（报告出品方/作者：国信证券，黄秀杰，郑汉林）

电力：成本下降并合理疏导带来投资机遇

火电：煤价下行促盈利修复，现货交易合理疏导成本

年以来火电板块两轮行情的核心驱动力之一：盈利修复预期。复盘年以来火电板块走势，可以发现年8月-12月、年4-9月火电板块出现过两轮显著上涨行情。尽管两轮上涨行情的驱动因素各不相同，但我们认为市场主要交易的是火电板块盈利修复预期。煤电市场交易电价上下浮动范围扩大，价格端疏导煤电成本压力。年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格〔〕号）》（以下简称“号文”）。号文提出，将煤电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，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。

煤炭市场价格形成机制完善，煤电煤炭长协“3个%”政策落地，燃料成本下降促进火电盈利修复。年2月，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知（发改价格〔〕号）》（以下简称“号文”）。号文提出，引导煤炭价格在合理区间运行，从多年市场运行情况看，近期阶段秦皇岛港下水煤（千卡）中长期交易价格每吨-元（含税）较为合理。此后，年7月，国家发改委召开涉煤视频会议，会议提出要严格落实“三个%”政策。国家政策大力推动煤炭保供调价，火电企业煤炭新长协换改签完成，火电公司煤炭燃料成本压力将有所缓解。

年电煤长协签订履约工作方案出台，保障火电企业电煤长协供应。年10月31日，国家发改委印发《年电煤中长期合同签订履约工作方案》，《方案》对年电煤长协合同签订数量、价格以及违约惩罚措施进行了明确规定，保障火电企业煤炭有效供应。长协合同签订数量：产煤省区和煤炭生产企业：暂按26亿吨任务目标分解电煤长协煤源任务，每个煤炭企业任务量不低于自有资源量的80%，不低于动力煤资源量的75%，21年9月以来核增产能的保供煤矿核增部分全部签订电煤长协。发电企业：合理确定国内用煤需求并全部签订长协，最高可按22年国内耗煤量%组织衔接资源，进口煤比例高的电厂考虑进口替代情况可进一步合理放宽比例。鼓励供需双方按22年下半年签订的量价齐全合同2倍数量签订23年全年合同。

长协合同价格：基准价：下水煤合同基准价按大卡动力煤元/吨执行；浮动价：按全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数、CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数综合确定月度浮动价。价格水平不超过-的合理价格区间。惩罚举措：严格按发改办财金637号文有关举措予以惩戒，因供需双方原因导致季度兑现率偏低的合同，铁路运输企业将根据违约程度，采取削减合同运力、取消配置运力的举措。若因不可抗力因素导致煤矿长期停工停产不能履约的，由供方所在地省级主管部门核实并协调落实替代履约资源后，报送国家发改委申请调整合同监管台账，否则严格执行“欠一补三”合同条款。

火电企业盈利有所改善。受益于煤电市场化交易电价上浮以及煤炭长协覆盖率、履约率、执行率%政策落地，年第三季度火电企业盈利有所改善。从年第三季度火电企业盈利情况，多数火电企业实现扭亏为盈，同时归母净利润同比、环比增速均大幅增长。

电价、煤炭长协未来边际可改善空间较为有限。从上网电价来看，年前三季度，大多数火电上市公司平均上网电价均上浮20%及以上，其中通宝能源平均电价上浮幅度更是超过40%达40.37%。尽管未来电力供需格局可能仍呈紧平衡态势，但预计多数火电公司平均上网电价进一步上涨空间较为有限。同时，火电公司市场化交易电量占比亦处于较高水平，未来提升空间也较为有限。从煤炭长协来看，多数火电公司煤炭长协覆盖率处于较高水平，同时履约率、长协价格执行率亦较好，而煤炭长协价格预计将保持稳定。整体而言，多数火电公司煤炭长协的量、价情况趋于稳定，煤炭长协量、价进一步改善空间有限，对火电盈利改善边际贡献下降。

