步增長。168 210 243 58 4.10%25.55%15.42%-8.65%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%0501001502002503002020202120222023Q1營業收入（

178、億元）YoY（%）10-13 4 1 30.97%-231.91%131.99%-8.56%-300%-250%-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%200%-15-10-50510152020202120222023Q1歸母凈利潤（億元）同比增速（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 45 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表66：皖能電力毛利率皖能電力毛利率、凈利率變化凈利率變化 圖表圖表67：皖能電力費用率變化皖能電力費用率變化 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 我們預計公司 2023-2025 年營收分別為

179、286.93/314.33/329.59 億元，增速分別為 18.2%/9.55%/4.85%，歸母凈利潤分別為 13.37/15.17/16.05 億元，增速分別為214.44%/13.44%/5.85%，EPS 分別為 0.59/0.67/0.71 元/股。鑒于公司為安徽地方火電企業，享受地方資源傾斜，安徽本地煤礦提高動力煤履約率，光伏陸續建設，我們給予 2024 年 12xPE，目標價 8.04 元/股，給予“買入”評級。圖表圖表68：皖能電力估值皖能電力估值 20212021 20222022 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 營業收入(百萬元)2103

180、2 24276 28693 31433 32959 增長率 25.55%15.42%18.20%9.55%4.85%EBITDA（百萬元）-949 1885 4332 5048 5406 歸母凈利潤（百萬元）-1329 425 1337 1517 1605 增長率（%）-231.10%131.99%214.44%13.44%5.85%EPS（元/股）-0.59 0.19 0.59 0.67 0.71 市盈率（P/E）-10.8 33.9 10.8 9.5 9.0 市凈率（P/B）1.2 1.0 0.9 0.9 0.8 EV/EBITDA-29.1 18.2 9.3 8.1 7.6 資料來源：i

181、find，國聯證券研究所 國聯證券研究所預測，股價取 2023 年 08 月 25 日收盤價 風險提示：電改政策推動不及預期，裝機不及預期，長協煤履約率不及預期 3.5 粵電力粵電力 A A：廣東火電龍頭，海上風電持續建設：廣東火電龍頭，海上風電持續建設 粵電力是廣東最大省屬發電企業，主營業務是電力項目的投資、建設和經營管理，電力的生產和銷售業務。截至 23Q1，公司控股裝機容量 29.7GW，其中火電裝機26.94GW（煤機 20.55GW，燃機 6.39GW），風電裝機 2.35GW，光伏裝機 0.18GW，水電裝機 0.13GW，生物質發電裝機 0.1GW。公司積極把握“碳達峰”、“碳中

182、和”目標下加快能源轉型的發展大勢，“十四五”期間初步計劃新增新能源裝機約 14 GW，其中陸上風電約 1.6GW、海上風電約 2.8GW、光伏約 9.6GW。8.76%-4.59%0.90%4.55%7.93%-10.43%0.75%2.85%-15.0%-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%2020202120222023Q1毛利率（%）凈利率（%）0.02%0.02%0.05%0.05%0.33%0.31%0.39%0.28%2.43%2.06%2.34%2.49%0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%2020202120222023Q1銷售費用率（%）管理費用

183、率（%）財務費用率（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 46 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 控股裝機快速增長，營業收入穩步提控股裝機快速增長，營業收入穩步提升。升。2020-2022 年公司控股裝機量分別為2161.2、2,822.92、2,969.62 萬千瓦，發電量分別為 737.51、1198.69、1140.59億千瓦時，2020-2023Q1營業收入分別為283.29、441.67、526.61和130.46億元，同比變動為-3.51%、31.44%、18.45%和 14.55%。2022 年受經濟下行壓力增大等影響，廣東省全社會用電需求整體與上年持平，公司火電機組利用小時

