证券研究报告行业投资策略公用事业行业评级强于大市（维持评级）2023年12月19日浪潮已至，把握电改投资机遇——公用事业2024年度策略华福低碳研究证券分析师：汪磊执业证书编号：S0210523030001请务必阅读报告末页的重要声明投资要点➢深化电力体制改革，迈出坚实电改步伐。2030年前将处于新型电力系统建设的加速转型期，新能源占比将逐步提高。风光增量显著却不能参与电力平衡，给电力系统灵活性带来挑战，十四五期间电力供需紧张。23年以来陆续出台相关政策文件，迈出坚实的电改步伐。23M7通过电力体制改革文件，强调与新型电力系统相适应的电改；23M9出台国家层面首份电力现货市场建设规则；23M11煤电容量电价机制出台。电力改革浪潮已至，把握电改投资机遇：➢火电：容量电价落地，重构火电价值。23年初至今煤价中枢降幅明显，火电盈利修复。随着构建以新能源为主体的新型电力系统的不断建设，火电盈利模式趋向多元化，有望重构火电价值（电能价值+容量价值+调节价值）（1）中长期市场和现货市场相互协调互为补充，体现电能价值。预计容量电价出台将带来电价结构调整，电量电价或小幅下降。（2）容量电价正式落地，体现容量价值。根据各省容量电价，保守测算24-25年全国容量电费（含税）约1209亿元。煤电容量电价落地，提高对煤电利用小时数等因素波动的容忍性，增强盈利稳定性，预计煤电板块估值体系或迎变革。（3）辅助服务机制不断完善，体现调节价值。随着辅助服务机制的不断完善以及风光大规模接入，辅助服务费用比例将不断增加。➢风光：产业链降本明显，风光驶向快车道。截至23M10，我国风电4.04亿千瓦；光伏5.36亿千瓦。预计23年底风光装机将突破10亿千瓦（此前设立目标为9.2亿千瓦）。风光装机一路高歌，预计24年装机有望继续呈现高增长态势。产业链一路降本，助推风光持续扩张。此外23年聚焦消纳问题、绿电市场化机制深化改革。预计24年将持续深入电改，构建适应新能源发展的消纳和交易机制。➢水电：发电有望同比提升，积极推进水风光一体。长江流域丹江口和三峡水位自6月以来逐渐好转，明显高于同期水平。预计明年上半年水电出力将明显好于同期水平。水电类债属性突出，高分红凸显防御价值。此外紧扣新型电力系统建设需要，积极推动水风光一体化建设。23M6全球最大水光互补电站雅砻江柯拉光伏电站；23M9我国首个基于流域水风光一体化基地建设的联合创新研究中心成立；23M10澜沧江流域漫湾水光一体化项目全面建成。➢核电：核电审批回暖，注入成长预期。22年核准10台，23M7核准6台机组。在新型电力系统中发挥稳定基荷作用的核电，预计未来有望保持积极审批态势，注入成长预期。预计24年防城港4号机(中广核)、漳州1号机（中核）将投产。➢投资建议：➢火电：23年火电企业盈利修复明显，煤电容量电价机制正式出台，价值迎来重估，推荐关注火电板块投资机会，建议关注装机规模居前的华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电；➢风光：产业链降本明显，助推风光持续扩张。24年将持续深入电改，构建适应新能源发展的消纳和交易机制，建议关注三峡能源、福能股份；➢水电：23年下半年水电水位明显好于同期水平，预计24H1水电出力明显好于同期，水电类债属性突出，高分红凸显防御价值，水风光一体化持续推进，建议关注华能水电、长江电力、国投电力、川投能源；➢核电：在新型电力系统中发挥稳定基荷作用的核电，核准常态化迎稳步发展，建议关注中国核电。➢风险提示：政策执行不及预期；原材料价格波动不及预期；项目推进不及预期；研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。2◼深化电力体制改革，迈出坚实电改步伐目◼火电：容量电价落地，重构火电价值◼风光：产业链降本明显，风光驶向快车道录◼水电：发电有望同比提升，积极推进水风光一体◼核电：核电审批回暖，注入成长预期◼投资建议与风险提示3全面加速推进新型电力系统建设➢构建以新能源主体的新型电力系统是电力转型的发展方向，我国新型电力系统建设已进入全面加速推进阶段。•2010-2015年，风光装机占比从3%增至11%，占比扩大了8pct；2015-2020年，风光占比从11%增至24%，占比扩大了13pct，装机提速明显；2020-2022年风光占比保持快速扩张。•2030年前将处于新型电力系统建设的加速转型期。新能源占比将逐步提高，逐渐成为发电量增量主体；但煤电仍占据主力电源地位，发挥重要压舱石作用，保障电力安全稳定供应。图表：风光装机占比快速提升图表：三步走构建新型电力系统阶段特点装机结构(2030E/2045E/2060E)第一阶段1)新能源逐步成为发电量增3%47%煤炭（2020-2030年）量主体；23%气电新能源占比逐步提高2)煤电仍是电力安全保障的核电但仍以煤电为主体“压舱石”。13%水电7%7%风光发电生物质发电第二阶段1)新能源逐步成为装机主体3%煤炭（2030-2045年）电源；23%气电初步建成以新能源为2)煤电加速清洁低碳转型。