1 回顾 2023：半场好戏
1.1 2023 年市场回顾
2023 年以来，电力行业整体表现强于大盘，年初至 2023 年 11 月 20 日，电 力（申万）指数下跌 1.76%，在 125 个申万二级行业分类中收益率排名 60 位， 跑赢沪深 300 指数 6.08pct，同期沪深 300 指数下跌 7.84%。各子板块中，火电 指数（申万）下跌 1.47%，水电指数（申万）上涨 8.61%，风电指数（申万）下 跌 16.72%，光伏指数（申万）下跌 18.85%，电能综合（申万）下跌 10.21%，分 别相较沪深 300 指数+6.37pct、+16.45pct、-8.87pct、-11.01pct、-2.37pct， 火电、水电板块相对收益表现较好。
1.2 需求侧：修复唱响主旋律
2023 年前三季度，我国 GDP 为 85.93 万亿元，按不变价格计算，同比增长 5.2%。分产业看，第一产业增加值 5.67 万亿元，同比增长 4.0%；第二产业增加 值 32.49 万亿元，同比增长 4.4%；第三产业增加值 47.76 万亿元，同比增长 6.0%。 分季度看，Q1 同比增长 4.5%，Q2 同比增长 6.3%，Q3 同比增长 4.9%。
从需求端看：1-9 月份，全国规上工业增加值同比增长 4.0%，社零同比增长 6.8%，全国 GDP 同比增长 5.2%；年初以来经济的复苏叠加部分上年低基数效应， 用电需求持续修复。1-9 月份，全社会用电量 6.86 万亿千瓦时，同比增长 5.6%， 较上年同期提高 1.6 个百分点 ，2021-2023 年同期 CAGR 为 5.5%。 第一产业：1-9 月份，用电量 976 亿千瓦时，同比增长 11.3%，比上年 同期提高 2.9 个百分点， 2021-2023 两年 CAGR 为 13.5%； 第二产业：1-9 月份，用电量 44703 亿千瓦时，同比增长 5.5%，比上年 同期提高 3.9 个百分点，2021-2023 两年 CAGR 为 4.4%； 第三产业：1-9 月份，用电量 12546 亿千瓦时，同比增长 10.1%，比上 年同期提高 5.2 个百分点，2021-2023 两年 CAGR 为 7.7%； 城乡居民生活：1-9 月份，用电量 10412 亿千瓦时，同比增长 0.5%，比 上年同期回落 13.0 个百分点， 2021-2023 两年 CAGR 为 7.0%。
对比 2023 年与 2022 年的前 9 月的分产业用电量情况，可以发现一产占比提 升 0.1 个百分点，二产占比下滑 0.1 个百分点，三产占比提高 0.8 个百分点，居民用电占比下滑 0.7 个百分点。
1.3 供给侧：新旧转换期
2023 年上半年因上年蓄能不足以及来水仍未明显好转，水电出力大幅下滑， 用电需求修复下，火电承起保供大旗；但到主汛期，来水如期改善，火电出力受到 一定挤压。
对比 2023 年与 2022 年的前 9 月的分电源发电量结构，水电占比下降 2.1 个 百分点至 12.8%，降幅较上半年末收窄；火电占比提高 0.6 个百分点至 69.5%； 核电占比提高 0.03 个百分点至 4.8%；风电占比提高 1.0 个百分点至 9.6%；光伏 占比提高 0.5 个百分点至 3.3%。
1.4 景气度：超六成业绩向好
2023 年前三季度，电力行业 94 家上市公司中，实现归母净利润同比增长的 有 46 家，另有 11 家公司扭亏为盈；有 28 家公司归母净利润同比下降，另有 3 家出现亏损、6 家持续亏损。3Q23，实现归母净利润同比增长的有 47 家，另有 13 家公司扭亏为盈；有 24 家公司归母净利润同比下降，另有 3 家出现亏损、7 家 持续亏损。 