火电与绿电运营商收益模式分析

电改理顺综合收益模式。

1.火电运营商：三部分收益模式逐步兑现

电改背景下火电更应关注综合收益价值。火电收益机制逐步理顺，过去电能量价 格回收燃料成本和固定成本，现在电能量价格回收燃料成本和部分固定成本，容量电 价回收固定成本，辅助服务收入调节性资源价值。我们认为火电运营商三部分收入模 式已经完善，随着电改政策持续推进，电能量价格趋于稳定，容量电价回收比例提升， 辅助服务市场扩容，火电收益模式更具稳定性。

2024Q2 煤价环比降低。依据 Wind 数据，我们选取 Q5500 大卡煤价（含税）指标 如秦皇岛港、宁波港、广州港（山西优混）、广州港（印尼煤）情况，截至 2024 年 6月 6 日，分别为 873/924/860/978 元/吨。我们按季度来看 2024 年 4 月 1 日至 6 月 6 日 ， 均 价 分 别 为 844/895/908/970 元 / 吨 ， 相 比 Q1 均 价 环 比 分 别 降 低 6.4%/6.0%/2.5%/3.7%，煤电 Q2 盈利能力有望进一步增强。

年初至今港口库存稳定、重点电厂库存相对历史高位。截至 2024 年 5 月 30 日， 北方四港煤炭库存合计 1392 万吨，同比降低 15.6%，主要系迎峰度夏电厂补库存需 求增加。我们统计重点电厂煤炭库存数据，截至 2024 年 5 月 30 日，重点电厂煤炭 库存为 11380 万吨，同比增长 1.7%，当前电厂库存煤炭也处于历史较高位置，我们 认为经过 5 月份迎峰度夏补库后，电煤需求趋于稳定，煤价有望保持稳定。

过去：煤价下降提升火电 ROE。我们选取华电国际、皖能电力、浙能电力、粤电 力 A、宝新能源为例，计算这几家火电公司 ROE 均值，2023 年为 7.6%，同比提升 10.2pct，主要系煤价降低影响。

现在：容量电价出台，煤价有望企稳，促火电 ROE 持续提升。煤电容量电价从 2024 年开始执行，煤电可回收部分固定成本，2024Q1 秦皇岛港 Q5500 煤价同比降低 20.1%，受益煤价下降和容量电价收益，典型火电公司 ROE 同比增长 1.12pct。

2.绿电运营商：消纳问题有望改善，边际好转或在即

拆分新能源运营商目前面临问题分为可分为成本端和收入端两方面。 成本端来看，一方面新能源（光伏、风电）建设成本降低，项目收益率有望提升， 另一方面，大规模新能源并网后，电网对辅助服务的需求增加，新能源承担的辅助服务费用、和偏差考核费用不断提升。 收入端来看，一方面消纳问题严峻，三北地区新能源利用率持续降低，另一方面 新能源进入市场化交易后，为了出清电量，新能源报价较低。

消纳问题导致利用小时数情况承压。2024 年 M1-M4，风电累计利用小时为 789 小 时，同比降低 77 小时，光伏累计利用小时数为 373 小时，同比降低 42 小时。当前外 送通道缺乏，本地负荷较少，新能源电量消纳问题严峻，新能源利用率目标原则上放 宽至 90%，新能源项目利用小时数或有承压。

新能源消纳情况承压，三北地区新能源消纳问题严重。依据全国新能源消纳监测 预警中心数据，2024M1-M4 全国风电利用率为 96.1%，全国光伏利用率为 97.1%。随 着集中式项目规模增加，送出通道受限，三北地区消纳情况承压。以 2023 年数据来看，风电方面消纳情况较差省份主要系蒙西、河北、青海、新疆、甘肃，光伏方面消 纳情况较差省份为西藏、青海、蒙西、新疆、辽宁。

绿电交易快速扩容，环境价值有望兑现。以交易量角度来看，2023 年绿电交易 量为 685 亿千瓦时，同比+278%。绿证方面，2023 年 1-7 月全国绿证交易量 2617 万 个，较 2022 年全年绿证交易量增长 170%。依据 2023 年 8 月，发改委等联合印发文 件《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》， 绿证核发规模扩容，并且明确绿证是可再生能源电量环境属性的唯一证明，绿证权威 性提升。绿电运营商有望通过绿电交易、绿证交易兑现环境价值。