火电控本增收、绿电需求旺盛，电力领域盈利边际改善-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 8 月 30 日 总量研究 火电控本增收、绿电需求旺盛，电力领域盈利边际改善 ——工具型产品介绍与分析系列之十五 纵观历史演绎，预计 Q3将再现阶段性电力紧平衡。我国历次电力紧平衡均出 现在最大负荷/可控装机值较高的年份，尤其是 2011 年（64.1%）和 2021 年 （68.4%），今年上半年最大负荷/可控装机已经达到 62.7%。叠加两大因素： 1）Q3为用电高峰且今夏气温偏高，各地用电负荷屡创新高，Q3 用电量同比 增速有望突破 8%；2）疫情影响减弱，复工复产节奏明确。我们认为 Q3 最 大负荷/可控装机指标将延续上半年强势水平，电力供需进入紧平衡区间。 火电控本增收，盈利边际改善。一方面，在 2021 年煤炭价格进入非理性上涨 行情之后，发改委连续出台强力政策，明确水煤价合理区间，并且要求扩大长 协煤范围，加强中长期合同的履约监管。另一方面，市场化交易电价的浮动范 围进一步放开，大部分省份的电价相较基准价均实现上浮。在煤价下降和电价 上涨的双重利好下，火电盈利或将迎来边际改善。 水电表现承压，火电保供优势凸显。2022 年极端高温席卷我国南方，长江上 游来水明显减少，水电出力不足导致电力供应紧张。在整体电力供给不足的情 况下， 7 月全国火电平均利用小时达历史最高水平。火电作为基础保障性和 系统调节性电源的趋势愈加明确，电力辅助市场稳步推进也将为辅助服务带来 直接收益。 绿电需求旺盛，新能源装机仍然高速增长。2022 年 1-7 月，我国新增总装机 84.4GW，同比增长 23.75%，其中光伏新增 37.7GW、风电新增 1.5GW，分 别同比增长 26.7%/17.2%，新能源新增装机领跑。 中证全指电力指数（H30199.CSI）投资价值分析：反映代表电力公用事业 行业上市公司的整体表现。相比同类指数和宽基指数，中证全指电力指数具 备专注覆盖发电板块、高成长性、短期业绩表现佳的特点： 行业分布方面，中证全指电力指数重点关注火电、水电、核电、风电光伏等细 分赛道，共同捕捉传统发电和新能源发电领域的投资机会。 盈利能力方面，中证全指电力指数具备高成长性优势，在绿电需求旺盛及火电 控本增收的背景下营收有望维持较高增速。 估值水平方面，估值水平与同类指数估值持平，高预期净利润增速是其估值 的有力支撑。截至 2022 年 8 月 23 日，指数市净率（LF）为 2.0 倍，与同类 指数相持平，根据万得一致预测，指数净利润同比增速为 206.24%。 业绩表现方面，中短期内跑赢市场宽基指数，相比同类指数具备一定优势。 近一年，在全市场普遍下挫行情下，中证全指电力指数不断发力，业绩表现相 对占优。2022Q3 电力紧平衡，火电盈利边际改善下，指数具备较高配置价值。 综上所述，我们认为在 Q3将再现阶段性电力紧平衡，火电控本增收盈利边际 改善，绿电需求旺盛，新能源装机仍然高速增长的因素影响下，中证全指电 力指数具备较高的投资潜力和配置价值。中证全指电力指数反映代表电力公 用事业行业上市公司的整体表现。相比同类指数和宽基指数，指数具备专注覆 盖发电板块、高成长性、短期业绩表现佳的特点。广发中证全指电力 ETF（代 码：159611，联接基金代码 016185/016186）作为规模大流动性佳、成立以 来跟踪误差较小、超额收益占优的电力 ETF 产品，我们建议关注其配置机会。 风险提示：报告数据均来自于历史公开数据整理分析，存在失效的风险；历 史业绩不代表未来。 作者 分析师：祁嫣然 执业证书编号：S0930521070001 010-56513031 qiyanran@ebscn.com 分析师：王威 执业证书编号：S0930517030001 021-52523818 wangwei2016@ebscn.com 联系人：陈颖 010-56513042 chenying6@ebscn.com 重要指数走势图 数据来源：Wind, 光大证券研究所，数据截至：2022 年 8 月 23 日 相关研报 医药板块风险偏好触底回升，创新药产业迎 来布局良机——工具型产品介绍与分析系列 之十四（2022-07-08） 价值风格占优，中小盘势头再起——工具型 产品介绍与分析系列之十二（2022-06-28） 要点 敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告 金融工程 目 录 1、 电力供需偏紧为 2022年Q3 主基调 5 1.1、 概念解释：电力平衡与电量平衡 . 