背靠新势力基地安徽用电需求攀升，新疆机组投产盈利进一步改善

盈利预测与估值 2022A 2023E 2024E 2025E 营业总收入（百万元）同比 24,276 15%425 132%0.19 32.31 25,185 4%957 125%0.42 14.36 26,079 4%1,451 52%0.64 9.47 27,128 4%2,522 74%1.11 5.45 归属母公司净利润（百万元）同比 每股收益-最新股本摊薄（元/股） 引子：为何我国约26亿千瓦的发电装机却无法解决约13亿千瓦的尖峰负荷缺电问题？原因在于：当前电网的核心矛盾是尖峰负荷而非发电装机。新型电力系统转型的矛盾从大幅增加风电光伏电源装机，转向提高电网消纳能力+降低尖端负荷。在本轮电改前，上网电价主要按照“发电量”计算，而新电改下，上网电价将陆续反映其“备用调峰调频”价值，也就是引入“容量电价”概念。火电是现阶段得以重用的最经济的灵活性电源，2022年4月开始山东、贵州等地推出火电的容量电价补偿机制以来，火电调峰调频价值得到挖掘，全国性火电容量电价呼之欲出。 伴随着国内动力煤产能的逐步释放+电煤长协覆盖比例的提升，火电企业入炉煤价格下行趋势基本确定。9月以来受到安监等因素影响，动力煤港口价格淡季不淡，价格上涨至976元/吨，我们预计今明年动力煤价格都维持稳中偏强态势。极端天气的波动对煤炭需求产生较大的影响，我国富煤贫油少气，煤电发展趋势三步走基本确定：十四五期间增容控量、十五五控容减量、十五五后减容减量，也意味着在短期2-3年的维度里，煤电作为重要的备用和调峰电源，动力煤需求支撑强劲；供给端看，国内动力煤产能受到2017-2019年三年低资本开支影响，供给存在缺口，随着2020年供给陆续补上，我们估计动力煤中枢处于下行趋势，价格中枢下降200-300元/年，我们预计今年煤价中枢在1000元左右。 受益于安徽新能源汽车产业集群的优势，安徽省用电量增速快于全社会平均水平。根据安徽省统计局数据，2022年安徽省全社会用电量2993.2亿千瓦时，2019-2022三年复合增速9.2%，高于全国平均增速水平。截至2022年底，公司安徽省内火电装机容量3976万千瓦，占比安徽省内总装机的22.3%。基于电力需求充裕的安徽，公司锁定较高的年度交易电价和较低的动力煤长协价，是公司的核心优势。长协煤：2022年公司长协煤占比达60%，公司预计今年长协覆盖率到80%；长协电：2022/2023年公司90%的电量属于年度交易，月度和现货作为补充。 盈利预测与投资评级：我们预计2023-2025年公司实现归母净利润9.57亿元、14.51亿元、25.22亿元，同比增长125.0%、51.7%、73.8%，对应PE14、9、5倍。由于公司背靠新势力基地安徽，电力需求确定性强、电价有价格支撑；同时煤炭长协比例较高，在煤炭价格较高的周期里锁定较低的煤炭成本，叠加容量电价+现货市场推广的政策利好，首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示：政策性风险；煤炭价格剧烈波动的风险；宏观经济风险；安徽省用电量低于预期的风险等 1.行业变化一：新型电力系统下的电改 把握新型电力系统下火电、储能、虚拟电厂的投资机会，须核心把握新型电力系统转型过程中的核心矛盾、生产资料的供需情况，而电价政策在此过程中起到的是价格机制的引导和激励作用，把握新型电力系统的产业发展趋势，也是电价政策改革的重点。 1.1.电价政策制定的核心逻辑：低成本的实现能源转型 煤电是现阶段需要得以重用的电源侧最经济的灵活性电源。能源转型过程中不同的主体须得到阶段性的重用，而电价政策须阶段性进行倾斜、激励，以调动该主体的积极性，而阶段性得到电价政策倾斜的主体也会获得更好的边际利润改善，驱动股价的上涨。 系统性了解新型电力系统的主体，把握产业、电价发展趋势，是投资新型电力系统的关键。什么是新型电力系统？“源网荷储”一体化的新型电力系统的变化在于：电源侧从以稳定煤电为主体，慢慢转型为以不稳定的风电光伏为主体。