“煤炭+硅料”成本双优化，“火转绿”标的确定性增强

智慧能源系列专题报告（二）

本篇报告分析了能源结构转型的背景下，煤炭、硅料成本下行推进火电转绿电企业价值修复的底层逻辑。新能源装机提升带来供需不平衡问题，火电的“压舱石”作用更加凸显，“火转绿”公司弹性充足。此外，随着中国特色估值体系的重塑，承担能源保供重任的低估值火电央企价值有待修复。

❑ 电力行业复盘：2022年水电上半场出力，火电下半场救急，新能源装机持续提升。上半年来水充沛，水电发电量高增长，下半年旺季来水偏枯，火电发电量占比提升。下半年硅料组件价格上行，光伏装机增速环比有所放缓，但全年依然维持高增长，风电全年装机增量有所下滑。俄乌冲突下，海外能源价格提升，国内煤价维持高位运行。

❑ 火电全年展望：“缺限电”再发生，火电“压舱石”作用凸显。近年新能源发电装机保持高增长，发电量占比也快速提升。但由于风光发力时间和用电负荷之间存在不匹配问题，无法满足高峰期用电需求，并且风光资源分布不均，导致 2022 年部分地区再次出现停限电问题，且南方部分地区停限电问题在2023年有所加剧。火电作为可稳定出力且可调节电源，在从基荷电源向主要调节电源转型的过程中，“压舱石”作用凸显。火电灵活性改造效果和成本方面均有明显优势，是保障电力系统安全和新能源消纳的最佳选择。

❑ 中国特色估值体系下，火电央企价值修复空间大。在传统的考核制体系下，央企对于成长性和盈利质量的重视程度不足。电力行业中央国企占比大，目前估值普遍处于低位，且子版块中火电估值明显低于行业平均水平。为重塑央国企价值，国资委提出四大路径，并聚焦“一利五率”优化国企考核体系。火电央企承担着能源保供的重任，估值修复空间较大。

❑ “煤炭+硅料”成本双优化，“火转绿”标的今年增长确定性强。1）煤价：2022年煤价维持高位，火电企业利润纷纷受损，发电意愿不高。国家不断出台稳定煤价措施，2023年长协煤参考价比2022年下降了25元，且三个100%的政策将进一步保证长协煤的供应和价格稳定，全年火电的煤价成本相较去年有明显的修复预期。2）硅料：2022 年硅料价格高企，全行业光伏新增装机增速有所下滑。11 月开始硅料价格进入下行通道，且我国多晶硅产能即将快速释放，有望进一步降低成本。此外，第一批可再生能源补贴核查落地，欠补问题有望解决，绿电运营商装机意愿有望提升，绿电交易市场逐渐完善，绿电交易量将持续扩大。3）“风光水火储”协同大势所趋：“火电转绿电”不仅能减少碳排放，推动“双碳”目标实现，还能节约煤炭消耗，减少企业因用煤成本过高造成的亏损。风光发电需要火电提供辅助服务，火电企业有成熟的电网消纳渠道，且能够利用现有的火电装机进行调峰，可以减少清洁能源消纳的电网建设和储能投资成本。此外，火电央企现金流充沛，融资成本相对较低，在煤价和硅价的双重成本优化下，成长确定性强。

❑ 投资建议：在重塑央国企估值体系的发展逻辑下，承担能源保供重任的火电央企价值修复空间较大。煤价、硅料价格下行叠加市场化交易占比提升有望推动火电企业盈利改善。建议关注风光装机增速领先的华能国际等。

❑ 风险提示：电煤长协保供政策的执行力度不及预期、火电灵活性改造装机增速不及预期、经济增速下滑导致终端用电需求疲软等。

行业规模

占比%

股票家数（只）	217	4.4
总市值（亿元）	29917	3.6
流通市值（亿元）	25893	3.6

行业指数

%	1m	6m	12m
绝对表现	-1.2	4.9	4.5
相对表现	-0.4	0.5	9.8

资料来源：公司数据、招商证券

正文目录

一、电力行业复盘：2022 年水电上半场发力，火电下半场救急，风光装机有所滞后..
1、板块表现：水电防御性凸显，火电盈利改善，绿电跌幅较大 . . 5
2、供需状况：全年电力供需紧平衡，电力市场化进程加速.... ..... 6
二、火电全年展望：“缺限电”再发生，火电“压舱石”作用愈发明显.. . 10
1、新能源装机占比不断提升，供需不匹配导致“缺限电”现象频发.. . 10
火电灵活性改造优势明显，保供“压舱石”作用凸显... .. 12
三、中国特色估值体系下，火电央企价值修复空间大... . 19
1、当前央企估值处于历史低位，价值实现与价值创造不匹配问题突出. . 19
2、聚焦“一利五率”考核体系，火电央企价值有待修复 ... . 20
四、 “煤炭+硅料”成本双优化，“火转绿”标的今年增长确定性强. . 22
1、火电：长协煤保障政策将带来成本端持续优化 ... . 22
2、新能源：硅料及组件价格迎来拐点，绿电交易空间广阔... . 26
3、 “风光水火储”协同大势所趋，“火转绿”央企增长确定性高 .. . 30
4、投资建议... . 34
五、风险提示..... ... 36

图表目录

图1：2022 年申万一级行业累计涨跌幅. 5
图 2：2022 年公用事业行业表现.. . 5
图 3：2022 年申万电力子行业累计涨跌幅. .. 5
图 4：分电源新增装机量（亿千瓦）. . 6
图5：分电源累计装机量同比增速. . 6
图 6：分电源累计装机量（亿千瓦） . 6
图 7：2022 年分电源装机占比..... .. 6
图8：光伏新增装机容量（万千瓦）及增速.. .. 7
图 9：分电源发电量（亿千瓦时） . 7
图 10：分电源发电量增速 ... .. 7
图 11：月度火力发电量（亿千瓦时）及同比增速 . 7
图 12：月度水力发电量（亿千瓦时）及同比增速
图13：三峡水库站水位（米）.....
图14：全社会用电量（亿千瓦时）及增速..
图 15：2022 年分行业用电量占比.... ... 8
图 16：分月度全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速 ..... 8
图17：全国市场化交易电量（亿千瓦时）.. ... 9
图 18：主要电力公司市场化交易电量占上网电量比重 ... 9
图 19：灵活性方向作用原理... . 11
图 20：新旧场景下电力系统净负荷曲线示意图 .
图 21：分电源可用电源装机容量（亿千瓦）.. .. 12
图 22：总装机容量及可用装机容量增速对比.... .. 12
图 23：新增装机容量中各电源占比.. ... 12
图24：可用装机容量与最高用电负荷差额（亿千瓦） ... 12
图 25：南方区域电力辅助服务参数表....... ...... 16
图 26：民企、国企、央企与市场 PE（TTM）对比 .......
图 27：民企、国企、央企与市场 PB（LF）对比......
图 28：电力（申万）成分公司属性.... ... 20
图 29：电力（申万）成分公司所属子行业..... ..... 20
图 30：A 股整体、沪深 300、电力（申万）、火力发电（申万）PB（LF）对比 ..................... .... 20
图31：2022年国家发改委稳煤价措施. ... 23
图 32：长协定价公式.... . 25
图 33：长协煤价格走势..... .. 25
图 34：火电分月度投资额（亿元）及同比增速 ... .. 25
图 35：全国新增煤电核准装机量（GW）及同比增速.. .. 25
图 36：秦皇岛动力煤（Q5500）现货价（元/吨）. .. 26
图 37：主要港口煤炭库存（万吨）... ... 26
图 38：多晶硅料价格走势（元/千克）..... .. 26
图 39：单晶 PERC 组件价格走势（元/瓦）...... ... 26
图 40：国内多晶硅产量（万吨）及环比增速 . 27
图 41：我国可再生能源项目市场交易路径..... .. 28
图 42：国内绿色电力直接交易量（亿千瓦时） ..................
图 43：全国弃风量（亿千瓦时）及弃风率..........
图 44：全国弃光量（亿千瓦时）及弃光率..................
图 45：分月度全国弃风率 . . 30
图 46：分月度全国弃光率 ... ................................................................. ........ 30
图 48：2022 年各地区签约一体化项目情况（万千瓦）................................................................................... ........ 33
图 49：2022 年各集团签约/获取一体化项目指标情况 .. .... 33
图 50：主要电力企业火电装机规模（万千瓦） ........ ...... 33
图 51：2021 年电力企业火电业务毛利率..... ... 34
图 52：2021 年电力企业单位火电装机亏损（元/千瓦）.................................................................................... ...... 34
图 53：主要电力企业风电装机规模（万千瓦） . . 34
图 54：主要电力企业光伏装机规模（万千瓦） ........ ......................................................................................
表 1：限电政策梳理... .. 10
表 2：不同电源的受阻系数...... ..... 12
表 3：电力系统稳定性/灵活性调节方式 ...
表 4：各类资源提升灵活性的成本构成 ...... ...... 13
表 5：火电灵活性改造经济性远超其他调峰技术.. ... 14
表 6：火电灵活性改造技术路线 . ..... 14
表 7：火电灵活性改造的经济性测算.. ..... 15
表 8：调峰辅助服务补偿标准（元/kWh）....... ....... 16
表 9：地方火电灵活性改造配置新能源指标政策.. ..... 18
表 10：央企考核指标体系变迁... .... 21
表 11：能源保供政策梳理 ...... . 22
表 12：国家连续出台政策“稳煤价”..... ... 23
表 13：2022 与 2023 年煤炭中长期合同签约履约工作方案对比... . 24
表 14：国家推动解决新能源欠补问题的政策梳理.. . 27
表 15：2023 年电力市场年度交易结果 ....
表 16：各部门推动绿色电力交易政策...
表 17：部分一体化建设的政策梳理... .... 31
表 18：“十四五”规划中 9 大清洁能源一体化基地.. ...... 32
表 19：“十四五”期间各大电力集团新能源装机计划 ... .... 34

电力行业复盘：2022 年水电上半场发力，火电下半场救急，风光装机有所滞后

1、板块表现：水电防御性凸显，火电盈利改善，绿电跌幅较大

2022 年公用事业板块跌幅 16%，跑赢沪深 300，在 31 个申万一级行业中涨跌幅位居中上游。自下半年起，公用事业超额收益明显，截至 2022 年12月30 日，公用事业相对沪深 300 超额收益率为5.8%。

