【中国银河】2024年电力行业投资策略：电改深化，估值重塑与成长交辉.pdf

2023-12-08

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一、电改持续深化，电力商品价值多维化

（一）电力市场历程及现状：市场全形态运营，市场电比例超过 60%

回顾我国电价改革历程，从计划走向市场。改革开放以来，我国电力行业经历了深刻变革，电力市场化建设持续推进，资源配置效率持续提升，推动了我国经济社会发展的全面进步。中发 9 号文开启新一轮电改，确定了“三放开、一独立、三强化”的改革基本路径以及“放开两头、管住中间”的体制框架。有序放开发用电价格，市场形成价格比例快速提升。推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进了电力资源优化配置。

“中发 9 号文”开启第三轮电改，电力市场化探索取得积极成效。根据中电联 2023 年经济形势与电力发展分析预测会，目前已形成覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划放开，有力促进能源资源大范围优化配置。2022 年是我国电力市场全形态运营的第一年，也是我国电力市场建设历程中具有标志性意义的一年。随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈入“深水区”、“无人区”，电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。

市场交易规模持续扩大，市场电比例超过 60%。根据中电联《2023 年 1-10 月份全国电力市场交易简况》， 1-10 月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 46578 亿千瓦时，同比增长 8.1%，占全社会用电量比重为 61.3%，同比提高 1.2 个百分点。省内交易电量合计为 37048 亿千瓦时，其中电力直接交易 35454.3 亿千瓦时（含绿电交易 414.3 亿千瓦时、电网代理购电 7201.4 亿千瓦时）、发电权交易 1480.5 亿千瓦时、其他交易 113.2 亿千瓦时。省间交易电量合计为 9530 亿千瓦时，其中省间电力直接交易 1059.4 亿千瓦时、省间外送交易 8370 亿千瓦时、发电权交易 100.6 亿千瓦时。

（二）电力市场展望：电量交易精细化，电力价值多维化

资源禀赋决定我国应形成“构建大电网、融入大市场”的发展格局。电力市场的发展有其路径依赖，历史与现实条件、物理和社会环境决定其发展路径不唯一，需要积极探索建设具有中国特色的电力市场体系。我国能源资源与生产力逆向分布，80%以上的煤炭、水能、风能和太阳能资源分布在西部和北部地区，70%以上的电力消费集中在东中部地区，能源基地距离负荷中心 1000-4000 公里。随着中东部负荷和“三倍”地区新能源装机规模持续增长，电力电量平衡及清洁能源消纳仅依赖本省、本区域已难以为继，电力电量平衡已由“分省分区”平衡全面向“全网统一平衡”转变，客观上要求构建大电网、大市场，实现大范围优化配置。截至 6 月底，我国“西电东送”输电能力已超过 3 亿千瓦，其中跨省跨区直流通道度夏期间最大输电能力可达 1.8 亿千瓦。

1. 电量：省间优先级高于省内，中长期与现货衔接

构建“统一市场、两级运作”电力市场框架，省间交易先于省内执行。电力市场分为省间市场和省内市场，其中省间市场定位于落实国家能源战略，促进清洁能源消纳和能源资源大范围优化配置，建立资源配置型市场；省内市场定位于优化省内资源配置，确保电力供需平衡和电网安全稳定运行，建立电力平衡型市场。因此，需要在满足大范围资源优化配置的前提下，保证省内电力基本平衡，“两级运作”意味着省间交易优先级高于省内。中长期交易方面，省间中长期交易物理执行，省间交易结果作为省内交易的边界；现货交易方面，首先在省内形成预平衡，再开展省间日前现货。当送端有富裕能力、通道有剩余空间、受端有购电需求时，组织送受端市场主体自主报量报价，实现电力市场化余缺互济和清洁能源大范围消纳。

发挥高比例中长期稳价作用，加强与现货市场衔接。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用，完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提升交易频次，丰富交易品种。目前各省中长期交易比例在 80-90%左右，通过中长期交易减少电价风险。从中长期与现货市场衔接上看，多数省份已就市场风险管理、结算方式、曲线和时序衔接等方面提出了标准化解决方案。后续预计将进一步提高中长期市场交易频次（由 D-N 缩短到 D-2）、优化中长期曲线形成方式、细化中长期交易时段（与现货市场全天 96 时段紧密衔接）。

各省现货市场建设进度明确。现货交易有利于反映市场供需变化、发挥市场在电力资源配置中的决定性作用、提升电力系统调节能力、促进可再生能源消纳，促进电力系统转型。10 月 12 日，国家发改委、国家能源局发布《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）。本次《通知》明确了各省电力现货推进节点，其中连续运行一年以上省份，可按程序转入正式运行；《通知》扩大了市场参与主体，按照 2030 年新能源全面参与市场交易的时间节点，推动分布式、储能、虚拟电厂等参与现货市场。本次文件与此前 9 月印发的国标文件《电力现货市场基本规则（试行）》主旨一致，即按“基本共识+因地制宜”的原则，推动各地现货开展，各市场衔接，加快构建全国统一电力市场体系。

