火電行業(yè)市場(chǎng)分析

火電行業(yè)市場(chǎng)分析一、行業(yè)概述：至暗已過，2023Q1火電盈利全面修復(fù)1.1成本拆解：業(yè)績(jī)對(duì)燃料成本高度敏感，火電盈利彈性較強(qiáng)燃料成本變化系火電業(yè)績(jī)波動(dòng)核心?；痣娖髽I(yè)盈利取決于上網(wǎng)電價(jià)、煤價(jià)、利用小時(shí)數(shù)等因素。其中，上網(wǎng)電價(jià)和利用小時(shí)數(shù)為影響火電企業(yè)營(yíng)業(yè)收入的關(guān)鍵因素，煤價(jià)為影響營(yíng)業(yè)成本的關(guān)鍵因素。在我們選取的8家頭部火電樣本企業(yè)中，2022年火電燃料成本占比營(yíng)業(yè)成本平均達(dá)73%。其中，浙能電力、粵電力、建投能源、華電國(guó)際、華能國(guó)際燃料成本占比高達(dá)83%、82%、80%、78%、71%。由此可見，在上網(wǎng)電價(jià)、利用小時(shí)數(shù)不大幅波動(dòng)情況下，燃料成本價(jià)格為影響火電業(yè)績(jī)的核心因素。受益于成本端穩(wěn)步改善，火電企業(yè)盈利上行彈性凸顯。我們選取8家樣本公司針對(duì)煤價(jià)做火電業(yè)績(jī)彈性測(cè)算。核心假設(shè)：1）各運(yùn)營(yíng)商發(fā)電量參考其2022年年報(bào)披露火電發(fā)電量；2）度電煤耗為300克/千瓦時(shí)；3）入爐標(biāo)煤?jiǎn)挝贿\(yùn)費(fèi)及港雜費(fèi)用為100元/噸；4）稅率為13%；5）期間度電成本（剔除燃料成本）依據(jù)發(fā)電量大小取0.11-0.15元/度不等。在假設(shè)基準(zhǔn)條件下可以看出，當(dāng)煤價(jià)達(dá)到1000元/噸時(shí)，所有樣本企業(yè)火電業(yè)務(wù)面臨虧損。截至6月6日，秦皇島港動(dòng)力煤Q5500市場(chǎng)價(jià)為795元/噸。若現(xiàn)貨煤價(jià)從該價(jià)格基礎(chǔ)上再下降100元/噸，樣本發(fā)電企業(yè)凈利率預(yù)計(jì)變動(dòng)分別為：建投能源+7.1pct、粵電力A+7.0pct、華電國(guó)際+6.9pct、國(guó)電電力+6.7pct、浙能電力+6.4pct、大唐發(fā)電+6.1pct、華能國(guó)際+5.7pct、皖能電力+5.7pct，盈利彈性較大。1.2盈利趨勢(shì)：近年煤價(jià)上行，行業(yè)普遍虧損，2023Q1已全面回暖過去兩年煤價(jià)高升，火電行業(yè)普遍虧損。2021-2022年，受煤炭需求增加、國(guó)際煤進(jìn)口下滑等因素影響，煤炭市場(chǎng)供需始終處于緊平衡狀態(tài)，國(guó)內(nèi)動(dòng)力煤價(jià)格上浮顯著，全年高位運(yùn)行。2021年秦皇島港5500卡動(dòng)力煤全年均價(jià)為857元/噸，較2020年上浮50%。2022年全年均價(jià)達(dá)1220元/噸，較2021年高基數(shù)基礎(chǔ)上再上浮42%。成本端，煤電行業(yè)因燃料漲價(jià)成本大幅增加，而收入端，受到“計(jì)劃電”掣肘增速不及成本，全行業(yè)凈利潤(rùn)下滑，普遍出現(xiàn)虧損，龍頭火電企業(yè)經(jīng)營(yíng)形勢(shì)嚴(yán)峻。年初以來我國(guó)煤價(jià)持續(xù)下行，Q1已現(xiàn)業(yè)績(jī)拐點(diǎn)。截至2023年6月9日，秦皇島港動(dòng)力末煤平倉(cāng)價(jià)775元/噸，較2022年高點(diǎn)大幅下降53.4%，2023Q1火電企業(yè)經(jīng)營(yíng)困難已得到全面緩解，當(dāng)前盈利能力有所修復(fù)。2023Q1申萬火力發(fā)電板塊整體實(shí)現(xiàn)營(yíng)業(yè)收入3030億元，同比提升2.6%，實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤(rùn)91億元，同比提升516%。全行業(yè)2023Q1銷售凈利潤(rùn)由負(fù)轉(zhuǎn)正，較2022全年提升4pct，銷售毛利率提升3.3pct。