电力及公用事业行业深度报告：容量电价半年考及火电板块影响测算

电力及公用事业板块近一年市场表现 投资要点： 无论从容量还是电量角度，火电中长期需求无虞。受新能源发电条件限制，预计新能源电量渗透率超过15%后（2023年12.7%），电力系统的成本将进入快速增长临界点，或将导致新能源风电及太阳能装机增速将有所下降。以过去5年风、光、水、核平均利用小时数及预测的装机量倒推测算，悲观情形下到2030年我国火电发电量也仍需要5.1万亿千瓦时，占比超过 43%，仍为第一大电能来源。而以最低利用小时数测算，到2030年至少需要 资料来源：最闻 首选股票评级 相关报告： 【山证电力及公用事业】5月用电维持高增，来水带动水电向好-【山证煤炭公用】电力月报2024.7.3 【山证电力及公用事业】多举措共保新能源消纳，源网侧同迎成长机遇-【山证煤炭公用】电力行业政策点评2024.6.6 分析师：胡博 执业登记编码：S0760522090003邮箱：hubo1@sxzq.com 刘贵军 执业登记编码：S0760519110001邮箱：liuguijun@sxzq.com 火电装机14.89亿千瓦，即，到2030年我国至少要保留14.89亿千瓦的备用火电装机，考虑到风光消纳率可能下行及煤电装机退役情况，从容量角度，我国火电装机并没有过剩。同时，与欧洲主要国家以燃气发电作为容量保障不同，由于我国天然气对外依赖度较高，且未能掌握燃气轮机核心技术，预计我国火电装机长期仍以煤电为主。 容量电价运行已半年，代理购电价格整体有所下行。2024年容量电价不是在原电价基础上做增量，而是对原电价的结构上的拆分。即理论上：2024年代理购电价格≤2023年代理购电价格-容量电价。容量电价的推出，一定程度激活了煤电企业参与市场交易的动力，间接促进了电量电价的下降。2024年代理购电价格与容量电价之和低于2023年代购电价。2024年1-6月全国平均代理购电价格406.69元/兆瓦时，比2023年同期代理购电价格下跌6.87%；公布折合容量电费明细的29省平均代购购电价格+平均容量电费 423.05元/兆瓦时，比2023年同期代理购电价格下跌2.63%；但整体上近年来电力供需仍呈偏紧平衡态势，2024年1-6月我国33个省级电网代理购电价格平均比煤电基准电价高出9.42%，考虑容量电价后29省代理购电价格仍比基准电价高出14.71%。 容量电价的推出抬高了煤电机组收益底部，并使收益稳定性增强。我们预计2024-2025年全国煤电容量电价收入预计1121亿元，是2023年电费收入的4.62%；2026年以后达到1792亿元以上，是2023年电费收入的7.39%；即容量电费短期内影响较小，电量电费仍是煤电公司业绩弹性主要因素。但容量电价显著抬高了煤电公司收入底部，并提高了受益稳定性。我们测算煤电交易电价下跌到基准价372元/兆瓦时和298元/兆瓦时（基准价下浮20%）时，煤电机组电量电费收入分别为2.02万亿元和1.62万亿元，较2023年收入分别减少16.67%和33.24%；但考虑容量电价后，上述两种交易电价下，煤电收入分别为2.13万亿元和1.73万亿元（2024-2025年），底部抬高了5.54%和6.92%；2026年及以后煤电收入分别为2.20万亿元和1.80万亿元，底部 请务必阅读最后一页股票评级说明和免责声明1 行业研究/行业深度分析 2024年7月20日 同步大市-A(维持) 行业深度报告 容量电价半年考及火电板块影响测算 电力及公用事业 抬高了8.86%和11.07%。同时，若后期市场改革推进，电量电价+容量电价可突破基准价上浮20%限制后，假设电量电价上涨到基准价上浮20%水平，约446元/兆瓦时，假设交易电量值不变，则电量电费加上容量电费收入合计为2.54万亿元（2024-2025年）和2.61万亿元（2026年及以后），分别比2023年上涨4.62%和上涨7.39%，显著增厚煤电机组收益。 