2022年贛能股份市場現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢分析

1、2022年贛能股份市場現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢分析一、贛能股份：火電盈利拐點(diǎn)已現(xiàn)，強(qiáng)現(xiàn)金+低杠桿厚植發(fā)展沃土（一）江西省屬電力平臺，火電占比近九成江西省唯一電力上市公司，控股股東江投集團(tuán)直接持股39.72%，國投電力為第二大 股東?？毓晒蓶|江西省投資集團(tuán)是省屬重要骨干企業(yè)，截至2022年3月末直接持股 公司39.72%股份；國投電力作為公司第二大股東，直接持股33.72%。公司在1997 年11月于深交所上市、2008年實(shí)施重大資產(chǎn)重組，現(xiàn)為江西省國資委唯一一家電力 上市企業(yè)，主營業(yè)務(wù)為火電、水電，2020年新增光伏發(fā)電業(yè)務(wù)。集團(tuán)旗下現(xiàn)有三家上市平臺，各上市主體業(yè)務(wù)劃分清晰。江投集團(tuán)旗下現(xiàn)有贛能股 份（

2、000899.SZ）、安源煤業(yè)（600397.SH）和萬年青（000789.SZ）三家上市平 臺，其中電力業(yè)務(wù)由贛能股份展開、煤炭業(yè)務(wù)由安源煤業(yè)展開、建材業(yè)務(wù)由萬年青 展開。2022Q1在運(yùn)裝機(jī)容量達(dá)1578MW，其中火電占比近九成。公司是江西省核心骨干發(fā) 電企業(yè)，截至2022Q1在運(yùn)發(fā)電裝機(jī)為1578.40MW，其中火電1400MW，水電100MW， 光伏78.4MW。近兩年公司堅(jiān)持圍繞“以電為中心、打通上下游產(chǎn)業(yè)鏈”的發(fā)展戰(zhàn)略， 大力發(fā)展新能源發(fā)電項(xiàng)目。2021全年上網(wǎng)電量同比-4.0%，2022Q1同比+9.9%。2021全年公司實(shí)現(xiàn)發(fā)電量71.70 億千瓦時(shí)（同比-3.81%），實(shí)現(xiàn)上

3、網(wǎng)電量68.35億千瓦時(shí)（同比-4.04%），其中2021Q4 上網(wǎng)電量同比-28.47%。2022Q1實(shí)現(xiàn)上網(wǎng)電量16.85億千瓦時(shí)（同比+9.87%），其 中火電占94.90%、水電占4.21%、光伏占0.89%。（二）受高煤價(jià)影響 21 年虧損 2.5 億元，22Q1 基本盈虧平衡2021年業(yè)績受煤價(jià)高位運(yùn)行影響同比-179%，2022Q1基本盈虧平衡。2021年公司 營業(yè)收入達(dá)27億元，同比+0.84%；受制于煤價(jià)大漲，歸母凈利潤虧損2.48億元，同 比-178.54%。2022Q1公司實(shí)現(xiàn)營收7.42億元，同比+25.53%；受益于電價(jià)上浮及 煤價(jià)環(huán)比2021Q4下降13.79%，歸

4、母凈利潤微虧101.50萬元，同比-103.75%。公司近年電力業(yè)務(wù)營收增速下滑，2021年同比+0.3%。分業(yè)務(wù)來看，2021年公司電 力業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)營收26.16億元（同比+0.28%），占總營收的96.90%。回顧歷史，2020 年公司火電業(yè)務(wù)貢獻(xiàn)營收25.02億元，占總營收93.47%；水電業(yè)務(wù)貢獻(xiàn)營收0.99億 元，占總營收3.68%；2020年新增的光伏業(yè)務(wù)貢獻(xiàn)營收0.05億元，占總營收0.18%。2021年公司平均上網(wǎng)電價(jià)升至0.4324元/千瓦時(shí)（同比+4.60%），實(shí)現(xiàn)上網(wǎng)電量68.35 億千瓦時(shí)（同比-4.04%）；電價(jià)上升幅度抵消發(fā)電量下降幅度，共同導(dǎo)致公司電力 業(yè)務(wù)營收同比

