1、 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1 证券研究报告 发电发电 配额收紧，火电公司碳支出方差较大配额收紧，火电公司碳支出方差较大 华泰研究华泰研究 发电发电 增持增持 (维持维持)研究员 王玮嘉王玮嘉 SAC No.S0570517050002 SFC No.BEB090 +(86)21 2897 2079 研究员 黄波黄波 SAC No.S0570519090003 SFC No.BQR122 +(86)755 8249 3570 研究员 李雅琳李雅琳 SAC No.S0570523050003 SFC No.BTC420 +(86)10 6321 1166 研究员

2、 胡知胡知 SAC No.S0570523120002 +(86)21 2897 2228 行业走势图行业走势图 资料来源：Wind，华泰研究 重点推荐重点推荐 股票名称股票名称 股票代码股票代码 目标价目标价 (当地币种当地币种)投资评级投资评级 华能国际 600011 CH 11.25 买入 国电电力 600795 CH 6.53 买入 华润电力 836 HK 25.33 买入 国投电力 600886 CH 19.99 买入 中国电力 2380 HK 4.47 买入 资料来源：华泰研究预测 2024 年 7 月 01 日中国内地 专题研究专题研究 碳配额趋紧，碳配额趋紧，23 年火电公司碳

3、配额净支出拉低利润总额最多可达年火电公司碳配额净支出拉低利润总额最多可达 18%碳配额发放趋紧、有偿分配或将引入，需求提升下碳价上行。我们测算40%-60%负荷率下，煤电机组的碳配额盈余（缺口）相对更大（小），表明全国层面当前碳成本对煤电盈利影响还并不大，未来随着电网对煤电深度调峰需求增加，煤电机组负荷率或需频繁下降至 30%以下，碳支出或将成为煤电盈利模型的重要成本项。2023 年，内蒙华电碳支出净额 5.5 亿，已拉低利润总额 18%。我们判断高能效煤电机组配置+碳资产管理+新能源发展组合或将在碳市场推进过程中构成相对优势，推荐华能国际/国电电力/华润电力/国投电力/中国电力。碳市场本质为

4、减排工具，配额收紧碳市场本质为减排工具，配额收紧&碳价上行碳价上行&有偿分配系大势所趋有偿分配系大势所趋 2021 年，全国碳市场燃煤机组供电基准值较 2020 年下调 7%-18%不等，供热基准值下调 11%以上。2023 年（全国碳市场 21-22 年履约周期结算截止年）全国碳市场成交量较 2021 年（19-20 年履约结算截止年）+19%，2023年碳价较 2021 年+58%。双碳目标下，我们预计碳配额发放将持续收紧，碳价或将维持上行趋势，全国碳市场或将在发电行业首先引入配额有偿竞拍机制。我们测算当外购碳配额比例提升至 5%-8%，碳价约 80-120 元/吨时，相较无碳配额支出，煤

5、电机组的度电成本将增加 0.347-0.833 分，度电净利自 2.4 分下降 11.1%-26.5%，ROE 自 8.43%下降至 6.19%-7.5%。机组容量等级、负荷率与碳配额缺口（盈余）并非呈现线性关系机组容量等级、负荷率与碳配额缺口（盈余）并非呈现线性关系 碳支出 or 盈余系碳配额缺口 or 盈余（碳配额-碳排放量）与碳价的综合结果。我们测算结论为：1）百万机组碳配额缺口（盈余）确实显著更小（大），但300MW 及以下机组碳配额核算供电基准值较 300MW 以上机组更高，虽然能效更差碳排放也更多，但 300MW 燃煤机组在 30%-100%/40%-75%负荷率下的单位供电量碳配

6、额盈余/缺口较 600MW 燃煤机组更大/小。2）负荷率下降时碳配额给予一定补偿，50%-60%/40%左右负荷率下燃煤机组碳配额缺口（盈余）最小（大），但当负荷率降低到 30%的深度调峰状态，碳配额补偿机制或失效，煤电机组碳配额缺口（盈余）显著增加（缩小）。不同碳市场碳价差异较大，部分碳市场试点省份给予企业套利可能不同碳市场碳价差异较大，部分碳市场试点省份给予企业套利可能 2023 年北京碳市场碳配额均价 115 元/吨居试点碳市场首位，福建碳市场仅为 23 元/吨。2021 年，福建碳市场成交量仅为试点省份碳市场总交易量的5%，但由于其碳价处于相对低位，且准入机制较为简易，吸引火电企业进入

7、二级交易，2022/2023 年福建成交量占试点省份碳市场总交易量的比例跃升至 19%/49%。试点碳市场对未纳入本身碳配额管理的企业设置一定的准入机制，外省（市）企业也可交易，未来碳配额收紧、碳价上涨的预期下，控排企业对于碳市场的选择可能带来部分碳支出节省。火电碳支出方差较大，“五大六小”发电集团旗下全国型平台表现优异火电碳支出方差较大，“五大六小”发电集团旗下全国型平台表现优异 各火电公司 2021 年开始列示碳配额收支，“五大六小”发电集团旗下全国型平台如华能国际/国电电力/华润电力/华电国际/国投电力/中国电力 21-23 年累计碳配额净收益位居前列，或主要得益于优异的碳资产管理能力；

8、碳配额支出的企业则多为区域型火电，如内蒙华电/粤电力 A 等。内蒙华电碳配额支出较大或主要系 300MW 及以上机组中无百万千瓦机组，机组能耗可能相对更高；内蒙古是我国风光大省，其深度调峰需求或更多；内蒙华电下属火电企业购入配额碳价或较高。风险提示：火电碳配额收紧及有偿碳配额推进超预期、风电/光伏 CCER 获取不及预期、测算结果与实际情况存在差异。(18)(9)11019Jul-23Oct-23Feb-24Jun-24(%)发电沪深300 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。2 发电发电 正文目录正文目录 碳配额对火电盈利影响日益深入碳配额对火电盈利影响日益深入.3

9、电力率先纳入全国碳市场，第二个履约周期交易更加活跃.3 预计未来碳配额收紧，有偿分配机制逐渐引入.4 碳配额收支影响火电盈利，行业内配额净收益方差较大.5 碳支出系碳排放量、核定碳配额及碳价综合结果碳支出系碳排放量、核定碳配额及碳价综合结果.8 百万机组碳配额缺口显著更小，深度调峰下碳配额补偿有限.8 对于纯发电常规燃煤机组.9 引入供热比后的常规燃煤机组.13 碳配额价格逐年上行，全国和地方试点碳市场价差明显.14 碳资产管理及自愿减排可带来碳交易增益.16 高能效机组高能效机组+碳资产管理碳资产管理+新能源发展有望形成组合优势新能源发展有望形成组合优势.18 风险提示.21 OAzVrQt

10、OsRmQmOoRvNpMrMmQnP9PcMaQoMpPoMrNjMmMrOjMrRpN7NnMoPwMoPzRMYmOpP 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。3 发电发电 碳配额对火电盈利影响日益深入碳配额对火电盈利影响日益深入 电力率先纳入全国碳市场，第二个履约周期交易更加电力率先纳入全国碳市场，第二个履约周期交易更加活跃活跃 电力行业率先纳入全国碳市场，采用基准法核电力行业率先纳入全国碳市场，采用基准法核算、免费分配配额。算、免费分配配额。碳交易通过显性碳定价原则，将排放的负外部效应内部成本化，为处理经济发展与减排关系提供了一种解决方案。自 2011 年起，我

11、国先后在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建建立了 8 个试点碳市场，并于 2021 年 7 月 16 日正式启动全国碳市场上线交易，据北极星电力网，以电力行业为先，首批纳入 2162 家发电企业，全年覆盖二氧化碳排放量超过 45 亿吨。截止2023 年底，全国碳市场碳排放配额累计成交 4.4 亿吨，累计成交额达到 249 亿元。2019-2020 年以及 2021-2022 年两个周期内，全国碳市场碳配额采取免费分配的方式，采用基准法进行核算，并按历史年度供电量的 70%预分配配额，在最终核定时多退少补。地方试点市场具备先锋特色，经历了较长的运行周期后，其变革步伐走在全国碳市场前列

12、，可以为全国碳市场发展提供借鉴。目前，8 个试点碳市场均纳入多个行业，大多引入有偿分配的方式，不同试点市场配额核定方法存在差异。图表图表1：全国全国&地方碳市场碳配额政策地方碳市场碳配额政策 碳市场碳市场 开市时间开市时间 纳入行业纳入行业 纳入门槛纳入门槛 配额分配方式配额分配方式 计算方法计算方法 配额发放方式配额发放方式 全国(19-20)2021 年 电力 年度温室气体排放量达到2.6 万吨二氧化碳当量 全部免费分配 基准法 按 18 年度供电量的 70%预分配 19-20 年的配额，按实际供电量对最终核定，多退少补 全国(21-22)免费分配 基准法 按基年供电量的 70%预分配 2

13、1-22 年的配额，按实际供电量最终核定，多退少补 北京 2013 年 电力、水泥、石油化工、热力、服务业、道路运输 年度二氧化碳排放量达到5000（含）吨以上 免费分配为主，有偿分配为辅 基准线法(电力)免费配额按照上年度核定配额的 70%预发，根据 23 年度核定最终配额多退少补；有偿配额不定期竞价发放 上海 2013 年 工业、建筑、交通、数据中心/免费分配为主，有偿分配为辅 基准线法(电力)免费配额按 22 年度排放量的 80%预分配，根据最终核定配额多退少补；有偿配额不定期竞价发放 天津 2013 年 建材、钢铁、化工、石化等 年度碳排放量 2 万吨以上 免费分配为主，有偿分配为辅

14、历史强度法、历史排放法 按 22 年度履约排放量的 50%预分配，根据 23年配额核查结果多退少补 广东 2013 年 水泥、钢铁、石化、造纸、民航、交通（港口）、数据中心等 年度排放 1 万吨二氧化碳 部分免费发放和部分有偿发放，并逐步降低免费配额比例 基准线法、历史强度法、历史排放法 按 22 年核定配额量发放预配额，根据最终核定配额多退少补；23 年有偿配额计划发放 50万吨，于 24Q1、24Q2 两期竞价发放 深圳 2013 年 供电、供水、供气、公交、地铁、危险废物处理等 年度排放量 3000 吨二氧化碳 免费分配为主，有偿分配为辅 行业基准强度法(电力)根据 23 年预测经济产出

15、按预估配额的 70%预分配，核定实际配额量多退少补 重庆 2014 年 水泥、钢铁、电解铝、玻璃、造纸、化工、生活垃圾焚烧等 年度温室气体排放量达到1.3 万吨二氧化碳当量 以免费分配为主,适时引入有偿分配 等量法行业基准线法历史排放强度下降法历史排放总量下降法 22 年预分配配额按 21 年配额的 50%核算，最终核定配额多退少补；22 年后，按上一报告年度分配配额的 70%预分配配额，核定后多退少补 湖北 2014 年 水泥、热力、设备制造、化工等 年度温室气体排放量达到1.3 万吨二氧化碳当量 以免费分配为主，适时引入有偿分配 标杆法、历史强度法、历史法 按 22 年实际履约量的 70%

16、预分配，核定后多退少补 福建 2016 年 电力、石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空、陶瓷 年度温室气体排放量达到1.3 万吨二氧化碳当量 以免费分配为主，适时引入有偿分配 基准线法、历史强度法/资料来源：2019-2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）、2021-2022 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）、北京市重点碳排放单位配额核定方案、上海市 2023 年度碳排放配额分配方案、天津市 2023 年度碳排放配额分配方案、广东省 2023 年度碳排放配额分配方案、深圳市 2023 年度碳排放配额分配方案、重庆市 2021、2022 年

