《公用事业行业:时间的煤硅继续演绎火储价值将被充分挖掘-230528(29页).pdf》由会员分享,可在线阅读,更多相关《公用事业行业:时间的煤硅继续演绎火储价值将被充分挖掘-230528(29页).pdf(29页珍藏版)》请在三个皮匠报告上搜索。
1、 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1 1/2929 Table_Page 深度分析|公用事业 证券研究报告 公用事业行业公用事业行业 时间的煤硅继续演绎,火储价值将被充分挖掘时间的煤硅继续演绎,火储价值将被充分挖掘 核心观点核心观点:调节性电源摸排、输配电改革、电力需求负荷管理三箭齐发,改革进调节性电源摸排、输配电改革、电力需求负荷管理三箭齐发,改革进入加速期。入加速期。近期电改政策高频出台,我们总结如下:(1)输配电改革:输配电改革:明确用户承担系统运行费用,并将辅助用能电价单列;(2)调节性电源调节性电源摸排摸排:对抽蓄、火电灵活性改造、气电、新型储能等灵活调节性电源摸排、评
2、估;(3)电力需求负荷管理征求意见:电力需求负荷管理征求意见:针对缺电形成响应机制,2025 年各省需求响应能力达到 3-5%,2030 年形成规模化实时需求响应能力。上述政策核心聚焦于绿电发电量占比迅速提升过程中带来的电网不稳定、新能源消纳、辅助服务定价等问题,正是我国新型电力系,正是我国新型电力系统发展、改革的重点方向。统发展、改革的重点方向。欧盟欧盟的的经验经验:火电作为消纳主体火电作为消纳主体,电价改革加速电价改革加速。我们在欧盟能源启示录中结论已经明确,在欧盟风光发电量占比从 2013 年的 10%提升至 2022 年的 22%过程中:(1)主动弃核带动核电占比由 28%下降到 22
3、%,煤电发电量占比由 25%降至 16%,气电发电量占比由 14%升至 20%,且这一过程中气电调峰及煤电灵活性改造加速;(2)系统峰谷电价、分时电价、边际出清机制等政策快速出台,电价中支付给综合辅助服务的比例快速提高,即绿电化过程中需要支付的系统成本显性化。展望我国电改的政策思路,特别是如山东、云南、甘肃、新疆等地已经出台的政策,均不断强调针对辅助综合服务、特别是调峰、消纳的政策,其中多地明确对火电机组调峰给予补贴/容量电价。时间的煤硅继续演绎,火储价值重估进行时时间的煤硅继续演绎,火储价值重估进行时。我们在去年末提出 时间的煤硅,看好煤、硅的成本回落以及电改的加速。2022 年我国风光发电
4、量达 0.92 万亿千瓦时、占比 11%(类似欧洲 2014 年),预计 2030年风光发电量超 2.80 万亿千瓦时、占比 23.6%,对应所需辅助综合服务达 2100-2800 亿元/年(假设 0.075-0.10 元/kwh)。基于我国多煤少气的能源结构和热值价格比,我国火电机组(主要是煤电)有望成为辅助综合服务的主体。过往几年,火电被风光调用的次数已数倍增长,展望容量电价、现货交易、可调节电源等政策预期,我们预计 2030 年火电的综合辅助服务收入有望达到 1050-1400 亿元/年,此部分收入是火火电时间调节能力、容量价值等属性的体现,电时间调节能力、容量价值等属性的体现,且增长空
5、间挂钩风光的增量发电量,未来几年的成长性突出。攻守兼备,配置价值突出,关注全国性攻守兼备,配置价值突出,关注全国性+地方龙头。地方龙头。关注火储价值挖掘下的火电【全国龙头华能国际(A+H)、华电国际(A+H)、大唐发电(A+H);区域龙头福能股份、上海电力、宝新能源、粤电力 A】。同时,关注来水改善和防御价值凸显的水电【长江电力、国投电力、川投能源】。风险提示。风险提示。煤价大幅波动;来水不及预期;绿电装机增长不达预期。行业评级行业评级 买入买入 前次评级 买入 报告日期 2023-05-28 相对市场表现相对市场表现 分析师:分析师:郭鹏 SAC 执证号:S0260514030003 SFC
6、 CE No.BNX688 分析师:分析师:姜涛 SAC 执证号:S0260521070002 请注意,姜涛并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人,不可在香港从事受监管活动。相关研究:相关研究:公用事业行业深度跟踪:山东出现长时段现货负电价,火储价值加速深挖 2023-05-07 公用事业行业 2022 年报总结:煤硅花开、现金流先行,盈利转正、火储方可期 2023-05-03 公用事业行业深度跟踪:3 月进口动力煤大增 148%,业绩落地塑造火电转盈预期 2023-04-23 联系人:许子怡 -13%-8%-
7、3%2%7%12%05/2207/2209/2211/2201/2303/23公用事业沪深300 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2 2/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 重点公司估值和财务分析表重点公司估值和财务分析表 股票简称股票简称 股票代码股票代码 货币货币 最新最新 最近最近 评级评级 合理价值合理价值 EPS(元元)PE(x)EV/EBITDA(x)ROE(%)收盘价收盘价 报告日期报告日期(元(元/股)股)2023E 2024E 2023E 2024E 2023E 2024E 2023E 2024E 华能国际 600011.SH CNY 9
8、.71 2023/04/26 买入 12.18 0.68 0.84 14.28 11.56 2.73 2.35 8.90 9.90 华能国际电力股份 00902.HK HKD 4.80 2023/04/26 买入 6.02 0.68 0.84 6.41 5.18 1.22 1.05 8.90 9.90 华电国际 600027.SH CNY 6.47 2023/05/01 买入 7.49 0.58 0.73 11.16 8.86 3.08 2.71 8.80 10.40 华电国际电力股份 01071.HK HKD 3.86 2023/05/01 买入 4.50 0.58 0.73 6.05 4.
9、76 1.66 1.46 8.80 10.40 大唐发电 601991.SH CNY 3.51 2023/04/28 买入 4.51 0.20 0.30 17.55 11.70 2.39 2.06 5.60 7.70 大唐发电 00991.HK HKD 1.53 2023/04/28 买入 2.14 0.20 0.30 6.87 4.59 0.94 0.81 5.60 7.70 国电电力 600795.SH CNY 4.00 2023/05/01 买入 5.71 0.38 0.44 10.53 9.09 1.42 1.29 13.50 14.30 福能股份 600483.SH CNY 12.5
10、2 2023/04/26 买入 20.02 1.54 1.78 8.13 7.03 4.47 4.02 13.10 13.10 上海电力 600021.SH CNY 10.88 2023/04/25 买入 16.03 1.07 1.41 10.17 7.72 1.82 1.55 12.40 14.40 粤电力 A 000539.SZ CNY 7.36 2023/04/24 买入 7.97 0.26 0.50 28.31 14.72 4.49 3.50 6.40 10.80 宝新能源 000690.SZ CNY 7.53 2023/04/28 买入 8.99 0.60 0.82 12.55 9.
11、18 7.49 5.78 10.40 12.50 皖能电力 000543.SZ CNY 6.35 2023/05/04 买入 7.19 0.48 0.60 13.23 10.58 3.81 3.17 8.10 9.00 数据来源:Wind、广发证券发展研究中心 备注:表中估值指标按照最新收盘价计算 UWdUsWkZlXoMsQrMaQcM8OsQmMmOpMfQoOqNfQmOyRaQnPnPvPoPyQvPmPrN 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 3 3/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 目录索引 一、调节电源摸排、输配电改革、电力需求负荷管理三箭齐发
12、.6 二、风光消纳问题亟待解决,火储价值将被充分挖掘.9(一)欧盟经验揭示,火电作为消纳主体,电价改革加速.10(二)电网最高发用电负荷差值扩大,风光消纳问题突出.15(三)火储市场空间超 1000 亿元/年,综合服务收入成长空间大.18 三、时间的煤硅继续演绎,关注全国龙头+区域火电.19(一)时间的煤硅持续演绎,年初至今板块最大涨幅超 20%.19(二)重点推荐:全国性公司+区域火电龙头.23 四、风险提示.27 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 4 4/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 图表索引 图 1:政策核心聚焦于绿电发电量占比迅速提升过程中所产
13、生的问题.6 图 2:2023 年 3 月全国风电利用率为 96.8%.9 图 3:2023 年 3 月全国光伏利用率为 98.2%.9 图 4:五一期间山东电力现货交易价格出现多时段持续负电价.9 图 5:煤硅电价三要素均持续改善.10 图 6:我国电力装机结构中国风光占比快速增长.10 图 7:2022 年我国风光发电量占比升至 10.9%.11 图 8:十四五、十五五期间我国风光发电量占比迅速提升.11 图 9:2021 年丹麦煤电装机占比降至 9.2%.13 图 10:2021 年德国煤电装机占比降至 18.0%.13 图 11:丹麦风光发电量占比已超 60%.13 图 12:德国煤电
14、和风光发电量占比均超 30%.13 图 13:灵活性资源的供给结构.13 图 14:欧洲市场可再生能源及调节电源的装机预测.13 图 15:丹麦电力系统 20002020 年期间技术及制度层面的灵活性解决方案.14 图 16:根据测算当前我国电力系统结构与十年前欧盟结构相似.14 图 17:我国电网最高用电负荷逐年攀高.15 图 18:近年我国西北电网最高用电、发电负荷差值逐步扩大.15 图 19:新能源占比提升带来多时间尺度调节问题.16 图 20:2022 年我国煤电装机占 44%.16 图 21:2020 年欧洲气电装机占 27%.16 图 22:测算 2030 年风光累计发电量超 2.
