公用事业行业火电专题：价差修复扩利润绿电转型塑估值

证券研究报告|行业深度公用事业火电年预计产量高基数基础上进一步增长5.6%。2.进口量大幅上间走扩。2023年各地年度协议电价多区域接近顶格上浮，江苏/广东电力市场年度均动发电主力军转向电力系统压舱石角色参与调峰调频，重要性凸显，有望从当前以电能电集团赛道成长性较高，享受显著高于火电板块的市净率。随着头部发电企业新能源装电国际2)具备较高业绩修复弹性的区域火电企业浙能电力、申能股份、皖能电力、粤电风险提示：新能源装机、并网不及预期风险、电价波动风险、煤价上涨风险、电(维持)行业走势16%0%-16%-32%2022-062022-102023-022023-06作者析师何亚轩析师廖文强研究助理池之恒相关研究运营商盈利扩张》2023-06-11重点标的股票代码股票名称投资评级EPS(元)2022A2023E2024E2025E2022A2023E2024E2025E600011.SH华能国际-0.470.630.790.91-18.89.7600027.SH华电国际0.010.500.620.73659.98.9600795.SH国电电力0.160.390.470.5400836.HK华润电力入2.7.24.8601991.SH大唐发电-0.020.190.270.33-148.09.9600642.SH申能股份0.220.570.700.79600023.SH浙能电力-0.140.480.570.65-36.48.6000539.SZ-0.570.310.510.67-12.422.6资料来源：Wind，股价选取日期为6月21日，华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电、申能股份、浙能电力、粤电力A取Wind一致预期，国盛证券研究所请仔细阅读本报告末页声明P.2请仔细阅读本报告末页声明Q 41.1成本拆解：业绩对燃料成本高度敏感，火电盈利弹性较强 41.2盈利趋势：近年煤价上行，行业普遍亏损，2023Q1已全面回暖 5二、多重催化下，火电企业Q2有望释放业绩弹性 82.1成本端：煤价持续下探，火电盈利韧性增强 82.1.1多重因素叠加，煤价中枢继续下行 82.1.2长协煤履约率提升，盈利韧性增强 10 2.2.1量：全社会用电需求持续提升，收益结构望多元化 102.2.2价:电改政策频出，电价传导机制逐步理顺 14三、齐头并进能源转型，拉动第二成长曲线 173.1积极布局绿电转型，风光将成为装机主体 173.2绿电运营现金流望大幅改善，投资收益率持续提升 203.3绿电业务占比提升，估值重塑仍有空间 21 2022年营业成本构成分析 4图表2：样本火电企业归母净利润(亿元)敏感性分析 5图表3：秦皇岛港动力末煤(Q5500)平仓价(元/吨) 5图表4：SW火电全行业营业收入(十亿元)及归母净利润(亿元) 6图表5：部分火电企业2020-2022年归母净利润(亿元) 6图表6：部分火电公司2021Q1、2022Q1、2023Q1归母净利润(亿元) 7图表7：2022年及2023Q1火电行业销售毛利率(%)、净利率(%)对比 7图表8：2021年、2022年全国原煤生产头部省市产量(亿吨)及2023年预测 8图表9：2018-2023年中国原煤产量(万吨，当月值) 8图表10：广州港进口煤价格(元/吨) 9 图表12：2017年-2023年5月CCTD主流港口煤炭库存(万吨) 9图表13：2030年新增电能代替规模(亿千瓦时) 11图表14：2020-2060E我国主流能源装机容量及预测(亿千瓦) 11图表15：我国全社会用电量(亿千瓦时)及增速(%) 11 15 15 图表24：2011-2022年五大四小风光装机容量占比(%) 17 P.3请仔细阅读本报告末页声明图表26：火电公司2017-2022年风电及光电装机容量占比(%) 19 图表29：国产多晶硅料(一级料)平均现货价(美元/千克) 20图表30：中国单面单晶PERC组件(182mm)现货价(美元/瓦) 20 风电整机商风电机组投标均价(元/千瓦) 21图表33：2018-2022年申万火电、光伏、风力发电企业PB 21 P.4请仔细阅读本报告末页声明燃料成本高度敏感，火电盈利弹性较强燃料成本变化系火电业绩波动核心。火电企业盈利取决于上网电价、煤价、利用小时数等因素。