国内煤炭增产保供政策推进，供给有所改善，预计未来煤炭供给将稳步增长。年以来，国家及地方政府多次出台煤炭保供政策。受国家煤炭保供政策推动，年1-10月，国内原煤累计产量达36.92亿吨，同比增长12.89%，增速较年同期增加7.83pct。根据《“十四五”现代能源体系规划》，到年，年生产标煤46亿吨以上，未来国内煤炭产量有望持续增长。此外，进口煤方面，受中国与澳大利亚经贸关系、地缘政治冲突及印尼煤炭出口限制影响，年1-10月，国内进口煤及褐煤2.30亿吨，同比下降10.70%；但近期中国与澳大利亚经贸关系有所缓和，预计后续进口煤数量将重归增长。

长期来看，随着国内煤炭产能释放及进口煤数量增加，供给端持续改善；需求端层面，新能源装机规模增加，火电发电量占比下降，将导致煤炭需求下行。因而，综合供需来看，预计未来煤炭供需格局将逐渐趋于平衡，届时现货煤价格大概率出现下行，火电企业燃料成本呈下行态势。

海外经济衰退或将导致煤价下行。受新冠疫情、俄乌地缘政治冲突、通胀高企等因素影响，预计年海外经济将进入衰退阶段。根据IMF于年10月发布的《世界经济展望》，全球经济增长率预计将由年的6.0%降至年的3.2%和年的2.7%，且发达经济体经济增速亦呈现下降态势。同时，OECD于年11月发布的最新一期《经济展望报告》中同样下调年全球和发达经济体的经济增长率，预计年为3.1%，年放缓至2.2%，美国、欧洲经济增长呈快速放缓态势，年美国和欧元区的经济增长率均仅为0.5%。中国作为隐含的能源出口国，随着海外经济衰退，国内出口增长将可能受到影响，引致煤炭需求下行，煤炭价格将或将有所下降。因而，年需求侧扰动，将可能会成为煤炭价格走势的主要影响因素。

煤价下行趋势渐成，但不同火电企业受益程度可能有所差异。年10月以来，国内动力煤价格走势呈下降趋势；同时，进口煤价格亦呈现下降态势。受海外经济衰退影响，预计煤炭价格下行趋势有望维持。煤价下行趋势下，火电板块均有望受益，火电板块盈利有望持续修复。然而，不同火电企业收益情况可能有所差异，这主要是由于自年7月国家火电煤炭长协“3个%”政策执行以来，部分火电企业煤炭长协覆盖率、履约率、价格执行率情况较好，电煤供应中现货煤、进口煤占比较小，相应现货煤、海外煤降价的受益程度较小，而电煤供应结构中现货占比、进口煤占比相对较高的公司将显著受益，盈利修复弹性相对更大。

火电盈利测算：选取号文规定的合理价格区间上限价格作为秦皇岛港下水煤中长期交易价格，加上约70元/吨的海运及储存成本，换算为大卡标准煤后，沿海电厂用煤成本价约为元/吨（不含税），发电煤耗取g/kWh，则电厂燃料成本约为0.元/kWh，在沿海省份不含税电价为0.44元/kWh、火电建造成本为5.5元/W、利用小时数为小时的边界情形下，测算火电的度电盈利为0.元/KWh。基于当前煤炭长协签订价格元/吨来测算，火电度电盈利为0.元/KWh.此外，在上述边界条件下，测算出火电盈亏平衡时，对应入炉标煤单价为元/吨，对应秦皇岛港下水煤价格为元/吨。

电价上浮20%情形下火电盈利测算：由于目前多数省份已逐步签订年度的电价长协，且市场预期年煤电市场化交易电价有望维持上浮20%。若电价上浮20%，则前述沿海省份对应电价为0.元/kwh。在此情形下，基于前文中假设的边界条件，测算得出但煤炭长协价格为元/吨时，度电盈利为0.元/kwh；火电盈亏平衡时，对应入炉标煤单价为元/吨，对应秦皇岛港下水煤价格为元/吨。