5、提升0.28%。2021年火電發(fā)電量同比-4.2%，測算火電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)為4905小時(shí)。2021年公司 火電裝機(jī)保持1400MW不變，火電發(fā)電量為68.67億千瓦時(shí)，同比-4.16%。受清潔能 源擠壓火電影響（2021年江西省用電量同比+14.5%，火電發(fā)電量占比同比下降 1.3pct至86.5%），測算2021年公司火電利用小時(shí)數(shù)降至4905小時(shí)（同比-213小時(shí)）。公司煤炭采購價(jià)格同比大漲44%，導(dǎo)致電力業(yè)務(wù)毛利潤虧損1.39億元。2021年公司 電煤采購均價(jià)同比大幅提升44.28%至810.20元/噸（含稅），導(dǎo)致毛利潤虧損0.58 億元（上年同期為盈利5.56億元）；其中電力業(yè)務(wù)毛利

6、潤虧損1.39億元，毛利率同 比-24.02pct至-5.30%，導(dǎo)致總毛利率、凈利率同比分別下滑22.93、21.00pct至 -2.15%、-9.19%。2022Q1公司綜合標(biāo)煤單價(jià)環(huán)比下降13.79%，虧損幅度收窄，毛 利率、凈利率分別為4.29%、-0.14%。2021Q4單季業(yè)績大幅虧損2.40億元，2022Q1環(huán)比大幅收窄。分單季度看，2021年 公司平均結(jié)算電價(jià)升至0.4324元/千瓦時(shí)（含稅，下同），同比+4.60%；參考公司 歷史火電營收及毛利潤情況，測算得出2021Q4火電結(jié)算電價(jià)達(dá)0.473元/千瓦時(shí)，同 比+15.32%。電價(jià)上浮難抵煤價(jià)攀高影響，2021Q4業(yè)績大幅虧

7、損2.40億元。伴隨電 價(jià)上浮+煤價(jià)環(huán)比下降，2022Q1公司盈利基本盈虧平衡。 公司2021Q4上網(wǎng)電量15.55億千瓦時(shí)，較上年同期減少28.47%，主要受機(jī)組檢修影 響；2022Q1公司上網(wǎng)電量為16.85%，較上年同期增加9.87%。參考公司21Q4、22Q1毛利潤分別為-1.68、0.32億元，測算同期火電業(yè)務(wù)毛利潤分 別-1.37、0.08億元。根據(jù)公司季度上網(wǎng)電量公告，2021Q32022Q1火電單季度上 網(wǎng)電量分別為15.72、15.08、15.99億千瓦時(shí)；2021全年平均結(jié)算電價(jià)同比+4.60%， 2021全年電煤采購價(jià)格同比+44.28%。參考2021Q32022Q1毛利

8、潤，測算得出 2021Q3、Q4公司火電業(yè)務(wù)毛利潤分別虧損0.97、1.37億元。假設(shè)2022Q1火電上網(wǎng) 電價(jià)較標(biāo)桿電價(jià)上浮20%，測算得出2022Q1公司火電業(yè)務(wù)毛利潤盈利0.08億元。（三）火電盈利拐點(diǎn)已現(xiàn)，強(qiáng)現(xiàn)金+低杠桿厚植發(fā)展沃土2021年公司投資收益同比+40%，持股23%江西昌泰高速公路為重點(diǎn)關(guān)注對象。江 西昌泰高速公路是由公司和江西贛粵高速公路共同投資興建的，截至2021年末公司 直接持股23.33%；2021年實(shí)現(xiàn)凈利潤4.08億元（同比+49.98%）。公司火電機(jī)組占 比高，存在電源結(jié)構(gòu)單一風(fēng)險(xiǎn)，通過對外多元化投資或能降低盈利波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)。公司業(yè)績受煤價(jià)影響波動(dòng)較大，但歷年經(jīng)營