由于风电光伏受天气影响，“看天吃饭”，发电的连续性无法保证；用电侧随着终端电气化水平不断提升，电动车、智能家居、屋顶光伏、家用储能等设备的广泛应用，尖峰负荷上涨远超用电量增速，尖峰负荷缺口突出；电源侧和负荷侧的变化依赖储能等新型主体的加入，同时对电网侧的灵活性、智能化提出了更高要求。 图1：源网荷储下的新型电力系统发展趋势 为何我国约26亿千瓦的发电装机却无法解决约13亿千瓦的尖峰负荷缺电问题？ 原因在于：当前电网的核心矛盾是尖峰负荷而非发电装机。新型电力系统转型的矛盾从大幅增加风电光伏电源装机，转向提高电网消纳能力+降低尖端负荷。火电调峰调频价值得到挖掘，全国性火电容量电价呼之欲出。我国终端销售电价=上网电价+输配电价（含辅助服务费用）+其他（主要是政府性基金及附加）。上网电价为发电企业的直接收入来源，在本轮电改前，上网电价主要按照“发电量”计算，而电改趋势下，上网电价将陆续反映其“备用调峰调频”价值，也就是引入“容量电价”概念，上网电价将陆续从原先的单一电量电价逐步转变为“容量+电量”的两部制电价阶段。2023年及以前，我国抽水蓄能、气电执行两部制电价，反映容量电价，2022年4月开始山东、贵州等地推出火电的容量电价补偿机制以来，火电的调峰调频辅助服务价值得到各地挖掘，全国性的火电容量电价呼之欲出。 表1：2023-2025年我国不同电源装机量预测（单位：万千瓦） 1.2.重点电改政策的时间线 我国上一轮和本轮电改最重要的两个最高纲领分别为2015年3月的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文）和2023年7月的《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。新一轮电改核心要解决新能源发电占比逐年提高过程中，源、网、荷、储各个主体的价格机制疏导。近3年来全国性的重点电力政策梳理： 一：现货市场 1）2021年5月，国家发改委《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》出台，推动新能源项目10%预计电量通过市场化交易竞争上网；该政策也是对于加快我国电力现货市场建设的重要通知，当前我国已经形成14个一二批的电力现货区域市场。 2）2023年9月，国家发改委《电力现货市场基本规则（试行）》出台，是国家层面首个电力现货交易规则，电力用户可以根据自己的需求在市场上购买或出售电力，不需要与发电企业进行事先协商。电力现货市场对促进可再生能源的消纳有重要作用。 二、煤电上网电价： 1）2021年10月，国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发布，将燃煤发电市场化交易浮动范围由“上浮不超过10%，下浮不超过15%”扩大调整为“上下浮不超过20%，高耗能企业不受上浮20%的限制”，政策执行以来，煤电电价持续上涨，2022年多地电价顶格上浮。 2）2023年7月，深改委《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，这也是新一轮电改下的最高纲领，煤电全国性容量电价政策也有望在最高纲领下出台，煤电有望迎来两部制电价定价，火电调峰调频作用得到价格体现。 三、输配电价 2023年5月，国家发改委《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，也意味着我国的电改在输配电电价环节进一步深化。本轮的输配电价核定的核心变化在于3点：1）将辅助服务费用从输配电价中剥离进行单独核算，更加明确了输配电价的核定范围，也为辅助服务费用的预期增长埋下伏笔；2）区分不同电压等级的容量电价，利好大工业用户，有利于降低尖峰负荷；3）进一步减少不同用户类别之间的交叉补贴。 四、电力需求侧管理 2023年5月，国家发改委《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》颁布，建立并完善了需求响应的价格机制，提高各地需求侧响应能力，到2025年，各省需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。 