184、數下降，預計未來經濟逐步復蘇，伴隨社會用電需求不斷增長以及在建 1077.15 萬千瓦裝機的陸續投產，公司發電量及營業收入將持續提升。2121-2222 年煤價高企業績承壓，年煤價高企業績承壓，2 23Q13Q1 扭虧為盈扭虧為盈。公司主營業務以火力發電為主，燃料成本在營業成本中占比 80%以上，21-22 年煤炭、天然氣等燃料價格繼續維持高位運行，公司歸母凈利潤分別為-31.48、-30.04 億元。23 年煤價下行，公司燃料成本隨之降低，火電業績持續修復，23Q1實現歸母凈利潤0.88億元，環比扭虧為盈。圖表圖表69：粵電力粵電力 A A 營業收入變動營業收入變動 圖表圖表70：粵電力粵電

185、力 A A 歸母凈利潤變動歸母凈利潤變動 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 毛利率凈利率受煤價與電價改革多方影響波動變化，毛利率凈利率受煤價與電價改革多方影響波動變化，2 23Q13Q1由負轉正由負轉正。2021年受燃煤燃氣價格高企影響，發電成本與上網電價嚴重倒掛，毛利率、凈利率持續承壓，分別為-5.99%、-10.13%。2021 年 10 月國家發改委全面實施電價市場化改革，基準電價可最高上浮 20%形成上網電價，22 年煤電度電收入由 0.388 大幅提升至 0.434元/千瓦時，上游煤價成本壓力合理向下游用電側疏導，毛利率、凈利率有所修復，分別

186、為-0.36%、-8.57%。23 年煤價下行，公司毛利率、凈利率由負轉正，分別為7.58%、0.65%。我們預計未來伴隨上年高價庫存煤的出清、煤炭產量的提升、長協煤政策的落實以及進口低價煤的量增，綜合入爐煤價降低，公司毛利率、凈利率有望大幅度提高。降本增效降本增效銷售費用率管理費用率持續走低，注重研發銷售費用率管理費用率持續走低，注重研發研發費用整體呈研發費用整體呈上升趨勢，規模擴張上升趨勢，規模擴張財務費用率持續上升財務費用率持續上升。公司持續加強內部控制、完善管理制度，20-23Q1 銷售費用率分別為 0.17%、0.15%、0.13%、0.13%，管理費用率分別283 442 527

187、130-3.51%31.44%18.45%14.55%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%01002003004005006002020202120222023Q1營業收入（億元）同比增速（%）17-31-30 1 52.28%-253.26%-2.59%119.71%-300%-250%-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%-40-30-20-10010202020202120222023Q1歸母凈利潤（億元）同比增速（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 47 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 為 2.95%、2.49%、2.26%、2.

188、01%，降本增效效果顯著。同時公司注重長期效益，研發費用率持續走高主要系公司及下屬單位加大研發投入和完善研發費用歸集管理所致，財務費用率主要受新投產機組利息費用化及新增項目資金需求增加影響。圖表圖表71：粵電力粵電力 A A 毛利率、凈利率變化毛利率、凈利率變化 圖表圖表72：粵電力粵電力 A A 期間費用率變化期間費用率變化 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 我們預計公司 2023-2025 年營收分別為 612.07/692.41/878.18 億元，增速分別為 16.23%/13.13%/26.83%，歸母凈利潤分別為 30.96/35.09/4

189、5.42 億元，增速分別為 203.08%/13.31%/29.47%，EPS 分別為 0.59/0.67/0.87 元/股。鑒于公司廣東區域電力龍頭企業，海上風電積極建設貢獻增量，我們給予 2024 年 14xPE，目標價 9.38元/股，給予“買入”評級。圖表圖表73：粵電力粵電力 A A 估值估值 20212021 20222022 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 營業收入(百萬元)44458 52661 61207 69241 87818 增長率 32.30%18.45%16.23%13.13%26.83%EBITDA（百萬元）710 2487 136

