煤炭电力行业2023年度投资策略：煤炭向左，火电向右-光大证券.pdf

敬请参阅最后一页特别声明 -1- 证券研究报告 2022 年 12 月 30 日 行业研究 煤炭向左，火电向右 煤炭/电力行业2023年度投资策略 煤炭开采/公用事业 长协煤“压舱石”作用凸显，煤炭行业类公用事业属性逐步提升。截至 2022 年 6月，全国发电供热用煤中长期合同平台录入量21.5亿吨，比去年同期增加72， 11 月 17 日发改委召开视频会议，要求电煤中长期合同签约量达到 29 亿吨，签 约率、履约率、价格政策执行率均达到 100。长协占比的提升使煤炭价格指数 中现货价格的权重下降（当前 CCTD 综合交易价格的计算中，年度长协和现货的 权重已达到 82），从而使得现货价格对长协价格的影响减弱（长协价格根据 价格指数计算得出），这是长协价格变动幅度较小的原因。在长协煤“压舱石” 的作用下，煤炭行业未来盈利将趋于稳定，呈现出类公用事业的特征。 2023 年煤炭供需基本平衡，煤价或趋稳运行。需求方面，煤炭需求的波动（2021 年数据）需关注地产（21）、基建（11）、出口（7）、水电（11）四 方面，其余部分需求（居民生活 22，新兴产业 6，化工品 9等）偏刚性， 基本维持稳定增长。2022 年 1-11 月，房地产新开工、施工、竣工面积累计同比 分别-38.9、-6.5、-19，9 月以来，房地产利好政策频出，预计 2023 年地 产端将带动煤炭需求提升；供应方面，保供政策仍持续，预计 2023 年煤炭供给 仍将增长。由于财政压力、海外衰退、周期性因素的影响，2023 年基建、出口、 水电对煤炭需求的支撑将弱于2022 年，类似 2021 年三、四季度煤炭紧缺的现 象难以再现，煤价整体或趋稳运行。 电价市场化、全球能源供需形势及国内电力供需偏紧共推电力从“集采类”到“反 集采类”。在第二轮电改（2015 年 3 月的“九号”文件中提出进行第二轮电改） 开始之前，电力行业（尤其是火电）的运行具备很强烈的“集采”特征1）产 品种类单一；2）产品定价模式单一；3）商业模式单一。自 2019 年国家取消标 杆电价、取而代之以“基准电价”并给基准电价规定了浮动区间开始，火电行业 进入了一个中长期重估的过程中。近两年来新能源装机、发电量的大幅增长是这 一重估的产业背景，2021 年基准电价浮动区间的大幅调整是这一重估过程的 “发令枪”，而 2022 年全球能源供需形势以及夏季我国局部地区的严重缺电则 是一个强烈催化剂。上述火电公司的重估是一个“反向集采”的过程。 “反向集采”趋势下，火电面临价值重估。对比之下，“反向集采”具备1） 产品价格（电价）从收敛走向发散，从“一致性评价”（政府定价）走向市场化 定价；2）产品和服务从单一走向多元；3）交易模式从多对一走向多对多，从 本地走向跨省甚至跨区交易。我们认为，火电公司的盈利属性、盈利特征和估值 特点会与推广集采的行业走出相反的走势，也即盈利中枢和增速提升、估值中枢 亦将提升。但我们不认为中国的火电公司将在未来呈现出海外公用事业特征，因 而，其估值亦将无法套用海外成熟市场的公用事业估值体系。 投资建议煤炭开采建议关注盈利稳定的中国神华、稳中求进的陕西煤业；电 力建议关注电力运营商头部企业，华能国际、华电国际、国电电力。 风险分析煤炭开采 经济增速下滑；海外煤价大跌；在建矿井产能释放超预期； 电力行业改革进度低于预期；煤炭价格大幅上涨的风险。 增持（维持） 作者 分析师王威 执业证书编号S0930517030001 021-52523339 wangwei2016ebscn.com 分析师王招华 执业证书编号S0930515050001 021-52523811 wangzhhebscn.com 联系人蒋山 jiangshanebscn.com 行业与沪深 300 指数对比图 - 2 9 - 6 17 40 62 1 2 /2 1 0 4 /2 2 0 7 /2 2 0 9 /2 2 煤炭开采 沪深 300 资料来源Wind - 2 9 - 1 9 - 9 0 10 1 2 /2 1 0 4 /2 2 0 7 /2 2 0 9 /2 2 公用事业 沪深 300 资料来源wind 要点 敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 目 录 1、 煤炭、电力背道而驰，各自“重估” . 5 1.1、 煤炭长协煤成行业“压舱石” 5 1.2、 电力从“类集采”到“反向集采” . 