2023年华能国际研究报告：火电修复迎业绩拐点，绿电转型供长期动力

1. 华能旗下电力龙头，深耕火电转型新能源

1.1. 三地上市大型央企，清洁能源发展提速

火力发电龙头，积极推动新能源转型。公司是五大发电集团华能集团旗下的 综合性电力运营公司，主要在全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂，是 国内最大的上市发电公司之一。公司成立于 1994 年，同年在纽交所挂牌上市，随 后分别于 1998 年和 2001 年在香港联交所和上交所上市，成为国内首个在纽约、 香港、上海三地上市的发电公司。2012 年，公司提出到 2015 年实现燃煤发电与 清洁能源发电并举的发展战略； 2015 年，成功进行光伏发电和海上风电的开工 建设。2022 年，公司实现清洁能源装机占比 26.07%，进一步打造“三型三化” 大型清洁能源基地。

1.2. 股权结构集中，华能旗下最大电力平台

股权结构集中，华能集团持有 37.13%股权。公司的控股股东是华能国际电力 开发公司，最终控股股东为中国华能集团有限公司，截至 2023 年一季报，华能集 团以直接和间接方式共持有公司 37.13%股权。公司前五大股东共持有 74.99%股 权，股权结构集中。公司重大股权投资包含发电、输电、供电、新能源供电、节能 环保技术研发等方向。

华能集团旗下最大电力平台，可控装机规模占集团总规模 57.8%。华能集团 拥有 3 家电力板块上市公司，分别为华能国际、内蒙华电、华能水电。公司国内 业务广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市，此外在新加坡和巴基斯坦各投资 一家电力公司；内蒙华电发电资产集中于内蒙古自治区九个盟市；华能水电国内 业务均在云南省，海外业务集中于柬埔寨、缅甸。2022 年，华能集团可控装机超 过 2.2 亿千瓦，其中公司可控装机规模占集团总规模的 57.8%，是集团内装机规 模最大的发电公司。

1.3. 深耕电力热力领域，煤价上涨带来业绩扰动

深耕电力领域，加快绿色低碳转型。公司主营业务包括电力及电热、港口服 务、运输服务等。2022 年，电力、热力销售收入约占营业收入的 95%，可控发电 装机容量 127.23GW，其中清洁能源装机容量 33.17GW，占比达到 26.07%，同 比提升 3.68pct。

营收整体平稳增长，23 Q1 盈利能力大幅改善。2018 年至 2022 年，公司营 收从 1698.61 亿元增长至 2467.25 亿元，年复合增长率达为 9.78%，保持平稳增 长。2022 年营收同比增长 20.31%，主要由电价上涨驱动。2018 年至 2022 年， 公司归母净利润由 14.39 亿元下降至-73.87 亿元，2022 年比 2021 年同期减亏 26.17%，但全年仍处于业绩亏损状态，主要原因是 2022 年煤价仍居高位，公司 煤电业务亏损较大。2023 Q1，受益国内市场煤价格加速回落和电价同比上涨，公 司实现利润总额 31.29 亿元，相比 2022 年同期的-9.20 亿元实现扭亏为盈，其中 境内燃煤发电板块所得利润减亏 97.86%；归母净利润 22.50 亿元，同比增长 335.30%。

深耕电力领域，营收占比基本维持 95%以上。公司主营业务为电力及热力销 售、港口服务及运输服务等，其中电力及热力为主要收入来源。2018 年至 2022 年公司电力及热力贡献营收由 1672.41 亿元增长至 2351.94 亿元，年复合增长率 为 8.90%，营收占比基本保持在 95%以上。2022 年，电力及热力营收占比为 95.33%，较上年增长 0.68pct，港口服务和运输服务占公司总营收比例分别为 0.10% 和 0.02%。其他业务收入包括粉煤灰、燃料及材料销售收入、租赁收入等，近四 年贡献营收占比均在 4.50%以上。