➢ 火电：上半年煤价高企，导致火电企业成本端承压。随着市场化改革下电价上浮，叠加长协煤保供稳价政策逐步推进，下半年企业盈利有所修复，体现较高超额收益。

➢ 水电：上半年来水偏丰，水电发电量高增长；7-8 月受高温干旱影响，来水转枯，企业业绩分化明显，板块超额收益持续全年。

➢ 风电及光伏：硅料及风光组件价格上行，加上可再生能源补贴不确定性引发担忧，风光装机有所滞后，板块跌幅较大。

图1：2022年申万一级行业累计涨跌幅

资料来源：wind、招商证券

图2：2022年公用事业行业表现

资料来源：wind、招商证券

图 3：2022年申万电力子行业累计涨跌幅

资料来源：wind、招商证券

2、供需状况：全年电力供需紧平衡，电力市场化进程加速

电力延续绿色低碳转型趋势，风光装机占比接近 30%。2022年全国新增发电装机容量 2.0 亿千瓦，同比增长 11.5%。其中新增火电装机量 4471 万千瓦，同比下滑9.5%；水电 2387万千瓦，同比增长1.6%；风电3763万千瓦，同比下滑21.0%；光伏8741 万千瓦，同比增长 60.3%；核电 228万千瓦，同比下滑 32.9%。新增非化石能源发电装机量共计1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至 2022年底，全国全口径发电装机容量为25.6亿千瓦，同比增长7.8%，其中风电和光伏发电装机容量7.58亿千瓦，占总装机比重上升至29.6%，同比+2.89pcts。

➢ “抢装潮”后风电装机略显疲态，增速逐渐下滑。一方面，根据财政部等联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，2021 年 12 月 31 日后新增的海上风电和光热项目将不再纳入中央财政补贴范围。另一方面，根据发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》，2018年之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年至 2020年底前核准的陆上风电项目，2021 年底前未完成并网的，国家不再补贴。发电企业为了赶上陆风和海风补贴的“末班车”，自 2020 年起纷纷进入“抢装潮”，2020年风电装机同比增长 35%。“抢装潮”过后，风电装机略显疲态，2021 年、2022 年风电装机量增速分别下滑至 16.6%、11.2%。

➢ 受硅料涨价影响，下半年光伏增速放缓。2022 年上半年，全国新增光伏装机容量为 3088万千瓦，同比大幅增长 137.4%。下半年以来，硅料及组件价格高企，多晶硅（致密料，单晶用）价格由约 230元/千克上涨至超过300 元/千克，光伏企业成本端承压，新增光伏装机容量为 5653 万千瓦，同比增长 34.9%，装机增速较上半年明显放缓。

图4：分电源新增装机量（亿千瓦）

资料来源：wind、招商证券

图 5：分电源累计装机量同比增速

资料来源：wind、招商证券

图6：分电源累计装机量（亿千瓦）

资料来源：wind、招商证券

图 7：2022年分电源装机占比

资料来源：wind、招商证券

图8：光伏新增装机容量（万千瓦）及增速

资料来源：wind、招商证券

上半年来水偏丰，水电发电量快速增长；下半年来水转枯，火电救急弥补用电旺季缺口。2022 年全口径发电量8.69万亿千瓦时，同比增长3.8%。其中火电发电量 5.73万亿千瓦时，同比增长1.5%；水电1.36万亿千瓦时，同比增长1.1%；风电 7624 亿千瓦时，同比增长 16.3%；光伏 4275 亿千瓦时，同比增长 30.7%；核电 4178 亿千瓦时，同比增长2.5%。截至2022 年12 月31日，风光发电量合计占比达到13.8%，同比+1.96pcts。上半年来水充沛，水电发电量快速增长，而受到高煤价影响，火电发电量同比下滑；7-8 月高温干旱导致来水转枯，水站储水量下降，水电发电量大幅下滑，全国出现大范围缺电，火电及时救场，发电量增速转正。

图9：分电源发电量（亿千瓦时）

资料来源：wind、招商证券

图 10：分电源发电量占比

资料来源：wind、招商证券

图 11：月度火力发电量（亿千瓦时）及同比增速

资料来源：wind、招商证券

图 12：月度水力发电量（亿千瓦时）及同比增速

资料来源：wind、招商证券

图 13：三峡水库站水位（米）

资料来源：wind、招商证券

全国全社会用电量 8.64 万亿千瓦时，同比增长 3.6%。其中，第一产业用电量为 1146 亿千瓦时，同比增长 10.4%，占社会用电量比重为 1.3%；第二产业用电量为5.70亿千瓦时，同比增长1.2%，占比66.0%；第三产业用电量为1.49亿千瓦时，同比增长4.4%，占比17.2%；城乡居民生活用电量1.34亿千瓦时，同比增长13.8%，占比15.5%。2017-2022年，第一产业及第二产业用电量占比逐渐下降，第三产业及城乡居民用电量呈上升趋势。分月度看，受疫情影响，3月份起全社会用电增速下滑。下半年以来，随着气温升高以及疫情形势得到缓解，全社会用电量同比快速增长，7、8月我国出现了近 10 年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动全社会用电量达到8520 亿千瓦时，同比增长12.0%.

图14：全社会用电量（亿千瓦时）及增速

资料来源：发改委能源局、wind、招商证券

图 15：2022年分行业用电量占比

资料来源：发改委能源局、wind、招商证券

图16：分月度全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速

资料来源：wind、招商证券

电力市场化改革进程加速，中长期电力直接交易量大幅提升。按交易结算口径统计，2022 年全国市场交易电量共 5.25万亿千瓦时，同比增长 39%，占全社会用电量比重达 60.8%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计

4.14 万亿千瓦时，同比增长 36.2%。主要电力公司参与市场化交易电量比重均明显增长，2022 年前三季度，国电电力/华能国际/大唐发电/申能股份参与市场化交易电量占上网电量的比重分别达到 93%/89%/84%/80%。

图17：全国市场化交易电量（亿千瓦时）

资料来源：中电联、招商证券

图 18：主要电力公司市场化交易电量占上网电量比重

资料来源：各公司公告、招商证券

二、火电全年展望：“缺限电”再发生，火电“压舱石”作用愈发明显

1、新能源装机占比不断提升，供需不匹配导致“缺限电”现象频发

2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。7、8 月高温干旱下，全国有21 个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12 月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张。在电力供需紧平衡的背景下，各地不断出台限电政策。例如2022 年9 月，云南省发布了两轮对于电解铝等高耗能企业的限电措施，将压减负荷比例由 10%提高至 15%-30%不等；而在 2023 年初全省少雨干旱的情况下，云南省进一步加强了对电解铝企业的用电限制，将压减负荷比例扩大至 40%左右。

表1：限电政策梳理

时间地区限电政策
云南省能源局发布《2022年有序用电方案》，提出对保障供电安全和电网安全需限产、停产用电负荷，不符合国家产业政策的淘汰类和限制2022.04 云南省类企业用电，州（市）根据行业（企业）度电增加值安排用电，按顺序限产、停产来控制用电。
黑河市人民政府发布《黑河市2022年"迎峰度夏"有序用电方案》，提出综合考虑用户侧用电增长、负荷特性、负荷调控能力等因素，并结合有2022.05 黑龙江省序用电可降负荷达到历史最大用电负荷20%以上的目标，安排2022年有序用电方案最大可降负荷9.64万千瓦。
	山东省	山东发改委、山东省能源局联合印发《2022年全省迎峰度夏有序用电方案》，提出科学组织实施有序用电，确保“限电不限民用""限电不拉闸”,切实保障居民生活、公共服务和重要用户电力可靠供应。
2022.06	上海市	上海市经济信息化委发布《2022年上海市迎峰度夏有序用电方案》，提出2022年上海电网最高负荷预计出现在7、8月份夏季用电高峰期间，约为3500万千瓦，最高负荷较2021年净增147万千瓦、增幅4.38%。
2022.06	辽宁省	辽宁省工信厅发布《2022年辽宁省有序用电方案》，提出，按照先错峰、后避峰、再限电的顺序实施有序用电。
	内蒙古	内蒙古自治区能源局发布《蒙西电网有序用电方案》、《蒙东电网有序用电方案》，明确有序用电预警等级、有序用电具体措施、预警发布程序和有序用电执行程序，提出用户轮停措施和拉闸限电措施，并着重增加了需求侧响应措施。
		四川省经济和信息化厅、国网四川省电力公司等部门制定《四川省2022年迎峰度夏部分高载能行业停产让电于民实施方案》，从8月14日至20 日对部分高载能企业实施停产让电于民的调控，让出用电负荷约700万千瓦，全力缓解供电压力。
	四川省
2022.08	浙江省	浙江发改委印发《关于统一启动C级有序用电的函》，指出2022年8月8日根据用电缺口实际情况启动C级1250万千瓦有序用电措施。
		合肥市发改委、国网合肥供电公司发布《致全市电力用户节约用电倡议书》，指出今夏全市电力供需形势紧张，倡导工业企业通过计划检修等方式错避峰让电，主动支持缓解用电高峰时段供电压力。
	安徽省
	限电15天，从9月15日0点起执行，到9月30日结束。限电期间，江苏省工业用电拉掉，保留生活用电，统一检修半个月，办公室空调停用，路灯控制减半。
2022.09	9月10 日起电解铝企业进入第一轮限电模式，初步压减10%用电负荷，受影响产能达到50万吨。9月16日，电解铝企业进入第二轮限电模式，云南省压减用电负荷加大至15%-30%不等，受影响产能约在80万吨至155万吨。
2022.12	贵州省	贵州电网发布《关于电解铝企业实施负荷管理有关要求的通知》，提出在实施负荷管理时重点限制“两高”企业，各电解铝企业暂按70万千瓦总规模调减，约占电解铝总负荷比例约30%。
2023.02	云南省	2023年以来，云南省大部分地区无明显降水，截至2月13日，全省有 90%的区域出现气象干旱。2月18日，云南省电解铝企业再度收到压减用电负荷的限电通知，压减负荷比例扩大至40%左右。

资料来源：北极星电力网、各地方能源局、招商证券

新能源具有调节能力不足、出力不确定等特性，大规模新能源装机增加了电力系统运行控制的难度。

➢ 电力系统灵活性主要体现为：当不确定性因素造成系统电力供求不匹配时，系统可以通过“向上调节”或“向下调节”增加/减少出力，使供需尽快恢复平衡。当不确定性因素造成系统电力供应大于需求时，系统 “向下调节”减少出力，从而减少发电被弃，尽快恢复供需平衡；当不确定性因素造成系统电力供应小于需求时，系统“向上调节”增加出力，从而满足负荷需求，避免负荷削减。电力系统向上灵活性与系统的爬坡能力有关，对于系统的负荷供应能力有较大影响。向上灵活性不足是导致电力短缺的重要原因。向下灵活性与系统减少常规机组出力的能力紧密相关，对系统的可再生能源消纳能力有较大影响。向下灵活性不足是造成弃风、弃光的重要原因。

➢ 可再生能源占比提升带来灵活性需求上升。在以火电机组为主的旧场景中，原始负荷曲线较为平稳，其灵活性调节能力可以完全支撑电力系统的灵活性需求。而在可再生能源占比较高，且系统电气化程度不断提高的新场景下，电力系统净负荷曲线的峰谷差和波动性都大幅提升，传统的电力供需平衡方式不再能实现对净负荷的全时段包络，部分时段电力系统开始出现灵活性资源供不应求的现象。并且随着可再生能源接入比例的提升，电力系统的灵活性需求大幅度增加，常规灵活性资源的容量因此而大幅度降低。