6 2、 煤炭海外扰动为主，供需基本平衡 8 2.1、 2022复盘海外扰动是主旋律 . 8 2.2、 2023展望保供稳价仍延续，供需紧张渐缓和 . 10 2.2.1、 需求重点关注地产恢复情况 10 2.2.2、 供给保供政策延续，关注产能释放情况 11 3、 电力从“类集采”到“反向集采” . 14 3.1、 2022复盘煤价、电力供需影响共振 14 3.2、 政策不断迭代，电价市场化进程提速 . 15 3.2.1、 电力价格管控变迁 . 15 3.2.2、 电力价格管控方式 . 18 3.2.3、 商业模式不断变迁，辅助服务及容量电价是两大变量 22 3.3、 火电装机核准由收紧走向放松，风光火储一体化成为新趋势 27 3.3.1、 历史沿革，新核准火电装机量变动明显 27 3.3.2、 新能源时代赋予新机遇，风光火储一体化成新趋势 31 3.4、 “十四五”电价、装机具备空间，火电盈利季节性属性显著 32 3.4.1、 非化石能源将快速发展核电水电稳步推进，风电光伏发展景气 32 3.4.2、 化石能源发挥支撑调节作用 34 3.4.3、 预计“十四五”风光发电量占比进一步提升，火电发电量与利用小时数下降 . 35 3.4.4、 2023年火电盈利有望修复，季节性特征显著 36 4、 投资建议 . 38 5、 风险分析 . 39 6、 附录 40 敬请参阅最后一页特别声明 -3- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 图目录 图1长协定价公式 5 图2第一轮电改至今，火电公司产品、服务及商业模式演变 6 图3火电股已经在重估的过程中，截止2022年11 月 . 7 图42021-2022年煤炭价格复盘（元/吨） 8 图52021-2022年欧洲天然气期货价格（DUTCH TTF）复盘（欧元/兆瓦时） 9 图62021-2022年申万煤炭开采指数复盘（点） 9 图7 新开工、施工、竣工累计同比仍维持低位（） 10 图830大中城市商品房成交面积仍处于同期最低（万平方米） 10 图92022年7月以来三峡出库流量处于同期最低（立方米/秒） . 11 图10水电利用小时数具有周期性特征（小时） 11 图11基建固定资产投资额累计同比持续走高（） 11 图12出口金额当月同比持续回落（） 11 图13原煤单月产量同比增速与国常会关键词（） 12 图14样本洗煤厂开工率与原煤产量关联度高（万吨，） . 13 图15110家样本洗煤厂开工率（） . 13 图162022年1-11 月生态环境部门批复产能较往年明显增加（万吨） . 13 图172022年火电板块复盘，截止2022.11.18 14 图18主要火电运营商单季度归母净利润，2021Q1-2022Q3，亿元 15 图19我国电力市场化改革进程 16 图202019年市场化交易组成部分及其占比 . 16 图212020年市场化交易组成部分及其占比 . 16 图222021年市场化交易组成部分及其占比 . 17 图232022年1-9月市场化交易组成部分及其占比 17 图24各电源类型代表公司的平均上网电价（元/千瓦时），截至2022H1 . 17 图25电价分类图， 2022年1-10月 18 图26广东省电力现货市场交易价格与浮动比例，截至2022年9月 . 19 图27山西省电力现货市场交易价格（元/兆瓦时，兆瓦），截至2022年10月 19 图28电力中长期市场 20 图29中长期市场省内与省间直接交易电量（亿千瓦时），截至2022年9月. 20 图302017年之前垂直一体化的电力市场交易结构 23 图31市场化终端电价组成 . 23 图32辅助服务分类 24 图33我国辅助服务市场发展历程 24 图34容量电价与电量电价 . 26 图35电力体制改革历程及对应终端电价（元/千瓦时），截至2022年10 月 . 27 图362012-2021年我国煤电总装机容量和新增装机容量 . 28 图372019-2020年部分月份我国全社会用电量与发电量比较 28 图382020Q1-2022Q1年我国煤电新核准装机容量及同比变化 29 图392022年1-10月我国新核准火电装机情况 29 敬请参阅最后一页特别声明 -4- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 图402022年1-10月主要火电运营商新核准火电装机容量（单位万千瓦） 30 图41中国2015年-2020年陆上风电与光伏度电成本（美元/千瓦时） 33 图42各能源全周期碳排放（克CO2/千瓦时） 33 图43火电机组盈亏平衡点（元/吨） 37 图44火电产业链成本及价格情况（元/千瓦时） . 