公司毛利率、净利率企稳回升。2021 年由于原煤采购成本大幅上涨，公司营 业成本较 2020 年增长 46.41%，毛利率和净利率出现大幅下滑。2021 年到 2023 年 Q1，公司毛利率和净利率情况有所改善，呈现回升态势。分业务来看，电力及 热力毛利率触底反弹，2022 年毛利率已由负转正，达 1.22%，相比 2021 年增长 4.01pct；港口服务业务毛利率由 2018 年的 24.42%增长至 2022 年的 36.53%； 运输服务业务毛利率近三年稳定在 10%左右，其他业务毛利率整体呈现下滑趋势， 由 2018 年的 64.21%下降至 2022 年的 40.36%。

控费能力出色，期间费用率逐年下降。2018 年至 2023 Q1，公司期间费用分 别为 147.9 亿元、154.4 亿元、146. 0 亿元、156.6 亿元、169.1 亿元、36.8 亿元； 期间费用率呈逐年下降趋势，由 2018 年的 8.71%下降至 2022 年的 6.85%，其中 管理费用率、财务费用率整体都呈下降趋势， 2018-2022 年 分 别 下 降 0.21pct/2.3pct；销售费用率整体较低，总体维持在 0.1%以下。

加大研发投入，夯实研发人才队伍建设。近几年公司加大研发投入，2018 到 2022 年公司研发费用由 0.46 亿元增长至 16.08 亿元，年复合增长率达 142.9%， 研发费用率分别为 0.03%/0.04%/0.39%/0.65%/0.65%，整体稳步提升。截止 2022 年末，公司研发人员数量达 13060 人，占公司总人数的 22.88%。研发人员中本 科及以上占比 86.16%，40 岁以下占比 41.96%，高素质人才和年轻血液为公司创 新提供持续动力。

2022 年经营活动现金流大幅增长，资产负债率维持 70%左右。2018 年至 2023 Q1，公司经营活动产生的现金流量净额分别为 288.92 亿元、373.24 亿元、 420.50 亿元、60.33 亿元、325.20 亿元、61.38 亿元。2021 年由于燃料采购成本 大幅上升，现金流入减少，导致经营现金流大幅下降；2022 年，经营现金流净额 同比增长 439.04%，回归正常水平。资产负债率方面，近年来公司负债率整体维 持在 70%以上，2023 Q1 资产负债率较 2022 年底下降 3.52pct 至 71.30%。

2. 煤价中枢下移可期，火电龙头业绩望兑现

2.1. 电力保供形势严峻，火电“压舱石”地位稳固

电力需求持续增长，未来空间依旧巨大。从电力需求侧来看，2022 年尽管受 疫情、气候变化等因素影响，我国用电量仍然保持增长态势，全社会用电量达 86372 亿千瓦时，同比增长 3.67%。据国网能源院预测，2025 年、2035 年、2050 年、2060 年，我国电力需求分别达到约 9.8 万亿千瓦时、12.4 万亿千瓦时、13.9 万亿千瓦时、13.3 万亿千瓦时，仍具有巨大的上升空间。

电力保供压力较大，火电压舱石地位稳固。据电规总院预计，未来两年全国 电力供应保障压力仍然较大，按照装机平衡考虑，结合当前电源、电网工程投产 进度，预计 2023 年安徽、湖南、江西、重庆、贵州、冀南 6 个地区负荷高峰时段 电力供需紧张，2023 年、2024 年电力供应偏紧地区分别为 17 个和 10 个。因此，立足我国基本国情，为应对电力供需紧张现状，仍需夯实煤电托底保供基础，压 实电力工业保障的基本盘。当前火力仍是我国主力电源，截至 2022 年底，火电装 机量为 13.3 亿千瓦，占全国总装机容量的 52.06%，发电量为 58531 亿千瓦时， 占全国总发电量的 69.77%。

