一、估值和持仓回顾
（一）估值：煤价调整拖累板块估值有所回落
年初以来，电力板块估值较 2022 年有所回落。22 年年初电力板块整体市盈率为 27.8x， 由于火电修复不确定性较大，22 年全年电力行业估值整体表现为涨跌互现。22 年年中随 着煤价改善预期增加叠加来水超预期，电力板块市盈率有所提升，一度冲高至 30x 以上。 后由于煤价仍然高位维持同时叠加来水转弱，板块估值逐渐回落。22 年底，电力板块整 体市盈率为 25x，较年初有所回落。2023 年以来受煤价下跌因素催化，上半年电力板块 估值中枢维持在约 25.7x。三季度随着煤价回调，叠加宏观情绪影响，电力板块市盈率有 所下滑，截至 11 月底板块市盈率仅约为 18.82x。
但电力行业仍表现出稳定的超额收益获取能力。年初以来，电力行业（申万）累计收益 率为-4.81%，沪深 300 累计收益率为-10.28%，电力行业（申万）领先沪深 300 指数 5.47 个百分点。截至第三季度，电力行业（申万）累计收益率为-3.5%，沪深 300 累计收益率 为-5.1%，电力行业（申万）领先沪深 300 指数 1.6 个百分点。整体来看，今年电力行业 相较于沪深 300 指数表现出了稳定的超额收益获取能力。
（二）持仓：电力板块持仓比例位于近年较高水平
电力板块持仓比例升至近年来较高水平。我们以所有基金持仓情况数据为基础，截至2023 上半年公用事业板块持仓市值为 1131.03 亿元，较 2022 年底增长 221.86 亿元，在申万一 级行业排序中由 22 年底的 18 位上升至 23 年中的 17 位。截至 2023 年三季度，公用事业 板块五大重仓股为长江电力、中国核电、华能国际、中国电力及华润电力，23 年三季度 前五大加仓股为新天绿色能源、长江电力、中国核电、皖能电力、大唐发电，分别增持 18671.6 万股、8883.63 万股、8362.04 万股、3979.87 万股、3160.40 万股。
二、火电及火电产业链：“定价紧迫性”
（一）火电行情的破题与解题
火电三季度有所回调，但对于全年而言仍有超额收益，火电在 23 年吹响修复号角。从申 万火电指数的走势来看，一季度相对走弱，二季度伴随火电电价端的相对刚性和煤价二 季度的逐渐回落，火电盈利能力有了明显的修复，走出了相较于 A 股指数较强的一波行 情。进入三季度，由于明年电价与煤价的变动相对有所“失锚”，火电有所回调，但截至 11 月下旬，火电仍较指数有一定的超额收益。23 年火电行情“可圈可点”，而展望未来，火电还能走出相对 A 股的独立行情吗？这一 问题该如何“破题”，同时又该如何“解题”，我们试图给出一些可供参考的线索。
1、火电破题：盈利中枢的确定
23 年煤价向下修复程度远好于 22 年。煤价短期虽有所上涨但远未达到往年同期高点。 2023 年至今煤价在 1-8 月迎来了一轮明显的下跌，煤价由年初约 1200 元/吨的高点降至 最低六月中旬的 751 元/吨的水平。进入 9 月煤价有所回升，但 10 月后基本又开启了一 轮向下的调整，目前的煤价远低于往年的同期水平，截至 11 月 22 日秦皇岛 Q5500 动力 煤平仓价达 934 元/吨，较去年同期 1335 元/吨的水平降低了 401 元/吨。煤价电价大幅波动致电厂盈利能力经历“过山车”，当前火电盈利能力已显著修复。从我 们汇总的主要 16 家火力发电企业的 ROE 数据来看，2021 年毛利率水平恶化程度较为严 重（对应绿色区域分布最多），后续在 2022 年不断迎来修复，2023 年修复程度更为明显 （对应红色区域明显加深）。
2、火电解题：角色定位的理解
（1）电改背景下火电仍是压舱石的角色，“盈利预期的稳定”是火电破题的先决条件。 火电目前装机不足，为了保障系统充裕火电需要保持合理的正常盈利。 回看过去：风光装机占比提升，稳定不足导致电力系统充裕性不断下滑。在双碳目标不 断推进的背景下，风光装机规模占比不断提升。2015-2022 年，光伏/风电装机复合增速分 别为 37.5%/15.8%，并带动电源总装机复合增速达 7.7%。然而，风光出力波动性较大， 且易受气候变化影响，因此其实际贡献有效容量较装机容量更低，参考自然资源保护协 会及北京大学能源研究院联合发布的《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》，假设火电 /水电/太阳能/风电/核能的容量系数分别为 0.9/0.5/0.2/0.1/1.0，我们测算 2015-2022 年我国 电源有效容量和最高负荷复合增速分别为 5.1%/7.1%，有效容量/最高负荷这一指标下滑了 18%。根据上述文献对容量系数的定义，有效容量反映了尖峰负荷时电源发电能力的 大小，“有效容量/最高负荷”这一指标的下滑或昭示电力系统的充裕性有所下降。
