正文目錄高峰電力保供壓力激增，亟須煤電投資加速 4火電容量電價(jià)：維持高比例備用的代價(jià)是冗余投資 4兩維度量化測算容量電價(jià)：0.3-0.4元/瓦 8目前最接近容量電價(jià)的樣本——云南 9風(fēng)光消納矛盾凸顯，煤電靈活性改造期待更進(jìn)一步電改政策 10風(fēng)光電量占比接近15%閾值，消納面臨階段性天花板 10緩解消納需要源網(wǎng)荷儲多方配合，煤電靈活性改造capex最低 當(dāng)前輔助服務(wù)市場的激勵性，尚不足以支撐煤電靈活性改造 13風(fēng)光加速入市，一/二次能源價(jià)格共振 16容量電價(jià)出臺或?qū)⒓铀倏稍偕茉吹蛢r(jià)上網(wǎng) 16新能源入市比例增加，定價(jià)權(quán)在電量上“供給過剩”的火電 17一次二次能源價(jià)格的平衡 18煤價(jià)維持在合理水平，是新能源滲透率提升的前提 19風(fēng)險(xiǎn)提示 22圖表目錄圖表1：最大負(fù)荷增速低于整體裝機(jī)增速，但高于可用裝機(jī)增速 4圖表2：按照中電聯(lián)的預(yù)測，可用裝機(jī)增速持續(xù)低于最大負(fù)荷增速 4圖表3：倘若火電新建不提速，我國電力系統(tǒng)備用率或持續(xù)下行 4圖表4：電規(guī)總院預(yù)測2023年中國各省份缺電情況 5圖表5：電規(guī)總院預(yù)測2024年中國各省份缺電情況 5圖表6：2010-2022年年度火電投資完成額 5圖表7：1Q10-2Q23各季度火電投資完成額 5圖表8：截止2023/9/8，處于不同狀態(tài)下的火電裝機(jī)容量 6圖表9：截至2023/9/8，60%待投產(chǎn)火電處于開工招標(biāo)狀態(tài)下 6圖表10：截止2023/9/8，不同省份位于不同狀態(tài)下的火電裝機(jī)容量 6圖表2006-2018年德國火電利用小時(shí)（風(fēng)光比例右軸） 7圖表12：年加州火電機(jī)組利用小時(shí)（風(fēng)光比例右軸） 7圖表13：浙江、上海、廣東、江蘇、福建天然氣定價(jià)機(jī)制 7圖表14：利用小時(shí)4400，煤價(jià)770情境下6%ROE煤電模型 8圖表15：利用小時(shí)4100，煤價(jià)770情境下6%ROE煤電模型 8圖表16：參考抽水蓄能的兩部制定價(jià)模式，容量覆蓋6.5%的IRR 8圖表17：利用小時(shí)3600，煤價(jià)770情境下6%ROE煤電模型 8圖表：僅考慮初始投資（折舊財(cái)務(wù)費(fèi)用，容量電價(jià)-2元千瓦，對應(yīng)覆蓋資本金IRR5%- 9圖表19：我國靈活性資源比例較低 10圖表20：我國靈活性資源分布 10圖表21：光伏發(fā)電出力曲線與負(fù)荷曲線 10圖表22：風(fēng)電出力曲線與負(fù)荷曲線 10圖表23：美國加州棄光率&光伏發(fā)電量（TWh） 圖表24：美國加州棄風(fēng)率&風(fēng)電發(fā)電量（TWh） 圖表25：全國棄風(fēng)、棄光率2022有掉頭向上趨勢 圖表26：節(jié)能風(fēng)電分省棄電率情況 圖表27：緩解消納的手段及相關(guān)收入端政策 圖表28：2022年中美國德發(fā)電量結(jié)構(gòu) 12圖表29：丹麥火電出力跟隨電價(jià)水平調(diào)整 12圖表30：各地現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場推進(jìn)進(jìn)度 13圖表31：東北輔助服務(wù)市場細(xì)則 13圖表32：東北及全國煤電靈活性改造靜態(tài)投資回收期測算 14圖表33：吉電股份煤耗/利用小時(shí)和輔助服務(wù)收入 15圖表34：2020-2022年河南/新疆/江蘇/上海供電煤耗率均有上升 15圖表35：2021-2022年吉電股份調(diào)峰損失測算 15圖表36：電力交易中邊際成本最高的供給商作為出清價(jià)格，通?？梢员Ｕ峡稍偕茉磧?yōu)先消納 16圖表37：容量電價(jià)與調(diào)峰調(diào)頻共振，煤電市場化電價(jià)或?qū)⑾陆?16圖表38：全國分電源市場化交易比例（示意性） 17圖表39：只要點(diǎn)火價(jià)差穩(wěn)定為正，火電市場化報(bào)價(jià)讓利是必然 17圖表40：2022年新能源參與現(xiàn)貨省份分電源結(jié)算電價(jià)（包括中長期和現(xiàn)貨） 17圖表41：歐美各國光伏裝機(jī)與一次能源價(jià)格 18圖表42：年全球煤電發(fā)電量增速與一次能源價(jià)格增速 18圖表43：一次能源與二次能源的平衡 18圖表44：2016-2030電力需求預(yù)測 19圖表45：2016-2030電力供給預(yù)測 19圖表46：2024E煤電增量敏感性分析（按照光伏裝機(jī)） 20圖表47：動力煤需求拆分 20圖表48：發(fā)電量增量拆分（單位：億度） 20圖表49：煤電電量變化（單位：億度） 20圖表50：重點(diǎn)推薦公司一覽表 20圖表51：重點(diǎn)推薦公司最新觀點(diǎn) 21高峰電力保供壓力激增，亟須煤電投資加速自11年全國煤電新增產(chǎn)能僅15積極性，我們認(rèn)為火電容量電價(jià)政策的出臺有很大必要性，幫助火電從發(fā)電向調(diào)峰轉(zhuǎn)型，同時(shí)穩(wěn)定火電的盈利預(yù)期?；痣娙萘侩妰r(jià)：維持高比例備用的代價(jià)是冗余投資2021-2022最高負(fù)荷同比增速顯著高于可用裝機(jī)增速6%8%，但是考慮到水/風(fēng)/光的不可靠性，可用裝機(jī)增速“十三五”4.5%，202234%。邁入“十四五”20224.5-5%速。其中，可用容量為裝機(jī)容量扣除計(jì)劃期的受阻容量、備用和退役容量。圖表1：最大負(fù)荷增速低于整體裝機(jī)增速但高于可用裝機(jī)增速 圖表2：按照中電聯(lián)的預(yù)測，可用裝機(jī)增持續(xù)低于最大負(fù)荷增速(%)1286420

全國最大用電負(fù)荷增速用電量增速裝機(jī)增速可用裝機(jī)增速全國最大用電負(fù)荷增速用電量增速裝機(jī)增速可用裝機(jī)增速十三五CAGR 2021YOY 2022YOY

(%) 全國最大用電負(fù)荷增速 用電量增速 裝機(jī)增速 可用裝機(jī)增速109876543210十三五CAGR 十四五CAGR 十五五CAGR資料來源：中電聯(lián)、統(tǒng)計(jì)局、 資料來源：中電聯(lián)、統(tǒng)計(jì)局、2030年電力裝機(jī)與負(fù)荷的供需矛盾或更加突出36GW，46GW，202128GW15年歷史最低。根據(jù)中電聯(lián)1期1.5億千瓦、0.3億千瓦，2025年、2030年全國煤電裝機(jī)分別達(dá)到12.312.62025（備用率=可用裝機(jī)最大負(fù)荷-1）下15%以下，2030備用率為負(fù)數(shù)。圖表3：倘若火電新建不提速，我國電力系統(tǒng)備用率或持續(xù)下行(億千瓦) 全國最大用電負(fù)荷（億千瓦） 裝機(jī)（億千瓦） 可用裝機(jī)容量（億千瓦） 備用504540353025201510502015 2019 2020 2021 2022 2025E 2030E

50%40%30%20%10%0%-10%-20%資料來源：中電聯(lián)、統(tǒng)計(jì)局、南方能源觀察、2022年8月電規(guī)總院統(tǒng)計(jì)，未來三年新增煤電裝機(jī)僅1.4億千瓦左右，考慮到受阻比例較低的核電/水電建設(shè)周期往往在4-5年以上，短期內(nèi)我國電力保障基礎(chǔ)仍不牢固，電力供需緊張的地區(qū)未來三年不斷增多，可見我國當(dāng)前火電裝機(jī)建設(shè)速度仍有提升潛力。圖表4：電規(guī)總院預(yù)測2023年中國各省份缺電情況 圖表5：電規(guī)總院預(yù)測2024年中國各省份缺電情況 資料來源：電規(guī)總院、 資料來源：電規(guī)總院、4Q21核電機(jī)組新增核準(zhǔn)數(shù)量顯著提速；20228源局對已開始要求按照“適度超前”原則做好調(diào)整工作，我們判斷煤電的審批速度會進(jìn)一度上新建機(jī)組更多是為了應(yīng)對尖峰負(fù)荷或配套大基地風(fēng)光送出，并不必然意味著煤電電量的絕對值還會有非常大的增長。圖表6：2010-2022年年度火電投資完成額 圖表7：1Q10-2Q23各季度火電投資完成額)火電投資完成額)火電投資完成額yoy8006004002000

