容量电价出台有望提升火电盈利稳定性
　　“双碳目标”提出以来，电力系统加速改革，国家积极推动新能源装机和发电量，这导致火电一方面电量上让位于新能源，装机还要满足尖峰负荷进一步增长，因此煤电机组产能利用率下降成为必然。在这一背景下容量电价的出台大势所趋，为稳定煤电盈利预期起到重要作用，有望助力煤电机组新建加速，提升煤电灵活性改造的意愿。推荐火电龙头华能国际（A/H）、华电国际（A/H）、国投电力、华润电力、浙能电力、建投能源、京能电力。
　　容量电价：高峰电力保供压力激增，亟须煤电投资加速
　　“碳中和”背景下，可再生能源占比的提升带来了电力系统的不稳定性，对电力系统备用率提出了更高要求。根据我们的测算，要保证2030备用率依然在10%以上，2023-30需要新增4.5亿千瓦火电；与此同时，煤电的发电量绝对值并不必然增加，产能利用率下降是必然趋势。容量电价应该保障机组的固定投资（包括本金偿还和利息支出）合理的回报率，从而帮助火电从发电向调峰转型。根据我们的测算，容量电价补偿需要325元-382元/千瓦，才能保障煤电的合理盈利（6%-7%）。
　　灵活性改造：期待更进一步电改政策
　　众多现有调节手段中，煤电灵活性改造capex最低，负荷侧调节能力opex最低。然而当前现货市场有较大价差波动省份不多（需新能源参与现货），辅助服务市场激励性较弱，尚不足以支撑煤电灵活性改造意愿。经测算，在全国平均的调峰补贴下，300MW和600MW机组负荷率50%、40%、30%时静态投资回收期均大于报废年限（假设10年），我国辅助服务市场规模相较发达国家也有较大差距。即使在辅助服务收益最高的东北，调峰调频带来的煤耗增加电量减少，恐怕也很难被辅助服务的收入所完全覆盖。
　　容量电价出台将加速可再生能源低价上网
　　随着煤电产能利用率逐渐走低，煤电在中长期电量交易（不包括现货）中的定价权会逐步减弱；同时，随着容量电价逐步覆盖固定投资成本，火电市场化电价会以边际成本（煤价）为主要考虑因素。中长期电力市场主要体现电量价值，火电已经获得容量电价补偿后会有更大降价动力，带动其他电源同步降价；现货市场中，风光因其时间曲线劣势可能会遭到进一步受损——新能源电价风险进一步加剧。
　　电力转型过程中，煤价不可能长期维持低位
　　作为边际定价者，煤电报价逐步降低会带动新能源降价。随着新能源参与市场化比例进一步增加，新能源新增装机和传统一次能源价格会相互影响。2023年初以来快速下行的组件价格带动我国光伏装机同比高速增长，势必会挤压煤电发电空间，最终导致动力煤需求下滑和煤价下行；但更进一步，煤价下行也会导致市场化电价降低，影响新能源新增装机积极性，所以一次能源和二次能源在转型过程中形成共振，同时，过低的煤价会带来转型的压力。
　　风险提示：煤价波动高于预期，政策出台不及预期。
　　

研究报告全文：证券研究报告发电容量电价加速新型电力系统建设华泰研究发电增持维持2023年9月22日中国内地专题研究研究员王玮嘉容量电价出台有望提升火电盈利稳定性SACNoS0570517050002wangweijiahtsccomSFCNoBEB090862128972079双碳目标提出以来电力系统加速改革国家积极推动新能源装机和发电量这导致火电一方面电量上让位于新能源装机还要满足尖峰负荷进一研究员黄波步增长因此煤电机组产能利用率下降成为必然在这一背景下容量电价的SACNoS0570519090003huangbohtsccom出台大势所趋为稳定煤电盈利预期起到重要作用有望助力煤电机组新建SFCNoBQR1228675582493570加速提升煤电灵活性改造的意愿推荐火电龙头华能国际AH华电国研究员李雅琳际AH国投电力华润电力浙能电力建投能源京能电力SACNoS0570523050003liyalin018092htsccomSFCNoBTC420862128972228容量电价高峰电力保供压力激增亟须煤电投资加速联系人胡知碳中和背景下可再生能源占比的提升带来了电力系统的不稳定性对SACNoS0570121120004huzhi019072htsccom电力系统备用率提出了更高要求根据我们的测算要保证2030备用率依862128972228然在10以上2023-30需要新增45亿千瓦火电与此同时煤电的发电量绝对值并不必然增加产能利用率下降是必然趋势容量电价应该保障机华泰证券研究所分析师名录组的固定投资包括本金偿还和利息支出合理的回报率从而帮助火电从发电向调峰转型根据我们的测算容量电价补偿需要325元-382元千瓦才能保障煤电的合理盈利6-7灵活性改造期待更进一步电改政策众多现有调节手段中煤电灵活性改造capex最低负荷侧调节能力opex最低然而当前现货市场有较大价差波动省份不多需新能源参与现货辅助服务市场激励性较弱尚不足以支撑煤电灵活性改造意愿经测算在全国平均的调峰补贴下300MW和600MW机组负荷率504030行业走势图时静态投资回收期均大于报废年限假设10年我国辅助服务市场规模相较发达国家也有较大差距即使在辅助服务收益最高的东北调峰调频带来发电沪深300的煤耗增加电量减少恐怕也很难被辅助服务的收入所完全覆盖116容量电价出台将加速可再生能源低价上网1随着煤电产能利用率逐渐走低煤电在中长期电量交易不包括现货中的定价权会逐步减弱同时随着容量电价逐步覆盖固定投资成本火电市场4化电价会以边际成本煤价为主要考虑因素中长期电力市场主要体现电9量价值火电已经获得容量电价补偿后会有更大降价动力带动其他电源同Sep-22Jan-23May-23Sep-23步降价现货市场中风光因其时间曲线劣势可能会遭到进一步受损新资料来源Wind华泰研究能源电价风险进一步加剧重点推荐电力转型过程中煤价不可能长期维持低位目标价作为边际定价者煤电报价逐步降低会带动新能源降价随着新能源参与市股票名称股票代码当地币种投资评级场化比例进一步增加新能源新增装机和传统一次能源价格会相互影响2023华润电力836HK2939买入年初以来快速下行的组件价格带动我国光伏装机同比高速增长势必会挤压华能国际600011CH1155买入国投电力买入煤电发电空间最终导致动力煤需求下滑和煤价下行但更进一步煤价下600886CH1458建投能源000600CH671增持行也会导致市场化电价降低影响新能源新增装机积极性所以一次能源和国电电力600795CH494买入二次能源在转型过程中形成共振同时过低的煤价会带来转型的压力华能国际电力股份902HK523买入风险提示煤价波动高于预期政策出台不及预期华电国际600027CH700买入华电国际电力股份1071HK364买入浙能电力600023CH575买入京能电力600578CH406增持资料来源华泰研究预测免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读1发电正文目录高峰电