保持相对乐观，火电业绩修复或难画下句号。一方面，火电大亏之后需要时间回血才能 保证后续的合理投资：此前火电行业亏损幅度较大，目前电力的充裕性备受挑战，火电 企业需要时间回血才能带动后续的一系列投资。电改背景之下，火电仍需保证合理收益 才能保证其压舱石的地位。另一方面，目前煤价已经回落至相对较低的水平，预计明年 电价存在回落可能，整体火电的盈利预期需要结合 24 年长协煤价及电价的签订综合考 量，明年对于火电的盈利或可以保持相对乐观。
（2）角色的切换也将从长周期视角带动火电估值方式的重塑 容量电价尘埃落地，新一轮电改周期或将开启。2023 年 11 月 10 日，国家发改委、国家 能源局出台关于建立煤电容量电价机制的通知，根据通知内容，2024-2025 年多数省份煤 电容量电价可覆盖固定成本 30%，部分转型较快省份可覆盖固定成本 50%，2026 年以 后煤电容量电价补偿力度将进一步提升。本次出台的容量电价机制对煤电调节保障属性 更高省份给予了更大的保障力度，充分体现容量电价保障系统充裕度的本质。此外，煤 电容量电价机制规定了对跨省外送机组的容量补偿，覆盖范围更加全面。
容量电价保障了部分固定成本的收回，可一定程度上降低电价的波动性。根据全球能源 监测数据，截至 2023 年 7 月，我国各省在运煤电总装机约 11.09 亿千瓦。参考省级煤电 容量电价执行标准，以及 2022 年我国工商业用电量（以二产/三产用电量计算），根据通 知测算全国范围内容量电价对电价侧的影响平均约为 0.02 元/度。分省份来看，考虑到各 省煤电装机容量及工商业用电量有所差异，我们测算煤电容量电价对多数省份工商业电 价的影响或集中在 0.01-0.03 元/度区间。容量电价本质是将此前电价中的固定成本拿出一 部分作为每年的固定补偿，一定程度上降低了电价波动性。拉长时间周期来看，火电或 将逐渐摆脱周期属性，其价值重估将有望逐步开启。
火电角色或逐渐向调节性电源切换，长期看估值有望重塑。长期以来，火电作为基荷电 源，在电力系统中更多起到保障电力供应的作用。双碳目标下，风光迅速发展，电源装 机结构的变化或推动火电向保障性调节性电源转变，在容量电价、辅助服务等机制加持 下，火电盈利波动或有所减弱，盈利趋于稳健有望推动火电估值重塑。
（二）灵活性改造：破题在于消纳的迫切性，解题在于政策推动的预期
1、灵活性改造破题：消纳的迫切性 风光装机远超预期，这一问题或将在 23、24 年愈发凸显。从近三年来的累计风光新增装 机数据来看，2021、2022 年全年新增装机为 103/125GW，而仅 2023 年前 10 个月的新增 风光装机就已经远超过去两年全年的水平。同比来看，2023M10 累计风光装机 180GW， 相较于去年同期 79GW 的新增装机，同比增长了 127%。如此大规模的风光装机将对电 网的消纳形成较大的挑战，系统灵活性资源的稀缺性将会愈发凸显。
2、灵活性改造解题：政策的预期 消纳问题十分严峻，哪些渠道可以解决？当下哪种方式又是较优解？目前电网调峰的主 流方式包括火电和储能，而储能中应用最为广泛的是抽水蓄能和电化学储能。抽水蓄能 投资较高，且建设时间长，受地理位置限制较大；电化学储能成本较高，盈利模式尚不 成熟，并有一定的安全隐患。因此，当前阶段火电是我国电网调峰调频的理想方式，一 方面受益于“富煤贫油少气”的资源特点，我国火电资源较为丰富；另一方面火电机组 可控性较高，可根据电网指令随时调整出力。
破局在于火电灵活性改造的政策预期。今年如此大规模的风光接入后，其出力不稳定性 或将对电网形成较大的挑战。而目前解决风光时间不平衡问题的手段中抽蓄、电化学都 有难以大面积铺开的客观问题。得益于我国较大规模的火电机组的基础，火电改造的优 势短期内仍然明显，期待政策催化预期之下火电改造的投资机遇。
三、水电：“向上的来水”
稳健底色不改，市场波动之下红利资产优势愈发凸显，水电全年超额收益获取能力凸显。 尤其在步入三季度，大盘指数出现一定回调，但水电指数走势仍然稳健，截至 11 月 22 日，水电指数今年全年实现累计收益 8.9%，相较于沪深 300 指数-8.8%的收益，实现了 17.8%的超额收益。同时展望明年水电仍有基本面改善的支撑，业绩端预期向好有望带动 明年水电仍不乏看点。
