单一电量制模式下的电力市场不能为电源调节能力有效定价，现阶段推出容量电价具有必要性和紧迫性。从抽蓄及气电实际经验看，容量电价在平衡高燃料成本冲击、低利用小时冲击、提升投资意愿等有积极影响。随着风光新能源渗透率快速提升，煤电出力的稳定性及灵活性特征可以使其在电力系统中扮演压舱石并有效促进新能源消纳等作用，正从基荷电源向调节性电源过度，需要煤电容量电价制度配合其角色转变。推荐华能国际、国电电力、华电国际、浙能电力、长江电力、国投电力等，建议关注上海电气、龙源技术、青达环保等。
　　▍单一电量制存在弊端，以容量电价为调节性电源定价。发电侧提供产品而是电能量、电容量和辅助服务等多种产品的组合，需要分别定价。单一电量制操作简单，但对电力产品区分不够，存在容量及辅助服务价值被低估、扭曲发电企业竞争行为、不能有效引导投资等弊端。通过制定“容量电价+电量电价”的两部制电价机制，可以使发电侧的调节性电源项目具有合理的收益保障。
　　▍气电及抽蓄市场经验揭示容量电价效果显著。上海、浙江等省市气电目前执行两部制电价，从实际经营情况看，两部制电价下的气电抗上游燃料价格波动能力明显优于单一电量制下的煤电。两部制电价机制完善了抽水蓄能电站成本疏导模式，有效带动抽蓄投资积极性，在两部制电价刺激下，我们预计“十四五”与“十五五”期间我国新增抽水蓄能装机有望超过31.7/58.0GW。
　　▍角色正在转变，推出火电容量电价具有必要性及紧迫性。火电利用小时正趋势回落，在国内电力供给中作用正在从基荷电源向调节性电源过度，所扮演角色变化也意味着需要新的电价机制去匹配。从我们对模拟煤电项目测算结果看，估计全额回收煤电前期投资成本及经营期非燃料成本所需的容量电价约为322元/千瓦.年。中电联统计的2022年火电平均利用小时约4,300小时，按照我们测算的容量电价以及此利用小时折算，对应火电度电容量电价约为0.07元/千瓦时。
　　▍风险因素：电力市场改革推进低于预期；燃料成本大幅上涨；市场电价大幅下降；宏观需求低迷拖累用电量；能源清洁化转型进度缓慢等。
　　▍投资策略。我们认为未来容量电价的推出对于降低火电回报波动和提升火电中长期回报有积极作用，推荐华能国际（A&H）、国电电力、华电国际（A&H）、浙能电力等；为适应从基荷转变为灵活性电源的角色变化，火电灵活性改造正变得迫切，关注龙源技术、青达环保、西子节能等；灵活性价值在电源侧日益受到重视，水电清洁、灵活兼具的资源禀赋有望得到更大发挥，推荐长江电力、国投电力、川投能源、华能水电等；容量电价有助改善利用小时偏低的西南及西北地区火电建设投资意愿，关注上游设备端上海电气（A&H）、哈尔滨电气等。

研究报告全文：火电转型需要容量电价为调节性电源定价公用环保行业电改观察专题2023918中信证券研究部核心观点单一电量制模式下的电力市场不能为电源调节能力有效定价现阶段推出容量电价具有必要性和紧迫性从抽蓄及气电实际经验看容量电价在平衡高燃料成本冲击低利用小时冲击提升投资意愿等有积极影响随着风光新能源渗透率快速提升煤电出力的稳定性及灵活性特征可以使其在电力系统中扮演压舱石并有效促进新能源消纳等作用正从基荷电源向调节性电源过度需要煤电容量电价制度配合其角色转变推荐华能国际国电电力华电国际浙能李想电力长江电力国投电力等建议关注上海电气龙源技术青达环保等公用环保行业首席分析师单一电量制存在弊端以容量电价为调节性电源定价发电侧提供产品而是电能量电容量和辅助服务等多种产品的组合需要分别定价单一电量制操作简S1010515080002单但对电力产品区分不够存在容量及辅助服务价值被低估扭曲发电企业竞争行为不能有效引导投资等弊端通过制定容量电价电量电价的两部制电价机制可以使发电侧的调节性电源项目具有合理的收益保障气电及抽蓄市场经验揭示容量电价效果显著上海浙江等省市气电目前执行两部制电价从实际经营情况看两部制电价下的气电抗上游燃料价格波动能力明显优于单一电量制下的煤电两部制电价机制完善了抽水蓄能电站成本疏导模式有效带动抽蓄投资积极性在两部制电价刺激下我们预计十四五与十五五期间我国新增抽水蓄能装机有望超过317580GW角色正在转变推出火电容量电价具有必要性及紧迫性火电利用小时正趋势回落在国内电力供给中作用正在从基荷电源向调节性电源过度所扮演角色变化也意味着需要新的电价机制去匹配从我们对模拟煤电项目测算结果看估计全额回收煤电前期投资成本及经营期非燃料成本所需的容量电价约为322元千瓦年中电联统计的2022年火电平均利用小时约4300小时按照我们测算的容量电价以及此利用小时折算对应火电度电容量电价约为007元千瓦时风险因素电力市场改革推进低于预期燃料成本大幅上涨市场电价大幅下降宏观需求低迷拖累用电量能源清洁化转型进度缓慢等投资策略我们认为未来容量电价的推出对于降低火电回报波动和提升火电中长期回报有积极作用推荐华能国际AH国电电力华电国际AH浙能电力等为适应从基荷转变为灵活性电源的角色变化火电灵活性改造正变得迫切关注龙源技术青达环保西子节能等灵活性价值在电源侧日益受到重视水电清洁灵活兼具的资源禀赋有望得到更大发挥推荐长江电力国投电力川投能源华能水电等容量电价有助改善利用小时偏低的西南及西公用环保行业北地区火电建设投资意愿关注上游设备端上海电气AH哈尔滨电气等评级强于大市维持重点公司盈利预测及投资评级EPSPE简称代码收盘价评级2223E24E25E2223E24E25E华能国际600011SH833-047086110130-181086买入国电电力600795SH37801604505506824876买入华电国际600027SH551001081107123551754买入浙能电力600023SH444-014056073086-32865买入长江电力600900SH225208712514915926181514买入国投电力600886SH12220550941141302213119买入中国核电601985SH73504805