15、80 万亿千瓦时.18 图 23:2021 年初至今火电涨幅超 50%.20 图 24:2022 年 10 月以来火电股股价与动力煤价显著负相关.20 图 25:2023 年初至今最大涨跌幅情况.20 图 26:2023 年 1-4 月电力、热力生产和供应业利润总额达 1495 亿元.22 图 27:2023 年 1-4 月电力、热力生产和供应业利润总额同比增长 47.2%.22 图 28:2023 年 4 月全国发电量同比+6.1%.22 图 29:2023 年 4 月火电发电量同比+11.5%.22 图 30:秦皇岛动力煤 Q5500 市价(元/吨).23 图 31:单晶组件(单面)-18
16、2mm(元/瓦).23 表 1:三轮监管省级电网输配电价政策对比梳理.7 表 2:关于开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作的通知.7 表 3:电力需求侧管理办法(征求意见稿)需求响应章节部分内容.8 表 4:测算十五五末我国风光发电量占比达 23.6%.12 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 5 5/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 表 5:测算单位煤电成本远低于气电成本.17 表 6:部分省份已出台针对火电机组调峰、消纳的政策补偿.17 表 7:火电综合辅助服务收入空间敏感性测算(单位:亿元).18 表 8:参与综合辅助服务的火电电价测算.18 表
17、 9:火电业务度电电价增长敏感性测算(单位:元/千瓦时,含税).19 表 10:典型火电企业单季业绩情况.21 表 11:部分火电企业火电度电利润测算情况.23 表 12:华能国际盈利预测表.23 表 13:华电国际盈利预测表.24 表 14:大唐发电盈利预测表.24 表 15:国电电力盈利预测表.25 表 16:福能股份盈利预测表.25 表 17:上海电力盈利预测表.26 表 18:宝新能源盈利预测表.26 表 19:粤电力盈利预测表.26 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 6 6/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 一、一、调节电源摸排、输配电改革、电力
18、需求负荷管理三箭齐发调节电源摸排、输配电改革、电力需求负荷管理三箭齐发 调节性电源摸排、输配电改革、电力需求负荷管理三箭齐发,改革进入加速期。调节性电源摸排、输配电改革、电力需求负荷管理三箭齐发,改革进入加速期。近期电改政策高频出台,我们总结如下:(1)输配电改革:明确用户承担系统运行费用,并将辅助用能电价单列;(2)调节性电源摸排:对抽蓄、火电灵活性改造、气电、新型储能等灵活调节性电源摸排、评估;(3)电力需求负荷管理征求意见:针对缺电形成响应机制,2025年各省需求响应能力达到3-5%,2030年形成规模化实时需求响应能力。上述政策核心聚焦于绿电发电量占比迅速提升过程中带来的电网不稳定、新
19、能源消纳、辅助服务定价等问题,正是我国新型电力系统发展、改革的重点方向。图图 1:政策核心聚焦于绿电发电量占比迅速提升政策核心聚焦于绿电发电量占比迅速提升过程中所产生的问题过程中所产生的问题 数据来源:广发证券发展研究中心 5月15日,国家发改委印发第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知,进一步深化输配电价改革,保障电力安全稳定供应,推动电力行业高质量发展。与前两轮省级电网输配电价政策相比,本轮变化主要体现在以下方面:(1)大工业与一般工商业)大工业与一般工商业用户分类合并,用户分类合并,以用电容量为标准制定计费方式以用电容量为标准制定计费方式。用户用电价格由四类归并为三类,前两轮监管用
20、户分为大工业用户、一般工商业用户和其他用户、居民用电、农业用电,第三轮监管将大大工业用电与工商业用电合并。以用电容量为标准制定计费方式。低用电容量用户执行单一制电价、高用电容量用户执行两部制电价;现执行单一制电价的用户可在两种方式中选择执行。(2)明确用电电价)明确用电电价构成,构成,用户需承担系统运行费用用户需承担系统运行费用。明确工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。原辅助服务费用扩大为系统运行费用;线损费用从输配电价中分离单独计列,此前线损费用包含在输配电价中,本轮周期开始单独计列,当前输配电价更贴近过网费的概念,有利于明晰双方收入
21、及成本构成。首次在电价层面明确系统运行费用由终端用户承担,推动参与市场化交易的工商业用户合理分摊辅助服务费用。(3)单列抽蓄容量电价,新型储能、火储等调节方式成本明晰值得期待)单列抽蓄容量电价,新型储能、火储等调节方式成本明晰值得期待。本次改革中,明确系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。我们认为抽蓄容量电价单列具备引导作用,也是对新型储能、火电调峰等其他调峰主体容量电价的出台释放的积极信号。识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 7 7/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 表表 1:三轮监管省级电网输配电价政策:三轮监管省级电网输配电价政策对比对比梳
22、理梳理 方向方向 第一监管周期第一监管周期 第二监管周期第二监管周期 第三监管周期第三监管周期 政策名称政策名称 关于印发的通知 关于印发的通知 关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知 发布时间发布时间 2019 年 5 月 2020 年 2 月 2023 年 5 月 用户分类用户分类 依据不同电压等级和用户的用电特性和成本结构,分别制定分电压等级、分用户类别输配电价 用户类别用户类别:以现行销售电价分类为基础,原则上分为大工业用电、一般工商业和其他用电、居民和农业用电 电压等级电压等级:分为 500 千伏(750 伏)、220 千伏(330 千伏)、110千伏(66 千伏)、35
23、千伏、10 千伏(20 千伏)和不满 1 千伏等 6个电压等级 用户用电价格归并为居民生活、农业生产及工商业用电三用户用电价格归并为居民生活、农业生产及工商业用电三类;类;尚未实现工商业同价的地方,用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电四类 上网上网电价构成电价构成 参与电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配参与电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加。电价、辅助服务费用和政府性基金及附加。工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费
24、用、政府性基金及附加组成。配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。(系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等)计费方式计费方式 两部制电价的容量电价和电度电两部制电价的容量电价和电度电价原则上参考准许成本中折旧费价原则上参考准许成本中折旧费用与运行维护费的比例核定用与运行维护费的比例核定 省级电网输配电准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。(与输配电业务无关的固定资产不得纳入可计提收益的固定资产范围,其中包括抽水蓄能电站、电储能设施、已单独核定上网电价的电厂资产等。)电网企业按照本文件核定的标准收取输配电价。未参与电力市场化交易的用户,执行政府规定的销售电价。执行工商业用电价格的
25、用户执行工商业用电价格的用户,用电容量在 100 千伏安及以下的,执行单一制电价;100 千伏安至 315 千伏安之间的,可选择执行单一制或两部制电价;315 千伏安及以上的,执行两部制电价,现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。选择执行需量电价计费方式的两部制用户,每月每千伏安用电量达到 260 千瓦时及以上的,当月需量电价按本通知核定标准 90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。居民生活、农业生产用电居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。输配电价构成输配电价构成 过网费、准许收入、线损(交叉补贴)过网费、准许收入、线
26、损(交叉补贴)过网费、准许收入、(交叉补贴)数据来源:国家发改委,广发证券发展研究中心 全国范围调节性电源摸查工作启动,全国范围调节性电源摸查工作启动,火电依靠调峰获取收益的模式有望接近火电依靠调峰获取收益的模式有望接近。5月16日,国家能源局发布 关于开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作的通知,为进一步推动电力系统调节性电源及资源更好发挥作用,决定在全国范围开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作。开展抽水蓄能、煤电灵活性改造机组、燃气发电、调节性水电、新型储能等灵活调节性电源及资源建设运营综合监管,全面摸清底数,聚焦规划建设、调度运行、市场交易、价格机制等方面存在的突出问题,针对性
27、地提出监管意见建议,推动相关政策完善落实,切实发挥调节性电源及资源在提升电力系统整体运行效率、保障电网安全稳定运行、促进清洁能源消纳等方面的支撑作用。表表 2:关于开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作的通知关于开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作的通知 方向方向 主要内容主要内容 监管范围监管范围 1.所有在运、在建抽水蓄能项目。2.“十三五”以来实施灵活性改造、接入电压等级 220 千伏及以上、单台机组容量 30 万千瓦及以上的煤电项目。识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 8 8/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 3.“十三五”以来投产、接入电
28、压等级 110 千伏及以上、单台机组容量 10 万千瓦及以上的燃气发电项目。4.具有库容日调节及以上调节能力、装机容量 30 万千瓦及以上的水电项目。5.2020 年 1 月 1 日以来并网的新型储能项目。监管对象监管对象 各电网企业、各发电企业、相关储能企业、各电力调度机构和电力交易机构 监管内容监管内容 调节性电源及资源调节作用的实际利用情况调节性电源及资源调节作用的实际利用情况,“两个细则”执行情况(新型储能除外);电网企业是否提供公平接入服务,相关电力调度机构是否按照“三公”原则实施优化调度,是否建立和完善新型储能项目接网程序、优化调度运行机制实现科学优先调用等 调节性电源及资源参与电
29、力市场交易的有关情况调节性电源及资源参与电力市场交易的有关情况,参与辅助服务考核补偿机制的情况,各类电源配建新型储能自愿选择与所属电源联合或转为独立储能参与电力市场的情况,市场化交易价格的浮动范围是否符合国家政策要求;市场运营机构是否按照公平无歧视的原则执行市场准入、信息披露、交易结算、合同签订等相关制度等 调节性电源及资源电价的形成情况调节性电源及资源电价的形成情况,参与灵活性调节的容量补偿机制情况,实际结算电费是否按照交易合同约定量价进行结算;燃气发电项目执行天然气发电价格机制;调节性电源及资源项目盈利情况;抽水蓄能抽水电量、向电网送电的独立储能电站充电电量是否执行输配电价、承担政府性基金