力保供压力激增亟须煤电投资加速4火电容量电价维持高比例备用的代价是冗余投资4两维度量化测算容量电价03-04元瓦8目前最接近容量电价的样本云南9风光消纳矛盾凸显煤电灵活性改造期待更进一步电改政策10风光电量占比接近15阈值消纳面临阶段性天花板10缓解消纳需要源网荷储多方配合煤电灵活性改造capex最低11当前辅助服务市场的激励性尚不足以支撑煤电灵活性改造13风光加速入市一二次能源价格共振16容量电价出台或将加速可再生能源低价上网16新能源入市比例增加定价权在电量上供给过剩的火电17一次二次能源价格的平衡18煤价维持在合理水平是新能源渗透率提升的前提19风险提示22图表目录图表1最大负荷增速低于整体装机增速但高于可用装机增速4图表2按照中电联的预测可用装机增速持续低于最大负荷增速4图表3倘若火电新建不提速我国电力系统备用率或持续下行4图表4电规总院预测2023年中国各省份缺电情况5图表5电规总院预测2024年中国各省份缺电情况5图表62010-2022年年度火电投资完成额5图表71Q10-2Q23各季度火电投资完成额5图表8截止202398处于不同状态下的火电装机容量6图表9截至20239860待投产火电处于开工招标状态下6图表10截止202398不同省份位于不同状态下的火电装机容量6图表112006-2018年德国火电利用小时风光比例右轴7图表122011-2020年加州火电机组利用小时风光比例右轴7图表13浙江上海广东江苏福建天然气定价机制7图表14利用小时4400煤价770情境下6ROE煤电模型8图表15利用小时4100煤价770情境下6ROE煤电模型8图表16参考抽水蓄能的两部制定价模式容量覆盖65的IRR8图表17利用小时3600煤价770情境下6ROE煤电模型8图表18仅考虑初始投资折旧财务费用容量电价325-382元千瓦对应覆盖资本金IRR5-89图表19我国灵活性资源比例较低10图表20我国灵活性资源分布10图表21光伏发电出力曲线与负荷曲线10免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读2发电图表22风电出力曲线与负荷曲线10图表23美国加州弃光率光伏发电量TWh11图表24美国加州弃风率风电发电量TWh11图表25全国弃风弃光率2022有掉头向上趋势11图表26节能风电分省弃电率情况11图表27缓解消纳的手段及相关收入端政策11图表282022年中美国德发电量结构12图表29丹麦火电出力跟随电价水平调整12图表30各地现货市场和辅助服务市场推进进度13图表31东北辅助服务市场细则13图表32东北及全国煤电灵活性改造静态投资回收期测算14图表33吉电股份煤耗利用小时和辅助服务收入15图表342020-2022年河南新疆江苏上海供电煤耗率均有上升15图表352021-2022年吉电股份调峰损失测算15图表36电力交易中边际成本最高的供给商作为出清价格通常可以保障可再生能源优先消纳16图表37容量电价与调峰调频共振煤电市场化电价或将下降16图表38全国分电源市场化交易比例示意性17图表39只要点火价差稳定为正火电市场化报价让利是必然17图表402022年新能源参与现货省份分电源结算电价包括中长期和现货17图表41欧美各国光伏装机与一次能源价格18图表422011-2022年全球煤电发电量增速与一次能源价格增速18图表43一次能源与二次能源的平衡18图表442016-2030电力需求预测19图表452016-2030电力供给预测19图表462024E煤电增量敏感性分析按照光伏装机20图表47动力煤需求拆分20图表48发电量增量拆分单位亿度20图表49煤电电量变化单位亿度20图表50重点推荐公司一览表20图表51重点推荐公司最新观点21免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读3发电高峰电力保供压力激增亟须煤电投资加速自2021年以来迎峰度夏期间多省份极易出现限电情形2021年全国煤电新增产能仅2800万千瓦为15年来最低水平如何在碳中和目标和高能源价格背景下激发火电建设的积极性我们认为火电容量电价政策的出台有很大必要性帮助火电从发电向调峰转型同时稳定火电的盈利预期火电容量电价维持高比例备用的代价是冗余投资2021-2022最高负荷同比增速显著高于可用装机增速十三五期间我国用电最高负荷增速与用电量增长速度基本一致为6低于整体装机增速8但是考虑到水风光的不可靠性可用装机增速十三五仅为452022年系统备用能力或降至34迈入十四五随着空调负荷占比在大中城市达到了六成甚至更高气温对最高负荷的影响越来越大2021年与2022年初至今最高负荷同比增速分别为119显著超过可用装机45-5的增速其中可用容量为装机容量扣除计划期的受阻容量备用和退役容量图表1最大负荷增速低于整体装机增速但高于可用装机增速图表2按照中电联的预测可用装机增速持续低于最大负荷增速全国最大用电负荷增速用电量增速装机增速可用装机增速全国最大用电负荷增速用电量增速装机增速可用装机增速10129108786654432210十三五CAGR2021YOY2022YOY0十三五CAGR十四五CAGR十五五CAGR资料来源中电联统计局华泰研究资料来源中电联统计局华泰研究至2030年电力装机与负荷的供需矛盾或更加突出十三五我国煤电年均新增装机36GW显著低于十二五的46GW2021年新增煤电28GW为过去15年历史最低根据中电联2021年底发布的能源转型中的电力燃料供需格局研究预计十四五十五五期间全国煤电装机新增15亿千瓦03亿千瓦2025年2030年全国煤电装机分别达到123亿千瓦126亿千瓦那就意味着2025年备用率备用率可用装机最大负荷-1下降至15以下2030备用率为负数图表3倘若火电新建不提速我国电力系统备用率或持续下行亿千瓦全国最大用电负荷亿千瓦装机亿千瓦可用装机容量亿千瓦备用率50504540403530302025102015010-1050-20201520192020202120222025E2030E资料来源中电联统计局南方能源观察华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读4发电2022年8月电规总院统计未来三年新增煤电装机仅14亿千瓦左右考虑到受阻比例较低的核电水电建设周期往往在4-5年以上短期内我国电力保障基础仍不牢固电力供需紧张的地区未来三年不断增多可见我国当前火电装机建设速度仍有提升潜力图表4电规总院预测2023年中国各省份缺电情况图表5电规总院预测2024年中国各省份缺电情况资料来源电规总院华泰研究资料来源电规总院华泰研究4Q21以来我国煤电核电机组新增核准数量显著提速2022年8月四川缺电后国家能源局对已开始要求按照适度超前原则做好调整工作我们判断煤电的审批速度会进一步加快