在各子板块中，2023 年前三季度，火电（含热电、生物质发电等）板块 47 家 公司中，有 25 家实现归母净利润同比增长、7 家扭亏为盈，同比下降的有 9 家， 另有 1 家亏损、5 家持续亏损；水电（含地电等）板块的 19 家公司中有 8 家实现 归母净利润同比增长、1 家扭亏为盈，同比下降的有 8 家，亏损的 2 家；新能源 （核电、风电、光伏发电）板块 28 家公司中，有 13 家实现归母净利润同比增长、3 家扭亏为盈，同比下降的有 11 家，另有 1 家持续亏损。3Q23，火电（含热电、 生物质发电等）板块 47 家公司中，有 21 家实现归母净利润同比增长、10 家扭亏 为盈，同比下降的有 8 家，另有 2 家出现亏损、6 家持续亏损；水电（含地电等） 板块的 19 家公司中有 13 家实现归母净利润同比增长，同比下降的有 3 家，另有 1 家亏损、2 家持续亏损；新能源（核电、风电、光伏发电）板块 28 家公司中， 有 13 家实现归母净利润同比增长、1 家扭亏为盈，同比下降的有 13 家，另有 1 家持续亏损。
2023 年前三季度，A 股电力行业营业收入、营业成本、归母净利润同比分别 +4.5%、-1.1%、+60.3%；毛利率、归母净利率分别为 21.3%、10.0%，较上年 同期分别提高 4.5、3.5 个百分点。 3Q23，A 股电力行业营业收入、营业成本、归母净利润同比分别+0.2%、 -8.8%、+96.0%；毛利率、净利率分别为 23.5%、15.3%，较上年同期分别提高 7.5、7.4 个百分点，环比 2Q23 分别提高 1.9、2.2 个百分点。
2 展望 2024：需求稳定，供给结构持续调整
2.1 以“美”为鉴，国内用电需求稳定
电力行业作为反映经济运行的“晴雨表”，那么不同的经济发展阶段，不同的 国民经济结构理应对应着不同电力工业与电力需求。在 2010 年，我国全国总发电 量第一次超越美国，此后差距逐渐拉大，通过复盘 1950-2022 年美国电力工业的 发展历程，或许我们能从中观察到我国电力工业正处于何处。
回溯美国 1950-2022 年的用电量数据，整体上保持与 GDP 同频同向的变化， 呈现高度的正相关性；同时随着 GDP 增速放缓，用电量增速年际间的波动在逐渐 收敛，以五年维度测算的复合增长率呈现阶梯式下降趋势。二战后美国经济的发展， 大体分为四个阶段：
1950~1970 年间，二战结束后经过恢复和改造，到 20 世纪七十年代初， 美国经济持续发展。期间，美国以不变价衡量的 GDP 五年复合增速分别 为+4.6%/+2.6%/+5.1%/+3.5%，同期用电量五年复合增速分别为 +11.3%/+6.7%/+6.7%/+7.9%。
1971~1990 年间，20 世纪 70 年代美国出现经济危机和通货膨胀，经 过调整 20 世纪 80 年代中期以后，经济形势有所好转，但债务负担加重。 期 间 ， 美 国 以 不 变 价 衡 量 的 GDP 五 年 复 合 增 速 分 别 为 +2.7%/+3.7%/+3.3%/+3.3% ， 同 期 用 电 量 五 年 复 合 增 速 分 别 为 +4.6%/+3.7%/+2.1%/+4.1%。
1990~2005 年间，进入新经济时代，经济持续稳定发展。期间，美国以 不变价衡量的 GDP 五年复合增速分别为+2.6%/+4.3%/+2.6%，同期用电量五年复合增速分别为+2.2%/+2.6%/+1.2%。
2005~2020 年间，2008 年金融危机以及后金融危机时代经济的修复。 期 间 ， 美 国 以 不 变 价 衡 量 的 GDP 五 年 复 合 增 速 分 别 为 +1.0%/+2.3%/+1.5% ， 同 期 用 电 量 五 年 复 合 增 速 分 别 为 +0.4%/+0.1%/-0.2%，用电量进入负增长阶段。
回溯我国 1978-2022 年的用电量数据，依然整体上保持与 GDP 同频同向的 变化，但是年际波动性相较美国放大；同时随着 GDP 增速放缓，用电量增速年际 间的波动在逐渐收敛，以五年维度测算的复合增长率维持在 6%-13%增速区间。 如果我们分成三个大阶段来看：
