钟摆转向迎接电改新时代

公用事业行业2023年中期策略报告

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电力行业最大的机会在于电改理顺机制，目前电力供需两侧同时发生趋势性变化，量变引发质变，改革已经没有退路

受产业结构变化以及双碳战略影响，近年我国电力供需两侧同时发生趋势性变化，需求侧轻量化（第三产业和城乡居民用电量占比持续提升）叠加供给侧低碳化（新能源装机占比持续提升），双向不稳定导致原有行政调度模式愈发难以应对。电力系统供需平衡的关键已经不是用电总量，而是负荷分配，一味强调硬件建设将导致资本开支规模失控，进而提升全社会用电成本

从海外经验来看，应对供需双向高波动的电力系统，当务之急是现货市场为核心的市场化机制。现货市场的核心要素包括两点，即高频竞价、边际出清。高频竞价体现电力的时间价值，边际出清则彻底改变了电价形成机制的底层逻辑，从准许收益率法下考核收益率变为执行同时间段统一的价格，效率越高、成本越低的电源收益越高，电力公司盈利能力将迎来分化。目前新一轮改革箭已在弦，试点省份各项工作稳步推进，第三周期输配电价核定完善成本传导，是电改加速的重要信号

钟摆开始转向，关注煤电等传统电源建设及投资机会，四个维度筛选优质标的

十三五至今煤电装机增量显著下滑，是电力供需由松转紧的重要原因。目前仍有相当部分投资者认为，新能源供给与用电需求错峰问题未来将通过建设储能解决，传统电源只是短期过渡。但是实际上从全球来看，传统电源将长期支撑整个电力系统框架，无论从从负荷平衡还是交流电系统既有架构角度，储能均无法替代煤电，煤电具备长期价值，市场对煤电作用的认知正在扭转，重点推荐东方电气、哈尔滨电气，关注华光环能、青达环保

现货市场改革大背景下，预计煤电公司盈利能力将迎来巨大分化，投资框架亟需迭代。建议从电力供需格局、区域竞争格局、机组质量以及资产负债率四个维度筛选优质标的，重点推荐申能股份、华润电力、内蒙华电，关注皖能电力、浙能电力、国电电力

不破不立，静待新能源收益机制理顺，碳市场是决定能源转型成败的胜负手，关注源网荷储差异化竞争公司

近期绿电板块持续低迷，本质仍然是机制尚未理顺，硅料价格见顶回落，产业链供需格局显著利好下游，但是成本端利好难以对冲现金流及消纳隐忧。我们分析提升新能源收益率的根本措施在于完善碳市场，做好时间价值与环境价值的平衡，当前形势有望推动相关机制出台。此外，我们分析在新型电力系统框架下，在特定区域充分利用资源禀赋，按照源网荷储一体化模式运行的公司具备独特优势，实现差异化竞争，重点推荐天富能源、银星能源，关注中国电力、大唐新能源、嘉泽新能、龙源电力

风险提示：电力体制改革推进不及预期，碳中和政策存在反复

主要内容

新一轮电改箭已在弦电价机制底层逻辑剧变
钟摆转向关注煤电等传统电源投资机遇
不破不立静待新能源收益机制理顺
投资意见分析与标的

旧矛盾叠加新问题，电力供需两侧同时发生趋势性变化，量变引发质变，市场化改革已经没有退路

电是现代社会中最特殊的商品，交易对象是一种以光速传播的能量，供需必须时刻平衡。从全球实践来看，供需匹配主要有两种实现方式：1）供需两侧实时高频竞价，通过价格机制实现发用平衡；2）执行政府定价或低频竞价，通过电网行政调度实现发用平衡

两种手段互有优劣，前者效率更高，但是需要复杂的交易系统和不低的交易成本，同时增加电价的波动性；后者牺牲了效率，但是简单易行。在电源结构较为简单时，市场化机制的净收益未必大于行政调度，由此导致了电力成为我国要素市场化改革最后的堡垒

但是受产业结构变化以及双碳战略影响，近年我国电力供需结构均发生趋势性变化，量变引发质变，行政调度机制愈发难以适应，倒逼天平向市场机制倾斜：1）需求侧轻量化，第三产业和城乡居民用电量占比持续提升；2）供给侧低碳化，新能源装机占比持续提升

电力供需实时平衡方式示意

我国用电量需求结构（纵坐标起点为50%）

我国电源结构（装机容量占比）

供需结构的变化导致发用电曲线形状、调度难度等均发生彻底改变，系统可靠性下降是近年电力供应偏紧的底层原因

需求侧轻量化带来3个影响：1）三产和居民用电时间段相对集中，导致日内负荷峰谷差拉大，晚高峰成为日内负荷最高点；2）用电负荷愈发不稳定，易受天气影响；3）行政调度难度加大，一方面三产和居民单体用电量较少，且涉及民生，另一方面负荷的可调节性难以通过行政手段区分，如空调负荷难以错峰，但是洗衣/充电负荷可以无成本错峰，需求侧管理只能通过价格机制，引导用户自发参与

供给侧低碳化同样带来3个影响：1）新能源出力时段与需求曲线“完美”错开，如光伏出力最高点对应用电量相对较低的正午，晚高峰出力为零；2）发电量同样受天气影响，且与需求侧反向，如“极热无风”；3）新能源单体发电量较少，调度单元指数性增加；

负荷曲线减去新能源出力曲线，火电等调节性电源日内出力呈现“鸭形曲线”特点，时间价值缺失导致缺电与过剩并存：晚高峰负荷集中导致“鸭头”升高，火电装机不足引发缺电；中午新能源大发导致“鸭背”降低，火电与新能源争夺发电权引发新能源消纳瓶颈

我国四个季节典型日负荷曲线

典型月份光伏日出力曲线情况

调节性电源出力呈现鸭形曲线（下图为加州，万千瓦）

平均最高气温（左轴）

季节性问题将供需矛盾进一步放大，最高负荷与气温呈现较强相关性，电力系统“天气敏感性”愈发突出

除日内问题外，季节性问题将供需矛盾进一步放大，冬夏两季挑战加剧。以夏季高峰为例，空调负荷瞬时占比可超过50%，最高用电负荷与最高气温强相关。极端天气虽不时出现，但是电力系统的“天气敏感性”本质上仍然是供需两侧趋势性变化的产物

主要负荷区平均最高气温与最高负荷增速相关性

最大负荷增速（右轴）南方地区7月

电力系统供需平衡的关键已经不是用电总量，而是负荷分配。我国2022年下半年开始加速煤电建设，由于机组建设需要时间，预计2023-2024年电量供需持续偏紧，但是随着在建机组陆续投产，预计我国2025年之后电量紧张将得到缓解。长期来看，我国电力系统并不缺总量，而是由于新能源占比提升，缺乏高峰时段可靠支撑，一味强调硬件建设将导致资本开支规模失控，进而提升全社会用电成本