38 表目录 表1国务院常务会议关键词统计（次） . 12 表22022年部分省份电力年度长协及其上浮价格 20 表3各省份国网代购电价（元/千瓦时），截至2022年10 月 . 21 表4部分省份2022年市场月竞电价与国网代购电价 . 22 表5各地区辅助服务规则对比 25 表6“十二五”至“十三五”期间火电相关政策 27 表72022年1-10月主要运营商部分新核准火电项目情况（单位万千瓦） 30 表8推进火电参与新能源发电的部分政策 . 31 表92021-2022年9月签约、开工的“风光火储一体化”项目 31 表10不同省份“十四五”规划“风光火储一体化”项目目标 32 表11“十四五”水电规划情况 32 表12“十四五”核电已投产及预计投产项目 33 表13“十四五”风电、光伏规划情况 . 33 表142022年1-8月燃气发电核准 35 表15“十四五”全国各类能源发电预测 . 36 表16100万千瓦火电机组盈利测算 . 37 表17上市动力煤企业前三季度盈利情况（亿元） . 39 表18不同电力类型的定价方式 40 敬请参阅最后一页特别声明 -5- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 1、 煤炭、电力背道而驰，各自“重估” 1.1、 煤炭长协煤成行业“压舱石” 2022 年煤炭行业具有两个重要特征（1）动力煤长协合约占比显著提升；（2） 动力煤长协价格变动幅度显著缩小。 长协煤目标、实际签约量均较往年大幅提升。2022 年 5 月 27 日，国家发改委 召开了煤炭中长期合同电话会议，今年以来煤炭中长期合同签订量较往年大幅提 升，截至 2022 年 6 月，全国中长期合同线上平台资源合同量已经超过 36 亿吨， 其中发电供热用煤中长期合同平台录入量 21.5 亿吨，比去年同期增加 72。7 月 1 日，国家发改委召开涉煤视频会议，提出严格落实三个 100（签约率、履 约率、价格政策执行），分解了 26 亿吨电煤保供任务，要求全部通过中长期合 同的方式来实现。11 月 17 日，国家发改委再次召开会议，研究部署 2023 年电 煤中长期合同签约工作，要求电煤中长期合同签约量由之前的 26 亿吨，增加到 29 亿吨。 长协煤价格变动幅度小，变动区间有限制。从长协价格的计算公式可以看出，在 生成长协价格时经历了两次取平均值的过程，一次是基准价和综合指数价（浮动 价）的平均，一次是计算综合指数价的平均（综合指数价可视为市场长协及现货 成交的平均价格）。假设市场上销售的动力煤中，长协合同的占比达到 80（理 论上电煤中长期合同必须全覆盖，7 月初全国拉网式价格核查结果显示在合理价 格区间签订的中长期合同量占总量的 76，随着政策持续推进，截至 2022 年 11 月预计长协合同占比可能已超过 80），浮动价格使用加权平均计算，则现 货价格对指数价格的影响仅为 20（实际上 CCTD 综合交易价格计算中，年度 长协和现货价格的权重比的确为 82），对长协价格的影响仅为 10（现货变 动 100 元/吨，长协仅变动 10 元/吨）。 图 1长协定价公式 资料来源发改委官网，CCTD 煤炭市场网，光大证券研究所 煤炭企业盈利有较大的安全边际。假设政策提出的价格合理区间下限 570 元/吨 是煤炭企业的盈亏平衡点（实际上煤炭企业开采、运输成本并没有这么高），11 月港口煤炭长协价格（5500 大卡）为 728 元/吨，按 11 月 18 日京唐港动力煤 平仓价 1427 元/吨（5500 大卡）计算，在极端情况下，即使现货价格下跌 100 至 0 元/吨，根据上述计算公式，长协价格仅会下降 143 元/吨至 585 元/吨，仍 高于 570 元/吨，煤炭企业仍能够维持盈利。 敬请参阅最后一页特别声明 -6- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 在这两个特征下，以长协保供为主的大型动力煤企业会表现出一定的“弱周期” 属性，供需变化、现货价格的涨跌对其盈利的影响较以往将明显减弱。 1.2、 电力从“类集采”到“反向集采” 在第二轮电改（2015 年 3 月的“九号”文件中提出进行第二轮电改）开始之前， 电力行业（尤其是火电）具备很强烈的“集采”特征  产品种类较为单一，基本上只有电能量这一种产品，且该产品的时间属性较弱；  产品定价模式较为单一，基本上遵循政府定价，且调价机制不够完善；  商业模式较为单一，基本上可认定为单一买方（电网）的有限竞争市场。 