5 1.2、 Q3 前瞻：电量平衡，电力紧平衡 . 5 2、 传统发电行业基本面 9 2.1、 火电控本增收，盈利能力边际改善 . 9 2.2、 水电表现承压，火电保供优势凸显 . 11 2.3、 火电成为基础保障性和系统调节性电源的趋势愈加明确，灵活性改造成为新趋势 . 12 3、 新能源发电行业基本面 15 3.1、 绿电需求旺盛，新能源装机继续高速增长 . 15 3.2、 平价上网政策延续；补贴欠款有望解决 . 16 3.3、 新能源组件价格有望回落，运营商产业链利润下沉可期 . 17 4、 中证全指电力指数投资价值分析 19 4.1、 基本信息：反映电力公用事业上市公司的整体表现 . 19 4.2、 行业分布：共同捕捉传统发电和新能源发电领域的投资机会 . 19 4.3、 盈利能力：具备高成长性优势，绿电需求旺盛及火电控本增收背景下收入有望维持较高增速 . 21 4.4、 估值水平：高净利润增速预期对估值形成有力支撑 . 23 4.5、 业绩表现：短期超额显著，火电盈利边际改善下指数业绩有望再续佳绩 . 24 4.6、 小结：中证全指电力指数投资价值分析 . 25 5、 广发中证全指电力 ETF 26 5.1、 产品基本信息 . 26 5.2、 基金管理人和基金经理 . 27 6、 风险提示 27 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -3- 证券研究报告 金融工程 图目录 图1：全社会用电量累计值（亿千瓦时） . 5 图2：22 年7 月居民生活用电领涨（%） 5 图3：我国历年用电量和最大负荷变化趋势 . 7 图4：最大负荷与可控装机的比例 8 图5：火电行业利润率与煤价呈现明显的负相关关系（元/吨，%） 9 图6：长江三峡水库流量较往年有明显下降（立方米/秒） 12 图7：大渡河猴子岩电站水位明显低于正常值 12 图8：2019-2022 年全国火电平均利用小时累计值（小时） 12 图9：2019-2022 年全国平均利用小时数当月值（小时） . 12 图10：全国发电装机容量累计值-总计数（万千瓦） . 15 图11：全国发电装机容量累计值-按发电类型（万千瓦） 15 图12：光伏行业综合价格指数（2014年5 月30日=100），截至2022年8月22日 17 图13：光伏组件及多晶硅价格指数（2014年5 月30 日=100），截至 2022年8月22 日 . 17 图14：风电的平准化度电成本（LCOE）不断下跌（美元/千瓦时），1996年-2020 年 . 18 图15：中证全指电力指数成分股行业权重占比 20 图16：中证全指电力指数成分股行业数量占比 20 图17：中证全指电力指数与同类型指数申万二级行业分布对比 21 图18：中证全指电力指数与同类型指数申万三级行业分布对比 21 图19：中证全指电力指数营业收入-TTM . 22 图20：中证全指电力指数与部分指数营业收入TTM-同比增速对比 22 图21：中证全指电力指数与部分指数营业ROA对比 22 图22：中证全指电力指数经营性净现金流/营业总收入对比 22 图23：中证全指电力指数市净率（LF）走势 . 23 图24：万得一致预测净利润同比增速 23 图25：中证全指电力指数与部分指数自2020 年以来的业绩表现 . 24 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -4- 证券研究报告 金融工程 表目录 表1：2022年全年及2022 年7-9 月发电量、上网电量测算 . 6 表2：煤炭保供政策密集发布 . 9 表3：部分地区2022 年长协价格（交易价格） . 10 表4：全国大部分地区2022年1-8月代理电价明显上浮. 11 表5：火电灵活性改造性价比高，相比其他方式更加适合目前发展情况 . 13 表6：多地大力推进火电灵活性改造 13 表7：《电力并网运行管理规定》明确了辅助服务补偿机制 14 表8：“双碳”政策目标清晰，行动方案明确 15 表9：发改委延续了新能源平价上网政策 . 16 表10：多部门着力解决补贴欠款问题 17 表11：中证全指电力公用事业指数基本信息 . 19 表12：中证全指电力指数细分行业成分股概况（按权重排序） 20 表13：中证全指电力指数前十大重仓股（按权重排名） . 20 表14：中证全指电力指数与其他代表性指数自2020 年以来业绩表现对比 . 24 表15：中证全指电力指数与其他代表性指数近一年以来业绩表现对比 . 