电改推进+内生成长，各类电源24年均有看点，其中我们认为确定性较高的是如下3个投资方向：（1）容量电价推出、火电公用事业属性回归，对应火电标的国电电力、华能国际；（2）大水电/核电作为基荷电源，市场化电量折价幅度有望缩小/电价波动风险较小、有新增装机贡献增量，对应水电/核电标的华能水电、中国核电；（3）组件大幅降本、利用模式/电价形成机制较好的工商业分布式光伏，对应标的南网能源。（完整推荐见正文）23年回顾：能源价格下行、总体供需改善，电改持续推进。电改：国家级文件密集出台，推动新型电力系统各成本上升环节的“成本疏导、价值变现”。市场建设方案兼顾电源/电网/用户三侧，兼顾电能量/辅助服务/容量/需求侧响应/绿证五个维度，市场化路径愈渐明朗。能源价格与供需：（1）全球看：天然气经济性修复+北半球气温低于去年同期，欧美用煤需求大幅下降、能源定价回归理性、贸易流回转。（2）国内看：电力行业主导动力煤需求增长，供应端增量主要来自进口致23年港口煤价同比降幅大于坑口。24年展望（上）：能源转型加速、区域供需分化，影响电价预期。电力供需平衡表视角：23年风、光新增装机量超预期，24年有望提前完成“十四五”新能源发展目标；火电发电量将持平或微降，但具体仍需关注来水情况。有效容量（硬缺口）视角：（1）全国看：伴随绿电转型，有效发电容量与最高负荷之间的供需差正在缩小；（2）分省看：华东/华南沿海受端省份里，浙江、福建、广西供需趋紧；四川/云南水电送端省份受来水扰动大。综上，我们认为明年电力行业将呈两大特征：（1）不同电源的不同特征决定其在电力系统中的定位，电力市场根据其特征差异化定价。（2）燃料成本下行解决电力软缺口，但24年部分地区、部分时段或仍面临电力硬缺口。24年展望（下）：紧抓电改主线，细数各类电源的差异化机遇。火电：容量机制带来4类机会：（1）高煤炭长协覆盖率企业稳定性再增强、公用事业属性回归；（2）利用率已然承压地区煤电的困境反转；（3）缺电省份装机弹性释放；（4）新增装机/灵活性改造带来设备需求向上。水电：来水改善+电价稳定+地区性供需紧张。（1）1H24来水有望改善，助力装机增量转化为业绩增量。（2）市场化电量占比低的企业电价风险有限；云南电力供需趋紧，省内清洁能源市场化电价呈上涨趋势。核电：连续投产期将至带来电量增长+电价稳定+长期高分红能力有望提升。（1）19年核准重启后机组陆续进入投产期，预计24~26行业年均装机容量增速约5%（年均两台机组约240万千瓦并网）；（2）除对港售电的大亚湾核电以及电力市场化执行情况较好的江苏核电外，多数机组近两年实际电价相较核准价波动小于5%、因此24年电价风险有限；（3）长期看折旧完毕带来度电利润提升空间、成本结构/商业模式类比水电或将具备强分红能力。绿电：组件降本，利用模式/电价形成机制更优的工商业分布式光伏及集中式配储需求确定性高。降本带来潜在“优质屋顶”资源量变多。中值假设下，工商业分布式光伏资本金IRR为10.4%；组件价格下降0.1元/W，对应IRR上升0.4pct。电力市场化进度不及预期；用电需求不及预期；煤价回升风险；新能源入市风险等。敬请参阅最后一页特别声明1扫码获取更多服务行业年度报告内容目录一、23年回顾：电改持续推进，能源价格下行基本解决软性缺电......................................51.1国家级电改文件密集出台，市场化路径愈渐明朗.............................................51.2能源价格下行解决软性缺电，供需紧张格局趋缓.............................................9二、24年展望（上）：能源转型加速、区域供需分化，影响电价预期..................................132.1绿电转型超预期，煤电增量边际降速......................................................132.2有效容量供需分化，影响电价预期........................................................15三、24年展望（下）：紧抓电改主线，细数各类电源的差异化机遇....................................163.1火电：关注容量电价机制落地背景下的四类投资机会........................................163.1.1容量电价+电力现货+电煤长协，公用事业属性有望回归....................................163.1.2短期看，容量电价对煤机利用率已承压的电企业绩改善作用更大............................173.1.3长期看，缺电省份地方性火电装机弹性可期、电量电价存在支撑............................193.1.4容量机制鼓励灵活性改造和新增装机，利好火电设备商....................................203.2水电：低基数下业绩有望改善、缺电省份大水电还原基荷电源价值............................203.3核电：连续投产期将至，电价浮动影响有限................................................243.4绿电：组件降本创造需求，工商业分布式/集中式配储确定性较高.............................28四、投资建议..................................................................................31五、风险提示..................................................................................32图表目录图表1：2023年具有重要意义的国家级电改指导文件密集出台........................................5图表2：新型电力系统建设“三步走”发展路径.......................................................6图表3：能源不可能三角表明新型电力系统建设伴随成本上升过程....................................6图表4：电改推动各成本上升环节的“成本疏导、价值变现”...........................................7图表5：第三轮监管周期工商业用户终端销售电价构成..............................................7图表6：电力现货市场建设进度时间表............................................................8图表7：国内电量增长仍显著、风光新增电量尚未做存量替代........................................8图表8：19/20/22年国内用电最高负荷增速高于全年电量增速（负荷于左轴，亿千瓦；YOY于右轴）.......8图表9：碳价100%可传导情景下22年大部分时段风/光度电成本均可覆盖..............................9图表10：6M22~9M23年分部门天然气需求占2019~2021平均水平的比值...............................10图表11：2023年欧洲电力行业用气经济性修复（美元/百万英热）...................................10图表12：2023年美国分部门用电变化量（百万千瓦时）............................................10图表13：2022~2024年全球煤炭需求变化情况（百万吨）...........................................10图表14：2022~2023年全球煤炭产量变化情况（百万吨）...........................................10图表15：2022~2023年全球动力煤出口变化情况（百万吨）.........................................10图表16：2023年欧洲、澳大利亚高卡煤价格回落幅度大于印尼低卡煤（美元/吨）.....................11图表17：2023年火电月度发电量增速前低后高....................................................11图表18：1~9M23电力行业主导动力煤需求增长（万吨）............................................11图表19：原煤日均产量（万吨）................................................................12敬请参阅最后一页特别声明2扫码获取更多服务行业年度报告图表20：动力煤产量当月值（万吨）............................................................12图表21：2023年4月起，进口煤对我国动力煤供应端的增量贡献率超过国产煤........................12图表22：2023年动力煤进口量大增主要源于海运煤贸易流向结构性调整（万吨）......................12图表23：23年年平均港口煤价降幅大于坑口煤价..................................................12图表24：7M22~7M23煤炭发运利润情况...........................................................12图表25：2023年上市火电企业亏损面逐季下降....................................................13图表26：三峡水库各月流出量（亿立方米）......................................................13图表27：8、9M23云南、四川输出电量同比显著增长...............................................13图表28：8、9M23两广和江浙沪输入电量同比显著增长.............................................13图表29：“十四五”分电源发电结构预测...........................................................14图表30：“十四五”分电源装机结构预测...........................................................14图表31：电力需求预测........................................................................14图表32：电力供应预测........................................................................14图表33：中性情景下各地电力供需趋势分析......................................................15图表34：中长期电价浮动区间远不足以完全疏导市场煤价波动带来的燃料成本上升.....................17图表35：美国电