核电主体的新型电力系统44%6%水电12%风光发电生物质发电12%煤炭第三阶段1)新能源逐步成为发电结构4%气电（2045-2060年）主体电源；15%核电新型电力系统逐步成2)电能与氢能等二次能源深水电熟度融合利用。62%12%风光发电生物质发电来源：《新型电力系统发展蓝皮书》，《构建新型电力系统路径研究》，华福证券研究所4高比例新能源并网对电力系统灵活性带来挑战➢新能源大比例接入电网对电力系统灵活性带来挑战。•由于是具有间歇性、波动性和随机性的风光大比例接入电网，电力系统净负荷易短时陡峭变化，给电力系统实时平衡带来挑战，高新能源渗透率下的净负荷曲线易出现灵活性缺额。•无法满足向上的灵活性需求，即向上调节容量不足，会导致电力供需紧张，面临电力短缺。无法满足向下的灵活性需求，即向下调节容量不足，会出现新能源的消纳问题，导致弃风弃光。•此外世界气象组织日前宣布，热带太平洋七年来首次形成厄尔尼诺条件，这可能导致全球气温飙升、破坏性天气和气候模式的出现。极端天气频繁，给整个电力需求和负荷管理带来极大不确定性，对电力系统灵活性提出更高的要求。图表：高新能源渗透率下的净负荷曲线出现灵活性缺额图表：向上灵活性不足和向下灵活性不足原理来源：《新能源电力系统灵活性供需量化及分布鲁棒优化调度》童宇轩等，《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，华福证券研究所5预计十四五期间电力供需紧张➢风光增量显著却不能参与电力平衡，预计十四五期间电力供需紧张。•预计十四五期间电力供需紧张。主要是因为随着经济的发展以及极端天气频发，最高用电负荷持续走高，未来电源的增量主体是风光，但由于风光出力间歇波动，不能提供有效容量，不能实时参与电力平衡，无法保电保供。随着风光装机占比持续增加，能够为“风光”配套的可调节出力资源未来有望迎来快速发展，帮助平抑风光出力波动。图表：十四五期间电力供需紧张2020202120222023E2024E2025E受阻系数煤电装机（亿千瓦）10.811.111.211.712.212.9气电装机（亿千瓦）1.01.11.11.31.41.5常规水电装机（亿千瓦）3.43.53.63.73.73.8抽蓄装机（亿千瓦）0.30.40.50.50.60.6风电装机（亿千瓦）2.83.33.74.35.15.8光伏装机（亿千瓦）2.53.13.95.87.910.1核电装机（亿千瓦）0.50.50.60.60.60.6煤电有效容量（亿千瓦）9.710.010.110.511.011.610%气电有效容量（亿千瓦）1.01.11.11.31.41.50%常规水电有效容量（亿千瓦）2.52.62.72.82.82.825%抽蓄有效容量（亿千瓦）0.30.40.50.50.60.60%风电有效容量（亿千瓦）0.10.20.20.20.30.395%光伏有效容量（亿千瓦）0.00.00.00.00.00.0100%核电有效容量（亿千瓦）0.50.50.60.60.60.60%有效合计（亿千瓦）16.617.5全国最高用电负荷10.811.912.913.414.916.3含备用容量的最高用电负荷17.118.715%（备用率）注：“全国最高用电负荷”出现在夏季可能性更大来源：wind，中电联，各省十四五规划，中国能源新闻网，能源新煤，全国能源观察，国家能源局，国家发改委，北极星火力发电网，水电水利规划设计总院，国家能源招标网，新华网，6中国能建葛洲坝一公司，新浪网，东电微讯，北极星水力发电网，中国电建公告，湖北发改委，中核公告，中广核公告，中石油规划总院，《中国天然气发展报告》，中国核电网，华福证券研究所迈出坚实电改步伐，深化电力体制改革，加快构建新型电力系统➢23年以来陆续出台相关政策文件，迈出坚实电改步伐。23年陆续出台相关文件，持续推动电力系统体制改革，解决电力保供、灵活性资源稀缺等问题。包括落地煤电容量电价、核定抽蓄容量电价；促进可再生能源电力消费；厘清输配电价结构；围绕与高比例新能源并网相适应的供给消纳体系相关的电改等。➢深化电力体制改革，加快构建新型电力系统。2023M7审议通过《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》，强调与新型电力系统相适应的电改。受益于政策催化，预计或将加快电改步伐构建新型电力系统，未来将以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务。图表：23年以来发布的相关政策文件图表：会议强调内容时间政策文件要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可国家发改委、财政部、能源局印发享受补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。2023.2通知要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技2023.5国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知术创新、市场机制创新、商业模式创新。