9、性現(xiàn)金流始終保持正流入。受益于電力 行業(yè)重資產(chǎn)模式影響，公司歷年固定資產(chǎn)等折舊金額體量均在23億元左右。2021 年公司經(jīng)營性現(xiàn)金流凈額同比-51.96%，主要是煤電巨虧所致，公司歷年現(xiàn)金流均保 持正流入，收現(xiàn)比始終穩(wěn)定在1倍以上。豐城三期加速建設(shè)下，公司2021年投資、籌資現(xiàn)金流規(guī)模增大，2022Q1在建工程 占比升至41%。公司對豐城三期在建項(xiàng)目投入不斷加大，20192021年及2022Q1 構(gòu)建固定資產(chǎn)、無形資產(chǎn)和其他長期資產(chǎn)支付的現(xiàn)金支出分別為4.75、5.84、16.05 及2.30億元。截至2022Q1公司總資產(chǎn)達(dá)97.44億元，其中在建工程體量升至39.94億 元，占總資產(chǎn)比例迅

10、速提高至40.99%。此外，2021年末公司計(jì)提減值前的存貨達(dá)3.24 億元其中原材料為1.82億元。2021年公司資產(chǎn)負(fù)債率升至52%，但仍低于同業(yè)平均水平。從負(fù)債端來看，2022Q1 公司長短期借款達(dá)37.79億元（同比+106%），資產(chǎn)負(fù)債率提升至51.77%（2021年 為52.28%），同比提升15pct以上，但仍低于同業(yè)平均水平（55.77%）。2021年受煤價(jià)大幅提升影響，公司ROE、ROIC降至-5.2%、-1.9%。從盈利能力方 面看，自2016下半年煤價(jià)走高，20172020年保持相對平穩(wěn)下，公司20182020年 加權(quán)ROE逐年提升至同業(yè)平均水平；考慮債務(wù)回報(bào)，公司ROI

11、C自2017年的1.5%提 升至2020年5.4%，高于同業(yè)平均水平。公司火電機(jī)組占九成，2021年煤價(jià)高位運(yùn)行 下導(dǎo)致業(yè)績巨虧，ROE降至-5.15%、ROIC降至-1.93%。二、開源節(jié)流+豐城三期投產(chǎn)，火電業(yè)績持續(xù)改善（一）電價(jià)頂格上浮、長協(xié)煤比率提升，火電業(yè)績持續(xù)改善向上浮動(dòng)限制擴(kuò)至20%，短期收入端迅速打開天花板。原則上燃煤發(fā)電電量全部進(jìn)入電力市場，還將煤電交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍擴(kuò)大至20%，高耗能企業(yè)不受限制。參 考2022年度廣東雙邊協(xié)商交易成交均價(jià)為497.04厘/千瓦時(shí)（較標(biāo)桿上浮44.04厘/千 瓦時(shí)），2022年1-4月實(shí)際平均價(jià)差分別為46.40、44.79、47.42、

12、47.27厘/千瓦時(shí)， 預(yù)計(jì)電價(jià)上浮將全年呈現(xiàn)。成本端來看，我們從去年到今年國家對煤炭指導(dǎo)價(jià)的不同點(diǎn)入手：2021年12月3日：發(fā)改委發(fā)布的2022年煤炭中長期合同簽訂履約工作方案(征求意 見稿），提到2022年度5500大卡熱值的動(dòng)力煤港口下水銷售基準(zhǔn)價(jià)為700元/噸（長 協(xié)價(jià)格具體浮動(dòng)區(qū)間為550-850元/噸）。 2022年2月24日：通知設(shè)定重點(diǎn)地區(qū)煤炭出礦環(huán)節(jié)中長期交易價(jià)格合理區(qū)間，其中 山西地區(qū)熱值5500千卡的煤價(jià)合理區(qū)間為370-570元/噸，陜西為320-520元/噸，蒙 西260-460元/噸。比較之后可以發(fā)現(xiàn)，一是煤炭價(jià)格中樞有下移趨勢，二是浮動(dòng)區(qū)間由300元/噸降至20

