【国盛证券】2024年电力行业投资策略：“火”电重估，“水”到渠成，“核”力全开.pdf

2024-01-01

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1.市场回顾

1.1 行情回顾

2023 年以来截至 12 月 22 日，公用事业（SW）板块年度下跌 1.94%，位列全行业第 11 名，跑赢沪深 300 指数 12.02pcts。整个电力板块 2023 前三季度实现营业收入 1.13 万亿元，同比增长 7.09%；营业成本 0.92 万亿元，同比增长 0.19%；实现归母净利 968.37 亿元，同比增长 103.48%。

火电板块来看，今年的行情演绎脉络明晰，上半年煤价下行带动成本修复，下半年容量电价重磅出台，稳定火电长期盈利模式。由于 2023 上半年来水依然偏枯，前三季度火电出力同比增长 5.8%，且 2023 年大部分地区电价顶格上浮，带动火电行业营收增长，前三季度火电板块（SW）实现营业收入 9456.41 亿元，同比增长 6.70%；营业成本 8214.6 亿元，同比下降 0.95%；实现归母净利 547.69 亿元，同比高增 730.26%。

水电板块，超额收益领先其他子版块。水电作为高股息、高 ROE 的红利资产，具备突出的防御特性，其“类债”属性在市场波动较大且缺乏主题赛道时优势尤为凸显。叠加三季度以来水电基本面环同比改善明显，板块整体行情持续贡献超额收益，明显跑赢大盘。2023 前三季度水电板块（SW）实现营业收入 0.13 万亿，同比增长 17.89%；营业成本 673.97 亿元，同比增长 21.42%；实现归母净利 405.25 亿元，同比高增 10.96%。

核电板块，成长加速，红利逐渐显现。核电行业重启审批加速，常态化核准下核电装机规模和发电量有望稳步提升，同时核电随着建设成本下降，资本开支达峰后红利资产潜力已逐渐显现。2023 前三季度核电板块（SW）实现营业收入 1159.32 亿，同比增长 4.33%；营业成本 649.53 亿元，同比增长 3.21%；实现归母净利 190.27 亿元，同比增长 13.11%。

新能源发电方面，2023 年以来风光装机持续高增，组件价格进一步下跌，但消纳问题仍是行业发展的主要矛盾，叠加电力市场化改革下新能源电价风险增加，对于此前高估值市场回调预期。2023 前三季度光伏板块（SW）实现营业收入 356.49 亿，同比增长 4.5%；营业成本 233.53 亿元，同比增长 4.43%；实现归母净利 44.26 亿元，同比下降 1.32%。2023 前三季度风电板块（SW）实现营业收入 799.14 亿，同比增长 6.41%；营业成本 457.33 亿元，同比增长 8.69%；实现归母净利 176.6 亿元，同比提升 3.39%。

1.2 全年用电量预计增速 6.5%

需求侧来看，2023 年预计全社会用电量增速 6.5%。根据国家能源局数据，2023 年 1~11 月，全社会用电量累计 83678 亿千瓦时，同比增长 6.3%，比上年同期提高 2.8pct。11 月单月，全社会用电量 7630 亿千瓦时，同比增长 11.6%。此前中电联预测， 2023 年全年全社会用电量 9.2 万亿千瓦时，同比增长 6%左右，四季度全社会用电量增速预计超过 7%。考虑到 12 月全国大范围受冬季寒潮影响，用电需求有望持续攀高，目前 1-11 月累计用电需求增速已超此前全年预计值 6%，全年实际用电增速有望达 6.5%。

从发电来看，2023 年 1-11 月火电发电增长明显，风光发电量高增，水电整体发电偏枯。1—11 月份，发电 80732 亿千瓦时，同比增长 4.8%；火电累计发电量 56178 亿千瓦时，同比增长 5.7%；水电累计发电 10636 亿千瓦时，同比下降 6.2%；太阳能发电 2714 亿千瓦时，同比增长 16.8%；风电发电 7252 亿千瓦时，同比增长 12.5%；核电发电 3952 亿千瓦时，同比增长 4.5%。