進(jìn)一步看，一般而言，發(fā)電企業(yè)燃料成本下降較煤價(jià)下跌有一定滯后期，且一季度火電公司仍在消化部分2022年高價(jià)庫(kù)存煤。我們預(yù)計(jì)發(fā)電企業(yè)在Q1消化完高價(jià)庫(kù)存煤后，Q2利潤(rùn)望持續(xù)釋放。二、多重催化下，火電企業(yè)Q2有望釋放業(yè)績(jī)彈性2.1成本端：煤價(jià)持續(xù)下探，火電盈利韌性增強(qiáng)2.1.1多重因素疊加，煤價(jià)中樞繼續(xù)下行煤炭核增進(jìn)度加速，新增產(chǎn)能相對(duì)充沛。在保供穩(wěn)價(jià)政策的持續(xù)推動(dòng)下，2022年煤炭產(chǎn)能核增進(jìn)度明顯加快，優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能持續(xù)釋放，全國(guó)產(chǎn)煤約45.0億噸，同增9.0%。2023年以來，我國(guó)煤炭產(chǎn)能在2022年高基數(shù)下維持增長(zhǎng)，1-4月全國(guó)產(chǎn)煤15.3億噸，同比提升4.8%，創(chuàng)近年同期新高。全年產(chǎn)能目標(biāo)來看，山西、內(nèi)蒙古、陜西三大產(chǎn)煤省區(qū)公布2023年目標(biāo)產(chǎn)煤13.7/12.5/7.5噸，同比增長(zhǎng)4.4%/6.5%/0.5%。煤炭資訊網(wǎng)預(yù)計(jì)2023年我國(guó)煤炭產(chǎn)量將達(dá)到47.5億噸，同比增加2.5億噸，增長(zhǎng)5.6%。近兩年在保供政策和大型技改推動(dòng)下，我國(guó)煤炭新增產(chǎn)能較多，當(dāng)前供給充沛。政策利好疊加國(guó)際煤價(jià)下降，進(jìn)口量大幅增加。2022年以來，為應(yīng)對(duì)煤價(jià)持續(xù)上漲，國(guó)家陸續(xù)出臺(tái)應(yīng)對(duì)舉措，支持國(guó)內(nèi)煤炭安全穩(wěn)定供應(yīng)。2022年4月，財(cái)政部規(guī)定自2022年5月1日至2023年3月31日，原本實(shí)施3%、5%或6%最惠國(guó)稅率的進(jìn)口煤炭，均實(shí)施稅率為零的進(jìn)口暫定稅率。2023年3月財(cái)政部發(fā)文決定延長(zhǎng)煤炭零進(jìn)口暫定稅率實(shí)施期限至2023年12月31日，政策續(xù)期進(jìn)一步促進(jìn)進(jìn)口資源補(bǔ)充國(guó)內(nèi)煤炭供應(yīng)。與此同時(shí)，2023年3月，我國(guó)結(jié)束自2020年底開始的澳煤“禁令”，由于進(jìn)口煤具備價(jià)格優(yōu)勢(shì)，我國(guó)進(jìn)口煤拿貨積極性較高。國(guó)家統(tǒng)計(jì)局統(tǒng)計(jì)，2023年1-4月我國(guó)累計(jì)進(jìn)口煤炭1.42億噸，同比增速89%，相較往年同期進(jìn)口量顯著提升。政策利好疊加國(guó)際煤價(jià)優(yōu)勢(shì)，我國(guó)煤炭進(jìn)口量2月以來達(dá)到近年來最高值，持續(xù)對(duì)國(guó)內(nèi)煤炭?jī)r(jià)格造成下行沖擊。存煤量維持高位，抑制煤價(jià)上行。我國(guó)動(dòng)力煤庫(kù)存自2023年初來持續(xù)攀升，當(dāng)前維持近年高位狀態(tài)。截至2023年5月底，CCTD主流港口煤炭庫(kù)存達(dá)35783萬噸，同比上升33%，環(huán)比4月上升37%。沿海八省庫(kù)存超3600萬噸，內(nèi)地17省庫(kù)存逾8300萬噸，港口近期庫(kù)存高位達(dá)3046萬噸，我們預(yù)計(jì)較高的庫(kù)存堆積水平將削減煤炭采購(gòu)動(dòng)力，持續(xù)壓制煤價(jià)。2.1.2長(zhǎng)協(xié)煤履約率提升，盈利韌性增強(qiáng)政策加碼，我國(guó)長(zhǎng)協(xié)煤保障力度進(jìn)一步加強(qiáng)。