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1. 电力建设解决问题：各省电源互济&尖峰负荷不足
1.1 电量问题：电源分布问题与传输能力滞缓
全国基础发电量已经满足用电需求。回顾 2012-2022 年中电联发布的电力工业 统计数据来看，如果只考虑全社会用电量和发电量数值，当前全国发电量已满足用 电需求，2021 年发电盈余 646 亿千瓦时，依据国家统计局电折标煤系数（每千瓦时 折 0.1229kg 标煤），盈余标煤 793.9 万吨标煤，2022 年全国电力供需总体紧平衡， 仅考虑规模以上发电量 2022 年为 8.39 万亿度，全国发电量将高于此数值，满足 2022 年全社会用电量 8.6 万亿度用电需求。 距 2025 年全国用电需求还有 1.4 万亿度电量需求。依据中电联发布《中国电力 行业年度发展报告 2022》所预测，以 2025 年全社会用电量为 9.5 万亿千瓦时计算 下，年均电力需求增速为 3.22%，以年均 4.8%，2022 年用电量为 8.6 万亿度（中电 联《2022 年 1-12 月电力消费情况》）为基准计算，2025 年实际用电量为 9.94 万亿 度。
我们认为 2022 年全社会用电量偏低（仅增长 3.6%，2012-21 年平均值为 5.92%） 主要系疫情影响工业企业开工，同时降水、极端气候、燃料价格过高等影响发电量 进而压制迎峰度夏（冬）电力需求，在当前节点下，国际环境边际逐渐改善、居民 消费动力持续释放、工商业用电将快速增长，我们认为到 2025 年用电增速将至少 保持年均 5%增速，2025 年全社会用电量将达到 10 万亿度，与 2022 年相比还有 1.36 万亿度电量需求。
各省电力结构和电源结构存在差异。各省发电资源禀赋不同，以 2022 年发电量数据来看，北京、上海、天津、安徽、山东等 18 个省份火电发电占比均 70%以上， 四川、云南、西藏水电发电量均为 80%左右，湖北、青海水电发电量也占比 40%左右。
发用电量缺口来看，用电稀缺省份电力需求逐渐拉大，盈余省份电力供应能力 收窄。各省发用电量与区域经济发展、自然资源结构紧密相关，经济高度发达省份 用电量需求较高，我们以地方用电量与发电量数据差值作为衡量电力缺口标准之一， 我们根据国家统计局数据为例（31 个省市），2022 年存在电力缺口省、直辖市为 18 个，承担向外省输出电力省份为 13 个，并且随着地方产业快速发展，存在供电缺口 城市，17-21 年总缺口为 9,154 亿 kWh，22 年则为 13,151 亿 kWh，缺口增大 3,997 亿kWh，我们反观盈余电力17-21年平均为11,241亿kWh，22年则为10,663亿kWh， 各省盈余电力相对收窄 578 亿 kWh。
东部地区需要西部高强度输电互济才能满足。虽然电网跨省，但各省独立核算， 本省发电盈余后通过电网输给其他省（市）则为输出电量，本省发电不够则需要国 家统筹调入其他省（市）电量，这部分为输入电量，净输入电量（输入电量-输出 电量）实际各省电量流向问题。 根据中电联披露的各省份月度输入输出数据显示，2022 年全国整体净输出 973 亿度，相比 2017-21 年平均值 479 亿度提升 103.2%，反映出全国整体供电量能力提 升，输入电量大省主要集中在珠三角、长三角、京津冀地区，前五省市依次为广东、 浙江、江苏、山东、河北，输出电量大省主要集中在水电、坑口煤电、风光资源大 省，前五省依次为内蒙古、云南、四川、山西、新疆，供电大省除满足自身电力需 求外还承担保供全国重要作用。
西电东送主要形成北、中、南三路送电线路，配套大基地项目风光水火储打捆 送出。清洁能源基地有 9 个，分别在金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽。海上风电基地在广东、福建、浙江、江苏、山 东等。我国已建成的西电东送基地主要以水电、火电等传统电源为主。“十四五”时 期，西电东送将以综合能源基地开发为主。综合能源基地开发以风电、太阳能发电、 水电等清洁电源为主，并因地制宜地配置必要的基础性电源，以及合理比例的储能 设施，未来特高压将配套大基地项目风光水火储打捆送出。 北部通道：新疆、山西、内蒙古、宁夏等地的火电、风电等、黄河上游水电， 主要支援北京、天津、河北等地。 中部通道：四川、湖北等地的三峡和金沙江干支流水电送往华东地区。 南部通道：云南、贵州的水力发电，主要支援广西、广东等地。
电网规划全国一盘棋，各地积极建设支撑性电源保障能源供应。各省电力结构 不同，四川、云南、西藏高比例水电、三北地区风光发电量逐年提升，在自然资源 波动性、随机性，发电能力可能突然变化，如 2022 年 8 月夏季气候异常干旱导致水 位下降，水电发电能力走弱，四川基荷电源火电装机容量较低、无法弥补水电发电 缺口（2021 年四川火电 18.25GW，占全省装机 15.96%），同时四川省内向家坝、洛 溪渡等梯级大型水电站均由国家统筹调配，外送签订长协，省内省外有固定分配比 例，挤压省内用电。
缺电时，用电需求持续推升，通道满载运行，支撑性电源需求明显。2017-22 年四川电力消费量 CAGR 为 10.39%，川渝地区电网建设相对落后，主网多回水电通 道满载，通道承载能力有限，存在发电基地“涡电”和负荷中心缺电并存现象。依 据《四川省“十四五”能源发展规划》，四川省内具有季及以上调节能力的水库电 站装机不足水电总装机的 40%，调节能力不足。2022 年 8 月份，国网四川电力公司 表示，缺电期间，国网通过德宝直流（±500kV）、川渝联网等 8 条输电通道输电， 每天输送四川全省电量超 1.3 亿度，但高温期，居民日用电量最高飙升至 4.73 亿度，最大电力负荷和总体电量均存在明显缺口，因此在完善本地电网线路的同时也 应当加大支撑性电源的投资。
特高压输电通道利用率整体形势向好，可再生能源输送率逐年提升。2021年17 条直流特高压线路年输送电量可再生能源电量 2871 亿千瓦时，同比提高 18.3%，可 再生能源电量占全部直流特高压线路总输送电量的 58.7%。国网运营的 13 条直流特 高压线路总输送电量 4048 亿千瓦时，其中可再生能源电量 2032 亿千瓦时，占总输 送电量的 50.2%；南方电网运营的 4 条直流特高压线路输送电量 839 亿千瓦时，全 部为可再生能源电量。