2.电力供需延续偏紧格局，消纳矛盾显现，煤电迎投建良机

2.1 用电需求刚性增长，预计 2024 年全社会用电量增速达 5.8%

我国用电需求刚性增长，“十四五”期间电力弹性系数大概率大于 1。电力需求与经济增长密切相关，但在我国经济增速放缓的情况下，我国用电结构也发生了变化，电力弹性系数依然保持较高水平。

一是为恢复经济增长，制造业、基建等部门投资大幅增长。2023 年前三季度，全国制造业用电量同比增长 6.1%。

二是旧动能（高耗能）尚未淘汰，新动能大上快上拉动用电需求，重点产业快速发展拉动用电高增。2023 年前三季度，四大高耗能行业合计用电量同比增长 4.1%，高技术及装备制造业整体同比增长 10.0%，超过制造业整体增长水平 3.9 个百分点，增速领先。其中，电气机械和器材制造业、汽车制造业、医药制造业用电量同比增速超过 10%；在新能源汽车的快速发展带动下，新能源车整车制造用电量同比增长 39.3%。

三是终端电气化水平持续提升，居民生活用电量显著增长。随着居民生活方式的不断升级，终端电气化水平持续提升，居民用电需求显著增长。而这部分对于 GDP 增速影响较小。

预计 2024 年全社会用电量增速达 5.8%。2023 年前三季度国民经济持续恢复向好，国内生产总值（GDP）同比增长 5.2%；考虑到当前的中国经济依然呈现分化型弱复苏状态，预计 2023 年全年的 GDP 将增长 5.3%，2024 年可实现 5%左右的增长。截止到 11 月，2023 年 1-11 月全社会用电量增速达 6.3%，已超过此前中电联全年增速 6%的预期，考虑到 12 月冬季寒潮将进一步催化迎峰度冬用电需求，我们预计 2023 年全年用电量增速有望达 6.5%。叠加 2023 年 GDP 增速 5.3%的预期，测算 2023 年电力消费弹性系数为 1.23。我们认为在能源转型初期面临新旧动能转换，用电需求或持续超预期，若 2024 年 GDP 目标定在 5%，预计全年用电量增速为 5.8%，对应电力消费弹性系数 1.16。

从电力供给端考虑，2023-2024 年发电量预计为 9.41/9.97 万亿千瓦时。2016- 2020 年年均发电供给/需求充裕度为 103.4%，2021-2022 年两年“缺电”形势突出，发电供给与需求量比值下滑。2023 年电力供需紧缺形势有所缓解，2024 年总体有望保持稳定或改善，因此假设 2023-2024 年发电量/用电量为 102.3%和 102.4%。2023- 2024 年发电量预计为 9.41/9.97 万亿千瓦时。考虑到“十四五”后半期风光装机明显提速，我们预计 2023/2024 年风电/光伏新增装机分别为 76GW/60GW 与 167GW/150GW；考虑到煤电新建的政策对投产节奏的约束，我们预计 2023/2024 年火电新增装机分别为 47GW/80GW；水电新增装机分别为 7GW/7GW；核电新增装机 2.9GW/4GW。

2.2 电力负荷矛盾未决，煤电迎来新一轮投产高潮

由于需求侧工业生产阶段性恢复、夏季持续高温天气带动负荷快速上涨，供给侧能耗双控、来水偏枯、煤炭价格上涨等因素制约电力供应能力，近两年电力供需总体偏紧， 2022 年有将近 30 个省市发布有序用电方案。2023 年国家高度重视电力保供工作，迎峰度夏的用电紧张形势相较前两年得到了明显的缓解。 2024 年全国电力供需紧张地区数量预计增加 7 个。根据中电联预计，迎峰度冬期间全国电力供需形势总体平衡，但局部地区电力供需形势依然偏紧，尤其是华东、西南和南方区域中的部分省级电网。若遭遇持续大范围极端寒潮、电力燃料短缺等特殊情况，电力供需偏紧的省份将有所增加。2024 年至 2025 年，全国电力供应保障压力仍然较大。极端气候显著推高电力负荷，结合当前电源、电网工程投产进度，预计 2024 年电力供需紧张地区为 14 个。