考虑不同公司煤炭长协覆盖率情况有差异，基于前述假设条件，假设煤炭长协结算价为元/吨，在电价未上浮20%情形下，煤炭长协覆盖率、履约率为80%，且现货煤价格低于元/吨时，火电企业均可实现盈利；现货煤价为0、1、元/吨，长协覆盖率由80%提升至%，度电盈利分别提升0.、0.、0.元/kwh。在电价上浮20%情形下，煤炭长协覆盖率、履约率为50%以上，且现货煤价格低于元/吨时，火电企业基本均可实现盈利。

电力现货市场建设，形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，提升电力系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力安全可靠供应，引导电力长期规划和投资。近期任务主要有构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场；加强中长期市场与现货市场的衔接；做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导；推动新能源、储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等市场主体参与交易。远期任务为重点是推进优先发用电计划全面放开，通过政府授权合约等机制实现平稳过渡；探索输电权、电力期货和衍生品等交易。

整体而言，全国电力现货市场建设推进，电力现货交易有利于体现电力的分时价值，实时体现电力供需和成本情况，促进火电扭亏为盈或维持比较稳定的收益率水平。火电可通过参与电力现货市场交易，在电价较高时参与交易，从而获取更高的电价，在燃料成本较高的情形下，也可以实现盈利，进而疏导燃料成本压力。容量电价机制下，保障火电项目收益率。根据《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，推动容量补偿机制与现货市场机制衔接，鼓励各地探索建立市场化容量补偿机制，激励各类电源投资建设。市场化容量补偿机制下，电源项目投资收益有保障，加快火电项目建设。

新能源：光伏产业链降本，绿电增长逻辑恢复

“双碳”目标政策推动背景下，新能源装机规模持续增长，光伏装机增速相对快鱼风电。国家能源局数据显示，截至年10月，国内风电、光伏累计装机容量分别为、万千瓦，在国内电力装机容量中占比分别为14.00%、14.61%；年以来，国内风电、光伏分别新增装机容量、万千瓦，分别同比增长16.6%、29.2%。

光伏新增装机中，主要以分布式光伏装机为主，集中式光伏装机增长相对较小。国家能源局数显显示，截至年9月，国内集中式光伏、分布式光伏累计装机容量分别为.64、.43GW。从新增装机来看，年前三季度，国内集中式、分布式光伏新增装机容量分别为17.27、35.33GW，在新增光伏装机容量中占比分别为32.83%、67.17%，分别较年底的装机容量增长8.65%、32.48%，分布式光伏为光伏装机增长的主要驱动力。在新增分布式光伏装机容量中，工商业分布式光伏、户用分布式光伏新增装机容量分别为18.74、16.59GW，在新增分布式光伏装机容量中的占比分别为53.04%、46.96%。

分布式光伏装机快速增长的原因在于：一是国家整县推进政策执行，同时部分地区给予户用分布式光伏电价补贴，政策驱动装机增长；二是电价上浮以及限电情形下，分布式光伏“自发自用、余电上网”模式优势凸显，有助于工商业企业电力保供和降低用电成本；三是高组件价格下，分布式光伏整体投资成本相对更低，项目经济性相对更好。集中式光伏增长有限的原因则在于组件价格高企，项目收益率难以满足目标收益率水平，导致电力企业光伏装机意愿受到影响。

集中式光伏全投资、平准化成本上升。IRENA数据显示，年，全球集中式光伏、陆上风电、海上风电、光伏的平准化成本变化分别为+7%、-15%、-13%、-13%；从全投资成本来看，年全球集中式光伏平均投资成本为美元/KW，较年同期水平大幅提升，而其他新能源电力全投资成本在同期内呈下行态势；从平准化度电成本来看，年全球集中式光伏LCOE为0.美元/kwh，较年同期的0.美元/kwh同比增加6.54%。