价机制下的工业平均零售电价能涨能跌，燃料成本可被有效疏导，电企业绩稳定性较好...17图表36：华能国际煤电业务盈利能力测算........................................................17图表37：2011年以来，全国火电利用小时数总体呈下降趋势........................................18图表38：以国电电力为例，燃料与折旧成本合计占火电营业成本的8成以上..........................18图表39：截至2022年底，已有12个省份火电利用小时数低于4000小时..............................18图表40：以1~3Q23扣非归母净利润年化为基准，上市火电企业煤电容量电费规模及业绩敏感性测算......18图表41：浙江省“十四五”期间清洁高效支撑性电源项目规划.........................................19图表42：容量电价（右图）与实时市场节点电价（左图）区域分布接近..............................20图表43：1H23全国电力辅助服务费用结构情况....................................................20图表44：1Q21~3Q23水电发电量及增速情况.......................................................21图表45：1Q21~3Q23水电行业单季归母净利及增速情况.............................................21图表46：四川省主要江河来水情况..............................................................21图表47：2023年秋季三峡水库水位显著高于去年同期..............................................21图表48：2019~2022年长江电力与可比公司市场化电量占比.........................................22图表49：2019~2022年长江电力与可比公司水电平均上网电价（元/kWh）.............................22图表50：长江电力历史股价....................................................................22图表51：长江电力六大水电站装机规模情况......................................................22图表52：2019~1H23长江电力水电装机容量情况...................................................22图表53：2016年溪向注入时，长江电力业绩增幅与装机增幅基本一致................................23图表54：2019~1H23长江电力发电量（万千瓦，左轴）及增速（右轴）情况...........................23图表55：云南省内清洁能源直接交易价格（元/KWh）..............................................23图表56：2022华能水电电力消纳情况（亿千瓦时，%）.............................................23图表57：2018~2025E华能水电水电装机容量及增速................................................24图表58：19年核准恢复以来节奏提速............................................................24图表59：24年后核电进入连续投产阶段..........................................................25图表60：24~26年装机容量平均年增速约5.1%....................................................25敬请参阅最后一页特别声明3扫码获取更多服务行业年度报告图表61：24~26年装机容量平均年增速约4.9%....................................................25图表62：中国核电分电站电价折/溢价情况.......................................................26图表63：中国广核分电站电价折/溢价情况.......................................................26图表64：中国核电/中国广核市场化电量占比均已超40%............................................26图表65：1~3Q23进市场电站市场化电量比例情况..................................................26图表66：主要核电省份核电市场化电量安排情况..................................................27图表67：中国核电分电站度电净利润情况（元/KWh）..............................................27图表68：中国广核分电站度电净利润情况（元/KWh）..............................................27图表69：成本结构决定核电经营稳定性..........................................................28图表70：中广核股息率超部分水电企业..........................................................28图表71：工商业分布式利用模式决定电价构成.....................................................28图表72：“自发自用”溢价空间是运营商自持模式的核心.............................................29图表73：近年来美国PJM市场批发电价中，电能量费用以外部分合计占20%以上.....................29图表74：工商业分布式光伏IRR测算假设........................................................30图表75：工商业分布式光伏IRR敏感性测算......................................................30图表76：集中式光伏全投资IRR对系统成本、利用小时数的敏感性分析..............................31图表77：集中式光伏全投资IRR对系统成本、储能成本的敏感性分析（储能作为纯成本项）.............31图表78：集中式光伏全投资IRR对系统成本、储能成本的敏感性分析（储能获取电能量补偿）...........31图表79：推荐标的估值情况....................................................................32敬请参阅最后一页特别声明4扫码获取更多服务行业年度报告1.1国家级电改文件密集出台，市场化路径愈渐明朗当前电力系统转型过程中遇到的诸多问题之破局在于加快电力市场化。主体电源由传统的火电向新能源过渡为电力系统带来诸多变化：1）电力系统一次能源主体由可存储和可运输的化石能源转向不可存储或运输、靠天吃饭具有波动性和间歇性的可再生能源，叠加能源消费高度电气化，未来电力供需双侧不确定性齐增，功率和负荷预测的难度和重要性提升。2）新能源资源与负荷时空性错配，开发方式从“源随荷建”到“源荷分离”、集中式和分布式并举，配网“有源化”、终端“产消”一体化，对电网规模和形态要求发生变化。传统单一电量电价不适应新型电力系统的发展需求，电价机制亟待深化改革。我们复盘年内发布的国家级电改文件，可见市场化路径已愈渐明朗:未来电价机制应针对不同电源的电能量、有效容量、灵活性、平衡功能、清洁性等特征进行区别定价。图表1：2023年具有重要意义的国家级电改指导文件密集出台来源：国家能源局官网、发改委官网、北极星电力网、国金证券研究所新型电力系统纲领性文件：6月的《新型电力系统发展蓝皮书》、7月的《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》出台，确定了新型电力系统建设“三步走”发展路径，“三步走”包括：加速转型期（当前-2023年）：新能源提升可调可控能力，提升其可靠替代能力。总体形成期（2030年-2045年）：新能源成为系统装机主体电源，煤电依托燃煤耦合生物质发电，CCUS和提质降碳燃烧等清洁低碳技术实现低碳转型。水电增速放缓，核电装机规模进一步拓展。巩固完善期（2045年-2060年）：新能源逐步成为发电量结构主体电源，促进电能与氢能等二次能源深度融合利用。敬请参阅最后一页特别声明5扫码获取更多服务行业年度报告图表2：新型电力系统建设“三步走”发展路径来源：《新型电力系统发展蓝皮书》、国金证券研究所新型电力系统建设伴随“硬件”设施增多，成本长期上升。以保障用能安全为基本前提、清洁低碳为核心目标，由此形成了“1+X+Y”的新型电力系统，即传统电源冗余配置，而新能源电量扩大，各类调节资源需求扩大。根据能源不可能三角可知，系统经济性将受系统增量成本拖累。图表3：能源不可能三角表明新型电力系统建设伴随成本上升过程来源：国金证券研究所系列电改政策作为“软件”配套，从制度层面实现“谁受益、谁承担（增量系统成本）”和“谁出力、谁获益（各类价值变现）”的市场化机制。总体来看23年密集出台的配套政策已基本实现重点内容全覆盖，包括电网成本疏导机制厘清、现货市场建设、煤电容量电价机制建设、绿证市场建设、需求侧响应市场建设等。具体来看：敬请参阅最后一页特别声明6扫码获取更多服务行业年度报告图表4：电改推动各成本上升环节的“成本疏导、价值变现”来源：国金证券研究所政策①：5月，电网《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（下称“526号文”）出台。电网作为自然垄断环节，成本与价值变现本不依赖市场，但526号文出台后电网需“把账做细”，以便“明码标价”。按照“准许成本+合理收益”原则核定输配电价，不仅标志着电网的“平台化”转型迈出重要一步，也为电网可预见的资本开支增长提供了成本疏导机制；无关项从输配电价剥离、单列容量电价，使调节成本直观可视。“526号文”明确工商业用户终端电价由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中系统运行费用包括辅助服务费用和容量电费等，上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。图表5：第三轮监管周期工商业用户终端销售电价构成来源：《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》、国金证券研究所政策②③：9月的《电力现货市场基本规则（试行）》、10月的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（下称“813号文”）出台，对各省/区域、省间电力现货市场建设进度提出明确时间表，并提出2030年前新能源全面入市。