电力市场化加速，煤电新周期启动[Table_Industry]——电力行业2022年度策略[Table_ReportDate]2022年12月12日请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com2证券研究报告行业研究[Table_ReportType]行业深度研究电电力行业投资评级看好上次评级看好[Table_Author]左前明能源行业首席分析师执业编号：S1500518070001联系电话：010-83326712邮箱：zuoqianming@cindasc.com李春驰能源行业分析师执业编号：S1500522070001联系电话：010-83326723邮箱：lichunchi@cindasc.com信达证券股份有限公司CINDASECURITIESCO.,LTD北京市西城区闹市口大街9号院1号楼邮编：100031[Table_Title]电力市场化加速，煤电新周期启动[Table_ReportDate]2022年12月12日本期内容提要:[Table_Summary][Table_Summary]➢2022年电力回顾：供需趋紧、电价上扬，煤电新一轮建设加速。（1）电力供需情况分析：国内电力供需矛盾激化，缺电范围时段持续扩大。顶峰容量装机增速低于全电源装机增速，以煤电为主的支撑性电源装机占总装机比例逐年下降，是缺电发生的根本原因。2022年叠加极端天气影响，有序用电范围较2021年进一步扩大。（2）电价波动情况分析：市场化改革加速推进，煤电电价持续高位运行。目前电力市场化改革正向纵深推进，现货市场试点运行推进情况较好；随着煤电电量和工商业用户全部进入市场，电力市场交易电价也随之出现上涨，并持续高位运行；辅助服务成本疏导机制明确，费用逐步转向发电企业和市场化用户共同分摊；容量市场仍处于小范围试点开展中。（3）煤电企业经营情况：经营情况边际向好，企业业绩出现分化。2021年以来，动力煤现货价格大幅上涨，导致主要煤电企业均因成本问题出现亏损。2022年以来的电煤长协保供政策落实情况较好，但煤电企业业绩仍出现分化。（4）煤电投资建设情况：政策更加强调安全保供，煤电投资逆势上扬。国家能源政策开始调整，提出“先立后破”，强调能源供给与保障安全。今年尤其是下半年以来，火电投资出现大幅增长，逆转原先下跌趋势。2022年煤电项目核准节奏如我们在《电力“十四五”发展的前瞻性研判》《电力供需形势与展望（还会缺电吗？）》《我国电力市场的价格、机制与投资机会》《缺电常态下煤电建设提速势在必行》多篇研究逻辑中预判的加快，预计预期外新增项目并网时间为2024年左右。➢2023年煤电新周期开启：投资继续加速、业绩有望持续改善。（1）装机需求测算：“十四五”顶峰装机缺口亟待补充，煤电作为兜底保障能源重要性突显。除煤电外，其他电源顶峰容量预计仅不到2亿千瓦，若按“十四五”煤电装机规划为1.5亿千瓦考虑，则“十四五”期间顶峰装机缺口约为0.98~1.19亿千瓦，既有煤电装机规划远不足以满足顶峰容量需求。（2）装机供应情况分析：新核准速度进入上升期，原停缓建部分有望更快恢复建设投运。停缓建项目很多已完成前期可研、立项及相关审批环节，可更快开工，“十三五”煤电停缓建项目总量约1.5亿千瓦。同时2022年煤电项目核准进入快车道，预计今明两年火电将额外新开工1.65亿千瓦。（3）煤电项目投产制约分析：投资决策流程和建设周期限制煤电产能释放节奏。从投资能力看，煤电企业经营情况在2022年转好，投资能力有所恢复，为新一轮煤电投资建设周期启动奠定一定条件基础。从投资意愿看，发电收益的不确定性影响煤电集团加大投资的意愿。因此，煤电的投资建设还需要以辅助服务市场和容量市场为代表的系统调节性补偿市场机制加以驱动。从建设周期看，煤电产能释放存在至少2年以上的建设周期。电力供应短缺的局面不会在近期出现缓解。（4）设备市场空间分析：火电投资建设加速，设备市场迎来机遇期。本轮新增煤电装机规划将扭转火电投资建设持续下滑趋势，带动提振火电设备市场空间扩请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com3大。以“十四五”新增煤电装机规划1.6亿千瓦计，对应锅炉机组投资额约为2324.8亿元，汽轮发电机组投资额约为681.37亿元，热力系统汽水管道投资额约为345.6亿元。（5）煤电灵活性改造：系统调节资源日益稀缺，煤电灵活性改造加速推进。在构建适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统过程中，系统调节资源的稀缺是推动煤电灵活性改造的最强助力。本体改造费用总额范围为44.4~266.4亿元；热电机组额外进行“热电解耦”改造，改造费用总额范围为175.8~829.8亿元。（6）煤电运营商经营形势分析：受益于量价齐升，业绩有望持续改善。煤电企业有望在“十四五”迎来煤电量价齐升，实现亏损状态的持续改善。从电量角度看，煤电电量的新增电量及同比增速依然有望在“十四五”保持增长；从电价角度看，煤电电价有望从电能量、辅助服务补偿和容量补偿三个电价组成部分获益。➢投资建议：（1）受益于电煤保供政策落实和电力市场化改革推进，煤电运营商有望迎来价值重估。受益于电煤中长协保供力度的加强、以及长协煤价格的基本稳定，煤电运营商成本端的压力有望缓解。电量方面，在“十四五”期间全社会用电量仍将保持相对中高速增长的前提下，煤电电量有望保持正增长，煤电企业运营商的销售电量也有望进一步提升；电价方面，伴随着电力市场化改革不断推进、市场化电量占比不断提高、各地现货市场建设和辅助服务市场建设的进一步开展，煤电企业有望从电能量价格上浮、辅助服务收益和容量补偿三个电价组成部分获益。受益标的：国电电力、华电国际、华能国际、粤电力A等。（2）煤电新一轮建设周期启动，设备制造商迎来新增长。由电力供需紧张引起的煤电新一轮投资建设周期启动，新增煤电装机有望同步带动火电设备投资空间的超预期增长。“十五五”期间尖峰负荷需求将有望随新能源的进一步渗透和居民三产用电占比提高而不断提高，顶峰电源的新增装机需求具有较高的可持续性。受益标的：东方电气。（3）高比例新能源渗透带动灵活性资源需求，灵活性改造技术有望受益。立足于新型电力系统长周期持续性的调节需求，煤电灵活性改造有望大幅增长。“十四五”的煤电灵活性改造同时具备“三改联动”政策推动和电力市场化改革加速的经济性推动。中短期来看，灵活性改造有望完成“十四五”规划的2亿千瓦；远期来看，灵活性改造有望覆盖全部在运适改机组，市场空间较大。受益标的：龙源技术、青达环保、西子洁能等。➢风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速不及预期、电力市场化改革推进不及预期、电煤长协保供政策的执行力度不及预期等。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com4目录2022年电力回顾：供需趋紧、电价上扬，煤电建设加速...............................................................61、国内电力供需矛盾激化，缺电范围时段持续扩大.............................................................62、电力市场化改革加速推进，煤电电价持续高位运行.........................................................73、煤电企业经营边际向好，企业业绩出现分化...................................................................134、政策更加强调安全保供，煤电投资逆势上扬...................................................................132023年煤电新周期开启：投资继续加速、业绩有望持续改善.....................................................161、顶峰缺口亟待补充，煤电作为兜底保障电源重要性突显...............................................162、装机新核准加速，原停缓建机组有望更快投运...............................................................183、投资决策流程和建设周期限制煤电产能释放节奏...........................................................204、火电投资加速背景下，设备市场迎来机遇期...................................................................215、系统调节资源日益稀缺，煤电灵活性改造加速推进.......................................................226、受益于量价齐升，煤电运营商业绩有望持续改善...........................................................24投资建议............................................................................................................................................261、受益于电煤保供政策落实和电力市场化改革推进，煤电运营商有望迎来价值重估....262、煤电新一轮建设周期启动，设备制造商迎来新增长.......................................................263、高比例新能源渗透带动灵活性资源需求，灵活性改造技术有望受益............................27风险因素............................................................................................................................................27表目录表1：可用装机容量的测算方法............................................................................................................................6表2：2021-2022年全国电力供需情况总结.....................................................................................................7表3：电力市场化改革重要政策总结..................................................................................................................8表4：电力现货试点进展情况总结.......................................................................................................................9表5：新旧“两个细则”修订与调整内容对比...................................................................................................11表6：能源供给与安全保障政策梳理...............................................................................................