新型电力系统行业深度研究系列五-边际改善利润修复-电改促火电价值重估-国联证券_53页_2mb

报告摘要

本报告围绕中国电力体制改革和新型电力系统构建，分析火电调度价值提升及投资逻辑。核心结论如下：

电力供需矛盾与系统升级需求
全国发电量已基本满足用电需求，但存在三大问题：（1）区域电量分布不均，新能源装机虽覆盖用电增速，却无法解决输送能力滞后；（2）负荷波动加剧，呈现"日内双峰+夏冬双峰"特性；（3）需保障系统安全性，维护电力系统充裕度。2023年夏季全国最高用电负荷达137亿千瓦，同比增长8000万千瓦，电力保供压力凸显。
电力市场化改革对火电价值重构
（1）电价机制优化：建立"基准价±20%"浮动机制，现货市场反映实时供需，2022年广东、山西等省份现货均价较基准价上浮5-19%。（2）煤价下行带动盈利修复：2023年电煤中长期合同基准价下调7-12%，秦皇岛动力煤价格同比下降超50%，电厂库存充足。（3）新型辅助服务市场：实施"谁提供、谁获利"机制，2022年全国辅助服务补偿达320亿元，山东、广东等地已明确容量补偿机制。预计2024-2025年现货市场结算比例将提升至80%。
三重选股逻辑
（1）装机增量：2022年火电新增装机685GW，重点区域包括三北风光基地、四川水电、广东沿海等。（2）高负荷地区：广东、长三角、京津冀等地区用电需求强劲，火电机组利用小时数可达4800-5400小时。（3）煤价弹性：标煤价格下降80元/吨可显著提升盈利能力，广东、江苏、宁夏等地煤电企业弹性最大。
投资标的分析
重点推荐：华能国际（全国性龙头企业，风电占比提升至65%）、国电电力（煤电联营成本优势）、皖能电力（安徽区域龙头）、粤电力A（海上风电开发）、宝新能源（民营火电+新能源转型）、浙能电力（浙江高负荷市场）。各企业2023-2025年盈利预计稳步增长，2023H1扭亏为盈。
风险提示
（1）电改进度不及预期可能影响电价机制有效实施（2）火电项目建设进展需跟进（3）煤炭价格波动对盈利影响明显。同时需关注新能源消纳、储能发展等配套措施推进。