火电公司投资逻辑及关注标的：首先，从煤电机组的电费收入、成本角度来看，当前电量电费仍是火电机组收入主力，装机布局在火电需求大（新能源装机少，消纳率高）、煤电基准价相对较高，能够保障未来电量电费收入的公司业绩有保障；同时，电量成本的弹性仍是煤电企业盈利的关键因素，燃煤成本低的公司或将继续受益。综合考虑建议关注：华电国际、华能国际、国电电力三家央企火电子公司，以及地区性火电上市公司如皖能电力、浙能电力、粤电力A、申能股份、福能股份等；二是，中长期看，容量电价带来的容量收费将成为煤电机组收入的重要组成部分；随着新能源发电量占比持续提高，火电利用小时数被挤占，未来容量电价提升空间仍存，且此消彼长下有可能成为火电机组的主要收入。同时能够获得较高容量电价的机组一般也意味着较多的调峰、调频等辅助服务需求，从而获得更多的辅助服务收入。主要关注：华电国际、华能国际、国电电力等。三是，分红率提升及容量电价和辅助服务收费占比提高带来的估值提升逻辑。分红率提升空间大的个股主要关注内蒙华电、申能股份、浙能电力等；业绩的稳定性和可预测性提高方面，建议关注装机结构简单，调节价值和调峰价值突出的火电公司以及煤电一体化公司，如浙能电力、皖能电力、苏能股份等。 风险提示：电价大幅下降；用电需求增长不及预期；煤炭价格大幅上涨；新能源消纳问题解决；企业分红意愿下降；利率环境显著变化等。 目录 1.从电量、容量双角度测算未来火电需求5 1.1火电未来需求测算5 1.1.1我国未来电力需求总量判断5 1.1.2未来对火电电量需求的测算6 1.1.3未来对火电容量需求的测算9 1.2新型电力系统规划也强调了火电的重要性10 2.容量电价推�半年考及其对火电行业影响的敏感性测算11 2.1容量电价实践半年度分析及电价相应变化11 2.2容量电费收入及对行业影响测算15 2.3电量电费收入测算和敏感性测试17 2.4容量电价时代煤电机组收益底部抬高，收益稳定性增强19 2.5辅助服务收入仍有增长空间，与容量电价一起抬高煤电收入底部20 3.煤电板块投资策略24 3.1电量电费收入、成本角度对火电上市公司的选择24 3.2主要火电上市公司容量电价及敏感性测算28 3.3火电上市公司其他交易逻辑30 4.风险提示32 图表目录 图1：主要经济体人均GDP（2022年）6 图2：我国历年社会用电量及预测6 图3：英国新能源渗透率与装机增速比较7 图4：德国新能源渗透率与装机增速比较7 图5：我国历年各类型装机发电量占比8 图6：我国风电及太阳能日均利用小时数8 图7：中国不同类型发电设备装机结构（2023）11 图8：中国不同类型发电设备发电量结构（2023）11 图9：中国燃煤发电设备平均利用小时数18 图10：煤电交易价变化导致的煤电收入变化（与2023比较）20 图11：煤电利用小时数变化导致的煤电收入变化（与2023比较）20 图12：新能源高渗透率下的净负荷曲线�现灵活性缺额21 图13：不同灵活性资源灵活性调节能力（a）21 图14：不同灵活性资源灵活性调节能力（a）21 图15：不同时期我国电力系统灵活性提升示意图21 图16：2023H1辅助服务费用结构(亿元，%)23 图17：2023H1辅助服务费用流向(亿元，%)23 图18：中国各省火电发电量(2023年)24 图19：中国各省电网煤电交易基准电价24 图20：2024年以来各省代理购电价格排序24 图21：中国各省风电及光伏发电利用率排序(2023年)25 图22：中国历年供电煤耗率27 图23：中国各省容量电费收入测算29 表1：预测到2030年火电需求量8 表2：新型电力系统构建规划10 表3：近年来监管部门�台的电力行业政策11 表4：2024年一月起容量电费单独列入系统运行费用（表为山西省代理购电价格构成，单位：万kwh、元 /kwh）13 表5：2024年1-6月各省网电价变化及与煤电基准价比较(单位：元/兆瓦时)13 表6：省及全国容量电价收入测算(各亿元)16 表7：煤电利用小时数及煤电交易电价上浮比例变动对煤电机组电量电费收入的影响18 表8：不同能源提供灵活性的成本构成22 表9：火电板块主要关注公司不同类型电力装机情况及占比26 表10：电煤价格与供电煤耗变化对度电燃煤成本影响的敏感性测试26 表11：主要火电公司营收、归母净利润、ROE及燃煤发电毛利率28 表12：央企火电子公司煤电装机情况及容量电费测算30 表13：火电板块主要公司历年现金分红比例30 1.