................14表7：各地区合理备用率.......................................................................................................................................16表8：最大负荷增速（估算）与全国主要电网最高用电负荷增速对比情况....................................16表9：“十四五”除煤电外其他电源新增顶峰容量测算（万千瓦）.........................................................17表10：“十四五”煤电缺口计算（亿千瓦）.....................................................................................................18表11：2017年全国煤电调控任务落实情况汇总表（万千瓦）............................................................18表12：2022年煤电新增核准项目情况...........................................................................................................19表13：煤电项目建设流程及周期......................................................................................................................21表14：煤电灵活性改造技术路线及成本情况...............................................................................................24表15：重点上市公司估值表................................................................................................................................27图目录图1：“十二五”以来电源装机及顶峰容量发展情况（万千瓦）................................................................6图2：“十二五”以来顶峰容量及全国尖峰负荷情况（万千瓦）................................................................6图3：全国统一电力市场体系................................................................................................................................9图4：2022上半年广东电力市场交易电量情况（亿千瓦时）...............................................................10图5：近五年山西省调机组市场化电量比重变化情况...............................................................................10图6：历年广东电力市场年度合同电量与价差示意图...............................................................................10图7：2022年6月山西电力现货市场日前价格...........................................................................................10图8：2022年1-11月山西电力市场电价情况（元/兆瓦时）...............................................................11图9：2022年1-9月广东电力市场电价情况（元/兆瓦时）.................................................................11图10：火电逐年发电量与平均利用小时数趋势图.....................................................................................12图11：山东电力市场容量补偿政策..................................................................................................................13图12：山东容量补偿峰谷分时系数情况........................................................................................................13图13：电煤现货与长协价格差情况（元/吨）.............................................................................................13图14：部分煤电企业上市公司单季度净利润情况（亿元）...................................................................13图15：近三年火电分月投资额情况（亿元）...............................................................................................15图16：近三年火电逐月累计投资额同比变动（%）...................................................................................15图17：2021-2022年分季度煤电新增核准项目情况（GW）................................................................15图18：2022年1-10月分省煤电项目核准情况（GW）..........................................................................15图19：年最大负荷增速对比................................................................................................................................17图20：年最大负荷增速与顶峰容量（冬季）增速对比（%）................................................................17图21：主要煤电上市公司现金流情况（亿元）..........................................................................................20请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com5图22：国网能源研究院关于未来发电量结构的预测.................................................................................20图23：煤电项目投资组成....................................................................................................................................22图24：煤电项目热力系统投资情况..................................................................................................................22图25：“十二五”至“十四五”火电项目投产情况（万千瓦）.....................................................................22图26：“十三五”-“十四五”火电装机增速对比（%）...................................................................................22图27：2020年煤电机组容量分布情况...........................................................................................................23图28：“十三五”至今灵活性改造相关政策规划...........................................................................................23图29：“十三五”至“十四五”煤电新增电量及增速情况...............................................................................25图30：“十三五”至“十四五”煤电电量占比......................................................................................................25图31：2016年以来动力煤长协价格情况（元/吨）..................................................................................26图32：“十三五”至“十四五”煤电设备利用小时数情况...............................................................................26请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com62022年电力回顾：供需趋紧、电价上扬，煤电建设加速1、国内电力供需矛盾激化，缺电范围时段持续扩大电力系统运行需要实现实时平衡，即同时包括电量平衡和电力平衡。其中，电力平衡用以描述电力系统的瞬时功率供需情况，其要求是：可用装机容量≥最大负荷×（1+备用率）。顶峰容量测算方法如表1所示。当遭遇极寒极热天气，新能源出力不及预期时，局部顶峰装机全部容量亦无法满足尖峰负荷，从而导致缺电问题发生。表1：可用装机容量的测算方法电源类型可用装机容量=装机容量×（1-受阻系数）火电•供热机组受阻系数一般按15%考虑•粗略估计我国火电机组中有一半供热，则火电平均受阻系数按8%考虑水电•常规水电：需要按照丰枯季、调节能力考虑受阻比例，一般丰季受阻系数10%，枯季受阻系数40%•抽水蓄能：受阻系数按0考虑核电•受阻系数按0考虑风电•受阻系数一般按95%考虑太阳能发电•因最大负荷一般出现在晚7-9点左右，此时光伏不再发电，因此受阻系数按100%考虑资料来源：南方能源观察，信达证券研发中心“十三五”以来，我国新增装机容量主要来自于新能源机组。