识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明1/42[Table_Page]深度分析公用事业证券研究报告[Table_Title]欧盟能源启示录绿电高增弱化电煤需求，消纳与市场化掘金火储价值[Table_Summary]核心观点：⚫长期结构趋势：在绿电占比提升的过程中，电力市场化交易加速，火电（气电）发挥调峰消纳能力。2022年欧盟风光发电量占比达到22%，2000-2022年CAGR为16.6%，已替代煤电、核电提升为第一大电源。风光大增亦带来了三个层面的主要变化：(1)电煤需求的持续回落：煤电发电量从2000年占比30%，降低至2020年13%，对应电煤需求从6.0亿吨/年，降低至3.0亿吨/年；(2)电价市场化加速：由于绿电发电的不稳定性，欧洲逐步建立了小时级现货市场及跨国交易市场，电价水平波动上行；(3)消纳问题的解决中火电发挥作用：具备强大调峰能力的气电发电量占比迅速提升（2000年12.6%到2022年19.9%）。特别的，德国、丹麦等风光增长快、但又倚重煤电的国家，燃煤机组全面向调峰辅助角色转向。此外，弃核立场导致核电占比大降，2000-2022年核电发电量占比从32.7%降低至21.9%。⚫能源安全反思后的新形势：核电重启、风光快增，煤电需求将持续回落。2020-22年，欧盟加速弃核、但突发的俄乌冲突再叠加水电偏枯，导致能源保障岌岌可危，2022年欧盟电价、气价、煤价等能源价格大幅攀升，高举双碳旗帜的欧盟22年煤电发电量不降反升，相比20年提升26.8%，占比由13%提升至16%，对应增加电煤需求约0.6亿吨。能源危机冲击后欧盟最新双碳和能源政策均有发布，我们预计几大变化将发生：(1)仍高举双碳大旗，积极加快风光等绿电，碳关税加快执行、碳价格依然看涨；(2)欧洲多国拟重启核电或推迟关停；煤电政策未放松，弃煤仍是坚定路线。预计煤电发电量再次进入连续下降周期。⚫国内启示：消纳问题、市场化改革加速、电煤需求回落，重视火储价值与绿电成长性。(1)国内2022年风光发电量占比达到10.9%，调峰、消纳问题愈发突出。考虑国内天然气价格因素，煤电将充分发挥调峰消纳价值，期待未来容量电价等政策落地；(2)电价改革加速：绿电占比不断提升背景下，峰谷价差拉大、现货市场、跨区域交易等改革加速，火电电量的市场化交易价值提升；(3)上述问题得以解决后，再叠加组件、碳酸锂等价格下行，绿电装机增长有望加速。(4)煤电长周期来看，我国燃煤发电也将进入类似欧盟2014-2020年阶段，连续数年甚至10年发电量下降。⚫煤电需求回落，火储价值提升。火电企业从低弹性的周期股逐步成为业绩增长且储能价值凸显的成长股，看好全国性火电龙头华能国际(A)/华能国际电力股份(H)、华电国际(A)/华电国际电力股份(H)；区域龙头福能股份、上海电力、宝新能源、粤电力A；水电龙头长江电力、华能水电等；核电龙头中国核电、中国广核(A)/中广核电力(H)。⚫风险提示。煤价大幅波动；来水不及预期；绿电装机增长不达预期。[Table_Grade]行业评级买入前次评级买入报告日期2023-03-27[Table_PicQuote]相对市场表现[Table_Author]分析师：郭鹏SAC执证号：S0260514030003SFCCENo.BNX688021-38003655guopeng@gf.com.cn分析师：姜涛SAC执证号：S0260521070002021-38003624shjiangtao@gf.com.cn请注意，姜涛并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。[Table_DocReport]相关研究：公用事业行业深度跟踪:风光大发、火电-2.3%，火储价值进一步被挖掘2023-03-191-2月电力数据点评:煤炭国内外供给均增长，火电发电量下降盈利改善可期2023-03-16公用事业行业深度跟踪:1-2月进口煤同比大增71%，重视电力的中特估值2023-03-12[Table_Contacts]联系人：郝兆升021-38003800haozhaosheng@gf.com.cn-15%-10%-4%1%7%13%03/2205/2207/2209/2211/2201/23公用事业沪深300识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明2/42[Table_PageText]深度分析公用事业[Table_impcom]重点公司估值和财务分析表股票简称股票代码货币最新最近评级合理价值EPS(元)PE(x)EV/EBITDA(x)ROE(%)收盘价报告日期（元/股）2023E2024E2023E2024E2023E2024E2023E2024E华能国际600011.SHCNY8.692023/03/26买入11.100.620.8614.0210.102.572.128.2010.20华能国际电力股份00902.HKHKD4.202023/03/26买入5.370.620.865.934.261.080.898.2010.20华电国际600027.SHCNY5.772022/11/06买入6.790.520.6111.109.463.673.427.307.90华电国际电力股份01071.HKHKD3.182022/11/06买入3.460.520.615.314.521.761.647.307.90福能股份600483.SHCNY13.192023/01/16买入19.691.511.738.747.624.894.2713.0012.90上海电力600021.SHCNY10.032023/01/02买入11.070.610.7216.4413.932.041.808.409.20宝新能源000690.SZCNY6.092022/12/06买入7.670.510.5711.9410.686.565.318.809.00粤电力A000539.SZCNY6.332023/02/22买入7.830.210.4930.1412.924.203.025.1010.80长江电力600900.SHCNY20.782023/03/22买入28.681.431.5314.5313.586.906.7015.9016.20华能水电600025.SHCNY6.932022/11/02买入8.490.430.4816.1214.447.106.7310.7011.40中国核电601985.SHCNY6.562022/10/30买入9.900.600.6610.939.943.052.8512.5012.50中国广核003816.SZCNY2.932023/03/19买入3.290.220.2513.3211.724.113.839.7010.20中广核电力01816.HKHKD1.902023/03/19买入2.130.220.257.546.742.402.229.7010.20青达环保688501.SHCNY22.802022/10/26买入38.721.111.4720.5415.5114.3911.0111.3013.00数据来源：Wind、广发证券发展研究中心备注：表中估值指标按照最新收盘价计算1ZFUyRnQoNnMrPmPqNsNqR8OaO8OmOoOoMnOkPmMpMiNtRsN8OmNsMMYmMsRMYnNnO识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明3/42[Table_PageText]深度分析公用事业目录索引一、风光成欧盟主力电源，火电角色转向调峰...................................................................7二、能源转型下煤炭需求下降，期待能源价格回归............................................................9（一）煤电短暂回归后将回落，预计欧盟2023年火电发电量下滑...........................9（二）法国核电检修压制发电，多国核电重启加速煤电替代...................................12（三）碳中和背景下欧洲退煤立场坚定，长期煤炭需求持续降低...........................13三、风光发电量跃升，传统电源调峰化解决消纳问题......................................................18（一）风光占比提升带来消纳问题，火电是调节电源主力......................................18（二）他山之石，丹麦和德国传统电源调峰化解决消纳问题...................................21四、我国能源转型之路：煤价回落，火电转型火储..........................................................30（一）火电增量空间有限，电煤需求放缓加速煤价回落..........................................30（二）风光占比提升消纳问题待解，火电转型塑造火储价值...................................33五、推荐标的....................................................................................................................35（一）华能国际(A)/华能国际电力股份(H)：风光快速发展，期待火电扭亏为盈.....35（二）华电国际(A)/华电国际电力股份(H)：期待火电盈利转正，关注华电新能IPO进程..........................................................................................................................36（三）福能股份：期待煤电盈利回升，海风竞配落地..............................................36（四）上海电力：股权激励剑指清洁能源，煤价下降提速火电反转........................37（五）宝新能源：业绩对煤价高弹性，新增装机储备多..........................................37（六）粤电力：量价双升+煤硅共振，风光火储齐头并进........................................38（七）长江电力：乌白注入、来水修复，公司业绩有望跃升...................................38（八）中国核电：审批重启、电价上浮，估值存修复可能......................................39（九）青达环保：火电基建+灵改景气度持续，期待订单加速释放.........................39六、风险提示....................................................................................................................40识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明4/42[Table_PageText]深度分析公用事业图表索引图1：欧盟电力结构变化过程................................................................................7图2：2022年风光成为欧盟第一电力来源............................................................7图3：风光、气电是欧盟装机增长主要来源...........................................................8图4：欧盟新增装机结构........................................................................................8图5：2022年9月后煤电气电发电量同比负增长.................................................9图6：气电通常补齐电量缺口................................................................................9图7：2023年欧盟水电发电量实现正增长............................................................9图8：2023年核电发电量同比仍为负增长............................................................9图9：风电波动较大，23M1-2同比出现下滑......................................................10图10：2022年以来光伏发电量持续增长............................................................10图11：Ember预计欧盟2023年煤电+气电发电量下降0.21万亿千瓦时...........10图12：欧盟电力行业煤炭年消耗量占比达七成以上............................................11图13：欧盟电力煤炭消费量/煤电发电量比值相对稳定.......................................11图14：21-22年欧盟月度煤炭消费量和电力煤炭消费量.....................................12图15：21-22年欧盟月度煤炭产量和进口量.......................................................12图16：2000-2022年欧盟核电发电量降幅28.7%...............................................12图17：欧盟核电发电量减少主要来源于法德两国...............................................12图18：2000-2021年欧盟核电装机减少23GW..................................................13图19：欧盟核电装机减少主要来源于德国..........................................................13图20：欧盟煤炭供给量及进口情况.....................................................................15图21：欧盟煤炭本土产量来