其中，上网电价和利用小时数为影响火电企业营业收入的关键因素，煤价为影数不大幅波动情况下，燃料成本价格为影响火电业绩的核心因素。图表1：2022年营业成本构成分析%)华能国际大唐发电华电国际中国电力粤电力建投能源国电电力浙能电力0度不面粤电力A+7.0pct、华电国际+6.9pct、国电电力+6.7pct、浙能电力+6.4pct、大唐发电pct华能国际+5.7pct、皖能电力+5.7pct，盈利弹性较大。秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q5500):山西产秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q5500):山西产P.5请仔细阅读本报告末页声明图表2：样本火电企业归母净利润(亿元)敏感性分析粤电力能源火电上网电价(元/度，含税)度电成本(元/度)发电量(亿千瓦时)24.9002.56大卡)(元/含税)6.42535.9Q已全面回暖图表3：秦皇岛港动力末煤(Q5500)平仓价(元/吨)资料来源：Wind，国盛证券研究所P.6请仔细阅读本报告末页声明图表4：SW火电全行业营业收入(十亿元)及归母净利润(亿元)0归母净利润(亿元)营业收入(十亿元)归母净利润(亿元)营业收入(十亿元)2019202020212022资料来源：Wind，国盛证券研究所图表5：部分火电企业2020-2022年归母净利润(亿元)02皖能电力华能国际浙能电力华电国际申能股份国电电力大唐发电粤电力A建投能源资料来源：Wind，国盛证券研究所经营困难已得到全面缓解，当前盈利能力有所修复。2023Q1申万火力发电板块整体实P.7请仔细阅读本报告末页声明图表6：部分火电公司2021Q1、2022Q1、2023Q1归母净利润(亿元)5020212021Q1华能国际华电国际大唐发电粤电力A浙能电力申能股份资料来源：Wind，国盛证券研究所图表7：2022年及2023Q1火电行业销售毛利率(%)、净利率(%)对比2022年2022年86420销售净利率(%)销售净利率(%)销售毛利率(%)资料来源：Wind，国盛证券研究所P.8请仔细阅读本报告末页声明图表8：2021年、2022年全国原煤生产头部省市产量(亿吨)及2023年预测864202021(A)2022(A)2023(E)2023年yoy(%)山西内蒙古陕西新疆贵州宁夏山东黑龙江云南甘肃0%资料来源：北极星能源网，煤炭资讯网，华夏能源网，智研咨询，各省政府官网，国盛证券研究所图表9：2018-2023年中国原煤产量(万吨，当月值)002023年1-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月资料来源：Wind，国盛证券研究所P.9请仔细阅读本报告末页声明实施税率为零的进口暂定税率。2023年3月财政部发文决定延长煤炭零进口暂定税率图表10：广州港进口煤价格(元/吨)中国煤及褐煤进口数量(万吨，当月值) 价:印尼煤3#(Q3800)2022-2022-2022-2022-2022-2022-2023-2023-2023-03-1605-0706-2708-1510-0911-2501-1603-0904-27资料来源：Wind，国盛证券研究所00000 123456789101112资料来源：Wind，国盛证券研究所存煤量维持高位，抑制煤价上行。我国动力煤库存自2023年初来持续攀升，当前维持吨，港口近期库存高位达3046万吨，我们预计较高的库存堆积水平将削减煤炭采购动图表12：2017年-2023年5月CCTD主流港口煤炭库存(万吨)2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年00000月资料来源：Wind，CCTD主流港口为秦皇岛、曹妃甸、黄骅、天津、京唐港、国投京唐港，国盛证券研究所P.10P.10保价、长协履约率、履约监管方面提出更严格要求。上应，转向服务发电和供暖煤企业提供服务。定为单笔合同月度履约率不低于80%、季度和年度履约率不低于90%。支持。对发电企业欠量资源后续补签按市场煤合同对待，不再享受电煤长协价格和运力长协煤履约率有望进一步提升，稳定火电盈利韧性。我们认为2023年煤炭长协履约率约率将成为煤企的重要工作。2.煤价持续下行致使长协煤与现货煤价价差逐步收窄，煤业利润体量、经营韧性有望大幅改善。