表：2023-2030国内电源结构预测表（电量平衡测算，根据用电量与其他电源发电能力的缺口倒算煤电利用小时数，通过煤电利用小时数反映电量供需格局）

指标	2018	2019	2020	2021	2022	2023E	2024E	2025E	2026E	2027E	2028E	2029E	2030E
总发电量=全社会用电量（亿千瓦时）	69940	73253	76236	83959	86941	92157	96305	100446	104664	108956	113314		122207
同比增速	8.4%	4.7%	4.0%	9.8%	3.6%	6.0%	4.5%	4.3%	4.2%	4.1%	4.0%	117733 3.9%
		19.44	21.32	22.98	24.61								3.8%
累计装机容量（亿干瓦）	18.35					26.56	29.12	31.82	34.67	36.95	39.39	41.91	44.53
常规水电	3.22	3.26	3.39	3.54	3.68	3.73	3.78	3.80	3.82	3.84	3.86	3.88	3.90
	0.45	0.49	0.50	0.53	0.56	0.56	0.57	0.63	0.69	0.75	0.87	0.97	1.07
电	1.84	2.10	2.82 2.54	3.28 3.07	3.6	4.15	4.68	5.23	5.83	6.43	7.03	7.63	8.23
太阳能发电	1.75	2.05	10.80	11.09		5.03	6.23	7.53	8.93	10.43	12.03	13.73	15.53
煤电	10.06	10.41	0.98		11.24	11.44	12.09	12.74	13.39	13.39	13.39	13.39	13.39
天然气发电生物质发电	0.83	0.90	0.30	1.09 0.38	1.15	1.23	1.33	1.43	1.53	1.61	1.69	1.77	1.85
	0.20	0.24 21.3%	25.1%	27.6%	0.41	0.43	0.45	0.47	0.49	0.51	0.53	0.55	0.57
新能源装机占比	19.6%				30.8%	34.6%	37.5%	40.1%	42.6%	45.6%	48.4%	51.0%	53.3%
装机容量净增加（亿干瓦）			0.13	0.15
常规水电	0.10	0.04	0.02		0.14	0.05	0.05	0.02	0.02	0.02	0.02	0.02	0.02
核电	0.09	0.04	0.72	0.03	0.03	0.00	0.01	0.06	0.06	0.06	0.12	0.10	0.10
风电	0.21	0.26	0.49	0.46	0.37	0.50	0.53	0.55	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60
太阳能发电	0.45	0.27	0.39	0.53 0.29	0.86	1.1	1.2	1.3	1.4	1.5	1.6	1.7	1.8
煤电	0.26	0.35		0.11	0.15	0.20	0.65	0.65	0.65	0.00	0.00	0.00	0.00
天然气发电		0.07	0.08 0.06		0.06	0.08	0.10	0.10	0.10	0.08	0.08	0.08	0.08
生物质发电				0.08	0.03	0.02	0.02	0.02	0.02	0.02	0.02	0.02	0.02
利用小时数			4000
常规水电	3769	3879	7453	3800	3412	3800	3800	3800	3800	3800	3800	3800	3800
核电	7184	7394		7802	7616	7900	7900	7900	7900	7900	7900	7900	7900
风电	2095	2082	2078	2232	2221	2200	2200	2200	2200	2200	2200	2200	2200
太阳能发电	1212	1285	1281 4323	1281	1337	1300	1300	1300	1300	1300	1300	1300	1300
煤电	4495	4416	2610	4586 2814	4691	4691	4599	4400	4200	4110	4101	4075	4050
天然气发电	2767	2646	7000		2650	2650	2650	2650	2650	2650	2650	2650	2650
生物质发电				7000	7000	7000	7000	7000	7000	7000	7000	7000	7000
新能源发电量占比			9.5%	12.4%	14.2%	15.6%	17.7%	19.8%	21.8%	23.9%	25.9%	27.9%	29.8%
煤电发电量					50770	53205	54122	54639	54882	55039	54924	54581	54242

资料来源：中电联，申万宏源研究。除煤电外，其余电源利用小时数为预测数值，煤电利用小时数根据全社会用电量和其他电源发电量的缺口倒算，煤电利用小时数绝对值及边际变化反映电量供需格局变化

与电量盈缺相比，负荷短缺更多是一种概率，发电侧可靠出力需要大于最大用电负荷，富余量占比即为备用率，备用率下降意味着系统的容错率降低，当煤电停机检修、水电来水偏枯时，缺电概率大幅上升。从负荷平衡来看，随着新能源成为新增装机主体，火电、核电等传统可靠电源装机增速不及最大负荷增速，而新能源的保障容量系数极低，导致系统备用率持续下降，负荷紧张或成为未来电力系统常态。

因此，新形势下，电力系统的长期矛盾变成：在总体电量富余但是供需双向不稳定、高峰负荷不足的背景下，实现 1）高峰负荷的实时有效分配；2）找到兼顾双碳目标与能源安全的最佳电源结构；3）提高系统运行效率，保障能源转型过程中总资本开支可控。

表：我国2023-2030年负荷平衡缺口测算（夏季晚高峰，亿千瓦，计算备用率，用备用率变化趋势反映负荷紧缺程度，备用率=加权后的可靠容量-夏季最大负荷，抽水蓄能装机按国家规划）

	2018	2019	2020	2021	2022	2023E	2024E	2025E	2026E	2027E	2028E	2029E	2030E	备注
指标夏季最大负荷	9.93	10.53	10.77	11.91	12.90	13.73	14.40	15.07	15.77	16.48	17.20	17.94	18.70
最大负荷增长率		6.0%	2.3%	10.6%	8.3%	6.4%	4.9%	4.7%	4.6%	4.5%	4.4%	4.3%	4.2%
累计装机容量（亿干瓦）	18.65	19.74	21.63	23.34	25.04	27.05	29.67	32.44	35.40	37.79	40.35	42.99	45.73
常规水电	3.22	3.26	3.39	3.54	3.68	3.73	3.78	3.80	3.82	3.84	3.86	3.88	3.90
核电	0.4	0.5	0.5	0.5	0.6	0.6	0.6	0.6	0.7	0.7	0.9	1.0	1.1
风电	1.8	2.1	2.8	3.3	3.7	4.2	4.7	5.2	5.8	6.4	7.0	7.6	8.2
太阳能发电	1.7	2.0	2.5	3.1	3.9	5.0	6.2	7.5	8.9	10.4	12.0	13.7	15.5
煤电	10.1	10.4	10.8	11.1	11.2	11.4	12.1	12.7	13.4	13.4	13.4	13.4	13.4
天然气发电	0.8	0.9	1.0	1.1	1.1	1.2	1.3	1.4	1.5	1.6	1.7	1.8	1.8
生物质发电	0.2	0.2	0.3	0.4	0.4	0.4	0.5	0.5	0.5	0.5	0.5	0.6	0.6
抽水蓄能	0.3	0.3	0.31	0.36	0.43	0.49	0.55	0.62	0.73	0.84	0.96	1.08	1.2
电力平衡测算
水电可靠出力（夏季）	2.26	2.27	2.33	2.43	2.53	2.59	2.63	2.65	2.66	2.68	2.69	2.71	2.72	按70%出力考虑
核电可靠出力	0.45	0.47	0.49	0.51	0.54	0.56	0.56	0.60	0.66	0.72	0.81	0.92	1.02	按100%出力考虑
风电可靠出力	0.18	0.20	0.25	0.30	0.35	0.39	0.44	0.50	0.55	0.61	0.67	0.73	0.79	保证容量系数0.1
太阳能发电可靠出力	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
煤电可靠出力	10.06	10.24	10.61	10.95	11.17	11.34	11.77	12.42	13.07	13.39	13.39	13.39	13.39	保证容量系数0 按100%出力考虑
天然气发电可靠出力（夏季）	0.83	0.87	0.94	1.04	1.12	1.19	1.28	1.38	1.48	1.57	1.65	1.73	1.81	按100%出力考虑
生物质发电可靠出力	0.20	0.22	0.27	0.34	0.40	0.42	0.44	0.46	0.48	0.50	0.52	0.54	0.56	按100%出力考虑
	0.30	0.30	0.31	0.34	0.40	0.46	0.52	0.59	0.68	0.79	0.90	1.02	1.14
抽水蓄能可靠出力	30.5%	27.7%	29.1%	25.1%	21.8%	19.0%	18.4%	18.9%	19.4%	18.6%	16.6%	14.7%	12.8%	按100%出力考虑
夏季实际备用率
维持2022年备用率还需顶峰电源						0.60	0.77	0.69	0.58	0.81	1.36	1.90	2.47

资料来源：中电联，申万宏源研究

我国当前电力系统面临的困境，归根结底还是准许收益率法定价的问题，无法实现不同电源类型之间的有效竞争

准许收益率法是我国目前绝大部分公用事业行业的底层定价逻辑，产品价格根据不同资产类型的综合成本以及政府核定的准许收益率倒算，公用事业公司赚取 “合理收益”，体现出类债属性。欧美电力行业（发电侧）90年代之前也普遍采用准许收益率法定价

然而，从全球实践来看，电力行业是资产占比最大的公用事业行业，但是可能恰恰是最不适用准许收益率法定价的公用事业行业。核心原因是电力对用电侧高度同质化，对发电侧高度异质化。常见的六大类电源（煤气水风光核）彼此性质差别巨大，如果想让各类电源的收益率都保持在“合理水平”，标杆电价（或基准电价）只能分门别类制定，但是终端销售电价不缺分电源类型

• 更进一步的，标杆电价仅仅考虑不同电源类型的成本差异，无法量化纳入电力的时间价值（出力灵活性）和环境价值（是否有碳排放），无论是瞬时的供需平衡，还是远期的资本开支规划，都依赖行政指令

• 由此带来的核心问题是无法带来不同电源类型之间的有效竞争，具体表现在：1）对瞬时平衡，无法保障每一个时间点都是边际成本最低的电源在发电；2）对于远期规划，缺乏有效价格信号，无法找到满足能量成本、时间成本、环境成本综合最优的电源结构