图19：灵活性方向作用原理

资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》、招商证券

图 20：新旧场景下电力系统净负荷曲线示意图

资料来源：《国外提升电力系统灵活性措施对我国的经验启示》、招商证券

新能源装机占比提升，可用容量增速低于总装机容量增速，是导致缺电的主要原因。

➢ 可用容量是能够在各种工况下稳定出力的电源装机容量。如果各种电源装机的累计可用容量，扣除备用（负荷备用、旋转备用、停机备用、检修备用）后，无法覆盖用电负荷，就会发生缺电。可用容量的计算公式为：装机容量*（1-受阻系数）。不同电源的受阻系数假定为：水电丰季 10%受阻、枯季 40%受阻，抽蓄、核电不受阻，火电 8%受阻（供热火电15%受阻，装机占比接近 50%）、风电 95%受阻、光伏100%受阻。

➢ 新能源装机占比持续提升，导致可用容量增速低于总装机容量增速，进一步引发缺电。为改善火电发电效率，降低污染物排放，自 2016年起国家严控火电新增装机增长。受国家煤电停、缓建等政策的影响，火力发电装机容量增速将得到明显遏制，新增装机容量主要来自于新能源机组。2017-2022 年，风光新增装机容量占总新增装机容量的比重分别为 54.5%、52.9%、49.7%、62.9%、58.3%、63.8%。一方面，风光的新增装机占比快速提升，可以稳定发电、灵活调配的火电装机逐年降低。由于风光的受阻系数较高，大规模风光装机导致新增可用容量减少。另一方面，社会用电需求快速提升，最高用电负荷增速高于可用容量增速，二者之间的差额逐渐缩小。一旦用电负荷高增，或者极端天气导致新能源出力不足，就有可能出现缺电的情形。

表2：不同电源的受阻系数

电源类型
常规水电	受阻系数枯季 40%
常规水电	丰季 10%
抽水蓄能	0
火电	供热火电15%受阻，装机占比接近50%，因此假设火电受阻系数为8%
风电	95%
光伏	100%
核电	0

资料来源：《解析三种缺电和东北拉闸限电的影响》、招商证券

图21：分电源可用电源装机容量（亿千瓦）

资料来源：wind、招商证券

图 22：总装机容量及可用装机容量增速对比

资料来源：wind、招商证券

图23：新增装机容量中各电源占比

资料来源：wind、招商证券

图 24：可用装机容量与最高用电负荷差额（亿千瓦）

资料来源：wind、招商证券注：假设备用率为 14%

2、火电灵活性改造优势明显，保供“压舱石”作用凸显

火电灵活性改造是较为成熟的调峰手段，在成本和调峰效果方面优势明显。系统灵活性提升可以通过引入需求侧响应、建设抽水蓄能电站、建设电化学储能电站和火电灵活性改造等技术手段实现。火电机组灵活性改造具有改造效果好、性价比高、周期短等优点，可以在充分保障电网安全稳定运行的前提下，缓解“以热定电”和可再生能源消纳之间的矛盾。一方面，火电机组灵活性改造能充分挖掘现有火电机组调峰潜力，并可配合机组常规检修同步开展，改造周期短，见效快。另一方面，灵活性改造可以增加火电机组约 20%额定容量调峰能力。在我国现阶段火电装机规模大，且为主要调峰资源的电源结构条件下，提升效果好。与此同时，依据对国家火电灵活性改造试点项目的调研结果及工程统计的分析，以热水储热、电锅炉等为代表的典型灵活性改造技术及其组合，其单位调节容量提升投资成本约 29-143万元/MW，以低压缸微出力、零出力改造以及旁路供热等技术手段实现热电解耦的机组灵活性改造，其单位调节容量提升所需投资更低。

表3：电力系统稳定性/灵活性调节方式

具体内容		优点	缺点
需求侧响应	电力市场价格明显升高或系统安全可靠性受到威胁时，电力用户改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保障电网稳定，并抑制电价上升	1)潜力大 2）前景好	1）价格信号传导机制形成需要较长时间 2)提升效果存在不确定性 3)需求侧资源可控性相对较差 4）响应效果难以精确计量,有争议
抽水蓄能	利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能	1）不仅能够提升灵活性，还可作为事故备用和黑启动电源 2)技术成熟	1）投资成本高，价格疏导困难 2)抽发损失25%，使用成本高
燃气轮机	以连续流动的气体为工质带动叶轮高速旋转，将燃料的能量转变为有用功	1）启停方便，响应速度快 2)安全可靠，输出电压和频率稳定	1）天然气价格易受国际市场影响较大 2）对环境有一定污染
电化学储能	通过电池所完成的能量储存、释放与管理过程	1）全自动化控制，响应快速 2)控制精度高，可全容量调节2）前期投资高，性价比较低	1）缺乏转动惯量
火电灵活性改造	提高火电灵活性，主要是指增加火电机组的出力变化范围，响应负荷变化或调度指令的能力	1)调峰能力提升显著 2)配合检修同步进行，周期短见效快 3)单位调节容量投资小	1）配套政策与机制依赖性较高 2)对环境会造成一定污染

资料来源：《火电机组灵活性改造的激励机制研究》、招商证券

各类资源提升灵活性的成本对比：煤电灵活性改造成本较低，气电、抽水蓄能等资源投资成本高，电化学储能尽管成本已降至较低水平，但受制于锂电池等短时储能技术持续放电能力不强及储能收益机制不完善，电化学储能为代表的短时储能技术整体经济性不佳。此外需求侧管理机制、绿氢应用和其他新型储能仍处于推广或试点阶段，技术成熟度不高。灵活性成本计算模型如下式所示：

其中，??????????为单位灵活性调节容量对应成本投入，????????/????为新增（改造）灵活性资源的额定容量，????????/????为灵活性资源新增（改造）单位成本，∆??????????为新增（改造）灵活性资源实际提升的灵活性调节容量，∆????,????????→????????????为灵活性资源灵活性运行产生的可变成本增量，∆????为灵活性资源设备加速折耗、寿命额外缩减对应的成本，????????,????????为资源提供灵活性而损失发电收益的机会成本。

表4：各类资源提升灵活性的成本构成

资源		固定成本投入		成本增量		机会成本
电源侧	灵活性改造煤电	常规煤电	灵活性改造投资成本600-700元/千瓦	低负载运行产生的可变成本增量14-20 克/千瓦时	机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量	损失部分发电收益
		燃煤热电联产	灵活性改造投资成本300-500元/千瓦	低负载运行产生的可变成本增量	机组的加速折旧和部件磨损、更换成
					本增量

燃气电厂		新建气电： 2630-3546元/千瓦；气电置换煤电： 7013-9457元/千瓦	运行维护成本低负载运行时高于 0.56-0.58元/千瓦时		无
常规水电		常规水电通常发挥基础发电功能	频繁变水流量造成的水轮机叶片寿命损耗		损失部分发电收益
核电		无	燃料循环成本增量	设备维护更换成本增量	损失部分发电收益
储能	抽水蓄能	投资建设成本 6300-7200元/千瓦	运行维护成本
	电化学储能	投资建设成本1.5元瓦·时	运行维护成本	退役处置成本
	绿氢	投资建设成本1.71 元/Nm³	生产成本19.5-65 元/千克	运输成本3.9-13元/ 千克	损失部分发电收益
	其余储能	投资建设成本	生产成本	运行维护成本	损失部分发电收益

资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》、招商证券

火电灵活性改造调峰成本优势显著，为电力系统调峰的最佳选择。根据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》等测算，火电灵活性改造/燃气轮机/电化学储能/抽水蓄能每 1 千瓦时的平均发电成本分别为 0.05/0.48/0.75/0.06 元，对应平均投资成本分别为 1000/3000/5500/6000 元，对应平均资源成本为 400/3300/2000/5000 元，火电深度调峰改造综合成本远低于发电侧其他系统调节手段，是保障电力系统安全和新能源消纳的最经济选择。

表5：火电灵活性改造经济性远超其他调峰技术

调峰方式			单位发电成本（元/Kw·h）单位投资成本（元/千瓦时）单位资源成本（元/千瓦时）
火电灵活性改造	0.05	500-1500	300-500
燃气轮机	0.48	3000	3300
电化学储能	0.6-0.9	5500	1778-2222
抽水蓄能	0.06	6000	5000

资料来源：《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》、《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》、《面向新型电力系统灵活性提升的调峰容量补偿机制设计》、《储能的度电成本和里程成本分析》、招商证券

对于不同类型的机组，火电灵活性改造技术路线有所不同。纯凝机组负荷调节能力较强，需要解决锅炉系统的低负荷稳燃问题和排放问题，增加对制煤、锅炉稳燃、脱硝、汽机辅机和控制等系统的技术调整或改造。对于供热机组来说，由于冬季供热负荷一般较大，需要维持一定的锅炉出力，较少涉及锅炉低负荷运行问题，主要矛盾集中在满足供热条件下的发电出力调节范围过小，也就是热电解耦的问题。如何在满足供热的同时减少蒸汽做功，也就是高温高压蒸汽在汽轮机内做功份额和供热份额的再分配是解决问题的关键。因此，供热机组灵活性改造的技术路线主要分为两类：一是增加机组的供热能力来降低最小出力，主要有减少汽轮机通流环节的低压缸零出力技术和高背压供热技术，和减少通流部分蒸汽流量的汽轮机旁路供热技术;二是热储能技术，主要有热水罐储能，电锅炉固体蓄热和电极锅炉等方案。

表 6：火电灵活性改造技术路线

机组类型	技术特点	灵活性改造需求	技术方案
纯凝机组	低负荷运行能力强，负荷调节灵活	需解决制煤、锅炉、汽机、辅机、排放系统的低负荷运行适应性问题。重点关注低负荷排放和设备磨损及寿命问题	1）磨煤机改造 2)低负荷稳燃、脱销技术 3)汽机系统适应性改造
			1）汽轮机旁路供热 2）低压缸零出力
供热机组	热电耦合，供热时负荷调节能力差	增加供热能力，降低供热时的	3）高背压改造
		强迫出力，或利用热储能实现热电解耦
			4）电极锅炉 5）固体储热

资料来源：北极星电力网、招商证券

火电机组灵活性改造后深度调峰运行的经济性测算：

1）基本参数：选取 300MW 的煤电机组，假设未改造时最低稳定负荷率为 50%，假设初始年利用小时数为 2022 年全国火电平均利用小时数4379小时，供电标准煤耗302.5克/千瓦时，厂用电率4%；煤价取秦皇岛港动力煤（5500千卡）中长期交易价格上限 0.77元/kg，上网电价取平均燃煤标杆0.37元/kwh上浮20%后的0.45元/kwh。

2）改造参数：假设改造后最低稳定负荷率为 30%，每减少1%的出力煤耗相应增加0.65 g/kwh，平均每日调峰时长为 2h。假设灵活性改造成本为 600 元/kw，300MW 的机组出力由 50%降至 30%会释放 60MW 的调峰容量，对应改造成本为 3600 万元。假设折旧年限为 20 年，则每年的分摊成本为180万元。

3）测算结论：当调峰补偿标准为 0.40元/kwh时，调峰后每年增加税前利润为407万元。调峰补偿标准降低为0.31元/kwh 时，每年税前利润增加 30 万元，说明在当前假设下，调峰补偿≥0.31元/kwh 时，火电灵活性改造具有经济性。

