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1、敬請參閱最后一頁特別聲明 1 不會 投資邏輯：20222022 年以來新核準煤電項目情況如何年以來新核準煤電項目情況如何？數量上看：22、23 年煤電核準高峰期已過，24 年核準節奏大幅放緩?！? 個8000 萬”目標提出后，火電項目核準節奏顯著提速。據我們不完全統計，22、23 年全國分別核準火電項目裝機規模約 101、89GW。在“雙碳”目標的約束下，尤其是新能源裝機增長轉化為電量增長有效緩解電力供需偏緊格局后，18M24全國共核準火電項目裝機規模約 14GW，其中煤電約 13GW，核準規模較去年同期下降約 79.1%。分區域看：21、22年電力供需缺口越大的地區新核準煤電項目越多。22

2、年以來新核準煤電項目主要是為了滿足日益增長的用電需求、提高本地電力保障能力，因此 22、23 年新核準煤電項目最多的省份與 21、22 年電力供需硬缺口最大的省份有較高的重合度，排名前 5 的省份依次為廣東、安徽、江蘇、浙江、新疆。分業主看：煤電聯營盈利預期穩定，綠電轉型爭奪新能源配建指標。據統計，國能集團旗下企業以總計約 32GW 的規模位列第一，占新核準煤電項目總規模的約 18%；國家電投集團和中煤集團新增核準煤電裝機規模均超過了 15GW，分別占比約 9%和 8%；陜煤集團和華電集團以超 9GW 的核準規模量位列第三梯隊；大唐集團、華能集團以及浙能電力均以 8GW 的核準規模量居第四梯隊

3、。24262426 年預計每年將投產多少火電裝機？年預計每年將投產多少火電裝機？基于煤電、氣電項目建設周期分別為 24 和 18 個月的假設，預計 2426 年全國將分別投產 45、89、46GW 的煤電，以及 23、24、1GW 的氣電。若考慮到有約 24GW 的煤電在 2023 年 12 月開工，考慮到節假日等可能影響施工進度的因素，或無法精確實現在 2025 年底前投產，則 2426 年每年將分別投產的煤電裝機規模分別為 45、65、71GW。新投產煤電機組將增加多少系統運行費？新投產煤電機組將增加多少系統運行費？根據 11M23 出臺的煤電容量電價機制，20242025 年，多數地方通

4、過容量電價回收固定成本的比例為 30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些；2026 年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于 50%。按照全國統一的煤電機組固定成本計算標準 330 元/KW年，基于新投產機組從次年開始全額收取容量電費的假設，預計 25/26/27 年系統運行費用將分別增加約 45.1/781.8/77.9 億元。未來未來 3 3 年哪些省區電力供需仍可能偏緊？年哪些省區電力供需仍可能偏緊？安徽：中性情境下，2025 年安徽省電力系統備用率有望達約 5.0%，如遭遇極端天氣情況，電力系統備用率或僅達 1.2%。兩種情境下系統備用率均大幅低于 13%14%的要

5、求，需高度關注支撐性電源的建設投產進度并做好需求側管理。2026 年陜北-安徽特高壓直流及在建支撐性電源集中投產，電力有效容量供需將得到極大改善，但極端天氣情境下仍然偏緊。2027 年新增支撐性電源規模將大幅回落，持續增長的用電需求消化適度超前規劃的電力有效容量供應，中性情境下系統備用率回歸合理區間。浙江：在無極端天氣且西南來水正常的中性情境下，2025 年電力有效容量供需偏緊。2026 年起省內在建核電機組將進入投產期，疊加甘肅-浙江特高壓直流投產，系統備用率將達約 13%。但若同時遭遇極端高溫天氣和西南來水偏枯，同年電力系統備用率或僅達 3.5%、供需仍然緊張。上海：預計 2426 年上海

6、市支撐性電源僅有約 2.3GW 增量，并且 2028 年之前無新增特高壓直流投產，電力供需平衡有賴華東電網區域內互濟。四川：未來 3 年隨著支撐性電源陸續建成投產，四川省電力系統有效容量供應能力將大幅提升，但應對極端天氣的能力仍然不足。中性情景下，25 年迎峰度夏期間四川省電力系統備用率有望達到 32.3%；但對四川而言，連續高溫天氣在推升用電負荷的同時往往伴隨著來水偏枯導致的水電出力水平下降，極端情況下未來 3 年電力有效容量供需將持續存在缺口。投資建議 建議關注資產集中布局于電力供需偏緊省區的地方性電力企業，如皖能電力、浙能電力、國投電力等。風險提示 電力市場化不及預期、用電需求不及預期、

7、煤價大幅上行風險、容量政策執行力度/容量市場建設進度不及預期等 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 2 掃碼獲取更多服務 內容目錄內容目錄 一、2022 年以來新核準的煤電項目情況如何？.4 1.1 數量上看：22、23 年煤電核準高峰期已過，24 年核準節奏大幅放緩.4 1.2 分區域看：21、22 年電力供需缺口越大的地區新核準煤電項目越多.5 1.3 分業主看：煤電聯營盈利預期穩定，綠電轉型爭奪新能源配建指標.7 二、2426 年預計每年將投產多少火電裝機？.8 三、未來 3 年內哪些省區電力供需可能仍偏緊？.9 3.1 安徽：25 年重點關注支撐性電源投產進度，26 年供需緊張程度

8、有望緩解.9 3.2 浙江：26 年迎峰度夏供需格局將有所緩解，未來三年總體延續偏緊格局.13 3.3 上海：支撐性電源和直流通道增量有限，電力供需平衡有賴華東區域互濟.17 3.4 四川：電力供應系統“靠天吃飯”特征明顯，極端天氣中抗風險能力不足.20 四、投資建議.22 五、風險提示.22 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：20122020 年，煤電標桿電價共經歷 4 次下調、1 次上調.4 圖表 2：20122020 年間，我國能源消費結構中可再生能源的占比由 8.5%提升至 14.1%.4 圖表 3：2016 年以來，有效容量增速與裝機容量增速之間的差距擴大.5 圖表 4：20162019

9、年，火電、核電電源投資完成額持續負增長.5 圖表 5：22、23 年新核準煤電項目超 80GW，24 年以來核準節奏大幅放緩.5 圖表 6：2022 年以來合計新核準煤電項目裝機規模前 5 的省份依次為廣東、安徽、江蘇、浙江、新疆.6 圖表 7：20212023 年平均火電利用小時數排名前 5 的省份依次為新疆、內蒙、甘肅、安徽、江西.6 圖表 8：蘇浙粵氣電裝機規模較高拉低平均火電利用小時數，地方火電企業煤機利用小時數全國排名前列.7 圖表 9：2022 年以來不同投資主體獲得新核準煤電項目裝機容量情況（萬千瓦）.8 圖表 10：市場煤價回落+容量電價機制出臺，4Q23 迎來煤電項目開工潮.

10、8 圖表 11：進入 2023 年以后市場煤價回落，火電行業虧損面大幅收窄.8 圖表 12：預計 2426 年全國將分別投產 68、114、48GW 的火電.9 圖表 13：2023 年安徽省電力有效容量供應約 58GW.10 圖表 14：安徽省 2022 年以來已核準煤電機組分投資主體占比情況.10 圖表 15：2020 年以來，安徽省電力消費彈性系數保持在 1.5 以上.11 圖表 16：2020 年以來，安徽省第二產業占 GDP 不變價的比重持續提升.11 圖表 17：2019 年以來，安徽省規上工業企業十種有色金屬和汽車產量均持續增長.11 圖表 18：20212023 年安徽省最大負

11、荷平均增速為全社會用電量平均增速的 0.73.11 圖表 19：安徽省二產用電量占比維持在 6 成以上.12 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 3 掃碼獲取更多服務 圖表 20：以北京和內蒙為例，三產為主的北京月度日均用電量季節性波動幅度遠超二產為主的內蒙.12 圖表 21：廈門市各行業負荷-氣溫分段擬合的相關系數.12 圖表 22：安徽省未來 3 年電力供需平衡表.12 圖表 23：2023 年浙江省電力有效容量供應約 58GW.13 圖表 24：浙江省 2022 年以來已核準煤電機組分投資主體占比情況.14 圖表 25：20192023 年浙江省平均電力消費彈性系數為 1.15 圖表

12、 26：2021、2022 年浙江省 GDP 構成中二產占比提升.15 圖表 27：2021 年浙江省制造業用電量在百億度上下的行業用電量及同比增速情況.15 圖表 28：得益于石化新投產能拉動，2022 年舟山市工業用電量較 2019 年增長約 4.5 倍.15 圖表 29：2022 年起，浙江省出現最大用電負荷增速持續高于用電量增速的趨勢.16 圖表 30：以 2022 年為例，不同省份第二產業月度用電量季節性波動幅度不同.16 圖表 31：人均居民用電增速和人均可支配收入增速高度正相關.16 圖表 32：當月均氣溫低于 10 度或高于 28 度時，浙江省居民用電量增速隨氣溫升高而加快的幅

13、度高于安徽省.16 圖表 33：浙江省未來 3 年電力供需平衡表.16 圖表 34：2023 年上海市電力有效容量供應約 39GW.17 圖表 35：20192023 年上海市平均電力消費彈性系數約為 0.82.18 圖表 36：第三產業占上海市 GDP 構成的 7 成以上.18 圖表 37：受公共衛生事件影響，2020、2022 年上海市批發零售業和交通郵電業產值同比下滑.19 圖表 38：過去 5 年，上海市最大用電負荷平均增速為全社會用電量平均增速的 1.06.19 圖表 39：上海市未來 3 年電力供需平衡表.19 圖表 40：23 年汛期來水恢復，四川省電力有效容量供需平衡.20 圖