社会用电需求持续提升，收益结构望多元化负荷13.7亿。P.11请P.11亿千瓦时新增电能以替代散烧煤、燃油供能。挥压舱石作用实现稳定出力，中长期用电需求仍大。图表13：2030年新增电能代替规模(亿千瓦时)图表14：2020-2060E我国主流能源装机容量及预测(亿千瓦)电能代替规模(亿千瓦时)0050煤电风电太阳能发电水电图表15：我国全社会用电量(亿千瓦时)及增速(%)图表16：全国用电总量及预测(万亿千瓦时)000全社会用电量(亿千瓦时)YOY(%)2010201220142016201820202022资料来源：国家能源局，国盛证券研究所86420全国用电总量及预测(万亿千瓦时)灵活性改造加强机组调峰能力，获取调峰补偿煤电机组灵活性改造为我国电力系统灵活性提升的工作重点。从我国电力系统发展现状P.12P.12电机组灵获得调峰补偿收益。电力系统灵活性提升示意图究所灵活性改造投资成本相对较低。经过灵活性改造后的煤电提供灵活性的成本主要包括灵活性改造投资成本、实际运行中产生的可变成本增量、机组的加速折旧和部件磨损、更于30~60万千瓦的大型热电厂，按热电解耦后机组供热工况下最小出力由80%降为50%燃煤热电联产成本投入较燃气电厂、抽水蓄能、储能电站等其他系统调节手段具备显著P.13P.13灵活性改造煤电成本构成固定成本投入成本增量机会成本运行产生的可变成加速折旧和部件磨更换成本增量部分发电运行产生的可变成加速折旧和部件磨更换成本增量部分发电无蓄能运行维护成本究所的补偿。2022年底，基本形成，全年煤电企业因辅助服务获得补偿收益约320亿元。但总体来看，我国辅助：全国部分区域完善辅助服务市场政策发布时间策名称策内容进一进一步推进东北、山西等地电力辅助服务市场改革试点工作，推动华北、华东全国2018.2《关于提升电力系统调节能力的指导意见》等地辅助服务市场建设，非试点地区由补偿机制逐步过渡到市场机制。江苏2019.2《关于做好辅助服务(调峰)市场试运行有关肃《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》将火电机组实时深度调峰辅助补偿报价上限由两档(0.4-1元/千瓦时)调整为火电按机组报价。机组额定容量(指批复容量)的50%为有偿调峰基准负荷《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规湖南2020.5率。以基准负荷率为基点，机组额定容量每下调5%湖南2020.5场运营规则(试火电机组以5%容量作为一个报价档位，由第一档至第五档按照价格递增的原则逐段申报。深度调峰超20%，报价上限为0.6元/千瓦时。福建2020.7《福建省电力调峰辅助服务交易规则(试)》补偿基准为负荷率60%，以下调机组5%的额定容量《《河北南网电力调峰辅助服务市场运营规则河北2021.9 (修订稿)》峰报价分档申报，以额定容量的100%-70%为一报价相同，报价最小单位为10元/MWh，报价周期和报价范围限价按照华北电力调峰辅助服务市场运营规则执行。火电企业按机组进行调峰停备报价申报，报价最小单位为10元/MWh，市场开展初期燃煤火电机组报价上限暂定GC《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则(试行)(2022年修订版)》实施细则》、《华东区域电力并网运行管理实施细则》福建P.14请P.14时时甘肃2023.1《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》”模式。《《关于建立健全支持新型储能健康有序发展新疆2023.5配套政策的通知》鼓励独立储能自主报量参与调峰辅助服务市场，现阶段执行特殊调用支持政再享受容量电价补偿。华中2023.5《华中区域电力辅助服务管理实施细则(征求意见稿)》、《华中区域电力并网运行管理实施细则(征求意见稿)》业可中断负荷、电动汽车充电网络等可调节负荷纳入管理范围。负荷侧市场主体中直接参与用户可调节容量不小于负荷侧市场主体中直接参与用户可调节容量不小于1兆瓦，连续响应时间不《湖南省电力辅助服务市场交易规则(2023低于1小时；聚合商可调节容量不小于10兆瓦，连续响应时间不低于1小版)》。资料来源：北极星储能网，地方能源监管办、发改委、储能中国网、国家能源局，国盛证券研究所长期来看，容量市场是成熟电力市场的标配。