2022年12月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《2023年電煤中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作方案》，本次工作方案相較2022年《工作方案》在保供、保價(jià)、長(zhǎng)協(xié)履約率、履約監(jiān)管方面提出更嚴(yán)格要求。供需方面：供應(yīng)范圍擴(kuò)大，需求范圍縮減。1.供應(yīng)范圍擴(kuò)大：新《方案》規(guī)定所有在產(chǎn)煤炭生產(chǎn)企業(yè)均可參與中長(zhǎng)協(xié)供應(yīng)，2022年參與長(zhǎng)協(xié)合同保供僅為年產(chǎn)30萬噸及以上煤炭生產(chǎn)企業(yè)。2.需求范圍縮減：原有儲(chǔ)備基地和化肥生產(chǎn)企業(yè)不再享受中長(zhǎng)協(xié)煤炭供應(yīng)，轉(zhuǎn)向服務(wù)發(fā)電和供暖煤企業(yè)提供服務(wù)。價(jià)格方面：長(zhǎng)協(xié)煤基準(zhǔn)價(jià)下調(diào)。新《方案》對(duì)煤電價(jià)格成本的有效疏導(dǎo)給予政策支撐，重新核定基準(zhǔn)價(jià)。價(jià)格按照“基準(zhǔn)價(jià)+浮動(dòng)價(jià)”原則簽訂，下水煤合同基準(zhǔn)價(jià)按5500大卡動(dòng)力煤675元/噸執(zhí)行（2022年的700元/噸），浮動(dòng)價(jià)實(shí)行月度調(diào)整。履約率方面：中長(zhǎng)期合同全覆蓋?！斗桨浮访鞔_，合同雙方需按確定的月度履約量足額履約，確有特殊原因、存在困難的，經(jīng)雙方協(xié)商一致可在月度之間適當(dāng)調(diào)劑，但季度、全年履約量必須達(dá)到100%，2023年發(fā)電和供熱用煤將實(shí)施中長(zhǎng)期合同全覆蓋，而2022年規(guī)定為單筆合同月度履約率不低于80%、季度和年度履約率不低于90%。監(jiān)管力度方面：懲戒措施操作性加強(qiáng)。新《方案》履約率監(jiān)管更加嚴(yán)格，違約懲戒措施操作性更強(qiáng)?！斗桨浮芬蠛贤p方必須按照確定的月度履約量進(jìn)行履約。未履行長(zhǎng)協(xié)合同的違約企業(yè)，不僅對(duì)其通報(bào)約談、督促簽約，且對(duì)煤礦在新核準(zhǔn)項(xiàng)目、新核增產(chǎn)能、鐵路運(yùn)力和金融支持等方面予以限制。作為保供煤礦的，調(diào)出保供名單，取消有關(guān)政策支持。對(duì)發(fā)電企業(yè)欠量資源后續(xù)補(bǔ)簽按市場(chǎng)煤合同對(duì)待，不再享受電煤長(zhǎng)協(xié)價(jià)格和運(yùn)力保障。長(zhǎng)協(xié)煤履約率有望進(jìn)一步提升，穩(wěn)定火電盈利韌性。我們認(rèn)為2023年煤炭長(zhǎng)協(xié)履約率提升有兩大核心驅(qū)動(dòng)力。1.《2023年電煤中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作方案》對(duì)規(guī)范煤企簽約、執(zhí)行長(zhǎng)協(xié)起到重要作用。政策支持和監(jiān)管趨嚴(yán)背景下，煤企違約成本上升，提升履約率將成為煤企的重要工作。2.煤價(jià)持續(xù)下行致使長(zhǎng)協(xié)煤與現(xiàn)貨煤價(jià)價(jià)差逐步收窄，煤企長(zhǎng)協(xié)煤履約積極性望提升。長(zhǎng)協(xié)煤履約率提升疊加長(zhǎng)協(xié)煤基準(zhǔn)價(jià)下降，2023年火電企業(yè)利潤(rùn)體量、經(jīng)營(yíng)韌性有望大幅改善。2.2銷售端：電改如火如荼，火電盈利空間走擴(kuò)2.2.1量：全社會(huì)用電需求持續(xù)提升，收益結(jié)構(gòu)望多元化一、全社會(huì)用電需求持續(xù)提升，短期內(nèi)火電仍為能源壓艙石短期看，高溫來襲，夏季用電負(fù)荷預(yù)計(jì)增幅較大。根據(jù)國(guó)家氣候中心，今年以來全國(guó)平均氣溫較常年同期偏高，3月上旬、4月中旬，平均氣溫為1961年以來歷史同期最高，河南南部、安徽西部、江西西北部、湖南北部等地區(qū)平均氣溫偏高2℃；5月份，全國(guó)共有446個(gè)國(guó)家氣象站日最高氣溫達(dá)到或突破5月歷史極值。