205506215141312买入资料来源Wind中信证券研究部预测注股价为2023年9月15日收盘价货币单位为人民币证券研究报告请务必阅读正文之后第14页起的免责条款和声明公用环保行业电改观察专题2023918目录单一电量制存在弊端以容量电价为调节性电源定价3单一电量制不能为调节性电源合理定价需要容量电价制度3现阶段国内容量电价主要指容量补贴机制4气电及抽蓄市场经验揭示容量电价效果显著4推进容量电价有助降低燃料波动和低利用小时冲击4推动容量电价有助提升市场对容量机组投资积极性6角色正在转变推出火电容量电价具有必要性及紧迫性9煤电角色演变从基核向调节性电源过度需要新的价格机制9全额回收投资所需的煤电容量电价约为322元千瓦年11风险因素11投资策略12插图目录图120192022年申能股份气电及煤电业务毛利率比较6图22018以来港口动力煤现货及进口LNG价格变动趋势6图3两部制电价下抽水蓄能成本疏导模式7图4抽水蓄能电站容量电价与造价关系8图5峰谷电价与抽发收益关系8图620102030E我国抽水蓄能装机总量及预测万千瓦9图720132030年国内分电源发电量及火电在整体发电量中占比及预测亿千瓦时10图820102030年国内火电利用小时数及预测其变动趋势10表格目录表1国内目前不同类型机组发电上网电价管制办法3表2上海浙江江苏等气电容量电价政策梳理5表3江苏浙江上海三地天然气上网发电电价表5表4两部制定价模式下抽水蓄能电站的主要现金流入与流入构成7表5我国中长期抽水蓄能优化布局方案及重点项目8表6模拟煤电项目基本参数假设11表7全额回收前期投资的经营期非燃料成本的容量电价测算11表8重点电力公司盈利预测及估值12请务必阅读正文之后的免责条款和声明2公用环保行业电改观察专题2023918单一电量制存在弊端以容量电价为调节性电源定价单一电量制不能为调节性电源合理定价需要容量电价制度发电机组并非单一提供电能量服务机组的灵活性决定机组在发电侧位置发电机组按照运行方式可以分为基荷运行调峰运行和提供辅助服务等多个类型运行方式的多样化意味着发电侧提供的并非单一电量产品而是电能量电容量和辅助服务等多种产品的组合因自身物理性能不同不同类型的机组提供的电量产品存在差异化通常情况下发电机组的灵活性决定了该机组在发电侧的定位核电等类型电源调节性差持续满负荷运行最为经济因此这类机组通常作为基荷电源气电抽蓄等通常能以较小成本实现短时间内负荷调节这类机组通常实行调峰运行煤电机组因为出力兼具稳定性及灵活性既可以作为基荷电源也可作为峰荷电源国内目前电源上网电价以操作简单易懂的单一电量制为主对电力产品区分不够和向竞争性市场发展的外部环境也存在不相容性不同类型发电机组在电力系统中承担不同作用其成本结构也有差异相应带来了发电侧产品定价的复杂性需要不同的价格机制去匹配但在实际运行情况中目前我国发电侧上网电价主要以操作简单易懂的单一电量制为主体并未对电力产品做出区分即不对电能量和电容量进行区分也不对电能量和辅助服务进行区分竞争性电力市场环境下各类型机组的性能存在差异且提供的产品服务也不相同相应也需要不同的价格机制因此在发电侧实行简单的单一电量制与电力市场化后的产品定价机制存在不相容性表1国内目前不同类型机组发电上网电价管制办法机组类型现行上网电价方法单一电量制2019年电价机制调整为基准电价上下浮动的市场化方式其中基燃煤机组准电价平移原来的各省标杆电价上下浮动区间目前为20缺乏全国性统一定价政策大部分省份实行方式不一的临时性电价且以单一电量燃气机组制为主浙江等个别省份实行两部制电价单一电量制含补项目给予各资源区标杆电价平价项目参考项目所在省火电标新能源机组杆电价单一电量制定价机制较为复杂大型电站单独核定跨省电源采用落地段平均水电机组用电成本倒推其他使用分类标杆抽水蓄能机组2023年起全部机组调整为两部制电价单一电量制执行全国统一的043元千瓦时核电标杆电价实际电价采用核电核电机组标杆及项目所在省煤电标杆电价孰低定价技术创新等机组可以适当上浮单一电量制含补生物质项目执行全国统一补贴电价平价项目上网采用所在省生物质发电机组火电标杆电价资料来源国家发改委能源局官网中信证券研究部单一电量电价制模式下存在容量及辅助服务价值被低估扭曲发电企业竞争行为不能有效引导投资不利于竞争性电力市场改革持续推进等诸多弊端采用单一电量制模式容量和辅助服务的价值被明显低估峰荷电源的容量效益高而电量效益低而基荷电源的电量效益高而容量效益低如果简单以电量计价对于峰荷电源就可能存在因为实际利用小时明显低于设计或核价利用小时而面临亏损在单一电量制模式下收入和利用小时直接线性相关可能导致峰荷电源不顾电力系统整体利益抢发电量而不参加调峰和提供调频旋转备用等服务即单一电量制会扭曲企业竞争行为不利于电力系统最优化运请务必阅读正文之后的免责条款和声明3公用环保行业电改观察专题2023918行单一电量制模式下提供容量服务的机组因仅能获得单一电量收入而使得项目经济性不强导致全行业对电源中容量机组投资意愿不足2015年启动的国内新一轮电力体制改革目的是还原电力商品属性并形成市场化价格机制发电侧电价体系应该尽可能实现电力产品不同而定价不同长期执行不能将电量价值和容量及辅助服务价值区分开来单一电量制模式不利于电力市场化改革的推进当电力市场还不够充分成熟无法为调节辅助电源合理定价时通过制定容量电价电量电价的两部制电价机制可以使发电侧的调节性电源项目具有合理的收益保障所谓容量电价指将发电机组的容量成本回收和发电运行分离以市场自发形成或者政府价格主管部门核定的形式形成容量电价用于回收发电机组的固定资产投资成本财务成本等以竞争性的方式形成电量电价用于回收燃料及材料等变动成本以2005年国家发改委发布关于印发电价改革实施办法的通知提及的容量电价定价模式为例通知中提出容量电价以各类发电机组平均投资成本为基础制定容量电价容量电费机组的实际可用容量其中容量电费K折旧财务费用K为根据各市场供求关系确定的比例系数折旧按