硅料产能将逐步释放，供需偏紧格局有望缓解。组件价格高企的重要原因在于上游硅料供需偏紧，而未来新增硅料产能逐步释放，供需格局有望改善。根据中国有色金属工业协会硅业分会统计，年国内硅料产能为51.9万吨，实际产量49.8万吨。根据索比光伏网数据，年9月，硅料总产能为91.93万吨/年（约.12GW/年），环比增长8.7%。根据国内主要高纯晶硅生产公司披露的未来投产计划，预计//年国内硅料产能将分别为.5/.05/.05万吨。

硅料新增产能可有效满足光伏装机新增需求。年初，中国光伏行业协会对//年国内光伏新增装机的预测为75-90/80-95/85-GW，对全球新增预测为-/-/-GW。由于各省装机规划好于预期，今年7月，中国光伏行业协会上调对年国内光伏新增装机容量预测，预计年新增在光伏装机规模为85-GW，同比+55%-82%。根据硅料需求=新增装机量×组件容配比×组件硅耗，若按照1.2:1的容配比、2.9g/W的单瓦硅耗，以22年和23年的国内预计硅料产能可以供给/GW的装机量。即使开工达产率仅有50%，预计仅国内产量即可基本满足全球在23、24年的新增装机需求。

硅料价格拐点临近。近两个半月，多晶硅致密料均价维持高位，高价区间在10月下旬有所下探。拉晶企业生产用料的刚性需求预期比较明显，对硅料价格有支撑作用，短时间内难以出现显著下跌。四季度是传统光伏电站装机的爆发期，随着四季度硅料有效产量的逐月提升，预计硅料价格拐点即将来临。根据PVinfoLink数据，截至年11月30日，国内多晶硅致密料平均价格为元/千克，环比下跌2.32%。

上游供需关系迎来转变，硅片、电池片、组件价格下行。年11月27日，TCL中环发布单晶硅片价格更新，以P型μm厚度为例，mm硅片由9.73元/片调降至9.30元/片（-4.40%），mm硅片由7.38元/片调降至7.05元/片（-4.50%），中环硅片价格维持下降态势。由于下游对单晶硅片的需求比较稳定、确定，单晶硅片企业恐将面临逐渐增加的库存压力。根据PVinfoLink数据，截至年11月30日，国内单晶硅片、、mm的均价分别为6.02、7.11、9.30元/片，周环比变化分别为-2.43%、-2.60%、-2.62%；单晶电池片、、mm的均价分别为1.31、1.34、1.34元/W，周环比变化分别为0.00%、-0.74%、0.00%；单晶组件、、型均价分别为1.91、1.96、1.96，周环比变化分别为-0.52%、-0.51%、-0.51%。

组件中标价格已有所下降，预计未来下行速度或有所加快。根据中国光伏行业协会披露的数据，年10月，国内组件平均中标价格为1.元/W，月度环比下降0.70%。尽管组件价格仍处于高位，但已出现下降趋势，预计随着新增硅料产能进入释放期，供需格局趋于平衡，产业链博弈以及市场竞争程度增加，组件价格下降速度有望加快。

预计随着光伏上游硅料新增产能逐步释放，产业链供需格局将逐步趋于平衡，未来组件价格将回落下行，这将有助于光伏项目收益率回升，增加发电企业光伏装机意愿。当前，发电企业均储备了大量光伏项目资源，当未来光伏组件价格回落，光伏项目收益率达到合理水平时，发电企业将有望加快储备的光伏项目建设及投运，驱动未来光伏装机规模持续增长。

组件价格下降对光伏项目盈利的弹性测算：对光伏组件降价对项目收益率和单瓦盈利水平进行敏感性分析，主要假设条件如下：1、光伏项目装机规模为MW；2、利用小时数小时；3、资本金比例为30%；4、组件等按20年折旧，逆变器按10年折旧；5、年运维费用为万；6、除组件外，其他设备及部件及建筑工程的建设成本为2元/W。测算结果显示，当上网电价为0.37元/kwh时、组件价格低于1.8元/W时，光伏项目资本金IRR为6.7%以上，单瓦盈利在0.10元/W以上，可以满足大数电力企业的收益率要求。同时，组件价格为1.5元/W、上网电价在0.36元/kwh以上时，光伏项目资本金IRR为7.6%以上，单瓦盈利在7.6%以上，项目收益率水平较好。

