宝新能源经营亮点体现在哪？

优质资产，电力市场化改革助力发展。

1.区位优势明显，资产优质装机持续

公司聚焦两大两大能源基地：梅县荷树园电厂资源综合利用洁净煤燃烧技术发 电基地、陆丰甲湖湾清洁能源基地。截至 2023年一季度末，公司总计装机 347万千 瓦，包括梅县荷树园 147 万千瓦（梅县荷树园电厂 1-6 号机组）、陆丰甲湖湾 200 万 千瓦（陆丰甲湖湾电厂一期 1、2 号机组）。在建两台百万千瓦机组，火电资产充沛。依据公司公告，公司陆丰甲湖湾电厂 一期 3、4 号机组自 2022 年 11 月 26 日开始建设，预计于 2024 年底、2025 年初投 产，总装机规模达 2GW；陆丰甲湖湾电厂一期 5、6、7、8 号机组及梅县荷树园电 厂二期 7、8 号机组正处于前期工作准备阶段，前期准备规模预计达 6GW。

公司电厂位于政策扶持区域，电量受相关保障。根据2016年国务院发布《关于 加大脱贫攻坚力度支持革命老区开发建设的指导意见》，意见提出 “增加位于贫困 老区的发电企业年度电量计划”。公司火电电厂地处梅州市和陆丰市为革命根据地， 应政策意见享有相关扶持。截至 2022 年末，公司火电机组利用小时数达 5335 小时， 高于广东省火电机组（4163 小时）平均利用小时数 28.2%、全国平均火电机组 （4379 小时）平均利用小时数 21.8%。

电价有望保持高位，带动公司盈利修复。公司梅县荷树园电厂属于煤矸石资源 综合利用电厂，具有优先上网和环保电价补贴。 根据《热电联产和煤矸石综合利用 发电项目建设管理暂行规定》煤矸石综合利用发电项目应优先上网发电，且享受环 保电价政策。 截至 2022 年末，公司火电平均上网电价达 0.59 元/千瓦时，高于广东省燃煤发 电上网基准电价 0.463 元/千瓦时，同时略高于广东地区其他电厂。根据 2021 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》，意见指 出将煤电交易价格浮动范围扩大为上下浮动均不超过 20%，且高耗能企业市场交易 电价将不受限制。结合广东省中长期电价表现，即 2023 年中长期电价较 2022 年提 高 4.5 厘/千瓦时，电价有望进一步上行，带动公司盈利修复。

民营企业煤炭采购灵活，旗下售电公司可积极开展电力营销服务。2022 年公司 火电营业成本达 86.87 亿元，燃料成本占营业成本的比例为 84.78%，我们认为公司 作为民营企业，决策较为灵活，可根据市场价格及库存情况灵活制定电煤采购策略， 签订煤炭长协同时开拓煤炭采购渠道，提高低价进口煤比例，提高盈利水平。2022 年公司市场化交易电量 175.47 亿千瓦时，占公司总上网电量比重 100%，市场化程 度高，广东省已推行电力现货市场，公司通过对负荷曲线预测颗粒度提升，对现货 市场价格进行精细预测，出清高价电量，获取收益。

2.广东电力市场进度快，现货&辅助服务价值显现

现货市场体现电价时间维度价值 ，现货市场体现价格讯号，现货部分突破 20%幅度限制。广东电力现货市场自 2021 年 11 月起连续结算运行超 19 个月，2022 年实施现货全年连续不间断运行，2022 年 8 月，广东电力现货取消报价上限和二级价格限制。现货交易价格不受“基 准价+上下浮动（均不超过 20%）”的幅度限制，现货市场价格信号能准确反应供需 变化，及时疏导发电成本，2022 年发电侧日前总成交电量 3800.6 亿千瓦时，日前 市场加权均价 572 元/kWh，较燃煤基准价上浮 23.54%，实时市场加权均价 603 元 /kWh，较燃煤基准价上浮 30.2%。总体来看电价端颗粒度越精细电价价格越高。

当前现货电量占比约 10%，存在发高价电机会。2022 年 12 月，国家发改委、 国家能源局发布《关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》，通知规 定“燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%， 月度（含月内）及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的 90%”。 理论上火电可以通过在现货市场择时发电，获取收益。假设即在利用小时数不 变的情况下，公司通过提高在市场高电价时段发电的比例，进而提升营业收入。我 们统计广东电力交易中心的现货价格出清区间及分布小时数，以 2022年全年数据计 算，加权平均电价约为 556.64 元/MWh，与 2023 年年度交易电价接近（553.8 元 /MWh，仅差2元/MWh），现货价格讯号对中长期交易电价正向影响。广东调峰补偿 负荷范围圈定为 50%及以下，现货市场本身属性承担了部分调峰功能，即新能源发 电低谷时，现货市场电价高，火电发高价电获取收益。