30、及附加等 数据来源:国家能源局,广发证券发展研究中心 5月19日,国家发改委就电力需求侧管理办法(征求意见稿)和电力负荷管理办法(征求意见稿)向社会公开征求意见。本次电力需求侧管理办法(征求意见稿)结合新形势与新任务,新增需求响应工作内容,提出到2025年,各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%,其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。电力负荷管理办法(征求意见稿)除新增需求响应部分外,还新增系统支撑章节、进一步加强电力负荷管理执行监测,同时细化有序用电要求。表表 3:电力需求侧管理办法(征求意见稿)电力需求侧管理办法(征求意见稿)需求响应章节部分内容需求响应章节部分
31、内容 方向方向 主要内容主要内容 提升需求响应能力提升需求响应能力 到 2025 年,各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%5%,其中年度最大用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到 5%或以上。到 2030 年,形成规模化的实时需求响应能力,结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。加快构建需求响应资源库加快构建需求响应资源库 各省级电力运行主管部门应指导电网企业根据需求响应的资源类型、负荷特征、响应速率、响应可靠性等关键参数,形成可用、可控的需求响应资源清单,并基于需求响应实际执行情况等动态更新。全面推进需求侧资源参与全面推进需求侧资源参与电力市场常态化运行电力市
32、场常态化运行 参与需求响应的各类主体可根据电力市场准入要求,自主申请注册为合格市场主体,常态化参与电能量和辅助服务市场交易。鼓励满足条件的需求响应主体作为辅助服务提供方,保障电力系统稳定运行。鼓励通过市场化手段,遴选具备条件的需求响应主体提供系统应急备用服务,签署中长期合约并明确根据电网运行需要优先调用。支持符合要求的需求响应主体参与容量市场交易或纳入容量补偿范围。建立并完善与电力市场衔建立并完善与电力市场衔接的需求响应价格机制接的需求响应价格机制 根据“谁受益、谁承担”的原则,支持具备条件的地区,通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市
33、场等,按市场规则获取经济收益。数据来源:国家发改委,广发证券发展研究中心 结合山东在五一期间出现的连续22小时负电价、新能源消纳预警中心3月风电、光伏利用率环比下降等事件,我们认为此时点的电改政策三箭齐发,核心是聚焦于绿电发电量占比迅速提升过程中带来的电网不稳定、新能源消纳、辅助服务定价等问题,正是我国新型电力系统发展、改革的重点方向。识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 9 9/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 图图 2:2023年年3月全国风电利用率为月全国风电利用率为96.8%图图 3:2023年年3月全国光伏利用率为月全国光伏利用率为98.2%数据来源
34、:新能源消纳检测预警中心,广发证券发展研究中心 数据来源:新能源消纳检测预警中心,广发证券发展研究中心 图图 4:五一期间山东电力现货交易价格出现多时段持续负电价五一期间山东电力现货交易价格出现多时段持续负电价 数据来源:山东电力交易中心,广发证券发展研究中心 二二、风光消纳问题亟待解决风光消纳问题亟待解决,火储价值将被充分挖掘火储价值将被充分挖掘 当前时点的电力,具备火电盈利改善、绿电装机加速、火储价值挖掘的三重共振。当前时点的电力,具备火电盈利改善、绿电装机加速、火储价值挖掘的三重共振。我们在去年末提出时间的煤硅,本质上就是煤和硅的成本回落、电改预期的加速,我们看到部分公司如皖能电力、华能
35、国际等年初至今最大涨幅超40%。火电的两轮行情驱动因素正在此刻叠加:一方面在一季度伴随进口改善与长协比例提升,火电盈利改善发生的确定性催化下,展望二、三季度业绩确定性的改善夯实业绩的弹性;另一方面伴随着电改加速下的火储价值挖掘与绿电装机塑造成长性,若进一步出现消纳与缺电的情景,火储价值将被充分挖掘。而当前市场对于火储价值重估的认知依然存在较大的预期差。95.5%98.5%96.8%90%92%94%96%98%100%1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月2020202.8%98.9%98.2%90%92%94%96%98%100%1月
36、2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月2020202345678951222324山东电力现货交易电价(元山东电力现货交易电价(元/兆瓦时)兆瓦时)燃煤标杆电价5月1日5月2日5月3日5月4日5月5日 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1010/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 图图 5:煤硅电价三要素均持续改善煤硅电价三要素均持续改善 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心(一)(一)欧盟经验揭示欧盟经验揭示,火电作为消纳主体
37、,电价改革加速火电作为消纳主体,电价改革加速 20102022年我国风光装机占比提升年我国风光装机占比提升17个个pct、风光发电量占比提升、风光发电量占比提升10个个pct。从我国电力装机结构来看,过去我国以传统电源火电、水电为主,2010年两者装机占比96%,近十年风光等可再生能源逐渐成为发展重点,水电、火电装机占比下降,2022年火电装机占比52%,水电开发已进入后半程增量有限,风光成为新增装机主力。伴随装机结构的变化,风光发电量占比亦迅速提升,由2010年1.0%提升至2022年的10.9%,火电发电量占比由80%降至70%左右,水电、核电占比相对稳定。图图 6:我国电力装机结构我国电
38、力装机结构中风光占比快速增长中风光占比快速增长 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 3%5%6%7%9%11%14%16%19%21%24%27%30%73%72%71%69%67%66%64%62%60%59%57%55%52%22%22%22%22%22%21%20%19%19%18%17%16%16%0%20%40%60%80%100%20000022我国电力装机结构我国电力装机结构风电+光伏火电水电核电其他 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1111/2929 Table_Page
39、Text 深度分析|公用事业 图图 7:2022年我国风光发电量占比升至年我国风光发电量占比升至10.9%数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 测算测算十四五末、十五五末我国风光发电量占比分别达十四五末、十五五末我国风光发电量占比分别达16.8%、23.6%政府工作报告设定2023年GDP增速目标5%,我们对规模以上口径发电量进行预测,假设20232025年发电量增速维持5%、20262030年增速呈下降趋势至3.5%。20232025年起来水修复、水电核电新增装机贡献增量、风光装机加速建设,20262030年核电装机有望加速投产、风光新增装机增速逐步降低;利用小时数方面,除火电利用小时数
40、缓慢降至4000小时左右、风光水核均保持相对稳定,则2025年我国风光发电量占比增至16.8%、2030年增至23.6%,实现快速增长。根据上述预测假设根据上述预测假设,以下结论值得重视:,以下结论值得重视:(1)火电发电量并非大幅下滑,而是维持平稳,即使考虑新增火电装机的投产,火电利用小时下降空间也相当有限,特别是2022-2026年区间。(2)风光发电量占比从2022年的10.9%,到2025年的16.8%,再到2030年的23.6%,期间必然需要电网的调度、调峰、消纳能力的快速提升,辅助综合服务市场将全面启动。(3)2022-2030年间,风光发电量占比10.9%提高至23.6%,而火电
41、发电量占比由69.8%降至54.2%,考虑到地区差异,部分省市风光+水等可再生能源发电占比将很快超过50%。图图 8:十四五、十五五期间我国风光发电量占比迅速提升十四五、十五五期间我国风光发电量占比迅速提升 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 1%1%2%2%2%3%4%5%6%7%8%9%11%80%83%79%80%75%75%74%73%73%72%71%71%70%16%13%16%15%19%18%18%17%16%16%16%15%14%0%20%40%60%80%100%20000022
42、我国发电量结构我国发电量结构风电+光伏火电水电核电71.2%71.1%69.8%67.3%65.2%63.2%61.2%59.5%57.4%55.7%54.2%7.5%9.2%10.9%12.8%14.8%16.8%19.0%20.5%21.8%22.7%23.6%0%10%20%30%40%50%0%20%40%60%80%100%2020202120222023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E我国发电量结构预测我国发电量结构预测/%火电(左轴)水电(右轴)风光(右轴)核电(右轴)识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1212/2
43、929 Table_PageText 深度分析|公用事业 表表 4:测算测算十五五末我国风光发电量占比达十五五末我国风光发电量占比达 23.6%发电量预测发电量预测/亿千瓦时亿千瓦时 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 发电量 81,122 83,886 88,080 92,484 97,109 101,478 106,045 110,287 114,698 118,713 火电 57,703 58,531 59,249 60,327 61,384 62,124 63,082 63,255 63,858 64,36
44、0 水电 11,840 12,020 13,232 14,006 14,801 15,214 15,668 16,441 17,129 17,699 风电 5,667 6,867 8,357 10,061 11,781 13,815 15,465 17,005 18,435 19,755 光伏 1,837 2,290 2,921 3,647 4,573 5,444 6,248 6,985 7,655 8,258 核电 4,075 4,178 4,322 4,443 4,569 4,881 5,582 6,601 7,621 8,640 发电量增速发电量增速/%2021 2022 2023E 2
45、024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 增速/%9.4%3.4%5.0%5.0%5.0%4.5%4.5%4.0%4.0%3.5%火电 9.3%1.4%1.2%1.8%1.8%1.2%1.5%0.3%1.0%0.8%水电-2.5%1.5%10.1%5.8%5.7%2.8%3.0%4.9%4.2%3.3%风电 36.7%21.2%21.7%20.4%17.1%17.3%11.9%10.0%8.4%7.2%光伏 29.3%24.7%27.6%24.9%25.4%19.0%14.8%11.8%9.6%7.9%核电 11.3%2.5%3.4%2.8%2.8%6.