源国（2021年）.....................................................15图22：欧盟煤炭进口量来源国（2021年）........................................................15图23：欧盟天然气供给量及进口情况.................................................................16图24：欧盟天然气本土产量来源国（2021年）.................................................16图25：欧盟天然气进口量来源国.........................................................................16图26：碳配额EUA结算价格近年呈现稳步上升趋势.........................................17图27：2021年起能源价格经历先涨后跌走势.....................................................17图28：德国煤电和风光发电量占比均超30%......................................................18图29：丹麦风光发电量占比已超60%................................................................18图30：法国核电发电量占比超60%....................................................................19图31：挪威水电发电量占比超90%....................................................................19图32：波兰煤电发电量占比近70%....................................................................19图33：意大利气电发电量占比近半.....................................................................19图34：APS下2030年主要电力市场的小时级灵活性调节需求均增长一倍以上20图35：灵活性资源的供给结构............................................................................20图36：欧洲市场可再生能源及调节电源的装机预测............................................20图37：丹麦、德国等国家新能源占比超30%......................................................21图38：2000-2021丹麦分电源装机结构演变......................................................21图39：2000-2021丹麦分电源发电量结构演变...................................................21识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明5/42[Table_PageText]深度分析公用事业图40：2000-2021德国分电源装机结构演变......................................................22图41：2000-2021德国分电源发电量结构演变...................................................22图42：丹麦电力系统2000~2020年期间技术及制度层面的灵活性解决方案.....22图43：丹麦的灵活性电厂改造措施.....................................................................24图44：2021年德国户用储能装机1354MWh.....................................................24图45：2025年德国户用储能占欧洲总装机的71%.............................................24图46：丹麦电力市场调度与交易分离模式..........................................................25图47：丹麦电力现货市场日前交易电价波动较大...............................................26图48：丹麦电力现货市场日内交易电价波动较大...............................................26图49：德国电力市场交易模式............................................................................27图50：德国电力市场价格机制............................................................................27图51：德国日前市场按边际成本排序确定出清价格............................................27图52：德国电力现货市场日前交易电价波动较大...............................................28图53：德国电力现货市场日内交易电价波动较大...............................................28图54：德国与周边国家实现电网互联.................................................................28图55：丹麦与挪威、瑞典、德国实现电网互联...................................................29图56：丹麦进出口电量规模持续扩大.................................................................29图57：2021年丹麦对周边国家的进出口电量.....................................................29图58：我国电力装机结构与部分欧洲国家相似...................................................34图59：2022年我国风光发电量占比已快速逼近水电..........................................34图60：我国火电调峰机组比例只有20%-50%....................................................35表1：欧盟发电量结构情况（部分年份）..............................................................8表2：预计2023年欧盟煤电+气电发电量同比下滑20%以上.............................10表3：欧盟气候能源目标演进..............................................................................13表4：主要国家陆续宣布退煤计划.......................................................................14表5：丹麦灵活性改造解决方案...........................................................................23表6：丹麦电力市场化进程..................................................................................25表7：丹麦通过上调下调服务价格平衡市场电力供应..........................................26表8：德国电力改革与促进新能源法案共同形成市场化消纳机制........................26表9：测算2022-2025年火电发电量CAGR仅为1.4%......................................30表10：乌白、两杨水电站水电站概况.................................................................31表11：测算2023年水电发电量1.32万亿千瓦时，同比增长10.1%.................32表12：2022-2025年预计投产核电机组发电量预测...........................................32表13：测算2023年核电发电量4321亿千瓦时，同比增长3.4%......................32表14：测算2023-2025年风光发电量占总发电量比例12.3%/14.6%/17.1%.....33表15：重点公司盈利预测与估值表（收盘价日期：2023/03/24）......................35表16：华能国际盈利预测表................................................................................36表17：华电国际盈利预测表................................................................................36表18：福能股份盈利预测表................................................................................37识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明6/42[Table_PageText]深度分析公用事业表19：上海电力盈利预测表................................................................................37表20：宝新能源盈利预测表................................................................................38表21：粤电力盈利预测表....................................................................................38表22：长江电力盈利预测表................................................................................39表23：中国核电盈利预测表................................................................................39表24：青达环保盈利预测表................................................................................40识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明7/42[Table_PageText]深度分析公用事业一、风光成欧盟主力电源，火电角色转向调峰复盘欧盟21世纪以来电力结构演变历程，整体来看，欧盟发电量保持稳定，在能源转型的大背景下，风光呈现对煤电、核电的替代趋势，将成为欧盟未来最重要的电力来源，气电煤电作为调峰电源在短期内仍然具有突出作用。从细节上梳理，可以发现以下几点变化趋势：（1）发电量持稳，电源相互替代：欧盟整体发电量在2008年达到顶峰后回落，2022年最新发电量相比20年前并无太大增量，电力结构的演变更多体现在内部各种电源的相互替代；（2）风光持续增长为第一大电源：碳中和目标下风光将成未来主力电源，2000-2022年风光发电量CAGR达16.6%，其发电量占比分别在2015年超越水电、2019年超越煤电，2022年超越核电和气电，一跃成为欧盟第一大电源，2022年发电量占比达22.3%；（3）火电发电量先升后降，内部气电替代煤电：煤电在20余年间发电量大幅下滑，占比由2000年30.5%下滑至2022年16.0%；美国页岩气革命增加天然气供给，气电替代煤电成为欧盟能源转型中的过渡电源，发电量增幅仅次于风光；2022年水电核电下滑带来的电量缺口部分由火电补齐，煤电占比回升至16%，即使俄乌冲突导致天然气价格暴涨，气电发电量占比并未下滑；（4）弃核立场导致核电占比大降：德国退核态度坚决，法国核电发电量亦有所下降，欧盟核电发电量相比21世纪初已大幅下滑，尤其是2022年德国继续关停核电站以及法国核电大面积停运检修进一步加剧了欧盟发电量的紧张情况；（5）水电稳定，发电量仅受来水情况影响。图1：欧盟电力结构变化过程图2：2022年风光成为欧盟第一电力来源数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心060001200018000240003000020002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022欧盟分电源发电量/亿千瓦时风电+光伏核电煤电气电水电其他0.8%22.3%32.9%21.9%30.5%16.0%12.6%19.9%13.3%10.1%0%7%14%21%28%35%20002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022欧盟发电量结构/%风电+光伏核电煤电气电水电识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明8/42[Table_PageText]深度分析公用事业表1：欧盟发电量结构情况（部分年份）年份风电+光伏核电煤电气电水电其他20000.8%32.7%30.5%12.6%13.3%10.1%20052.4%31.8%28.1%17.9%10.7%9.2%20105.5%29.0%23.8%20.0%12.6%9.2%201411.2%28.7%24.5%12.6%13.1%9.9%201512.7%27.4%24.5%13.8%11.7%9.9%202019.7%24.8%12.8%20.4%12.6%9.8%202119.1%25.4%14.5%19.2%12.1%9.7%202222.3%21.9%16.0%19.9%10.1%9.8%数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心从装机变化趋势来看：欧盟煤电机组陆续关停，风光、气电是装机增长主要来源。