2023.5国家发展改革委关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知2023.5国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知要推动有效市场同有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好电力基本公共服务供给。2023.7国家发展改革委财政部国家能源局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2023.92023.9国家发展改革委国家能源局关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知2023.9国家发展改革委国家能源局关于印发《电力负荷管理办法（2023年版）》的通知2023.10国家发展改革委等部门关于印发《电力需求侧管理办法（2023年版）》的通知国家发展改革委国家能源局关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见2023.11国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知来源：新华社，储能中国网，国家发改委，华福证券研究所7电力现货市场释放中时间尺度灵活性潜力，优化资源配置保供应促消纳➢电力现货市场提供时空价格信号，释放中时间尺度灵活性潜力，构建适合新能源发展的电力市场体系，保供应促消纳。•23M9出台国家层面首份电力现货市场建设规则，23M11强调进一步加快电力现货市场建设。电力现货市场通过竞争形成体现时空价值的市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易。在现货市场中给予市场参与主体进行出力或需求的近实时调整，以及系统对电厂近实时的调度的可能，释放中时间尺度灵活性潜力，构建适合新能源发展的电力市场体系，满足向上（保供应）、向下（促消纳）的灵活性需求。•1）按照时间划分为日前市场、日内市场和实时市场。不同时间，电力负荷不同，对应不同的电力价值。2）按照空间划分为跨区域富余可再生能源市场&省间现货市场、省内现货市场。不同地区，电力资源供求关系不同，对应不同的电力价值。图表：电力现货市场构成图表：电力现货市场释放中时间尺度灵活性潜力跨区域富余可再生能源市场&省间现货市场空间划分省内现货市场日前市场电力现货市场时间划分日内市场实时市场来源：《电力系统灵活性提升:技术路径经济性与政策建议》，《电力现货市场基本规则（试行）》，华福证券研究所8长期看现货价格或稳定在合理范围，通过峰谷价差保供应促消纳➢1）通过时间价值信号引导用户需求侧响应，作用于价格上，使其稳定在合理范围；同时还可通过峰谷价差保供应促消纳。•以山东电力现货市场为例，午间光伏大发时刻，供大于求价格低位。山东大力推动用户侧分时电价，通过时间价值信号引导用户需求侧响应-高价时减少用电，低价时增加用电。进一步作用于价格上，使其趋向于稳定在合理价格范围。2023M1-10山东光伏实时加权均价出现了17.51元/MWh的小幅上涨。2024年山东分时电价正式出炉，山东全年共增加62h深谷时段，184h尖峰时段。随着电价持续深化改革，通过价格向用户侧的有效传导，长期看现货价格或趋向于稳定在合理价格范围。•现货市场还可通过峰谷价差吸引更多的灵活性资源参与市场，削峰填谷。一方面保障电力系统安全稳定经济运行，另一方面促进风光消纳。图表：2022年与2023年的山东电力现货市场分时价格形态对比图表：山东现货市场光伏实时度电收入分月加权平均值(元/MWH）20222023(元/MWH）202220236003503005002504002003001501002005010001234567891011121314151617181920212223241月2月3月4月5月6月7月8月9月10月来源：兰木达电力现货，华福证券研究所9省间现货市场打破省间壁垒省间余缺互济，更大范围保供应促消纳➢2）通过空间价值信号引导电力从平衡富余地区流向平衡紧张地区，打破省内资源禀赋限制，更大范围保供应促消纳。•省间现货市场一方面有利于提升全网保供能力，引导电力从平衡富余地区流向平衡紧张地区，打破省内资源禀赋限制。沿海省份电力供需紧张，多为购电省。云南是西电东送重要电力输出省，承担着重要的送出角色。•另一方面促进风光更大范围消纳，23年甘肃新能源较好，9月新能源平均出力超8GW，远超去年的6GW。为避免弃风弃光，甘肃加大了省间申报量。•各省份可根据省内电力供需情况转换购售身份。22M9高温酷暑，重庆来水偏枯。在省间现货市场中主要是购电省份。23M9雨水丰沛，来水偏丰。此时重庆主要是售电省份。