1行业报告│行业深度研究请务必阅读报告末页的重要声明边际改善利润修复，电改促火电价值重估新型电力系统行业深度研究系列五新一轮电改周期催化下，电源侧重点在于构建适配新能源大规模增长的新型电力系统，量的角度来看，需要火电发挥基荷作用+调节能力；价的角度来看市场化价格机制和收益机制，火电收益模式将转变。➢电力建设需要解决各省电源互济和尖峰负荷不足问题电量问题空间分布不均，我们计算全计新能源快速装机带来发电量增长虽然能够覆盖用电增速需求，但当前电量问题已经延伸为①各地区分布不均②可再生能源波动性③大基地配套电网输送能力相对滞后。负荷时空不均，我国用电需求呈现“日内双峰、夏冬双峰”特点，新能源无法跟踪负荷波动，随着经济转好&极端气候推升用电量增加，最高用电负荷显著提升，中电联预计今年夏季全国最高用电负荷约13.7亿千瓦左右，同比增加8000万千瓦至1亿千瓦，电力保供形势严峻，系统对于电量充裕度和灵活性资源需求较高，需火电等常规电源支撑。➢电改推动火电价值重估1）现货市场促进火电收益理顺，部分省份已完成现货市场模拟试运行，各试点省现货市场形成了初步反应实时供需的市场价格信号，价格波动也体现了电力不同时段的价值。2）煤价下行促进盈利修复，进入迎峰度夏期间，电厂日耗增加，煤价慢提升，电厂库存基本充沛，迎峰度夏过后，动力煤价格回归到年初低价区间，非电需求处于弱修复区间，动力煤全年仍处于下行区间。3）辅助服务市场，新版两个细则中补偿规定“谁提供、谁获利”，第三监管周期将系统运行费用单列，促进费用向用户侧传导,ROE水平有望提升。4）容量市场，容量市场收益是火电机组提供电力系统充裕度价值的稳定收益，极大促进火电机组进行灵活性改造的意愿，目前云南、山东等地给予容量市场或容量补偿费用，有望全国推行。➢三大选股逻辑：装机增量+高负荷地区+煤价弹性较高我们选股逻辑为“有装机增量+高负荷地区+煤价弹性较高”地区标的，有装机增量保障公司优质资产持续提升，高负荷地区保障用电量，保障相对较高利用小时数，本轮煤价下行周期内，过去高价买入市场煤标的本轮盈利修复弹性更高。➢投资建议重点推荐全国性发电龙头华能国际，国家能源集团旗下，煤电联营优势明显的国电电力，安徽地方火电龙头皖能电力，广东地区高负荷用电中心区域粤电力A，宝新能源，浙江省属火电企业浙能电力。风险提示：电改推进不及预期、火电建设不及预期、煤价波动。重点推荐标的简称EPSPECAGR-3评级2023E2024E2025E2023E2024E2025E华能国际0.831.001.1310.38.67.6-买入国电电力0.400.480.578.67.16.1-买入皖能电力0.590.670.7110.89.59.0-买入粤电力A0.590.670.8710.99.67.4-买入宝新能源0.730.771.318.17.74.5149.99%买入浙能电力0.420.500.5110.99.18.9-买入数据来源：公司公告，iFinD，国联证券研究所预测，股价取2023年08月25日收盘价证券研究报告2023年08月27日投资建议：强于大市（维持）上次建议：强于大市相对大盘走势作者分析师：贺朝晖执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cn联系人：袁澎邮箱：yuanp@glsc.com.cn相关报告1、《公用事业：绿证覆盖再度扩容，绿电增值在即》2023.08.032、《公用事业：8月代购电价格维持高位，多省峰谷价差上涨》2023.08.03-20%-10%0%10%2022/82022/122023/42023/8公用事业沪深300请务必阅读报告末页的重要声明2行业报告│行业深度研究投资聚焦核心逻辑从2015年“9号文”新一轮电改开启，我国发电侧将从“计划电价”逐步过度到“市场化电价”，陆续完善电价机制，逐步传导发电侧成本，火电上网电价目前为“基准价±20%溢价”，在电力供需紧缺，煤价成本高的情境下，2022年度交易结果来看，各地中长期交易电价均顶格成交，因向上幅度受限，表明电价机制还不具备完全市场性。当前节点下我国电力市场分为两个模式，第一个模式以广东、山东、山西、内蒙古等地为代表实施中长期交易+现货市场模式，另一模式为未开启电力现货市场，其他省份以年度交易+月度交易为主。我们观察到2023年至今各省积极推进电力现货市场建设，大部分省份已经完成模拟试运行，具备长周期结算试运行条件，我们预计2024-2025年将会以省级市场为单位迅速开展现货市场结算。火电角色将从基荷电源逐步转为保障性+调峰电源，通过第一批现货试点省份结算价格发现，火电依托发电能力灵活性充分受益现货市场，电量时间维度价值有望被放大，同时“能涨能跌”市场化机制有利于成本传导，有效缓解“煤电顶牛”情景。创新之处本篇报告深度分析当前节点下我国电力系统建设面临的电量问题和负荷问题，并分析新一轮电力体制改革带动煤电的收入-成本边际变化，通过三重选股逻辑“有装机增量地区+高负荷地区+煤价弹性”筛选推荐标的。投资看点火电板块短期博弈煤价下行带动边际改善，长期来看现货市场建设+辅助服务费用传导+容量电价等政策有望相继出台，火电价值重塑0YEVzQrMsRoPpRtQnQtMmNaQcM6MpNpPtRnOeRqQvNfQmOwOaQpOmMvPnRmMxNtPyQ请务必阅读报告末页的重要声明3行业报告│行业深度研究正文目录1.电力建设解决问题：各省电源互济&尖峰负荷不足.......................61.1电量问题：电源分布问题与传输能力滞缓.........................61.2负荷问题：供应与尖峰负荷错位...............................122.解决方式：电改推进带来价值重估...................................152.1电价推进：中长期交易规避风险，现货市场价格发现..............152.2成本改善：煤价下行促盈利修复...............................252.3火电价值重估：现货+辅助服务+容量............................293.三重选股逻辑....................................................363.1选股逻辑：装机持续地区+高负荷地区+煤价弹性..................363.2华能国际：全国火电龙头企业，火转绿低碳发展..................393.3国电电力：煤电联营控本优势明显.............................413.4皖能电力：安徽区域火电龙头，业绩高增........................433.5粤电力A：广东火电龙头，海上风电持续建设....................453.6宝新能源：广东民营火电运营商，装机增势持续..................473.7浙能电力：浙江省属火电企业，高负荷保障利用小时数............494.风险提示........................................................51图表目录图表1：2012-2022全国发电量、全社会用电量、发用差值走势（亿千瓦时）..6图表2：2022年各省各类型发电量数据（以火电发电量排序）...............7图表3：2017-2022年各省发用电缺口情况（亿kWh）......................8图表4：2017-2022年各省净输入电量情况（亿千瓦时）....................8图表5：2019-23年7月三峡水库站历史水位（米）........................9图表6：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图...........................9图表7：2025年四川省际特高压工程规划示意...........................10图表8：2021年17条特高压直流线路输送电量情况.......................11图表9：周峰值负荷示意图............................................12图表10：风电光伏出力难以满足日内双峰负荷...........................12图表11：2019-23年6月全国用电量当月值（亿kWh）.....................13图表12：2022年夏季多地负荷峰值创新高...............................13图表13：2010/2021年各省用电负荷与用电量快速增长....................14图表14：发电量当月值增速小于最高负荷当月值增速.....................14图表15：1985至今煤电上网电价机制梳理...............................16图表16：现货市场发挥市场在资源配置中的决定性作用...................17图表17：2022年广东、山西现货市场日均价走势.........................18图表18：2022年山东、甘肃现货市场日均价走势.........................18图表19：2022年呼包东、呼包西现货市场日均价.........................18图表20：2022年省间现货市场日均价（元/MWh）.........................18图表21：各省电力现货进度（截至2023年7月中旬）....................19图表22：火电收入-成本拆解图........................................19图表23：江苏2021-23年度电力交易结果...............................20图表24：广东2021-23年度电力交易结果...............................20图表25：发电侧日前与实时出清电价对比...............................21图表26：火电现货报价策略（成本分析+电价预测）......................21图表27：广东电力现货市场日前电价...................................21图表28：2023/03/15广东省发电侧加权价格曲线.........................21请务必阅读报告末页的重要声明4行业报告│行业深度研究图表29：进入现货市场后火电结算均价较基准价有一定幅度提升............22图表30：2005年-2017年燃煤标杆上网电价调整情况.....................22图表31：2015年新版煤电联动机制.....................................23图表32：2004-2019年煤电价格联动历程（煤价：元/kWh）................24图表33：广东月度交易综合价（元/MWh）...............................24图表34：2023年和2022年电煤中长期合同签订履约工作方案对比..........25图表35：2020-23年8月初秦皇岛动力煤平仓价..........................26图表36：202009-202307广州港、印尼煤Q5500价格......................26图表37：2022年6月-2023年6月煤炭当月进口量.......................27图表38：2023年四大高载能行业用电量合计情况.........................28图表39：北方主要四港煤炭库存合计（万吨）...........................28图表40：煤炭重点电厂库存（万吨）...................................29图表41：新型电力市场=电能量+辅助服务+容量..........................30图表42：2021年新版“两个细则”印发后，主体和品种均有增加.............31图表43：辅助服务市场以区域、省级电网为单位开展建设..................32图表44：部分省份2022年辅助服务补偿情况（亿元）....................33图表45：山东2020-2022年火电调峰、调频月度补偿及分摊费用（亿元）....33图表46：2023上半年我国辅助服务费用情况.............................34图表47：美国/英国市场情况..........................................34图表48：各省容量价格机制和调节容量辅助服务市场.....................35图表49：2021-23年6月火电项目进展（GW）............................36图表50：2021-23年6月各省火电项目核准量（MW）......................36图表51：24家火电代表公司火电装机及弹性（依据2022年年报披露，单位MW）....................................................................37图表52：火电上市公司控股装机分布...................................38图表53：24家火电代表公司火电装机及弹性（依据2022年年报披露，单位MW）....................................................................39图表54：华能国际营业收入...........................................40图表55：华能国际归母净利润.........................................40图表56：华能国际毛利率、净利率.....................................40图表57：华能国际费用率.............................................40图表58：华能国际财务和估值.........................................41图表59：国电电力营收...............................................42图表60：国电电力归母净利润.........................................42图表61：国电电力毛利率、净利率.....................................43图表62：国电电力财务费率...........................................43图表63：国电电力财务和估值.........................................43图表64：皖能电力营业收入...........................................44图表65：皖能电力归母净利润.........................................44图表66：皖能电力毛利率、净利率变化.................................45图表67：皖能电力费用率变化.........................................45图表68：皖能电力估值...............................................45图表69：粤电力A营业收入变动.......................................46图表70：粤电力A归母净利润变动.....................................46图表71：粤电力A毛利率、净利率变化.................................47图表72：粤电力A期间费用率变化.....................................47图表73：粤电力A估值...............................................47图表74：宝新能源营业收入...........................................48图表75：宝新能源归母净利润.........................................48图表76：宝新能源毛利率/净利率......................................49图表77：宝新能源期间费用率.........................................49图表78：宝新能源估值表.............................................49图表79：浙能电力营业收入...........................................50图表80：浙能电力归母净利润.........................................50请务必阅读报告末页的重要声明5行业报告│行业深度研究图表81：浙能电力毛利率、净利率.....................................51图表82：浙能电力期间费用率.........................................51图表83：浙能电力估值...............................................51请务必阅读报告末页的重要声明6行业报告│行业深度研究1.