46、8%14.4%18.3%15.4%13.4%发电量结构发电量结构/%2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 火电 71.1%69.8%67.3%65.2%63.2%61.2%59.5%57.4%55.7%54.2%水电 14.6%14.3%15.0%15.1%15.2%15.0%14.8%14.9%14.9%14.9%风电 7.0%8.2%9.5%10.9%12.1%13.6%14.6%15.4%16.1%16.6%光伏 2.3%2.7%3.3%3.9%4.7%5.4%5.9%6.3%6.7%7.0%核电 5.0%5.
47、0%4.9%4.8%4.7%4.8%5.3%6.0%6.6%7.3%新增发电量新增发电量/亿千瓦时亿千瓦时 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 发电量 6,951 2,764 4,194 4,404 4,624 4,370 4,567 4,242 4,411 4,014 火电 4,904 828 718 1,079 1,056 741 957 173 603 502 水电-300 180 1,212 774 796 413 454 772 689 570 风电 1,521 1,200 1,490 1,704 1,7
48、20 2,034 1,650 1,540 1,430 1,320 光伏 416 453 631 726 926 871 804 737 670 603 核电 413 103 144 121 126 311 701 1,019 1,020 1,019 新增发电量比例新增发电量比例/%2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 火电 70.5%30.0%17.1%24.5%22.8%16.9%21.0%4.1%13.7%12.5%水电-4.3%6.5%28.9%17.6%17.2%9.4%9.9%18.2%15.6%14.2%
49、风电 21.9%43.4%35.5%38.7%37.2%46.5%36.1%36.3%32.4%32.9%光伏 6.0%16.4%15.0%16.5%20.0%19.9%17.6%17.4%15.2%15.0%核电 5.9%3.7%3.4%2.8%2.7%7.1%15.4%24.0%23.1%25.4%数据来源:中电联,Wind,广发证券发展研究中心 备注:以上发电量数据为国家统计局规模以上口径 参考欧盟中丹麦和德国新能源发展过程经验,其解决风光消纳问题主要依靠三个措 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1313/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 施:一是增
50、加灵活调节电源一是增加灵活调节电源,对煤电进行灵活性改造、扩大气电装机,并大力发展储能;二是引入市场化电价机制二是引入市场化电价机制,包括电力现货市场和负电价,通过市场化机制鼓励火电灵活性改造、为调节电源提供合理收益,并引导用户削峰填谷;三是跨境电三是跨境电力互补力互补,欧洲大部分国家实现电网互联,可依靠其他国家为本国提供调峰消纳。图图 9:2021年丹麦煤电装机占比降至年丹麦煤电装机占比降至9.2%图图 10:2021年德国煤电装机占比降至年德国煤电装机占比降至18.0%数据来源:EMBER,广发证券发展研究中心 数据来源:EMBER,广发证券发展研究中心 图图 11:丹麦风光发电量占比已超
51、丹麦风光发电量占比已超60%图图 12:德国煤电和风光发电量占比均超德国煤电和风光发电量占比均超30%数据来源:EMBER,广发证券发展研究中心 数据来源:EMBER,广发证券发展研究中心 图图 13:灵活性资源的供给结构:灵活性资源的供给结构 图图 14:欧洲市场可再生能源及调节电源的装机预测:欧洲市场可再生能源及调节电源的装机预测 数据来源:IEA,广发证券发展研究中心 备注:STEPS(Stated Policies Scenario)为保守情景,APS(Announced Pledges Scenario)为理想情景 数据来源:Wood Mackenzie Power&Renewabl
52、e,广发证券发展研究中心 0%20%40%60%80%100%丹麦电力装机结构丹麦电力装机结构风电+光伏煤电气电生物质其他0%20%40%60%80%100%德国电力装机结构德国电力装机结构风电+光伏煤电气电水电核电其他0%14%28%42%56%70%丹麦发电量结构丹麦发电量结构/%煤电气电风光生物质0%12%24%36%48%60%德国发电量结构德国发电量结构/%煤电气电核电风光水电生物质 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1414/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 图图 15:丹麦电力系统:丹麦电力系统20002020年期间技术及制度层面的灵活性解决
53、方案年期间技术及制度层面的灵活性解决方案 数据来源:丹麦能源署(2021):丹麦电力系统中灵活性的发展及其作用,广发证券发展研究中心 我们在欧盟能源启示录中结论已经明确,在风光发电量占比从2013年的10%提升至2022年的22%过程中:(1)主动弃核带动核电占比由28%下降到22%,煤电发电量占比由25%降至16%,气电发电量占比由14%升至20%,且这一过程中气电调峰及煤电灵活性改造加速;(2)系统峰谷电价、分时电价、边际出清机制等政策快速出台,电价中支付给综合辅助服务的比例快速提高,即绿电化过程中需要支付的系统成本显性化。当前我国电力系统结构与十年前欧盟结构相似,当前我国电力系统结构与十
54、年前欧盟结构相似,预计将迎来预计将迎来调峰调峰消纳消纳需求爆发期。需求爆发期。图图 16:根据测算当前我国电力系统结构与十年前欧盟结构相似:根据测算当前我国电力系统结构与十年前欧盟结构相似 数据来源:Wind,EMBER,广发证券发展研究中心 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1515/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 (二)(二)电网最高发用电负荷差值扩大,电网最高发用电负荷差值扩大,风光消纳问题风光消纳问题突出突出 负荷曲线峰谷差率扩大负荷曲线峰谷差率扩大,部分电网最高发用电负荷差值扩大部分电网最高发用电负荷差值扩大。经济高质量发展背景下,第三产业和城
55、乡居民生活用电占比逐渐提升,带动用电负荷曲线的峰谷差率扩大。根据国网能源研究院对“十四五”的分析,国网经营区最大负荷增速将高于用电量增速,预测2025年最大日峰谷差达到4亿千瓦,最大日峰谷差率增至35%。同时伴随新能源装机占比持续提升,我国风光资源禀赋多集中于三北地区、而用电负荷多集中于沿海发达地区,电源侧波动亦加大。西北电网当月最高用电负荷/最高发电负荷由2010年2月的0.94倍降至2023年4月的0.75倍;华东电网由0.97倍升至1.12倍,我国我国风光消纳风光消纳的的时间、空间时间、空间问题均亟待解决问题均亟待解决。图图 17:我国电网最高用电负荷逐年攀高:我国电网最高用电负荷逐年攀
56、高 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 图图 18:近年我国西北电网最高用电、发电负荷差值逐步扩大:近年我国西北电网最高用电、发电负荷差值逐步扩大 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 电力系统需要多时间尺度调节,各类灵活性资源具有不同的技术特性,故适应新型电力系统需要多时间尺度调节,各类灵活性资源具有不同的技术特性,故适应新型电力系统发展需要对灵活性资源进行多维度配置。电力系统发展需要对灵活性资源进行多维度配置。调频、调峰、备用的时间尺度依次提升。火电是电力系统的“压舱石”,是调频、调峰、备用的主体,由于近年来新能源快速发展,调频速率和折返次数提高,调峰深度加大,导致火电在调频调峰
57、方面压力提升。电化学储能和抽水蓄能具有较强的调频调峰能力,是火电的有益补充,但由于电化学储能一般配置2-4小时、抽水蓄能库容8小时左右,故难以满足日以上级别备用需求。需求侧响应依托用户侧资源参与电力系统调节,调节速率相对有限,10.60 10.08 036912152月3月4月5月6月7月8月9月10月11月全国主要电网最高用电负荷全国主要电网最高用电负荷:当月值(单位:亿千瓦)当月值(单位:亿千瓦)2002220230.600.760.921.081.241.40我国电网最高用电负荷我国电网最高用电负荷/最高发电负荷(当月值,单位:倍)最高发电负荷(当月值,单位:倍)全
58、国主要电网华北电网东北电网华东电网华中电网南方电网西北电网 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1616/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 将主要满足部分调峰和备用需求。氢能主要通过电解水制氢和氢燃料电池参与电力系统调节,若能够实现氢能长时间低成本的制备和存储,则氢能能够广泛满足调频、调峰、备用需求。在调峰方面,火电(进行灵活性改造)、抽水蓄能、电化学储能、在调峰方面,火电(进行灵活性改造)、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应均可实现需求侧响应均可实现;火储具备小时级别以上较长周期调节优势;火储具备小时级别以上较长周期调节优势。图图 19:新能源占比提升带来多