2. 电价：价值多维化，调节性价值和绿色环境价值占比上升

电力商品价值多维化，传统能源调节性价值和新能源绿色环境价值占比上升。在新型电力系统下，随着新能源逐步成为装机、电量主体，电力商品的价值较以往出现细分，由以电能量价值为主，逐步向电能量价值、调节性价值（可靠性价值和灵活性价值）以及绿色环境价值等多维价值体系转变。其中电能量价值通过电能量市场体现，反映电能量的生产成本。随着新能源占比提升，生产成本出现下降，电能量价值在总价值的比例降低；可靠性价值通过容量市场体现，反映系统容量充裕度和调节充裕度，引导各类电源协调发展；灵活性价值通过辅助服务市场体现，反映系统灵活调节能力，保障电网安全稳定运行；绿色环境价值通过绿电市场体现，以市场机制实现绿色价值的外部属性内部化，推动能源电力低碳转型。

二、水电：稳定性提振估值，量、价仍有弹性

（一）盈利能力稳定，估值波动上行

水电盈利能力稳定，分红率持续提升、股息率高。水电项目前期投入大，建设周期长，但进入运营期后商业模式清晰，其高比例折旧成本带来充沛现金流。随着全国常规大水电开发进入尾声，资本开支进入下行周期，板块分红率逐步提升。2010-2022 年，水电板块分红率由 44.6%提升至 72.5%，年均增加 2.3pct。股息率由 2.34%提升至 3.22%，年均增加 0.07pct。此外，考虑到水坝使用年限远高于财务折旧年限，因此远期净利润将受益于折旧到期而进一步提升。

盈利稳定性促进估值上行，带动水电板块超额收益。以水电龙头长江电力为例，2012 年至今，长江电力涨幅 357%，沪深 300 仅为 50%，超额受益主要由于估值提升而非业绩增长。以 PE TTM 统计，长江电力 10 年间估值水平由 14.2 提升至 23.0，涨幅高达 62%，同期沪深 300 估值水平由 10.4 提升至 11.0，涨幅仅为 5%。长江电力 10 年间归母净利润由 103 亿元提升至 213 亿元，涨幅为 106%，同期沪深 300 归母净利润由 17065 亿元提升至 41374 亿元，涨幅为 142%。

（二）水风光一体化打开成长空间，市场化推动水电电价上行

1. 装机：常规水电开发接近尾声，水风光一体化打开成长空间

常规水电开发接近尾声，优质大水电稀缺性强。根据中国水力资源复查结果，仅考虑理论蕴藏量在 1 万千瓦及以上的河流，我国水电资源理论蕴藏量装机 6.94 亿千瓦，理论蕴藏量对应年发电量为6.08 万亿千瓦时；装机容量 500 万千瓦及以上水电站的技术可开发装机容量为 5.42 亿千瓦，对应年发电量为 2.47 万亿千瓦时；经济可开发装机 4.02 亿千瓦。截至 2023 年 8 月，我国常规水电装机容量已达 3.7 亿千瓦，占经济可开发装机 90%以上。进入十四五以来，随着金沙江白鹤滩电站和乌东德电站、雅砻江两河口电站河杨房沟电站投产，“十三大”水电基地装机 500 万千瓦以上水电站基本投运完毕，优质大水电稀缺性明显。

十四五有序开发上游大水电，建设水风光综合基地。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，现阶段有序开发雅鲁藏布江下游、金沙江上游、黄河上游等大水电；积极推动大水电优化升级，发挥水电调节能力，推进已建、在建水电机组增容改造；此外，依托主要流域周边风能、太阳能资源，重点建设川滇黔桂水风光综合基地以及藏东南水风光综合基地。根据《“十四五”现代能源体系规划》，预计 2025 年常规水电装机达到 3.8 亿千瓦，2024-2025 年装机增量约为 1000 万千瓦，占目前累计装机 3% 左右。

水风光一体化成长空间广阔，主要流域新能源装机规模均为千万千瓦级。根据国家发改委、国家能源局《“十四五”可再生能源发展规划》，十四五期间依托已建成水电、“十四五”期间新投产水电调节能力和水电外送通道，推进“十四五”期间水风光综合基地统筹开发。对于川滇黔桂水风光综合基地以及藏东南水风光综合基地主要流域，新能源规划装机均为千万千瓦级，其中金沙江流域可开发新能源装机超过 6000 万千瓦。

2. 电价：市场化电量提升，推动水电电价上行

我国水电上网电价政策呈多样化格局，分为按成本加成（经营期上网电价）、落地省市电价倒推、标杆上网电价和市场化交易电价等。根据国家发改委 2014 年 1 月《关于完善水电上网电价形成机制的通知》，2014 年 2 月以前投产的水电站，按照“一厂一价”经营期上网电价机制执行；2014 年 2 月以后投产的省内消纳水电站，其优先电量按照省内标杆电价执行，并实行丰枯分时电价或分类标杆电价，优先电量以外的电量进入市场化交易；2014 年 2 月以后投产的跨省跨区水电站，其电价由两省政府协商决定，一般情况下，按照落地省市电价倒推得出。

电改持续深化，水电市场化交易电量占比逐年提高。2015 年第二次电改启动以来，市场化交易电量比重大幅提升。以四川、云南前两大水电省份为例，近年来水电发电量占比均超过 75%，因此四川、云南整体市场化交易电量能够反映水电参与市场化交易的情况。2017-2022 年间，云南省市场化交易电量占比由 45.7%提升至 70.1%，年均增加 4.9pct；四川省市场化交易电量占比由 28.7%提升至 54.9%，年均增加 5.2pct。