图表：22M9省间现货购售电量图表：23M9省间现货购售电量图表：22M9&23M9甘肃新能源平均出力对比注：红色为售电省，蓝色为购电省来源：兰木达电力现货，华福证券研究所10◼深化电力体制改革，迈出坚实电改步伐目◼火电：容量电价落地，重构火电价值◼风光：产业链降本明显，风光驶向快车道录◼水电：发电有望同比提升，积极推进水风光一体◼核电：核电审批回暖，注入成长预期◼投资建议与风险提示11火电：23年火电公司盈利修复➢23年初至今煤价中枢降幅明显，火电亏损面收窄盈利稳步修复。•23H1煤价持续下降；步入迎峰度夏后电厂日耗回升，煤价反弹；迎峰度夏结束煤价反弹动能不强，煤价温和上涨。整体看，23年煤价中枢降幅明显，预计24年我国煤炭供需将延续平稳态势。12月7日，国家发改委、国家能源局发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》。24年需方范围变窄（部分供热企业可不签长协），需方签约弹性增加（24年签约比率80%-100%）；供方长协要求仍为80%。据财新网报道，此次总长协量或最低比例是23年26亿吨保供任务目标八成（即20.8亿吨），供应充足长协比例下降。价格沿用23年长协基准价675元/吨。•22年火电公司电价上浮明显，23Q1-3部分火电公司电价继续小幅上浮。预计24年电量电价或小幅下降，总体煤电价格水平基本稳定（考虑容量电价）。•我们统计了28家火电公司归母净利润同比变化情况。22年至今受益于煤价中枢下降、电价上浮充分以及长协履约率提升等，23年整体盈利修复明显。图表：23年初至今煤价中枢降幅明显图表：部分火电公司23Q1-3电价继续上浮图表：归母净利润同比增长的火电公司数增加来源：wind，公司公告，同花顺，华福证券研究所12火电：火电盈利模式趋向多元化-电能价值+容量价值+调节价值➢随着电改持续推进，火电盈利模式趋向多元化。随着构建以新能源为主体的新型电力系统的不断建设，火电调峰保供属性凸显，盈利模式将逐渐从单一的电量服务转变为电量服务+容量电价+辅助服务等，盈利模式趋向多元化，有望重构火电价值（电能价值+容量价值+调节价值）。➢1）中长期市场和现货市场相互协调互为补充，体现火电电能价值。中长期市场和现货市场相互协调互为补充，中长期市场规避风险，现货市场发现价格。21M10的1439号文指出燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动均不超20%。电力现货价格不受上述幅度限制。图表：火电盈利模式由电量服务+容量电价+辅助服务等构成图表：中长期市场和现货市场相互协调互为补充电量服务容量电价辅助服务等中长期市场容量补偿机制调频现货市场备用黑启动等来源：电力网，中国能源报，《省间电力现货交易机制设计与探索》孙大雁等，华福证券研究所13火电：火电盈利模式趋向多元化-电能价值+容量价值+调节价值➢1）火电电能价值——预计容量电价的出台将带来煤电电价结构的调整，电量电价或小幅下降。•广东、江苏等地陆续发布24年电力市场交易方案。广东、江苏两省文件规定年度交易价的上下限均不变。由于煤电容量电价的正式落地，24年煤电机组将由单一制电价（电量）调整为两部制电价（电量+容量）。•23年广东年度双边协商交易均价553.88元/MWH；挂牌成交均价552.28元/MWH；集中竞价553.96元/MWH。23年江苏年度交易加权均价466.64元/MWH。23年两省均接近顶格上浮。预计容量电价的出台将带来24年煤电电价结构的调整，电量电价或小幅下降（24年或不会顶格上浮），煤电总体价格水平基本稳定。此外广东在23年原有的煤电价格联动条款上新增浮动单价范围，此外浙江计划建立煤电价格联动机制。图表：广东有关煤电电价事项的电力市场交易方案对比图表：江苏有关煤电电价事项的电力市场交易方案对比对比20242023对比20242023年度交易根据燃煤基准价上下浮动20%形对每份年度合同成交均价设置上自2024年1月1日起，江苏省合规价格成年度交易成交均价上下限。24下限，其中基准价为0.463元/在运的公用煤电机组单一制电价年市场参考价0.463元/千瓦时，千瓦时，成交均价上限暂定调整为两部制电价，其中电量电容量电价年度交易成交均价上限暂定0.554元/千瓦时，下限暂定价(即前述电能交易价格)通过市场0.554元/千瓦时，下限暂为0.372元/千瓦时交易在“基准价+上下浮动”范围0.372元/千瓦时。内形成，上下浮动幅度原则上均不超过20%;容量电价按照发改价市场交易价格浮动范围为燃煤根据发改价格[2023]1501号等年度交格〔2023〕1501号有关规定，经机组发电基准价上下浮动原则文件精神，建立我省容量电价机按照国家有关要求，适时考虑应易价格考核后由电网企业按月结算，纳上不超过20%（0.3128制，有关发电机组获得容量电费，用容量补偿机制。入系统运行费用，向全体工商业~0.4692元/千瓦时）。高耗能工商业用户分摊容量电费。用户分摊，具体政策另行发文明企业市场交易电价不受上浮确。高耗能企业市场交易电价不20%限制。受上浮20%限制。电能量零售电公司和零售用户可在零售合售电公司和零售用户可在零售合售合同电同中对固定电价部分电量签订煤同中对固定电价部分电量签订煤电价格联动条款。煤电联动浮动电价格联动条款。