部分线路存在源网不同步，送受两端未达成协议问题。特高压输电能力爬升有 一个过程，并非投产后利用率满送，主要影响因素为，1）源网建设不同步，风光 大基地电源侧建设超前于电网建设，相关外送通道处于前期阶段，后续第二批、第 三批风光大基地建成后电力送出存在瓶颈。2）依据大基地清洁能源开发要求，大 基地区域内的风、光、水等资源和煤电配套电源、电源侧储能、电力外送消纳能力 需统筹考虑，同时送受两端协议部分未达成，因此建设缓慢。 我们认为，虽然当前全国整体新能源快速装机带来发电量增长已经覆盖用电增 速需求，但当前电量问题已经延伸为各地区分布不均，可再生能源波动性和大基地 配套电网输送能力相对滞后情况下，应当关注各省基荷电源建设情况，1）如东部 用电需求高峰省份煤电建设，2）西北地区保障新能源消纳及输送，建议关注大基 地配套的风光水火储一体化建设。
1.2 负荷问题：供应与尖峰负荷错位
用电负荷是用户电能设备在某一时刻向电力系统取用的电功率的总和。 随用户侧电气化程度提升，尖峰负荷已由过去点负荷发展为时段性尖峰负荷， 在《考虑尖峰负荷特性指标的用户用电行为分析》一文中认为：在一定时段内电力 负荷持续超过或达到峰值一定百分比，以最大负荷的 90%、95%、97%部分均认为是 峰值负荷，国家发展改革委下发《关于进一步完善分时电价机制的通知》中表明 “尖峰时段根据前两年当地最高负荷的 95%及以上用电负荷时段确定”，持续性时段 性的峰值负荷将会对电力系统安全运行造成明显冲击。 风光发电间接性无法满足用电“双峰”灵活性调节。中长期内，我国可以大规 模应用的成熟发电技术主要包括燃煤、燃气、水电、核电、风电、光伏等 6 种技术， 其中风电、光伏、水电、核电是可以继续扩大规模的清洁低碳的发电方式。但该几 种技术均无法满足系统对于灵活稳定的需要，我国用电需求有“日内双峰、夏冬双 峰”的特点，而风光出力受光照、风力波动极大，而核电为保证安全运行，通常以 及其稳定的出力带基荷运行，都无法去跟踪负荷的波动，因此系统对于灵活性的需 求仍需火电、水电等常规电源支撑。
夏季高温催生用电需求
预计 2023 年全社会用电量 9.15 万亿千瓦时，同比增长 6%。随着疫情全面好转， 稳增长政策落地显效，叠加今年夏季高温天气影响，用电量稳定提升，依据国家能 源局数据，2023 年 1-6 月全社会用电量累计 4.3 万亿千瓦时，同比增长 5%，同时中 电联发布《2023 年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中提到预计 2023 年全 年全社会用电量 9.15 万亿千瓦时，同比增长 6%左右。 夏季高温催化用电量需求，2023 年夏季全国最高用电负荷提升 8000 万千瓦至 1亿万千瓦。2022 年夏季高温期间 8 月用电量 8520 亿千瓦时，同比增长 12%，终端电 气化率提升加速最高用电负荷提升，2023 年夏季多个省市已出现最高负荷。 浙江省，预测今年迎峰度夏阶段的最高负荷将达到 1.15 亿千瓦，同比增速超 10%。 陕西省，根据国网陕西电力公司的消息，2023 年夏季陕西电网最大负荷或达 4380 万千瓦，同比增长 10.2%。 南方电网预计，在 2023 年迎峰度夏期间，南方电网最高负荷将达 2.45 亿千瓦， 同比增长 10%，中电联预计 2023 年夏季全国最高用电负荷越 13.7 亿千瓦左右，比 2022 年增加 8000 万千瓦，电力保供形势严峻。
负荷波动性加剧，用电负荷增速高于用电量增速。夏季高温天气使多个省级电 网峰值负荷创历史新高，较 2021 年峰值提升明显。以新能源汽车、电采暖为代表的 电力产品在用户终端占比不断提升，用电负荷波动性将进一步增大，随着“煤改气” “煤改电”等清洁取暖改造规模扩大，增加了冬季电网负担，影响用电负荷。在 2010-2021 年间，国内多个省市呈现用电负荷增速与用电量增速的剪刀差进一步扩 大，我们认为未来用户侧与电网侧的交互越来越多，电动车充电站、轨道交通系统、 楼宇变频通风系统等设施增多，均会持续对电网稳定性形成冲击。
最高用电负荷当月增速相对发电量当月增速较快。用户端电气化程度提升推动 用电负荷提速，大规模新能源发电相对不稳定，发电能力有制约，我们观察到最高 用电负荷增速明显高于发电量当月值增速，已经并网的发电设备实际发电能力与电 网最高负荷增速缺口或许增加。
2. 解决方式：电改推进带来价值重估
电力市场化改革为中国电力体制改革的核心，2002 年“电改”实现了“管办分 开、厂网分离”的基础上，2015 年 9 号文开启了新一轮电改，以电价改革，完善市 场化交易体系为重点任务。
2.1 电价推进：中长期交易规避风险，现货市场价格发现
电价机制回顾： 我国不同时期上网电价制度与经济发展情况相辅相成，对电力行业发展及保障 电力系统平稳运行起到重要作用。
1）1985 年之前，发输配售为一体，无上网电价。这一时期我国电力体制集发 电、输电、配电和售电为一体，各环节按照计划执行。电价体系中仅有销售电价， 无上网电价，定价权由政府掌握，电价总体平稳。但垂直一体化发展与市场经济相 悖，电价涨幅不及煤炭成本涨幅，电力供应不足，出现缺电情况。
2）1985 年，集资办电时期，还本付息电价。在解决全国性缺电问题情况下， 国家公布集资办电政策，允许多投资主体进入电力行业。1985 年之前至 1992 年利 用国家独立投资建设的电厂按“一厂一价”或“一机一价”确定上网电价，1986 年 后非政府统一投资电厂和 1992 年后所有新建发电项目全部实行还本付息上网电价政 策。同时政府还出台燃运加价、超计划发用电价和地方电源建设专款等相关支持政 策。
3）1998 年，基于平均成本定价的经营期电价政策。这段时期全国大多数省市 电力供应充足，甚至部分地区已经出现供过于求的极端现象，为遏制上网电价不断 上涨和电源投资热度较高，国家制定基于平均成本定价的经营期电价政策，上网电 价核算标准也转变为按照发电机组的运行寿命周期定价，并且规定了发电项目的资 本内部收益率，但上网电价依然由政府制定。
4）2004 年，标杆上网电价机制。2003 年全国爆发大面积的持续性电荒，急需 建立维持电力供需平衡的上网电价机制。2004 年，国家公布基于社会平均成本定价 原则的标杆上网电价政策，不考虑各类机组装机容量与发电效率的差别，对各省市 的燃煤机组实行统一定价。陆续推出煤电价格联动机制、环保电价补贴和可再生能 源发电补贴等机制，并公布针对各类电源而形成的标杆上网电价机制和补贴标准。