水电市场化电价波动上行。以云南省为例，为解决水电消纳问题，2017 年末-2018 年初云南省政府发文支持引进电解铝等高耗能行业，同时给予电价补贴优惠，并开始从山东、河南、山西、甘肃等省份承接电解铝产能。在优惠政策刺激下，神火集团、其亚集团、中铝集团、山东魏桥等企业纷纷将部分产能转移至云南，使中国铝产业“北铝南移、东铝西移”的产业布局进一步加速。2017-2022 年，云南省全社会用电量从 1538 亿千瓦时增长至 2138 亿千瓦时，年均增速达到 9.6%。在此期间，省内用电量增速开始反超发电量增速，省内电力需求趋紧。在此背景下，云南省市场化电价波动上行，2017- 2022 年度市场化交易均价由 0.180 元提升至 0.223 元，复合增速 4.4%。

三、火电：盈利继续改善，业绩稳定性提升促估值重塑

（一）成本端：入炉煤价下行，盈利能力有望持续改善

煤价占营业成本比重高，煤炭价格是利润决定因素。火电厂成本端以燃料成本为主，其次是折旧和运维等相对固定的成本，以及财务费用等期间费用。多年平均来看，燃料成本占营业成本的 70-80% 左右，因此煤价是火电厂盈利的决定性因素。十四五以来由于煤价整体上涨，因此 2021-2022 年燃料成本占营业成本的比重超过 80%。根据 15 家火电企业经营数据，2020、2021、2022 年燃料成本占营业成本比重平均值分别为 74%、84%、85%。

今年煤炭供需同比明显宽松，煤价波动下行。今年以来受益于国内“晋陕蒙新”主产区增产保供、澳洲煤恢复进口、下游需求偏弱等因素共同影响，煤炭供需较去年明显宽松。年初至 12 月 5 日，京唐港 5500 大卡动力煤均价 972 元/吨，较去年同期下跌 24%；12 月 5 日，京唐港 5500 大卡动力煤均价 935 元/吨，较去年同期下跌 31%。四季度以来产地安监趋严，且宏观经济有所恢复，煤价从年内低点 756 元/吨反弹至 900-1000 元/吨。考虑到目前电厂和港口库存仍处在较高水平，且经济复苏趋势依然偏弱，预计后续煤价反弹空间较为有限。

2022-2023 年火电企业盈利能力持续改善。我们统计了近 3 年火电央企与部分省属火电企业单季度盈利能力。2020 年全年煤价低位运行，各企业整体毛利率在 15～20%；2021 年全年煤价持续走高，京唐港 5500 大卡动力末煤全年均价同比上涨 49%，各企业盈利水平下降明显，至 2021 年第四季度整体毛利率下滑至-30%～-20%；2022 年全年煤价继续上行，京唐港 5500 大卡动力末煤全年均价同比上涨 48%，但电价上浮 20%大幅缓解了燃料成本上涨的压力，各企业整体毛利率水平修复至 0～5%；2023年以来煤价波动下行，1-11 月京唐港 5500 大卡动力末煤均价同比下降 24%，煤电企业盈利继续修复，第三季度各企业毛利率水平提升至 10～20%。

入炉煤价下降，火电企业业绩弹性大。我们筛选出 2021-2022 年单位燃料成本涨幅较大,且市场煤占比较高的火电央企或省属企业，其有望受益于市场煤价下降带来的业绩弹性。根据各公司的火电发电量、度电煤耗与市场煤占比测算（长协煤指数价格波动幅度按照市场煤的 10%测算），假设 2023 年 5500 大卡动力煤市场均价分别下降 200 元/吨和 300 元/吨。在市场煤价下降 200 元/吨的情景下，华能国际将增加净利润 111 亿元，华电国际、大唐发电、粤电力将分别增加净利润 50 亿元左右。

（二）收入端：上网电价多元化，煤电盈利稳定性提升

上网电价多元化，煤电盈利稳定性提升。目前煤电收入主要来自电能量市场，受煤价、电价影响较大，盈利能力易大幅波动。随着新型电力系统建设推进，煤电向支撑性和调节性电源转变，其支撑性和调节性价值将通过容量电价、辅助服务市场回收。电改深化背景下，煤电利用小时数走低，容量电价、辅助服务在上网电价中占比将不断增加，两者不受煤价影响，提升煤电盈利稳定性。

1. 电量电价：煤电全部进入市场，煤价下行推动电量电价回落

电力市场化改革持续深化，煤电已全部进入市场。回顾煤电上网电价机制演变，早期由于煤炭先于电力实行市场化改革，“市场煤”和“计划电”矛盾突出，亟需缓解发电企业成本压力。在此背景下，国家发改委 2004 年出台“标杆电价+煤电联动”价格机制。煤电联动机制对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用，但仍存在联动性不足（电价联动周期滞后煤价至少 6 个月，电煤累计上涨幅度需达 5%），以及行政指令性较强等弊端（电厂需要自行消化 30%的煤价上涨因素）。2019 年为贯彻落实中发 9 号文，国家发改委出台“基准价+上下浮动”价格机制，推动全部煤电进入市场； 2021 年煤价高企倒逼浮动范围扩大到上下浮 20%，高耗能企业不受 20%限制。

