1. 政策陆续出台，电改步入深水区
万得电力指数 2023 年上涨 1.74%，在市场波动加大、供需格局转弱的背景下， 电力凭借低估值、高股息的特征，相对沪深 300 取得了较大相对收益。展望 2024 年， 我们认为电改作为指挥棒，将发挥更加重要的作用，引领行业迎来新一轮价值发掘。 电力市场化进程按下加速键。2023 年 7 月 11 日，中央全面深化改革委员会第二 次会议召开，审议并通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意 见》，电改进入加速阶段。国内电力系统以省为实体，省级电力市场建设需要支撑电 价从计划体制向市场体制平稳过渡，电力中长期交易提供相对确定性的电量和价格， 电力现货市场发现电能量实时价值，并且作为中长期交易价格参考。后续将完善辅 助服务和容量电价机制，维持高比例新能源并网后电网的安全运行和系统充裕度。
我们认为电改政策核心一方面为推进各主体市场化，从计划电价逐步转变成各 主体同台竞价方式，合理配置电源成本，另一方面将过去单一制电价依据各类发电 侧电源主体发挥价值不同，拆解成不同收益方式，以后关注点应由电价转变为不同 电源的综合收益。 电能量市场：中长期交易电价由发用双方供需决定，以年度、月度、多日交易等 市场化交易形式形成，现货市场则在日前和日内市场形成供需关系决定的分时电价 体现时间维度稀缺电价价值。 辅助服务市场：目前以省级为单位，各省电源资源不同，补偿价格和种类不同， 秉承“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，不同机组获得损益不同。 容量市场：为电网提供冗余度机组获取容量收益，且向下游用户传导。 绿电市场：新能源电量获取环境溢价或者绿证。
1.1 中长期市场：重点地区电价具备韧性
各省 2024 年电力市场化交易方案、部分省份 2024 年电价交易结果已出，一方 面重视电力系统稳定性，如容量政策，另一方面注重成本疏导，如浙江、广东强调煤 电联动机制。电价方面，江苏电价+21%，我们认为长三角地区电力需求较高，有望保 持韧性，南方地区来水偏丰，压力缓解，中长期电价或有压制，关注月度交易和现货 市场价格。 浙江出台煤电联动政策，重视成本疏导。2023 年 12 月 13 日，浙江省发改委、 能监办、能源局联合印发《2024 年浙江省电力市场化交易方案》。该方案与 2022 年 版本相比基准价及上下浮动范围并未变化，同时提出煤电联动机制，机制分为年度联 动机制和月度联动机制，年度机制要求年度中长期交易电价要合理考虑煤炭价格， 而月度机制中强调当月度煤价超年度基准煤价 30 元/吨时启动联动机制，为煤电成 本疏导提供路径。
广东煤电基准价未变，着眼于建立容量电价机制、规范可再生能源参与市场范 围。2023 年 11 月 21 日广东省能源局等发布《广东省 2024 年电力市场交易有关事项 的通知》，其中煤电交易基准价和上下限并未发生改变。较 2022 年版本相比进一步 要求规模以上可再生能源参与现货交易，此举能够增加可再生能源在市场的消纳量。 同月 23 日广东电力交易中心印发的《广东省可再生能源交易规则（试行）》也定义了 可再生能源的交易范围、交易方式、交易成员、市场运行机制等。此外，方案也对交 易规模进行了扩大，提及建立广东容量市场补偿机制。
江苏电力市场化方案同样强调容量电价。《2024 年江苏电力市场年度交易公告》提出容量电价按照国家和省有关规定执行。同时规范了可再生能源发电机组交易主 体，维持气电联动的相关政策，绿电交易价格包括电能量价格和绿色电力环境价值。 同时规定核电机组、燃气机组和绿电交易价格不设限制。
电价方面：长三角地区电价韧性高，广东地区需关注月度和现货价格
在容量电价补偿发布后，各省交易电价为电量电价，容量补偿有按月结算，电厂 实际收益为电量电价+容量电价。 江苏 2024 年综合电价有望上浮 21%以上，突破框架限制，长三角地区高需求促 电价韧性高。依据《2024 年江苏电力市场年度交易结果公示》，2024 年度交易总成交 电量 3606.24 亿千瓦时，电量电价为 452.94 元/MWh。电量电价方面较江苏煤电基准 价上浮比例为 15.82%，假设容量电价为 0.022 元/kWh 时，江苏综合电价有望达到 474.94 元/kWh，上浮 21.47%，同比增长 0.0083 元/kWh，江苏煤电企业有望增收。