表7：火电灵活性改造的经济性测算

基准参数		改造前
装机容量（MW）	300	改造前上网电量 (亿千瓦时)	6.3
利用小时数	4379	改造前燃煤成本 (万元)	18689
供电标准煤耗（g/kwh）	302.5	改造前电费收入 (不含税） (万元)	25106
上网电价（元/kwh）	0.45	改造前税前利润 (万元)	3118
煤价 (元/吨）	770	改造后
增值税率	13%	改造后平均煤耗（g/kwh)	315.5
改造前最低稳定负荷率	50%	改造后上网电量 (亿千瓦时)	5.9
改造前平均负荷率	50%	改造后燃煤成本 (万元)	18197
燃煤成本在运营成本中占比	85%	改造后电费收入 (不含税） (万元)	23437
厂用电率	4%	减少出力期间的爬坡速度 (%/min)	1.5%
改造参数		爬坡时间（h）	0.2
改造后最小技术出力 (深度调峰负荷率)	30%	调峰补偿电量 (亿千瓦时)	0.4
每减少1%出力煤耗增加 (g/kwh)	0.65	调峰补偿收入 (万元)	1676
平均调峰时长 (小时/日）	2	分摊改造投资 (万元)	180
调峰补偿标准(元/kwh)	0.4	改造后税前利润 (万元)	3525
改造后折旧年限	20	增加税前利润 (万元)	407

资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》、招商证券

大部分区域调峰服务补偿上限超过经济性盈亏平衡点，辅助服务市场日趋成熟。

➢ 2022年我国统一的辅助服务规则体系基本形成，电力辅助服务实现了 6大区域、33个省区电网的全覆盖。通过辅助服务市场化机制，全国共挖掘全系统调节能力超过90GW，年均促进清洁能源增发电量超过1000亿千瓦时；2022年煤电企业因为辅助服务获得补偿收益约320亿元，有效激发了煤电企业灵活性改造的积极性，推动了煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

➢ 从目前公布的调峰补偿标准上看，大部分区域的调峰补偿标准上限都高于经济性盈亏平衡点。2022 年 6 月 13日，南方能源监管局印发《南方区域电力辅助服务管理实施细则》，规定燃煤机组、生物质机组深度调峰出力在额定容量 40%\~50%之间的，按照?? （元/兆瓦时）的标准补偿；深度调峰出力在额定容量 30%\~40%之间的，按照8×?? （元/兆瓦时）的标准补偿；深度调峰出力在额定容量 30%以下的，按照12×?? （元/兆瓦时）的标准补偿。根据《细则》的附录计算可得，若深度调峰出力在额定容量 30%以下，广东调峰补偿标准为 1.19 元/kWh，广西 0.594 元/kWh，云南 0.9936 元/kWh，贵州 0.972 元/kWh，海南 0.8928 元/kWh。依据本文的假设和测算，现行的大部分调峰补贴政策具有一定经济性。

图25：南方区域电力辅助服务参数表
附表1
南方区域电力辅助服务参数表

参数类型	细则中对应的符号	单位	广东省	广西区	云南省	贵州省	海南省
当年累计抽发利用小时数调节系数	HI		1	1	1	1	1
当年累计抽水利用小时数调节系数	H2	=	1	1	1	1	1
一次调频超额积分电量补偿标准	R1	万元/兆瓦时	15	15	15	15	15
AGC服务调节容量补偿标准	R2	元/兆瓦时	12	5	5	10	10
AGC服务调节电量补偿标准	R3	元/兆瓦时	80	20	40	80	80
自停调峰补偿标准
深度调峰补偿标准	R5	元/兆瓦时	99	49.5	82.8	81	74.4
旋转备用补偿标准	R6	元/兆瓦时	30	15	27.6（火电）/66.5(水电）	27	22
冷备用补偿标准	R7	元/兆瓦时	2.5	2.5	2.5	5	2.5
转动惯量补偿标准	R8	元/兆瓦秒方时	0.0054	0.0054	0.0060	0.0054	0.0054
自动电压控制（AVC)容量补偿标准	R9	万元/每月/每台	0.5	0.5	0.5	0.5	0.5
自动电压控制（AVC)	R10	元/兆瓦时	0.1	0.1	0.1	0.1	0.1

资料来源：国家能源局南方监管局、招商证券

表 8：调峰辅助服务补偿标准（元/kWh）

区域	政策时间	时间	报价档位	火电厂负荷率	下限	上限
山东	《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2021年修订版）（征求意见稿）》	2021/9/3	第一档	60%-70%	0.0	0.1
			第二档	50%-60%	0.0	0.1
			第三档	40%-50%	0.0	0.6
			第四档	30%-40%	0.0	0.6
			第五档	20%-30%	0.0	0.8
			第六档	10%-20%	0.0	0.8
蒙西部分条款的通知》	《华北能源监管局关于修订蒙西电网辅助服务市场规则 2021/5/25	第七档第一档	0%-10%	0.0	0.8
		第二档	70%-100%	0.0	0.0
		第三档	60%-70%	0.0	0.4
			50%-60%	0.0	0.4
		第四档	40%-50%	0.0	0.4
		第五档	30%-40%	0.0	0.4
		第六档第七档	20%-30% 10%-20%	0.0 0.0	0.4
华北场运营规则》	《华北电力调峰辅助服务市 2021/10/21	第八档	0%-10%	0.0	0.4 0.4
		第一档	40%-50%	0.0	0.0
		第二档	30%-40%	0.0	0.2
		第三档	20%-30%	0.0	0.3
		第四档	15%-20%	0.0	0.5
		第五档	10%-15%	0.0	0.7
《东北电力辅助服务市场运东北			第六档	5%-10%	0.0	0.8
			第七档	0%-5%	0.0	1.0
			第一档：非供暖期-纯凝机组	40%-50%	0.0	0.4
营规则》		2020/9/22	第一档：非供暖期-热电组	40%-48%	0.0	0.4
			第二档：供暖期-所有火电机组	0-40%	0.4	1.0
			第一档：非供暖期-纯凝机组	40%-48%	0.0	0.4
			第一档：非供暖期-热电组	40%-50%	0.0	0.4
《新疆电力辅助服务市场运新疆营规则》广东		第二档：供暖期-所有	0-40%	0.4	1.0
		火电机组第一档：非供暖期-纯凝机组	40%-50%	0.0	0.2
		第一档：非供暖期-热电组	40%-45%	0.0	0.2
		2020/1/16	第二档：供暖期-所有 0-40% 火电机组	0.2	0.7
		第一档：非供暖期-纯凝机组	40%-50%	0.0	0.2
		第一档：非供暖期-热电组	40%-45%	0.0	0.2
		第二档：供暖期-所有火电机组	0-40%	0.2	0.7
		第一档	40%-50%	0.1	0.1
			30%-40%	0.8	0.8
广西		第二档第三档	0-30%	1.2	1.2
		第一档	40%-50%	0.0	0.0
		第二档	30%-40%	0.4	0.4
《南方区域电力辅助服务管		第三档	0-30%	0.6 0.0	0.6
贵州理实施细则）》		第一档 2022/6/13 第二档		40%-50%	0.0 0.2
贵州理实施细则）》			30%-40% 0-30%	0.2 0.4	0.4
云南		第三档	40%-50%	0.1	0.1
云南		第一档		0.7	0.7
海南			第二档	30%-40% 0-30%	1.0
	第三档		40%-50%	0.1	1.0 0.1
	第一档第二档		30%-40%	0.6	0.6
甘肃	《甘肃省电力辅助服务市场 2021/5/6 运营暂行规则》			0-30%	0.9	0.9
			第三档第一档	40%-50%	0.0	0.2
			第二档	35%-40%	0.0	0.3
			第三档	30%-35%	0.0	0.4
	《宁夏电力辅助服务市场运		第四档	20%-30%	0.0	0.6
			第五档	0-20%	0.0	0.8
			第一档	40%-50%	0.0	0.3
宁夏青海	营规则（征求意见稿）》《青海省电力辅助服务市场运营规则》	2020/12/1	第二档	0-40%	0.3	0.7
宁夏青海	营规则（征求意见稿）》《青海省电力辅助服务市场运营规则》	2020/12/1	第一档第二档	40%-50% 0-40%	0.0 0.3	0.3 0.7

资料来源：国家能源局、各地方能源监管局、招商证券

绿电指标加码，火电调峰能力成为新能源项目获取优势。为引导火电厂商主动参与灵活性改造，各地政府将火电灵活性改造总量与新能源指标挂钩。在调峰补偿性政策外，湖北、新疆、河南、贵州等地方政府按企业火电灵活性改造新增调峰容量的 1.5-2.5 倍配置新能源建设指标，加速风电、光电装机规模增长。叠加火电企业自身与地方政府合作经验丰富，在电力交易市场中主场优势明显，火电转型企业在新能源项目获取上具有相对性优势。

表9：地方火电灵活性改造配置新能源指标政策

日期	省份	政策名称	政策相关内容
2022/12/05	宁夏	《宁夏回族自治区可再生能源发展"十四五"规划》	规划布局建设10个大型风电场和11个光伏园区，强化电网规划与新能源规划有效衔接。创新开展全国首个风电项目竞争配置工作，运用新能源超短期预测、输电断面稳控、风光火有功协调等先进技术，全面提升新能源消纳能力。
2022/11/02		《关于推动煤电新能源一贵州体化发展的工作措施（征求意见稿）》	对未开展灵活性改造的，原则上不配置新能源建设指标；对开展灵活性改造的，按灵活性改造新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标；对拟退役煤电机组不再配置新能源建设指标；对已参与多能互补的煤电项目不重复配置新能源建设指标。有富余调节容量的煤电项目，可按富余调节容量的2倍配置新能源建设指标。
2022/10/12	山西	《山西省支持新能源产业发展2022年工作方案》	2022 年拟安排风电光伏发电规模400万千瓦左右，其中：300 万千瓦左右规模用于支持投资建设新能源产业链项目，100万千瓦左右规模用于支持积极推进煤电灵活性改造。
2022/09/05	河南	《关于 2022 年风电和集中式光伏发电项目建设有关事项的通知》	按照各煤电企业通过灵活性改造增加调峰能力的1.4倍配置新能源建设规模，总配置规模约880万千瓦。各煤电企业配置规模一次性下达，原则上应于2025年底前全部完成。
		《内蒙古自治区火电灵活 2022/08/01内蒙古性改造消纳新能源实施细则（2022年版）》	自治区内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增调节空间，按照新增调节空间1：1确定新能源规模。根据新能源与煤电机组等效出力情况，对计划实施灵活性改造的
2022/03/04	新疆	《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》	公用机组，按照机组灵活性改造后新增调峰能力的1.5倍，配置新能源规模。对主动将燃煤自备机组转为公用应急调峰电源的企业，按照燃煤自备机组规模的1.5倍配置新能源规模。自备机组转为公用电源后，实施灵活性改造的，按公用机组灵活性改造标准，继续给予新能源规模配置。
2022/03/14		风电、光伏发电开发建设讠有关事项的通知》	《关于落实相关政策推进对煤电企业组煤保电奖励350万千瓦，对新能源装备制造产业建设奖励60万千瓦,对风光火互补百万千瓦基地后续指标安排300 万千瓦，抽水蓄能项目配套新能源指标安排28万千瓦。风光火互补基地。按照不超过煤电机组（含已完成灵活性改造的
2021/07/26	湖北	《关于 2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》	煤电）新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目。风光水（抽水蓄能）互补基地。按照不超过抽水蓄能电站容量的2倍配套新能源项目。风光火（水）储基地。按照不超过煤电新增调峰容量的 2.5 倍配套新能源项目或不超过抽水蓄能电站容量的2倍配套新能源项目。
2021/070/9	山东	源高质量发展的意见》	《关于促进全省可再生能对按计划按标准完成灵活性改造任务的，煤电新增深调能力的 10%可作为所属企业新建可再生能源项目的配套储能容量。