基于已明确的新能源全面入市时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。敬请参阅最后一页特别声明7扫码获取更多服务行业年度报告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。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。图表6：电力现货市场建设进度时间表时间节点电力现货市场建设进度2023年底前省级市场：福建、辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等：开展长周期结算试运行其他地区（除西藏外）：具备结算试运行条件区域市场：南方区域市场：启动试结算运行长三角市场：建立电力市场一体化合作机制省间市场：具备连续开市能力2024年6月前省级市场：浙江：启动连续结算试运行区域市场：京津冀市场：启动模拟试运行来源：《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》、国金证券研究所政策④：11月，《关于建立煤电容量电价机制的通知》（下称“1501号文”）出台。我们在《海外视角看：市场化如何促进新能源消纳？》报告中详细分析了火电容量补偿于我国当下国情的适用性。（1）与欧美电力格局横向比较：电量/负荷增速较高，仍需刺激传统电源投资阶段；（2）由计划逐步向市场化过渡，我国短期对极端电价容忍度仍有限，更需要提前备足冗余机组；（3）需求侧资源发挥作用需有外部保供支持作为基础（电网建设+跨省市场机制）。图表7：国内电量增长仍显著、风光新增电量尚未做存量图表8：19/20/22年国内用电最高负荷增速高于全年电替代量增速（负荷于左轴，亿千瓦；YOY于右轴）用电最高负荷YOY-用电最高负荷YOY-总用电量1412%1210%108%86%644%22%00%2018A2019A2020A2021A2022A来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所煤电容量补偿政策已落地，往后看固定容量价格逐步走向市场化定价。“1501号文”提出各地补偿力度取决于省内煤电转型节奏。2024~2025年按165元/KW/年（涉及河南、湖南、四川、云南、重庆、青海、广西7省）和99元/KW/年（其余省份）两档，给予能耗、环保和灵活调节能力等符合要求的煤电机组全容量补偿（具体由国家能源局另行明确）；2026年后进一步提升补偿力度（云南、四川等转型较快地区升至231元/KW/年，其余升至165元/KW/年）。支付主体为工商业用户，通过系统运行费用科目、随输配电价按当月用电量分摊。往后看，伴随现货/辅助服务市场建设成熟，容量市场也将应运而生，体现未覆盖成本。政策⑤：8月，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（下称“1044号文”）出台。“1044号文”赋予绿证唯一地位、扩大核发范围、增加供应，绿证应用水平提升有助于减轻绿电补贴压力，且可再生能源申请绿证的平等性提升有助于推动绿电与碳市场接轨。展望未来绿证相关配额政策有望出台，从消费端进一步扩大绿证市场。敬请参阅最后一页特别声明8扫码获取更多服务行业年度报告对标欧洲成熟电力市场，绿色价值变现是新能源重要收益来源。碳-电联动机制下，煤电成为高成本边际机组，叠加考虑碳成本60%~100%的向下传导比例，抬升了电力现货价格；而抬升部分成为了绿电绿色价值的量化体现。通过对22年欧洲碳成本、风/光度电成本的追踪，可见碳价60%可传导情景下已可覆盖陆风度电成本，100%可传导情景下可覆盖光伏度电成本，22年中气价推动碳价上涨期间绿电环境溢价的超额收益达0.02~0.06欧元/KWh。图表9：碳价100%可传导情景下22年大部分时段风/光度电成本均可覆盖度电碳成本体现-光伏（60%可传导，g/KWh）度电碳成本体现-光伏（100%可传导，g/KWh）光伏LCOE-均值（欧元/KWh）度电碳成本体现-风电（60%可传导，g/KWh）0.12度电碳成本体现-风电（100%可传导，g/KWh）陆风LCOE-均值（欧元/KWh）0.100.080.060.040.020.002022-01-032022-01-122022-01-212022-02-012022-02-102022-02-212022-03-022022-03-112022-03-222022-03-312022-04-112022-04-222022-05-032022-05-122022-05-232022-06-012022-06-102022-06-212022-06-302022-07-112022-07-202022-07-292022-08-092022-08-182022-08-292022-09-072022-09-162022-09-272022-10-062022-10-172022-10-262022-11-042022-11-152022-11-242022-12-052022-12-142022-12-23来源：IRENA、Wind、国金证券研究所政策⑥：9月，新版《电力需求侧管理办法（2023年版）》（下称“1283号文”）出台。2021~2022连续2年部分地区电力供需紧张的局势使需求侧管理的重要性获得广泛认识。“1283号文”最突出的变化在于增加了“需求侧响应”一章，标志着虚拟电厂、负荷聚合商等新兴主体被从法律意义上认可。此外，“1283号文”还明确了要建立荷完善需求侧资源与电力运行调节的衔接机制，推进新型储能、虚拟电厂、车网互动、微电网等技术的创新和应用。1.2能源价格下行解决软性缺电，供需紧张格局趋缓替代能源价格下降+供给端持续释放增量，国际海运煤市场供需转松。需求端看：天然气重新确立经济优势+北半球夏季气温低于去年同期，23年欧美用煤需求大幅下行。经历22年暖冬后欧洲能源恐慌情绪缓解、天然气定价回归理性，当前决定价格的主要是供需关系。2023年宏观经济疲软，欧洲工业用气需求迟迟未恢复至2019~2021年平均水平；叠加清洁能源出力大增使电力部门3Q23用气需求下降，5月起到巴以冲突前欧洲TTF现货价维持在理性定价区间内。欧洲煤气转换灵活性较强，天然气对煤炭经济优势重新确立使欧洲煤炭需求大幅下降：据IEA预测，23年欧洲煤炭消费量将下降近0.8亿吨。另外，美国今夏平均气温低于去年同期，居民和商业部门用电需求同比大幅下降，IEA预测23年美国发电领域用煤需求下降有望驱动全年煤炭消费量下降约1.0亿吨。而在中、印用煤需求增量的抵消下，IEA预计23年全球煤炭需求将同比微增0.4%。敬请参阅最后一页特别声明9扫码获取更多服务行业年度报告图表10：6M22~9M23年分部门天然气需求占2019~2021图表11：2023年欧洲电力行业用气经济性修复（美元/平均水平的比值百万英热）1.2电力工业居民TTF煤34%vs气56%煤38%vs气52%100煤36%vs气54%1.1煤40%vs气50%801.00.9600.8400.7200.60来源：Bruegel、国金证券研究所来源：iFind、Wind、国金证券研究所图表12：2023年美国分部门用电变化量（百万千瓦时）图表13：2022~2024年全球煤炭需求变化情况（百万吨）居民商业工业交通5,0000-5,000-10,000-15,000-20,000-25,0001M232M233M234M235M236M237M238M23来源：EIA、国金证券研究所来源：IEA《CoalMarketUpdate-July2023》、国金证券研究所供应端看，IEA预计中国、印度、印尼作为增产主力将驱动23年国际煤炭产量进一步增加2.3%。贸易流看，预计印尼仍是2023年全球动力煤出口的最大增量来源。另外，1H23欧盟因用煤需求大幅下降导致煤炭库存堆积至高位，贸易商积极寻求转售机会使其一度成为净出口地区，4月欧盟国家出口煤炭近100万吨，转售目的地包括但不限于摩洛哥、印度及中国。图表14：2022~2023年全球煤炭产量变化情况（百万图表15：2022~2023年全球动力煤出口变化情况（百万吨）吨）来源：IEA《CoalMarketUpdate-July2023》、国金证券研究所来源：IEA《CoalMarketUpdate-July2023》、国金证券研究所总体看，天然气价格回落经济性修复、全球宏观经济疲软而生产端继续放量，全球敬请参阅最后一页特别声明10扫码获取更多服务行业年度报告煤炭供需进一步转松，驱动国际煤价大幅下行。图表16：2023年欧洲、澳大利亚高卡煤价格回落幅度大于印尼低卡煤（美元/吨）500FOB：欧洲ARA（Q6000）FOB：澳大利亚NEWC（Q6000）CFR：印尼（Q3800）CFR:印尼（Q4700）4504003503002502001501005002021-112022-052022-112023-052023-112021-05来源：iFind、国金证券研究所国内来看，电力行业主导动力煤需求增长，供应端增量主要来自进口致23年港口煤价同比降幅大于坑口。需求端看：1~9M23国内动力煤消费量同比增长2.1亿吨，其中电力行业贡献72.9%。在宏观经济弱复苏和上半年水电缺位的影响下，1~9M23中国火电累计发电量同比增长5.8%，驱使同期电力行业动力消费量增长约1.5亿吨、增幅达8.8%；非电行业动力煤消费量传统上占比较低且受地产行业低迷拖累需求总体疲软，1~9M23同比增长5699万吨、增幅为5.7%。图表17：2023年火电月度发电量增速前低后高图表18：1~9M23电力行业主导动力煤需求增长（万吨）2022（亿千瓦时，左轴）2023（亿千瓦时，左轴）电力冶金化工建材供热其他YOY-2022（右轴）YOY-2023（右轴）500040001200020%1000080003000600010%4000200020000%01000-10%01月2月3月4月5月6月7月8月9月-20%-1000-2000来源：iFind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所生产端看：保供政策下原煤生产持续放量，但动力煤占比下降、增产有限。4Q21以来多方、多部门联合推动煤炭增产保供政策后，存量煤矿的产能核增、露天煤矿的临时用地批复持续推进。然而，保供压力下煤矿生产维持高负荷导致重大安全事故较多，6月中下旬以来的安全生产监查呈高压化、常态化趋势，停产整顿煤矿增加使3Q23原煤日均产量对比1H23下降18.5万吨/天。整体看，1~9M23原煤累计产量34.6亿吨、同比增长约1.4亿吨；其中动力煤产量占比80.0%、占比同比下降2.2pct、产量同比增长3780万吨。进口端看：1~9M23广义动力煤进口量同比大增8902万吨，澳大利亚贡献主要增量。1~9M23，中国动力煤进口量较2022年全年增长5557.5万吨，其中增量贡献率前五的国家分别为澳大利亚、俄罗斯、蒙古、印尼和哥伦比亚，分别对应57.2%、24.9%、6.6%、5.8%、3.7%。受“澳煤禁令”影响，我国从澳大利亚进口动力煤进口量从2020年的4235.9万吨下降至2022年的68.6万吨；此外，2022年俄乌冲突以后欧洲对俄煤实施禁运，受运距和煤种限制，22年欧洲维持高煤价向南非、哥伦比亚、美国和澳大利亚寻求进口替代；而23年欧洲用煤需求大幅下降使得22年转向的贸易流重新回转，全球海运煤贸易流向结构性调整下，进口成为我国动力煤供应端的敬请参阅最后一页特别声明11扫码获取更多服务行业年度报告主要增量来源。因此，23年出现动力煤港口价同比降幅大于坑口、煤炭坑口到港口发运利润长期倒挂的情况。