17、度碳排放配额分配实施方案、湖北省 2022 年度碳排放权配额分配方案、福建省 2022 年度碳排放配额分配实施方案、华泰研究 第二个履约周期碳市场活跃度明显提升，成交量存在明显履约驱动现象。第二个履约周期碳市场活跃度明显提升，成交量存在明显履约驱动现象。自 2021 年 7 月正式开市，全国碳市场已经顺利完成两个履约周期，21、23 年履约年（分别对应 19-20，21-22年两个周期）全国碳市场的碳排放配额成交量总额分别达到 1.8 亿吨、2.1 亿吨，第二个履约周期活跃度明显提升，成交量/成交额同比第一个履约周期增长 19%/89%，参与交易的企业占总数的 82%，比第一个履约周期上涨了近

18、 50pct。从履约年度的交易节奏上看，21 年7 月全国碳市场迎来开市交易小高峰，此后于 10 月才开始有大规模的交易，23 年全国碳市场大规模交易提早始于 8 月。我们认为此种现象可能与碳配额核算节奏相关，2023 年 8 月生态环境部启动 2021、2022 年度的配额发放和履约工作，截止 8 月 26 日基本完成配额发放，在配额发放完成之前，发电企业对于自身配额缺口暂不明确，交易可能较为谨慎。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。4 发电发电 图表图表2：2021-2023 年全国及地方碳市场的碳排放配额成交量年全国及地方碳市场的碳排放配额成交量 资料来源：iFi

19、nD、华泰研究 预计未来碳配额收紧，有偿分配机制逐渐引入预计未来碳配额收紧，有偿分配机制逐渐引入 预计未来碳配额收紧、有偿分配机制引入，碳市场影响力进一步加深预计未来碳配额收紧、有偿分配机制引入，碳市场影响力进一步加深。根据国务院 2021年 10 月 24 日印发的2030 年前碳达峰行动方案，到 2025 年，单位国内生产总值能源消耗比 2020 年下降 13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2020 年下降 18%。截至 2022年底，我国二氧化碳排放强度仅下降 4.6%，若要达到既定目标，则 23-25 年碳排放强度每年需下降 4.46%。我们认为全国碳市场建设是实现碳达峰、碳中

20、和目标的有力抓手，电力作为首个纳入全国碳交易市场的行业将走在市场改革的前列。预计电力企业将迎来碳配额收紧、有偿分配引入等碳市场变革，推动火电企业碳减排、碳配额管理建设。1）碳配额收紧：机组配额总量=供电基准值实际供电量修正系数+供热基准值实际供热量。供电/供热基准值综合考量上期盈亏平衡值、能耗强度和碳排放强度年均下降率、预期政策目标等。全国碳市场首个履约期配额盈余（核定碳配额-实际碳排放量）接近 7%，不足以体现碳减排约束，2021 年基准值大幅下调，300MW 等级以上常规燃煤机组、300MW 等级以下常规燃煤机组、燃煤矸石、水煤浆等非常规燃煤机组 2021年供电基准值分别较 2020 年（

21、2019 年与 2020 年基准值相同）降低 7%、10%、18%，供热基准值均降低 12%。修正系数没有变化。2022 年，综合火电行业能耗强度和碳排放强度年均下降率，供电（热）基准值进一步下降，降幅在 0.5%左右。2）有偿分配引入：试点市场已经开启有偿分配机制，全国前两个履约周期均采用免费分配的方式，预计将逐步引入有偿分配。2024 年 1 月 5 日，国务院颁发的碳排放权交易管理暂行条例提出“逐步推行免费和有偿相结合的分配方式”。根据 2024 年 1 月王科中国碳市场建设成效与展望，预计全国碳市场将于 2024 年起在发电行业首先引入配额有偿竞拍机制，初期竞拍比例为 5%-8%，并逐

22、步提高该比例。05001,0001,5002,0002,5------------------12(万吨)全国碳市场碳排放配额(CE

23、A):成交量上海碳排放权配额(SHEA):成交量天津碳排放权配额(TJEA):成交量深圳碳排放权配额:SZEA:成交量北京碳排放权(BEA):成交量广东碳排放权配额(GDEA):成交量湖北碳排放权配额(HBEA):成交量重庆碳排放权配额(CQEA):成交量福建碳排放权配额(FJEA):成交量 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。5 发电发电 图表图表3：发电行业碳排放基准值发电行业碳排放基准值 机组类型机组类型 供电供电(tCO2/MWh)供热供热(tCO2/GJ)2021 年平衡值 19/20 年基准值 2021 年基准值 2022 年基准值 2021 年降幅 202

24、2 年降幅 2021 年平衡值 19/20 年基准值 2021 年基准值 2022 年基准值 2021年降幅 2022 年降幅 300MW等级以上常规燃煤机组 0.8210 0.8770 0.8200 0.8159 6.50%0.50%0.110 0.126 0.1108 0.1104 12.06%0.36%300MW等级及以下常规燃煤机组 0.8920 0.9790 0.8773 0.8729 10.39%0.50%0.1110 0.126 0.1109 0.1104 11.98%0.45%燃煤矸石、水煤浆等非常规燃煤机 0.9627 1.1460 0.9350 0.9303 18.41%0

25、.50%0.1111 0.126 0.1110 0.1104 11.90%0.54%燃气机组 0.3930 0.3920 0.3920 0.3901 0.00%0.48%0.0560 0.059 0.0560 0.0557 5.08%0.54%注：平衡值为各类机组供电、供热碳排放配额量与其经核查排放量（应清缴配额量）平衡时对应的碳排放强度值 资料来源：2019-2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）、2021-2022 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）、华泰研究 碳配额收支影响火电盈利，行业内配额净收益方差较大碳配额收支影响火电盈利，行业内配

26、额净收益方差较大 各火电上市公司各火电上市公司 2021 年开始列示碳配额收支，行业内碳配额净收益方差较大年开始列示碳配额收支，行业内碳配额净收益方差较大。2020 年地方试点碳市场合计碳排放配额成交量仅为 3856 万吨，2021 年全国碳市场启动，全年碳配额成交量达到 1.8 亿吨，2023 年全年成交量增至 2.1 亿吨。碳排放配额收支对火电企业盈利产生的影响正逐步扩大。图表图表4：21-23 年部分火电公司碳排放配额支出年部分火电公司碳排放配额支出&收益（百万元）收益（百万元）上市公司上市公司 碳排放配额收入碳排放配额收入 碳排放配额支出碳排放配额支出 21 年碳配年碳配额净收益额净收

27、益 22 年碳配年碳配额净收益额净收益 23 年碳配年碳配额净收益额净收益 21-23 年碳配年碳配额额累计累计净收益净收益 2021 2022 2023 2021 2022 2023 华能国际 269 479 296 79 104 48 190 374 248 812 国电电力 117 246 543-224 117 246 319 682 华润电力-88 246-88 246 334 大唐发电 302 13 3-302 13 3 317 华电国际 140 17 76-36 140 17 40 196 国投电力 69 0 142-20-69-20 142 191 华电能源 16-134-16

28、-134 150 中国电力-146-146 146 豫能控股-117 43-43-117 75 晋控电力 35-20-35-20 55 龙源电力 54 16 43 40 18 4 14-2 39 51 新集能源-60 21-21-60 39 上海电力 0-57 27-1-27-56 29 申能股份 35 10 45 26-37 9 10 8 27 吉电股份-13-6-8 8 华银电力 4-4-4 长源电力-16-13-13 16-4 中广核新能源 2-2-2 淮河能源 1-1-1 桂冠电力-0 天富能源-0 陕西能源-0 宝新能源-3-3-3 浙能电力 76-0-87 76-87-11 湖北能

29、源 10-7 19-15-9-8-18 中国神华 29 47 193-36 269 29 11-76-36 电投能源-1-42-41-41 广州发展-5 1 17 64 82-17-60-81-157 江苏国信 11 3 24 103-97-92 3-72-162 皖能电力-6 150-74-150-67-217 粤电力 A-48 135 307 298-135-307-250-692 内蒙华电-30 446 548-30-446-548-1024 注：华润电力的币种为港元，中广核新能源的币种为美元 资料来源：公司公告、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。6

30、发电发电 2021-2023 年整体而言，实现碳配额收益的企业居多，“五大六小”发电集团旗下上市公司碳配额收益居行业前列，其中华能国际、国电电力、华润电力 2021-2023 年三年累计碳配额净收益位列前三，分别为 8 亿元、7 亿元、3 亿港元；实现碳配额损失的企业则多为机组集中于特定区域的火电公司，其中内蒙华电、粤电力 A、皖能电力 2021-2023 年三年累计碳配额净损失分别为 10 亿元、7 亿元、2 亿元。我们以单个煤电机组为例，测算有偿碳配额对煤电盈利能力的影响。我们以单个煤电机组为例，测算有偿碳配额对煤电盈利能力的影响。假设某总投资 42 亿元（30%资本金）的煤电机组容量为

31、120 万千瓦、年利用小时 4000 小时，机组需要外购碳配额百分比为 2%、碳配额价格为 91.43 元/吨（2024 年 6 月 21 日全国碳市场碳配额收盘价）。2022 年全国碳配额供电基准值 0.8159 tCO2/MWh，我们测算机组年二氧化碳排放量 392万吨，外购碳配额费用 0.07 亿元，新增度电碳配额成本 0.0016 元/千瓦时，带来机组度电净利润、ROE 分别下降 0.0012 元/千瓦时、0.4%。图表图表5：火电机组参火电机组参与碳市场前后盈利能力变化与碳市场前后盈利能力变化 主要参数主要参数 参与碳市场前参与碳市场前 参与碳市场后参与碳市场后 装机容量（万千瓦）1

32、20 120 利用小时数（小时）4000 4000 发电量（亿度）48 48 厂用电率（%）6%6%上网电量（亿度）45 45 上网电价（元/千瓦时）0.4464 0.4464 营业收入（亿元）营业收入（亿元）17.8 17.8 燃料成本（亿元）燃料成本（亿元）11.5 11.5 供电煤耗（克/千瓦时）300 300 入炉标煤单价（元/吨，不含税）851 851 单位燃料成本（元/千瓦时）0.2554 0.2554 其他成本（亿元）其他成本（亿元）4.9 4.9 折旧（亿元）2.1 2.1 维修（亿元）1.2 1.2 人工（亿元）0.7 0.7 财务费用(亿元）0.9 0.9 度电其他成本（元

33、/千瓦时）0.1082 0.1082 购买碳配额费用（亿元）购买碳配额费用（亿元）0.07 2022 年碳配额供电基准值（kgCO2/千瓦时）0.8159 机组年二氧化碳排放量（万吨）392 假设需要购买年碳排放碳配额的百分比（%）2%碳价（元/吨）91.43 度电碳配额成本（元/千瓦时）0.0016 利润总额（亿元）利润总额（亿元）1.4 1.3 所得税率（%）25%25%净利润（亿元）净利润（亿元）1.1 1.0 度电净利润（元/千瓦时）0.0235 0.0224 ROE 8.43%8.01%资料来源：2021-2022 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）、华泰研究预

34、测 预计未来机组外购配额比例及价格上升，预计未来机组外购配额比例及价格上升，或对或对机组盈利机组盈利能力造成负面影响能力造成负面影响。碳价上升、碳配额趋紧是未来碳市场发展趋势，机组外购碳配额比例和价格或将上升。根据我们的测算，当外购碳配额比例提升至 5%-8%，碳价约 80-120 元/吨时，相较无碳配额支出时，煤电机组的度电成本将增加 0.347-0.833 分，度电净利润自 2.4 分下降 11.1%-26.5%，ROE 自 8.43%下降至 6.19%-7.5%。随着机组外购碳配额比例和价格逐渐上升，碳配额支出对火电盈利的影响不容忽视。但我们的测算设定为碳配额支出情形，前提是公司核定碳配