然而碳中和的长远目标决定了可再生能源在电量上会持续替代火电某种程度上新建机组更多是为了应对尖峰负荷或配套大基地风光送出并不必然意味着煤电电量的绝对值还会有非常大的增长图表62010-2022年年度火电投资完成额图表71Q10-2Q23各季度火电投资完成额亿元亿元火电投资完成额yoy140040600火电投资完成额yoy100120030805006010002040040800103002060000200400-10-20100-40200-200-600-302Q102Q112Q122Q132Q142Q152Q162Q172Q182Q192Q202Q212Q222Q232019201120122013201420152016201720182020202120222010资料来源Wind华泰研究资料来源Wind华泰研究最高负荷的快速增长促使发电稳定的基荷电源火电的核准建设加速推进2021年2022火电投资完成额分别同比增长1835从季度数据看4Q221Q232Q23火电投资完成额的同比增速分别高达20318免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读5发电图表8截止202398处于不同状态下的火电装机容量图表9截至20239860待投产火电处于开工招标状态下主机采购招MW其他设备采120000标完成购招标完成10000061180000烟气脱硫脱60000硝工程招中40000标规划建设20000开工215034规核主开主其烟投划准体工机他气产建工采设脱设程购备硫核准招招中25成采标脱标标购硝完完招工主体工程招成成标程标完成完招7资料来源北极星电力网各省能源局发改委官网华泰研究资料来源北极星电力网各省能源局发改委官网华泰研究我们统计了2022年初-2023年9月8日更新状态的火电项目情况待投产火电装机容量高达313GW其中处于开工招标核准投产前状态下的容量占比达60分集团上市公司看拥有煤炭资源的主体更积极显示出电力集团对未来煤价波动导致的盈利不可预测性是制约火电建设积极性的重要因素图表10截止202398不同省份位于不同状态下的火电装机容量MW70000规划建设核准主体工程招标完成开工主机采购招标完成其他设备采购招标完成60000烟气脱硫脱硝工程招中标投产50000400003000020000100000广内江安新陕浙山湖湖四河江山贵广重甘河福宁上黑海青辽云天东蒙苏徽疆西江东北南川北西西州西庆肃南建夏海龙南海宁南津古江资料来源北极星电力网各省能源局发改委官网华泰研究根据我们的测算如果要保证2030备用率依然在10以上2023-30需要新增45亿千瓦火电但是这么庞大的煤电上马并不意味着电量的增长火电发电量取决于全社会用电量与可再生能源发电量之差在风光水核等电源优先上网的前提下火电产能增加也意味着利用小时的必然走低从2022的4594到2030的3500左右当然我国电力系统是不是必须要维持10-15备用率底线是个更值得商榷的问题日本备用率要求7-8最低3可再生能源为主的丹麦南澳等地区都可以容忍一定程度上的电力短缺我们认为长期来看以风电光伏为主的电力系统要维持15以上备用率难度是很高的不过短期内我国下调电力系统安全的底线的概率不大火电产能利用率下滑不可避免观察欧美的经验我们也可以得出结论德国风光电量占比达到8-13的区间各类型火电利用小时就不可避免出现下行加州也是在2012-14年风光电量比例12之后燃煤和燃气利用小时见顶我国2021年风电光伏发电量占比合计已经达到了12哪怕我们牺牲部分的系统冗余度随着火电越来越多为新能源调峰让道火电产能利用率的下滑也不可避免免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读6发电图表112006-2018年德国火电利用小时风光比例右轴图表122011-2020年加州火电机组利用小时风光比例右轴小时小时燃气硬煤风光比例煤炭天然气风光比例450030700025400025600020350020500015300015400025001010300020005150052000100001000020062007200820092010201120122013201420152016201720182011201220132014201520162017201820192020注德国配合风光波动开展调节主要为硬煤燃气发电不包括褐煤和生物钟资料来源IEA华泰研究资料来源环球印象德国事业部2022-2026年后疫情时代德国投资环境及发展潜力报告华泰研究随着新型电力系统的建设火电从发电向调峰转变辅助可再生能源维持系统稳定已经是必然的趋势但是尖端负荷的不足可能会导致火电盈利模式转变早于预期当前高企的煤价气价导致火电亏损面依然在50以上如何激励火电新项目上马并且保障2022-25新上的火电机组在利用小时即将加速下滑的前夕还有信心收回成本容量电价和现货市场交易可以说是为数不多的的政策手段在两部制电价的背景下火电企业收入等于容量电价与电量电价之和参考抽水蓄能与部分省份天然气发电的定价机制容量电价应该保障机组的固定投资包括本金偿还和利息支出获得合理6-7左右回报率而电量电价应当与边际成本有较为灵活的联动机制图表13浙江上海广东江苏福建天然气定价机制省市容量电价电量电价气电联动机制定价机制市场化交易方式浙江9F9E机组3024元千9F6F机组04335元千瓦时9E6B机组9F6F机组电量电价天然气到厂价含管输两部制单一制直接交易瓦年6F机组5712元04650千瓦时元分布式发电机组每千瓦时费49电源增值税气源增值税9E6B2022年起新建9H机千瓦年6B机组3948065元执行机组电量电价天然气到厂价45电源增值组全电量参与电力市元千瓦年税气源增值税场分布式065元度上海调峰机组3701元千调峰机组05687元度9E利用小时数300联动后电量电价现行电价天然气平均调价两部制单一制电量差价传导瓦月热电联产机组以内015元度热电联产利用小时数2500幅度税收调整因子气耗税收调整10367电价阶梯制分布式365元千瓦月以内05929元度2500-5000小时以内气耗取值不变天然气调峰机组热电联产机机组单一制电价05125元度5000以上等于煤电基准价组取527度立方米分布式机组取511度08783元千瓦时立方米广东2017年后新投产机组0715元度使用澳大单一制电量电价阶差价传导利亚进口合约0484元度余下的9F型及梯制以上机组3500小时内0655元度9E型机组4000以内068元度6F型及以下机组5000小时以内069元度超过5000电价0463元度江苏调峰机组28元千瓦月调峰机组0436元千瓦时402010万级热PC09TCiC天然气价格变动值两部制直接交易热电联产机组402010电联产机组044904840469元度