整体而言，光伏降本情形下，预计光伏项目资源储备较为充足的电力企业有望显著获益，在未来新能源项目中光伏装机容量、盈利水平或迎来边际改善。

可再生能源补贴核查合规项目清单（第一批）公布，项目补贴将逐步发放，新能源项目有序推进。年10月28日，根据信用中国发布，受国家发改委、财政部、国家能源局委托，为加强经核查确认的合规可再生能源发电项目社会监督，现将公示第一批经核查确认的项目，共计个。项目公示完成后，后续将逐步进入到可再生能源补贴支付阶段。随着各电力企业可再生能源补贴落地，现金流状况将有所改善，同时资负债率将有所下降，财务结构改善，推动新能源项目建设落地。

电力现货市场带来储能和分布式投资机遇

政策频出利好新型储能，成本下降将提高电化学储能收益率

山东工商业分时电价价差明年起将进一步拉大。11月29日，山东省发改委发布《山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知》。通知提出，电价浮动在高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮%、深谷时段下浮90%。时段方面，每年2-5月、9-11月每日高峰时段（含尖峰时段）为5小时、低谷时段（含深谷时段）为5小时、平时段为14小时；每年1月、6-8月、12月每日高峰时段（含尖峰时段）为6小时、低谷时段（含深谷时段）为6小时、平时段为12小时。尖峰、深谷时段原则上全年各不超过小时。将从年1月1日起执行。此政策将进一步拉大峰谷价差，提升储能的套利空间，同时深谷时段充电、尖峰时段放电也可以起到削峰平谷的作用，稳定了电网供电能力和消纳水平。

西北区域将新型储能纳入市场主体，并明确相关考核标准及补偿规则。12月2日，国家能源局西北监管局发布关于公开征求《西北电网灵活调节容量市场运营规则（征求意见稿）》、《西北区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》、《西北区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》意见建议的通知。新型储能纳入市场主体，而且明确了相关考核标准及补偿规则。调峰容量交易方面，新型储能不分档申报，申报容量上限为额定容量，申报价格上限为（0，]元/（MW?日）。

各地出台相关政策补贴储能项目。11月7日，重庆两江新区经济运行局发布关于征求《重庆两江新区支持新型储能发展专项政策》意见的通知，文件提到支持新型储能“削峰填谷”。对在新区备案的用户侧储能项目，根据项目实施前后用户企业用电尖峰负荷实际削减量给予奖励，奖励标准参照重庆市电力需求侧响应补贴标准执行（奖励金额=尖峰负荷削减量×10元/千瓦/次×重庆市全年电力需求侧响应次数，尖峰负荷削减量最大不超过储能装机容量）。在此假设下，度电成本为0.6元左右，当度电价差为6毛/千瓦时，此时我们计算得到的MW/MWh的电化学储能电站自有资金IRR为6%，第一年的净利润和净利润率为0.16亿元/17.4%，ROE达到17.7%，但随着电池的使用，电池容量将不断进行衰退，在同等运行条件下，净利润将逐年递减。

电化学储能电站盈利能力主要取决于建设成本及充放电价差，当建设成本由2.0元/Wh下降到1.8元/Wh时，若度电价差仍维持在0.6元，则IRR将达到12%。当建设成本维持不变，度电价差提高至0.7元，IRR将达到15%。目前各地有关新型电化学储能补贴政策已经陆续出台。主要有浙江《关于开展新型储能设施示范应用的实施意见》、山东《关于促进山东省新型储能示范项目健康发展的若干措施》、宁夏《开展年新型储能项目试点工作》、青海《支持储能产业发展若干措施》等。

抽水蓄能：年起实行两部制电价，有望打开抽蓄盈利天花板

抽水蓄能商业模式逐渐明晰，国家支持力度不断加大。随着我国经济的快速发展以及新能源装机规模不断扩大，调峰矛盾日益突出，抽水蓄能电站建设迎来快速发展期。随着碳减排的需要和新能源的迅速发展，国家已制定抽水蓄能中长期发展规划，以及一系列的补偿机制和市场化政策，保障抽蓄电站的效益。