广东 2024 年综合电价上浮 5.32%，略低于预期。12 月 22 日，广东电力交易中 心发布《广东电力市场 2024 年度交易及年度绿电交易结果的通报》，2024 年度交易 总成交电量 2582.01 亿千瓦时，成交均价为 465.62 元/MWh，电量电价方面相对广东 基准价上浮 0.57%，假设广东煤电机组容量电价为 0.022 元/kWh 左右时，综合电价 约 487.62 元/MWh，上浮比例约为 5.32%，略低于预期。
长三角地区电价韧性高，广东地区需关注月度、现货电价。依据江苏、广东电力 交易中心数据显示，江苏省 2023 年月度交易电价在 0.45-0.46 元/kWh 左右，2024 年 1 月份月度交易电量电价约 0.44 元/kWh，加容量电价后煤电电价有望达到 0.462 元 /kWh。广东 2024 年 1 月月度交易电价均价约 0.485 元/kWh，加容量电价后煤电电价 有望达到 0.505 元/kWh，超 2024 年年度交易结果 0.02 元/kWh，火电盈利空间提升。 以年度、月度电价交易结果来看，江苏年度交易电价较高，提前保障 2024 年机 组稳定收入，广东现货市场已转入正式运行，广东火电机组电量组合更加多样化，年 度+月度+现货，虽然年度交易电价结果略低于预期，但有望通过月度、现货市场获取 较高电价收益。
1.2 现货市场：建设加速，电力时间维度价值凸显
现货市场加速建设。2023 年 11 月 12 日，国家发改委发布《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。2023 年 12 月 22 日，山西省能源局、山西能监办发布《关于山西电力现货市场由试运行转正式运行的 通知》代表着山西省电力现货市场即日起转入正式运行。山西省成为中国电力现货市 场第一个正式运行的省份。 电力现货市场反映了短期电力的供求关系，体现电价时间维度价值，代表着电 价的稀缺溢价，现货市场的完善将给储能、煤电机组灵活性改造等带来诸多机遇。
1.3 容量电价：煤电两部制确立
容量电价：煤电电价建立两部制。2023 年 11 月 10 日，国家发改委、国家能源 局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501 号），2024 年 1 月 1 日起执行。从政策思路来看，当前阶段煤电需要由常规主力电源向基础保障性 和系统调节性电源并重转型，因此将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电 量电价通过市场化方式形成，反应电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水 平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑 调节价值。
1.4 辅助服务：有望向用户侧传导兑现价值
我国电力辅助服务实现 6 大区域、33 个省区电网的全覆盖，统一辅助服务规则 体系基本形成。依据国家能源局 2023 年一季度新闻发布会，2022 年，通过辅助服务 市场化机制，全国共挖掘系统调节能力 90000 万千瓦以上，煤电企业因辅助服务获得 补偿收益约 320 亿元，促进煤电企业灵活性改造的积极性，推动煤电由基础保障性 和系统调节性电源转型。
依据国家能源局 2023 年三季度新闻发布会数据，截至 6 月底，全国发电装机容 量约 27.1 亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约 20 亿千瓦。2023 年上半年，全 国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费 1.9%。在电力现货市场，市场机组根 据报价中标，调峰费用应该并入电能量市场费用，当前我国现货市场处于过渡阶段， 调峰市场为过渡阶段特定市场，如果去掉调峰补偿费，目前辅助服务费用占比不到总 电量电费的 1%，显著低于其他国家。以 2015 年数据为例，美国 PJM 市场辅助服务费 用占比 2.5%，英国市场占比电量电费 8%，而目前美国现货辅助服务清算额大约占电 能量 3-5%。