5）2019年，市场化改革推进，基准电价+上下浮动机制。2019年，发改委发布 《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》， 从 2020 年 1 月 1 日起执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制（[-15%，+10%]）， 基准价按照当地燃煤发电标杆上网电价确定，同时现行煤电联动机制不再执行。
2021 年煤炭供需紧张，煤价高企，上下浮动限制逐渐打开。2021 年 10 月，国 家发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通 知》（发改价格〔2021〕1439 号），燃煤发电电量全部进入市场，市场交易电价较基 准价上下浮动范围调整为[-20%，+20%]，且高耗能行业不受上浮 20%限制。
6）未来，电力中长期交易+电力现货交易，全面市场化电价有望推进。目前国 内电力市场将以“省”为实体，推进省级电力市场建设，目前第一批试点省份已长 周期结算试运行现货市场，第二批及非试点省份均已完成试运行，电力市场推进拓 宽了发电成本向用户疏导的范围，有助于纾解煤电企业面临的困境，畅通发电企业 与电力用户的价格传导机制。
新电价机制：中长期市场+现货市场
市场化未开展前以固定价格为主，传导机制有限。煤电以当地标杆上网电价为 准（0.25-0.45 元/kWh），用户端实行销售目录电价。只能用偏差考核对电量需求进 行测算，无法将电力市场需求反映到价格端。旧电价机制不能合理的传导发电成本， 同时实行销售目录电价结果为工商业补贴居民用电，工商业电价较高最终转嫁为消 费者。
中长期交易突破了电能量固定价格限制。2019 年 10 月，国家发改委发布 1658 号文，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准值+上下浮动”的市场化电价机制， 通过参与电力市场交易形成价格，2021 年 10 月，国家发改委发布 1439 号文，燃煤 发电全部市场化，并且扩大市场化交易电价浮动范围至±20%。按结算口径来统计， 2022 年全国市场交易电量占全社会用电比重达 60.8%，同时推动工商业用户都进入 市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价，因此工商业用户（买方）和 发电企业（卖方）可通过直接交易确定电价，也可通过电网代购电量。 现货市场撬动电力价格机制，清晰反应电能量分时价格和供需关系。2022年11 月底，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、《电力现货市 场监管办法（征求意见稿）》，这是国家层面首次出台电力现货市场规则性文件，电 力现货市场的是电力市场体系中的重要组成部分，能够发挥市场在电力资源配置中 的决定性作用，实现电力资源优化和电网经济调度，促进可再生能源合理消纳等。 1）传统火电可以通过现货市场的价格发现作用，做到低电价少发，高电价多发， 获取超额收益，2）现货市场直接为辅助服务定价，各地通过“辅助服务市场”运 营规则，直接对辅助服务定价，部分辅助服务费用向发电侧分摊。
电力现货市场的建设步伐将提速，电力分时段价值将拓宽全国。大部分省份已 完成现货市场模拟试运行。首批八个电力现货市场试点目前均已完成长周期结算试 运行，多个试点进入以年为周期的结算试运行。第二批试点也均在 2022 年启动试运 行，快速推进电力现货市场落地。非试点省份，如宁夏、陕西、河北南网、重庆、 江西、黑龙江等地也出台现货配套细则。跨省跨区现货市场方面，省间电力现货市 场已启动结算试运行，依据国家电力调度中心数据，2022 年省间现货市场试运行期 间，年累计交易电量 278 亿千瓦时，单日最大成交电力超 1900 万千瓦。各试点省现 货市场形成了初步反应实时供需的市场价格信号，价格波动体现了电力不同时段的 价值。
当前，随着电力市场化改革逐渐深化，我国新能源装机规模不断扩大，电力消 费结构加快变化，用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，电力生产侧与消费侧双向大 幅波动。进一步完善分时电价机制，能够更好地刺激和鼓励用户移峰填谷、优化用 电方式，确保电力供应平稳，同时还能推动储能市场盈利。
问题一：现货市场后火电收入会变多还是变少？ 结论：火电作为可调电源可在低价时少发，高价时多发，相比与新能源出力不 确定性，火电出力时段与现货价格相关性更强，理论上火电进入现货后可通过调整 发电策略和价差合约收入提高。 电力现货市场中，火电收入方式产生变化。火电收入=电力现货市场全电量收 入+中长期合约盈(亏)+辅助服务补偿（分摊）+容量电价（或）-不平衡结算资金。
中长期交易：年度交易电价上浮，年度交易高电价保障基础收益。2022 年 12 月 22 日，江苏和广东电力市场 2023 年年度交易结果公示，本次江苏、广东年度交易电价均接近顶格成交，广东 2022 年双边协商交易成交均价较当地燃煤发电上网基 准价仅上浮 9.72%，2023 年双边协商交易成交均价较燃煤基准价上浮 19.63%，触及 涨幅上限。
现货交易：灵活性火电机组可以做到低价少发，高价多发，对增量收益贡献弹 性。在当前高比例新能源电力系统中，系统边际电价与系统净负荷走向基本一致。 当供求关系较为紧张、火电顶峰、新能源不存在弃电时，火电作为边际机组，系统 价格主要由火电决定，火电厂可以提高负荷多发点获取高电价；当系统供大于求时， 新能源弃电较为严重，新能源作为边际机组，系统价格主要由新能源决定，电价较 低，火电机组可以通过“盯盘操作、分毫必争”的策略，通优化（降负荷、关机）， 少发电量，降低亏损。 电力现货模式下，取消调峰辅助服务市场，通过电能量市场实现调峰功能，即 新能源大发时间段火电可以自身少发电，以低电价甚至零电价购入现货电量，实现 中长期偏差结算。即低价段报低价实现机组连续开机运行，边际段按机组发电边际 成本报价，存在盈利空间时候争取多发，高价段发现市场价格，以一定电量去探寻 市场高价，实现收益最大化。
我们以广东电力现货市场为例，1）月度，月内，多日均存在差价区，2022 年 夏季 8-9 月份，广东日前加权平均电价达到 0.717 元/kWh，远高于 6-7 月（0.521 元 /kWh）和 10-11 月（0.557 元/kWh）。2）同日内电价也有明显差异，我们以广东电 力交易发布的 2023 年 3 月 15 日全省发电侧加权价格曲线为例，日前机组成交价最 高 1366.4 厘/千瓦时，最低 0 厘/千瓦时。从纯技术角度考虑，火电机组可以优化 分解曲线，做到高价多发、低价少发，提高电厂盈利能力，控制成本。