（1）煤电：煤电是欧盟碳减排碳中和过程中的能源转型重点，2000-2021年欧盟煤电装机减少58GW（降幅35%），其中2000-2011年煤电仍然发挥了基荷电源作用，装机逐年小幅下降，2012-2018年风光、气电规模扩大，煤电装机加速下滑，在2019年末欧盟提出碳中和目标后，2020-2021年煤电装机减少28GW；（2）气电：美国页岩气革命，气电装机扩大成为能源转型过程中的过渡电源。天然气相比煤炭碳排放更低，同时气电具有出色的启停调峰能力，是能源转型过程中优秀的过渡电源，美国页岩气革命增加了天然气供给降低气电成本，2000-2021年累计新增111GW（增幅226%），主要集中于2000-2013年新增108GW；（3）风光：风光作为未来能源供应主力，贡献了主要装机增量。2000-2021年风电累计新增装机175GW、光伏累计新增装机160GW；（4）核电：核电装机与核安全事故关系密切。2011年日本福岛发生核泄漏事件，次年德国关闭核电装机8.4GW，2000-2021年欧盟核电装机累计减少23GW，2022年德国计划关停全部核电机组，而法国、英国等多国正计划重启核电；（5）水电、生物质能作为可再生能源，装机分别新增14、24GW。图3：风光、气电是欧盟装机增长主要来源图4：欧盟新增装机结构数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心020040060080010002000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021欧盟电源装机结构/GW煤电气电水电风电光伏核电生物质其他-25-1052035502000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021欧盟新增装机结构/GW煤电气电水电风电光伏核电生物质其他识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明9/42[Table_PageText]深度分析公用事业二、能源转型下煤炭需求下降，期待能源价格回归（一）煤电短暂回归后将回落，预计欧盟2023年火电发电量下滑2022Q4欧盟用电需求降低、水电环比恢复，煤电发电量同比已大幅下滑。2022年，欧洲遭遇极端干旱，全年水电发电量降至2000年以来最低水平，同时德国核电机组关闭，法国核电大面积意外停电，发电缺口大部分由风光发电补齐，仍有小部分由煤电、气电弥补，导致2022年3月到8月煤电发电量同比大幅提升20%，但9月份以来，伴随欧盟缩减用电需求及水电环比恢复，煤电发电量同比已负增长，9-12月煤电发电量同比下降6.6%。进入2023年，1月份水电恢复、风光大增，挤压火电空间，煤电、气电发电量分别同比下滑9.3%、32.5%，分别环比下滑12.4%、23.7%；2月份风电发电量同比大幅降低24.1%，电量缺口主要由火电补齐，煤电同比增长5.7%，环比降低6.8%，气电同比增长1.4%，环比增长17.2%。电量变化证明，一方面，在可再生能源发电提升情况下，火电尤其是气电发电量将大幅下滑；另一方面，即使在可再生能源电量下降的情况下，火电被迫多发，缺口仍然主要由气电补齐，煤电发电量已持续降低。图5：2022年9月后煤电气电发电量同比负增长图6：气电通常补齐电量缺口数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心图7：2023年欧盟水电发电量实现正增长图8：2023年核电发电量同比仍为负增长数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心-50%-30%-10%10%30%50%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月欧盟煤电月度发电量同比增速/%2020202120222023-50%-30%-10%10%30%50%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月欧盟气电月度发电量同比增速/%2020202120222023-50%-30%-10%10%30%50%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月欧盟水电月度发电量同比增速/%2020202120222023-30%-18%-6%6%18%30%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月欧盟核电月度发电量同比增速/%2020202120222023识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明10/42[Table_PageText]深度分析公用事业图9：风电波动较大，23M1-2同比出现下滑图10：2022年以来光伏发电量持续增长数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心预期2023年欧盟火电发电量大幅下滑。根据Ember发布报告《EuropeanElectricityReview2023》，预计2023年欧盟电力总需求下滑840亿千瓦时，水电发电量增长400亿千瓦时、风光发电量增长860亿千瓦时、核电及其他电源持平，煤电+气电发电量大幅下滑2110亿千瓦时。预计在电力需求下滑，风光持续发展而水电有所恢复下，欧盟能源结构中化石能源占比将快速下降，将进一步降低煤炭和天然气需求。图11：Ember预计欧盟2023年煤电+气电发电量下降0.21万亿千瓦时数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心表2：预计2023年欧盟煤电+气电发电量同比下滑20%以上单位：亿千瓦时2014201520162017201820192020202120222023E总发电量28280287332894929264291172877027562288082795427114风电+光伏3166364036794203433749105426550362277087核电8126786776807594761976536835731761286128煤电6928705065916389595545093524419044697934气电357439674668525649095695561155205565水电3701336034562943343832033472348628303230其他2786284928762879285727992694279227352735同比增速2014201520162017201820192020202120222023E-30%-10%10%30%50%70%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月欧盟风电月度发电量同比增速/%2020202120222023-30%-10%10%30%50%70%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月欧盟光伏月度发电量同比增速/%202020212022202386040-2110-84-250-180-110-4030100风电+光伏核电水电煤电+气电其他需求Ember预测发电量同比变化/TWh=10亿千瓦时20222023E识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明11/42[Table_PageText]深度分析公用事业总发电量-2.1%1.6%0.8%1.1%-0.5%-1.2%-4.2%4.5%-3.0%-3.0%风电+光伏7.8%15.0%1.0%14.2%3.2%13.2%10.5%1.4%13.2%13.8%核电-14.0%11.0%17.7%12.6%-6.6%16.0%-1.5%-1.6%0.8%0.0%煤电0.8%-3.2%-2.4%-1.1%0.3%0.4%-10.7%7.1%-16.2%-20.9%气电-5.0%1.8%-6.5%-3.1%-6.8%-24.3%-21.8%18.9%6.6%水电0.6%-9.2%2.9%-14.8%16.8%-6.8%8.4%0.4%-18.8%14.1%数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心电煤需求持续回落，二十年间消费量下降五成。煤炭消费结构方面，欧盟电力行业煤炭消耗量占比最大，历年在70~80%左右；伴随欧洲电力结构脱碳转型，电力行业煤炭消耗量逐年下滑，由2000年6.0亿吨降至2020年3.0亿吨。2021年由于天然气价格高企，叠加欧洲来水偏枯，因而煤电发电量提升，煤炭消费量有所回升达4.84亿吨，其中电煤为3.43亿吨。图12：欧盟电力行业煤炭年消耗量占比达七成以上图13：欧盟电力煤炭消费量/煤电发电量比值相对稳定数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心注：电力行业包括电力生产行业、热电联产行业、热力行业、汽车生产商发电行业、汽车生产商热电联产行业、汽车生产商热力行业数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心备注：2022年由2022年发电量及2021年煤炭/煤电发电量数据测算电煤需求降低、库存增加，欧盟增量煤炭需求或将下滑。2022年欧盟电煤消费量增加带动煤炭消费量提升，1-8月电煤消费量同比提升16.2%，煤炭消费量同比提升8.8%，非电煤消费量同比下降5.1%；9月后电煤消费量同比出现下滑，与煤电发电量走势一致，9月、10月电煤消费量分别同比下降0.9%、2.6%，煤炭消费量同比下滑5.1%、6.6%。从煤炭供给量和消费量对比来看，2021年欧盟煤炭产量+进口量仅超出煤炭消费量163万吨，2022年，欧盟增加煤炭供给量，1-10月煤炭产量+供给量合计4.32亿吨，而消费量为4.15亿吨，增加库存1721万吨，库存增加、需求降低将导致2023年欧盟增量煤炭需求下滑。34371%50%57%64%71%78%85%02004006008001000欧盟电力部门煤炭年消费量及占比煤炭消费量/百万吨（左轴）占比（右轴）50%60%70%80%90%100%0200040006000800010000电力煤炭消费量/十万吨（左轴）煤电发电量/亿千瓦时（左轴）煤炭消费量/煤电发电量（右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明12/42[Table_PageText]深度分析公用事业图14：21-22年欧盟月度煤炭消费量和电力煤炭消费量图15：21-22年欧盟月度煤炭产量和进口量数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心注：电力行业包括电力生产行业、热电联产行业、热力行业、汽车生产商发电行业、汽车生产商热电联产行业、汽车生产商热力行业数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心（二）法国核电检修压制发电，多国核电重启加速煤电替代欧盟加速弃核，2000-2022年欧盟核电发电量降幅达28.7%，减量主要来自于法德两国。法国是核电大国，其贡献了欧盟一半左右的核电发电量，德国则是去核最坚决的国家。2000-2022年，欧盟核电发电量累计减少2471亿千瓦时（降幅28.7%），其中法国减少1180亿千瓦时（降幅28.4%），德国减少1331亿千瓦时（降幅78.5%），欧盟其他25国核电发电量提升39亿千瓦时，核电发电量的降低基本来自法德两国。在此期间英国核电发电量同样下滑，减少382亿千瓦时（降幅44.9%）。2022年是德国承诺关闭全部核电机组的最后一年，当年其核电发电量减少326亿千瓦时（同比-47.2%），而法国因核电站大面积停运维修导致核电发电量减少822亿千瓦时（同比降低21.7%）。图16：2000-2022年欧盟核电发电量降幅28.7%图17：欧盟核电发电量减少主要来源于法德两国数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心2000-2021年欧盟核电装机减少21GW，主要源于德国关闭核电机组。2011年日本福岛核泄漏事件发生后，德国执政联盟承诺2022年彻底放弃核电，次年即关闭8.4GW核电装机，截至2021年底仅余4GW（2000年为22.4GW）。2022年德国延长最后三50%56%62%68%74%80%01224364860电力煤炭消费量（百万吨，左轴）煤炭消费量（百万吨，左轴）电力煤炭消费占比（%，右轴）20%26%32%38%44%50%010203040煤炭产量（百万吨，左轴）煤炭进口量（百万吨，左轴）进口煤炭占比（%，右轴）-20%-14%-8%-2%4%10%0200040006000800010000欧盟核电发电量/亿千瓦时增速/%020004000600080001000020002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022欧洲大国核电发电量/亿千瓦时法国德国英国欧盟其他国家识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明13/42[Table_PageText]深度分析公用事业台核电站退役时间至2023年4月中，当前时点德国核电站即使全部退役对欧洲发电量影响也并不大。从法国来看，虽然法国核电发电量降幅达28.4%，但装机仅减少1.8GW，2022年核电发电量大减主要原因为管道腐蚀核电站停运检修，法国核电发电量达2000年以来最低值，但在检修后仍可恢复正常发电，因此预计法国核电短期1-2年内仍可贡献增量。图18：2000-2021年欧盟核电装机减少23GW图19：欧盟核电装机减少主要来源于德国数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心多国宣布重启核电，核电纳入绿色能源。2022年欧洲的能源危机使各国重新审视自身的能源结构和能源安全供应，法国、英国、荷兰、瑞典相继宣布新建核电站。2022年2月，法国总统宣布重振法国核电计划，2050年前新建6个第二代欧洲压水反应堆，研究建设另外8个压水反应堆，12月，法国重启一座核电站；英国推出以核电为核心的最新能源战略，规划以每年批准一个的速率，2030年前新建8个核反应堆，并希望在2050年把核电产能提高到24GW（2021年为8.3GW）；荷兰考虑2035年前新建2台核电机组；瑞典也表示正在提议修改现行立法，以允许建造和运营更多核反应堆。欧洲多国恢复对核电积极态度，同时欧洲议会将核电列为“绿色能源”，为核电建设扫除障碍，核电重启将加快替代煤电，或将加速欧洲煤电需求回落。