资料来源：各省级政府公开信息、招商证券

中长期内，中国电力结构仍将以煤炭为主，作为应急保供能源，火电“压舱石”地位难以动摇。《世界能源蓝皮书：世界能源发展报告（2022）》指出，2025年前，中国煤电仍为电力结构的主力，预计“十四五”期间，中国电力行业用煤需求将增长约 2.4%。用煤需求季节性波动强度进一步提升，电力安全仍将高度依赖电力燃料供应。预计至2025年，62%以上高峰负荷仍需煤电承担。随着储能技术的成熟和应用，清洁能源、核能等加快发展，2026 年到 2030年，中国煤电装机容量或将达峰，预计电力行业用煤需求在 2030 年为 24.5 亿吨到 25.3 亿吨。从发挥兜底和调节性作用的角度预测煤电发电量，“十五五”期间，全国煤电装机容量将新增 0.3亿千瓦，并将在2030 年达峰，达到12.6亿千瓦。从保障作用角度看，煤电发电量仍然占总发电量的近一半，煤电在电力保供中的“压舱石”地位在短期内难以改变。

三、中国特色估值体系下，火电央企价值修复空间大

1、当前央企估值处于历史低位，价值实现与价值创造不匹配问题突出

继二十大定调“中国式现代化”总目标后，中国特色估值体系被多次提及。2022年11月 21日，中国证监会主席易会满首次提出要“探索建立具有中国特色的估值体系”。2023年2月 2日，在中国证监会召开系统工作会议中，易主席进一步提出“推动提升估值定价科学性有效性，深刻把握我国的产业发展特征、体制机制特色、上市公司可持续发展能力等因素，推动各相关方加强研究和成果运用，逐步完善适应不同类型企业的估值定价逻辑和具有中国特色的估值体系，更好发挥资本市场的资源配置功能。”

在传统的考核制体系下，央企对于成长性和盈利质量的重视程度不足，价值实现与价值创造不匹配问题突出。目前我国已进入现代化体系建设的关键阶段，面对国内资产负债表的收缩压力与制造业转型升级的趋势，一方面需要巩固国家在关键领域的控制权，另一方面要帮助制造业补齐能源与数字化短板。央国企是我国国民经济的重要支柱，对于推动经济发展、促进就业、保障民生至关重要。但由于央国企普遍集中在传统行业，多为重资产运营，且在传统的考核制体系下，央国企更注重资产和收入规模的扩大，对成长性和盈利能力的重视程度不足，导致国企尤其是上市央企估值普遍较低。2022年5 月，国资委发布《提高央企控股上市公司质量工作方案》（以下简称《方案》），提出“部分中央企业内部上市平台定位不清、分布散乱、实力较弱，一些央企控股上市公司创新发展能力不强、经营和治理不规范、市场配置资源功能发挥不充分、价值实现与价值不匹配等问题仍较突出”。2023 年 3 月的国务院国资委召开会议，再次明确要求央企实现价值创造与价值实现兼顾。

图26：民企、国企、央企与市场 PE（TTM）对比

资料来源：wind、招商证券

图27：民企、国企、央企与市场 PB（LF）对比

资料来源：wind、招商证券

2、聚焦“一利五率”考核体系，火电央企价值有待修复

电力行业中央国企占比较高，整体估值有待提升。目前申万电力行业中，共有96家A 股上市公司，其中央企和地方国企的数量分别为 32 和40 家，占比分别为 33%和42%。考虑到电力行业中火电企业占比超过 30%，而2021年以来煤价大幅上涨，导致火电企业面临亏损，净资产显著下降的因素，我们采用 PB（LF）对比电力行业和市场整体的估值水平。近三年来，电力（申万）、万得全A、沪深300 的PB（LF）中位数分别为1.53x、1.92x、1.58x，电力行业整体估值低于行业平均水平。而子版块中，火力发电的 PB（LF）中位数仅为 0.91x，显著低于行业平均水平，存在较大的估值修复空间。

图28：电力（申万）成分公司属性

资料来源：wind、招商证券

图 29：电力（申万）成分公司所属子行业

资料来源：wind、招商证券

图30：A股整体、沪深300、电力（申万）、火力发电（申万）PB（LF）对比

资料来源：wind、招商证券

《提高央企控股上市公司质量工作方案》提出四大路径重塑央企价值：1）推动上市平台优化和功能发挥。通过上市融资、专业化战略整合等举措，优化融资安排，提升直接融资比重，改善央企资本结构。2）促进上市公司完善治理和规范运作。健全上市公司的治理机制，持续提高信息披露质量，健全ESG体系，防范化解重大风险。3）强化上市公司内生增长和创新发展。深化提质增效，提高上市公司的综合经营管理水平和自主创新能力，健全激励约束机制，加强人才队伍建设。4）增进上市公司市场认同和价值实现。强化投资者关系管理，常态化召开业绩说明会，引导上市公司合法合规，科学合力推动市场价值实现。

“一利五率”优化经营指标体系，增加对现金流和 ROE 的考核，提质增效导向明确。2023 年 1 月，国资委提出国资委将中央企业 2023年主要经营指标由原来的“两利四率”调整为“一利五率”，即利润总额、净资产收益率、营业现金比率、全员劳动生产率、研发投入强度和资产负债率，并提出了“一增一稳四提升”的年度经营目标，即利润总额增速高于全国 GDP 增速，资产负债率总体保持稳定，并实现净资产收益率、研发经费投入强度、全员劳动生产率、营业现金比率4 个指标进一步提升。火电企业承担着能源保供的重任，在该考核体系下，股权激励到位、盈利能力强、现金流状况好、发力“双碳”目标加速新能源转型的火电央企有望显著受益。

表10：央企考核指标体系变迁

年份	2019年	2020年	2021年
考核指标	两利一率	两利三率两利：利润总额、净利润	两利四率两利：利润总额、净利润
	两利：利润总额、净利润一率：资产负债率	三率：资产负债率、营业收入利润率、研发投入强度	四率：资产负债率、营业收入利润率、研发投入强度、全员劳动生产率
年份	2022年		2023年
考核指标	两利四率两利：利润总额、净利润		一利五率两利：利润总额
	四率：资产负债率、营业收入利润率、研发投入强度、全员劳动生产率		五率：资产负债率、研发投入强度、全员劳动生产率、营业现金比率、净资产收益率
考核要求	两增一控三提高		一增一稳四提升
	两增：利润总额和净利润增速高于国民经济增速一控：资产负债率可控，控制线65% 三提高：营业收入利润率、全员劳动生产率、研发投入强度进一步提高现金比率进一步提升		一增：确保利润总额增速高于全国GDP 增速一稳：资产负债率总体保持稳定四提升：ROE、研发投入强度、全员劳动生产率、营业

资料来源：国务院国资委、招商证券

四、“煤炭+硅料”成本双优化，“火转绿”标的今年增长确定性强

1、火电：长协煤保障政策将带来成本端持续优化

能源安全事关国计民生，电力保供是国家能源安全的重要组成部分。2022年缺限电现象频发，国家领导人密集发声，多次对电力保供作出指示批示。习近平总书记在《求是》杂志发表重要文章强调“大企业特别是国有企业要带头保供稳价，决不允许再次发生大面积‘拉闸限电’这类重大事件”。李克强总理在国常会提出“支持煤电企业纾困和多发电，决不允许出现拉闸限电”，并在河北涿州考察时再次强调“要释放煤炭先进产能、能开尽开，进一步加强电力保供，坚决防止拉闸限电，保障经济运行和基本民生”。韩正副总理在迎峰度夏能源保供工作电视电话会议上指出“电力安全保供是当前经济工作的重点，做好电煤保量稳价工作，要压实各方责任”。

表 11：能源保供政策梳理

时间	发布部门	会议/政策名称	具体内容
2021.12.31	国家能源局	《六大举措保障能源安全建设能源强国》	全力保障能源安全，继续发挥煤炭“压舱石”作用；加快能源绿色低碳发展；加快推进能源科技创新；深化体制机制改革；提升能源监管效能；拓展能源国际合作。
2022.01.29	国家发改委、国家能源局	《“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。
2022.03.17	国家能源局	《2022年能源工作指导意见》	夯实能源供应保障基础，增强供应保障能力；稳步推进能源绿色低硫转型；增强能源供应链弹性和韧性，着力提高质量效率。
2022.05.14	国家能源局	《国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置》	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。
2022.08.24		国务院常务会议	支持中央发电企业等发行2000亿能源保供特别债，支持煤电企业纾困和多发电。
2022.10.16	代表大会	《高举中国特色社会主第二十次全国义伟大旗帜，为全面建设社会主义现代化国家而团结奋斗》	深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快规划建设新型能源体系，统筹水电开发和生态保护，积极安全有序发展核电，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。
2022.12.30	国家能源局	全国能源工作会议	要全力提升能源生产供应保障能力，发挥煤炭兜底保障作用，夯实电力供应保障基础；要着力调整优化能源结构，加强风电太阳能发电建设，统筹水电开发和生态保护，积极安全有序发展核电，加强民生用能工程建设; 要着力深化重点领域改革，加快全国统一电力市场体系建设，加强能源法治建设。

资料来源：国家能源局、国家发改委、招商证券

电价市场化改革加速，“能涨能跌”纾解火电企业经营困境。此前，我国电价实行计划与市场并行的上网电价双轨制，即部分用电量采用政府定价，部分用电量进入市场交易。2021 年 10 月12 日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电原则上全电量入市，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大到上下浮动原则均不高于 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%的限制。燃煤的发电成本中，燃料成本占 60%-70%，市场化的电价将更有利于发电企业从电力供应链上游向下游传导成本，纾解煤价高企的环境下煤电企业的经营困境。此外，激烈的市场化竞争及高效清洁、成本集约的能源导向也将推动燃煤电厂的不断转型升级，继而推动包含可再生能源在内的整个发电侧的良性竞争。