• 因此，表面上准许收益率法定价有助于压低用电成本，实际上导致系统长期低效率运行，综合成本持续上行传统公用事业准许收益率法定价示意

从海外经验来看，建设以现货市场为核心的市场化机制是行之有效的手段，也是我国新一轮改革的方向

从欧美发达国家经验来看，应对能源结构转型以及供需双向不稳定的电力系统，建设以现货市场为核心的市场化机制是行之有效的手段。现货市场的核心要素包括两点，即高频竞价、边际出清，尤其是边际出清概念，彻底改变了电价形成机制的底层逻辑

其中，高频竞价反映电力的时间价值，供需两侧同时参与，目前我国前两批试点省份交易频率为每15分钟一次，每天形成96个价格；边际出清是最主要的结算机制，采用微观经济学原理，需求侧报价形成斜向下的需求曲线，供给侧报价主要参考边际成本，各电源类型报价高低决定发电顺序，直到满足最后一个需求的最后一个供给的报价作为所有人的统一结算价，同时段内所有电源价格统一

• 相比准许收益率法，现货市场边际出清和核心优势在于：

1）提供正向激励。从价格机制上，边际出清最大的变化是从考核收益率变为执行统一的价格，效率越高、成本越低的电源收益越高，电力公司盈利能力将迎来分化

• 2）实现全社会综合成本实时最优。在边际出清法排序模式下，任何一个时间点，满足全社会用电需求的发电组合，都是边际成本最低的组合，提升全社会用能效率

• 3）为实现多样化目标提供接口。现货市场为新型电力系统提供电价机制的底层架构，可将中长期市场（差价合约）、碳市场、辅助服务市场等全部纳入统一的体系

现货市场边际出清法示意

 完善中长期交易机制，做好实时价格发现与收入成本稳定之间的平衡；空间维度上加快省内市场与省间市场的衔接

参考欧美经验，未来现货市场将成为我国绝大部分电量的物理交割市场，中长期协议向金融合约转变（相当于期货），对一部分电量进行价格锁定。通过中长期协议与日前市场、日前市场与实时市场两次偏差结算，做好实时价格发现与收入成本稳定之间的平衡

同时，加快省内市场与省间市场的衔接，预计未来将以省内平衡为主、省间平衡为补充，构建全国多层次统一电力市场体系

现货市场与中长期市场的衔接（中长期锁定部分电量价格，日前和实时两次偏差结算）

省内市场与省间市场衔接

www.swsresearch.com 资料来源：金风科技，申万宏源研究

拓展定价维度，以现货市场为核心整合辅助服务/容量市场与碳市场，保障电能质量、系统冗余度以及电源结构低碳转型

除了能量价值与时间价值外，电力系统还需要兼顾多重目标，包括保障电能的质量（电压、频率稳定）、系统冗余度（应对极端情况）以及低碳转型（电力的环境价值），与之对应的，亟需加快辅助服务市场、容量市场与碳市场的建设，以市场化方式实现多重目标

新型电力系统制度框架示意图
全国多层次电力交易市场，完善成本传导机制；现货市场成为电能物理交易市场，中长期市场向金融工具（期货市场）转变
注：红色箭头为现金流，蓝色箭头为电流，绿色箭头为减碳需求

新一轮改革箭已在弦，试点省份各项工作稳步推进，改革前的准备趋于成熟。作为新一轮改革的核心，我国在2017年即发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，时间点早于双碳战略的提出，体现出政策的高度前瞻性。目前第一批8个试点省大部分进入连续结算试运行，第二批6个试点省份陆续进入结算试运行，非试点省份陆续进入调电试运行和模拟试运行，准备趋于成熟，全面性改革箭已在弦

表：第一批8个现货试点省份试运行情况

省份	结算试运行情况		2022-2023年现货规则问题及变化方向
广东	2021年11月连续结算试运行至今	引入储能及新能源参与市场化交易，对各类发用电主体的结算分摊机制进一步明确，展开需求侧响应交易
福建	2020年8月连续结算试运行至今 2021年12月整月试运行	探索引入用户侧参与电力现货市场竞争，市场模式从分散式向集中式修改，展开需求侧响应交易现货市场建设在第一批试点中相对滞后，面临省内市场与省间市场的衔接问题，以及巨额的省间市场不平衡资金分
浙江	2022年5月开展模拟调电试运行	摊问题，2023年用户侧报量不报价参与现货市场
山东	2021年12月连续结算试运行至今	新能源按照自愿原则参与中长期交易，引入虚拟电厂参与市场交易，探索容量补偿电价，电网代理购电价格执行分时电价政策。储能以自调度模式参与现货市场，但是现阶段市场化收益难以覆盖成本
山西	2021年4月连续结算试运行至今	由于新能源收益稳定性问题2022年进行了多次细则更新，目前针对中长期开展分时段交易，引入抽水蓄能、虚拟电厂、独立储能等主体参与市场交易，对新能源超额收益进行回收。
蒙西	2022年6月集中式连续结算试运行至今衔接问题	完成从分散式市场向集中式市场转变，并开始结算试运行，开展需求侧响应交易，目前面临省内市场与省间市场的
甘肃	2021年5月连续结算试运行至今	储能以自调度模式参与现货市场	报价模式从单边报价改为双边报价，部分用户以报量保价形式参与现货市场；中长期曲线全部通过市场化方式形成
四川	2021年4-5月水电竞价 2021年12月-2022年3月火电竞价	市场模式向水电火电同台经济修改，展开需求侧响应交易

资料来源：各省级发改委，电力交易中心，申万宏源研究

表：第二批6个现货试点省份试运行情况及非试点省份建设进度

第二批试点省份	现货市场试运行情况
上海	2022年7月22日-7月28日，9月9日-9月22日模拟试运行，10月、11月调电试运行；2023年1月31日-2月3日调电试运行，5月8日-21日调电试运行
江苏	2022年1月26日-27日，3月29日-3月31日，4月22日-4月25日模拟试运行；7月1日-7月7日，9月23日-9月29日结算试运行
安徽	2022年3月30日-3月31日，4月25日-4月26日，5月12日-5月13日，5月25日-5月28日，6月15日-6月21日模拟试运行；6月30日调电试运行，8月 30日结算试运行；2023年3月28日-30日结算试运行
河南	2022年6月27日-7月5日，7月28日-8月4日模拟试运行；9月27日-9月29日调电试运行；11月调电结算试运行
湖北	2022年7月1日-7月7日，10月模拟试运行；11月2次调电试运行，2022年12月结算试运行
辽宁	2022年6月21日-6月24日，9月22日模拟试运行；2023年1月5日-1月7日首次结算试运行

陕西	2023年4月12日-2023年4月14日第一次调电试运行
河北南网	2023年2月21日-2023年2月27日现货第三次模拟试运行
黑龙江	2022年12月15日-2022年12月22日现货第一次模拟试运行
宁夏	2022年12月27日-2022年12月29日现货第一次模拟试运行
江西
重庆	2023年3月22日-2023年3月24日现货第一次调电试运行 2023年5月23日-2023年5月26日现货第一次调电试运行
青海	2023年1月11日-2023年1月13日现货第一次模拟试运行
贵州	2022年12月13日-2022年12月14傅，南方区域现货市场三部制调电模拟结算试运行
海南	2022年11月2日起，纳入南方区域电力现货市场试运行
广西	2022年11月2日起，纳入南方区域电力现货市场试运行
新疆	2023年5月15日-2023年5月21日现货第一次模拟试运行

资料来源：各省级发改委，电力交易中心，申万宏源研究

电网角色不中性是市场化改革的核心阻力之一，第三周期输配电价核定完善成本传导，是电改加速的重要信号

我国2015年电改9号文确立电力市场化改革原则为“关注中间，放开两头”，其中上网电价由发电企业与用户市场化交易形成，输配电价由政府核定。然而，前两个核价周期都没有解决系统运行成本和线损的分摊问题，而是将其视为输配电成本的一部分，统一核定固定的输配电价。但是以线损为例，电网实际承担的线损成本与上网电价挂钩，导致电网角色不中性，具有极强的干预市场动力

2023年5月我国完成第三周期输配电价核定，最大的变化是将系统运行成本和线损单列，根据实际发生额由下游用户直接承担，核定的输配电价仅仅包含电网本身的建设成本和运营收益，上网电价与电网收益无关，从制度上保障了电网中性，是电改加速的重要信号