2016~2020年间，新能源新增装机在总新增装机中的占比分别达到40.6%、54.4%、53.6%、50.8%、63.0%。出于对电力供需将在“十三五”期间处于供应过剩的预判，2016年以来国家严控火电新增装机增长，火电项目出现“三个一批”（取消一批、缓核一批、缓建一批）的局面。2016~2020年间，火电新增装机在总新增装机中的占比分别仅达到44.2%、34.8%、31.8%、42.0%、28.8%，增速逐渐放缓。同时，水电剩余可开发裕度不足，核电在2016-2018年间审批建设停滞三年，导致顶峰容量增速持续低于最大负荷增速。2011年-2021年，全电源装机增速年均12.44%，而顶峰容量增速仅为7.37%，且2014年后增速差距逐渐拉大。顶峰容量装机增速低于全电源装机增速，以煤电为主体的支撑性电源装机占总装机比例逐年下降，是缺电发生的根本原因。图1：“十二五”以来电源装机及顶峰容量发展情况（万千瓦）图2：“十二五”以来顶峰容量及全国尖峰负荷情况（万千瓦）资料来源：中电联，信达证券研发中心（注：2022E为2022年1-10月数据）资料来源：Wind，信达证券研发中心（注：2022E为2022年1-10月数据）2021年电力系统顶峰容量已出现不足，多地发生电力系统紧平衡与有序用电。2021年1050000100000150000200000250000201120122013201420152016201720182019202020212022E水电火电核电风电太阳能发电顶峰容量发电装机容量-100040009000140001900060000700008000090000100000110000120000130000140000150000160000剩余顶峰容量裕度（右轴）顶峰容量情况（左轴）全国主要电网最高用电负荷（含备用）（左轴）请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com7月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川等8个省级电网，在部分用电高峰时段采取有序用电措施。6-8月迎峰度夏期间，广东、河南、广西、云南、湖南、贵州、江西、蒙西、浙江、重庆、陕西、湖北等12个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。2022年叠加极端天气影响，有序用电范围进一步扩大。8月全国有21个省级电网用电负荷创新高，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势尤为紧张。表2：2021-2022年全国电力供需情况总结2021年迎峰度冬2021年迎峰度夏2022年迎峰度冬2022年迎峰度夏华中湖南、江西有序用电湖南、江西、河南、湖北有序用电江西、湖南紧平衡湖北有序用电华南-广东、广西有序用电--西南四川有序用电贵州、云南、重庆有序用电四川、重庆、贵州紧平衡四川重庆有序用电华北蒙西有序用电蒙西有序用电--华东江苏、浙江、安徽有序用电浙江有序用电上海紧平衡浙江、安徽、江苏有序用电东北----西北新疆有序用电陕西有序用电--资料来源：中电联，信达证券研发中心2、电力市场化改革加速推进，煤电电价持续高位运行2021年缺电至今，国家开始加快推动电力市场化改革向纵深推进。2021年10月，国家发改委印发《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），推动燃煤发电量全部进入电力市场，并将煤电“基准价+上下浮动”的浮动范围扩大至上下浮动20%（高耗能不受20%比例限制），同时推动工商业用户全部进入电力市场，暂未进入市场的用户由电网企业代理购电。2022年1月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改[2022]118号），提出2025年初步建成全国统一电力市场体系，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；2030年基本建成全国统一电力市场体系，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。今年以来，现货市场建设推进节奏较快。2022年2月，国家发改委能源局联合发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改）[2022]129号），对现货市场建设推进节奏提出“第一批试点地区原则上2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。2022年6月底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行”的落地运行要求。同时，《通知》提出加快推动电力资源与负荷加快进入现货市场，包括新能源、储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体、增量配电网、微电网等新型市场主体。11月，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》。其中，《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》明确了集中式电力市场模式下的主要市场规则；《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》规定了监管机构对于各类市场成员的监管内容以及监管流请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com8程。电力现货市场自此由试点性质的分省试验迈入全国性全面推广的阶段。表3：电力市场化改革重要政策总结时间相关政策主要内容2021.10《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》•燃煤发电量和10kV以上工商业用户全部进入电力市场•煤电“基准价+上下浮动”的浮动范围扩大至上下浮动20%（高耗能不受20%比例限制）2022.01《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》•2025年初步建成全国统一电力市场体系：电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高；有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；•2030年基本建成全国统一电力市场体系：适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行；新能源全面参与市场交易2022.02《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》•第一批试点地区原则上2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。2022年6月底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行•加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场。引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体、增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场•加快推动用户侧全面参与现货市场交易；有序推动新能源参与市场交易。2022.11《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）》•按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省/区域现货市场•加强中长期市场与现货市场的衔接，推动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导•稳妥有序推动新能源参与电力市场，并与现有新能源保障性政策做好衔接•推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易•各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制资料来源：国家发改委，国家能源局，北极星售电网，信达证券研发中心我国电能量市场呈现出“双轨制”的特征。“计划轨”代表仍然采用优先发电电量，沿用政府定价体系，由各省市发改委核定不同电源的上网电价和不同用户的销售电价，由电网公司继续进行统购统销的情况。“市场轨”代表在电能量部分，工商业用户与发电企业通过中长期合同和现货市场直接对话竞价，形成市场化电价的情况。目前，中长期电力交易市场已在全国普遍建立。现货市场中，第一批8个试点地区（南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）已于2022年6月底启动长周期结算试运行，第二批6个试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）已于2022年7月底前启动模拟试运行。从整体交易情况看，2022年1-10月，全国各地电力交易中心累计组织完成市场交易电量43102.4亿千瓦时，占全社会用电量比重为60.1%。相比于2021年全年市场化交易电量占比45.5%提高14.6pct。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com9图3：全国统一电力市场体系资料来源：国家发改委，信达证券研发中心表4：电力现货试点进展情况总结省份结算试运行时间省份试运行时间广东第一批，2021.11.1长周期结算试运行辽宁第二批，2022.6模拟试运行山东第一批，2022.1.1长周期结算试运行安徽第二批，2022.3模拟试运行山西第一批，2021.4.1长周期结算试运行湖北第二批，2022.7模拟试运行浙江第一批，2022.3.1长周期结算试运行河南第二批，2022.6模拟试运行甘肃第一批，2022.5.1长周期结算试运行江苏第二批，2022.7.1结算试运行蒙西第一批，2022.6.1长周期结算试运行上海第二批，2022.7.22模拟试运行福建第一批，2020.8.18长周期结算试运行四川第一批，2021.12长周期结算试运行资料来源：信达证券研发中心整理首批试点中，广东和山西作为起步较早、发展较快的电力现货市场试点，分别于2022年11月11日和3月31日完成年度长周期结算试运行。截止至2022年上半年，广东电力市场共有44345家市场主体，包括124家发电企业和145家售电公司。从交易品种看，广东电力市场现已在市场内部同时开展中长期市场交易（包括年度交易，月度交易，市场合同转让交易和周交易），现货市场交易（日前现货市场和实时现货市场），可再生绿电交易和请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com10代理购电交易。截止至2021年底，山西电力市场共有11051家市场主体，包括448家发电企业，308家省内售电公司和221家跨省售电公司。从交易品种看，山西电力市场在组织年度、季度、月度等常规中长期交易的基础上，创新开展旬度和日度中长期交易，实现中长期按日开市的精细市场交易。图4：2022上半年广东电力市场交易电量情况（亿千瓦时）图5：近五年山西省调机组市场化电量比重变化情况资料来源：广东电力市场2022年半年报告，信达证券研发中心资料来源：山西2021年电力市场交易报告，信达证券研发中心在改革初期，电力市场中的中长期合同成交价与现货市场价格相比于当地原先燃煤标杆电价均出现一定下降，广东电力市场中的中长期合同均价就出现2017~2021年连续5年的负价差，电力市场化改革在初期不断向发用双方释放红利，但同时也形成了电力供给过剩，“电改=降电价”的错误预期。