（三）碳中和背景下欧洲退煤立场坚定，长期煤炭需求持续降低欧洲是全球应对气候变化、减少温室气体排放行动的有力倡导者，推动能源转型之路不可逆转。近些年欧盟履行《巴黎协定》承诺，并在2019年出台碳中和计划，加速能源转型。在气候问题上的共识，既是欧洲各国结合起来的纽带，也是出于国家利益的考量，总体来看欧盟将持续推进能源转型、推动碳中和的实现。表3：欧盟气候能源目标演进时间政策主要内容2007年3月《2020年气候和能源一揽子计划》确定欧盟2020年气候和能源发展目标，即著名的“20-20-20”一揽子目标，即将欧盟温室气体排放量在1990年基础上降低20%，将可再生能源在终端能源消费中的比重增至20%，将能源效率提高20%；2008年12月，欧洲议会正式批准这项计划2011年《2050年能源路线图》《2050年迈向具有竞争力的低碳经济路线图》提出欧盟2050年实现在1990年基础上减少温室气体排放量80%～95%的长远目标125102-20%-14%-8%-2%4%10%0306090120150欧盟核电装机/GW增速/%03060901201502000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021欧洲大国核电装机容量/GW法国德国英国欧盟其他国家识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明14/42[Table_PageText]深度分析公用事业2014年10月《2030年气候与能源政策框架》初步确定欧盟2030年气候和能源发展目标，即将温室气体排放量在1990年基础上降低40%，将可再生能源在终端能源消费中的比重增至27%，将能源效率提高27%2018年6月-对上调2030年可再生能源和能效目标达成协议，即到2030年可再生能源在终端能源消费中的比重增至32%、将能源效率提高32.5%2019年12月《欧洲绿色协议》阐明欧洲迈向气候中性循环经济体的行动路线，提出提高欧盟2030和2050年气候目标，即2030年温室气体排放量在1990年基础上减少50%～55%，2050年实现净零排放的碳中和目标2020年3月《欧洲气候法》在《欧洲气候法》的框架下，欧盟委员会提出到2050年实现温室气体净零排放具有法律约束力的具体目标，欧盟机构和成员国有义务在欧盟和国家层面采取必要措施实现该目标2020年10月-提出到2030年温室气体排放在1990基础上减少60%，这一目标比欧委会此前提出的到2030年减排50%～55%更高数据来源：欧盟委员会，广发证券发展研究中心欧盟国家陆续宣布退煤计划，部分国家已实现退煤。欧盟大半国家已宣布退煤计划，其中冰岛、瑞士、比利时等国家已退煤，包括德国、波兰在内的煤电大国均承诺退煤时间，长期来看，欧盟的煤炭需求将持续降低。表4：主要国家陆续宣布退煤计划国家状态退煤时间备注冰岛已退煤1951-瑞士已退煤1960-比利时已退煤2016比利时是第一个停止使用燃煤发电的欧洲国家，最后一座燃煤电厂于2016年3月关闭奥地利已退煤2020奥地利是第二个不再使用燃煤发电的国家，最后两座燃煤电厂分别于2019年和2020年关停瑞典已退煤2020瑞典是维比利时和奥地利之后欧洲第三个已弃煤国家，最后一座燃煤电厂于2020年提前关闭葡萄牙已退煤20212017年，葡萄牙正式宣布2030年前退煤；2019年10月，葡萄牙总理宣布，该国最后一座燃煤电厂将于2023年关闭；2020年7月，EDP宣布将于2021年关闭Sines燃煤电厂，使得葡萄牙的退煤时间再次提前斯洛伐克宣布退煤2023-法国宣布退煤20242019年6月，就煤炭淘汰立法达成协议；在COP22会议上承诺到2023年逐步淘汰煤炭，后改为2024年英国宣布退煤2024英国是世界上首个承诺淘汰燃煤发电的国家；英国自2013年对发电厂征收碳税以来，国内燃煤装机容量和发电量急剧下降；英国承诺在COP26会议之前退煤，现在提前到2024年爱尔兰宣布退煤2025-意大利宣布退煤2025-希腊宣布退煤2028-丹麦宣布退煤2028-芬兰决定退煤2029到2029年年中淘汰煤炭；芬兰政府于2018年10月提出一项立法提案，要求在2029年5月1日之后禁止在发电中使用煤炭，该提案于2019年2月获得议会通过荷兰决定退煤2029到2029年底淘汰煤炭，淘汰计划已于2019年12月获立法通过匈牙利宣布退煤2029目前牙利仅剩一个884兆瓦的褐煤发电厂加拿大宣布退煤2030-美国计划退煤2035-德国决定退煤20382019年1月，德国煤炭委员会宣布，就2038年结束煤电达成协议；2020年7月，德国通过退煤法案。如果进展顺利，德国有可能在2035年提前结柬煤电波兰决定退煤2049-识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明15/42[Table_PageText]深度分析公用事业印尼计划退煤2056印尼正在计划逐步淘汰煤电，将于2056年之前退出所有燃煤电厂并由清洁能源替代中国宣布海外退煤-2021年9月中国宣布停止修建境外煤电数据来源：GlobalEnergyMonitor,Ember,E3GAnalysis，广发证券发展研究中心欧盟化石能源进口高度依赖俄罗斯，2021年欧盟煤炭、天然气进口量中分别44%、41%来自俄罗斯，俄乌冲突导致欧洲面临能源价格和供应的双重危机。长远来看，欧盟实现能源独立将从两方面着手：一是多元化进口天然气气源，二是加速能源转型，提高能效，减少对化石能源的依赖，欧盟对煤炭的需求或将持续下降。煤炭：欧盟的煤炭供给量逐年下降至2021年的4.87亿吨，较2000年的8.31亿吨减少41.4%，同时同步减少煤炭本土产量和进口量，对外依存度保持在20%~25%。从煤炭进口来源看，欧盟煤炭前三大进口国是俄罗斯（占比44%）、澳大利亚（占比14%）、美国（占比13%）；德国和波兰为本土的产煤大国，合计产量占欧盟总产量的70%。图20：欧盟煤炭供给量及进口情况数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心备注：欧盟指27个成员国；煤炭供给量=本土产量+进口量图21：欧盟煤炭本土产量来源国（2021年）图22：欧盟煤炭进口量来源国（2021年）数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心天然气：欧盟的天然气对外依存度始终保持高位，2021年欧盟天然气产量511亿立方米，消费量达4169亿立方米，对外依存度高达88%。主要进口国包括俄罗斯（占比41%）、挪威（占比15%）、阿尔及利亚（占比11%）；本土天然气产量大国主要是荷兰和罗马利亚，合计占比59%。83184284285085983384184281673574277878373972571767268165255243548721%21%22%22%23%23%24%25%25%23%24%24%24%25%25%25%26%26%25%25%22%24%20%22%24%26%28%30%02004006008001000本土产量/百万吨进口量/百万吨进口量占比/%38%32%9%8%5%3%5%德国波兰捷克保加利亚罗马尼亚希腊其他44%14%13%10%6%2%11%俄罗斯澳大利亚美国波兰哥伦比亚加拿大其他识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明16/42[Table_PageText]深度分析公用事业图23：欧盟天然气供给量及进口情况数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心备注：欧盟指27个成员国；天然气供给量=本土产量+进口量图24：欧盟天然气本土产量来源国（2021年）图25：欧盟天然气进口量来源国数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心碳关税加快执行、碳价格依然看涨，2023年2月底欧盟碳价突破100欧元。2023年2月，欧盟碳价突破100欧元/吨，创下历史记录高位。一方面，考虑到欧洲天然气等能源价格快速回落，部分能源密集型工业陆续复工复产，因而对碳配额的需求有所增加；另一方面，欧盟碳关税与欧盟碳市场方案落地、削减配额数量等，亦增强了碳价的上涨。若考虑碳价提升，预期煤电性价比将逐步低于气电，将有望进一步削弱电煤需求。442045164712481050555217527050475305500452875105494750004558459346874781441447514177425966%66%68%70%69%72%72%72%72%72%72%73%73%73%74%79%79%81%82%85%87%88%60%68%76%84%92%100%012002400360048006000本土产量/亿立方米进口量/亿立方米进口量占比/%42%17%11%11%6%13%荷兰罗马尼亚波兰德国意大利其他30.1%35.3%33.8%34.3%40.4%41.1%40.5%39.7%41.3%41.1%0%20%40%60%80%100%2012201320142015201620172018201920202021俄罗斯挪威阿尔及利亚美国卡塔尔其他识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明17/42[Table_PageText]深度分析公用事业图26：碳配额EUA结算价格近年呈现稳步上升趋势数据来源：Wind，广发证券发展研究中心能源价格波动影响煤电、气电发电成本，看好煤价均值回归。作为世界上最主要的一次能源，煤、石油、天然气的价格主要受供需影响，一方面2023年欧盟煤电发电量下降减少煤炭需求，另一方面碳价提升进一步提高煤电成本，长期来看需求下滑将推动能源价格回归，当前气价下降87.3%（3月23日），回归至十年中枢附近，但煤价相较此前高位下降65.3%（3月17日），持续看好电煤需求下降的趋势下，煤价加速回归均值。图27：2021年起能源价格经历先涨后跌走势数据来源：Wind，Investing，广发证券发展研究中心0901802703604502020/012020/072021/012021/072022/012022/072023/01欧洲ARA港动力煤现货价(美元/吨)布伦特原油价格（美元/桶）欧洲基准TTF荷兰天然气期货收盘价(欧元/MWh)识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明18/42[Table_PageText]深度分析公用事业三、风光发电量跃升，传统电源调峰化解决消纳问题（一）风光占比提升带来消纳问题，火电是调节电源主力欧洲各国电源结构迥异，风光占比提升为共同趋势。欧洲各国根据资源禀赋差异，发展出不同的主力电源，在面对风光占比提升带来的消纳问题中，火电、水电等传统能源普遍发挥调峰消纳能力，主要可以分为以下几类：（1）丹麦，以煤为主到以风光为主：2000年煤电发电量占比超40%，2022年降至10.5%，风光发电量占比已超60%，生物质发电占比23%，丹麦主要依靠与邻国电网互联，挪威和瑞典均是水电富余国家，通过电量进出口调节国内电量消纳，所以风光占比高仍然没有出现消纳问题；（2）法国，以核为主发展风光：2000年核电发电量占比78%，2022年降至63%，风光占比提升至12%，气电占比9%，核电自身具备一定调节能力，作为清洁电源不存在碳排放压力，稳定运行的核电降低了法国对外国天然气的依赖，少量气电可调节风光消纳；（3）挪威，以水为主发展风光：挪威境内水能资源丰富，21世纪初发电量几乎全部来自水电，2022年水电发电量占比90%以上，风光占比提升至7.5%，水电兼具清洁性稳定性，无消纳压力，同时可与丹麦互联相互调节；（4）波兰，以煤为主转型风光：波兰是欧盟煤炭大国，2000年煤电发电量占比95%，2022年降至69%，风光占比提升至15.5%，高比例煤电可以解决风光消纳问题，短期内仍然难以摆脱对煤炭依赖；（5）意大利：以气为主发展风光：2022年气电发电量占比51%，风光占比17%，高比例气电调峰能力强，主要补齐电量缺口；（6）德国：煤+风光为主、逐步关停核电：德国能源结构相对均衡，过去以煤电、核电为主，重点发展风光，2022年煤电和风光发电量占比分别为31%、32%，气电16.5%，并计划关闭所有核电站，2022年核电占比降至6.3%,较高比例的火电和跨境互联的电网为德国风光提供调峰消纳。图28：德国煤电和风光发电量占比均超30%图29：丹麦风光发电量占比已超60%数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心0%12%24%36%48%60%德国发电量结构/%煤电气电核电风光水电生物质0%14%28%42%56%70%丹麦发电量结构/%煤电气电风光生物质识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明19/42[Table_PageText]深度分析公用事业图30：法国核电发电量占比超60%图31：挪威水电发电量占比超90%数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心图32：波兰煤电发电量占比近70%图33：意大利气电发电量占比近半数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心风光发电份额的增加放大电力系统净负荷波动，调高灵活性调节需求。根据IEA预测，在APS情景中（假设所有减排承诺和能源目标都实现），到2030年全球电力系统中风光发电份额将增至30%，到2050年将增至60%。在欧盟能源转型的过程中，不可调度的风光发电份额的增加放大了净负荷（电力需求中去除风光发电后的负荷）的变动，显著提高了电力系统灵活性调节的需求。预测到2030年底，欧洲的电力系统灵活性调节需求将增加50%。0%16%32%48%64%80%0%4%8%12%16%20%法国发电量结构/%煤电气电风光水电生物质核电（右轴）80%84%88%92%96%100%0%2%4%6%8%10%挪威发电量结构/%煤电气电核电风光生物质其他0%20%40%60%80%100%0%4%8%12%16%20%波兰发电量结构/%气电风光水电生物质煤电（右轴）0%12%24%36%48%60%意大利发电量结构/%煤电气电风光水电生物质识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明20/42[Table_PageText]深度分析公用事业图34：APS下2030年主要电力市场的小时级灵活性调节需求均增长一倍以上数据来源：IEA，广发证券发展研究中心备注：小时级灵活性调节需求=单位小时净负荷（电力需求中去除风光发电后的负荷）的变动/当年平均单位小时电力需求；APS（AnnouncedPledgesScenario）为理想情景灵活调节电源与可再生能源发电装机的配比不断提升。欧洲国家灵活电源比重相对较高，德国、丹麦、西班牙、英国的灵活调节电源与可再生能源发电装机的配比分别为44%、43%、140%和190%。