本期天然气成交价格较基准门站价格204万千瓦分别为283242元立方米的变动T税收调整因素C发电元千瓦月气耗40万级机组为01882立方米度20万级02026立方米度10万级01975立方米度福建莆田晋江厦门三家燃气电厂上网电价为单一制转让替代电05683元度价为03元度资料来源自然资金保护协会NRDCMonaYew2019年10月27日在清华能源互联网沙龙第五期的演讲华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读7发电两维度量化测算容量电价03-04元瓦我们以一座在秦皇岛的电厂盈利模式为例基准电价河北北网0372元度假设下水煤煤价就在770元吨5500kcal发改委要求区间上限没有中间环节运输港杂损耗费用一个煤电厂从发电转为调峰利用小时从4400下降至41002025E需要得到的容量电价补偿为011元瓦才能维持6的ROE如果利用小时下降至36002030E需要得到的容量电价补偿为024元瓦才能维持6的ROE如果我们用类似抽水蓄能两部制定价的模式去考虑煤电容量电价也就是在不考虑发电边际盈利为正的情况下容量电价要覆盖6-65的IRR这种情形下的容量补贴会更高035元瓦左右图表14利用小时4400煤价770情境下6ROE煤电模型图表15利用小时4100煤价770情境下6ROE煤电模型只有电能量电价容量电价含税元瓦011基准电价含税元度037基准电价含税元度037电价涨幅20电价涨幅20实际电价含税元度0446电量电价含税元度0446度电收入元度037度电收入元度039入厂煤价含税-5500kcal元吨770入厂煤价含税-5500kcal元吨770入炉标煤价格-不含税元吨867入炉标煤价格-不含税元吨867发电煤耗克度289发电煤耗克度300度电燃料成本元度025度电燃料成本元度026点火价差元度012点火价差元度013利用小时4400利用小时4100度电折旧元度004度电折旧元度004度电人工元度003度电人工元度003度电维修元度001度电维修元度002度电财务费用元度001度电财务费用元度001度电其他元度001度电其他元度001固定成本元度010固定成本元度011净利率4净利率4ROE6ROE6资料来源华泰研究资料来源华泰研究图表16参考抽水蓄能的两部制定价模式容量覆盖65的IRR图表17利用小时3600煤价770情境下6ROE煤电模型单位综合成本元瓦30容量电价含税元瓦024折旧年限年20基准电价含税元度037固定资产残值5电价涨幅20运营费用比例元瓦006电量电价含税元度0446所得税率25度电收入元度044贷款比率70入厂煤价含税-5500kcal元吨770还款方式等本还款入炉标煤价格-不含税元吨867贷款年限年20发电煤耗克度320基准利率45度电燃料成本元度028上浮比例-10点火价差元度016容量电价元瓦0354利用小时3600资本金IRR65度电折旧元度005全投资IRR48度电人工元度003回收期年11度电维修元度002运营期NPV元瓦10度电财务费用元度001度电固定成本元度009度电其他元度0015500kcal入炉煤价元吨770固定成本元度013标煤煤耗克度320净利率4度电调峰成本元度037ROE6资料来源华泰研究资料来源华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读8发电第二种方法我们不考虑运行期的点火价差仅根据火电初始投资来考虑后续成本回收问题以宝新能源的甲湖湾二期项目可研作为测算基础假设机组寿命30年销项增值税率13所得税率25装机单位造价37元W以等本还款的方式进行融资贷款年限15年贷款比率达80实际贷款利率较基准利率浮动-20在不考虑进项税额抵扣的情况下需要得到的容量电价补偿为325元千瓦才能维持5的IRR若要达到8的IRR水平容量补贴会更高382元千瓦图表18仅考虑初始投资折旧财务费用容量电价325-382元千瓦对应覆盖资本金IRR5-8容量电价收入元W0325034403640382税后度电收入元W0283030003160332单位造价元W3658365836583658机组寿命年30303030贷款比例80808080实际贷款利率39393939贷款年限年15151515机组寿命年30303030IRR5678资料来源华泰研究根据我们的测算如果对所有煤电进行容量补贴且不考虑已经运行的时间每年额外的供电成本约为2000-3000亿元2026年之后和抽水蓄能类似如果煤电可以参与现货市场并且通过电能量交易回收部分成本那么容量补贴就可以得到可观节省需要注意的是容量电价的出处一直是非常模糊的灰色地带除了抽水蓄能在发改委的政策中有明确通过输配电价疏导燃气发电的容量电价各省规定不一有通过现货市场回收的也有含糊表述为依照国家规定疏导所以煤电容量电价的出台核心还在于钱从哪里来目前最接近容量电价的样本云南2022年12月云南省燃煤发电市场化改革实施方案试行印发提出设立燃煤发电调节容量市场先期鼓励未自建新型储能或未购买共享储能服务达到装机规模10的风光电站含已建成项目自行向省内煤电购买系统调节服务煤电最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易试行期先按额定装机容量的40褐煤发电暂不参与容量价格自主协商在220元千瓦每年上下浮动未自建储能未购买共享储能且未购买煤电系统调节服务的新能源上网电价按清洁能源市场交易均价的90结算结算差额资金纳入电力成本分担机制此次出台的022元瓦不低相当于3分度与我们前文的测算基本一致但对于云南还恐怕不够事实上因为省内基准电价低且交易规则特殊高比例清洁能源挤压火电利用小时2017低于全国平均71和收入云南火电连年亏损甚至在低煤价时期也资不抵债国电宣威2020年来云南电力供需形势发生逆转2021省内煤电厂利用小时甚至有超6000但在高煤价背景下度电收入甚至无法覆盖燃料成本十四五云南风光规划排名全国前三电力缺口与高比例可再生能源都需要基荷电源发挥更重要的作用云南也在今年9月重启煤电建设本次政策的出台也是为了吸引火电投资另一方面云南省风光电站强制配储也已经明确我们测算对电站IRR负面影响在1-2pct低于电价90结算的惩罚措施政策明确三种配储方式自建储能租赁共享购买煤电容量按照云南省当前15GW煤电和新开工48GW的规划可以支撑80GW绿电项目与省内规划十四五末风光电站86GW吻合加上新型储能的建设储能资源是足够的只是对风光电站包括存量机组盈利确实带来较大的冲击考虑到云南省新增光伏目前平价上网新增风电保障阶梯电价机制会对新项目的建设进度造成负面影响我们建议密切关注光伏造价趋势或后续政策的修正免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读9发电风光消纳矛盾凸显煤电