2021年全国大范围缺电扭转了社会对于电价“只跌不涨”的认识。山西等现货市场较为完备的地区，电价可以在较大范围内实现浮动，及时反映电力供需形势。图6：历年广东电力市场年度合同电量与价差示意图图7：2022年6月山西电力现货市场日前价格资料来源：广东电力市场2021年年度报告，信达证券研发中心资料来源：泛能网电力交易微信公众号，信达证券研发中心“1439”号文出台后，随着煤电电量和工商业用户全部进入市场，电力市场交易电价也随之出现上涨，并持续高位运行。山西月度滚动交易加权价和日前/实时月度现货结算点均价分别于3月和5月超过煤电基准价；广东中长期均价今年以来持续高于煤电基准价，现货结算点均价在2~3月和6月后都出现高于煤电基准价的大幅上涨。代购电600.330%中长期电量1360.6868%现货电量40.022%010203040506070809005001000150020002500300020172018201920202021市场化电量（亿千瓦时）上网总电量（亿千瓦时）占比（%）-100-80-60-40-2002040050010001500200025003000201720182019202020212022年度合同电量（亿千瓦时）价差（厘/千瓦时）020040060080000.050.10.150.2标的日总成交量（亿千瓦时）（左轴）标的日加权成交价格（元/兆瓦时）（右轴）日前价格（元/兆瓦时）（右轴）请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com11同时，工商业用户电价已经出现分门别类的上涨。根据国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%的限制。电网代理购电业务对高耗能企业提出“原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格为电网企业代理购电价格的1.5倍”的规定。2022年5月，浙江省发改委能源局联合发布《关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿）》，对部分符合条件的高耗能企业电价提高0.172元/kWh。图8：2022年1-11月山西电力市场电价情况（元/兆瓦时）图9：2022年1-9月广东电力市场电价情况（元/兆瓦时）资料来源：泛能网，信达证券研发中心资料来源：泛能网，信达证券研发中心辅助服务市场方面，立足于新版“两个细则”，辅助服务成本逐步向用户和新能源机组疏导转移，费用由发电企业和市场化用户共同分摊。2021年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》（国能发监管规[2021]60号）、《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）（新版“两个细则”），用以替代2006年发布的《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号(旧版“两个细则”)。本次修订与调整主要体现在扩大主体范围，丰富交易品种，完善补偿机制和形成价格传导四个方面，理顺辅助服务补偿和分摊机制，并推动辅助服务费用分摊向用户侧和未提供服务的发电单元传导。随着新版“两个细则”出台，基于“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”的市场化公平原则下，原先的辅助服务费用火电机组全部分摊的情况将有所改变。分摊成员和电量范围扩大后，火电机组分摊的辅助服务费用将有望下降；新版“两个细则”明确用户侧资源的市场主体地位，用户侧可调节负荷可参加的服务种类包括调频、备用、需求响应等，政策壁垒有望加速破除；同时，新版“两个细则”利好储能等可调节负荷；新能源发电分摊的辅助服务费用将有所扩大，收益率存在下行压力。表5：新旧“两个细则”修订与调整内容对比修订与调整主题旧版新版扩大主体范围并网发电厂（不含储能、抽水蓄能及用户侧资源）发电侧并网主体：火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂可调节负荷：新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂丰富交易品种基本辅助服务：一次调频、基本调峰、基本无功调节有偿辅助服务：自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、备有功平衡服务：调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡无功平衡服务：自动电压控制、调相运行事故应急及恢复服务：稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑2002503003504004505005501月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月月度滚动交易加权价基准价月度日前现货结算点电价月度实时现货结算点电价3004005006007008009001月2月3月4月5月6月7月8月9月中长期均价日前现货结算点均价实时现货结算点均价燃煤电价基准价请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com12用、黑启动启动服务完善补偿机制按照补偿成本和合理收益的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿将相关考核费用按贡献量大小对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿。固定补偿方式：确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素，按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度市场化补偿形成机制：考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格形成价格传导“补偿成本+合理收益”费用来源：主要来源于辅助服务的考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊；“按贡献量大小补偿”费用：包括辅助服务的考核费用、非计划停运的考核费用、日发电计划偏差的考核费用。为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，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。为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。资料来源：国家能源局，法律图书馆，信达证券研发中心容量补偿部分，在新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，由于新能源出力存在随机性、波动性和间歇性，单一依赖新能源无法做到对传统机组的顶峰容量替代。因此，煤电等常规能源的系统角色将逐步从电力电量保障的主体电源转变为以电力支撑为主、电量供应为辅的备用保障电源。在这一过程中，煤电等常规电源的发电利用小时数将不断下滑，因此难以仅通过电能量市场的收入回收固定投资成本。容量电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段，有望随着电力市场机制的改革，作为独立的电价组成部分纳入电价体系内。图10：火电逐年发电量与平均利用小时数趋势图资料来源：中电联，中国电力知库，信达证券研发中心目前已经开展容量补偿市场的地区仅有山东。2020年4月山东省发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》（鲁发改价格〔2020〕622号），开始向用户征收每千瓦时0.0991元（含税）的容量补偿费用。2022年11月，国网山东电力公司会同山东电力交易中心发布《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，在容量补偿费用收取部分引入深谷和尖峰系数及执行时段，以市场化机制手段通过调节容量收费时段来调节电力供需。50%55%60%65%70%75%80%85%90%95%350037003900410043004500470049005100530055002010A2011A2012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A2019A2020A2021火电平均利用小时数火电发电量占比请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com13图11：山东电力市场容量补偿政策图12：山东容量补偿峰谷分时系数情况资料来源：山东省发改委，信达证券研发中心资料来源：北极星储能网，信达证券研发中心3、煤电企业经营边际向好，企业业绩出现分化自2021年一季度开始，动力煤现货价格大幅上涨，并在三季度突破2000元/吨以上。据我们测算，以“1439”号文发布后，全国平均煤电电价按最大上浮空间20%计（即0.4397元/kWh），能够实现盈亏平衡的平均煤炭价格大约为875元/吨左右（秦皇岛港5500K），远不足以覆盖动力煤现货价格上涨情况。受电煤成本大幅拖累业绩，2021年四季度主要煤电上市公司净利润均出现大幅亏损。2021年12月，国家发改委经济运行局发布《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿)》，要求发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。2022年2月，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），规定秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格范围为每吨570~770吨（含税）。自此，2022年电煤以长协“既保量又保价”实质上进入了行政化保供状态。随着发改委加大电煤长协保供力度，提出“严格落实三个100%（即合同签约率、履约率、价格政策执行情况）”，电煤长协覆盖率和履约率不断上行，煤电企业经营情况边际向好。但由于电煤长协保供政策在部分企业存在落实不到位的情形，煤电企业业绩出现分化。图13：电煤现货与长协价格差情况（元/吨）图14：部分煤电企业上市公司单季度净利润情况（亿元）资料来源：Wind，信达证券研发中心资料来源：Wind，信达证券研发中心4、政策更加强调安全保供，煤电投资逆势上扬00.511.522.501234567891011121314151617181920212223春夏秋冬-604409401440194005001,0001,5002,0002,5003,000现货与长协价差（右轴）秦皇岛动力煤现货价格（左轴）电煤长协价格（左轴）中国沿海电煤采购价格指数（左轴）-150.00-100.00-50.000.0050.00100.00大唐发电华能国际国电电力华电国际粤电力A请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com14“十三五”期间，因国家发改委等16部委联合印发的《关于推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险的意见》，煤电投资建设速度骤降。《意见》提出“‘十三五’期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内”。2020年，全国煤电实际装机为10.8亿千瓦，煤电停缓建政策执行效果明显。煤电项目的停缓建同时也导致了电力系统顶峰容量裕度的快速消耗，进而引发“十四五”期间的电力供需紧缺问题。自2021年缺电频发以来，国家能源政策开始出现调整。