图 2第一轮电改至今，火电公司产品、服务及商业模式演变 资料来源光大证券研究所绘制 注1、图中黑色线条代表电力流，红色线条代表资金流。2、2021-2030 年部分，虚线条代表这一时间段较以往新增部分。 自 2019 年国家取消标杆电价、取而代之以“基准电价”并给基准电价规定了浮 动区间开始，火电行业进入了一个中长期重估的过程。近两年来新能源装机、发 电量的大幅增长是这一重估的产业背景，2021 年基准电价浮动区间的大幅调整 是这一重估过程的“发令枪”，而 2022 年全球能源供需形势以及夏季我国局部 地区的严重缺电则是一个强烈催化剂。 敬请参阅最后一页特别声明 -7- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 我们认为上述火电公司的重估是一个“反向集采”的过程，具有以下几个特征  产品价格（电价）从收敛走向发散，从“一致性评价”（政府定价）走向市场 化定价；  产品和服务从单一走向多元。企业的产品不再只是电能产品，辅助服务和容量 费用也在逐渐出现，且电能量产品被赋予了时间、空间属性；  交易模式从多对一交易走向多对多交易，从本地走向跨省甚至跨区交易。原来 火电企业只有一个客户电网，而现在它的交易对手除了电网之外，还可能包 括售电公司、电力用户、储能企业、发电企业（包括火电和新能源发电），也逐 步具备了跨省、跨区交易的条件。 图 3火电股已经在重估的过程中，截止 2022 年11 月 资料来源Wind，光大证券研究所 在上述的重估过程中，我们认为，火电公司的盈利属性、盈利特征和估值特点会 与推广集采的行业走出相反的走势，也即盈利中枢和增速提升、估值中枢亦将提 升。我们并不认为，中国的火电公司将在未来呈现出海外公用事业公司的特征， 因而，其估值亦将无法套用海外成熟市场的公用事业估值体系。 敬请参阅最后一页特别声明 -8- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 2、 煤炭海外扰动为主，供需基本平衡 2.1、 2022复盘海外扰动是主旋律 2021 年煤价主要受国内因素影响。2021 年国内煤价主要受国内供需、政策因素 扰动，2021 年 3 月刑法修正案（十一）提出“煤炭超产入刑”后，煤炭供给端 的弹性被压制，随后 2021 年 6-7 月“百年党庆”前后，产地大范围限产，在一 定程度上导致了此后用煤旺季全行业的低库存，因此，9-10 月尽管国家持续推 动“保供稳价”，短期仍然出现了“拉闸限电”的现象，煤炭价格一度触及 2500 元/吨的高价。此后，随着保供产能的释放，国内供需逐渐宽松，煤价回调至大 幅上涨以前的水平。 2022 年海外因素扰动国内煤价。在 2021 年 11 月后，国内煤炭的供需紧张程度 已明显缓和，但 2022 年，先是印尼为了保障其国内供应限制煤炭出口让煤价扭 转跌势重新上涨，此后在俄乌冲突下，海外能源价格明显提升，国内与海外煤价 出现“倒挂”现象，抑制了国外煤炭的进口，导致国内煤价始终维持在高位运行。 图 42021-2022 年煤炭价格复盘（元/吨） 资料来源Wind，光大证券研究所，截至 2022 年 12 月 14 日 欧洲天然气期货价格是扰动 2022 年煤炭市场的重要因素。我们在 2022 年 9 月 1 日外发的煤炭需求的八问八答煤炭行业深度报告中详细阐述了海外煤 价与欧洲天然气期货价格间的关系，2022 年在“保供稳价”政策下，国内煤价 的上涨在一定程度上受到限制，但 2022 年欧洲天然气期货价格可以说是海外能 源危机的风向标，它的波动对煤炭行业指数产生了较大的影响。 敬请参阅最后一页特别声明 -9- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 图 52021-2022 年欧洲天然气期货价格（DUTCH TTF）复盘（欧元/兆瓦时） 资料来源Wind，光大证券研究所，截至 2022 年 12 月 14 日 2022 年煤炭指数与煤价间的关联度有所减弱，与疫情、全球能源危机等因素关 联度较高。2021 年煤炭指数与煤价基本是同涨同跌，最为明显的特征是 2021 年 8 月底煤炭行业指数跟随煤炭价格迅速上涨，之后又下降至上涨前的位置，体 现出煤炭指数和煤价间存在很高的关联度。但 2022 年以来，海外因素以及国内 疫情对煤炭板块有较大的影响。 