电力建设解决问题：各省电源互济&尖峰负荷不足1.1电量问题：电源分布问题与传输能力滞缓全国基础发电量已经满足用电需求。回顾2012-2022年中电联发布的电力工业统计数据来看，如果只考虑全社会用电量和发电量数值，当前全国发电量已满足用电需求，2021年发电盈余646亿千瓦时，依据国家统计局电折标煤系数（每千瓦时折0.1229kg标煤），盈余标煤793.9万吨标煤，2022年全国电力供需总体紧平衡，仅考虑规模以上发电量2022年为8.39万亿度，全国发电量将高于此数值，满足2022年全社会用电量8.6万亿度用电需求。距2025年全国用电需求还有1.4万亿度电量需求。依据中电联发布《中国电力行业年度发展报告2022》所预测，以2025年全社会用电量为9.5万亿千瓦时计算下，年均电力需求增速为3.22%，以年均4.8%，2022年用电量为8.6万亿度（中电联《2022年1-12月电力消费情况》）为基准计算，2025年实际用电量为9.94万亿度。我们认为2022年全社会用电量偏低（仅增长3.6%，2012-21年平均值为5.92%）主要系疫情影响工业企业开工，同时降水、极端气候、燃料价格过高等影响发电量进而压制迎峰度夏（冬）电力需求，在当前节点下，国际环境边际逐渐改善、居民消费动力持续释放、工商业用电将快速增长，我们认为到2025年用电增速将至少保持年均5%增速，2025年全社会用电量将达到10万亿度，与2022年相比还有1.36万亿度电量需求。图表1：2012-2022全国发电量、全社会用电量、发用差值走势（亿千瓦时）资料来源：国家能源局，国联证券研究所各省电力结构和电源结构存在差异。各省发电资源禀赋不同，以2022年发电量02004006008001,0001,200020,00040,00060,00080,000100,000201220132014201520162017201820192020202120222025发电量与用电量差值发电量全社会用电量规模以上发电企业发电量保持5%增速，用电量达10万亿度请务必阅读报告末页的重要声明7行业报告│行业深度研究数据来看，北京、上海、天津、安徽、山东等18个省份火电发电占比均70%以上，四川、云南、西藏水电发电量均为80%左右，湖北、青海水电发电量也占比40%左右。图表2：2022年各省各类型发电量数据（以火电发电量排序）火电水电风电光伏核电清洁能源北京97.71%1.89%0.02%0.39%0.00%2.30%上海97.57%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%山东87.94%0.48%6.18%1.79%3.61%12.06%陕西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%江苏81.34%0.53%7.52%1.60%9.01%18.66%内蒙古81.07%0.57%15.84%2.53%0.00%18.93%宁夏79.05%0.85%11.62%8.49%0.00%20.95%重庆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%黑龙江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%广东72.77%2.86%4.49%1.06%18.82%27.23%吉林68.35%9.63%18.13%3.90%0.00%31.66%辽宁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%贵州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%甘肃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%广西53.74%27.09%8.87%1.51%8.78%46.26%湖北53.29%39.36%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%资料来源：国家能源局，国联证券研究所备注：统计范围为规模以上工业法人单位，即年主营业务收入2000万元及以上的工业企业发用电量缺口来看，用电稀缺省份电力需求逐渐拉大，盈余省份电力供应能力收窄。各省发用电量与区域经济发展、自然资源结构紧密相关，经济高度发达省份用电量需求较高，我们以地方用电量与发电量数据差值作为衡量电力缺口标准之一，我们根据国家统计局数据为例（31个省市），2022年存在电力缺口省、直辖市为18个，承担向外省输出电力省份为13个，并且随着地方产业快速发展，存在供电缺口城市，17-21年总缺口为9,154亿kWh，22年则为13,151亿kWh，缺口增大3,997亿kWh，我们反观盈余电力17-21年平均为11,241亿kWh，22年则为10,663亿kWh，各省盈余电力相对收窄578亿kWh。请务必阅读报告末页的重要声明8行业报告│行业深度研究图表3：2017-2022年各省发用电缺口情况（亿kWh）资料来源：国家统计局，Wind，国联证券研究所东部地区需要西部高强度输电互济才能满足。虽然电网跨省，但各省独立核算，本省发电盈余后通过电网输给其他省（市）则为输出电量，本省发电不够则需要国家统筹调入其他省（市）电量，这部分为输入电量，净输入电量（输入电量-输出电量）实际各省电量流向问题。根据中电联披露的各省份月度输入输出数据显示，2022年全国整体净输出973亿度，相比2017-21年平均值479亿度提升103.2%，反映出全国整体供电量能力提升，输入电量大省主要集中在珠三角、长三角、京津冀地区，前五省市依次为广东、浙江、江苏、山东、河北，输出电量大省主要集中在水电、坑口煤电、风光资源大省，前五省依次为内蒙古、云南、四川、山西、新疆，供电大省除满足自身电力需求外还承担保供全国重要作用。图表4：2017-2022年各省净输入电量情况（亿千瓦时）资料来源：Wind，中电联，国联证券研究所西电东送主要形成北、中、南三路送电线路，配套大基地项目风光水火储打捆送出。清洁能源基地有9个，分别在金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字-2,500-2,000-1,500-1,000-50005001,0001,5002,0002,500山东广东浙江江苏河北上海北京河南青海湖南重庆辽宁江西天津广西海南福建西藏黑龙江吉林安徽湖北陕西贵州甘肃宁夏四川新疆云南山西内蒙古17-21年电力缺口2022年电力缺口-2,200-1,700-1,200-700-2003008001,3001,800广东浙江江苏山东河北北京上海河南湖南重庆辽宁天津江西广西海南西藏黑龙江青海福建吉林安徽甘肃湖北贵州宁夏陕西新疆山西四川云南内蒙古2017-21年平均净输入电量2022年净输入电量请务必阅读报告末页的重要声明9行业报告│行业深度研究湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽。海上风电基地在广东、福建、浙江、江苏、山东等。我国已建成的西电东送基地主要以水电、火电等传统电源为主。“十四五”时期，西电东送将以综合能源基地开发为主。综合能源基地开发以风电、太阳能发电、水电等清洁电源为主，并因地制宜地配置必要的基础性电源，以及合理比例的储能设施，未来特高压将配套大基地项目风光水火储打捆送出。北部通道：新疆、山西、内蒙古、宁夏等地的火电、风电等、黄河上游水电，主要支援北京、天津、河北等地。中部通道：四川、湖北等地的三峡和金沙江干支流水电送往华东地区。南部通道：云南、贵州的水力发电，主要支援广西、广东等地。电网规划全国一盘棋，各地积极建设支撑性电源保障能源供应。各省电力结构不同，四川、云南、西藏高比例水电、三北地区风光发电量逐年提升，在自然资源波动性、随机性，发电能力可能突然变化，如2022年8月夏季气候异常干旱导致水位下降，水电发电能力走弱，四川基荷电源火电装机容量较低、无法弥补水电发电缺口（2021年四川火电18.25GW，占全省装机15.96%），同时四川省内向家坝、洛溪渡等梯级大型水电站均由国家统筹调配，外送签订长协，省内省外有固定分配比例，挤压省内用电。图表5：2019-23年7月三峡水库站历史水位（米）图表6：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图资料来源：Wind，国联证券研究所资料来源：《第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，国联证券研究所缺电时，用电需求持续推升，通道满载运行，支撑性电源需求明显。2017-22年四川电力消费量CAGR为10.39%，川渝地区电网建设相对落后，主网多回水电通道满载，通道承载能力有限，存在发电基地“涡电”和负荷中心缺电并存现象。依据《四川省“十四五”能源发展规划》，四川省内具有季及以上调节能力的水库电站装机不足水电总装机的40%，调节能力不足。2022年8月份，国网四川电力公司表示，缺电期间，国网通过德宝直流（±500kV）、川渝联网等8条输电通道输电，每天输送四川全省电量超1.3亿度，但高温期，居民日用电量最高飙升至4.73亿05010015020025030035040045020232019202020212022请务必阅读报告末页的重要声明10行业报告│行业深度研究度，最大电力负荷和总体电量均存在明显缺口，因此在完善本地电网线路的同时也应当加大支撑性电源的投资。图表7：2025年四川省际特高压工程规划示意资料来源：《四川省“十四五”能源发展规划》，国联证券研究所特高压输电通道利用率整体形势向好，可再生能源输送率逐年提升。2021年17条直流特高压线路年输送电量可再生能源电量2871亿千瓦时，同比提高18.3%，可再生能源电量占全部直流特高压线路总输送电量的58.7%。国网运营的13条直流特高压线路总输送电量4048亿千瓦时，其中可再生能源电量2032亿千瓦时，占总输送电量的50.2%；南方电网运营的4条直流特高压线路输送电量839亿千瓦时，全部为可再生能源电量。请务必阅读报告末页的重要声明11行业报告│行业深度研究图表8：2021年17条特高压直流线路输送电量情况2021起点终点年输送量(亿千瓦时）可再生能源(亿千瓦时)可再生能源占比输送功率(万千瓦）实际利用小时数利用率(%)复奉直流四川宜宾上海奉贤283283100%640442288%锦苏直流四川西昌江苏苏州361.9361.9100%7205026101%楚穗直流云南楚雄广东穗东217.6217.6100%500435287%普侨直流云南普洱广东江门156.2156.2100%500312462%新东直流云南大理广东深圳237.9237.9100%500475895%昆柳龙直流云南昆北广西柳北227.1227.1100%800283957%宾金直流四川、云南浙江金华271.6271.3100%800339568%青豫直流青海省海南藏族河南驻马店151.5148.998%800189438%雅湖直流四川盐源江西抚州150.514697%800188138%鲁固直流内蒙古通辽山东青州265.410138%1000265453%天中直流新疆哈密天山河南郑州446.1159.736%8005576112%昭沂直流内蒙古上海庙山东临沂319.6107.834%1000319664%吉泉直流新疆昌吉安徽宣城550.6172.931%11005005100%祁韶直流甘肃酒泉湖南湘潭韶山271.970.926%800339968%灵绍直流宁夏银川浙江绍兴504.1116.423%8006301126%锡泰直流内蒙古锡林浩特江苏泰州185.941.622%1000185937%雁淮直流山西朔州江苏淮安285.750.418%800357171%资料来源：《2019-2021年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，国联证券研究所备注：利用小时数=年输送量/输送功率利用率=利用小时数/设计利用小时数（以5000计算）部分线路存在源网不同步，送受两端未达成协议问题。特高压输电能力爬升有一个过程，并非投产后利用率满送，主要影响因素为，1）源网建设不同步，风光大基地电源侧建设超前于电网建设，相关外送通道处于前期阶段，后续第二批、第三批风光大基地建成后电力送出存在瓶颈。2）依据大基地清洁能源开发要求，大基地区域内的风、光、水等资源和煤电配套电源、电源侧储能、电力外送消纳能力需统筹考虑，同时送受两端协议部分未达成，因此建设缓慢。我们认为，虽然当前全国整体新能源快速装机带来发电量增长已经覆盖用电增速需求，但当前电量问题已经延伸为各地区分布不均，可再生能源波动性和大基地配套电网输送能力相对滞后情况下，应当关注各省基荷电源建设情况，1）如东部用电需求高峰省份煤电建设，2）西北地区保障新能源消纳及输送，建议关注大基地配套的风光水火储一体化建设。请务必阅读报告末页的重要声明12行业报告│行业深度研究1.2负荷问题：供应与尖峰负荷错位➢用电负荷是用户电能设备在某一时刻向电力系统取用的电功率的总和。随用户侧电气化程度提升，尖峰负荷已由过去点负荷发展为时段性尖峰负荷，在《考虑尖峰负荷特性指标的用户用电行为分析》一文中认为：在一定时段内电力负荷持续超过或达到峰值一定百分比，以最大负荷的90%、95%、97%部分均认为是峰值负荷，国家发展改革委下发《关于进一步完善分时电价机制的通知》中表明“尖峰时段根据前两年当地最高负荷的95%及以上用电负荷时段确定”，持续性时段性的峰值负荷将会对电力系统安全运行造成明显冲击。风光发电间接性无法满足用电“双峰”灵活性调节。中长期内，我国可以大规模应用的成熟发电技术主要包括燃煤、燃气、水电、核电、风电、光伏等6种技术，其中风电、光伏、水电、核电是可以继续扩大规模的清洁低碳的发电方式。