1、本公司持有本报告所述华能国际本公司持有本报告所述华能国际(600011)达到其已发行股份的达到其已发行股份的 1%以上以上 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2021.12.19 资源而非包袱，资源而非包袱，火电转型新能源大有可为火电转型新能源大有可为 证书编号 本报告导读：本报告导读： 煤电地位不可或缺、 盈利趋向稳定， 稳定现金流助力煤电地位不可或缺、 盈利趋向稳定， 稳定现金流助力快速发展；快速发展； 火电的调峰能力将成火电的调峰能力将成为企业争取新能源项目的重要优势为企业争取新能源项目的重要优势；火电转型具备稀缺性火电转型具备稀缺性+成长性，当前明显低估

2、成长性，当前明显低估。 摘要：摘要： 煤电地位不可或缺、 盈利趋向稳定， 稳定现金流助力煤电地位不可或缺、 盈利趋向稳定， 稳定现金流助力快速发展快速发展。 2021 年以来的缺电事件， 一方面推动煤电电价机制改革， 煤电电价不再单边下跌，上浮空间扩大至 20%； 另一方面， 正视煤电在构建新型电力系统中不可或缺的地位，12 月 10 日，中央经济会议提出要立足以煤为主的基本国情，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上， 推动煤电和新能源协同发展。 当下， 2022 年长协煤价区间确定， 且要求电企 100%覆盖，我们测算，在电价可上涨 20%下，煤电企业盈利得到保障。同时， 煤电

3、联动或将重启，传导机制通畅下火电盈利将趋向稳定。此外， 火电资产的经营性现金流充沛， 巨额折旧导致现金流远高于利润， 助力快速发展新能源。 “火“火+绿” 组合更具优势， 火电的调峰能力不仅可获得收益， 还将成为企绿” 组合更具优势， 火电的调峰能力不仅可获得收益， 还将成为企业争取新能源项目的重要优势业争取新能源项目的重要优势。 新能源发电出力的不稳定性对电网消纳带来压力，对储能和调峰电源的需求愈发迫切。当下， 电化学储能发展尚在初期（成本高，安全性待提升） ，抽蓄受自然资源限制较大，灵活性改造后的火电调峰成为最优选择， 目前风光大基地项目配备火电机组做调峰电源已成趋势， 火电资产将助力企业

4、竞争新能源项目。 电力市场机制逐步完善， 调峰辅助服务市场和电力现货市场的建立完善将增厚火电资产调峰收益。此外，火电作为全国的主力电源， 许多地区此前甚至当下电源结构中只有火电， 火电企业通常在当地扎根时间长， 拥有一定的社会资源和话语权，竞争项目时软优势明显。 火电转型具备稀缺性火电转型具备稀缺性+成长性， 当前明显低估。成长性， 当前明显低估。 过去， 降电价和盈利波动大制约火电资产估值，2021 年以来，由于煤价大幅上涨，火电企业巨额亏损，同时双碳目标下，市场认为火电将被淘汰， 给予给予煤电资产价值大幅打折，PB 在 0.5 倍以下。我们认为，当下制约火电资产估值的因素已改变， 火电资产

5、理应获得价值重估。 而从成长性看， 火电企业转型迫切，华能国际、华润电力十四五期间规划的新能源装机 CAGR 均高于龙源电力和三峡能源，火电转型企业新能源装机增速有望比纯新能源企业更高。 投资建议投资建议。 中央经济会议正视煤电地位， 煤电盈利回归稳定， 优质现金流以及调峰能力将助力企业发展新能源， 火电转型速度或将更快， 从估值和从估值和成长的角度成长的角度推荐推荐： 华能国际、 华电国际、 申能股份、 内蒙华电， 福能股份；受益标的华润电力、 上海电力、 吉电股份、 中国电力； 推荐煤电一体化转推荐煤电一体化转型：型：电投能源、靖远煤电。 风险因素：风险因素：用电需求不及预期，新能源发展不

6、及预期。 评级：评级： 增持增持 上次评级：增持 细分行业评级 相关报告 公用事业 聚焦减污降碳协同增效， 固废全行业受益 2021.12.17 公用事业 首个履约期临近， 全国碳交易量持续增长 2021.12.13 公用事业 积极财政再出发， 行业订单受提振 2021.12.12 公用事业 正视煤电地位， 煤电资产价值重估 2021.12.12 公用事业 煤价中枢提高， 绿电优势凸显 2021.12.05 行业深度研究行业深度研究 股票研究股票研究 证券研究报告证券研究报告 公用事业公用事业 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2 of

7、 16 目目 录录 1. 煤电地位不可或缺、盈利趋向稳定，稳定现金流助力转型 . 3 1.1. “电荒”启示，正视煤电地位不可或缺 . 3 1.2. 周期属性弱化，盈利趋向稳定 . 5 1.3. 充沛现金流助力火电加速转型 . 6 2. 新型电力系统考验消纳， “火+绿”组合更具优势. 7 2.1. 各地风光配储政策频出，消纳能力正成为制约发展的因素 . 7 2.2. “火电+新能源”组合成趋势，火电机组实为重要竞争优势 . 10 2.3. 电力市场机制逐步完善，火电调峰将获得收入增益 . 12 3. 火电转型具备稀缺性+成长性，当前明显低估 . 13 3.1. 当前市场给予火电资产过大折价，