24 表16：跟踪中证全指电力指数的ETF 产品（按基金成立日排序） 26 表17：广发中证全指电力公用事业ETF产品信息 . 26 表18：陆志明先生当前管理规模较大基金产品信息（按任职日期排序） . 27 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -5- 证券研究报告 金融工程 1、 电力供需偏紧为 2022 年 Q3 主基调 1.1、 概念解释：电力平衡与电量平衡 传统的发电行业经济性指标多考虑一定时间尺度内（如月、季度、年）的发电情 况与用电情况的匹配，但是在实际上电力系统平衡指标不仅于此，在此，我们引 入电力平衡、电量平衡的概念。 电力电量平衡。研究整个电力系统中各个电站如何配合运转、供电条件在年、月、 日中的变化情况以及各发电厂机组进行年计划检修的时间安排和负担全系统负 荷备用、事故备用等情况的工作统称为电力电量平衡。 电量平衡。主要指在年、月、日等某一统计时间内，某一区域范围内，各机组发 电量、区外送电量与全社会用电量的匹配。电量平衡定义为一段时间内的平衡。 电力平衡。主要是指在某一时点，某一区域内，所有电源出力（包括发电机组出 力、送受电潮流）与用电负荷的匹配。电力平衡定义为某一时刻的平衡。 负荷率。指在统计期间内（日、月、年）内的平均负荷与最大负荷之比。 可控装机指按照一定的系数对火电、核电、水电、新能源发电的装机进行加总。 一般情况下，电量增速是较受关注的经济指标之一，但对于电力系统，负荷增长 指标作为最重要的瞬时指标，是开展电力系统规划、建设、运行的主要因素，为 了保证供电的可靠性和安全性，对最大负荷的关注度往往超过电量因素。 1.2、 Q3前瞻：电量平衡，电力紧平衡 炎热气候持续不断，居民用电拉高全社会电力消费水平。2022 入夏以来，我国 高温日数多、覆盖范围广、多地最高气温破历史极值，8 月 12 日 18 时，中央气 象台发布了今年首个高温红色预警。在高温天气的侵扰下，居民制冷用电需求陡 然上升，2022 年 7 月单月第一/第二/第三产业及城乡居民用电量增速同比分别 为 14.3%/-0.1%/11.5%/26.8%，全社会用电量 8324 亿千瓦时，同比增长 6.3%， 1-7 月全社会累计用电量 49303 亿千瓦时，累计同比增长 3.4%。 图 1：全社会用电量累计值（亿千瓦时） 图 2：22 年7 月居民生活用电领涨（%） 0 10 , 00 0 20 , 00 0 30 , 00 0 40 , 00 0 50 , 00 0 60 , 00 0 70 , 00 0 80 , 00 0 90 , 00 0 10 0,000 全社会用电量 :累计值 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 全社会用电量 :第一产业 :当 月同比 全社会用电量 :第二产业 :当 月同比 全社会用电量 :第三产业 :当 月同 比 城乡居民生活用电量 :当 月同比 资料来源：Wind，光大证券研究所 资料来源：Wind，光大证券研究所 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -6- 证券研究报告 金融工程 2022 年用电量同比增速有望达 5~6%，22 年 Q3 延续快速增长态势。据中电联 《2021-2022 年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计 2022 年全年全社会 用电量同比增长 5%~6%（中枢增速 5.5%）。从上半年情况来看，1~6 月全社 会用电量累计 40977 亿千瓦时，同比增长 2.9%。基于上半年增速情况，下半年 用电量增速达 7%左右进而达到全年中枢增速 5.5%。今年 Q3来看：一方面， 疫情得到有效管控，复工复产稳步推进；且伴随国家各项稳增长政策措施效果的 显现，第二、三产业用电需求有望大幅攀升。另一方面，据国家气象部门消息， 今年夏季我国中东部大部气温偏高，华东、华中、新疆等地可能出现阶段性高温 热浪。我们认为 Q3用电量同比增速有望突破 8%。 