中電聯(lián)預(yù)測(cè)，部分省份或出現(xiàn)階段性高溫?zé)崂?，在高峰時(shí)段可能出現(xiàn)用電緊張。2023年全國(guó)最高用電負(fù)荷13.7億千瓦左右，同增6%，最高用電負(fù)荷可能比2022年增加近1億千瓦，全國(guó)電力供需總體緊平衡。我們預(yù)計(jì)今年在水電出力偏弱形勢(shì)下，火電仍將發(fā)揮能源安全壓艙石作用，穩(wěn)定出力，需求保持強(qiáng)度。中長(zhǎng)期看，終端用能電氣化驅(qū)動(dòng)電力需求增長(zhǎng)，新興產(chǎn)業(yè)用電量快速增長(zhǎng)。國(guó)家“雙碳”目標(biāo)加速終端用能電氣化水平。全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預(yù)測(cè)，到2030年，我國(guó)數(shù)據(jù)中心、5G基站年用電量將分別超過3400億、1800億千瓦時(shí)，高技術(shù)及裝備制造業(yè)用電需求年均增速將達(dá)到9%以上。建筑、鋼鐵、新能源汽車將帶來15000、5300、1300億千瓦時(shí)新增電能以替代散燒煤、燃油供能。全社會(huì)用電總量預(yù)計(jì)平穩(wěn)增長(zhǎng)，火電仍需發(fā)揮壓艙石作用。我國(guó)過去10年全社會(huì)用電量穩(wěn)步增長(zhǎng)，CAGR達(dá)5.7%。截至2022年，全社會(huì)用電量8.6萬億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)3.9%。全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織組織預(yù)測(cè)，“十四五”期間，我國(guó)用電量年均增速約4.2%，2025年全社會(huì)用電量將增長(zhǎng)至9.2萬億。“十五五”期間，我國(guó)用電量增速CAGR約為3%，2030年全社會(huì)用電量預(yù)計(jì)達(dá)10.7萬億千瓦時(shí)。根據(jù)我國(guó)裝機(jī)結(jié)構(gòu)預(yù)測(cè)，煤電裝機(jī)將于2025年達(dá)到峰值11億千瓦，2030年前，火電仍是我國(guó)能源裝機(jī)結(jié)構(gòu)中最主要的構(gòu)成，預(yù)計(jì)容量占比28%（風(fēng)電、光伏占比21%、27%）。我們認(rèn)為新能源大幅接入情況下，電網(wǎng)消納或仍有較大壓力，火電機(jī)組參與調(diào)節(jié)為必要手段，仍需發(fā)揮壓艙石作用實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定出力，中長(zhǎng)期用電需求仍大。二、靈活性改造+容量電價(jià)機(jī)制拓寬收入渠道，收益模式迎變革靈活性改造加強(qiáng)機(jī)組調(diào)峰能力，獲取調(diào)峰補(bǔ)償煤電機(jī)組靈活性改造為我國(guó)電力系統(tǒng)靈活性提升的工作重點(diǎn)。從我國(guó)電力系統(tǒng)發(fā)展現(xiàn)狀看，靈活性不足制約新能源消納的問題尚未得到根本性解決。根據(jù)電力圓桌項(xiàng)目課題組發(fā)布的《電力系統(tǒng)靈活性提升:技術(shù)路徑、經(jīng)濟(jì)性與政策建議》，基于電力系統(tǒng)靈活性提升技術(shù)思路和經(jīng)濟(jì)性分析，“十四五”時(shí)期，電力系統(tǒng)靈活性提升主要依靠煤電靈活性改造、新建抽水蓄能等資源。由于抽水蓄能電站建設(shè)周期一般為6-8年，推進(jìn)煤電機(jī)組靈活性改造為“十四五”時(shí)期重點(diǎn)，至“十六五”時(shí)期亦是最主要的靈活性資源。煤電機(jī)組靈活性改造幫助煤電定位轉(zhuǎn)型，參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，由電量型電源向電力型電源轉(zhuǎn)變，獲得調(diào)峰補(bǔ)償收益。靈活性改造投資成本相對(duì)較低。