13、0元/噸。同時(shí)在新聞發(fā)布會上，發(fā)改委提到雖然目前沒有對煤炭現(xiàn)貨價(jià)格提出合 理區(qū)間，但現(xiàn)貨價(jià)格不能明顯偏離中長期交易價(jià)格合理區(qū)間。2022年3月，國家發(fā)改委召集各省發(fā)改委、大型煤企、電力企業(yè)等開展部署2022年 煤炭中長期合同專項(xiàng)核查工作；同月18日下發(fā)關(guān)于成立工作專班推動(dòng)煤炭增產(chǎn)增 供有關(guān)工作的通知，提出年內(nèi)再釋放產(chǎn)能3億噸/年，力爭全國煤炭日產(chǎn)量穩(wěn)定在 1200萬噸以上。2022年4月，國家發(fā)改委召開煤炭中長期合同簽訂履約專題視頻會， 通報(bào)煤炭中長期合同簽訂履約核查情況；4月30日，發(fā)布關(guān)于明確煤炭領(lǐng)域經(jīng)營者 哄抬價(jià)格行為的公告。伴隨煤炭保供穩(wěn)價(jià)政策層層加碼，我們預(yù)計(jì)今年煤價(jià)中樞 下移、火電

14、企業(yè)長協(xié)煤履約率有望提升。2022Q1火電盈利拐點(diǎn)已至，全年預(yù)期持續(xù)改善。參考同業(yè)，依靠長協(xié)煤比例提升、 煤價(jià)高位回落、綠電裝機(jī)落地等因素，火電企業(yè)盈利已經(jīng)呈現(xiàn)底部反轉(zhuǎn)。預(yù)期伴隨 后續(xù)長協(xié)煤持續(xù)到位，及煤價(jià)中樞下移，行業(yè)單位盈利有望逐步恢復(fù)，火電全年業(yè) 績持續(xù)改善。（二）省用電量/發(fā)電量達(dá) 1.3 倍，特高壓落地緩解用電壓力江西省經(jīng)濟(jì)發(fā)展穩(wěn)中有進(jìn)，近年用電量增速始終高于全國水平。2021年江西省地區(qū) 生產(chǎn)總值增長8.8%，高于全國0.7個(gè)百分點(diǎn)，居全國第4位。2021年全省三次產(chǎn)業(yè)增 加值占GDP比重分別為7.9%、44.5%和47.6%。經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定發(fā)展下，江西省20132021 年用電量增速始

15、終高于全國水平。2020年全省三次產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)居民用電量占比分別 為0.4%、43.0%、11.1%和12.5%。省內(nèi)電源以火電為主，能源對外依存度較高。江西省發(fā)電量主要為火力發(fā)電，2021 年火電發(fā)電量占全省發(fā)電量的86.5%，水電占4.6%，風(fēng)電占6.0%，光伏占2.9%。江 西省作為典型的一次能源匱乏區(qū)域，能源基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)滯后，加上能源供應(yīng)單一、 對煤炭高度依賴、電源分布不均等問題，整體電力保障能力偏弱。近年全省用電量/ 發(fā)電量的比例在120%130%左右，如電煤供應(yīng)不足或區(qū)外電力支援不足，大負(fù)荷 高峰時(shí)段可能存在較大供電缺口。兩條特高壓落地將極大緩解省內(nèi)電力緊缺，也標(biāo)志著江西省進(jìn)入特高壓

16、時(shí)代。除建成雅礱江中游-江西特高壓直流輸電工程及其配套工程外， 還將爭取引入第二回直流入贛輸電工程。截至目前，江西省已落地雅中-江西、南昌 -長沙兩條特高壓，十四五正式進(jìn)入特高壓時(shí)代。雅中-江西800千伏特高壓直流輸電工程：起于四川省鹽源縣，止于江西省撫州市， 途經(jīng)四川、云南、貴州、湖南、江西五省，輸送容量800萬千瓦，線路全長1711公 里，額定電壓等級800千伏。項(xiàng)目總投資244億元，其中江西段長320公里，總投 資達(dá)93億元。2019年9月25日工程啟動(dòng)施工，2021年6月21日竣工投運(yùn)，標(biāo)志著江 西省正式進(jìn)入特高壓時(shí)代。工程設(shè)計(jì)年輸送電量400億千瓦時(shí)，相當(dāng)于替代受端原煤 1800萬噸