14、表 41：20192023 年四川省平均電力消費彈性系數約為 1.53.21 圖表 42：過去 5 年四川六大高耗能行業規上工業增加值增速保持在 5%以上.21 圖表 43：過去 3 年，四川省最大用電負荷平均增速為全社會用電量平均增速的 0.73.21 圖表 44：四川省未來 3 年電力供需平衡表.21 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 4 掃碼獲取更多服務 一、2022 年以來新核準的煤電項目情況如何？1.1 1.1 數量上看：數量上看：2222、2323 年煤電核準高峰期已過年煤電核準高峰期已過，2424 年年核準節奏大幅放緩核準節奏大幅放緩 2021、2022 年連續兩次缺電暴露

15、出能源系統的安全性問題，煤炭和煤電對我國能源安全的保障托底作用得到了重新認識。我們在報告 如何看待當前火電板塊的投資機會？中曾經提到，能源政策是一個典型的多目標決策，因此能源領域存在著“不可能三角”理論，即能源的安全性（供應安全）、清潔性（清潔低碳）、經濟性（價格可及）不可兼得。20112020 年間在維護用能經濟性的同時追求清潔性的提升，由“不可能三角”可知，在此期間能源系統的安全性必然有所下降。2021 年東北缺電是煤炭供應不足、煤電價格倒掛使得火電廠發電意愿低下造成的低利用小時數“軟性缺電”。究其原因，需求端公共衛生事件引發全球供應鏈受阻，大宗商品價格持續上漲使得相關企業生產積極性較高；

16、而供給端則是煤炭行業自 2013年以來長期投資不足，面對需求變化的響應能力下滑。為了理順供需矛盾，發改委于11M21 出臺了關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（簡稱“1439號文”）改善火電企業成本疏導能力；同時，國家礦山安監局從 9M218M22 共核增煤炭產能 4.9 億噸/年，持續增強煤炭的供應保障能力。2022 年四川等地缺電是極端天氣造成的有效容量供應不足的高利用小時數“硬性缺電”?！坝残匀彪姟钡母Y在于“十三五”期間有效容量供應增量不足。為確保能源安全，2022 年，國家有關部門提出煤電“3 個 8000 萬”目標，即2022、2023 年煤電各開工 8000 萬千瓦、

17、兩年投產 8000 萬千瓦。圖表圖表1 1：2012012 220202020 年，煤電標桿電價共經歷年，煤電標桿電價共經歷 4 4 次下調、次下調、1 1次上調次上調 圖表圖表2 2：2012202020122020 年間，我國能源消費結構中可再生能年間，我國能源消費結構中可再生能源的占比由源的占比由 8.58.5%提升至提升至 14.114.1%來源：國家及地方發改委官網，國金證券研究所。注：2020 年起，煤電上網電價改為“基準價+上下浮動”的市場化定價機制；基準價沿用當時的燃煤標桿上網電價 來源：BP2024 能源統計年鑒，國金證券研究所 上調7月，上調8月，全國除西藏、新疆外上調山西

18、、江西、重慶、陜西、甘肅、青海、海南、云南上調；遼寧、河南、上海、江2010年1月、2011年4月和6月，上調上調下調下調下調下調上調200420062008201020122014201620180%2%4%6%8%10%12%14%16%18%0204060801001201401601802012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023可再生能源消費量（EJ，左軸）一次能源消費總量（EJ，左軸）可再生能源消費占比（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 5 掃碼獲取更多服務 圖表圖表3 3：20162016 年以

19、來，有效容量增速與裝機容量增速之間年以來，有效容量增速與裝機容量增速之間的差距擴大的差距擴大 圖表圖表4 4：2016201920162019 年，火電、核電電源投資完成額持續年，火電、核電電源投資完成額持續負增長負增長 來源：iFind、國金證券研究所 來源：iFind、國金證券研究所 2022、2023 年新核準煤電項目裝機容量均超 8000 萬千瓦?！? 個 8000 萬”目標提出后，火電項目核準節奏顯著提速。據第三方機構綠色和平統計，2020、2021 年我國分別新核準煤電項目裝機規模達約 42、19GW。而據我們不完全統計，2022 年全國核準火電項目裝機規模約 101GW，其中煤電

20、約 84GW、氣電約 18GW；2023 年全國核準火電項目裝機規模約 89GW，其中煤電約 83GW、氣電約 6GW?；痣婍椖亢藴侍崴?，為 2022、2023 年各開工 8000 萬煤電的目標提供了先決條件。在“雙碳”目標的約束下，以及新能源裝機高速增長轉化為發電量增長后有效緩解了電力供需偏緊格局的背景下，2024 年截至 8 月底煤電項目和準節奏明顯放緩。據我們不完全統計，2024 年年初以來截至 8 月底為止，全國共核準火電項目裝機規模約14GW，其中煤電約 13GW，核準規模較去年同期下降約 79.1%。圖表圖表5 5：2222、2323 年新核準煤電項目超年新核準煤電項目超 80GW

21、80GW，2424 年以來核準節奏大幅放緩年以來核準節奏大幅放緩 來源：北極星、各地方發改委官網、國金證券研究所等 1.2 1.2 分區域看：分區域看：2121、2222 年電力供需缺口越大的地區新核準煤電項目越多年電力供需缺口越大的地區新核準煤電項目越多 2022 年以來合計新核準煤電項目裝機規模前 5 的省份依次為廣東、安徽、江蘇、浙江、新疆。據我們統計，2022 年新核準煤電項目裝機規模前五的省份依次為廣東、安徽、浙江、江蘇與江西，分別核準了約 18.2/10.9/9.6/8.0/8.0GW；2023 年新核準煤電項目裝機規模排名前五的省份依次為河北、江蘇、湖北、陜西、廣東，分別核準了

22、8.4/7.3/6.3/6.0/6.0GW。其中，2023 年陜西省新核準的 6GW 煤電項目中包含了4GW 的“陜電外送”配套電源項目。2024 年截至 8 月，新核準煤電項目裝機規模前五的省份依次為新疆、江西、遼寧、內蒙、福建。其中，遼寧省 2022、2023 年均未新核準煤電項目，2024 年啟動的煤電項目核準主要是為了適應當地新能源電力的快速發展、需要增加遼寧電網的調節能力，從而為電網安全穩定運行提供支撐。0%2%4%6%8%10%12%14%16%有效容量增速裝機規模增速-40%-20%0%20%40%60%050010001500火電投資完成額（億元，左軸）核電投資完成額（億元，左

23、軸）YOY-火電（右軸）YOY-核電（右軸）83831318610204060801001202022202318M24煤電（GW）氣電（GW）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 6 掃碼獲取更多服務 圖表圖表6 6：20222022 年以來合計新核準煤電項目裝機規模前年以來合計新核準煤電項目裝機規模前 5 5 的省份依次為廣東、安徽、的省份依次為廣東、安徽、江蘇、江蘇、浙江、新疆浙江、新疆 來源：北極星、各地方發改委官網、國金證券研究所等。注：數據統計截至 2024 年 8 月 2022 年以來新核準的煤電項目主要是為了滿足日益增長的用電需求、提高本地電力保障能力，因此 22、23 年新

24、核準煤電項目最多的省份與 21、22 年電力供需硬缺口最大的省份有較高的重合度。電力行業內通常將電力供需缺口分為“硬短缺”和“軟短缺”兩類，二者之間的差別在于煤機利用小時數的高低“硬短缺”高利用小時數情況下所對應的缺電現象，即電量和電力雙缺；而“軟短缺”對應低利用小時數下的缺電現象，即高峰時段缺電力。從各省區20212023年平均火電利用小時數來看，排名前5的省份依次為新疆、內蒙、甘肅、安徽以及江西；其中安徽、新疆、江西均位列 2022 年以來累計新核準煤電裝機容量前十省區中。東部沿海地區燃氣發電機組裝機容量較高，而氣機作為調峰電源的屬性利用小時數較低、或拉低火電整體利用小時數水平?；诖?，我

25、們選取江蘇、浙江、廣東三地的地方性電力企業江蘇國信、浙能電力、粵電力 A，計算得出三家企業 20212023 年煤機平均利用小時數分別為 4973、5441、4743 小時，在全國各省區當中排名前列。圖表圖表7 7：2021202320212023 年平均火電利用小時數排名前年平均火電利用小時數排名前 5 5 的省份依次為新疆、內蒙、甘肅、安徽、江西的省份依次為新疆、內蒙、甘肅、安徽、江西 來源：中電聯、國金證券研究所 050010001500200025002022（萬千瓦）2023（萬千瓦）2024YTD（萬千瓦）5175 4974 4910 4908 4882 4786 4752 470

26、9 4682 4677 4400450046004700480049005000510052005300新疆內蒙古甘肅安徽江西寧夏浙江陜西重慶福建20212023年三年平均火電利用小時數（小時）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 7 掃碼獲取更多服務 圖表圖表8 8：蘇浙粵氣電裝機規模較高拉低平均火電利用小時數，地方火電企業煤機利用小時數全國排名前列蘇浙粵氣電裝機規模較高拉低平均火電利用小時數，地方火電企業煤機利用小時數全國排名前列 來源：各公司歷年年報即電量公告、國金證券研究所。注：江蘇國信為公司控股的江蘇省煤機利用小時數，其余為公司控股煤機利用小時數（含少量非本省煤機）。1.3 1.3