我们认为电力中长期（年度、月度交易）保障电量和电价稳定的压舱石，确保 煤电企业 90%高比例签约中长期既保障电网安全、电力平衡，也保障电厂基本收益。 剩余 10%的电量参与现货市场（日前、实时）则电厂理论上可通过对电力曲线精准 预测，更精细化分解合约，日前分析火电竞价空间，来发高价电获取超额收益。同 时电厂可以通过差价合约结算机制，购买更低价现货电，履行自己中长期合约，实 现盈利。

辅助服务：政策频发，调节性资源价值发现，电改政策频发促调节性资源价值发现。2023年5月15日，国家发改委发布《关 于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，核定了未来三年省级电网执 行的输配电价格，通知指出辅助服务费用将扩大为系统运行费用，单列后有益于促 进增量费用传导、调节性资源增值。2023 年 5 月 17 日，国家能源局发布调节性电 源全面普查通知，普查对象包括但不限于煤电灵活性改造机组，本次普查监督资源 电价及容量补偿情况，调峰、调频等辅助服务迎来价值发现。 广东新能源并网规模提升，辅助服务需求大。

2019-2022 年，广东省省内风光 发电量自 103 亿千瓦时增长至 373 亿千瓦时，CAGR 达 37.9%；风光发电量占总发 受电量的比率自 1.6%扩张至 4.8%，CAGR 达 31.6%；风光装机容量自 779.4 万千 瓦扩张至 2835.1 万千瓦，CAGR 达 38.1%。伴随新能源装机量扩张、发电量提升， 由新能源发电不稳定带来的消纳问题浮现，火电能够降低最小出力提高新能源消纳， 同时获取辅助服务收益。

2022 版上调有偿调峰费用，广东调峰补偿全国领先。为了加强企业灵活性改造 积极性，国家能源局南方监管局于 2022 年 6 月 13 日发布《南方区域电力并网运行 管理实施细则》及《南方区域电力辅助服务管理实施细则》。相较于 2020 版，广东 省深度调峰补偿均存在不同程度的提高，实际出力在 40%-50%区间的调峰补偿标准 提高了 50%，实际出力在 30%-40%区间的调峰补偿标准提高了 5 倍，实际出力在 30%以下的区间的调峰补偿标准提高了 8 倍。与其他地区相比，相对来说广东深度 调峰费用较高，广东煤电提供深度调峰收益更佳。

煤电参与深度调峰需要合理申报，月度净结算可为补偿或分摊。依据《南方区 域电力辅助服务管理实施细则》，燃煤机组 100％至 50％的额定容量范围为基本调 峰，为义务调峰，无需补偿，50%以下给予补偿。我们依据南方监管局公布的广东 省辅助服务 2020-2022 年月度数据，宝新能源下辖荷树园、荷树园 B、甲湖湾电厂，我们可发现，荷树园、荷树园 B 电厂月度净补偿为负值，我们可以理解只参与深度 调峰分摊，不提供补偿，甲湖湾电厂每月获取深度调峰净收益。宝新能源单电厂过去参与深调补偿净收入最高可获 2500 万元。我们统计年度 数 据 可 得 ，2020-2022 年 三 个 电 厂 深 度 调 峰 净 补 偿 ， 荷 树 园 电 厂 分 别 为4.75/31.75/47.85 万元，荷树园 B 电厂分别为-628.63/-486.30/-734.42 万元，甲湖湾 电厂分别为 2448.63/1185.57/2135.75 万元，2022 年深度调峰收益 2135 万元。

辅助服务部分公司当前盈亏平衡，未来新能源波动性提升，辅助服务价值有望 重塑。广东辅助服务市场主要设计品类为黑启动、冷备用、无功补偿、旋转备用、 启停调峰、深度调峰。我们依据南方监管局数据 2020-2022 年公司三电厂合计补偿242.8/-873.9/-130.3 万元。公司只有甲湖湾电厂提供较多辅助服务，全年结算为正 收益，2022 年合计 1284 万元，我们认为在当前辅助服务需求提升，价值量增长， 公司旗下电厂均有望积极申报辅助服务，获取调节性资源价值。第三监管周期中将辅助服务费用将扩大为系统运行费用，单列后有益于促进增 量费用传导、调节性资源有望增值。新能源大量并网不确定性及新能源车等终端电 气化提升，电网负荷波动较大，火电是最稳定的对冲风险电源，辅助服务未来价值 量提升，有望兑现调节性资源收益。