灵活性改造期待更进一步电改政策容量电价的出台可以加速煤电新机组投产在利用小时走低的同时稳定煤电的盈利能力但是新型电力系统不仅需要更多煤电还需要灵活性调节能力更强的煤电辅助服务市场的完善和现货市场的加速推进值得期待图表19我国灵活性资源比例较低图表20我国灵活性资源分布水电气电煤电燃油核电60其他电网侧新型储能需求侧响应100需求侧响应49需求侧响应50新型储能需求侧响应90电网侧80电网侧新型储能40新型储能3470电网侧603050电网侧发184020电30侧1062031000中国-三北中国德国西班牙美国中国-2018中国-2025中国-2035中国-2050资料来源中电联华泰研究资料来源国网研究院IEA华泰研究风光电量占比接近15阈值消纳面临阶段性天花板风光发电与用电负荷的时空错配导致消纳问题的发生具有一定必然性早在我们20年12月的报告平衡压力增大亟需市场机制护航中就指出借鉴德国2012澳大利亚2016英国和加州2020德州2021年初暴风雪的经验风电光伏占比15-30系统平衡的压力显著加大对电网调度提出了较大挑战截止2022年风光发电量已经达到了142023年1-8月随着第一批大基地投产和组件价格下降带动光伏装机加速今年开始风光消纳问题越来越严峻图表21光伏发电出力曲线与负荷曲线图表22风电出力曲线与负荷曲线050用电负荷pu左光伏出力pu右085用电负荷pu左风电出力pu右08504608008004404504207507504007004003807006503603506006503405503203006005003014710131619221471013161922资料来源国能日新招股书华泰研究资料来源新能源消纳关键因素分析及解决措施研究舒印彪2017华泰研究以美国加州为例2018-2022年随着光伏发电占比从14提升至19弃光率呈现明显上升趋势相比之下加州2018-2022年风电渗透率基本维持在6-8的水平弃风率较低免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读10发电图表23美国加州弃光率光伏发电量TWh图表24美国加州弃风率风电发电量TWh发电量右轴20182019发电量右轴20182019202020212022202020212022202320232552032041521531010210551000001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月注发电量为2022年数据注发电量为2022年数据资料来源CAISO华泰研究资料来源CAISO华泰研究我国三北地区大量省份风光渗透率已超20局部消纳问题已经比较明显2022光伏有16个省份有弃电风电有18个省份出现类似情况包括2022第一次出现的广东光伏2022弃电率上行的省份有14个最明显的区域是山东东北新疆蒙西弃风率上行的省份有8个集中在甘肃陕西湖南吉林蒙西等这里我们还要额外考虑到2022年2月21日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的通知对由于报价原因未中标电量已经不纳入新能源弃电量统计图表25全国弃风弃光率2022有掉头向上趋势图表26节能风电分省弃电率情况弃风率弃光率18161412108642020152016201720182019202020212022资料来源国家能源局全国新能源消纳监测预警中心华泰研究资料来源公司公告华泰研究缓解消纳需要源网荷储多方配合煤电灵活性改造capex最低在时间错配方面消纳主要通过电源侧煤电灵活性改造负荷侧需求响应以及抽水蓄能电化学储能等手段解决而在空间错配方面目前特高压是远距离电力输送的重要手段图表27缓解消纳的手段及相关收入端政策缓解手段规模单位投资成本相关电改政策电源侧气电十四五新增50GW4-5元W现货加速推广新能源入市加大现货市场价差波动电源侧煤电灵活性改造十四五规划200GW增加系统调节05-15元W现货加速推广新能源入市加大现货市场价差波动拉长低电能力30-40GW价甚至负电价时间容量电价政策出台辅助服务市场逐步完善电网侧特高压十四五预计开工10直8交特高压直流200-300亿元条发改委核定的输配电价特高压交流50-100亿元条负荷侧需求响应2025年达到815GW1-3元瓦年现货加速推广新能源入市加大现货市场价差波动虚拟电厂参与现货辅助服务等市场交易储能侧抽水蓄能十四五开工40GW55元W两部制电价政策已经出台后续电量交易可能参与现货电化学储能1-2元WH容量补贴现货加速推广新能源入市加大现货市场价差波动储能参与现货市场逃离资料来源中电联抽水蓄能行业分会上海电力结算中心中国石油规划总院华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读11发电电源侧燃气vs燃煤调节能力较强这就是为什么虽然中美两国火电占比相近但是美国能源转型比我们基础相对较好的原因我国在运煤电机组一般最小出力为5060供热机组仅能低至7585平均爬坡速率约为152min而丹麦硬煤机组最小出力可达2025爬坡速率可达到46min我国煤电灵活性改造势在必行丹麦煤电灵活性改造非常重要的刺激因素就是新能源快速发展后的长期低电价加入北欧电力交易所后现货市场波动更频繁可再生能源发电边际成本低此后10年市场低电价持续时间冗长才逐步促使当地煤电开始大规模投资改造图表282022年中美国德发电量结构图表29丹麦火电出力跟随电价水平调整燃油天然气燃煤核能水可再生能源其他电价丹麦克朗1MWh400负荷率右1001009030080802007060601005004040646110030中美火电2020占比接近20010300000812162024283236404448中国美国德国资料来源BP华泰研究资料来源火电灵活性改造的现状关键问题与发展前景潘尔生等2020华泰研究通过丹麦的经验我们可以知道要促进煤电更积极去做灵活性改造容量电价本身的力度是不够的频繁波动的电价和新能源发电时长期的负电价是最好的经济刺激在我们电改还难以承受电价大范围波动的情况下辅助服务市场是相对柔和的机制目前来看国内已经有包括山东山西广东蒙西甘肃等地现货市场已经成熟运行随着2023年9月18日发改委能源局联合印发中国首个电力现货市场基本规则剩余省份的现货市场也在加速推进免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读12发电图表30各地现货市场和辅助服务市场推进进度现货交易市场辅助服务市场是否存在现货交易市场新能源是否参与现货市场是否存在辅助服务市场山东山西广东蒙西甘肃浙江福建四川海南贵州广西云南河北南网宁夏2024年安徽辽宁河南陕西青海新疆2024年吉林黑龙江湖北湖南江西江苏重庆上