图表19：原煤日均产量（万吨）图表20：动力煤产量当月值（万吨）1,40020212022202340,0002021202220231,35035,0001,30030,0001,25025,0001,20020,0001,1501,1001,0501,000来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所图表21：2023年4月起，进口煤对我国动力煤供应端的图表22：2023年动力煤进口量大增主要源于海运煤贸易增量贡献率超过国产煤流向结构性调整（万吨）广义动力煤进口增量（万吨）国内动力煤生产增量（万吨）12000澳大利亚印度尼西亚俄罗斯哥伦比亚10000蒙古加拿大吉尔吉斯斯坦美国5000南非哈萨克斯坦伊朗40003000800020001000600004000-1000-200020001~2M233M234M235M236M237M238M239M230来源：Wind、iFind、国金证券研究所2020202120221~9M23来源：海关总署、国金证券研究所图表23：23年年平均港口煤价降幅大于坑口煤价图表24：7M22~7M23煤炭发运利润情况秦皇岛平仓价（元/吨，左轴）80%60%山东滕州坑口价（元/吨，左轴）YOY-秦皇岛（右轴）1500YOY-山东（右轴）100040%20%5000%-20%0-40%20192020202120221~11M23来源：iFind、国金证券研究所来源：CCTD、国金证券研究所煤价下行使火电企业发电利润修复、应发尽发；迎峰度夏期间来水改善，电力供需形势总体好于去年。火电方面：电价端看，由于4Q22~1Q23市场煤价仍然保持在1000元/吨以上的历史高位运行，各省2023年电力年度长协交易价格基本实现20%顶格上浮。成本端看，①长协煤覆盖面提升：截至2023年1月3日，国家安排产煤省动力煤保供任务共敬请参阅最后一页特别声明12扫码获取更多服务行业年度报告27.4亿吨，较22年发电供热总用煤增加0.6亿吨；此外，国家能源局在全国能源工作会议上表示电煤中长协覆盖面要超过85%。②市场煤价下行：2022年11月以来市场煤价持续下行，以秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价为参考，1~3Q23均价分别环比-21.0%、-18.9%、-5.7%。1~3Q23上市火电企业盈利情况环比持续改善，亏损面由4Q22时64.3%的下降至3Q23时的7.1%。点火价差修复使火电企业发电积极性提高、基本解决由燃料不足或燃料成本过高导致的软性缺电问题。水电方面：汛期西南来水改善，迎峰度夏负荷高峰期跨省跨区输电量同比大幅提升。2022年夏季以来西南来水极端偏枯不仅造成云南、四川本地出现电力供需失衡现象，也造成华东、南方等高度依赖外来电的“西电东送”主要受端地区出现电力有效容量供应不足的情况。而23年汛期西南来水情况同比大幅改善，云南、四川7~9月累计外送电量分别同比增长22.7%、12.5%。水电出力大幅改善使得负荷高峰期有效容量供应较去年同期显著提升，加之今年夏季连续极端高温天数少于去年，有效缓解了过去连续两年电力供需紧张的局势。图表25：2023年上市火电企业亏损面逐季下降图表26：三峡水库各月流出量（亿立方米）行业平均归母净利（亿元，左轴）亏损面（右轴）8002021202220231590%7001080%600570%50060%050%400-540%300-1030%20020%-1510%100-200%0来源：iFind、国金证券研究所来源：iFind、国金证券研究所图表27：8、9M23云南、四川输出电量同比显著增长图表28：8、9M23两广和江浙沪输入电量同比显著增长云南（亿千瓦时，左轴）四川（亿千瓦时，左轴）两广（亿千瓦时，左轴）江浙沪（亿千瓦时，左轴）YOY-云南（右轴）YOY-四川（右轴）YOY-两广（右轴）YOY-江浙沪（右轴）400700350150%60050%300100%50040%25050%40030%2000%30020%150-50%20010%100-100%1000%500-10%0-20%-30%来源：中电联、国金证券研究所来源：中电联、国金证券研究所2.1绿电转型超预期，煤电增量边际降速23年风、光新增装机量超预期，24年有望提前完成“十四五”新能源发展目标。一般而言，当年新能源装机增速是次年新能源发电量增速的先行指标：例如1~10M22风、光合计装机容量同比增长22.6%，而1~10M23风、光合计发电量同比增长18.4%；受今年下半年风资源不及去年同期影响电量增速略低，但总体与去年同期装机增速相匹配。截至9月底，23年风、光累计新增装机162.4GW、合计装机量同比增长29.8%；我们预计2023年全年风、光新增装机容量有望达到250GW，即到年底时新能源装机量同比增速有望提升至33.0%。基于24年全社会用电量同比增长5.2%、风敬请参阅最后一页特别声明13扫码获取更多服务行业年度报告/光利用小时数分别为2000/1030小时的假设，预计到2024年底风光合计发电量占比有望突破19%，提前完成风光发电量占比翻倍的“十四五”规划目标。预计2024年火电发电量与今年基本持平，但仍需关注来水情况。基于2024年火电、水电、核电、风电、光伏新增装机容量分别为58、5、4、70、250GW，水电、核电、风电、光伏利用小时数分别为3227、7674、2000、1030小时，倒挤得出2024年火电发电量约60,374亿千瓦时，预计较23年微降0.1%。常规水电作为可靠性仅次于火电和核电的电源，发电量占比通常与装机容量占比相当。但过去3年实际情况显示，气候变化使极端天气事件增加使得影响水电机组利用小时数的来水情况可预测性下降；若24年来水继续偏枯，则保供责任下火电发电量或仍有增长空间。图表29：“十四五”分电源发电结构预测图表30：“十四五”分电源装机结构预测120,000火电水电核电风电光伏(燃煤燃气生物质发电水电100,0009%亿核电风电千光伏风电-装机增速（%）60%5%6%40光伏-装机增速（%）50%80,0003%4%9%9%10%303%6%8%5%40%5%5%5%206%5%30%60,000158%%18%16%16%14%14%1020%40,00010%69%68%67%66%65%62%20,000000%2020202120222023E2024E2025E201820192020202120222023E2024E2025E来源：iFind、中电联、国金证券研究所。注：百分数为发电量占比。来源：iFind、中电联、国金证券研究所图表31：电力需求预测分行业用电量单位20192020202120222023E2024E2025E7808591,0231,1461,2831,4171,557第一产业亿千瓦时7.1%19.1%12.0%12.0%10.4%1.1%10.1%9.9%YOY%1.1%1.2%1.3%1.4%1.5%1.5%49,36256,13157,00160,75563,38465,779占比%4.5%51,2153.8%3.8%9.6%1.5%6.6%4.3%64.9%第二产业亿千瓦时68.3%67.5%66.0%66.1%65.6%19,37811,86368.2%14,23114,85916,53217,9138.2%YOY%12,08717.7%11.3%19.1%9.8%17.1%4.4%18.0%8.4%14,585占比%16.4%1.9%11,74317.2%13,34318.5%4.4%10,25016.1%13,366-0.2%13,96514.4%第三产业亿千瓦时10,9497.3%13.8%14.5%101,3005.8%14.1%15.5%91,9134.7%4.8%YOY%14.2%6.8%83,12886,37214.4%72,25514.6%10.7%6.4%96,680占比%75,1103.9%5.6%5.2%城乡居民亿千瓦时4.0%YOY%占比%全社会用电量亿千瓦时YOY%来源：中电联、能源统计年鉴、国金证券研究所图表32：电力供应预测火电其中：燃煤20192020202120222023E2024E2025E燃气发电量（亿千瓦时）水电50,46551,77057,30760,41660,37459,235核电45,53846,29656,46350,77055,28554,90153,405风电50,2702,6943,1883,4193,664光伏2,3252,5252,83413,55013,08613,66614,389总发电量13,02113,55313,4014,7925,1694,1784,5079,90911,5093,4873,6624,0757,6248,5098,57611,6664,0534,6656,5564,2766,00197,317101,9672,2402,6113,2708694192,51973,26676,26483,768敬请参阅最后一页特别声明14扫码获取更多服务行业年度报告20192020202120222023E2024E2025E同比增速（%）火电其中：燃煤2.5%2.6%1.5%5.4%-0.1%-1.9%燃气1.6%1.7%9.1%1.0%8.9%-0.8%-2.7%水电7.9%8.6%8.6%-4.9%18.3%核电5.7%4.1%12.2%1.1%-3.4%7.3%7.2%风电18.2%5.0%-1.1%2.5%7.9%4.4%5.3%光伏10.8%15.1%11.3%16.3%11.6%6.3%7.9%总发电量26.6%16.6%40.5%30.8%40.3%16.5%16.1%4.7%4.1%25.2%3.8%6.4%42.9%36.0%9.8%5.2%4.8%火电其中：燃煤68.9%67.9%占比（%）65.9%65.3%燃气62.2%60.7%67.4%58.4%59.8%62.0%58.1%水电60.0%56.4%52.4%核电3.2%3.3%3.4%3.1%3.4%风电17.8%17.8%16.0%15.6%14.1%3.5%3.6%光伏4.9%14.0%14.1%4.8%4.8%7.8%4.8%4.9%5.5%6.1%3.9%8.8%9.2%4.9%5.1%3.1%3.4%4.9%6.5%10.2%11.3%11.4%8.8%来源：中电联、能源统计年鉴、国金证券研究所2.2有效容量供需分化，影响电价预期受跨省跨区输电能力限制，当前电力市场仍是主要以省为单位的区域性市场。国内保供形势测算结果反映各省供需趋势分化，部分以浙江为代表的省份由于有效容量不足所带来的电力硬缺口风险仍存。宽电量、紧电力之下，对明年总体电价水平无需过分悲观。假设：（1）供给侧：假设各类电源有效容量系数分别为：火电/核电100%、水电50%、风电10%、光伏0%，装机容量的时间切面选取当年最高负荷所在月份；（2）需求侧：最高负荷+10%备用空间。全国层面看：有效发电容量与最高负荷之间的供需差正在缩小；分省看具备如下特征的省份预计存在缺电问题：1)外送电省份“有效容量-（最高负荷+10%备用）”为负，且缺口扩大：代表供需紧张程度最高，本地容量用于外送电后会加剧本地缺电情况。涉及河北、青海、西藏。2)外受电省份“有效容量-（最高负荷+10%备用）”为负，且缺口扩大：这一类省份本地有效容量不足以支撑用电需求，对外来电存在严重依赖，且从1~10M23负荷过峰情况来看本地有效容量缺口在扩大。涉及河南、天津、浙江、北京。3)其他“有效容量-（最高负荷+10%备用）”值趋于下降的省份。涉及宁夏、福建、黑龙江、广西、辽宁。该测算方式下，三北地区多省份在边际上出现有效容量缺口扩大的趋势，我们判断主要与当地新能源转型节奏较快有关。而在华东/华南沿海省份里，浙江、福建、广西供需趋紧的结果值得关注。由于三地每年最大负荷均出现在夏季，因此我们判断今年负荷已过峰，浙江、福建、广西相比22年最大负荷同比分别+8.2%、+5%、+12.6%（23年全国最大负荷同比+3.8%），可见需求端在此起到影响，明年电价或有支撑。