27、 分業主看：煤電聯營分業主看：煤電聯營盈利盈利預期穩定，綠電轉型預期穩定，綠電轉型爭奪新能源配建指標爭奪新能源配建指標 據我們不完全統計，剔除以供熱功能為主、項目規模 30 萬千瓦以下小機組后，2022年以來全國共計核準火電機組2.03億千瓦，其中煤機約1.79億千瓦。分投資主體看，國能集團旗下各家企業以總計約 32GW 的規模位列第一，占新核準煤電項目總規模的約 18%；國家電投集團和中煤集團新增核準煤電裝機規模均超過了 15GW，在新核準煤電項目中分別占比約 9%和 8%；陜煤集團和華電集團以超 9GW 的核準規模量位列第三梯隊；大唐集團、華能集團以及浙能電力均以 8GW 的核準規模量居第

28、四梯隊。國能、中煤、陜煤集團內煤炭資源豐富、可實現煤電一體化經營。因此在電價與煤價波動幅度不匹配的環境中，對于煤電項目的投資收益預期相較于純火電企業而言更加穩定，因此投資意愿更強；另外，考慮到“2030 年實現碳達峰、2060 年實現碳中和”的約束性能源清潔化轉型目標，煤炭集團也希望通過投資煤電項目延長產業鏈，借此獲得新能源建設指標、適應能源清潔化轉型的大潮流。以中煤集團為例，其旗下的中煤伊犁能源公司依托 2X66 萬千瓦煤電熱電聯產項目，成功取得中煤伊犁“兩個聯營”示范項目配套新能源建設指標 264 萬千瓦，是集團公司目前最大單體新能源項目。國家電投集團以 15GW 以上的新增核準規模位列第

29、二。即便剔除其中包含的 3 個建成后不為集團貢獻裝機增量“等容量替代”項目，仍可以約 12GW 的新增核準規模位列第三。從區位上看，集團新增核準的煤電項目一部分位于與自有煤炭資源協同性較好、且電力供需相對偏緊的地區，如新疆、江蘇、遼寧1；另有一部分則是為了配合集團新能源發展規劃配建的支撐性電源，如與中煤集團合資建設的江西上饒電廠有望促進上饒市“200 萬千瓦清潔火電、200 萬千瓦抽水蓄能、200 萬千瓦新能源”的綜合能源項目發展、與陜西能源合資建設江西信豐電廠將促進贛州融合式能源大基地項目的落地建設2。1 國家電投集團擁有煤炭產能 7860 萬噸，主要分布在內蒙古、新疆、貴州等地區；擁有運營

30、鐵路 2 條（赤大白鐵路和錦赤鐵路），運營港口 2 個（遼寧錦州港和江蘇濱海港）。2 江西上饒電廠與信豐電廠項目在核準時均為國家電投集團控股煤電項目，后分別引入中煤新集能源和陜西能源作為合作方，國家電投現作為參股方投資建設前述兩個煤電項目、未計入 15GW 新增核準項目規模中。4990491550145379541055334865455648084000420044004600480050005200540056005800202120222023202120222023202120222023江蘇國信浙能電力粵電力A控股煤機利用小時數（小時）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 8 掃碼

31、獲取更多服務 圖表圖表9 9：20222022 年以來不同投資主體獲得新核準年以來不同投資主體獲得新核準煤煤電項目裝機容量情況（萬千瓦）電項目裝機容量情況（萬千瓦）來源：北極星、各地方發改委官網、國金證券研究所等 二、2426 年預計每年將投產多少火電裝機？據我們不完全統計，2022 年以來累計開工的火電項目裝機規模已達約 2.31 億千瓦，其中包括約 1.81 億千瓦單體項目規模 30 萬千瓦以上的煤電，以及約 49GW 的氣電。新開工煤電項目規模分季度來看，3Q22 在極端高溫和干旱天氣造成的“缺電”背景下迎來一次“保供”社會責任驅使下的煤電項目開工小高峰后，由于 4Q22 市場煤價仍然居

32、高不下導致火電行業經營普遍承壓，火電企業主觀建設積極性不足，4Q22 煤電項目開工量再次回落。2023 年年初以來市場煤價持續回落，帶來火電企業對于煤電項目的短期投資收益預期改善，1Q23 或受春節假期和公共衛生事件影響，開工量尚未表現出明顯反應，直至 2Q23 迎來開工量第一次顯著提升，且在 3Q23 保持了穩中有升的態勢；11M23，國家發改委和能源局出臺關于建立煤電容量電價機制的通知，給予了能夠體現煤電對電力系統的支撐調節價值的價格機制，增強了火電企業對于投資建設煤電項目回收合理回報的長期信心，4Q23 煤電開工節奏年內第二次提速。圖表圖表1010：市場煤價回落市場煤價回落+容量電價機制

33、出臺，容量電價機制出臺，4Q234Q23 迎來煤迎來煤電項目開工潮電項目開工潮 圖表圖表1111：進入進入 20232023 年以后市場煤價回落，火電行業虧損年以后市場煤價回落，火電行業虧損面大幅收窄面大幅收窄 來源：北極星、各地方發改委官網、國金證券研究所等 來源：iFind、國金證券研究所.注：火電行業虧損面=扣非歸母凈利小于 0 的申萬火力發電行業企業數量/火電行業企業總量。4Q23 火電行業虧損面環比大幅提升主因上市火電企業集中計提大額資產減值?；诿弘?、氣電項目建設周期分別為 24 和 18 個月的假設，預計 2426 年全國將分別投產 45、89、46GW 的煤電，以及 23、24

34、、1GW 的氣電。若考慮到有約 24GW 的煤電在18%9%8%5%5%5%5%5%3%3%3%31%國能集團國家電投中煤集團陜煤集團華電集團大唐集團華能集團浙能電力陜西能源粵電力A江蘇國信其他0510152025303540451Q222Q223Q224Q221Q232Q233Q234Q231Q242Q24開工煤電項目裝機容量（GW）46.4%42.9%42.9%71.4%21.4%21.4%14.3%60.7%7.1%0%10%20%30%40%50%60%70%80%1Q222Q223Q224Q221Q232Q233Q234Q231Q24火電行業虧損面行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲

35、明 9 掃碼獲取更多服務 2023年12月開工，考慮到節假日等可能影響施工進度的因素，或無法精確實現在2025年底前投產，則 2426 年每年將分別投產的煤電裝機規模分別為 45、65、71GW。圖表圖表1212：預計預計 24262426 年全國將分別投產年全國將分別投產 6868、114114、48GW48GW 的火電的火電 來源：北極星、各地方發改委官網、國金證券研究所等 根據 11M23 出臺的煤電容量電價機制和我們統計的煤電機組投產進度，預計 25/26/27年系統運行費用將分別增加約 45.1/781.8/77.9 億元。根據國家發展改革委、國家能源局聯合印發關于建立煤電容量電價機

36、制的通知，20242025 年，多數地方通過容量電價回收固定成本的比例為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些；2026 年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于 50%。按照全國統一的煤電機組固定成本計算標準 330 元/KW年，基于新投產機組從次年開始全額收取容量電費的假設，預計將在 2024 年投產的 45GW 煤電機組將會在 2025 年新增約 45 億的系統運行費用，預計在 2025 年投產的 89GW 煤電機組以及存量機組容量電價回收比例提檔將會在2026年產生約782億的新增系統運行費用3，預計在2026年投產的47GW煤電機組則將在 2027 年新增約 7

37、8 億元的系統運行費用。三、未來 3 年內哪些省區電力供需可能仍偏緊？根據北京大學能源研究院撰寫的中國典型省份煤電轉型優化潛力研究，電力平衡的約束條件為：+其中，為典型省份最大用電負荷，為外來電等效容量，為省內電源輸出容量，為省內各類電源裝機容量，為各類電源的容量系數。3.1 3.1 安徽：安徽：2525 年重點關注支撐性電源投產進度，年重點關注支撐性電源投產進度，2626 年供需年供需緊張程度有望緊張程度有望緩解緩解 2023 年，安徽省本地電力供應富余約 2.7GW，有效容量供應裕度約 4.9%；然而根據國家能源局公布的參考數值，典型省份的系統合理備用率需要在 13%14%，即 2023年

38、安徽省電力供需總體偏緊。需求端：新興產業驅動工業景氣發展疊加極端天氣的影響下，2023 年夏季安徽省最大負荷達到 56GW，相較 2021 年兩年復合增速高達約 8.7%；同年冬季最高負荷達到55GW，創下冬季歷史新高。供應端：根據中國典型省份煤電轉型優化潛力研究，假設各類電源的有效容量系數分別為：核電 100%、氣電 95%、煤電 90%、常規水電 50%、抽蓄 100%、風電 10%、光伏20%。截至 2023年底，安徽省各類電源裝機容量分別為：火電 60.7GW，水電6.2GW，風電 7.2GW，光伏 32.2GW，計算可得本地電力有效容量供應約 65GW。在省際電力交換能力方面：外來電

39、現有一條在運特高壓吉泉直流、輸電能力為 12GW；送端計劃配套共 10 座 266 萬千瓦煤電廠、截至 2023 年底已投產 7 座；假設配建新能源 10GW，其中風、光分別占比 70%和 30%，電量消納分配按照安徽/江蘇/浙江各 50%/25%/25%，計算得出截至 2023 年底安徽省外來電等效容量約 5GW。外送電方面，安徽省內存在 3 截至 2023 年底，存量煤電裝機規模約 11.6 億千瓦?？紤]到存量機組中有部分老舊機組或熱電聯產機組或面臨出力受限問題，因此假設容量電費回收率為 80%；而新投產煤電機組僅統計了 30 萬千瓦以上的大機組，因此容量電費回收率按 100%計算。458