费单价范围为0-0.050元/千瓦时。来源：北极星售电网，广东省能源协会，清能电力，江苏发改委，华福证券研究所14火电：容量电价正式落地，增强煤电企业盈利稳定性➢2）容量电价正式落地，体现火电容量价值。2023年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》，容量电价正式落地。按照21年数据测算，2024-2025年全国容量电费（含税）约1209亿元。折煤电度电收入最高的为云南、北京、河南、四川和青海。图表：2024-2025年各省容量电费、煤电度电收入以及工商业度电分摊成本省份（元/容千量瓦电·年价含税）容量电费煤电度电收入工商业度电分摊成省份容量电价容量电费煤电度电收入工商业度电分摊成（亿元）（元/KWH）本（元/KWH）（元/KWH）本（元/KWH）河南（元/千瓦·年，含税）（亿元）0.770.0530.001湖北0.0480.038北京10012.240.0220.015湖南165109.330.0220.01548.880.0230.013重庆0.0390.024天津10068.840.0220.029四川10028.930.0380.020106.360.0220.016陕西0.0440.009河北10096.200.0200.026新疆16536.760.0210.02535.500.0270.016青海0.0190.021山西10017.060.0260.025宁夏16521.930.0440.00822.500.0280.026甘肃0.0220.028山东10015.020.0200.010广东16523.300.0200.01778.810.0200.013云南0.0200.011内蒙古10047.910.0180.010海南10047.160.0610.01252.740.0210.023贵州0.0200.011辽宁10029.360.0190.013广西10065.990.0240.02622.600.0200.0150.0340.018吉林1001656.19黑龙江10010031.66上海10010022.57江苏10010068.25浙江10016521.42安徽1001003.24福建10010034.69江西10016532.42注：各省煤电装机和煤电利用小时数为21年数据，此外工商业用电量假设为第二产业和第三产业合计。（考虑到22-23年煤电新增装机，故测算的容量电费属于保守值）。来源：国家发改委，《电力工业统计资料汇编》，华福证券研究所15火电：容量电价正式落地，增强煤电企业盈利稳定性➢2）容量电价正式落地，体现火电容量价值。•22年末我国煤电装机11.2亿千瓦，全国煤电利用小时数4594小时，对应测算煤电电量51453亿千瓦时。假设全国平均煤电基准价（含税）0.38元/kwh；发电量均以价格上浮20%成交，对应电量收入23462亿元。假设容量电费收入1209亿元，占比电量收入5.15%。图表：参数假设图表：煤电利用小时数&上浮比例对煤电收入（容量+电量）的敏感性分析假设参数13%40004100煤电利用小时数（h）45004600470011.214%204462092742004300440022850233312381222年煤电装机4594上浮15%2061621101214082188922369230422352724012（亿千瓦）0.38比例16%207862127621586220722255723233237232421217%2095621450217652225522744234252391924412煤电利用小时数5145318%2112721625219442243822931236162411424612（小时）120919%21297217992212322621231192380824310248122146721974223012280423306240002450625012全国平均煤电基准价（含税）224802298723493（元/kwh）测算电量（亿千瓦时）容量收入（含税）（亿元）来源：北极星火力发电网，北极星售电网，华福证券研究所（考虑到我们测算的容量电费为保守值，煤电能容忍的利用小时数&电价上浮比例的下调应该更大一些）16火电：容量电价正式落地，增强煤电企业盈利稳定性➢2）容量电价增强了煤电企业盈利稳定性。•假设煤电利用小时数为4594h，容量收入可以容忍6%-7%的电价上浮调整比例（对应指上浮20%的电价变为上浮13%-14%），当煤电利用小时数为4594h，电价上浮14%时，容量电费收入完全可以覆盖因为电价下调的收入损失。•假设煤电电价上浮比例为17%，容量收入可以容忍200到250的利用小时数下降（对应指利用小时数4344-4394h），当煤电电价上浮比例为17%，利用小时数4394h时，容量电费收入完全可以覆盖因为利用小时数下降的收入损失。•煤电容量电价的落地增强了煤电企业盈利的稳定性。预计煤电板块的估值系统或迎来上行。