政府价格主管部门确定的计价折旧率核定财务费用按平均投资成本80的贷款比例计算确定现阶段国内容量电价主要指容量补贴机制从当前国内外容量补偿机制主要可分为三大类分别是容量市场机制纯能量市场稀缺定价机制及容量补贴机制国内因为电力市场建设还处于前期阶段在抽蓄以及部分省份实行气电容量电价主要指容量补贴机制容量市场机制容量市场独立于电能量市场之外通过调整需求曲线参数体现全系统容量需求释放价格指导信号从而引导发电企业投资及运营目前应用容量市场机制的地区主要有美国PJM法国电力市场等容量市场价格对容量需求曲线的准确性要求较高且需要与完善的电能量市场相协调纯能量市场稀缺定价机制稀缺定价机制允许电力稀缺情况下的电能量价格远高于机组的可变成本其中高于可变成本的部分为稀缺收益发电机组可以从中回收部分固定成本目前应用纯能量市场稀缺定价机制的地区主要有澳大利亚和美国得州但稀缺定价机制仅能反映短时供需关系导致电价波动使长期发电投资存在高风险容量补贴机制容量补贴机制由监管机构提前制定统一的容量价格在容量交付年为发电企业提供容量补偿帮助其回收固定成本目前应用容量补贴机制的地区主要有智利中国等气电及抽蓄市场经验揭示容量电价效果显著推进容量电价有助降低燃料波动和低利用小时冲击国内燃气发电上网电价由所在省市价格主管部门制定目前国内大部分省市的气电价格执行单一电量制但目前也有上海浙江及江苏等三个省市执行容量电量两部制电价上海市早在2012年即出台关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知政策请务必阅读正文之后的免责条款和声明4公用环保行业电改观察专题2023918通知在国内率先推出了气电领域容量电价制度浙江省于2015年发布浙江省物价局关于我省天然气发电机组试行两部制电价的通知推出了两部制电价政策江苏省于2018年出台省物价局关于完善天然气发电上网电价管理的通知省内气电机组自2018年11月起开始执行两部制电价表2上海浙江江苏等气电容量电价政策梳理时间地区政策名称2012上海关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知2015浙江关于我省天然气发电机组试行两部制电价的通知2018江苏关于完善天然气发电上网电价管理的通知资料来源上海浙江江苏省发改委官网中信证券研究部在首次发布实施气电容量电价的政策后上海浙江江苏等三个省市后续根据电站建造成本变动上游燃气价格波动等因素对本省气电的容量及电量电价多次做出相应的调整从目前最新的三个省市气电容量及电量电价水平看上海市的容量及电量电价均处于较高水平政策兜底效果相对较好气电盈利能力相应好于江苏及浙江浙江的气电电量电价和燃气价格有之间较为顺畅的价格联动机制对于高气价的疏导相对更加充分表3江苏浙江上海三地天然气上网发电电价表容量电价元千瓦月电量电价元千瓦时门站燃气价格元方江苏浙江上海江苏浙江上海江苏浙江上海9F2802523700504天然气到厂价4906749202203204调峰机组9E2802523700504天然气到厂价45067496F2804763700504天然气到厂价49067496B329361天然气到厂价45069912500小时内热电联产机组9F2802523610522天然气到厂价492022032040618725005000小时9E3202523610557天然气到厂价4504155大于500小时6F420476361054天然气到厂价49资料来源上海浙江江苏省发改委官网中信证券研究部和国内煤电企业通常需要向上游煤炭企业购买煤炭资源且燃料成本在生产成本中占比6080的模式类似国内气电企业普遍也不拥有上游资源通过向上游采购燃气用于发电且燃料成本通常在气电生产成本中占比70左右两者的经营模式强周期性突出均面临燃料成本上涨对盈利冲击明显的问题此外气电因国内缺乏燃气资源禀赋且气电自身调节能力出在国内主要充当调峰电源因此气电还存在利用小时普遍偏低的不利因素正常情况下国内调峰气电年利用小时普遍在2000小时附近从申能股份600642SH煤电及气电业务的20192022年毛利率变化情况看两部制电价的推出对于缓解气电业务经营压力作用效果明显两部制电价下的气电抗上游燃料价格波动能力明显优于单一电量制下的煤电20192020年在上游资源品价格相对稳定的情况下公司气电及煤电业务毛利率基本接近处于1520的区间内20212022年在上游煤炭及天然气价格均出现大幅上涨的情况下单一电量制的公司煤电业务毛利率大度下滑至-1和0而受益于其气电业务位于采用两部制电价的上海市且当地容量及电量价格均相对偏高公司气电毛利率虽有下滑但下滑幅度极为有限20212022年的气电毛利率为1514展现了极强的抗经营风险能力请务必阅读正文之后的免责条款和声明5公用环保行业电改观察专题2023918图120192022年申能股份气电及煤电业务毛利率比较图22018以来港口动力煤现货及进口LNG价格变动趋势2019202020212022LNG到岸价美元百万英热右轴252500广州港5500大卡动力煤现货价格元吨60195020171717200015144015150030101000205500010000-5-1煤电业务气电业务2018-052020-092023-012018-012018-092019-012019-052019-092020-012020-052021-012021-052021-092022-012022-052022-092023-052023-09资料来源申能股份公告中信证券研究部资料来源Wind中信证券研究部推动容量电价有助提升市场对容量机组投资积极性2021年国家发改委印发抽水蓄能容量电价核定办法在办法中规定了抽蓄两部制电价的具体定价模式抽水蓄能电站电价的核定办法容量电价容量电费收入用于回收抽水蓄能项目资金投入利息支出运行维护费用等各项成本与费用根据电站现金流出情况按照经