图2：我国重要电改时间和政策情况梳理 2.行业变化二：容量电价+辅助服务市场丰富火电盈利来源 电改围绕电源侧、电网侧、负荷侧开展。1）电源侧调峰调频：火电+水电+气电+核电。在碳中和过程中电源侧的核心思路是寻找灵活性电源，不同发展阶段不同的电源将会承担主体电源作用，当前（2023年）关注全国性火电容量电价的出台对火电盈利性的补偿作用。2）电网侧：抽水蓄能+辅助服务市场建立。抽水蓄能是电网侧调峰调频最经济性、大功率的首选，伴随着风电光伏占比提升，电网侧调峰调频需求也会呈现高速增长，电网的辅助服务市场电费占比也会逐年提升。3）负荷侧：虚拟电厂+工商业储能+氢储能。负荷侧关注虚拟电厂、工商业储能的规模化应用，关注氢储能的技术突破。 表2：2023-2025年我国尖峰负荷测算平衡表（单位：亿千瓦）尖峰负荷测算平衡表2020 2021 2022 2.1.容量市场建立，利好火电、抽蓄和气电 当前我国运用两部制电价的电源主体是抽水蓄能和气电，火电全国性容量电价政策呼之欲出。容量电价的建立，是电源侧参与调峰调频的价格体现，火电容量电价的确定原则是把原先的基准电价进行了更细致的拆分，更有利于明确各电源在系统中的权利和义务。现有定价机制下，火电厂极易受上游煤炭涨价的影响出现巨额亏损，2021年以来我国动力煤价格的高企导致火电企业经营受损，而火电容量电价可以将固定成本的压力向下游传导，通过减轻企业负担来保障电力投资正常进行，属于为火电企业托底的政策。 在容量电价机制下火电的业绩确定性有望大幅提高，火电行业的估值体系有望得到重塑。 表3：水电、燃气发电、煤电的灵活性对比 2.2.市场化趋势确定，火电作为尖峰负荷的主要出力电价有支撑 电力市场化趋势确定，2016-2022年我国市场交易电量占比逐年提升。我国主要电源侧品种火电、水电、核电、绿电，其中煤电原则上全部进入市场，其余水电、核电、绿电的市场化趋势确定，而市场化趋势下，叠加尖峰负荷下高峰时期用电荒或将长期存在，我们预计未来2年水电、核电的电价中枢或呈现小幅微涨，绿电的电价中枢或呈现小幅微跌。 图3：2022年市场化电量占比全社会电量60.8%（单位：亿千瓦时） 2.3.辅助服务市场电费比例提升，为火电等增加盈利来源 随着新能源占比的逐年提升，辅助服务费用也会逐年提升，未来火电、新型储能将都是辅助服务的重要参与方。按照国家能源局的定义，电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行、保障电能质量、促进新能源消纳，由市场运营机构统一组织采购调用的调峰、调频、备用等系统调节服务。这也意味着随着新能源装机容量和发电量的逐年提升，电力辅助服务费用也会逐年提升。2023年上半年，全国实现电力辅助服务费用278亿元，占比上网电费的1.9%；参考海外2015年美国PJM市场和英国市场数据，可再生能源占比分别达到5%、27%；辅助服务费用占比电量电费2.5%、8%。随着辅助服务需求的提升，辅助服务费用的占比也会加速提升，而火电企业是当前辅助服务市场最重要的参与主体。 表4：2023年上半年辅助服务市场费用情况按结构 3.行业变化三：动力煤价格周期性下行趋势确定 9月以来受到安监等因素影响，动力煤港口价格淡季不淡，价格上涨至976元/吨，我们预计今明年动力煤价格都维持稳中偏强态势。2021年以来动力煤价格高企，2022年动力煤秦皇岛港5500大卡价格一度突破2000元/吨，当前（截至2023年10月31日）动力煤价格达到976元/吨，火电厂在当前电价水平下亏损经营。根据我们测算，在平均电价在0.46元/度的假设下（在基准电价下顶格20%上浮），对应秦皇岛港5500大卡的价格在800-850元/吨是电厂的盈亏平衡点。我国动力煤价格以长协作为价格压舱石，长协定价执行“基准价+浮动价”，明确570-770元/吨为合理价格区间，2023年长协合同签约量是不低于煤矿自由资源量的80%、动力煤的75%，长协煤量暂按26亿吨规模落实；我国每年煤炭进口约2.81-3.27亿吨之间，进口煤贡献低于10%。 图