当前我国电力供需紧平衡的突出特点是紧负荷，用电高峰期易产生负荷缺口，电力平衡需求突出。电力系统运行需要实时平衡，包括电力平衡和电量平衡，可用装机需满足区域内尖峰负荷需求。电力平衡的关键要求是：顶峰容量（可用装机容量）≥最大负荷 ×（1+备用率），而可用容量=Σ电源装机×（1-受阻系数）。2022 年全国电力最高负荷约达 13 亿千瓦，顶峰容量约 15.6 亿千瓦，而当下新增装机中新能源占比最多，无法提供容量支撑，电力系统可用容量覆盖最高负荷压力逐渐增大。

能源供应脆弱，煤电重要性再次显现。受制于双碳政策和煤价影响，根据电规院数据， “十一五”期间我国新增煤电装机年均 6400 万千瓦，随后逐步回落。至“十四五”期间，2021 年和 2022 年当年新增煤电装机仅为 2803 万千瓦 2823 万千瓦。而 2021 和 2022 年的高峰缺电事件，反映目前能源供应脆弱，电源系统配置不足，煤电装机不足，无法体现其“向上出力”的容量支撑作用，煤电在能源供应体系中的重要性显现。

顶峰负荷仍需火电“压舱”，煤电掀起新一轮投建高潮。随着新能源装机比例的提升，可用容量增量远远不及装机量的增量，需要同步增加稳定出力、受阻系数低的装机容量（有调节能力的水电、火电、核电、抽蓄、储能），以提高电力系统的可用容量，火电 “压舱石”作用依然得到重视，从 2022 年下半年开始掀起新一轮的煤电新建高潮， 2023 年 11 月煤电容量电价政策重磅出台，通过按比例回收煤电机组固定成本。

2.3 新能源消纳问题突出，火电转型灵活性资源

风光比例快速提升，弃风弃光等新能源消纳问题日益突出，亟待解决。据中电联预计， 2023 年底我国并网风电和太阳能发电合计装机容量将达到 10 亿千瓦，占总装机比重超过三分之一。随着风光等新能源比例的大幅提升，风、光发电剧烈波动而导致容量短缺失负荷和弃电的双重风险更为凸显，对于灵活性资源的需求更为迫切。电力系统灵活性主要体现在：当系统电力供>求时，可以“向下调节”减少出力，从而减少发电被弃，尽快恢复供需平衡；当系统电力供<求时，可以“向上调节”增加出力，从而满足负荷需求，避免负荷削减。

火电是当前最为可靠和经济性的灵活性调节资源。火电长期作为我国发电主体，灵活性资源体量庞大。其中，气电燃料成本较高。煤电机组作为调峰机组使用时频繁启停、爬坡、降出力对机组寿命损耗较大，但煤电机组长期作为我国发电主体，在新能源渗透率快速提升背景下，可通过灵活性改造贡献灵活性资源。煤电机组灵活性改造后进行深度调峰具有显著经济性。煤电深度调峰的单位发电成本为 0.05 元/度，灵活性改造单位成本较低，且深度调峰的成本也显著低于其他电源侧灵活性资源。

火电灵活性改造政策支持不断出台，全部煤电机组应改尽改。“十三五”期间，我国规划完成火电机组改造共计 2.2 亿千瓦。而截至 2020 年底，实际完成火电机组改造合计约 8000 万千瓦，完成率仅为约三分之一。“十四五”期间，发改委出台《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出改 2 亿千瓦存量机组、灵活性制造 1.5 亿千瓦目标。2023 年 10 月 25 日，两部委出台《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，将煤电灵活性改造范围扩大至“新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改”。

3.电改加速、机制捋顺，火电重估在即

火电仍是我国电力系统中最重要的基荷电源，随着新型电力系统建设推进，新能源装机占比提升，火电将转型为调节电源，继续发挥“压舱石”作用。而单一电量电价机制难以充分体现煤电的支撑调节价值，容量电价政策应运而生，回收煤电固定成本，稳定火电长期盈利模式。同时，伴随长协煤比例提升和煤价价格中枢理性回归，火电成本趋于稳定可控，综合来看，火电周期属性弱化，回归公共事业价值，价值有望重估。