在欧洲五大电力市场中（英国、德国、法国、意大利和西班牙），WoodMackenzie预测到2040年将新增169GW风电和172GW光伏装机，与之对应的电力系统灵活性资源将从2020年的122GW增至2030年的202GW、2040年的260GW，灵活性电源的装机占比再度提升。火电是现阶段灵活性调节的主要电源，储能和需求侧响应将接力火电成为能源结构转型的后备主力。电力系统的灵活性资源包括发电侧、电网侧、需求侧响应和储能四类。从灵活性调节的供给结构来看，火电提供了目前维持电力系统可靠性所需要的大部分灵活性电源，其次是水电和需求侧响应。在近十年，火电仍是灵活性调节的主要电源，其次是电池储能和需求侧响应的大规模增长，是能源结构转型的后备主力。图35：灵活性资源的供给结构图36：欧洲市场可再生能源及调节电源的装机预测数据来源：IEA，广发证券发展研究中心备注：STEPS(StatedPoliciesScenario)为保守情景，APS（AnnouncedPledgesScenario）为理想情景数据来源：WoodMackenziePower&Renewable，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明21/42[Table_PageText]深度分析公用事业（二）他山之石，丹麦和德国传统电源调峰化解决消纳问题丹麦、德国等国家新能源占比超30%，其解决风光消纳方式可供借鉴。欧盟新能源发展速度快，但各国发展进度不一，2022年1-11月丹麦风光发电量占比已达64%，德国、荷兰等国占比已超30%，这些国家在新能源渗透率提升过程中已面临过消纳问题，其解决方案主要在于将传统电源调峰化、以市场化电价机制鼓励火电调峰，或通过跨境电力互济引入其他国家的传统电源参与调峰消纳。图37：丹麦、德国等国家新能源占比超30%数据来源：IEA，广发证券发展研究中心丹麦加速淘汰煤电，当前煤电主要发挥调峰作用。复盘丹麦21世纪以来电力结构演变过程，风光等可再生能源逐渐取代煤电等传统能源，在2000年丹麦煤电装机5.0GW（占比56.3%），2000-2009年，丹麦煤电缓慢下滑，仍是电力的主要供应来源并提供灵活性调节，2009年后，煤电装机加速淘汰，到2021年煤电装机仅余1.2GW（占比9.2%），发电量占比降至13%，主要发挥调峰作用，而风光装机从2.39GW提升至8.55GW，发电量占比从12%提升至64%。图38：2000-2021丹麦分电源装机结构演变图39：2000-2021丹麦分电源发电量结构演变数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心新能源渗透率提升的同时，德国保留一定火电装机用于调峰。与丹麦不同，德国在风光发电量提升的同时，始终保留一定的煤电、并新增一批气电装机解决风光消纳问题，这与德国资源禀赋有关，德国是欧盟最大的煤炭产出国，2021年德国煤炭产64%40%37%36%34%33%33%33%25%21%20%18%18%17%17%17%17%17%16%15%13%12%8%4%4%4%3%0%20%40%60%80%100%2022M1-11欧盟国家新能源发电量占比新能源发电量占比/%036912152000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021丹麦分电源装机结构/GW煤电风电生物质气电光伏其他01002003004005002000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021丹麦分电源发电量/亿千瓦时煤电风电生物质气电光伏其他识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明22/42[Table_PageText]深度分析公用事业量占欧盟的38%，这与我国颇为相似。2000-2021年德国煤电和气电装机占比从63.3%降低至29.2%，风光装机占比从6.0%提升至58.7%，新增装机主要由风光贡献。发电量结构来看，2000-2021年德国煤电和气电发电量占比从61.0%降低至44.6%，风光发电量占比从1.6%提升至28.2%，火电仍然保持了一定比例用于调峰。图40：2000-2021德国分电源装机结构演变图41：2000-2021德国分电源发电量结构演变数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心总结丹麦和德国新能源发展过程中的经验，其解决风光消纳问题主要依靠三个措施：一是增加灵活调节电源，对煤电进行灵活性改造、扩大气电装机，并大力发展储能；二是引入市场化电价机制，包括电力现货市场和负电价，通过市场化机制鼓励火电灵活性改造、为调节电源提供合理收益，并引导用户削峰填谷；三是跨境电力互补，欧洲大部分国家实现电网互联，可依靠其他国家为本国提供调峰消纳。1.灵活调节电源：煤电灵活性改造、气电和储能丹麦的调峰手段经历了从电源侧火电灵活性调节、到电网负荷预测和调度、再到用电侧需求调节的过程。在2009年之前新能源发电量占比不足20%，丹麦主要依靠灵活热电厂和联网线路进行调节，2010-2015年增加预测和调度系统以及部门耦合方式，加强电网调度能力，2015年后，进一步加强需求侧调节，火电灵活性调节的作用逐渐削弱。图42：丹麦电力系统2000~2020年期间技术及制度层面的灵活性解决方案数据来源：《丹麦能源署（2021）：丹麦电力系统中灵活性的发展及其作用》，广发证券发展研究中心048961441922402000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021德国分电源装机结构/GW煤电气电核电风电光伏水电生物质其他0140028004200560070002000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021德国分电源发电量/亿千瓦时煤电气电核电风电光伏水电生物质其他识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明23/42[Table_PageText]深度分析公用事业表5：丹麦灵活性改造解决方案灵活性措施时间可再生能源比重成本核心驱动力具体措施无成体系措施2000年以前＜10%--（1）热电联产厂的扩张，以及附近的供热储能罐的运行；（2）提高热力、电力部门的能效灵活性热电厂、联网线路2000-200412%-18%无需任何投资成本（1）市场开放让热电厂暴露在价格波动中；（2）供热高需求时产出的过剩电力遭遇经济损失（1）鼓励作为基础负荷的传统热电厂以灵活性的方式经营，即热能和电能生产解耦，以不同的比例生产热能和电能，使得电厂更好地顺应需求，在这个过程中热电厂的灵活性得到了提升；（2）丹麦与邻近国家建立了互联线路，国家间的电力系统有不同的特征，彼此间可满足需求，在上调方面用瑞典和挪威的水库水电作为短期灵活性来源，在下调方面将过剩的发电量出口灵活性热电厂联网线路预测调度部门耦合2005-200918%-20%有限的新硬件投资成本（1）可变风电比重不断提高需调节负荷；（2）灵活性改造后的热电厂能在从电力市场上获得更多利润热电联产从基础负荷转变为灵活性的关键来源，新的市场条件调动了热电厂改变自身的商业模式的积极性，从提供基础负荷发电量并以热能作为第二目标，转变为以生产热能为主、填补可变可再生能源低产量时段的空白，并在辅助市场上提供灵活性服务的机组。具体的改造措施有改进过载能力，提高爬坡速率，降低最小稳定出力灵活性热电厂联网线路预测调度部门耦合2010-201520%-44%加大投资并进行硬件改造需整合更大比重的可变可再生能源（1）热电厂需落实更为切实的灵活性措施，包括完全或部分的涡轮机旁通、使用电热锅炉或者热泵生产热能、用于转变电力生产方式的附加水基蓄热；2）联网线路：提高使用率以平衡风电生产联网线路预测调度部门耦合需求侧响应2016-202044%-50%多元化灵活性调节增加成本灵活性需求量的增加以及灵活生产量的减少（1）丹麦电力系统摆脱了热电厂运行，其市场竞争力减弱；（2）联网线路：可变可再生能源自行平衡欧洲日内偏差的能力得到提升；（3）预测和调度系统:具有前瞻性的平衡措施和精确预测确保风力涡轮机可以平衡电网；（4）鼓励积极参与系统平衡的多种激励措施来推动需求侧灵活性；预测调度部门耦合需求侧响应2020年以后50%-100%需要创新手段提高灵活性，成本大幅上升2030年可再生能源比重达到100%（1）热电厂正在转型使用生物质为燃料，但其市场竞争力仍在减弱；（2）跨境联网线路的容量略高于峰值需求，高压直流电的技术进步有助于提供关键的系统服务；（3）高部门耦合程度和需求侧灵活性被认为是未来新灵活性措施的关键，先决条件是数字化框架、推动数据交换自由、清除新技术障碍以及市场过程的数字化等数据来源：《丹麦能源署（2021）：丹麦电力系统中灵活性的发展及其作用》，广发证券发展研究中心具体看丹麦的火电灵活性改造措施主要分两个阶段：第一阶段是改进过载能力，提高爬坡速率，降低最小稳定出力，第二阶段是完全或部分的涡轮机旁通、使用电热锅炉或者热泵生产热能、用于转变电力生产方式的附加水基蓄热。火电的灵活性调节能力不断加强，由基荷电源完全转向调峰电源。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明24/42[Table_PageText]深度分析公用事业图43：丹麦的灵活性电厂改造措施数据来源：《丹麦能源署（2021）：丹麦电力系统中灵活性的发展及其作用》，广发证券发展研究中心德国除保留火电装机外，还积极发展储能。与丹麦不同，德国用电规模大，风光消纳面临形势更严峻，除了保留一定规模的火电装机外，德国还积极发展储能，储能规模排在欧洲国家前列，同时德国电网跨度大，储能调度困难，因此重点发展户用储能，2021年德国户用储能占欧洲比例达61%。图44：2021年德国户用储能装机1354MWh图45：2025年德国户用储能占欧洲总装机的71%数据来源：SlolarPowerEurope，广发证券发展研究中心数据来源：SlolarPowerEurope，广发证券发展研究中心2.市场化电价机制：电力现货市场完善的市场化机制、合理的补偿收益推动丹麦火电灵活性改造。2005年，丹麦放开电力现货市场，将电价调整频率由一天3次调为一天24次，同时将热电联产机组推入现货市场，并在2009年进一步引入负电价机制，火电可以依靠自身灵活性在现货市场获得调峰收益。2015年出现跨越欧洲大部分的协调日前市场，欧洲国家可以通过跨境交易加强可再生能源的调度能力。283496749135417930520104015602080260020182019202020212025E欧洲户用储能装机/MWh德国意大利英国奥地利其余欧洲61%14%6%6%13%2021年欧洲户用储能容量占比/%德国意大利英国奥地利其余欧洲识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明25/42[Table_PageText]深度分析公用事业表6：丹麦电力市场化进程时间事件20世纪90年代晚期欧盟下令逐步开放电力市场，不允许任何公司同时拥有电网和发电资产，旨在打造一个公平、平等的电力交易市场。市场开放后电价由固定价格变为每小时电价，更能反应实际的供求关系，激发了发电厂的灵活性2000年丹麦加入北欧电力交易所NordPool2005年丹麦放开电力现货市场，将电价调整频率由一天3次调为一天24次，同时将热电联产机组推入现货市场，反映实时电力供需的电价体系逐步成型2009年由于某些情况电量供大于求，丹麦在电力现货市场中引入负电价机制，将价格下限从0欧元/兆瓦时降低到-200欧元/兆瓦时，后又降低至-500欧元/兆瓦时。负电价意味着电力没有价值，由此推动电热锅炉参与市场交易，倒逼火电厂加大灵活性改造力度2015年出现跨越欧洲大部分的协调日前市场，到2015年，北欧日内市场已经与10个其他欧洲市场耦合；同时欧洲委员会颁布《容量分配和拥塞管理指导方针》，设定了指定的电力市场运营商负责经营日前和日内市场，同时也提供了容量计算的方法，用于确定不同出价区域之间在日前市场上同时可用的容量，还提供了评估效率的标准以及定义出价区域的审核程序2018年为推进更接近实时的跨境交易，欧洲跨境日内市场于2018年6月启动，大量买家卖家推动了竞争，增强了市场流动性，日内市场允许参与者交易直至交付前一小时，大幅改进了可变可再生能源的自平衡能力2020年在电力系统数字化的进程中，中央信息技术系统和智能电表的推出让单独消费者的每小时结算成为可能，催生出了每小时结算和分时电价，有助于减少峰值需求、平衡系统数据来源：《丹麦电力部门的市场化（1995-2020）》，广发证券发展研究中心丹麦电力市场采用调度与交易分离模式，交易所负责交易组织（现货市场：日前和日内交易），电网公司负责调度与系统平衡（调节功率市场），丹麦属于北欧电力市场的一部分，现货交易在北欧电力交易所进行，调节功率市场由输电网运营商—丹麦电网公司组织。图46：丹麦电力市场调度与交易分离模式数据来源：《丹麦新能源参与电力市场机制及对中国的启示》王彩霞等，广发证券发展研究中心现货市场实时反映电力供需情况，新能源直接参与日前市场，以低边际成本优势获得优先发电权，除了在市场收入之外还能获得政府给予的溢价补贴，一定程度上保证收益的稳定性，但新能源发电的不稳定性同样导致现货市场电价波动上行。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明26/42[Table_PageText]深度分析公用事业图47：丹麦电力现货市场日前交易电价波动较大图48：丹麦电力现货市场日内交易电价波动较大数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：entsoe，广发证券发展研究中心备注：日内交易日期为3月25日调节功率市场是丹麦解决风光消纳和电网平衡的主要手段，负责平衡的主体(包括发电和负荷)在市场报价，对于上调服务，按照平衡资源报价由低到高的原则进行排序(高于现货价格)，对于下调服务，按照平衡资源报价由高到低的原则进行排序(低于现货价格)，有效通过市场激励各类资源参与系统调节，通过竞价反映短期成本。对于造成不平衡的发电与用户，事后根据不平衡量支付不平衡成本。表7：丹麦通过上调下调服务价格平衡市场电力供应场景系统发电过剩系统发电有缺额发电主体发电过剩按系统下调服务价格结算按日前价格结算发电主体发电有缺额按日前价格结算按系统上调服务价格结算负荷少用电按系统下调服务价格结算按系统上调服务价格结算负荷多用电按系统下调服务价格结算按系统上调服务价格结算数据来源：《丹麦新能源参与电力市场机制及对中国的启示》王彩霞等，广发证券发展研究中心德国完善市场化电价机制，建立备用市场实施容量电价保障电力供应。德国在电源侧建立了中长期市场、现货市场和备用市场，备用市场中除电能量交易之外引入容量电价，所有电力运营商平等参与电力市场，通过市场机制调节电力供需；需求侧实施分时电价、尖峰电价等机制，同时参与欧洲跨国电力市场，进一步提升系统灵活性和调节能力。