前两个输配电核定周期中的终端电价构成
第三个输配电核定周期中的终端电价构成

由发电用电两端市场化交易形成

综合考虑全部成本，政府统一核定一个固定价格，三年一个核价周期但是在成本端，实际承担的线损成本与上网电价挂钩（辅助服务同理），电网收益不中性政府核定的输配电价仅包含狭义的输配电价，不包含浮动的线损的成本

抽水蓄能成本单独核定，辅助服务费用（用户侧分摊的部分）与线损按照实际发生额，直接由下游用户承担，与电网收益无关，确立电网中性，电网无动力干预电价

政府发文制定

www.swsresearch.com 资料来源：申万宏源研究绘制

主要内容

新一轮电改箭已在弦电价机制底层逻辑剧变
钟摆转向关注煤电等传统电源投资机遇
不破不立静待新能源收益机制理顺
投资意见分析与标的

 十三五至今煤电装机增量显著下滑，是电力供需由松转紧的重要原因，市场乃至决策层对煤电作用的认知开始扭转

在电力阶段性过剩以及环保要求下，2017年8月16部委联合印发《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》，要求十三五期间全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦。十三五期间煤电年均装机量仅36GW，显著低于十二五的年均50GW和十一五的年均64GW。双碳战略提出后，煤电新增装机意愿受到进一步压制，2021年煤电新增装机仅28GW，2022年进一步下降至14.7GW

从地域分布来看，2021-2022年两年新增火电装机（含气电）中，除广东、山东外，多位于中西部省份，江苏、湖南、浙江等传统缺电省份以及四川、云南等水电大省新增装机有限，上述部分省份恰恰又是三产和居民电量占比提升最快的省份，进一步加剧负荷紧张

全国历年新增投产煤电装机容量（万千

2021-2022两年各省煤电装机容量净增加量（万千瓦）

传统电源（在我国特指煤电）将长期支撑电力系统，新能源发展目前只能依托传统电力系统的框架，储能无法替代煤电

目前有相当部分投资者认为，新能源供给与用电需求错峰问题未来将通过建设储能解决，传统电源只是短期过渡，满足短期内的电力缺口。随着新能源装机和电化学储能大发展后停止发展并快速退出。但是实际上从全球来看，传统电源将长期支撑整个电力系统框架，包括顶峰能力、跨季节平衡能力、无功支撑能力、转动惯量等，新能源只能在电量层面替代传统电源

以德国为例，德国90年代至今用电总量保持稳定，已经是存量市场（与我国有较大区别），2000-2020新能源发电量占比从几乎0%增长至超过40%，但是传统电源装机量仍然保持稳定，装机容量远远超过电化学储能

电化学储能不能代替传统电源的三大理由：1）日间平衡问题；2）无功平衡问题；3）低转动惯量系统的抗风险问题

德国历年总发电量及新能源占比（TWh）

德国传统电源装机容量（GW）

名词解释：

日间平衡问题：随着成本下降，电化学储能有望解决日内峰谷问题，但是电量平衡还包括日间甚至季度问题，比如连续一周甚至一月没有风光。如果用储能解决月度问题，度电成本相比日度问题增长30倍。

无功平衡问题。许多用电设备是根据电磁感应原理工作的，如配电变压器、电动机等，依靠建立交变磁场才能进行能量的转换和传递，无功功率就指为了维持电力系统电磁场所需要的功率。传统发电机发出无功功率，电网和电动机消耗无功。新能源基本无法提供无功功率，占比提高后将导致电力系统无功缺失加剧

低转动惯量系统的抗风险问题。目前全球电网均为交流电网，导体旋转切割磁感线时自然产生交流电。传统电源属于高转动惯量机组，在系统发生故障时具有自稳定能力。新能源上网需要借助电力电子原件，转动惯量为零，导致系统功角稳定、频率稳定、电压稳定问题交织，并出现网络安全等新问题。

. 三大理由中，日间平衡问题是全球性难题，无功功率以及低转动惯量有替代方案，更多是成本问题

• 日间问题以德国2022年5月和12月发用电情况为例：两个月新能源发电量占比均较高，但是5月以光伏为主，风电出力较少，12月则刚好相反。一方面风光日内发电能力峰谷特性完全不同，另一方面容易出现风光双低谷的月份

. 如下图12月上半月，连续半个月时间风光出力均极低，巨大的需求缺口只能通过传统电源满足，储能只能作为日内平衡的辅助

德国2022年5和12月发用电情况（每个波峰波谷为一天，上图为5月，下图为12月）

Hydro Run-of-River Fossil hard coal Geothermal Others Wind onshore Biomass Fossil oil Hydro water reservoir Waste Solar Nuclear Fossil brown coal / lignite Fossil gas Hydro pumped storage Wind offshore Load

在煤电新定位以及现货市场改革大背景下，煤电公司盈利能力将迎来巨大分化，投资框架与标的筛选方式亟需迭代

长期以来，在准许收益率法定价逻辑下，煤电公司盈利能力高度同质化，Beta性机会远远大于Alpha性机会。而Beta性机会无非来自电价上调或煤价下跌，两个参数对所有煤电公司一视同仁，市场往往喜欢“炒差炒小”，以博得更高的业绩改善弹性

然而，逆向选择的根本原因仍然是准许收益率法带来的负向激励。在边际定价法下，预计煤电同质化将成为历史，分化才是长期趋势。我们认为可以从四个维度筛选标的，分别是电力供需格局、区域竞争格局、机组质量以及资产负债率，四个维度本身都可以定量分析，但是前三个维度对业绩的影响更多停留在定性层面，资产负债率影响可以量化，不过幸运的是，四个维度指向的标的基本一致

代表性火电公司2002年至今ROE情况

	2020	2021	2022	2023E	备注
最大负荷	31899	33886	36490	39725	注：测算2021年电力
水电	3101	3241	3436	3809
火电	27430	27926	28630	29033
风电	1932	2713	3951	4116 缺口采用2020年底的电力装机，以此类推
太阳能	4357	4910	5910	7861
核电	2216	2331	2558	2675
外来电	6980	6980	7380	8180
电力平衡测算
水电出力	2171	2269	2405	2666	保证容量系数取0.7
火电	27430	27926	28630	29033	保证容量系数1
风电	193	271	395	412	保证容量系数0.1
太阳能	0	0	0	0	保证容量系数0
核电	2216	2331	2558	2675	保证容量系数1
外来电	5933	5933	6273	6953	保证容量系数0.85

备用率 15.9% 12.5% 9.4% 资料来源：中电联，申万宏源研究。注：2023年最大用电负荷参考国家能源局测算，净增约3235万千瓦。供给方面，随着白鹤滩水电站投产，华东地区今夏外来电预计增加约800万千瓦。但是由于特高压建设断档，今、明两年已确定不会有新外来电通道投产。本地火电、水电、核电合计增加893万千瓦。

市场化条件下，电力供需格局直接影响电价，高峰负荷最为关键，华东整体最为紧张；华南备用率较高，但是波动较大

华东地区是我国用电负荷最高且最紧张的地区，包括江浙沪皖闽5省市。预计今夏华东地区顶峰能力提升约1700万千瓦，相比于最高负荷净增加3235万千瓦，缺口增加约1500万千瓦。备用率从去年的9.4%下降至4.8%，如果气温进一步提高，备用率可能继续下降

南网区域包括粤桂云贵琼5省，预计今夏最高负荷净增加1560万千瓦，考虑到来水改善及本地电源增量，预计今夏备用率持平或小幅下降。但是由于南网区域水电占比较高，负荷平衡计算不确定性较大，加之与国网区域相对独立，2025年之前新增外来电较为困难

表：华东区域夏季电力负荷平衡测算
表：南方区域夏季电力负荷平衡测算

	2020	2021	2022	2023E	备注
最大负荷	19978	21619	22278	23837	注：测算2021年电力
水电	12413	13324	13759	14266
火电	16260	17535	18388	19485
风电	2079	2697	3426	3826 缺口采用2020年底的
太阳能	1844	2577	3013	4361 电力装机，以此类推
核电	1831	1831	1831	1961
外来电	300	300	300	500
电力平衡测算					2021年保证容量系数取0.7，其余取0.75
水电出力	9310	9327	10319	10700
火电	16260	17535	18388	19485 保证容量系数1
风电	208	270	343	383 保证容量系数0.1
太阳能	0	0	0	0 保证容量系数0
核电	1831	1831	1831	1961 保证容量系数1
外来电	255	255	255	425 保证容量系数0.85
备用率	28.3%	26.0%	28.4%	27.7%

