新型电力系统下火电支撑性电源价值重估，容量电价变革火电电价机制

盈利预测与估值 2021A 2022E 2023E 2024E 营业总收入（百万元）同比 104,422 12%-4,965-212%-0.50----- 113,941 9%353 107%0.04 156.76 127,943 12%3,873 998%0.39 14.27 138,780 8%4,287 11%0.43 12.89 归属母公司净利润（百万元）同比 每股收益-最新股本摊薄（元/股） 新型电力系统下火电功能转型，估值有望重塑：新型电力系统下火电作为不受天气影响的稳定能源，“压舱石”作用凸显。2020年以来电荒事件频发，风电光伏的高速发展对电网提出了越来越高的要求，对电力系统的多能互补也提出了更高的要求。碳中和进程中“电荒现象”频发，局部区域的电力供需不平衡的矛盾将长期存在，而火储联动的灵活性能源是解决矛盾的关键。市场须重新认识新型电力系统下火电的支撑性电源地位，新型的电力系统应当是“火-储-风光”一体化的多能互补的电力系统，多能互补体现在当风光无法出力的时候，火+储应当补上，使得电力系统维持电源供应的动态平衡，而火电因其低成本、不受天气影响的稳定特质在新型电力系统中也正在发挥着越来越重要的作用，估值也应当得到重塑。 容量电价+市场化电价变革火电盈利新模式：2022年以来山东、贵州等地陆续推出火电容量电价试点，为火电参与深度调峰调频提供了盈利性来源。目前我国电力市场化改革中对提供灵活性调节性服务电源的激励机制尚不完善，而传统管理机制下煤电机组缺乏动力主动提供调峰调频服务。由于煤电灵活性改造在技术层面不存在障碍，因而主要是机制未理顺的原因。 公司：以火电+抽蓄为主业，参股新能源发电+煤炭：新型电力系统下，公司以火电+抽蓄为基本盘，参股新能源获成长性收益，参股煤炭享煤电一体化低成本，价值凸显。公司以充当电力系统的压舱石的火电和抽蓄为主业，2021年公司剥离风电光伏发电项目，注入华电新能，参股华电新能31%，享受投资收益。我们认为火电行业逐渐从周期属性走向公用事业属性，估值有待重估；抽蓄新型电力系统重要的储能资产，叠加较高的增速，应当给予成长性估值；参股华电新能，一方面不需要投入大量的资本开支，保证了良好的现金流和资产运营状况，另一方面也能享受到新能源发电成长性的投资收益。 盈利预测与投资评级：我们预计2022-2024年公司实现营业收入1139.41亿元、1279.43亿元、1387.80亿元，同比增长9.1%、12.3%、8.5%；实现归母净利润3.53亿元、38.73亿元、42.87亿元。我们看好新型电力系统下火电的基础能源地位，叠加容量电价政策利好火电行业，因此首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：政策风险，煤炭价格波动风险；宏观经济风险等。 1.新型电力系统下火电功能转型，估值有望重塑 市场须重新认识新型电力系统下火电的支撑性电源地位。深刻理解新型电力系统是“源网荷储一体化”的电力系统，电源侧从传统火电向风电光伏为主的发展过程中，由于风、光受到天气影响非常大，发电的连续性无法保证；用电侧随着电动车、智能家居、屋顶光伏、家用储能等设备的广泛运用，终端负荷多元化趋势显著；电源侧和用电侧的重大变化均对电网造成了巨大的冲击和负荷。随着今年二季度四川干旱事件出现，市场逐渐意识到在储能技术无法大规模商业运用的很长时间，火电的深度调峰价值凸显，新型的电力系统应当是“火-储-风光”一体化的多能互补的电力系统，多能互补体现在当风光无法出力的时候，火+储应当补上，使得电力系统维持电源供应的动态平衡，而火电因其低成本、不受天气影响的稳定特质在新型电力系统中也正在发挥着越来越重要的作用，估值也应当得到重塑。 1.1.电荒现象频发，灵活性电源至关重要 新型电力系统下火电作为不受天气影响的稳定能源，“压舱石”作用凸显。2020年以来电荒事件频发，风电光伏的高速发展对电网提出了越来越高的要求，对电力系统的多能互补也提出了更高的要求。我们梳理了自2020年以来的三轮电荒事件：2020年年底多省份限电、2021年夏季主动拉闸限电、2022年夏季四川干旱引起的限电，碳中和进程中，局部区域的电力供需不平衡的矛盾将长期存在，而火储联动的灵活性能源是解决矛盾的关键。 （1）2020年底我国多省份出现限电：2020年12月10日前后，浙江、湖南、江西、内蒙等地接连发布有序用电通知，限电的原因除了工业生产快速恢复拉动用电增长、极寒天气增加用电负荷、外受电能力有限和机组故障之外，根据国网湖南省电力有限公司新闻发言人、电力调控中心副主任陈浩的分析，全省电源装机从2016年以来增长的主要是风电和光伏，发电相对没有那么稳定。湖南省煤电利用小时数和装机双双下降，可再生能源装机和电量提高，外送能力方面又面临西北冬季风光出力下降和华中地区普遍迎峰度冬供应紧张，最终使得湖南出现严重的限电情况。 表1：2020年12月份以来，多省份出现“限电”状况 （2）2021年8月，国家发改委发布《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，各地根据各自的能耗预警指标，主动拉闸限电。 表2：2021年8月以来，各地响应“能耗双控”目标，主动拉闸限电 （3）2022年8月，由于四川干旱，导致水电进入汛期出现枯水现象，四川省于8月21日史无前例地启动了最高级别能源供应保障应急响应。进入2022年8月，酷暑加上长江流域的干旱，四川省水电日发电能力从9亿千瓦时减少至4.4亿千瓦时，下降51.1%。我国西南地区水能资源理论蕴藏量高达4.9亿千瓦，占比全国70.6%。2021年四川水电装机总容量达到8927万千瓦时，且水力发电量为3531亿千瓦时，占比81.57%。 四川作为“西电东送”战略执行的重要输出端，截至2021年底，四川省水电外送量连续五年超过1300亿千瓦时，约占自身水力发电量的1/3。尽管金沙江上已建有向家坝、溪洛渡、白鹤滩、乌东德4座等大型水电站，由于均由国家电网统筹规划，对当前缺电的四川来说却“近水解不了近渴”。 1.2.我国灵活性电源占比不足8%，远低于欧美18%-50% 2021年我国灵活性电源占比不足8%，远低于灵活电源（气电为主）占比18%-50%的欧美国家。我国火电灵活性调节水平不足且进展缓慢，难以满足新型电力系统中高比例新能源发展的需要。2022年4月国家发改委、能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》对电力系统的灵活性提出了明确指标，要求到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%-5%。华北电力大学经济与管理学院教授袁家海预计“十四五”新增“风光”装机将超4亿千瓦，叠加其他电源装机增长，到2025年底总装机或达30亿千瓦。按此计划，要完成上述“24%”的灵活性建设目标，意味着灵活性电源需增至7.2亿千瓦。换言之，5年内需新增3.13亿千瓦—5.88亿千瓦。十四五时期，电力系统对灵活性的需求迫切，要实现这一指标并非易事。 图1：我国灵活性电源占比将从2021年8%提升至2025年24% 海外气电作为最主要的灵活性调节电源，而我国富煤贫油少气的基本国情决定了灵活性煤电将成为主流灵活性电源。截至2022年8月，我国火电总装机13.1亿千瓦，占发电总装机容量的53%，其中，煤电11.1亿千瓦，贡献了60%的发电量、70%的尖峰出力保障和不可替代的电网安全支撑，有力满足了经济社会的发展需要，是无可争议的主体电源；气电1.1亿千瓦，是重要的灵活调节电源；生物质发电3967万千瓦，是重要的补充电源。我国已经建成了全球最大的清洁高效煤电供应系统，完全自主国产化的大容量、高参数煤电技术处于全球领先水平，2021年平均煤耗301.5克标准煤/千瓦时，比2000年下降90克标准煤/千瓦时，度电碳排放828克/千瓦时，比2000年下降183克/千瓦时。 图2：火电细分项目发电方式占比情况（截至2022年8月） 1.3.火电灵活性改造参与调峰调频的经济性显著 我国可开发的调峰调频工具主要是抽水蓄能、新型储能和火电灵活性改造。由于我们缺气缺油的资源状态，气电无法占据主导，而核电参与调峰调频受到技术和安全的限制，暂时不纳入考虑。