该测算方式下，四川、云南两大水电省份供需趋于宽松，主因水电容量以50%计算。若悲观假设下仅考虑火电与核电作为有效容量，则两地存在显著缺口。图表33：中性情景下各地电力供需趋势分析中性情景：有效容量=核电容量100%+火电容量100%+水电容量50%+风电容量10%+光伏容量0%省份类别省份有效容量-（最高负荷+10%备用）有效容量-（最高负荷+10%备用）变化幅度绝对值供需趋势（22A，万千瓦）（23E，万千瓦）紧张宁夏1857.51646.711.3%宽松1863.21883.91.1%宽松外送电省云南189.3%宽松23.768.55.9%份四川3179.63367.4新疆敬请参阅最后一页特别声明15山西扫码获取更多服务3903.28.0%行业年度报告730.11.0%甘肃3613.95554.612.3%宽松722.7-3025.716.7%宽松内蒙古4944.32303.627.6%宽松-2592.3832.15.3%紧张河北1805.5200.8120.0%宽松790.5211.910.1%宽松贵州91.3-316.841.5%宽松192.5-35.820.3%宽松吉林-223.834.286.9%紧张-29.8896.766.9%紧张湖北261.21688.090.8%紧张2708.7238.251.1%紧张安徽884.6-235.313.4%宽松157.6-930.313.0%宽松青海-271.7348.95.1%宽松-823.3-2917.83.1%紧张西藏367.5734.318.2%紧张-3012.7522.218.5%宽松福建897.7-985.75.2%紧张440.5-2208.711.1%宽松黑龙江-1040.2-63.4117.4%宽松-2483.1-3674.819.9%宽松陕西-29.2-732.012.7%紧张-3065.3-1349.018.3%紧张海南-838.5-1629.90.0%宽松-1650.519701.51.7%宽松江西-1629.3紧张20033.4紧张河南广西江苏外受电省辽宁山东份湖南广东天津浙江重庆上海北京全国来源：中电联、国金证券研究所通过23年复盘和对24年电量/电力供需形势的预测，我们认为2024年电力行业的运行将呈现两大特征：1)不同电源的不同特征决定其在电力系统中的定位，如大水电与核电承担基荷电源、火电转向调峰电源、新能源转向主体电源；电力市场对电源的不同特征差异化定价。2)23年一次能源价格下行基本解决了我国电力的软性缺口，但受制于跨省跨区输电能力，当前电力市场仍是主要以省为单位的区域性市场。由于各省/市电源结构不同，24年部分地区部分时段仍面临有效容量供应不足造成电力供应出现硬缺口的情况。3.1火电：关注容量电价机制落地背景下的四类投资机会3.1.1容量电价+电力现货+电煤长协，公用事业属性有望回归煤电企业业绩的周期性实质是“计划电与市场煤”矛盾下对煤炭周期性的映射。煤电相比其他电源最显著的区别在于成本构成上以可变成本为主，即占比最大的燃料成本取决于上网电量、供电煤耗和入炉标煤单价。电力作为民生必需品，其售价在我国长期受到严格管控。反观上游行业，煤炭价格虽也受行政干预，但波动范围明显宽于电价，由此导致煤电企业的业绩映射出煤炭的周期性。容量电价增强了电企抵御煤价波动风险的能力。在“1439号文”规定的市场化交易电价范围的基础上出台煤电容量电价，为煤电企业成本疏导能力的改善提供了机制。敬请参阅最后一页特别声明16扫码获取更多服务行业年度报告图表34：中长期电价浮动区间远不足以完全疏导市场煤图表35：美国电价机制下的工业平均零售电价能涨能价波动带来的燃料成本上升跌，燃料成本可被有效疏导，电企业绩稳定性较好坑口价：山东滕州（元/吨）美国工业平均零售电价（美分/KWh）1200全国平均煤电基准价上限（元/MWh）3个月移动平均亨利港天然气现货价（美元/百万英热）100010980087600638038038041841845645654400322001002020-032017201820192020202120221~10M232020-052020-072020-092020-112021-012021-032021-052021-072021-092021-112022-012022-032022-052022-072022-092022-112023-012023-032023-052023-07来源：iFind、北极星电力网、国金证券研究所。注：2017年，煤电标杆电价来源：iFind、国金证券研究所最后一次调价；2019年，“1658号文”将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，范围为[-15%,+10%]；2021年，“1439号文”将基准价上下浮动范围扩大至[-20%,+20%]，高耗能企业和电力市场交易价格不受上浮20%限制电煤中长协普及+电力市场化改革深化，从成本控制和疏导两方面理顺煤电顶牛问题。现货市场试点全面铺开叠加电煤中长协覆盖率进一步提升，火电盈利模式出现变化。以华能国际为例，当5500大卡长协煤价为770元/吨，在年度电价上浮20%的情况下，公司煤电度电毛利率约12.3%；考虑参与现货市场的机组利用小时数由4200小时下降至2000小时将带来度电折旧成本增加0.018元/KWh，并且考虑煤电机组压低负荷将造成供电煤耗上升，假设华能国际收到的容量补偿分摊到度电约为0.02元/KWh，则当现货市场交易均价较公司综合燃煤电量基准价上浮40%时，公司煤电度电毛利率约7.9%。2015年底煤炭供给侧改革开始以来，华能国际整体毛利率最高为2016年的21.5%，最低为2021年的-0.3%。假设公司未来每年电煤中长协煤履约率约80%、5%电量参与现货市场，此部分电量加权平均毛利可达12.0%，与公司过去7年平均毛利率水平基本持平且稳定性远强于过去，公用事业属性回归煤电价值有望重估。建议关注长协煤覆盖率较高的火电企业，例如与中国神华联营可实现电煤长协全覆盖的国电电力，作为头部电力央企电煤长协资源保障情况较好的华能国际，以及与国能神皖联营且具备坑口电厂优势的皖能电力。图表36：华能国际煤电业务盈利能力测算现货市场296.04中长期市场10000.542供电标煤耗（克/KWh）286.047.9%5500大卡煤价（元/吨）770度电成本（元/KWh）0.427煤电业务毛利率（%）12.3%来源：华能国际2022年年报、国金证券研究所3.1.2短期看，容量电价对煤机利用率已承压的电企业绩改善作用更大火电主要成本项为燃料成本和折旧成本，度电折旧成本与机组利用率负相关。以2022年的国电电力为例，若仅考虑利用小时数对度电折旧费用的影响，利用小时数下降1000将使国电电力的度电净利润减少约4厘/KWh。2011年以来全国火电利用小时数呈下降趋势，部分地区煤机利用小时数已长期持续低于5000小时的经济性核算常用指标，电企难以通过单一电量电价回收成本。敬请参阅最后一页特别声明17扫码获取更多服务行业年度报告图表37：2011年以来，全国火电利用小时数总体呈下降图表38：以国电电力为例，燃料与折旧成本合计占火电趋势营业成本的8成以上5,40018%5,2005,0007%燃料成本4,800折旧成本4,60075%其他成本4,400来源：国电电力2022年报、国金证券研究所4,2004,000201120122013201420152016201720182019202020212022来源：iFind、国金证券研究所图表39：截至2022年底，已有12个省份火电利用小时数低于4000小时6000500040003000200010000西藏云南黑龙江辽宁吉林河南上海天津海南贵州北京广西青海湖南广东河北四川福建全国山东江苏山西湖北浙江重庆陕西江西安徽宁夏内蒙古甘肃新疆来源：iFind、国金证券研究所根据“1501号文”，2024~2025年全国煤电容量电价分为两档。考虑各地省内能源转型节奏，按照煤机单位千瓦平均造价3300元、10年成本回收期，2024~2025年除四川、云南、广西、青海、重庆、河南、湖南7省容量电价为165元/KW·年（50%330元/KW·年）外，其余省/市均为100元/KW·年（30%330元/KW·年）。省属火电企业所收的容量电费按照对应省份的容量电价计算，全国性火电企业所收的容量电费按照100元/KW·年计算，以1~3Q23扣非归母净利润年化作为业绩基准计算上市火电企业业绩对容量电费的敏感性，发现容量电费对装机规模大、利用小时数低的企业盈利能力的边际改善作用更显著。24年起火电企业电价由容量+电量两部分组成，仍需关注各省电力年度交易结果。考虑到煤电电量已经100%进入市场，电量电价通过市场化交易形成、受成本和供需两大因素影响。成本来看，23年煤价中枢下移；供需来看，煤机利用小时数低侧面反映出机组所在地煤电产能富余、电量总体宽松，乐观情形下或存在高峰时段电力短缺的情况。综上，建议关注各省24年电力年度交易结果，谨慎推荐豫能控股。图表40：以1~3Q23扣非归母净利润年化为基准，上市火电企业煤电容量电费规模及业绩敏感性测算代码名称煤电装机利用小时数1~3Q23扣非归母净利年容量电费对应弹性（万千瓦）（小时）化（亿元）（亿元）（%）600744.SH华银电力52437320.05.220937.9%693.6%000600.SZ建投能源91542061.39.2496.1%164.7%000767.SZ晋控电力8804782-1.88.8162.8%146.1%600578.SH京能电力1780462910.817.8601991.SH大唐发电4751422529.247.5001896.SZ豫能控股7663380-8.712.6敬请参阅最后一页特别声明18扫码获取更多服务行业年度报告代码名称煤电装机利用小时数1~3Q23扣非归母净利年容量电费对应弹性（万千瓦）（小时）化（亿元）（亿元）（%）600795.SH国电电力70.999.9%000539.SZ粤电力A7084519722.870.890.1%000543.SZ皖能电力2055455616.720.679.2%600027.SH华电国际1322484555.513.278.7%600011.SH华能国际43704508125.343.775.1%000966.SZ长源电力940642288.494.174.9%000899.SZ赣能股份62947395.76.359.2%600509.SH天富能源34047844.93.458.4%600396.SHST金山2896381-10.22.951.0%600021.SH上海电力520296519.45.250.7%002608.SZ江苏国信985434225.09.847.4%000690.SZ宝新能源118545158.311.841.8%600157.SH永泰能源347533521.63.541.4%600863.SH内蒙华电894400728.88.939.5%600023.SH浙能电力1140500775.511.438.2%600642.SH申能股份2887541033.028.925.4%000531.SZ穗恒运A84048874.68.423.3%600780.SH通宝能源10855557.11.118.0%12846461.3来源：iFind、各公司2022年年报、国金证券研究所。注：火电包括煤电和气电，其中晋控电力、长源电力、赣能股份、永泰能源、ST金山仅披露火电整体数据。3.1.3长期看，缺电省份地方性火电装机弹性可期、电量电价存在支撑如本章开篇所述，容量电价的意义正是在于通过为煤电建立一个投资成本回收机制来稳定收益预期，从而达到鼓励装机和促进灵活性改造的目的。章节2中的有效容量供需测算中显示紧张/趋紧的省份装机增长潜力较大；另考虑到省间电力现货市场价格上限是省内电力现货市场价格上限的两倍，地方政府火电建设积极性较强。