8、 制约火电估值因素已改变， 火电资产价值重估. 13 3.2. 火电企业转型速度或将更快，新能源装机高速增长 . 14 4. 投资建议：从估值和成长的角度，优先推荐火电转型新能源运营商 15 5. 风险提示 . 15 5.1. 用电需求不及预期 . 15 5.2. 新能源装机增长不及预期 . 15 652008SVkUlYdYiY9UzWxUaQdN8OmOqQmOpOkPmNsQfQsQnNbRrRvMNZqMpMwMtRtO 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 of 16 1. 煤电煤电地地位不可或缺位不可或缺、 盈利、 盈利趋向

9、稳定趋向稳定， 稳定现金流助， 稳定现金流助力转型力转型 1.1. “电荒”“电荒”启示，启示，正视煤电地位不可或缺正视煤电地位不可或缺 2021年电力年电力能源危机能源危机根本矛盾在于供给不足根本矛盾在于供给不足。 2021下半年我国多地发生“电荒”现象，发生“电荒”的直接原因是因为用电需求超预期增长叠加能源双控政策考核趋紧，但其根本矛盾在于煤电供给不足，未给予作为发电主力电源的火电足够的重视。 “市场煤-计划电”体制下，煤炭供给不足煤价高企，而电力企业又无法向下游转移成本致使火电发电意愿大幅减弱。 中央经济会议明确正视煤电地位不可或缺中央经济会议明确正视煤电地位不可或缺。 电荒发生后， 多

10、省主动提出煤电市场交易电价可上浮，10 月 11 日，煤电电价机制改革开启，推动煤电和工商业用电全部进入电力交易市场，燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%， 高耗能企业电价上浮不受限，形成有助于成本疏导的电价机制。12 月 10 日，中央经济会议提出要立足以煤为主的基本国情，明确构建以新能源为主体的新型电力系统是一个循序渐进的过程，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，推动煤电和新能源协同发展，这是今年缺电事件以来，社会各界逐步形成的共识。 表表 1: “电荒”后煤电相关政策“电荒”后煤电相关政策表述表述 日期日期 政策名称政策名称 主要内容主要内容 2

11、021/10/11 国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知 1）有序放开全部燃煤发电电量上网电价； 2）将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。 2021/10/24 中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见 统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造。强化风险管控，确保能源安全稳定供应和平稳过渡。 2021/10/26 国务院关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通知 立足我国富煤贫油少气的能源资源禀

12、赋，坚持先立后破，稳住存量，拓展增量，以保障国家能源安全和经济发展为底线，争取时间实现新能源的逐渐替代，推动能源低碳转型平稳过渡，切实保障国家能源安全、产业链供应链安全、粮食安全和群众正常生产生活，着力化解各类风险隐患，防止过度反应，稳妥有序、循序渐进推进碳达峰行动，确保安全降碳。 2021/12/10 2021 年中央经济工作会议 传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。要狠抓绿色低碳技术攻关。 数据来源：政府官网、国泰君安证券研究 无需担忧快速退出，无需担忧快速退出，“十四五十四五”

13、火电” 火电利用小时利用小时仍仍将将维持高位维持高位， 优质机组利， 优质机组利用小时数有望进一步提高用小时数有望进一步提高。 双碳目标下， 煤电新增装机受限， 但无增量并不意味着快速退出，虽然十四五期间新能源装机将高速增长，但可用容量增长不足以弥补传统电源增速掉档带来的供给缺口，煤电利用小时数仍将维持高位，同时政策鼓励能耗低的机组多发电，优质机组利用小时数有望进一步提高。2021 年 1-11 月，火电利用小时数 4018 小时，同 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 of 16 比高增 277 小时，据我们测算，预计十四五期间煤电

14、利用小时数有望维持在 4500 小时以上高位。 表表 2：电力供需平衡表电力供需平衡表 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 全社会用电量(亿千瓦时) 75110 82135 87152 91376 95019 98347 一产 859 977 1089 1188 1283 1377 二产 51,215 55000 58087 60308 62095 63631 三产 12,087 14097 14642 15625 16533 17407 居民 10,950 12061 13334 14255 15108 15932 同比 3.10% 9.35% 4.92%

15、4.85% 3.99% 3.50% 发电量 煤电 49201 50972 52208 52818 52746 天然气发电 2781 3051 3321 3591 3861 核电 3952 4256 4446 4636 5054 水电 14250 15105 15580 15865 16055 风电 6342 7235 8232 9335 10542 光伏 3614 4329 5174 6149 7254 生物质发电 1995 2205 2415 2625 2835 非化石能源发电量占比 36.71% 38.01% 39.23% 40.63% 42.44% 累计装机容量（亿千瓦） 21.28 2

16、3.07 24.64 26.28 27.95 29.8 煤电 10.8 11 11.2 11.4 11.5 11.6 天然气发电 0.98 1.08 1.18 1.28 1.38 1.48 核电 0.5 0.54 0.58 0.59 0.63 0.7 水电 3.7 3.9 4.05 4.15 4.2 4.25 风电 2.82 3.22 3.67 4.17 4.72 5.32 光伏 2.53 3.03 3.63 4.33 5.13 6.03 生物质发电 0.27 0.3 0.33 0.36 0.39 0.42 非化石能源装机占比 46.15% 47.64% 49.76% 51.75% 53.92