容量市场作为一种经济激励机制，能使机组获得电能量和辅助服务市场以外的稳定收入，以此鼓励存量机组留存、新建机组投资，使电力系统在面对高峰负荷时有足够发电容量冗余。《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出，因地制宜建立发电容量成本回收机制，引导各地区根据实际情况，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。当前，我国容量电价政策尚处于摸索阶段，少部分区域如山东、云南已出台容量补贴相关政策。中长期来看，新型电力系统加码建设下，其他省市容量电价有望陆续出台，增厚火电企业收益。国部分省容量补偿机制政策时间地区政策名称主要内容2020.11广广东《广东电力市场容量补偿管理办法(试行，征求意见稿)》容量补偿的对象为参与广东电力市场化交易并获得与用户侧直接交易资格的省级及以上调度机构调管的燃煤、燃气发电机组。按照各售电公司当月价差中长期合约外电量及容量度电分摊标准收取容量电费。2022.3山东《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价基准价标准暂定为每千瓦时0.0991元(含税)。发电能力充裕时段，容量补偿电价按基准价乘以谷系数K1(0-50%)收取；发电能力紧张时段,按照基准价乘以峰系数K2(150%-200%)收取。2022.12云云南《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期按烟煤无烟煤额定装机容量的40%参与燃煤发电调节容量市场交易。燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。资料来源：各省发改委，国盛证券研究所短期看，电改下电力价格浮动区间走扩。2023年各地年度协议电价均较基准价有明显上浮，多区域接近顶格上浮，电改下电价浮动区间走扩。以用电大省江苏、广东为例，2023年江苏电力市场年度双边交易加权均价467元/兆瓦时，与燃煤基准价391元/兆瓦时相比上浮19%，广东省电力市场年度双边交易加权价为554元/兆瓦时，较基准价上浮20%。P.15请P.1500多省代理购电价格保持较高水平。从各省电网代理购电价格来看，多数省份代理购电价格显著超过燃煤基准价。以发达区域广东、江苏、上海举例，2023年5月代理购电价格较基准价上浮26.1%、20.6%、40.5%。此外，代理购电价格持续呈现同比上浮趋势。2023年5月有续上行趋势。图表21：江苏、广州年度协议电价成交均价(元/兆瓦时)年份交易类型江苏省较基准价涨跌幅广东省较基准价涨跌幅2023年度双边466.719.3%553.919.6%年度挂牌465.119.0%552.319.3%2022年度双边466.819.4%497.07.4%年度挂牌464.818.9%//资料来源：北极星售电网，北极星火力发电网，国盛证券研究所图表22：近2年5月各地电网代理购电价格一览表(元/兆瓦时)MYOYMYOY --- -5.5% --8.1%--1--1--1-- --////--1----- 2 -5.9% -- - -.5%2 19.7%9.8%证券研究所P.16P.16长期看，电力改革持续深化，助推电价顺畅传导。“双碳目标”顶层设计下，近年我国电力市场改革政策频出。2019年国务院常务会议决定取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价味着我国告别实行15年的煤电联动机制，将过去执行“政府定价”的计划交易转为双方“协商定价”的市场化交易。2021年3月国家电网提出“着力疏导能源供应侧成本上升与需求侧成本较低的矛盾”，明示用电端成本未来将要进入上行通道，打破过去电价“只能下不能上”的政策导向。2021年6月，国家发改委在中国政府网提出我国“下一步要完善居民阶梯电价制度，使电力价格更好地反映供电成本”。受《关于进一步完善分时电价机制的通知》、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等政策推进，我国电力市场化改革持续深化，各省陆续出台落实文件，我国电力市场迎来重大变革。我们预计未来电价机制传导将更加顺畅，进一步推动火电上网价格波动区间扩张，稳定火电盈利性。