2001 年之前，经济处于改革开放之后百废待兴到蓬勃发展之际，经济的 核心二产工业仍未完全建立，此时 GDP 的增速波动显著大于用电量波 动。1980~2000 年间，我国以不变价衡量的 GDP 五年复合增速分别为 +12.8%/+7.9%/+24.7%/+8.6%，同期用电量五年复合增速分别为 +6.1%/+9.4%/+9.8%/+6.1%。
2001 年“入世”后直到 2008 年金融危机，经济处于融入全球大市场之 后高速发展阶段，此时 GDP 的增速与用电量增速显著放大。2000~2010 年间，我国以不变价衡量的 GDP 五年复合增速分别为+25.8%/+14.9%， 同期用电量五年复合增速分别为+16.0%/+11.1%。
金融危机之后到新冠疫情之前，基建快速投资带来的经济大修复与部分 经济问题显现的经济转换期，2010~2020 年间，我国以不变价衡量的 GDP 五年复合增速分别为+13.5%/+8.6%，同期用电量五年复合增速分 别为+5.7%/+6.2%。 考虑到我国经济增长开始转型，未来二产对于经济转型的拉动效应逐渐弱化， 当前电力工业或许类似美国在 80、90 年代所面临的产业经济向信息经济转型的阶 段，用电量增速中枢或下行、但仍有望维持在 5%左右。
2.2 2024 年电力供给结构持续调整
当我们讨论 2024 年电力供需时，需从电量与电力两个角度考虑。从电量的角 度看，装机结构的演变、电量占比的变化影响到全年的电力供应情况；从电力的角 度看，即结构性分析，2020-2022 年的“缺电”更多是用电高峰负荷难以满足。 根据历史经验，我国电网一年的发用电最高峰基均出现在每年的 8 月份，因此我 们以 8 月份数据作为全国的最高负荷，可以看出自 2015 年以来，全国用电最高负 荷均高于发电最高负荷，且在 2020、2021 年差距进一步放大。
根据中电联发布的《2023 年三季度全国电力供需形势分析预测报告》，报告 预计 2023 年全年全社会用电量 9.2 万亿千瓦时，同比增长约 6%。对于 2024 年 用电增速假设，考虑到国民经济复苏以及 2023 年基数，我们假设 2024 年全社会 用电量同比增长 5.0%，电力需求同比增加约 4578 亿千瓦时。
在假定全社会用电需求后，考虑到我国电力消纳的优先级设置中，火电处于最 后位置，因此先期假定水、核、风、光的电量，剩余用电缺口由火电进行补充。参 考中电联的报告，同时考虑火、水、核机组核准与在建进度，我们预计 2023、2024 年，火电新增装机 5000、4000 万千瓦；水电新增装机 1000、1000 万千瓦；核 电新增装机 118、239 万千瓦；风电新增装机 5000、5000 万千瓦；光伏新增装 机 20000、20000 万千瓦。 装机确定后，进一步考虑利用小时假设，考虑到装机投产的时间节点问题，国 家能源局公布的电源利用小时与通过发电量、装机规模计算的利用小时会有一定 的数值差异，因此在实际计算中还需要根据历史数据的情况赋予年初和年末装机 容量不同的权重，以用于尽可能模拟真实利用小时。在水风光核电量确定后，剩余 不足需求由火电作为基础供给补足，最终经过推算得到火电装机利用小时。
考虑到在前述供需平衡表中，火电作为最后消纳电源，其出力受到全社会总用 电增速，水、核、风光的挤压，因此基于全社会用电量增速以及风光合计装机情况 对 2024 年的火电利用小时做简单敏感性分析。当基于 2023 年全社会用电量增速 达到 6%，风光新增装机合计 250GW 的假设，我们测算 2023 年全国火电平均利 用小时 4601 小时，同比提高 300 小时，增幅 7.0%；基于 2024 年全社会用电量 增速达到 5.0%，风光新增装机合计 250GW 的假设，我们测算 2024 年全国火电 平均利用小时 4448 小时，同比减少 153 小时，降幅 3.3%。
3 各板块投资策略
3.1 水电：否极泰来，来水、估值双升
3.1.1 3Q23 来水&业绩如期改善