59、时间尺度调节问题新能源占比提升带来多时间尺度调节问题 数据来源:广发电新:新型电力系统系列之三-泛储能需求无忧,电化学一马当先 从重置成本方面来看,火电灵活性改造调峰经济性最优。从重置成本方面来看,火电灵活性改造调峰经济性最优。截至2022年末,我国煤电装机达11.24GW、占总装机比例的44%,我国电源结构中有大量的煤电机组可以进行改造后调峰;也是我国与欧洲消纳压力存在显著差异的主要原因(我国煤电占比高而欧洲气电占比高,气电可以快速启停调峰)。相较于抽水蓄能EPC单价约7000元/千瓦、锂电池储能EPC单价1.8元/Wh,火电灵活性改造成本最高仅为300元/千瓦(根据改造方式不同,最低单位千
60、瓦成本可至百元以下)。图图 20:2022年我国煤电装机占年我国煤电装机占44%图图 21:2020年欧洲气电装机占年欧洲气电装机占27%数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 基于火电重置成本最低情形下,进一步考虑煤电调峰及气电调峰。一方面我国气电装机占比低(2022年仅为4%),大量采用气电调峰仍需新建较多机组;另一方面,从考虑运营成本方面而言,我国煤电单位成本远低于气电。煤电:在动力煤价格1000元/吨、煤耗300克/千瓦时,度电燃料成本为0.30元/千瓦时;16%14%15%2%44%4%4%52%水电风电光伏核电煤电气电其他20%10%14
61、%11%14%27%2%3%46%水电核电风电光伏燃煤燃气油电生物质 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1717/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 气电:在LNG价格为4100元/吨,单位kg天然气发电量为7.06千瓦时(100%效率时),30%、50%效率的气电度电燃料成本为1.937、1.162元/千瓦时。若进一步考虑碳排放成本,参考全国碳市场碳排放配额(CEA)交易价格,在碳排放配额交易价格为58元/吨,煤电、30%、50%效率的气电碳排放量分别为1023、723、434克CO2/千瓦时情形下,煤电单位成本为0.359元/千瓦时,远低于30%、50%
62、效率气电的1.979、1.187元/千瓦时。表表 5:测算单位测算单位煤电成本煤电成本远低于气电成本远低于气电成本 类型类型 碳排放成本相关指标碳排放成本相关指标 燃料成本相关指标燃料成本相关指标 单位成本合计单位成本合计 元元/千瓦时千瓦时 碳排放量 克 CO2/千瓦时 碳排放成本 元/千瓦时 动力煤/LNG 单价 元/吨 燃料成本 元/千瓦时 燃煤发电燃煤发电 1023 0.059 1000 0.300 0.359 30%效率的燃气发电 723 0.042 4100 1.937 1.979 50%效率的燃气发电 434 0.025 4100 1.162 1.187 数据来源:Wind,广发
63、证券发展研究中心 部分省份已出台针对火电机组调峰、消纳的政策补偿部分省份已出台针对火电机组调峰、消纳的政策补偿。展望我国电改的政策思路,特别是如山东、云南、甘肃、新疆等地已经出台的政策,均不断强调针对辅助综合服务、特别是调峰、消纳的政策,其中多地明确对火电机组调峰给予补贴/容量电价。表表 6:部分省份已出台部分省份已出台针对火电机组调峰、消纳的政策补偿针对火电机组调峰、消纳的政策补偿 省份省份 发布时间发布时间 政策名称政策名称 主要内容主要内容 云南 2023 年 4 月 2023 年云南省电力需求响应方案 实时型响应补贴:实时响应补贴标准执行全年统一价格 2.5 元/千瓦时。邀约型响应补贴
64、:削峰类响应补贴标准的上下限分别为 5 元/千瓦时、0 元/千瓦时;填谷类响应补贴标准的上下限起步阶段分别暂定为 1 元/千瓦时、0 元/千瓦时。甘肃 2023 年 1 月 甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)明确调峰容量电价政策以补偿火电机组灵活性改造成本和电网侧储能的投资建设成本;对火电机组 50%以下调峰容量,按机组额定容量 10%5%分为 9 档纳入补偿,电网侧独立储能补偿标准上限为 300 元/MW 日。上述补偿费用分摊原则由未参与调峰的火电、新能源电场、水电厂、市场化电力用户分摊。内蒙古 2022 年 8 月 内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则(2022 年版)自治区内
65、发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造,整合新增调节空间,按照新增调节空间 1:1 确定新能源规模。新疆 2022 年 7 月 新疆电力辅助服务市场运营规则 公用火电机组加装辅助服务调峰设施参与调峰的,同等条件下优先调用其参与有偿调峰。实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制,发电企业在不同时期分两档浮动报价:根据不同负荷报价上限为 0.7 元/千瓦时。数据来源:政府官网,广发证券发展研究中心 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1818/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 (三)火储(三)火储市场空间市场空间超超 1000 亿元亿元/年,年,综合服务
66、收入成长空间大综合服务收入成长空间大 测算十五五末测算十五五末综合辅助服务成本综合辅助服务成本超超2800亿元、对应亿元、对应火电综合辅助服务火电综合辅助服务空间超千亿。空间超千亿。基于前述发电量预测,2030年风光累计发电量超2.80万亿千瓦时(占全部发电量的23.6%)。考虑20222030年间,我国风光发电量占比将由10.9%迅速提升至23.6%(提升12.7个pct),而我国又存在风光供给与消费地域分布错配、弃风弃光率考核的特点,以及考虑到多种储能的刚性成本等因素,我们假设度电综合辅助服务成本分别为0.15、0.10、0.05元/千瓦时时,对应整体市场空间分别为4202、2801、14
67、01亿元/年;火电调峰比例在50%情形下,对应火电的综合辅助服务收入分别为2101、1401、700亿元。此部分收入是火电时间调节能力、容量价值等属性的体现,且增长此部分收入是火电时间调节能力、容量价值等属性的体现,且增长空间挂钩风光的增量发电量,未来几年的成长性突出。空间挂钩风光的增量发电量,未来几年的成长性突出。图图 22:测算:测算2030年风光累计发电量超年风光累计发电量超2.80万亿千瓦时万亿千瓦时 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 表表 7:火电火电综合辅助服务收入综合辅助服务收入空间空间敏感性测算敏感性测算(单位:亿元)(单位:亿元)火电调峰比例 度电综合辅助服务成本 4
68、0%45%50%65%70%0.05 560 630 700 910 980 0.08 840 945 1050 1366 1471 0.10 1121 1261 1401 1821 1961 0.13 1401 1576 1751 2276 2451 0.15 1681 1891 2101 2731 2941 数据来源:广发证券发展研究中心 以以某火电龙头公司某火电龙头公司为例,为例,假设公司每年火电发电量约4000亿千瓦时,假设30%的电量参与综合辅助服务、度电收入为0.10元的情形下,火电业务全电量度电收入将增加0.030元;10%、50%参与电量,则对应火电业务全电量度电收入将分别增加
69、0.010、0.050元。我们预计火电综合辅助服务的收入将伴随风光上网电量增加而持续增加,而其成本又由存量火电发电环节分摊,度电成本增长相对有限。表表 8:参与综合辅助服务的火电电价测算参与综合辅助服务的火电电价测算 核心指标核心指标 参与电量比例参与电量比例 10%30%50%电价收入(元/千瓦时,含税)0.480 0.480 0.480 2121 2430 2646 2905 2454 2277 2100 1923 11278 13708 16354 19259 21713 23990 26090 28013 1128 1371 1635 1926 2171 2399 2609 2801
70、060003000060004000300002023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E新增风光发电量/亿千瓦时累计风光发电量/亿千瓦时综合辅助服务市场(亿元,右轴)识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1919/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 参与综合辅助服务电量/亿千瓦时 400 1200 2000 综合辅助服务收入/亿元 34 101 168 火电发电量/亿千瓦时 4000 4000 4000 上网电价(元/千瓦时,含税)0.480 0.480 0.480 发电收入/亿元
71、 1614 1614 1614 合并口径电价(元/千瓦时,含税)0.490 0.510 0.530 度电电价增长(元/千瓦时,含税)0.010 0.030 0.050 数据来源:广发证券发展研究中心 表表 9:火电火电业务度电业务度电电价增长电价增长敏感性测算敏感性测算(单位:元(单位:元/千瓦时千瓦时,含税,含税)综合辅助服务收入综合辅助服务收入/(元元/度度)参与参与电量比例电量比例 0.05 0.075 0.10 0.125 0.15 10%0.005 0.008 0.010 0.013 0.015 20%0.010 0.015 0.020 0.025 0.030 30%0.015 0.