营期40年资本金回报率65的基准倒推出现金流入即为容量电费收入分摊到单位装机容量后即可得到容量电费容量电费以每三年为一个监管周期根据电站现金流情况动态调整确保了抽水蓄能电站在经营期内获得相对稳定可观的收益深度体现防御性资产属性电量电价电量电费收入用于弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本在现货市场运行地区电站直接通过现货市场进行购售电通过峰谷电价价差实现盈利在非现货市场运行地区电站的售电价格为燃煤基准电价购电价格为燃煤基准电价的75通过购售电价价差实现盈利抽水蓄能电站通过电量电价获取的收益中20由电站留存剩余80纳入下一监管周期核定容量电价时扣减鼓励电站在参与调峰的同时控制项目收益率处在合理区间除容量电价与电量电价以外抽水蓄能电站还能通过辅助服务进一步获取额外收入例如南网区域两个细则明确抽发利用小时数超过2700小时的抽水蓄能电站可参与调频调相黑启动等辅助服务并获取相应辅助服务补偿请务必阅读正文之后的免责条款和声明6公用环保行业电改观察专题2023918表4两部制定价模式下抽水蓄能电站的主要现金流入与流入构成现金流出现金流入根据项目成本给予合理的收益率发放容量投资成本电费测算条件包括经营期40年资本资本金贷款本金固定成本容量电价收入金内部收益率65资本金比率20运利息成本行维护按成本行业中位数贷款利率按电站利息支出同期市场报价利率较低者还款期限25年材料费现货市场运行地区自行组织检修抢修大修售电价格发电量-购电价格抽水电量材料消耗电量电价净收入现货市场未运行地区修理费燃煤标杆电价发电量-燃煤标杆电价抽水可变成本外包修理活动所产生的检电量75修费用抽水蓄能电站参与调频调相黑启动等辅人工费辅助服务收入助服务获取的额外收入职工薪酬福利费等资料来源国家发改委国家能源局国家能源局南方监管局官网中信证券研究部两部制电价机制完善了抽水蓄能电站成本疏导模式容量电价由电网公司支付通过输配电价向下游用户传导电量电价通过现货市场形成体现抽水蓄能电站调峰价值并向下游用户传导额外的辅助服务价格根据辅助服务市场机制形成由电力市场中享受辅助服务益处的电源电网用户共同分摊电价与成本疏导机制的完善有望推动抽水蓄能电站投资回报提高鼓励电网公司发电企业等主体积极进行抽水蓄能电站投资建设图3两部制电价下抽水蓄能成本疏导模式资料来源国家发改委官网中信证券研究部两部制电价模式下容量电价将作为初期投资与固定成本的补偿保障抽水蓄能投资方获取合理回报考虑到地理位置地质条件环境因素土地使用成本的差异不同抽水蓄能电站的初始投资成本存在差异容量电价核准机制有效解决了不同电站造价差异问题使不同建设条件的电站均能获取相同的基础投资回报率电量电价将作为鼓励抽水蓄能电站积极参与电网调峰提高电网灵活性的手段根据电力供需情况积极参与削峰填谷的抽水蓄能电站能够实现更高的购售电价差实现抽发收益率的提升根据段敬东新价格形成机制下抽水蓄能电站投资建设盈利能力研究中的测算当现货市场中峰谷电价比达到20时抽水蓄能电站的抽发收益率可达到33显著高于峰谷电价比为1015时对应的抽发收益率-3311请务必阅读正文之后的免责条款和声明7公用环保行业电改观察专题2023918图4抽水蓄能电站容量电价与造价关系图5峰谷电价与抽发收益关系8007664033307507162467520kW700元10116506140600564-6抽发利润率-10550514-20税前容量电价500-30-33450-40500055006000650070007500100125150175200单位造价元kW峰谷电价比资料来源段敬东新价格形成机制下抽水蓄能电站投资建设盈利能资料来源段敬东新价格形成机制下抽水蓄能电站投资建设盈利能力研究中信证券研究部力研究中信证券研究部2021年9月国家能源局发布抽水蓄能中长期发展规划2021-2035年简称规划重点布局对电力系统安全保障作用强对新能源规模化消纳促进作用大经济指标优越的项目抽水蓄能的服务目标主要包含三类1服务新能源发展外送需要如西北华北东北地区2服务核电与新能源消纳如华东南方地区3服务地区经济建设发展如华中地区拥有丰富水电资源的西南地区则不考虑作为抽水蓄能重点布局区域规划明确了近期各区域重点推进抽水蓄能项目装机规模合计5238万千瓦预计随着项目陆续开工投产叠加外送通道持续建成以及用电需求的增长三北地区的新能源消纳问题有望得到缓解弃风弃光率反弹将受到有效控制表5我国中长期抽水蓄能优化布局方案及重点项目重点项目合计规区域重点省区市服务目标重点项目模万千瓦兼顾京津冀一体化以及河北滦平120万千瓦徐水60万千瓦灵寿140华北河北山东蒙东区域新能源发展和万千瓦内蒙古美岱120万千瓦乌海120万千瓦890电力系统需要山东泰安二期180万千瓦山西浑源150万千瓦服务新能源大规模发展辽宁庄河100万千瓦大雅河160万千瓦黑龙江东北黑龙江吉林380需要尚志120万千瓦浙江磐安120万千瓦泰顺120万千瓦天台170万千瓦建德240万千瓦桐庐140万千瓦安华东浙江安徽服务核电和新能源大规徽桐城128万千瓦宁国120万千瓦岳西1201698模发展以及接受区外万千瓦石台120万千瓦霍山120万千瓦江电力需要苏连云港120万千瓦福建云霄180万千瓦广西南宁120万千瓦贵州贵阳150万千瓦黔南南方广东广西560150万千瓦海南羊林140万千瓦江西奉新120万千瓦洪屏二期180万千瓦河南服务中部城市群经济建鲁山130万千瓦湖北大幕山120万千瓦平坦原华中河南湖南湖北1070设发展需要140万千瓦紫云山140万千瓦湖南安化240万千瓦服务新能源大规模发展甘肃昌马120万千瓦青海哇让280万千瓦宁夏三北500和电力外送需要牛首山100万千瓦西南重庆栗子湾140万千瓦140合计5238请务必阅读正文之后的免责条款和声明8公用环保行业电改观察专题2023918资料来源国家发改委国家能源局官网中信证券研究部十四五与十五五期间我国