2. 供需：电力供需形式仍然偏紧
2.1 经济回暖促 2023 年用电量增速提升
2023 年全社会用电量同比增长 6.7%，经济发展驱动用电量增速提升。依据中电 联披露，2023 年全社会用电量 9.22 万亿千瓦时，同比增长 6.7%，用电量是经济运行 晴雨表，经济回暖带动用电量增速重回 5%以上增长区间。 分产业来看第一产业/第二产业/第三产业/城乡居民生活用电量分别为 1278/60745/16694/13524 亿千瓦时，用电量增速分别为 11.5%/6.5%/12.2%/0.9%，受 益工商业回暖，第二产业、第三产业贡献主要增量。
依据 ifind 数据，2023 年规模以上工业发电量为 8.9 万亿 kWh，其中火电/风电 /太阳能/水电/核电分别发电量为 6.2/0.81/0.29/1.14/0.43 万亿 kWh，发电量占比 分别为 69.9%/9.1%/3.3%/12.8%/4.9%。
截至 2023 年 11 月底，全国累计新增装机 283GW。依据国家能源局数据，从新增 装 机容 量来看 ，火 电 /光 伏/ 风电 /核 电/ 水电的 累计 新增装 机容 量分 别为 46.6/163.9/41.4/1.2/9.4 GW，其中火电/风电/光伏同比新增 13.22/18.87/98.17GW。
截至 2023 年 11 月，风电、火电、核电发电平均利用小时数较 2022 年均有所增 长 。 分 类 型 看 ， 风 电 / 火 伏 / 水 电 / 太阳能 / 核 电 平 均 利 用 小 时 数 分 别 为 2029/4040/2927/1218/7001 小时，火电发电平均利用小时数基本等于 2022 年同期水 平，而水电的平均利用小时数远低于 2022 年同期水平，主要系 2023 上半年枯水期， 干旱情况严重，各流域来水情况较差影响发电量。
2.2 制造业用电量增势明显，2023 电网负荷压力加大
我国制造业当月用电量增加显著。依据 wind 数据，2023 年 11 月，我国制造业 用电量同比增速为 11.13%，将制造业分为高技术装备制造板块（主要包括汽车、计 算机等电器产品、医药、电气机械、仪表等）、高耗能产业板块（主要包括黑色金属 冶炼、有色金属冶炼、电力、热力供应等），其中高技术装备制造板块用电增速为 14.14%，高耗能产业板块增速为 8.83%。
电网用电负荷持续高增，南方电网最高负荷增长 18%，华东电网最高负荷增长 23%。我们统计南方电网、华东电网 2020-2023 年数据，电网用电负荷增速最高值出 现在 5 月，其中南方电网、华东电网最高负荷分别为 2.22 万亿千瓦时、2.91 万亿千 瓦时，同 2021-2022 年均值相比，分别增长 18%、23%。
3. 火电：关注电改后火电综合收益提升
3.1 容量电价给予火电稳定收益
全国容量电费情况；我们以 2021 年各省煤电装机容量、以 2024~2025 年标准计 算，加权后计算可得全国容量电费大约 1208 亿元；假设 2026 年容量电价回收比例 提高，全国容量电费大约 1900 亿元。
煤电容量电价有望逐年提升。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，煤电机组固定成本实行全国统一标准，为 330 元/kW，通过容量电价 回收的固定成本比例逐年提升，2024~2025 年多数地方为 30%左右（100 元/kW·年）， 河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西为 50%左右（165 元/kW·年）。
2026 年起，云南、四川等地比例提升至 70%，其他地方提升至不低于 50%，容量 部分收益有望逐年增厚。