我们依据各省电力交易中心数据，火电机组进入现货市场后，结算均价相比于 基准价均有一定幅度上行，而光伏、风电几乎相对基准价呈下降趋势，整体来看火 电在现货市场的博弈中处于优势地位。 我们预计未来现货市场可能有两个变化方向，1）提高现货电量比例，目前电 厂中长期交易电量占比约 80%左右，月度交易占比 10%，现货交易占比 10%，未来现 货体量占比有望增加，电能量的分时价值有望突显。2）中长期交易限价打开，目 前中长期交易限价为[-20%，+20%]，2023 年年度交易中江苏、广东等地均顶格成交，交易价格全部顶格上涨反应煤炭价格传导有限，未来交易限价有望提升，火电可以 在中长期市场实现成本疏导。
问题二：火电发电侧会降电价还是涨电价？ 过去电价以国家计划制为主，当煤价波动后才会主动进行调升、调降，煤电联 动机制存在滞后性，目前推进市场化后，电价反应供需变化。当前电力供应不足条 件下仍会保持顶格成交。 我们认为煤电中燃料成本占煤电总成本的 80%左右，煤价波动对电力企业盈利 影响较大，同时煤炭市场化改革推进，煤价由市场化制定，但电力系统需要保障安 全性和民生等，需降低价格波动风险，过去电价仍以政府定价为主，电-煤价格双 规制，“市场煤”和“计划电”的矛盾在过去频发。 2004-2019 标杆上网电价期间“七次上调，四次下调”。国家于 2004 年实行煤 电价格联动机制配合标杆上网电价政策进行调整，自 2005 年 5 月至 2017 年 7 月， 燃煤标杆上网电价共经历 12 次调整，其中，只有 8 次实行了纯粹的煤电联动调节机 制，另外 5 次关于标杆上网电价的变动则源于环保补贴、可再生能源补贴等其他， 整体来看，电价变动还是依靠政府定价。
2015 年煤电价格联动机制：市场化改革过渡期政策。2015 年国家发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》发改价格[2015]3169 号，开启新版 煤电价格联动机制，电煤价格以中国电煤价格指数 2014 年各省(价区)平均价格为基 准煤价，原则上以与基准煤价对应的上网电价为基准电价。该机制对煤电价格实行 区间联动。按煤电价格联动机制调整的上网电价和销售电价于每年 1 月 1 日实施。
煤电联动机制存在明显错位。2005-2018 年煤价虽然多次波动，但煤电价格联 动机制一度停滞，存在价格调整不及时、不到位问题。2016 年下半年以来，煤炭价 格大幅回升，而对标杆上网电价调整确明显滞后于煤价变动，煤电价格联动机制效 果不佳，2018 年，全国电煤价格持续高位波动，已经达到实行煤电价格联动的条件， 但同期只针对一般工商业电价进行调整，煤电联动机制并未实质性实行。2019 年 10 月，国家发改委发布《深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价 格规〔2019〕1658 号），燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市 场化价格机制，同时取消煤电联动机制。
现货市场中发现的电力价格和分时价格规律将影响中长期交易的合约电价。我 们以广东地区月度交易电价为例，2023 年 3 月、4 月处于用电低谷，同时发电成本 降低，月度较低电价低于 2022 年，但 5/6/7 月开始用电需求攀升，2023 年 6 月/7 月 的 月 度 交 易 综 合 电 价 为 525.86/517.07 元 /kWh ，相较 2022 年 同 比 提 升 4.51%/4.04%。
电力全面市场化铺开后，电力签订年度合约和月度合约均以发电侧和用户侧以 供需为基准协商后得出（工商业用户，售电公司）。所以我们认为在新一批煤电建 成之前（新一批为 2022 年底审核，我们预计 24 年底建成投运），仍然保持紧平衡， 年度交易电价仍保持顶格成交。
2.2 成本改善：煤价下行促盈利修复
长协价格：基准价下浮。当前以港口价格计算的电煤中长期合同原则上按照 “基准价+浮动价”价格机制签订和执行，依据发改委办公厅 10 月 31 日印发的 《2023 年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，下水煤合同基准价按 Q5500 动 力煤 675 元/吨执行，相对 2022 年基准价下调 25 元/吨（22 年为 700 元/吨），降幅 约 3.57%。浮动价参考指数由 4 个调整为 3 个，不再包含中国沿海电煤采购价格综 合指数。 长协年度履约率要求上升，惩戒措施更为严格。《2023 年电煤中长期合同签约 履约工作方案通知》要求，纳入年度电煤中长期合同监管台账的合同，应按双方合 同确定的月度履约量足额履约。确因特殊原因难以按月度分解量全额履约的，可在 月度之间进行适当调剂，但季度履约量、全年履约量须达到 100%，且不得以未配置 铁路运力、停产减产为由拒绝履约。对于未按期足额签约的企业将采取针对性惩戒 措施。总体来看，2023 年政策较 2022 年要求更高、更为严格。
中长期合同发挥煤炭市场的“稳定器”作用，基准价价格下调反应国家对电煤 保供及煤价走向的合理预期。现货部分来看，截至 2023 年 8 月 10 日，秦皇岛动力 煤 Q5500/Q5000/Q4500 价 格 分 别 为 838/733/633 元 / 吨 ， 同 比 分 别 降 低 26.56%/27.35%/29.51% ， 相 对 2022 年高点 （ 3 月 9 日 ） 分 别 降 低 50.2%/51.46%/53.32%。整体来看，煤炭现货市场价格稳定下降，煤价价格中枢向 合理范围回归，火电运营商成本有望改善。
进口煤价格逐渐接近内陆市场煤
进口煤价格下降迅速。截至 2023 年 8 月 1 日印尼煤（Q5500）/澳煤（Q5500） 价格分别为 932/905 元/吨，同比分别降低 18.53%/20.47%，相对 2022 年高点（3 月 15 日）分别降低 43.13%/44.41%，进口煤价格持续下降。秦皇岛运输到广州航线运 费价格大约在 30-50 元/吨左右，对于江浙、广东等地电厂，进口煤和内陆煤价格接 近。