图表41：浙江省“十四五”期间清洁高效支撑性电源项目规划序号项目名称机组数量（台）装机容量（万千瓦）预计投产时间1浙能乐清电厂三期（投产）210020232国能舟山电厂三期（在建）26620243浙能六横电厂二期（在建）210020254华润温州电厂二期（在建）210020255华能玉环电厂三期（开工）110020256浙能嘉兴电厂四期（核准）210020267浙能台二电厂二期（核准）210020268岱山鱼山电厂（前期）2669临海头门港电厂（前期）266合计1496来源：浙江省发改委、《2023年省重点建设项目形象进度计划》、北极星、国金证券研究所电量/容量电价支付主体重合度接近90%，最终价格水平仍取决于市场供需、竞争格局等多方因素。当前容量电价机制的一大亮点为引入了竞争机制，为后续容量市场的建设铺路。3300元/KW低于百万千瓦高效煤机的单位投资成本、高于亚临界机组的单位投资成本，类似当年的标杆电价引入竞争，偏向利好大机组。采用“部分容量成本补偿+策略报价型现货市场”模式，通过容量机制回收通过现货市场商拿不回的钱。此模式下现货市场价格波动性更大，有利于传递价格信号引导负荷，也决定了容量市场建设要在电力现货市场全面建成之后。他山之石：PJM容量电价与实时市场节点电价区域分布接近，反映供需。PJM实时市场上节点定价机制清晰反映了电力供需的区域分布情况，由于电网跨区传输能力的敬请参阅最后一页特别声明19扫码获取更多服务行业年度报告限制，导致负荷中心华盛顿特区电价最高。与之对应，该区域起到保供作用的气电容量电价也更高，反映出容量市场与电能量市场在供需关系上存在一致性。基于以上，推荐浙江省属区域性龙头火电企业浙能电力，火电设备商东方电气（电新组覆盖）、上海电气（电新组覆盖）。图表42：容量电价（右图）与实时市场节点电价（左图）区域分布接近来源：PJM市场监管文件、国金证券研究所3.1.4容量机制鼓励灵活性改造和新增装机，利好火电设备商新增火电有望加快：“十四五”新一轮火电投资建设进度略有滞后主要由于运营商对未来火电发电利用小时数存在担忧，容量补偿政策以保障机组成本的部分回收作为计价基数，有望根除这类担忧。火电灵活性改造有望加快：灵活性改造成本包含一次性投资成本与发电机会成本两部分。一方面，机组一次性改造成本平均约100元/KW（不同机组差异较大）；另一方面，削减出力、承担备用意味着火电利用小时数下降、发电机会损失，也会抬高单位电量的折旧成本。灵活性改造成本回收当前通过调峰辅助服务市场实现，长期看将由现货市场实现替代。从1H23全国电力辅助服务费用结构情况可见，火电是其中主要获益方、调峰补偿占比60%。但调峰辅助服务市场作为过渡阶段的产物，费用的支付和收取仍在发电侧“零和”，即多数火电仍同时作为主要支付方。由现货市场替代后，经改造机组可于午间光伏出力较多时段压低负荷并于市场低价购电履约，并于晚间光伏出力不足时满负荷发电、赚取较高的电量电价。图表43：1H23全国电力辅助服务费用结构情况全国电力辅助服务分类按结构市场化补偿费用204亿元，占比73.4%；固定补偿费用74亿元，占比26.6%按类型调峰补偿167亿元，占比60%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%按主体火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%来源：北极星电力网、国金证券研究所容量补偿机制与灵活性改造并不冲突。机组可获容量补偿金额取决于申报容量，因此市场或有担心灵活性改造后的机组在压低出力后可申报容量降低。但事实上这一担忧并不存在，容量补偿机制为“保供”目标而生，重点考核用电峰时段火电顶峰出力能力，而机组并不会在峰值时段选择压低出力，因此可申报容量不受影响。建议关注火电设备及灵活性改造企业青达环保、华电重工。3.2水电：低基数下业绩有望改善、缺电省份大水电还原基荷电源价值从2H22持续至1H23的来水偏枯使水电企业业绩普遍承压。受极端天气影响，2022年汛期来水极端偏枯导致部分具备年度乃至多年调节能力的龙头水库未能按计划完成蓄水，进而影响来年枯水季发电能力，且未能充分发挥其调节能力。1H23，受乌敬请参阅最后一页特别声明20扫码获取更多服务行业年度报告东德和三峡水库来水总量分别同比偏枯22.9%、30.3%影响，同期长江电力总发电量同比下降16.9%。汛期来水改善助龙头水库完成蓄水计划，低基数下24年业绩修复可期。据长江电力公告，公司预计在10月20日2023年度蓄水计划，总可用水量达410亿立方米，蓄能338亿千瓦时。据测算，计划完成后六座梯级水库蓄能将同比增加超过90亿千瓦时，展现出龙头水库的强大调节能力。梯级水库蓄能将用于平滑未来来水波动，将作为增量反映在4Q23及以后。1H24低基数效应下，水电电量有望延续同比改善的趋势；水电业绩与发电量往往同向变动而波动幅度大于电量，24年业绩修复可期。图表44：1Q21~3Q23水电发电量及增速情况图表45：1Q21~3Q23水电行业单季归母净利及增速情况发电量（亿千瓦时，左轴）YOY（右轴）行业单季归母净利润（亿元，左轴）YOY（右轴）25060%450030%400020%40%350020010%20%300015025000%0%2000-10%100-20%1500-20%501000500-30%-40%0-40%0-60%1Q212Q213Q214Q211Q222Q223Q224Q221Q232Q233Q231Q212Q213Q214Q211Q222Q223Q224Q221Q232Q233Q23来源：iFind、国金证券研究所来源：iFind、国金证券研究所图表46：四川省主要江河来水情况图表47：2023年秋季三峡水库水位显著高于去年同期雅砻江安宁河大渡河青衣江201920202021岷江沱江涪江嘉陵江200%20222023150%180175100%17016550%1601550%150145-50%140-100%1/12/13/14/15/16/17/18/19/110/111/112/1来源：四川省水文局、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所重点关注市场化电量占比低、23年的装机增量未能充分转化业绩增量的长江电力。在高煤价的支撑下，“1439号文”出台后各地煤电市场化交易电价普遍实现20%的顶格上涨。煤电作为市场化交易电量中的主体具备定价能力，近2年市场化交易电量占比较高的水电公司充分受益于市场化电价上浮、实现增利。然而考虑到2023年市场煤价中枢大幅下移，2024年煤电市场化交易电价大概率下行，24年水电市场化电量的平均电价水平也将随之回落。在此背景下，电量以合同售电和保障性收购为主、拥有全市场最低的市场化电量占比的长江电力电价稳定性较强。另外，长江电力电源组配套特高压外送通道完备、跨省跨区送电的水电机组占比高；并且受电省市均为负荷与经济中心、平均上网电价水平较云、川本地更高，因而上网电价较可比公司而言具备明显竞争优势。敬请参阅最后一页特别声明21扫码获取更多服务行业年度报告图表48：2019~2022年长江电力与可比公司市场化电量图表49：2019~2022年长江电力与可比公司水电平均上占比网电价（元/kWh）80%长江电力华能水电国投电力长江电力华能水电国投电力70%0.290.2760%0.250.2350%0.210.1940%0.170.1530%201920%10%0%2020202120222019202020212022来源：各公司年报、国金证券研究所来源：各公司年报、国金证券研究所乌白注入后公司装机容量增厚57.6%，而来水偏枯使装机增量未能转化为业绩增量。2014~2015年公司股价上涨，溪向电站资产注入的预期是一大重要驱动力：向家坝、溪洛渡电站于2014年投产发电，长江电力于2016年完成资产注入。注入当年公司水电装机规模增加2026万千瓦（+80.3%）；归母净利润同比增长80.4%，与装机规模增幅基本一致。反观本次乌白于2023年初完成注入，而1H23乌东德和三峡水库来水总量分别同比偏枯22.9%、30.3%，2Q23更是在新增乌白并表的情况下总发电量同比下降22%。来水偏枯严重拖累业绩转化，使得公司股价3Q22开始横盘、4Q22开始震荡下行；当前股价为22年最高水平的约90%，未能反映资产注入带来的增量。若24年来水恢复正常，则公司股价有望回到前高。图表50：长江电力历史股价302520乌白注入预期+“双15碳”目标提出10溪向注入预期+2015年长江电5力提出未来十年高分红计划、获内外资价值投资者青02015-012016-012017-012018-012019-012020-012021-012022-012023-012014-01来源：Wind、国金证券研究所图表51：长江电力六大水电站装机规模情况图表52：2019~1H23长江电力水电装机容量情况名称装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）+80.3%三峡225080007000葛洲坝273.56000+57.6%5000溪洛渡138640003000向家坝64020001000白鹤滩16000乌东德1020来源：长江电力公告、国金证券研究所来源：长江电力公告、国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明22扫码获取更多服务行业年度报告图表53：2016年溪向注入时，长江电力业绩增幅与装机图表54：2019~1H23长江电力发电量（万千瓦，左轴）增幅基本一致及增速（右轴）情况归母净利（亿元，左轴）YOY（右轴）三峡葛洲坝向家坝300100%溪洛渡白鹤滩80.4%乌东德10%5%25080%2500YOY-总电量（右轴）0%-5%20060%2000-10%-15%15040%20%15001000%100050-20%5000-40%02020A2021A2022A-20%2019A2023H1来源：长江电力公告、国金证券研究所来源：长江电力公告、国金证券研究所关注主要资产布局于电力供需紧张的云南省、24年有两座新电站投产的华能水电。云南省内清洁能源市场化电价呈上涨趋势。过去云南省基础负荷较低，大水电虽有一定调节能力但不具优势，外送通道有限叠加本地负荷不足使西南地区2020年以前持续面临严重的弃水问题、本地市场化水电长期折价上网。而近年来云南大力引进以电解铝为代表的高耗能工业，本地负荷快速增长至出现电力供需季节性偏紧趋势：在今年汛期来水正常的情况下，云南省11月起再度对电解铝企业限产。基础负荷的增长有望还原大水电的基荷电源属性，在电价端表现为市场化水电的折价幅度逐渐缩小直至小时。2023年汛期来水同比大幅改善的情况下，云南清洁能源丰水期市场化成交电价同比降幅较小即可验证。省内市场交易电量占公司总发电量的约40%，省内市场化电价的上行趋势有望冲抵广东省市场化电价的下行风险。下属电站中除漫湾、瑞丽江、中小水电及2022年以前投产的新能源电厂发电量属于一类优先发电量，由云南电网全额保障性收购。根据《2021-2023年澜沧江上游水电站送点广东购售电合同公告》，2021-2023年公司澜上机组优先发电计划电量按电厂设计多年平均电量安排，为236.0亿千瓦时；其中200亿千瓦时为保量保价电量、上网电价为0.3元/千瓦时（含税），36亿千瓦时为保量竞价电量、上网电价公式为0.3元/千瓦时-当月广东省内市场化交易电量加权平均降幅。根据云南省能源局印发的《2022年云南电网优先发电计划安排的通知》，2022年公司“网对网”西电东送电量按比例分配至公司澜沧江中下游电站204.51亿千瓦时；根据公司答投资者问，云南西电东送广东网对网协议价约0.24元/千瓦时。