年初以来煤电上网价格有所松动，目前平均上浮仍超过 15%。2021 年下半年，受环保限产、澳洲煤炭进口缺失、疫情后经济复苏等影响，煤价大幅上涨并持续刷新历史新高。煤价高企倒逼电价市场化改革加速，煤电上网电价浮动范围扩大至 20%，至 2023 年初各省煤电上网电价基本实现 20%顶格上浮。今年以来，随着煤价进入下行通道，各省煤电上网电价开始松动。我们选取用电量排名前列的中东部省份，由于其电量以煤电为主，所以能够最大程度减少水电和新能源季节性出力变化对平均上网电价的影响，因而电网代理购电价格（平均上网电价）能够客观反映煤电上网价格变化。2023 年 2 月 -10 月，中东部 10 省月度电网代理购电均价由上浮 22.2%下降至上浮 16.7%。

2. 容量电价：全国范围煤电容量电价落地，成煤电重要业绩稳定器

全国范围煤电容量电价落地，电价机制改革进一步深化。国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》。《通知》明确了政策实施范围、容量电价水平、容量电费分摊机制与容量电费考核机制，自 2024 年 1 月 1 日起实施。2022 年以来，山东、甘肃、云南等省份已制定煤电容量电价政策。本次《通知》标志着全国范围煤电容量电价政策落地，电价机制改革进一步深化，为承载更大规模的新能源提供有力支撑，是更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。 2024-2025 年多数省份补偿比例 30%，2026 年起提升至不低于 50%。《通知》明确煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，煤电机组固定全国统一为每年每千瓦 330 元。2024-2025 年多数地方补偿比例为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方（四川、云南等 7 省）为 50%左右。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%。按照目前煤电装机 11.5 亿千瓦、2022 年煤电利用小时 4594 小时、补偿标准 30%测算，每年煤电容量补偿总规模 1150 亿元，对应度电盈利增厚 0.022 元。

明确容量电价分摊机制，强调调节性电源作用。《通知》明确各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。根据测算，30%-50%补偿标准对应下游工商业用户度电分摊 0.015 元-0.025 元，今年以来煤价及电量电价整体下行，因此容量电价出台并不会大幅推高下游用能成本。《通知》强调煤电调节性电源作用并明确考核方式，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的 10%，发生三次扣减 50%，发生四次及以上扣减 100%。我们预计容量电价考核方式将提高煤电灵活性改造积极性，保证电网安全稳定运行。

各省度电补偿水平多数位于 0.02-0.04 元之间。按照各省火电利用小时数计算（略低于煤电利用小时数），中东部用电大省，如广东、江苏、山东、浙江等，其火电利用小时数超过 4000 小时，容量补偿标准为每年每千瓦 100 元，对应度电补偿 0.02-0.025 元；新能源与水电大省，如云南、四川、青海等，其容量补偿标准为每年每千瓦 165 元，对应度电补偿在 0.04 元左右，其中云南超过 0.05 元。

容量电价提升煤电盈利，兼具确定性与持续性。容量电价以装机为基准，补偿火电运营过程中的固定成本，具有高度确定性、长期持续性的特点。根据敏感性测算，电力央企与火电占比高的企业受益最明显。考虑到各省容量补偿力度不同，在当前补偿水平下，华能国际每年将增厚利润 100 亿元左右，华电国际、大唐发电将分别增厚利润 50 亿元左右。虽然电量电价可能小幅松动，煤电总体价格保持稳定，但容量电价出台改善电价结构，其相对固定的补偿标准也将增强火电企业盈利稳定性。考虑到 2024-2025 年火电年均新增装机 80GW，火电企业盈利稳定性、利润增长确定性强。

3. 辅助服务：彰显火电保供价值，规模迅速增长仍有较大提升空间

我国现行的辅助服务品种划分依据主要为 2021 年修订的《电力辅助服务管理办法》。各类电力辅助服务品种补偿机制主要包含有功平衡服务（调峰、调频、备用等）、无功平衡服务（自动电压控制、调相）以及事故应急恢复服务（稳定切机、稳定切负荷、黑启动）。基本辅助服务以及辅助服务的固定补偿主要参照各区域以及部分省内颁布的“两个细则”进行考核以及补偿。我国已初步形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系。区域辅助服务市场以区域调峰辅助服务为主，实现了调峰辅助服务资源在区域内的共享互济，有效提高了区域电网对新能源的消纳能力；省级辅助服务市场主要开展了调峰辅助服务和调频辅助服务。

辅助服务市场规模增长迅速，但距离国际水平仍有较大提升空间。根据国家能源局新闻发布会， 2023 年上半年，参与电力辅助服务的装机约 20 亿千瓦，占总装机 74%；上半年全国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费 1.9%，其中火电企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%。据此测算，2019 年上半年-2023 年上半年，辅助服务市场规模年复合增速达到 21%，占上网电费比重年均提升 0.1pct。虽然辅助服务市场规模增长迅速，占上网电费 1.9%，但距离国际水平 3%以上仍有较大提升空间，并且未来随着新能源占比提升还将不断增加。目前国家能源局正在起草《关于优化电力辅助服务分担共享机制推动用户侧资源参与系统调节的通知》，以市场化机制调动工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场；启动编制电力辅助服务市场基本规则，促进全国统一电力市场体系和能源绿色低碳转型。