图 62021-2022 年申万煤炭开采指数复盘（点） 资料来源Wind，光大证券研究所，截至 2022 年 12 月 14 日 敬请参阅最后一页特别声明 -10- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 2.2、 2023展望保供稳价仍延续，供需紧张渐缓和 2.2.1、需求重点关注地产恢复情况 根据我们于 2022 年 9 月 1 日发布的煤炭需求的八问八答煤炭行业深度报 告，煤炭需求的波动（2021 年数据）主要关注地产（影响 21）、基建（影 响 11）、出口（影响 7）、水电（影响 11）四方面，其余部分的需求（居 民生活 22，新兴产业 6，化工品 9等）偏刚性，每年基本维持稳定增长。 政策频出，需重点关注地产景气度能否恢复。2022 年 9 月 30 日，财政部和税 务总局发布关于支持居民换购住房有关个人所得税政策的公告，宣布自 2022 年 10 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日，对出售自有住房并在现住房出售后 1 年内 在市场重新购买住房的纳税人，对出售现住房已缴纳的个人所得税予以退税优 惠。同日，中国人民银行决定，自 2022 年 10 月 1 日起，下调首套个人住房公 积金贷款利率 0.15 个百分点，5 年以下（含 5 年）和 5 年以上利率分别调整为 2.6和 3.1。第二套个人住房公积金贷款利率政策保持不变，即 5 年以下（含 5 年）和 5 年以上利率分别不低于 3.025和 3.575。 地产领先指标仍有一定压力。30 大中城市商品房成交面积对地产新开工、施工、 竣工有一定的领先性，2022 年 12 月 16 日当周，该指标同比-22.33，环比 0.88，仍处于同期最低水平。 图 7 新开工、施工、竣工累计同比仍维持低位（） 图 830 大中城市商品房成交面积仍处于同期最低（万平方米） 资料来源 Wind，光大证券研究所，截至 2022 年 11 月，月度数据 资料来源Wind，光大证券研究所，截至 2022 年 12 月 16 日，周度数据 水电出力不足的影响在逐渐减弱。三峡出库流量是来水情况的高频监测指标， 2022 年 7 月初以来，三峡出库流量一直处于近 5 年最低水平，当前来水情况仍 不理想。水力发电设备平均利用小时累计同比增加值有一定的周期性特征，根据 该指标变化的规律，2023 年年中以前，水力发电设备的月平均利用小时数可能 会持续低于同期正常水平。但由于 11 月到次年 5 月是水电的淡季，水电的影响 较之前有所下降。 敬请参阅最后一页特别声明 -11- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 图 92022 年7 月以来三峡出库流量处于同期最低（立方米/秒） 图 10水电利用小时数具有周期性特征（小时） 资料来源Wind，光大证券研究所，截至 2022 年 12 月 10 日 资料来源Wind，光大证券研究所，截至 2022 年 10 月 出口金额增速回落，基础建设固定资产投资额维持较高增速。2022 年 1-11 月， 基础设施建设固定资产投资额累计同比增长 11.65，较1-10 月增加 0.26pct， 当前基建景气度仍在持续走高，对煤炭需求有一定支撑。但出口金额当月同比在 持续走低，2022 年 11 月当月的出口金额同比-8.7，出口端对煤炭需求的带动 作用在持续减弱。 图 11基建固定资产投资额累计同比持续走高（） 图 12出口金额当月同比持续回落（） 资料来源Wind，光大证券研究所，截至 2022 年 11 月 资料来源Wind，光大证券研究所，截至 2022 年 11 月 2.2.2、供给保供政策延续，关注产能释放情况 煤炭的供给受政策影响较大，我们统计了 2013 年以来国务院召开的所有常务会 议有关煤炭行业的关键词，以此为依据判断未来煤炭产能的变化趋势。2016 年 国务院共召开 37 次常务会议，其中有 6 次提到了“煤炭行业去产能”，而 2022 年前三季度，国务院共召开 31 次常务会议，其中有 7 次提到了“煤炭保供”。 