17、% 56.11% 装机净增加（亿千瓦） 煤电 0.4 0.2 0.2 0.2 0.1 0.1 天然气发电 0.08 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 核电 0.02 0.04 0.04 0.01 0.04 0.07 水电 0.13 0.2 0.15 0.1 0.05 0.05 风电 0.72 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 光伏 0.48 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 生物质发电 0.3 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 利用小时数 煤电 4340 4514 4592 4620 4613 4567 天然气发电 2618 2700 2700 2700

18、2700 2700 核电 7453 7600 7600 7600 7600 7600 水电 3827 3750 3800 3800 3800 3800 风电 2073 2100 2100 2100 2100 2100 光伏 1281 1300 1300 1300 1300 1300 生物质发电 7000 7000 7000 7000 7000 7000 数据来源：国泰君安证券研究 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 of 16 1.2. 周期属性弱化，周期属性弱化，盈利趋向稳定盈利趋向稳定 燃料成本占比高， 煤电企业盈利跟随煤价波动大

19、幅震荡。燃料成本占比高， 煤电企业盈利跟随煤价波动大幅震荡。 对于煤电企业而言，由于煤炭占生产成本比重单一且过高，在行业运行的过程中，火电企业的盈利受到煤炭价格的变化而呈现周期性波动，同时由于我国一直以来市场煤+计划电机制，导致煤电无法通过电价合理疏导发电成本，煤电企业盈利跟随煤价波动而大幅震荡。 图图 1：行业龙头华能国际燃料成本占比约行业龙头华能国际燃料成本占比约 70% 图图 2：动力煤与火电板块动力煤与火电板块 ROE明显背离明显背离 数据来源：wind、国泰君安证券研究 数据来源：wind、国泰君安证券研究 目前目前长协煤覆盖比例仅约长协煤覆盖比例仅约 60%， 现货煤价对煤电盈利影

20、响大。现货煤价对煤电盈利影响大。 2017年国家开始推动长协煤政策，长协定价机制参照 “基准价+浮动价” 模式运行，价格稳定在基准价上下浮动。虽然长协政策在一定程度上缓解煤电企业盈利波动，但由于电厂平价长协煤覆盖仅约 60%，煤炭现货价格的大幅波动仍大幅影响煤电盈利。 2022年长协煤价区间确定， 要求年长协煤价区间确定， 要求实现实现 100%覆盖覆盖， 电价可上涨， 电价可上涨20%情况情况下，煤电企业盈利有保障下，煤电企业盈利有保障。 12 月 3 日， 国家发改委就 2022 年煤炭长协签订征求意见， 其中明确 2022 年发电供热企业除进口煤以外的用煤 100%签订长协。价格方面，

21、“基准价+浮动价”的定价机制不变，新一年的动力煤长协将每月一调，5500 大卡动力煤调整区间在 550-850 元/吨之间，其中下水煤长协基准价为 700 元/吨。根据我们测算， 该长协煤价对应度电成本区间约为 0.3400-0.4546 元/千瓦时，全国火电平均基准电价约为0.38 元/千瓦时， 上浮 20%为 0.456 元/千瓦时， 因此， 在电价可上浮 20%，高耗能企业电价上浮不受限（如四川 11-12 月电解铝电价上浮 74.3%）的情况下，煤电企业盈利有保障。 表表 3：煤电度电成本测算煤电度电成本测算 参数参数 值值 5500 大卡长协煤价(元/吨) 550-850 换算成 7

22、000 大卡标煤价(元/吨) 700-1082 假设至电厂运费（元/吨） 70 入炉标煤单价（元/吨） 770-1152 假设全国平均供电标煤耗（克/千瓦时） 300 度电燃料成本（元/千瓦时） 0.2310-0.3456 假设度电其他成本（元/千瓦时） 0.1 70.6%65.9%65.2%12.9%13.6%15.0%16.5%20.5%19.9%0%20%40%60%80%100%201820192020燃料成本折旧成本其他成本(10.0)(5.0)0.05.010.015.020.025.02009Q12011Q32014Q12016Q32019Q12021Q3CS动力煤CS火电 行业

23、深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 6 of 16 度电总成本（元/千瓦时） 0.3310-0.4456 数据来源：国泰君安证券研究 煤电联动煤电联动或将或将重启重启， 传导机制通畅传导机制通畅下下火电盈利火电盈利趋向趋向稳定稳定。 目前湖南、 宁夏已提出“煤电联动”机制，北京、广东、甘肃、陕西等省份在 2022 年电力交易实施方案中提出鼓励购售双方在中长期合同签订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，预计后续其他省份也将出台类似政策，煤电企业盈利趋向稳定。 表表 4: 2021 年年中央及各地煤电联动中央及各地煤电联动相关政策表述相关政