各省度电度电增加成本：同样，我们以 2021 年各省工商业用电量为基准（假设 第二产业用电量+第三产业用电约为工商业用电量），以各省容量电费总额进行分摊， 2024~2025 年度全国工商业用户平均度电增加成本约为 0.0141 元/kWh。我们对各省情况进行排序，前五省份依次为河南、宁夏、山西、内蒙古、吉林，工商业用户度电 成本分别增加 0.028/0.025/0.025/0.023/0.020 元/kWh。
各省煤电度电收入：我们以 2021 年各省煤电容量电费作为总额，以各省当年煤 电发电量折算，2024-2025 年度全国平均值来看，煤电容量电价度电收入约 0.0284 元/kWh。以各省容量度电收入排序，前五省份依次为云南、北京、四川、河南、青海， 度电收入分别为 0.061/0.051/0.050/0.049/0.044 元/kWh。
3.2 煤价方面：港口、电厂煤炭库存新高
我们统计 Wind 数据，截至 2023 年 12 月 8 日数据，山东滕州 Q5500（坑口价格）、 印尼煤 Q5500、澳洲煤 Q5500 价格分别为 860/1022/1000 元/吨，同比分别降低 28.9%/17.7%/19.8%。我们认为随着年底电厂与煤厂电煤长协保供协议签订，电厂煤 长协煤（低价）占比有望提升，综合电厂入炉煤价格有望降低。
电厂库存、港口库存均处于高位，煤价价格或将稳定。我们统计北方四港（秦皇岛 港、曹妃甸港、京唐港老港、国投京唐港）数据，截至 2023 年 12 月，煤炭库存都为 近年高位，截至 2023 年 12 月 8 日，北方四港港口煤炭库存 1614 万吨，与 2022 年 同期相比+23.1%。以 Wind 重点电厂煤炭库存来看，截至 2023 年 12 月，重点电厂煤 炭库存 12.2 亿吨，同比+17.1%。
4. 水电：来水较好，防御属性凸出
4.1 厄尔尼诺助 23H2-24H1 来水向好
23H2 来水改善，水库蓄水量较高贡献 24H1 业绩。23H1 受来水量偏枯影响，三 峡流域水位、水库蓄水量为往年低位，影响水电 23H1 业绩。2023 年 5 月、6 月份汛 期来水改善，受厄尔尼诺现象影响，南方区域降水偏丰，截至 2023 年 12 月 24 日三 峡水库站水位 167.65 米，同比提升 9.43 米，同比 5.96%，三峡水库站蓄水量为 323 亿立方米，同比提升 74 亿立方米，同比增长 29.72%。整体来看 2023H2 随着来水量 提升叠加 2022 年低基数原因，23H2 水电公司业绩表现提升。
厄尔尼诺事件将持续到 2024 年春季，2024 年水电业绩有望高增。依据中国气象 局报道，本次厄尔尼诺事件强度为中等，且此次厄尔尼诺事件将持续到 2024 年春季。 截至 2023 年 11 月份，水电利用小时数为 2927 小时，主要系上半年来水偏低拖累。 发电量角度来看，随着来水改善及 22 年低基数影响，8 月/9 月/10 月发电量当月同 比分别+18.5%/39.2%/21.8%，同比高增。 以往年份来看，厄尔尼诺事件的年份水电利用小时数在 3600 小时以上，我们认 为厄尔尼诺现象伴随大规模降水，2024H1 来水有望保障。同时高水库水位和蓄水量 保障 2024H1 水电发电量，同时受 23H1 来水低基数影响，24H1 水电业绩有望提振。
4.2 高分红凸显防御属性
水电公司现金流充沛保障高分红能力。我们以长江电力、华能水电、国投电力、 川投能源四家典型上市公司数据统计，2018-2022 年经营性现金流净额约为归母净利 润的 1.95 倍，2023Q1-Q3 经营性现金流净额为 672 亿元，归母净利润为 381 亿元， 约为 1.75 倍，为公司派发现金红利形成较强支撑。 典型水电公司维持 50%以上分红率。水电板块高现金流支撑高分红能力，典型四 家水电公司分红比例稳定，基本维持在 50%以上，长江电力 2022 年分红率达 94.3%， 相较 2021 年提升 23.7pct，远超公司章程中承诺不低于 70%分红比例。