40%火電投資完成額yoy火電投資完成額yoy20%10%0%-10%-20%201020112010201120122013201420152016201720182019202020212022

(億元6002Q102Q112Q102Q11

100%80%60%40%20%0%-20%-40%2Q202Q212Q222Q202Q212Q222Q23資料來源：、 資料來源：、最高負(fù)荷的快速增長促使發(fā)電穩(wěn)定的基荷電源火電的核準(zhǔn)/2021年/2022火18%/35%4Q22/1Q23/2Q23火電投資完成額20%/3%/18%。圖表8：截止2023/9/8，處于不同狀態(tài)下的火電裝機(jī)容量 圖表9：截至2023/9/8，60%待投產(chǎn)火電處于開工招標(biāo)狀態(tài)下（MW)

主機(jī)采購招

其他設(shè)備采120,000

標(biāo)完成 購招標(biāo)完成100,00080,00060,00040,00020,0000規(guī)劃建設(shè)

核 主 準(zhǔn) 體 工程招

主 其 煙 投機(jī) 他 氣 產(chǎn)采 設(shè) 脫購 備 硫標(biāo)招 成采 中脫標(biāo)

6%開工34%

規(guī)劃建設(shè)15%核準(zhǔn)25%

11%標(biāo)2%標(biāo) 標(biāo) 購 完 完 招 成 成 標(biāo) 完

主體工程招標(biāo)完成7%資料來源：北極星電力網(wǎng)、各省能源局/發(fā)改委官網(wǎng)、 資料來源：北極星電力網(wǎng)、各省能源局/發(fā)改委官網(wǎng)、2022年初-202398313GW，其中處于開工招標(biāo)（核準(zhǔn)投產(chǎn)前）60%。分集團(tuán)/上市公司看，擁有煤炭資源的主體更積極，顯示出電力集團(tuán)對未來煤價(jià)波動導(dǎo)致的盈利不可預(yù)測性是制約火電建設(shè)積極性的重要因素。圖表10：截止2023/9/8，不同省份位于不同狀態(tài)下的火電裝機(jī)容量（MW）規(guī)劃建設(shè)開工規(guī)劃建設(shè)開工煙氣脫硫脫硝工程招中標(biāo)核準(zhǔn)主機(jī)采購招標(biāo)完成投產(chǎn)主體工程招標(biāo)完成其他設(shè)備采購招標(biāo)完成60,00050,00040,00030,00020,00010,0000廣內(nèi)江安新陜浙山湖湖四河江山貴廣重甘河福寧上黑海青遼云天東蒙蘇徽疆西江東北南川北西西州西慶肅南建夏海龍南海寧南津古 江資料來源：北極星電力網(wǎng)、各省能源局/發(fā)改委官網(wǎng)、203010%4.5億千瓦火電。但是這么龐大的煤電上馬，并不意味著電量的增長，火電發(fā)電量取決于全社會用電量與可再生能源發(fā)電量之差，在風(fēng)光水核等電源優(yōu)先上網(wǎng)的前提下，火電產(chǎn)能增加也意味著利用小時(shí)的必然走低（2022459420303500左右。當(dāng)然，我國電力系統(tǒng)是10-15%備用率底線是個(gè)更值得商榷的問題7%-8%最低/15%以上備用率難度是很高的，不過短期內(nèi)我國下調(diào)電力系統(tǒng)安全的底線的概率不大?；痣姰a(chǎn)能利用率下滑不可避免。觀察歐美的經(jīng)驗(yàn)，我們也可以得出結(jié)論：德國風(fēng)光電量占8%-13%2012-14年(12%)2021年風(fēng)電光伏發(fā)電量占比12%，哪怕我們犧牲部分的系統(tǒng)冗余度，隨著火電越來越多為新能源調(diào)峰讓道，火電產(chǎn)能利用率的下滑也不可避免。圖表11：2006-2018年德國火電利用小時(shí)（風(fēng)光比例右軸） 圖表12：2011-2020年加州火電機(jī)組利用小時(shí)（風(fēng)光比例右軸）小時(shí)4,500

燃?xì)庥裁?風(fēng)光比例燃?xì)庥裁?風(fēng)光比例

小時(shí)7,000

煤炭天然氣 風(fēng)光比例煤炭天然氣 風(fēng)光比例4,0003,5003,0002,5002,0001,500

25%20%15%10%5%

6,0005,0004,0003,0002,000

20%15%10%5%1,000

0%2006200720082009201020112012201320142015201620172018

1,000

0%2011201220132014201520162017201820192020注:德國配合風(fēng)、光波動開展調(diào)節(jié)主要為硬煤/燃?xì)獍l(fā)電，不包括褐煤和生物鐘資料來源：環(huán)球印象德國事業(yè)部《2022-2026年后疫情時(shí)代德國投資環(huán)境及發(fā)展?jié)摿?bào)告》、

資料來源：IEA、隨著新型電力系統(tǒng)的建設(shè)，火電從發(fā)電向調(diào)峰轉(zhuǎn)變輔助可再生能源維持系統(tǒng)穩(wěn)定已經(jīng)是必然的趨勢，但是尖端負(fù)荷的不足可能會導(dǎo)致火電盈利模式轉(zhuǎn)變早于預(yù)期。當(dāng)前高企的煤價(jià)50%2022-25新上的火電機(jī)組在利用小時(shí)即將加速下滑的前夕還有信心收回成本，容量電價(jià)和現(xiàn)貨市場交易可以說是為數(shù)不多的的政策手段。在兩部制電價(jià)的背景下，火電企業(yè)收入等于容量電價(jià)與電量電價(jià)之和，參考抽水蓄能與部分省份天然氣發(fā)電的定價(jià)機(jī)制，容量電價(jià)應(yīng)該保障機(jī)組的固定投資（包括本金償還和利息支出）獲得合理（6-7%左右）回報(bào)率，而電量電價(jià)應(yīng)當(dāng)與邊際成本有較為靈活的聯(lián)動機(jī)制。圖表13：浙江、上海、廣東、江蘇、福建天然氣定價(jià)機(jī)制省市容量電價(jià) 電量電價(jià) 氣電聯(lián)動機(jī)制 定價(jià)機(jī)制 市場化交易方式浙江9F/9E302.4元/瓦·571.2元

9F/6F機(jī)組0.4335元/千瓦時(shí)，9E/6B機(jī)組9F/6F機(jī)組電量電價(jià)=天然氣到廠價(jià)（含管輸0.4650/千瓦時(shí)元，分布式發(fā)電機(jī)組每千瓦時(shí)費(fèi)電源增值稅氣源增值稅

20229H

直接交易千瓦·年，6B元/千瓦·年上海調(diào)峰機(jī)組37.01元/千

0.65元執(zhí)行0.5687元/度，9E

機(jī)組電量電價(jià)=天然氣到廠價(jià)稅氣源增值稅）聯(lián)動后電量電價(jià)=現(xiàn)行電價(jià)+天然氣平均調(diào)價(jià)

組全電量參與電力市場，分布式0.65元/度兩部制+

差價(jià)傳導(dǎo)瓦·月，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組

元/

幅度×稅收調(diào)整因子/氣耗，稅收調(diào)整1.0367；電價(jià)階梯制，分布式36.5元/千瓦·

以內(nèi)0.5929元/度，2500-5000小時(shí)以內(nèi)0.5125元/度，5000以上等于煤電基準(zhǔn)價(jià)

5.27度/5.11度立方米

機(jī)組單一制電價(jià)0.8783元/千瓦時(shí)廣東 2017年后新投產(chǎn)機(jī)組0.715元/度；使用澳大利亞進(jìn)口合約0.484元/度；余下的：9F型及以上機(jī)組小時(shí)內(nèi)0.655元/度型機(jī)組4000以內(nèi)0.68元/度；6F型及以下機(jī)組50000.69元/5000電價(jià)0.463元/度

單一制，電量電價(jià)階梯制

差價(jià)傳導(dǎo)江蘇調(diào)峰機(jī)組28元/千瓦·月，調(diào)峰機(jī)組0.436元/千瓦時(shí)，40/20/10萬級熱P△=C△×0.9×T×Ci；C△天然氣價(jià)格變動值，兩部制 直接交易熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組40/20/10萬千瓦分別為28/32/42元/千瓦·月