敬请参阅最后一页特别声明 -12- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 表 1国务院常务会议关键词统计（次） 煤炭 去产能 保供 安全生产 煤炭清洁利用 控制煤炭消费 国常会场数 其它相关关键词 2013 2 0 0 1 1 0 32 2014 5 0 0 0 4 2 40 煤炭资源税改革 2015 2 0 0 0 0 0 40 下调燃煤发电上网电价 2016 7 6 0 0 1 0 37 2017 2 2 0 0 0 0 34 煤炭央企重组 2018 1 0 0 0 1 1 37 2019 1 0 0 0 0 0 40 完善煤电上网电价形成机制 2020 2 0 1 0 1 0 44 保障煤炭运输 2021 5 0 3 0 1 0 40 煤电实施缓缴税额 2022Q1-Q3 7 0 7 0 0 0 31 资料来源中国政府网，光大证券研究所 2016 年，国务院常委会多次提出“煤炭去产能”后，去产能工作成效显著。2016 年我国原煤产量同比下降 9（-3.36 亿吨），2016 年国务院去产能任务为 2.5 亿吨，实际超额完成任务。 图 13原煤单月产量同比增速与国常会关键词（） 资料来源中国政府网，Wind，光大证券研究所，截至 2022 年 11 月 我们注意到，国常会频繁提及“去产能”的前后几个月原煤单月产量同比变化剧 烈，而在之后几个月国常会的影响将逐渐减弱。2022 年前三季度，在政策的推 动下，原煤单月产量同比始终处于高位，后续随着国常会对“煤炭保供”的提及 次数减少，原煤单月产量同比或将有所下滑。 从 110 家样本洗煤厂开工率与原煤单月产量的对比可以看出，2022 年 4 月-10 月期间煤炭产能并未出现明显增长。在当前原煤的入洗率基本较稳定的情况下， 我们使用 110 家样本洗煤厂开工率来反映煤矿的开工率，从历史数据来看，110 家样本洗煤厂开工率与原煤产量关联度较高，2021 年 9 月-2022 年 3 月期间保 供促进产能提升，造成两者走势不一致，2022 年 4 月-10 月两者走势又恢复相 同变化趋势，说明在此期间煤炭的产能并未出现明显的变化。 敬请参阅最后一页特别声明 -13- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 图 14样本洗煤厂开工率与原煤产量关联度高（万吨，） 图 15110 家样本洗煤厂开工率（） 资料来源Wind，Mysteel，光大证券研究所，截至 2022 年 11 月，注1-2 月国家统计 局未公布单月产量 资料来源Mysteel，光大证券研究所，周度数据，截至 2022 年 12 月 9 日 今年以来实际新建的煤炭产能较前两年有所增长。煤炭批复产能按是否曾违规建 设分可为两类（1）正常新建产能；（2）提前开工产能。截至 2022 年 11 月 30 日，2022 年累计批复了接近 1.3 亿吨的第二类产能，批复的第一类正常新建 的产能也明显超过了 2020-2021 年的水平，说明未来产量仍有增长的空间，后 续需关注这部分新建产能的释放情况。 图 162022 年1-11 月生态环境部门批复产能较往年明显增加（万吨） 资料来源生态环境部官网，光大证券研究所 敬请参阅最后一页特别声明 -14- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 3、 电力从“类集采”到“反向集采” 3.1、 2022复盘煤价、电力供需影响共振 电力供需状况及煤价走势是影响火电走势的主要因素。2022 年以来，火电板块 超额收益经历“五起四落”。进入 7 月后火电板块逐渐走强，主要有三大原因 1）火电业绩边际改善；2）各地电力紧缺背景下，同时随着新能源占比不断提 升、第三产业及居民用电量占比上行，市场逐渐认识到在新型电力系统构建中， 火电对于电力系统稳定的重要性愈发明确；3）大盘走势较弱情况下，火电板块 具备较强防御属性。 图 172022 年火电板块复盘，截止 2022.11.18 资料来源国家发改委，国家能源局等，光大证券研究所绘制 备注发改委印发了关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知303 号，市场称之为 303 号文件。文件明确了重点地区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间均为含税 价，其他地区自产煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间的计算方法，并指出自 2022 年 5 月1 日起执行。 火电运营商总体盈利能力边际改善，个体分化造成行业扰动。整体来看，303 号 文出台且政策不断叠加推进长协煤具体落地情况，2022 年火电运营商盈利能力 边际改善。