图表55：云南省内清洁能源直接交易价格（元/KWh）图表56：2022华能水电电力消纳情况（亿千瓦时，%）20212022202312%0.300.2520%省内保障性收购43%5%云电送粤保量保价云电送粤保量竞价0.20西电东送框架协议（计划）省内市场化电量（倒挤）0.150.1020%M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12来源：昆明电力交易中心、国金证券研究所来源：云南电力市场2022年运行总结及2023年预测分析报告、《2022年云南电网优先发电计划安排》、华能水电3Q23业绩说明会、国金证券研究所收购华能四川，24年两座新电站开始投产。5M23公司公告拟收购华电四川能源开发有限公司100%股权，于10M23完成收购。华电四川能源公司在运装机容量265万千瓦，资产注入后对应公司水电装机规模增长11.6%。2024年来看，华能澜沧江在建的托巴水电站总装机容量140万千瓦，计划于2024年6月首台机组投产、2024年12月全部投产；华能四川在建的大渡河硬梁包水电站总装机容量111.6万千瓦，计敬请参阅最后一页特别声明23扫码获取更多服务行业年度报告划于2024年首台机组投产、2025年全部投产。两座新电站完全投产后将为华能水电进一步带来9.8%的水电装机规模增长，未来业绩可期。图表57：2018~2025E华能水电水电装机容量及增速装机容量（万千瓦，左轴）YOY（右轴）300025%250020%200015%150010%10005005%00%201820192020202120222023E2025E来源：华能水电年报及重大资产重组公告、北极星、国金证券研究所3.3核电：连续投产期将至，电价浮动影响有限2019年起我国核电发展进入第四阶段。19~20年年核准新机组4台，21年《政府工作报告》提出“积极有序发展核电”，同年核准5台机组；22年两批次共核准10台机组，超出预期，核电机组审批和开工的节奏明显加快。图表58：19年核准恢复以来节奏提速核准时间核准机组情况年度合计（台）项目归属4中国广核2019年广东太平岭核电站（1#、2#)4中国核电福建漳州核电站（1#、2#)5华能集团中国广核2020年海南昌江核电站（3#、4#)10中国核电浙江三澳核电站（1#、2#)中国核电6中国核电江苏田湾核电站（7#、8#)中国核电中国广核2021年辽宁徐大堡核电站（3#、4#)国电投集团中国核电海南昌江小堆机组国电投集团华能集团浙江三门核电站（3#、4#)中国广核中国核电广东陆丰核电站（5#、6#）2022年山东海阳核电站（3#、4#)福建漳州核电站（3#、4#）广东廉江核电站（1#、2#）2023年1~11山东石岛湾电站扩建一期（1#、2#）月福建宁德核电站（5#、6#）辽宁徐大堡核电站（1#、2#）来源：国家发改委、国金证券研究所电量端：24年将迎核准重启后的首台机组投运。根据中国核电与中国广核的公告信息，24年预计将有漳州1号机组、防城港4号机组投入运行，均采用华龙一号堆型，合计装机容量253.2万千瓦。从目前公开进度看，防城港4号机组已于11M23完成热试试验，进入装料准备阶段；而漳州1号机组于同期完成了冷试试验，进入热试阶段。预计两台机组将于2H24起贡献电量。连续投产的序幕拉开，24~26年均装机容量增速约5%。仅中国核电与中国广核（含控股股东委托管理公司）两家，当前在建三代机组容量合计已达18.3GW，平稳投运、24~26年装机容量年均增速约5%（考虑惠州1/2号机组如期并入上市公司体内）。敬请参阅最后一页特别声明24扫码获取更多服务行业年度报告图表59：24年后核电进入连续投产阶段已公告进度项目-至3Q23核电机组机组类型装机容量土建施工设备安装调试阶段并网阶段计划商运时间（万千瓦）√2024年中国核电2025年2026年福建漳州1号HPR1000121.2√√2026年福建漳州2号HPR10002027年ACP100121.2√√2027年海南小堆VVER12002027年江苏田湾7号VVER120012.5√2027年辽宁徐大堡3号VVER12002027年江苏田湾8号VVER1200126.5√辽宁徐大堡4号CAP10002024年上半年浙江三门3号CAP1000127.4√2027年浙江三门4号2028年126.5√容量合计2025年127.4√2026年2026年125.1√2027年125.1√1012.9中国广核来自子公司防城港4号HPR1000132陆丰5号HPR1000陆丰6号HPR1000120√容量合计120√372来自控股股东委托管理公司惠州1号HPR1000111.6√惠州2号HPR1000苍南1号HPR1000111.6√苍南2号HPR1000容量合计111.7√111.7√446.6中国核电+中国广核合计容量总计1831.5来源：中国核电/中国广核公司公告、国金证券研究所图表60：24~26年装机容量平均年增速约5.1%图表61：24~26年装机容量平均年增速约4.9%装机容量-中国核电（左轴，万千瓦）装机容量-中国广核（左轴，万千瓦）4000YOY-中国核电（右轴）25%4000YOY-中国广核（右轴）8%300020%30006%15%200020004%10%10005%10002%00%00%2022A2027E2022A2023E2024E2025E2026E2027E2023E2024E2025E2026E来源：中国核电公司公告、国金证券研究所来源：中国广核公司公告、国金证券研究所价格端：近两年受益于市场化电价上浮，核电电价由折价转向溢价，但多数电站实际溢价有限，价格稳定在核准价5%浮动区间内（大亚湾核电多年稳定溢价、江苏核电近两年溢价较多）。我们认为，核电将长期定位为稳定的基荷电源，作为相比于水风光更可靠的低成本电源（优先发电电源），来匹配低价购电用户需求（优先购电用户）。根据早年间发改委、能源局发布的《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》（下称“144号文”），要求确保核电按基荷满发、基荷容量之外的核电按保障核电安全消纳的有关规定安排计划。因此，即使核电市场化逐步推行，“电量/电价双稳”的定位预计不会改变。敬请参阅最后一页特别声明25扫码获取更多服务行业年度报告图表62：中国核电分电站电价折/溢价情况图表63：中国广核分电站电价折/溢价情况秦山一核秦山二核秦山三核江苏核电大亚湾核电站岭澳核电站岭东核电站宁德核电站阳江核电站防城港核电站台山核电站1H23三门核电福清核电海南核电15%50%10%40%5%30%20%0%10%-5%0%-10%-10%-20%19A20A21A22A1H2319A20A21A22A来源：中国核电公司公告、国金证券研究所来源：中国广核公司公告、国金证券研究所一方面，核电市场化比例相较火电仍然较低。1~3Q23中国核电/中国广核市场化电量占比分别约为45%/56%，市场化率进一步提升的幅度有所降低。分地区看，福建、广西核电市场化比例较高（福清核电市场化电量占比低于宁德核电，主因福清5/6号机组采取华龙一号堆型，暂不参与市场交易），而前述分地区有效容量分析结果显示这两个省份供需存在趋紧的态势，市场价格风险有限。图表64：中国核电/中国广核市场化电量占比均已超40%图表65：1~3Q23进市场电站市场化电量比例情况100%核电市场化电量占比-中国核电90%核电市场化电量占比-中国广核80%60%70%60%55%50%40%50%30%20%45%10%0%40%35%30%19A20A21A22A1~3Q23来源：中国核电/中国广核公司公告、国金证券研究所来源：中国核电/中国广核公司公告、国金证券研究所另一方面，广东/广西针对溢价部分开展了回收机制。其中，广东省近日更新的《关于2024年电力市场交易有关事项的通知》继续明确了成交均价与市场参考价之差85%回收的机制；中广核公开业绩交流会中也提及了今年广西同样存在电价回收机制。敬请参阅最后一页特别声明26扫码获取更多服务行业年度报告图表66：主要核电省份核电市场化电量安排情况文件名称核电市场化电量安排广西《2023年广西电力交易实施方案》核电发电企业全电量进入市场福建《2023年福建省电力中长期市场交易方核电机组原则上全部上网电量（除华龙一号以外）参与市场交易。根据全省电力电量平案》衡及外送情况对核电机组市场化电量进行动广东《关于2024年电力市场交易有关事项的态调整。通知》安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约195亿千瓦时。对核电机组的年度、月度中长期辽宁《2023年辽宁省电力市场化交易方案》交易电量，按照对应交易品种成交均价与市场参考价之差（负值置零）的85%从核电机浙江《2023年浙江省电力市场化交易方案》组进行回收。江苏《关于开展2023年电力市场交易工作的红沿河1至4号机组上网电量参与电力市场通知》交易，平分至上下半年中核集团秦山一期全年市场化交易电量占其年发电量的50%。三门核电全年市场化电量占其年发电量的10%江苏核电有限公司全年市场交易电量不低于220亿千瓦时（其中#1-2机组不低于20亿千瓦时），其中年度交易电量不低于180亿千瓦时。来源：各省能源局官网、国金证券研究所远期看：折旧完全后度电利润可观，成本结构稳定，具备高分红潜力。核电度电成本中折旧占比近40%，目前大亚湾电站折旧完全，加之对港售电，度电净利润水平接近于其他广东省内核电站的2倍。而由于核燃料成本占比15%，使得市场将核电与水电资产对标中担忧边际扰动。考虑到两家运营商均是通过向集团内其他子公司采购，签订天然铀长协价+购买组件能够平抑运营端的成本波动。图表67：中国核电分电站度电净利润情况（元/KWh）图表68：中国广核分电站度电净利润情况（元/KWh）秦山一核秦山二核秦山三核大亚湾核电站岭澳核电站江苏核电三门核电福清核电海南核电岭东核电站宁德核电站阳江核电站防城港核电站台山核电站0.200.350.150.300.100.250.050.200.000.1519A20A21A22A1H230.10-0.05-0.100.05-0.150.0019A20A21A22A1H23来源：中国核电公司公告、国金证券研究所来源：中国广核公司公告、国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明27扫码获取更多服务行业年度报告图表69：成本结构决定核电经营稳定性图表70：中广核股息率超部分水电企业长江电力华能水电中国广核14%6.0%国投电力中国核电度电固定资产折旧成本5.0%12%39%度电燃料成本14%4.0%度电运行维护成本3.0%度电人员成本2.0%度电其他成本1.0%21%0.0%2018A2019A2020A2021A2022A来源：中国核电公司公告、国金证券研究所来源：中国广核公司公告、国金证券研究所综合以上对核电电量增长+电价水平稳定+长期高分红能力的分析，建议关注核电运营双寡头中国核电、中国广核。3.4绿电：组件降本创造需求，工商业分布式/集中式配储确定性较高组件降本创造需求。年内组件价格下降超1元/W是今年以来光伏装机超预期的核心原因。而由于集中式装机多为规划先行，更多的超预期增量源于“自下而上”经济性驱动的分布式光伏。展望明年，我们仍看好工商业分布式光伏的模式优越性（自发自用为主的利用模式决定电价端受“入市”、“承担消纳成本”等潜在风险因素影响的可能性较小），以及集中式装机预期回暖带来的配储需求。工商业分布式光伏板块建议关注南网能源、芯能科技；储能板块建议关注各核心设备环节，液冷温控环节建议关注申菱环境。工商业分布式利用模式决定电价构成。分布式光伏项目模式主要以“自发自用、余电上网”最为常见，其收入包括客户自用、上网和补贴三部分：（1）客户自用部分根据月度用电额（实际用电量×自发自用部分电价）向客户收取；（2）上网部分根据销售给当地电网的月度售电额（实际售电量×当地燃煤基准电价）向电网公司收取；（3）补贴收入=总发电量×国家政策确定的补贴单价，由电网公司转付（国补当前已取消）。图表71：工商业分布式利用模式决定电价构成来源：国金证券研究所补贴退坡已完成，“余电上网”部分占比有限且有望获得额外绿证收益。