新增抽水蓄能装机有望超过323580GW年复合增速提升明显规划提出我国抽水蓄能投产装机容量在2025年末达到6200万千瓦以上在2030年末达到12000万千瓦以上的总体发展目标结合规划目标以及各项目筹备与建设情况我们预计十四五十五五期间国内抽水蓄能装机增量将分别达到32305800万千瓦对应CAGR分别为152138远高于十二五十三五期间抽水蓄能装机规模6365的年复合增速此外规划还明确要布局340个中长期项目合计规模421亿千瓦提出储备247个项目合计规模305亿千瓦并通过持续项目开发和运营培养出具备国际竞争力的抽水蓄能现代化产业保障抽水蓄能行业长期发展图620102030E我国抽水蓄能装机总量及预测万千瓦抽水蓄能装机容量万千瓦占总装机容量140003012000251000020800015600010400020000500020102011201220132014201520162017201820192020202120222030E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2023E资料来源IRENA国家统计局国家能源局官网中信证券研究部预测注历史数据来自国家统计局和IRENA国家能源局给出20252030的目标基于是大体目标以及在建开工项目的节奏中信证券研究部预测角色正在转变推出火电容量电价具有必要性及紧迫性煤电角色演变从基核向调节性电源过度需要新的价格机制随着能源向清洁化转型的推进新能源在国内电量供给中所扮演角色日益重要已经成长为为国内增量用电的核心提供者与此同时火电在国内电量供给中份额正不断受到挤压市场份额持续下降2022年国内整体发电量为869万亿千瓦时其中火电发电量为573万亿千瓦时火电在国内发电量中占比已经下降至66随着经济增长我们预计国内发电量在2030年前将延续温和增长态势并有望在2030年达到122万亿千瓦时但在新能源装机快速增长的持续挤压下我们预计20232030年火电发电量将呈小幅下降态势并在2030年降至562万亿千瓦时从占比角度看我们预计火电在2030年国内发电量中占比将进一步滑落至4620232030年期间年均下滑25个百分点请务必阅读正文之后的免责条款和声明9公用环保行业电改观察专题2023918图720132030年国内分电源发电量及火电在整体发电量中占比及预测亿千瓦时火电水电核电风电太阳能火电占比140000901200008010000070800006060000504000020000400302030E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2014201320152016201720182019202020212022资料来源中电联中信证券研究部预测在火电发电量绝对规模趋势性下降的同时为保障风光大规模接入后电力系统安全性和稳定性火电出力的稳定性及调峰经济性等因素决定了未来相当长一段时间内我们仍需要每年新增一定体量的煤电机组受上述变化影响我们预计火电机组利用小时数将呈现快速下滑趋势2022年国内火电机组平均利用小时数为4324小时我们预计其将在2030年进一步降至3476小时相比2022年的利用小时水平下降21图820102030年国内火电利用小时数及预测其变动趋势火电利用小时h同比增速580080530554006050314965501240500047062044484379460043294361429343240041654209421641724006-204200384437443649-40380035603476-603400-803000-1002013A2010A2011A2012A2014A2015A2016A2017A2018A2019A2020A2021A2022A2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E资料来源中电联中信证券研究部预测火电在国内电力供给中作用正在从基荷电源向调节性电源过渡所扮演角色变化也意味着需要新的电价机制去匹配单一电量市场仅能保障火电机组边际运行成本的回收不能体现火电机组作为调节性电源的容量价值为保障电力系统长期容量充裕性并提供有效的发电投资信号采用合理的容量补偿机制将是发展方向以山东省为例新能源快速发展对山东省电力系统调峰能力带来巨大挑战为确保电力系统安全性山东省发改委与2020年4月颁布了关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知提出对参与电力现货市场的发电机组试行容量补偿电价标准暂定为每千瓦时00991元并延续至今请务必阅读正文之后的免责条款和声明10公用环保行业电改观察专题2023918全额回收投资所需的煤电容量电价约为322元千瓦年我们模拟了一个煤电项目用于两部制电价制度推出后的项目所需要支付的容量电价我们测算所用的核心假设如下假设项目资本金比例为30我们采用目前最新的5年期LPR作为项目债务融资成本假设债务融资成本为42还款期限为15年且还款模式为等额本息法还款根据中电联统计目前国内煤电项目建造成本约为35004200元千瓦我们采用3800元千瓦的单位建造成本假设并假设项目的实际经营周期为35年项目折旧周期为30年残值率为0经营期内发生的成本主要为人工维修及其他成本如保险费用等假设项目的人工成本维修成本及其他成本分别为704040元千瓦并且每年保持不变表6模拟煤电项目基本参数假设关键假设经营期y35资本金规模30折旧年限y30财务成本420人工成本元千瓦70还款周期y15维修成本元千瓦40还款方式等额本息法其他成本元千瓦40年还款金额百万元-243机组容量万千瓦100所得税税率13项目投资元千瓦3800资料来源中信证券研究部测算在上述假设的基础上从模拟项目我们的测算结果看全额回收煤电前期投资成本及经营期非燃料成本所需的容量电