图表：假设煤电利用小时数为4594h下煤电收入变动情况图表：假设电价上浮比例为17%下煤电收入变动情况差额=容量收入-由于电价上浮比例的下调带来的电量收入减少（亿元）差额=容量收入-由于利用小时数下调带来的电量收入减少（亿元）120010131500100081862210009608004275007116002314624002132001%2%3%4%5%3600-200-160-356-551-747-500-36-4006%7%8%9%10%-285-600-800-1000-534-1000-783-1032-1500-450-400-350-300-250-200-150-100-50来源：华福证券研究所（考虑到我们测算的容量电费为保守值，煤电能容忍的利用小时数&电价上浮比例的下调应该更大一些。）17火电：辅助服务机制不断完善，体现火电调节价值➢3）辅助服务机制不断完善，体现火电调节价值。•23M5发布《第三监管周期省级电网输配电价及有关事项》，将原属于输配电价中的上网环节线损费用和系统运行费用单列，其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。理顺了输配“中间环节”和发用“两头环节”之间相对独立且有机结合的紧密关系，全流程电价体系更加科学清晰。•根据国家能源局数据，19H1我国辅助服务费用占总电费1.47%；根据中国能源报，这一比例在近两年上升至2.5%；根据国际经验，一般占社会总电费3%以上，随着辅助服务机制的不断完善以及风光大规模接入，比例还将不断增加。•23H1我国调峰费用167亿元，占全部辅助服务费用60%；对比19H1调峰费用50亿元、占比为38%，调峰费用绝对值和占比均大幅上涨，凸显新型电力系统下新能源消纳矛盾。从23H1补偿费用流向看，火电获补偿占全部补偿费用91%，火电为提供辅助服务的绝对主力。图表：调整前后工商业用户电价构成图表：辅助服务费用占总电费比例图表：2019H1&2023H1辅助服务费用结构辅助服务费用占总电费比例调峰调频备用调压其他3.00%+3003.5%2.50%2503.0%2.5%1.47%2002.0%1.5%1501.0%0.5%1000.0%502019H1当前未来02023H12019H1来源：国家发改委，国家能源局，中国能源报，华福证券研究所18◼深化电力体制改革，迈出坚实电改步伐目◼火电：容量电价落地，重构火电价值◼风光：产业链降本明显，风光驶向快车道录◼水电：发电有望同比提升，积极推进水风光一体◼核电：核电审批回暖，注入成长预期◼投资建议与风险提示19风光：风光一路高歌，预计23年底风光装机突破10亿千瓦➢国家能源局预计23年底风光装机突破10亿千瓦，超此前国家能源局设立的23年目标（超预期80GW）。•23年全国能源工作会议上，国家能源局设立目标，预计23年新增160GW。风电装机目标4.3亿千瓦，光伏装机目标4.9亿千瓦。•截至23M10，我国风电装机4.04亿千瓦；光伏装机5.36亿千瓦。相较于此前国家能源局设立的目标，光伏装机已超出0.46亿千瓦。预计23年底风电光伏发电装机将突破10亿千瓦（此前设立的风光目标为9.2亿千瓦）。风光一路高歌，预计24年装机有望继续呈现高增长态势。图表：国家能源局预计23年底风光装机突破10亿千瓦1100风电（GW）光伏（GW）国家能源局预期-国家能源局目标（GW）100090080070060050040030020010002017201820192020202120222023E来源：国家能源局，中电联，华福证券研究所20风光：产业链一路降本，助推风光持续扩张➢23年下半年钢材综合价格指数较为稳定，23M1-11整体趋稳。•自21年下半年开始，风电上游钢价指数持续下降，助力风机中标均价下降。截至2023年12月8日，钢材综合价格指数为112.44，较21年高点174.81降幅明显。23年下半年钢材综合价格指数较为稳定。•19-22年陆风风机中标均价从4842元/kw降至1822元/kw。23M1-11整体趋稳，陆风含塔筒在1800-2300元/kw间波动；不含塔筒在1500-1800元/kw区间。16-22年海风风机中标均价持续下降，23M1-11价格在3400-4600元/kw区间。➢受硅料价格下降明显影响，带动组件价格下降。•光伏产业链上游硅料价格从22年底的300+元/千克的高位降至65元/千克（2023年12月6日为65元/千克），降幅显著。组件价格随硅料价格一路下探。图表：21年下半年开始钢材价格降幅明显图表：硅料价格下行图表：组件价格下行来源：wind，华福证券研究所21风光：持续深化推进电改，促消纳&完善绿电市场化机制➢23年聚焦消纳问题、绿电市场化机制深化改革，预计24年将持续深入电改。•一方面围绕风光发电占比提升导致的消纳问题，陆续印发《电力现货市场基本规则（试行）》、《电力负荷管理办法（2023年版）》、《电力需求侧管理办法（2023年版）》等文件。另一方面也在积极完善绿电市场化机制。