采取“自发自用、余电上网”模式的光伏项目自19年起即采取竞价方式获取补贴，至今国补已取消。针对占比20%的余电上网部分，一方面，可赚取度电成本与煤电基准价之差；另一敬请参阅最后一页特别声明28扫码获取更多服务行业年度报告方面，近期三部委联合发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（1044号文）增加了对分布式光伏上网电量的绿证核发，意味着后续绿证交易市场活跃后相关电量有望额外获得环境溢价（落地后，该部分溢价收益将与客户分摊、或让利作为获客手段）。针对占比80%的工商业“自发自用”部分收益，来源于光伏度电成本与工商业电价的差值，可与客户分配的溢价空间较大。早在19年补贴大幅退坡以前，三部委发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（823号文）中就明确了“分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加、系统备用容量费和其他相关并网服务费”，以维持装机积极性。有关上网电价以外的费用在2Q23发布的《第三监管周期省级电网输配电价》（526号文）中有进一步明确划分。图表72：“自发自用”溢价空间是运营商自持模式的核心来源：国金证券研究所该溢价空间存在长期扩大趋势。对比美国PJM市场可见：在各类增量成本通过市场机制顺畅传导的背景下，电能量以外费用将会占到批发电价20%以上（近年来占比下行主因上游能源大宗价格涨幅较大，推高电能量费用）。图表73：近年来美国PJM市场批发电价中，电能量费用以外部分合计占20%以上电能量费用输配电费用容量费用其他电能量以外费用占比12060%10050%8040%6030%4020%2010%02019A2020A2021A0%2018A2022A来源：PJM市场监管文件、国金证券研究所工商业分布式光伏装机成长性取决于优质屋顶资源量，而“优质”拆解为具体要素，仍离不开利用小时数、自发自用比例、综合电价构成的电站盈利模型。保持收益率不变，则组件降本可以给电价下行让出空间。假设：（1）组件成本存在下行趋势，当前中值设为1.3元/W；（2）取平均首年利用小时数1000小时；（3）自发自用比例中值为80%；（4）考虑分时电价机制后平均电价0.77元/KWh、自发自用部分电价折扣20%、煤电基准电价0.453元/KWh；（5）贷款比例25%、贷款利率4%。敬请参阅最后一页特别声明29扫码获取更多服务行业年度报告结论：中值假设下，工商业分布式光伏资本金IRR为10.4%；组件价格下降0.1元/W，对应IRR上升0.4pct；利用小时数由1000上升至1100小时，对应IRR上升1.5pct；自发自用比例提升10%，对应IRR上升0.4pct；综合电价提升0.02元/KWh，对应IRR上升0.1pct。图表74：工商业分布式光伏IRR测算假设380%建设期1.3项目装机容量（MW）3.61000系统效率（%）组件单价-中值（元/W）80%单位投资-中值（元/W）0.583首年最佳利用小时数-广东地区，中值（小0.77时）运营期自发自用比例-中值（%）综合电价-中值（元/KWh）其中：工商业用户平均电价其中：煤电基准电价0.453自发自用部分电费折扣（%）20%折旧年限(年)25残值率（%）5%自有资金比例（%）75%贷款利率（%）4%还款期限（年）10来源：南网能源公司公告、国金证券研究所图表75：工商业分布式光伏IRR敏感性测算单瓦投资价格(元/瓦)工商业分布式光伏IRR敏感性情况3.403.503.603.703.808007.8%7.4%7.1%6.8%6.6%优质区位差异首年发电利用小时9009.5%9.1%8.8%8.4%8.1%数（小时）100011.2%10.8%10.4%10.0%9.7%110012.8%12.4%11.9%11.5%11.2%120014.4%13.9%13.5%13.0%12.6%60%10.2%9.8%9.5%9.1%8.8%70%10.7%10.3%9.9%9.6%9.2%优质客户差异自发自用比例（%）80%11.2%10.8%10.4%10.0%9.7%90%11.6%11.2%10.8%10.4%10.1%95%11.9%11.4%11.0%10.6%10.3%0.549.7%9.3%8.9%8.6%8.3%优质区位+客户差综合电价0.5610.2%9.8%9.5%9.1%8.8%异（元/KWh）0.5811.2%10.8%10.4%10.0%9.7%0.6011.3%10.9%10.5%10.2%9.8%0.6211.9%11.5%11.1%10.7%10.3%来源：南网能源公司公告、国金证券研究所组件价格下降、储能系统成本下降同样为集中式电站腾出配储空间。组件价格下降0.4元/W，对应光伏系统成本从4.2元/W下降至3.8元/W。在首年接近1500小时利用小时数的假设下，全投资IRR从5.6%升至6.6%，配储后对项目整体的经济性影响将有所减弱。同时，碳酸锂价格每下降10万元可对应降低储能系统成本70元/KWh。若将储能作为纯成本项测算，当储能成本为2000/1700/1400元/KWh，对应项目整体IRR分别为5.3%/5.5%/5.6%；敬请参阅最后一页特别声明30扫码获取更多服务行业年度报告若考虑储能在放电过程中获取调峰辅助服务费用/现货价差，上述储能成本假设下，对应项目整体IRR分别为5.8%/5.9%/6.1%。图表76：集中式光伏全投资IRR对系统成本、利用小时数的敏感性分析光伏投资价格(元/W)IRR3.63.73.83.94.04.14.2首年发电12915.39%5.14%4.90%4.68%4.46%4.25%4.04%利用小时13916.27%6.00%5.75%5.50%5.27%5.05%4.84%数（h）14917.14%6.85%6.58%6.32%6.07%5.83%5.60%来源：主要光伏运营商公司公告、国金证券研究所图表77：集中式光伏全投资IRR对系统成本、储能成本的敏感性分析（储能作为纯成本项）光伏投资价格(元/W)IRR3.63.73.83.94.04.14.220005.86%5.59%5.32%5.06%4.82%4.58%4.35%5.48%5.22%4.96%4.72%4.48%储能投资价格17006.04%5.75%5.64%5.37%5.11%4.86%4.62%（元/KWh）14006.21%5.92%来源：主要光伏运营商公司公告、国金证券研究所图表78：集中式光伏全投资IRR对系统成本、储能成本的敏感性分析（储能获取电能量补偿）光伏投资价格(元/W)IRR3.63.73.83.94.04.14.2储能投资20006.32%6.04%5.76%5.50%5.24%5.00%4.76%价格（元17006.50%6.21%5.93%5.66%5.40%5.14%4.90%14006.68%6.38%6.09%5.82%5.55%5.29%5.05%/KWh）来源：主要光伏运营商公司公告、国金证券研究所电改推进+内生成长，各类电源24年均有看点。火电板块：关注容量电价机制落地背景下的四类投资机会，推荐长协覆盖率高、公用事业属性有望回归的华能国际、国电电力、皖能电力；推荐缺电省份地方性国企浙能电力。谨慎推荐困境反转逻辑下的豫能控股。设备端推荐受益于新建火电放量+灵活性改造需求的青达环保、华电重工。水电板块：关注来水改善+电价稳定+地区性供需紧张逻辑下的两大水电运营商长江电力、华能水电。核电板块：关注连续投产期将至、电量增长+电价稳定+长期高分红能力有望提升逻辑下的两大核电运营商中国核电、中国广核。绿电板块：关注组件降本背景下，利用模式与电价形成机制优秀的工商业分布式光伏运营商南网能源、芯能科技；设备端关注绿电装机超预期后、配储需求确定性增长逻辑下的设备商如申菱环境（液冷温控环节）。敬请参阅最后一页特别声明31扫码获取更多服务行业年度报告图表79：推荐标的估值情况总市值收盘价EPS（元/股）PE（元/股）代码证券简称（亿元）12月7日2023E812月7日7.82021A2022A2023E2024E2025E2021A2022A102024E2025E4.0-0.79-0.611.001.031.17-10-131177600011.SH华能国际1,026.26.8-0.110.150.410.490.57-37267874.8-0.590.190.620.700.75-1136/109600795.SH国电电力718.84.4-0.06-0.140.691.031.14-80-34175416.4-1.50-1.49-3-321//000543.SZ皖能电力153.55.70.690.62///2426181311火电600023.SH浙能电力640.922.60.260.270.941.261.552221201614板块67.78.41.160.940.270.340.4220241315137.00.320.351.251.511.692624141816001896.SZ豫能控股3.00.440.470.430.470.5116153512105.30.190.200.530.590.681615241211688501.SH青达环保20.211.40.130.150.220.240.27413529221827.70.220.380.150.240.3052301814601226.SH华电重工66.00.670.690.480.650.81414020140.971.401.95水电600900.SH长江电力5,529.8板块600025.SH华能水电1,519.2核电601985.SH中国核电1,318.1板块003816.SZ中国广核1,372.2003035.SZ南网能源201.5绿电603105.SH芯能科技57.0板块73.7301018.SZ申菱环境来源：Wind、国金证券研究所注：国电电力、华电重工、华能水电、芯能科技估值数据取自Wind一致预期，豫能控股暂无一致预期电力市场化进度不及预期：电力市场化是发现电力商品供需矛盾、发现各类保供电源和调节资源价值的关键制度演变，电力市场是投资运营成本疏导和合理收益获得的来源。若国内电力市场化政策释放不及预期，或将影响相关保供/调节资源投资发展的积极性。电力供需格局趋缓导致市场化电价向下波动：随着绿电集中装机，供应端趋于宽松，若经济生产恢复不及预期、电力需求不及预期，则可能对各类电源的电量需求不利，进而使得市场化电价向下波动。煤价回升影响火电企业盈利：火电的发电特性决定了其成本结构中燃料成本占比较高，市场煤价止跌回升将挤压火电盈利。新能源入市进程推进对存量电站盈利带来不利影响：无论是分散式还是集中式的市场组织模式，相比于政府定价模式，均对市场参与主体的交易策略提出更高要求，且价格波动性增大。若入市新能源不具备成熟的交易策略和经验或将对经营业绩产生不利影响。敬请参阅最后一页特别声明32扫码获取更多服务行业年度报告行业投资评级的说明：买入：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在15%以上；增持：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在5%－15%；中性：预期未来3－6个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%－5%；减持：预期未来3－6个月内该行业下跌幅度超过大盘在5%以上。敬请参阅最后一页特别声明33扫码获取更多服务行业年度报告特别声明：国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究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