资料来源：中电联，申万宏源研究。注：假设今夏南方区域最高用电负荷增长7%达到23873万千瓦，同比增加1560万千瓦，2022年本地火电、水电、核电合计增加1734万千瓦，预计今年全区备用率与2022年略有下降或持平。但是南网区域与国网相对独立，2022年下半年闽粤联网工程投产，预计增加外来电约200万千瓦。但是2025年前再增加外来电较为困难，南方地区缺电问题短期内可能难以缓解

华中区域能源禀赋极差；西南区域主要依赖水电，但是水电开发殆尽，其他能源禀赋同样较差，存在中长期缺电隐忧

华中地区主要包括豫鄂湘赣四省，是我国能源禀赋最差的区域。由于不沿海且远离煤炭主产区，采用“海进江”方式运煤成本极高；长江进入中游后地势放缓，水电除三峡外普遍较小且调节能力差；风光禀赋极差，未来将主要以来外来电，中长期缺电问题难解

西南地区主要指川渝（部分语境下包括云南），电源结构高度依赖水电，也是我国最主要的水电输出大省。但是大多数外送通道设计伊始便未考虑反向送电能力，加之火电新增装机严重不足，去年情况表明西南地区供电能力已达到极限，存在中长期缺电隐忧

北煤南运格局刚好错开华中与西南地区

华中与西南是我国风力资源最差的区域之一

华中与西南是我国光照资源最差的区域

• 除电力供需格局外，区域竞争格局同样对竞价结果产生影响。

• 虽然电力行业属于公用事业行业且受政府监管，但是就客观规律而言，电力公司的市场力仍然发挥较大作用，有助于避免在电力过剩时段恶性竞争

• 从主要经济大省竞争格局来看，上海、浙江、安徽火电装机主体相对集中。尤其上海三家主体占比接近3/4，“其他”主要是工业企业自备电厂；

• 浙江前三家主体占比达到2/3，其中浙能占比超过40%；

• 安徽集中度略低于上海和浙江，但是略高于广东、江苏和山东

上海火电装机主体分布

广东火电装机主体分布

浙江火电装机主体分布

江苏火电装机主体分布

安徽火电装机主体分布

山东火电装机主体分布

在电价相同的情况下，机组质量影响毛利率，优选低煤耗高利用率机组；资产负债率带来财务费用分化，进而影响净利率

在过往投资框架中，市场对煤电公司机组质量的关注度相对有限，但是在未来边际出清机制下，机组质量直接关系到发电边际成本，如果碳市场建立，度电煤耗影响将进一步放大。利用小时数同时反映供需格局与机组质量，是一个更综合的指标，可摊薄非燃料成本

此外，经过2021-2022年两年大幅亏损后，煤电公司的资产负债率出现大幅分化，拉开度电财务费用差距。如果将永续债视为长期债务，部分公司资产负债率接近90%。综合度电煤耗、利用小时数和资产负债率三个角度看，东部沿海省级平台全面占优

表：主要火电公司运营参数（供电煤耗单位：克/千瓦时；装机单位：万千瓦）

供电煤耗	2022年底煤电装机2021年利用小时数2022年利用小时数
申能股份	281	840	5005 4887
上海电力	283	985 4849	4732
华能国际	288	9422 4488	4228
华电国际	288	4370 4586	4508
大唐发电	291	4751 4451	4225
国电电力	295	7081 5119	5197
浙能电力	296	2887 5379	5410
华润电力	297	3558 4691	4731
江苏国信	299	1444 4990	4915
中国电力	301	1308 4430	4683
粤电力A	303	2055 4606	4110
皖能电力	304	1322 4436	4845
宝新能源	313	347 5305	5335

资料来源：公司公告，申万宏源研究

江苏国信利用小时数取江苏机组，中国电力和华润电力为权益装机，其余为控股装机数据截至2023年3月底，计算资产负债率时将永续债视为长期债务• 从选股思路来看，在估值相当的情况下，我们分析资产负债率将是电力公司重要的Alpha之一。从资产负债表修复压力角度入手，以高负债率的煤电公司为锚，测算行业优质公司盈利能力。

表：主要火电公司/集团资产负债率情况

集团/公司	资产负债率	集团/公司	资产负债率
华能集团	75.0%	国家能源集团	77.6%
华能国际	86.9%	国电电力	73.3%
内蒙华电	53.4%	华润电力	68.3%
华电集团	73.8%	省级平台
华电国际	78.4%	宝新能源	44.9%
大唐集团	82.4%	浙能电力	47.9%
大唐发电	86.4%	江苏国信	54.3%
国电投集团	69.9%	申能股份	57.2%
中国电力	67.6%	皖能电力	63.6%
吉电股份	71.5%	建投能源	69.0%
上海电力	74.7%	粤电力A	79.0%

资料来源：wind，申万宏源研究

• 核心假设三点：1）煤电在可预见的将来都是系统性重要电源，不能发生债务危机；2）能源转型背景下，煤电不能成为新能源的累赘，债务问题必须自己解决。3）行业龙头不能公开违背分红承诺；

• 以华能国际为例，根据公司总有息负债及装机构成推算煤电分部负债约3200亿，煤电机组加权平均剩余使用寿命15年，给予一定容错率，假设13年还清，每年需偿还债务246亿量级。预计火电每年折旧约185亿，每年缺口约60亿元。公司章程中承诺50%分红率，因此公司每年火电板块净利润需要120亿量级，才能保证不发生债务危机。按照每年4000亿千瓦时发电量计算，度电盈利底线3分。

• 华能国际度电财务费用+永续债利息约3.2分/千瓦时，如果在现货市场执行统一价格，那么参考华能国际的盈利底线，低资产负债率公司的度电盈利可以稳定在4-4.5分/千瓦时，远超市场预期

• 综合供需格局、竞争格局、机组质量和资产负债率，重点推荐申能股份、内蒙华电、港股华润电力，建议关注浙能电力、皖能电力

以华能国际为例，通过债务压力测算度电底线盈利

2022年底装机结构 (万干瓦)
火电 (煤电+气电)	10696
风电	1363
光伏	628
水电	37

公司整体有息负债构成（亿元）

短期借款	659.3
长期借款	1620.7
应付债券	390.1
-年内到期的非流动负债	184.0
租赁负债	53.7
其他流动负债	69.6
永续债	794.7
广义有息负债合计	3772.0

平均每年需偿还债务本金246亿元

主要内容

新一轮电改箭已在弦电价机制底层逻辑剧变
钟摆转向关注煤电等传统电源投资机遇
不破不立静待新能源收益机制理顺
投资意见分析与标的

光伏产业链供需格局演化显著利好下游，但是难以对冲现金流及消纳担忧，绿电板块持续低迷，对双碳目标带来严重挑战

硅料价格2022年10月见顶回落，目前已接近前期低点，产业链供需格局显著利好下游。但是绿电板块股价持续低迷，本质仍然是机制尚未理顺，成本端利好难以对冲现金流及消纳隐忧，市场对绿电企业定位以及长期收益率稳定性问题存在较大分歧

1）历史欠补回收情况低于预期，主要绿电运营商应收账款继续攀升，对板块现金流及估值产生较大压力，进而影响再融资能力

2）5月光伏发电量接近零增长，消纳瓶颈时间点早于市场预期。根据国家能源局数据，2023年5月全国光伏累计装机同比增长38.4%，但是发电量仅增长0.1%，意味着消纳出现严重瓶颈。绿电板块局势异常严峻，从市场担忧的“增收不增利”直接变成“增容不增收”

光伏产业链四个环节价格指数

新能源运营商应收款项持续攀升（亿元）

2023年5月各电源装机及发电量增速

与此同时，现货市场快速推进，新能源发电时段与用电需求错位，导致新能源电价出现不利影响，进一步降低收益率预期

从新型电力系统机制框架来看，电力的价值=能量价值+时间价值+环境价值，在过去新能源占比较低时，新能源既没有承担负的时间价值（不稳定性），也没有获得正的环境价值（没有碳排放），国家根据准许收益率核定能量价值，使得新能源收益率相对稳定

然而，随着现货市场快速推进，新能源发电时段与用电需求错位的劣势被纳入定价范畴，加之光伏出力的高度同质化，新能源综合电价出现大幅下滑。以山西市场为例，如果正午时分光照强烈，现货市场价格可长时间为零；反之，如果全天高价可能意味着阴天下雨