24、策表述 时间时间 主体主体/场所场所 具体内容具体内容 2021/11/2 国务院副总理韩正在国家电网调研时讲话 政府要依法加强对煤炭价格的调控，加快研究加快研究煤电联动的市场化价格形成机制。 2021/9/27 湖南 要求要求在确定电力市场交易基准价格的基础上，引入燃煤火电企业购煤价格作为参数，按一定周期联动调整交易价格上限，建立与煤炭价格联动的燃煤火电市场交易价格上限浮动机制。 2021/11/30 宁夏 年度电力直接交易价格采用采用“煤电联动煤电联动”机制机制，实现交易价格与电煤价格联动。取4500 千卡/千克动力煤价格 700 元/吨（含税）为基准，每月 20 日月度电力直接交易组织时

25、，以国能宁夏煤业公司发布的最近一期动力煤调价通知价格作为参考，动力煤价格每下降 60 元，次月年度长协分月电量交易价格下浮 30 元/千千瓦时。 2021/12/3 广东 鼓励鼓励在合同中增加一次能源价格联动条款，相关内容应连同合同量价等信息一并提交至交易系统。 2021/12/3 北京 鼓励鼓励购售双方在双边年度合同中设立交易电价随燃料成本变化合理浮动的条款。 2021/12/6 甘肃 鼓励鼓励市场主体参考行业上下游相关产品指数，协商建立“交易电价+上下浮动”动态调整机制，在相关产品价格变动达到一定幅度，可对交易电价进行相应浮动调整。 2021/12/6 陕西 鼓励鼓励购售双方在中长期合同签

26、订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实行交易电价与煤炭价格挂钩联动，促进购售双方长期稳定利益共享。 数据来源：政府网站、国泰君安证券研究 1.3. 充沛充沛现金流助力现金流助力火电火电加速转型加速转型 火电资产火电资产的经营性的经营性现金流现金流充沛， 巨额折旧导致现金流远高于利润， 助力充沛， 巨额折旧导致现金流远高于利润， 助力快速发展新能源。快速发展新能源。 新能源发电作为重资产行业， 装机规模增长需要巨额资金投入，因此资金获取能力是行业关键的竞争要素之一。而火电资产的价值不仅仅取决于其盈利水平，在盈利之外还有巨额折旧对应的自由现金流。在极度保守估计下，即使火电长期维持微利甚至零

27、利情形，巨额折旧对应的现金流亦有助于火电企业加速转型。 火电企业火电企业营运指标营运指标优于纯系能源运营商。优于纯系能源运营商。 纯新能源运营商受巨额补贴拖欠拖累，现金流差，2017-2020 年，新能源板块经营现金流入/营业收入比均低于 80%，应收账款周转天数逐年升高，2020 年高达 108 天。 相较之下，火电资产不存在补贴问题，现金流好，火电板块经营现金流入/营业收入比接近 90%， 应收账款周转天数显著低于新能源板块，2020年仅55 天，是新能源板块的 1/2。 火电企业资产负债率较低， 债务融资空间更高。火电企业资产负债率较低， 债务融资空间更高。 新能源发电正进入快速 行业深

28、度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 7 of 16 发展期，政策规定电力项目投资要求的最低资本金比例为 20%，债务借款比例最高可达 80%。 目前火电企业的资产负债率更低， 2020 年火电板块的资产负债率为 62.7%，比同期新能源发电板块低 3.3 个百分点，后续以债务融资手段获取资金的能力亦相对更强。 图图 3：火电火电板块每年计提折旧与摊销金额巨大板块每年计提折旧与摊销金额巨大 图图 4：火电板块火电板块经营现金流入经营现金流入/营业收入比营业收入比高于新能源板块高于新能源板块 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 数据来源：wind

29、、国泰君安证券研究 图图5：火电板块应收账款周转天数小于新能源板块火电板块应收账款周转天数小于新能源板块 图图6：火电板块火电板块总体总体资产负债率资产负债率低低于新能源板块于新能源板块 数据来源：wind、国泰君安证券研究 数据来源：wind、国泰君安证券研究 2. 新型电力系统考验消纳， “火新型电力系统考验消纳， “火+绿绿”组合组合更具更具优势优势 2.1. 各地风光配储政策频出， 消纳能力正成为制约发展的因素各地风光配储政策频出， 消纳能力正成为制约发展的因素 十四五十四五期间期间消纳压力将持续增长消纳压力将持续增长。 建设以新能源为主体的新型电力系统的核心挑战是新能源发电的随机性、

30、波动性与系统灵活性、稳定可控性之间的矛盾。碳中和背景下未来新能源大规模高速度发展已成为共识，随着风光发电在电力供给中占比逐步提高，消纳压力将持续增长，对储能和调峰电源的需求也将愈发迫切。 8579179711,0781,965993402004006008001,0001,200200192020折旧与摊销净利润86.94%86.74%88.67%89.34%88.56%88.36%79.34%75.20%77.48%77.68%65%70%75%80%85%90%95%200192020火电板块新能源板块42 56 69 78

31、 92 108 41 43 42 45 46 55 02040608000192020应收账款周转天数新能源发电火电74 72 72 73 69 66 67 67 69 68 65 63 5560657075802001820192020资产负债率（%）新能源发电火电 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 8 of 16 图图 7：典型日风机及光伏预测出力典型日风机及光伏预测出力 数据来源： 考虑多类型负荷及风光不确定性的配电网优化规划 、国泰君安证券研究 发改委政策鼓励发改