17、，減排煙塵1.4萬噸、二氧化硫9萬噸、氮氧化物9.4萬噸、二氧化碳2960萬噸，也為四川2021年基本解決水電“棄水”問題提供堅(jiān)強(qiáng)有力的支撐。南昌-長沙1000千伏特高壓交流工程：該工程是華中特高壓骨干網(wǎng)架的重要組成部分， 起于江西省南昌市，止于湖南省長沙市，新建兩座1000千伏變電站，新增1200萬千 伏安變電容量，線路長度2341公里，總投資102億元，將增加湖南、江西電網(wǎng)供電 能力350萬千瓦以上。2021年12月26日，國家電網(wǎng)南昌長沙1000千伏特高壓交流 工程竣工投產(chǎn)，從開工到建成僅用10個(gè)月時(shí)間。兩條特高壓投產(chǎn)后，測算2022年省內(nèi)火電利用小時(shí)數(shù)在4500小時(shí)左右。預(yù)計(jì)2022年

18、全年全社 會用電量約8.7-8.8萬億千瓦時(shí)，同比增長5%-6%，假設(shè)江西省2022年用電增速同比 +8.5%（2020年江西省用電量增速較全國高2.7個(gè)pct，2021年為4.2個(gè)pct），火電 發(fā)電量占比同比下降1個(gè)pct至85.55%，2022年新增豐城三期2GW及贛浙國華信豐 電廠1.32GW裝機(jī)，新增有效裝機(jī)率為10%，則測算2022年江西省火電利用小時(shí)數(shù) 為4463小時(shí)，同比-13.67%。十四五優(yōu)化發(fā)展支撐性電源項(xiàng)目，加快建設(shè)現(xiàn)代能源體系。十四五期間，江西省堅(jiān) 持“適度超前、內(nèi)優(yōu)外引、以電為主、多能互補(bǔ)”的原則，加快構(gòu)建安全、高效、 清潔、低碳的現(xiàn)代能源體系。優(yōu)化發(fā)展支撐性“兜底

19、”電源，建成華能瑞金二期、 贛能豐城三期、贛浙國華信豐電廠、大唐新余二期等已核準(zhǔn)清潔煤電項(xiàng)目。2025年 風(fēng)電、光伏及生物質(zhì)裝機(jī)分別達(dá)到7GW、11GW以及1GW以上。（三）豐城三期投產(chǎn)裝機(jī)翻倍，測算 22 年火電毛利達(dá) 7 億元江西火電利用小時(shí)數(shù)遠(yuǎn)超全國水平，公司火電利用小時(shí)數(shù)與省內(nèi)持平。20192021 年江西省全網(wǎng)火電機(jī)組發(fā)電小時(shí)分別達(dá)5153、5144、5170小時(shí)，遠(yuǎn)超同期全國火電 利用小時(shí)4307、4216、4448小時(shí)。而公司火電利用小時(shí)與省內(nèi)基本持平，20192020 年分別為5111、5118小時(shí)。預(yù)計(jì)在江西省電力緊缺、優(yōu)化發(fā)展已核準(zhǔn)清潔煤電項(xiàng)目 的背景下，公司豐城三期項(xiàng)目投

20、產(chǎn)，利用小時(shí)仍將處于較高水平。同時(shí)，公司在2021 年10月中旬后所有市場電量電價(jià)均已上浮20%落實(shí)到位，2022有望全年體現(xiàn)。公司燃煤系自行采購管理，全部源自省外，主要依靠鐵路進(jìn)行運(yùn)輸。為消除公司與 控股股東關(guān)于燃煤采購的關(guān)聯(lián)交易，自2012年起不再委托江西省投資電力燃料有限 責(zé)任公司采購燃煤，發(fā)電用煤全部實(shí)行自主采購和管理。20182020年，公司采購 原煤分別為300.64、288.69和268.71萬噸，采購均價(jià)分別為608.12、575.54和561.55 元/噸。由于江西省位于中部地區(qū)，不屬于電煤產(chǎn)出省份，公司煤炭全部依靠外省采 購，導(dǎo)致運(yùn)費(fèi)成本較高，從而整體采購價(jià)格偏高。2021