35、额小于实际碳排放量，部分公司机组能效优异、碳排放较低，可能获得碳配额盈余，或从碳配额二级市场获利。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。7 发电发电 图表图表6：不同碳价及外购配额比例下火电发电成本的度电增加值不同碳价及外购配额比例下火电发电成本的度电增加值（元（元/千瓦时）千瓦时）外购碳配外购碳配额的比例额的比例 碳配额价格（元碳配额价格（元/吨）吨）20 40 60 80 100 120 140 160 180 1%0.00017 0.00035 0.00052 0.00069 0.00087 0.00104 0.00122 0.00139 0.00156 2%0.0

36、0035 0.00069 0.00104 0.00139 0.00174 0.00208 0.00243 0.00278 0.00312 3%0.00052 0.00104 0.00156 0.00208 0.00260 0.00312 0.00365 0.00417 0.00469 4%0.00069 0.00139 0.00208 0.00278 0.00347 0.00417 0.00486 0.00556 0.00625 5%0.00087 0.00174 0.00260 0.00347 0.00434 0.00521 0.00608 0.00694 0.00781 6%0.00104

37、 0.00208 0.00312 0.00417 0.00521 0.00625 0.00729 0.00833 0.00937 7%0.00122 0.00243 0.00365 0.00486 0.00608 0.00729 0.00851 0.00972 0.01094 8%0.00139 0.00278 0.00417 0.00556 0.00694 0.00833 0.00972 0.01111 0.01250 9%0.00156 0.00312 0.00469 0.00625 0.00781 0.00937 0.01094 0.01250 0.01406 10%0.00174 0.

38、00347 0.00521 0.00694 0.00868 0.01042 0.01215 0.01389 0.01562 资料来源：华泰研究预测 图表图表7：不同碳价及外购配额比例下火电度电净利润的变化不同碳价及外购配额比例下火电度电净利润的变化 外购碳配外购碳配额的比例额的比例 碳配额价格（元碳配额价格（元/吨）吨）20 40 60 80 100 120 140 160 180 1%-0.6%-1.1%-1.7%-2.2%-2.8%-3.3%-3.9%-4.4%-5.0%2%-1.1%-2.2%-3.3%-4.4%-5.5%-6.6%-7.7%-8.8%-10.0%3%-1.7%-3.3%

39、-5.0%-6.6%-8.3%-10.0%-11.6%-13.3%-14.9%4%-2.2%-4.4%-6.6%-8.8%-11.1%-13.3%-15.5%-17.7%-19.9%5%-2.8%-5.5%-8.3%-11.1%-13.8%-16.6%-19.4%-22.1%-24.9%6%-3.3%-6.6%-10.0%-13.3%-16.6%-19.9%-23.2%-26.5%-29.9%7%-3.9%-7.7%-11.6%-15.5%-19.4%-23.2%-27.1%-31.0%-34.8%8%-4.4%-8.8%-13.3%-17.7%-22.1%-26.5%-31.0%-35.4%

40、-39.8%9%-5.0%-10.0%-14.9%-19.9%-24.9%-29.9%-34.8%-39.8%-44.8%10%-5.5%-11.1%-16.6%-22.1%-27.6%-33.2%-38.7%-44.2%-49.8%资料来源：华泰研究预测 图表图表8：不同碳价及外购配额比例下火电不同碳价及外购配额比例下火电 ROE 外购碳配外购碳配额的比例额的比例 碳配额价格（元碳配额价格（元/吨）吨）20 40 60 80 100 120 140 160 180 1%8.39%8.34%8.29%8.25%8.20%8.15%8.11%8.06%8.01%2%8.34%8.25%8.15%

41、8.06%7.97%7.87%7.78%7.69%7.59%3%8.29%8.15%8.01%7.87%7.73%7.59%7.45%7.31%7.17%4%8.25%8.06%7.87%7.69%7.50%7.31%7.13%6.94%6.75%5%8.20%7.97%7.73%7.50%7.27%7.03%6.80%6.57%6.33%6%8.15%7.87%7.59%7.31%7.03%6.75%6.47%6.19%5.91%7%8.11%7.78%7.45%7.13%6.80%6.47%6.15%5.82%5.50%8%8.06%7.69%7.31%6.94%6.57%6.19%5.8

42、2%5.45%5.08%9%8.01%7.59%7.17%6.75%6.33%5.91%5.50%5.08%4.66%10%7.97%7.50%7.03%6.57%6.10%5.64%5.17%4.70%4.24%资料来源：华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。8 发电发电 碳支出系碳排放量、核定碳配额及碳价综合结果碳支出系碳排放量、核定碳配额及碳价综合结果 企业碳配额收支取决于碳配额与碳排放量之差以及碳配额交易价格企业碳配额收支取决于碳配额与碳排放量之差以及碳配额交易价格。碳支出是碳配额缺口和碳配额价格共同作用的结果，系国家调节&市场供需、行业水平&企业能

43、效的综合考量。在碳排放量和碳配额完成最终核定后，若企业实际碳排放量小于核定碳配额，则可以在碳交易市场上交易多余的碳配额获取收益，若企业实际碳排放量大于核定的碳配额，则需外购碳配额进行结算。碳配额碳配额：根据生态环境部 2020 年 12 月 30 日印发的2019-2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）、生态环境部 2023 年 03 月 13 日印发的 2021、2022 年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业），碳配额为实际供电（热）量综合基准值和修正系数之后的结果。基准值受到上期盈亏平衡值、能耗强度和碳排放强度年均下降率以及预期政策目标影响，

44、不同类型的机组基准值设置有差异。冷却方式、供热、负荷出力修正系数则是政策鼓励性设置：1）冷却方式修正系数：对缺水地区使用空冷的机组进行鼓励，考虑了因冷却环节工艺不同造成的单位产品能耗差别；2）供热量修正系数：鼓励燃煤热电联产增加供热量、替代燃煤小锅炉和散煤；3）负荷（出力）系数修正系数：鼓励火电机组参与电网调峰和保障可再生能源上网，弥补其降低负荷以及频繁启停的效率损失。碳排放量碳排放量：根据生态环境部 2023 年 2 月 7 日印发的关于做好 20232025 年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知，2022 年度温室气体排放报告按照生态环境部2022 年 3 月 15 日印发的企

45、业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施（2022 年修订版）要求编制；23-24 年度温室气体排放报告按照生态环境部 2022 年 12 月 19 日印发的企业温室气体排放核算与报告指南发电设施要求编制，二者在燃煤燃烧排放计算上基本一致。机组实际碳排放量是化石燃料的消耗量、化石燃料的收到基元素碳含量、化石燃料的碳氧化率以及二氧化碳与碳的相对分子质量之比相乘的加权平均值，与机组供电（热）煤耗、供热比和燃料种类密切相关，其中燃煤碳氧化率为 99%，二氧化碳与碳的相对分子质量之比为 44/12。碳配额交易价格则主要受到市场供需的影响。图表图表9：碳配额收支模型碳配额收支模型 资料来源：2021-2

46、022 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）、企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施(2022 年修订版)、华泰研究 百万机组碳配额缺口显著更小，深度调峰下碳配额补偿有限百万机组碳配额缺口显著更小，深度调峰下碳配额补偿有限 影响碳配额的因素包括机组类型、冷却方式、供热比、负荷率等，影响碳排放量的因素包括供电煤耗、元素碳含量、供热比等，其中供电煤耗的影响因素主要包括机组类型、机组负荷率、冷却方式、锅炉型号，元素碳含量的影响因素则主要为燃煤种类。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。9 发电发电 机组类型、机组负荷率、供热比、冷却方式对碳配额和碳排放产

47、生同向影响，最终对碳配额缺口的影响具备不确定性。我们选取 300MW 常规亚临界空冷燃煤机组、600MW 超临界空冷燃煤机组、1050MW 超超临界空冷燃煤机组，在纯发电的假设下进行测算。考虑到热电联产的情景，我们以 600MW 超临界空冷燃煤机组为例，引入供热比进行测算。此外，燃煤种类、锅炉型号等仅影响碳排放量，不影响碳配额核算。对于纯发电常规燃煤机组对于纯发电常规燃煤机组 测算假设：1）碳配额的测算采用 2022 年基准值。300MW 等级以上常规燃煤机组 2022 年供电基准值为 0.8159tCO2/MWh，300MW 等级及以下常规燃煤机组 2022 年供电基准值为0.8729 tC

48、O2/MWh。2）根据重庆市能源利用监测中心的实测结果，采用缺省值将导致碳排放量高估，我们假设所有机组单位热值含碳量、低位发热量分别较基准值 0.03085tC/GJ、26.7GJ/t 低 10%、20%，机组单位热值含碳量、低位发热量为分别 0.02785tC/GJ、21.4GJ/t；3）根据 2022 年 8 月史鹏飞某 300MW 亚临界 CFB 机组深度调峰运行热经济性研究，2023年4月史鹏飞 某600MW超临界空冷燃煤机组深度调峰运行热经济性研究、2023年 10 月王学华 某 1050MW 超超临界燃煤机组深度调峰运行经济性与末级叶片安全性研究，假设负荷率由 100%降低至 30

49、%，测算机组厂用电率及供电煤耗的变化；4）根据企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施(2022 年修订版)，供电机组碳氧化率为 99%，二氧化碳与碳的相对分子质量之比为 44/12；5）假设机组完全不供热。1、300MW 常规亚临界空冷燃煤机组：常规亚临界空冷燃煤机组：图表图表10：300MW 常规亚临界空冷燃煤机组常规亚临界空冷燃煤机组平均供电煤耗（平均供电煤耗（g/kwh）敏感性测算敏感性测算 机组负荷机组负荷 厂用电率（厂用电率（%）供电煤耗供电煤耗(g/KWh)(30%18.63%431.18 40%13.63%361.03 50%11.63%349.18 60%10.60%342

50、.66 70%10.25%340.49 75%10.08%339.40 80%10.10%339.38 85%10.11%339.36 90%10.13%339.34 100%10.14%339.32 资料来源：史鹏飞,康朝斌,张华锋,等.某 300MW 亚临界 CFB 机组深度调峰运行热经济性研究.电力科技与保,2022,38(04):258-264、华泰研究预测 图表图表11：300MW 常规亚临界空冷燃煤机组常规亚临界空冷燃煤机组运行运行 1h 碳配额缺口（盈余）敏感性测算碳配额缺口（盈余）敏感性测算 机组负荷机组负荷 厂用电率厂用电率 供电基准值供电基准值（tCO2/MWh）小时供电量

51、小时供电量(MWh)单位供电量碳配额盈余单位供电量碳配额盈余(kgCO2/MWh)单位供电量碳配额盈余单位供电量碳配额盈余-缺省值缺省值(kgCO2/MWh)30%18.63%0.8729 73 132-226 40%13.63%0.8729 104 253-47 50%11.63%0.8729 133 248-42 60%10.60%0.8729 161 233-52 70%10.25%0.8729 188 209-74 75%10.08%0.8729 202 197-85 80%10.10%0.8729 216 190-92 85%10.11%0.8729 229 184-98 90%10