高股息率资产，防守属性稳定。水电板块分红稳定，类债资产，防守属性凸出， 以股息率角度来看，2022 年长江电力/川投能源/华能水电/国投电力，股息率分别为 3.63%/2.68%/1.97%/2.05%，以 2023 年 12 月 26 日 Wind 统计数据为计，十年期国债 收益率为 2.58%，水电优质资产股息率与国债收益率接近，水电盈利稳定，成本仅为 机组折旧和员工开支，未来水电公司有望持续保持高现金流、高分红状态，类债资产凸显防守属性。
5. 新能源运营商：成本降低，关注绿电消费
5.1 特高压提速助消纳，成本下行增强盈利
消纳问题促特高压建设提速。我们依据按第二批风光大基地规划，十四五期间将 新增电力外送需求 150GW，十五五期间将新增 165GW，而现存外送通道送电能力总计 94GW，其中仅剩约 40GW 尚未利用，因此十四五、十五五的外送通道缺口达 275GW。 假设单条特高压直流对应 10GW 风光大基地外送规模，预计仍需建成 28 条特高压线 路。2023 年为特高压核准大年，2024 年有望保持高核准量。2023 核准 4 条特高压直 流项目，2024 年 1 月 2 号川渝阿坝—成都东交流项目核准，“十四五”期间国家电网 公司规划建设特高压工程“24 交 14 直”解决消纳问题。
风电利用小时数提升，光伏利用小时数下降。2023 年风资源情况较好， 2023M1-M11 累计值类看，风电利用小时数平均值为 2029 小时，同比增长 21%； 2023M1-M11 光伏利用小时数为 1218 小时，同比降低 42%，主要系 2022 年为光资 源大年，2022 年全国平均的年水平面总辐射量比近 30 年平均值高出约 3%。
原材料价格下行，硅料较高点价格下降 78.5%，组件较高点下降 56.7%。截至 2023 年 11 月底，多晶硅价格为 65 元/kg，同比降低 78.5%，原材料成本明显下降。组件 端来看，我们以 PERC-210 价格来看，2023 年 11 月底为 0.58 元/W，同比降低 56.7%， 原材料价格下行，运营商采购价格下降，整体项目经济性提升。
风机中标价格同样处于历史低位。近年来，在风机大型化趋势下，以及风机环节 较为激烈的竞争环节下，国内风机中标价持续走低，2023 年 12 月，陆上风机（含塔 筒）中标价为 1899 元/kW，月环比-5.3%，同比-15%；2023 年 9 月，海上风机（含塔 筒）中标价为 3613 元/kW，月环比+0.17%，同比+0.64%。展望未来，在风机大型化趋 势下，国内风机价格或继续下探，进一步降低风电建设成本。
5.2 绿电消费获政策支持，环境溢价逐步兑现
绿电消费重视度加强：从 2021 年 8 月，发改委发布《绿色电力交易试点工作方 案》为始，到 2022 年 8 月，发改委发布《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》，目前已经确立“绿证”作为可再生能源电力 消费量认定的基本凭证，绿色消费机制体系已绿电交易、绿证交易、碳市场为主。但 是目前还存在平价上网后绿电价格低、绿电供给、消费不足、电-碳市场融合接轨问 题。
全国绿电消费水平有望提升。2023 年 5 月，发改委发布《电力需求侧管理办法 （征求意见稿）》中提出“推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升 绿电消费比例，加强高耗能、高排放企业使用绿电的刚性约束，各地可根据实际情况 制定高耗能、高排放企业电力消费中绿电最低占比”。
2023 年 6 月，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》中提出“完善 绿电消费激励约束机制，扩大绿电、绿证交易规模”。2023 年鼓励绿电消费政策频发， 还未制定强制消费比例，但是用词更明确如“刚性约束”“最低占比”“激励约束机制” 等，在各省陆续出台鼓励政策后，国家级指导意见或高耗能绿电配额制度有望出台， 绿电运营商将体现环境收益。我们认为在政策推动下，绿电消费比例将持续提升。 绿电交易品种占比有望提升，环境溢价有望从电价兑现。我们以中电联统计数 据计算，2023 年 1-12 月全国各电力交易中心累计完成绿电直接交易 441.6 亿千瓦 时，用户以证电合一方式购买光伏、风电电量即绿电交易，绿电价格包括电能量价格 +环境溢价，目前主要用户为央企、国企、高耗能企业等,绿电交易有望持续扩容，运 营商将受益环境溢价。