21、年公司煤炭采購價(jià)格同比 +44.3%升至810元/噸，預(yù)計(jì)2022年煤價(jià)下行將緩解燃料成本端壓力。豐城三期2000MW火電項(xiàng)目預(yù)計(jì)2022年投產(chǎn)，屆時(shí)公司火電裝機(jī)將增至3400MW。 公司在建項(xiàng)目主要為江西豐城發(fā)電廠三期2X1000MW超超臨界燃煤機(jī)組工程，總投 資額76.7億元。受“11.24”特大安全事故影響，該項(xiàng)目于2016年11月24日停工，2017 年10月列入停建名單，2019年12月3日移出停建名單，2020年4月恢復(fù)建設(shè)。根據(jù) 公司在深交所互動(dòng)易的回答，預(yù)計(jì)2022年上半年豐城三期項(xiàng)目將會有一臺機(jī)組投產(chǎn)。 待全部機(jī)組投產(chǎn)后，公司控股裝機(jī)將增至3400MW，較2021年末增長14

22、2.86%。測算豐城三期項(xiàng)目投產(chǎn)一年，將貢獻(xiàn)毛利潤5.16億元。參考公司火電歷史利用小時(shí) 數(shù)（測算2021年為4905小時(shí)），考慮特高壓落地影響，假設(shè)全年利用小時(shí)數(shù)為4600 小時(shí)，廠用電率4.5%，平均上網(wǎng)電價(jià)為江西省燃煤標(biāo)桿電價(jià)（0.4143元/千瓦時(shí)，含 稅）上漲20%，即0.4972元/千瓦時(shí)（含稅）；參考公司2022Q1標(biāo)煤單價(jià)較上季度 下降13.79%，假設(shè)煤價(jià)2022Q22022Q3環(huán)比下降8%、5%，而后基本保持穩(wěn)定； 假設(shè)豐城三期2臺機(jī)組分別與2022年6月末、9月末投產(chǎn)（對應(yīng)22Q3、Q4正式產(chǎn)生收益），則測算得出未來一年（2022Q32023Q2）可貢獻(xiàn)5.16億元毛利潤

23、。預(yù)計(jì)電價(jià)上浮全年體現(xiàn)+煤價(jià)環(huán)比下降，疊加豐城三期2GW煤電機(jī)組年內(nèi)投產(chǎn)（假 設(shè)2臺機(jī)組分別與2022Q3、2022Q4正式產(chǎn)生收益），預(yù)期公司未來4個(gè)季度業(yè)績將 持續(xù)改善。新增假設(shè)2023年上網(wǎng)電價(jià)較本地標(biāo)桿上浮17%，利用小時(shí)數(shù)同比均下降2%，2023 年燃料單價(jià)同比-5%，測算得出20222023年公司火電業(yè)務(wù)毛利潤分別為6.55、 11.51億元，對應(yīng)毛利率分別為15.44%、17.56%。我們對公司2022年火電業(yè)務(wù)，從上網(wǎng)電價(jià)、利用小時(shí)數(shù)、燃料單價(jià)三個(gè)指標(biāo)進(jìn)行敏 感性測算，則2022年燃煤發(fā)電業(yè)務(wù)毛利潤中樞值為6.55億元，對應(yīng)平均上網(wǎng)電價(jià)為 0.4972元/千瓦時(shí)，較江西省燃煤標(biāo)

24、桿電價(jià)上浮20%；對應(yīng)利用小時(shí)數(shù)為4807小時(shí)， 同比-2.0%；對應(yīng)燃料單價(jià)為794元/噸，同比-2%。三、火電輔助調(diào)峰+大力發(fā)展綠電，長期價(jià)值有望凸顯（一）現(xiàn)貨+輔助服務(wù)市場日益完善，火電調(diào)峰收益可期經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償與電價(jià)制度不完善，掣肘我國火電靈活性改造發(fā)展。伴隨我國新型電力系 統(tǒng)加速建設(shè)，風(fēng)光裝機(jī)占比不斷提高，電網(wǎng)調(diào)峰需求逐年增大。早在2016年6月我 國就啟動(dòng)了火電機(jī)組靈活性改造試點(diǎn)工作，涉及丹東電廠等22個(gè)項(xiàng)目（共計(jì)46臺機(jī) 組，約18.18GW）。根據(jù)國家電網(wǎng)服務(wù)新能源發(fā)展報(bào)告，“十三五”期間國家 電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內(nèi)累計(jì)完成火電機(jī)組改造1.62億千瓦，僅完成4億千瓦火電機(jī)組深度調(diào)峰 改造目標(biāo)的