0.449/0.484/0.469元/度

本期天然氣成交價(jià)格較基準(zhǔn)門站價(jià)格（2.04元/立方米氣耗，400.1882立方米/度，200.2026立方米/度，100.1975立方米/度福建 莆田、晉江、廈門三家燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電價(jià)為0.5683元/度資料來源：自然資金保護(hù)協(xié)會(NRDC)MonaYew2019年10月27日在清華能源互聯(lián)網(wǎng)沙龍第五期的演講、

單一制，轉(zhuǎn)讓替代電價(jià)為0.3元/度兩維度量化測算容量電價(jià)：0.3-0.4元/瓦0.372元/度，假設(shè)下水煤煤價(jià)就在0元（kc（發(fā)改委要求區(qū)間上限港雜損耗費(fèi)用。一個(gè)煤電廠從發(fā)電轉(zhuǎn)為調(diào)峰利用小時(shí)從0下降至（2補(bǔ)償為1元瓦才能維持%的O6（00.24元/6%ROE式去考慮煤電容量電價(jià)，也就是在不考慮發(fā)電邊際盈利為正的情況下容量電價(jià)要覆蓋6%-6.5%IRR，這種情形下的容量補(bǔ)貼會更高（0.35元/瓦左右。圖表14：利用小時(shí)4400，煤價(jià)770情境下6%ROE煤電模型 圖表15：利用小時(shí)4100，煤價(jià)770情境下6%ROE煤電模型只有電能量電價(jià)容量電價(jià)（含稅） 元/瓦0.11基準(zhǔn)電價(jià)（含稅）元/度0.37基準(zhǔn)電價(jià)（含稅） 元/度0.37電價(jià)漲幅20%電價(jià)漲幅20%實(shí)際電價(jià)（含稅）元/度0.446電量電價(jià)（含稅） 元/度0.446度電收入元/度0.37度電收入 元/度0.39入廠煤價(jià)（含稅）-5500kcal元/噸770入廠煤價(jià)（含稅）-5500kcal 元/噸770入爐標(biāo)煤價(jià)格-不含稅元/噸867入爐標(biāo)煤價(jià)格-不含稅 元/噸867發(fā)電煤耗克/度289發(fā)電煤耗 克/度300度電燃料成本元/度0.25度電燃料成本 元/度0.26點(diǎn)火價(jià)差元/度0.12點(diǎn)火價(jià)差 元/度0.13利用小時(shí)4400利用小時(shí)4100度電折舊元/度0.04度電折舊 元/度0.04度電人工元/度0.03度電人工 元/度0.03度電維修元/度0.01度電維修 元/度0.02度電財(cái)務(wù)費(fèi)用元/度0.01度電財(cái)務(wù)費(fèi)用 元/度0.01度電其他元/度0.01度電其他 元/度0.01固定成本元/度0.10固定成本 元/度0.11凈利率4%凈利率4%ROE6%ROE6%資料來源： 資料來源：圖表16：參考抽水蓄能的兩部制定價(jià)模式容量覆蓋的IRR 圖表17：利用小時(shí)3600，煤價(jià)770情境下6%ROE煤電模型單位綜合成本元/瓦3.0容量電價(jià)（含稅）元/瓦0.24折舊年限年20基準(zhǔn)電價(jià)（含稅）元/度0.37固定資產(chǎn)殘值5%電價(jià)漲幅20%運(yùn)營費(fèi)用比例元/瓦0.06電量電價(jià)（含稅）元/度0.446所得稅率25%度電收入元/度0.44貸款比率%70%入廠煤價(jià)（含稅）-5500kcal元/噸770還款方式等本還款入爐標(biāo)煤價(jià)格-不含稅元/噸867貸款年限年20發(fā)電煤耗克/度320基準(zhǔn)利率4.5%度電燃料成本元/度0.28上浮比例-10%點(diǎn)火價(jià)差元/度0.16容量電價(jià)元/瓦0.354利用小時(shí)3600資本金IRR6.5%度電折舊元/度0.05全投資IRR4.8%度電人工元/度0.03回收期年11度電維修元/度0.02運(yùn)營期NPV元/瓦1.0度電財(cái)務(wù)費(fèi)用元/度0.01度電固定成本元/度0.09度電其他元/度0.015500kcal入爐煤價(jià)元/噸770固定成本元/度0.13標(biāo)煤煤耗克/度320凈利率4%度電調(diào)峰成本元/度0.37ROE6%資料來源：華泰研究資料來源：華泰研究3013%、25%3.7元/W15年，貸款比率達(dá)80%，實(shí)際貸款利率較基準(zhǔn)利率浮動-20%。在不考慮進(jìn)項(xiàng)稅額抵扣的情況下，325元5%IRR8%IRR水平，容量補(bǔ)貼會更高（382元千瓦圖表：僅考慮初始投資（折舊財(cái)務(wù)費(fèi)用，容量電價(jià)2元千瓦，對應(yīng)覆蓋資本金容量電價(jià)收入元/W0.3250.3440.3640.382稅后度電收入元/W0.2830.3000.3160.332單位造價(jià)元/W3.6583.6583.6583.658機(jī)組壽命年30303030貸款比例80%80%80%80%實(shí)際貸款利率3.9%3.9%3.9%3.9%貸款年限年15151515機(jī)組壽命年30303030IRR5%6%7%8%資料來源：華泰研究根據(jù)我們的測算，如果對所有煤電進(jìn)行容量補(bǔ)貼且不考慮已經(jīng)運(yùn)行的時(shí)間，每年額外的供2000-3000億元（2026年之后。和抽水蓄能類似，如果煤電可以參與現(xiàn)貨市容量電價(jià)的出處一直是非常模糊的灰色地帶，除了抽水蓄能在發(fā)改委的政策中有明確通過輸配電價(jià)疏導(dǎo)，燃?xì)獍l(fā)電的容量電價(jià)各省規(guī)定不一，有通過現(xiàn)貨市場回收的，也有含糊表所以煤電容量電價(jià)的出臺核心還在于錢從哪里來。目前最接近容量電價(jià)的樣本——云南202212（試行10%（含已建成項(xiàng)目40%（暫不參與220元/千瓦每年上下浮動。未自建儲能、未購買共享90%結(jié)算差額資金納入電力成本分擔(dān)機(jī)制。此次出臺的2元（相當(dāng)于3分度恐怕不夠。事實(shí)上，因?yàn)槭?nèi)基準(zhǔn)電價(jià)低且交易規(guī)則特殊，高比例清潔能源擠壓火電利用（2017（國電宣威。2020年來云南電力供需形勢發(fā)生逆轉(zhuǎn)，2021省內(nèi)煤電廠利用小時(shí)甚至有超月重啟煤電建設(shè)，本次政策的出臺也是為了吸引火電投資。IRR1-2pct，90%/租賃共享購買煤電容量，15GW4.8GW80GW綠電項(xiàng)目，與省內(nèi)規(guī)86GW吻合，加上新型儲能的建設(shè)，儲能資源是足夠的，只是對風(fēng)光電站（包括存量機(jī)組）盈利確實(shí)帶來較大的沖擊。考慮到云南省新增光伏目前平價(jià)上+風(fēng)光消納矛盾凸顯，煤電靈活性改造期待更進(jìn)一步電改政策容量電價(jià)的出臺可以加速煤電新機(jī)組投產(chǎn)，在利用小時(shí)走低的同時(shí)穩(wěn)定煤電的盈利能力；但是，新型電力系統(tǒng)不僅需要更多煤電，還需要靈活性調(diào)節(jié)能力更強(qiáng)的煤電，輔助服務(wù)市場的完善和現(xiàn)貨市場的加速推進(jìn)，值得期待。圖表19：我國靈活性資源比例較低 圖表20：我國靈活性資源分布49%34%18%6%3%水電 氣電 煤電 燃油 核電49%34%18%6%3%60%50%40%30%20%10%0%

中國-三北 中國 德國 西班牙 美國

90%80%70%60%50%40%30%20%10%

其他 電網(wǎng)側(cè) 新型儲能 需求側(cè)響應(yīng)需求側(cè)響應(yīng)新型儲能需求側(cè)響應(yīng)新型儲能需求側(cè)響應(yīng)需求側(cè)響應(yīng)電網(wǎng)側(cè)電網(wǎng)側(cè)新型儲能新型儲能電網(wǎng)側(cè)電網(wǎng)側(cè)發(fā)電側(cè)中國-2018 中國-2025 中國-2035 中國-2050資料來源：中電聯(lián)、 資料來源：國網(wǎng)研究院、IEA、風(fēng)光電量占比接近15%閾值，消納面臨階段性天花板風(fēng)光發(fā)電與用電負(fù)荷的時(shí)空錯配導(dǎo)致消納問題的發(fā)生具有一定必然性。2012（（（（1年初暴風(fēng)雪0系統(tǒng)平衡202214%；20231-8月隨著第一批大基地投產(chǎn)和組件價(jià)格下降帶動光伏裝機(jī)加速，今年開始風(fēng)光消納問題越來越嚴(yán)峻。圖表21：光伏發(fā)電出力曲線與負(fù)荷曲線 圖表22：風(fēng)電出力曲線與負(fù)荷曲線0.500.450.400.350.30