借鉴国外电力市场发展经验，新能源到达临界点后辅助服务规模迅速增加。（1）英国：2019-2022 年间，新能源电量占比由 23.8%提升至 31.2%。2019 年以前，随着新能源渗透率不断提升，英国辅助服务市场规模稳步提升，但由于 2020 年以来新能源渗透率不断提升以及新型冠状病毒肺炎疫情流行引起的负荷水平降低的双重影响，英国辅助服务市场规模急剧扩张。（2）澳大利亚：2016-2022 年间，新能源电量占比由 7.7%提升至 23.5%。2016 年以前，澳大利亚国家电力市场中频率控制辅助服务通常占全年电力市场交易额的 0.5%以下。2016 年以后伴随着大规模新能源并网以及电源结构的显著变化，澳大利亚电力系统频率急剧恶化，推动辅助服务需求及市场价格迅速攀升。

随着新能源装机占比提高，辅助服务占电费比例随之提高。预计 2025 年、2030 年辅助服务占上网电费的比例达到 3%、5%，和现阶段国际水平相当。考虑全社会用电量增长趋势，测算得出 2025 年、 2030 年辅助服务总市场规模将超过 1000 亿元、2000 亿元，度电辅助服务规模达到 0.01 元、0.017 元。

（三）收入结构变革，稳定性持续提升；火电板块估值重塑可期

煤电从主力电源向支撑性和调节性电源转变。煤电固定运营成本主要包括折旧、运维、财务费用等；其收入主要来自电能量（点火价差）、容量补偿以及辅助服务。目前煤电收入主要来自电能量市场，受煤价、电价影响较大，盈利能力易大幅波动；至 2030 年，随着煤电向支撑性和调节性电源转变，利用小时数逐渐走低，预计将有 1/3 左右收入来自容量补偿和辅助服务，其对于煤价、电价敏感性低，推动煤电盈利稳定性大幅提升。长期来看，容量补偿和辅助服务占比将持续提高，推动煤电盈利稳定性继续提升。

容量补偿、辅助服务比例有望提升，增强煤电盈利稳定性。以煤电为例，其固定运营成本主要包括折旧、运维、财务费用等；其收入主要来自电能量（点火价差）、容量补偿以及辅助服务。预计 2025 年，煤电利用小时数将由目前 4600 小时下滑至 4000-4200 小时，容量补偿比例在 30-50%，辅助服务度电收入 0.01 元，据此测算，单位 GW 煤电每年利润总额可达 2.1-3 亿元左右。随着火电利用小时数不断走低，容量补偿和辅助服务比例有望进一步提升，增强煤电盈利稳定性。我们测算 2030 年单位 GW 煤电每年利润总额可达 2.55-3.8 亿元左右。

火电估值有望向水电靠拢，估值修复空间大。过去 10 年间，火电板块 PB 均值为 1.14，水电板块 PB 均值为 2.22x，火电估值相对水电低 49%。长期电改将推动业绩从强周期性转向高度稳定性，且在发展新能源方面具有消纳优势，估值有望迎来重估，带动火电板块估值向水电靠拢。

四、新能源：能源转型下主力电源，量、价成长空间大

（一）光伏陆风已实现平价上网，产业链价格继续走低

技术迭代更新推动成本下降，光伏和陆上风电已实现平价上网。2022 年，全球光伏、陆上风电、海上风电平均建设成本分别为 876 美元/千瓦、1274 美元/千瓦、3461 美元/千瓦，较 2010 年分别下降 83%、42%、34%；2022 年，全球光伏、陆上风电、海上风电平均发电成本分别为 0.049 美元/千瓦时、 0.033 美元/千瓦时、0.081 美元/千瓦时、较 2010 年分别下降 89%、69%、59%；与燃料发电成本 0.069 美元/千瓦时相比，光伏、陆上风电已具有成本优势。

风机招标价格持续下降。2022 年以来，受到补贴退坡、行业竞争加剧等影响，风机招标价格进入下行通道。根据金风科技统计数据，2023 年 9 月全国风机投标均价为 1553 元/千瓦，年初至今下跌 12%，较 2022 年年初下跌 25%。

光伏上游价格降低，组件价格到达历史最低位。得益于硅基产业链的持续产能释放，光伏组件的价格已经降至历史最低位。其中硅料价格由年初超过 20 万元/吨高点跌至目前的 6.5 万元/吨，跌幅超过 65%；光伏组件价格自年初 1.9 元/W 左右，下降到目前 1.06 元/W，跌幅超过 40%。