表8：德国电力改革与促进新能源法案共同形成市场化消纳机制时间事件1990年颁布《电力上网法》，规定了可再生能源的相关补贴促进政策1998年颁布《电力市场开放规定》，开启了电力市场化的改革之路，德国“发输配送”体系由高度一体化的状态逐步转向市场化2000年制定第一部《可再生能源法》，正式启动能源转型，确定了以固定上网电价为主的可再生能源激励政策，并对不同可再生能源发电的补贴费用及年限给出了明细化规定，进而确立了未来可再生能源电力供给的目标2004年对《可再生能源法》进行了修改，设定了2010年中长期能源发展目标，提高了各类可再生能源固定上网电价2009、2012年德国政府对《可再生能源法》进行了进一步修改，提高了风电固定上网电价，降低了光伏上网电价2015年颁布《适应能源转型的电力市场》白皮书，作为指导德国电力市场未来发展的战略性文件-2000200400600800丹麦日前交易电价/欧元/兆瓦时-1010305070900:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00日内交易电价/欧元/兆瓦时识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明27/42[Table_PageText]深度分析公用事业2016年《电力市场进一步发展法》通过，使电力市场适应不断增长的可再生能源份额，并为灵活供应、灵活需求和灵活储能之间的竞争制定规则，建设更先进的电力市场2.02021年修订《可再生能源法》，进一步加快可再生能源发展，同时为降低电力用户负担，部分EEG附加费将由联邦预算资助。2022年通过一揽子法案，计划到2030年80%的电力由可再生能源提供，2035年争取实现100%可再生能源供电数据来源：北极星电力网，广发证券发展研究中心德国的现货市场分为日前拍卖，日内拍卖和日内交易，日前市场的竞争机制按照按边际成本（燃料和排放成本）排序，其中可再生能源发电的边际成本为零，核电较低，煤电较高，燃气发电更高，燃油发电的边际成本最高。日前市场的价格机制采用按用电需求统一出清的方法，市场需要的发电量按边际成本排序，一直到满足负荷需求为止，这时的电价被称为出清价格。从现货市场价格来看，德国日前和日内交易价格波动较大，日内交易15分钟结算一次，更高频反映电力供需情况。图49：德国电力市场交易模式数据来源：《德国能源转型中高比例可再生能源的市场设计》郭欣，广发证券发展研究中心图50：德国电力市场价格机制图51：德国日前市场按边际成本排序确定出清价格数据来源：《对电力系统灵活性的激励：德国电力市场的作用》,《主要发达国家电力需求侧管理的实践及启示》，广发证券研究中心数据来源：《德国能源转型中高比例可再生能源的市场设计》郭欣，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明28/42[Table_PageText]深度分析公用事业图52：德国电力现货市场日前交易电价波动较大图53：德国电力现货市场日内交易电价波动较大数据来源：EMBER，广发证券发展研究中心数据来源：entsoe，广发证券发展研究中心备注：日内交易日期为3月25日3.跨境电力互补：电网互联实现多国联合电力调节欧洲跨国电力市场发达，可以多国联合调节电力供需平衡。德国位于欧洲大陆中心，德国电网通过30个220千伏~400千伏的跨国输电通道与周围瑞典、丹麦、法国、荷兰等多个国家互联，还通过海底电缆与瑞典、挪威电网互联。跨国输电能力达到2700万千瓦，占系统最高负荷的1/3。在可再生能源发电较高时，德国可以将多余电力出口至邻国电网，当可再生能源发电不足时，可以通过电力进口保障供应，在本国常规电源调节能力用尽后仍无法满足全部负荷的情况下，可以从邻国进口电力保障能源供应安全。图54：德国与周边国家实现电网互联数据来源：Electricitymap，广发证券发展研究中心丹麦依赖邻国解决风光消纳问题。以丹麦为例，丹麦邻近瑞典和挪威两大水电富余国家，可以联合两国水电作为短期灵活性来源，丹麦大力发展电力跨境交易市场，-2000200400600800德国日前交易电价/欧元/兆瓦时-50-1030701101500:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00日内交易电价/欧元/兆瓦时识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明29/42[Table_PageText]深度分析公用事业有效地从市场层面促进了风电的积极消纳与波动平衡。风电能够在丰富时期，利用市场价格优势向境外邻国输送；低谷时期，由于价格劣势，可从境外购买相对廉价电力，这种电力的跨境交易，本质上仍是新能源与传统能源的一体化调节，导致丹麦的进口电量和出口电量规模均较大。我国幅员辽阔、资源分布不均，亦可借鉴电力的跨区域调度和调节。图55：丹麦与挪威、瑞典、德国实现电网互联数据来源：丹麦能源署，广发证券发展研究中心图56：丹麦进出口电量规模持续扩大图57：2021年丹麦对周边国家的进出口电量数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心数据来源：Eurostat欧盟统计局，广发证券发展研究中心01002003004005002000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021丹麦发电量及进出口电量/亿千瓦时发电量出口电量进口电量4497079-83-31-21-17-100-60-202060100德国荷兰瑞典挪威2021年丹麦对外进、出口电量/亿千瓦时进口识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明30/42[Table_PageText]深度分析公用事业四、我国能源转型之路：煤价回落，火电转型火储（一）火电增量空间有限，电煤需求放缓加速煤价回落1.火电发电量逐渐接近顶峰，预测2022-2025年火电发电量CAGR仅为1.4%《政府工作报告》设定2023年GDP增速目标5%，我们对规模以上口径发电量进行预测，假设2023-2025年发电量增速维持5%。2023年起来水修复、水电核电新增装机贡献增量、风光装机加速建设，持续挤压火电发电量占比，根据测算，2022-2025年火电发电量CAGR仅为1.4%左右，占比逐渐下降至63%，电煤需求逐渐放缓带动煤价回落，同时风光贡献主要的发电量增量，占比逐渐提升至近17%。表9：测算2022-2025年火电发电量CAGR仅为1.4%发电量预测/亿千瓦时2017201820192020202120222023E2024E2025E发电量62,75867,91471,42274,17081,12283,88688,08092,48497,109火电46,11549,79551,65452,79957,70358,53159,69160,56161,110水电10,81911,02811,53412,14011,84012,02013,23214,00614,801风电2,6953,2533,5774,1465,6676,8677,9599,82712,055光伏6488941,1721,4211,8372,2902,8773,6474,573核电2,4812,9443,4843,6634,0754,1784,3224,4434,569发电量增速/%2017201820192020202120222023E2024E2025E增速/%6.2%8.2%5.2%3.8%9.4%3.4%5.0%5.0%5.0%火电4.9%8.0%3.7%2.2%9.3%1.4%2.0%1.5%0.9%水电2.9%1.9%4.6%5.3%-2.5%1.5%10.1%5.8%5.7%风电27.5%20.7%10.0%15.9%36.7%21.2%15.9%23.5%22.7%光伏64.6%38.0%31.0%21.2%29.3%24.7%25.6%26.8%25.4%核电16.6%18.7%18.3%5.1%11.3%2.5%3.4%2.8%2.8%发电量结构/%2017201820192020202120222023E2024E2025E火电73.5%73.3%72.3%71.2%71.1%69.8%67.8%65.5%62.9%水电17.2%16.2%16.1%16.4%14.6%14.3%15.0%15.1%15.2%风电4.3%4.8%5.0%5.6%7.0%8.2%9.0%10.6%12.4%光伏1.0%1.3%1.6%1.9%2.3%2.7%3.3%3.9%4.7%核电4.0%4.3%4.9%4.9%5.0%5.0%4.9%4.8%4.7%新增发电量/亿千瓦时2017201820192020202120222023E2024E2025E发电量3647.005156.003507.902748.306951.402764.204194.304404.024624.22火电2157.303679.701859.601144.404904.00828.301159.87870.55548.39水电300.60208.50506.90605.90-300.10179.801212.00773.83795.51风电581.80558.20324.20568.601521.001200.001091.801867.942227.94光伏254.40246.46277.70248.83415.66453.36586.97770.26926.26识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明31/42[Table_PageText]深度分析公用事业核电353.40463.30539.50179.00412.70102.80143.66121.44126.11新增发电量比例/%2017201820192020202120222023E2024E2025E火电59.2%71.4%53.0%41.6%70.5%30.0%27.7%19.8%11.9%水电8.2%4.0%14.5%22.0%-4.3%6.5%28.9%17.6%17.2%风电16.0%10.8%9.2%20.7%21.9%43.4%26.0%42.4%48.2%光伏7.0%4.8%7.9%9.1%6.0%16.4%14.0%17.5%20.0%核电9.7%9.0%15.4%6.5%5.9%3.7%3.4%2.8%2.7%数据来源：中电联，Wind，广发证券发展研究中心备注：以上发电量数据为国家统计局规模以上口径2.水电：来水修复新增装机发力，预测23年水电发电量同比+10.1%十四五初期迎水电投产高峰期，2021-2022年累计新增常规水电装机30GW。2020年以来，乌东德、白鹤滩、两河口、杨房沟四座大型水电站陆续投产，合计装机30.70GW，带动水电迎来投产高峰，截至2022年末，我国水电装机413.50GW，其中常规水电装机368.31GW，抽水蓄能装机45.19GW。乌白、两杨四座电站合计设计发电量1192亿千瓦时，2023年起全面发力。乌东德电站机组自2020年6月至2021年6月陆续投产，2021年实现发电量390亿千瓦时，在2021年机组并未全部出力以及来水偏枯的双重不利因素下，发电量已超设计发电量。2022年底白鹤滩电站机组已全部投产，叠加长江电力六库联调增发电量后，乌白实际贡献发电量将有望超过设计发电量；杨房沟、两河口电站分别于2021年10月和2022年3月完全投产，两河口电站作为多年调节电站，对下游电站抬高水头、增发电量、减少弃水存在明显增益。表10：乌白、两杨水电站水电站概况装机/GW装机结构设计发电量/亿千瓦时设计利用小时数/小时完全投产时间乌东德10.2012台×850MW38938142021年白鹤滩16.0016台×1000MW62439002022年两河口3.006台×500MW11036672022年杨房沟1.504台×375MW68.545672021年合计30.701191.50数据来源：长江电力收购说明书，雅砻江水电债券募集说明书，广发证券发展研究中心测算2023年水电发电量1.32万亿千瓦时，同比增长10.1%。由于乌白、两杨四座电站规模较大、利用小时数高于全国平均水平，且2022年底之前并未完全出力，将四座电站剔除，经历连续两年枯水年后考虑来水均值修复，水电利用小时数逐渐提升；四座电站2023年发电量取设计发电量合计值，参考乌东德2021年发电量已超设计发电量，以及六库联调、两河口调节增发电量，该测算方法仍偏保守。根据规划十四五期间新增常规水电40GW，假设剩余装机在2024、2025年投产。在以上假设条件下，测算2023-2025年水电发电量分别为1.32/1.40/1.48万亿千瓦时，同比增长10.1%/5.8%/5.7%。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明32/42[Table_PageText]深度分析公用事业表11：测算2023年水电发电量1.32万亿千瓦时，同比增长10.1%2017201820192020202120222023E2024E2025E水电装机/GW343.59352.59358.04370.28390.92413.50419.10429.95440.79水电装机/GW-扣除乌白两杨343.59352.59358.04363.48370.72382.80388.40399.25410.09乌白两杨装机/GW6.820.230.730.7030.7030.70水电有效装机/GW-扣除乌白两杨343.59348.09355.32360.76367.10376.76385.60393.83404.67水电发电量/亿千瓦时108191102811534121401184012020132321400614801水电发电量/亿千瓦时-扣除乌白两杨1081911028115341200611250-120411277613533乌白两杨发电量/亿千瓦时134590-119212301268水电利用小时数/小时-扣除乌白两杨314931683246332830652907310032003300新增水电发电量/亿千瓦时301209507606-3001801212774796数据来源：Wind，中电联，广发证券发展研究中心备注：水电历史发电量为国家统计局规模以上口径3.核电：新增装机发力，预测23年核电发电量同比+3.2%截至2022年底在运核电装机达56.71GW，2022-2025年预计将新并网7台核电机组。福清6号机组、红沿河6号机组分别于2022年1月、5月并网，防城港3号机组2023年1月并网，将为核电2023年发电量贡献增量。假设在机组投产后的下一年首次换料大修，负荷因子80%，次年换料大修负荷因子90%，第三年95%，测算新并网机组2023-2025年贡献发电量258/385/508亿千瓦时。表12：2022-2025年预计投产核电机组发电量预测新并网机组装机/GW发电量预测/亿千瓦时预计并网时间20222023E2024E2025E红沿河6号机组1.1247.1178.4088.2193.112022-05福清6号机组1.1677.6089.3791.5396.622022-01防城港3号机组1.1890.0282.6993.032023-01防城港4号机组1.1898.2093.032024-01福建漳州1号机组1.2123.8990.252024-10福建漳州2号机组1.2133.622025-09惠州1号机组1.208.342025-12合计8.27124.71257.79384.52507.99数据来源：中国核能行业协会，广发证券发展研究中心测算2023年核电发电量4322亿千瓦时，同比增长3.4%。