40、947232510204060801001201402024E2025E2026E煤電（GW）氣電（GW）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 10 掃碼獲取更多服務 約 13.5GW 的“皖電東送”煤電機組負責點對網向江浙滬送電、不參與省內電力平衡。綜上，2023 年安徽省有效容量供應量約 58GW。圖表圖表1313：20232023 年安徽省電力有效容量供應年安徽省電力有效容量供應約約 58GW58GW 安徽省電力供應情況安徽省電力供應情況 水電水電 火電火電 核電核電 風電風電 太陽能發電太陽能發電 有效容量供應有效容量供應（GWGW）有效容量系數（%）50%90%100%10%20%

41、裝機容量（GW）6 61 0 7 32 65 吉泉直流送端配套電源（GW）8 3 7 4 外送電源（GW）-14 -12 總計總計 5858 來源：中電聯、安徽省能源發展“十三五”規劃、中國典型省份煤電轉型優化潛力研究、國金證券研究所等 預計 2426 年安徽省將陸續投產火電約 14.7GW。2022 年以來，安徽省累計新增核準火電機組約 17.1GW，其中約 11.6GW 已開工；另外，已開工項目中還有 3.1GW 核準于2022年以前?；诿弘娊ㄔO周期24個月、氣電建設周期18個月的假設，預計24/25/26年將分別投產 3.1/8.3/3.3GW。水電方面，安徽省常規水電資源已經開發殆盡

42、，且預計未來三年內不會新增抽水蓄能電站投產，預計裝機規模將保持總體平穩。風電方面，假設2425年分別新增1GW、26年新增0.8GW；光伏方面，假設2425年分別新增10GW、26 年新增 6GW。圖表圖表1414：安徽省安徽省 20222022 年以來已核準煤電機組分投資主體占比情況年以來已核準煤電機組分投資主體占比情況 來源：北極星、國金證券研究所等。用電需求方面，新興產業景氣發展和極端天氣為安徽省用電量及最大用電負荷增長提供支撐。電力消費彈性系數主要取決于產業結構?？紤]到城鄉居民用電不貢獻 GDP，本文將僅采用全行業用電量增速計算電力消費彈性系數。2020 年以來，安徽省電力消費彈性系數

43、維持在 1.5 以上，主因：1）第二產業單位 GDP 電耗高于第三產業，2020 年以來安徽省第二產業占 GDP 不變價的比重持續提升，到 2023 年底已累計提升 2.5pct。2）省內新興產業景氣發展帶動上游高耗能行業產量提升。集成電路、新型顯示、新能源及汽車制造業等高技術產業是近年安徽省經濟快速增長的引擎，而新質生產力的蓬勃發展也同步拉動了對硅基材料及金屬合金材料等傳統高耗能工業品的需求，對安徽省用電量的持續增長起到支撐作用。最大用電負荷增速與用電量增速的差額取決于地理位置和產業結構，近 3 年安徽省最大負荷平均增速為全社會用電量平均增速的 0.73。南方夏季空調和冬季采暖帶來冬夏用電負

44、荷雙高峰，而緯度更高的北方地區夏季制冷負荷需求較低且冬季有集中供暖，或使得北方地區最大用電負荷增速低于南方地區。從產業結構角度看，第二產業為連續性用電負荷，剔除春節假期影響后月度日均用電量總體平穩；居民和三產用電負荷主要為制冷/采暖等氣溫敏感型負荷，月度日均用電量具有明顯季節性。以同屬北方的北京和內蒙古為例，經濟結構偏重三產的北京月度日均用電量季節性波動幅度遠超經濟結構以二產為主的內蒙古。30%26%19%11%8%6%新集能源淮河能源國能神皖國家電投淮北礦業皖能電力行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 11 掃碼獲取更多服務 不同制造業之間用電負荷的季節性特征也有所不同。國網福建與廈門大學

45、合作發布的面向夏季高溫的多城市行業級負荷畫像與降溫負荷測算研究發現，廈門市多數高耗能行業負荷與氣溫的相關性不顯著（即相關系數小于 0.3），而高新技術產業和輕工業用電負荷與氣溫的相關性相對較高；泉州是以制造業為主導產業的城市，負荷與氣溫相關系數大于 0.5 的產業有化學纖維制造業和食品制造業。也即工業結構偏重的地區往往總體負荷曲線平緩、用電量增速通常高于最大用電負荷增速；而工業結構偏輕的地區總體負荷曲線會呈現出明顯季節性特征、最大用電負荷增速高于用電量增速?？紤]到安徽省高技術產業景氣發展帶動上游高耗能行業產品需求提升的經濟發展特征，中性情景下預計未來 3 年安徽省最大用電負荷增速與用電量增速的

46、比值或仍小于1，但將逐漸向 1 靠攏；若遭遇極端高溫或寒潮天氣，則最大用電負荷增速與用電量增速的比值或達 1.4。圖表圖表1515：20202020 年以來，安徽省電力消費彈性系數保持在年以來，安徽省電力消費彈性系數保持在1.51.5 以上以上 圖表圖表1616：20202020 年以來，安徽省第二產業占年以來，安徽省第二產業占 GDPGDP 不變價的不變價的比重持續提升比重持續提升 來源：iFind、國金證券研究所 來源：iFind、國金證券研究所 圖表圖表1717：20192019 年以來，安徽省規上工業企業十種有色金年以來，安徽省規上工業企業十種有色金屬和汽車產量均持續增長屬和汽車產量均

47、持續增長 圖表圖表1818：2021202320212023 年年安徽省最大負荷平均增速為全社安徽省最大負荷平均增速為全社會用電量平均增速的會用電量平均增速的 0.730.73 來源：安徽省統計局、iFind、國金證券研究所 來源：iFind、中電聯、中安在線、國金證券研究所。注：2024 年用電量增速為17M24 安徽省全社會用電量累計增速實際值。0.00.51.01.52.02.50%2%4%6%8%10%12%14%20192020202120222023安徽省GDP增速（左軸）安徽省全行業用電量增速（左軸）安徽省電力消費彈性系數（右軸）7.9%8.4%7.9%7.8%5.7%40.6%

48、40.0%40.5%41.3%42.5%51.5%51.6%51.6%50.9%51.8%0%10%20%30%40%50%60%20192020202120222023第一產業第二產業第三產業-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%20192020202120222023鋼材十種有色金屬汽車0%5%10%15%20%2021202220232024EYOY-用電量YOY-最大用電負荷行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 12 掃碼獲取更多服務 圖表圖表1919：安徽省二產用電量占比維持在安徽省二產用電量占比維持在 6 6 成以上成以上 圖表圖表2020：以北京和內蒙為例，三

49、產為主的北京月度日均用以北京和內蒙為例，三產為主的北京月度日均用電量季節性波動幅度遠超二產為主的內蒙電量季節性波動幅度遠超二產為主的內蒙 來源：iFind、國金證券研究所 來源：iFind、國金證券研究所。注：圖為北京與內蒙月度日均用電量指數，設每年 12 月日均用電量為 1。圖表圖表2121：廈門市各行業負荷廈門市各行業負荷-氣溫分段擬合的相關系數氣溫分段擬合的相關系數 行業行業 城鄉居城鄉居民生活民生活用電用電 批發批發和零和零售業售業 郵政業郵政業 房地房地產業產業 住宿和住宿和餐飲業餐飲業 倉儲業倉儲業 交通運交通運輸業輸業 計算機計算機 化學原料化學原料和化學制和化學制品制造業品制造

50、業 有色金屬有色金屬冶煉和壓冶煉和壓延加工業延加工業 金屬制金屬制品業品業 橡膠和橡膠和塑料制塑料制品業品業 水泥制水泥制造業造業 玻璃制玻璃制造業造業 負荷-氣溫相關系數 0.87 0.84 0.84 0.83 0.81 0.79 0.68 0.65 0.45 0.38 0.35 0.26 0.23 0.004 來源：面向夏季高溫的多城市行業級負荷畫像與降溫負荷測算、國金證券研究所 綜上，預計安徽省 2025 年有效容量供需仍偏緊。中性情境下，2025 年安徽省電力系統備用率有望達約 5.0%、仍然偏緊；如果遭遇極端天氣情況，電力系統備用率或僅達 1.2%。兩種情境下系統備用率均大幅低于 1

51、3%14%的要求，需高度關注支撐性電源的建設投產進度并做好需求側負荷管理以應對潛在電力供需缺口。到 2026 年，隨著陜北-安徽特高壓直流投產，以及在建支撐性電源在 2H251H26 集中投產，安徽省電力有效容量供需將得到極大改善：中性情境下電力系統備用率充足，極端天氣情境下仍然偏緊但同比+9.0pct。2027 年預計新增支撐性電源規模將大幅回落，持續增長的用電需求消化適度超前規劃的電力有效容量供應，中性情境下系統備用率逐漸回歸合理區間。圖表圖表2222：安徽省未來安徽省未來 3 3 年年電力電力供需平衡供需平衡表表 20232023 2024E2024E 2025E2025E 2026E2

52、026E 2027E2027E 裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）煤電 5953 6085 6581 7445 7709 氣電 118 298 298 298 298 核電 0 0 0 0 0 水電 156 158 160 162 164 抽蓄 468 468 468 468 468 風電 722 822 922 1002 1082 光伏 3223 4023 4823 5423 6023 外來電等效容量（萬千瓦）外來電等效容量（萬千瓦）昌吉-古泉直流 501 501 560 560 560 陜北-安徽直流 547 547 有效容量供應（萬千瓦）6015 6475 7152 8606 8972

53、 需求端（中性需求端（中性&極端天氣情景）極端天氣情景）1%1%1%2%1%65%65%65%63%64%17%17%18%18%18%17%17%16%18%16%0%10%20%30%40%50%60%70%20192020202120222023第一產業第二產業第三產業城鄉居民0.60.70.80.91.01.11.2內蒙北京行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 13 掃碼獲取更多服務 20232023 2024E2024E 2025E2025E 2026E2026E 2027E2027E 最大用電負荷-中性（萬千瓦）5605 6354 6811 7297 7808 最大用電負荷-極端