32、委政策鼓励自建或购买调峰， 调峰资源由企业自主选择。自建或购买调峰， 调峰资源由企业自主选择。 2021年8月国家发展改革委、国家能源局印发关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知 ，鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模。并明确抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电均可作为承担可再生能源消纳对应的调峰资源，且配置何种类型的调峰资源由发电企业通过市场化方式自主决定和选择。 20余省市印发地方性储能方案， 配备调峰资源后续余省市印发地方性储能方案， 配备调峰资源后续料料将成为新能源并网将成为新能源并网的前置条件。的前置条件。 2

33、021 年年初至今已有 20 余省市明确风光配储调峰详细要求， 基本按照不低于10%装机容量的比例标准配套储能设施， 其中河南、陕西部分要求达到 20%。储能配置时间大部分省份为 2 小时，其中河北市场化并网规模项目要求高达 3 小时。 随着新能源发电占比的不断提高，电力系统对于辅助调峰服务的需求迅速增加，配备调峰资源后续料将成为新能源并网的前置条件。 表表 5: 2021 年各地风电光伏配备调峰资源政策年各地风电光伏配备调峰资源政策 时间时间 省份省份 政策文件政策文件 储能配置比例储能配置比例 储能配置时储能配置时间（间（h） 2 月 19 日 山东 2021 年全省能源工作指导意见 不低

34、于 10% 3 月 15 日 海南 关于开展 2021 年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知 10% 3 月 19 日 江西 关于做好 2021 年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知 不低于 10% 1 5 月 24 日 福建 关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知 不低于 10% 5 月 28 日 甘肃 关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知 河西地区（酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武威）最低10%，其他地区最低 5% 2 6 月 7 日 天津 2021-2022 年风电、光伏发电项目开发建设和2021 年保障性并网有关事项的通知 单体超过 50MW：光伏1

35、0%，风电 15% 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 of 16 6 月 7 日 湖北 湖北省 2021 年新能源项目建设工作方案（征求意见稿） 不低于 10% 2 6 月 21 日 河南 关于 2021 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知 I 类区域 10%，I I 类区域15%，I I I 类区域 20% 2 6 月 24 日 陕西 陕西省新型储能建设方案(暂行)(征求意见稿) 风电陕北 10%，光伏关中和延安 10%，光伏榆林20% 2 7 月 14 日 宁夏 自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知 不低于 1

36、0% 2 7 月 26 日 辽宁 省风电项目建设方案（征求意见稿） 10%以上 8 月 2 日 安徽 关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿） 不低于 10% 1 9 月 18 日 河北 河北省 2021 年风电、光伏发电保障性并网项目计划的通知 南网不低于 10%、北网不低于 15% 2 9 月 23 日 浙江义乌 关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见 光伏 10%以上 2 9 月 25 日 山西 2021 年风电、光伏发电开发建设竞争性配置工作方案 大同朔州忻州阳泉 10%以上 9 月 29 日 江苏 省发改委关于我省 2021 年光伏发电项目市场

37、化并网有关事项的通知 长江以南 8%及以上，长江以北 10%及以上 2 10 月 8 日 内蒙古 2021 年保障性并网集中式风电、光伏发电项目优选结果 不低于 15% 2 10 月 9 日 河北 关于做好 2021 年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知 南网不低于 10%、北网不低于 15% 3 10 月 9 日 广西 2021 年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知 风电 20%，光伏 15% 2 10 月 13 日 湖南 关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见 风电 15%，光伏 5% 2 11 月 11 日 山东 2021 年市场化并网项目

38、名单的通知 不低于 10% 2 数据来源：各地发改委网站、北极星储能网、国泰君安证券研究 电化学储能发展尚在早期， 抽水蓄能受自然资源限制较大电化学储能发展尚在早期， 抽水蓄能受自然资源限制较大， 灵活性改造灵活性改造后的火电调峰成为当下最佳选择。后的火电调峰成为当下最佳选择。 目前电化学储能的成本较为昂贵， 且安全性亦有待提升，据隆基股份创始人李振国先生此前发言，化学储能具备经济性或还需 10-15 年时间。而抽水储能受自然资源的限制较大，因此灵活性改造后的火电成为当下电力系统调峰的最佳选择。我们预计在未来十年内，火电调峰将是电力系统调节能力提升的关键手段和调节能力增量最主要的来源。 行业深

39、度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 10 of 16 图图 8：化学储能化学储能具备经济性具备经济性仍需仍需 10-15 年时间年时间 数据来源：隆基股份、国泰君安证券研究 从调峰成本来看，从调峰成本来看， 火电调峰度电成本最低， 远低于电化学储能。火电调峰度电成本最低， 远低于电化学储能。 据中咨智库， 2021 年电池储能全生命周期度电成本位于 0.5-1.5 元/千瓦时之间，远高于平价时代的风光电价，大多数企业不具备承担能力。而煤电深度调峰在各类调峰方式中成本最低， 单位成本仅为 0.05 元/千瓦时， 不仅远低于化学储能成本，也低于抽水