价约为322元千瓦年如前所述目前国内火电年平均利用小时约4300小时按照模拟项目所测算的容量电价以及此利用小时折算我们估计火电度电容量电价约为007元千瓦时按照模拟项目所测算的容量电价以及我们估算的2030年约3500小时的火电平均利用小时测算我们估计火电度电容量电价约为009元千瓦时表7全额回收前期投资的经营期非燃料成本的容量电价测算FY0FY1FY2FY3FY4FY5FY6FY7FYFY34FY35初始投资mn-1140人工成本mn-70-70-70-70-70-70-70-70-70维修成本mn-40-40-40-40-40-40-40-40-40其他成本mn-40-40-40-40-40-40-40-40-40偿还本息合计mn-243-243-243-243-243-243-243容量电费扣税mn285285285285285285285285285容量电价含税元千瓦年285285285285285285285285285容量电价含税元千瓦年322322322322322322322322322生命周期现金流mn-1140-108-108-108-108-108-108-108135135资料来源中信证券研究部测算风险因素电力市场改革推进低于预期燃料成本大幅上涨市场电价大幅下降宏观需求低迷拖累用电量能源清洁化转型进度缓慢等请务必阅读正文之后的免责条款和声明11公用环保行业电改观察专题2023918投资策略单一电量制模式下的电力市场不能为调节能力定价存在容量及辅助服务价值被低估扭曲发电企业竞争行为不能有效引导投资不利于向竞争性电力市场改革持续推进等诸多弊端在新型电力系统下风光新能源快速建设以及电力市场改革不断推进的行业背景下调整单一电量制模式并推出容量电价已经具备较强必要性和紧迫性从已经实行容量电价的抽水蓄能以及在部分省份实行容量电价的气电实际经验看容量电价在平衡高燃料成本冲击低利用小时冲击提升电源建设投资意愿等方面有较为明显积极影响随着风光新能源渗透率快速提升煤电出力的稳定性及灵活性特征可以使其在电力系统中扮演压舱石并有效促进新能源消纳等作用国内煤电正在从基荷电源向调节性电源过度需要能够为调节性电源定价的煤电容量电价制度进行配合其角色转变投资主线可以关注1煤电发电业务短期已重新恢复盈利能力未来容量电价的推出对于降低火电行业回报波动性和提升火电中长期回报有积极作用推荐华能国际AH国电电力华电国际AH浙能电力等2为适应从基荷转变为灵活性电源的角色变化火电灵活性改造正变得迫切关注灵活性改造受益标的龙源技术青达环保西子节能等3随着灵活性价值在电源侧日益受到重视水电清洁灵活兼具的资源禀赋有望得到更大发挥推荐长江电力国投电力川投能源华能水电等4容量电价有助改善利用小时偏低的西南及西北地区火电建设投资意愿关注上游设备端的上海电气AH哈尔滨电气等表8重点电力公司盈利预测及估值股价市值EPSPEPBROE股息率评级亿元2023E2024E2025E2023E2024E2025E2023E2023E2023E水电长江电力22525510125149159181514241339买入华能水电7461343042044045181716191028买入川投能源1506672101119125151312181234买入国投电力122291109411413013119151242买入桂冠电力561442025040040221414231032买入核电中国核电7351388052055062141312141024买入中国广核3211621023024026141313141032买入中广核电力H2051035023024026988081054买入绿电三峡能源4821380030036045161311171009买入龙源电力19101601096108120201816211110买入龙源电力H656550096108120765071132买入云南能投1039960530891122012914710买入福能股份844214104117128877101261买入火绿华能国际83313080861101301086222331买入华能国际H401629086110130543102371买入华电国际551564081107123754132074买入华电国际H3343420811071234330720132买入国电电力378674045055068876131648买入浙能电力444595056073086865091163买入内蒙华电351229043050058876121586买入请务必阅读正文之后的免责条款和声明12公用环保行业电改观察专题2023918股价市值EPSPEPBROE股息率评级亿元2023E2024E2025E2023E2024E2025E2023E2023E2023E建投能源59610702103804329161411408买入储能南网储能98531504804807021201415705买入综合能源服务三峡水利80715402805807429141114510买入物产环能156487214248265766162362买入电力信息化国能日新653065104126140635247611006买入国网信通1575189078092106201715291515买入泽宇智能265463122172225221512261214买入资料来源公司公告Wind中信证券研究部预测注释股价数据位2023年9月15日收盘价港股公司股价货币单位为港币财务数据货币单位均为人民币相关研究公用环保行业重大事项点评绿证发展迈出关键一步绿电消纳再添助力2023-08-04电力行业专题研究市场宏观及政策利好电力迎来机遇期2023-07-20公用环保行业专题研究煤价前景仍不乐观但电价具备韧性2023-07-03公用环保行业2023年下半年投资策略有利的外部环境向上的盈利周期2023-06-19新能源REITs