进口煤量同比高增。2023 年 3 月份，国务院发布《关于延长煤炭零进口暂定税 率实施期限》，自 2023 年 4 月 1 日起至 2023 年 12 月 31 日，继续对煤炭实施税率为 零的进口暂定税率。同时 3 月份澳煤放开，彭博社 3 月 14 日报道“中国将允许所有国内企业进口澳大利亚煤炭”，释放澳煤解禁信号。我们依据国家统计局数据， 2023 年煤炭当月进口量同比高增，3 月份同比增长 151%，6 月份仍然维持 110%的高 增速。进口零关税，澳煤解封等均提升我国高卡动力煤供应格局，进口煤价格趋于 合理后也会促进国内产地煤价格稳定。
非电领域需求暂缓
非电领域尤其是四大高载能行业对煤的需求量增速缓慢，并呈下行趋势。动力 煤需求电厂大约占比 60%，非电领域占比 40%左右。依据 2023 年 7 月中电联发布 《2023 年 1-6 月电力消费情况》，四大高载能行业上半年用电量同比增长 2.5%，其 中，一、二季度同比分别增长 4.2%和 0.9%，5、6 月同比分别下降 0.6%和 0.1%。年 初至今高耗能产业用电量的增速放缓，经济处于稳定复苏阶段，行业发展暂行缓慢， 非电领域对于煤的需求量增速或降低。
港口库存、下游电厂库存充足
港口库存：北方主要四港煤炭库存量维持高位，明显高于往年水平。自2023年 1 月 6 日起至 8 月 7 日，北方主要四港煤炭库存量总额在 1390 至 1680 万吨之间波 动，维持在较高区间，且明显高于往年同期水平。但在迎峰度夏期间，全国性高温 天气持续，终端需求启动，港口库存延续去库，迎峰度夏阶段结束后，电厂需煤量 减少，港口库存有望再度提升，煤价有望走低。
电厂库存维持高位。今年上半年煤炭价格持续下行，电厂积极补库，截至 7 月 27 日，全国煤炭重点电厂库存 11292 万吨，同比增长 21.3%，为保迎峰度夏，电厂 库存充足，电厂煤炭库存普遍在 22-30 天左右。我们认为电厂库存充足后，后续采购煤炭策略将会博弈价格，市场整体供大于求，煤价有望维持缓慢下行区间内。
2.3 火电价值重估：现货+辅助服务+容量
电力市场化进程按下加速键。2023 年 7 月 11 日，中央全面深化改革委员会第 二次会议召开，审议并通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导 意见》，电改进入加速阶段。国内电力系统以省为实体，省级电力市场建设需要支 撑电价从计划体制向市场体制平稳过度，电力中长期交易提供相对确定性的电量和 价格，电力现货市场发现电能量实时价值，并且作为中长期交易价格参考。后续将 完善辅助服务和容量电价机制，维持高比例新能源并网后电网的安全运行和系统充 裕度。
辅助服务：权责逐步厘清，有望向用户侧传导兑现价值
新能源并网&电气化率提升使电网承受高波动性。新能源大量并网和电车、充 电桩等终端电气化率提升使负荷呈现夏、冬双高峰，同时发电侧出力和用电负荷双 侧均呈现随机波动特性。风电、光伏发电调频能力有限，当电网频率偏低需要增加 出力时，电网调频主要依靠火电、水电等传统机组，风电、光伏的随机性和间歇性 功率波动特征导致电网频率偏差增加，降低稳定性，大量并网后系统转动惯量支撑 力度削弱，频率调节能力降低，系统康扰动和无功支撑能力变差，因此电网对调峰、 调频、调压、系统平衡等辅助服务需求提升。
我国电力辅助服务市场经历 4 个阶段
1）2002 年之前，无偿提供。 这一阶段，电力辅助服务无偿提供，采用垂直一体化管理模式，没有单独的补 偿机制，将其与电量进行捆绑，统一结算。此时期辅助服务市场价值无法充分体现， 电厂利益受损。
2）2006 年，计划补偿阶段。 2006 年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》与《发电厂 并网运行管理规定》（两个细则），标志我国电力辅助服务进入计划补偿阶段，按 “补偿成本和合理收益”原则对提供辅助服务的并网发电厂进行补偿，但是“两个 细则”计划补偿模式的补偿力度相对较低，对提供主体激励作用有限。
3）2014 年，省级辅助服务市场体系。 2014年10月，东北能源监管局印发《东北电力辅助服务调峰市场监管办法（试 行）》开始执行，正式启动我国首个电力调峰辅助服务市场。2015 年，发改委发布 《中共中央国务院进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9 号文）中提 出“市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制”电力辅助服务市场进入探索阶段，区域、省级辅助服务市场体系 逐渐形成。
4）2021 年，新版两个细则出台，主体扩大，品种丰富。 2021 年 12 月，国家能源局印发新版“两个细则”，我国辅助服务市场进入新阶 段，2022 年南方电网最先发布新版“两个细则”征求意见稿，此后华东电网、华北 电网、西北电网均发布新版“两个细则”模拟稿件，新版两个细则的修订主要扩大 电力辅助服务主体，丰富电力辅助服务品种，丰富优化了市场交易辅助服务市场。
目前我国初步形成了调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服 务市场体系。调峰、调频辅助服务已初步形成市场化的价格形成机制，即发电侧市 场主体自行报价，通过集中竞争、统一出清形成调峰、调频辅助服务的边际出清价 格和中标量，电力调度机构按需求调用、按序调用、价格优先对辅助服务资源进行 调用，按照边际出清价格和调用量对提供辅助服务的市场主体予以经济补偿，辅助 服务的补偿总费用按照电量或电费比例分摊给发电侧市场主体。 新版两个细则中补偿方式按照“谁提供、谁获利；谁受益，谁分摊”的原则， 补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化 电力用户纳入补偿费用分摊范围。
问题三：辅助服务价值如何？ 我国电力辅助服务实现 6 大区域、33 个省区电网的全覆盖，统一辅助服务规则 体系基本形成。依据国家能源局 2 月新闻发布会，2022 年，通过辅助服务市场化机 制，全国共挖掘系统调节能力 90000 万千瓦以上，煤电企业因辅助服务获得补偿收 益约 320 亿元，促进煤电企业灵活性改造的积极性，推动煤电由基础保障性和系统 调节性电源转型。
山东电力现货市场于 2021 年 12 月开始运行，现货市场下山东调峰辅助服务市 场不再运行，而过去运行前，山东调峰辅助服务市场月均补偿额都超过 1 亿元。以 2022 年山东调频月度补偿费用为例，在 7 月/10 月/11 月/12 月调频补偿均超过 2 亿 元（迎峰度夏和供热季），但火电分摊费用分别为 1.8/1.7/1.9/2.3 亿元，目前辅助 服务费用还处于初级阶段（发电侧零和博弈），“9 号文”提出建立辅助服务分担共 享新机制，辅助服务成本需向下游传导由终端用户支付（如美国 PJM 市场），逐步过 度后火电将通过自身灵活性获取收益。