54、氣候（萬千瓦）5605 6354 7066 7808 8573 YOY-用電量 7.4%10.0%8.0%7.5%7.0%YOY-最大用電負荷（中性）1.8%13.4%7.2%7.1%7.0%YOY-最大用電負荷（極端氣候）1.8%13.4%11.2%10.5%9.8%供需平衡結果供需平衡結果 系統備用率-中性 7.3%1.9%5.0%17.9%14.9%系統備用率-極端氣候 7.3%1.9%1.2%10.2%4.7%來源：北極星、中電聯、國金證券研究所等。注：吉泉直流規劃送端 10*2*660MW 煤電，假設配套新能源 1000 萬千瓦（并假設其中風、光分別占比 30%/70%），電量消納比

55、例按安徽:江蘇:浙江=50%:25%:25%。陜北安徽特高壓直流規劃送端配套 400 萬千瓦煤電、1100 萬千瓦新能源（假設其中風、光分別占比 30%/70%）。系統備用率=有效容量供應/最高用電負荷-1。標灰單元格為預測值。3.2 3.2 浙江：浙江：2626 年年迎峰度夏供需格局將有所緩解迎峰度夏供需格局將有所緩解，未來三年，未來三年總體延續總體延續偏緊格局偏緊格局 2023 年浙江省電力供應能力富余約 1.3GW，有效容量供應裕度約 1.2%，電力供需緊張。需求端：宏觀經濟復蘇、重大活動舉辦疊加極端天氣的影響下，2023 年夏季浙江省最大負荷達約 1.1 億千瓦，相較 2021 年兩年

56、復合增速高達約 7.0%。供應端：截至 2023 年底，浙江省各類電源裝機容量分別為：核電 9.2GW，火電 67.9GW，水電 13.9GW，風電 5.8GW，光伏 33.6GW，測算本地電力有效容量供應約 85GW。在省際電力交換能力方面：外來電現有 4 條在運特高壓直流，其中溪洛渡浙江、白鶴灘浙江主要外送西南水電；靈紹直流主要外送火電，送端配套 8.2GW 煤電和 2GW 光伏，前述 3 條特高壓直流輸電能力均為 8GW；此外，還有吉泉直流分配送浙江消納的 25%電量。另外，浙江省還通過“皖電東送”南環路和浙北-福州 2 條特高壓交流分別與安徽和福建實現電力互濟，2 條交流線路設計輸電能

57、力分別為 8GW 和 6.8GW。綜上，計算得出截至2023年底浙江省外來電等效容量約28GW，全省有效容量供應量約112GW。圖表圖表2323：20232023 年年浙江浙江省電力有效容量供應約省電力有效容量供應約 58GW58GW 浙江省電力供應情況浙江省電力供應情況 水電水電 火電火電 核電核電 風電風電 太陽能發電太陽能發電 有效容量供應有效容量供應 （GWGW）有效容量系數（%）50%90%100%10%20%裝機容量（GW）14 68 9 6 34 85 吉泉直流送端配套電源（GW）9 3 7 3 靈紹直流送端配套電源（GW）9 2 8 溪洛渡送浙配套電源（GW）8 4 白鶴灘送浙

58、配套電源（GW）8 4 浙北-福州交流（政府間協議）3 皖電東送配套電源（GW）7 6 總計總計 112112 來源：中電聯、中國典型省份煤電轉型優化潛力研究、國金證券研究所等 預計 2426 年浙江省將陸續投產火電約 17.2GW 以及核電約 2.4GW。2022 年以來，浙江省累計新增核準煤電機組約 13.7GW，其中約 12.7GW 已開工；新增核準氣電機組約4.5GW，截至目前已全部開工?；诿弘娊ㄔO周期 24 個月、氣電建設周期 18 個月的假設，預計 24/25/26 年將分別投產 4.3/7.5/5.4GW。核電方面，三澳核電#1、#2 號機組和三門核電#3 號機組分別計劃于 2

59、5/26/27 年陸續投產，累計將新增核電裝機規模約 3.7GW。水電方面，浙江省常規水電資源已充分開發，預計 2427 年將陸續新投產寧海、縉云和天臺三座抽水蓄能電站，合計裝機規模約 4.3GW。風電方面，假設 2427年每年新增 1GW；光伏方面，假設 2425 年分別新增 10GW、26 年新增 8GW。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 14 掃碼獲取更多服務 圖表圖表2424：浙江浙江省省 20222022 年以來已核準煤電機組分投資主體占比情況年以來已核準煤電機組分投資主體占比情況 來源：北極星、國家能源集團官網、浙江煤炭信息網、國金證券研究所 用電需求方面，浙江省依托傳統產業

60、穩住用電基本盤、“新三樣”與數字經濟等高技術產業拉動二產用電需求增長，同時反哺三產和居民用電需求增長，呈現出最大用電負荷增速高于用電量增速的用電需求特征。浙江省過去 5 年平均電力消費彈性系數為 1，21 年以來中樞明顯上移，主因：受公共衛生事件的影響，2021、2022 年浙江省 GDP 構成中三產占比下降而二產占比提升。單位產值耗電量更高的二產對 GDP 增長的貢獻率提升，使得浙江省電力消費彈性系數隨之提高。大力推進綠色石化和新材料產業集群建設，大型煉化項目投產拉動高載能行業用電需求增長。截至 2020 年底，浙江省規上石化工業總產值占全省規上工業比重達 14.0%，是省內支柱產業之一。浙

61、石化在舟山綠色石化基地投資建設的 4000 萬噸/年的煉化一體項目一期和二期工程分別于 2019 年底、2022 年初投產，進一步增強了浙江省的石油加工能力和化學品生產能力，同時拉動 2021、2022 年浙江省石油、煤炭及其他燃料加工業用電量分別同比增長 41.3%、55.9%。以“新三樣”為代表新興產業蓬勃發展，并為傳統行業注入增長新動能。近年來浙江省積極建設沿海汽車產業帶，在大力發展新能源整車制造業的同時推進各地汽車產業協同發展，帶動從汽摩配產業發展而來的新能源汽車及關鍵零部件制造業興起。此外，在新能源產業蓬勃發展的帶動下，2023、1H24 浙江省電氣機械和器材制造業用電量分別同比增長

62、 27.4%、25.9%，在十大制造業中排名前列。受下游需求增長的影響，2023、1H24 浙江省金屬制品、機械和設備修理業用電量分別同比增長 27.9%、32.0%，在制造業細分行業中增速保持第一。2023 年，省政府印發浙江省“415X”先進制造業集群建設行動方案（2023-2027年），提出重點發展新一代信息技術、高端裝備、現代消費與健康、綠色石化與新材料等 4 個萬億級世界先進產業群和 15 個千億級特色產業集群；聚焦“互聯網+”、生命健康、新材料三大前沿領域，培育若干高成長性百億級“新星”產業群。從戰略布局方向上看，“415X”輕重產業結構均衡、傳統產業升級和發展新質生產力并舉，未來

63、 3 年浙江省電力消費彈性系數有望維持在 1 或以上水平。44%24%17%15%浙能國能中煤華潤行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 15 掃碼獲取更多服務 圖表圖表2525：2019202320192023 年浙江省平均電力消費彈性系數為年浙江省平均電力消費彈性系數為 1 1 圖表圖表2626：20212021、20222022 年浙江省年浙江省 GDPGDP 構成中二產占比提升構成中二產占比提升 來源：iFind、國金證券研究所 來源：iFind、國金證券研究所 圖表圖表2727：20212021 年浙江省制造業用電量在百億度上下的行年浙江省制造業用電量在百億度上下的行業用電量及同比增

64、速情況業用電量及同比增速情況 圖表圖表2828：得益于得益于石化石化新投產能拉動新投產能拉動，20222022 年舟山市工業年舟山市工業用電量較用電量較 20192019 年增長約年增長約 4.54.5 倍倍 來源：浙電 e 家、國金證券研究所 來源：iFind、國金證券研究所 近 3 年浙江省最大用電負荷平均增速為全社會用電量平均增速的 0.78，但 2022 年起出現最大用電負荷增速持續高于用電量增速的發展趨勢。主要原因有：結合圖表 21 和圖表 27 可知，因浙江省工業結構偏輕且高新技術產業產值占比較高，致使其第二產業用電負荷也具備一定的季節性特征；綠色數字產業發展反哺第三產業用電需求增

65、長。平臺經濟、直播經濟的持續走熱，拉動 1H24 交通運輸、倉儲和郵政業用電量同比增長 5.7%；汽車制造業蓬勃發展帶動本地新能源車保有量提升，2023 年浙江充換電服務業用電量同比增長 87.7%、1H24 全國電動汽車總充電量同比增長 54.6%（充電電量主要集中在廣東、江蘇、河北、四川、浙江等?。?。極端天氣頻發致使城鄉居民用電負荷高增。居民用電與經濟社會的發展密切相關。從人均角度看，人均居民用電增速和人均可支配收入增速高度正相關。浙江省人均可支配收入位居全國第三，僅次于上海、北京。在當前居民電價和居民收入之下，浙江居民普遍敢于用電、愿意用電、用得起電，使得當月均氣溫低于 10 度或高于