（二）成本下降刺激装机需求，十四五末风光装机超过 14 亿千瓦

新能源逐渐成为新增装机主力，2023 年 1-10 月新能源新增装机占比超过 70%。“双碳”目标驱动能源清洁化转型，新能源在新增装机及累计装机的比重稳中有升。2023 年 1-10 月新能源新增装机总共 180GW，同比+127%，占据同期新增装机的 72%；截至 2023 年 10 月，新能源累计装机达到 940GW，占同期累计装机的 33%。展望十四五后续年份，《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出 2025 年风电和太阳能发电量较 2020 年实现翻倍。风光大基地、海上风电、分布式光伏发展空间广阔，支撑新能源装机持续高速增长。我们预计 2025 年风电和光伏合计装机量将超过 14 亿千瓦（1400GW），较目前仍有 400-500GW 左右的增量。

政策保障下，新能源利用效率维持高位。我国出台多项政策保障可再生能源并网消纳，国家能源局印发的文件中指出，要建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网。2023 年 1-10 月，全国并网风电利用小时数为 1816 小时，同比减少 1 小时，弃风率 2.9%；太阳能发电利用小时数为 1120 小时，同比减少 52 小时，弃光率为 1.8%。在政策保障下，我国新能源发电利用效率维持高位。

2022 年以来风电招标量实现高增长，后续装机增长确定性高；预计 2024 年、2025 年累计装机分别为 495GW、560GW。从前瞻指标招标量来看，2022 年全国风电招标 98.5GW（陆风 83.8GW、海风 14.7GW），同比增加 81.7%，创历史新高；2023 年招标维持高景气度，1-9 月总招标 61.7GW（陆风 55.6GW、海风 6.1GW），同比下降 19.1%，前三季度招标量仅次于 2022 年。随着产业链持续降本，以及大基地、海风项目推进，中国可再生能源学会预计 2023-2025 年国内年均新增装机 60-70GW。据此推算，预计 2024 年、2025 年累计装机分别为 495GW、560GW。年初以来光伏产业链价格大幅下降，刺激后续光伏装机需求；预计 2024 年、2025 年累计装机分别为 712GW、872GW。随着上游扩张，硅料价格由年初超过 20 万元/吨高点跌至目前的 7-8 万元/吨区间，跌幅超过 60%；光伏组件价格自年初 1.8 元/W 左右，下降到目前 1 元/W 左右，跌幅接近 50%。产业链降本刺激下游装机需求，光伏协会 7 月将今年全国光伏新增装机上调至 120-140GW（此前为 95- 120GW）。考虑到前三季度新增装机已达 129GW，且第四季度为装机旺季，全年装机大概率将远超 140GW 上限。我们预计全年新增装机将达到 160GW，2024-2025 年维持在 160GW 左右；预计 2024 年、2025 年累计装机分别为 712GW、872GW。

（三）能源转型打开长期成长空间，环境价值带来额外电价弹性

1. 装机：2025、2030 年累计装机超过 14 亿千瓦、20 亿千瓦

“双碳”目标驱动能源转型，长期来看风光将成为主力电源。目前新能源已成为新增装机主力， 2023 年 1-10 月新能源新增装机 1.8 亿千瓦，占比超过 70%。截至 2023 年 10 月，风电、太阳能累计装机 4.04/5.36 亿千瓦，同比+15.6%/+47.0%。新能源累计装机合计 9.4 亿千瓦，占总装机 33%。产业链降本刺激装机需求，能源转型打开长期增长空间，我们预计 2025 年、2030 年风光累计装机将超过 14 亿千瓦、20 亿千瓦。根据全球能源互联网发展合作组织的预测，到 2060 年我国发电装机容量将达到 80 亿千瓦，其中清洁能源装机 76.8 亿千瓦，占比 96%；2060 年风电和太阳能装机分别达到 25 亿千瓦和 38 亿千瓦，风光装机占比接近 80%，发电量占比接近 70%。

2. 电价：碳价上涨空间大，打开绿电溢价上涨空间

绿电、绿证交易是促进可再生能源发展、推动能源消费清洁低碳转型的重要抓手。因此，无论“证电合一”的绿电交易，还是“证电分离”的绿证交易，都只是用户获得可再生能源消费凭证、新能源企业获得绿色环境价值的手段。需要通过对绿电、绿证交易的协同组织，促进两个市场绿色环境权益价格趋同，实现良性发展。

十四五以来，国家级绿电、绿证交易支持政策不断出台。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出，开展绿色电力交易试点并发现其环境价值，做好绿电交易与绿证交易、碳排放权交易的衔接；《促进绿色消费实施方案》中提出，引导用户签订绿电交易合同，加强高耗能企业使用绿电的刚性约束，并且要建立绿电交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制；国网以及南网下属电力交易中心也相继出台绿电交易规则，进一步细化了绿电交易的参与主体、参与方式、分类、价格等条款； 2023 年 2 月，发改体改【2023】75 号文明确提出将绿电交易范围从平价项目扩展到带补贴项目。

绿电交易赋予绿色电力环境价值。2021 年 9 月，国家发改委、国家能源局共同推动在北京、广州两大电力交易中心开展绿色电力交易试点工作，并在中长期电力交易框架下，设立独立的绿电品种。从广东、江苏公布的 2023 年电力市场年度交易结果来看，绿电交易价格全面高于当地煤电基准价，其中江苏省绿电交易价格高于市场平均。通过市场价格信号，体现了绿色电力除电能价值以外的环境价值。