近五年核电利用小时数逐年提高，2021-2022年已超7600小时，对2023-2025年存量核电装机对应利用小时数取前两年均值，新并网机组发电量单独测算。在以上假设条件下，测算2023-2025年核电发电量4322/4443/4569亿千瓦时，同比增长3.4%/2.8%/2.8%。表13：测算2023年核电发电量4321亿千瓦时，同比增长3.4%2017201820192020202120222023E2024E2025E核电装机/GW35.844.748.749.953.355.556.759.161.5核电装机/GW-扣除新并网53.353.353.353.3新并网装机/GW2.31.22.42.4识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明33/42[Table_PageText]深度分析公用事业核电发电量/亿千瓦时248129443484366340754178432244434569核电发电量/亿千瓦时-扣除新并网4053406440594061新并网发电量/亿千瓦时125258385508核电利用小时数/小时-扣除新并网692665927147734176527612763276227627新增核电发电量/亿千瓦时353463540179413103144121126数据来源：Wind，中电联，中国核能行业协会，广发证券发展研究中心备注：核电历史发电量为国家统计局规模以上口径4.风光：装机建设加速，预测23年风光发电量同比+18.3%预测2023年风光发电量1.08万亿千瓦时，同比增长18.3%。2022年全国新增风电装机37GW、新增光伏装机86GW，风光总装机达758GW，根据国家统计局月度发电量累计值数据（规模以上口径），2022年全国风电、光伏发电量6867、2290亿千瓦时，占总发电量比例10.9%。根据《2023年全国能源工作会议》，国家能源局提出2023年风电装机达4.3亿千瓦左右、光伏装机达4.9亿千瓦左右，新增装机达1.6亿千瓦，假设2023-2025年分别新增风电65/75/85GW，新增光伏100/120/140GW。考虑风电、光伏项目规模较小，且在年内投产进度较均匀，假设年内新增装机中50%为有效装机。新增装机占总比例减小、海风占比提高，假设利用小时数逐年提高。根据以上假设条件，测算2023-2025年风光发电量分别为1.08/1.35/1.66万亿千瓦时，占总发电量比例12.3%/14.6%/17.1%。表14：测算2023-2025年风光发电量占总发电量比例12.3%/14.6%/17.1%2017201820192020202120222023E2024E2025E风电装机/GW163.25184.27209.15281.65328.48365.44430.44505.44590.44风电新增装机/GW15.7821.0224.8872.5046.8336.9665.0075.0085.00风电有效装机/GW155.36173.76196.71245.40305.07346.96397.94467.94547.94风电利用小时数/小时1,7351,8721,8191,6891,8581,979200021002200风电发电量/亿千瓦时2695325335774146566768677959982712055占总发电量比例/%4.3%4.8%5.0%5.6%7.0%8.2%9.0%10.6%12.4%风电新增发电量/亿千瓦时582558324569152112001092186822282017201820192020202120222023E2024E2025E光伏装机/GW129.42174.33204.18253.56306.56392.61492.61612.61752.61光伏新增装机/GW53.1044.9129.8549.3853.0086.05100.00120.00140.00光伏有效装机/GW102.86151.87189.26228.87280.06349.59442.61552.61682.61光伏利用小时数/小时630589619621656655650660670光伏发电量/亿千瓦时6488941172142118372290287736474573占总发电量比例/%1.0%1.3%1.6%1.9%2.3%2.7%3.3%3.9%4.7%光伏新增发电量/亿千瓦时254246278249416453587770926数据来源：Wind，国家统计局，广发证券发展研究中心备注：核电历史发电量为国家统计局规模以上口径，由于光伏中分布式光伏逐渐规模占比近半，且单个项目规模较小，导致规模以上口径和全口径差距较大，同时装机数据为全口径，导致光伏利用小时数明显低于正常值（二）风光占比提升消纳问题待解，火电转型塑造火储价值部分欧洲国家与我国电力结构相似，能源转型过程值得借鉴。从我国电力装机结构识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明34/42[Table_PageText]深度分析公用事业来看，过去我国以传统电源火电、水电为主，2010年两者装机占比96%，风光等可再生能源逐渐成为发展重点，水电、火电装机占比下降，2022年火电装机占比52%，水电开发已进入后半程增量有限，风光成为新增装机主力，这与部分欧洲国家如德国、波兰颇为相似，2022年德国煤电发电量占比已经降至31%，风光发电量占比提升至32%，其能源转型走在我国之前。随着我国提出双碳目标，风光占比提升成为必然趋势，德国等欧洲国家能源转型过程中的经验对我国有重要的借鉴意义。图58：我国电力装机结构与部分欧洲国家相似数据来源：Wind，广发证券发展研究中心我国风光发电量占比快速逼近水电，消纳问题亟待解决。从欧盟经验来看，2015年欧盟风光发电量超过水电，各国开始推行煤电灵活性改造，并扩大有调峰能力的气电装机，截至2022年末，我国风光发电量占比10.9%（规模以上口径），若考虑全口径数据，风光发电量已接近水电。而当前我国灵活性调节电源不足，火电灵活性改造比例低，风光消纳问题将愈加突出。图59：2022年我国风光发电量占比已快速逼近水电数据来源：Wind，广发证券发展研究中心73.4%72.3%71.5%69.2%67.4%65.9%64.3%62.2%60.2%59.2%56.6%54.6%52.0%22.4%21.9%21.8%22.3%22.2%20.9%20.1%19.3%18.6%17.8%16.8%16.4%16.1%0%20%40%60%80%100%2010201120122013201420152016201720182019202020212022我国电力装机结构/%火电/%水电/%风电/%光伏发电/%核电/%其他/%80.3%82.8%78.6%80.4%74.9%74.9%74.4%73.5%73.3%72.3%71.2%71.1%69.8%16.0%13.3%15.8%15.0%18.8%17.7%17.8%17.2%16.2%16.1%16.4%14.6%14.3%1.0%1.5%1.9%2.4%2.5%3.0%4.2%5.3%6.1%6.6%7.5%9.2%10.9%0%10%20%30%40%50%0%20%40%60%80%100%2010201120122013201420152016201720182019202020212022我国发电量结构/%火电（左轴）水电（右轴）风光（右轴）核电（右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明35/42[Table_PageText]深度分析公用事业图60：我国火电调峰机组比例只有20%-50%数据来源：热力发电《火电机组灵活性改造形势及技术应用》，广发证券发展研究中心五、推荐标的重视电力板块的盈利改善与装机增长，中特估值视角下重估空间大。（1）火电：煤价下降改善业绩、硅料价格回落强化绿电装机、消纳问题塑造火储价值，火电企业从低弹性的周期股逐步成为业绩增长且储能价值凸显的成长股，价值将被持续挖掘，看好全国性火电龙头华能国际(A)/华能国际电力股份(H)、华电国际(A)/华电国际电力股份(H)；区域龙头福能股份、上海电力、宝新能源、粤电力；（2）水电：供需偏紧下市场化水电电价预期上浮，江苏、广东提供跨省水电定价新范式，关注长江电力、华能水电等；（3）核电：经营稳定高现金流，经营模式可对标水电，低估值凸显高性价比，关注中国核电、中国广核(A)/中广核电力(H)。表15：重点公司盈利预测与估值表（收盘价日期：2023/03/24）公司代码公司名称市值/亿元最新收盘价元/股PE/倍归母净利润/亿元2021A2022A/E2023E2024E2021A2022A/E2023E2024E600011.SH华能国际1,364.168.69--14.0910.11-102.64-73.8796.85134.91600027.SH华电国际569.495.77-542.3711.059.41-49.651.0551.5260.53600483.SH福能股份257.8113.1925.0910.028.717.6212.6825.7329.6033.84600021.SH上海电力282.5210.03-86.4016.3114.02-18.933.2717.3220.15000690.SZ宝新能源132.516.0915.6366.2611.9210.688.242.0011.1212.41000539.SZ粤电力332.346.33--30.6612.94-31.48-29.5710.8425.69600900.SH长江电力4,917.3320.7819.6522.9814.6213.67262.73213.99339.32362.99601985.SH中国核电1,236.596.5618.0913.6310.859.9480.3890.75114.00124.42688501.SH青达环保21.5822.8037.1337.5420.6115.540.560.581.051.39数据来源：盈利预测来自广发最新公司报告盈利预测，广发证券发展研究中心备注：华电国际、上海电力、宝新能源、长江电力、中国核电、青达环保2022年归母净利润为业绩预告中枢值或业绩快报数据（一）华能国际(A)/华能国际电力股份(H)：风光快速发展，期待火电扭亏为盈火电为基础，十四五全力发展新能源。公司是我国电力龙头企业，2022年末控股装机127GW（火电占84%），全年完成上网电量4252亿千瓦时。2022年归母净利润亏损73.87亿元，主要系新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损、计提28亿元减值等影响；20%50%80%80%60%75%0%20%40%60%80%100%热电联产纯凝机组中国丹麦德国识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明36/42[Table_PageText]深度分析公用事业2022年长协煤占比仅为36%，而2023年至今已实现长协签约率的大幅提升；伴随长协比例提升，预期火电业绩拐点已至。参照公司规划，2025年末风光装机目标达55GW（风电29GW、光伏26GW），2022年仅新增风光6GW（年初规划值8GW），观察最近硅料价格已经大幅下降，暂缓装机有望在后续逐步加速，绿电成长性值得期待。风险提示：煤价持续上行风险；利用小时、项目建设不及预期风险。表16：华能国际盈利预测表报表项目2021A2022A2023E2024E2025E营业收入（亿元）2050.792467.252474.162512.482561.82营收增长率21.0%20.3%0.3%1.5%2.0%归母净利润（亿元）-100.06-73.8796.85134.91163.41归母净利润增长率-319.2%26.2%231.1%39.3%21.1%每股收益（元）-0.64-0.470.620.861.04数据来源：Wind，广发证券发展研究中心（二）华电国际(A)/华电国际电力股份(H)：期待火电盈利转正，关注华电新能IPO进程全国性火电龙头，直接持有华电新能31%股权。截至2022年6月底，公司控股装机53.41GW，其中燃煤42.36GW（占总装机79.3%，下同），燃气8.59GW（占16.1%），水电2.46GW（占4.6%）。2022年预计归母净利润扭亏为盈0.1~2亿元；全年完成发电量2209亿千瓦时。考虑公司燃煤成本仍存改善空间、而电价高位保持，期待火电业务恢复盈利。2021年中公司用新能源资产换股，现直接持有华电新能（集团新能源平台）31%股权，华电新能拟登陆A股募资300亿元用于15GW新能源项目建设及补流；华电集团十四五拟新增新能源装机75GW，预计华电新能持续高增长可期。风险提示：煤价持续上行；利用小时不及预期；用电需求增速放缓等。表17：华电国际盈利预测表报表项目2020A2021A2022E2023E2024E营业收入（亿元）930.101,044.221097.891121.531156.40营收增长率-0.7%12.3%5.1%2.2%3.1%归母净利润（亿元）44.41-49.651.0551.5260.53归母净利润增长率30.4%-211.8%-34.3%17.5%每股收益（元）0.45-0.500.010.520.61数据来源：Wind，广发证券发展研究中心（三）福能股份：期待煤电盈利回升，海风竞配落地福建省属平台，全力转型新能源发电。公司隶属于福建省能源集团，截至2022年6月末控股装机5.99GW，其中燃煤/燃气/风电分别为2.6/1.5/1.8GW。2022全年预计实现归母净利润25.37~26.63亿元（同比+100%~110%）。2022H1煤电已实现净利润2.75亿元(不含晋南热电)、Q4煤电电量大幅提升，预计盈利环比改善，看好2023年长协识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明37/42[Table_PageText]深度分析公用事业煤履约提升等因素影响下，公司综合用煤成本的下降带动盈利持续回升。海风方面，当前风机大型化趋势显著、海风造价成本有望继续下降；公司作为省属电力平台，坐拥优质海风资源，期待福建省海风竞配进程加速，看好公司在海风项目方面持续发力。风险提示：煤价持续上行；海风项目新增、建设不及预期等风险。表18：福能股份盈利预测表报表项目2020A2021A2022E2023E2024E营业收入（亿元）95.57120.77138.66143.37149.66营收增长率-3.9%26.4%14.8%3.4%4.4%归母净利润（亿元）14.9512.6825.7329.6033.84归母净利润增长率20.2%-15.2%102.9%15.0%14.3%每股收益（元）0.850.651.321.511.73数据来源：Wind，广发证券发展研究中心（四）上海电力：股权激励剑指清洁能源，煤价下降提速火电反转国家电投旗下重要电力平台，股权激励加速清洁能源装机。公司隶属于国家电投，业务立足上海江苏辐射全国，2022Q3控股装机19.98GW，其中煤/气/风/光分别为9.19/2.87/3.88/4.04GW，清洁能源装机占54%。