3.1 本轮电改：兼顾“双碳”与“缺电”的电力市场化

2002 年，我国正式开启电力市场化改革，重组国有电力资产。改革破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，形成了多家中央发电企业，以及众多地方、外资、民营发电企业办电的多元化竞争格局。改革极大增强了电力企业活力，提高了电力供给能力，缓解了长期困扰我国发展的电力短缺问题。 2015 年，面对市场交易机制缺失、价格关系没有理顺、煤电矛盾突出、新能源和可再生能源开发利用存在困难等问题，我国继续推进新一轮电力体制改革，加快电力市场建设，有序放开煤电上网电价和配售电业务。市场机制发挥了优化配置资源、促进可再生能源消纳和保障电力供应的作用。

当前持续进行的电改，实际上是 2015 年这一轮电改的延伸，但面临“双碳”和“缺电”多重复杂新背景，在发展的过程中有了更深刻和创新的变革，更突出“市场化” 核心。一是全面推进电力市场化，完整的电力市场包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场，在电能量市场方面，现货市场和分时电价的推行是政策值得关注的亮点，将逐渐挖掘电价的价格信号价值。二是要兼顾双碳目标下新型电力系统建设中新能源比例提升带来的矛盾，因此不同电源面临不同的转型路径，新能源将作为电量主体发展，火电将转型为灵活性调节资源，有需要在充分发挥市场竞争的基础上，保障各类电源的合理化收益，因此容量电价和绿电交易的发展尤为关键。三是成本传导机制的理顺。我国有我国个性的发展阶段和国情，在借鉴西方电力市场建设经验中，成本传导更多需要考量本国实际情况。

3.2 容量电价落地，重塑煤电长期收益

容量电价主要有纯电能量市场、容量补偿机制、容量市场这三种容量电价机制。结合国际经验来看，稀缺电价由于需要对批发市场的电价有较高的承受能力，且价格波动风险较大，不适用于我国。容量市场是最具有市场化特征的方式，但市场设计较为复杂，特别是对于容量需求确定的预测准确性要求比较高。而容量补偿机制建设难度和风险较低，容易实施，是我国目前建立煤电容量电价采用的机制。未来将通过提高容量补偿机制、通过建立容量市场，涵盖各类型电源的、以科学的方式确定容量需求、以更加市场化的方式确定容量电价将是必然趋势。

我国煤电容量电价重磅出台，有望保障火电长期盈利。11 月 10 日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确了煤电容量电价实施范围、电价水平确定、电费分摊以及电费考核机制，并自 2024 年 1 月 1 日起正式实施。根据政策，煤电机组通过容量电价回收固定成本，容量补偿成本向用户侧疏导，考虑到煤价成本下行，火电电量电价亦有下降风险，容量电价适时出台有望及时保障火电机组盈利，短期来看综合电价水平有望企稳，既满足发电侧盈利需求，同时亦不对用户侧造成过大压力和阻力。

根据国家发改委发布的煤电容量价格政策，2024-2025 年大部分地区回收火电固定成本 30%，部分地区按照 50%比例回收；到 2026 年后，全国各地回收煤电固定成本比例将不低于 50%，个别地区要求达到 70%。根据政策我们测算，2024-2025 年，按照 30% 比例补偿，换算到度电补偿约在 0.02~0.03 元/千瓦时；按照 50%比例补偿，度电补偿约在 0.035~0.055 元/千瓦时。

3.3 现货市场加速建设、辅助服务多种类探索

容量电价的正式出台无疑是 2023 年电改的最大亮点，展望 2024 年，电改的新看点是什么呢？我们认为，2024 年依然延续统一电力市场建设这一主线，加速现货市场以及辅助服务市场建设。整体电力市场包括电能量市场、容量市场和辅助服务市场，容量电价是为保障电力系统充裕度，而利用现货市场及辅助服务市场可以挖掘价格信号和体现调节型电源的价值。现货市场价格信号能够及时精准反映不同时间、不同地区的电力供需，高效充分引导源网荷储协同，优化资源配置。2017 年国家发改委发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，启动了山西、山东、甘肃等 6 个第一批现货试点，已实现不间断结算试运行；2021 年启动江苏、上海、安徽等 5 个第二批现货试点，也已开展不同时间尺度的结算试运行；省间电力现货市场实现不间断结算试运行。