但该几种技术均无法满足系统对于灵活稳定的需要，我国用电需求有“日内双峰、夏冬双峰”的特点，而风光出力受光照、风力波动极大，而核电为保证安全运行，通常以及其稳定的出力带基荷运行，都无法去跟踪负荷的波动，因此系统对于灵活性的需求仍需火电、水电等常规电源支撑。图表9：周峰值负荷示意图图表10：风电光伏出力难以满足日内双峰负荷资料来源：《考虑尖峰负荷特性指标的用户用电行为分析》赵爽等，国联证券研究所资料来源：《含高比例可再生能源电力系统的调峰成本量化与分摊模型》叶伦等，国联证券研究所➢夏季高温催生用电需求预计2023年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%。随着疫情全面好转，稳增长政策落地显效，叠加今年夏季高温天气影响，用电量稳定提升，依据国家能源局数据，2023年1-6月全社会用电量累计4.3万亿千瓦时，同比增长5%，同时中电联发布《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中提到预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右。夏季高温催化用电量需求，2023年夏季全国最高用电负荷提升8000万千瓦至1请务必阅读报告末页的重要声明13行业报告│行业深度研究亿万千瓦。2022年夏季高温期间8月用电量8520亿千瓦时，同比增长12%，终端电气化率提升加速最高用电负荷提升，2023年夏季多个省市已出现最高负荷。浙江省，预测今年迎峰度夏阶段的最高负荷将达到1.15亿千瓦，同比增速超10%。陕西省，根据国网陕西电力公司的消息，2023年夏季陕西电网最大负荷或达4380万千瓦，同比增长10.2%。南方电网预计，在2023年迎峰度夏期间，南方电网最高负荷将达2.45亿千瓦，同比增长10%，中电联预计2023年夏季全国最高用电负荷越13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦，电力保供形势严峻。图表11：2019-23年6月全国用电量当月值（亿kWh）图表12：2022年夏季多地负荷峰值创新高区域2022时间2022年峰值负荷2021年峰值负荷变动湖北2022/8/848464175.516.1%山东2022/8/310077.8886213.7%深圳2022/7/252142.6220385.1%江苏2022/7/1212600120404.7%河北2022/6/204276.84198.21.9%河南2022/6/207108--上海2022/7/14350033534.4%浙江2022/7/1110190100221.7%广东2022/7/2514200135005.2%资料来源：国家能源局，国联证券研究所资料来源：国际能源网，北极星电力网，国联证券研究所负荷波动性加剧，用电负荷增速高于用电量增速。夏季高温天气使多个省级电网峰值负荷创历史新高，较2021年峰值提升明显。以新能源汽车、电采暖为代表的电力产品在用户终端占比不断提升，用电负荷波动性将进一步增大，随着“煤改气”“煤改电”等清洁取暖改造规模扩大，增加了冬季电网负担，影响用电负荷。在2010-2021年间，国内多个省市呈现用电负荷增速与用电量增速的剪刀差进一步扩大，我们认为未来用户侧与电网侧的交互越来越多，电动车充电站、轨道交通系统、楼宇变频通风系统等设施增多，均会持续对电网稳定性形成冲击。6,8846,9507,3696,9017,2227,75101,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,0001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月20192020202120222023请务必阅读报告末页的重要声明14行业报告│行业深度研究图表13：2010/2021年各省用电负荷与用电量快速增长区域用电负荷（万千瓦）用电量（亿千瓦时）负荷增速与用电量增速差值20102021CAGR20102021CAGR广东6543135006.81%40607866.66.20%0.61%江苏6034120406.48%386471015.69%0.79%浙江4183100228.27%282155146.28%1.99%四川209151678.57%154932757.04%1.53%安徽187147408.82%107827158.76%0.06%重庆102524358.18%62613417.17%1.01%广西124430428.47%99322367.66%0.81%河北230041795.58%269242944.34%1.24%辽宁207836545.26%171525763.77%1.50%山西186938216.72%146026085.42%1.30%资料来源：中国统计年鉴，国家能源局，国家统计局，国联证券研究所最高用电负荷当月增速相对发电量当月增速较快。用户端电气化程度提升推动用电负荷提速，大规模新能源发电相对不稳定，发电能力有制约，我们观察到最高用电负荷增速明显高于发电量当月值增速，已经并网的发电设备实际发电能力与电网最高负荷增速缺口或许增加。图表14：发电量当月值增速小于最高负荷当月值增速资料来源：ifind，国联证券研究所中电联预测2025年电能占终端能源消费比重将突破30%，我们认为终端电气化率逐渐提升，尖峰负荷也将迎来快速提升，风光装机逐年加量，发电能力与尖峰负荷将出现明显错位，因此需要源侧积极进行火电灵活性改造，传输环节的通道建设、储能建设、氢能等其他类储能建设，用户侧积极建设需求响应，虚拟电厂等，释放调峰、调频能力，帮助削峰填谷，满足负荷曲线。-10.00%-5.00%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%2021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-112021-122022-012022-022022-032022-042022-052022-062022-072022-082022-092022-102022-112022-122023-012023-022023-032023-042023-052023-06全国主要电网最高用电负荷当月值增速（%）全国发电量当月同比请务必阅读报告末页的重要声明15行业报告│行业深度研究2.解决方式：电改推进带来价值重估电力市场化改革为中国电力体制改革的核心，2002年“电改”实现了“管办分开、厂网分离”的基础上，2015年9号文开启了新一轮电改，以电价改革，完善市场化交易体系为重点任务。2.1电价推进：中长期交易规避风险，现货市场价格发现➢电价机制回顾：我国不同时期上网电价制度与经济发展情况相辅相成，对电力行业发展及保障电力系统平稳运行起到重要作用。1）1985年之前，发输配售为一体，无上网电价。这一时期我国电力体制集发电、输电、配电和售电为一体，各环节按照计划执行。电价体系中仅有销售电价，无上网电价，定价权由政府掌握，电价总体平稳。但垂直一体化发展与市场经济相悖，电价涨幅不及煤炭成本涨幅，电力供应不足，出现缺电情况。2）1985年，集资办电时期，还本付息电价。在解决全国性缺电问题情况下，国家公布集资办电政策，允许多投资主体进入电力行业。1985年之前至1992年利用国家独立投资建设的电厂按“一厂一价”或“一机一价”确定上网电价，1986年后非政府统一投资电厂和1992年后所有新建发电项目全部实行还本付息上网电价政策。同时政府还出台燃运加价、超计划发用电价和地方电源建设专款等相关支持政策。3）1998年，基于平均成本定价的经营期电价政策。这段时期全国大多数省市电力供应充足，甚至部分地区已经出现供过于求的极端现象，为遏制上网电价不断上涨和电源投资热度较高，国家制定基于平均成本定价的经营期电价政策，上网电价核算标准也转变为按照发电机组的运行寿命周期定价，并且规定了发电项目的资本内部收益率，但上网电价依然由政府制定。4）2004年，标杆上网电价机制。2003年全国爆发大面积的持续性电荒，急需建立维持电力供需平衡的上网电价机制。2004年，国家公布基于社会平均成本定价原则的标杆上网电价政策，不考虑各类机组装机容量与发电效率的差别，对各省市的燃煤机组实行统一定价。陆续推出煤电价格联动机制、环保电价补贴和可再生能源发电补贴等机制，并公布针对各类电源而形成的标杆上网电价机制和补贴标准。5）2019年，市场化改革推进，基准电价+上下浮动机制。2019年，发改委发布《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，从2020年1月1日起执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制（[-15%，+10%]），基准价按照当地燃煤发电标杆上网电价确定，同时现行煤电联动机制不再执行。请务必阅读报告末页的重要声明16行业报告│行业深度研究2021年煤炭供需紧张，煤价高企，上下浮动限制逐渐打开。2021年10月，国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），燃煤发电电量全部进入市场，市场交易电价较基准价上下浮动范围调整为[-20%，+20%]，且高耗能行业不受上浮20%限制。6）未来，电力中长期交易+电力现货交易，全面市场化电价有望推进。目前国内电力市场将以“省”为实体，推进省级电力市场建设，目前第一批试点省份已长周期结算试运行现货市场，第二批及非试点省份均已完成试运行，电力市场推进拓宽了发电成本向用户疏导的范围，有助于纾解煤电企业面临的困境，畅通发电企业与电力用户的价格传导机制。图表15：1985至今煤电上网电价机制梳理时间上网电价方式上网电价相关政策政策作用局限性1985年之前发输配售为一体仅有销售电价，无上网电价单独规定电力定价权完全由政府掌握，电价总体稳定，经济运行和电力行业平稳发展提供支撑垂直一体化发展与市场经济体制相悖，全国陷入电力供应不足，政府垄断定价阻碍电力行业发展1985年还本付息电价个别成本定价，利用国家独立投资电厂按“一厂一价”（1985-1993年）；1986年后不利用政府统一投资建设的电厂和1992年之后所有新建发电项目实行还本付息电价。解决全国性缺电问题，公布集资办电政策，促进多方投资，有效改善了长期缺电情况没有改变电力行业运行机制1998年经营期电价公布基于平均成本定价的经营期电价政策，上网电价核算标准转变为按照发电机组的运行寿命周期定价，规定发电项目资本内部收益率90年代末，大多省市电力供应充足，遏制上网电价不断上涨和电源投资热度过高上网电价机制依然由政府制定，厂网未区分2004年标杆上网电价对各省市燃煤发电项目实行统一定价（推出煤电价格联动机制、环保电价补贴和可再生能源发电补贴等）2003年爆发大面积持续性电荒，维持电力供需平衡，提高电力系统运行效率过渡时期的上网电价机制；本质上电力定价权仍由政府掌握2015年新一轮电改开启，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）2015年11月标杆上网电价《国家发展改革委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格〔2015〕3169号）明确“新版”煤电价格联动机制基准、具体内容，相应调整上网电价和销售电价，坚持推进电价市场化改革煤电联动机制并未完全执行，市场煤-计划电顶牛情况周期性发生2019年10月基准电价《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定电价浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，高煤价仍然无法疏导2021年10月基准电价《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）有序放开全部燃煤发电电量上网电价、扩大市场交易电价上下浮动范围、推动工商业用户都进入市场燃煤发电全部进入市场化，电价上下浮动扩大为20%未来市场化电价电力中长期交易+现货市场以省为单位全国推进资料来源：《中国上网电价机制改革研究》艾昱等，国联证券研究所➢新电价机制：中长期市场+现货市场市场化未开展前以固定价格为主，传导机制有限。煤电以当地标杆上网电价为准（0.25-0.45元/kWh），用户端实行销售目录电价。只能用偏差考核对电量需求进行测算，无法将电力市场需求反映到价格端。旧电价机制不能合理的传导发电成本，同时实行销售目录电价结果为工商业补贴居民用电，工商业电价较高最终转嫁为消费者。请务必阅读报告末页的重要声明17行业报告│行业深度研究中长期交易突破了电能量固定价格限制。2019年10月，国家发改委发布1658号文，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准值+上下浮动”的市场化电价机制，通过参与电力市场交易形成价格，2021年10月，国家发改委发布1439号文，燃煤发电全部市场化，并且扩大市场化交易电价浮动范围至±20%。按结算口径来统计，2022年全国市场交易电量占全社会用电比重达60.8%，同时推动工商业用户都进入市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价，因此工商业用户（买方）和发电企业（卖方）可通过直接交易确定电价，也可通过电网代购电量。现货市场撬动电力价格机制，清晰反应电能量分时价格和供需关系。2022年11月底，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，这是国家层面首次出台电力现货市场规则性文件，电力现货市场的是电力市场体系中的重要组成部分，能够发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，实现电力资源优化和电网经济调度，促进可再生能源合理消纳等。1）传统火电可以通过现货市场的价格发现作用，做到低电价少发，高电价多发，获取超额收益，2）现货市场直接为辅助服务定价，各地通过“辅助服务市场”运营规则，直接对辅助服务定价，部分辅助服务费用向发电侧分摊。图表16：现货市场发挥市场在资源配置中的决定性作用资料来源：国家发改委，国联证券研究所请务必阅读报告末页的重要声明18行业报告│行业深度研究图表17：2022年广东、山西现货市场日均价走势图表18：2022年山东、甘肃现货市场日均价走势资料来源：广东、山西电力交易中心，国联证券研究所资料来源：山东、甘肃电力交易中心，国联证券研究所图表19：2022年呼包东、呼包西现货市场日均价图表20：2022年省间现货市场日均价（元/MWh）资料来源：内蒙古电力交易中心，国联证券研究所资料来源：兰木达，国联证券研究所电力现货市场的建设步伐将提速，电力分时段价值将拓宽全国。大部分省份已完成现货市场模拟试运行。首批八个电力现货市场试点目前均已完成长周期结算试运行，多个试点进入以年为周期的结算试运行。第二批试点也均在2022年启动试运行，快速推进电力现货市场落地。非试点省份，如宁夏、陕西、河北南网、重庆、江西、黑龙江等地也出台现货配套细则。跨省跨区现货市场方面，省间电力现货市场已启动结算试运行，依据国家电力调度中心数据，2022年省间现货市场试运行期间，年累计交易电量278亿千瓦时，单日最大成交电力超1900万千瓦。各试点省现货市场形成了初步反应实时供需的市场价格信号，价格波动体现了电力不同时段的价值。