190、07 15732 18755 歸母凈利潤（百萬元）-2928 -3004 3096 3509 4542 增長率（%）-242.57%-2.59%203.08%13.31%29.47%EPS（元/股）-0.56 -0.57 0.59 0.67 0.87 市盈率（P/E）-11.5 -11.2 10.9 9.6 7.4 市凈率（P/B）1.4 1.7 1.4 1.3 1.1 EV/EBITDA 128.2 42.2 8.8 7.8 6.7 資料來源：ifind，國聯證券研究所 國聯證券研究所預測，股價取 2023 年 08 月 25 日收盤價 風險提示：電改政策推動不及預期，裝機不及預期，煤價波動

191、風險 3.6 寶新能源寶新能源：廣東民營火電運營商，裝機增勢持續：廣東民營火電運營商，裝機增勢持續 寶新能源是廣東民營電力企業龍頭，逐步以“新能源電力+新金融投資”為雙核心業務。截至 2023Q1，公司火電規模 347 萬千瓦，包括梅縣地區 147 萬千瓦（梅縣荷樹園電廠#1-#6）、陸豐地區 200 萬千瓦（陸豐甲湖灣電廠#1、#2 號），風電 4.8萬千瓦。在建火電 200 萬千瓦（陸豐#3、#4）。金融業務穩定發展，發起設立的梅州20.67%-5.99%-0.36%7.58%9.30%-10.13%-8.57%0.65%-15.0%-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0

192、%20.0%25.0%2020202120222023Q1毛利率（%）凈利率（%）0.17%0.15%0.13%0.13%2.95%2.49%2.26%2.01%3.91%3.10%4.06%4.39%0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%2020202120222023Q1銷售費用率（%）管理費用率（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 48 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 客商銀行 2022 年實現凈利潤 1.7 億元，同比+155.7%，資管業務參股中廣核汕尾海上風電（持股 8.09%）、東方富海穩定發展，2022 年在火電承壓形勢下，實現歸母凈利潤 1.83 億元，穩健

193、發展。營收增長穩定提升，受益裝機規模和利用小時數提升營收增長穩定提升，受益裝機規模和利用小時數提升。2018 年主要系經濟向好，社會用電需求旺盛，公司電力設備機組利用小時數增加；2019 年主要系廣東陸豐甲湖灣電廠一起#1、#2 投產，裝機規模提升；2021 年主要系高溫天氣、電煤價格高、用電需求高情境下，公司積極參與保供工作，火電利用小時數提升（2021年5305小時，2020 年為 3833 小時，同比提升 38.4%）。2022 年公司實現營收 94.15 億元，同比提升 0.05%，2023 年 H1 公司實現營收 49.97 億元，同比增長 32.63%。圖表圖表74：寶新能源營業收

194、入寶新能源營業收入 圖表圖表75：寶新能源歸母凈利潤寶新能源歸母凈利潤 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 利潤隨煤價周期波動，利潤隨煤價周期波動，2 23Q13Q1盈利高修復盈利高修復。2022年由于煤價持續高企，公司利潤短期承壓，歸母凈利潤為1.83億元，同比-77.8%，2023年隨動力煤價格中樞下降，公司燃料成本隨之降低，火電業績持續修復，2023H1 公司實現歸母凈利潤 3.14 億元，同比+3359.4%，鑒于 Q1 電廠內還存有部分庫存高價煤，我們預計公司全年利潤顯著提升。毛利率凈利率受煤價影響波動變化，毛利率凈利率受煤價影響波動變化，20

195、23Q12023Q1 轉好轉好?；痣姲鍓K收入貢獻公司主要業績，2021-22 年電力相關原材料（煤炭）成本分別占公司營業成本的 83.4%和84.78%，21 年-22 年煤炭價格走高致毛利率顯著下降，毛利率由 2020 年 41.99%下降到 2022 年 5.42%，凈利率由 2020 年 25.39%下降到 2022 年 1.95%。2023 年 Q1 伴隨煤炭產量提升+長協煤政策落實+進口低價煤量增，入廠煤價格降低，公司毛利率趨穩，2023H1 公司實現毛利率 9.09%，實現凈利率 6.28%。近年來，公司持續加強內部控制、完善管理制度，降本增效效果顯著。近年來，公司持續加強內部控制