•23M12发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》，其中明确提出新能源电量中长期交易价格分两部分电能量价格、绿证价格；鼓励新能源按照“煤电与新能源联营”签订电力中长期合同等，研究适应新能源发展的消纳和交易机制。预计24年将持续深入电改。图表：以完善绿电市场化机制&促进新能源消纳为目的持续深化推进电改时间文件促进绿电交易规模扩大备注2023.22023.7《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有力推动绿证核发、交易全覆盖，进一步为扩大绿电供给、2023.9有关事项的通知》促进绿电消费奠定基础国家发展改革委财政部国家能源局关于做好可再生规范电力现货市场的建设与运营，促消纳扩大新能源消纳能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力空间消费的通知国家发展改革委国家能源局关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知2023.9国家发展改革委国家能源局关于印发《电力负荷管保障电网安全稳定运行、维护供用电秩序平稳、促进可再理办法（2023年版）》的通知生能源消纳、提升用能效率2023.9国家发展改革委等部门关于印发《电力需求侧管理保障电力系统安全稳定运行，促进可再生能源电力消纳办法（2023年版）》的通知2023.11国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一进一步加快电力现货市场建设，助力新能源消纳步加快电力现货市场建设工作的通知2023.12《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的新能源电量中长期交易价格分两部分：电能量价格、绿证通知》价格；鼓励新能源按照“煤电与新能源联营”原则，联合调节性电源与用户签订电力中长期合同来源：发改委，新浪网，华福证券研究所22◼深化电力体制改革，迈出坚实电改步伐目◼火电：容量电价落地，重构火电价值◼风光：产业链降本明显，风光驶向快车道录◼水电：发电有望同比提升，积极推进水风光一体◼核电：核电审批回暖，注入成长预期◼投资建议与风险提示23水电：来水改善有望带动24H1发电同比增加➢以长江流域为例，部分水库水位高于去年同期水平。长江流域丹江口和三峡水位自6月份以来逐渐好转，明显高于同期水平，接近21年水平。➢来水有望改善带动24H1发电同比增加，具有向上弹性。中国气象局表示厄尔尼诺事件的出现标志着我国降水传统意义上“南涝北旱”的回归。结合目前水电水位，预计明年上半年水电出力将明显好于同期水平，水电板块具有向上弹性。图表：丹江口水位图表：三峡水位图表：厄尔尼诺发生时的海洋和大气状况(米）2021年2022年2023年(米）2021年2022年2023年175180170165160160155140150145120来源：wind，江苏省海洋学会，华福证券研究所24水电：高分红水电凸显防御价值➢水电公司类债属性突出，高分红凸显防御价值。•水电公司经营性现金流净额远远高于净利润，2023Q3水电经营活动现金流净额是归母净利润1.8倍，“现金牛”属性凸显。22年分红率较高的是长江电力和国电电力；股息率居于前列的是长江电力和川投能源；每股股利（税前）较高的是长江电力和川投能源。对比其他电力公司来看，水电公司类债属性突出，高分红凸显防御价值。图表：水电公司的“现金牛”属性图表：类债属性突出的高分红水电公司2018现金流净额（亿元）2018归母净利润（亿元）2019现金流净额（亿元）代码公司分红率股息率每股股利(税前)2019归母净利润（亿元）2020现金流净额（亿元）2020归母净利润（亿元）（2022）（2022）（2022）2021现金流净额（亿元）2021归母净利润（亿元）2022现金流净额（亿元）600900.SH长江电力0.852022归母净利润（亿元）2023Q3现金流净额（亿元）2023Q3归母净利润（亿元）94.293.710.1063.142.380.40450600795.SH国电电力50.762.710.1846.312.020.17400363.84600674.SH川投能源35.632.320.0430.730.400.0835030.401.680.1219.200.60300600025.SH华能水电250215.24200175.57601985.SH中国核电150128.1667.04600021.SH上海电力10060.5238.4232.53504.2311.37600905.SH三峡能源0001289.SZ龙源电力注：股价数据为12月12日长江电力国投电力华能水电川投能源桂冠电力来源：同花顺，华福证券研究所25水电：水风光一体化稳步推进，紧扣新型电力系统建设需要➢推动水风光一体化，紧扣新型电力系统建设需要。•目前水风光一体化示范基地尚处于探索阶段。23年6月全球最大水光互补电站雅砻江柯拉光伏电站投产发电，9月我国首个基于流域水风光一体化基地建设的联合创新研究中心成立（雅砻江公司与华为数字能源联合），将进一步推动解决全球最大水风光一体化示范基地智能建设、智能运营等复杂关键技术等。