海河北北网资料来源各地区发改委各地区能源局华泰研究当前辅助服务市场的激励性尚不足以支撑煤电灵活性改造根据国家能源局发布会公布信息2023年上半年全国电力辅助服务费用达278亿元占上网电费19类型结构方面调峰调频备用补偿费用分别为167亿元54亿元45亿元贡献整体比重分别为601916主体结构方面火电企业获得补偿254亿元占比91参考发达国家辅助服务占电价比例美国PJM市场2015年已经达到25英国国家电网2015年已经达到81我国辅助服务市场规模还远远不足图表31东北辅助服务市场细则资料来源华泰研究1新一轮电改下电力辅助服务市场机制及储能参与辅助服务的经济性研究李明焦丰顺任畅翔赵瑞免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读13发电煤电灵活性改造成本相对于抽水蓄能气电储能电站等其他系统调节手段更低具有最高性价比根据调峰成本和补贴收入测算结果可得出年度调峰利润经测算若对东北火电机组进行灵活性改造并提供调峰服务收益或较好反之对全国所有火电机组进行灵活性改造并提供调峰服务将面临亏损根据中电联数据煤电灵活性改造单位调峰容量成本约为500-1500元千瓦假设煤电机组原最低运行负荷率为50并且增强最低负荷率至4030的灵活性改造单位调峰容量成本分别为10001500元千瓦可得出灵活性改造成本考虑大多数煤电机组已经运行较长年份即使进行灵活性改造也并不能够增加机组寿命同时不考虑残值我们假设灵活性改造后煤电机组可使用年限为10年根据我们测算东北300MW和600MW机组负荷率4030时静态投资回收期均小于10年虽然煤电设计寿命和折旧都高于15年但根据中电联统计我国煤电平均寿命不足12年故可回收成本负荷率为50时即使不产生灵活性改造成本由于调峰补助不足以覆盖调峰成本调峰将亏损我们通过对各省调峰补贴进行平均得出全国平均调峰补贴标准经测算在全国平均的调峰补贴下300MW和600MW机组负荷率30时静态投资回收期均大于报废年限假设10年故不可获利负荷率为4050时调峰补助则不足以覆盖调峰成本图表32东北及全国煤电灵活性改造静态投资回收期测算东北调峰测算300MW亚临界机组600MW超临界机组深度调峰负荷率504030504030年度调峰利润万元年-43617924415-69038549347煤电灵活性改造单位调峰容量成本元千瓦-10001500-10001500灵活性改造成本万元-30009000-600018000静态投资回收期年-167204-156193全国调峰测算300MW亚临界机组300MW亚临界机组深度调峰负荷率504030504030年度调峰利润万元年-261-167194-339-64905煤电灵活性改造单位调峰容量成本元千瓦-10001500-10001500灵活性改造成本万元-30009000-600018000静态投资回收期年--17984635--93551990注1因假设原最低运行负荷为50故深度调峰负荷50时不需灵活性改造2灵活性改造成本煤电灵活性改造单位调峰容量成本原最低运行负荷率-改造后最运行低负荷率额定功率3静态投资回收期灵活性改造成本年度调峰利润资料来源中国电力企业联合会华泰研究估算火电机组参与调峰调频后单位成本增加同时产能利用率下降火电机组收入将受到拖累一方面火电机组通过灵活性改造参与调峰调频后为了配合新能源的不稳定发电火电自身的负荷率也随之波动带来火电单位煤耗量增加推升火电发电的单位燃料成本根据Wind公开数据统计近几年河南新疆江苏上海等地区平均供电煤耗均为上升趋势20202022年河南新疆江苏上海供电煤耗分别为272273263264克千瓦时以及276277265272克千瓦时需要说明的是煤耗增加也可能来源于近几年煤价高企导致入炉煤种变化等其他因素免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读14发电另一方面参与调峰调频后火电机组的平均负荷率下降使得利用小时数降低最终火电机组的产能利用率滑坡我们以吉电股份为例对公司参与调峰调频后的火电煤耗辅助服务收入以及利用小时数进行了统计并依此对调峰损失进行了测算参与辅助服务后吉电股份供电煤耗上升而利用小时数下降2023-23年Q1的火电煤耗分别为2424243742453克千瓦时2021-23年火电机组利用小时数分别为413441013820小时需要说明的是利用小时下降也可能来源于近几年需求和用电量波动等其他因素图表33吉电股份煤耗利用小时和辅助服务收入图表342020-2022年河南新疆江苏上海供电煤耗率均有上升辅助服务收入亿元左克千瓦时4Q1火电煤耗百克千瓦时右45Y2020Y2021Y2022利用小时千小时右28040327535270230265126025255020河南新疆江苏上海202020212022资料来源Wind公司公告华泰研究资料来源Wind华泰研究依据吉电股份公告披露的电量标煤采购单价供电煤耗我们测算出20212022年公司燃煤成本增加额分别为013016亿元依据公司披露的火电装机容量火电机组利用小时数电价我们测算出20212022年公司损失的电量收入分别为05954亿元假设这两者主要是调峰造成的我们可以估算20212022年公司参与调峰调频后仅燃煤成本增加和发电量下降就给公司带来了合计072556亿元的损失当年辅助服务收入并不一定都可以覆盖考虑到参与调峰调频后公司还将承担更高的机组损耗启停成本以及额外的环保开支即便在辅助服务收入最高的东北当前收入是否可以覆盖公司参与调峰所将面临的损失还值得商榷图表352021-2022年吉电股份调峰损失测算20212022发电量亿度13541261煤价元吨73638158煤耗增加克度1341561燃煤成本增加亿元013016装机容量GW3333利用小时数下降小时33303电价不含税元度0540542损失的电量收入亿元05954012调峰损失亿元072556辅助服务收入亿元249357资料来源公司公告华泰研究估算随着可再生能源加速进入市场市场化比例逐渐增加新型电力系统不稳定性也随之增加煤电从发电主力逐渐转变为电力系统压舱石这一转变对火电提出了相矛盾的要求既要求火电装机量提升以更好发挥稳定性价值但又要给新能源电量让路并为此调峰火电负荷率又将下降考虑到火电项投入较大运营期煤价确定性低参与调峰调频后火电产能利用率下降更难收回成本这两年火电新建积极性受到抑制容量电价政策出台有望解决新型电力系统对火电角色的矛盾要求免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读15发电风光加速入市一二次能源价格共振火电发电需要考虑燃料成本和启停费用而新能源发电边际成本约为0市场中核电水电风光总能以比火电更低的价格获得消纳因此火电是市场化交易中的边际价格出清者煤电在点火价差为正电价高