但个体表现分化，如国电电力盈利逐季提升，而华能国际及大唐发电 Q3 仍处于亏损状态，特别是大唐发电由 Q2 盈利转为 Q3 再度亏损，业绩大幅 低于预期导致次日股价大幅下挫并带动电力板块下行。 敬请参阅最后一页特别声明 -15- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 图 18主要火电运营商单季度归母净利润，2021Q1-2022Q3，亿元 - 1 20 - 1 0 0 - 80 - 60 - 40 - 20 0 20 40 60 2 0 2 1 Q 1 2021 Q 2 2 0 2 1 Q 3 2021 Q 4 2022Q 1 2022Q 2 2022Q 3 华能国际 华电国际 大唐发电 国电电力 内蒙华电 建投能源 资料来源Wind，光大证券研究所 3.2、 政策不断迭代，电价市场化进程提速 “双碳”背景下，新能源发电量占比大幅提升；在居民用电及第三产业用电占比 提升背景下，新能源发电与居民、三产用电时间节点错配导致出现电力紧平衡状 态。而火电具备调节能力，是维持电网稳定、安全发展的重要发电类型。火电价 值逐渐显现，目前市场对于火电板块处于重新认知、价值重估过程中。 提升火电盈利能力是发展火电业务的重要因素，进而夯实整体电力行业安全发 展。目前火电行业处于重估过程中，我们定义它是一个“反向集采”的过程。这 样的重估有几个特征1）价格从收敛走向发散，从国家统一定价（类比“一致 性评价”）走向市场化定价；2）产品和服务从单一走向多元。企业的产品不再 只是电能产品，辅助服务也在逐渐出现、壮大；3）交易模式从多对一交易走向 多对多交易，从本地走向跨省甚至跨区交易。原来特定的电厂只有一个客户，也 就是电网，而现在它可以将产品出售给售电公司，也可以直接出售给客户，甚至 可以同行间交易。条件允许的地方还可以进行跨省、跨区交易。 3.2.1、电力价格管控变迁 政策不断加码，从“计划电”到“市场电” 从 2004 年开始，我国不断推进电力的市场化改革，电力价格由“计划电”向“市 场电”转变。电力市场化改革前，发电量计划由地方经信委制定并下发电厂与电 网公司，电网企业从发电企业处收购电力并出售给用户，执行标杆电价。电力市 场化改革后，在经信委制定电量计划后，市场中的电力由供需双方进行市场化交 易，交易价格采用 “基准价上下浮动”的市场化价格。2021 年 10 月起执行 新政策，燃煤发电市场交易价格上下浮动原则上均不超过 20，高耗能企业市 场交易电价不受上浮 20限制。 敬请参阅最后一页特别声明 -16- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 图 19我国电力市场化改革进程 煤电联动 政策 2004 年 12 月 首次对对市场化电 力交易试点工作提 出要求 2009 年 11 月 第一轮电改 厂网分开， 竞价上网 2002 年 12 月 第 二 轮 电改 管住中间，放开两头 2015 年 3 月 有序放开上网电价 和公益性以外的销 售电价 2017 年 4 月 电 力 市 场化改革深化 “基 准价 上下浮动”，上浮不 超过 10 、下浮不超过 15 2019 年 10 月 市场交易电价 上下浮动范围 扩大为 20 2021 年 10 月 市场结构 发 电 输 电 配 电 售 电 华能 大唐 国电 华电 中电投 各类 资本 发电 厂 国家电网、南方电 网 输配售一体化 定价机制 煤炭价 格 上网电 价 销售电 价 联动，电力企业消化 30 联动 不少于 6 个月为一 个煤电联动周期 市场结构 华能 大唐 国电 华电 中电投 各类资 本发电 厂 国家电网、南方电网、蒙西电 网严格监管下自然垄断 存量配网 地市供电局 计划性用电 镇街供电所 增量配网 社会资本进入 市场化公司用 电 各类售电公司 交易路径 发电 厂 A 发电 厂 B 发电 厂 C 交易 机构 售电 公司 大用 户 市场化 用户 电网企业 计划性用 户 电网代购 双边交易 集中竞价 挂牌交易 滚动撮合 交易 电力市场 背景 电荒肆虐 目标 保障投资回报、鼓励发 电企业加大投资力度以尽快扭 转供应 紧张的局面 目标 打破垄断， 引入竞争，提高 效率，降低成本 目标 通过合理的体制设 计来推动发电端和电力销 售端的市场化交易 目标 加快推动电力市场 建 设发展，形成能够有效反映 电力供求变化、体现煤电功 能作用的价格信号 资料来源国家发改委，国家能源局等，光大证券研究所绘制 自 2019 年起，随着各电力类型定价方式的改变，市场交易电量在全社会用电量 中的占比逐年提升。