表 1：2022 年全年及 2022 年7-9 月发电量、上网电量测算 2021年 7-9月 2021年 2022年 1-6月 2022年预计 2022年 7-9月预计 装机量（万千瓦） 229,442 237,600 244,101 257,749 248,240 水电 38,353 39,092 39,999 41,383 40,600 YOY 7.90% 5.86% 5.86% 5.86% 火电 128,183 129,678 130,496 133,608 132,067 YOY 4.10% 3.03% 3.03% 3.03% 核电 5,326 5,326 5,553 5,670 5,670 YOY 6.80% 6.46% 6.46% 6.46% 风电 29,727 32,848 34,224 38,510 34,851 YOY 16.60% 17.24% 17.24% 17.24% 光伏 27,853 30,656 33,677 38,579 35,051 YOY 20.90% 25.84% 25.84% 25.84% 利用小时数(小时） 水电 1,298 3,622 1,691 4,094 1,467 YOY -5.31% 13.03% 13.03% 13.03% 火电 1,153 4,448 2,057 4,186 1,085 YOY 5.63% -5.90% -5.90% -5.90% 核电 2,037 7,802 3,673 7,531 1,966 YOY 4.72% -3.47% -3.47% -3.47% 风电 428 2232 1,154 2,125 408 YOY 7.41% -4.79% -4.79% -4.79% 光伏 346 1,281 690 1,339 361 YOY 10.43% 4.55% 4.55% 4.55% 发电量空间 （亿千瓦时） 总发电量 23,079 83,765 41,920 90,485 24,089 水电 4,978 13,401 6,764 16,943 5,957 火电 14,779 56,463 26,843 55,922 14,329 核电 1,085 4,075 2,040 4,270 1,115 风电 1,272 6,556 3,949 8,184 1,420 光伏 964 3,270 2,324 5,167 1,268 厂用电率（%） 水电 0.30% 0.30% 0.30% 0.30% 0.30% 火电 5.90% 5.90% 5.70% 5.70% 5.70% 核电 6.00% 6.00% 6.00% 6.00% 6.00% 风电 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 光伏 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 上网电量空间测算 （亿千瓦时） 总上网电量空间 22,876 83,128 40,977 89,900 23,927 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -7- 证券研究报告 金融工程 水电 4,963 13,361 6,744 16,892 5,939 火电 13,908 53,132 25,313 52,734 13,512 核电 1,020 3,831 1,917 4,014 1,048 风电 1,247 6,425 3,870 8,020 1,392 光伏 944 3,205 2,277 5,063 1,243 其他 794 3,176 856 3,176 794 数据来源：Wind，中电联、光大证券研究所测算 备注：上网电量中其他栏目基于中电联数据及我们的估算，2021 年全年上网电量和用电量差值 3176 亿千瓦时，我们假设 2022 年维持该水平，对应单季度为 794 亿千瓦时 最大负荷是电力供应可靠性评估中需要考虑的重要因素。当电力系统峰谷差变大 时，最大负荷的增速将大于用电量增速。近年来，随着我国居民生活水平的提高、 第三产业在 GDP中占比持续提升，电力系统的峰谷差愈发增大，年最大负荷增 长迅速。2021年我国用电最大负荷已达119,095万千瓦，较2020年增长10.6%。 图 3：我国历年用电量和最大负荷变化趋势 0 2 0 , 0 0 0 4 0 , 0 0 0 6 0 , 0 0 0 8 0 , 0 0 0 1 0 0 , 0 0 0 1 2 0 , 0 0 0 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 最 大 负 荷 （ 万 千 瓦 ） 用 电 量 （亿千瓦时） 用电量 最大负荷 资料来源：国家发改委, 光大证券研究所整理 最大负荷与可控装机的比例是预测电力平衡情况的常用指标。各类装机在电力平 衡中所起的作用不尽相同：风电光伏发电受自然条件影响，难以人为控制，而火 电、核电具有较高的可控性，是支撑电力平衡的主要发电类型。