196、、完善管理制度，降本增效效果顯著。2017-2022 年，公司期間費用率自 22.9%下降至 3.8%，具體而言，銷售費用率、管理費用率 和 財 務 費 用 率 分 別 自 2017 年 的 0.27%/13.32%/9.30%下 降 至 2022 年 的0.05%/1.99%/1.74%。其中，管理費用率降低主要系源于公司持續優化員工結構所25.1538.3456.2771.6094.1194.1549.97-28.96%52.46%46.75%27.24%31.44%0.05%32.63%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%020406080100201

197、7201820192020202120222023H1營業收入（億元）營收增長率（%）4.638.8318.188.241.833.14348.81%90.80%105.83%-54.65%-77.78%3359.40%-500%0%500%1000%1500%2000%2500%3000%3500%4000%05101520201820192020202120222023H1歸母凈利潤（億元）增長率（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 49 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 致，員工數量自 2018 年的 1390 人降至 2022 年的 1258 人；財務費用的降低主要系由于公司近年

198、來依托金融業務逐步發展，利息費用持續降低。圖表圖表76：寶新能源毛利率寶新能源毛利率/凈利率凈利率 圖表圖表77：寶新能源期間費用率寶新能源期間費用率 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 我們預計公司 2023-25 年營業收入分別為 99.1/95.52/129.65 億元，同比增長分別為 5.26%/-3.61%/35.73%，歸母凈利潤分別為 15.85/16.86/28.59 億元，同比增長分別為 765.49%/6.34%/69.58%，EPS 分別為 0.73/0.77/1.31 元/股，鑒于公司區位優勢明顯，自身裝機穩步增長，參考可比公司估

199、值，給予公司 2024 年 12 倍 PE，目標價 9.3 元，給予“買入”評級。圖表圖表78：寶新能源估值表寶新能源估值表 20212021 20222022 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 營業收入(百萬元)9411 9415 9910 9552 12965 增長率 31.44%0.05%5.26%-3.61%35.73%EBITDA（百萬元）1965 1081 2615 2959 4527 歸母凈利潤（百萬元）824 183 1585 1686 2859 增長率（%）-54.65%-77.78%765.48%6.34%69.58%EPS（元/股）0.38

200、 0.08 0.73 0.77 1.31 市盈率（P/E）15.7 70.4 8.1 7.7 4.5 市凈率（P/B）1.2 1.1 1.0 1.0 0.8 EV/EBITDA 7.6 14.9 6.4 6.5 4.3 資料來源：ifind，國聯證券研究所 國聯證券研究所預測，股價取 2023 年 08 月 25 日收盤價 風險提示：電改政策推動不及預期，裝機不及預期，煤價波動風險 3.7 浙能電力浙能電力：浙江：浙江省屬火電企業，高負荷保障利用小時數省屬火電企業，高負荷保障利用小時數 浙能電力是浙江省內規模最大的火力發電企業，主營業務為火電、氣電、核電、熱電聯產、綜合能源等業務。截至 202

201、2 年底，公司控股裝機容量 30.85GW，其中火電 30.64GW（煤機 26.95GW，燃機 3.69GW），光伏 0.17GW，管理及控股裝機容量約占省統調火電裝機容量的一半左右。公司深度布局核電領域，參股中國核電、秦山核電、國核浙能等。2022 年收購上市公司中來股份，切入新能源新賽道。25.28%31.58%30.69%41.99%16.26%5.42%9.09%4.10%12.06%15.70%25.39%8.76%1.95%6.28%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%40.0%45.0%20172018201920202021202220

202、23H1銷售毛利率（%）銷售凈利率（%）13.07%13.43%9.30%6.70%3.78%2.77%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%201820192020202120222023H1銷售費率管理費率財務費率期間費率請務必閱讀報告末頁的重要聲明 50 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 在建在建項目規?？捎^項目規?？捎^，營業收入營業收入穩中向好。穩中向好。2020-2023Q1 營業收入分別為 516.84、710.73、801.95和176.49億元，同比增速分別為-4.94%、37.51%、12.83%和-3.64%。截至 2022