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》的要求，到2025年，我国抽水蓄能投产总规模较“十三五”将翻一番，达到6200万千瓦以上。新型储能是极具潜力的灵活性电源之一，据中关村储能产业技术联盟预测，保守场景下，“十四五”期间，储能市场总量将超过3500万千瓦，复合增长率将保持在57%左右。 而相比起抽水蓄能和新型储能，煤电灵活性改造的单位GW容量成本约在5-15亿元，煤电2021年平均标杆电价为0.3844元/KWh，经济性显著。而储能的度电成本和投资额都远远高于火电灵活性改造，若储能电站的储能利用小时数达到2000h，抽蓄电站储能度电成本低于0.5元/KWh，约0.46元/KWh，压缩空气储能度电成本低于１元/KWh，约0.92元/KWh，锂离子电池储能度电成本降低至约1.02元/KWh。 表3：各类储能电站的投资比较储能电站类型 表4：各类储能电站的年发电量和度电成本 火电将加快从电量型电源向灵活调节型电源转型。当前国情下可再生能源与煤电更多是互补式发展关系，这就需要煤电功能定位的合理转型以提升整体电力系统的灵活性。 已建成的煤电机组通过热电解耦、低压稳燃等技术改造可将最小稳定出力降至20%-30%的额定容量，但其爬坡速率较慢，仅1-2%/min，现有的灵活性技术手段中，火电灵活性改造不仅能大幅改善系统向上和向下灵活性，而且单位千瓦投入仅高于需求侧管理，在改善系统可靠性的同时，能够促进可再生能源的大规模消纳。 图3：电网向上灵活性不足和向下灵活性不足原理 表5：主要灵活性电源特性比较 2.火电：容量电价+市场化电价变革火电盈利新模式 多地推出火电容量电价试点，为火电参与深度调峰调频提供了盈利性来源。目前我国电力市场化改革中对提供灵活性调节性服务电源的激励机制尚不完善，而传统管理机制下煤电机组缺乏动力主动提供调峰调频服务。由于煤电灵活性改造在技术层面不存在障碍，因而主要是机制未理顺的原因。2022年以来山东、贵州等地陆续推出针对火电提供容量电价，为火电参与灵活性调节（调峰调频）提供专项盈利来源。 图4：火电为配合新能源灵活性调节的措施 2022年3月，山东省发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，提出在山东容量市场运行前，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，电价按照0.0991元/KWh（含税）收取，火电参与调峰调频的收益也不再是“零和博弈”，成本向用户侧疏导。10月25日，山东省能源局发布《关于征求2023年全省电力市场交易有关工作意见的通知》，指出有序推动分布式新能源参与市场分摊，在新能源发电高峰期、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价（99.1元/兆瓦时，下同）乘以谷系数K1（K1取值0-50%）收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2（K2取值150%-200%）收取；根据系统需要，设置深谷、尖峰系数。 2022年11月，贵州省发改委发布《推动煤电新能源一体化发展》征求意见稿，推动煤电机组的多能互补。按照煤电灵活性改造后新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标；对于新建煤电项目，应具备35%-100%负荷区间线性调节和快速响应能力，在确保公共调节容量（50%）不被占用的前提下，新能源建设指标可按其设计调节容量减去公共调节容量后的2倍规模进行配置。新能源装机按照不低于新能源装机规模的10%满足2小时运行要求自行购买或者建设储能，以满足调峰要求。 表6：关于山东、贵州火电容量补偿费用的政策梳理时间省份政策名称 2022年11月，中电联发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》，提出电价的合理构成应包括六个部分即：电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。我们预计火电参与辅助市场服务、提供灵