02004006008001,0001,200广东（元/MWh）山西（元/MWh）02004006008001,000山东（元/MWh）甘肃-河东（元/MWh）甘肃-河西（元/MWh）02004006008001,0001,2001,400蒙西-呼包东（元/MWh）蒙西-呼包西（元/MWh）05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000请务必阅读报告末页的重要声明19行业报告│行业深度研究图表21：各省电力现货进度（截至2023年7月中旬）省份进度省份进度山西(第一批)已连续结算试运行一年半。广东(第一批)已连续结算运行超过13个月浙江(第一批)2021年12月1日，第五次结算试运行正式启动。四川(第一批)已连续结算试运行一年福建(第一批)已连续结算试运行两年。甘肃(第一批)已连续结算试运行两年山东(第一批)已连续结算试运行超一年蒙西(第一批)2022年6月1日启动新一轮现货市场连续结算试运行。上海(第二批)2022年7月，首次模拟试运行湖北(第二批)2022年11月，开展首次调电试运行辽宁(第二批)2022年9月，第二次正式模拟试运行。江苏(第二批)2022年9月，开展第二次结算试运行。安徽(第二批)2022年3月30日，模拟试运行正式启动。河南(第二批)2022年11月，第一次短周期结算试运行黑龙江2022年12月开展模拟试运行和调电试运行广西2022年7月，纳入南方区域电力现货市场试运行陕西2023年4月，第一次调电试运行海南2022年7月，纳入南方区域电力现货市场试运行青海2023年1月，首次模拟试运行贵州2022年7月，纳入南方区域电力现货市场试运行江西2023年7月，开展首次结算试运行云南2022年7月，纳入南方区域电力现货市场试运行河北南网2023年5月，开展首次调电试运行新疆2023年5月，开展第一次模拟试运行宁夏2023年4月，开展首次调电试运行湖南2023年4月，开展首次调电试运行重庆2023年5月，开展首次调电试运行资料来源：各省电力交易中心，国联证券研究所当前，随着电力市场化改革逐渐深化，我国新能源装机规模不断扩大，电力消费结构加快变化，用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，电力生产侧与消费侧双向大幅波动。进一步完善分时电价机制，能够更好地刺激和鼓励用户移峰填谷、优化用电方式，确保电力供应平稳，同时还能推动储能市场盈利。➢问题一：现货市场后火电收入会变多还是变少？结论：火电作为可调电源可在低价时少发，高价时多发，相比与新能源出力不确定性，火电出力时段与现货价格相关性更强，理论上火电进入现货后可通过调整发电策略和价差合约收入提高。电力现货市场中，火电收入方式产生变化。火电收入=电力现货市场全电量收入+中长期合约盈(亏)+辅助服务补偿（分摊）+容量电价（或）-不平衡结算资金。图表22：火电收入-成本拆解图资料来源：国家发改委，国联证券研究所中长期交易：年度交易电价上浮，年度交易高电价保障基础收益。2022年12月22日，江苏和广东电力市场2023年年度交易结果公示，本次江苏、广东年度交请务必阅读报告末页的重要声明20行业报告│行业深度研究易电价均接近顶格成交，广东2022年双边协商交易成交均价较当地燃煤发电上网基准价仅上浮9.72%，2023年双边协商交易成交均价较燃煤基准价上浮19.63%，触及涨幅上限。图表23：江苏2021-23年度电力交易结果图表24：广东2021-23年度电力交易结果年份交易类型成交电量（亿千瓦时）成交均价（元/MWh）较燃煤基准价上浮2023燃煤基准价391年度双边3351.65466.6519.35%年度挂牌38.24465.1418.96%总交易3389.89466.6419.35%绿电17.74468.5819.84%2022年度双边2529.4466.78年度挂牌117.89464.76总交易2647.29466.69绿电9.24462.882021年度双边2305.54364.59年度挂牌6.57393.59总交易2312.11364.67年份交易类型成交电量（亿千瓦时）成交均价（元/MWh）较燃煤基准价上浮2023燃煤基准价463年度双边2426.5553.8819.63%年度挂牌32.97552.2819.28%年度集中竞争13.3553.9619.65%年度可再生能源15.63电能量529.9419.04%环境溢价21.212022燃煤基准价453年度双边2541.64497.049.72%年度可再生能源6.79513.8913.44%资料来源：江苏省电力交易中心，国联证券研究所资料来源：广东省电力交易中心，国联证券研究所现货交易：灵活性火电机组可以做到低价少发，高价多发，对增量收益贡献弹性。在当前高比例新能源电力系统中，系统边际电价与系统净负荷走向基本一致。当供求关系较为紧张、火电顶峰、新能源不存在弃电时，火电作为边际机组，系统价格主要由火电决定，火电厂可以提高负荷多发点获取高电价；当系统供大于求时，新能源弃电较为严重，新能源作为边际机组，系统价格主要由新能源决定，电价较低，火电机组可以通过“盯盘操作、分毫必争”的策略，通优化（降负荷、关机），少发电量，降低亏损。电力现货模式下，取消调峰辅助服务市场，通过电能量市场实现调峰功能，即新能源大发时间段火电可以自身少发电，以低电价甚至零电价购入现货电量，实现中长期偏差结算。即低价段报低价实现机组连续开机运行，边际段按机组发电边际成本报价，存在盈利空间时候争取多发，高价段发现市场价格，以一定电量去探寻市场高价，实现收益最大化。请务必阅读报告末页的重要声明21行业报告│行业深度研究图表25：发电侧日前与实时出清电价对比图表26：火电现货报价策略（成本分析+电价预测）资料来源：《山东电力现货市场下火电企业发展的思考》刘永，国联证券研究所资料来源：《山东电力现货市场下火电企业发展的思考》刘永，国联证券研究所我们以广东电力现货市场为例，1）月度，月内，多日均存在差价区，2022年夏季8-9月份，广东日前加权平均电价达到0.717元/kWh，远高于6-7月（0.521元/kWh）和10-11月（0.557元/kWh）。2）同日内电价也有明显差异，我们以广东电力交易发布的2023年3月15日全省发电侧加权价格曲线为例，日前机组成交价最高1366.4厘/千瓦时，最低0厘/千瓦时。从纯技术角度考虑，火电机组可以优化分解曲线，做到高价多发、低价少发，提高电厂盈利能力，控制成本。图表27：广东电力现货市场日前电价图表28：2023/03/15广东省发电侧加权价格曲线资料来源：广东电力交易中心，国联证券研究所资料来源：广东电力交易中心，国联证券研究所我们依据各省电力交易中心数据，火电机组进入现货市场后，结算均价相比于基准价均有一定幅度上行，而光伏、风电几乎相对基准价呈下降趋势，整体来看火电在现货市场的博弈中处于优势地位。我们预计未来现货市场可能有两个变化方向，1）提高现货电量比例，目前电厂中长期交易电量占比约80%左右，月度交易占比10%，现货交易占比10%，未来现货体量占比有望增加，电能量的分时价值有望突显。2）中长期交易限价打开，目前中长期交易限价为[-20%，+20%]，2023年年度交易中江苏、广东等地均顶格成交，02004006008001000120014001600日前加权平均电价（厘/KWh）日前最高电价（厘/KWh）请务必阅读报告末页的重要声明22行业报告│行业深度研究交易价格全部顶格上涨反应煤炭价格传导有限，未来交易限价有望提升，火电可以在中长期市场实现成本疏导。图表29：进入现货市场后火电结算均价较基准价有一定幅度提升省份/地区结算价格（元/MWh）火电较基准价光伏较基准价风电较基准价基准价格山西418.8486.84230.61-101.39248.69-83.31332甘肃405.42107.62243.03-54.77281.23-16.57297.8蒙西（6-12月）409.36126.46204.87-78.03189.02-93.88282.9山东（含容量补偿）参与中长期504.71129.91242.74-132.06392.9818.18374.8未参与中长期355.27-19.53360.87-13.93资料来源：山西、甘肃、蒙西、山东电力交易中心，兰木达，国联证券研究所➢问题二：火电发电侧会降电价还是涨电价？过去电价以国家计划制为主，当煤价波动后才会主动进行调升、调降，煤电联动机制存在滞后性，目前推进市场化后，电价反应供需变化。当前电力供应不足条件下仍会保持顶格成交。我们认为煤电中燃料成本占煤电总成本的80%左右，煤价波动对电力企业盈利影响较大，同时煤炭市场化改革推进，煤价由市场化制定，但电力系统需要保障安全性和民生等，需降低价格波动风险，过去电价仍以政府定价为主，电-煤价格双规制，“市场煤”和“计划电”的矛盾在过去频发。2004-2019标杆上网电价期间“七次上调，四次下调”。国家于2004年实行煤电价格联动机制配合标杆上网电价政策进行调整，自2005年5月至2017年7月，燃煤标杆上网电价共经历12次调整，其中，只有8次实行了纯粹的煤电联动调节机制，另外5次关于标杆上网电价的变动则源于环保补贴、可再生能源补贴等其他，整体来看，电价变动还是依靠政府定价。图表30：2005年-2017年燃煤标杆上网电价调整情况调整时间全国燃煤标准上网电价（元/kWh）调整幅度（元/kWh）2004年6月0.3272005年5月0.3430.0162006年6月0.3550.0122008年7月0.3720.0172008年8月0.3910.0192009年11月0.3940.0032011年6月0.4080.0142011年12月0.4340.0262013年9月0.421-0.0132014年9月0.411-0.0092015年4月0.394-0.0182016年1月0.364-0.0292017年7月0.3740.009资料来源：国家发改委，《中国上网电价机制改革研究》艾昱等，国联证券研究所备注：全国燃煤标杆上网电价包括脱硝等部分，取各省平均，调整幅度也参考各省平均2015年煤电价格联动机制：市场化改革过渡期政策。2015年国家发改委发布请务必阅读报告末页的重要声明23行业报告│行业深度研究《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》发改价格[2015]3169号，开启新版煤电价格联动机制，电煤价格以中国电煤价格指数2014年各省(价区)平均价格为基准煤价，原则上以与基准煤价对应的上网电价为基准电价。该机制对煤电价格实行区间联动。按煤电价格联动机制调整的上网电价和销售电价于每年1月1日实施。图表31：2015年新版煤电联动机制图表1：2015年新版煤电联动机制资料来源：国家发改委《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，国联证券研究所煤电联动机制存在明显错位。2005-2018年煤价虽然多次波动，但煤电价格联动机制一度停滞，存在价格调整不及时、不到位问题。2016年下半年以来，煤炭价格大幅回升，而对标杆上网电价调整确明显滞后于煤价变动，煤电价格联动机制效果不佳，2018年，全国电煤价格持续高位波动，已经达到实行煤电价格联动的条件，但同期只针对一般工商业电价进行调整，煤电联动机制并未实质性实行。2019年10月，国家发改委发布《深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号），燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，同时取消煤电联动机制。请务必阅读报告末页的重要声明24行业报告│行业深度研究图表32：2004-2019年煤电价格联动历程（煤价：元/kWh）资料来源：国家发改委，Wind，国联证券研究所现货市场中发现的电力价格和分时价格规律将影响中长期交易的合约电价。我们以广东地区月度交易电价为例，2023年3月、4月处于用电低谷，同时发电成本降低，月度较低电价低于2022年，但5/6/7月开始用电需求攀升，2023年6月/7月的月度交易综合电价为525.86/517.07元/kWh，相较2022年同比提升4.51%/4.04%。图表33：广东月度交易综合价（元/MWh）资料来源：广东电力交易中心，国联证券研究所电力全面市场化铺开后，电力签订年度合约和月度合约均以发电侧和用户侧以供需为基准协商后得出（工商业用户，售电公司）。所以我们认为在新一批煤电建成之前（新一批为2022年底审核，我们预计24年底建成投运），仍然保持紧平衡，年度交易电价仍保持顶格成交。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年请务必阅读报告末页的重要声明25行业报告│行业深度研究2.2成本改善：煤价下行促盈利修复长协价格：基准价下浮。当前以港口价格计算的电煤中长期合同原则上按照“基准价+浮动价”价格机制签订和执行，依据发改委办公厅10月31日印发的《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，下水煤合同基准价按Q5500动力煤675元/吨执行，相对2022年基准价下调25元/吨（22年为700元/吨），降幅约3.57%。浮动价参考指数由4个调整为3个，不再包含中国沿海电煤采购价格综合指数。长协年度履约率要求上升，惩戒措施更为严格。《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》要求，纳入年度电煤中长期合同监管台账的合同，应按双方合同确定的月度履约量足额履约。确因特殊原因难以按月度分解量全额履约的，可在月度之间进行适当调剂，但季度履约量、全年履约量须达到100%，且不得以未配置铁路运力、停产减产为由拒绝履约。对于未按期足额签约的企业将采取针对性惩戒措施。总体来看，2023年政策较2022年要求更高、更为严格。图表34：2023年和2022年电煤中长期合同签订履约工作方案对比资料来源：国家发改委，国联证券研究所中长期合同发挥煤炭市场的“稳定器”作用，基准价价格下调反应国家对电煤保供及煤价走向的合理预期。现货部分来看，截至2023年8月10日，秦皇岛动力煤Q5500/Q5000/Q4500价格分别为838/733/633元/吨，同比分别降低26.56%/27.35%/29.51%，相对2022年高点（3月9日）分别降低50.2%/51.46%/53.32%。整体来看，煤炭现货市场价格稳定下降，煤价价格中枢向合理范围回归，火电运营商成本有望改善。请务必阅读报告末页的重要声明26行业报告│行业深度研究图表35：2020-23年8月初秦皇岛动力煤平仓价资料来源：Wind，国联证券研究所➢进口煤价格逐渐接近内陆市场煤进口煤价格下降迅速。截至2023年8月1日印尼煤（Q5500）/澳煤（Q5500）价格分别为932/905元/吨，同比分别降低18.53%/20.47%，相对2022年高点（3月15日）分别降低43.13%/44.41%，进口煤价格持续下降。秦皇岛运输到广州航线运费价格大约在30-50元/吨左右，对于江浙、广东等地电厂，进口煤和内陆煤价格接近。图表36：202009-202307广州港、印尼煤Q5500价格资料来源：Wind，国联证券研究所进口煤量同比高增。2023年3月份，国务院发布《关于延长煤炭零进口暂定税率实施期限》，自2023年4月1日起至2023年12月31日，继续对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。同时3月份澳煤放开，彭博社3月14日报道“中国将允许所有2006001000140018002020-01-032021-01-032022-01-032023-01-03秦皇岛Q5500平仓价（元/吨）秦皇岛Q5000平仓价（元/吨）秦皇岛Q4500平仓价（元/吨）迎峰度夏期间煤价有所回升，电厂库存充足后，煤价依旧缓慢下行050010001500200025003000广州港库提价：印尼煤Q5500（元/吨）广州港库提价：澳洲煤Q5500（元/吨）请务必阅读报告末页的重要声明27行业报告│行业深度研究国内企业进口澳大利亚煤炭”，释放澳煤解禁信号。