203、 年底，公司主要在建項目樂清三期 2 臺 100 萬千瓦級高效超超臨界燃煤機組（5、6 號機組）預計于 23 年投產，六橫二期 2 臺 100 萬千瓦級超超臨界二次再熱高效機組的首臺機組預計于 24 年底建成投產。隨著裝機容量逐步提高，公司營業收入有望提升。參股核電參股核電投資收益可觀，投資收益可觀，2 21 1-2222 年煤價高企業績年煤價高企業績持續持續虧損，虧損，2 23 3 年扭虧為盈年扭虧為盈。2020-23Q1 歸母凈利潤分別為 60.86、-8.55、-18.22 和 10.11 億元，銷售毛利率分別為14.58%、-2.11%、-3.95%和4.31%，銷售凈利率分別為12.

204、91%、-2.81%、-4.49%和 6.01%。21-22 年公司歸母凈利潤、銷售毛利率和凈利率為負主要系煤炭、天然氣等燃料價格持續高位運行所致。預計隨著煤炭產量的提升、長協煤履約率提高，公司歸母凈利潤有望提升。圖表圖表79：浙能電力營業收入浙能電力營業收入 圖表圖表80：浙能電力歸母凈利潤浙能電力歸母凈利潤 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 優化優化治理結構，管理費用率整體下降；治理結構，管理費用率整體下降；統籌資金管理，財務費用率管理統籌資金管理，財務費用率管理波動下波動下降。降。20-23Q1 年管理費用率分別為 2.77%、2.22%、2.0

205、6%和 2.12%；20-23Q1 年財務費用率分別為 1.89%、1.36%、1.59%和 1.70%，22-23Q1 財務費用率上升主要系在建項目增加，融資規模上升，利息支出增加所致。516.84710.73801.95176.49-10%0%10%20%30%40%02004006008001,0002020202120222023Q1營業收入（億元）YoY（%）60.86-8.55-18.2210.11-150%-100%-50%0%50%100%-30-20-100102030405060702020202120222023Q1歸母凈利潤（億元）YoY（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲

206、明 51 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 圖表圖表81：浙能電力浙能電力毛利率、凈利率毛利率、凈利率 圖表圖表82：浙能電力期間費用率浙能電力期間費用率 資料來源：ifind，國聯證券研究所 資料來源：ifind，國聯證券研究所 我們預計公司 2023-2025 年營收分別為 840.89/865.24/879.77 億元，增速分別為 4.86%/2.9%/1.68%，歸母凈利潤分別為 55.92/67.23/68.04 億元，增速分別為406.82%/20.23%/1.21%，EPS 分別為 0.42/0.50/0.51 元/股。鑒于公司浙江省龍頭電力公司，浙江用電量高增，促進公司

207、火電利用小時數提升，我們給予 2024 年12xPE，目標價 6.12 元/股，給予“買入”評級。圖表圖表83：浙能電力估值浙能電力估值 20212021 20222022 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 營業收入(百萬元)71076 80195 84089 86524 87977 增長率 37.52%12.83%4.86%2.90%1.68%EBITDA（百萬元）3939 3926 12152 14099 14010 歸母凈利潤（百萬元）-837 -1822 5592 6723 6804 增長率（%）-113.75%-117.81%406.82%20.23%

208、1.21%EPS（元/股）-0.06 -0.14 0.42 0.50 0.51 市盈率（P/E）-72.8 -33.4 10.9 9.1 8.9 市凈率（P/B）1.0 1.0 0.9 0.8 0.8 EV/EBITDA 21.2 20.7 8.1 7.0 7.0 資料來源：ifind，國聯證券研究所 國聯證券研究所預測，股價取 2023 年 08 月 25 日收盤價 風險提示：電改政策推動不及預期，煤價波動，新機組建設不及預期 4.風險提示風險提示 電改推進不及預期電改推進不及預期，火電機組中長期交易電量占比 80%以上，中長期交易電價為基準價上下波動，如果 2023 年底簽訂的中長期合約價