市场化交易占比从 2019 年 39.06提升至 2022 年 1-9 月 59.9，其中，具备电力价格发现属性的现货市场交易占比逐渐提升，从 2019 年占比 9.1提升至 2022 年 1-9 月 12.1。 图 202019 年市场化交易组成部分及其占比 图 212020 年市场化交易组成部分及其占比 非市场化交易 , 60 .9 现货市场交易 , 2 3 .2 中长期市场交易 , 7 6 .8 市场化交易 , 3 9 .1 非市场化交易 , 5 7 .9 现货市场交 易 , 2 1 .8 中长期市场交 易 , 7 8 .2 市场化交易 , 4 2 .1 资料来源中国电力企业联合会，光大证券研究所整理 资料来源中国电力企业联合会，光大证券研究所整理 敬请参阅最后一页特别声明 -17- 证券研究报告 煤炭开采/公用事业 图 222021 年市场化交易组成部分及其占比 图 232022 年1-9 月市场化交易组成部分及其占比 非市场化交易 5 4 .5 现货市场交 易 , 1 9 .5 中长期市场交 易 , 8 0 .5 市场化交易 , 4 5 .5 非市场化交易 , 4 0 .1 现货市场交 易 , 2 0 .2 中长期市场交 易 , 7 9 .8 市场化交易 , 5 9 .9 资料来源中国电力企业联合会，光大证券研究所整理 资料来源中国电力企业联合会，光大证券研究所整理 不同电力类型的定价方式 在电力市场化改革的背景下，不同电力类型具有不同的定价方式（详见附录表 1）。根据电力类型水电使用成本加成电价、标杆电价与落地端倒减电价三种 定价方式；煤电使用“基准价上下浮动”的定价方式；气电使用单一制电价与 两部制电价并行的定价方式。新能源发电为市场化电价加补贴的定价方式，在补 贴退坡背景下，其上网电价呈现下行趋势。 图 24各电源类型代表公司的平均上网电价（元/千瓦时），截至 2022H1 0 .2 9 1 0 .3 0 2 0 .3 5 2 0 .3 5 3 0 .3 7 2 0 .4 3 0 0 .4 7 2 0 .5 5 0 0 .4 9 2 0. 49 1 0 .4 9 6 0 .4 9 4 0 .4 8 9 0 .4 6 0 0 .2 8 9 0 .2 7 5 0 .2 8 0 0 .2 7 4 0. 26 7 0 .2 7 0 0 .2 4 7 1 .2 0 5 0 .9 2 3 0 .8 4 1 0 .8 5 5 0 .8 3 8 0 .7 6 8 0 .7 0 5 0 .2 0 0 0 .4 0 0 0 .6 0 0 0 .8 0 0 1 .0 0 0 1 .2 0 0 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 H 1 火电 风电 水电 光伏 2017 取消征收专项资金， 提高燃煤电厂标杆电价 2019 关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通 知 将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价， 新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方 式确定，但不得超过所在资源区指导价 2019 关于完善风电上网电价政策的通知 （ 1 ）陆风、海风标杆上网电价改为指导价； （ 2 ）风电项目上网电价全部通过竞争方式确定 2020 基准 浮动电 价机制，浮动电价波 动范围为 - 15 - 10 2021 扩大燃煤发电市场交易价 格浮动的范围，范围为 - 20 - 20 2021 （ 1 ）陆上风电新核准的陆上风电项 目全面实现平价上网（ 2 ）海上风电 2021 年 底前完成并网的存量海风可按相应价格政策纳 入中央财政补贴范围，其余新增不再补贴 2021 集中式与工商业分布式光伏 不再进行补贴，户用分布式光伏仍 享受 0 .0 3 元 / 千瓦时的补贴 2022 进入全面平价时代 资料来源 Wind，公司年报，光大证券研究所整理 *备注火电的平均上网电价由华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力、国投电力五家公司的火电营业收入/火电上网电量得到；风电的平均上网电价由国电电力、华能国际、 国投电力、协合新能源四家公司的风电营业收入/风电上网电量得到；水电的平均上网电价由国电电力、华能国际、长江电力三家公司的水电营业收入/水电上网电量得到；光伏 发电的平