于单位可变成本也就是燃料成本的情况下和所有大宗商品一样都有降价换量的动力在中长期交易中随着煤电产能利用率逐渐走低电量越来越多为新能源让路同时还需要增加产能以备尖峰负荷煤电在中长期电力交易不包括现货中的定价权会逐步减弱当然前提是必须高于边际成本同时随着容量电价逐步覆盖固定投资成本火电电力电价有了下降空间煤电报价逐步降低成为必然图表36电力交易中边际成本最高的供给商作为出清价格通常可以保障可再生能源优先消纳边际成本负荷曲线燃油机组天然气硬煤硬煤可再生能源热电联产褐煤核电发电量资料来源华泰研究需要说明的是现货电价更多反应的是电力价值中长期更偏向于带时间曲线的电量价值所以现货价格和中长期的报价策略并不一致但是中长期交易是决定火电收入的压舱石对新能源并不一定是容量电价出台或将加速可再生能源低价上网传统煤电电价覆盖成本后即为利润我们假设发电成本为04元度参考典型纯火电浙能华电的成本结构折旧及财务费用占比15人工及维修成本占比15燃料及其他可变成本占比70图表37容量电价与调峰调频共振煤电市场化电价或将下降资料来源wind华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读16发电容量电价政策推出后火电的总电价被拆分为容量电价和电力电价其中容量电价有望对部分固定成本折旧和财务费用进行覆盖根据我们测算330元KW的容量电价基本能够覆盖折旧及财务费用总成本中的15电力电价不再需要覆盖该部分成本有望为电价腾出1504006元降价空间因此我们认为容量电价的出台使得煤电在电力市场中的报价不再需要分摊建设成本市场化交易电价有了下降空间同时为适应新型电力系统要求火电负荷率将会持续降低尤其在中长期电量报价的考虑上供给侧过剩是必然趋势火电机组为增加收入有降价促销的动力不考虑煤价波动容量电价政策出台后煤电在市场报价上的退让会带动其他和煤电一起交易的可再生能源市场化交易价格一起走低新能源入市比例增加定价权在电量上供给过剩的火电结合中电联及上市公司数据2022年煤电原则上已经全部进入市场核电约50进入市场化交易风电光伏40以上进入市场化交易以龙头公司为例1H23龙源电力交易比例已达49而水电市场化交易比例约20-30未来随着新型电力系统加速推进可再生能源还会加快进入电力市场图表38全国分电源市场化交易比例示意性图表39只要点火价差稳定为正火电市场化报价让利是必然1009080706050403020100水电风电光伏核电气电煤电资料来源公司公告华泰研究资料来源华泰研究因为2022年煤价较高火电仍有足够的定价权电价呈现远高于基准电价的态势2022年山西山东甘肃蒙西的火电结算价格分别为419405409505元MWh超过基准价格87108127130元MWh相较而言同期同省份光伏风电结算价格更低山西光伏发电风力发电分别低于基准价格10183元MWh低于火电结算价格188170元MWh甘肃光伏发电风力发电分别低于基准价格5517元MWh低于火电结算价格162124元MWh总体而言风电参与市场化交易的电价普遍比光伏更高山西风电价格较光伏高出8甘肃风电价格较光伏高出16甚至在山东地区由于风电电量的可测性比较强并且与负荷比较接近参与市场化交易的电价可能比基准电价更高图表402022年新能源参与现货省份分电源结算电价包括中长期和现货结算价格元MWh省份地区火电较基准价光伏较基准价风电较基准价基准价格山西418886842306-1012487-833332甘肃40541076243-5482812-1662978蒙西6-12月409412652049-78189-9392829参与中长期2427-1323931818山东含容量补偿50471129913748未参与中长期3553-1953609-1393资料来源各地政府官方网站华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读17发电一次二次能源价格的平衡火电发电需要考虑燃料成本和启停费用而新能源发电边际成本约为0市场中核电水电风光总能以比火电更低的价格获得消纳因此火电是市场化交易中的边际价格出清者倘若火电降价新能源为了消纳通常会跟随报价因此1火电产能过剩这个几乎是必然的2煤价下行这个有不确定性会导致火电在市场的报价下行新能源电站被动降价利润会被压缩新增装机投资会受到抑制新能源消纳压力又得到了减轻电力供求关系会得到缓解从而实现动态平衡图表41欧美各国光伏装机与一次能源价格图表422011-2022年全球煤电发电量增速与一次能源价格增速全球煤电发电量增速西班牙GW十美元吨美国天然气价格增速右德国澳大利亚10120世界银行欧洲天然气现货价右100纽卡斯尔NEWC动力煤现货价右8558060406403-520402-10-2021-15-40-6000-20-80200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222013201220142015201620172018201920202021202220112023H1资料来源世界银行Wind华泰研究资料来源IEAWind华泰研究从欧美各国成熟电力市场的情况来看光伏装机量的变化与一次能源价格具有较强的相关性当煤价上行带动现货期货价格上行时PPA等长期合约市场可以锁定更高回报率新能源装机会加速根据IEAWind等数据来看随着纽卡斯尔动力煤现货价以及欧洲天然气现货价走高西班牙德国澳大利亚等国的光伏装机量呈现同步上升趋势2014年-2022年纽卡斯尔动力煤现货价欧洲天然气现货价CAGR分别为1920同期西班牙德国澳大利亚光伏装机量CAGR分别为124192图表42也显示出煤电发电量与一次能源价有明显正相关关系煤电发电量上行将带动一次能源价格上涨并传导到电价上涨光伏装机量随之提升新能源发电量增加又将降低煤电发电量带动煤价下行最终电价能源价格新能源装机量会在市场力量的作用下形成一个微妙的平衡图表43一次能源与二次能源的平衡资料来源华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读18发电煤价维持在合理水平是新能源渗透率提升的前提我们预计2023年全社会用电量有望突破9万亿度到2030年十五五末全社会用电量或达到126万亿度用电量负荷增速在95图表442016-2030电力需求预测TWh20162017201820192020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E全社会用电总量592063086916722675118313863791169618101161060711102115991210412617各行业用电量合计51145440592862566416713973017712815285909028946899