66、28 度時，城鄉居民用電量增速顯著加快?；谇笆龇治?，預計中性情景下未來 3 年浙江省最大用電負荷增速與用電量增速的比值為 1.1；若遭遇極端天氣，則最大用電負荷增速與用電量增速的比值或達 1.3。0.00.51.01.52.00%5%10%15%20%20192020202120222023YOY-GDP（左軸）YOY-用電量（左軸）電力消費彈性系數（右軸）3.3%3.3%3.0%3.0%2.8%42.1%40.8%42.1%42.7%41.1%54.6%55.9%54.9%54.3%56.1%0%10%20%30%40%50%60%20192020202120222023第一產業第二產業第

67、三產業0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%050100150200250300350400450500用電量（億度，左軸）YOY（右軸）0%50%100%150%200%05010015020020192020202120222023舟山市工業用電量（億度，左軸）YOY（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 16 掃碼獲取更多服務 圖表圖表2929：20222022 年起，浙江省出現最大用電負荷增速持續年起，浙江省出現最大用電負荷增速持續高于用電量增速的趨勢高于用電量增速的趨勢 圖表圖表3030：以以 20222022 年為例，不同省份第二產業月度用電量年為例，不同

68、省份第二產業月度用電量季節性波動幅度不同季節性波動幅度不同 來源：iFind、中電聯、中國電力報微信公眾號、國金證券研究所。注：2024 年用電量增速為 17M24 浙江省全社會用電量累計增速實際值。來源：iFind、國金證券研究所。注：設每年 12 月日均用電量為 1。圖表圖表3131：人均居民用電增速人均居民用電增速和和人均可支配收入增速人均可支配收入增速高度高度正相關正相關 圖表圖表3232：當月均氣溫低于當月均氣溫低于 1010 度或高于度或高于 2828 度時，浙江省居度時，浙江省居民用電量增速隨氣溫升高而民用電量增速隨氣溫升高而加快加快的幅度高于安徽省的幅度高于安徽省 來源：iFi

69、nd、國金證券研究所 來源：iFind、國金證券研究所 綜上，不考慮極端氣候的中性情景下，浙江有望在 2026 年實現電力供需的基本平衡?；谠诮ㄖ涡噪娫撮_工時間點和一般建設周期，預計在無極端天氣且西南來水正常的中性情境下，浙江 2025 年電力有效容量供需仍偏緊。但自 2026 年起，省內在建核電機組將進入連續投產期，疊加甘肅-浙江特高壓直流投產，浙江電力系統備用率將達約 13%、基本實現供需平衡。但在同時遭遇極端高溫天氣和西南來水偏枯的情況下，2026 年浙江省電力系統備用率或僅達 3.5%、供需仍然緊張。另外，考慮到浙江省最大用電負荷增速高于用電量增速的特征，在應對有效容量供需缺口上，

70、相較于新建支撐性電源增加備用容量，增加抽蓄和新型儲能等靈活性調節資源以及加強需求側管理或更具經濟性。圖表圖表3333：浙江省未來浙江省未來 3 3 年年電力電力供需平衡供需平衡表表 20232023 2024E2024E 2025E2025E 2026E2026E 2027E2027E 裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）煤電 5449 5881 6181 6719 6819 氣電 1345 1345 1797 1797 1797 核電 917 917 1037 1157 1282 水電 720 722 724 726 728 其中：抽蓄 668 733 988 1073 1158 風電 58

71、4 684 784 884 984 0%2%4%6%8%10%12%14%16%2021202220232024EYOY-用電量YOY-最大用電負荷0.80.91.01.11.21.31.41.5M12M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12安徽浙江內蒙20,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,0006008001000120014001600居民人均可支配收入（元）城鄉居民人均用電量（千瓦時/年）全國北京浙江河南安徽02040608010012014016005101520253035城鄉居民用電量:當月值（億度）省會城市月度平均氣溫（）

72、浙江安徽行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 17 掃碼獲取更多服務 20232023 2024E2024E 2025E2025E 2026E2026E 2027E2027E 光伏 3357 4357 5357 6157 6957 外來電等效容量（萬千瓦）外來電等效容量（萬千瓦）昌吉-古泉直流 250 250 280 280 280 靈紹直流 800 800 800 800 800 溪洛渡-浙江直流(豐水)800 800 800 800 800 溪洛渡-浙江直流(枯水)240 240 240 240 240 白鶴灘-浙江直流(豐水)800 800 800 800 800 白鶴灘-浙江直流(枯

73、水)240 240 240 240 240 甘肅-浙江直流 800 800 浙北-福州（交流）680 680 680 680 680 皖電東送南環路（交流）800 800 800 800 800 有效容量供應-豐水（萬千瓦）12477 13142 14457 15867 16338 有效容量供應-枯水（萬千瓦）11357 12022 13337 14747 15218 需求端（中性需求端（中性&極端天氣情景）極端天氣情景）最大用電負荷-中性（萬千瓦）11022 12333 13148 14016 14787 最大用電負荷-極端氣候（萬千瓦）11022 12333 13295 14090 149

74、17 YOY-用電量 6.8%8.0%6.0%5.5%5.0%YOY-最大用電負荷（中性）8.2%11.9%6.6%6.6%5.5%YOY-最大用電負荷（極端氣候）8.2%11.9%7.8%7.2%6.5%供需平衡結果供需平衡結果 系統備用率-豐水 X 中性 13.2%6.5%10.0%13.2%10.5%系統備用率-枯水 X 極端天氣 3.0%-2.5%0.3%4.7%2.0%來源：北極星、國金證券研究所等。注：吉泉直流規劃送端 10*2*660MW 煤電，假設配套新能源 1000 萬千瓦（并假設其中風、光分別占比 30%/70%），電量消納比例按安徽:江蘇:浙江=50%:25%:25%。靈

75、紹直流送端配套 860 萬千瓦火電+200 萬千瓦光伏。甘肅武威浙江特高壓直流規劃送端配套 400 萬千瓦煤電+1120 萬千瓦新能源（并假設其中風、光分別占比 30%/70%），于 2024 年核準開工，預計將于 2026 年投產。極端氣候條件下的最大用電負荷=上一年中性情景下的最大用電負荷*（1+YOY-最大用電負荷（極端氣候）。系統備用率=有效容量供應/最高用電負荷-1。標灰單元格為預測值。3.3 3.3 上海：支撐性電源和上海：支撐性電源和直流通道直流通道增量有限，增量有限，電力供需平衡有賴華東區域互濟電力供需平衡有賴華東區域互濟 2023 年上海市電力供應能力富余約 2GW，有效容量

76、供應裕度約 5.5%，電力供需偏緊。需求端：2023 年上海市經濟總體平穩向好，但受“涼夏”的影響夏季最大負荷達 3675萬千瓦，同比下降 3.5%，但相比 2021 年兩年復合增速達約 4.7%。供應端：截至 2023 年底，上海市各類電源裝機容量分別為：火電 25.6GW，風電 1.1GW，光伏 2.9GW，測算本地電力有效容量供應約 24GW。在省際電力交換能力方面：外來電現有 4 條在運特高壓直流，復奉、葛南、宜華、林楓均以外送常規水電為主，4 條特高壓直流合計輸電能力約 10GW。此外，上海市還通過 5 條特高壓交流與華東電網區域內其他省區互聯互通。根據解放日報，目前上海市通過“五交

77、四直”9 大通道可實現最大受電能力 21.5GW，剔除直流部分后估算交流部分輸電能力約 11GW?？紤]到華東區域內電力互濟主要依靠核電和火電等可靠性電源，謹慎假設下全部按照火電有效容量系數計算，得出 2023 年底上海市外來電等效容量約 15GW，全省有效容量供應量約 39GW，系統備用率達約 5.5%、供需偏緊。圖表圖表3434：20232023 年上海市電力有效容量供應約年上海市電力有效容量供應約 39GW39GW 上海市電力供應情況上海市電力供應情況 水電水電 火電火電 風電風電 太陽能發電太陽能發電 有效容量供應有效容量供應（GWGW）有效容量系數（%）50%90%10%20%裝機容量

78、（GW）0 26 1 3 24 復奉直流（GW）1 1 葛南直流（GW）3 2 宜華直流（GW）3 2 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 18 掃碼獲取更多服務 上海市電力供應情況上海市電力供應情況 水電水電 火電火電 風電風電 太陽能發電太陽能發電 有效容量供應有效容量供應（GWGW）有效容量系數（%）50%90%10%20%林楓直流（GW）3 2 皖電東送及華東特高壓交流環網（GW）11 10 總計總計 3939 來源：中電聯、上海政府官網、國金證券研究所等 預計 2426 年上海市支撐性電源僅有約 2.3GW 增量。2022 年以來，上海市總計新開工火電機組 228 萬千瓦，其中氣

79、電 28 萬千瓦、煤電 200 萬千瓦，預計分別將于 2025、2026 年投產。新能源方面，考慮到上海市陸上集中式新能源發展空間有限，假設 2427年光伏裝機每年新增0.6GW；風電方面，假設24年新增0.3GW、2527年每年新增0.5GW。用電需求方面，上海市產業結構偏重三產，并且工業結構中戰略性新興產業占比較高，預計未來 3 年將電力消費彈性系數將逐漸回落至 1 以下，但最大用電負荷增速與用電量增速比值將保持大于 1 的特征。由于第三產業以及戰略性新型制造業度電增加值更高，“十三五”期間上海市電力消費彈性系數總體小于 1。然而 2020 年以來，受公共衛生事件影響上海市第三產業發展受阻