辅助服务市场有望开展多品种服务探索。电力辅助服务市场的交易品种包括调峰、调频、无功调节、备用等多个品种，因目前处在市场建设初期，各地主要围绕调峰、部分地区辅以调频和备用辅助服务市场建设。未来现货市场加速建设后，辅助服务市场中的调峰服务将被现货市场更为灵活的市场价格机制取代，而各地方未来的发展重点将放在探索更多服务品种、主体参与的辅助服务。2023 年山东率先发布电力爬坡辅助服务市场运行机制，丰富了我国电力辅助服务交易品种。

4.基本面预期改善，水电源远流长

4.1 厄尔尼诺来袭，水电迎确定性改善

中等厄尔尼诺事件确定形成，次夏或迎来水丰年。我国国家气象中心已于 11 月确认形成中等强度厄尔尼诺事件。对于我国而言，在厄尔尼诺发生的冬季，我国南方降水量偏多，东北地区气温偏高，易出现南方秋冬季多雨和北方暖冬。自 20 世纪 90 年代以来，从厄尔尼诺发展年夏季到次年夏季，降水偏多区域从江南北扩至淮河一带，对我国当年冬季及次年夏季的影响强度均强于当年夏秋，当年冬季降水异常偏多最明显。在我国南方，包括长江流域和江南地区，容易出现洪涝，上世纪我国长江流域发生的 3 次特大洪涝灾害均发生在厄尔尼诺事件的衰减期，即 2024 年我国各流域来水或有明显改善。相比于去年三四季度来水偏枯，2023Q4 及 2024 年汛期来水同比有望明显提升，水电 Q3 业绩修复已兑现，后续仍将持续，建议着重关注水电板块投资机会。

4.2 现金流稳定，高分红高 ROE 高投资价值

水电企业盈利模式清晰，高分红高 ROE。水电项目前期投入大，成本主要为资产折旧和贷款利息，其中折旧费用占总营业成本的 40-50%。随着资产折旧陆续完毕，成本将相应降低，盈利规模将逐步提升。在运营期间，大多数水电企业使用的是直线折旧法，固定资产折旧相较于其他成本费用而言呈现水平状态，随着贷款逐步归还，利息呈下降趋势，在剔除电价、电量变化等因素后，企业的收入不会有多大的变化，因此，收入曲线总是一条相对平稳的曲线。目前我国水电资产进入运营中期，折旧期限即满；同时水电企业通过财务管理、优化资本结构，财务费用逐年减少。可以预见水电企业利润创造能力进一步加强。以三峡电站为例，自 2003 年 8 月首批机组投产发电以来，已运行多年，其中折旧年限为 18 年的水轮发电机组自 2021 年起陆续到期，将为公司带来一定的业绩增量贡献。此外，大坝（折旧年限 40-60 年）等固定资产折旧到期后，电站折旧费用将显著下降，公司价值创造能力将进一步提升。

水电企业现金流量充裕，且稳定增长。现金流质量高，收现比基本大于 1，资金周转良好。在此背景下，推动了水电企业高分红高 ROE。水电企业上市以来分红率呈现平稳上升趋势。其中水电龙头长江电力 2022 年经营活动产生的现金流量净额为 309.13 亿元，收现比达到 1.13，上市以来分红率维持在 60%以上，ROE 维持在 15%左右，保持高盈利水平。

4.3 电价市场化带动收入增长，水电盈利能力提高

在 2004 年以前，我国水电站的上网电价按照“还本付息电价”或“经营期电价”两种方式制定，基本为“一厂一价”，此后，水电的电价政策经历了从标杆化、到去标杆化、再到标杆化的三次调整。目前，我国水电有四种定价方式：成本加成、标杆电价、落地电价倒推以及市场化定价。其中，落地电价倒推定价的方式依然可参考市场化电价浮动；在电力供需偏紧叠加电价市场化趋势，水电电价有望上行。