2022年6月股权激励落地，考核ROE及清洁能源装机占比。2022全年预计归母净利润扭亏为盈3.01~3.53亿元。公司煤炭外购比例较高，近期已观测到进口煤价下降，预计伴随长协占比提升及煤价回归合理水平，公司煤电业绩将持续改善。新能源装机占比已达40%，十四五预计新增风/光分别3.45/8.15GW；此外，公司积极发展氢能、储能业务；12月末2.45亿元完成对匈牙利Tokaj光伏项目收购，加快国际化进程。风险提示：煤价持续上行；项目建设进度、用电需求增长不及预期等。表19：上海电力盈利预测表报表项目2020A2021A2022E2023E2024E营业收入（亿元）242.18306.31366.75402.15414.49营收增长率2.2%26.5%19.7%9.7%3.1%归母净利润（亿元）8.90-18.933.2717.3220.15归母净利润增长率-7.5%-312.7%137.2%146.3%16.3%每股收益（元）0.34-0.720.070.610.72数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：2022年归母净利润和每股收益为公司业绩预告中枢值（五）宝新能源：业绩对煤价高弹性，新增装机储备多广东地区民营火电龙头，火电装机弹性高。公司是广东地区民营火电龙头，2021年末在运装机为3.52GW，2022年预计归母净利润盈利1.6~2.4亿元（同比下降70.9%~80.6%）。公司火电燃料主要是市场煤，若煤价下跌业绩弹性较大，亦期待公司2023年煤炭长协比率提升。测算若综合用煤成本每下降30元/吨时（考虑煤矸石及劣质煤），对应度电毛利将提升0.0095元/千瓦时。另有火电在建2GW、远期规划识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明38/42[Table_PageText]深度分析公用事业6GW，装机储备多；联合中广核运营汕尾后湖0.5GW海风。风险提示：煤价持续上行；项目建设进度、用电需求增长不及预期等。表20：宝新能源盈利预测表报表项目2020A2021A2022E2023E2024E营业收入（亿元）71.6094.1197.2095.5096.18营收增长率27.2%31.4%3.3%-1.7%0.7%归母净利润（亿元）18.188.242.0011.1212.41归母净利润增长率105.8%-54.7%-47.7%157.8%11.6%每股收益（元）0.840.380.090.510.57数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：2022年归母净利润和每股收益为公司业绩预告中枢值（六）粤电力：量价双升+煤硅共振，风光火储齐头并进区位资源及风光火储一体化优势显著，十四五全力发展新能源。公司是广东省属国资控股唯一资产过千亿的上市公司，2022年末公司可控装机容量31.4GW，其中控股装机29.7GW（煤电/气电/可再生分别为20.6/6.4/2.8GW）。2022年发电量1141亿度，其中煤电/气电分别占82%/13%。2022全年预计归母净利润亏损26~31亿元，主要系煤价高企导致火电利润大幅下滑。2022年至今已新增核准8GW煤电、2.1GW气电，看好公司火电侧保持装机、电价、利润率的三重提升；十四五拟新增风光14GW，区位资源及风光火储一体化优势显著。风险提示：煤价持续上行；新能源项目建设、利用小时不及预期等。表21：粤电力盈利预测表报表项目2020A2021A2022E2023E2024E营业收入（亿元）336.03441.67531.84581.74638.19营收增长率14.5%31.4%20.4%9.4%9.7%归母净利润（亿元）20.54-31.48-29.5710.8425.69归母净利润增长率79.1%-253.3%--137.0%每股收益（元）0.39-0.60-0.560.210.49数据来源：Wind，广发证券发展研究中心（七）长江电力：乌白注入、来水修复，公司业绩有望跃升乌白注入、来水均值修复，公司2023年业绩有望大幅跃升。2022年公司预计实现业绩214亿元（同比-18.6%），其中Q1/Q2/Q3/Q4业绩分别为31/82/77/25亿元（分别同比+9.3%/42.7%/-30.3/-63.4%），下半年业绩下滑幅度较大主要系来水严重偏枯以及投资收益不及预期影响。23年1-2月份长江上游来水恢复正常，公司六座电站实现发电量381亿千瓦时，同比+22.3%，剔除乌白后四座电站发电量同比+12.5%。考虑上年极端来水偏枯情况及来水丰枯交替特点，期待23年来水均值修复。乌白注入规模跨越式提升，水风光、抽水蓄能接力成长。云川公司已完成过户成为公司全资子公司，2023年乌白电站将开始全面出力，六库联调进一步提升发电量稳识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明39/42[Table_PageText]深度分析公用事业定性。考虑六库联调增发电量，测算乌白净利润可达85.65亿元，公司利润规模跃升。同时公司主导开发金沙江下游水风光基地、开工建设张掖抽水蓄能，风光、抽蓄贡献成长性。风险提示：来水偏枯；六库联调不及预期；乌白利润不及预期。表22：长江电力盈利预测表报表项目2020A2021A2022E2023E2024E营业收入（亿元）577.83556.46520.13850.42878.38营收增长率15.9%-3.7%-6.5%63.5%3.3%归母净利润（亿元）262.98262.73213.99339.32362.99归母净利润增长率22.1%-0.1%-18.6%58.6%7.0%每股收益（元）1.161.160.941.431.53数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：业绩预测未考虑定增（八）中国核电：审批重启、电价上浮，估值存修复可能低估值核电龙头，量价齐升业绩稳健增长。22年公司预计实现归母净利润89.5~92.0亿元（调整后同比增长11.34%~14.46%），其中Q4预计实现净利润9.2~11.7亿元（调整前同比降低40.0%~23.7%），全年业绩增长主要系量价同比提升，22年公司完成发电量1993亿千瓦时（同比7.0%），四季度业绩下滑或因费用增加。截至22年末，公司拥有在建+核准核电装机12.55GW，在建新能源项目装机5.73GW，成长空间充足。截至2023年3月24日，公司PE（TTM）、PB（LF）分别为12.9、1.5倍，估值存在修复空间。风险提示：政策风险；电价风险；机组稳定运行风险（技术风险）。表23：中国核电盈利预测表报表项目2020A2021A2022E2023E2024E营业收入（亿元）522.76623.67722.08752.44805.01营收增长率10.6%19.3%15.8%4.2%7.0%归母净利润（亿元）59.9580.3890.75114.00124.42归母净利润增长率26.0%34.1%29.0%10.0%9.1%每股收益（元）0.340.460.480.600.66数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：2022年归母净利润和每股收益为公司业绩预告中枢值（九）青达环保：火电基建+灵改景气度持续，期待订单加速释放火电灵活性改造先行者，政策理顺市场空间释放可期。公司2022年预计实现营业收入7.59亿元（同比+20.89%），扣非归母净利润5298.17万元（同比增长20.25%）。灵活性改造景气度持续，根据能源局统计，截至2021年底灵活性改造渗透率仅7.7%，伴随山东、广东、甘肃等地出台政策补偿火电调峰价值，改造意愿加速提升。本轮灵活性改造多聚焦于“锅炉+全负荷脱硝”，未来伴随峰谷价差拉大或容量电价等政策落地，我们预计火电企业的储能改造有望推动第二轮市场空间释放。此外，十四五火电新增装机有望加速，公司已打入五大电力集团供应链，传统业务将受益于火电识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明40/42[Table_PageText]深度分析公用事业基建投资加速，实现订单的超预期增长。风险提示：产品开发不及预期；技术泄露及迭代风险；政策变动等。表24：青达环保盈利预测表报表项目2020A2021A2022E2023E2024E营业收入（亿元）5.586.287.599.8912.40营收增长率5.4%12.6%20.9%30.3%25.4%归母净利润（亿元）0.480.560.581.051.39归母净利润增长率3.1%17.0%2.9%82.1%32.7%每股收益（元）0.670.590.611.111.47数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：2022年归母净利润和每股收益为公司业绩预告中枢值六、风险提示煤价大幅波动风险：由于火电公司盈利水平受动力煤价格影响较大，虽预计未来一段时间内，随着煤炭行业下游需求的放缓和新增产能的增加，我国煤炭市场供求整体形势将相对宽松，煤炭价格将处于平稳态势，但也不排除煤炭价格的再次大幅上涨挤压火电公司的盈利空间，带来盈利水平波动的风险。来水不及预期风险：水电公司发电量主要依靠来水情况，我国主要流域上半年来水偏丰，但南方地区多数流域在7-8月份迅速转枯，从而影响水电发电量。虽然9月份来水开始好转，但若来水不及预期，或者四季度来水依然偏枯，则会影响水电公司盈利。风电光伏等绿电装机增长不达预期：大力发展新能源背景下，消纳难度大幅增加；新能源补贴拖欠严重；新能源原材料的供应紧张（如硅料）影响了新能源行业的发展速度；配储成本压制了新能源装机意愿，均有可能导致未来行业新增风光装机不达预期风险。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明41/42[Table_PageText]深度分析公用事业[Table_ResearchTeam]广发证券环保及公用事业研究小组郭鹏：首席分析师，华中科技大学工学硕士。许洁：联席首席分析师，复旦大学金融硕士，华中科技大学经济学学士，2016年加入广发证券发展研究中心。姜涛：资深分析师，武汉大学金融工程硕士，武汉大学经济学学士，2019年加入广发证券发展研究中心。陈龙：高级分析师，新加坡管理大学应用金融学硕士，厦门大学生态学学士，2021年加入广发证券发展研究中心。荣凌琪：高级研究员，帝国理工学院金融科技硕士，同济大学金融学学士，2021年加入广发证券发展研究中心。陈舒心：高级研究员，新加坡国立大学硕士，2022年加入广发证券发展研究中心。许子怡：研究员，硕士，毕业于香港城市大学，2022年加入广发证券发展研究中心。郝兆升：研究员，复旦大学金融硕士，中央财经大学经济学学士，2022年加入广发证券发展研究中心。[Table_RatingIndustry]广发证券—行业投资评级说明买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘10%以上。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘10%以上。[Table_RatingCompany]广发证券—公司投资评级说明买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘15%以上。增持：预期未来12个月内，股价表现强于大盘5%-15%。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-5%～+5%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘5%以上。[Table_Address]联系我们广州市深圳市北京市上海市香港地址广州市天河区马场路26号广发证券大厦47楼深圳市福田区益田路6001号太平金融大厦31层北京市西城区月坛北街2号月坛大厦18层上海市浦东新区南泉北路429号泰康保险大厦37楼香港德辅道中189号李宝椿大厦29及30楼邮政编码510627518026100045200120-客服邮箱gfzqyf@gf.com.cn[Table_LegalDisclaimer]法律主体声明本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（4号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。[Table_ImportantNotices]重要声明投资对不依据内识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明42/42[Table_PageText]深度分析公用事业广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。本报告所提及证券可能不被允许在某些国家或地区内出售。请注意，投资涉及风险，证券价格可能会波动，因此投资回报可能会有所变化，过去的业绩并不保证未来的表现。本报告的内容、观点或建议并未考虑任何个别客户的具体投资目标、财务状况和特殊需求，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的投资建议。本报告发送给某客户是基于该客户被认为有能力独立评估投资风险、独立行使投资决策并独立承担相应风险。本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任，除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策，如有需要，应先咨询专业意见。广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告。本报告反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表广发证券的立场。广发证券的销售人员、交易员或其他专业人士可能以书面或口头形式，向其客户或自营交易部门提供与本报告观点相反的市场评论或交易策略，广发证券的自营交易部门亦可能会有与本报告观点不一致，甚至相反的投资策略。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断，可随时更改且无需另行通告。广发证券或其证券研究报告业务的相关董事、高级职员、分析师和员工可能拥有本报告所提及证券的权益。在阅读本报告时，收件人应了解相关的权益披露（若有）。本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。[Table_InterestDisclosure]权益披露(1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12个月内并没有任何投资银行业务的关系。[Table_Copyright]版权声明未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。系因此者应当考虑存潜利益冲突而独性产生影响仅容