52、.13%0.8729 243 184-98 100%10.14%0.8729 270 184-98 注：单位供电量碳配额盈余-缺省值是指收到基元素含碳量采取缺省值计算的结果，其中单位热值含碳量缺省值为 0.03085tC/GJ、低位发热量缺省值为 26.7GJ/t，收到基元素含碳量缺省值为单位热值含碳量缺省值*低位发热量缺省值 资料来源：史鹏飞,康朝斌,张华锋,等.某 300MW 亚临界 CFB 机组深度调峰运行热经济性研究.电力科技与保,2022,38(04):258-264、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。10 发电发电 2、600MW 超临界空冷

53、燃煤机组：超临界空冷燃煤机组：图表图表12：600MW 超临界空冷燃煤机组平均供电煤耗（超临界空冷燃煤机组平均供电煤耗（g/kwh）敏感性测算）敏感性测算 机组负荷机组负荷 厂用电率（厂用电率（%）供电煤耗供电煤耗(g/KWh)30%12.47%407.40 40%8.80%351.30 50%8.20%339.60 60%7.45%327.33 70%7.20%323.24 75%7.07%321.20 80%6.78%321.20 85%6.49%319.33 90%6.20%317.47 100%5.91%315.60 资料来源：史鹏飞,康朝斌,王书超,等.某 600 MW 超临界空冷燃

54、煤机组深度调峰运行热经济性研究.电力科技与环保,2023,39(02):147-156、华泰研究预测 图表图表13：600MW 常规亚临界空冷燃煤机组运行常规亚临界空冷燃煤机组运行 1h 碳配额缺口（盈余）敏感性测算碳配额缺口（盈余）敏感性测算 机组负荷机组负荷 厂用电率厂用电率 供电基准值供电基准值（tCO2/MWh）小时供电量小时供电量(MWh)单位供电量碳配额盈余单位供电量碳配额盈余(kgCO2/MWh)单位供电量碳配额盈余单位供电量碳配额盈余-缺省值缺省值(kgCO2/MWh)30%12.47%0.8159 158 114-224 40%8.80%0.8159 219 206-85 5

55、0%8.20%0.8159 275 203-79 60%7.45%0.8159 333 202-69 70%7.20%0.8159 390 184-84 75%7.07%0.8159 418 176-91 80%6.78%0.8159 447 169-98 85%6.49%0.8159 477 167-98 90%6.20%0.8159 507 171-93 100%5.91%0.8159 565 175-87 注：单位供电量碳配额盈余-缺省值是指收到基元素含碳量采取缺省值计算的结果，其中单位热值含碳量缺省值为 0.03085tC/GJ、低位发热量缺省值为 26.7GJ/t，收到基元素含碳量缺

56、省值为单位热值含碳量缺省值*低位发热量缺省值 资料来源：史鹏飞,康朝斌,王书超,等.某 600 MW 超临界空冷燃煤机组深度调峰运行热经济性研究.电力科技与环保,2023,39(02):147-156、华泰研究预测 3、1050MW 超超临界空冷燃煤机组：超超临界空冷燃煤机组：图表图表14：1050MW 超超超超临界空冷燃煤机组平均供电煤耗（临界空冷燃煤机组平均供电煤耗（g/kwh）敏感性测算）敏感性测算 机组负荷机组负荷 厂用电率（厂用电率（%）供电煤耗供电煤耗(g/KWh)30%7.08%346.78 40%5.79%321.27 50%4.51%312.27 60%4.29%296.00

57、 70%4.08%293.00 75%3.86%291.00 80%3.65%289.50 85%3.43%288.00 90%3.22%286.50 100%3.00%285.00 资料来源：王学华,史鹏飞,林波,等.某 1050 MW 超超临界燃煤机组深度调峰运行经济性与末级叶片安全性研究.电力科技与环保,2023,39(05):429-435、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。11 发电发电 图表图表15：1050MW 常规亚临界空冷燃煤机组运行常规亚临界空冷燃煤机组运行 1h 碳配额缺口（盈余）敏感性测算碳配额缺口（盈余）敏感性测算 机组负荷机组

58、负荷 厂用电率厂用电率 供电基准值供电基准值（tCO2/MWh）小时供电量小时供电量(MWh)单位供电量碳配额盈余单位供电量碳配额盈余(kgCO2/MWh)单位供电量碳配额盈余单位供电量碳配额盈余-缺省值缺省值(kgCO2/MWh)30%7.08%0.8159 293 245-43 40%5.79%0.8159 396 271 4 50%4.51%0.8159 501 262 3 60%4.29%0.8159 603 270 24 70%4.08%0.8159 705 250 7 75%3.86%0.8159 757 241-1 80%3.65%0.8159 809 237-3 85%3.43

59、%0.8159 862 235-4 90%3.22%0.8159 915 238 0 100%3.00%0.8159 1019 241 5 注：单位供电量碳配额盈余-缺省值是指收到基元素含碳量采取缺省值计算的结果，其中单位热值含碳量缺省值为 0.03085tC/GJ、低位发热量缺省值为 26.7GJ/t，收到基元素含碳量缺省值为单位热值含碳量缺省值*低位发热量缺省值 资料来源：王学华,史鹏飞,林波,等.某 1050 MW 超超临界燃煤机组深度调峰运行经济性与末级叶片安全性研究.电力科技与环保,2023,39(05):429-435、华泰研究预测 根据以上的测算结果，我们得出机组负荷率、机组类型

60、对碳配额缺口（盈余）的影响：机组类型：供电基准值相同机组类型：供电基准值相同时时，机组容量与碳配额缺口（盈余）负（正）相关，机组容量与碳配额缺口（盈余）负（正）相关。不同的机组类型供电基准值不同，根据2021-2022 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业），300MW 等级及以下常规燃煤机组、300MW 等级以上常规燃煤机组 22年供电基准值分别为 0.8729tCO2/MWh、0.8159tCO2/MWh。300MW 及以下机组碳配额核算供电基准值较 300MW 以上机组更高，虽然能效相对更差带来更多的碳排放，但我们的测算显示 300MW 常规亚临界空冷燃煤机组在 30%

61、-100%负荷率下的单位供电量碳配额盈余较 600MW 常规亚临界空冷燃煤机组更大；在 40%-75%负荷率下，300MW 机组碳配额缺口较 600MW 更小（若采用缺省值测算实际碳排放，各类型机组在多数负荷率下碳配额存在缺口）。300MW 以上机组供电基准值相同，一般随着机组等级更高，机组性能更强、能耗更少，比如我们测算的 1050MW 超临界空冷燃煤机组在 30%-100%的负荷率下的单位供电量的碳配额盈余是 600MW 机组的 1 倍多。机组负荷率：碳配额缺口（盈余）与负荷率并非机组负荷率：碳配额缺口（盈余）与负荷率并非线性相关，线性相关，碳配额若有盈余则当前参数设碳配额若有盈余则当前参

62、数设定下定下 40%左右负荷率左右负荷率单位供电量的单位供电量的碳配额盈余相对最优；若有缺口则当前参数设定下碳配额盈余相对最优；若有缺口则当前参数设定下50-60%左右负荷率左右负荷率单位供电量的单位供电量的碳配额缺口相对碳配额缺口相对较较小。小。机组负荷率降低时，厂用电率提升、供电煤耗上升，机组碳排放量增加，碳配额设定机组负荷修正系数来弥补负荷降低的损失，越低负荷率的机组可能分到更多的配额。假设元素碳含量采取自测值，我们测算机组将产生碳配额盈余，在负荷率降低到 40%的区间时，300MW 常规亚临界空冷燃煤机组、600MW超临界空冷燃煤机组、1050MW 超超临界空冷燃煤机组度电碳配额盈余最

63、高，说明机组负荷系数对调峰补偿有效，不会增添碳配额支出负担。但是，当机组负荷率降低到 30%时，机组进入深度调峰状态，此时度电碳配额盈余会有明显的下降，碳配额的补偿机制失效。假设元素碳含量采取缺省值，我们测算机组将产生碳配额缺口，则 300MW 机组负荷率降低到 50%，600MW/1050MW 机组负荷率降低到 60%时碳配额缺口最小。元素碳含量取值：采用缺省值将导致元素碳含量取值：采用缺省值将导致碳排放量碳排放量明显明显高估，拉大碳配额缺口高估，拉大碳配额缺口。2022 年 12 月颁布的企业温室气体排放核算与报告指南发电设施将燃煤单位热值含碳量缺省值由0.03356tC/GJ 下调至适度

64、从紧的 0.03085tC/GJ，并对非常规燃煤机组给出了专门的缺省值0.02858tc/GJ。原单位热值含碳量缺省值 0.03356tC/GJ 定义为高限值，对查实存在元素碳含量数据虚报、瞒报的重点排放单位仍采用。根据世华检测认证的测算，元素碳含量实测值 较 原 缺 省 值 0.03356tC/GJ 低 15.90%-18.47%，较 现 缺 省 值 0.03085tC/GJ 低10.20%-12.77%，采用缺省值将高估碳排放量，从而拉大碳配额缺口。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。12 发电发电 机组冷却方式机组冷却方式：空冷机组可获更多配额，且间接空冷碳配额缺

65、口（盈余）更低（高）。空冷机组可获更多配额，且间接空冷碳配额缺口（盈余）更低（高）。空冷具有节约水资源、降低能耗和维护成本、提高发电效率等多种优势。根据全国碳配额核算方法，为了对缺水地区使用空冷的机组进行鼓励，机组冷却方式若为空冷则修正系数取 1.05，水冷则修正系数取 1，空冷机组可获得更多配额。空冷方式分为直接空冷和间接空冷，目前主要采用机械通风式直接空冷系统（ACC）和表面式间接空冷系统（ISC）。根据 2021 年10 月马学礼燃煤发电机组碳排放强度影响因素研究，空冷系统厂用电消耗差异较大，对电厂供电碳排放强度带来影响。ACC 厂用电消耗较高，其供电碳排放强度均相对较高，如600MW

66、级、1000MW 级 ACC 机组相比 ISC 机组，供电碳排放强度增加约 5%，碳配额缺口（盈余）相对更大（小）。锅炉型号：随着锅炉蒸汽参数提高，碳配额缺口（盈余）将降低（提升）。锅炉型号：随着锅炉蒸汽参数提高，碳配额缺口（盈余）将降低（提升）。根据 2021 年 10月马学礼燃煤发电机组碳排放强度影响因素研究，对于 300MW 级机组，锅炉蒸汽参数由亚临界提升至超临界时，发电、供电 CO2排放强度分别降低约 9.2%、15.4%；对于 600MW级机组，锅炉蒸汽参数由超临界提升至超超临界时，发电、供电 CO2 排放强度分别降低约9.8%、11.6%；对于 1000MW 级机组，锅炉蒸汽参数

67、由超超临界提升至高效超超临界时，发电、供电 CO2 排放强度分别降低约 2.2%、4.5%。其主要原因在于随着锅炉蒸汽参数提高，机组发电效率不断提高。同时，锅炉蒸汽参数不影响碳配额核定，因此锅炉蒸汽参数越高碳配额缺口（盈余）越低（高）。图表图表16：不同冷却方式下供电二氧化碳排放强度不同冷却方式下供电二氧化碳排放强度 图表图表17：不同锅炉型号下发电及供电二氧化碳排放强度不同锅炉型号下发电及供电二氧化碳排放强度 资料来源：马学礼,王笑飞,孙希进,等.燃煤发电机组碳排放强度影响因素研究.热力发电,2022,51(01):190-195、华泰研究 资料来源：马学礼,王笑飞,孙希进,等.燃煤发电机组