云南&四川：水电市场化电价具备潜在上涨空间。据昆明电力交易中心统计数据，2022 年市场化电厂省内市场累计成交电量 1582.24 亿千瓦时，同比增长 16.66%，其中水电成交电量 1011.64 亿千瓦时，占总成交电量的 70.26%，平均成交价每千瓦时 0.208 元，价格较 2021 年提高了 11.73%。2023 年云南电力市场化交易规模将继续保持增长，预计 2023 年市场化交易电量（含电网代理购电）将超过 1700 亿千瓦时。随着四川电力市场化交易规模扩大，水电市场化电价经历短暂了下降后，2021-2022 年再次迎来电价上涨。2022 年发电侧直接参与年度交易成交电量 1258.62 亿千瓦时，交易均价 0.22698/千瓦时，其中水电企业直接参与年度交易的交易电量 1219.02 亿千瓦时，交易均价 0.22378 元/千瓦时，较上年同比增长了 2.02%。电价上涨直接增厚水电企业利润空间，提高水电盈利能力。

送苏电价机制完善，电价上浮带来盈利增长预期：江苏省发改委对雅砻江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，2023 年 1 月 1 日开始执行。通知明确雅碧江锦官电源组送苏上网电价为 0.3195 元/千瓦时，其中 2022 年雅砻江水电平均上网电价为 0.279 元/千瓦时，跨省送电定价上浮 14.52%。按照“基准落地电价+浮动电价”的定价模式，白鹤滩电站送苏落地电价 0.4388 元/千瓦时较基准落地电价 0.391 元/千瓦时上浮了 12.23%。电价提升有望带动企业盈利增长。

5.核电：具备成长性的高股息资产

从政策端来看，2021 年以来国内核电行业利好消息不断：2021 年《政府工作报告》中指出在确保安全的前提下积极有序发展核电，核电建设经过长时间放缓后，再次明确将“积极”推动核电发展；“十四五”规划中明确提出积极有序的发展沿海三代核电建设。2022 年习近平总书记提出“双碳”目标，核电发展迎来新的政策机遇期：2022 年发布的《“十四五”现代能源体系规划》中再次提到积极安全有序发展核电。

2019 年核电审核重启，核电审核进入加速新常态。2022 年我国再次迎来核电审批的高峰，我国已核准 5 个核电项目，共计 10 台核电机组，分别是浙江三门、山东海阳、广东陆丰、漳州二期、广东廉江一期。据《中国核能发展报告 2022》预计，“十四五” 期间，我国将保持每年 6~8 台核电机组的核准开工节奏核电装机规模将进一步加快扩大。核电投产速度加快，按下成长加速键。截至 2023 年 10 月，我国核电装机容量超过 5600 万千瓦，占全国发电装机的比重 2.02%；发电量达到 3587 亿千瓦时，占全国发电量比重突破 5%。根据中国核能行业协会发布《中国核能发展报告（2023）》蓝皮书，预计 2030 年前，我国在运核电装机规模有望成为世界第一；预计到 2035 年，我国核能发电量在总发电量的占比将达到 10%左右，相比 2022 年翻倍。可以预见未来我国核电审批速度不断加快，核电装机容量持续提高；发电量大幅增加，对全国发电量贡献率进一步提升。

市场化交易提高核电电价弹性，有望扩宽盈利空间：2022 年“推进燃气发电、核电上网电价形成机制改革”写入国家发改委的国民经济和社会发展计划草案报告。2021 年国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出将市场交易电价的浮动范围扩大至 20%，联动影响了核电上网电价的定价机制，2021 年下半年较核定电价上浮 10%-20%。2022 年初，国家发展改革委出台了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出有序放开发用电计划，分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场，分批次推动经营性用户全面参与市场，推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。目前核电市场化比例显著提升，其中中国核电市场化交易比例由 2018 年的 27.06%上升至 2022 年的 43.64%，中国广核市场化交易比例从 2018 年 32.88%上升至 2022 年 55.30%，核电市场化交易将为核电企业开辟新的盈利通道。