2023 年前三季度，全国水电发电量 8584 亿千瓦时，同比下降 10.1%，比上 年同期回落 15.1 个百分点；其中 Q3 全国水电发电量 4080 亿千瓦时，同比增长 10.9%，比上年同期提高 23.4 个百分点。2023 年前三季度，A 股水电板块实现营 收 1322 亿元，同比增长 12.3%；实现归母净利润 364 亿元，同比增长 3.9%；毛 利率、归母净利率同比分别下降 1.6、2.2 个百分点至 42.1%、27.3%。3Q23，A 股水电板块实现营收 543 亿元，同比增长 13.8%；实现归母净利润 196 亿元，同 比增长 33.8%；毛利率、净利率同比分别提高 7.2、4.8 个百分点至 51.7%、37.7%， 环比 Q2 分别提高 13.0、10.9 百分点。
3.1.2 厄尔尼诺年，来水有望提升
2023 年 10 月，世界气象组织发布报告，赤道太平洋的厄尔尼诺现象在 2023 年北半球春季开始出现，并在夏季迅速发展，到 2023 年 9 月达到与温和厄尔尼诺 现象一致的水平。该组织进一步预报厄尔尼诺现象有 90%的概率在北半球冬季持 续，仅有 10%的概率过渡到 ENSO 中性的可能。
2023 年 11 月，国家气候中心发布最新监测表明一次中等强度厄尔尼诺事件 已经形成，并将持续到明年春季，预计今冬到明春我国大部地区气温接近常年同期 或偏高，但阶段性冷空气活跃。
20 世纪 90 年代以来，从厄尔尼诺发展年夏季到次年夏季，全国降水偏多区 域大多从江南北扩至淮河一带，其中冬季降水异常偏多最明显。厄尔尼诺对当年冬 季及次年夏季的影响均强于当年夏季和当年秋季，历史上长江流域的丰水年（1969 年、1983 年、1987 年、1991 年、1998 年、2017 年）都发生在厄尔尼诺的次 年。
在展望完明年水情之后，我们回归当下水情，一年之中 Q1-Q4 水电表现泾渭 分明，一般而言汛期的 Q2-Q3 是水电发力主要时期，并在 10 月开始主要水库开 始蓄水，Q3 的来水与蓄水情况直接影响 Q4 及次年 Q1 的水电表现。
在经历上半年的流域水情分化之后，从三季度末以及 10、11 月份数据来看， 来水情况明显好转。从全国水电利用小时来看，1Q23、2Q23 单季度水电平均利 用小时数分别为 544、695 小时，较上年同期分别回落 92、359 小时，较 2010- 2023 同期均值分别回落 55、211 小时。3Q23 单季度水电平均利用小时数为 1128 小时，较上年同期提高 89 小时，较 2010-2023 同期均值回落 59 小时。
3.1.3 利率或将下行，估值有望提升
落实到股票投资而言，考虑到水电股的高分红与收益的相对稳定性，可以将其 看成“类债券”属性资产，因此宏观利率环境的变化是影响水电股走势的重要因素。 以长江电力为例，在向家坝、溪洛渡注入上市公司之后，公司整体资产增量有限， 年度分红水平逐渐提高，其“类债券”属性更加明显，因此复盘长江电力的股息率 表现与国内外利率变化，亦能发现其中联系。自 2014 年（即前文所述溪、向注入 启动）之后，随着长江电力分红稳定且逐年提高比例之后，长江电力与国内/国外 长期债券存在一定的替代效应。
从典型 DDM 估值模型角度来看，即使不考虑水电板长期成长性，分子端维 持当前的水平无变化；但从分母端来看，一是全社会无风险利率中长期维度来看将 维持低利率水平，二是考虑水电资产的短期防御与长期成长属性，市场对其风险溢 价要求在当前权益市场环境下，势必要放松，由上所述，水电资产价值有望提升。
随着外资对以长江电力为代表的大水电持股比例提升，外资的动向对水电资 产的表现会产生一定的影响。2022 年年中随着美联储加息节奏加快，外资对于水 电资产持股持续滑落，对长江电力的市场表现形成压力。当前，美联储本轮加息已 经进入尾声，市场已然在交易 2024 年美联储年中降息的预期，与之对应从中长周 期视角来看，水电投资价值有望再度获得外资认可， 3Q23 已经验证业绩底，那 么当下水电资产估值安全边际充分，有望迎来估值与业绩的双击。