2.2. 火力发电绝对龙头，多维优势提升盈利能力

作为火电行业龙头企业，我们认为公司具备规模、利用率、地域、创新四大优 势：

（1） 规模优势：燃煤大型发电机组占比超 54%，火电装机规模遥遥领先。 2018 年至 2022 年，公司火电可控装机容量稳定增长，由 99.52GW增长至 106.96GW，其中煤机 94.06GW，燃机 12.74GW。燃煤发电 机组中，60 万千瓦等级的占比 37.03%，100 万千瓦等级的占比 17.37%，60 万千瓦以上的大型机组占比为 54.40%，包括 16 台已投 产的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用超超临界二次再 热技术的燃煤发电机组。与同业对比来看，公司火电装机规模领先， 是唯一一家火电装机规模超过 100GW 的上市企业。

（2）利用率优势：优化机组运行方式，利用小时数处于领先水平。2021 年 全社会用电需求高速增长，拉动公司火电发电量和上网电量大幅增长， 2022 年 公司持续优化火电机组运行方式，在完成电力保供任务的同时，争取多发有效益 电量，受燃料价格持续高位运行、电力市场交易规模扩大、用电量增长不及预期 等因素影响，火力发电量同比略有下降。2022 年公司燃煤机组利用小时数达 4228 小时，大部分燃煤电厂的利用小时数在所在地区处于领先水平。

（3）地域优势：装机多集中于沿海沿江地区，售电价格涨幅明显。公司境内 电厂（包含火电、风电、光伏、水电及生物质发电）广泛分布在 26 个省、自治区 和直辖市，火电电厂在 23 个省、自治区和直辖市都有布局，公司火电发电量多集 中于东部地区，2022 年在山东、江苏、浙江、广东、江西五省火电发电量分别为854.01/380.16/315.84/291.92/285.88 亿千瓦时，占公司境内火电发电量的 51.24%。沿海沿江经济发达地区电厂机组利用率和电价水平较高，同时公司拥有 港口及码头资源，有利于统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞 期费用，从而提高整体的盈利能力。从燃煤上网电价来看，除北京外，2022 年公 司电厂其他所在地区的上网电价较 2021 年均有较大程度增长，其中发电量最多 的山东省上网电价由 2021 年的 0.41 元/Kwh 提升至 2022 年的 0.50 元/Kwh，同 比增长 21.7%。

（4）创新优势：积极开展“三改联动”，单位供电煤耗下降显著。公司依托 科研技术支持，推广宽负荷高效发电、广义回热等节能先进技术，强化储能调频 技术自主研发能力，不断推进煤电机组节能降碳、灵活性和供热“三改联动”，2014 年至 2022 年，公司单位供电煤耗整体呈现下降趋势，由 2014 年的 309 克/千瓦 时下降至 2022 年的 288 克/千瓦时，能耗指标持续保持行业领先水平，从而抵御 煤价上行对生产成本的压力。

2.3. 煤价调整叠加电价上浮，火电巨头王者归来

2.3.1. 煤价下调预期下，公司业绩弹性更大

供需关系扭转，煤炭全年价格中枢有望下移。2023 年以来国内动力煤价格持 续下跌，截至 6 月底，秦皇岛港 5500 大卡动力煤平仓价（山西产）为 830 元/吨， 较年初下降 345 元/吨；鄂尔多斯大块精煤 5500 大卡车板价为 660 元/吨，较年初 下降 405 元/吨；大同 5500 大卡动力煤车板价为 690 元/吨，较年初下降 375 元/ 吨。我们认为动力煤价格下调的原因或在于市场供需关系的扭转，预计全年煤炭 价格中枢有望下移。