1 4 7 10 13 16 19 22

0.85 用電負(fù)荷（pu，左） 光伏出力（pu，右）0.750.700.650.60

0.850.800.750.700.650.600.550.50

用電負(fù)荷（pu，左） 風(fēng)電出力（pu，右1 4 7 10 13 16 19 22

0.460.440.420.400.380.360.340.320.30資料來源：國能日新招股書， 資料來源：《新能源消納關(guān)鍵因素分析及解決措施研究》舒印彪（2017），以美國加州為例，2018-202214%2018-20226-8%圖表23：美國加州棄光率光伏發(fā)電量（TWh） 圖表24：美國加州棄風(fēng)率風(fēng)電發(fā)電量（TWh）發(fā)電量（右軸） 2018 2019

發(fā)電量（右軸） 2018 20192020 2021 2022 2020 2021 20222023 202325%

5 2.0% 320%15%10%5%

41.5%231.0%210.5%10% 01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

0.0%

01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月注：發(fā)電量為2022年數(shù)據(jù)資料來源：CAISO，

注：發(fā)電量為2022年數(shù)據(jù)資料來源：CAISO，20%2022光伏有1618個(gè)省份出現(xiàn)類似情況（2022第一次出現(xiàn)的廣東。光伏202214東北新疆8個(gè)，集中在甘肅陜西湖南吉林蒙西等。這里我們還要額外考慮到，2022221改委、能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于加快推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》的通知，對由于報(bào)價(jià)原因未中標(biāo)電量已經(jīng)不納入新能源棄電量統(tǒng)計(jì)。圖表25：全國棄風(fēng)、棄光率2022有掉頭向上趨勢 圖表26：節(jié)能風(fēng)電分省棄電率情況18%16%14%12%10%8%6%4%2%0%

棄風(fēng)率 棄光率2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022資料來源：國家能源局，全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心， 資料來源：公司公告，緩解消納需要源網(wǎng)荷儲多方配合，煤電靈活性改造capex最低電化學(xué)儲能等手段解決。而在空間錯配方面，目前特高壓是遠(yuǎn)距離電力輸送的重要手段。緩解手段規(guī)模單位投資成本相關(guān)電改政策緩解手段規(guī)模單位投資成本相關(guān)電改政策電源側(cè)氣電“十四五”新增50GW4-5元/W現(xiàn)貨加速推廣，新能源入市，加大現(xiàn)貨市場價(jià)差波動電源側(cè)煤電靈活性改造“十四五”30-40GW0.5-1.5元/W現(xiàn)貨加速推廣，新能源入市，加大現(xiàn)貨市場價(jià)差波動，拉長低電價(jià)甚至負(fù)電價(jià)時(shí)間；容量電價(jià)政策出臺，輔助服務(wù)市場逐步完善電網(wǎng)側(cè)特高壓“十四五”預(yù)計(jì)開工10直8交200-300億元/條；特高壓交流50-100億元/條發(fā)改委核定的輸配電價(jià)負(fù)荷側(cè)需求響應(yīng)2025年達(dá)到81.5GW1-3元/瓦·年現(xiàn)貨加速推廣，新能源入市，加大現(xiàn)貨市場價(jià)差波動；虛擬電廠參與現(xiàn)貨/輔助服務(wù)等市場交易儲能側(cè)抽水蓄能“十四五”開工40GW+5.5元/W兩部制電價(jià)政策已經(jīng)出臺，后續(xù)電量交易可能參與現(xiàn)貨電化學(xué)儲能1-2元/WH容量補(bǔ)貼；現(xiàn)貨加速推廣，新能源入市，加大現(xiàn)貨市場價(jià)差波動儲能參與現(xiàn)貨市場逃離，資料來源：中電聯(lián)，抽水蓄能行業(yè)分會，上海電力結(jié)算中心，中國石油規(guī)劃總院，vs50～60%，供熱機(jī)75～85%1.5%～2%/min；而丹麥硬煤機(jī)組最小出力可達(dá)20％～254％～6％/min丹麥煤電靈活性改造非常重要的刺激因素就是新能源快速發(fā)展后的長期低電價(jià)，加入北歐電力交易10年市場低電價(jià)持續(xù)時(shí)間冗長，才逐步促使當(dāng)?shù)孛弘婇_始大規(guī)模投資改造。圖表28：2022年中美國德發(fā)電量結(jié)構(gòu) 圖表29：丹麥火電出力跟隨電價(jià)水平調(diào)整

燃油 天然氣 燃煤 核能 水 可再生能源 其他64%64%中美火電占比接近61%中國 美國 德國

4003002001000(100)(200)(300)

電價(jià)/[丹麥克朗·1/（MW·h）]負(fù)荷率（右）負(fù)荷率（右）0 8 121620242832364044

100%80%60%40%20%0%資料來源：BP， 資料來源：《火電靈活性改造的現(xiàn)狀、關(guān)鍵問題與發(fā)展前景》潘爾生等（2020），通過丹麥的經(jīng)驗(yàn)我們可以知道，要促進(jìn)煤電更積極去做靈活性改造，容量電價(jià)本身的力度是不夠的，頻繁波動的電價(jià)和新能源發(fā)電時(shí)長期的負(fù)電價(jià)是最好的經(jīng)濟(jì)刺激。在我們電改還難以承受電價(jià)大范圍波動的情況下，輔助服務(wù)市場是相對柔和的機(jī)制。目前來看，國內(nèi)20239月18日發(fā)改委、能源局聯(lián)合印發(fā)中國首個(gè)電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則，剩余省份的現(xiàn)貨市場也在加速推進(jìn)。圖表30：各地現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場推進(jìn)進(jìn)度

現(xiàn)貨交易市場 輔助服務(wù)市場是否存在現(xiàn)貨交易市場新能源是否參與現(xiàn)貨市場是否存在輔助服務(wù)市場山東√√√山西√√√廣東√√√蒙西√√√甘肅√√√浙江×××福建√×√四川√×√海南××√貴州××√廣西××√云南××√河北南網(wǎng)××√寧夏√×（2024年）√安徽××√遼寧√×√河南√×√陜西××√青海××√新疆××（2024年）√吉林××√黑龍江××√湖北√×√湖南××√江西××√江蘇√×√重慶××√上?！痢痢毯颖北本W(wǎng)××√資料來源：各地區(qū)發(fā)改委，各地區(qū)能源局，華泰研究當(dāng)前輔助服務(wù)市場的激勵性，尚不足以支撐煤電靈活性改造2781.9%167億元/54億元/45億60%/19%/16%254億元，91%PJM20152.5%，20158%1，我國輔助服務(wù)市場規(guī)模還遠(yuǎn)遠(yuǎn)不足。圖表31：東北輔助服務(wù)市場細(xì)則資料來源：1《新一輪電改下電力輔助服務(wù)市場機(jī)制及儲能參與輔助服務(wù)的經(jīng)濟(jì)性研究》（李明，焦豐順，任暢翔，趙瑞）煤電靈活性改造成本相對于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段更低，具有最高性價(jià)比。根據(jù)調(diào)峰成本和補(bǔ)貼收入測算結(jié)果，可得出年度調(diào)峰利潤。經(jīng)測算，若對東北火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造并提供調(diào)峰服務(wù)，收益或較好，反之對全國所有火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造并提供調(diào)峰服務(wù)，將面臨虧損。500-1500元/千瓦。假設(shè)煤電機(jī)40%/30%的靈活性改造單位調(diào)峰容量1000/1500元/長年份，即使進(jìn)行靈活性改造，也并不能夠增加機(jī)組壽命，同時(shí)不考慮殘值，我們假設(shè)靈10年。300MW600MW40%、30%時(shí)靜態(tài)投資回收期均小于10年（152年，故可回收成本；負(fù)荷率為%時(shí)，即使不產(chǎn)生靈活性改造成本，由于調(diào)峰補(bǔ)助不足以覆蓋調(diào)峰成本，調(diào)峰將虧損。我們通過對各省調(diào)峰補(bǔ)貼進(jìn)行平均，得出全國平均調(diào)峰30%時(shí)靜態(tài)投資回收期均大于報(bào)廢年限（假設(shè)0年，故不可獲利；負(fù)荷率為%、%時(shí)，調(diào)峰補(bǔ)助則不足以覆蓋調(diào)峰成本。圖表32