209、格偏低則影響次年業績，同時電力市場推進或政策變化也將對火電機組邊際有較大影響 火電建設不及預期火電建設不及預期，火電運營商業績受機組建設影響較大，如果新建機組建設時間推遲，并網時間延后則影響當年業績。煤價波動煤價波動，火電企業煤炭成本占比較高，煤價受環保、供需、國際形勢影響，-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%2020202120222023Q1銷售毛利率（%）銷售凈利率（%）0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%2020202120222023Q1管理費率（%）財務費率（%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 52 行業報告行業報告行業深度研究行業

210、深度研究 波動較大，如果煤價上行則影響火電機組利潤。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 53 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，本報告所表述的所有觀點均準確地反映了我們對標的證券和發行人的個人看法。我們所得報酬的任何部分不曾與，不與，也將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。評級說明評級說明 投資建議的評級標準 評級 說明 報告中投資建議所涉及的評級分為股票評級和行業評級（另有說明的除外）。評級標準為報告發布日后 6 到 12個月內的相對市場表現，也即：以報告發布日后的 6 到12 個月內的公司股價（或

211、行業指數）相對同期相關證券市場代表性指數的漲跌幅作為基準。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；美國市場以納斯達克綜合指數或標普 500 指數為基準；韓國市場以柯斯達克指數或韓國綜合股價指數為基準。股票評級 買入 相對同期相關證券市場代表指數漲幅 20%以上 增持 相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于 5%20%之間 持有 相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于-10%5%之間 賣出 相對同期相關證券市場代表指數跌幅 10%以上 行業評級 強于大市 相對同期相關證券市場代表

212、指數漲幅 10%以上 中性 相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于-10%10%之間 弱于大市 相對同期相關證券市場代表指數跌幅 10%以上 一般聲明一般聲明 除非另有規定，本報告中的所有材料版權均屬國聯證券股份有限公司（已獲中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格）及其附屬機構（以下統稱“國聯證券”）。未經國聯證券事先書面授權，不得以任何方式修改、發送或者復制本報告及其所包含的材料、內容。所有本報告中使用的商標、服務標識及標記均為國聯證券的商標、服務標識及標記。本報告是機密的，僅供我們的客戶使用，國聯證券不因收件人收到本報告而視其為國聯證券的客戶。本報告中的信息均來源于我們認為可靠的已公開資料，但

213、國聯證券對這些信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告中的信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約。該等信息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦?？蛻魬攲Ρ緢蟾嬷械男畔⒑鸵庖娺M行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，國聯證券及/或其關聯人員均不承擔任何法律責任。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告出具日的觀點和判斷。該等意見、評估及預測無需通知即可隨時更改。過往的表現亦不應作為日后表現的

214、預示和擔保。在不同時期，國聯證券可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。國聯證券的銷售人員、交易人員以及其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。國聯證券沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。國聯證券的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。特別聲明特別聲明 在法律許可的情況下，國聯證券可能會持有本報告中提及公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司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。因此，投資者應當考慮到國聯

215、證券及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突，投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一參考依據。版權聲明版權聲明 未經國聯證券事先書面許可，任何機構或個人不得以任何形式翻版、復制、轉載、刊登和引用。否則由此造成的一切不良后果及法律責任有私自翻版、復制、轉載、刊登和引用者承擔。聯系我們聯系我們 北京：北京：北京市東城區安定門外大街 208 號中糧置地廣場 A 塔 4 樓 上海：上海：上海市浦東新區世紀大道 1198 號世紀匯二座 25 樓 無錫：無錫：江蘇省無錫市金融一街 8 號國聯金融大廈 12 樓 深圳：深圳：廣東省深圳市福田區益田路 6009 號新世界中心大廈 45 樓 電話：0510-85187583