国内供给端：国内煤炭产量平稳增加，保守预计 2023 年仍有 1 亿吨增量。 今年以来，我国原煤、动力煤产量均维持高位，2023 年 1-5 月全国共生产原煤 19.1 亿吨，同比增长 4.8%，其中动力煤产量完成 15.6 亿吨，较 2022 年同期增 产 5469 万吨。今年以来已有多个地区明确提出了 2023 年的煤炭计划产量。其中， 山西省、内蒙古自治区、陕西省依旧是主要的保产地区，2023 年计划煤炭产量分 别达到 13.65 亿吨、12.5 亿吨、7.5 亿吨以上；新疆更是提出进一步释放煤炭优 质产能，全年预计原煤产量 4.13 亿吨，增长 25%；预计晋陕蒙新四省份合计增产 1.5 亿吨。参考 CCTD，结合主要产煤省发布的产能数据，保守预计 2023 年国内 煤炭产量将达到 45.5 亿吨，较 2022 年新增 1 亿吨。

进口端：政策扶持叠加价格优势，2023 年动力煤进口量预计同比高增。

（1）政策层面：澳煤进口重启，零关税政策延续。受到贸易政策的影响，21、 22 年中国对澳煤的进口量骤减，2021、2022 年对澳大利亚动力煤的进口量分别 占中国动力煤总进口量的 6.7%和 1.3%，远低于 2020 年的 48.6%。2023 年 1 月 发改委在电力和钢铁企业会议上，对放宽进口澳煤限制做出评估和讨论，澳煤进 口重启；根据海关总署，2023 年 1-5 月中国从澳大利亚进口动力煤达 1075.7 万 吨，同比增加 1468%。此外，为支持国内煤炭安全稳定供应，国务院关税税则委 员会决定自 2023 年 4 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日，继续对煤炭实施税率为零 的进口暂定税率，暂定税率实施前，对进口煤炭需征收 3-6%的进口关税。

（2）价格层面：年内国际动力煤价格跌幅明显。2023 年以来，受海运市场 煤炭供应维稳，以及欧洲、东北亚、中国等主要进口市场需求疲软影响，国际动力 煤价格一直呈下行趋势。截至 6 月底，澳大利亚纽卡斯尔港 5500 大卡动力煤 5 日 日均平仓价格为 87.65 美元/吨，较年初下降 49.85 美元/吨；理查兹港 5500 大卡 动力煤 5 日日均平仓价格报收于 83.29 美元/吨，较年初下降 14.81 美元/吨；欧洲 三港 6000 大卡动力煤 5 日日均到岸价为 119.10 美元/吨，较年初下降 65.90 美元 /吨。

两大因素共同催化下，2023 年我国动力煤进口量大幅增加。1-5 月，我国煤 炭进口量达 1.8 亿吨，同比增长 89.6%，其中动力煤进口量达 4561.8 万吨，同比 增长 174.5%。

需求端：电厂煤耗较 21 年持平，需求尚未明显改善。截至 6 月 29 日，内陆 17 省+沿海 8 省电厂煤耗为 9.49 亿吨，较 2022 年同期增长 4.1%，较 2021 年同 期微增 0.5%，基本持平，电厂的煤炭需求并未得到明显改善。

供给增长快于需求，库存保持高位，煤价下行压力仍然存在。我们统计前 5 月国内动力煤产量及进口总量分别较 2022 年、2021 年增加 8368.7 万吨、3.58 亿吨，而同期内陆 17 省+沿海 8 省电厂煤耗分别增加 2048.2 万吨、226.5 万吨， 远低于供给增长。从库存来看，截至 2023 年 5 月国有重点煤矿库存达 3020.4 万 吨，同比增长 51.2%，环比增长 14.9%，库存量达 2021 年以来最高点；截至 7 月 3 日，CCTD 主流港口煤炭库存达 7420.1 万吨，处于历史高位。我们认为在当前 煤炭供给宽松的背景下，煤价下行基础依然存在。