我们依据国家统计局数据，2023年煤炭当月进口量同比高增，3月份同比增长151%，6月份仍然维持110%的高增速。进口零关税，澳煤解封等均提升我国高卡动力煤供应格局，进口煤价格趋于合理后也会促进国内产地煤价格稳定。图表37：2022年6月-2023年6月煤炭当月进口量资料来源：国家统计局，国联证券研究所➢非电领域需求暂缓非电领域尤其是四大高载能行业对煤的需求量增速缓慢，并呈下行趋势。动力煤需求电厂大约占比60%，非电领域占比40%左右。依据2023年7月中电联发布《2023年1-6月电力消费情况》，四大高载能行业上半年用电量同比增长2.5%，其中，一、二季度同比分别增长4.2%和0.9%，5、6月同比分别下降0.6%和0.1%。年初至今高耗能产业用电量的增速放缓，经济处于稳定复苏阶段，行业发展暂行缓慢，非电领域对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%01000200030004000500060007000当月进口量（万吨）当月增速（%）请务必阅读报告末页的重要声明28行业报告│行业深度研究图表38：2023年四大高载能行业用电量合计情况资料来源：中电联，Wind，国联证券研究所➢港口库存、下游电厂库存充足港口库存：北方主要四港煤炭库存量维持高位，明显高于往年水平。自2023年1月6日起至8月7日，北方主要四港煤炭库存量总额在1390至1680万吨之间波动，维持在较高区间，且明显高于往年同期水平。但在迎峰度夏期间，全国性高温天气持续，终端需求启动，港口库存延续去库，迎峰度夏阶段结束后，电厂需煤量减少，港口库存有望再度提升，煤价有望走低。图表39：北方主要四港煤炭库存合计（万吨）资料来源：ifind，国联证券研究所电厂库存维持高位。今年上半年煤炭价格持续下行，电厂积极补库，截至7月27日，全国煤炭重点电厂库存11292万吨，同比增长21.3%，为保迎峰度夏，电厂库存充足，电厂煤炭库存普遍在22-30天左右。我们认为电厂库存充足后，后续采-10%0%10%20%30%40%50%60%05001000150020002500四大高耗能用电量当月值（万千瓦时）四大高耗能用电量当月同比（%）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年请务必阅读报告末页的重要声明29行业报告│行业深度研究购煤炭策略将会博弈价格，市场整体供大于求，煤价有望维持缓慢下行区间内。图表40：煤炭重点电厂库存（万吨）资料来源：Wind，国联证券研究所进入迎峰度夏期间，电厂日耗增加，煤价慢提升，电厂库存基本充沛，迎峰度夏过后，若非电需求弱修复，则全年煤价价格中枢有望仍处于下行区间。2.3火电价值重估：现货+辅助服务+容量电力市场化进程按下加速键。2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议召开，审议并通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，电改进入加速阶段。国内电力系统以省为实体，省级电力市场建设需要支撑电价从计划体制向市场体制平稳过度，电力中长期交易提供相对确定性的电量和价格，电力现货市场发现电能量实时价值，并且作为中长期交易价格参考。后续将完善辅助服务和容量电价机制，维持高比例新能源并网后电网的安全运行和系统充裕度。600070008000900010000110001200013000电厂库存走高请务必阅读报告末页的重要声明30行业报告│行业深度研究图表41：新型电力市场=电能量+辅助服务+容量资料来源：国联证券研究所➢辅助服务：权责逐步厘清，有望向用户侧传导兑现价值新能源并网&电气化率提升使电网承受高波动性。新能源大量并网和电车、充电桩等终端电气化率提升使负荷呈现夏、冬双高峰，同时发电侧出力和用电负荷双侧均呈现随机波动特性。风电、光伏发电调频能力有限，当电网频率偏低需要增加出力时，电网调频主要依靠火电、水电等传统机组，风电、光伏的随机性和间歇性功率波动特征导致电网频率偏差增加，降低稳定性，大量并网后系统转动惯量支撑力度削弱，频率调节能力降低，系统康扰动和无功支撑能力变差，因此电网对调峰、调频、调压、系统平衡等辅助服务需求提升。我国电力辅助服务市场经历4个阶段1）2002年之前，无偿提供。这一阶段，电力辅助服务无偿提供，采用垂直一体化管理模式，没有单独的补偿机制，将其与电量进行捆绑，统一结算。此时期辅助服务市场价值无法充分体现，电厂利益受损。2）2006年，计划补偿阶段。2006年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》与《发电厂并网运行管理规定》（两个细则），标志我国电力辅助服务进入计划补偿阶段，按“补偿成本和合理收益”原则对提供辅助服务的并网发电厂进行补偿，但是“两个细则”计划补偿模式的补偿力度相对较低，对提供主体激励作用有限。3）2014年，省级辅助服务市场体系。2014年10月，东北能源监管局印发《东北电力辅助服务调峰市场监管办法（试行）》开始执行，正式启动我国首个电力调峰辅助服务市场。2015年，发改委发布《中共中央国务院进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号文）中提出“市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核请务必阅读报告末页的重要声明31行业报告│行业深度研究机制和补偿机制”电力辅助服务市场进入探索阶段，区域、省级辅助服务市场体系逐渐形成。4）2021年，新版两个细则出台，主体扩大，品种丰富。2021年12月，国家能源局印发新版“两个细则”，我国辅助服务市场进入新阶段，2022年南方电网最先发布新版“两个细则”征求意见稿，此后华东电网、华北电网、西北电网均发布新版“两个细则”模拟稿件，新版两个细则的修订主要扩大电力辅助服务主体，丰富电力辅助服务品种，丰富优化了市场交易辅助服务市场。图表42：2021年新版“两个细则”印发后，主体和品种均有增加资料来源：国家发改委，《新型电力系统背景下我国辅助服务市场分析》姚洋阳等，国联证券研究所目前我国初步形成了调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系。调峰、调频辅助服务已初步形成市场化的价格形成机制，即发电侧市场主体自行报价，通过集中竞争、统一出清形成调峰、调频辅助服务的边际出清价格和中标量，电力调度机构按需求调用、按序调用、价格优先对辅助服务资源进行调用，按照边际出清价格和调用量对提供辅助服务的市场主体予以经济补偿，辅助服务的补偿总费用按照电量或电费比例分摊给发电侧市场主体。新版两个细则中补偿方式按照“谁提供、谁获利；谁受益，谁分摊”的原则，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。请务必阅读报告末页的重要声明32行业报告│行业深度研究图表43：辅助服务市场以区域、省级电网为单位开展建设区域电网省级电网辅助服务市场情况南方电网（备用、调频）贵州调峰、黑启动云南调峰、黑启动广东调频广西调峰海南调峰西北电网（调峰）甘肃调峰、调频宁夏调峰新疆调峰青海调峰陕西调峰华东电网（调峰、备用）上海调峰浙江调频江苏调峰、调频福建调峰、调频安徽调峰、调频华北电网（调峰）蒙西调频、备用京津唐调频山西调峰、调频山东调峰、调频河北调峰东北电网（调峰、备用、抽蓄超额使用）辽宁调频吉林调峰、备用黑龙江调峰、备用华中电网（调峰）湖北调峰、调频湖南调峰、备用河南调峰江西调峰、调频四川调峰、调频重庆调峰、调频资料来源：各区域能源监管局，《新型电力系统背景下我国辅助服务市场分析》姚洋阳等，国联证券研究所➢问题三：辅助服务价值如何？我国电力辅助服务实现6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一辅助服务规则体系基本形成。依据国家能源局2月新闻发布会，2022年，通过辅助服务市场化机制，全国共挖掘系统调节能力90000万千瓦以上，煤电企业因辅助服务获得补偿收益约320亿元，促进煤电企业灵活性改造的积极性，推动煤电由基础保障性和系统调节性电源转型。请务必阅读报告末页的重要声明33行业报告│行业深度研究图表44：部分省份2022年辅助服务补偿情况（亿元）资料来源：国家能源局各区域监管局，国联证券研究所山东电力现货市场于2021年12月开始运行，现货市场下山东调峰辅助服务市场不再运行，而过去运行前，山东调峰辅助服务市场月均补偿额都超过1亿元。以2022年山东调频月度补偿费用为例，在7月/10月/11月/12月调频补偿均超过2亿元（迎峰度夏和供热季），但火电分摊费用分别为1.8/1.7/1.9/2.3亿元，目前辅助服务费用还处于初级阶段（发电侧零和博弈），“9号文”提出建立辅助服务分担共享新机制，辅助服务成本需向下游传导由终端用户支付（如美国PJM市场），逐步过度后火电将通过自身灵活性获取收益。图表45：山东2020-2022年火电调峰、调频月度补偿及分摊费用（亿元）资料来源：山东能监局，国联证券研究所依据国家能源局2023年三季度新闻发布会数据，截至6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全8.832.542.461.739.74024681012广东广西安徽上海宁夏-2-1.5-1-0.500.511.522.532020/1/12020/2/12020/3/12020/4/12020/5/12020/6/12020/7/12020/8/12020/9/12020/10/12020/11/12020/12/12021/1/12021/2/12021/3/12021/4/12021/5/12021/6/12021/7/12021/8/12021/9/12021/10/12021/11/12021/12/12022/1/12022/2/12022/3/12022/4/12022/5/12022/6/12022/7/12022/8/12022/9/12022/10/12022/11/12022/12/1火电调峰月度补偿费用火电调峰月度分摊费用火电调频月度补偿费用火电调频月度分摊费用请务必阅读报告末页的重要声明34行业报告│行业深度研究国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。在电力现货市场，市场机组根据报价中标，调峰费用应该并入电能量市场费用，就不存在调峰市场了，如果去掉调峰补偿费，目前辅助服务费用占比不到总电量电费的1%，显著低于其他国家。以2015年数据为例，美国PJM市场辅助服务费用占比2.5%，英国市场占比电量电费8%，而目前美国现货辅助服务清算额大约占电能量3-5%，《新能源高渗透率下辅助服务市场的思与变》一文也提到到2030年，英国辅助服务在总系统运营成本中所占的份额将由2015年的2%提升至15%。图表46：2023上半年我国辅助服务费用情况图表47：美国/英国市场情况电力辅助服务费用（含调峰）电力辅助服务费用（不含调峰）设想情况（不含调峰）可再生能源装机占比：48.8%278111亿元438亿元占比上网电费1.9%占比上网电费0.76%占比上网电费3%美国PJM市场英国可再生能源装机占比5%可再生能源装机占比27%辅助服务费用占电量电费：2.5%（2015）辅助服务费用占比电量电费：8%（2015）辅助服务费用占电量电费：3%-5%（2023）辅助服务费用占电量电费：15%（2030）资料来源：国家能源局，国联证券研究所资料来源：美国PJM市场，国联证券研究所➢容量电价：维持系统宽裕度，鼓励火电建设市场化竞争充分的电能量市场，市场价格将由边际机组的边际发电成本决定，因此火电经常承担边际机组，可再生能源大量接入现货市场，边际成本较低，因此发电侧报价较低，市场结算价格降低后影响火电利润。火电厂初期投入成本较高，收益降低后影响成本回收，妨碍电厂投资，为保障系统宽裕度，需要建立发电容量成本回收机制。容量市场收益是火电机组获取电能量收益和辅助服务市场收益外的稳定收益，极大促进火电机组进行灵活性改造的意愿。国外三种发电容量成本回收路径：稀缺定价机制、容量市场机制、容量补偿制度1）稀缺定价制度：主要为美国德州和澳大利亚，主要为不单独设立固定投资回收机制，而是在电能量市场中设置上限很高的稀缺价格，发电侧可以在供应紧张时段的短时极高价格来回收投资成本。2）容量补偿机制：主要在智利、阿根廷、秘鲁、西班牙等，容量补偿机制一请务必阅读报告末页的重要声明35行业报告│行业深度研究般由政府根据评估结果，直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿，补偿费用一般由电力用户分摊。3）容量市场机制，主要为美国PJM、纽约、英国、法国等，容量市场机制是将机组可用装机容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格。容量市场中买方为系统运营商，卖方为容量资源提供商，系统运营商根据负荷预测、可靠性要求等形成容量需求曲线，卖方申报容量资源数量和价格，容量购买费用最终由所有用户分摊。稀缺定价机制主要依靠于电能量市场，但如果允许系统短期内发生的价格尖峰进行大容量补贴，会对短时间电价产生影响，给电力市场造成风险；容量市场机制是以市场竞争的方法构成容量价格，对于市场基本条件需求较高；容量补偿制度主要应用于电力市场初期，保障发电机组可用性，保障系统宽裕度。图表48：各省容量价格机制和调节容量辅助服务市场地区和政策发布年份包含“容量”的机制名称建立目的市场主体交易方式价格形成机制容量价格机制/市场山东，2020.4（第一版）2022.11（最新版）电力现货市场容量补偿电价促进发电机组收回容量成本卖方：火电，储能，风电，光伏买方：全体工商业用户用户侧全电量按分时段费率收取容量补偿，发电侧按机组有效容量分摊补偿；月度结算省发改委核定，现行补偿标准为0.0991元/千瓦时（含税）广东，2020.11电力市场容量补偿费用促进市场化机组固定成本回收，保障系统长期容量的充裕性卖方：燃煤和燃气发电机组买方：售电公司用户侧中长期合约外电量按固定费率收取容量补偿，发电侧按机组有效容量分摊补偿；月度结算省能源局核定调节容量辅助服务市场云南，2022,12（试行）煤电调节容量市场疏导煤电企业成本，拓宽新能源配套储能解决途径卖方：烟煤无烟煤发电机组买方：风电和光伏电站双边协商，燃煤机组额定容量40%参与交易，鼓励配储不足10%的风光电站购买买卖双方在220元/kWh·年±30%区间范围内自主协商形成；未购买调节容量且未配储能的新能源项目按清洁能源市场交易均价的90%结算华北电网（京津唐），2021.10调峰容量市场补偿火电机组灵活性改造成本和电网侧储能投资建设成本卖方：火电机组，电网侧储能买方：风电，光伏，未中标火电机组，市场化用户市场运行机构计算调峰容量需求；卖方单边竞价、边际出清；买方分摊承担费用；日清月结算市场运营机构核定申报价格上下限，卖方在价格区间内单边竞价形成边际出清电价甘肃，2022.9（征求意见稿）调峰容量市场交易补偿火电机组灵活性改造成本和电网侧储能投资建设成本卖方：火电机组，电网侧储能买方：风电，光伏，水电，未中标火电机组，市场化用户西北电网，2022.11（征求意见稿）灵活调节容量市场促进灵活调节资源建设，促进新能源消纳卖方：火电机组，新型储能、可调节负荷买方：风电、光伏、未中标火电机组、市场化用户资料来源：国家发改委，国联证券研究所我国情况：在电力现货市场初期就引入容量补贴制度，2020年，国家发改委依据《电力市场建设管理工作指导》（第3期）颁布的《电容成本费用收回方式操作指导》，规定了各地政府可结合实际情况确定适当的电容成本费用回收方式，并以建立电容成本补贴的方式启动。