72、023 0.030 0.038 0.045 40%0.020 0.030 0.040 0.050 0.060 50%0.025 0.038 0.050 0.063 0.075 数据来源:广发证券发展研究中心 特别的,火电可提供综合辅助服务的基础逻辑在于其在我国发电结构中的绝对高占比(即使在2030年亦超过50%),同时参与综合辅助服务的电量比例并非100%,甚至大部分时间低于40%50%,因而参与综合辅助服务对于火电整体的发电量损失或利用小时损失并不突出,均摊成本也较为有限。三、三、时间的煤硅继续演绎时间的煤硅继续演绎,关注全国龙头,关注全国龙头+区域火电区域火电(一)时间的煤硅持续演绎,(一
73、)时间的煤硅持续演绎,年初至今板块最大涨幅超年初至今板块最大涨幅超 20%复盘复盘近两年火电行情与煤价(含长协履约率)、电价近两年火电行情与煤价(含长协履约率)、电价高度相关高度相关。2021年初开始碳中和为绿电蓄力,于2021年7月的能耗双控正式引爆绿电行情,两轮分别上涨20%、60%;2021年10月由于煤炭供需关系失衡,煤价一度飙升至2500元/吨,电力板块开始下调,至10月底电价上浮比例扩大以及煤价回落,涨回高点;2022年1月至4月煤价由于俄乌冲突再次走高,火电板块回调,自此煤价及长协履约率成为自此煤价及长协履约率成为核心观测核心观测,2022年4月至8月来水较好,火电低发,业绩改善
74、;2022年8月后来水偏弱煤价再次上涨,板块大幅下调至12月;2022年12月至今,煤价开始持续回落、最低已至965元/吨,长协履约率也预期提升。识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2020/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 图图 23:2021年初至今火电涨幅年初至今火电涨幅超超50%数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 图图 24:2022年年10月以来月以来火电火电股股股价与动力煤价显著负相关股价与动力煤价显著负相关 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 当前时点的电力,具备火电盈利改善、绿电装机加速、火储价值挖掘的三重共振。当前时点的电力,具
75、备火电盈利改善、绿电装机加速、火储价值挖掘的三重共振。我们在去年末提出时间的煤硅,本质上就是煤和硅的成本回落、电改预期的加速,一季报业绩落地夯实火电盈利改善逻辑,2023年初至今板块最大涨幅超20%;部分公司如皖能电力、华能国际等年初至今最大涨幅超40%。我们认为火电业绩改善、电改加速下的火储价值挖掘与绿电装机成长,两轮行情驱动因素正在此刻叠加。图图 25:2023年初至今最大涨跌幅情况年初至今最大涨跌幅情况 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心-30%-10%10%30%50%70%2021/012021/042021/072021/102022/012022/042022/072022
76、/102023/012023/042021年初至今涨跌幅年初至今涨跌幅GF火电GF绿电GF水电GF核电0002021/012021/042021/072021/102022/012022/042022/072022/102023/012023/04秦皇岛动力煤Q5500市价(元/吨)GF火电收盘价((流通股本加权平均,右轴)49%48%44%39%36%37%33%32%32%29%29%29%28%28%26%24%21%20%20%20%18%16%13%13%12%0%10%20%30%40%50%识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明
77、2121/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 表表 10:典型火电企业单季业绩情况典型火电企业单季业绩情况 证券代码证券代码 证券简称证券简称 单季度归母净利润(单季度归母净利润(亿亿元)元)2022Q1 2022Q2 2022Q3 2022Q4 2022Q4 加回减值加回减值 2023Q1 2023Q1 环比环比增量增量 2023Q1 环比环比增量增量/2023Q1 600023.SH 浙能电力 6.27-2.29 0.59-22.80-21.21 10.11 31.31 310%600011.SH 华能国际-9.56-20.52-9.34-34.45-7.35 22
78、.50 29.86 133%600027.SH 华电国际 6.22 10.28 6.80-22.25-11.73 11.34 23.07 203%000539.SZ 粤电力 A-4.49-9.26-3.44-12.84-11.10 0.88 11.99 1356%601991.SH 大唐发电-4.14 18.09-6.36-11.74-7.54 1.37 8.91 650%000883.SZ 湖北能源 5.52 8.93 3.92-6.74-5.53 3.11 8.64 278%600642.SH 申能股份 2.02 6.11 3.34-0.64 0.30 7.34 7.04 96%00076
79、7.SZ 晋控电力 0.03 0.17 0.28-7.30-6.96-1.40 5.56-000966.SZ 长源电力 0.80 0.17 1.62-1.37-0.96 2.21 3.18 144%600157.SH 永泰能源 3.26 4.44 7.71 3.68 1.49 4.19 2.70 64%600098.SH 广州发展 2.56 4.56 5.02 1.35 1.51 4.04 2.53 63%600021.SH 上海电力 1.01-1.49 2.69 1.00 1.02 3.35 2.33 70%000899.SZ 赣能股份-0.01 0.36 1.25-1.49-1.49 0.
80、06 1.54 2782%000543.SZ 皖能电力 1.38 1.32 1.64-0.08 0.32 1.26 0.94 75%600863.SH 内蒙华电 4.97 6.70 3.92 2.04 7.87 8.61 0.75 9%000690.SZ 宝新能源 0.04 0.05 1.81-0.07 2.18 0.26-1.93-750%600744.SH 华银电力-1.11-1.54 0.11 2.81 3.01-1.06-4.06-600795.SH 国电电力 10.57 12.79 27.39-22.48 14.26 9.64-4.62-48%600483.SH 福能股份 6.44
81、5.12 4.53 9.84 10.95 5.32-5.62-106%数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 预计预计当前火电度电已扭亏为盈当前火电度电已扭亏为盈,火电超发可增厚盈利。,火电超发可增厚盈利。4月全国发电量同比增长6.1%,来水偏枯下、火电保供作用突出,同比大幅增长11.5%。主要为水电受来水偏枯影响、同比下滑25.9%,风电同比增长20.9%、保持较高增速,但光伏同比减少3.3%、预计或与4月光照资源偏弱有关,核电同比增长5.7%、保持相对稳定。但我们认为,当前不同于去年三季度,参考2023年1-4月电力、热力生产和供应业利润总额同比增长47.2%(1-2月、1-3月分别为增
82、长38.6%、33.2%),预计火电盈利预计火电盈利持续改善持续改善。识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2222/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 图图 26:2023年年1-4月电力、热力生产和供应业利润总月电力、热力生产和供应业利润总额额达达1495亿元亿元 图图 27:2023年年1-4月电力、热力生产和供应业利润总月电力、热力生产和供应业利润总额同比增长额同比增长47.2%数据来源:国家统计局,广发证券发展研究中心 数据来源:国家统计局,广发证券发展研究中心 根据百川盈孚数据,2023年3月秦皇岛5500大卡动力煤均价较2021年12月至2022年
83、11月(考虑25天左右煤炭库存周期)均价下降89元/吨,2023年4月环比继续下降100元/吨。若对应若对应300克克/千瓦时煤耗,则千瓦时煤耗,则2023年年4月(对应月(对应3月煤价)、月煤价)、2023年年5月(对月(对应应4月煤价)度电利润较月煤价)度电利润较2022年增厚年增厚0.027、0.030元元/千瓦时千瓦时,且尚未考虑长协履约,且尚未考虑长协履约占比提升的影响。占比提升的影响。根据各公司2022年报披露分板块利润,测算得出2022年度华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电火电度电利润分别为-0.035、-0.026、0.010、-0.054元/千瓦时,当前边际改善程度覆盖去
84、年亏损,预计火电度电已实现由亏转盈。图图 28:2023年年4月全国发电量同比月全国发电量同比+6.1%图图 29:2023年年4月火电发电量同比月火电发电量同比+11.5%数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 691 1355 1495 00400050002月3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月电力、热力生产和供应业累计利润总额电力、热力生产和供应业累计利润总额/亿元亿元202120222023-45.3%-30.3%-29.3%-24.7%-18.1%-12.5%-4.9%4.9%15.5%26.1%41
85、.8%38.6%33.2%47.2%-80%-48%-16%16%48%80%2月3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月电力、热力生产和供应业累计利润总额同比增速电力、热力生产和供应业累计利润总额同比增速2021202220230.7%5.1%6.1%-10%-3%4%11%18%25%1-2月 3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月全国发电量当月值同比增速全国发电量当月值同比增速/%20220-2022年均值-2.3%9.1%11.5%-20%-10%0%10%20%30%1-2月 3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月全国火电
86、发电量当月值同比增速全国火电发电量当月值同比增速/%20220-2022年均值 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2323/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 图图 30:秦皇岛动力煤秦皇岛动力煤Q5500市价(元市价(元/吨)吨)图图 31:单晶组件(单面)单晶组件(单面)-182mm(元(元/瓦)瓦)数据来源:百川盈孚,广发证券发展研究中心 数据来源:PVinfolink,广发证券发展研究中心 表表 11:部分火电企业火电度电利润测算情况部分火电企业火电度电利润测算情况 公司名称公司名称 火电业绩火电业绩-预测值预测值/亿元亿元 度