强β叠加优势α，龙头迎来业绩拐点。燃煤成本占据火电企业生产成本的大 头，2022 年公司燃料成本占总成本的 73.33%。煤价下行一方面将使现货煤采购 成本下降；另一方面，由于长协煤和现货煤价差缩小，有望提升长协煤履约率，从 而在整体上降低火电企业的燃料采购成本，提高盈利能力。以公司为例，我们测 算在 1000/1100/1200/1300 元/吨入炉标煤价情况下的公司 2023 年归母净利润水 平分别为 188.42/117.28/46.13/-25.02 亿元。

公司长协占比相对较低，享现货降价+长协占比提升双重利好。参照国家能源 集团旗下的国电电力，2022 年国电电力共采购原煤 1.95 亿吨，其中长协煤总量 1.89 亿吨，占比 96.9%，单位燃料成本为 294.8 元/兆瓦时；对比来看，公司 2022 年煤炭采购 1.94 亿吨，长协煤采购比例约占内贸煤采购量的 67%，单位燃料成本 高达 372.6 元/兆瓦时。展望 2023 年，我们认为基于政策助力和价差缩小两方面 因素，公司长协煤采购占比将明显提高，同时叠加现货采购价格的显著降低，预 计燃料成本会有较大降幅。

（1）政策上，限定长协价格区间、提高长协履约。2022 年 2 月发改委 303号文件落地执行，将秦皇岛港下水煤 5500K 中长期交易价格定在 570~770 元/吨 的区间内，但由于 2022 年长协价格与现货价格差距较大，因此煤炭企业长协落实 积极性较低。2022 年 11 月，发改委印发《关于 2023 年电煤中长期合同签订履约 工作方案》，要求煤炭企业确保 26 亿吨电煤的任务分解，明确每个煤炭企业的任 务量不应低于自有资源量的 80%，不低于动力煤资源量的 75%；并且对履约要求 加严，要求季度、年度履约量必须达到 100%，且不得以未配置铁路运力、停产减 产为由拒绝履约。

（2）价格上，长协与现货价差缩小，煤企履约积极性提升。截至 6 月底，秦 皇岛 Q5500 煤现货价格收至 835 元/吨，较年初下降 368 元/吨。价差方面，当前 秦皇岛 Q5500 动力煤现货价与长协价价差为 126 元/吨，整体处于较低水平。

2.3.2. 电改促进电价上浮，公司上网电价涨幅明显

市场化改革深入，电价上浮空间与作用范围扩大。2019 年 9 月，国务院常务 会议决定，从 2020 年 1 月 1 日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电 价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。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》（即 1439 号文），提高 了电价的上浮空间和市场化电价的作用半径，我们认为改革集中于主要两大方面： （1）加大煤电价格浮动力度：将燃煤发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，电力现货价格不受上述幅度限制。（2） 推动煤电、工商业用户全部进入市场：煤电方面，要求燃煤电量全部进入电力市 场（原先为 70%市场电），解决了煤电成本长期有效回收的问题，同时也推动了电 力市场化进程；对工商业用户而言，推动工商业用户都进入市场（原先为 44%进 入市场），取消工商业目录销售电价。

供需关系反应价值，公司上网电价上调明显。从 2018 年开始，我国供电形势 从“总体宽松”逐渐转变为“总体平衡，局部地区高峰时段供应偏紧”，“十四五” 以来，电力缺口向全国范围逐步扩大，预计 2023、2024 年全国电力供需仍将呈 紧平衡。我们认为电力供需紧张将促使电价升高，17 年以来主要电力公司平均上 网电价均实现显著上浮。 其 中 公 司 2017-2022 年 平均上网电价 分 别 为 0.41/0.42/0.42/0.41/0.43/0.51 元/ Kwh，年复合增长率达 4.26%；1439 号文件出 台后，公司上网电价增长明显提速，2022 年平均上网电价达 0.51 元/ Kwh，同比 增长 18.07%。与同行业主要公司对比来看，公司区位优势凸显，平均上网电价低 于上海电力，与华电国际基本持平，高出国电电力 0.07 元/Kwh。