68、碳排放强度影响因素研究.热力发电,2022,51(01):190-195、华泰研究 燃煤种类：煤种仅影响碳排放量，我们测算使用褐煤可能降低（提升）碳配额缺口（盈余）燃煤种类：煤种仅影响碳排放量，我们测算使用褐煤可能降低（提升）碳配额缺口（盈余）。燃煤的单位热值含碳量、收到基低位发热量均是碳排放量核算系数，且一般含碳量高的煤种具有更高的热值，可以降低供电煤耗。燃煤种类对于碳配额的核算没有影响。我们在600MW 常规亚临界 CFB 燃煤机组、85%的机组负荷下，根据不同的燃煤种类进行敏感性测算：以长焰煤为基准，假设燃料低位发热量减小 0.5MJ/kg，影响供电煤耗增加 0.3g/kWh，不同煤种的

69、单位热值含碳量、收到基低位发热量参考 2022 年 1 月郑剑平 我国煤炭的单位热值碳含量研究。根据我们的测算，不同煤种碳排放量有一定差异，综合来看使用褐煤碳配额缺口（盈余）会更小（大）。0.00.20.40.60.81.01.2300MW600MW1000MW(t/MWh)直接空冷间接空冷0.00.20.40.60.81.01.2亚临界超临界超临界超超临界超超临界 高效超临界(t/MWh)供电发电1000MW300MW600MW 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。13 发电发电 图表图表18：供电煤耗供电煤耗(g/KWh)对于不同燃煤种类的敏感性测算对于不同燃煤种类

70、的敏感性测算 燃煤种类燃煤种类 单位热值含碳量单位热值含碳量(kg/GJ)收到基低位发热量收到基低位发热量(MJ/kg)利用小时利用小时 4000 3600 3200 2800 2400 2000 1600 褐煤 0.03 13.76 324.32 324.32 324.32 324.32 324.32 324.32 324.32 长焰煤 0.03 22.07 319.33 319.33 319.33 319.33 319.33 319.33 319.33 不粘煤 0.03 21.20 319.86 319.86 319.86 319.86 319.86 319.86 319.86 弱粘煤 0

71、.02 23.08 318.73 318.73 318.73 318.73 318.73 318.73 318.73 气煤 0.03 21.46 319.70 319.70 319.70 319.70 319.70 319.70 319.70 气肥煤 0.02 23.19 318.66 318.66 318.66 318.66 318.66 318.66 318.66 1/3 焦煤 0.03 23.21 318.65 318.65 318.65 318.65 318.65 318.65 318.65 肥煤 0.03 23.74 318.33 318.33 318.33 318.33 318.3

72、3 318.33 318.33 焦煤 0.03 24.51 317.87 317.87 317.87 317.87 317.87 317.87 317.87 瘦煤 0.03 25.93 317.02 317.02 317.02 317.02 317.02 317.02 317.02 贫瘦煤 0.03 22.04 319.35 319.35 319.35 319.35 319.35 319.35 319.35 贫煤 0.03 23.60 318.42 318.42 318.42 318.42 318.42 318.42 318.42 无烟煤 0.03 24.52 317.86 317.86 31

73、7.86 317.86 317.86 317.86 317.86 资料来源：郑剑平.我国煤炭的单位热值碳含量研究.煤炭加工与综合利用,2022(01):58-62、华泰研究预测 图表图表19：碳配额缺口（盈余）碳配额缺口（盈余）(万吨万吨)对于不同燃煤种类的敏感性测算对于不同燃煤种类的敏感性测算 燃煤种类燃煤种类 单位热值含碳量单位热值含碳量(kg/GJ)收到基低位发热量收到基低位发热量(MJ/kg)利用小时利用小时 4000 3600 3200 2800 2400 2000 1600 褐煤 0.03 13.76 92 83 74 65 55 46 37 长焰煤 0.03 22.07 42 3

74、8 27 30 25 21 17 不粘煤 0.03 21.20 43 38 32 30 26 21 17 弱粘煤 0.02 23.08 49 44 22 34 29 25 20 气煤 0.03 21.46 49 44 31 34 29 24 19 气肥煤 0.02 23.19 51 46 21 36 31 26 21 1/3 焦煤 0.03 23.21 39 35 21 27 23 19 15 肥煤 0.03 23.74 38 35 18 27 23 19 15 焦煤 0.03 24.51 30 27 14 21 18 15 12 瘦煤 0.03 25.93 22 20 6 16 13 11

75、9 贫瘦煤 0.03 22.04 41 37 28 29 25 20 16 贫煤 0.03 23.60 33 30 19 23 20 17 13 无烟煤 0.03 24.52 20 18 14 14 12 10 8 资料来源：郑剑平.我国煤炭的单位热值碳含量研究.煤炭加工与综合利用,2022(01):58-62、华泰研究预测 引入供热比后的常规燃煤机组引入供热比后的常规燃煤机组 我们以 600MW 超临界空冷燃煤机组为测算主体，做出以下测算假设：1）为便于测算，假设机组总耗用燃煤量等于纯发电情景下耗煤量；2）假设供电煤耗为 300.7g/KWh（根据中电联 2023 年 7 月发布的中国电力行

76、业年度发展报告 2023，2022 年全国 600 万千瓦及以上火电厂供电标准煤耗为 300.7g/KWh）；3）机组供电负荷率为 85%；4）假设机组厂用电率为 6%。在上述假设之下，考虑到供热后碳配额将受到供热比、供热煤耗的综合影响，我们分别测算供热煤耗为 35kg/GJ、供热煤耗为 38kg/GJ 的情景下，供热比为 0-100%之间的碳配额缺口（盈余）。由于我们假设耗煤量不变，机组碳排放量与纯发电情景下一致，供热比、供热煤耗仅影响碳配额的大小。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。14 发电发电 1）供热煤耗为 35kg/GJ：图表图表20：供热煤耗为供热煤耗为

77、35kg/GJ 时时碳配额碳配额缺口（盈余）缺口（盈余）(万吨万吨)敏感性测算敏感性测算 供热比供热比 供电煤耗供电煤耗(g/KWh)供热煤耗供热煤耗(kg/GJ)供电量供电量(亿千瓦时亿千瓦时)供热量供热量(百万吉焦百万吉焦)碳排放量碳排放量(万吨万吨)碳配额碳配额(万吨万吨)碳配额盈余碳配额盈余(万吨万吨)100%300.7 35 0 20 112 226 114 90%300.7 35 2 18 112 220 108 80%300.7 35 5 16 112 214 103 70%300.7 35 7 14 112 210 98 60%300.7 35 10 12 112 207 95

78、 50%300.7 35 12 10 112 204 92 40%300.7 35 14 8 112 202 90 30%300.7 35 17 6 112 201 89 20%300.7 35 19 4 112 201 90 0%300.7 35 24 0 112 204 92 100%-0%22 22 资料来源：华泰研究预测 2）供热煤耗为 38kg/GJ：图表图表21：供热煤耗为供热煤耗为 38kg/GJ 时时碳配额碳配额缺口（盈余）缺口（盈余）(万吨万吨)敏感性测算敏感性测算 供热比供热比 供电煤耗供电煤耗(g/KWh)供热煤耗供热煤耗(kg/GJ)供电量供电量(亿千瓦时亿千瓦时)供热

79、量供热量(百万吉焦百万吉焦)碳排放量碳排放量(万吨万吨)碳配额碳配额(万吨万吨)碳配额盈余碳配额盈余(万吨万吨)100%300.7 38 0 19 112 208 96 90%300.7 38 2 17 112 204 92 80%300.7 38 5 15 112 200 88 70%300.7 38 7 13 112 198 86 60%300.7 38 10 11 112 196 84 50%300.7 38 12 9 112 195 83 40%300.7 38 14 8 112 195 83 30%300.7 38 17 6 112 196 84 20%300.7 38 19 4 1

80、12 198 86 0%300.7 38 24 0 112 204 92 100%-0%4 4 资料来源：华泰研究预测 供热比：在合适的供热煤耗以供热比：在合适的供热煤耗以及供热比下，机组采取供热的方式可弥补碳配额不足及供热比下，机组采取供热的方式可弥补碳配额不足。在供热煤耗为 38kg/GJ 的情景下，若供热比仅为 20%-80%，则纯发电（供热比为 0%）的碳配额盈余更大；供热比上升到 90%-100%时，可以比纯发电产生更多碳配额盈余。在供热煤耗为 35kg/GJ 的情景下，供热比达到 50%以上即可相对纯发电产生更多碳配额盈余。面对日益紧张的碳配额管理，机组在配额不足时可以根据自身机组

81、供热煤耗大小寻找适当的供热比例。供热煤耗：供热煤耗越低则碳配额盈余越多，且增大供热比例是更有益的供热煤耗：供热煤耗越低则碳配额盈余越多，且增大供热比例是更有益的。供热煤耗越低，相同的机组耗煤下供热量更大，核定的碳配额越多。同时，更低的供热煤耗拓宽了公司调节供热比的范围，在配额不足时，尽管从纯发电转为小比例供热，也可能会获得相对纯发电更多的配额。碳配额价格逐年上行，全国和地方试点碳市场价差明显碳配额价格逐年上行，全国和地方试点碳市场价差明显 供需趋紧下碳交易价格平稳上涨，且年内交易高峰碳价显著拉升。供需趋紧下碳交易价格平稳上涨，且年内交易高峰碳价显著拉升。碳配额收紧使得更多控排企业出现配额缺口，

82、市场需求进一步增加，全国碳市场碳配额成交均价由 21 年的 43 元/吨上涨至 23 年的 68 元/吨，涨幅达到 59%，各试点碳市场也有不同程度的涨幅，我们认为在碳配额趋紧、有偿分配或逐渐引入下未来碳价上涨的趋势或将延续。前两个履约期的碳配额发放及清缴工作均在下半年进行，全国碳市场年内交易高峰期也于 8-10 月出现，活跃的碳配额交易将明显拉升碳价。23 年 8 月，全国碳市场碳配额成交均价环比+12%，12 月碳配额成交均价较 7 月增加 33%。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。15 发电发电 试点碳市场碳价差异显著，或赋予控排企业碳价调节空间。试点碳市场碳价

83、差异显著，或赋予控排企业碳价调节空间。各试点碳市场价格差异明显，2023 年北京碳市场碳价最高，全年均价达到了 115 元/吨，主要系北京采用历史强度法中较大幅度的年度下降系数以及对新增产能实行高标准的行业先进值等方法分配，形成配额供给相对较紧缺的局面。但北京碳市场的成交量也较小，只有 95 万吨。其次，广东碳市场全年均价 75 元/吨，高于全国碳市场年均价格 68 元/吨，尽管价格较高，广东碳市场成交量位列试点碳市场第二，我们认为主要系广东省原本纳入碳配额管理的企业较多，保障了交易量。2023 年全年碳配额交易均价最低为福建碳市场的 23 元/吨，福建碳市场的准入机制较为宽松，在逐利的趋势下

84、成为更多控排企业的选择，全年碳配额成交量达到 2620 万吨居试点碳市场首位，接近其他试点碳市场成交量之和。对于火电企业而言，其选择参与碳交易市场具备灵活性，各试点碳市场均为本省（市对于火电企业而言，其选择参与碳交易市场具备灵活性，各试点碳市场均为本省（市）纳）纳入碳配额管理企业之外的外省（市）企业设置了一定的准入机制。入碳配额管理企业之外的外省（市）企业设置了一定的准入机制。各试点碳市场的交易机制及供需形势不一，我们认为在未来碳配额收紧、碳价上涨的预期下，控排企业对于碳市场的选择可能带来部分碳支出节省。图表图表22：2019-2023 年全国及地方碳市场碳排放配额成交量、成交额以及成交均价年