東北調(diào)峰測算300MW亞臨界機(jī)組 600MW超臨界機(jī)組深度調(diào)峰負(fù)荷率50%40%30%50%40%30%年度調(diào)峰利潤（萬元/年）-43617924415-69038549347煤電靈活性改造單位調(diào)峰容量成本（元/千瓦）-10001500-10001500靈活性改造成本（萬元）-30009000-600018000靜態(tài)投資回收期（年）-1.672.04-1.561.93全國調(diào)峰測算300MW亞臨界機(jī)組300MW亞臨界機(jī)組深度調(diào)峰負(fù)荷率50%40%30%50%40%30%年度調(diào)峰利潤（萬元/年）-261-167194-339-64905煤電靈活性改造單位調(diào)峰容量成本（元/千瓦）-10001500-10001500靈活性改造成本（萬元）-30009000-600018000靜態(tài)投資回收期（年）--17.9846.35--93.5519.90注：1）因假設(shè)原最低運(yùn)行負(fù)荷為50%，故深度調(diào)峰負(fù)荷50%時(shí)不需靈活性改造；2）靈活性改造成本=煤電靈活性改造單位調(diào)峰容量成本*（原最低運(yùn)行負(fù)荷率-改造后最運(yùn)行低負(fù)荷率）*額定功率；3）靜態(tài)投資回收期=靈活性改造成本/年度調(diào)峰利潤資料來源：中國電力企業(yè)聯(lián)合會、估算火電機(jī)組參與調(diào)峰調(diào)頻后，單位成本增加，同時(shí)產(chǎn)能利用率下降，火電機(jī)組收入將受到拖累。一方面，火電機(jī)組通過靈活性改造參與調(diào)峰調(diào)頻后，為了配合新能源的不穩(wěn)定發(fā)電，火電自身的負(fù)荷率也隨之波動，帶來火電單位煤耗量增加，推升火電發(fā)電的單位燃料成本。根據(jù)公開數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，近幾年河南、新疆、江蘇、上海等地區(qū)平均供電煤耗均為上升趨勢，2020/2022年河南/新疆/江蘇/上海供電煤耗分別為272/273/263/264克/千瓦時(shí)以及276/277/265/272克/千瓦時(shí)。需要說明的是，煤耗增加也可能來源于近幾年煤價(jià)高企導(dǎo)致入爐煤種變化等其他因素。另一方面，參與調(diào)峰調(diào)頻后，火電機(jī)組的平均負(fù)荷率下降，使得利用小時(shí)數(shù)降低，最終火電機(jī)組的產(chǎn)能利用率滑坡。我們以吉電股份為例，對公司參與調(diào)峰調(diào)頻后的火電煤耗、輔吉電股份供電煤耗上升而利用小時(shí)數(shù)下降，2023-23年Q1的火電煤耗分別為242.4/243.74/245.3克/4134/4101/3820小時(shí)。需要說明的是，利用小時(shí)下降也可能來源于近幾年需求和用電量波動等其他因素。圖表33：吉電股份煤耗利用小時(shí)和輔助服務(wù)收入 圖表34：2020-2022年河南/新疆江蘇/上海供電煤耗率均有上升輔助服務(wù)收入（億元，左）Q1輔助服務(wù)收入（億元，左）Q1火電煤耗（百克/千瓦時(shí)，右） 利用小時(shí)（千小時(shí)，右）4.03

(克/千瓦時(shí)280Y2020Y2021Y2020Y2021Y20223.523.012.5

27026526002020

2021

2022

2.0

255河南 新疆

江蘇 上海資料來源：，公司公告， 資料來源：，依據(jù)吉電股份公告披露的電量/標(biāo)煤采購單價(jià)2021/2022年公司燃煤0.13/0.16億元。依據(jù)公司披露的火電裝機(jī)容量火電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)電2021/20220.59/5.4億元。假設(shè)這兩者主要2021/2022年公司參與調(diào)峰調(diào)頻后僅燃煤成本增加和發(fā)電量0.72/5.56億元的損失，當(dāng)年輔助服務(wù)收入并不一定都可以覆蓋?？紤]到參與調(diào)峰調(diào)頻后，公司還將承擔(dān)更高的機(jī)組損耗、啟停成本以及額外的環(huán)保開支，即便在輔助服務(wù)收入最高的東北，當(dāng)前收入是否可以覆蓋公司參與調(diào)峰所將面臨的損失還值得商榷。圖表35：2021-2022年吉電股份調(diào)峰損失測算20212022發(fā)電量億度135.4126.1煤價(jià)元/噸736.3815.8煤耗增加克/度1.341.56（1）燃煤成本增加億元0.130.16裝機(jī)容量GW3.33.3利用小時(shí)數(shù)下降小時(shí)33303電價(jià)（不含稅）元/度0.540.54（2）損失的電量收入億元0.595.40（1）+（2）調(diào)峰損失億元 0.725.56輔助服務(wù)收入億元 2.493.57資料來源：公司公告，估算煤電從發(fā)電主力逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏ο到y(tǒng)壓艙石。這一轉(zhuǎn)變對火電提出了相矛盾的要求：既要求火電裝機(jī)量提升，以更好發(fā)揮穩(wěn)定性價(jià)值；但又要給新能源電量“讓路”并為此調(diào)峰，火電負(fù)荷率又將下降。考慮到火電項(xiàng)投入較大，運(yùn)營期煤價(jià)確定性低，參與調(diào)峰調(diào)頻后火望解決新型電力系統(tǒng)對火電角色的矛盾要求。風(fēng)光加速入市，一/二次能源價(jià)格共振0，市場中核電/水電/風(fēng)光總能以比火電更低的價(jià)格獲得消納，因此火電是市場化交易中的邊際價(jià)格出清者。煤電在點(diǎn)火價(jià)差為正（電價(jià)高于單位可變成本也就是燃料成本）的情況下，和所有大宗商品一樣，都有降價(jià)換量的動力。在中長期交易中，隨著煤電產(chǎn)能利用率逐漸走低（電量越來（不包括現(xiàn)貨）中的定價(jià)權(quán)會逐步減弱，當(dāng)然前提是必須高于邊際成本。同時(shí)，隨著容量電價(jià)逐步覆蓋固定投資成本，火電電力電價(jià)有了下降空間，煤電報(bào)價(jià)逐步降低成為必然。圖表36：電力交易中邊際成本最高的供給商作為出清價(jià)格，通?？梢员Ｕ峡稍偕茉磧?yōu)先消納負(fù)荷曲線燃油機(jī)組負(fù)荷曲線燃油機(jī)組天然氣硬煤硬煤可再生能源熱電聯(lián)產(chǎn)褐煤核電發(fā)電量資料來源：現(xiàn)貨電價(jià)更多反應(yīng)的是電力價(jià)值中長期更偏向于帶時(shí)間曲線的電量價(jià)值所以現(xiàn)貨價(jià)格和中長期的報(bào)價(jià)策略并不一致；但是中長期交易是決定火電收入的壓艙石，對新能源并不一定是。容量電價(jià)出臺或?qū)⒓铀倏稍偕茉吹蛢r(jià)上網(wǎng)0.4元/度。參考典型純火電浙能15%15%，燃料及其他可變70%。圖表37：容量電價(jià)與調(diào)峰調(diào)頻共振，煤電市場化電價(jià)或?qū)⑾陆蒂Y料來源：wind，容量電價(jià)政策推出后，火電的總電價(jià)被拆分為容量電價(jià)和電力電價(jià)，其中容量電價(jià)有望對部分固定成本（折舊和財(cái)務(wù)費(fèi)用）進(jìn)行覆蓋。根據(jù)我們測算，330元（總成本中的%15%*0.4=0.06我們認(rèn)為容量電價(jià)的出臺使得煤電在電力市場中的報(bào)價(jià)不再需要分?jǐn)偨ㄔO(shè)成本，市場化交易電價(jià)有了下降空間。同時(shí)，為適應(yīng)新型電力系統(tǒng)要求，火電負(fù)荷率將會持續(xù)降低，尤其在中長期電量報(bào)價(jià)的考慮上，供給側(cè)過剩是必然趨勢；火電機(jī)組為增加收入，有降價(jià)促銷的動力。不考慮煤價(jià)波動，容量電價(jià)政策出臺后，煤電在市場報(bào)價(jià)上的退讓，會帶動其他和煤電一起交易的可再生能源市場化交易價(jià)格一起走低。新能源入市比例增加，定價(jià)權(quán)在電量上“供給過剩”的火電50%進(jìn)入市場40%（龍?jiān)措娏灰妆壤堰_(dá)%，而水電市場化交易比例約-%圖表38：全國分電源市場化交易比例（示性） 圖表39：只要點(diǎn)火價(jià)差穩(wěn)定為正，火電市化報(bào)價(jià)讓利是必然60%水電 風(fēng)電光伏 核電 氣電 煤電資料來源：公司公告， 資料來源：2022年煤價(jià)較高，火電仍有足夠的定價(jià)權(quán)，電價(jià)呈現(xiàn)遠(yuǎn)高于基準(zhǔn)電價(jià)的態(tài)勢。2022419/405/409/505元/MWh，超過基準(zhǔn)價(jià)87/108/127/130元/MWh。相較而言同期同省份光伏、風(fēng)電結(jié)算價(jià)格更低。山西光伏發(fā)電/101/83元/MWh188/170元/MWh；甘肅光伏發(fā)電/風(fēng)力發(fā)電分別低于基準(zhǔn)價(jià)格55/17元/MWh，低于火電結(jié)算價(jià)格162/124元/MWh16%圖表402022（包括中長期和現(xiàn)貨