容量电价政策有望加速推进，扩大盈利空间利好煤电企业。煤电具备电量、 容量、调节三种功能，而当前我国煤电电价主要是电量电价，未能体现负荷峰值 时期煤电作为顶峰主力的容量价值。我国的抽水蓄能和部分气电采用两部制电价， 《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确抽蓄电价机制以两部制电 价政策为主体；未来随着煤电由电力电量的主体逐步向调峰主体过渡，煤电容量 电价机制也有望引入，帮助煤电企业消纳投资成本，进一步扩大煤电机组的盈利空间，利好煤电企业。 2020 年以来，广东、山东、云南等地已有对燃煤机组的容 量补偿政策，我们认为未来或将有更多省份出台相关政策，提高煤电机组收入水 平。

3. 灵活性改造+组件降价加速绿电转型，助力长期高成长

3.1. 华能集团十四五新能源规划清晰，公司风光装机快速增长

新能源装机规模迅猛增长，绿色发展动力强劲。2013 年-2022 年，我国新能 源装机从 0.92 亿千瓦增长至 7.58 亿千瓦，年复合增长率达 26.34%，新能源装机 占总装机的比例由 7.35%提升至 29.62%。根据中电联发布的《电力行业“十四 五”发展规划研究》预测，2025 年全国风电、太阳能发电装机分别达 3.8 亿千瓦、 4.0 亿千瓦。

华能集团“十四五”期间预计新增 80GW 风光装机。2019 年，华能集团董 事长定下重点发展新能源的规划，提出实施“两线”“两化”战略，即在三北地区布局 风光火一体化大型清洁能源基地，在东部沿海省份打造规模化海上风电发展带； 规划到 2025 年低碳清洁能源占比要达到总装机 50%以上，力争每年核准、开工、 投产各 1000 万千瓦以上新能源项目。远期规划上，集团董事长提出到 2025 年， 发电装机达到3亿千瓦左右，其中新增新能源装机80GW 以上，装机占比达到50% 以上； 2035 年实现发电装机突破 5 亿千瓦，清洁能源装机占比 75%以上。

积极响应集团战略，公司新能源装机迅猛增长。2018-2022 年，公司风电装 机量由 5.14GW 增至 13.63GW，CAGR 达 27.6%，光伏装机由 0.96GW 增至 6.28GW，CAGR 达 59.9%，新能源装机占比由 5.8%增至 15.6%；同期风电发电 量由 101.1 亿千瓦时增至 280.7 亿千瓦时，CAGR 达 29.1%，光伏发电量由 11.4 亿千瓦时增至 60.8 亿千瓦时，CAGR 达 51.9%，新能源发电量占比由 2.6%增至 7.6%。

3.2. “火转绿”三重优势助力逐鹿风光赛道

3.2.1. 火转绿禀赋Ⅰ：依托火电资源开拓新能源

公司风光发电量与火电发电量分布基本一致。截至 2022 年，公司火电机组 遍布 23 个省市，为区域经济增长贡献了重要力量，庞大的火电资产或有助于公司 获取新能源开发指标。从公司风光发电量来看，2022 年江苏省、山东省、河南省 发电量靠前，分别为 51.9/36.8/31.4 亿千瓦时，与公司在该区域的火电布局规模 相匹配；整体来看，公司的新能源发电量同火电发电量分布重合度较高。

3.2.2. 火转绿禀赋Ⅱ：火电现金流支持绿电投资

22 年公司现金流情况明显改善，预计 23 年进一步改善。2022 年，公司经营 活动产生的现金净流入额为 325.20 亿元，同比增加 262.69 亿元，主要由于公司 收回可再生能源补贴同比增加。我们预计 2023 年随着电煤价格回落和电价上浮， 公司的盈利能力将明显恢复，现金流情况有望进一步改善。