2022 年，随着上网电价提高，国内核电双寡头中国广核和中国核电的营收和归母净利润明显提高。其中中国广核实现营收 828.22 亿元，归母净利 99.65 亿元，分别同比增长 2.66%和 2.39%；中国核电实现营收 712.56 亿元，归母净利 90.10 亿元，分别同比增长 14.30%和 12.09%，其中核电收入同比增长 10.79%。延续上网电价的提高， 2023 年 Q3，中国广核和中国核电的营收分别同比增长 2.44%和 6.43%，归母净利分别增长 10.35%和 16.14%，核电企业盈利能力持续提升。

核电建设成本下行空间广阔，未来企业资本开支压力有望降低。以中国核电为例， 2022 年核电发电度电成本为 0.189 元/度，较 2018 年下降了 2.48%。近年来，中国核电核电度电成本维持在 0.2 元/度左右。随着我国核电三代技术的进步，我国核电建设成本下降明显。与同为三代机型的 AP1000 和 EPR 相比，华龙一号规避了美法两国三代机型开发建设成本高、周期长、风险高、反复延误、大幅超支等问题，单位千瓦造价要低 10%-18%，成为三代核电机型中安全性高、经济性高、接受度高的机型之一。目前， “华龙一号”在我国已经开始批量化建设。未来随着主设备制造国产化率逐步提高、新技术规模化应用、优化设计、缩短建造工期等，核电造价有望呈下行趋势。

核电公司资本开支达峰后有望提升分红比例，成为高股息红利资产。2018-2022 年，中国核电和中国广核每股股利均呈增长趋势。其中，中国核电的每股股利由 2018 年的 0.12 元/股增至 2022 年的 0.17 元/股；中国广核则稳定在 0.08 元/股左右。2019-2022 年，中国广核的股利支付率不断攀升，分别为 40.55%、42.25%、43.44%和 44.09%。未来，随着核电企业资本开支压力的进一步降低，其分红比例亦有望提升，核电也将成为高股息资产。

6.碳市场建设提速，绿电环境价值有望兑现

6.1 绿电交易兑现新能源环境溢价，CCER 打开更多想象空间

绿色电力交易量价齐升，兑现绿电环境价值。2021 年 9 月，国家发展改革委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，我国绿电交易正式启动。截止 2022 年底，我国绿电交易已完成 227.8 亿千瓦时。2023 年 4 月，《南方区域绿电绿证市场建设工作方案》制定了 15 项措施，健全绿电消费激励机制，扩大绿色电力供给，积极推动平价风电、光伏项目全部参与绿电交易，稳步推进享受中央政府补贴的风电、光伏项目直接进入市场参与绿电交易，促进市场规模持续增长。从电价来看，绿电交易成交电价普遍高于当地中长期市场均价，溢价幅度为 20.53-105.52 元/兆瓦时。宁夏、福建、重庆、天津、上海、浙江、江西七省成交价格均高于当地燃煤基准价上浮 20%后的水平。随着电力交易市场对绿色能源发展的激励逐步提高，绿色电力交易全面反映绿电的电能价值和环境价值，促进可再生能源外部性（环境属性等）在能源行业的内部化，有效提升绿电收益水平。

绿证消费增长迅速，绿电环保价值认可度逐步提高。2017 年 2 月，国家发改委、财政部、能源局三部委联合发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知（发改能源》，标志着我国可再生能源绿色电力证书制度正式施行。2022 年 8 月，发展改革委、统计局、能源局联合印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确将绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。发电企业可以通过出售绿证获得独立于可再生能源电能量价值的额外绿色环境收益，有利于调动市场主体投资建设可再生能源的积极性。2022 年，全年核发绿证 2060 万个，对应电量 206 亿千瓦时，较 2021 年增长 135%；交易数量达到 969 万个，对应电量 96.9 亿千瓦时，较 2021 年增长 15.8 倍。截至 2022 年底，全国累计核发绿证约 5954 万个，累计交易数量 1031 万个。