1、水电破题：底层盈利模式来看影响业绩变化的抓手——利用小时及电价
阶段性的资源瓶颈期，电价与利用小时对业绩的影响逐渐加大。通过对水电盈利模式进 行拆解，发电量、电价和成本为决定水电机组利润的核心因素。其中，发电量主要受装 机及利用小时数影响，电价受区域供需结构影响，成本与流域开发难度相关且较为刚性。 展望后续：水电装机或将步入温和增长期，利用小时及电价为决定水电盈利的关键。优 质水电具有稀缺性，大型水电属我国独有。水力发电的基本原理是利用水位落差，配合 水轮发电机产生电力，将水的势能转变为机械能，机械能推动水轮机转变为电能。我国 依托于自身的资源优势，大力开发水电，但由于优质水电资源有限，目前开发的高速期 已经过去，随着乌东德、白鹤滩项目相继完全投产，后续水电增长或将逐步放缓。考虑 到水电装机层面增长或有限，影响未来水电盈利的关键将落在利用小时及电价水平。
2、水电解题：流域来水改善预期及区域性电价的变化
（1）期待来水带动水电业绩改善 2023 年水电利用小时数或位于历史较低水平。2023 上半年整体来水偏枯，1-6 月水电利 用小时数均为近 5 年最低水平，较近 5 年平均水平下滑约 21.5%。下半年不同流域来水 情况有所分化，但全国范围来看，8 月份后来水情况有所改善，8-9 月单月水电利用小时 数分别约为 406/383 小时，接近近 5 年来的平均水平。
展望 2024 年，期待来水改善带来向上弹性。2022-2023 年我国来水均相对偏枯，我们认 为来水情况或将成为 2024 年决定水电行情的关键。2023 年我国不同流域来水情况呈现 明显分化特点，步入汛期后长江流域来水同比显著改善，Q3-Q4 已修复至历史同期水平。 而雅砻江流域汛期来水仍偏枯，我们追踪的锦屏一级及二滩水库水位数据较去年同期仍 有一定差距。结合历史来水情况，雅砻江流域或具备更大的来水修复潜力。
（2）区域电价变化带来的业绩改善 在电力供需偏紧的影响下，外送电价提升对于水电运营商综合电价的正面影响明显。国 投电力/川投能源/华能水电 23 年上半年水电电价较去年上半年同期分别增长约 9.5%/7.0%/14%。其中雅砻江方面：江苏发改委将 2023 年雅砻江锦官电源组送苏电价水 平调整至 0.3195 元/千瓦时（上网电价口径、下同）、不含税价格为 0.283 元/千瓦时，超 出 22 年公司电价的整体水平，带动国投和川投业绩改善。澜沧江方面，云南电力供需持 续偏紧或对公司电价形成一定的正面催化。展望后续，水电区域电价提升同样将对业绩 改善提供支撑。
四、核电：“时间的价值”
2023 年核电超额收益获取能力明显，稳健资产底色凸显。全年来看，除年初核电走势相 对不及沪深 300 指数外，其余全年基本均走出相对指数的超额收益。今年宏观环境复杂 多变，在不确定性纷扰的经济背景下，核电作为稳健资产的代表在全年的表现都十分优 异。除了风格的扰动之外，核电自身基本面也迎来了实质性改善。展望后续，核电的投 资价值或将伴随着时间的推演进一步加大。
1、核电破题：底层盈利模式来看影响业绩变化的抓手——装机的增量
核电电价体系稳定、利用小时数较为稳健，后续增长亮点在于装机。与水电相似，电量、 电价及成本亦是决定核电盈利能力的核心要素。核电利用小时数与机组检修安排相关， 近年来表现较为稳健，其电价端具备一定刚性，展望未来装机或为影响核电业绩弹性的 关键要素。
2、核电解题：量增逻辑兑现及估值提升空间
核电审批回暖，装机增量逻辑理顺保障行业长期成长性。受福岛核泄漏事件影响，2012- 2018 年核电机组审批数量显著下滑。后续随着三代机组的不断落地，2019 年起核电审批 逐渐回归常态化。2022 年核电审批数量达到 10 台；截至三季度末，2023 年核电审批数 量已有 6 台。随着核电逐渐回归正常审批的轨道，未来核电装机增量兑现有望保障行业 长期成长空间。具体来看，2024-2027 年，中核及中广核预计共有 2/2/4/8 台机组投运。随着核电审批回 归常态化，未来几年前期审批的机组将逐渐落地商运。2024-2025 年，中核及中广核将每 年各有一台机组投入商运，且 2026 年后核电机组将进入投运的高峰期。短期看核电仍具 有一定的量增的弹性，长期看核电成长性充足。