现金流远优于纯绿电运营商，理论扩张能力更强。除 2021 年因煤炭价格上 涨导致公司燃料采购成本大幅上升，经营现金流远低于正常年份外，公司现金流 情况均大幅优于传统的绿电运营商。截至 2022 年底，公司风光装机规模为 19.9GW，经营性现金流与新能源装机比显著高于相关绿电运营商，我们认为凭借 现金流优势，公司有望持续、快速地提升风光装机量。

应收账款收入比显著低于传统绿电运营商，风险承受能力更加突出。相比于 传统绿电运营商，公司应收账款收入比较低，2018-2022 年均维持在 20%以下， 且年增长幅度较小，我们认为这表明公司对补贴拖欠的承受能力明显高于其他传 统绿电运营商。

3.2.3. 火转绿禀赋Ⅲ：火电灵活性改造助力风光发展

新能源配储趋势不改，火电灵活性改造成本凸显。2023 年以来，地方配储政 策持续加强，河南、山东、广东、河北等地陆续发文加快新型储能发展，要求严格 按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施。对比各调峰方式，根据《天然气 发电与电池储能调峰政策及经济性对比》以及《广东“十三五”电源调峰联合运行策 略优化》，采用煤电深度调峰的单位发电成本为 0.05 元/度，抽水蓄能的单位发电 成本为 0.06 元/度，采用磷酸铁锂电池的单位发电成本为 1.13 元/度，对煤电机组 进行灵活性改造的成本最低。

政策支持火电灵活性改造。2021 年以来，多省提出以火电灵活性改造配置新 能源，内蒙古、湖北、新疆、河南、山西等地都明确可以以火电灵活性改造新增调 节能力来配置新能源开发规模，从逻辑上来说火电灵活性改造可以替代新能源配 置电化学储能的需求，且成本更低。从配置机制上看，新能源规模多为火电灵活 性改造后新增调节能力乘以一定的系数，其中内蒙古、新疆、河南的配置比例均 在 1-2 倍之间，山西较低为 0.3 倍。

公司火电资源丰富，火电灵改可支持 21GW 风光建设规模。参考中电联，我 国在运煤电机组一般最小出力为 50～60%，冬季供热期仅能低至 75～85%；通过 灵活性改造，最小技术出力可低至 30%～35%额定容量，部分机组可以低至 20%～25%。按照灵活性改造增加机组额定功率 20%的调节能力，1：1 配储比例 计算，公司 107.0GW 的火电机组可配套 21.4GW 的风光建设，相比于纯绿电企 业额外建设储能实现调峰，公司的资本开支与发电成本都更有优势。

3.3. 组件降价利好电站盈利，在建项目储备充足

组件价格持续下探，光伏电站盈利能力有望提升。2023Q2 以来硅料价格进 入下行通道，截至 6 月底多晶硅致密料现货周均价已跌至 64 元/吨，较年初高点 已下跌 72.2%。硅料降价进一步带动组件价格下行，6 月底单面单晶 PREC 组件 现货均价已降至 1.41 元/w。参考 CPIA，当组件价格在 1.93 元/w 时，约占地面光 伏电站整体投资额的 46%，我们认为本轮组件降价将提振光伏装机 IRR，降低 LCOE 成本，预计公司新能源建设速度也将加快。

我们测算在组件价格 1.32 元/w，年利用小时数 1500 小时数时，地面光伏电 站的平准化度电成本（LCOE）达 0.235 元/kwh；当组件价格每下降 0.2 元/w，光 伏项目 LCOE 下降 0.014 元/kwh，当利用小时数每上升 200 小时，光伏电站 LCOE 下降 0.036 元/kwh。

在建风光项目超 500 亿，充分受益组件降价。参考公司 2022 年年报，截至 2022 年底公司在建重要项目投资额共计 920.7 亿元，其中新能源项目投资额达 570.6 亿元，未来风光装机规模增长势头强劲。我们认为公司在手大部分风光项目将于近两年完工投产，受益于近期组件价格的大幅降价，对公司长期盈利能力有 较大提振。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）