通常将去除风电、 光伏以外的电力装机作为可控装机。最大负荷与可控装机的比例反映了发电设备 对于最大的满足能力，其值越小，电力系统可靠性越大，出现电力短缺的可能性 越小。 纵观历史演绎，预计 Q3将再现电力紧平衡。我国历次电力紧平衡均出现在最大 负荷/可控装机值较高的年份，尤其是 2011 年（最大负荷/可控装机为 64.1%） 和 2021 年（最大负荷/可控装机为 68.4%）。今年上半年最大负荷/可控装机已 经达到 62.7%，同比高于 21年上半年 0.7pct。叠加两大因素：1）Q3为用电高 峰且今夏气温偏高，各地用电负荷屡创新高，Q3用电量同比增速有望突破 8%； 2）疫情影响减弱，复工复产节奏明确。我们认为 Q3 最大负荷/可控装机指标将 延续上半年强势水平，电力供需进入紧平衡区间。假设 7 月、8 月的最大负荷变 化趋势与去年同期相同，我们预测最大负荷/可控装机将超过去年的 68.4%。 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -8- 证券研究报告 金融工程 图 4：最大负荷与可控装机的比例 6 0 . 7 % 6 1 . 4 % 6 2 . 1 % 6 4 . 1 % 6 0 . 4 % 6 7 . 2 % 6 4 . 1 % 5 9 . 9 % 6 0 . 7 % 6 2 . 6 % 6 4 . 5 % 6 5 . 9 % 6 4 . 6 % 6 2 . 0 % 6 8 . 4 % 6 3 . 4 % 5 2 . 1 % 5 4 . 1 % 6 2 . 7 % 7 0 . 6 % 6 6 . 7 % 0% 20% 40% 60% 80% 100% 最大负荷 / 总装机 最大负荷 / 可控装机 备注：在最大负荷 / 可控装机曲线中，出现缺电情况的年份已用 红色圆点 标出。 黄色圆点 为 2 0 2 1 年上半年与 2 0 2 2 年上半年情况的对比。 灰色部分 为 2 0 2 2 年 7 月、 8 月的预测结果。 资料来源：国家发改委，Wind，光大证券研究所测算 备注：红色虚线为电力紧平衡区间 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -9- 证券研究报告 金融工程 2、 传统发电行业基本面 2.1、 火电控本增收，盈利能力边际改善 从历史上看，火力发电行业的平均利润率与煤炭价格呈现明显的负相关关系。 2011 年以后，煤炭行业步入漫长的下行周期，CCTD 秦皇岛 5500 大卡市场价 年均价从 2011 年的819.69 元/吨下跌至 2015 年的419.59 元/吨，与此同时， 火电行业的平均销售利润率从 5.4%上升至了 13.5%。2016 年，煤炭行业的供 给侧结构性改革正式启动，煤炭行业开始回暖，2017 年 CCTD 秦皇岛 5500 大 卡市场价均价达到 612.04 元/吨，对应火电行业利润率下降到了 0.5%。2021 年， 煤炭价格出现非理性大涨，年均价达到 753.79 元/吨，尤其是下半年，煤价曾经 触及 1202 元/吨的历史最高价，火电行业盈利空间受到了明显的挤压，2021 年 全行业平均销售利润率仅-5.5%，这也是自国务院国资委统计行业平均利润以来 的首次负值。 图 5：火电行业利润率与煤价呈现明显的负相关关系（元/吨，%） -10 -5 0 5 10 15 20 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 综合交易价 : C C TD 秦 皇岛动 力煤 ( Q 55 00 ) :年度 :平 均值 全行业平均值 :火力发电 业 :销售利 润率 资料来源：Wind，光大证券研究所 表 2：煤炭保供政策密集发布 在 2021 年极端情况之后，发改委迅速反应，着力调控煤炭市场。2021 年 9 月， 国家发改委发出通知，要求推动煤炭中长期合同对发电供热企业直保并全覆盖； 2022 年 2 月，发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》， 明确煤炭中长期交易价格合理区间为 570-770 元/吨，引导基准价格，扩大长协 煤范围，加强中长期合同履约情况监督，助于煤价趋向合理区间；6 月，发改委 印发《关于做好 2022 年电煤中长期合同补签换签和履约监管工作的通知》，明 确长协合同要“欠一补三”，并且对所有已签长协合同的煤炭做好运力保障。 