稳煤价政策不断出台，层层设防抑制高煤价。2021 年下半年以来，国家不断出台稳煤价政策，从限制中长期合同价格，到禁止捆绑销售现货涨价、严禁不合理提高流通费用，再到明确哄抬价格处罚标准，层层加码抑制煤价走高，2023年长协煤参考价相比 2022 年下降了 25 元。为进一步保证长协煤的供应和价格稳定，全国煤炭交易中心在《关于加快推进 2022 年电煤中长期合同补签换签相关工作的公告》中明确加快推进 2022 年电煤中长期合同补签换签相关工作，发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期合同全覆盖，尽快达到三个“100%”的目标，即发电供热企业全年用煤量签约率 100%，电煤中长期合同月度履约率 100%，执行国家电煤中长期合同价格政策100%。

表 12：国家连续出台政策“稳煤价”

时间	发布部门	会议/政策名称	具体内容
2022.02	国家发改委	《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》	引导煤炭价格在合理区间运行。从多年市场运行情况看，近期阶段秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570～770元（含税）较为合理，上下游能够实现较好协同发展；自2022年5月1日起执行。
2022.04	国家发改委	《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》	存在下列情形之一，且无正当理由的，一般可视为哄抬价格行为：（1）经营者的煤炭中长期交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限的；（2）经营者的煤炭现货交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限50% 的。
2022.05	国家发改委	《煤炭价格调控监管政策系列解读》	无论采取"一旬一定价""一月一定价""一年一定价”，还是通过"基准价加浮动价"等方式确定具体价格水平，煤炭中长期合同的实际交易价格均应在合理区间内; 煤炭生产经营企业与需方签订中长期合同时，不得通过捆绑销售现货等方式变相提高交易价格，超出合理区间；不得通过不合理提高运输费用或不合理收取其他费用等方式，变相大幅度提高煤炭销售价格; 热值低于6000千卡的煤炭，主要用于发电供热，是必须稳住的煤炭基本盘，一般可视为动力煤。
2022.07	全国煤炭交易中心	《关于加快推进2022年电煤中长期合同补签换签相关工作的公告》	确保煤炭生产企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量80%以上，去年9月份以后和今年新核增产能的保供煤矿核增部分要全部签订电煤中长期合同，自有资源量原则上不得低于去年产量水平，发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期合同全覆盖，尽快达到三个“100%"的目标要求。

资料来源：国家发改委、全国煤炭交易中心、招商证券

图31：2022年国家发改委稳煤价措施

资料来源：国家发改委、招商证券

2022年 10月，国家发改委发布《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案》，与 2022年相比，在签约对象、合同基准价及履约监管等方面都做出了较大改变。

➢ 煤炭社会供给面进一步拓宽，供给量有望进一步增加。纳入 2022 长协合同保供的仅为年产 30 万吨及以上的煤炭生产企业，2023 年却将这一范围扩大到了所有在产的煤炭生产企业，同时还规定贸易商可作为中间环节签订合同，允许其合法合规加价销售，但不得通过企业贸易再次转售给发电企业。此外，从合同签订量来看，2023年的长协合同中新提出，煤炭企业不应低于自有资源量的 80%，不低于动力煤资源量的 75%，进一步提高了炼焦煤企业中自有动力煤资源的供应比例，动力煤的供给量有望增加。

➢ 2023 年长协合同下水煤（5500 大卡）合同基准价为 675 元/吨，较 2022 年下降了 25 元/吨。2022 年10 月 25日，中电联在其发布的《2022 年三季度全国电力供需形势分析预测报告》中建议，对煤电价格成本的有效疏导给予政策支撑，重新核定基准价。该报告指出，今年以来煤电企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限。大型发电集团到场标煤单价涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态。此次基准价格的下调将有助于尽快缓解企业经营困难形势，调动发电企业投资建设、增产保供的积极性。

➢ 长协合同履约监管更加严格，违约惩戒措施操作性更强。未履行长协合同的违约企业，不仅对其通报约谈、督促签约，而且还对煤矿在新核准项目、新核增产能、铁路运力和金融支持等方面予以限制。作为保供煤矿的，调出保供名单，取消有关政策支持。对发电企业欠量资源后续补签按市场煤合同对待，不再享受电煤长协价格和运力保障。

表 13：2022 与 2023 年煤炭中长期合同签约履约工作方案对比

2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案		2023年电煤中长期合同签订履约工作方案
供应端	产能 30万吨/年以上的煤炭生产企业	所有煤炭生产企业
中间环节	无	贸易商可作为中间环节签订合同；允许合法合规加价销售，但不得通过其他贸易商再次转售给发电企业
下水煤合同基准价（5500大卡）	700元/吨	675元/吨
下水煤交易价格区间（5500大卡）	每吨570-770元（含税）	每吨570-770元（含税）
浮动价参考指数	4个	3个
长协合同期限	以年度合同为主，鼓励3年及以上长期合同	原则上一年及以上，鼓励3-5年
合同签订比例	合同总量达到自有资源量80%以上；3年及以上长期合同量不少于合同总量的50%	合同总量不应低于自有资源量的80%;动力煤不低于75%
履约比例	月度履约率不低于80%；季度和年度履约率不低于90%	月度分解量足额履约；可在月度之间进行适度调剂，但季度履约量、全年履约量必须达到100%; 鼓励"淡储旺用"，原则上淡季月份分解量不低于旺季分解量的80%
其他履约要求		不得以未配置铁路运力为由拒绝履约；不得以停产减产为由拒绝履约

资料来源：国家发改委、招商证券

动力煤长协覆盖率提升，长协价格变动幅度较小。基于“基准价+浮动价”价格机制，长协煤价始终于合理价格区间内小幅波动，考虑到 2023 年长协煤基准价在 2022 年的基础上下调 25 元/吨，2023 年全年长协煤保障政策将带来成本端的持续优化，火电的煤价成本相较去年有明显的修复预期。

图32：长协定价公式

■基准价50%■浮动价50% 570-770
2016-2021			900	合理价格区间：
	本期长协价格=基准价50%+浮动价50% 535元/吨（BSPI+CCTD+CECI）/3	800	合理价格区间：
		700	470-600 （BSPI+CCTD+NCEI）/3
2022-现在本期长协价格=基准价50%+ 浮动价50%	600
675元/吨（BSPI+CCTD+NCEI）/3	500 （BSPI+CCTD+CECI） /3 400

资料来源：国家发改委、招商证券

图33：长协煤价格走势

资料来源：wind、招商证券

在长协煤保障政策的支持下，2022年火电投资加速，煤电项目核准节奏超预期。“十三五”期间，受环境保护要求和产能过剩影响，我国火电投资完成额增速低迷，平均每年火电投资完成额为 833 亿元，低于“十二五”期间的 1069亿元。此外，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 9 月底限电事件发生后，火电投资额重新提速，煤电项目核准也快速增长。2022 年，我国火电投资完成额为 909 亿元，同比增长 28.4%。据北大能源研究院统计，2022年1-11月全国新增煤电核准项目装机容量达到 65.24GW，超过了2021年核准总量的3 倍，其中，2022 年三季度核准装机总量高达 24.14GW。

图34：火电分月度投资额（亿元）及同比增速

资料来源：中电联、招商证券

图 35：全国新增煤电核准装机量（GW）及同比增速

资料来源：北极星电力网、招商证券

保供稳价政策相继出台后，煤炭价格高位回落。2022 年初，印尼为保障其国内供应限制煤炭出口，随后俄乌冲突爆发，国际能源市场动荡，动力煤价格持续走高。3 月起水电发电快速增长，对火电进行了部分替代，煤炭需求转弱，价格开始回落。7 月，国家发改委明确长协煤“三个 100%“，煤炭需求继续承压。8 月持续高温干旱，水电出力不足，叠加多地疫情限制煤炭外运，导致煤炭现货紧缺，煤价进入上行通道。11-12 月，随着保供产能的释放，主要港口煤炭库存水平维持高位，煤价逐步回调。截至 2023 年 3 月 22 日，秦皇岛动力煤（Q5500）自年初以来的市场均价为 1160.06 元/吨，相较 2022Q4 的均价 1425.52 元/吨环比下滑 18.6%；2023 年 3 月均价为 1150.91 元/吨，相较2022 年 3 月均价 1543.56 元/吨同比下滑 25.4%。

图 36：秦皇岛动力煤（Q5500）现货价（元/吨）

资料来源：百川盈孚、招商证券

图 37：主要港口煤炭库存（万吨）

资料来源：百川盈孚、招商证券

2、新能源：硅料及组件价格迎来拐点，绿电交易空间广阔

2022 年硅料价及组件价格高企，年底呈现断崖式下降。能源转型背景下，我国光伏装机需求快速提升，但上游硅料扩产周期长，叠加俄乌冲突持续推升欧洲需求等因素影响，2022 年硅料价格持续攀升，光伏企业成本端承压，装机量增速趋缓。2022年12月开始，随着硅料产能的逐步释放，多晶硅和组件价格开始大幅回落。截至2023年1 月11日，多晶硅（致密料，单晶用）价格已下降至 13.0万元/吨，相较 2022年12 月1 日的高点 30.3万元/吨下滑57.1%；PERC 组件价格（182mm）已下降至 1.78 元/瓦，相较 2022 年 11 月 16 日的高点 1.98 元/瓦下滑 10.1%。2023 年 2月，硅料价格出现轻微反弹，主要系需求回暖+开工补库所致，目前已开始企稳。

图38：多晶硅料价格走势（元/千克）

资料来源：百川盈孚、招商证券

图39：单晶 PERC组件价格走势（元/瓦）

资料来源：wind、招商证券

硅料新建产能规模庞大，有望带动成本进一步下行，光伏装机提速在即。据百川盈孚统计，2021 年国内硅料产能合计70万吨，而 2022 年底国内硅料产能达到112 万吨，同比提升 60%。预计2023年国内多晶硅产能将翻倍，达到240万吨。2022年，国内多晶硅产量达到 78万吨，同比增长 97%。硅业分会表示，2023 年国内多晶硅产量保守估计有146万吨，加上进口多晶硅可达 156 万吨，这些硅料已经足够600GW光伏装机，已远超 2023年的全球光伏装机量需求，过剩的产能有望推动硅料和组件价格进一步下行，提升运营商的装机意愿。

图40：国内多晶硅产量（万吨）及环比增速

资料来源：百川盈孚、招商证券

2022年 3月以来，国家多次下发可再生能源补贴，新能源补贴拖欠困局迎来曙光。2017 年国内新能源迅猛发展时，欠补问题开始显现，缺口不断扩大。据中国可再生能源学会统计，截至2021 年底，拖欠的可再生能源补贴累计约 4000亿元。欠补制约了可再生能源企业的健康发展，部分企业应收账款持续增加，现金流紧张。2022年 3月，财政部发布《关于 2021 年中央和地方预算执行情况与 2022 年中央和地方预算草案的报告》，明确指出要推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。随后，国家开展了可再生能源发电补贴核查工作，严厉打击可再生能源骗补的行为。2022年 10月，信用中国发布《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》，本次公示第一批经核查确认的合规项目，共计 7344 个。其中，国家电网区域第一批经核查确认的合规项目共计 6830个，南网区域项目共514个。分类型来看，共包含3778 个风电项目、2591个光伏项目和975个生物质项目。