3.2 火电：容量电价落地，电价中枢抬升
3.2.1 业绩与日俱进
2023 年 1-9 月火电完成电量 46397 亿千瓦时，同比增长 5.8%，较上年同期 提高 5.3 个百分点；3Q23 水电出力反弹，火电增速放缓，单季完成电量 16940 亿 千瓦时，同比增长 3.2%，环比 Q2 增速下降 11.4 个百分点。年初以来国内港口动 力煤价格整体呈下跌趋势，2023 年前三季度秦皇岛港 Q5500 动力煤均价为 967.88 元/吨，同比降低 249.33 元/吨，降幅 20.5%，其中 Q3 均价为 866.19 元 /吨，同比降低 356.48 元/吨，降幅 29.2%，环比 Q2 进一步下降 50.63 元/吨。 2023 年前三季度，A 股火电板块实现营收 10506 亿元，同比增长 3.2%；实 现归母净利润 639 亿元，同比增长 276.7%；毛利率、归母净利率分别为 14.1%、 6.1%，较上年同期分别提高 5.7、4.4 个百分点。3Q23，A 股火电板块实现营收 3742 亿元，同比下降 2.9%，营收、成本增速差扩大至 8.6 个百分点；实现归母净 利润 305 亿元，同比增长 354.1%；毛利率、净利率分别提高 8.1、8.1 个百分点 至 14.4%、8.2%，环比 Q2 分别提高 2.0、2.6 百分点。
3.2.2 容量电价靴子落地
“十三五”期间我国新增装机容量 67532 万千瓦，较“十二五”末增长 44.3%， 年均复合增速达到 7.6%；但是考虑到风、光出力的不可靠性，高可靠性电源装机 容量（火/水/核）新增 31297 万千瓦，年均复合增速仅 4.3%，年均发电量增速 4.6%低于同期 5.7%的用电量增速。2021、2022 年连续两年夏季的极端高温少雨 气候，暴露了国内电力供给偏紧的现状，2021-2022 两年我国新增可用装机 13621 万千瓦，年均复合增速 4.0%，年均发电量增速 4.3%低于同期 7.2%的用电量增速， 发用电增速差进一步放大。
随着居民用电在全社会用电结构中占比提升，短期的高温/极寒天气使得冬夏 负荷高上行，最高用电负荷与可用发电负荷差不断拉大，2023 年年初至今，全国 最高用电负荷 13.03 亿千瓦，高出最大发电负荷 2046 万千瓦，电力系统备用率持 续下行，2022 年以高可靠性电源装机/火电装机衡量的冗余度分别为 42.4%/5.3%。
新型电力系统下，为维持电力系统的安全性，必须维持一定的装机安全冗余度， 一方面我们观察到自 2021 年尤其是 2022 年夏以来各省对于新建煤电机组的核准 加速，据不完全统计，2022 年全国新核准煤电装机约 85.75GW，新增开工约 66.83GW；年内火电投资 909 亿元，同比增长 28.4%。2023 年前三季度全国新 核准煤电装机约 54.64GW，新增开工约 53.86GW ；前三季度全国火电投资 635 亿元，同比增长 16.2%，单季度来看，1Q23、2Q23、3Q23 全国火电投资同比分 别增长。另一方面除却新机组投资外，部分老机组同样需提供一定的补偿使其能够 维持备用状态并在电网需要时提供顶峰能力。此外，随着风光新能源的逐渐增长， 考虑电源侧消纳优先度，火电利用小时下行难以避免。
根据前述理由观之，新型电力系统的构建需要引入容量电价政策，以保证系统 的安全冗余度同时能够使火电尤其是煤电具有一定的合理收益率以促进新项目的 投资。2023 年 11 月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电 价机制的通知》，在具体固定成本回收比例上，全国 33 个省级电网中，2024~2025 两年河南、湖南、四川、重庆、青海、云南、广西 7 省市为 50%回收比例（即 165 元/kW·年，含税），其余 26 省市电网按照 30%比例回收（即 100 元/kW·年，含 税），2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。