85、全国及地方碳市场碳排放配额成交量、成交额以及成交均价 碳市场碳市场 2019 2020 2021(履约年履约年)2022 2023(履约年履约年)成交额(万元)成交量(万吨)均价(元/吨)成交额(万元)成交量(万吨)均价(元/吨)成交额(万元)成交量(万吨)均价(元/吨)成交额(万元)成交量(万吨)均价(元/吨)成交额(万元)成交量(万吨)均价(元/吨)全国-766123 17879 43 280689 5077 55 1444392 21194 68 上海 11322 270 42 4284 147 29 5133 127 40 9544 169 57 12929 193 67 天津 55

86、4 13 12566 480 26 11879 392 30 12497 361 35 16645 523 32 深圳 4148 361 12 2466 124 20 7971 706 11 22460 509 44 20302 348 58 北京 25914 311 83 6468 74 88 13662 190 72 19014 175 108 10907 95 115 广东 30398 1360 22 46668 1712 27 104404 2734 38 102975 1461 70 72819 972 75 湖北 17435 590 30 34852 1255 28 12527 3

87、62 35 26855 573 47 24175 569 42 重庆 1694 68 25 434 21 21 3726 116 32 2489 64 39 717 19 37 福建 6628 387 17 763 44 18 3187 222 14 18963 766 25 60921 2620 23 合计 97595 3351 29 108502 3856 28 928613 22727 41 495487 9155 54 1663807 26533 63 资料来源：iFinD、华泰研究 图表图表23：2021-2023 年全国及地方碳市场的碳排放配额成交价格年全国及地方碳市场的碳排放配额

88、成交价格 注：部分数据未公布 资料来源：iFinD、华泰研究 0204060801001201401------10元/吨全国碳市场碳排放配额(CEA):收盘价上海碳排放权配额(SHEA):成交均价天津碳排放权配额(TJEA):成交均价深圳碳排放权配额:SZEA:成交均价北京碳排放权(BEA):成交均价广东碳排放权配额(GDEA):成交均价湖北碳排放权配额(HBEA):成交均价重庆碳排放权配额(CQEA):成交价福建碳排放权配额(FJEA)

89、:成交均价 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。16 发电发电 图表图表24：地方地方试点试点碳市场碳市场准入机制准入机制 碳交易所碳交易所 准入机制准入机制 北京北京 非会员制，交易参与人包括履约机构交易参与人、非履约机构交易参与人和自然人交易参与人，除纳入配额管理的履约机构参与人外，满足相关条件的其他企业可申请成为非履约机构交易参与人。上海上海 会员制，分为自营类会员和综合类会员，自营类会员可进行自营业务，综合类会员可进行自营业务和代理业务，除纳入配额管理的单位外，满足相关条件的其他企业也可申请成为自营类会员。天津天津 会员制，分为综合类会员、交易类会员、服务类会员

90、和公益类会员，综合类会员可自营和代理排放权交易，交易类会员可交易但不可代理，服务类会员提供咨询等服务，公益类会员指购买排放权类产品自愿注销企业。满足相关条件的企业也可自行申请成为会员。广东广东 会员制，分为控排企业会员、境内机构会员、自然人会员和境外机构会员，控排企业会员系纳入碳排放管理和交易的企业，满足相关条件的其他企业可申请成为境内机构会员。深圳深圳-重庆重庆 非会员制，纳入重庆市配额管理范围的单位和符合规定的市场主体及自然人可申请成为交易参与人，从事碳排放交易活动。湖北湖北 会员制，分为交易类会员和合作类会员。交易类会员分为控排企业会员、投资机构会员、自然人会员，控排企业会员即纳入湖北试

91、点碳市场进行碳排放权配额管理的企业，满足相关条件的其他企业可申请成为投资机构会员。合作类会员指为碳市场参与主体提供专业服务的机构。福建福建 会员制，满足相关条件的企业可申请成为会员。四川四川 会员制，分为交易会员和服务会员。交易会员根据会员条件与业务权限的不同分为经纪会员、机构会员、自然人会员和公益会员，经纪会员可从事碳排放权交易经纪业务和自营业务，机构会员可以从事各类碳排放权交易自营业务，公益会员可以参与碳排放权交易，但有义务出于公益目的，自愿注销其所持有年度平均持仓总量 10%以上的碳排放权。资料来源：北京绿色交易所、上海环境能源交易所、天津排放权交易所、广州碳排放权交易中心、重庆碳排放权

92、交易中心、湖北碳排放权交易中心、海峡股权交易中心、四川环交所、华泰研究 碳资产管理及自愿减排可带来碳交易增益碳资产管理及自愿减排可带来碳交易增益 碳资产碳资产管理公司可降低管理成本、获取低买高卖收益。管理公司可降低管理成本、获取低买高卖收益。伴随着碳配额市场和 CCER 市场的开启，碳资产的规范化、体系化和精细化管理成为必要，越来越多大型企业成立了碳资产管理公司。一方面，碳资产管理公司可进行碳排放核算与核查，满足政府管理碳配额的诉求；另一方面，碳资产管理公司可以结合自身碳资产现状，积极减排降低履约成本，并通过低买高卖获取碳交易收益。CCER 可抵消部分碳配额缺口，未来绿电可抵消部分碳配额缺口，

93、未来绿电 CCER 机制完善后，火电转型新能源公司从公司机制完善后，火电转型新能源公司从公司整体层面有望相对获益。整体层面有望相对获益。全国及地方碳市场均设置 CCER 抵消机制，其中，CCER 在全国碳市场的抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的 5%。地方试点碳市场对于 CCER 抵消机制的规定更加精细，通常纳入本地减排量，且对减排量的来源有所限制。各大试点碳市中，对于 CCER 的抵消比例和抵消基数要求不一，其中广东、福建碳市场最为宽松，减排量抵消比例可以达到当年经确认的排放量的 10%，深圳碳市场最严格，抵消比例仅为不超过不足以履约部分的 20%。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分

94、，请务必一起阅读。17 发电发电 图表图表25：全国全国&地方碳市场对于地方碳市场对于 CCER 抵消政策的规定抵消政策的规定 碳市场碳市场 抵消机制抵消机制 全国全国 国家核证自愿减排量（CCER），抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的 5%北京北京 国家核证自愿减排量（CCER）、北京核证自愿减排量（BCER），抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%；京外项目产生的核证自愿减排量不得超过其当年核发配额量的 2.5%。优先使用河北省、天津市等与本市签署应对气候变化、生态建设、大气污染治理等相关合作协议地区的核证自愿减排量 上海上海 国家核证自愿减排量（CCER）、上海碳普惠减排量（SHCER）

95、，抵销比例不得超过企业经市生态环境局审定的上年度碳排放量的 5%天津天津 国家核证自愿减排量（CCER）、天津林业碳汇项目减排量（TJCER），抵销比例不得超过企业经市生态环境局审定的上年度碳排放量的 5%广东广东 国家核证自愿减排量（CCER）、广东省碳普惠核证减碳量(PHCER)，不得超过本企业 2021 年度实际碳排放量的 10%，且提交的 CCER 中必须有 70%以上是本省 CCER 或 PHCER 深圳深圳 国家核证自愿减排量（CCER）、深圳市碳普惠核证减碳量，抵消比例不超过不足以履约部分的 20%重庆重庆 国家核证自愿减排量（CCER）、重庆“碳惠通”项目核证自愿减排量（简称

96、CQCER），重点排放单位使用减排量比例上限为其应清缴碳排放配额的 10%，且使用的减排量中产生于本市行政区域内的比例应为 60%以上 湖北湖北 国家核证自愿减排量（CCER）、湖北省核证减排量，抵销比例不超过该重点排放单位年度碳排放初始配额的 10%福建福建 国家核证自愿减排量（CCER）、福建省林业碳汇减排量（FFCER），不得高于其当年经确认的排放量的 10%，其中 CCER 需在福建省产生 资料来源：2019-2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）、2021-2022 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）、北京市重点碳排放单位配额核定方案

97、、上海市 2023 年度碳排放配额分配方案、天津市 2023 年度碳排放配额分配方案、广东省 2023 年度碳排放配额分配方案、深圳市 2023 年度碳排放配额分配方案、重庆市 2021、2022 年度碳排放配额分配实施方案、湖北省 2022 年度碳排放权配额分配方案、福建省 2022 年度碳排放配额分配实施方案、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。18 发电发电 高能效机组高能效机组+碳资产管理碳资产管理+新能源发展新能源发展有望有望形成组合优势形成组合优势 参与碳市场不同，配额核定及交易结果将有较大差异，但目前绝大多数火电机组碳配额依参与碳市场不同，配额核

98、定及交易结果将有较大差异，但目前绝大多数火电机组碳配额依据全国基准发放。据全国基准发放。无论是碳配额的核定还是碳配额的二级市场交易，全国碳市场及地方试点碳市场交易机制及供需形势都有所不同，企业参与不同的市场对碳支出影响较大。各火电公司碳配额收支方差较大，我们认为高能效各火电公司碳配额收支方差较大，我们认为高能效+碳资产管理碳资产管理+新能源发展新能源发展有望有望构成组合构成组合优势。优势。根据我们的统计，2021-2023 年累计取得较高碳配额净收益的公司多为“五大六小”发电集团旗下的全国型上市公司，如华能国际、国电电力、华润电力、中国电力等，我们分析主要系“五大六小”发电集团中的部分集团成立

99、碳资产管理运营公司较早，碳资产统筹管理能力更强，可针对不同地域、不同处境的下属公司在二级市场进行配额交易的协商，并针对碳市场供需变化对应碳价趋势判断进行择时交易。有碳配额净收益的公司 2023 年供电煤耗多数在 290g/kWh 左右，较全国平均水平 302g/kWh 显著偏低。风电/光伏 CCER 获取机制未来有望完善，从而体现其绿色价值。考虑 CCER 对碳配额排放的一定比例抵消，拥有新能源和生物质装机的公司未来或具备一定优势。图表图表26：各各电力集团电力集团/公司旗下的资产管理公司公司旗下的资产管理公司以及旗下上市公司以及旗下上市公司 21-23 年碳交易净额年碳交易净额 电力集团电力

100、集团/公司公司 成立时间成立时间 碳资产管理公司碳资产管理公司 旗下上市公司旗下上市公司 21-23 年碳交易净额（百万元）年碳交易净额（百万元）大唐集团 2021/9/1 中国大唐集团绿色低碳发展有限公司 大唐发电 317 华银电力 4 国家能源投资集团 2008/8/27 龙源（北京）碳资产管理技术有限公司 国电电力 682 龙源电力 51 长源电力 4 中国神华-36 国家电力投资集团 2021/11/29 国家电投集团碳资产管理有限公司 中国电力 146 上海电力 29 吉电股份 8 电投能源-41 华能集团 2010/7/9 华能碳资产经营有限公司 华能国际 812 内蒙华电-102

101、4 华电集团 2021/6/11 中国华电集团碳资产运营有限公司 华电国际 196 华电能源 150 中广核集团 2012/5/18 中广核碳资产管理（北京）有限公司 中广核新能源 2 豫能控股 2021/6/11 河南碳资产管理有限公司 豫能控股 75 资料来源：公司公告、华泰研究 碳配额支出较多的主要是装机集中于某区域的火电上市公司，如内蒙华电/粤电力 A/皖能电力/江苏国信/广州发展的2021-2023年碳配额净收益为-10.24/-6.92/-2.17/-1.62/-1.57亿元。从装机结构看，内蒙华电 300MW 及以上机组中无百万千瓦机组，可能机组能耗相对更高；同时，内蒙华电装机聚