山东：2022年3月，山东发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事请务必阅读报告末页的重要声明36行业报告│行业深度研究项的通知》，稳妥推进山东电力现货市场建设，保证电力系统长期容量的充裕性，在山东电力现货市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为0.0991元/kWh（含税）（自2022年5月1日执行）。3.三重选股逻辑3.1选股逻辑：装机持续地区+高负荷地区+煤价弹性➢选股逻辑一：关注火电装机增势持续地区关注持续有火电装机规划地区。2021、2022年因电煤供需失衡、极端气候影响下，各地出现用电缺口，多能互补重要性明显提升，火电“兜底”作用凸显。二十大报告提出“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤碳达峰行动”，我国资源禀赋为“富煤贫油少气”，煤电仍然为我国的主体电源，发挥能源电力安全“压舱石”作用。我们根据北极星火电网每日披露的项目数据统计，2022年我国新增核准火电装机68.5W（煤电52GW），同比增长428.5%，截至2023年6月底新核准火电项目也达到36.8GW（36GW为煤电）。未来煤电要向基准保障性和系统调节性电源并重转型，我们认为在能源安全政策下，1）电力负荷较高地区如广东、长三角、京津冀在十四五期间，将会核准、开工加速，运营商装机体量上升。2）清洁能源基地、三北地区（风电、光伏），湖北（水电）等地风光水火储一体化项目配套火电也将迎来建设加速。图表49：2021-23年6月火电项目进展（GW）图表50：2021-23年6月各省火电项目核准量（MW）资料来源：北极星电力网，国联证券研究所资料来源：北极星电力网，国联证券研究所我们选取24家火电板块代表标的，统计火电及煤电装机（以2022年公司年报披露口径为准），其中火电装机弹性最高标的依次为通宝能源、天富能源、穗恒运A、华银电力、宝新能源，弹性分别为156.3%、91.35%、85.2%、58.1%、57.6%。18.313.049.320.868.566.030.136.846.40.010.020.030.040.050.060.070.080.0并网核准开工20212022202305000100001500020000250003000035000安徽省福建省甘肃省广东省广西省贵州海南省河北省河南省黑龙江省湖北省湖南省江苏省江西省辽宁省内蒙古宁夏山东省山西省陕西省四川省新疆浙江省重庆云南吉林省20232022请务必阅读报告末页的重要声明37行业报告│行业深度研究图表51：24家火电代表公司火电装机及弹性（依据2022年年报披露，单位MW）上市公司火电装机（截止2022年年报）煤电装机（截止2022年年报）在建火电弹性（在建/火电装机）深圳能源108746634493245.36%穗恒运A1080108092085.19%粤电力A2694220550745627.67%皖能电力95309530354037.15%建投能源915091507007.65%宝新能源34703470200057.64%晋控电力88008800436.44.96%赣能股份34003400长源电力62906290227036.09%豫能控股76607660江苏国信1184514437500042.21%华能国际1067969405889708.40%上海电力12595.298487455.91%浙能电力30639.526955486015.86%华电国际51599.1433707891.115.29%广州发展4034.53140120029.74%天富能源28902230264091.35%京能电力17800178003652.05%申能股份118268400华银电力34403440200058.14%通宝能源128012802000156.25%国电电力718357081555007.66%内蒙华电1140011400大唐发电53614.184751431975.96%资料来源：各上市公司公告，国联证券研究所➢选股逻辑二：关注用电需求较高的高负荷地区标的我们以各上市公司2022年公布数据为准，梳理上市公司煤电资产地区分布，京津唐、长三角、珠三角作为高负荷地区，用电需求较高，火电将保持高利用小时数，煤价下行周期内盈利能力相对更强，建议关注火电资产在高负荷地区占比较高标的，京津唐地区（建投能源），长三角地区（浙能电力、上海电力、申能股份），珠三角地区（宝新能源、粤电力A）。请务必阅读报告末页的重要声明38行业报告│行业深度研究图表52：火电上市公司控股装机分布上市公司资产分布情况深圳能源煤电装机：77.8%位于广东，22.2%位于新疆、内蒙古和河北地区穗恒运A煤电装机：100.00%位于广东粤电力A煤电装机：96.6%位于广东皖能电力煤电装机：100.0%位于安徽建投能源煤电装机：100.0位于河北宝新能源煤电装机：100.0%位于广东晋控电力煤电装机：100.0%位于山西赣能股份煤电装机：100.0%位于江西长源电力煤电装机：100.0%位于湖北豫能控股煤电装机：100.0%位于河南江苏国信煤电装机：66.6%位于江苏、33.4%位于山西华能国际煤电上网：2.5%位于黑龙江、2.0%位于吉林、3.4%位于辽宁、2.6%位于河北、3.1%位于甘肃、2.1%位于北京、1.3%位于天津、1.8%位于山西、20.3%位于山东、5.0%位于河南、9.2%位于江苏、4.7%位于上海、3.5%位于重庆、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%位于广东、0.1%位于广西、1.9%位于云南、2.4%位于海南上海电力煤电上网：41.7%位于上海、28.8%位于江苏、4.1%位于浙江、15.1%位于安徽、1.2%位于新疆、0.8%位于马其他、8.4%位于土耳其浙能电力煤电上网：88.9位于浙江、4.8%位于安徽、2.07%位于新疆、4.17%位于宁夏华电国际煤电装机：11.3%位于安徽、3.0%位于广东、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%位于山东、1.6%位于山西、5.5%位于四川、0.8%位于天津、2.8%位于重庆广州发展煤电装机：100.0%位于广东天富能源煤电装机：100.0%位于新疆京能电力煤电装机：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%位于内蒙古、7.4%位于宁夏、17.8%位于山西申能股份煤电装机：59.9%位于上海、31.8%位于安徽、8.3%位于宁夏华银电力煤电装机：100.0%位于湖南通宝能源煤电装机：100%位于山西国电电力煤电上网：6.8%位于辽宁、4.4%位于山西、2.7%位于河北、9.7%位于内蒙古、15.1%位于安徽、14.1%位于浙江、19.6%位于江苏、6.7%位于宁夏、0.7%位于云南、1.3%位于天津、6.2%位于山东、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%位于广东内蒙华电煤电装机：100.0%位于内蒙古西部大唐发电煤电装机：12.1%位于安徽、5.3%位于福建、10.9%位于广东、19.5%位于河北、9.4%位于黑龙江、5.6%位于江苏、4.2%位于江西、4.2%位于辽宁、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%位于重庆资料来源：国家能源局各区域监管局，国联证券研究所备注：华能国际、上海电力、浙能电力、国电电力以发电量口径统计，其余按装机容量统计➢选股逻辑三：关注煤价下行带动利润弹性增厚标的我们选取2022年火电代表性标的，我们假设三种场景（标煤下降50/80/100元/吨），以各标的2022年供电煤耗及发电量为基准测算利润增厚情况，同时我们设置单位装机增利指标（利润增厚值/火电装机），我们以标煤下降80元/吨为基准计算，其中弹性最高的标的分别为粤电力A、天富能源、宝新能源、深圳能源、国电电力、内蒙华电等。请务必阅读报告末页的重要声明39行业报告│行业深度研究图表53：24家火电代表公司火电装机及弹性（依据2022年年报披露，单位MW）火电装机万千瓦2022年火电供电煤耗（g/kwh）发电量亿千瓦时标煤采购量万吨标煤下降50元/吨标煤下降80元/吨标煤下降100元/吨22年归母净利润（亿元）单位装机增利亿元/GW深圳能源663302.3411.11179.85.99.4411.8221.42穗恒运A112.2300601800.91.441.8-0.61.28粤电力A2694.2302.92086.76320.6131.650.5663.21-301.88皖能电力886303.6411.91250.536.251012.514.31.13建投能源915300384.891154.675.779.2411.5511.01宝新能源347313.5185.13580.382.94.645.81.81.34晋控电力880300459.121377.366.8911.0213.77-6.81.25赣能股份340302.495.4288.491.442.312.880.10.68长源电力629295311.6919.224.67.359.191.21.17豫能控股766296.7258.9768.163.846.157.68-21.40.8江苏国信1443.7298.7664.71985.469.9315.8819.850.71.1华能国际10695.6287.694152.411946.0459.7395.57119.46-73.90.89上海电力1272.32290496.61440.147.211.5214.43.20.91浙能电力3063.95296.11518.34495.6922.4835.9744.96-18.21.17华电国际5228.91287.12111.96063.2630.3248.5160.6310.93广州发展403.45306.8167.3513.282.574.115.1313.51.02天富能源289300184.42553.262.774.435.53-0.21.53京能电力1780318.4793.862527.6512.6420.2225.2881.14申能股份1182.6249.31371.27925.614.637.49.2610.80.63华银电力524312.4179.9562.012.814.55.620.30.86通宝能源128320.859.5190.880.951.531.918.51.19国电电力7183.5295.13883.311459.6257.391.68114.628.21.28内蒙华电1140300576.211728.638.6413.8317.2917.41.21大唐发电5361.42290.82137.86216.7231.0849.7362.17-4.10.93资料来源：各上市公司公告，国联证券研究所我们选股逻辑为“有装机增量+高负荷地区+煤价弹性较高”地区标的，有装机增量保障公司优质资产持续提升，高负荷地区保障用电量，保障相对较高利用小时数，本轮煤价下行周期内，过去高价买入市场煤标的本轮盈利修复弹性更高。3.2华能国际：全国火电龙头企业，火转绿低碳发展华能国际为“五大发电集团”之一华能集团旗下上市平台，电厂分布在二十六个省级行政单位，公司主营火电、水电、新能源发电等电力业务，同时经营供热、港口服务等，截至2022年底，公司控股发电装机规模约127GW，其中境内控股火电106.96GW（煤机94.1GW，燃机12.74GW），境内风电13.6GW，境内光伏6.28GW，清洁能源占比逐渐提升，响应低碳政策，火转绿快速发展。同时公司积极拓展海外市场，运营新加坡大士能源，巴基斯坦也投资一家运营电站。装机容量逐年增长，营业收入稳步提高。2020-2022年公司控股装机量分别为11335.7/11869.5/12722.8万千瓦，2020-2023H1营业收入分别为1694.39/2046.05/2467.25/1260.32亿元，同比变动-2.39%/20.75%/20.31%/7.84%。2022年受燃料价格高位运行、用电量增长不及预期等多重因素影响，公司火电机组利用小请务必阅读报告末页的重要声明40行业报告│行业深度研究时数下降，发电量同比略有下降；预计未来经济逐步复苏，伴随社会用电需求不断增长以及大批新能源装机的陆续投产，公司发电量及营业收入将快速提升。图表54：华能国际营业收入图表55：华能国际归母净利润资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所21年煤价高企境内业绩受制，22年业绩减亏，23H1扭亏为盈。公司主营业务以火力发电为主，21-22年煤炭价格持续维持高位运行。23H1实现归母净利润63.08亿元，同比增长309.67%，环比扭亏为盈。归母净利润同比上升的主要原因，一是境内燃煤价格同比下降和电量同比上涨的综合影响，二是公司新加坡业务利润同比大幅增长。图表56：华能国际毛利率、净利率图表57：华能国际费用率资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所煤价下行伴随电改落实，毛利率净利率持续向好。2021年受燃煤燃气价格高企影响，毛利率、净利率持续承压，2023年煤价下行，毛利率、净利率持续向好，分别提升至12.04%、5.25%。我们预计未来伴随煤炭产量的提升、长协煤履约率的提高以及进口低价煤的量增，综合入炉煤价降低，公司毛利率、净利率有望进一步提高。持续完善公司现代化治理体系，期间费用率逐年下降；围绕主营业务加大研发1694204624671260-2.39%20.75%20.31%7.84%-5%0%5%10%15%20%25%05001,0001,5002,0002,5003,0002020202120222023H1营业收入（亿元）YoY（%）46-103-7463191.51%-324.85%26.17%309.67%-400%-300%-200%-100%0%100%200%300%400%-150-100-500501002020202120222023H1归母净利润（亿元）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销售毛利率（%）销售净利率（%）0.09%0.09%0.07%0.09%2.92%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销售费率（%）管理费率（%）请务必阅读报告末页的重要声明41行业报告│行业深度研究投入，研发费用率整体提高。20-23H1管理费用率持续下降，分别为2.92%、2.73%、2.28%、2.13%。公司、融资能力、融资成本等方面优势突出，同时加强利息支出、汇兑损益及手续费管理，20-23H1财务费用率持续下降，分别为5.21%、4.18%、3.85%、3.49%。公司注重长期效益，围绕主营业务持续加大研发投入，20-22年研发费用分别为6.68、13.25、16.08亿元，研发费用率呈整体上升趋势。我们预计公司2023-2025年营收分别为2582.26/2623.77/2682.65亿元，增速分别为4.66%/1.61%/2.24%，归母净利润分别为130.66/156.56/176.95亿元，增速分别为276.87%/19.82%/13.02%，EPS分别为0.83/1.00/1.13元/股。鉴于公司为全国火电龙头公司，我们给予2024年10xPE，目标价10元/股，给予“买入”评级。