25、40%。經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償與電價(jià)市場機(jī)制的缺位是改造推行不暢的原因之一。現(xiàn)貨交易+輔助服務(wù)市場建設(shè)提速，長期火電改造成本機(jī)制有望理順。2017年，國 家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)工作的通知， 選擇南方地區(qū)（以廣東起步）等8個(gè)地區(qū)作為第一批試點(diǎn)市場；2021年5月，擴(kuò)大試 點(diǎn)范圍至上海等6省市。輔助服務(wù)經(jīng)濟(jì)收益缺位，抑制火電靈活性改造發(fā)展。目前國 內(nèi)火電靈活性改造的核心經(jīng)濟(jì)驅(qū)動(dòng)力在于調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用的影響，各地調(diào)峰服務(wù) 標(biāo)準(zhǔn)差異明顯，導(dǎo)致改造積極性也各異。新版兩個(gè)細(xì)則印發(fā)，火電改造成本機(jī)制有 望理順，給予運(yùn)營商合理利潤水平。伴隨我國電力現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場逐步完善，火電機(jī)組

26、調(diào)峰調(diào)頻盈利增量的彈 性增大。2021年9月7日，江西省能源局發(fā)布關(guān)于加快推進(jìn)實(shí)施清潔煤電機(jī)組靈活 性改造和節(jié)能降耗工作的通知文件，要求全省60萬千瓦等級及以上煤電機(jī)組必須 在2023年前達(dá)到30%額定出力的深度調(diào)峰。2021年9月17日公司豐電二期五號機(jī)組 挑戰(zhàn)25%額定負(fù)荷深度下降試驗(yàn)成功，創(chuàng)造省內(nèi)直流爐火電機(jī)組干態(tài)運(yùn)行深度調(diào)峰 極限，成為江西省內(nèi)火電機(jī)組中的一個(gè)標(biāo)桿。后續(xù)公司還將全力推進(jìn)兩臺機(jī)組靈活 性改造工作，搶先拿到輔助調(diào)峰服務(wù)新籌碼。（二）十四五積極轉(zhuǎn)型謀發(fā)展，大力發(fā)展新能源運(yùn)營最新碳達(dá)峰方案提出加快建設(shè)新型電力系統(tǒng)，大力發(fā)展新能源。2021年10月26日， 國務(wù)院發(fā)布2030年前

27、碳達(dá)峰行動(dòng)方案，提出2030年我國風(fēng)光裝機(jī)需達(dá)12億千瓦， 12億千瓦則是2030年風(fēng)光裝機(jī)的下限。根據(jù)中電聯(lián)公布數(shù)據(jù)，2021年我國風(fēng)電和太 陽能發(fā)電裝機(jī)容量為3.28億千瓦和3.07億千瓦，合計(jì)6.35億千瓦。則未來9年內(nèi)我國 光伏風(fēng)電至少有5.65億千瓦增量空間，2021-2030年風(fēng)光裝機(jī)復(fù)合增速可達(dá)7.3%。 以此復(fù)合增速計(jì)算，到十四五末，保守預(yù)測下我國風(fēng)光裝機(jī)最低可達(dá)8.43億千瓦。總體來看，若在樂觀情況下（風(fēng)光累計(jì)裝機(jī)上限=前一年累計(jì)值+CPIA樂觀情況下預(yù) 計(jì)當(dāng)年新增裝機(jī)值+風(fēng)電年新增50GW），2025年末我國風(fēng)光裝機(jī)即達(dá)1210GW；若 在中觀情況下（風(fēng)光累計(jì)裝機(jī)上限=前一年累計(jì)值+CPIA保守情況下預(yù)計(jì)當(dāng)年新增裝 機(jī)值+風(fēng)電年新增50GW），2025年末我國風(fēng)光裝機(jī)達(dá)1135GW；若按照2030年12 億千瓦（1200GW）的最低底線目標(biāo)，則20212023年風(fēng)光裝機(jī)CAGR為7.3%，對 應(yīng)2025年末我國風(fēng)光裝機(jī)達(dá)8