102、焦于内蒙，内蒙古是我国风光大省，深度调峰需求或更多，从而导致碳配额缺口显著更高；碳资产管理层面，碳配额购入时点或在碳价较高时点。粤电力 A/广州发展火电装机多位于广东省，广东省 2022/2023（履约年）年的年均碳价 70/75 元/吨，位于 8 个碳市场试点省份第二位，也高于全国碳市场均价的 55/68 元/吨。2023 年华电能源、中国电力、国电电力、华能国际碳配额净收益占利润总额比例分别达 6.5%、2.7%、2.0%、1.9%，居行业前列。华电能源系华电集团旗下的黑龙江区域电力上市公司，公司整体装机规模较小，或得益于集团碳资产统筹管理能力，碳配额净收益为其带来较大的利润增量贡献；中国

103、电力、国电电力、华能国际均为全国型电力平台，碳配额净收益占利润总额比例虽不及华电能源，但绝对碳配额净收益规模亮眼。我们认为“五大六小”发电集团旗下上市平台的既有碳资产管理优势将持续，但碳配额收紧、有偿分配引入的趋势下，碳配额净收益或将收窄，中国电力、国电电力及华能国际积极的新能源发展规划或将在未来发挥 CCER 抵消碳配额优势。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。19 发电发电 图表图表27：各火电公司不同类型装机各火电公司不同类型装机（万千瓦）（万千瓦）分布以及供电煤耗分布以及供电煤耗（g/kWh）上市公司上市公司 控股控股 装机装机 生物质生物质 风电风电 光伏光伏

104、 新能源新能源+生物生物质质 燃机燃机 煤机煤机 2023年供年供电煤耗电煤耗(g/kWh)煤电千瓦装机分类煤电千瓦装机分类 2021-2023年碳配额净年碳配额净收益收益(百万元百万元)2023 年碳配年碳配额净收益额净收益/23年利润总额年利润总额 30 万千瓦万千瓦 30 万千瓦万千瓦 60 万千瓦万千瓦 60 万千瓦万千瓦 百万千瓦百万千瓦 百万千瓦百万千瓦 华能国际 13,566 16 1,551 1,310 2,877 1,323 9,328 287.69 44%0%56%812 1.91%国电电力 10,558-929 854 1,784 102 7,177 293.91 30%

105、42%28%682 2.04%华润电力 7,732-1,862 344 2,206-3,717 297.17-334 1.59%大唐发电 7,329-746 437 1,183 663 4,562-317 0.05%华电国际 5,845-909 4,689 289.34 16%20%44%20%196 0.68%国投电力 4,086-318 385 704-1,254-36%64%191 1.00%华电能源 641-641-70%11%19%0%150 6.53%中国电力 4,502 32 1,202 1,515 2,748 51 1,108-0%6%58%36%146 2.68%豫能控股 1

106、,445 3 37 27 67-766 297.02 0%9%91%0%75-20.21%晋控电力 1,093-80 120 200-880-55-4.10%龙源电力 3,559-2,775-2,775-188-51 0.47%新集能源 200-200-0%0%0%100%39 1.74%上海电力 2,245-387 511 898 362 985-29 1.28%申能股份 1,695-239 213 452 343 840 282.7 0%35%37%28%27 0.17%吉电股份 1,342 3 347 662 1,012-330-8 0.40%华银电力 652-54 102 156-48

107、2-0%0%25%75%4 -长源电力 1,049 2 26 131 160-831-0%45%31%24%4 -中广核新能源 962-444 176 620-156-2 -淮河能源 132-132 324.89 0%0%100%0%1 -桂冠电力 1,302-79 66 146-133-0%50%50%0%-陕西能源 918-918 303.26 13%14%29%44%-天富能源 356-44 44-289-9%45%46%0%-宝新能源 352-5-5-347 315.04 42%0%0%58%-3 -浙能电力 3,517-403 3,088 296.12 11%10%48%30%-11

108、-0.96%湖北能源 1,567-121 317 438 37 663 308.05 5%6%30%60%-18-0.36%中国神华 4,463-40 40 95 4,316 294.90-36-0.09%电投能源 575-120-0%0%100%0%-41-0.69%广州发展 931-225 176 401 217 313 304.81-157-3.50%江苏国信 1,545-259 1,286 291.78 5%95%-162-2.09%皖能电力 1,138-1,317 298.74 0%17%59%23%-217-3.67%粤电力 A 3,213 10 280 215 504 706 1

109、,989 299.14-692-10.34%内蒙华电 1,323-138 45 183-1,140 304.04 11%17%72%0%-1,024-21.70%注：1）江苏国信供电煤耗为江苏省内口径、皖能电力供电煤耗为常规机组口径；2）国电电力供电煤耗为 21H1 的口径，申能股份、淮河能源供电煤耗为 21 年口径，华能国际、陕西能源、浙能电力为 22 年口径，其余均为 23 年口径。3）装机容量均为在役口径，除中广核新能源为权益装机容量外，其余均为控股装机。4）不同容量等级机组占比加总不等 100%主要是四舍五入差异。5）各公司数据披露详细程度有差异，未直接列示未 0 的空白值即公司未公开

110、披露该数据。6）华润电力的币种为港元，中广核新能源的币种为美元。7）豫能控股、晋控电力、华银电力 2023 年利润总额为负数 资料来源：iFinD、公司公告、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。20 发电发电 图表图表28：报告提及公司列表报告提及公司列表 股票代码股票代码 公司名称公司名称 600011 CH/902 HK 华能国际 600795 CH 国电电力 836 HK 华润电力 601911 CH/991 HK 大唐发电 600027 CH/1071 HK 华电国际 600886 CH 国投电力 600726 CH 华电能源 2380 HK 中国电力

111、 001896 CH 豫能控股 000767 CH 晋控电力 001289 CH/916 HK 龙源电力 601918 CH 新集能源 600021 CH 上海电力 600642 CH 申能股份 000875 CH 吉电股份 600744 CH 华银电力 000966 CH 长源电力 1811 HK 中广核新能源 600575 CH 淮河能源 600236 CH 桂冠电力 001286 CH 陕西能源 000690 CH 宝新能源 600023 CH 浙能电力 000883 CH 湖北能源 601088 CH 中国神华 002128 CH 电投能源 600089 CH 广州发展 002608

112、CH 江苏国信 000543 CH 皖能电力 000539 CH 粤电力 A 600863 CH 内蒙华电 600509 CH 天富能源 600011 CH 华能国际 600795 CH 国电电力 836 HK 华润电力 601911 CH 大唐发电 600027 CH 华电国际 600886 CH 国投电力 600726 CH 华电能源 2380 HK 中国电力 001896 CH 豫能控股-大唐集团-华能集团-国家能源投资集团-华电集团-中广核集团-中国大唐集团绿色低碳发展有限公司-国家电力投资集团-龙源（北京）碳资产管理技术有限公司-国家电投集团碳资产管理有限公司-华能碳资产经营有限公司

113、-中广核碳资产管理（北京）有限公司-河南碳资产管理有限公司 资料来源：Wind、Bloomberg、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。21 发电发电 风险提示风险提示 1）火电碳配额收紧及有偿碳配额推进超预期。火电碳配额收紧及有偿碳配额推进超预期。2021 年，全国碳市场燃煤机组供电基准值较 2020 年下调 6%-18%不等，供热基准值下调 11%以上。若未来火电供电/供热基准值收紧超预期或有偿碳配额比例的提升超预期，对火电盈利造成的负面影响或大于预期。2）风电风电/光伏光伏 CCER 获取获取不及预期。不及预期。CCER 方法学更新需要经历充分的论证过程

114、，若风电/光伏 CCER 获取不及预期，火电转型新能源公司的风电/光伏 CCER 抵减火电碳配额优势或不及预期。3）测算结果与实际情况存在差异。）测算结果与实际情况存在差异。本文测算的部分假设采用已发表学术期刊中提及的经验值，实际不同的机组各项指标和参数差异较大，可能导致本文的碳配额、实际碳排放量测算结果与实际情况存在差异。图表图表2929：重点重点推荐推荐公司一览表公司一览表 最新收盘价最新收盘价 目标价目标价 市值市值(百万百万)EPS(元元)PE(倍倍)股票名称股票名称 股票代码股票代码 投资评级投资评级(当地币种当地币种)(当地币种当地币种)(当地币种当地币种)2023 2024E 2

115、025E 2026E 2023 2024E 2025E 2026E 华能国际 600011 CH 买入 9.62 11.25 151,016 0.54 0.81 0.89 1.02 17.81 11.88 10.81 9.43 国电电力 600795 CH 买入 5.99 6.53 106,835 0.31 0.40 0.49 0.57 19.32 14.98 12.22 10.51 华润电力 836 HK 买入 23.95 25.33 115,210 2.29 3.17 3.55 4.21 10.46 7.56 6.75 5.69 国投电力 600886 CH 买入 18.24 19.99

116、135,964 0.90 1.15 1.30 1.39 20.27 15.86 14.03 13.12 中国电力 2380 HK 买入 4.05 4.47 50,099 0.22 0.41 0.54 0.65 16.80 9.02 6.85 5.69 资料来源：Bloomberg，华泰研究预测 图表图表30：重点推荐公司最新重点推荐公司最新观点观点 股票名称股票名称 最新观点最新观点 华能国际华能国际(600011 CH)1Q24 煤电度电利润总额煤电度电利润总额 3.1 分，整体归母净利润同比分，整体归母净利润同比+104.25%1Q24 公司营收/归母净利为 653.67/45.96 亿元

117、,同比+0.15%/+104.25%，其中归母净利润较我们预期的最高值 45.76 亿元高 0.2 亿元。1Q24，公司煤电板块实现利润总额 28.25 亿元，对应度电利润总额 3.1 分，超出去年单季度盈利最好水平（3Q23 煤电度电利润总额 2.6 分）。下调入炉标煤单价预期，调整公司 24-26 年归母净利至 127/139/160 亿元（前值：122/136/159 亿元）。预计公司 24 年新能源归母净利 78.79 亿元和火电归母权益599.21 亿元，分别给予 24E PE23x 和 PB1.25x（可比公司 Wind 一致预期 24E PE/PB 13.8x/1.11x，公司溢

118、价考虑新能源盈利能力更强及火风光一体化优势更佳；火电辅助服务收益表现突出），扣除永续债后目标市值 1767 亿元，对应股价 11.25 元（前值：10.71 元），买入。风险提示：煤价高于预期；市场化电价/煤电容量电价/利用小时数/风光新项目投产不及预期；计提资产减值风险。报告发布日期：2024 年 04 月 23 日 点击下载全文：华能国际点击下载全文：华能国际(600011 CH,买入买入):煤电盈利修复超预期煤电盈利修复超预期,1Q24 业绩高增业绩高增 国电电力国电电力(600795 CH)2023 年新能源利润受减值影响，未来增长弹性可期年新能源利润受减值影响，未来增长弹性可期 公司

119、 2023 年营收/归母净利为 1810/56 亿元，同比-7%/+104%（调整后口径）。2023 年，公司实现新能源净利润 22.3 亿元，同比-6.2 亿元，主要系新能源板块计提信用减值损失/资产减值损失 7.2/5.3 亿元。根据公司年报，2024 年将投产 860 万千瓦新能源，下调公司新增新能源装机预期，预计公司 2024-2026 年归母净利为 72/87/101（82/98/-亿元）。根据公司 24 年新能源归母净利预期 36.59 亿元，水电/火电归母净资产 194/321 亿元，参考可比公司 Wind 一致预期 24E PE/PB/PB 均值 15.5/2.39/1.12x