基于现有补贴政策，截至 2022 年末，全国煤电装机 11.24 亿千瓦，不考虑不 符合条件机组且各电网均按照 100 元/千瓦·年计算，对应约 1000 亿元容量电费补 助，考虑煤电电量 5.08 万亿千瓦时，对应度电约 2 分/千瓦·年；2026 年以后不考 虑装机/电量增长以及不符合条件机组且各电网均按照 165 元/千瓦·年计算，对应 约 2000 亿元容量电费补助，对应度电约 4 分/千瓦·年。此外，《通知》明确容量 电费由工商业用户按当月用电量比例分摊，2022 年全国二产、三产用电量合计约 7.2 万亿千瓦时，前述容量电费对应下游用户增加电费约 1.5-2.5 分/千瓦时。 分省市来看，将 2024、2025 两年容量补贴按照各省市 2022 年火电利用小 时数折算成度电容量补贴来看，前述河南、湖南、四川、重庆、青海、云南、广西 7 省市度电补贴在 3.46-5.50 分/千瓦时之间，其余各省市除黑龙江为 3.03 分/千 瓦时外，均低于 3 分/千瓦时；从占当地燃煤标杆电价角度而言，前述七省市容量 补偿折度电后占当地燃煤标杆电价的 8.7%-16.4%不等，其余省均在 8.1%以下， 但均高于 5%。 若假设 2026 年之后，目前根据通知回收机组固定成本 30%的省市上浮至 50%、目前回收 50%的 7 省市上浮至回收 70%。则将 2026 容量补贴按照各省市 2022 年火电利用小时数折算成度电容量补贴来看，前述 7 省市除重庆外度电补贴 在 5.34-7.70 分/千瓦时之间，重庆度电补贴为 4.85 分/千瓦时，其余各省市均在 5.00 分/千瓦时以下（含）；从占当地燃煤标杆电价角度而言，除云南容量补偿折 度电后占当地燃煤标杆电价的比例超过 20%外，其余省市在 8.2%-17.5%区间内。
3.2.3 电价中枢抬升，修复火电收益率
我们在《电力行业 2023 年度投资策略：“涨声”再起》中讨论过煤电上网电 价的两种调整策略，一是调整煤电基准价，二是在当前±20%的浮动比例基础上进 一步放大范围，当前事实上两种方案均未实行，而是通过容量电价政策来保煤电的稳定收益。 我们仍在各省煤电基准电价基础上上下浮动 20%，然后在此基础上加上 24、 25 两年以及 26 年以后的容量补贴折度电容量电价，相当于将基准电价的上浮比 例在现有＋20%的基础上提高了约 5 个百分点以上（24、25 年）/10 个百分点（26 年起），同时将下浮比例在现有-20%的基础上缩窄了约 5 个百分点以上（24、25 年）/10 个百分点（26 年起），最终达到了既保持煤电基准电价这一现有电价体系 核心参照系不变，同时又提高了煤电实际电价中枢的目的。
容量电价最初的本意是平衡煤电燃料成本波动，解决困扰煤电已久的因市场 煤与计划电而造成的“煤电顶牛”。根据 DCF 模型，分子端即使维持当前的水平无 变化，但从分母端来看，当 ROE 波动变小时，市场对其风险溢价要求需放松，则 煤电资产估值水平应当提升。
3.3 核电：常态化核准，资本开支达峰后分红提升潜力巨大
3.3.1 电量稳健增长
2023 年 1-9 月全国范围内仅防城港 3 号机组投产，新增装机容量 119 万千 瓦；截至 9 月底，全国在运核电 55 台，合计装机容量 5676 万千瓦，同比增长 2.2%。1-9 月全国核电设备累计平均利用小时 5724 小时，同比提高 148 小时， 增幅 2.7%；考虑到上半年水电发力不足，核电电量稳健增长，累计达到 3228 亿 千瓦时，同比增长6.0%。中核、中广核前三季度的核电发电量同比增速分别为 2.6%、 11.4%。
3.3.2 新机组核准常态化