绿电、绿证交易规模快速增长，潜在增长空间广阔。2022 年风光发电量 1.2 万亿千瓦时，绿电+绿证交易<300 亿千瓦时，同比增长超过 200%，占比仍低于 3%。由于绿色环境价值体系待完善、跨区域绿电交易规模有限、交易规则待健全、绿电绿证和碳市场衔接等原因，绿电和绿证交易规模受限。

碳排放管控支撑绿电溢价。2021 年欧洲议会通过了碳边境调剂机制（CBAM）的决议，正式启动立法进程。2023 年至 2025 年为过渡期，CBAM 将配合欧盟排放交易体系政策于 2026 年起生效，覆盖行业为水泥、钢铁、铝、化肥、电力等。CBAM 的实施方式为欧盟各成员国主管部门向各国高排放商品的进口商按需出售 CBAM 凭证，因此国内的出口企业更有意愿使用绿电去节约碳边境税带来的成本增长，绿电溢价将得到支撑。根据一般经验，如果采用绿电代替煤电，度电减排 700-800g 二氧化碳，我们测算，当碳价在 50 元/吨时，企业能够接受的绿电溢价大概在 0.035-0.04 元/度之间，随着未来碳价的进一步升高，不使用绿电的消费者承担的碳成本比例就越高，对绿电的需求和溢价的接受度也就越高。

北京、天津、上海已经出台绿电和碳市场衔接的政策，使用绿电不计入碳排放。今年以来，天津、北京、上海等地生态环境部门先后出台关于绿电交易与碳排放的相关政策，对绿电的碳排放进行了明确规定。京津沪三地均为国家批复的区域碳市场试点地区，三地的相关政策提高了本地企业采购绿电的积极性，推动了电碳的进一步协同发展，同时给其他省份出台相关政策提供了范本。

3. 盈利展望：2025、2030 年环境价值 200 亿元、1000 亿元

2025、2030 年，环境价值约为 200 亿元、1000 亿元。结合我们的预测以及国家电网全球能源互联网发展合作组织预测，2025、2030 年、2060 年我国新能源总装机将分别达到 14 亿千瓦、20 亿千瓦、 63 亿千瓦。随着绿色环境价值市场体系完善，预计远期绿电、绿证交易将实现全覆盖，且绿色环境价值将直接对标碳市场价格。根据《2022 年中国碳价调查报告》，预计到 2025 年碳价将升至 87 元/吨，在 2030 年前将达到 130 元/吨，本世纪中叶将达到 239 元/吨。据此推算，2025 环境价值将达到 171 亿元，2030 年将达到 1057 亿元。

五、核电：政策转向积极，长期成长性推动估值修复

（一）核电清洁高效优势明显，十四五以来审批速度加快

核能发电极为高效，利用小时数远高于其他电源。2023 年 1-10 月，全国发电设备利用小时 2996 小时，同比减少 88 小时。其中，水电设备利用小时 2704 小时、火电 3677 小时、风电 1816 小时、太阳能发电 1120 小时、核电 6357 小时。过去十年我国每年核电利用小时数均大于 7000 小时，远高于火电、水电、风电等发电方式。核燃料能量密度高且存储容易，一座百万千瓦级的核电站，每年只需消耗 30 吨低浓铀原料，而同级别的火电站需要 300 万吨原煤。根据欧洲核能协会公布的统计数据，1000 克标准煤、矿物油及铀分别产生约 8 千瓦时、12 千瓦时及 24 兆瓦时的电力。

核电属于清洁能源，可以有效减少碳排放。核能发电过程不产生温室气体排放，一台百万千瓦级的核电机组全年发电量接近 80 亿度，与相同等级的燃煤机组相比，等效减少二氧化碳排放 640 万吨。从不同电源品种全生命周期碳排放强度来比较，核能发电的碳排放强度低于水电和新能源，同时核能发电也不产生二氧化硫、氮氧化物等其他大气污染物，清洁低碳优势十分明显。

核电审批速度加快，有望迎来新一轮景气周期。鉴于国家对于核安全、环保的高度重视，我国政府对核电项目及业主采取核准、发放许可证、执照等方式，对投资主体进入市场进行管理。其中，国家核安全局对核电厂选址、建造、首次装料、运行以及退役等各阶段的安全工作进行审评和监督，颁发相应的许可证件或批准文件，并实施驻厂监督；生态环境部对环境影响报告书等进行审查，并对运行核电厂的辐射环境实施监督性监测。核电项目由国家发改委负责审查其项目申请报告，并报国务院核准。2011 年日本福岛核泄漏后，国内核电审批速度放缓乃至暂停；2019 年以来，随着三代核电项目落地，核电审批重启并加快，至 2022 年达到创纪录的 10 台。2021 年 3 月的《政府工作报告》中提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这是近 10 年来首次使用“积极”来对核电进行政策表述。在“碳中和”的大背景下，我国提出 2030 年非化石能源消费占比达到 25%的承诺，核电有望迎来新一轮发展的政策机遇期。