120、，考虑火电可比公司含新能源估值，公司新能源和水电的盈利能力较可比公司有一定差距，给予公司 24E PE/PB/PB 13.5/1.80/1.00 x，目标价 6.53 元（前值：4.93 元），维持“买入”。风险提示：煤价超预期及长协煤保障不及预期；煤电电价上涨/新能源发展/大渡河水能利用/大渡河电价不及预期；资产减值额度高于预期。报告发布日期：2024 年 04 月 16 日 点击下载全文：国电电力点击下载全文：国电电力(600795 CH,买入买入):新能源利润受减值影响，弹性可期新能源利润受减值影响，弹性可期 华润电力华润电力(836 HK)火电利润大幅修复，可再生能源利润持续增长，分红

121、比例高达火电利润大幅修复，可再生能源利润持续增长，分红比例高达 62%华润电力 3 月 20 日公布 23 年业绩：营收同比+0.03%至 1033 亿港币；归母净利同比+56.2%至 110 亿港币；火电/可再生能源核心利润贡献分别同比+61.9 亿港币/+12.5%至 36.1/97.3 亿港币。公司 23 年年度派息/特别分红 0.915/0.5 港币/股，合计 1.415 港币/股，派息率高达 62%。我们预计 24-26年公司归母净利 152/171/202 亿港币（前值：152/172/-亿港币）。参考火电/可再生能源 2024E PB/PE Wind 一致预期 0.78/14.2

122、x，给予公司火电/可再生能源 0.5/14.2x 2023E PB/PE（归母权益/净利润：187/108 亿港币），PB 折价考虑可比公司估值含新能源预期，PE 溢价考虑公司新能源资产盈利能力优异，总市值折价 25%以反映新能源分拆上市的潜在影响，目标市值 1218 亿港币，目标价 25.33 港币（前值：23.89 港币），买入。风险提示：1）煤价涨幅超预期；2）利用小时数低于预期；3）市场化电价低于预期；4）分拆上市落地情况与预期不符。报告发布日期：2024 年 03 月 21 日 点击下载全文：华润电力点击下载全文：华润电力(836 HK,买入买入):业绩表现优异，分红比例高达业绩表现

123、优异，分红比例高达 62%免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。22 发电发电 股票名称股票名称 最新观点最新观点 国投电力国投电力(600886 CH)2023 年分红比例达年分红比例达 55%，2024 年业绩有望同比大幅增长年业绩有望同比大幅增长 公司 2023 年营业收入/归母净利 567.1/67.05 亿元（归母净利位于业绩预告 57.05-68.42 亿元上区间），同比+15.4%/+66.1%（调整后口径）；1Q24公司实现营收/归母净利 141.1/20.4 亿元，同比+6.4%/+26.1%，主要系煤价同比下降促使火电盈利同比增长。公司 23 年 DP

124、S 为 0.4948 元，对应派息率55%。我们预计公司24-26年归母净利为85.5/96.8/103.9 亿元（前值：85.7/94.5/-亿元）。基于24E火电归母净资产/清洁能源归母净利57.55/73.33亿元，参考火电/清洁能源可比公司 24E PB/PE Wind 一致预期 1.14/18.0 x，考虑火电可比公司拥有新能源资产估值预期及雅砻江水电未来水风光一体成长性，给予公司火电/清洁能源 1.05/19.5x 24E PB/PE，目标市值 1490 亿，目标价 19.99 元（前值 17.36 元），“买入”。风险提示：来水/两杨发电量/市场化电价上涨不及预期；煤价增长超预期

125、。报告发布日期：2024 年 05 月 01 日 点击下载全文：国投电力点击下载全文：国投电力(600886 CH,买入买入):分红分红 55%，2024 业绩有望多点开花业绩有望多点开花 中国电力中国电力(2380 HK)业绩同比增长，派息比例高达业绩同比增长，派息比例高达 61%2023 年，公司营收同比+1.3%至 442.6 亿元，归母净利润同比+7.2%至 26.6 亿元（扣除永续债利息 4.2 亿元）；末期股息 0.132 元/股，派息比例 61%。考虑永续债利息在归母净利中扣除，我们预计公司 2024-2026 归母净利润 51/66/81 亿元（前值：55/70/-）亿元。基于

126、对公司 2024E 新能源归母净利润/火电归母净资产/水电归母净资产预期 45.99/155.8/82.64 亿元，参考可比公司 Wind 一致预期 2024E PE/PB/PB 分别为 6/0.8/2.3x，考虑公司十四五新能源发展目标更大，火电可比公司估值中含新能源预期，水电盈利能力及发电量稳定性弱于可比公司，给予公司新能源/火电/水电 10/0.5/1.4x 2024E PE/PB/PB，扣除永续债权益 151.75 亿元后公司目标市值 502 亿元（553 亿港币），目标价 4.47 港币（前值：4.37 港币），“买入”。风险提示：上网电价/新能源发展/来水/利用小时数不及预期，煤价

127、超预期。报告发布日期：2024 年 03 月 22 日 点击下载全文：中国电力点击下载全文：中国电力(2380 HK,买入买入):派息比例高达派息比例高达 61%，水电修复空间大，水电修复空间大 资料来源：Bloomberg，华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。23 发电发电 免责免责声明声明 分析师声明分析师声明 本人，王玮嘉、黄波、李雅琳、胡知，兹证明本报告所表达的观点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露一般声明及披露 本报告由华泰证券股份

128、有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。

129、华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司不是 FINRA 的注册会员，其研究分析师亦没有注册为 FINRA 的研究分析师/不具有 FINRA 分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切

130、后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。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口头承诺均为无效。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。华泰及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关系。在法律许可的情况下，华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该公司招揽业务。华泰的销售人员、交易人员或其他专业

131、人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。有关该方面的具体披露请参照本报告尾部。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员，也并非意图发送、发布给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监

132、管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“华泰证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港中国香港 本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控股（香港）有限公司向符合证券及期货条例及其附属法

133、律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股（香港）有限公司受香港证券及期货事务监察委员会监管，是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股（香港）有限公司联系。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。24 发电发电 香港香港-重要监管披露重要监管披露 华泰金融控股（香港）有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。华能国际（600011 CH）、国投电力（600886 CH）：华泰金融控股（香港）有限公司、其子公司和/或其关联公司在

134、本报告发布日担任标的公司证券做市商或者证券流动性提供者。有关重要的披露信息，请参华泰金融控股（香港）有限公司的网页 https:/.hk/stock_disclosure 其他信息请参见下方“美国“美国-重要监管披露”重要监管披露”。美国美国 在美国本报告由华泰证券（美国）有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券（美国）有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局（FINRA）的注册会员。对于其在美国分发的研究报告，华泰证券（美国）有限公司根据1934 年证券交易法（修订版）第 15a-6 条规定以及美国证券交易委员会人员解释，对本研究报告内容负责。华泰证券（美国）有限公司

135、联营公司的分析师不具有美国金融监管（FINRA）分析师的注册资格，可能不属于华泰证券（美国）有限公司的关联人员，因此可能不受 FINRA 关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券（美国）有限公司是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。任何直接从华泰证券（美国）有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士，应通过华泰证券（美国）有限公司进行交易。美国美国-重要监管披露重要监管披露 分析师王玮嘉、黄波、李雅琳、胡知本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。分析师及相关人士与本报告所提及的

136、标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括 FINRA 定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利能力获得薪酬，包括源自公司投资银行业务的收入。中国电力（2380 HK）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司在本报告发布日之前的 12 个月内担任了标的证券公开发行或 144A 条款发行的经办人或联席经办人。中国电力（2380 HK）、国电电力（600795 CH）、国投电力（600886 CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司在本报告发布日之前 12 个月内曾向标的公司提供投资银行服务并收取报酬。中国电力（2380 HK）、

137、国电电力（600795 CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司预计在本报告发布日之后 3 个月内将向标的公司收取或寻求投资银行服务报酬。华能国际（600011 CH）、国投电力（600886 CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司在本报告发布日担任标的公司证券做市商或者证券流动性提供者。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或不时会以自身或代理形式向客户出售及购买华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及

138、/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券（或任何相关投资）头寸，并可能不时进行增持或减持该证券（或投资）。因此，投资者应该意识到可能存在利益冲突。新加坡新加坡 华泰证券（新加坡）有限公司持有新加坡金融管理局颁发的资本市场服务许可证，可从事资本市场产品交易，包括证券、集体投资计划中的单位、交易所交易的衍生品合约和场外衍生品合约，并且是财务顾问法规定的豁免财务顾问，就投资产品向他人提供建议，包括发布或公布研究分析或研究报告。华泰证券（新加坡）有限公司可能会根据财务顾问条例第 32C 条的规定分发其在华泰内的外国附属公司各自制作的信息/研究。本报告仅供认可投资者、专家投资者或机

139、构投资者使用，华泰证券（新加坡）有限公司不对本报告内容承担法律责任。如果您是非预期接收者，请您立即通知并直接将本报告返回给华泰证券（新加坡）有限公司。本报告的新加坡接收者应联系您的华泰证券（新加坡）有限公司关系经理或客户主管，了解来自或与所分发的信息相关的事宜。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。25 发电发电 评级说明评级说明 投资评级基于分析师对报告发布日后 6 至 12 个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期（A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数，台湾市场基准为台湾加权指数，日本市场

140、基准为日经 225 指数），具体如下：行业评级行业评级 增持：增持：预计行业股票指数超越基准 中性：中性：预计行业股票指数基本与基准持平 减持：减持：预计行业股票指数明显弱于基准 公司评级公司评级 买入：买入：预计股价超越基准 15%以上 增持：增持：预计股价超越基准 5%15%持有：持有：预计股价相对基准波动在-15%5%之间 卖出：卖出：预计股价弱于基准 15%以上 暂停评级：暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策 无评级：无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息 法律实体法律实体披露披露 中国中国：华泰证券

141、股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：941011J 香港香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809 美国美国：华泰证券（美国）有限公司为美国金融业监管局（FINRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231 新加坡：新加坡：华泰证券（新加坡）有限公司具有新加坡金融管理局颁发的资本市场服务许可证，并且是豁免财务顾问。公司注册号：202233398E 华泰证券股份有限公司华泰证券股份有限公司 南京南

142、京 北京北京 南京市建邺区江东中路228号华泰证券广场1号楼/邮政编码：210019 北京市西城区太平桥大街丰盛胡同28号太平洋保险大厦A座18层/邮政编码：100032 电话：86 25 83389999/传真：86 25 83387521 电话：86 10 63211166/传真：86 10 63211275 电子邮件：ht- 电子邮件：ht- 深圳深圳 上海上海 深圳市福田区益田路5999号基金大厦10楼/邮政编码：518017 上海市浦东新区东方路18号保利广场E栋23楼/邮政编码：200120 电话：86 755 82493932/传真：86 755 82492062 电话：86 2

143、1 28972098/传真：86 21 28972068 电子邮件：ht- 电子邮件：ht- 华泰金融控股（香港）有限公司华泰金融控股（香港）有限公司 香港中环皇后大道中 99 号中环中心 53 楼 电话：+852-3658-6000/传真：+852-2567-6123 电子邮件： http:/.hk 华泰证券华泰证券（美国美国）有限公司有限公司 美国纽约公园大道 280 号 21 楼东（纽约 10017）电话：+212-763-8160/传真：+917-725-9702 电子邮件:Huataihtsc- http:/www.htsc- 华泰证券（新加坡）有限公司华泰证券（新加坡）有限公司 滨海湾金融中心 1 号大厦,#08-02,新加坡 018981 电话：+65 68603600 传真：+65 65091183 版权所有2024年华泰证券股份有限公司