从政策角度看，2021年7月中共中央政治局首次指出“先立后破”，强调能源供给与保障安全。2022年8月四川缺电发生后，国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作中提到，国家能源局已开始逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。2022年10月“二十大”报告再次强调“先立后破”，有计划分步骤实施碳达峰行动。高频次高规格多场合的强调代表政策向能源供应保障安全的方向调整。表6：能源供给与安全保障政策梳理时间会议/政策主要内容2021.07.30中央政治局会议坚持全国一盘棋，纠正运动式“减碳”，先立后破2021.12.10中央经济工作会议传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合2022.1.24中共中央政治局第三十六次集体学习强调先立后破。要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系2022.1.29《“十四五”现代能源体系规划》统筹发展和安全，坚持先立后破、通盘谋划，以保障安全为前提构建现代能源体系，不断增强风险应对能力，确保国家能源安全2022.3.5《政府工作报告》“双碳”目标是全国来看的，哪里减，哪里清零，哪里还能保留，甚至哪里要作为保能源的措施还要增加，都要从全国角度来衡量。不能把手里吃饭的家伙先扔了2022.8.20《国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置》开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，按照“适度超前”原则做好“十四五”电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。其具体措施包括，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运2022.10.16第二十次全国代表大会：《高举中国特色社会主义伟大旗帜，为全面建设社会主义现代化国家而团结奋斗》立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动资料来源：信达证券研发中心整理从投资额角度看，受2021年下半年以来缺电情况推动，自2021年四季度以来，火电投资额逆转持续多年的下跌趋势，迎来上升拐点。2020年以来，火电投资同比情况持续下降，至2021年也仅有微弱回升。今年尤其是下半年以来，火电投资出现大幅增长，逆转原先下跌趋势，累计同比持续攀升，增速逐月提高。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com15图15：近三年火电分月投资额情况（亿元）图16：近三年火电逐月累计投资额同比变动（%）资料来源：中电联，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心从项目核准情况看，2022年煤电项目核准节奏超预期加快。自2021年初“碳达峰-碳中和”行动目标公布以来，煤电项目核准进入相对停滞状态，2021年2-3季度累计核准煤电项目装机容量约3.3GW。然而，2021年9月底限电事件发生后，煤电项目核准重新提速，2021年四季度核准项目装机达11GW。煤电项目核准的快速节奏在2022年持续保持。2022年第三季度核准煤电项目装机28.7GW，10月单月新增核准项目装机15.12GW，煤电项目核准步入快车道。从2022年煤电项目核准情况看，煤电新增核准项目主要集中在广东、江苏、浙江等沿海经济发达省份；同时，安徽、江西、贵州、湖南等华中缺电情况较为严重的地区也有部分新增装机项目核准。根据“十三五”火电新增装机情况及“十四五”新增装机情况预估，考虑到火电装机2~4年的产能周期，“十三五”对煤电项目的停缓建政策遏制效果已于“十四五”前半段显现。根据近五年来火电投产情况，我们预计今明两年可各投产的火电新增装机为4000万千瓦/年左右；而从2021年开始的煤电项目新增潮的效果将体现在“十四五”后期，核准加速阶段的增量煤电机组有望于2024年左右实现并网投产。图17：2021-2022年分季度煤电新增核准项目情况（GW）图18：2022年1-10月分省煤电项目核准情况（GW）资料来源：信达证券研发中心整理资料来源：信达证券研发中心整理0204060801001201401601~2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月202020212022-60-40-2002040608005101520253035024681012141618广东江苏安徽浙江江西贵州湖南广西福建河北陕西湖北请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com162023年煤电新周期开启：投资继续加速、业绩有望持续改善1、顶峰缺口亟待补充，煤电作为兜底保障电源重要性突显顶峰电力供需平衡的定义是：各种电源装机的累计顶峰容量（能在各种工况下稳定出力的电源装机容量），扣除备用后，大于或等于尖峰负荷。顶峰容量计算方式如表1所示，备用率参考《国家能源局关于发布2023年煤电规划建设风险预警的通知》（国能发电力〔2020〕12号）中提出的合理备用率，全国平均水平约为13%。表7：各地区合理备用率地区合理备用率地区合理备用率黑龙江13%湖北14%吉林13%湖南14%辽宁13%江西14%内蒙古15%四川14%北京15%重庆15%天津15%上海15%河北13%江苏12%山东13%浙江12%山西13%安徽12%陕西13%福建12%甘肃13%广东13%青海13%广西13%宁夏15%云南13%新疆15%贵州13%河南14%海南20%资料来源：国家能源局，信达证券研发中心尖峰负荷方面，由于第三产业和城乡居民用电量占比逐步提高，两部分用电量受季节性影响更大（工业用电则相对平稳），最大负荷增速会高于全社会用电量增速，经验值约为1个百分点。对比最大负荷增速（基于用电量增速+1%的估算值）和全国主要电网合计最高用电负荷来看，“十三五”至今相似度较高，因此以最大负荷增速（估算）作为对年最大负荷增速的估计。2021年全国最高用电负荷为11.92亿千瓦，出现于“迎峰度夏”；2022年国家电网已出现的最高负荷为10.69亿千瓦，南方电网已出现的最高负荷为2.23亿千瓦，合计12.92亿千瓦。表8：最大负荷增速（估算）与全国主要电网最高用电负荷增速对比情况年份全社会用电量增速最大用电负荷增速（估计）全国主要电网最高用电负荷增速20125.466.462.4920137.498.4918.1720143.84.82.5520150.51.50.332016567.6820176.67.67.8020188.59.57.32请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com1720194.55.55.9820203.14.12.26202110.311.310.64资料来源：Wind，信达证券研发中心图19：年最大负荷增速对比图20：年最大负荷增速与顶峰容量（冬季）增速对比（%）资料来源：Wind，信达证券研发中心资料来源：Wind，信达证券研发中心顶峰容量方面，“十四五”期间除煤电外，预计其他电源顶峰容量合计仅不到2亿千瓦。•水电、抽蓄、核电等建设期较长的电源资源，只有“十三五”已开工的项目有望在“十四五”期间实现并网投产。其中，水电按“十三五”在建项目计，预计“十四五”期间投产容量约5000万千瓦；抽水蓄能按《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》计，“十四五”期间投产容量约3000万千瓦，核电按《“十四五”现代能源体系规划》计，“十四五”期间投产容量约2000万千瓦。•电化学储能按照《储能产业研究白皮书2021》计，“十四五”投产规模约3000万千瓦。•根据近五年来气电装机投产情况，“十四五”期间气电装机预计新增5000万千瓦左右。•风光新能源装机保守估计，“十四五”期间年均新增装机150GW，其中风电与太阳能发电装机占比为4:6。由此计算得到：“十四五”期间除煤电以外的其他电源共计装机9.6亿千瓦，但顶峰容量预计仅新增1.986亿千瓦，其中2021年已并网顶峰容量4090万千瓦，预计2022-2025年期间，除煤电外剩余可顶峰容量仅剩1.58亿千瓦。表9：“十四五”除煤电外其他电源新增顶峰容量测算（万千瓦）水电抽水蓄能核电气电其他火电储能风电光伏合计新增装机500030002000500030003000300004500096000受阻系数（冬季）40%008%8%095%100%-新增顶峰容量30003000200046002760300015000198602021已并网容量23495203406398082524757549315158已并网顶峰容量1409.4520340587.88743.36252237.8504090.49剩余顶峰容量1590.6248016604012.122016.6427481262.15015769.51-5051015202012201320142015201620172018201920202021全社会用电量增速（%）最大用电负荷（估计）（%）全国主要电网最高用电负荷增速（%）0246810122012201320142015201620172018201920202021顶峰容量增速（%）最大用电负荷增速（估计）（%）请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com18建设时长建设期≥5年1.5~2年≈不能顶峰资料来源：中电联，信达证券研发中心据国网能源研究院，“十四五”煤电装机规划原为1.5亿千瓦。2021年煤电已投产2900万千瓦，因此按原定规划2022-2025年煤电剩余装机仅为1.21亿千瓦左右。假设“十四五”期间GDP平均增速为4.5%，电力消费弹性系数假设为1.2，则“十四五”期间平均用电量增速约为5.4%，尖峰负荷增速预计为6.4%。若按“十四五”煤电装机规划仅为1.5亿千瓦考虑，在需求侧响应可以覆盖最大5%的尖峰负荷的假设下，可以得到“十四五”期间煤电装机缺口约为0.99亿千瓦；若不考虑需求侧响应，则煤电装机缺口约为1.20亿千瓦。因此，按原先规划的“十四五”煤电装机规模远不足以满足顶峰容量的需求，存在明显缺口。表10：“十四五”煤电缺口计算（亿千瓦）尖峰负荷增速：6.4%新增用电负荷其他电源顶峰容量煤电装机需求“十四五”剩余四年煤电装机规划煤电装机缺口100%满足3.791.582.411.211.2095%满足3.601.582.201.210.99资料来源：信达证券研发中心整理2、装机新核准加速，原停缓建机组有望更快投运煤电停缓建分析：停缓建项目很多已完成前期可研、立项及报建审批环节，可更快开工。2016年4月，国家发改委能源局联合发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》（发改能源[2016]565号），提出建立煤电规划建设风险预警机制，严控煤电新增规模，以及煤电“取消一批、缓核一批、缓建一批”的“三个一批”政策。2016年9月，国家能源局发布《关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知》（国能电力[2016]244号），落实“取消一批”政策，并公布总量1240万千瓦的煤电项目取消清单。11月，国家发改委能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》，提出“‘十三五’期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，到2020年全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内”的目标。