国电力市场化改革相关政策名称时间发布机关内容《关于进一步完善分时40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于。《完善能源消费强度和《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改的通知》《省间电力现货交易规机制以进一步贯彻落实中发9号文中关于“建立规范的跨省跨区电力市机制，促使电力富余地区更好地向缺电地区输送电力”。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省/一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省/区域资料来源：国家发展改革委、国家电网，国盛证券研究所P.17请P.17电转型，风光将成为装机主体能源结构转型为重要国家战略，风光装机高速增长。十八大以来，我国积极推动能源供给革命，深化能源供给侧结构性改革，优先发展可再生能源。以火电装机为主力的“五大四小”发电集团作为电力行业主力军，开始加速布局清洁化转型，风光装机量占比迅速提升。2011-2021年，三峡集团、华润电力、中国广核集团、中国华电集团、国投电力、中国华能集团、国家能源投资集团风光装机量CAGR达37.2%、28.6%、28.0%、24.7%、21.7%、18.1%、17.2%，截至2021年，我国大型发电集团风光装机占比已普遍在15-40%左右。图表24：2011-2022年五大四小风光装机容量占比(%)资料来源：全国能源信息平台、界面新闻，国盛证券研究所，电力系统风、光将成装机主体。在“十二五”、“十三五”风光装机高速增长下，2020-2021年间，各大发电集团陆续发布“十四五”装机规划，彰显实现间目标新增新能源装机8000万千瓦以上，为现有风光装机量的两倍(截至2021年风光装机仅为3829万千瓦)。此外，华能集团、大唐集团、国家电力投资集团、华电集团、华润电力等均提出2025年清洁能源装机达到50%以上。这意味着“十五五”开始，我国大型发电集团火电装机占比将下滑至50%以下，成为以风、光、水电等清洁能源装机为主体的发电主体。P.18P.18火电装机风光装机“十四五”规划(万千瓦)(万千瓦)增新能源装机8000万千瓦以上，确保清洁能源装机--源装机占比力争达到50%，非煤装机(清洁能源)占比接---00万千瓦，其中清洁能源团-三峡集团将保持每年2021年数据，国盛证券研究所上市主体积极落实装机规划，绿电拉动盈利第二成长曲线。伴随集团整体装机规划设立，发电33%、18%、16%、12%、6%，2017-2022年风电及光电装机容量CAGR达23%、44%、10%、24%、21%、42%。从利润口径看，火电行业因其周期性属性盈利波动较大。近两年来因煤价高升，火电行业盈利微薄，甚至陷入亏损。相较而言，绿电运营模式具备较强业绩确定性，收益率稳定。在近两年煤价高位形势下，绿电成为运营商盈利重要组成部分，部分冲抵了火电业务的亏损压力，成为拉动火电企业利润的第二成长曲线。P.19P.19图表27：2017-2022年火电、风光装机CAGR对比图表26：火电公司2017-2022年风电及光电装机容量占比(图表27：2017-2022年火电、风光装机CAGR对比45.0%40.0%35.0%30.0%25.0%20.0%15.0%10.0% 5.0%0.0%火电风光0-0.10大型火电公司所属发电集团司00万千瓦，清洁能源装机占比达到40%以上。公司。力积极投资新能源业务，每年增加新能源装机容量不低于60万千瓦(风电、光伏为主)。-桂冠电力力-%。团源W资料来源：公司公告、北极星太阳能光伏网、中国能源报、中国证券报、国际能源网、证券日报、国际风力发电网、中国电力网、中国经营报、智通财经网，国盛证券研究所P.20P.2023-03-2223-02-222023-01-1822-12-2122-11-2322-10-2622-09-2122-08-2422-07-2722-06-2923-03-2223-02-222023-01-1822-12-2122-11-2322-10-2622-09-2122-08-2422-07-2722-06-2922-06-0122-04-2722-03-3022-03-0222-01-2621-12-2921-12-0121-11-0321-10-0621-09-082021-08-112021-07-14中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目中央财政不再补贴，实行发电企业将摆脱补贴依赖，加快结算周期，依托纯商业化运营的模式大幅改善其经营性现金流，支持后续装机规模扩充。