依据国家能源局 2023 年三季度新闻发布会数据，截至 6 月底，全国发电装机容 量约 27.1 亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约 20 亿千瓦。2023 年上半年，全国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费 1.9%。在电力现货市场，市场机组根 据报价中标，调峰费用应该并入电能量市场费用，就不存在调峰市场了，如果去掉 调峰补偿费，目前辅助服务费用占比不到总电量电费的 1%，显著低于其他国家。 以 2015 年数据为例，美国 PJM 市场辅助服务费用占比 2.5%，英国市场占比电 量电费 8%，而目前美国现货辅助服务清算额大约占电能量 3-5%，《新能源高渗透率 下辅助服务市场的思与变》一文也提到到 2030 年，英国辅助服务在总系统运营成本 中所占的份额将由 2015 年的 2%提升至 15%。
容量电价：维持系统宽裕度，鼓励火电建设
市场化竞争充分的电能量市场，市场价格将由边际机组的边际发电成本决定， 因此火电经常承担边际机组，可再生能源大量接入现货市场，边际成本较低，因此 发电侧报价较低，市场结算价格降低后影响火电利润。 火电厂初期投入成本较高，收益降低后影响成本回收，妨碍电厂投资，为保障 系统宽裕度，需要建立发电容量成本回收机制。容量市场收益是火电机组获取电能 量收益和辅助服务市场收益外的稳定收益，极大促进火电机组进行灵活性改造的意 愿。 国外三种发电容量成本回收路径：稀缺定价机制、容量市场机制、容量补偿制 度 1）稀缺定价制度：主要为美国德州和澳大利亚，主要为不单独设立固定投资 回收机制，而是在电能量市场中设置上限很高的稀缺价格，发电侧可以在供应紧张 时段的短时极高价格来回收投资成本。 2）容量补偿机制：主要在智利、阿根廷、秘鲁、西班牙等，容量补偿机制一般由政府根据评估结果，直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补 偿，补偿费用一般由电力用户分摊。 3）容量市场机制，主要为美国 PJM、纽约、英国、法国等，容量市场机制是将 机组可用装机容量作为交易标的，通过市场竞争形成容量补偿价格。容量市场中买 方为系统运营商，卖方为容量资源提供商，系统运营商根据负荷预测、可靠性要求 等形成容量需求曲线，卖方申报容量资源数量和价格，容量购买费用最终由所有用 户分摊。 稀缺定价机制主要依靠于电能量市场，但如果允许系统短期内发生的价格尖峰 进行大容量补贴，会对短时间电价产生影响，给电力市场造成风险；容量市场机制 是以市场竞争的方法构成容量价格，对于市场基本条件需求较高；容量补偿制度主 要应用于电力市场初期，保障发电机组可用性，保障系统宽裕度。
我国情况：在电力现货市场初期就引入容量补贴制度，2020 年，国家发改委依 据《电力市场建设管理工作指导》（第 3 期）颁布的《电容成本费用收回方式操作 指导》，规定了各地政府可结合实际情况确定适当的电容成本费用回收方式，并以 建立电容成本补贴的方式启动。 山东：2022 年 3 月，山东发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，稳妥推进山东电力现货市场建设，保证电力系统长期容量的充裕性， 在山东电力现货市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧 收取，电价标准暂定为 0.0991 元/kWh（含税）（自 2022 年 5 月 1 日执行）。
3.重点公司分析
华能国际：全国火电龙头企业，火转绿低碳发展
华能国际为“五大发电集团”之一华能集团旗下上市平台，电厂分布在二十六 个省级行政单位，公司主营火电、水电、新能源发电等电力业务，同时经营供热、 港口服务等，截至 2022 年底，公司控股发电装机规模约 127GW，其中境内控股火电 106.96GW（煤机 94.1GW，燃机 12.74GW），境内风电 13.6GW，境内光伏 6.28GW，清 洁能源占比逐渐提升，响应低碳政策，火转绿快速发展。同时公司积极拓展海外市 场，运营新加坡大士能源，巴基斯坦也投资一家运营电站。 装机容量逐年增长，营业收入稳步提高。2020-2022 年公司控股装机量分别为 11335.7/11869.5/12722.8 万千瓦， 2020-2023H1 营业收入分别为 1694.39 /2046.05/2467.25/1260.32 亿元，同比变动-2.39%/20.75%/20.31%/7.84%。2022 年 受燃料价格高位运行、用电量增长不及预期等多重因素影响，公司火电机组利用小时数下降，发电量同比略有下降；预计未来经济逐步复苏，伴随社会用电需求不断 增长以及大批新能源装机的陆续投产，公司发电量及营业收入将快速提升。
21 年煤价高企境内业绩受制，22 年业绩减亏，23H1 扭亏为盈。公司主营业务 以火力发电为主，21-22年煤炭价格持续维持高位运行。23H1实现归母净利润63.08 亿元，同比增长 309.67%，环比扭亏为盈。归母净利润同比上升的主要原因，一是 境内燃煤价格同比下降和电量同比上涨的综合影响，二是公司新加坡业务利润同比 大幅增长。
煤价下行伴随电改落实，毛利率净利率持续向好。2021 年受燃煤燃气价格高企 影响，毛利率、净利率持续承压，2023 年煤价下行，毛利率、净利率持续向好，分 别提升至 12.04%、5.25%。我们预计未来伴随煤炭产量的提升、长协煤履约率的提 高以及进口低价煤的量增，综合入炉煤价降低，公司毛利率、净利率有望进一步提 高。 持续完善公司现代化治理体系，期间费用率逐年下降；围绕主营业务加大研发投入，研发费用率整体提高。20-23H1 管理费用率持续下降，分别为 2.92%、2.73%、 2.28%、2.13%。公司、融资能力、融资成本等方面优势突出，同时加强利息支出、 汇兑损益及手续费管理，20-23H1 财务费用率持续下降，分别为 5.21%、4.18%、 3.85%、3.49%。公司注重长期效益，围绕主营业务持续加大研发投入，20-22 年研 发费用分别为 6.68、13.25、16.08 亿元，研发费用率呈整体上升趋势。
国电电力：煤电联营控本优势明显