40、储能的单位抽水损耗。 图图 9：火电调峰度电成本最低火电调峰度电成本最低 数据来源：中咨智库、卢洵广东十三五电源调峰联合运行策略优化 、国泰君安证券研究 2.2. “火电火电+ +新能源新能源” 组合” 组合成趋势， 火电机组成趋势， 火电机组实为实为重要重要竞争竞争优优势势 政策政策推动推动火电灵活性转变火电灵活性转变， 强调火电强调火电改造改造与大基地项目配合与大基地项目配合。 2021年11月全国煤电机组改造升级实施方案发布，指出 “十四五”期间应完成煤电机组灵活性改造 2亿千瓦， 增加系统调节能力3000-4000万千瓦。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。目前火

41、电的调峰能力已逐步得到政策重视。此外，政策指出统筹考虑大型风电光伏1.00 0.48 0.06 0.05 00.20.40.60.811.2电化学储能电化学储能气电启停气电启停抽水储能抽水储能煤电深度调峰煤电深度调峰单位成本（元单位成本（元/千瓦时）千瓦时） 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 11 of 16 基地项目外送和就近消纳调峰需要，在相关地区妥善安排配套煤电调峰电源改造升级，强调火电改造与大基地项目密切配合。 风光风光大基地项目配大基地项目配备备火电火电机组机组做调峰做调峰电源电源已成趋势。已成趋势。 湖北省新公布的2021

42、年平价新能源项目中，10 个百万千瓦新能源基地项目的灵活调节设施中均包含火电厂，其中大多数为超过 600MW 的百大型火电机组。此外，近期大唐发电新投资的托克托 200 万千瓦、河北省蔚县 100 万千瓦大型风电光伏基地新能源项目均配套了大型火电厂作为调峰电源。风光大基地项目配大型火电机组调峰已成趋势。 表表 6: 2021 年各地风电光伏配备调峰资源政策年各地风电光伏配备调峰资源政策 序序号号 基地名称基地名称 地点地点 配置容量配置容量 （万千瓦）（万千瓦） 项目单位项目单位 灵活调解设施灵活调解设施 1 华润仙桃新能源百万千瓦基地 仙桃市 40 华润电力新能源投资有限公司 华润仙桃 2

43、* 660MW 超超临界燃煤机组灵活性改造（调峰能力达到 70%）、34MW/68MWh 化学储能 2 荆门市源网荷储百万千瓦新能源基地 荆门市钟祥市掇刀区 40 国电长源荆门发电有限公司、湖北能源集团钟祥新能源有限公司、湖北朝晖新能源有限公司 国家长源荆门发电有限公司 2 台640MW 火电机组灵活性改造（调峰能力达到 70%）、36MW/72MWh 化学储能 3 国能长源随州市随县百万千瓦系能源多能互补基地 随州市随县 40 国家长源电力股份有限公司 国家能源集团随州火电项目（2 *660MW 调峰能力达到 75%）、17.5MW/35MWh 化学储能 4 华润赤壁百万千瓦新能源基地 咸宁

44、市赤壁市 40 华润电力湖北有限公司 华润电力湖北有限公司#3#4 机组灵活性改造项目（2 X 1000MW 调峰能力达到70%） 5 应城市新能源百万千瓦基地 孝感市应城市 40 华能应城热电有限责任公司、应城市铧景新能源有限公司、华润系能源（应城）有限公司 华能应城热电 2 号机组灵活性改造（350MW 调峰能力达到 70%）、华能荆门热电#1#2 机组灵活性改造（2 *350MW 调峰能力达到 75%）、40MW/80MWh 化学储能 6 汉川市新能源百万千瓦基地 孝感市汉川市 40 国电长源汉川第一发电有限公司 国电汉川电厂#1（330MW）、#5#6（2 *1000MW）机组灵活性改

45、造项目（调峰能力达到 70%） 7 湖北能源宜城新能源百万千瓦基地 咸阳市宜城市 40 湖北能源集团汉江能源发展有限公司、襄阳综电工程新能源有限公司 湖北能源襄阳（宜城）2 * 1000MW 超超临界燃煤机组工程项目（调峰能力达到 80%） 8 麻城市多能互补百万千瓦新能源基地 黄冈市麻城市 40 黄冈大别山发电有限责任公司 黄冈大别山电铲技改（灵活性改造）项目（2 * 640、2 * 660MW 调峰能力达到70%） 9 湖北华电武穴风光储一体化基地 黄冈市武穴市 40 湖北华电武穴系能源有限公司 湖北华电西塞山发电有限公司#1#2(2 * 330MW）、#3 机组（680MW）灵活性深度调

46、峰改造（调峰能力达到 80%） 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 12 of 16 10 湖北华电荆州洪湖百万千瓦新能源基地 荆州市洪湖市 40 湖北华电江陵发电有限公司 湖北华电江陵发电厂#1#2 机组（2 * 660MW）灵活性改造（调峰能力达到70%）、34MW/68MWh 化学储能 数据来源：各地发改委网站、北极星储能网、国泰君安证券研究 火电火电资产资产成为大基地项目重要竞争成为大基地项目重要竞争优势优势， 火电转型公司有望充分， 火电转型公司有望充分受受益。益。之所以形成“火电+新能源” 的大基地项目组合， 究其原因是因为新