（二）核电进入积极有序发展新阶段，每年核准开工 6-10 台

我国核电运营市场集中，中广核和中核占据主导地位。截至目前，我国运行核电机组共 55 台（不含台湾地区），装机容量为 56993.34MWe，其中上半年 1 台机组投入商运，为防城港 3 号机组，装机容量为 1187.6MWe。上半年全国运行核电机组累计发电量为 2118.84 亿千瓦时，比 2022 年同期上升了 7.01%，占全国累计发电量的 5.08%。核电运营市场集中，中广核、中核、国电投、华能在运机组分别为 27 台、25 台、2 台、1 台，在运装机分别为 3056 万千瓦、2371 万千瓦、251 万千瓦、21 万千瓦；中广核与中核两者合计在运装机与在运容量占比均达到 95%左右。

核电进入积极有序发展新阶段，预计每年核准开工 6-10 台；2024 年、2025 年装机将达到 6300 万千瓦、7000 万千瓦。2021 年 3 月的《政府工作报告》中提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这是近 10 年来首次使用“积极”来对核电进行政策表述。在“碳中和”的大背景下，我国提出2030 年非化石能源消费占比达到 25%的承诺，核电有望迎来新一轮发展的政策机遇期。《“十四五”现代能源体系规划》提出，2025 年核电在运装机达到 7000 万千瓦；中国核能行业协会在《双碳目标下中国核电发展研究》中预测，2030 年、2035 年中国核电装机容量将分别达到 1.1 亿和 1.5 亿千瓦。据此推算，核电建设有望按照每年 6 至 10 台机组稳步推进。

三代技术趋于成熟，国产研发替代有利于降低核电建造成本。我国核电目前的整体技术水平处于第二代改进型向第三代核电技术过渡阶段。三代核电技术提高了发电效率和单机组容量，且更关注设备安全，建设成本较二代+有所提高，在 AP1000 基础上自主研发的三代核电技术 CAP1000 的建设成本为 14000 元/kW，华龙一号建设成本达 17390 元/kW。受益于国产化研发替代，批量化建设后有望降低建设成本。以核级阀门研发为例，核电阀门作为机组建设中使用数量较多的介质输送控制设备，目前已达到近 80%的国产化程度，而国产核级阀门价格仅为进口阀门的 11.5%。

第四代核电蓄势待发，首个示范项目已实现满功率运行。第四代核电站的主要开发目标主要有核能的可持续发展，即通过对核燃料的有效利用，实现提供持续能源，并实现核废物的最少化；提高安全性和可靠性，大幅度降低堆芯损伤的概率集成度，并具有快速恢复反应堆运行的能力，取消在厂址外采取应急措施的必要性；提高经济性以及防止核扩散等。四代核电有 6 条先进堆型，分别是钠冷快堆、超高温气冷堆、铅冷快堆、熔盐堆、超临界水冷堆和气冷快堆。我国石岛湾高温气冷堆核电站示范工程项目，已于 2021 年底实现并网发电，并于 2022 年首次实现双堆初始满功率运行；此外，中核霞浦 600MW 示范快堆工程处于在建状态。

（三）远期厂址支持 6 倍成长空间，对比水电估值优势明显

核电盈利确定性高，板块分红逐年上涨。核电与其他清洁能源相比，不需要靠天吃饭，不受来水、来风、光照等天气因素影响，是属于出力稳定的基荷电源。从运行成本来看，虽然核电需要依靠核燃料发电，但燃料成本占比仅为 25%左右，其余均为折旧、运维、计提乏燃料处置金等相对固定的成本。因此核电项目运行后盈利能力较为稳定，近年来中国核电和中国广核核电业务毛利率在 40-50%左右。从远期核电项目盈利能力看，核电资产属性与水电类似，折旧年限远低于使用寿命，折旧完成后盈利能力在保持稳健的基础上有望实现进一步提升。随着新项目投运带动发电量稳健增长，中国核电和中国广核分红逐年增长。

核电储备厂址丰富，装机成长性优于水电，远期具有 6 倍以上增长空间。目前我国常规大水电开发接近尾声，下一阶段主要开发雅鲁藏布江下游、金沙江上游、黄河上游等大水电，全国水电技术可开发装机容量为 5.42 亿千瓦，远期装机成长空间<50%；相比之下，核电受厂址制约因素较少，根据中国核工业数据，我国初步勘查选择的核电站厂址容量可以支撑未来 4 亿千瓦的装机规模，完全能够满足 2035 年核电装机 1.5 亿千瓦的目标。按照目前核电在运装机 5699 万千瓦测算，预计远期装机成长空间>600%。

中核、中广核集团依托核电优势发展新能源，打开第二成长空间。中核、中广核集团依托核电厂址土地、核工业产业等优势，大力发展新能源，推动集团绿色低碳转型。根据规划，中核集团、中广核集团 2025 年新能源装机将分别达到 30GW、40GW；2022-2025 年间，中核集团、中广核集团新能源年均新增装机将分别达到 3.6GW、2.1GW。

核电兼具成长性和确定性，估值修复空间大。核电与水电都具有“固收+”性质，盈利能力稳定，具有较强防御属性；从成长性角度，核电储备厂址丰富，远期装机增长潜力远高于水电。2016 年以来，由于核电发展政策不确定性，以及水电业绩高度稳定、分红比例持续上升的共同作用，水电板块估值反超核电。截至目前，核电板块估值（PE TTM）仅为 13.2 倍，低于水电板块 21.1 倍，估值水平有较大修复空间。

（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。）