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -10- 证券研究报告 金融工程 表 2：煤炭保供政策密集发布 时间 文件 内容 2022 年2月 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》 明确煤炭（动力煤，下同）中长期交易价格的合理区间，其中秦皇岛港下水煤（5500 千卡）价格合理区间 为每吨 570~770元，山西、陕西、蒙西煤炭（5500 千卡）出矿环节价格合理区间分别为每吨370~570 元、 320~520 元、260~460元，蒙东煤炭（3500千卡）出矿环节价格合理区间为每吨200~300 元 2022 年4月 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》 煤炭经营者有下列行为之一的属于哄抬价格：一、捏造涨价信息。二、散布涨价信息。三、囤积居奇。四、 无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格。 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 年4月 财政部《国务院关税税则委员会关于调整煤炭进口关税的公告》 为加强能源供应保障，推进高质量发展，国务院关税税则委员会按程序决定，自 2022年 5月1 日至 2023年3 月31日，对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。 2022 年6月 国家发改委《关于做好 2022 年电煤中 长期合同补签换签和履约监管工作的 通知》 长协合同要严格按照“欠一补三”原则执行，即从6 月份开始，以月为单位，企业有履约欠量欠价的，需 按欠量欠价资源的3倍向合同另一方补齐合同资源。已签的长协合同做好运力的优化配置，而不符合签订 履约的工作规定和价格政策要求的，未通过交易中心平台录入确认的长协合同则无法推送配置运力。 资料来源：发改委、财政部官网，光大证券研究所 强力管控之下火电的成本端压力将迎来缓解。根据煤炭长协新机制，在交易双方 自我协商达不到一致意见的情况下，按照“基准价+浮动价”的价格机制进行长 协定价，其中下水煤长协基准价按照 5500 大卡动力煤 675 元/吨执行，费下水 煤合同基准价按照下水煤基准价扣除运杂费后的坑口价确定。而浮动价格实行月 度调整，按照每月最后一期的全国煤炭交易中心综合指数、环渤海动力煤指数和 CCTD 秦皇岛动力煤指数均值确定。长协价即为基准价与浮动价的平均值。在这 种模式下，电厂实际入炉煤价与现货价格的关联度有一定程度的下降。 市场化交易电价的浮动范围放开，火电营收边际向好。由于 2021 年二、三季度 煤价高企导致多个火电运营商业绩亏损，为保障电力和煤炭供应，市场化交易电 价的浮动范围逐渐放开，预期未来将进一步上升。2021 年 10 月 8 日，为改革 完善煤电价格市场化形成机制，推动燃煤发电电量全部进入电力市场，国常会将 市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，且高耗能行业由市场交易形成价格、不受上浮 20%限制。从江苏、广东、 河北 2022 年年度长协电价来看，均接近 20%涨幅。而从十五个省区市的电网企 业代理电价上看，大部分省份的电价相较基准价均实现上浮。 表 3：部分地区 2022 年长协价格（交易价格） 省份 时间 成交均价（元/千瓦时） 同比增幅 年度长协 江苏 2021 0.391 2022 0.467 19.36% 广东 2021 0.424 2022 0.497 17.14% 河北 2021 0.359 2022 0.437 21.7% 资料来源：各地政府官网，光大证券研究所 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -11- 证券研究报告 金融工程 表 4：全国大部分地区 2022年 1-8 月代理电价明显上浮 燃煤基准电价 （元/兆瓦时） 1 月代理电价 上下浮动 2 月代理电价 上下浮动 3 月代理电价 上下浮动 4 月代理电价 上下浮动 5 月代理电价 上下浮动 6 月代理电价 上下浮动 7 月代理电价 上下浮动 8 月代理电价 上下浮动 安徽 384 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 河北 372 17% 8% 15% 17% 9% 19% 1% 4% 江苏 391 7% 11% 16% 17% 12% 17% 13% 18% 辽宁 375 17% 16% 