47、能源大基地项目体量庞大，大规模的风光装机亦需要强有力的调节电源。而目前大型火电机组不仅是最具经济性的选择，也符合政策对煤电灵活性转型的需要。预计后续大基地项目在评估业主综合实力时，具备大型火电机组的主体将在竞争中占据优势，国内拥有大型火电机组的火电转型上市公司有望充分受益。 不可忽略的主场优势。不可忽略的主场优势。此外， 火电作为全国的主力电源， 许多地区此前甚至当下电源结构中只有火电。火电公司在当地扎根时间长，深耕当地电力市场，与当地政府及电网系统均有长期的合作关系。在全国大力发展新能源的形势下，拥有当地火电资产的企业在争取新能源项目时相比外来进入者具备不可忽略的主场优势。 2.3. 电力市

48、场机制逐步完善电力市场机制逐步完善，火电火电调峰调峰将将获得获得收入收入增益增益 国内首家国内首家调峰容量调峰容量辅助辅助市场市场建立， 增厚调峰火电机组收益建立， 增厚调峰火电机组收益。 11月初国内首个调峰容量市场机制华北电力调峰容量市场开展正式出清结算，京津唐电网 82 台火电机组中标。调峰容量市场是在当前调峰辅助服务市场仅为调峰效果付费的基础上，探索为调峰能力付费，致力于通过市场机制进一步促进火电灵活性改造，增厚深度调峰火电机组收益，使具备深调能力的电厂尽快实现固定成本的回收。 电力现货市场建设加快电力现货市场建设加快， 参考欧洲国家参考欧洲国家现货交易现货交易有望抬升有望抬升火电调峰

49、收入。火电调峰收入。除调峰容量市场建立外，我国电力现货交易市场也在加快建设之中，2022 年广东电力现货市场进入全年连续结算试运行，浙江力争 2022 年1 月电力现货市场转入连续不间断运行。参考欧洲火电灵活性改造主要国家丹麦及德国经验，电力市场化背景下风光等不稳定性电源并网容量增加带来的价格波动有助于抬高火电调峰收益，调峰电源机组将获得甚至比作为基荷电源时更高的市场回报。 在电力现货交易中在电力现货交易中， 灵活性机组， 灵活性机组可以根据电价信号及时调整自身出力， 高电价时 （风光出力较小时段）可以根据电价信号及时调整自身出力， 高电价时 （风光出力较小时段）多发， 低电价时 （风光出力较

50、多时段） 少发。多发， 低电价时 （风光出力较多时段） 少发。 其运行灵活性不仅为电力系统带来调节能力，也帮助其获得超额市场回报。 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 13 of 16 图图 10：丹麦火电运行典型方式丹麦火电运行典型方式 数据来源：潘尔生火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景 、国泰君安证券研究 3. 火电转型具备稀缺性火电转型具备稀缺性+成长性，当前明显低估成长性，当前明显低估 3.1. 当前市场当前市场给予给予火电火电资产资产过大折价过大折价， 制约火电估值因素已改， 制约火电估值因素已改变，变，火电资产价值重估火

51、电资产价值重估 降电价和盈利波动大制约火电资产估值。降电价和盈利波动大制约火电资产估值。 2015年牛市之后， 火电板块PB一路下滑，主要由于：1）降电价：2016 年启动电力市场化交易， 交易电价均为折价， 综合电价水平降低， 同时 2018 年起， 连续 3 年降低一般工商业电价；2）市场煤+计划电机制导致火电盈利跟随煤价波动而大幅震荡。2021 年以来，由于煤价大幅上涨，火电企业巨额亏损，同时双碳目标下，市场认为火电将被淘汰，给予煤电资产价值大幅打折，PB在 0.5倍以下（当前火电板块估值主要由转型新能源火电企业的高估值新能源资产支撑） 。 图图 11：2015 年后，火电年后，火电 P

52、B 一路下滑一路下滑 数据来源：wind、国泰君安证券研究 00.511.522.533.54 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 14 of 16 制约因素改变， 火电资产价值重估。制约因素改变， 火电资产价值重估。 1） 电价方面电价方面： 10 月煤电电价机制改革后，建立起能涨能跌的市场化电价机制，电价单边下跌已成历史；2）盈利稳定性方面盈利稳定性方面：长协煤价格区间确定，电厂 100%长协覆盖， 煤电电价可上浮 20%下，煤电盈利得到保障，同时，已有省份出台煤电联动机制，煤电盈利料将回归稳定；3） 煤电定位方面：煤电定位方面：12

53、 月 10 日， 中央经济会议提出要立足以煤为主的基本国情，明确构建以新能源为主体的新型电力系统是一个循序渐进的过程，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上， 未来将推动煤炭 （煤电） 和新能源的协同发展，煤电地位不可或缺， 近期中国电力煤电资产出售， 产业资本给予近期中国电力煤电资产出售， 产业资本给予1.3倍估值倍估值。 中国电力11月26 日公告称， 已将中电神头 40%股权转移至一家有限合伙企业， 出让价2.06 亿元，转让完成后公司累计持有中电神头 54%股权，但是直接持股降为 40%，中电神头成为公司合营企业，以权益法进行核算。按照中电神头 9 月 30 日净资产 3.