市场最新观点2023-05-30公用环保行业重大事项点评电力供需协同互动助系统转型和市场建设2023-05-22公用环保行业重大事项点评加速能源信息化新场景需求有望快速增长2023-04-03请务必阅读正文之后的免责条款和声明13分析师声明主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明i本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法ii该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系一般性声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作中信证券股份有限公司及其全球的附属机构分支机构及联营机构仅就本研究报告免责条款而言不含CLSAgroupofcompanies统称为中信证券本研究报告对于收件人而言属高度机密只有收件人才能使用本研究报告并非意图发送发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送发布该研究报告的人员本研究报告仅为参考之用在任何地区均不应被视为买卖任何证券金融工具的要约或要约邀请中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况目标或需要不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略对于本报告中提及的任何证券或金融工具本报告的收件人须保持自身的独立判断并自行承担投资风险本报告所载资料的来源被认为是可靠的但中信证券不保证其准确性或完整性中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险可能不易变卖以及不适合所有投资者本报告所提及的证券或金融工具的价格价值及收益可跌可升过往的业绩并不能代表未来的表现本报告所载的资料观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断可以在不发出通知的情况下做出更改亦可因使用不同假设和标准采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域单位集团及其他附属机构的流动负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定但是分析师的薪酬可能与投行整体收入有关其中包括投资银行销售与交易业务若中信证券以外的金融机构发送本报告则由该金融机构为此发送行为承担全部责任该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议中信证券以及中信证券的各个高级职员董事和员工亦不为前述金融机构之客户因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20以上另有说明的除外评级标准为报告发布日后6到12个增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于520之间月内的相对市场表现也即以报告发布日后的6到12个股票评级月内的公司股价或行业指数相对同期相关证券市场代持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-105之间表性指数的涨跌幅作为基准其中A股市场以沪深300卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10以上指数为基准新三板市场以三板成指针对协议转让标的或三板做市指数针对做市转让标的为基准香港市场强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10以上以摩根士丹利中国指数为基准美国市场以纳斯达克综合行业评级中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-1010之间指数或标普500指数为基准韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10以上14特别声明在法律许可的情况下中信证券可能1与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问投资银行或证券服务关系2参与或投资本报告所提到的公司的金融交易及或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易因此投资者应考虑到中信证券可能存在与本研究报告有潜在利益冲突的风险本研究报告涉及具体公司的披露信息请访问httpsresearchciticscomdisclosure法律主体声明本研究报告在中华人民共和国香港澳门台湾除外由中信证券股份有限公司受中国证券监督管理委员会监管经营证券业务许可证编号Z20374000分发本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发在中国香港由CLSALimited于中国香港注册成立的有限公司分发在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCoLtd分发在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd商业编号53139992331金融服务牌照编号350159分发在美国由CLSACLSAAmericasLLC除外分发在新加坡由CLSASingaporePteLtd公司注册编号198703750W分发在欧洲经济区由CLSAEuropeBV分发在英国由CLSAUK分发在