华电国际电力股份有限公司邹县发电厂，华电国

可再生能源电价方面，由于公司可再生能源板块2022年起仅包括水电，预计2023年至2024年含税上网电价为0.25元/千瓦时，保持稳定。火电企业开始亏损Q21 的钱。由于煤价长期涨价的滞后性以及煤价库存居高不下，火电公司4Q21亏损较上季度进一步扩大，亏损程度与公司火电发电量基本成正比。

我们对抽水蓄能电站调峰成本对基准电价和利用小时数进行了敏感性分析。以公司项目四省0.4143-0.453元/kWh的基准电价计算，在1700-2000利用小时情景下，抽水蓄能电站整体资本内部收益率可高达11.6% -13.3%。据国家能源局统计，2021年上半年辅助服务市场交易成本共计110.1亿元，其中调峰和调频成本分别占比84.3%和15.3%，缓解了经营压力。部分煤电企业面临一定压力。

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我们对抽水蓄能电站建设成本和贷款利率进行了容量价格敏感性分析。在借款利率4.2%-4.8%、成本5-7元/W的不同情景下，抽水蓄能电站的容量价格约为0.474-0.683元/W。电力规划设计院初步测算显示，“十四五”末，我国每年辅助服务补偿资金将达到800亿元左右，进一步释放火电机组监管潜力。

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受高煤价影响，火电企业面临较大亏损。投资者给出了电价上涨的预期，认为电价上涨能为火电公司带来更大的业绩弹性。然而，2022年10月8日，国家常委会发布放宽市场化电价上涨的规定。高耗能行业电价不受此限制的消息公布后，火电股开始大幅下跌。我们判断，投资者前期对电价上涨的预期过高，导致政策落实不及预期。

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国家发改委、能源局印发的《现代能源体系“十四五”规划》明确提出，要加快抽水蓄能电站建设，已列入的大型抽水蓄能电站建设应在规划中推广、条件成熟的抽水蓄能电价形成机制。 2019年煤炭价格高位运行，导致公司出现较大亏损。 A股三季报数据显示，公司火电板块1-9月仍处于亏损状态。受高煤价影响，四季度火电业绩环比可能难以改善。火电行业可能要等到2023年才能扭亏为盈。今年煤炭价格下跌。

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在没有现货市场的情况下，由于抽水蓄能电站存在25%的能量转换损失（抽水蓄能电价=燃煤标杆电价的75%，上网电价=燃煤标杆电价） ），容量电价利润占抽水蓄能电站利润的绝大部分。与抽水蓄能电站、燃气发电、储能电站等其他系统调整方式相比，煤电柔性改造的成本是最划算的。

随着新建电力系统建设进程不断加大，火电机组参与电力调控的程度不断提高，对煤电灵活性改造的要求越来越高。我们认为，我国目前灵活性监管能力较低的原因可能是没有良好的辅助服务补偿机制。煤电厂改造意愿不足。

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