經(jīng)過靈活性改造后的煤電提供靈活性的成本主要包括靈活性改造投資成本、實(shí)際運(yùn)行中產(chǎn)生的可變成本增量、機(jī)組的加速折舊和部件磨損、更換成本增量以及由于損失部分發(fā)電收益產(chǎn)生的機(jī)會(huì)成本。30萬千瓦和60萬千瓦純凝汽機(jī)組最小穩(wěn)定出力由50%降至30%，單位千瓦靈活性調(diào)節(jié)容量成本為625元/千瓦；對(duì)于30~60萬千瓦的大型熱電廠，按熱電解耦后機(jī)組供熱工況下最小出力由80%降為50%折算，提升供給向下靈活性空間的改造成本為444元/千瓦。煤電靈活性改造中，煤電及燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)成本投入較燃?xì)怆姀S、抽水蓄能、儲(chǔ)能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段具備顯著優(yōu)勢(shì)。輔助服務(wù)市場(chǎng)逐步完善，調(diào)峰補(bǔ)償收益較國(guó)際仍有上行空間。近年來全國(guó)多數(shù)省為滿足新能源消納要求，加大力度完善輔助服務(wù)市場(chǎng)以及對(duì)靈活調(diào)節(jié)電源的補(bǔ)償。2022年底，我國(guó)電力輔助服務(wù)實(shí)現(xiàn)了6大區(qū)域、33個(gè)省區(qū)電網(wǎng)的全覆蓋，統(tǒng)一的輔助服務(wù)規(guī)則體系基本形成，全年煤電企業(yè)因輔助服務(wù)獲得補(bǔ)償收益約320億元。但總體來看，我國(guó)輔助服務(wù)補(bǔ)償水平仍然偏低，2018年全國(guó)輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用占上網(wǎng)電費(fèi)總額的0.83%，遠(yuǎn)低于美國(guó)PJM市場(chǎng)的2.5%、英國(guó)的8%?；诨痣妭溆萌萘恳饬x重大，補(bǔ)償機(jī)制有望逐步完善，我們認(rèn)為未來補(bǔ)償收益仍有較大提升空間。容量電價(jià)保障燃煤機(jī)組合理收益。長(zhǎng)期來看，容量市場(chǎng)是成熟電力市場(chǎng)的標(biāo)配。容量市場(chǎng)作為一種經(jīng)濟(jì)激勵(lì)機(jī)制，能使機(jī)組獲得電能量和輔助服務(wù)市場(chǎng)以外的穩(wěn)定收入，以此鼓勵(lì)存量機(jī)組留存、新建機(jī)組投資，使電力系統(tǒng)在面對(duì)高峰負(fù)荷時(shí)有足夠發(fā)電容量冗余?！秶?guó)家發(fā)展改革委國(guó)家能源局關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》中提出，因地制宜建立發(fā)電容量成本回收機(jī)制，引導(dǎo)各地區(qū)根據(jù)實(shí)際情況，探索容量補(bǔ)償機(jī)制、容量市場(chǎng)、稀缺電價(jià)等多種方式，保障電源固定成本回收和長(zhǎng)期電力供應(yīng)安全。當(dāng)前，我國(guó)容量電價(jià)政策尚處于摸索階段，少部分區(qū)域如山東、云南已出臺(tái)容量補(bǔ)貼相關(guān)政策。中長(zhǎng)期來看，新型電力系統(tǒng)加碼建設(shè)下，其他省市容量電價(jià)有望陸續(xù)出臺(tái)，增厚火電企業(yè)收益。2.2.2價(jià):電改政策頻出，電價(jià)傳導(dǎo)機(jī)制逐步理順短期看，電改下電力價(jià)格浮動(dòng)區(qū)間走擴(kuò)。2023年各地年度協(xié)議電價(jià)均較基準(zhǔn)價(jià)有明顯上浮，多區(qū)域接近頂格上浮，電改下電價(jià)浮動(dòng)區(qū)間走擴(kuò)。以用電大省江蘇、廣東為例，2023年江蘇電力市場(chǎng)年度雙邊交易加權(quán)均價(jià)467元/兆瓦時(shí)，與燃煤基準(zhǔn)價(jià)391元/兆瓦時(shí)相比上浮19%，廣東省電力市場(chǎng)年度雙邊交易加權(quán)價(jià)為554元/兆瓦時(shí)，較基準(zhǔn)價(jià)上浮20%。多省代理購(gòu)電價(jià)格保持較高水平。從各省電網(wǎng)代理購(gòu)電價(jià)格來看，多數(shù)省份代理購(gòu)電價(jià)格顯著超過燃煤基準(zhǔn)價(jià)。