結(jié)算價(jià)格（元/MWh）省份/地區(qū)火電較基準(zhǔn)價(jià)光伏較基準(zhǔn)價(jià)風(fēng)電較基準(zhǔn)價(jià)基準(zhǔn)價(jià)格山西418.886.84230.6-101248.7-83.3332甘肅405.4107.6243-54.8281.2-16.6297.8蒙西(6-12月)409.4126.5204.9-78189-93.9282.9參與中長期 242.7-13239318.18山東（含容量補(bǔ)償)未參與中長期504.71 129.91355.3-19.5360.9374.8-13.93資料來源：各地政府官方網(wǎng)站，一次/二次能源價(jià)格的平衡0，市場中核電/水電/風(fēng)光總能以比火電更低的價(jià)格獲得消納，因此火電是市場化交易中的邊際價(jià)格出清者。倘（這個(gè)幾乎是必然的，2）（這個(gè)有不確定性潤會被壓縮，新增裝機(jī)投資會受到抑制，新能源消納壓力又得到了減輕，電力供求關(guān)系會得到緩解，從而實(shí)現(xiàn)動態(tài)平衡。圖表41：歐美各國光伏裝機(jī)與一次能源價(jià)格 圖表42：2011-2022年全球煤電發(fā)電量增速與一次能源價(jià)格增速（GW）8642200620072011201220062007201120122013201420152016

西班牙德國澳大利亞世界銀行歐洲天然氣現(xiàn)貨價(jià)（右）紐卡斯?fàn)朜EWC動力煤現(xiàn)貨價(jià)（右

（十美元/噸）54321202020212022202020212022

10%5%0%-5%-10%-15%-20%

全球煤電發(fā)電量增速 美國天然氣價(jià)格增速(右）

120%100%80%60%40%20%0%-20%-40%-60%資料來源：世界銀行 資料來源：IEA從歐美各國成熟電力市場的情況來看，光伏裝機(jī)量的變化與一次能源價(jià)格具有較強(qiáng)的相關(guān)性：當(dāng)煤價(jià)上行帶動現(xiàn)貨/期貨價(jià)格上行時(shí)，PPA等長期合約市場可以鎖定更高回報(bào)率，新能源裝機(jī)會加速。根據(jù)IEA、等數(shù)據(jù)來看，隨著紐卡斯?fàn)杽恿γ含F(xiàn)貨價(jià)以及歐洲天然氣現(xiàn)貨價(jià)走高，西班牙、德國、澳大利亞等國的光伏裝機(jī)量呈現(xiàn)同步上升趨勢。2014年-2022年，紐卡斯?fàn)杽恿γ含F(xiàn)貨價(jià)/歐洲天然氣現(xiàn)貨價(jià)CAGR分別為19%/20%，同期西班牙/德國/澳大利亞光伏裝機(jī)量CAGR分別為124%/19%/2%。42能源價(jià)格上漲，并傳導(dǎo)到電價(jià)上漲，光伏裝機(jī)量隨之提升，新能源發(fā)電量增加，又將降低煤電發(fā)電量，帶動煤價(jià)下行。最終，電價(jià)、能源價(jià)格、新能源裝機(jī)量會在市場力量的作用下形成一個(gè)微妙的平衡。圖表43：一次能源與二次能源的平衡資料來源：煤價(jià)維持在合理水平，是新能源滲透率提升的前提我們預(yù)計(jì)，2023年全社會用電量有望突破9萬億度，到2030年十五五末全社會用電量或達(dá)到12.6萬億度，用電量負(fù)荷增速在9.5%。圖表44：2016-2030電力需求預(yù)測TWh20162017201820192020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E全社會用電總量592063086916722675118313863791169618101161060711102115991210412617各行業(yè)用電量合計(jì)51145440592862566416713973017712815285909028946899081035410806第一產(chǎn)業(yè)10811612213386102115126138151163177191205220第二產(chǎn)業(yè)421044434722493751225613570059796296661469317250757078908208第三產(chǎn)業(yè)7978811084118612091423148616071717182519342041214722582377城鄉(xiāng)居民用電量合計(jì)807869970102510951174133714031467152515791634169117501812資料來源：國家能源局，預(yù)測結(jié)合中電聯(lián)/能源局公開數(shù)據(jù)，十三五以來我國電力總裝機(jī)穩(wěn)步增加，而發(fā)電量增速相對較緩。根據(jù)我們的預(yù)測，2025/30年火電電量會下滑至58%/44%，煤電利用小時(shí)會從2022年的4620下滑至2025/30的4018/3165.圖表45：2016-2030電力供給預(yù)測電源類型20162017201820192020202120222023E裝機(jī)量/GW2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E合計(jì)165117771900201122012378256428973240360839314241455448675180火力106111051144119012461297133213971457152715541572157215731574水力332344353358370391414423432447460467491518544核3436454950535658606570788796104風(fēng)147163184209282329365430501579657735813891969光伏7612917420425330739359079099011901390159017901990其他000001500000000分布式光伏裝機(jī)1030516378107158201發(fā)電量/TWh259319383459528608649合計(jì)602364176995732776268396866391439647101461063811135116341214012655火力432745564925504751775666585360055918585257625755571556535603水力117511931232130213551340120211861358148115081520155016101672核213248295349366408418438458484521572640706768風(fēng)2413033664054676567629131069124014191598177819572136光伏67117177224261327428601844108814281690195222142476資料來源：中電聯(lián)預(yù)測20232024年對動力煤的需求之間的關(guān)系來說明一次能源和二次能源價(jià)格的平衡。我國電力系統(tǒng)耗煤需求占動力煤總需求60以上，并且占比在近年仍有提升趨勢。2019/2020/2021/2022/2023M761%/61%/62%/63%/64%，五年內(nèi)占比提升3pct。可見，電量對煤價(jià)的影響至關(guān)重要。20232024年煤電的發(fā)電量會有2023200-300GW2024年煤電發(fā)電量將會減884-1801圖表46：2024E煤電增量敏感性分析（按照光伏裝機(jī)） 圖表47：動力煤需求拆分(2024E煤電增量，億度)-400(200,-884)

100%90%80%

電力行業(yè) 冶金行業(yè) 化工行業(yè)-800-1,200-1,600-2,000

(230,-1067)(260,-1250)(290,-1434)(320,-1617)(350,-1801)(2023E光伏裝機(jī)容量，GW)200 230 260 290 320 350

70%60%50%40%30%20%10%0%

11%8%9%6%5%11%6%5%10%9%9%6%5%10%8%8%6%5%10%9%7%6%5%61%61%62%63%64%9%8%

2020

2021

2022

2023M7資料來源：，預(yù)測 資料來源：，預(yù)測假設(shè)3年起年均新增光伏W風(fēng)電W4年開始出現(xiàn)負(fù)增長；即使假設(shè)未來新能源建設(shè)不加速，2024-300.3億噸/年。圖表48：發(fā)電量增量拆分（單位：億度） 圖表49：煤電電量變化（單位：億度）水電 核電 新能源 煤電 氣電等