表14：国家推动解决新能源欠补问题的政策梳理

时间	发布部门	会议/政策名称	具体内容
2022.03	国家财政部	《关于2021年中央和地方预算执行情况与 2022年中央和地方预算草案推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。的报告》
	国家发改委、国家财政部、国家能源局	《开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》	决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，进一步摸清可再生能源发电补贴底数。
	国家财政部	《2022 年中央政府性基金支出预算表》	"其他政府性基金支出"为 4528.52亿元，相比于 2021年执行数增加约3600亿，历史欠补问题有望得到解决。
2022.06	国家财政部	《关于下达2022年可再生电价附加补助地方资金预算的通知》	本次下达总计新能源补贴资金38.7亿元。其中，风电15.5亿元、光伏 22.8亿元、生物质3824万元。
2022.07	国家电网	《国家电网有限公司关于2022年年度预算第1次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》	2022 年年度预算第1次请款，财政部共预计拨付公司可再生能源电价附加补助资金年度预算399 亿元，其中：风力发电105亿元、太阳能发电 260 亿元、生物质能发电33.5亿元。
2022.11	国家财政部	《财政部关于提前下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》	各地要严格按照预算管理要求，尽快将补贴资金拨付至电网企业或公共可再生能源独立电力系统项目企业。2023年，风电项目补助合计20.46亿元，光伏发电 25.8亿元，生物质发电0.84亿元，合计 47.1亿元。

2023.01

国家电网、南《关于公布第一批可再生能源发电方电网补贴合规项目清单的公告》

第一批可再生能源补贴合规项目清单可再生能源补贴项目共 7335 个，其中国家电网清单中可再生能源项目共 6821 个，南网合规清单中可再生能源项目共 514 个。

资料来源：国家财政部、国家电网、南方电网、招商证券

近年来我国绿电交易量大幅上升，但成交规模仍然较小。“绿电交易”是在现有中长期电力市场化交易框架下，独立设立的交易产品，由用电企业与发电企业通过 PPA协议（购售电协议）的方式直接开展绿色电力交易，完成绿电交易的同时，用电企业将同步获得对应绿证，实现绿色证明和交易电量的“证电合一”。2022 年，我国绿电交易量达到227.8亿千瓦时，核发绿证2060万个，对应电量 206 亿千瓦时，较 2021年增长135%；交易数量达到 969 万个，对应电量 96.9 亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。考虑到风光电站初始投资完成后发电成本几近为 0，风光平价上网将充分显现绿电价值，进而加速新能源业务资金流转。随着“十四五”期间，风、光发电量总体目标确立，电力市场化机制的改革深化和不断完善，绿电市场化交易将逐步成为规模化常态机制，并成为提升可再生能源消费需求的有效机制，绿电交易量有望持续提升。

图41：我国可再生能源项目市场交易路径

资料来源：国家发改委、智汇光伏、招商证券

图 42：国内绿色电力直接交易量（亿千瓦时）

资料来源：中电联、招商证券

根据2023年电力市场年度交易结果来看：1）量：同步于风光装机加速，绿电交易量攀升迅猛，江苏、广东于 2023年分别实现 92%、130%的翻倍增长；2）价：绿电交易价格几近触顶，2023 年江苏绿电均价高于燃煤基准价 19.8%，几乎达到价格浮动上限 20%；广东绿电交易均价 529.94 元/兆瓦时，距离成交均价上限（554 元/兆瓦时）仅 24.06

元/兆瓦时。

表15：2023年电力市场年度交易结果

交易类型		2023年		2022年
（千瓦时；元/兆瓦时）		成交量均价	成交量YOY	均价YOY	成交量均价
江苏	年度双边	3351.65 466.65	32.5% 0.0%	2529.4 466.78
	年度挂牌	38.24 465.14	-67.6% 0.1%	117.89 464.76
	年度绿电	17.74 468.58	92.0% 1.2%	9.24 462.88
广东	年度双边	2426.5 553.88	-4.5% 11.4%	2541.64 497.04
	年度挂牌	32.97 552.28	-55.7% 10.0%	74.48 502.22
	年度集中竞争	13.3 553.96
	年度绿电	15.63 529.94	130.2% 3.1%	6.79 513.89

资料来源：各地电力交易中心、招商证券

多地发布政策支持绿电交易，绿电与碳市场联动机制逐渐健全，绿电交易空间广阔。2022年1月印发的《促进绿色消费实施方案》提出针对绿色交易要“加强与碳排放权交易的衔接，结合全国碳市场相关行业核算报告技术规范的修订完善，研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性”。绿电交易和碳市场挂钩后，用户可以选择直接购买绿电来扣减碳排放总量，相比起核证自愿减排量（CEER）来说更容易实现，绿电市场和碳排放权市场的联动性将进一步加强，助力绿色电力环境价值的提升，进一步推动绿电交易发展。

表16：各部门推动绿色电力交易政策

时间	发布部门	会议/政策名称	具体内容
2021.04	国家发改委、国家能源局	《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》	明确了电力现货试点范围扩大，提出尽快建立绿色电力交易市场，并推动绿色电力交易；引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入如全生命周期保障收购小时数。
2021.06	国家发改委	《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》	2021年新建项目上网电价,按当地燃煤发电基准价执行，同时可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。
2021.08	家能源局	国家发改委、国《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》	绿色电力交易要优先安排完全市场化绿色电力,如果部分省份在市场初期完全市场化绿色电力规模有限，可考虑组织用户向电网企业购买享有政府补贴及其保障收购的绿色电力。
2021.08	国家发改委、国家能源局、国家电网、南方电网	《绿色电力交易试点工作方案》	对于绿电交易产品、交易类型、交易模式、定价机制、消纳约束等做出了规定。
2021.11	国家电网	《省间电力现货交易规则（试行）》	优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易。
2022.01	国家发改委	《促进绿色消费实施方案》	开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。
2022.05	山西省发改委	《山西促进绿色消费实施方案》	到2030年，绿色消费方式成为公众自觉选择，绿色低碳产品成为市场主流,重点领域消费绿色低碳发展模式基本形成，绿色消费制度政策体系和体制机制基本健全。
2022.11	国家发改委、国家能源局	《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》	以各地区2020年可再生能源电力消费量为基数，“十四五”期间每年缴上一年新增的可再生能源电力消费量，在全国和地方能源消费总量考核时予以扣除。

北京市城市管《关于印发北京市 2023 年2022.11理委员会绿色电力交易方案的通知》

资料来源：国家发改委、地方发改委等、招商证券

2023 年本市绿色电力交易以年（多年）、月（多月）等为周期常态化组织开展绿色电力交易，适时开展月内绿色电力交易。

3、“风光水火储”协同大势所趋，“火转绿”央企增长确定性高

新能源的规模化发展和高效消纳利用之间存在矛盾，导致弃风弃光现象频发。随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出。据全国新能源消纳监测预警中心统计，2017 年我国弃风率和其光率分别高达 12.1%和 6.0%。近年来随着可再生能源发电消纳保障措施不断落地以及电力系统灵活性改造加速，弃风弃光率逐渐回落。2022年全国风电、光伏的利用率分别为 96.8%和98.3%。弃风现象最严重的地区为蒙东，全年风电利用率仅为 90%，其次为青海、蒙西、甘肃，全年风电利用率均低于 95%。弃光最严重的省份为西藏，全年光伏利用率仅为 80%，其次为青海，全年光伏利用率为 91.1%。

图43：全国弃风量（亿千瓦时）及弃风率

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券

图 44：全国弃光量（亿千瓦时）及弃光率

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券

图45：分月度全国弃风率

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券

图 46：分月度全国弃光率

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券

“火转绿”不仅能减少碳排放，推动“双碳”目标实现，还能节约煤炭消耗，减少企业因用煤成本过高造成的亏损。一方面，传统火电是以煤为主的化石原料通过燃烧加热水蒸气推动发电机运转发电，煤炭从化学能转化为电能的过程中产生了大量碳排放。联合国欧洲经济委员会的关于《全生命周期发电选择》的报告指出，在一座电站的全生命周期内，没有碳捕捉的燃煤发电，每千瓦时碳排放为 1023 克二氧化碳，30%燃烧效率的天然气发电厂每千瓦时碳排放为723 克，50%效率的天然气发电厂是 434 克。而对应光伏电站全生命周期内每千瓦时碳排放仅为 30 克，风能发电更低，只有 10 克。通过降低火电在电力供应中的比例，提升绿电占比时降低碳排放最直接的方法。另一方面，风光发电需要火电提供辅助服务，火电央企有现成的消纳资源电网渠道，弃风弃光的可能性更小。此外，“火转绿”央企能够用现成的火电资源配套实现调峰，而纯绿电企业则需要建设储能实现调峰，增加了资本开支和发电成本。

图47：不同电源全生命周期内的碳排放量（g/kwh）

资料来源：联合国欧洲经济委员会、招商证券

“风光水火储一体化”统筹协调各类电源资源，实现清洁电力大规模消纳。“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、光伏、水能、煤炭等多能源品种发电相互补充，并增加一定比例储能，有助于提高新能源消纳能力，支撑电力系统安全稳定运行，对于解决电力系统综合效率不高，各类能源互补互济不足等问题具有重要意义。2020 年，国家发改委、国家能源局下发了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》。2021 年，国家又相继下发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》以及《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补发展工作方案的通知》，两份文件标志“风光水火储”和“源网荷储”两个一体化工作正式启动。

表 17：部分一体化建设的政策梳理

时间	发布部门	会议/政策名称	具体内容
2020.08	国家发改委、国家能源局	《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》	“两个一体化”对推进能源供给侧结构性改革，提高各类能源互补协调能力，促进我国能源转型和经济社会发展具有重要意义。
2021.03	国家发改委、国家能源局	《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》	明确提出了“多能互补实施路径”、“推进多能互补，提升可再生能源消纳水平”。探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施
2021.07	国家发改委、国家能源局	《关于加快推动新型储能发展的指导意见》	建设储能或风光储设施，建设电网侧储能或风光储电站，提高电网供电能力，健全"新能源+储能"项目激励机制。到2025年，新型储能装机规模达 3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的 10倍。
2022.03	国家发改委、国家能源局	《“十四五”现代能源体系规划》	提出“积极推进多能互补的清洁能源基地建设，科学优化电源规模配比，优先利用存量常规电源实施 ‘风光水（储）’‘风光火（储）’等多能互补工程”。
2022.05	国家能源局、科技部	《“十四五”能源领域科技创新规划》	将“源网荷储一体化和风光火（储）、风光水（储）、风光储一体化规划与集成设计研究”作为重要究课题。

资料来源：国家能源局、招商证券

“风光水火储一体化”项目建设主要包含两种业态：一是存量煤电和水电基地；二是增量的“风光水火储一体化”项目。对于在存量煤电基础上打造的“一体化”项目，政府鼓励存量煤电机组通过灵活性改造调节能力，就近打捆新能源电力，实施“风光水火储一体化”项目。可关注宁夏、山西、内蒙等传统煤电基地和四川、云南等传统水电基地。对于增量项目，输电通道配套新能源年输送电量比例不低于 40%。从电量平衡角度来看，一个输送容量800 万千瓦的电源基地如果依托“风光火储一体化”形式，配套的新能源装机容量将达到 800 万千瓦到千万千瓦规模。2021 年以来，我国已陆续推动新疆、四川、云南、陕西等地的项目建设，正积极开拓宁夏、蒙西等地区的综合能源基地规划建设。