从电量、容量双角度测算未来火电需求 1.1火电未来需求测算 1.1.1我国未来电力需求总量判断 我国电力需求未来空间仍然较大。主要逻辑有三个方面：一是，我国GDP增长带来的能源总量需求增长；根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，2035年我国经济发展远景目标将实现“人均国内生产总值达到中等发达国家水平”。2023年我国人均GDP约12174美元，而欧盟、美国人均GDP分别为34163美元和65020美元，以欧盟、美国人均值的一半为标准，中国仍有40.3%和167.1%的差距。以2023年数据测算，假设我国经济维持中高速发展，到2030年我国GDP年化复合增速4%，单位能耗则降低到0.3830吨标准煤/万元，则届时我国能源需求达到60亿吨标煤左右的峰值，能源消费增量比2023年增长约5%；从电能消费来看，我国人均用电量水平相对发达国家也有较大差距，2023年中国人均用电量6543kwh，仅为美国的54.8%。二是，随着AI技术应用、新能源汽车渗透率提高等新的用电负荷增加，电能在能源结构中的占比持续提升；IEA测算2022年全球数据中心用电量约占全球总用电量的2%，到2026年用电量或将增长超过70%；我国AI算力发展程度相对较低，未来对发电量的拉动空间预计更大。新能源车方面，我国2023年新能源车保有量2041万辆，同比增长55.8%，2020年至今的年化增长率为61.5%。但新能源车保有量仍仅占汽车总量的6.07%，2023年新能源汽车渗透率31.6%，到2030年预计仍有较大增长空间。2023年我国电能在终端能源消费中占比28%左右，但随着用电负荷的增加，中电联预计到2030年，我国电气化水平将达到35%。第三，电力系统建设助力实现“双碳”减排目标；电能替代化石能源，有助于促进单位GDP能耗降低，有助于实现双碳目标。我们测算，2010—2020年，我国终端电气化水平提高了约4.3个百分点，单位GDP能耗下降了约51.4%。 中性预期下，我国到2030年社会用电量需求空间有2.9万亿千瓦时。2023年我国全社会 用电量累计9.2万亿千瓦时，同比增速+6.8%，十四五以来年化增速+7.1%。根据电规总院测算， 预计到2030年社会用电量达到11.8-12.5万亿千瓦时，我们取最低值11.8万亿千瓦时、平均值 12.15万亿千瓦时及最高值12.5万亿千瓦时分别作为悲观、中性和乐观目标，则分别同比2023年年化增速近3.58%、4.01%和4.44%，相对2023年用电量增量空间分别为2.6、2.9和3.3万亿千瓦时。 图1：主要经济体人均GDP（2022年）图2：我国历年社会用电量及预测 资料来源：Wind，山西证券研究所资料来源：Wind，山西证券研究所 1.1.2未来对火电电量需求的测算 目前我国电力发电结构仍以火电为绝对主力。截止2023年底，我国电力总装机29.2亿千瓦，火电、水电、核电、风电及太阳能分别占比47.62%、14.44%、1.95%、15.12%和20.88%；其中，燃煤火电占比39.9%，风能和太阳能合计占比36%。从发电结构来看，2023年我国规上发电设备总发电量8.91万亿千瓦时，火、水、核、风、太阳能分别占比69.95%、12.81%、4.86%、9.08%、3.30%。 新能源渗透率的提高抬高电力系统成本。从电力全系统角度来看，新能源渗透率提高代理的成本增加，不仅包含新能源场站自身建设、运