2017年政府工作报告《全国煤电调控任务落实情况汇总表》中，明确全国各省市第一批具体的煤电关停、停建和缓建容量指标，其中落后关停共计512万千瓦，停建4172万千瓦，缓建6463万千瓦，停缓建合计10635万千瓦。至此已披露的煤电停缓建项目已达11875万千瓦，接近总量1.5亿千瓦的目标。煤电项目正式开工前，需要煤电企业在完成相关可行性研究及其他报建材料后进行42项报建审批，设计部门包括住房城乡建设部门、交通运输部门、国土资源部门、水利部门、海洋部门、环境保护部门等，所耗时间较长。而煤电停缓建项目很多已完成部分报建审批流程，在政策变动时可更快开工。表11：2017年全国煤电调控任务落实情况汇总表（万千瓦）省份落后产能关停规模违规停建规模推迟缓建规模省份落后产能关停规模违规停建规模推迟缓建规模全国512.12541726463河南31120580北京84.500湖北24.30438天津8600湖南000请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com19河北17.40470广东27448200山西501608746广西02700内蒙古3.6386633海南27.600辽宁10.50210重庆2.400吉林000四川00200黑龙江150155贵州00198上海500云南0030江苏27.77500陕西020270浙江6.600甘肃1014035安徽40.75096青海00202福建00664宁夏00936江西0200200新疆40204264山东2.75940兵团00136资料来源：全国煤电调控任务落实情况汇总表，信达证券研发中心煤电项目新增核准分析：新增开工容量较大，煤电项目核准进入快车道2022年8月四川缺电发生后，国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作中提到国家能源局已开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，按照“适度超前”原则做好“十四五”电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。具体措施包括，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。据界面新闻报道，今年9月，国家发改委召开了煤炭保供会议，提出今明两年火电将新开工1.65亿千瓦。新增开工项目容量较大，与“十四五”煤电预计装机几乎相当。假设“十三五”煤电项目停缓建容量1.5亿千瓦，已在原先“十四五”煤电项目规划中释放1亿千瓦，则目前处于停缓建状态的煤电项目约为5000万千瓦。作为已经完成或大部完成报建审批流程的项目，目前可直接开工的计划外煤电项目约为5000万千瓦左右。从项目新增核准情况看，目前已公开披露的2022年煤电新增项目核准总量为6206万千瓦，其中2022年三季度和10月份合计新增核准4382万千瓦。表12：2022年煤电新增核准项目情况省份项目名称装机量（MW）核准时间省份项目名称装机量（MW）核准时间浙江国能浙江舟山发电厂三期2660MW扩建工程项目13201月安徽安徽钱营孜发电有限公司二期扩建项目10008月广西北海电厂二期（2×660MW）扩建工程项目13201月安徽潘集电厂二期超超临界燃煤机组项目266013209月浙江浙能六横电厂二期工程21000MW20002月广东茂名博贺电厂3、4号2100020009月湖南大唐华银株洲退城进郊2100万千瓦煤电项目20002月贵州盘南2660低热值煤资源综合利用发电项目13209月安徽国能神皖池州电厂二期扩建工程项目266013203月新疆巴州地区若羌县2350热电联产项目7009月湖南陕煤石门2660MW燃煤发电工程升级替代项目13203月贵州贵州六盘水市大湾2660低热值（CFB)煤电项目13209月福建国能（福州）热电有限公司二期（2×660MW）超超临界热电联产工程13205月江苏华能太仓2100020009月湖北华润电力蒲圻三期5号机1×1000MW项目10006月江苏国家能源常州2100020009月请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com20江苏国信滨海港2100020006月江苏国信沙洲2100020009月浙江华润电力温州电厂3号机组100010006月河北国电电力廊坊热电2350热电联产项目7009月湖北国能长源汉川四期扩建工程7号机组10006月广东陆丰甲湖湾电厂3、4号机组扩建项目2100020009月贵州盘江普定2×660燃煤发电项目13206月江西江西上饶发电厂21000超超临界机组新建工程20009月福建福建惠安泉惠发电有限责任公司泉惠石化工业区2×660MW超超临界热电联产工程（2号机组）项目13206月河北定州电厂三期2660机组扩建工程132010月广东粤电大埔电厂二期2100020008月广东阳西电厂二期工程21240248010月安徽淮北国安电厂二期扩建工程项目266013208月广东粤电惠来电厂5、6号机组21000200010月江西江西神华九江发电公司21000二期扩建工程20008月广东国能清远电厂二期21000200010月广西国投钦州电厂三期3、4号机组项目266013208月陕西黄陵店头电厂二期21000机组扩建项目200010月广东华能海门电厂5、6号机组项目2100020008月安徽淮南中煤毛集电厂2660132010月广东华润电力海丰电厂1100010009月安徽安徽淮南平圩电厂四期21000200010月广东国粤韶关综合利用发电扩建项目17007008月江苏华能南通（通州湾）21000200010月资料来源：全国煤电调控任务落实情况汇总表，信达证券研发中心3、投资决策流程和建设周期限制煤电产能释放节奏从投资能力角度看，“十三五”期间，主要煤电企业营收情况较为稳定，现金流实现小幅微涨。但2021年煤价上涨导致煤电企业业绩承压严重，现金流遭受明显重创，再投资能力受到较大影响。随着电煤保供政策的不断落实，煤电企业经营情况在2022年转好，投资能力有所恢复，为新一轮煤电投资建设周期启动奠定一定的条件基础。从投资意愿角度看，在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统形势下，煤电将逐步为新能源发电出让电量空间，煤电电量占比将会逐渐减少，并网运行寿命达30年以上的煤电机组将会面临发电利用小时逐年下降的可能情况，进而影响煤电项目的投资收益。发电收益的不确定性影响煤电集团加大投资的投资意愿。在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，煤电机组的定位将从过去的主体电源向支撑性、调节性电源定位转变。因此，煤电的投资建设还需要以辅助服务市场、容量市场为代表的系统调节性补偿市场机制加以驱动。图21：主要煤电上市公司现金流情况（亿元）图22：国网能源研究院关于未来发电量结构的预测资料来源：Wind，信达证券研发中心资料来源：《中国能源电力发展展望2020》，信达证券研发中心-100010020030040050020152016201720182019202020212022Q3华能国际华电国际大唐发电国电电力粤电力A请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com21从建设周期的角度看，煤电机组项目从开工建设到最终并网投产，需要完成厂房浇筑、设备吊装、锅炉点火调试等一系列流程后才可并网发电，大约耗时将近20个月。除此之外，新增煤电项目还需要完成准备相关材料，集团内部投资决策，及项目报建审批等一系列前期工作，所需时间更久。因此，煤电产能释放存在至少2年以上的建设周期。即使现在开始加速煤电项目审批，煤电项目新开工1.6亿千瓦的项目预计最早也是在“十四五”末期才能真正投产运营，电力供应短缺的局面在短期内缓解难度较大。表13：煤电项目建设流程及周期步骤序号工程项目当期耗时（月）1主厂房浇筑混凝土开始2锅炉钢结构吊装33烟囱外筒施工34钢煤斗&锅炉板吊装15主厂房到顶，汽机平台交安16汽机台板就位17锅炉水压试验48汽机扣盖完成，厂用电受点完成19锅炉动力场实验，锅炉酸洗完成210锅炉点火冲管111机组并网发电试运行112机组移交生产113总计19资料来源：信达证券研发中心整理4、火电投资加速背景下，设备市场迎来机遇期从单个煤电项目的投资情况来看，以某个两台百万千瓦超超临界空冷煤电机组项目为例，工程总静态投资约为66.9亿元，折合单位投资3343元/kW。从成本组成来看，煤电主辅生产工程占静态投资额比重达86.1%，其中热力系统占静态投资额比重达49.39%，是煤电项目投资的最主要部分。从设备投资角度看，煤电机组项目的锅炉机组、汽轮发电机组和热力系统汽水管道三部分的投资额较高，排在热力系统投资费用前三位。其中，锅炉机组投资额约为15.25亿元，折合单位投资1453元/kW；汽轮发电机组投资额约为8.52亿元，折合单位投资425.86/kW；热力系统汽水管道总投资额约为4.33亿元，以总汽水质量5770吨计，折合单位投资7.5万元/吨。因此，若以“十四五”新增煤电装机规划1.6亿千瓦计，对应锅炉机组投资额约为2324.8亿元，汽轮发电机组投资额约为681.37亿元，热力系统汽水管道投资额约为345.6亿元。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com22图23：煤电项目投资组成图24：煤电项目热力系统投资情况资料来源：某煤电项目投资概算表，信达证券研发中心资料来源：某煤电项目投资概算表，信达证券研发中心图25：“十二五”至“十四五”火电项目投产情况（万千瓦）图26：“十三五”-“十四五”火电装机增速对比（%）资料来源：中电联，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心相比于“十三五”火电新增装机较“十二五”出现大幅下滑的情况，本轮新增煤电装机规划将扭转火电投资建设持续下滑趋势，带动提振火电设备市场空间扩大。中短期来看，新增煤电装机有望同步带动火电设备投资空间超预期增长。若以“十四五”新增煤电装机规划1.6亿千瓦计，“十四五”新增煤电装机将达3.1亿千瓦左右，较“十三五”同比增速达32.37%。长期来看，“十五五”期间尖峰负荷需求将有望随新能源的进一步渗透和居民三产用电占比提高而不断提高，顶峰电源的新增装机需求依旧长久存在，新能源顶峰能力不足、其余顶峰电源产能周期较长的逻辑依然成立。为满足顶峰负荷需求，煤电装机仍有望存在发展空间。煤电设备市场空间仍有望进一步扩大和持续。5、系统调节资源日益稀缺，煤电灵活性改造加速推进煤电灵活性改造起源于2016年，国家能源局于6月和7月分别遴选22个煤电灵活性改造试点项目，总容量合计约1700万千瓦，其主要目的在于实现煤电机组深度调峰，提高系统调峰和新能源消纳能力。同年，《电力发展“十三五”规划》提出：“十三五”期间热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦左右，共计2.2亿千瓦，改造完成后，将增加调峰能力4600万千瓦，其中“三北”地区增加4500万千瓦。但最终改造效果不及预期，实际完成的改造量约为6000万千瓦。2021年国家发改委能源局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》（发改运行〔2021〕49%5%1%1%10%6%5%3%2%4%1%8%3%2%热力系统燃料供应系统除灰系统水处理系统供水系统电气系统热工控制系统脱硫系统脱硝系统附属生产工程与厂址有关单项工程其他费用基本预备费特殊项目0102030405060024681012141618投资额（亿元）（左轴）占比（%）（右轴）0100020003000400050006000700080009000第一年第二年第三年第四年第五年“十二五”“十三五”“十四五”（预估）-40-20020406080100120第一年第二年第三年第四年第五年“十三五”火电装机增速“十四五”火电装机增速（预估）请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com231519号）提出：煤电机组“十四五”期间完成2亿千瓦改造，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，对应2亿千瓦机组提升15%-20%的调节能力。