现货市场实践表明，考虑到时间价值后，新能源平价远远没有到来，在碳市场缺失的情况下，新能源发展乃至整个双碳战略难以持续

山西现货市场日前及实时典型日期出清价格曲线情况

资料来源：山西电力交易中心，申万宏源研究。注：新能源中午消纳瓶颈的另一原因在于我国当前现货市场尚未完全建立，导致煤电机组灵活性改造严重滞后，煤电在新能源大发时难以及时降低出力，导致电力供需阶段性过剩，火电由于停机成本较高，只能在现货市场中报低价。预计现货市场以及容量电价机制建立后，煤电灵活性改造有望提速，对上述问题带来一定程度的缓解

全球实践来看，碳市场是促进全社会减碳、激励清洁能源发展最有效的手段，新能源收益率承压的底层原因是碳市场缺失

相比传统电源，新能源的根本优势甚至唯一优势是环境价值。然而，我国当前绿电溢价主要由企业自身ESG需求以及出口企业拉动，缺乏坚实基础。全球经验来看，环境价值最终依赖碳市场与惩罚机制。因此，碳市场既是能源转型的胜负手也是转型决心的试金石

我国全国碳市场于 2021 年启动，但是目前仅纳入发电行业，且由于配额宽松+配套政策不明朗，全国碳市场换手率不到 2%，价格不足60元/吨，相比欧盟100欧元/吨有10倍以上差距。除此之外，目前我碳市场最高级别法规仅有部门令，惩罚力度严重不足

至此，我们分析提升新能源收益率的根本措施在于完善碳市场，做好时间价值与环境价值的平衡，当前形势有望推动相关机制出台

我国碳市场机制及主管部门

我国全国性碳市场碳价格及成交量

欧盟碳市场发展历程及碳价格演变

碳市场体系下，我们分析绿电溢价与碳价格一体两面，而碳价格根本上取决于碳配额。因此，中长期看新能源的收益率仍然是政府决定（相比之下，传统电源收益率受供需格局影响更大）

• 另一方面，能源转型面临巨大的资金缺口，高度依赖资本市场股权融资，股权融资能力对新能源装机增速构成制约。反过来，碳配额要根据保障新能源获得目标融资额的最低收益率倒推制定。由于再融资认购不存在强制性，因此新能源的收益率一定程度上是投资者决定

• 至此，按照新能源目标装机增速低中高三挡，我们分别以保险资金、公募基金和高风险资金的最低收益率要求作为满足再融资能力的底线收益率，从保守到乐观依次对应6-8%、8-10%和10-15%• 从系统运行角度看，现货市场+碳市场机制本质上是发挥供需两侧的积极性，在大电网上实现供需实时平衡，更适合资源生产地与消纳地分离以及用户高度分散的普遍情况

A+H股绿电运营商现有装机及规划情况 (装机单位：万千瓦)

所属集团	公司名称	总装机	烧	新能源		风电		光伏	水电	核电	十四五新能源装机规划
华能集团	华能国际	12723	10696	1990		1363		628	37		4000			十四五新增40GW
华能集团	内蒙华电	1285	1140	145		138		7	。			1000		十四五期间计划新增10GW
华电集团	华电国际	5475	5229	目前持有华电新能源30%股权，华电新能源装机超过20GW瓦，拟独立IPO					246		主要依靠参股华电新能源新投资收益
华电集团	黔源电力	400	。	76		0		76	323		500			规划水光一体化基地光伏500万干瓦
大唐集团	大唐发电	7102	5361	821		542		279	920		3000			新增新能源装机不低于3000万千瓦
大唐集团	大唐新能源	1419	。	1419		1269		150	0		3000			计划十四五增加到4000万千瓦左右
国电投集团	中国电力	3160	1108	1440		719		721	545		5000			2025年底清洁装机占比90%（预估新增新能源50GW)
	吉电股份	1221	330	891					。					十四五清洁能源比例将达到90%
	上海电力	2092	1272	819		388		431	0
国家能源集团	国电电力	10039	7646	897		746		151	1496		3500			新增新能源装机3500万千瓦
国家能源集团	龙源电	3110.78	187.5	2923.3		2619.18		1304.1			3000			新增新能源装机3000万千瓦
三峡集团	长江电力	4560	。	0					4560		1500			金沙江下游1500万千瓦水风光项目
三峡集团	三峡能源	2510	0	2479		1507		972	22		3000			每年投产5GW以上新能源
中广核集团	中广核新能源	899	322	561		442		119	6					每年新增100万千瓦以上新能源
中节能集团	节能风电	533		533		533			0
中节能集团	太阳能	726		726				726	0		1500			2025年末力争光伏累计20GW
华润集团	华润电力	5258	3558	1672		1551		121	28		4000			新增40GW可再生能源装机
中核集团	中国核电	3628	0	1253		421		832	0	2375	2500			每年新增500万千瓦新能源
福建能化	福能股份	599	414	185		181		4	0					暂无量化规划
粤电集团	粤电力A	2970	12694	253		235		18	13				1400	十四五新增新能源1400万千瓦
天津金开	金开新能	375	0	375		122		254	0			1000		到2025年新能源规模突破13GW
民营企业	嘉泽新能	183	0	182		179		3	0		350
鲁能集团	广宇发展	430	0	430		334		86	0		2500			2025年公司运营装机3000万千瓦
建投集团	新天绿能	569	0		569		548	20	0		400			2025年新能源装机达到1000万千瓦

• 但是电力系统并非规模效应无限递增，在特定区域充分利用资源禀赋，按照源网荷储一体化模式运行（如水风光互补，火风光互补、大工业直供电等），实现小电网上的供需平衡，可能是效率更高的方式

源网荷储，核心是网与荷

• 我们分析在新型电力系统建设过程中，部分拥有多种能源禀赋、专属客户资源、独立电网的中西部省份公司将拥有独特优势，实现差异化竞争，具备alpha性机会

源网荷储一体化调度模式示意图

主要内容

新一轮电改箭已在弦电价机制底层逻辑剧变
钟摆转向关注煤电等传统电源投资机遇
不破不立静待新能源收益机制理顺
投资意见分析与标的

申能股份：供需格局趋紧+竞争格局清晰+最低度电煤耗+低资产负债率的优质火电，新一轮电改下有望率先受益

公司为上海市占率最大的电力公司，控股煤电装机840万千瓦，在电力供需格局（华东地区持续偏紧）、区域竞争格局（上海三家电力公司互相持股）、度电煤耗（主流电力公司最低）和资产负债率（57.2%）四个维度上全面占优，市场对此认识严重不足

除煤电弹性外，公司致力于打造综合性能源平台，燃气管道业务、参控股气电/抽水蓄能/核电带来稳定业绩和现金流支撑，新能源业务提供长期成长空间。当前股价对应PB仅1.1倍，处于历史相对低位，分部估值法下市值具备较大修复空间

内蒙华电：煤电一体化+高分红承诺+新能源大基地长期利好标的，市场低估了一体化公司的长期竞争力

市场目前对业绩弹性大的纯煤电公司关注度较高，低估了煤电一体化公司的长期竞争力。公司为市面上稀缺的煤电一体化标的，而且煤矿产能从600万吨/年扩产到1500万吨/年，去年三季度开始产能逐渐爬坡。今年煤炭产量预计同比大增，从业绩弹性看同样可观。司承诺2022-2024每年分红比例不低于70%，按照当前股价计算股息率接近10%

公司2022年公布十四五发展计划拓展新能源10GW，当年实际落地较慢。今年公司开年即获得60万千瓦风电指标，公司已有较多项目上报新一批大基地项目核准，预计今年新能源发展大幅提速。公司蒙西煤电机组位置与内蒙古大基地规划基本重合，也将长期受益

华润电力：管理机制市场化程度最高的电力公司，机组多位于供需趋紧省份，有望在市场化改革中脱颖而出

过去两年市场对绿电的关注度较高，公司分拆新能源上市对公司股价产生较强压制。目前公司分拆事项已经落地，火电资产留在港股平台（00836.HK），新能源板块将以子公司形式回A上市，港股平台持股比例摊薄不超过30%，新能源板块回A有望提振估值

公司长期以来是管理机制市场化程度最高的电力公司，过往业绩有目共睹，在历次行业极端压力测试中均表现优异。公司火电机组多位于长三角、珠三角、京津冀等供需趋紧省份，有望在未来市场化改革中脱颖而出。公司当前PB仅有1倍，具备较强修复空间