以發(fā)達(dá)區(qū)域廣東、江蘇、上海舉例，2023年5月代理購(gòu)電價(jià)格較基準(zhǔn)價(jià)上浮26.1%、20.6%、40.5%。此外，代理購(gòu)電價(jià)格持續(xù)呈現(xiàn)同比上浮趨勢(shì)。2023年5月有23個(gè)省代理購(gòu)電價(jià)格同比上漲，所有省市平均同比上漲7.8%，2023年1-5月以來，電價(jià)延續(xù)上行趨勢(shì)。長(zhǎng)期看，電力改革持續(xù)深化，助推電價(jià)順暢傳導(dǎo)。“雙碳目標(biāo)”頂層設(shè)計(jì)下，近年我國(guó)電力市場(chǎng)改革政策頻出。2019年國(guó)務(wù)院常務(wù)會(huì)議決定取消煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制，將現(xiàn)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場(chǎng)化機(jī)制，意味著我國(guó)告別實(shí)行15年的煤電聯(lián)動(dòng)機(jī)制，將過去執(zhí)行“政府定價(jià)”的計(jì)劃交易轉(zhuǎn)為雙方“協(xié)商定價(jià)”的市場(chǎng)化交易。2021年3月國(guó)家電網(wǎng)提出“著力疏導(dǎo)能源供應(yīng)側(cè)成本上升與需求側(cè)成本較低的矛盾”，明示用電端成本未來將要進(jìn)入上行通道，打破過去電價(jià)“只能下不能上”的政策導(dǎo)向。2021年6月，國(guó)家發(fā)改委在中國(guó)政府網(wǎng)提出我國(guó)“下一步要完善居民階梯電價(jià)制度，使電力價(jià)格更好地反映供電成本”。受《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》、《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》、《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》等政策推進(jìn)，我國(guó)電力市場(chǎng)化改革持續(xù)深化，各省陸續(xù)出臺(tái)落實(shí)文件，我國(guó)電力市場(chǎng)迎來重大變革。我們預(yù)計(jì)未來電價(jià)機(jī)制傳導(dǎo)將更加順暢，進(jìn)一步推動(dòng)火電上網(wǎng)價(jià)格波動(dòng)區(qū)間擴(kuò)張，穩(wěn)定火電盈利性。三、齊頭并進(jìn)能源轉(zhuǎn)型，拉動(dòng)第二成長(zhǎng)曲線3.1積極布局綠電轉(zhuǎn)型，風(fēng)光將成為裝機(jī)主體能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型為重要國(guó)家戰(zhàn)略，風(fēng)光裝機(jī)高速增長(zhǎng)。十八大以來，我國(guó)積極推動(dòng)能源供給革命，深化能源供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，優(yōu)先發(fā)展可再生能源。以火電裝機(jī)為主力的“五大四小”發(fā)電集團(tuán)作為電力行業(yè)主力軍，開始加速布局清潔化轉(zhuǎn)型，風(fēng)光裝機(jī)量占比迅速提升。2011-2021年，三峽集團(tuán)、華潤(rùn)電力、中國(guó)廣核集團(tuán)、中國(guó)華電集團(tuán)、國(guó)投電力、中國(guó)華能集團(tuán)、國(guó)家能源投資集團(tuán)風(fēng)光裝機(jī)量CAGR達(dá)37.2%、28.6%、28.0%、24.7%、21.7%、18.1%、17.2%，截至2021年，我國(guó)大型發(fā)電集團(tuán)風(fēng)光裝機(jī)占比已普遍在15-40%左右?！笆奈濉毖b機(jī)目標(biāo)指引下，電力系統(tǒng)風(fēng)、光將成裝機(jī)主體。