➢ 从投资地点来说，土地资源、光照资源更为充足的“三北”地区深受企业喜爱。其中，新疆、甘肃、内蒙古签约一体化项目都超过 10 个，明确规模也在 2000 万千瓦左右，成为 2022 年备受青睐的投资热土。

➢ 从签约主体来看，中国能建“一马当先”，2022年签约一体化项目约 15个，规模合计 3194万千瓦。国家电投、中国电建、京能集团等结合自身电源结构优势，在一体化项目开发上收获颇丰，签约一体化项目也在百万千瓦以上。此外，在各级政府陆续下达源网荷储一体化、风光制氢一体化、多能互补、新能源基地等项目中，各大发电集团在指标获取方面同样落子如飞，2022 年华电集团、国家能源集团、华润集团、国家电投、中核集团等央企获取总规模近 3500 万千瓦，占据整个项目清单一半以上；华能集团作为国企代表签约规模也接近 800 万千瓦，且 2022年以前华能集团的一体化基地项目签约总规模位居全行业之首。

表 18：“十四五”规划中 9 大清洁能源一体化基地

基地名称	风电	光伏水电火电		储能	省份	相关规划
松辽清洁能源基地	√	√		√	黑龙江、吉林、辽宁	辽宁：推动清洁能源建设，其中风电3.3GW，光伏 1.5GW；黑龙江：“十四五”启动三大千万千瓦级别能源基地建设；吉林：2025年新能源装机达到 3000万千瓦。
冀北清洁能源基地	√	√		√	河北北部	河北：2025年风电、光伏发电装机容量分别达到 4300 万千瓦、5400万千瓦。
黄河几子湾清洁能源基地	√	√	√	√	内蒙古、宁夏	宁夏：2025年新能源装机达到4000万千瓦；内蒙古：“十四五”末可再生能源装机超1亿千瓦。
河西走廊清洁能源基地	√	√	√	√	甘肃	甘肃：2025年，全省风光电装机达到5000万千瓦以上。
黄河上游清洁能源基地	√	√	√	√	青海	青海：2030年全省风电、光伏装机1亿千瓦以上、清洁能源装机超1.4亿千瓦。
金沙江清洁能源基地	√	√	√ √	√	四川	四川：2025年底建成光伏、风电装机容量各1000 万千瓦。
雅袭江清洁能源基地	√	√	√		贵州	贵州：打造乌江、北盘江、南盘江、清水江“水风光一体化”千万千瓦级可再生能源开发基地。2025 年发电装机突破1亿千瓦。
金沙江下游清洁能源基地	√	√	√	√ √	云南	云南：建设金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域 “风光水储一体化”基地及“风光火储一体化”示范项目新能源装机共1500 万千瓦。
新疆清洁能源基地	√	√	√	√	新疆	新疆：建成/推进建设准东、哈密北和南疆环塔里木千万千瓦级清洁能源基地/保障区。

资料来源：新华社、新闻报道、招商证券

图48：2022年各地区签约一体化项目情况（万千瓦）

资料来源：北极星太阳能光伏网、招商证券注：仅公开规模

图 49：2022年各集团签约/获取一体化项目指标情况

资料来源：北极星太阳能光伏网、招商证券注：仅公开规模

华能国际：火电装机量行业领先，积极推进新能源转型，风光装机增速最快，未来增长潜力大。

➢ 火电盈利能力强，装机量行业领先。2022 年末，公司可控火电装机量达到 1.07 亿千瓦，同比其中煤机 9405.8万千瓦，燃机 1273.8 万千瓦。火电发电量达到 4152.4 亿千瓦时，同比-3.72%，其中煤机发电量 3881.19 亿千瓦时，同比-3.86%，燃机发电量 271.21 亿千瓦时，同比-1.69%。公司火电装机量和发电量均处于行业领先地位。2022 年公司火电业务收入为 2026.7 亿元，同比增长 14.4%。2017-2021 年公司火电业务毛利率分别为11%/10%/13%/15%/-6%，盈利能力行业领先。在 2021 年煤价高涨，火电企业成本端普遍承压的情况下，公司单位火电装机亏损为 104.06 元/千瓦，相较同行业公司亏损较少。

➢ 积极推进新能源转型，“十四五”新增装机规模大。2017 年以来，公司新能源装机量快速提升，风光装机占比从2017 年的 5.1%提升至 2022 年上半年的 13.9%，增速行业领先。2021 年，公司风力发电量 208.34 亿千瓦时，光伏发电量 35.82 亿千瓦时，新能源发电量、发电市占率均处于领先地位。公司“十四五”新能源装机目标55GW，其中风电 29GW，光伏 26GW，相较 2021 年新能源装机量 14GW 有较大增长空间。近年来公司加大了对绿电资产的投资，2019-2021 年用于风电和光伏的资本性支出占比分别为 60.77%、64.35%、73.29%，公司有充足的火电资产可以做调峰和协同，同时加快绿电资产建设，在全年煤价硅料价格优化的背景下，业绩有望持续改善。

图50：主要电力企业火电装机规模（万千瓦）

资料来源：各公司公告、招商证券注：大唐发电、华电国际、国投电力、福能股份为 2022 年中报数据

图51：2021年电力企业火电业务毛利率

资料来源：各公司公告、招商证券

图 52：2021年电力企业单位火电装机亏损（元/千瓦）

资料来源：各公司公告、招商证券

图53：主要电力企业风电装机规模（万千瓦）

资料来源：各公司公告、招商证券注：大唐发电、华电国际、国投电力、福能股份为 2022年中报数据

图54：主要电力企业光伏装机规模（万千瓦）

资料来源：各公司公告、招商证券注：大唐发电、华电国际、国投电力、福能股份为 2022 年中报数据

表 19：“十四五”期间各大电力集团新能源装机计划

集团	装机计划
国家能源集团	“十四五"期间可再生能源新增装机达到70-80GW。全力推进绿色转型开新局，规划建设若干个千万千瓦级综合能源基地。
华能集团	“十四五"期间新增80GW以上的清洁能源，电力总装机达到300GW，清洁能源占比50% 以上。
华电集团	“十四五"期间力争新增新能源装机 75GW，非化石能源占比达到 50%，清洁能源占比接近 60%，五年内关闭超过3GW火电发电容量。
国家电投	2023年实现碳达峰，电力总装机 220GW，清洁能源占比60%
大唐集团	实现碳达峰，清洁能源占比50%以上。
中广核	“十四五"期间力争新能源装机增加 20GW以上。
华润电力	重点推动陆上风电项目的建设与投产，以及海上风电项目的前期开发与储备。
三峡集团	在“十四五"保持每年15GW 清洁能源新增装机规模的增速，为碳排放目标贡献力量。

资料来源：国际能源网、各公司公告、招商证券

4、投资建议

2023 年保供和长协政策保障电煤成本下行，产能释放使新能源装机组件价格下降，双重利好助力火电转绿电的企业将在今年迎来盈利的反转。相比于纯绿电运营商，“火转绿”企业进一步具有煤价改善的盈利恢复弹性，且具备协同的成本优势。在重塑央国企估值体系的发展逻辑以及能源结构转型背景之下，火电的托底作用、煤炭的“压舱石”作用更加凸显，火电央企价值修复空间较大。短期来看，市场化交易+长协煤政策有望推动盈利改善。此外，目前绿电仍处于“跑马圈地”阶段，电力央国企融资成本低，可以通过低成本融资支撑装机规模的提升。长期来看，绿电资本开支高峰期后，成本主要来自于折旧，可类比水电具有高盈利性。建议重点关注装机持续高增、落地执行力强、风光装机增速领先、加速由火电向绿电转型的华能国际等。

五、风险提示

1、电煤长协保供政策的执行力度不及预期。2021 年受国际能源供应趋紧、经济复苏超预期等多重因素影响，国内煤炭市场一度出现价格大涨，2022年俄乌冲突导致煤价延续高位运行，国内火电企业普遍陷入亏损状态。火电企业承担着能源保供的“压舱石”作用，若长协煤保供政策实行不及预期，煤价延续上涨态势，火电企业成本端将持续承压，发电积极性下降，从而导致电力供需缺口进一步扩大。

2、火电灵活性改造装机增速不及预期。火电灵活性改造作为“十三五”电力规划的亮点被提出，但“十三五”期间在各地的改造发展态势相异。作为“十四五”期间推动新能源消纳最重要的手段之一，若火电灵活性改造装机增速不及预期，可能会对消纳可再生能源，保障电网安全，推动国家能源转型带来负面影响。

3、经济增速下滑导致终端用电需求疲软。受疫情影响，2022 年中国经济面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱的三重压力，消费对经济增长的贡献明显减弱，工业经济增速也回落至低于疫情前水平。疫情放开后，若宏观经济复苏不及预期，经济增速下滑，叠加海外发达经济体的衰退预期，可能导致终端用电需求疲软，电力利用小时数和装机容量不及预期。

4、电力市场化改革推进不及预期。当前工商业用电已经进行市场化改革，但仍处于部分使用代购电方式的过渡阶段，我国电力市场化交易机制、基础设施等仍不发达，隔墙售电等政策推进仍在路上，若电力市场化进程不及预期，可能对工商业光伏发展造成不利影响。

5、光伏行业增长不及预期。光伏装机受到上游原材料成本影响较大，2022年底，硅料及组件价格进入下行通道，光伏企业装机积极性增强。但 2023 年初，硅料价格出现了一定程度的反弹，虽然目前已基本企稳，但若后续硅料扩产不及预期，价格延续上涨趋势，将对光伏行业整体装机增速带来负面影响。

参考报告：

《智慧能源系列专题报告（一）算力篇：从ChatGPT看算力增长对电力行业的影响》

分析师承诺

负责本研究报告的每一位证券分析师，在此申明，本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与，未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。

宋盈盈：CFA，清华大学环境工程本硕，北京大学国发院经济学双学士。2018-2020 年，任招商证券环保公用事业行业分析师。2020-2022年任招商证券美妆时尚行业分析师，重点覆盖珠宝、医美、美妆板块，2022年团队新财富排名第四位。2023年起任招商证券环保公用事业行业首席分析师。

评级说明

报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后 6-12个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A 股市场以沪深300 指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普 500 指数为基准。具体标准如下：

股票评级

强烈推荐：预期公司股价涨幅超越基准指数 20%以上

增持：预期公司股价涨幅超越基准指数 5-20%之间

中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于±5%之间

减持：预期公司股价表现弱于基准指数 5%以上

行业评级

推荐：行业基本面向好，预期行业指数超越基准指数

中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数

回避：行业基本面转弱，预期行业指数弱于基准指数

重要声明

本报告由招商证券股份有限公司（以下简称“本公司”）编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息，但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价，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。除法律或规则规定必须承担的责任外，本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。

招商证券-环保及公用事业行业智慧能源系列专题报告(二)：“煤炭+硅料”成本双优化，“火转绿”标的确定性增强-230328.pdf