核电作为零碳排放的电源类型，在“3060“的规划下，对于优化能源结构助 力”双碳“目标具有重要作用。2022 年全年核准 10 台新机组，业内预计今后国 内保持 6-8 台机组核准进度。2023 年“731”国常会核准中核辽宁徐大堡 1&2 号 机组，中广核福建宁德 5&6 号机组，华能山东石岛湾 1&2 号机组，至此年内新 核准 6 台新机组。 根据目前核安全局审批进度，中核辽宁徐大堡 1&2 号机组、江苏徐圩“2 华 龙+1 高温气冷”供热项目、浙江金七门 1&2 号机组，中广核广东陆丰 1&2 号机 组、山东招远 1&2 号机组、广东太平岭 3&4 号机组、浙江三澳 3&4 号机组，国 电投山东海阳 5&6 号机组、广西白龙 1&2 号机组，华能福建霞浦 1&2 号机组已 经开始公示、审核，后续有望获得核准。 2023 年 1-9 月，全国核电工程完成投资额 589 亿元，同比增长 45.9%，2019- 2021 年同期 CAGR 达到 28.3%，核电投资再次接近于“十二五”核电建设高峰期 的水平。根据我们的统计和测算，除在建（按已核准口径）的 32 台机组合计 3666 万千瓦外，包括待核准项目在内共有 29 台机组已开展前期工作，合计装机容 3391 万千瓦；其余沿海厂址可建机组数接近 50 台，合计装机容量超 6000 万千瓦。按 照行业普遍预期的每年 6-8 台新核准机组数量，现有沿海厂址仍可支持 10 年左右 的项目储备。
3.3.3 资本开支可控，分红提升潜力巨大
中国广核在 2021 年发布分红规划，提出在 2020 年分红比例基础上，未来五 年（2021 年-2025 年）保持分红比例适度增长。2022 年，中国广核实现每股现 金分红 0.09 元，对应股息率约 3.23%；同期中国核电实现每股现金分红 0.17 元， 对应股息率约 2.83%。
当前核电机组仍在稳定的建设，我们可以将核电资产视为“具备成长属性的类 水电资产”，随着新机组的陆续投产，自由现金流将逐渐覆盖其年度资本支出，尤 其是在资本开支达峰后，核电将有望成为高分红资产。根据我们的测算，两核如果 在 2030 年后无新增核电项目，到 2035 年其核电板块合并报表口径的可供支配现 金流均有望达到 550 亿左右；考虑到两核在核电项目中的权益占比情况，则归母 口径的可供支配现金流有望达到 300 亿左右。
3.4 绿电：规模驱动，重回高成长通道
3.4.1 装机高歌猛进
根据国家能源局公布的数据，2023年1-9月风电新增装机容量3348万千瓦， 同比增长 74.0%，单三季度来看，全国风电新增装机容量 1049 万千瓦，与上年同 期相比增加 419 万千瓦，同比增长 66.4%；2023 年 9 月底全国风电装机容量达 到 39971 万千瓦，同比增长 15.1%；1-9 月风电利用小时为 1665 小时，同比增 加 49 小时，增幅 3.0%；1-9 月风电发电量同比增长 16.8%至 6421 亿千瓦时。 1-9 月光伏新增装机 12894 万千瓦，同比增长 145.1%，单三季度并网光伏发电 新增装机容量5052万千瓦，与上年同期相比增加2880万千瓦，同比增长132.6%；9 月底规上光伏装机容量 30461 万千瓦，同比增长 36.3%；1-9 月光伏利用小时 1017 小时，同比减少 46 小时，降幅 4.3%。装机增长冲抵利用小时下滑，1-9 月 光伏发电量同比增长 11.3%至 2173 亿千瓦时。
3.4.2 营收、成本双降，规模驱动业绩攀升
2023 年 10 月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于进一步加快电力现 货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813 号），《通知》提到“加快放开 各类电源参与电力现货市场。按照 2030 年新能源全面参与市场交易的时间节点， 现货试点地区结合实际制定分步实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推 动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。暂未参与所在地区 现货市场的新能源发电主体，应视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有 价格机制进行结算，但须按照规则进行信息披露，并与其他经营主体共同按市场规 则公平承担相应的不平衡费用”，新能源参与现货的进程或将进一步提速。