15% 14% 11% 11% 11% 11% 内蒙 343 -10% -9% -5% -7% -13% -10% -13% -30% 宁夏 260 13% 15% 15% 15% 14% 14% 15% 15% 山西 332 14% 13% 19% 8% 4% 14% 20% 20% 浙江 422 22% 23% 21% 31% 26% 23% 22% 18% 天津 366 34% 33% 28% 27% 27% 30% 31% 32% 山东 365 5% 3% 5% 6% 7% 5% 4% 3% 江西 414 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 福建 393 11% 10% 10% 9% 8% 5% 5% 5% 湖南 450 3% 7% 6% -6% 1% 3% 6% 8% 海南 430 20% 20% 20% 21% 25% 25% 20% 18% 广东 453 15% 15% 19% 26% 22% 15% 8% 8% 资料来源：北极星火力发电网，光大证券研究所 2.2、 水电表现承压，火电保供优势凸显 由于水电定价仍处在计划电价阶段，水电的业绩主要取决于来水情况。水电的商 业模式比火电更加简单，只需利用上游来水发电并售卖，在假设装机容量不变的 条件下，水电机组的盈利最主要取决于利用小时和上网电价。利用小时方面，水 流量越大，对应水电机组出力越多，利用小时数越高。电价方面，水电定价仍然 处在计划电价阶段，其中 2014 年 2 月以前的机组采用“一厂一价”模式，2014 年 2 月及以后投产的省内调度机组按照该省水电标杆电价定价，跨省输电的水电 机组按照落地省份的燃煤标杆电价定价。目前水电市场化尚未普及，如 2021 年 长江电力市场化交易电量占比仅为 11.6%。这就导致水电的电价变动并不频繁， 水电盈利的决定性因素仍然是利用小时数。 2022 年夏季高温天气导致上游来水明显减少，水电业绩或承压。根据国家气候 中心监测评估，2022 年 6 月 13 日开始的区域性高温事件综合强度达到 1961 年 有气象观测以来最强，除了导致居民用电需求激增之外，水电出力也有明显下降。 2022 年 6 月 1 日至 8 月 29 日期间，三峡水库日均入库流量同比下降 22%。长 江上游的四川、重庆等地区面临的形势更加严峻，以四川部分电站为例，8 月 16 日，亭子口水电站水位 438.78 米，死水位 438 米；长河坝水电站水位 1652.56 米，死水位 1650 米；猴子岩水电站 1804.2 米，死水位 1802 米，水电机组出力 极为困难。由于川渝地区对水电依赖度较高，导致电力供应紧张，当地不得不出 台让电于民等电力保供政策。 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -12- 证券研究报告 金融工程 图 6：长江三峡水库流量较往年有明显下降（立方米/秒） 图 7：大渡河猴子岩电站水位明显低于正常值 0 1 0 ,0 0 0 2 0 ,0 0 0 3 0 ,0 0 0 4 0 ,0 0 0 5 0 ,0 0 0 6 0 ,0 0 0 7 0 ,0 0 0 8 0 ,0 0 0 2 0 1 9 -0 8 -0 1 2 0 2 0 -0 8 -0 1 2 0 2 1 -0 8 -0 1 2 0 2 2 -0 8 -0 1 流量 :水库站 :三峡 (入库 ) 资料来源：Wind，光大证券研究所 资料来源：国网四川电力，光大证券研究所 火电保供优势凸显，火电利用小时数达到有记录以来最高水平。在用电需求明显 增长，且水电风电等电源出力不足的情况下，火电作为保障性电源的优势更显突 出，以四川为例，在电力供应形势加紧之后，四川最大的火电厂，华电集团旗下 的广安发电六台合计 2400 兆瓦机组达到满负荷运行，全力支持省内电力供应。 从发电利用小时数上来看，尽管 2022 年上半年受到疫情影响，1-7 月全国火力 发电平均利用小时数累计值 2476 小时，不及 2021 年，但 2022 年 7 月全国火 电平均利用小时数达到 419 小时，达到有记录以来同期最高。 