80、，批發零售業 2023 年產值相比 2019 年 5 年平均復合增速僅達 0.3%；但同時也帶來全球供應鏈受阻下的制造業機會，例如 2021 年上海市規上工業企業金屬集裝箱產量較上年增長2.2倍。20212023年，上海市電力消費彈性系數平均提升至1.27，或因公共衛生事件導致分行業用電結構變化。隨著公共衛生事件影響消退，預計未來上海市電力消費彈性系數將逐漸回落至 1 以下。過去 5 年上海市最大用電負荷平均增速為全社會用電量平均增速的 1.06，符合第三產業和城鄉居民用電量占比較高、對氣溫敏感性較高的特征。2022 年華東地區夏季遭遇極端高溫，上海市夏季最大用電負荷達 3807 萬千瓦、同比

81、增長 13.5%；而同年受公共衛生事件影響，用電量同比下滑 0.2%。2023 年上海市宏觀經濟復蘇向好，用電量同比增長 5.9%；但受總體涼夏影響，最大用電負荷同比下降 3.5%?；诖?，假設中性情景下上海市最大用電負荷增速為用電量增速的 1.05 倍，在遭遇極端高溫天氣時可達 1.5 倍。圖表圖表3535：2019202320192023 年上海市平均電力消費彈性系數約年上海市平均電力消費彈性系數約為為 0.820.82 圖表圖表3636：第三產業占上海市第三產業占上海市 GDPGDP 構成的構成的 7 7 成以上成以上 來源：iFind、國金證券研究所。注：上海市統計局不披露分行業用電量

82、，因此用電量增速采用全社會用電量計算。來源：iFind、國金證券研究所 0.00.51.01.5-2%0%2%4%6%8%10%12%20192020202120222023YOY-GDP（左軸）YOY-用電量（左軸）電力消費彈性系數（右軸）0%20%40%60%80%100%20192020202120222023第一產業第二產業第三產業行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 19 掃碼獲取更多服務 圖表圖表3737：受公共衛生事件影響，受公共衛生事件影響，20202020、20222022 年上海市批年上海市批發零售業和交通郵電業發零售業和交通郵電業產值同比下滑產值同比下滑 圖表圖表383

83、8：過去過去 5 5 年，上海市最大用電負荷平均增速為全社年，上海市最大用電負荷平均增速為全社會用電量平均增速的會用電量平均增速的 1.061.06 來源：上海市統計局、國金證券研究所 來源：iFind、中電聯、解放日報、國金證券研究所等。注：2024 年用電量增速為 17M24 上海市全社會用電量累計增速 綜上，未來三年上海市支撐性電源和外來電特高壓直流通道增量有限。若上海市通過5 條特高壓交流引入的外受電力沒有增量，則未來 3 年上海市電力供需將持續緊張，并且到 2027 年電力系統備用率或下降至 0.6%。從華東電網區域內電力互濟能力層面看，根據章節 3.1 和 3.2，中性情境下安徽和

84、浙江省 2025 年電力供需仍偏緊，預計將在 2026 年前后基本實現電力有效容量的供需平衡。由此推斷上海市未來 3 年電力有效容量供需將持續偏緊，但 2026 年起有望隨著華東電網區域電力供需格局的總體改善而提升外受電力，進而改善本市電力有效容量供需格局。圖表圖表3939：上海市未來上海市未來 3 3 年電力供需平衡表年電力供需平衡表 20232023 2024E2024E 2025E2025E 2026E2026E 2027E2027E 裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）煤電 1666 1666 1666 1866 1866 氣電 891 891 919 919 919 風電 107 1

85、38 188 238 288 光伏 289 349 409 469 529 有效容量供應能力（萬千瓦）有效容量供應能力（萬千瓦）四直“-平水 816 816 816 816 816 四直“-枯水 306 306 306 306 306“五交”華東區域互濟 1017 1017 1017 1017 1017 有效容量供應-平水（萬千瓦）4248 4263 4306 4503 4520 有效容量供應-枯水（萬千瓦）3738 3753 3796 3993 4010 需求端（中性需求端（中性&極端天氣情景）極端天氣情景）最大用電負荷-中性（萬千瓦）3675 4000 4162 4327 4494 最大用

86、電負荷-極端氣候（萬千瓦）3675 4000 4231 4397 4566 YOY-用電量 5.9%6.5%3.9%3.8%3.7%YOY-最大用電負荷（中性）-3.5%8.8%4.0%4.0%3.9%YOY-最大用電負荷（極端氣候）-3.5%8.8%5.8%5.7%5.5%系統備用率-豐水 X 中性 15.6%6.6%3.5%4.1%0.6%系統備用率-枯水 X 極端天氣 1.7%-6.2%-10.3%-9.2%-12.2%來源：北極星、國金證券研究所等。極端氣候條件下的最大用電負荷=上一年中性情景下的最大用電負荷*（1+YOY-最大用電負荷（極端氣候）。系統備用率=有效容量供應/最高用電負

87、荷-1。標灰單元格為預測值。-15%-10%-5%0%5%10%15%20%20192020202120222023工業批發零售交通郵電金融業-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%16%2021202220232024EYOY-用電量（左軸）YOY-最大用電負荷行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 20 掃碼獲取更多服務 3.4 3.4 四川四川：電力供應電力供應系統系統“靠天吃飯”特征明顯，“靠天吃飯”特征明顯，極端極端天氣中天氣中抗風險能力不足抗風險能力不足 四川和云南電力供應均倚重水電，來水情況對省內電力供需格局影響重大。2022 年四川省汛期來水偏枯疊加夏季遭遇極端

88、高溫天氣，水電有效出力僅達額定容量的約 5 成，本地電力和電量出現“雙缺口”；2023 年汛期來水恢復至常年平均水平，以來水常年汛期水電有效容量系數 80%測算電力供應能力富余約 15GW，有效容量供應充足。需求端：高耗能行業產能擴張疊加極端天氣的影響下，2022 年夏季四川省最大用電負荷達約 5910 萬千瓦，同比增長約 14%；2023 年夏季四川降水情況改善，7、8 月成都平均氣溫較上年同期分別下降 0.6、3.2，最大用電負荷增速放緩、同比約+3%。供應端：區別于安徽和浙江兩省以火為主的電力供應結構，四川省常規水電肩負著過半的用電負荷需求，并且省調水電機組中徑流式電站占比約 66.4%

89、，調節能力不足導致電力供應系統“靠天吃飯”的特征明顯。根據中國西北西南電網互聯研究，水電枯水期平均出力月為裝機容量的 30%50%，豐水期平均出力約為 55%90%?；诖瞬⒖紤]到四川省年內最大用電負荷一般出現在夏季也即汛期，假設平水年汛期水電有效容量系數為 80%、枯水年汛期水電有效容量系數為 50%。截至 2023 年底，四川省各類電源裝機容量分別為：火電 18.5GW，水電 97.6GW，風電7.7GW，光伏 5.7GW，計算可得平水年汛期本地電力有效容量供應約 97GW、枯水年為約 68GW。在省際電力交換能力方面：四川作為“西電東送”水電基地，擁有溪洛渡（6.3GW）、向家壩（6GW

90、）、錦官（10.8GW）、白鶴灘（16GW）一批國調跨省跨區外送機組。另外，四川省目前在運德寶直流、川渝聯網工程等 8 條外電入川通道，2022年在 8 條通道全部滿送情況下單日支援最大電力達 12GW。綜上，計算得出 2023 年四川省有效容量凈供應量約 76GW，相較當年最大用電負荷富余約 15GW。然而若來水偏枯，則當年有效容量凈供應量僅達約 59GW，存在近 2GW 的電力供需缺口。圖表圖表4040：2323 年汛期來水恢復，年汛期來水恢復，四川省四川省電力電力有效容量供需有效容量供需平衡平衡 四川省電力供應情況四川省電力供應情況 水電水電 （平水年平水年）水電水電 （枯水年枯水年）火

91、電火電 風電風電 太陽能發電太陽能發電 有效容量供應（有效容量供應（GWGW）有效容量系數（%）80%50%90%10%20%平水年平水年 枯水年枯水年 裝機容量（GW）98 98 18 8 6 97 68 外電入川通道（GW）5 5 國調及網調大水電（GW）-41-41 -32-20 總計總計 7 76 6 5 59 9 來源：中電聯、華夏能源網、國金證券研究所等 預計 2426 年四川省將陸續投產火電約 13.6GW。2022 年以來，四川省累計新開工火電機組約 13.6GW，其中氣電約 11.6GW、煤電 2GW?；诿弘娊ㄔO周期 24 個月、氣電建設周期 18 個月的假設，預計 24/

92、25/26 年將分別投產 6.0/5.7/2.0GW。水電方面，根據四川省電源電網發展規劃（2022-2025 年），預計 2427 年將新增約 12.2GW常規水電。風電方面，假設 2427 年每年新增 1GW；光伏方面，假設 2427 年每年新增 3GW。用電需求方面，四川省工業結構偏重，預計未來3年將延續電力消費彈性系數大于1、最大用電負荷增速與用電量增速比值小于 1 的特征。由于電源建設投產進度與電網互聯及送出能力不匹配，“十三五”期間四川省持續面臨棄水問題。2020 年，全國主要流域棄水電量約 301 億度，其中四川省棄水電量占全國棄水電量的約 67.1%。為促進水電本地消納、響應國

93、家“有序推動高耗能行業向清潔能源優勢地區集中”的號召，四川省大力引進如鋰電、大數據、晶硅光伏、稀土材料等高耗能產業，并推動優勢高耗能產業形成規?；夯l展。2023 年，四川省規模以上工業中，輕重工業增加致之比為 28：72。工業結構偏重使得四川省過去 5年平均電力消費彈性系數約為 1.53。四川省委十二屆三次全會中提出的“優勢產業提質倍增行動”圍繞電子信息、裝備制造、先進材料、能源化工、食品輕紡、醫藥健康六大優勢產業進行布局，預計未來 3 年四川省仍將保持偏重的工業結構、電力消費彈性系數或維持在 1.4 左右。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 21 掃碼獲取更多服務 圖表圖表4141