国电电力是国家能源集团旗下核心电力上市平台,主要经营业务为电力、热力 生产及销售,产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域,电厂分布在全国 28 个省、自治区、直辖市。截至 2022 年末，公司控股装机容量 97.38GW，其中火 电 71.84GW，占比 73.77%；水电 14.96GW，占比 15.36%；风电 7.46GW，占比 7.66%； 太阳能光伏 3.13GW，占比 3.21%。公司紧抓“双碳”战略机遇，加快推动转型升级， 优化产业结构，清洁能源占比逐渐提升，火转绿快速发展，加快建设具有全球竞争 力的世界一流电力公司进程。 装机容量与电价多方影响，营业收入整体波动上升。2020 年售电均价下降 13.99 元/兆瓦时，营业收入同比增速为-0.15%；2021 年装机容量由 88GW 大幅提升 至 99.8GW，发电量由 3774 亿千瓦时大幅提升至 4641 亿千瓦时，营业收入同比增速 为 16.55%；2022 年电力中长期交易平均上网电价增长，营业收入同比增速为 14.4%； 23Q1 装机容量同比下降（22 年转让部分火电资产所致），发电量同比下降 5.39%， 营业收入同比为-3.1%。我们认为随大批新能源装机的陆续投产，装机容量逐步提高，公司发电量及营业收入将稳步提升。
21 年煤价高企业绩亏损，22 年电改落实扭亏为盈。2021 年煤价高企，入炉标 煤单价同比增长 291.49 元/吨，涨幅 47.87%，新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损影 响，公司整体归母净利润为-19.68 亿元；2022 年电改落实煤电上网电价上涨，同时 公司依托国家能源集团获得中国神华的煤炭资源优势，公司长协煤覆盖率较高 ，实 现归母净利润为 27.47 亿元。我们预计未来煤价处于稳定区间，伴随大批装机的陆 续投产，公司归母净利润有望进一步提升。 21 年煤价高企毛利率净利率承压，22 年电改落实毛利率净利率趋稳。2021 年 受煤炭价格高企影响，火力发电燃料成本大幅增加，销售毛利率、净利率承压，分 别为 7.25%、-2.03%；22 年电价改革落实，公司平均上网电价增长 21.46%，销售毛 利率、净利率修复至 13.48%、3.56%；23Q1 销售毛利率、净利率趋于稳定，分别为 13.34%、5.20%。预计未来煤价处于稳定下行区间，伴随上年高价库存煤的出清， 公司销售毛利率、净利率有望进一步提高。
优化资产结构，财务费用率大幅下降；完善治理结构，管理费用率维持稳定； 注重降本增效，销售费用率维持低水平。为优化公司资产结构布局、提升公司资产 质量，2021 年转让所属七家煤电企业股权及资产，2022 年转让宁夏区域火电资产， 同时公司注重利息支出管理，财务费用率大幅下降，20-23Q1 财务费用率分别为 7.50%、4.72%、3.92%、3.83%；20-23Q1 管理费用率分别为 0.95%、1.04%、0.91%、 1.19%；20-23Q1 销售费用率分别为 0.16%、0.03%、0.02%、0.02%。
皖能电力：安徽区域火电龙头，业绩高增
皖能电力是安徽省属火电核心企业，主营业务为电力、节能及相关项目投资、 经营。截至 23Q1，公司控股装机容量 958 万千瓦，其中光伏装机 5 万千瓦，火电装 机 953 万千瓦，省内市占率 23%、位列第二;作为皖能集团旗下唯一电力上市主体， 公司参股集团优质火电资产神皖能源，增加近 500 万千瓦权益装机，22 年投资收益 6.6 亿元、占总投资收益的 76%。同时公司响应低碳政策，积极转型新能源，“十四 五”规划新能源装机容量目标为 400 万千瓦。
火电机组利用小时数提升，公司发电量逐年提升，营业收入实现快速稳定增长。 2020-2022 年公司火电机组利用小时数分别为 4201、4436、4840 小时，发电量分别 为 348.97、365.68、411.25 亿千瓦时，2020-2023Q1 营业收入分别为 167.52、 210.32、242.76 和 58.06 亿元，同比增速分别为 4.1%、25.55%、15.42%、-8.65%。 未来伴随深度调峰的逐步参与，火电机组利用小时数将略有下降，但公司 23 年预计 新增的 264 万千瓦火电装机以及调峰收益将保障营业收入的持续增长。
电价改革后度电收入提升，毛利率、净利率及归母净利润由负转正。为深入推 进电价市场化改革，安徽省发改委于 21 年年末全面实施电价市场化改革，基准电价 可最高上浮 20%形成上网电价，公司度电收入由 2021 年的 0.346 元/千瓦时大幅提 升至 2022 年的 0.4 元/千瓦时，但原材料成本占公司营业成本 50%以上，由于高煤 价的压制，毛利率、净利率均维持低速增长，2022 年分别为 0.9%、0.75%，23Q1 分 别为 4.55%、2.85%，22-23Q1 归母净利润分别为 4.25 和 1.26 亿元。未来预计伴随 煤炭产量的提升、长协煤政策的落实以及进口低价煤的量增，综合入炉煤价降低， 公司毛利率、净利率及归母净利润有望大幅度提高。 公司持续加强内部控制、完善管理制度，20-23Q1 期间费用率整体呈下降趋势。 21 年研发费用提高为深度调峰技术改造要求所致，21-22 年公司财务费用率提高为 发行有息债券所致。2022 年公司集中力量重点围绕生产难题、转型发展需要开展研 发活动，研发投入及研发人员数量同比下降，但研发人员构成中高学历人才占比提 升，降低研发费用的同时保持公司核心竞争力，支撑企业高质量发展和转型升级。 未来随着公司对宏观政策研究的加强以及融资渠道的进一步开拓，财务费用率有望 进一步降低，公司业绩有望进一步增长。
粤电力 A：广东火电龙头，海上风电持续建设
粤电力是广东最大省属发电企业，主营业务是电力项目的投资、建设和经营管 理，电力的生产和销售业务。截至 23Q1，公司控股装机容量 29.7GW，其中火电装机 26.94GW（煤机 20.55GW，燃机 6.39GW），风电装机 2.35GW，光伏装机 0.18GW，水电 装机 0.13GW，生物质发电装机 0.1GW。公司积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下 加快能源转型的发展大势，“十四五”期间初步计划新增新能源装机约 14 GW，其中 陆上风电约 1.6GW、海上风电约 2.8GW、光伏约 9.6GW。