市场担忧绿电在辅助服务费用方面的支出。据国家能源局数据，2022 年，通 过辅助服务市场化机制，全国共挖掘全系统调节能力超过 9000 万千瓦，年均促进 清洁能源增发电量超过 1000 亿千瓦时；煤电企业因为辅助服务获得补偿收益约 320 亿元，有效激发了煤电企业灵活性改造的积极性。2023 年上半年，全国电力 辅助服务费用 278 亿元，占上网电费 1.9%。考虑到目前辅助服务费用主要为绿电 向火电支付，因此市场的担忧不无道理。 在 11 月 8 日发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕 1501 号）中，提出：“已建立调峰补偿机制的地方，要认真评估容量电价机制实施 后系统调峰需求、煤电企业经营状况等，相应调整有偿调峰服务补偿标准。”容量 电费对应的这部分辅助费用或将由绿电向下游用户疏导。
我们再次重申当前新能源发展仍处于跑马圈地、规模增长优先阶段。截至 2020 年底，国内风电、光伏装机容量分别为 2.82、2.53 亿千瓦，两者合计约 5.35 亿千瓦，根据《十四五”可再生能源发展规划》提出的 2030 年风电、光伏总装机 12 亿千瓦以上的目标，未来十年我国风电、光伏年均新增装机将超过 6650 万千 瓦。而根据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）的预测，到 2030 年风、光 装机将分别达到 8、10 亿千瓦，年均复合增速分别达到 11.0%、14.7%；两者合 计 18 亿千瓦，比 12 亿千瓦的底线目标高出 50%，对应的年均新增装机将达到 1.27 亿千瓦。GEIDCO 预测到 2060 年，风、光装机将分别达到 25.0、35.5 亿千 瓦，对应 2030-2060 年的 30 年 CAGR 分别为 3.9%、4.3%，2020-2060 年的 40 年 CAGR 分别为 5.6%、6.8%。
截至 2022 年底，新“五大”及“五小”十家发电央企的风、光装机容量合计 达到 4.00 亿千瓦，全年新增 7421 万千瓦，风、光占比提升 4.1 个百分点至 28.6%； 十家发电央企在全国风、光总装机中占比达到 74.7%，比上年同期提高 13.9 个百 分点。其中仅国投（12.2%）、华电（19.7%）与大唐（20.8%）3 家企业的风、光 占比低于全国平均水平（20.9%）。（注：百分比为截至 2022 年末风光装机占比）
在国内“五大”、“五小”发电央企旗下新能源主力平台中，以 2022 年底风光 装机规模进行对比，华电新能以 3491 万千瓦的装机稳居国内新能源第一平台；龙 源电力以 2923 万千瓦装机屈居次席；2022 年中广核风电完成新增装机 615 万千 瓦，同比增长 27.4%，一举超越三峡能源成为国内第三大新能源运营商；三峡能 源以 2621 万千瓦的装机位居第四；华能集团旗下新能源平台华能新能源装机亦突 破 2000 万千瓦大关达到 2170 万千万，而华能国际以 1990 万千瓦紧随其后。同 为央企旗下核心新能源运营商的华润电力、黄河水电、大唐新能源、中国核电、中 国电力装机位于 1150-1700 万千瓦区间。
10 家头部运营公司的风、光装机合计达到 2.18 亿千瓦，占 10 家发电央企风 光总规模的 54.6%、占全国风光总规模的 40.8%。
（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。）
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