银星能源：背靠中铝集团，源网荷储模式发展绿电优势独具、空间巨大；以大代小弹性业内最强

公司为中铝集团旗下唯一的新能源上市平台，2021年至今中铝集团面临用电成本激增、能耗管控、缺电限电等三重大山，于2022年底将新能源提升至战略地位，拟通过发展新能源解决电力供应和低碳转型问题。中铝集团电解铝业务年耗电超1000亿千瓦时，具备稳定负荷，若以30%用电替换为光伏，则存在20GW量级装机空间。公司独特模式发展绿电兼具确定性与弹性，估值优势有望凸显

老旧风电场改造细则发布，公司为新能源行业老旧风场改造弹性最大标的。宁夏为全国风电场改造领先省份，公司目前拥有1.5GW新能源（1.4GW风电，其中1.2GW在宁夏），现存宁夏1.1GW风电进入改造试点名单，今年已启动0.1GW风机改造，预计改造后全投资回报率达到10%，装机规模翻倍。公司2010年之前投产的老旧风机占比46%，预计改造后为A+H绿电标的中业绩弹性最大标的

天富能源：新疆兵团最大电网，工业排头兵打造城市级源网荷储一体化

公司为新疆兵团八师石河子厂网一体化（发电+输配电）企业，拥有覆盖石河子全境220kV环网，为新疆兵团旗下最大电网。公司过去承担政府招商引资包袱，新一轮电改下电价机制理顺回归合理，享受网内每一台机组投产带来的输配电收益。2023-2025年石河子3GW光伏投产，公司享受输配电度电超过9分钱，保障公司未来三年业绩确定性高增

石河子为新疆兵团工业排头兵，贡献兵团约1/4 GDP，1/2规上工业增加值，公司拥有源网荷储协同发展得天独厚的优势和天然基因。第三轮输配电价核定下电改加速，石河子规划建设城市级源网荷储一体化，电力资产由天富电网统一管理，解决石河子电力缺口，实现能源、能耗转型。一带一路与双碳战略下，新疆区位优势与资源优势尽显，石河子经济有望充分受益，石河子市或成“一带一路”向西开放区域中心和明珠城市；八师厂网合一、源网荷储模式有望在全兵团推广。

 东方电气：全球最大的发电设备供应商，“水火核风光气”六电并举，行业竞争格局稳定，缺电背景下订单激增

煤电设备竞争格局稳定，缺电背景下核准量激增。近些年各地陆续出现范围较大的缺电现象，特别是新能源装机比例很高的内蒙古地区同样限电，反映出我国缺电核心原因是缺乏可靠性传统电源。2022年年煤电核准量超90GW，较往年多2倍以上，今年核准装量预计与去年相当，煤电设备竞争格局稳定，公司市占率30%以上，量价齐升下未来2-3年业绩高增长确定性极强。

无需担心十五五煤电设备需求过度萎缩。1）我国最高用电负荷每年增长70GW以上，需求响应比例仅3%\~5%，仍需要顶峰电源支持；2)老旧机组临近退役或煤耗过高，等量替换、上大压小等需求持续存在；3)特高压送出新能源仍需要新建煤电支持；4）煤电将逐渐转为支撑性和调节性电源，装机量继续增加并不会阻碍碳达峰。从负荷缺口角度测算，我们预计十五五期间平均每年煤电设备需求在40GW左右。此外电改加速下煤电灵活性改造有望全面铺开，成为重要增长点。

其余板块基本面全面转好，完全可以弥补煤电适度下滑带来的收入缺口。分电源来看，1）气电灵活性强，成为沿海和川渝地区发展重点；2）核电地位提高，十四五预计每年核准6-8台，较十三五翻倍；3）常规水电开发力度有望恢复，抽蓄受两部制加持，2022年核准近70GW，接近2021年5倍；

从更长期来看，碳中和要求煤电等高碳排机组退出，但新能源天生技术缺陷使得缺口只能由其它更清洁的传统电源补位，结构性调整带来的设备需求持续存在，诸如压储、光热、调相机、氢能等在此背景下可能迎来巨大发展机遇。上述电源设备在原理上具有相通性，以公司为代表的三大主机厂技术实力遥遥领先，护城河十分宽广，竞争格局难以打破，可放心享受行业增长红利

表：公用事业重点公司估值表（元，元/股，华润电力采用港币，其他公司采用人民币）

板块	代码	简称	评级	收盘价 2023/6/30	EPS				PE		PB(If)
板块	代码	简称	评级	收盘价 2023/6/30		23E 24E	25E	23E	24E	25E
火电转型	02380.HK 00836.HK	中国电力	买入	2.59	0.33	0.42	0.49	8	6	5	0.68
		华润电力		17.70	2.43	2.80	3.11	7	6	6	1.04
	600795.SH	国电电力		3.83	0.42	0.51	0.59	9	8	6	1.48
	600863.SH	内蒙华电		4.15	0.54	0.59	0.61	8	7	7	1.75
	000539.SZ	粤电力A		7.30	0.44	0.50	0.61	17	15	12	1.89
	600011.SH	华能国际		9.26	0.43	0.58	0.72	22	16	13	3.02
	600483.SH	福能股份	锁	11.55	1.39	1.62	1.76	8	7	7	1.11
	600027.SH	华电国际	美数人	6.69	0.42	0.65	0.70	16	10	10	1.78
	601991.SH	大唐发电		3.31	0.20	0.30	0.33	17	11	10	2.19
	600642.SH	申能股份	买入增持	6.99	0.56	0.64	0.72	12	11	10	1.11
	江苏国信		7.57	0.53	0.68		14	11		0.99
新能源	002608.SZ 600023.SH	浙能电力	买入	5.07	0.43	0.48	0.54	12	11	9	1.08
	600905.SH	三峡能源	买入	5.37	0.25	0.33	0.37	21	16	15	1.94
	00916.HK	龙源电力	买入	7.27	1.05	1.23	1.30	7	6	6	0.95
	01798.HK	大唐新能源	买入	2.36	0.46	0.53	0.61	5	4	4	0.99
	01811.HK	中广核新能源	买入	1.96	0.41	0.47	0.58	5	4	3	0.88
	000875.SZ	吉电股份	增持	5.39	0.37	0.44		15	12	0	1.28
	601619.SH	嘉泽新能	买入	4.55	0.40	0.57	0.73	11	8	6	1.90
	601778.SH	晶科科技	增持	4.94	0.16	0.21	0.26	31	24	19	1.17
核电	000862.SZ	银星能源	买入	7.66	0.43	0.72	1.14	18	11	7	1.84
	601985.SH	中国核电	买入	7.05	0.55	0.63	0.69	13	11	10	1.55
	003816.SZ	中国广核	买入	3.11	0.22	0.23	0.24	14	14	13
水电	600900.SH	长江电力	买入	22.06	1.31	1.38	1.45	17	16	15	1.42
	600025.SH	华能水电	买入	7.13	0.43	0.47	0.50	17	15		2.69
		国投电力	买入	12.65	0.88	1.00	1.21	14	13	14 10	2.45
	600886.SH	川投能源	买入	15.05	1.02	1.10	1.19	15	14	13	1.87
	600674.SH 600236.SH	桂冠电力	买入	5.57	0.36	0.39		15	14	0	1.96
	002039.SZ	黔源电力	买入	14.07	1.20	1.39	1.63	12	10	9	2.81
综合能源服务	003035.SZ 600509.SH	南网能源天富能源	买入买入	7.12 7.81	0.19 0.52	0.28 0.66	0.36 0.83	37 15	25	20	1.70 4.12 1.54