控股装机快速增长，营业收入稳步提升。2020-2022 年公司控股装机量分别为 2161.2、2,822.92、2,969.62 万千瓦，发电量分别为 737.51、1198.69、1140.59 亿千瓦时，2020-2023Q1 营业收入分别为 283.29、441.67、526.61 和 130.46 亿元， 同比变动为-3.51%、31.44%、18.45%和 14.55%。2022 年受经济下行压力增大等影响， 广东省全社会用电需求整体与上年持平，公司火电机组利用小时数下降，预计未来 经济逐步复苏，伴随社会用电需求不断增长以及在建 1077.15 万千瓦装机的陆续投 产，公司发电量及营业收入将持续提升。 21-22 年煤价高企业绩承压，23Q1 扭亏为盈。公司主营业务以火力发电为主， 燃料成本在营业成本中占比 80%以上，21-22 年煤炭、天然气等燃料价格继续维持高 位运行，公司归母净利润分别为-31.48、-30.04 亿元。23 年煤价下行，公司燃料成 本随之降低，火电业绩持续修复，23Q1实现归母净利润0.88亿元，环比扭亏为盈。
毛利率净利率受煤价与电价改革多方影响波动变化，23Q1由负转正。2021年受 燃煤燃气价格高企影响，发电成本与上网电价严重倒挂，毛利率、净利率持续承压， 分别为-5.99%、-10.13%。2021 年 10 月国家发改委全面实施电价市场化改革，基准 电价可最高上浮 20%形成上网电价，22 年煤电度电收入由 0.388 大幅提升至 0.434 元/千瓦时，上游煤价成本压力合理向下游用电侧疏导，毛利率、净利率有所修复， 分别为-0.36%、-8.57%。23 年煤价下行，公司毛利率、净利率由负转正，分别为 7.58%、0.65%。我们预计未来伴随上年高价库存煤的出清、煤炭产量的提升、长协 煤政策的落实以及进口低价煤的量增，综合入炉煤价降低，公司毛利率、净利率有 望大幅度提高。
宝新能源：广东民营火电运营商，装机增势持续
宝新能源是广东民营电力企业龙头，逐步以“新能源电力+新金融投资”为双 核心业务。截至 2023Q1，公司火电规模 347 万千瓦，包括梅县地区 147 万千瓦（梅 县荷树园电厂#1-#6）、陆丰地区 200 万千瓦（陆丰甲湖湾电厂#1、#2 号），风电 4.8 万千瓦。在建火电 200 万千瓦（陆丰#3、#4）。金融业务稳定发展，发起设立的梅州客商银行 2022 年实现净利润 1.7 亿元，同比+155.7%，资管业务参股中广核汕尾海 上风电（持股 8.09%）、东方富海稳定发展，2022 年在火电承压形势下，实现归母净 利润 1.83 亿元，稳健发展。 营收增长稳定提升，受益装机规模和利用小时数提升。2018 年主要系经济向好， 社会用电需求旺盛，公司电力设备机组利用小时数增加；2019 年主要系广东陆丰甲 湖湾电厂一起#1、#2 投产，装机规模提升； 2021 年主要系高温天气、电煤价格高、 用电需求高情境下，公司积极参与保供工作，火电利用小时数提升（2021年5305小 时，2020 年为 3833 小时，同比提升 38.4%）。2022 年公司实现营收 94.15 亿元，同 比提升 0.05%，2023 年 H1 公司实现营收 49.97 亿元，同比增长 32.63%。
利润随煤价周期波动，23Q1 盈利高修复。2022 年由于煤价持续高企，公司利润 短期承压，归母净利润为1.83亿元，同比-77.8%，2023年随动力煤价格中枢下降， 公司燃料成本随之降低，火电业绩持续修复，2023H1 公司实现归母净利润 3.14 亿 元，同比+3359.4%，鉴于 Q1 电厂内还存有部分库存高价煤，我们预计公司全年利润 显著提升。 毛利率净利率受煤价影响波动变化，2023Q1 转好。火电板块收入贡献公司主要 业绩，2021-22 年电力相关原材料（煤炭）成本分别占公司营业成本的 83.4%和 84.78%，21 年-22 年煤炭价格走高致毛利率显著下降，毛利率由 2020 年 41.99%下 降到 2022 年 5.42%，净利率由 2020 年 25.39%下降到 2022 年 1.95%。2023 年 Q1 伴 随煤炭产量提升+长协煤政策落实+进口低价煤量增，入厂煤价格降低，公司毛利率 趋稳，2023H1 公司实现毛利率 9.09%，实现净利率 6.28%。
浙能电力：浙江省属火电企业，高负荷保障利用小时数
浙能电力是浙江省内规模最大的火力发电企业，主营业务为火电、气电、核电、 热电联产、综合能源等业务。截至 2022 年底，公司控股装机容量 30.85GW，其中火 电 30.64GW（煤机 26.95GW，燃机 3.69GW），光伏 0.17GW，管理及控股装机容量约占 省统调火电装机容量的一半左右。公司深度布局核电领域，参股中国核电、秦山核 电、国核浙能等。2022 年收购上市公司中来股份（维权），切入新能源新赛道。
在建项目规模可观，营业收入稳中向好。2020-2023Q1 营业收入分别为 516.84、 710.73、801.95和176.49亿元，同比增速分别为-4.94%、37.51%、12.83%和-3.64%。 截至 2022 年底，公司主要在建项目乐清三期 2 台 100 万千瓦级高效超超临界燃煤机 组（5、6 号机组）预计于 23 年投产，六横二期 2 台 100 万千瓦级超超临界二次再 热高效机组的首台机组预计于 24 年底建成投产。随着装机容量逐步提高，公司营业 收入有望提升。 参股核电投资收益可观，21-22 年煤价高企业绩持续亏损，23 年扭亏为盈。 2020-23Q1 归母净利润分别为 60.86、-8.55、-18.22 和 10.11 亿元，销售毛利率分 别为14.58%、-2.11%、-3.95%和4.31%，销售净利率分别为12.91%、-2.81%、-4.49% 和 6.01%。21-22 年公司归母净利润、销售毛利率和净利率为负主要系煤炭、天然气 等燃料价格持续高位运行所致。预计随着煤炭产量的提升、长协煤履约率提高，公 司归母净利润有望提升。
优化治理结构，管理费用率整体下降；统筹资金管理，财务费用率管理波动下 降。20-23Q1 年管理费用率分别为 2.77%、2.22%、2.06%和 2.12%；20-23Q1 年财务 费用率分别为 1.89%、1.36%、1.59%和 1.70%，22-23Q1 财务费用率上升主要系在建 项目增加，融资规模上升，利息支出增加所致。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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