纯凝工况最小发电出力达到35%额定负荷，采暖热电机组最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力。在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统背景下，新能源渗透率不断提高带来系统调节能力需求提高。在构建适应新能源占比逐步提升的新型电力系统过程中，系统调节资源的稀缺是推动煤电灵活性改造的最强助力。同时，随着电力市场化改革的不断推进，各地逐步建立以竞价交易及共同分摊为核心的调峰辅助服务市场机制，调峰辅助服务的价值逐步被市场成员所认可。最后，在“碳达峰-碳中和”的能源转型背景下，煤电在电力系统的功能定位将从主体性电源加快向支撑性、调节性电源转变。保障电力系统安全和新能源消纳，需要煤电进行大量的灵活性改造。图27：2020年煤电机组容量分布情况图28：“十三五”至今灵活性改造相关政策规划资料来源：信达证券研发中心资料来源：国家发改委，信达证券研发中心目前，煤电灵活性改造的技术路线根据改造机组和实现目的不同，可分为纯凝机组改造和热电机组改造。纯凝机组无供热需求，仅需针对锅炉本体进行改造；热电机组存在供热需求，需要在调节电力出力的同时保证供热，除锅炉本体需要改造外还需额外加装装置，实现“热电解耦”。锅炉本体改造即为燃烧、制粉系统改造和宽负荷脱硝改造，可使煤电机组负载率最低降至20%，总改造成本约为1000万~2000万元/台。热电机组改造可选择技术路线包括热水蓄热，固体电蓄热锅炉，以及电极式锅炉+热水蓄热等，改造效果和成本根据技术路线不同而有所差异。“十三五”期间，作为灵活性改造的试点机组容量多为30万千瓦~60万千瓦。2020年存量煤电机组30万千瓦和60万千瓦共计7.6亿千瓦。假设每台煤电机组平均额定功率为45万千瓦，《全国煤电机组改造升级实施方案》中提及“十四五”完成灵活性改造2亿千瓦为基本场景；以存量30万千瓦和60万千瓦煤电机组，改造80%，退役20%为理想场景，同时假设纯凝机组和供热机组各占总容量一半，热电机组改造平均新增调峰能力为20%。则煤电灵活性改造的市场投资空间为：•本体改造覆盖全部煤电灵活性改造，则基本场景改造费用总额为44.4~88.8亿元（对应“十四五”市场空间），理想场景改造费用为133.2~266.4亿元（对应远期市场空间）。•热电机组额外进行“热电解耦”改造，不同技术路线改造成本范围在879~1383元/kW10万千瓦以下13%10万-30万千瓦6%30万-60万千瓦33%60万-100万千瓦37%100万千瓦以上11%请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com24（单位新增调峰能力改造成本），则基本场景改造费用总额为175.8~276.6亿元（对应“十四五”市场空间），理想场景改造费用为527.4~829.8亿元（对应远期市场空间）。表14：煤电灵活性改造技术路线及成本情况机组类型改造路线达成效果成本分析纯凝机组改造锅炉本体改造：燃烧、制粉系统改造、宽负荷脱硝改造•最低负载率可达20%•总费用1000~2000万元/台热电机组改造热水蓄热:实现“热电解耦”•最低负载率从60%～70%降至30%～50%•额定负荷调峰能力提升10%~30%•蓄热罐单位改造成本1800～2800元/m3•平均改造成本约1000元/kW（新增调峰能力）固体电蓄热锅炉：实现“热电解耦”•最低负载率可降为0%•蓄热锅炉单位改造成本约1000~1200元/kW•平均改造成本约879元/kW（新增调峰能力）电极式锅炉+热水蓄热调峰•最低负载率可降为0%•电极式锅炉单位改造成本700元/kW，热水蓄热单位改造成本1800~2800元/m3•平均改造成本约1383元/kW资料来源：信达证券研发中心相比于“十三五”期间灵活性改造仅完成6000万千瓦左右的情况，在适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统背景下，“十四五”期间灵活性改造将有望实现甚至超过2亿千瓦的改造目标。灵活性改造相关市场空间也有望达到“十三五”的300%以上。中短期内，灵活性改造或将集中于西北等新能源富集地区的煤电机组，实现新能源更大比例的消纳；中远期来看，灵活性改造将实现“现役机组灵活性改造应改尽改”的目标，即存量在运煤电机组全部实现灵活性改造。6、受益于量价齐升，煤电运营商业绩有望持续改善历经2021年的业绩承压和2022年的边际改善，在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统和电力市场化改革不断推进的背景下，煤电企业有望在“十四五”迎来量价齐升，实现业绩持续改善。从电量角度看，若假定“十四五”期间GDP增速为4.5%，电力消费弹性系数为1.2，则可得到“十四五”期间平均全社会用电量增速为5.4%左右。且2021年全社会用电量增速10.3%，“十四五”剩余年份全社会用电量增速大概率出现“前低后高”的趋势。保守估计风电光伏新能源“十四五”年均新增装机150GW，设备利用小时数保持基本稳定（风电年利用小时数2100小时，光伏年利用小时数1200小时），预计2025年新能源发电量占比可达到20%左右。即便“十四五”期间，新能源将在电力系统中实现快速度高比例的渗透，持续稳定的用电需求增长也将带动煤电电量的正增长。我们预估，虽然煤电电量占全电量的比重将持续下降，但煤电电量的新增电量及同比增速依然保持增长，并持续至少到“十四五”结束。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com25图29：“十三五”至“十四五”煤电新增电量及增速情况图30：“十三五”至“十四五”煤电电量占比资料来源：中电联，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心从电价角度看，随着电力市场化改革的不断推进，市场化电量占比不断提高，各地现货市场建设的不断开展，煤电企业有望从电能量价格上浮、辅助服务收益和容量补偿三个电价组成部分获益。电能量方面，2022年以来，在加强落实煤炭保供稳价的政策下，3~10月动力煤中长协价格稳定在719元/吨。10月31日，在现货价格大幅上涨至1595元/吨左右的背景下，动力煤年度长协煤价格仅由719元上调9元至728元/吨，体现了年度长协稳价保供的特征。我们预计动力煤长协价格将小步慢涨、整体保持稳健，预计2023年度煤炭的长协价格仍然将保持在770元/吨的上限价格以内（秦皇岛港5500K）。随着电煤长协价格的小步慢涨，现行煤电电价亦有望突破目前“基准价+上下浮动”的20%浮动限制。同时，各地电力政策也在为以煤炭为主的一次能源价格建立疏导机制。广东省能源局在《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》（粤能电力〔2022〕90号）中提出“一次能源价格波动传导机制”，即允许综合煤价高于一定值时，煤机平均发电成本超过允许上浮部分将按照一定比例疏导至工商业用户终端。展望中短期，煤电电能量部分有望随购煤成本上涨而上浮。辅助服务方面，随着新能源对电力系统的快速度高比例渗透，系统性调节需求将随着日益增大的新能源波动性和间歇性而提高，灵活性调节资源的辅助服务调用费用有望受益于供需关系实现价格上涨。在“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的辅助服务市场原则下，辅助服务费用分摊范围将从原先的发电侧电源端“零和博弈”扩展至包括新能源在内的发电机组和市场用户，煤电所承担的辅助服务分摊费用将下降；而作为可以灵活调节出力，提供调峰、调频、备用等辅助服务的资源，煤电可以获得的辅助服务收益将提高。容量补偿机制是保证煤电电源成本回收，保证电力系统安全性和可靠性的重要支撑。在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，煤电的系统角色将逐步从电力电量保障的主体电源转变为以电力支撑为主，电量供应为辅的备用保障电源。新能源由于其出力的间歇性和波动性，无法独立保障可靠电源供给；而煤电等常规电源由于新能源的电量替代作用，长期来看发电利用小时数将持续下滑，难以通过发电收入回收固定投资成本。在高比例新能源接入的新型电力系统中，容量电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段，随着全国统一电力市场的建立和电价机制的理顺，有必要作为独立的电价组成部分纳入电价体系内。随着“十四五”期间新一批煤电机组开工建设，在煤电电量增长有限而装机容量增长较快的情况下，容量补偿机制有望适时建立推广。0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%0500100015002000250030003500400045002016201720182019202020212022E2023E2024E2025E煤电新增发电量（亿千瓦时）煤电电量同比增速（%）0%10%20%30%40%50%60%70%01000020000300004000050000600002016201720182019202020212022E2023E2024E2025E煤电电量（亿千瓦时）煤电发电量占比请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com26图31：2016年以来动力煤长协价格情况（元/吨）图32：“十三五”至“十四五”煤电设备利用小时数情况资料来源：煤炭市场网，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心投资建议我们认为，国内历经多轮电力供需紧缺之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。电力供需紧缺的态势下，煤电顶峰价值凸显；电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳健中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制有望出台。双碳目标下的新型电力系统建设，将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。展望未来，在电力供需偏紧和电力市场化改革加速的催化下，煤电自2021年以来的业绩持续亏损状态有望大幅改善，受益于电量和电价的齐升。具体投资主线包括：1、受益于电煤保供政策落实和电力市场化改革推进，煤电运营商有望迎来价值重估煤电运营商历经2021年的业绩承压和2022年的业绩改善，在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统和电力市场化改革不断推进的背景下，有望迎来量价齐升，业绩持续改善。受益于电煤中长协保供力度的加强、以及长协煤价格的基本稳定，煤电运营商成本端的压力有望缓解。电量方面，在“十四五”期间全社会用电量仍将保持相对中高速增长的前提下，煤电电量有望保持正增长，煤电运营商的销售电量也有望进一步提升；电价方面，伴随着电力市场化改革加速推进、市场化电量占比继续提高、各地现货市场建设和辅助服务市场建设进一步开展，煤电企业有望从电能量价格上浮、辅助服务收益和容量补偿三个电价组成部分获益。基于此，煤电运营商有望迎来价值重估。受益标的：国电电力、华电国际、华能国际、粤电力A等。2、煤电新一轮建设周期启动，设备制造商迎来新增长由电力供需紧张引起的煤电新一轮投资建设周期启动，扭转火电新增装机在“十三五”出现的大幅下滑趋势，也将同步扭转煤电设备投资。