光伏平准发电成本未来预计持续走低，电站运营收益率望提升。根据中国光伏产业发展协会，为357GW，同比增长58%，预计2023年全国硅片产量将超过536GW。组件方面，2022年全国组件产量达到289GW，同比增长59%，预计2023年组件产量将超过433GW。伴随硅片产能逐步释放，光伏面板原材料供给短缺大幅缓解，2023年5月15日国产多晶硅料现货价格跌至21.8美元/千克，较2022年高点下跌51%。我们预计未来各环节产能过剩情况或进一步加重，硅料及组件价格多呈现震荡下行趋势。2022年全投资模型下地面光伏电站在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.18、0.22、0.28、0.34元/kWh，我们预计组件降价望成为降低光伏系统建造成本的主要动能，助推地面光伏LCOE逐年下降，进一步推升光伏电站投资经济性。图表29：国产多晶硅料(一级料)平均现货价(美元/千克)图表30：中国单面单晶PERC组件(182mm)现货价(美元/瓦)价(美元/千克)中国单面单晶PERC组件(182mm)现货价23-04-1023-01-3022-11-0722-08-2222-06-1322-04-0622-01-1721-11-0821-08-1621-06-0721-04-0621-01-11资料来源：Wind，国盛证券研究所资料来源：Wind，国盛证券研究所公开投标均价(元/Kw)公开投标均价(元/Kw)P.21P.21图表31：中国陆上、海上风电LCOE(美元/千瓦时)逐年下降图表32：中国风电整机商风电机组投标均价(元/千瓦)0.102010资料来源：IRENA，国盛证券研究所公开投标均价(元/Kw)2021年1月2021年12月2022年6月2022年12月2023年3月资料来源：金风科技官网，国盛证券研究所。2018-2022年五年时间申万火力发电板历史上，包括光伏发电、风力发电在内的绿电板块由于其盈利确定性较强、所在赛道成长性较高，享受显著高于火电板块的市净率。我们认为未来随着头部发电企业新能源装图表33：2018-2022年申万火电、光伏、风力发电企业PBSW火力发电SW光伏发电SW风力发电201820190.99202000.892.2620212.774.8920222.36平均1.041.782.52资料来源：Wind，国盛证券研究所P.22P.22中，火电压舱石重要性凸显，随着电改推进，火电盈利稳定性提升、收入趋于多元化，图表34：重点标的估值表股票名称股价EPS(元)PE(倍)PB(倍)2022A2023E2024E2025E2022A2023E22024E华能国际8.84-0.470.630.790.91-华电国际6.440.010.500.620.73659.988.9国电电力3.820.160.390.470.54华润电力16.322.7.24.4.8大唐发电3.28-0.020.190.270.33-148.09.92.4申能股份6.480.220.570.700.7988.2浙能电力4.95-0.140.480.570.65-36.48.6-0.570.310.510.67-12.422.6皖能电力80.590.6732.69.1Wind能国际、华电国际、国电电力、大唐发电、申能股份、浙能电力、粤电力A、皖能电力取Wind一致五、风险提示新能源装机、并网不及预期风险、电价波动风险、煤价上涨风险、电力市场改革进度不及预1.新能源装机、并网不及预期风险：当前电网仍面临并网消纳压力，若可再生能源大幅接入情况下弃风、弃光率有所反弹，则发电企业将面临调整未来装机规划、并网不及预期风险。同时，若组件价格上行，发电企业在装机方面或转为观望态度，影响短期装机进2.电价波动风险：近两年电改背景下，电价进入上行中枢。若出现宏观、政策等因素致使燃煤标杆电价下调，则发电企业则有可能面临收入减少风险。3.煤价上涨风险：当前我国煤价中枢下行，若出现国际贸易摩擦等极端事件致使煤炭需求大幅提升、或供给下降，煤价则有可能进一步上涨，影响发电企业利润。4.电力市场改革进度不及预期风险：电力市场成分众多，机制