94、：2019202320192023 年四川省平均電力消費彈性系數年四川省平均電力消費彈性系數約約為為 1.531.53 圖表圖表4242：過去過去 5 5 年四川六大高耗能行業規上工業增加值年四川六大高耗能行業規上工業增加值增速保持在增速保持在 5%5%以上以上 來源：iFind、國金證券研究所。注：中國電力統計年鑒僅更新至 2022 年，四川省統計局不披露分行業用電量，因此四川省用電量增速采用全社會用電量計算。來源：四川日報、國金證券研究所 過去 3 年四川省最大用電負荷平均增速為全社會用電量平均增速的 0.73，但 22 年遭遇極端高溫時，最大用電負荷與用電量增速的比值高達 2.63。20

95、24 年 8 月下旬，川渝地區再次遭遇極端高溫，8月21日最大用電負荷已達6797萬千瓦，同比增長約13%，與 17M24 四川省累計用電增速的比值達約 2.25?；诖?，假設中性情景下四川省最大用電負荷增速為用電量增速的 0.8 倍，但在遭遇極端高溫天氣時可達 2 倍。圖表圖表4343：過去過去 3 3 年，四川省最大用電負荷平均增速為全社會用電量平均增速的年，四川省最大用電負荷平均增速為全社會用電量平均增速的 0.730.73 來源：iFind、中電聯、封面新聞、國金證券研究所。注：2024E 用電量增速為 17M24 四川省全社會用電量累計增速實際值 綜上，未來三年隨著支撐性電源陸續建成

96、投產，四川省電力系統有效容量供應能力將大幅提升，但應對極端天氣的能力仍然不足。根據我們的測算，在中性情景下，2025年迎峰度夏期間四川省電力系統備用率有望達到 32.3%，有效容量供應富余。2024年以來西南來水總體偏豐，但 8 月下旬起的極端高溫天氣仍然使川渝部分地區出現了有序用電的情況，主因四川省電力供應能力不僅面臨支撐性電源不足的問題，還有電網互聯互濟能力不足造成水電基地所在的攀西、川南電網斷面輸電能力不足，導致電量無法輸送至成渝負荷中心的問題。未來隨著川渝特高壓網架結構的加強，電網對電力供應能力的限制將逐步減輕。但在極端情況下，連續高溫天氣在推升用電負荷的同時往往伴隨著來水偏枯導致的水

97、電出力水平下降，則 2025 年四川省電力有效容量供需仍將存在缺口。圖表圖表4444：四川省未來四川省未來 3 3 年年電力電力供需平衡表供需平衡表 20232023 2024E2024E 2025E2025E 2026E2026E 2027E2027E 裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）煤電 1725 1725 1725 1925 2125 氣電 120 715 1283 1283 1283 0.00.51.01.52.02.50%5%10%15%20%20192020202120222023YOY-GDP（左軸）YOY-用電量（左軸）電力消費彈性系數（右軸）0%5%10%15%20%25

98、%20192020202120222023高技術制造業六大高耗能0%2%4%6%8%10%12%14%16%2021202220232024EYOY-用電量YOY-最大用電負荷行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 22 掃碼獲取更多服務 20232023 2024E2024E 2025E2025E 2026E2026E 2027E2027E 水電 9759 9874 10359 10774 10974 其中：國調外送水電機組 4060 4060 4060 4060 4060 風電 770 870 970 1070 1170 光伏 574 874 1174 1474 1774 有效容量供應能力

99、（萬千瓦）有效容量供應能力（萬千瓦）外電入川最大能力 1200 1200 1600 1600 1600 有效容量供應-平水年 7617 8344 9742 10324 10734 有效容量供應-枯水年 5907 6600 7852 8310 8660 需求端（中性需求端（中性&極端天氣情景）極端天氣情景）最高用電負荷-中性（萬千瓦）6107 6901 7334 7785 8248 最高用電負荷-極端天氣（萬千瓦）6107 6901 7983 8463 8941 YOY-最高負荷（中性）3.3%13.0%6.3%6.2%5.9%YOY-最高負荷（極端天氣）3.3%13.0%15.7%15.4%1

100、4.8%YOY-用電量 7.7%8.1%7.8%7.7%7.4%系統備用率-平水 X 中性 24.7%20.9%32.8%32.6%30.1%系統備用率-枯水 X 極端天氣-3.3%-4.4%-1.6%-1.8%-3.1%來源：北極星、國金證券研究所等。極端氣候條件下的最大用電負荷=上一年中性情景下的最大用電負荷*（1+YOY-最大用電負荷（極端氣候）。系統備用率=有效容量供應/最高用電負荷-1。標灰單元格為預測值。四、投資建議 電力市場化還原了電力的商品屬性、使價格更真實地反映成本和供需。在成本下行時，供需將為價格提供支撐。受跨省跨區輸電通道能力的限制，目前電力仍是區域性的市場、價格取決于區

101、域性的供需。建議關注資產集中布局于電力供需偏緊省區的地方性電力企業，如皖能電力、新集能源、浙能電力、國投電力、申能股份等。五、風險提示 電力市場化進展不及預期 市場化交易還原了電力的商品屬性，使得電價能夠更真實地反映成本和供需；并且電力在高頻交易中完成價格發現，在現貨市場連續運行的地區難以通過行政手段干預電價。但如果電力市場化進展不及預期，則行政干預電價的風險仍然存在。用電需求不及預期 市場化交易中，電量和電價受供需關系影響較大。用電需求一方面與內外部宏觀經濟有關，另一方面與天氣情況有關。宏觀經濟疲軟，或汛期來水偏豐、夏季東南沿海地區臺風偏多、平均氣溫偏低等因素均會導致用電需求不及預期，進而引

102、發量價風險。煤價大幅上行風險 煤炭保供穩價政策執行有效，國內煤炭自主供應能力較 2021、2022 年時已有大幅提升。但地緣政治沖突局勢惡化或導致國際一次能源價格大幅上行、來自進口的供應量銳減，仍將造成市場煤價大幅波動。雖然火電企業轉型后燃料成本在成本結構中的占比下降，但仍是最主要的構成項，業績對煤價變動的敏感性較高。容量政策執行力度/容量市場建設進度不及預期 建立煤電容量電價機制是為了適應煤電功能加快轉型的需要。但用于計算容量電價標準的固定成本是全國統一的 330 元/KW年，20242025 年多數地方為 30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方為 50%左右。2026 年起，將各地通過容量

103、電價回收固定成本的比例提升至不低于 50%。若煤電容量電價補償比例出現變化，將對火電企業固定成本回能力不利。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 23 掃碼獲取更多服務 行業行業投資評級的說明：投資評級的說明：買入：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 15%以上；增持：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 5%15%；中性：預期未來 36 個月內該行業變動幅度相對大盤在-5%5%；減持：預期未來 36 個月內該行業下跌幅度超過大盤在 5%以上。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 24 掃碼獲取更多服務 特別聲明：特別聲明：國金證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會

104、批準，已具備證券投資咨詢業務資格。形式的復制、轉發、轉載、引用、修改、仿制、刊發，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。經過書面授權的引用、刊發，需注明出處為“國金證券股份有限公司”，且不得對本報告進行任何有悖原意的刪節和修改。本報告的產生基于國金證券及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，但國金證券及其研究人員對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告反映撰寫研究人員的不同設想、見解及分析方法，故本報告所載觀點可能與其他類似研究報告的觀點及市場實際情況不一致，國金證券不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他任何損失承擔任何責任。且本報告中的資料、意見、預測

105、均反映報告初次公開發布時的判斷，在不作事先通知的情況下，可能會隨時調整，亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與國金證券其它業務部門、單位或附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。本報告僅為參考之用，在任何地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或金融工具的價格、價值及收益可能會受匯率影響而波動。過往的業績并不能代表未來的表現?？蛻魬斂紤]到國金證券存在可能影響本報告客觀性的利益沖突，而不應視本報告為作出投資決策的唯一因素。證券研究報告是用于服務具

106、備專業知識的投資者和投資顧問的專業產品，使用時必須經專業人士進行解讀。國金證券建議獲取報告人員應考慮本報告的任何意見或建議是否符合其特定狀況，以及（若有必要）咨詢獨立投資顧問。報告本身、報告中的信息或所表達意見也不構成投資、法律、會計或稅務的最終操作建議，國金證券不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。在法律允許的情況下，國金證券的關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供多種金融服務。本報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布該研究報告的人員。國金證券并不因收件人收到本報告而

107、視其為國金證券的客戶。本報告對于收件人而言屬高度機密，只有符合條件的收件人才能使用。根據證券期貨投資者適當性管理辦法，本報告僅供國金證券股份有限公司客戶中風險評級高于 C3 級(含 C3 級）的投資者使用；本報告所包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷。使用國金證券研究報告進行投資，遭受任何損失，國金證券不承擔相關法律責任。若國金證券以外的任何機構或個人發送本報告，則由該機構或個人為此發送行為承擔全部責任。本報告不構成國金證券向發送本報告機構或個人的收件人提供投資建議，國金證券不為此承擔任何責任。此報告僅限于中國境內使用。國金證券版權所有，保留一切權利。上海上海 北京北京 深圳深圳 電話：021-80234211 郵箱： 郵編：201204 地址：上海浦東新區芳甸路 1088 號 紫竹國際大廈 5 樓 電話：010-85950438 郵箱： 郵編：100005 地址：北京市東城區建內大街 26 號 新聞大廈 8 層南側 電話：0755-86695353 郵箱： 郵編：518000 地址：深圳市福田區金田路 2028 號皇崗商務中心 18 樓 1806