6. 核电：高成长性，分红稳定
6.1 2023 年年内核准 10 台机组，成长性凸显
核电板块具备稳定成长性。核电是唯一同时具备基荷电源和清洁能源属性的发 电方式。满足基荷电源可靠、经济、充足和清洁四大要求，是能够替代化石能源基荷 电源的最佳选择。核电建设周期一般在 5 年左右，核电装机容量与国内审批核准相 关，截至 2023 年 11 月，依据国内电力工业统计数据，核电装机容量 5676 万千瓦， 新增装机容量 119 万千瓦，稳定装机保障核电板块成长性。
保供能力提升核电刚需属性，高利用小时数保障基荷能力。核电机组出力比较 稳定，当电力供需紧张时，核电机组需要提高出力水平，截至到 2023M11，全国核电 平均利用小时数为 7001 小时，同比增加 101 个小时。从电量角度来看，2023M1-10M 核电发电量累计值为 3587 亿千瓦时，同比增长 5.3%。
短期：2023 年核准 10 台机组，核电迎建设潮保障资产持续增长。2022 年国常 会核准 10 台机组，核电的基荷电源特性得到重视，2023 年 7 月国常会上，核准山东 石岛湾核电厂扩建一期工程项目 1、2 号机组（华能集团），福建宁德核电项目 5、6 号机组（中国广核）及辽宁徐大堡核电项目 1、2 号机组（中国核电），总计 6 台机 组，核电审批核准延续性增强，核电企业成长性持续释放。
远期：未来核电建设将更加注重与电网布局和区域经济发展相适应，更好支撑 适合我国国情的新型电力系统建设。我国将充分利用现有沿海核电厂址资源积极安 全有序推进项目开发，并通过厂址扩建、复用煤电退役厂址等方式增加厂址资源储备， 华中地区电力需求将持续增长，而本地基荷电源比重偏低，电力供需矛盾将进一步加 大，预期在条件成熟时，前期工作开展充分的核电厂址将开工建设。西部清洁能源输 出省份亦将开展在新能源大基地周边布局核电的可行性论证，为支撑风光等新能源上网做好准备。未来我国核能从沿海到内陆，从东部到中西部的空间布局将更加均 衡。
6.2 分红率稳定提振防御，四代核电发展迅速
稀缺防御板块资产，分红率稳定。核电营业模式主要系上网电价贡献收入，成本 主要为机组折旧费用，依据 Wind 数据，中国核电、中国广核分红比例在 30%以上， 2022 年中国核电/中国广核分红比例分别为 35.63%/44.09%，分红率接近华能水电。 从股息率来看，2022 年中国广核、中国核电股息率分别为 2.8%/2.3%，高于华能水 电，随着核准机组陆续投产，核电公司分红率有望提升，防御属性稀缺。
全球首座第四代石岛湾项目正式商运投产，我国核电高温气冷堆跨入商用阶段。 04 年 12 月，中国华能集团公司、中国核工业建设集团公司、清华大学《关于共同合 作建设高温气冷堆核电示范工程投资协议》在北京签订。06 年 2 月，石岛湾 200MW 级高温气冷堆核电站示范工程被列入国家重大科技专项，并于 2012 年 12 月正式动 工。21 年 12 月，1 号反应堆首次并网成功。23 年 12 月 6 日，石岛湾 200MW 级高温 气冷堆核电站示范工程顺利完成 168 小时持续运行考核，正式商运投产，标志着我 国成为世界首个实现模块式高温气冷堆核电站商业运行的国家。
代堆项目建设进展顺利。近年来，国内加快高温气冷堆、钠冷快堆、超临界水冷 堆、铅冷快堆和熔盐堆五种四代堆的研发，进展顺利。其中，高温气冷堆、钠冷快堆 和钍基熔盐堆分别建设了实验堆和示范工程项目，是产业化进展最快的四代核电技 术。目前高温气冷堆利用其高温特性，正逐步拓宽其在供热、核能制氢等领域的应用 前景。
（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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