资料来源：Wind，申万宏源研究。注：华润电力采用港币，其他公司采用人民币。人民币/港币汇率取值为1.11

表：电力设备重点公司估值表（元，元/股，单位均为人民币）

板块	代码	简称	评级	收盘价 2023/6/30	EPS			PE			PB (If)
板块	代码	简称	评级		23E	24E	25E	23E	24E	25E
电力信息化	600131.SH	国网信通	买入	20.19	0.81	0.98	1.16	25	21	17	4.18
电力信息化	301162.SZ	国能日新	增持	78.88	1.36	1.66	2.08	58	48	38	7.97
发电设备	600875.SH	东方电气	买入	18.65	1.24	1.7	1.97	15	11	9	1.61
发电设备	1133.HK	哈尔滨电气	买入	2.84	0.36	0.95	1.01	8	3	3	0.41
电网设备	000400.SZ	许继电气	买入	23.05	0.92	1.48	1.79	25	16	13	2.30
	600406.SH			23.1	1.15	1.42	1.45	20	16	16	4.58
		国电南瑞	买入
	002028.SZ	思源电气	买入	46.72	2.14	2.56	2.98	22	18	16	3.92
	603606.SH	东方电缆	买入	49.03	2.61	3.49	4.1	19	14	12	6.20
	600089.SH	特变电工	增持	22.29	3.76	3.28	3.09	6	7	7	1.46
储能	688248.SH 601222.SH	南网科技林洋能源	增持买入	38.39 8.19	0.87 0.59	1.32 0.78	1.54 0.88	44 14	29 11	25 9	8.50 1.16

资料来源：Wind，申万宏源研究。人民币/港币汇率取值为1.11

表：环保重点公司估值表（元，元/股，单位均为人民币）

板块	代码	简称	评级	收盘价	EPS			PE			PB(If)
板块	代码	简称	评级	收盘价	2023/6/30	23E 24E	25E	23E	24E	25E	PB(If)
环境监测	300800.SZ	力合科技	买入	13.81	0.68	0.75	0.9	20	18	15	1.60
	000920.SZ	沃顿科技	买入	10.12	0.37	0.44	0.52	27	23	19	2.82
	688501.SH	青达环保	买入	22.25	1.11	1.48	1.84	20	15	12	3.46
环保装备氢能装备	000967.SZ	盈峰环境	增持	5.05	0.23	0.28	0.32	22	18	16	0.93
	000811.sz	冰轮环境	买入	15.76	0.75	0.94	1.18	21	17	13	2.40
	603588.SH	高能环境	买入	9.37	0.77	0.93	1.15	12	10	8	1.57
循环经济	002266.SZ	浙富控股	买入	4.13	0.34	0.4	0.46	12	10	9	1.81
	688196.SH	卓越新能	买入	46.25	4.41	4.55	6.6	10	10	7	2.08

资料来源：Wind，申万宏源研究。

 电力体制改革推进不及预期。电力体制改革预期是当前电力行业最主要的投资逻辑，关系到整个电力产业链的盈利能力和长期市场空间，虽然我们在报告中从多个角度论证电力体制改革的重要性、迫切性以及必要性，但是电力市场推进过程中会面临诸多障碍，诸如电网商业模式、地方与中央的利益博弈、电力输入输出省份的既有利益分配等，一旦不及预期将影响电力公司盈利转换逻辑

 碳中和政策存在反复。虽然国家气候峰会主要经济体重申碳中和战略，但是在地缘政治冲突背景下，碳中和不可避免被政治化，叠加全球能源通胀影响，碳中和政策可能存在反复，对新能源装机量和回报率都会产生负面影响。

信息披露

证券分析师承诺

本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告,并对本报告的内容和观点负责。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。

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机构销售团队联系人

华东A组茅炯 021-33388488 maojiong@swhysc.com

华东B组李庆 18017963206 liqing3@swhysc.com

华北组肖霞 15724767486 xiaoxia@swhysc.com

华南组李昇 15914129169 lisheng5@swhysc.com

A股投资评级说明

证券的投资评级：

以报告日后的6个月内，证券相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：

买入（Buy）：相对强于市场表现20％以上；

增持（Outperform）：相对强于市场表现5％～20％；

中性 (Neutral) ：相对市场表现在－5％～＋5％之间波动；

减持 (Underperform) ：相对弱于市场表现5％以下。

行业的投资评级：

以报告日后的6个月内，行业相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：

看好（Overweight）：行业超越整体市场表现；

中性 (Neutral) ：行业与整体市场表现基本持平；

看淡 (Underweight) ：行业弱于整体市场表现。

本报告采用的基准指数：沪深300指数

港股投资评级说明

证券的投资评级：

以报告日后的6个月内，证券相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：

买入（BUY）：：股价预计将上涨20%以上；

增持（Outperform）：股价预计将上涨10-20%；

持有（Hold）：股价变动幅度预计在-10%和+10%之间；

减持（Underperform）：股价预计将下跌10-20%；

卖出（SELL）：股价预计将下跌20%以上。

行业的投资评级：

以报告日后的6个月内，行业相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：

看好（Overweight）：行业超越整体市场表现；

中性 (Neutral) ：行业与整体市场表现基本持平；

看淡（Underweight）：行业弱于整体市场表现。

本报告采用的基准指数：恒生中国企业指数（HSCEI）

我们在此提醒您，不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系，表示投资的相对比重建议；投资者买入或者卖出证券的决定取决于个人的实际情况，比如当前的持仓结构以及其他需要考虑的因素。投资者应阅读整篇报告，以获取比较完整的观点与信息，不应仅仅依靠投资评级来推断结论。申银万国使用自己的行业分类体系，如果您对我们的行业分类有兴趣，可以向我们的销售员索取。

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钟摆转向 迎接电改新时代

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电力行业最大的机会在于电改理顺机制，目前电力供需两侧同时发生趋势性变化，量变引发质变，改革已经没有退路

钟摆开始转向，关注煤电等传统电源建设及投资机会，四个维度筛选优质标的

不破不立，静待新能源收益机制理顺，碳市场是决定能源转型成败的胜负手，关注源网荷储差异化竞争公司

风险提示：电力体制改革推进不及预期，碳中和政策存在反复

主要内容

旧矛盾叠加新问题，电力供需两侧同时发生趋势性变化，量变引发质变，市场化改革已经没有退路

供需结构的变化导致发用电曲线形状、调度难度等均发生彻底改变，系统可靠性下降是近年电力供应偏紧的底层原因

季节性问题将供需矛盾进一步放大，最高负荷与气温呈现较强相关性，电力系统“天气敏感性”愈发突出

我国当前电力系统面临的困境，归根结底还是准许收益率法定价的问题，无法实现不同电源类型之间的有效竞争

从海外经验来看，建设以现货市场为核心的市场化机制是行之有效的手段，也是我国新一轮改革的方向

 完善中长期交易机制，做好实时价格发现与收入成本稳定之间的平衡；空间维度上加快省内市场与省间市场的衔接

拓展定价维度，以现货市场为核心整合辅助服务/容量市场与碳市场，保障电能质量、系统冗余度以及电源结构低碳转型

电网角色不中性是市场化改革的核心阻力之一，第三周期输配电价核定完善成本传导，是电改加速的重要信号

由发电用电两端市场化交易形成

主要内容

 十三五至今煤电装机增量显著下滑，是电力供需由松转紧的重要原因，市场乃至决策层对煤电作用的认知开始扭转

名词解释：

在煤电新定位以及现货市场改革大背景下，煤电公司盈利能力将迎来巨大分化，投资框架与标的筛选方式亟需迭代

市场化条件下，电力供需格局直接影响电价，高峰负荷最为关键，华东整体最为紧张；华南备用率较高，但是波动较大

华中区域能源禀赋极差；西南区域主要依赖水电，但是水电开发殆尽，其他能源禀赋同样较差，存在中长期缺电隐忧

以华能国际为例，通过债务压力测算度电底线盈利

主要内容

光伏产业链供需格局演化显著利好下游，但是难以对冲现金流及消纳担忧，绿电板块持续低迷，对双碳目标带来严重挑战

与此同时，现货市场快速推进，新能源发电时段与用电需求错位，导致新能源电价出现不利影响，进一步降低收益率预期

全球实践来看，碳市场是促进全社会减碳、激励清洁能源发展最有效的手段，新能源收益率承压的底层原因是碳市场缺失

源网荷储，核心是网与荷

主要内容

申能股份：供需格局趋紧+竞争格局清晰+最低度电煤耗+低资产负债率的优质火电，新一轮电改下有望率先受益

内蒙华电：煤电一体化+高分红承诺+新能源大基地长期利好标的，市场低估了一体化公司的长期竞争力

华润电力：管理机制市场化程度最高的电力公司，机组多位于供需趋紧省份，有望在市场化改革中脱颖而出

银星能源：背靠中铝集团，源网荷储模式发展绿电优势独具、空间巨大；以大代小弹性业内最强

天富能源：新疆兵团最大电网，工业排头兵打造城市级源网荷储一体化

 东方电气：全球最大的发电设备供应商，“水火核风光气”六电并举，行业竞争格局稳定，缺电背景下订单激增

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