在“十二五”、“十三五”風(fēng)光裝機(jī)高速增長(zhǎng)下，2020-2021年間，各大發(fā)電集團(tuán)陸續(xù)發(fā)布“十四五”裝機(jī)規(guī)劃，彰顯實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和雄心。以華能集團(tuán)為例，華能集團(tuán)目標(biāo)于2025年實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，“十四五”期間目標(biāo)新增新能源裝機(jī)8000萬千瓦以上，為現(xiàn)有風(fēng)光裝機(jī)量的兩倍（截至2021年風(fēng)光裝機(jī)僅為3829萬千瓦）。此外，華能集團(tuán)、大唐集團(tuán)、國(guó)家電力投資集團(tuán)、華電集團(tuán)、華潤(rùn)電力等均提出2025年清潔能源裝機(jī)達(dá)到50%以上。這意味著“十五五”開始，我國(guó)大型發(fā)電集團(tuán)火電裝機(jī)占比將下滑至50%以下，成為以風(fēng)、光、水電等清潔能源裝機(jī)為主體的發(fā)電主體。上市主體積極落實(shí)裝機(jī)規(guī)劃，綠電拉動(dòng)盈利第二成長(zhǎng)曲線。伴隨集團(tuán)整體裝機(jī)規(guī)劃設(shè)立，發(fā)電集團(tuán)旗下上市公司積極推進(jìn)新能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程，頒布“十四五”裝機(jī)目標(biāo)。從裝機(jī)口徑看，截至2022年，上海電力、中國(guó)電力、國(guó)電電力、華能國(guó)際、大唐發(fā)電、長(zhǎng)源電力風(fēng)光占比已達(dá)39%、33%、18%、16%、12%、6%，2017-2022年風(fēng)電及光電裝機(jī)容量CAGR達(dá)23%、44%、10%、24%、21%、42%。從利潤(rùn)口徑看，火電行業(yè)因其周期性屬性盈利波動(dòng)較大。近兩年來因煤價(jià)高升，火電行業(yè)盈利微薄，甚至陷入虧損。相較而言，綠電運(yùn)營(yíng)模式具備較強(qiáng)業(yè)績(jī)確定性，收益率穩(wěn)定。在近兩年煤價(jià)高位形勢(shì)下，綠電成為運(yùn)營(yíng)商盈利重要組成部分，部分沖抵了火電業(yè)務(wù)的虧損壓力，成為拉動(dòng)火電企業(yè)利潤(rùn)的第二成長(zhǎng)曲線。3.2綠電運(yùn)營(yíng)現(xiàn)金流望大幅改善，投資收益率持續(xù)提升光伏、海陸風(fēng)電全面進(jìn)入平價(jià)時(shí)代，經(jīng)營(yíng)性現(xiàn)金流有望改善。2021年6月國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，規(guī)定2021年起新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目和新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電項(xiàng)目中央財(cái)政不再補(bǔ)貼，實(shí)行平價(jià)上網(wǎng)；中央財(cái)政明確2022年起不再對(duì)新建海上風(fēng)電項(xiàng)目進(jìn)行補(bǔ)貼。當(dāng)前光伏、風(fēng)電新增裝機(jī)將主要由項(xiàng)目自身的經(jīng)濟(jì)性而非外部補(bǔ)貼驅(qū)動(dòng)，風(fēng)光項(xiàng)目已具備自主造血能力。發(fā)電企業(yè)將擺脫補(bǔ)貼依賴，加快結(jié)算周期，依托純商業(yè)化運(yùn)營(yíng)的模式大幅改善其經(jīng)營(yíng)性現(xiàn)金流，支持后續(xù)裝機(jī)規(guī)模擴(kuò)充。光伏平準(zhǔn)發(fā)電成本未來預(yù)計(jì)持續(xù)走低，電站運(yùn)營(yíng)收益率望提升。根據(jù)中國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展協(xié)會(huì)，2022年全國(guó)硅片產(chǎn)量約為357GW，同比增長(zhǎng)58%，預(yù)計(jì)2023年全國(guó)硅