2023 年 10 月 CCER 如期重启，首批方法学纳入海风、光热，未来仍有更多想象空间。 2017 年审批暂停前 CCER 审定项目共 2871 个，备案项目 861 个，减排量备案项目 254 个，减排量备案约 5000 多万吨，其中光伏和风电占比最高，审定项目数 1780 个，占比超 60%。全国碳市场第一个履约周期（2019-2020 年度）以发电行业为首个重点行业，通过抵销机制，全国碳市场第一个履约周期为风电、光伏、林业碳汇等 189 个自愿减排项目的项目业主或相关市场主体带来收益约 9.8 亿元。目前全国碳市场第二个履约周期履约日即将到期。2023 年 10 月 19 日，生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，并于 10 月 24 日发布了包括造林碳汇（含竹林）、红树林修复、并网海上风电、并网光热发电在内 4 个新的方法学，CCER 正式重启。随着 CCER 重启，风电、光热参与 CCER 收益将明显提升，且项目规模越大其碳减排收益增幅约明显。

2023 年 6 月 7 日，上海市生态环境局发布《上海市生态环境局关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》，调整外购绿电排放因子：外购绿电排放因子调整为 0 tCO2/104kWh，其他外购电力排放因子仍统一为 4.2 tCO2/104kWh，以促进碳排放权交易与电力交易之间的衔接与协调。这意味着上海外购绿电碳排放核算量为 0，提高绿电采购积极性。目前 CCER 需求远大于市场存量，2023 年碳市场有望扩容，碳交易市场向更多行业开放已成趋势，CCER 价格有望持续上行，为绿电企业带来更多的环境价值收益。同时碳市场在某种程度上起到了倒逼电厂进行低碳化转型的作用，价值引导绿电扩张发展。

6.2 上游产业链价格下行，绿电降本提效空间提升

硅料价格、组件价格持续下跌，进一步压降光伏项目成本，提升项目收益率：2022 年年初至 11 月，硅料价格逐步走高导致上游成本高企，拖累光伏项目投产建设。从 2023 年 2 月至今，硅料价格持续下跌，截至 11 月 22 日硅料价格下跌至 67 元/KG，接近今年最低水平 64 元/kg，较年初价格跌幅高达 65%；主流品种硅片价格跌至 2.8 元/PC，较年初价格跌幅达 37%；单晶 perc 组件价格为 1.03 元/W，较年初跌幅达 44%，长期来看随新增硅料产能投放以及硅料价格下行趋势，产业链价格上行空间有限。

光伏组件价格下降加速利润流向运营商。从中环、隆基硅片的最新报价可以发现，硅片报价有不同程度的下降，其中中环两次报价降幅在 16%-24%。InfoLink Consulting 指出，上游环节供过于求的形势持续发酵，硅料供应量保持增加而且现货库存水平仍在堆高。当前硅片厂家皆以去库存化为首要目标，但减产力度不大，硅片价格有望持续下降。从本周光伏项目开标和中标价格来看，价格都出现较大程度的下降。随着运营商大规模采购光伏组件，叠加光伏组件价格下降，有利于运营商改善项目收益率，利润向运营商回流，推动装机规模扩张。风电方面，长叶片、高塔筒、大功率风机的使用进一步推动风电产业链降本。继抢装潮过后，风力装备制造行业竞争加剧，带动下游风力发电装备价格下降。同时 2022 年 4 月开始，我国钢材综合价格指数下降，风机价格在此影响下呈下降趋势。据金风科技数据统计，2021 年 6 月 30 日，3S 平台机型全市场各整机商的投标均价为 2616 元/千瓦；4S 平台机型全市场各整机商投标均价为 2473 元/千瓦。但到了 2023 年 3 月，全市场风电整机商风电机组投标均价已跌至 1607 元/千瓦。风机大型化将持续推动风电成本下降，风电经济性日益凸显，装机投资吸引力增加。叠加平价时代的到来，风电装机将保持较快增速。

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