54、94 亿元计算，40%股权出售价格为 2.06 亿元，对应 PB为 1.31 倍，高于公司当前整体 0.87 倍 PB，远高于当前二级市场估值。 3.2. 火电企业转型速度或将更快，新能源装机高速增长火电企业转型速度或将更快，新能源装机高速增长 火电企业火电企业转型转型速度或将更快， 新能源装机高速增长。速度或将更快， 新能源装机高速增长。 双碳目标下， 各大集团企业纷纷提出十四五新能源装机目标，而火电企业普遍转型迫切，更加积极利用各种优势转型发展新能源。对比纯新能源公司龙源电力、三峡能源，和火电转型公司华能国际、华润电力十四五装机规划，可以看到十四五期间龙源电力和三峡能源的新能源装机 CAG

55、R 分别为 18.32%和 26.78%， 而华能国际、 华润电力的新能源装机 CAGR 分别高达 38.57%和 30.72%， 均高于龙源电力和三峡能源， 我们预计火电企业转型的速度有望更快。 表表 7: 部分公司十四五新能源装机增速部分公司十四五新能源装机增速（单位：万千瓦）（单位：万千瓦） 类别 公司 2020 年新能源装机 十四五装机规划 预计 2025 年新能源装机 新能源装机 CAGR 纯新能源 龙源电力 2275 3000 5275 18.32% 三峡能源 1538 3500 5038 26.78% 火电转型 华能国际 1077 4423 5500 38.57% 华润电力 14

56、20 4000 5420 30.72% 数据来源：国泰君安证券研究整理 火电转型具备稀缺性火电转型具备稀缺性+成长性， 当前明显低估成长性， 当前明显低估。 火电转型企业的存量火电资产是稀缺资源而非包袱，火电资产将助力企业新能源发展，而制约火电资产估值的因素已改变，从 PB 角度，火电资产理应获得价值重估。从成长性看，火电企业转型迫切，十四五期间新能源装机增速有望比纯新能源企业更高，转型速度更快。 行业深度研究行业深度研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 15 of 16 4. 投资建议投资建议： 从估值和成长的角度， 优先推荐火电转从估值和成长的角度， 优先

57、推荐火电转型新能源运营商型新能源运营商 中央经济会议正视煤电地位，煤电盈利回归稳定，优质现金流以及调峰能力将助力企业发展新能源，火电转型速度或将更快， 从估值和成长的角度从估值和成长的角度， 推荐推荐： 华能国际、 华电国际 （拥有 37%华电福新（华电集团新能源平台）股权） 、申能股份、内蒙华电、福能股份，受益标的华润电力、上海电力、吉电股份、中国电力。 推荐煤电一体化转型推荐煤电一体化转型公司公司：电投能源、靖远煤电； 5. 风险提示风险提示 5.1. 用电需求不及预期用电需求不及预期 若用电需求增长不及预期，大量风电光伏机组投产后，有可能会出现弃风弃光率反弹。 5.2. 新能源装机增长不

58、及预期新能源装机增长不及预期 若风电光伏新增装机不及预期，低于各家企业规划，则将导致新能源运营商成长性不足。 表表 8：重点公司盈利预测与估值：重点公司盈利预测与估值 代码代码 公司公司 收盘价收盘价 （元）（元） 上周涨上周涨跌幅跌幅 （% %） 本年涨本年涨跌幅跌幅 （% %） EPS PE 评级评级 2020A 2021E 2022E 2020A 2021E 2022E 600483.SH 福能股份 17.58 6.42 127 0.90 1.16 1.49 20 15 12 增持 600011.SH 华能国际 8.97 10.3 109 0.18 0.32 0.42 50 28 21

59、增持 600027.SH 华电国际 4.91 6.1 56 0.33 0.45 0.53 15 11 9 增持 0902.HK 华能国际电力股份 4.89 11.6 86 0.18 0.32 0.42 27 15 12 增持 1071.HK 华电国际电力股份 3.42 9.3 99 0.33 0.45 0.53 10 8 6 增持 600863.SH 内蒙华电 4.37 17.8 79 0.11 0.1 0.15 40 44 29 增持 600642.SH 申能股份 7.57 18.8 52 0.49 0.57 0.67 16 13 11 增持 0836.HK 华润电力 21.66 9.5 2

60、36 1.33 1.37 1.74 16 16 12 - 600021.SH 上海电力 14.40 17.5 105 0.29 0.30 0.97 50 48 15 - 000875.SZ 吉电股份 9.26 10.6 117 0.22 0.32 0.40 42 29 23 - 2380.HK 中国电力 5.03 6.1 229 0.17 0.16 0.21 30 32 24 - 002128.SZ 电投能源 17.25 18.6 64 1.20 1.80 1.83 14.4 9.6 9.4 增持 000552.SZ 靖远煤电 3.65 21.3 20 0.19 0.24 0.26 19.2 15.2 14.0 增持 数据来源：Wind，国泰君安证券研究（华润电力、上海电力、吉电股份、中国电力盈利预测为 wind 一致预期，股价及盈利预测均对应人民币，股价对应 2021年 12 月 17 日收盘价） 。