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发地址8FDalamalHouseNarimanPointMumbai400021电话91-22-66505050传真91-22-22840271公司识别号U67120MH1994PLC083118在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发在日本由CLSASecuritiesJapanCoLtd分发在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd分发在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发在菲律宾由CLSAPhilippinesInc菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员分发在泰国由CLSASecuritiesThailandLimited分发针对不同司法管辖区的声明中国大陆根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务中国香港本研究报告由CLSALimited分发本研究报告在香港仅分发给专业投资者证券及期货条例香港法例第571章及其下颁布的任何规则界定的不得分发给零售投资者就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜CLSA客户应联系CLSALimited的罗鼎电话85226007233美国本研究报告由中信证券制作本研究报告在美国由CLSACLSAAmericasLLC除外仅向符合美国1934年证券交易法下15a-6规则界定且CLSAAmericasLLC提供服务的主要美国机构投资者分发对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书任何从中信证券与CLSA获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericasLLC在美国证券交易委员会注册的经纪交易商以及CLSA的附属公司新加坡本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd仅向新加坡财务顾问规例界定的机构投资者认可投资者及专业投资者分发就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜新加坡的报告收件人应联系CLSASingaporePteLtd地址80RafflesPlace18-01UOBPlaza1Singapore048624电话6564167888因您作为机构投资者认可投资者或专业投资者的身份就CLSASingaporePteLtd可能向您提供的任何财务顾问服务CLSASingaporePteLtd豁免遵守财务顾问法第110章财务顾问规例以及其下的相关通知和指引CLSA业务条款的新加坡附件中证券交易服务C部分所披露的某些要求MCIP085112021加拿大本研究报告由中信证券制作对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书英国本研究报告归属于营销文件其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制本研究报告在英国由CLSAUK分发且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士涉及到的任何投资活动仅针对此类人士若您不具备投资的专业经验请勿依赖本研究报告对于英国分析员编纂的研究资料其由CLSAUK制作并发布就英国的金融行业准则该资料被制作并意图作为实质性研究资料CLSAUK由英国金融行为管理局授权并接受其管理欧洲经济区本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的CLSAEuropeBV分发澳大利亚CLSAAustraliaPtyLtdCAPL商业编号53139992331金融服务牌照编号350159受澳大利亚证券与投资委员会监管且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向批发客户发布及分发本研究报告未考虑收件人的具体投资目标财务状况或特定需求未经CAPL事先书面同意本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方本段所称的批发客户适用于公司法2001第761G条的规定CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAllOrdinaries指数成分股离岸市场上市证券未上市发行人及投资产品CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司印度CLSAIndiaPrivateLimited成立于1994年11月为全球机构投资者养老基金和企业提供股票经纪服务印度证券交易委员会注册编号INZ000001735研究服务印度证券交易委员会注册编号INH000001113和商人银行服务印度证券交易委员会注册编号INM000010619CLSA及其关联方可能持有标的公司的债务此外CLSA及其关联方在过去12个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和或非证券相关服务的报酬如需了解CLSAIndia关联方的更多详情请联系Compliance-Indiaclsacom未经中信证券事先书面授权任何人不得以任何目的复制发送或销售本报告中信证券2023版权所有保留一切权利15