国家鼓励和推动抽水蓄能参与市场化交易，明晰分时电价、容量成本回收、辅助服务补偿等机制。中央法规最早于年确定抽蓄采取两部制电价和多种收入方式；4年明确发电企业投资建设的抽蓄应作为独立电厂参与电力市场竞争；6年确立辅助服务补偿机制为专门记帐、收支平衡、适当补偿；2年提出探索电力系统辅助服务政策，推动发电侧分时电价机制；年、2年分别鼓励通过市场方式确定抽蓄项目的电价和辅助服务费用；年提出探索储能容量电费机制；年全面放开市场化交易，明确抽蓄容量电价按经营期定价法核定，资本金内部收益率按6.5%核定，完善分时电价、辅助服务补偿和分摊机制；年提出建立市场化的发电容量成本回收机制，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

持续明确抽水蓄能建设规模，鼓励社会资本投资。在可查找到的中央法规中，“六五”计划最早提出积极研制大型抽水蓄能机组，随后从“九五”开始的每个五年规划中均有提及抽蓄项目建设。年提出：到年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右；年《抽水蓄能中长期发展规划（-年）》提出：到年，抽蓄投产总规模6万千瓦以上；到年，投产总规模1.2亿千瓦左右。在运营主体上，4年提出原则上由电网经营，主要服务于电网，建设和运行成本纳入电网运行费用；年强调“厂网分开”，杜绝电网企业与发电企业合资建设抽蓄；年鼓励社会资本投资储能，鼓励可再生能源发电企业自建、合建、购买储能和调峰能力。

抽水蓄能可通过电价差获取调峰服务收入，在电力现货市场运行的基础上，抽水电价和上网电价价差存在较大盈利空间。号文中明确指出，要以竞争性方式形成电量电价。在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能的抽水电价和上网电价直接按照电力现货市场的交易规则进行结算。在电力市场未运行的地方，抽水电价有两种定价机制，一种是直接按照燃煤发电基准电价的75%执行，也可以由抽蓄电站委托电站进行招标采购，电价按照中标电价执行；上网电价按照燃煤发电基准价执行。相比较来说，电力现货市场的电价价差空间较大，对于抽水蓄能来说，超出基础利用小时数的部分则可以通过蓄电和放电进行价差套利，盈利空间较大。

抽水蓄能容量电价可保证6.5%的资本金内部收益率。容量电价核算的成本包括资本金投入、偿还的贷款本金、利息费用、运行维护费用、税金及附加，也就是说容量电价可以承担抽水蓄能电站所有成本，除此之外将额外保证6.5%的收益率。随着新能源装机占比的不断提升，电网消纳绿电这种不稳定能源的压力也随之加大，而抽水蓄能电站的收益模式暂未完全明确，因此容量电价是保障抽水蓄能电站投资速度的一种机制。对抽水蓄能电站的投资方来说，容量电价虽然提供了保底收益率，但实际上，对于抽水蓄能电站这种大体量的项目来说，6.5%的收益率并不算高。

明年起抽蓄盈利模式发生改变，抽水蓄能电站收入=容量电价收入+电量电价收入+有偿辅助服务收入，有望打开收益天花板。号文提出，抽水蓄能两部制电价将从年起正式实施。抽水蓄能的电站收入未来将来自于容量电价收入、电量电价收入和有偿辅助服务收入，为了使抽水蓄能电站突破6.5%的投资收益情况，“号文”鼓励电站积极参与电量交易和辅助服务，获得超额收益。为了避免容量电价的重复计算，国家也对多种收益并存时容量电价的计算方法给出了指引（“建立相关收益分享机制”），也就是电量电价收入和辅助服务收入收益的80%需要在下一监管周期的容量电价核算时进行扣减。

虚拟电厂：持续

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