87、电利润度电利润/元元/千瓦时千瓦时 2020 2021 2022 减亏幅度减亏幅度 2020 2021 2022 减亏幅度减亏幅度 华能国际 58 -155 -136 19 0.016 -0.038 -0.035 0.003 华电国际 38 -118 -40 78 0.028 -0.076 -0.026 0.049 国电电力-56 7 63-0.016 0.010 0.026 大唐发电-127 -65 62-0.100 -0.054 0.046 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 备注:华能国际火电业绩不含境外部分(二)(二)重点推荐重点推荐:全国性公司:全国性公司+区域火电龙头区域火电
88、龙头(1)华能国际:拨云见日,煤硅同行)华能国际:拨云见日,煤硅同行 公司2023年一季度实现营收653亿元(同比+0.03%),归母净利润22.5亿元(上年同期-9.6亿元)。分板块来看(税前利润口径),煤电-0.7亿元(上年同期-32.7亿元),气电3.3亿元(同比+46%)、风光22.7亿元(同比+36%)、水电及生物质-0.22亿元(上年同期-0.11亿元)。展望后续:(1)国内煤价震荡下行,3月15日至今(考虑煤炭库存)秦岛Q5500均价较上年12月15日至今年3月15日均价下跌117元/吨;(2)1-3月进口动力煤同比大增96.5%,印尼低卡煤价下行且优于国内;(3)长协煤履约率有
89、望持续提升,二季度或表现更佳。一季度新增风光装机0.8GW,期待火电恢复盈利加快绿电建设。风险提示:煤价持续上行风险;利用小时、项目建设不及预期风险。表表 12:华能国际华能国际盈利预测表盈利预测表 报表项目报表项目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入(亿元)2050.79 2467.25 2565.15 2580.01 2629.56 归母净利润(亿元)-100.06-73.87 106.23 131.35 159.73 归母净利润增长率-319.2%-23.6%21.6%每股收益(元)-0.64-0.47 0.68 0.84 1.02 数据来源:Wind,
90、广发证券发展研究中心 00029001月2月3月4月5月6月8月9月 10月 11月 12月20202021202220231.95 1.93 1.70 1.01.31.61.92.22.51月 2月 3月 3月 4月 6月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月2020202120222023 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2424/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 (2)华电国际:华电国际:Q1业绩强化盈利修复趋势,期待华电新能业绩强化盈利修复趋势,期待华电新能IPO加速加速 公司2023年一季度实现
91、营收320亿元(同比+11.0%)、归母净利润11.34亿元(同比+82.3%,22Q4加回减值后-11.73亿元)。营收增速较高主要为煤炭贸易量增多;业绩大增主要为:(1)投资收益11.83亿元(参股华电新能及多家煤企);(2)火电盈利改善,毛利率同比+2.4pct、环比+9.4pct。一季度完成上网电量526亿千瓦时(同比+0.3%),其中煤电/气电/水电分别为479/40/8亿千瓦时;平均上网电价0.531元/千瓦时(同比+2.9%)。用煤成本有望继续下降,期待二季度表现更优;华电新能保持高成长,关注其IPO进程。风险提示:煤价持续上行;利用小时不及预期;用电需求增速放缓等。表表 13:
92、华电国际华电国际盈利预测表盈利预测表 报表项目报表项目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入(亿元)1046.08 1070.59 1134.18 1193.69 1233.61 归母净利润(亿元)-49.82 1.00 58.51 74.41 86.58 归母净利润增长率-212.2%-5762.5%27.2%16.4%每股收益(元)-0.50 0.01 0.58 0.73 0.85 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心(3)大唐发电:电量下滑、主业盈利边际仍改善,期待业绩加速恢复大唐发电:电量下滑、主业盈利边际仍改善,期待业绩加速恢复 公司2023年一季
93、度实现营收280.50亿元(同比-5.9%),归母净利润1.37亿元(22Q1亏损4.14亿元,22Q4加回减值后亏损7.54亿元)。营收同比下滑预计为上网电量同比下降8.7%所致;业绩同比、环比均大幅改善,考虑或为火电减亏影响。2021、2022受制于煤价高企、来水偏枯,公司火电亏损、水电盈利下降;展望2023,国内外现货煤价下行、长协煤履约提升,综合用煤成本下降修复火电盈利;来水有望恢复修复水电业绩。十四五期间拟新增风光30GW,公司有望凭借火电及火储优势获批更多绿电项目,同时当前组件价格已高位回落14.1%,正常情境下年均现金流约250亿元、有力支撑项目建设。风险提示:煤价持续上行风险;
94、新能源项目建设、利用小时不及预期风险。表表 14:大唐发电大唐发电盈利预测表盈利预测表 报表项目报表项目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入(亿元)1036.10 1168.28 1253.16 1270.98 1306.21 归母净利润(亿元)-90.98-4.10 37.22 55.69 68.77 归母净利润增长率-399.2%-49.6%23.5%每股收益(元)-0.49-0.02 0.20 0.30 0.37 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心(4)国电电力:一季度业绩承压非主业影响,期待后续业绩释放国电电力:一季度业绩承压非主业影响,期待后续
95、业绩释放 公司2023年一季度实现营业收入453亿元(同比-3.1%)、归母净利润9.64亿元(同比-7.0%)。营收同比下滑主要为剥离宁夏区域火电资产、上网电量同比下滑5.5%;业绩同比下滑因素之一为投资收益亏损1.20亿元(上年同期盈利2.27亿元);主业毛利率同比仅下滑0.09pct、基本持平。公司背靠国家能源集团,长协煤保供优势显著,识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2525/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 考虑当前煤价震荡下行、长协煤严执行,预计盈利有望继续改善;年内拟投产上海庙及邯郸共计1.50GW煤电。绿电方面,2023年规划开支208亿元
96、建设新能源项目(占全部基建项目43%),计划获取风光资源超14GW、核准12GW、开工9.60GW、投产8GW。当前组件价格已高位回落13.4%,期待绿电装机加速。风险提示:煤价持续上行;新能源项目建设、利用小时不及预期等。表表 15:国电电力国电电力盈利预测表盈利预测表 报表项目报表项目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入(亿元)1684.34 1926.81 1968.20 2030.37 2082.34 归母净利润(亿元)-17.33 28.25 67.87 78.18 89.07 归母净利润增长率-139.8%-140.3%15.2%13.9%每股收益
97、(元)-0.10 0.16 0.38 0.44 0.50 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心(5)福能股份:一季度业绩承压,期待煤电盈利回升、海风竞配落地福能股份:一季度业绩承压,期待煤电盈利回升、海风竞配落地 公司2023年一季度实现营业收入30.72亿元(同比+21.2%)、归母净利润5.32亿元(同比-17.3%)。业绩同比下滑预计为:(1)营业成本大幅增长34.3%、毛利率同比下滑7.4pct,考虑或为火电多发、燃料成本大幅增长所致;(2)投资收益贡献2.50亿元(主要参股公司为海峡发电、宁德核电),同比下降12.3%。公司火电包括燃煤热电联产1.3GW/燃煤纯凝1.3GW/燃气
98、1.5GW。当前国内现货煤价震荡下行,且长协煤履约有望提升,公司综合用煤成本下降带动盈利回升。海风方面,4月24日福建平潭B区及平潭草屿海上风电项目(共计0.75GW)开始招标,期待福建海风招标加速落地,公司作为省属电力平台有望加速成长。风险提示:煤价持续上行;海风项目新增、成本下降不及预期等风险。表表 16:福能股份福能股份盈利预测表盈利预测表 报表项目报表项目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入(亿元)121.56 143.18 143.49 155.59 167.19 归母净利润(亿元)13.59 25.93 30.10 34.78 40.04 归母净利
99、润增长率-9.1%90.8%16.1%15.6%15.1%每股收益(元)0.70 1.33 1.54 1.78 2.05 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心(6)上海电力:上海电力:业绩同比大增,煤价下降期待火电转盈提速业绩同比大增,煤价下降期待火电转盈提速 公司2023年一季度实现营收103.42亿元(同比+23.4%)、归母净利润3.35亿元(同比+230.6%,2022全年盈利3.21亿元)。业绩同比大幅改善预计为去年10月土耳其煤电项目全投产(2022年实现净利润12亿元)以及新能源上网电量同比提升18.2%。展望后续:(1)公司进口煤占比高(上海地区2021年进口煤占65%),
100、1-3月我国进口动力煤同比大增96.5%、且价格震荡下行;(2)长协比例在保供加严下,有望持续提升;(3)国内现货煤价已再次新低、跌破1000元/吨;综合用煤成本改善下、火电整体有望由亏转盈。公司今年新能源目标:确保核准/开工/投产7.9/4.6/6.8GW,力争达11/6/10GW。当前组件价格已高位回落14.1%,期待绿电装机加速。风险提示:煤价持续上行;项目建设进度、用电需求不及预期等风险。识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2626/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 表表 17:上海电力上海电力盈利预测表盈利预测表 报表项目报表项目 2021A 20
101、22A 2023E 2024E 2025E 营业收入(亿元)308.36 391.61 416.51 453.12 480.29 归母净利润(亿元)-18.36 3.21 30.10 39.79 47.21 归母净利润增长率-306.2%-838.3%32.2%18.6%每股收益(元)-0.70 0.11 1.07 1.41 1.68 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心(7)宝新能源:一季度盈利短期承压,“开源节流”业绩弹性可期宝新能源:一季度盈利短期承压,“开源节流”业绩弹性可期 公司2023年一季度实现营业收入21.67亿元(同比-2.2%)、归母净利润0.26亿元(上年同期盈利0.