5,0000

2020 2021 2022 2023E2024E2025E2026E

02020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E資料來源：，預(yù)測 資料來源：，預(yù)測圖表50收盤價(jià)目標(biāo)價(jià)市值(百萬)EPS(元)PE(倍)股票名稱股票代碼投資評級(當(dāng)?shù)貛欧N)(當(dāng)?shù)貛欧N)(當(dāng)?shù)貛欧N)20222023E2024E2025E20222023E2024E2025E華潤電力836HK買入15.0229.3972,2531.463.113.343.7810.294.834.503.97華能國際600011CH買入8.0411.55126,213-0.470.900.991.09-17.118.938.127.38國投電力600886CH買入11.9714.5889,2270.550.890.961.0121.7613.4512.4711.85建投能源000600CH增持5.896.7110,5530.060.180.270.4298.1732.7221.8114.02國電電力600795CH買入3.724.9466,3490.160.360.420.5023.2510.338.867.44華能國際電力902HK買入3.885.2360,909-0.510.890.991.08-6.984.003.603.30股份華電國際600027CH買入5.387.0055,0240.010.630.700.82538.008.547.696.56華電國際電力1071HK買入3.273.6433,4440.000.620.700.81NA4.844.293.70股份浙能電力600023CH買入4.335.7558,060-0.140.520.550.57-30.938.337.877.60京能電力600578CH增持3.134.0620,9520.2426.0819.5614.2313.0420230922日資料來源：Bloomberg，預(yù)測圖表51：重點(diǎn)推薦公司最新觀點(diǎn)股票名稱 最新觀點(diǎn)華潤電力(836HK)華能國際(600011CH)國投電力(600886CH)建投能源(000600CH)國電電力(600795CH)華能國際電力股份(902HK)

抗住人民幣匯率波動壓力，1H23歸母凈利同比+54%1H23，公司營收/歸母凈利同比+2%/+54%至515/67億港幣，核心利潤中可再生能源/火電貢獻(xiàn)分別為59.54/7.26億港幣，同比增長13%/151%，若剔除港幣/人民幣匯率同比-6.4%的負(fù)面影響，同比增速更高?？紤]風(fēng)電利用小時(shí)同比大幅增長和煤價(jià)快速下行，我們上調(diào)23-25年公司歸母凈利至150/161/182億港幣（前值：132/146/172億港幣）。參考火電/可再生能源2023EPB/PE一致預(yù)期0.8/15.8x，給予公司火電/可再生能源0.5/18.5x2023EPB/PE（歸母權(quán)益/凈利潤：177/97億港幣），火電折價(jià)考慮可比公司中有新能源預(yù)期，新能源溢價(jià)考慮公司盈利能力較可比公司更優(yōu)，總市值折價(jià)25%以反映新能源分拆上市的潛在影響，目標(biāo)市值1414億港幣，目標(biāo)價(jià)29.39港幣（前值：25.44港幣），維持“買入”。風(fēng)險(xiǎn)提示：1）煤價(jià)漲幅超預(yù)期；2）利用小時(shí)數(shù)低于預(yù)期；3）市場化電價(jià)低于預(yù)期；4）分拆上市落地情況與預(yù)期不符。報(bào)告發(fā)布日期：2023年08月22日點(diǎn)擊下載全文：華潤電力(836HK,買入):1H23綠電表現(xiàn)優(yōu)異，火電實(shí)現(xiàn)扭虧2Q23境內(nèi)煤電開始兌現(xiàn)盈利，1H23新加坡業(yè)務(wù)利潤貢獻(xiàn)亮眼公司1H23營收/歸母凈利為1260.32/63.08億元，同比+7.8%/+309.7%，其中歸母凈利位于業(yè)績預(yù)告57.5-67.5億元的上區(qū)間；2Q23營收/歸母凈利為607.63/40.58億元,同比+17.7%/+297.7%；1H23業(yè)績大增主要系境內(nèi)煤電開始盈利以及新加坡貢獻(xiàn)利潤總額28.9億元?？紤]公司境外業(yè)務(wù)利潤高增，上調(diào)公司2023-25年歸母凈利至142/156/171億元（前值：117/129/141億元）。預(yù)計(jì)公司23年新能源歸母凈利80.02億元和火電板塊歸母權(quán)益568.06億元，分別給予23EPE25.5x和PB1x（可比公司一致預(yù)期23EPE/PB15.6x/1.02x，公司溢價(jià)考慮新能源盈利能力更強(qiáng)及火風(fēng)光一體化優(yōu)勢更佳；火電仍有一定燃煤成本壓力），扣除永續(xù)債后預(yù)計(jì)公司總市值1813億元，對應(yīng)股價(jià)11.55元（前值：11.29元），“買入”。風(fēng)險(xiǎn)提示：煤價(jià)高于預(yù)期；市場化電價(jià)上漲/利用小時(shí)/風(fēng)光新項(xiàng)目投產(chǎn)不及預(yù)期；計(jì)提資產(chǎn)減值風(fēng)險(xiǎn)。報(bào)告發(fā)布日期：2023年07月26日點(diǎn)擊下載全文：華能國際(600011CH,買入):煤電盈利開始兌現(xiàn)，新加坡貢獻(xiàn)亮眼1H23火電盈利改善顯著，水電電量同比下滑公司1H23營業(yè)收入/歸母凈利263.7/33.4億元，同比+16.2%/+42.1%（yoy均為調(diào)整后口徑）；2Q23公司實(shí)現(xiàn)營收/歸母凈利131.1/17.2億元，同比+12.5%/+31.5%。謹(jǐn)慎考慮雅礱江全年發(fā)電量，我們下調(diào)公司23-25年歸母凈利預(yù)測至66.2/71.4/75.2億元（前值：69.3/72.1/77.2億元）?；?3E火電歸母凈資產(chǎn)/清潔能源歸母凈利51.77/61.19億元，參考火電/清潔能源可比公司23EPB/PE一致預(yù)期1.0/15.9x，考慮火電可比公司擁有新能源資產(chǎn)估值預(yù)期但公司1H23火電度電盈利改善較優(yōu)及雅礱江水電未來水風(fēng)光一體成長性，給予公司火電/清潔能源0.9/17x23EPB/PE，目標(biāo)市值1087億，目標(biāo)價(jià)14.58元（前值16.42元），“買入”。風(fēng)險(xiǎn)提示：來水/兩楊發(fā)電量/市場化電價(jià)上漲不及預(yù)期；煤價(jià)增長超預(yù)期。報(bào)告發(fā)布日期：2023年08月29日點(diǎn)擊下載全文：國投電力(600886CH,買入):水電電量下滑，但火電盈利改善顯著1H23歸母凈利扭虧為盈，小幅下調(diào)目標(biāo)價(jià)建投能源發(fā)布業(yè)績：1H23年實(shí)現(xiàn)營收89.4億元（同比+1.1%），歸母凈利0.8億元，同比扭虧為盈，扣非后-0.3億元（同比+78.1%），與業(yè)績快報(bào)基本一致。煤炭市場價(jià)格高位回落，火電行業(yè)盈利能力逐步恢復(fù)，公司2023年全年業(yè)績有望大幅改善。上調(diào)煤價(jià)和利用小時(shí)數(shù)預(yù)測，下調(diào)盈利預(yù)測，預(yù)計(jì)23-25年歸母凈利潤3.21/4.79/7.59億元（前值4.74/6.49/9.51億元），BPS5.59/5.77/6.05元（前值5.68/5.90/6.24元）。參考可比23年P(guān)B均值1.2x（一致預(yù)期），給予公司23年1.2x目標(biāo)PB，目標(biāo)價(jià)6.71元（前值6.82元基于1.2x23EPB），維持“增持”評級。風(fēng)險(xiǎn)提示：煤價(jià)漲幅超預(yù)期、利用小時(shí)數(shù)下滑、在建項(xiàng)目進(jìn)度不及預(yù)期。報(bào)告發(fā)布日期：2023年08月25日點(diǎn)擊下載全文：建投能源(000600CH,增持):火電盈利有望逐步修復(fù)1H23歸母凈利同比+28.2%，中期派息率29.85%公司1H23營收/歸母凈利883.52/29.88億元，同比-3.1%/+28.2%；2Q23營收/歸母凈利430.19/20.23億元，同比-3.1%/+58.9%。公司擬派發(fā)1H23中期現(xiàn)金紅利0.05元（含稅），派息率29.85%。考慮煤價(jià)下行背景下，公司火電盈利顯著提升，上調(diào)公司23-25E歸母凈利至65/75/90億元（前值：58/64/73億元）。根據(jù)公司23年新能源歸母凈利29.18億元，水電/火電歸母凈資產(chǎn)184/256億元，參考可比公司一致預(yù)期23EPE/PB/PB均值16.0/2.00/0.90x，考慮火電可比公司含新能源估值，公司新能源/水電的裝機(jī)規(guī)模/盈利較可比公司有差距但23年新增風(fēng)光裝機(jī)目標(biāo)（8GW）高于可比公司，給予公司23EPE/PB/PB14/1.45/0.8x，目標(biāo)價(jià)4.94元（前值：5.19元），維持“買入”評級。風(fēng)險(xiǎn)提示：煤價(jià)超預(yù)期及長協(xié)煤保障不及預(yù)期；煤電電價(jià)上漲/新能源發(fā)展/大渡河水能利用/大渡河電價(jià)不及預(yù)期；資產(chǎn)減值額度高于預(yù)期。報(bào)告發(fā)布日期：2023年08月31日點(diǎn)擊下載全文：國電電力(600795CH,買入):煤電盈利水平優(yōu)異，派發(fā)中期股息2Q23境內(nèi)煤電開始兌現(xiàn)盈利，1H23新加坡業(yè)務(wù)利潤貢獻(xiàn)亮眼1H23營收/1260.32/64.90億元，同比+7.84%/+301.53%57.5-67.5億元的上區(qū)間；1H23業(yè)績大增主28.92023-25140/155/170（前值：89/109/114億元）23BPS3.191.5x2023EPB3.65.23港幣（前值：5.00港幣）?！百I入”評級。風(fēng)險(xiǎn)提示：煤價(jià)高于預(yù)期；市場化電價(jià)上漲/利用小時(shí)/風(fēng)光新項(xiàng)目投產(chǎn)不及預(yù)期；計(jì)提資產(chǎn)減值風(fēng)險(xiǎn)。報(bào)告發(fā)布日期：2023年07月26日點(diǎn)擊下載全文：華能國際電力股份(902HK,買入):煤電盈利開始兌現(xiàn)，新加坡貢獻(xiàn)亮眼股票名稱 最新觀點(diǎn)華電國際(600027CH)華電國際電力股份(1071HK)浙能電力(600023CH)京能電力(600578CH)