图 8：2019-2022 年全国火电平均利用小时累计值（小时） 图 9：2019-2022 年全国平均利用小时数当月值（小时） 0 5 0 0 1 , 0 0 0 1 , 5 0 0 2 , 0 0 0 2 , 5 0 0 3 , 0 0 0 3 , 5 0 0 4 , 0 0 0 4 , 5 0 0 5 , 0 0 2 0 1 9 -0 3 2 0 1 9 -0 5 2 0 1 9 -0 7 2 0 1 9 -0 9 2 0 1 9 -1 1 2 0 2 0 -0 1 2 0 2 0 -0 3 2 0 2 0 -0 5 2 0 2 0 -0 7 2 0 2 0 -0 9 2 0 2 0 -1 1 2 0 2 1 -0 1 2 0 2 1 -0 3 2 0 2 1 -0 5 2 0 2 1 -0 7 2 0 2 1 -0 9 2 0 2 1 -1 1 2 0 2 2 -0 1 2 0 2 2 -0 3 2 0 2 2 -0 5 2 0 2 2 -0 7 发电设备平均利用小时 :火电 :累计值 0 50 1 0 0 1 5 0 2 0 0 2 5 0 3 0 0 3 5 0 4 0 0 4 5 0 5 0 0 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 资料来源：Wind，光大证券研究所 资料来源：Wind，光大证券研究所 2.3、 火电成为基础保障性和系统调节性电源的趋势愈 加明确，灵活性改造成为新趋势 清洁能源发电时代，煤电依然有不可替代性。清洁发电具有典型的间歇性特征， 出力随机波动性强，发电侧随机性和负荷侧峰谷加大将对传统电力系统造成较大 的冲击，影响供电安全。一方面，水风光电出力均受到自然环境影响，具有不可 预测性，在夜晚、枯水期等情况下电力供给可能面临短缺，在风力加大、水流加 大的情况下则又会产生供给过剩问题；另一方面，下游电力需求存在一定的波动 性，若用电需求激增，新能源发电供给可能不足。随着可再生能源的迅速发展， 新能源集中并网增加了电网调峰、调频难度，局部地区出现弃风、弃光、弃水等 情况。为解决新能源发电在调峰调度等方面存在的障碍，目前最主要的调峰方式 仅供内部参考，请勿外传 敬请参阅最后一页特别声明 -13- 证券研究报告 金融工程 包括火电调峰、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应等。煤电具备灵活性高、成 本低廉的两大优势，成为目前最重要的调峰方式之一。 表 5：火电灵活性改造性价比高，相比其他方式更加适合目前发展情况 系统灵活性提升手段 特点 需求侧响应 优势 1.潜力大 2.前景好 不足 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.相应效果难以精确计量，有争议 抽水蓄能电站 优势 不仅提升灵活性，还能作为事故备用和黑启动电源 不足 1.投资成本高，价格疏导困难 2.抽发损失25%，使用成本高 电化学储能电站 优势 1.全自动化控制，响应快速 2.控制精度高，可全容量调节 不足 1.缺乏转动惯量 2.前期投资高，性价比较低 火电灵活性改造 优势 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 不足 配套政策与机制依赖性较高 资料来源：《火电机组灵活性改造的激励机制研究》张晶等，《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》袁家海教授课 题组，光大证券研究所 政策定调立足以煤为主基本国情，多地大力推进火电灵活性改造。2021 年 12 月 10 日中央经济工作会议指出“要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高 效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合”；2022 年 2 月 25 日中央政治局会议则指出“要立足资源禀赋……推动煤电节能降碳改造、灵活性 改造、供热改造”。两会之后，广西、重庆等 9 省区直辖市出台支持灵活性改造 的纲领性文件，积极推进火电灵活性改造。 表 6：多地大力推进火电灵活性改造 时间 地区 政策 2022.05 广西 严控煤电装机规模，推动煤电机组节能降耗改造、供热改造和灵活性改造 2022.05 重庆 加快推动30万千瓦级和部分60万千瓦级燃煤机组灵活性改造 2022.05 天津 有序推动自备燃煤机组改燃关停、推进现已煤电机组节能升级和灵活性改造 2022.05 四川 深化煤电灵活性改造 2022.04 内蒙古 到 2030年蒙西地区全部公用煤电机组完成灵活性改造 2022.04 湖南 推动煤电企业提高发电出力、因地制宜实施煤电机组灵活性改造 2022.04 河南 2022 年完成煤电节能和灵活性改造200 万千瓦 2022.03 山西 支持煤电机组灵活性改造，推动现役机组应改尽改