102、04亿元)。营收下滑预计与电量同比减少有关(或为电厂检修因素);毛利率同比下滑1.5pct,预计用煤成本仍较高(存货较年末增长71%);但净利率同比提升1.0pct(财务费率同比下降0.83pct)。公司火电燃料主要是市场煤:国内方面,3月15日至今(考虑煤炭库存)秦岛Q5500均价较上年12月15日至今年3月15日均价下跌117元/吨;进口方面,1-3月进口动力煤同比大增96.5%,印尼低卡煤价下行且优于国内,预计后续用煤成本改善。电价方面,广东省2023年度中长期电价顶格上浮(同比提升5.7分/千瓦时),预计电价提升亦助力火电盈利快速修复。风险提示:煤价持续上行;项目建设进度、用电需求增长
103、不及预期等。表表 18:宝新能源宝新能源盈利预测表盈利预测表 报表项目报表项目 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入(亿元)94.11 94.15 98.23 100.93 133.58 归母净利润(亿元)8.24 1.83 13.04 17.92 24.11 归母净利润增长率-54.7%-77.8%612.1%37.4%34.5%每股收益(元)0.38 0.08 0.60 0.82 1.11 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心(8)粤电力:电价上涨、用煤改善,火电转盈开门红粤电力:电价上涨、用煤改善,火电转盈开门红 公司2023一季度实现营收130.46
104、亿元(同比+14.6%)、归母净利0.88亿元(上年同期亏损4.5亿元)。2023Q1上网电量达249亿千瓦时(同比+5.9%),其中煤电/气电/风光分别为200/35/13亿千瓦时;同期上网电价为585元/兆瓦时(同比+8.6%)、燃料成本为94.46亿元(同比+4.5%),预计火电电价上浮覆盖燃料成本上涨,毛利率回正至7.6%。进口改善与长协提升或为超预期核心因素,展望后续火电盈利有望持续改善。十四五拟新增风光14GW,在手资源丰富、期待装机加速落地。风险提示:煤价持续上行;新能源项目建设、利用小时不及预期等。表表 19:粤电力粤电力盈利预测表盈利预测表 报表项目报表项目 2021A 20
105、22A 2023E 2024E 2025E 营业收入(亿元)444.58 526.61 564.31 615.63 685.09 归母净利润(亿元)-29.28-30.04 13.83 26.14 32.66 归母净利润增长率-242.6%-89.1%24.9%每股收益(元)-0.56-0.57 0.26 0.50 0.62 数据来源:Wind,广发证券发展研究中心 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2727/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 四四、风险提示、风险提示 煤价大幅波动风险:煤价大幅波动风险:由于火电公司盈利水平受动力煤价格影响较大,虽预计未来
106、一段时间内,随着煤炭行业下游需求的放缓和新增产能的增加,我国煤炭市场供求整体形势将相对宽松,煤炭价格将处于平稳态势,但也不排除煤炭价格的再次大幅上涨挤压火电公司的盈利空间,带来盈利水平波动的风险。来水不及预期风险来水不及预期风险:水电公司发电量主要依靠来水情况,我国主要流域上半年来水偏丰,但南方地区多数流域在7-8月份迅速转枯,从而影响水电发电量。虽然9月份来水开始好转,但若来水不及预期,或者四季度来水依然偏枯,则会影响水电公司盈利。风电光伏等绿电装机增长不达预期:风电光伏等绿电装机增长不达预期:大力发展新能源背景下,消纳难度大幅增加;新能源补贴拖欠严重;海上风电短期内难以全面平价,如地方不接
107、力补贴,将造成海上风电新增规模急剧下降;新能源原材料的供应紧张(如硅料)影响了新能源行业的发展速度;配储成本压制了新能源装机意愿,均有可能导致未来行业新增风光装机不达预期风险。识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2828/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 广发证券环保及公用事业研究小组广发证券环保及公用事业研究小组 郭 鹏:首席分析师,华中科技大学工学硕士。许 洁:联席首席分析师,复旦大学金融硕士,华中科技大学经济学学士,2016 年加入广发证券发展研究中心。姜 涛:资深分析师,武汉大学金融工程硕士,武汉大学经济学学士,2019 年加入广发证券发展研究中心。
108、陈 龙:高级分析师,新加坡管理大学应用金融学硕士,厦门大学生态学学士,2021 年加入广发证券发展研究中心。荣 凌 琪:高级研究员,帝国理工学院金融科技硕士,同济大学金融学学士,2021 年加入广发证券发展研究中心。许 子 怡:高级研究员,硕士,毕业于香港城市大学,2022 年加入广发证券发展研究中心。陈 舒 心:高级研究员,新加坡国立大学硕士,2022 年加入广发证券发展研究中心。郝 兆 升:研究员,复旦大学金融硕士,中央财经大学经济学学士,2022 年加入广发证券发展研究中心。广发证券广发证券行业投资评级说明行业投资评级说明 买入:预期未来12 个月内,股价表现强于大盘10%以上。持有:预
109、期未来12 个月内,股价相对大盘的变动幅度介于-10%+10%。卖出:预期未来12 个月内,股价表现弱于大盘10%以上。广发证券广发证券公司投资评级说明公司投资评级说明 买入:预期未来12 个月内,股价表现强于大盘15%以上。增持:预期未来12 个月内,股价表现强于大盘5%-15%。持有:预期未来12 个月内,股价相对大盘的变动幅度介于-5%+5%。卖出:预期未来12 个月内,股价表现弱于大盘5%以上。联系我们联系我们 广州市 深圳市 北京市 上海市 香港 地址 广州市天河区马场路26 号广发证券大厦47 楼 深圳市福田区益田路6001 号太平金融大厦 31 层 北京市西城区月坛北街 2 号月
110、坛大厦 18层 上海市浦东新区南泉北路 429 号泰康保险大厦 37 楼 香港德辅道中 189 号李宝椿大厦 29 及 30楼 邮政编码 510627 518026 100045 200120-客服邮箱 法律主体法律主体声明声明 本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作,广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格,接受中国证监会监管,负责本报告于中国(港澳台地区除外)的分销。广发证券(香港)经
111、纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见(4 号牌照)的牌照,接受香港证监会监管,负责本报告于中国香港地区的分销。本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。重要重要声明声明 投资对不依据内 识别风险,发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2929/2929 Table_PageText 深度分析|公用事业 广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系,因此,投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决
112、策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险,任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。本报告署名研究人员、联系人(以下均简称“研究人员”)针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容,在此声明:(1)本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点,并不代表广发证券的立场;(2)研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定,其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入,该等经营收入
113、部分来源于广发证券的投资银行类业务。本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送,不对外公开发布,只有接收人才可以使用,且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律,广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。本报告所提及证券可能不被允许在某些国家或地区内出售。请注意,投资涉及风险,证券价格可能会波动,因此投资回报可能会有所变化,过去的业绩并不保证未来的表现。本报告的内容、观点或建议并未考虑任何个别客户的具体投资目标、财务状况和特殊需求,不应被视为对特定
114、客户关于特定证券或金融工具的投资建议。本报告发送给某客户是基于该客户被认为有能力独立评估投资风险、独立行使投资决策并独立承担相应风险。本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠,但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考,报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任,除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策,如有需要,应先咨询专业意见。广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告。本报告反映研究人员的不同观点、见解及分析方法,并不代表广发证券的立场。广
115、发证券的销售人员、交易员或其他专业人士可能以书面或口头形式,向其客户或自营交易部门提供与本报告观点相反的市场评论或交易策略,广发证券的自营交易部门亦可能会有与本报告观点不一致,甚至相反的投资策略。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断,可随时更改且无需另行通告。广发证券或其证券研究报告业务的相关董事、高级职员、分析师和员工可能拥有本报告所提及证券的权益。在阅读本报告时,收件人应了解相关的权益披露(若有)。本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息(“信息”)。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据,以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下,它并不(明示或暗示)与香港证监会第5 类受规管活动(就期货合约提供意见)有关联或构成此活动。权益披露权益披露(1)广发证券(香港)跟本研究报告所述公司在过去12 个月内并没有任何投资银行业务的关系。版权声明版权声明 未经广发证券事先书面许可,任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用,否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。系因此者应当考虑存潜利益冲突而独性产生影响仅容