煤價(jià)下行，促使公司1H23歸母凈利同比+55.91%1H23實(shí)現(xiàn)營收/594.5/25.8億元，同比+19.99%/+55.91%23.5-28.22Q23公司營收/274.7/14.5億元，同比+32.5%/+40.0%。1H23公司歸母凈利潤同比增長主要系入爐標(biāo)煤單價(jià)同比-7.4%2Q23公司參股煤炭貢獻(xiàn)盈23-2564/72/84（前值：68/77/89億元AH股新能源/火電/17.5/1.0/1.8x10.9/0.5/1.8x23EPE/PB/PB，A/H7.00元/3.64港元（前值：6.70元/3.90港元），“買入”。風(fēng)險(xiǎn)提示：長協(xié)煤履約不及預(yù)期，煤電電價(jià)上漲不及預(yù)期，參股新能源平臺的股權(quán)比例被稀釋風(fēng)險(xiǎn)，參股新能源平臺發(fā)展不及預(yù)期。報(bào)告發(fā)布日期：2023年08月30日點(diǎn)擊下載全文：華電國際(1071HK,買入;600027CH,買入):煤電盈利改善顯著,參股煤炭貢獻(xiàn)減弱2Q23火電度電盈利環(huán)比改善顯著，2023全年業(yè)績彈性可期1H23公司實(shí)現(xiàn)營收/歸母凈利417.3/27.8億元，同比+16.2%/+602.8%，歸母凈利位于業(yè)績預(yù)告23.48-31.77億元的上區(qū)間；2Q23公司營收/歸母凈利分別同比+36.8%/863.6%至240.8/17.7億元。我們測算公司2Q23火電度電凈利1.5分，較1Q23的0.2分改善顯著。截至8月29日收盤，公司PB（LF）低于1x，估值性價(jià)比高。綜合調(diào)整公司投資收益及入爐標(biāo)煤單價(jià)，我們預(yù)計(jì)公司2023-2025年歸母凈利70.2/73.8/76.2億元（前值：76.7/80.9/83.9億元），對應(yīng)EPS為0.52/0.55/0.57元，參考可比公司一致預(yù)期2023EPE均值12x，考慮公司較可比公司雖無控股新能源裝機(jī)規(guī)劃但公司2023年火電盈利彈性更大且盈利能力更強(qiáng)，給予公司11x2023EPE，目標(biāo)價(jià)5.75元（前值：5.72元），“買入”。風(fēng)險(xiǎn)提示：煤價(jià)下行不及預(yù)期，上網(wǎng)電價(jià)不及預(yù)期。報(bào)告發(fā)布日期：2023年08月30日點(diǎn)擊下載全文：浙能電力(600023CH,買入):Q2火電度電盈利環(huán)比改善顯著1H23歸母凈利yoy-28%，下調(diào)盈利預(yù)測與目標(biāo)價(jià)京能電力發(fā)布半年報(bào)，1H23實(shí)現(xiàn)營收150.07億元（yoy+7%），歸母凈利3.68億元（yoy-28%），扣非凈利3.53億元（yoy-29%）。其中2Q23實(shí)現(xiàn)營收64.30億元（yoy+3%，qoq-25%），歸母凈利-3919萬元（yoy-118%，qoq-110%）。根據(jù)在建項(xiàng)目進(jìn)度、利用小時(shí)數(shù)和煤價(jià)變化下調(diào)盈利預(yù)測，預(yù)計(jì)23-25年歸母凈利潤10.9/14.5/15.8億元（前值13.6/18.3/20.2億元），BPS3.69/3.74/3.76元（前值3.73/3.80/3.83元）。參考可比23年P(guān)B均值1.1x（一致預(yù)期），給予公司23年1.1x目標(biāo)PB，目標(biāo)價(jià)4.06元（前值4.10元基于23年1.1xPB），維持“增持”評級。風(fēng)險(xiǎn)提示：煤價(jià)漲幅超預(yù)期、利用小時(shí)數(shù)下滑、在建項(xiàng)目進(jìn)度不及預(yù)期。報(bào)告發(fā)布日期：2023年08月17日點(diǎn)擊下載全文：京能電力(600578CH,增持):2Q23小幅轉(zhuǎn)虧，新機(jī)組持續(xù)落地資料來源：Bloomberg，預(yù)測風(fēng)險(xiǎn)提示布時(shí)間仍不確定。對容量電價(jià)劃分標(biāo)準(zhǔn)，以及對電價(jià)浮動范圍的建議標(biāo)準(zhǔn)將會對測算結(jié)果產(chǎn)生影響。1H23生改變，煤價(jià)仍有大幅波動風(fēng)險(xiǎn)，從而導(dǎo)致火電燃料成本過高，測算結(jié)果或與實(shí)際出現(xiàn)較大差異。免責(zé)聲明分析師聲明以往、現(xiàn)在或未來并無就其研究報(bào)告所提供的具體建議或所表迖的意見直接或間接收取任何報(bào)酬。一般聲明及披露本報(bào)告由股份有限公司（已具備中國證監(jiān)會批準(zhǔn)的證券投資咨詢業(yè)務(wù)資格，以下簡稱“本公司”）制作。本報(bào)告所載資料是僅供接收人的嚴(yán)格保密資料。。本公司不因接收人收到本報(bào)告而視其為客戶。本報(bào)告基于本公司認(rèn)為可靠的、已公開的信息編制，但本公司及其關(guān)聯(lián)機(jī)構(gòu)(以下統(tǒng)稱為“華泰”)對該等信息的準(zhǔn)確性及完整性不作任何保證。本公司不是FINRA的注冊會員，其研究分析師亦沒有注冊為FINRA的研究分析師/不具有FINRA分析師的注冊資格。華泰力求報(bào)告內(nèi)容客觀、公正，但本報(bào)告所載的觀點(diǎn)、結(jié)論和建議僅供參考，不構(gòu)成購買或出售所述證券的要約或招攬。該等觀點(diǎn)、建議并未考慮到個(gè)別投資者的具體投資目的、財(cái)務(wù)狀況以及特定需求，在任何時(shí)候均不構(gòu)成對客戶私人投資建議。投資者應(yīng)當(dāng)充分考慮自身特定狀況，并完解和使用本報(bào)告內(nèi)容，不應(yīng)視本報(bào)告為做出投資決策的唯一因素。對依據(jù)或者使用本報(bào)告所造成的一切后果，華泰及作者均不承擔(dān)任何法律責(zé)任。任何形式的分享證券投資收益或者分擔(dān)證券投資損失的書面或口頭承諾均為無效。響所預(yù)測的回報(bào)。品等相關(guān)服務(wù)或向該公司招攬業(yè)務(wù)。報(bào)告意見及建議不一致的市場評論和/應(yīng)當(dāng)考慮到華泰及給因可得到、使用本報(bào)告的行為而使華泰違反或受制于當(dāng)?shù)胤苫虮O(jiān)管規(guī)則的機(jī)構(gòu)或人員。本報(bào)告版權(quán)僅為本公司所有。未經(jīng)本公司書面許可，任何機(jī)構(gòu)或個(gè)人不得以翻版、復(fù)制、發(fā)表、引用或再次分發(fā)他人(無論整份或部分)等任何形式侵犯本公司版權(quán)。如征得本公司同意進(jìn)行引用、刊發(fā)的，需在