中短期来看，新增煤电装机有望同步带58552975471972840045050055060065070075080016.1217.317.617.917.1218.318.618.918.1219.319.619.919.1220.320.620.920.1221.321.621.921.1222.322.622.9-6-4-202468370038003900400041004200430044004500460047002016201720182019202020212022E2023E2024E2025E煤电利用小时数（h）煤电利用小时数同比增长（%）请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com27动火电设备投资空间超预期增长。“十五五”期间尖峰负荷需求将有望随新能源的进一步渗透和居民三产用电占比提高而不断提高，顶峰电源的新增装机需求仍将存在。基于此，煤电设备市场空间有望进一步扩大、并具有一定的可持续性。煤电设备技术较为先进，设备带有灵活调节性能的设备制造商有望受益于火电项目投资加速。受益标的：东方电气。3、高比例新能源渗透带动灵活性资源需求，灵活性改造技术有望受益随着高比例新能源接入电力系统，新型电力系统的调节需求也将向着长周期持续性方向发展。立足于新型电力系统长周期持续性的调节需求，煤电灵活性改造有望呈现大幅增长态势。相比于“十三五”灵活性改造的不及预期，“十四五”的煤电灵活性改造同时具备“三改联动”的政策推动和电力市场化改革加速下的经济性推动。“谁提供，谁获利”的辅助服务市场原则细化明确了调峰辅助服务的补偿方式和费用分摊来源，煤电灵活性改造的积极性在市场化推动下有望提升，“十四五”规划的改造量有望超额完成。基于此，煤电灵活性改造的市场空间在中短期有望完成“十四五”规划的2亿千瓦，在远期有望完成全部在运适改机组的改造，市场空间较大。受益标的：龙源技术、青达环保、西子洁能等。表15：重点上市公司估值表股票名称收盘价归母净利润（百万元）EPS（元/股）PE2021A2022E2023E2024E2021A2022E2023E2024E2021A2022E2023E2024E煤电运营商华电国际5.23-4262.863552.895258.636181.74-0.430.360.530.63-12.1114.539.828.35国电电力3.971362.576102.067517.859090.270.080.340.420.5151.9711.609.427.79华能国际6.82-14989.55-836.189154.4912032.45-0.95-0.050.580.77-7.14-127.9511.698.90粤电力A5.19-4646.17-1709.781336.732366.92-0.88-0.330.250.45-5.86-15.9320.3811.51煤电设备东方电气20.782922.882969.003950.574751.670.940.951.271.5222.1721.8316.4113.64灵活性改造龙源技术7.84101.01107.00146.00341.000.190.210.280.6640.2838.0227.8711.93青达环保26.7756.5874.96115.32162.450.600.791.221.7144.7933.8822.0215.63西子洁能15.79165.69215.24532.37774.540.220.290.721.0570.4554.2221.9215.07资料来源：Wind，信达证券研发中心（注：盈利预测来源于万得一致预测，数据截至2022年12月12日）风险因素宏观经济下滑导致用电量增速不及预期、电力市场化改革推进不及预期、电煤长协保供政策的执行力度不及预期等。Table_Introduction]请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com28研究团队简介左前明，中国矿业大学（北京）博士，注册咨询（投资）工程师，兼任中国信达能源行业首席研究员、业务审核专家委员，中国地质矿产经济学会委员，中国国际工程咨询公司专家库成员，曾任中国煤炭工业协会行业咨询处副处长（主持工作），从事煤炭以及能源相关领域研究咨询十余年，曾主持“十三五”全国煤炭勘查开发规划研究、煤炭工业技术政策修订及企业相关咨询课题上百项，2016年6月加盟信达证券研发中心，负责煤炭行业研究。2019年至今，负责大能源板块研究工作。李春驰，CFA，中国注册会计师协会会员，上海财经大学金融硕士，南京大学金融学学士，曾任兴业证券经济与金融研究院煤炭行业及公用环保行业分析师，2022年7月加入信达证券研发中心，从事煤炭、电力、天然气等大能源板块的研究。高升，中国矿业大学（北京）采矿专业博士，高级工程师，曾任中国煤炭科工集团二级子企业投资经营部部长，曾在煤矿生产一线工作多年，从事煤矿生产技术管理、煤矿项目投资和经营管理等工作，2022年6月加入信达证券研发中心，从事煤炭行业研究。邢秦浩，美国德克萨斯大学奥斯汀分校电力系统专业硕士，具有三年实业研究经验，从事电力市场化改革，虚拟电厂应用研究工作，2022年6月加入信达证券研究开发中心，从事电力行业研究。程新航，澳洲国立大学金融学硕士，西南财经大学金融学学士。2022年7月加入信达证券研发中心，从事煤炭、电力行业研究。吴柏莹，吉林大学产业经济学硕士，2022年7月加入信达证券研究开发中心，从事煤炭、煤化工行业的研究。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com29机构销售联系人区域姓名手机邮箱全国销售总监韩秋月13911026534hanqiuyue@cindasc.com华北区销售总监陈明真15601850398chenmingzhen@cindasc.com华北区销售副总监阙嘉程18506960410quejiacheng@cindasc.com华北区销售祁丽媛13051504933qiliyuan@cindasc.com华北区销售陆禹舟17687659919luyuzhou@cindasc.com华北区销售魏冲18340820155weichong@cindasc.com华北区销售樊荣15501091225fanrong@cindasc.com华北区销售秘侨18513322185miqiao@cindasc.com华北区销售李佳13552992413lijia1@cindasc.com华东区销售总监杨兴13718803208yangxing@cindasc.com华东区销售副总监吴国15800476582wuguo@cindasc.com华东区销售国鹏程15618358383guopengcheng@cindasc.com华东区销售李若琳13122616887liruolin@cindasc.com华东区销售朱尧18702173656zhuyao@cindasc.com华东区销售戴剑箫13524484975daijianxiao@cindasc.com华东区销售方威18721118359fangwei@cindasc.com华东区销售俞晓18717938223yuxiao@cindasc.com华东区销售李贤哲15026867872lixianzhe@cindasc.com华东区销售孙僮18610826885suntong@cindasc.com华东区销售贾力15957705777jiali@cindasc.com华东区销售石明杰15261855608shimingjie@cindasc.com华东区销售曹亦兴13337798928caoyixing@cindasc.com华南区销售总监王留阳13530830620wangliuyang@cindasc.com华南区销售副总监陈晨15986679987chenchen3@cindasc.com华南区销售副总监王雨霏17727821880wangyufei@cindasc.com华南区销售刘韵13620005606liuyun@cindasc.com华南区销售胡洁颖13794480158hujieying@cindasc.com华南区销售郑庆庆13570594204zhengqingqing@cindasc.com华南区销售刘莹15152283256liuying1@cindasc.com请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com30分析师声明负责本报告全部或部分内容的每一位分析师在此申明，本人具有证券投资咨询执业资格，并在中国证券业协会注册登记为证券分析师,以勤勉的职业态度,独立、客观地出具本报告；本报告所表述的所有观点准确反映了分析师本人的研究观点；本人薪酬的任何组成部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体分析意见或观点直接或间接相关。免责声明信达证券股份有限公司(以下简称“信达证券”)具有中国证监会批复的证券投资咨询业务资格。本报告由信达证券制作并发布。本报告是针对与信达证券签署服务协议的签约客户的专属研究产品，为该类客户进行投资决策时提供辅助和参考，双方对权利与义务均有严格约定。本报告仅提供给上述特定客户，并不面向公众发布。信达证券不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。客户应当认识到有关本报告的电话、短信、邮件提示仅为研究观点的简要沟通，对本报告的参考使用须以本报告的完整版本为准。本报告是基于信达证券认为可靠的已公开信息编制，但信达证券不保证所载信息的准确性和完整性。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告最初出具日的观点和判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会出现不同程度的波动，涉及证券或投资标的的历史表现不应作为日后表现的保证。在不同时期，或因使用不同假设和标准，采用不同观点和分析方法，致使信达证券发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告，对此信达证券可不发出特别通知。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测仅供参考，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人做出邀请。在法律允许的情况下，信达证券或其关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能会为这些公司正在提供或争取提供投资银行业务服务。本报告版权仅为信达证券所有。未经信达证券书面同意，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发布、转发或引用本报告的任何部分。若信达证券以外的机构向其客户发放本报告，则由该机构独自为此发送行为负责，信达证券对此等行为不承担任何责任。本报告同时不构成信达证券向发送本报告的机构之客户提供的投资建议。如未经信达证券授权，私自转载或者转发本报告，所引起的一切后果及法律责任由私自转载或转发者承担。信达证券将保留随时追究其法律责任的权利。评级说明风险提示证券市场是一个风险无时不在的市场。投资者在进行证券交易时存在赢利的可能，也存在亏损的风险。建议投资者应当充分深入地了解证券市场蕴含的各项风险并谨慎行事。本报告中所述证券不一定能在所有的国家和地区向所有类型的投资者销售，投资者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、税收等方面咨询专业顾问的意见。在任何情况下，信达证券不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者需自行承担风险。投资建议的比较标准股票投资评级行业投资评级本报告采用的基准指数：沪深300指数（以下简称基准）；时间段：报告发布之日起6个月内。买入：股价相对强于基准20％以上；看好：行业指数超越基准；增持：股价相对强于基准5％～20％；中性：行业指数与基准基本持平；持有：股价相对基准波动在±5%之间；看淡：行业指数弱于基准。卖出：股价相对弱于基准5％以下。