图表58：华能国际财务和估值202120222023E2024E2025E营业收入(百万元)205079246725258226262377268265增长率21.03%20.31%4.66%1.61%2.24%EBITDA（百万元）1588623132630357161577975归母净利润（百万元）-10006-7387130661565617695增长率（%）-319.19%26.17%276.87%19.82%13.02%EPS（元/股）-0.64-0.470.831.001.13市盈率（P/E）-13.5-18.210.38.67.6市净率（P/B）2.42.92.31.91.6EV/EBITDA27.318.07.26.46.0资料来源：ifind，国联证券研究所国联证券研究所预测，股价取2023年08月25日收盘价风险提示：电改政策推动不及预期，装机不及预期，电价波动3.3国电电力：煤电联营控本优势明显国电电力是国家能源集团旗下核心电力上市平台,主要经营业务为电力、热力生产及销售,产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域,电厂分布在全国28个省、自治区、直辖市。截至2022年末，公司控股装机容量97.38GW，其中火电71.84GW，占比73.77%；水电14.96GW，占比15.36%；风电7.46GW，占比7.66%；太阳能光伏3.13GW，占比3.21%。公司紧抓“双碳”战略机遇，加快推动转型升级，优化产业结构，清洁能源占比逐渐提升，火转绿快速发展，加快建设具有全球竞争力的世界一流电力公司进程。装机容量与电价多方影响，营业收入整体波动上升。2020年售电均价下降13.99元/兆瓦时，营业收入同比增速为-0.15%；2021年装机容量由88GW大幅提升至99.8GW，发电量由3774亿千瓦时大幅提升至4641亿千瓦时，营业收入同比增速为16.55%；2022年电力中长期交易平均上网电价增长，营业收入同比增速为14.4%；23Q1装机容量同比下降（22年转让部分火电资产所致），发电量同比下降5.39%，营业收入同比为-3.1%。我们认为随大批新能源装机的陆续投产，装机容量逐步提请务必阅读报告末页的重要声明42行业报告│行业深度研究高，公司发电量及营业收入将稳步提升。图表59：国电电力营收图表60：国电电力归母净利润资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所21年煤价高企业绩亏损，22年电改落实扭亏为盈。2021年煤价高企，入炉标煤单价同比增长291.49元/吨，涨幅47.87%，新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损影响，公司整体归母净利润为-19.68亿元；2022年电改落实煤电上网电价上涨，同时公司依托国家能源集团获得中国神华的煤炭资源优势，公司长协煤覆盖率较高，实现归母净利润为27.47亿元。我们预计未来煤价处于稳定区间，伴随大批装机的陆续投产，公司归母净利润有望进一步提升。21年煤价高企毛利率净利率承压，22年电改落实毛利率净利率趋稳。2021年受煤炭价格高企影响，火力发电燃料成本大幅增加，销售毛利率、净利率承压，分别为7.25%、-2.03%；22年电价改革落实，公司平均上网电价增长21.46%，销售毛利率、净利率修复至13.48%、3.56%；23Q1销售毛利率、净利率趋于稳定，分别为13.34%、5.20%。预计未来煤价处于稳定下行区间，伴随上年高价库存煤的出清，公司销售毛利率、净利率有望进一步提高。优化资产结构，财务费用率大幅下降；完善治理结构，管理费用率维持稳定；注重降本增效，销售费用率维持低水平。为优化公司资产结构布局、提升公司资产质量，2021年转让所属七家煤电企业股权及资产，2022年转让宁夏区域火电资产，同时公司注重利息支出管理，财务费用率大幅下降，20-23Q1财务费用率分别为7.50%、4.72%、3.92%、3.83%；20-23Q1管理费用率分别为0.95%、1.04%、0.91%、1.19%；20-23Q1销售费用率分别为0.16%、0.03%、0.02%、0.02%。116416821927453-0.15%16.55%14.40%-3.10%-5%0%5%10%15%20%05001,0001,5002,0002,5002020202120222023Q1营业收入（亿元）YoY（%）26-18281050.96%-142.38%262.96%-8.73%-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%-30-20-100102030402020202120222023Q1归母净利润（亿元）YoY（%）请务必阅读报告末页的重要声明43行业报告│行业深度研究图表61：国电电力毛利率、净利率图表62：国电电力财务费率资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所我们预计公司2023-2025年营收分别为1949.79/2039.81/2146.95亿元，增速分别为1.19%/4.62%/5.25%，归母净利润分别为71.89/86.31/100.9亿元，增速分别为154.50%/20.07%/16.88%，EPS分别为0.40/0.48/0.57元/股。鉴于公司为国家能源集团旗下电力资产上市平台，集团优势助力公司长协煤履约率较高，我们给予2024年10xPE，目标价4.8元/股，给予“买入”评级。图表63：国电电力财务和估值202120222023E2024E2025E营业收入(百万元)168185192681194979203981214695增长率44.46%14.56%1.19%4.62%5.25%EBITDA（百万元）2406935927441995440864046归母净利润（百万元）-184528257189863110088增长率（%）-170.08%253.07%154.50%20.07%16.88%EPS（元/股）-0.100.160.400.480.57市盈率（P/E）-33.421.88.67.16.1市净率（P/B）1.41.41.21.11.0EV/EBITDA12.49.48.17.47.0资料来源：ifind，国联证券研究所国联证券研究所预测，股价取2023年08月25日收盘价风险提示：电改政策推动不及预期，装机不及预期，电价波动风险3.4皖能电力：安徽区域火电龙头，业绩高增皖能电力是安徽省属火电核心企业，主营业务为电力、节能及相关项目投资、经营。截至23Q1，公司控股装机容量958万千瓦，其中光伏装机5万千瓦，火电装机953万千瓦，省内市占率23%、位列第二;作为皖能集团旗下唯一电力上市主体，公司参股集团优质火电资产神皖能源，增加近500万千瓦权益装机，22年投资收益6.6亿元、占总投资收益的76%。同时公司响应低碳政策，积极转型新能源，“十四五”规划新能源装机容量目标为400万千瓦。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销售毛利率（%）销售净利率（%）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%2020202120222023Q1销售费率（%）管理费率（%）财务费率（%）请务必阅读报告末页的重要声明44行业报告│行业深度研究火电机组利用小时数提升，公司发电量逐年提升，营业收入实现快速稳定增长。2020-2022年公司火电机组利用小时数分别为4201、4436、4840小时，发电量分别为348.97、365.68、411.25亿千瓦时，2020-2023Q1营业收入分别为167.52、210.32、242.76和58.06亿元，同比增速分别为4.1%、25.55%、15.42%、-8.65%。未来伴随深度调峰的逐步参与，火电机组利用小时数将略有下降，但公司23年预计新增的264万千瓦火电装机以及调峰收益将保障营业收入的持续增长。图表64：皖能电力营业收入图表65：皖能电力归母净利润资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所电价改革后度电收入提升，毛利率、净利率及归母净利润由负转正。为深入推进电价市场化改革，安徽省发改委于21年年末全面实施电价市场化改革，基准电价可最高上浮20%形成上网电价，公司度电收入由2021年的0.346元/千瓦时大幅提升至2022年的0.4元/千瓦时，但原材料成本占公司营业成本50%以上，由于高煤价的压制，毛利率、净利率均维持低速增长，2022年分别为0.9%、0.75%，23Q1分别为4.55%、2.85%，22-23Q1归母净利润分别为4.25和1.26亿元。未来预计伴随煤炭产量的提升、长协煤政策的落实以及进口低价煤的量增，综合入炉煤价降低，公司毛利率、净利率及归母净利润有望大幅度提高。公司持续加强内部控制、完善管理制度，20-23Q1期间费用率整体呈下降趋势。21年研发费用提高为深度调峰技术改造要求所致，21-22年公司财务费用率提高为发行有息债券所致。2022年公司集中力量重点围绕生产难题、转型发展需要开展研发活动，研发投入及研发人员数量同比下降，但研发人员构成中高学历人才占比提升，降低研发费用的同时保持公司核心竞争力，支撑企业高质量发展和转型升级。未来随着公司对宏观政策研究的加强以及融资渠道的进一步开拓，财务费用率有望进一步降低，公司业绩有望进一步增长。168210243584.10%25.55%15.42%-8.65%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%0501001502002503002020202120222023Q1营业收入（亿元）YoY（%）10-134130.97%-231.91%131.99%-8.56%-300%-250%-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%200%-15-10-50510152020202120222023Q1归母净利润（亿元）同比增速（%）请务必阅读报告末页的重要声明45行业报告│行业深度研究图表66：皖能电力毛利率、净利率变化图表67：皖能电力费用率变化资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所我们预计公司2023-2025年营收分别为286.93/314.33/329.59亿元，增速分别为18.2%/9.55%/4.85%，归母净利润分别为13.37/15.17/16.05亿元，增速分别为214.44%/13.44%/5.85%，EPS分别为0.59/0.67/0.71元/股。鉴于公司为安徽地方火电企业，享受地方资源倾斜，安徽本地煤矿提高动力煤履约率，光伏陆续建设，我们给予2024年12xPE，目标价8.04元/股，给予“买入”评级。图表68：皖能电力估值202120222023E2024E2025E营业收入(百万元)2103224276286933143332959增长率25.55%15.42%18.20%9.55%4.85%EBITDA（百万元）-9491885433250485406归母净利润（百万元）-1329425133715171605增长率（%）-231.10%131.99%214.44%13.44%5.85%EPS（元/股）-0.590.190.590.670.71市盈率（P/E）-10.833.910.89.59.0市净率（P/B）1.21.00.90.90.8EV/EBITDA-29.118.29.38.17.6资料来源：ifind，国联证券研究所国联证券研究所预测，股价取2023年08月25日收盘价风险提示：电改政策推动不及预期，装机不及预期，长协煤履约率不及预期3.5粤电力A：广东火电龙头，海上风电持续建设粤电力是广东最大省属发电企业，主营业务是电力项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务。截至23Q1，公司控股装机容量29.7GW，其中火电装机26.94GW（煤机20.55GW，燃机6.39GW），风电装机2.35GW，光伏装机0.18GW，水电装机0.13GW，生物质发电装机0.1GW。公司积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下加快能源转型的发展大势，“十四五”期间初步计划新增新能源装机约14GW，其中陆上风电约1.6GW、海上风电约2.8GW、光伏约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（%）净利率（%）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销售费用率（%）管理费用率（%）财务费用率（%）请务必阅读报告末页的重要声明46行业报告│行业深度研究控股装机快速增长，营业收入稳步提升。2020-2022年公司控股装机量分别为2161.2、2,822.92、2,969.62万千瓦，发电量分别为737.51、1198.69、1140.59亿千瓦时，2020-2023Q1营业收入分别为283.29、441.67、526.61和130.46亿元，同比变动为-3.51%、31.44%、18.45%和14.55%。2022年受经济下行压力增大等影响，广东省全社会用电需求整体与上年持平，公司火电机组利用小时数下降，预计未来经济逐步复苏，伴随社会用电需求不断增长以及在建1077.15万千瓦装机的陆续投产，公司发电量及营业收入将持续提升。21-22年煤价高企业绩承压，23Q1扭亏为盈。公司主营业务以火力发电为主，燃料成本在营业成本中占比80%以上，21-22年煤炭、天然气等燃料价格继续维持高位运行，公司归母净利润分别为-31.48、-30.04亿元。23年煤价下行，公司燃料成本随之降低，火电业绩持续修复，23Q1实现归母净利润0.88亿元，环比扭亏为盈。图表69：粤电力A营业收入变动图表70：粤电力A归母净利润变动资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所毛利率净利率受煤价与电价改革多方影响波动变化，23Q1由负转正。2021年受燃煤燃气价格高企影响，发电成本与上网电价严重倒挂，毛利率、净利率持续承压，分别为-5.99%、-10.13%。2021年10月国家发改委全面实施电价市场化改革，基准电价可最高上浮20%形成上网电价，22年煤电度电收入由0.388大幅提升至0.434元/千瓦时，上游煤价成本压力合理向下游用电侧疏导，毛利率、净利率有所修复，分别为-0.36%、-8.57%。23年煤价下行，公司毛利率、净利率由负转正，分别为7.58%、0.65%。我们预计未来伴随上年高价库存煤的出清、煤炭产量的提升、长协煤政策的落实以及进口低价煤的量增，综合入炉煤价降低，公司毛利率、净利率有望大幅度提高。降本增效——销售费用率管理费用率持续走低，注重研发——研发费用整体呈上升趋势，规模扩张——财务费用率持续上升。公司持续加强内部控制、完善管理制度，20-23Q1销售费用率分别为0.17%、0.15%、0.13%、0.13%，管理费用率分别283442527130-3.51%31.44%18.45%14.55%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%01002003004005006002020202120222023Q1营业收入（亿元）同比增速（%）17-31-30152.28%-253.26%-2.59%119.71%-300%-250%-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%-40-30-20-10010202020202120222023Q1归母净利润（亿元）同比增速（%）请务必阅读报告末页的重要声明47行业报告│行业深度研究为2.95%、2.49%、2.26%、2.01%，降本增效效果显著。