尖峰保供，与绿电联营，火电仍大有可为。1）基于22M7 约13 亿千瓦的负荷水平（已剔除限电影响）及5%的年用电增速，预计25 年全国尖峰负荷达15 亿千瓦。为避免限电频发、维持电力平衡，对应煤电装机缺口2.8 亿千瓦（已考虑核电装机约0.7 亿千瓦），相比“十四五”规划1.5~2 亿千瓦或有超预期空间。2）火电作为可控程度较高的电源类型，利用上/下备用可平抑绿电出力波动；帮助绿电在现货市场取得优价使其调节能力可变现。公司作为火电龙头，有望成为火电装机主力，我们预计22~24 年新增煤电装机分别为140/355/571 万千瓦。
煤价、市场化电价两方面利好短期利润修复，容量电价将长期支持火电转型。1）内贸煤100%长协+进口煤应急保障合同签订是保供政策的实质性落地，支持煤价下行。中性假设下预计公司全年入炉标煤单价1103 元/吨，相较1H22 下降12.8%；2）“1439 号文”放宽电价浮动区间至20%、向高耗能企业及现货市场交易可进一步充分反映电力供需紧张关系，预计公司全年市场化电价与1H22 持平，自基准价顶格上浮20%至0.487 元/KWh；3）在转型调节电源、利用小时数下降的背景下，展望容量电价“以价补量”，可补偿电量损失对业绩影响。测算不同燃料成本假设下所需支付的对价约为0.13~0.17 元/KWh。
公司转型绿电目标明确。“十四五”末公司绿电装机规划目标54GW，属“五大”下属上市平台中较高水平。当前风光合计装机16.9GW，22~24 年预计分别新增8/9.3/13.6GW。公司采取风光并进的转型战略，积极抢占海风资源（1H22 占比已升至25.3%），使其风电盈利水平行业领先（21 年风电毛利率达61.5%）。