估值层面上，核电远期逻辑可对标水电，估值中枢有望重塑。从以上的基本面指标分析 来看，核电审批恢复后续装机将进入稳步增长阶段，同时电价稳健抬升，利用小时高位 维持，核心量价指标表现优异。从各板块 PB 与 ROE 的相对比较来看，核电与水电商业 模式相似，经营期大于折旧期，电站后期均具有较强的现金流属性，同时核电 ROE 不输 水电，但 PB 显著低于水电。核电后续增量逻辑强于水电，作为稳健、低波动的优质资产， 有望在“中特估”的主线下实现估值的提升。
五、绿电：“电价的惆怅”
1、绿电破题：成本“欢喜”电价“忧”
通过对绿电盈利模式的拆解，破题绿电后续演绎的核心要点在于电价与成本此消彼长的 变化过程中对收益率产生的影响。23 年光伏组件成本超预期下行对绿电形成一定的正面 催化，然而电价端在现货市场不断推进的过程中也有一定的下行压力。这两个核心要素 的此消彼长使得市场对绿电未来收益率中枢的预期逐渐模糊。
成本回落或推动绿电装机放量。当前绿电成本显著回落，以光伏为例，受 2022 下半年硅 料产能集中释放影响，截至 2023 年 9 月，硅片价格较 2022 年高点下滑近 60%，光伏产 业链供给瓶颈显著缓解。伴随供应链瓶颈的缓解，绿电装机亦显著增长。2023 年 1-10 月， 我国风光累计装机 180GW，同比增长 127%；其中光伏累计装机 143GW，同比增长 145%。
然而市场化交易折价问题或形成绿电盈利困扰。风光参与市场化交易普遍折价，尤其在 现货市场中，风光集中出力的特点或形成一定的“供给挤兑”，从而压低其现货交易价格。 根据兰木达微信公众号披露数据，今年以来，山西/山东/甘肃风电现货交易年均价分别较 标杆折价-17.2%/-22.8%/-26.4%；光伏现货交易年均价分别较标杆折价-24.0%/-44.5%/- 32.6%。市场化交易折价问题将一定程度冲抵成本下行带来的利润释放，项目收益率下滑 或将形成行业发展的瓶颈。
同时消纳亦为当前绿电行业发展需解决的问题。风光出力与负荷存在时空上的供需错配， 风光装机迅速发展亦对电力系统消纳能力带来较大挑战。一方面，风光基地主要集中在 三北地区，特高压线路的建设进程或成为风光能否顺利外送的重要因素；另一方面，风 光出力集中且波动性大，储能、火电改造等灵活性资源的建设或影响风光能否顺利消纳。 风光装机发展需要配套消纳能力的同步提升，这或是绿电行业发展需解决的另一重要问 题。
2、绿电解题：需看政策如何看待新能源的收益率
绿电盈利主要受市场化交易折价困扰，而后续现货全面推进背景下绿电或仍有压力。 2017 年以来，我国陆续出台了两批电力现货试点，将浙江、山西、山东等 14 个省份或地 区纳入现货市场建设范围。2022 年，在《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》 中，要求第一批试点原则上在 2022 年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点原则 上在 2022 年 6 月底前启动现货市场试运行。2021 年起，山西、山东、甘肃、蒙西、南方 等区域已陆续开展连续结算或长周期连续结算试运行。
国家发改委出台关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知，现货市场建设有望提速。 10 月 12 日，国家发改委及国家能源司出台《关于进一步加快电力现货市场建设工作的 通知》，通知要求要推动现货市场转正式运行、有序扩大现货市场建设范围、加快区域电 力市场建设，并持续优化省间交易机制。根据这一通知内容，我国多省份需在 2023 年底 前开展长周期结算试运行，区域电力市场或将陆续启动电力试运行工作，现货市场建设 或将提速。
市场化背景之下电价较为被动，绿电也经历了较大程度的回调，后续绿电估值重估的核 心逻辑还需期待政策对电价的保障。23 年虽然光伏组件价格明显下行，但市场对其的担 忧仍然在于现货市场推进背景之下电价端的压力。后续绿电估值的修复或仍需看政策端 对绿电的催化。从国际视角来看，国外绿电电价同样经历由补贴到市场化的演变，行业 逐渐成熟的阶段采用了较长周期的电价合约确保运营商全生命周期的合理收益率。目前 我国绿电电价长周期合约的签订仍然偏短，期待后续相关政策的出台来保障绿电的长期 收益。
（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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