081035410806第一产业10811612213386102115126138151163177191205220第二产业421044434722493751225613570059796296661469317250757078908208第三产业7978811084118612091423148616071717182519342041214722582377城乡居民用电量合计807869970102510951174133714031467152515791634169117501812资料来源国家能源局华泰研究预测结合中电联能源局公开数据十三五以来我国电力总装机稳步增加而发电量增速相对较缓根据我们的预测202530年火电电量会下滑至5844煤电利用小时会从2022年的4620下滑至202530的40183165图表452016-2030电力供给预测20162017201820192020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E电源类型装机量GW合计165117771900201122012378256428973240360839314241455448675180火力106111051144119012461297133213971457152715541572157215731574水力332344353358370391414423432447460467491518544核3436454950535658606570788796104风147163184209282329365430501579657735813891969光伏7612917420425330739359079099011901390159017901990其他000001500000000分布式光伏装机1030516378107158201259319383459528608649发电量TWh合计602364176995732776268396866391439647101461063811135116341214012655火力432745564925504751775666585360055918585257625755571556535603水力117511931232130213551340120211861358148115081520155016101672核213248295349366408418438458484521572640706768风2413033664054676567629131069124014191598177819572136光伏67117177224261327428601844108814281690195222142476资料来源中电联Wind华泰研究预测在前述电量需求和供给预测的基础上我们通过2023年光伏装机和2024年对动力煤的需求之间的关系来说明一次能源和二次能源价格的平衡我国电力系统耗煤需求占动力煤总需求60以上并且占比在近年仍有提升趋势20192020202120222023M7我国电力系统耗煤量占全国总耗煤量分别为6161626364五年内占比提升3pct可见电量对煤价的影响至关重要若2023年新增光伏较多因为新装机主要集中在年底投产对2024年煤电的发电量会有较大挤占在2023年新增光伏装机200-300GW的区间对应2024年煤电发电量将会减少884-1801亿度新能源的快速增长可能会引发煤价下行同时对由煤电主导形成的市场化电价产生压制从而抑制新能源投资的积极性免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读19发电图表462024E煤电增量敏感性分析按照光伏装机图表47动力煤需求拆分2024E煤电增电力行业冶金行业化工行业量亿度-40010011111010109088989200-88480-80099987230-1067706666655555260-125060-1200290-14345040320-1617306161626364-1600350-180120102023E光伏装机容量GW-2000020023026029032035020192020202120222023M7资料来源Wind华泰研究预测资料来源Wind华泰研究预测假设2023年起年均新增光伏200GW风电70GW煤电电量会从2024年开始出现负增长即使假设未来新能源建设不加速2024-30年煤电每年下滑的电量平均在1100亿度折合成标煤03亿吨年图表48发电量增量拆分单位亿度图表49煤电电量变化单位亿度水电核电新能源煤电气电等50001000040008000300020006000100040000200010000200020002020202120222024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2020202120222023E2024E2025E2026E2023E资料来源Wind华泰研究预测资料来源Wind华泰研究预测图表50重点推荐公司一览表收盘价目标价市值百万EPS元PE倍股票名称股票代码投资评级当地币种当地币种当地币种20222023E2024E2025E20222023E2024E2025E华润电力836HK买入15022939722531463113343781029483450397华能国际600011CH买入8041155126213-047090099109-1711893812738国投电力600886CH买入11971458892270550890961012176134512471185建投能源000600CH增持589671105530060180270429817327221811402国电电力600795CH买入3724946634901603604205023251033886744华能国际电力902HK买入38852360909-051089099108-698400360330股份华电国际600027CH买入5387005502400106307008253800854769656华电国际电力1071HK买入32736433444000062070081NA484429370股份浙能电力600023CH买入43357558060-014052055057-3093833787760京能电力600578CH增持313406209540120160220242608195614231304注数据截至2023年09月22日资料来源Bloomberg华泰研究预测免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分请务必一起阅读20