同时公司注重长期效益，研发费用率持续走高主要系公司及下属单位加大研发投入和完善研发费用归集管理所致，财务费用率主要受新投产机组利息费用化及新增项目资金需求增加影响。图表71：粤电力A毛利率、净利率变化图表72：粤电力A期间费用率变化资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所我们预计公司2023-2025年营收分别为612.07/692.41/878.18亿元，增速分别为16.23%/13.13%/26.83%，归母净利润分别为30.96/35.09/45.42亿元，增速分别为203.08%/13.31%/29.47%，EPS分别为0.59/0.67/0.87元/股。鉴于公司广东区域电力龙头企业，海上风电积极建设贡献增量，我们给予2024年14xPE，目标价9.38元/股，给予“买入”评级。图表73：粤电力A估值202120222023E2024E2025E营业收入(百万元)4445852661612076924187818增长率32.30%18.45%16.23%13.13%26.83%EBITDA（百万元）7102487136071573218755归母净利润（百万元）-2928-3004309635094542增长率（%）-242.57%-2.59%203.08%13.31%29.47%EPS（元/股）-0.56-0.570.590.670.87市盈率（P/E）-11.5-11.210.99.67.4市净率（P/B）1.41.71.41.31.1EV/EBITDA128.242.28.87.86.7资料来源：ifind，国联证券研究所国联证券研究所预测，股价取2023年08月25日收盘价风险提示：电改政策推动不及预期，装机不及预期，煤价波动风险3.6宝新能源：广东民营火电运营商，装机增势持续宝新能源是广东民营电力企业龙头，逐步以“新能源电力+新金融投资”为双核心业务。截至2023Q1，公司火电规模347万千瓦，包括梅县地区147万千瓦（梅县荷树园电厂#1-#6）、陆丰地区200万千瓦（陆丰甲湖湾电厂#1、#2号），风电4.8万千瓦。在建火电200万千瓦（陆丰#3、#4）。金融业务稳定发展，发起设立的梅州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%20.0%25.0%2020202120222023Q1毛利率（%）净利率（%）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销售费用率（%）管理费用率（%）请务必阅读报告末页的重要声明48行业报告│行业深度研究客商银行2022年实现净利润1.7亿元，同比+155.7%，资管业务参股中广核汕尾海上风电（持股8.09%）、东方富海稳定发展，2022年在火电承压形势下，实现归母净利润1.83亿元，稳健发展。营收增长稳定提升，受益装机规模和利用小时数提升。2018年主要系经济向好，社会用电需求旺盛，公司电力设备机组利用小时数增加；2019年主要系广东陆丰甲湖湾电厂一起#1、#2投产，装机规模提升；2021年主要系高温天气、电煤价格高、用电需求高情境下，公司积极参与保供工作，火电利用小时数提升（2021年5305小时，2020年为3833小时，同比提升38.4%）。2022年公司实现营收94.15亿元，同比提升0.05%，2023年H1公司实现营收49.97亿元，同比增长32.63%。图表74：宝新能源营业收入图表75：宝新能源归母净利润资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所利润随煤价周期波动，23Q1盈利高修复。2022年由于煤价持续高企，公司利润短期承压，归母净利润为1.83亿元，同比-77.8%，2023年随动力煤价格中枢下降，公司燃料成本随之降低，火电业绩持续修复，2023H1公司实现归母净利润3.14亿元，同比+3359.4%，鉴于Q1电厂内还存有部分库存高价煤，我们预计公司全年利润显著提升。毛利率净利率受煤价影响波动变化，2023Q1转好。火电板块收入贡献公司主要业绩，2021-22年电力相关原材料（煤炭）成本分别占公司营业成本的83.4%和84.78%，21年-22年煤炭价格走高致毛利率显著下降，毛利率由2020年41.99%下降到2022年5.42%，净利率由2020年25.39%下降到2022年1.95%。2023年Q1伴随煤炭产量提升+长协煤政策落实+进口低价煤量增，入厂煤价格降低，公司毛利率趋稳，2023H1公司实现毛利率9.09%，实现净利率6.28%。近年来，公司持续加强内部控制、完善管理制度，降本增效效果显著。2017-2022年，公司期间费用率自22.9%下降至3.8%，具体而言，销售费用率、管理费用率和财务费用率分别自2017年的0.27%/13.32%/9.30%下降至2022年的0.05%/1.99%/1.74%。其中，管理费用率降低主要系源于公司持续优化员工结构所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%0204060801002017201820192020202120222023H1营业收入（亿元）营收增长率（%）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归母净利润（亿元）增长率（%）请务必阅读报告末页的重要声明49行业报告│行业深度研究致，员工数量自2018年的1390人降至2022年的1258人；财务费用的降低主要系由于公司近年来依托金融业务逐步发展，利息费用持续降低。图表76：宝新能源毛利率/净利率图表77：宝新能源期间费用率资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所我们预计公司2023-25年营业收入分别为99.1/95.52/129.65亿元，同比增长分别为5.26%/-3.61%/35.73%，归母净利润分别为15.85/16.86/28.59亿元，同比增长分别为765.49%/6.34%/69.58%，EPS分别为0.73/0.77/1.31元/股，鉴于公司区位优势明显，自身装机稳步增长，参考可比公司估值，给予公司2024年12倍PE，目标价9.3元，给予“买入”评级。图表78：宝新能源估值表202120222023E2024E2025E营业收入(百万元)941194159910955212965增长率31.44%0.05%5.26%-3.61%35.73%EBITDA（百万元）19651081261529594527归母净利润（百万元）824183158516862859增长率（%）-54.65%-77.78%765.48%6.34%69.58%EPS（元/股）0.380.080.730.771.31市盈率（P/E）15.770.48.17.74.5市净率（P/B）1.21.11.01.00.8EV/EBITDA7.614.96.46.54.3资料来源：ifind，国联证券研究所国联证券研究所预测，股价取2023年08月25日收盘价风险提示：电改政策推动不及预期，装机不及预期，煤价波动风险3.7浙能电力：浙江省属火电企业，高负荷保障利用小时数浙能电力是浙江省内规模最大的火力发电企业，主营业务为火电、气电、核电、热电联产、综合能源等业务。截至2022年底，公司控股装机容量30.85GW，其中火电30.64GW（煤机26.95GW，燃机3.69GW），光伏0.17GW，管理及控股装机容量约占省统调火电装机容量的一半左右。公司深度布局核电领域，参股中国核电、秦山核电、国核浙能等。2022年收购上市公司中来股份，切入新能源新赛道。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%2017201820192020202120222023H1销售毛利率（%）销售净利率（%）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销售费率管理费率财务费率期间费率请务必阅读报告末页的重要声明50行业报告│行业深度研究在建项目规模可观，营业收入稳中向好。2020-2023Q1营业收入分别为516.84、710.73、801.95和176.49亿元，同比增速分别为-4.94%、37.51%、12.83%和-3.64%。截至2022年底，公司主要在建项目乐清三期2台100万千瓦级高效超超临界燃煤机组（5、6号机组）预计于23年投产，六横二期2台100万千瓦级超超临界二次再热高效机组的首台机组预计于24年底建成投产。随着装机容量逐步提高，公司营业收入有望提升。参股核电投资收益可观，21-22年煤价高企业绩持续亏损，23年扭亏为盈。2020-23Q1归母净利润分别为60.86、-8.55、-18.22和10.11亿元，销售毛利率分别为14.58%、-2.11%、-3.95%和4.31%，销售净利率分别为12.91%、-2.81%、-4.49%和6.01%。21-22年公司归母净利润、销售毛利率和净利率为负主要系煤炭、天然气等燃料价格持续高位运行所致。预计随着煤炭产量的提升、长协煤履约率提高，公司归母净利润有望提升。图表79：浙能电力营业收入图表80：浙能电力归母净利润资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所优化治理结构，管理费用率整体下降；统筹资金管理，财务费用率管理波动下降。20-23Q1年管理费用率分别为2.77%、2.22%、2.06%和2.12%；20-23Q1年财务费用率分别为1.89%、1.36%、1.59%和1.70%，22-23Q1财务费用率上升主要系在建项目增加，融资规模上升，利息支出增加所致。516.84710.73801.95176.49-10%0%10%20%30%40%02004006008001,0002020202120222023Q1营业收入（亿元）YoY（%）60.86-8.55-18.2210.11-150%-100%-50%0%50%100%-30-20-100102030405060702020202120222023Q1归母净利润（亿元）YoY（%）请务必阅读报告末页的重要声明51行业报告│行业深度研究图表81：浙能电力毛利率、净利率图表82：浙能电力期间费用率资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所我们预计公司2023-2025年营收分别为840.89/865.24/879.77亿元，增速分别为4.86%/2.9%/1.68%，归母净利润分别为55.92/67.23/68.04亿元，增速分别为406.82%/20.23%/1.21%，EPS分别为0.42/0.50/0.51元/股。鉴于公司浙江省龙头电力公司，浙江用电量高增，促进公司火电利用小时数提升，我们给予2024年12xPE，目标价6.12元/股，给予“买入”评级。图表83：浙能电力估值202120222023E2024E2025E营业收入(百万元)7107680195840898652487977增长率37.52%12.83%4.86%2.90%1.68%EBITDA（百万元）39393926121521409914010归母净利润（百万元）-837-1822559267236804增长率（%）-113.75%-117.81%406.82%20.23%1.21%EPS（元/股）-0.06-0.140.420.500.51市盈率（P/E）-72.8-33.410.99.18.9市净率（P/B）1.01.00.90.80.8EV/EBITDA21.220.78.17.07.0资料来源：ifind，国联证券研究所国联证券研究所预测，股价取2023年08月25日收盘价风险提示：电改政策推动不及预期，煤价波动，新机组建设不及预期4.风险提示电改推进不及预期，火电机组中长期交易电量占比80%以上，中长期交易电价为基准价上下波动，如果2023年底签订的中长期合约价格偏低则影响次年业绩，同时电力市场推进或政策变化也将对火电机组边际有较大影响火电建设不及预期，火电运营商业绩受机组建设影响较大，如果新建机组建设时间推迟，并网时间延后则影响当年业绩。煤价波动，火电企业煤炭成本占比较高，煤价受环保、供需、国际形势影响，-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%2020202120222023Q1销售毛利率（%）销售净利率（%）0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%2020202120222023Q1管理费率（%）财务费率（%）请务必阅读报告末页的重要声明52行业报告│行业深度研究波动较大，如果煤价上行则影响火电机组利润。请务必阅读报告末页的重要声明53分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以柯斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于5%~20%之间持有相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~5%之间卖出相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上一般声明除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属国联证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“国联证券”）。未经国联证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为国联证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，国联证券不因收件人收到本报告而视其为国联证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但国联证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，国联证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，国联证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。国联证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。国联证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。国联证券的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。特别声明在法律许可的情况下，国联证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到国联证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。版权声明未经国联证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、转载、刊登和引用。否则由此造成的一切不良后果及法律责任有私自翻版、复制、转载、刊登和引用者承担。联系我们北京：北京市东城区安定门外大街208号中粮置地广场A塔4楼上海：上海市浦东新区世纪大道1198号世纪汇二座25楼无锡：江苏省无锡市金融一街8号国联金融大厦12楼深圳：广东省深圳市福田区益田路6009号新世界中心大厦45楼电话：0510-85187583