此外10月澜沧江流域漫湾水光一体化项目全面建成，澜沧江流域将加快探索一体化开发。•此外5月15日，国家发改委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，从严核定容量电价利于行业的健康发展。图表：雅砻江流域水风光一体化基地图表：我国主要流域资源分布图来源：国投在线，中国水利发电工程学会，华福证券研究所26◼深化电力体制改革，迈出坚实电改步伐目◼火电：容量电价落地，重构火电价值◼风光：产业链降本明显，风光驶向快车道录◼水电：来水有望改善明显，积极推进水风光一体◼核电：核电审批回暖，注入成长预期◼投资建议与风险提示27核电：装机稳步增长，预计24年投产2台机组➢预计24年投产2台机组，核电持续稳步发展。•近几年核电在建在运装机稳增。23年仅防城港3号机投产，预计24年防城港4号机(中广核)、漳州1号机（中核）将投产。•核电在新型电力系统中发挥稳定的基荷作用，22年超预期核准10台机组，创12年以来历史新高，23年7月核准6台机组。《“十四五”现代能源体系规划》提出，到25年核电运行装机达70GW左右。中核集团表示在“积极安全有序发展核电”方针下，“十四五”时期我国有望保持每年6至8台甚至10台核电机组的核准开工节奏。核电板块装机容量有望稳步增长。中国核能发展报告（2023）》蓝皮书预计到2035年，我国核能发电量在总发电量的占比将达到10%左右图表：近几年核电在建在运装机稳增图表：中国核电在建核准项目图表：中国广核在建核准项目项目装机（GW）预计投产时间项目装机（GW）预计投产时间福建漳州1号1.212024年核电机组容量（万千瓦）福建漳州2号1.212025年防城港4号机组1.192024年0.132026年6000海南小堆1.272026年陆丰5号机组1.202027年5000江苏田湾7号1.272027年4000辽宁徐大堡3号1.272027年陆丰6号机组1.202028年3000江苏田湾8号1.272027年2000辽宁徐大堡4号1.252027年惠州1号机组1.202025年1000浙江三门3号1.252027年浙江三门4号-惠州2号机组1.202026年0福建漳州3、4号1.212-辽宁徐大堡1、2号1.292苍南1号机组1.212026年苍南2号机组1.212027年宁德5、6号机组1.212-注：惠州和苍南是控股股东委托管理，存在注入预期来源：wind，中国核工业，中国核电公司公告，中国广核公司公告，中国核能行业协会，华福证券研究所28◼深化电力体制改革，迈出坚实电改步伐目◼火电：容量电价落地，重构火电价值◼风光：产业链降本明显，风光驶向快车道录◼水电：来水有望改善明显，积极推进水风光一体◼核电：核电审批回暖，注入成长预期◼投资建议与风险提示29投资建议2030年前将处于新型电力系统建设的加速转型期，新能源占比将逐步提高。风光增量显著却不能参与电力平衡，给电力系统灵活性带来挑战，十四五期间电力供需紧张。23年以来陆续出台相关政策文件，迈出坚实的电改步伐。23M7通过电力体制改革文件，强调与新型电力系统相适应的电改；23M9出台国家层面首份电力现货市场建设规则；23M11煤电容量电价机制出台。此外也在稳步推进水风光一体化建设；核电（在新型电力系统中发挥稳定基荷作用）审批常态化，保障电力系统安全稳定运行的同时积极提高风光消纳水平。电力改革浪潮已至，把握电改投资机遇：➢火电：23年火电企业盈利修复明显，煤电容量电价机制正式出台，价值迎来重估，推荐关注火电板块投资机会，建议关注装机规模居前的华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电；➢风光：产业链降本明显，助推风光持续扩张。24年将持续深入电改，构建适应新能源发展的消纳和交易机制，建议关注三峡能源、福能股份➢水电：23年下半年水电水位明显好于同期水平，预计24H1水电出力明显好于同期，水电类债属性突出，高分红凸显防御价值，水风光一体化持续推进，建议关注华能水电、长江电力、国投电力、川投能源；➢核电：在新型电力系统中发挥稳定基荷作用的核电，核准常态化迎稳步发展，建议关注中国核电。30风险提示➢政策执行不及预期。•电力项目的建设离不开政策的支持和引导，若未来政策执行力度不及预期，则可能会对火电、风光、水电、核电等项目推进造成一定影响。•原材料价格波动不及预期。•若上游原材料价格大幅上涨，如火电上游煤价、光伏上游组件价格，会对项目的盈利能力或者投建进度造成影响。➢项目建设不及预期。•若新建机组建设规模不及预期，则可能影响板块的扩张节奏。➢研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。•报告中公开资料均是基于过往历史情况梳理，可能存在信息滞后或更新不及时的状况，难以有效反映当前行业或公司的基本面状况。31分析师声明及一般声明分析师声明本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。一般声明华福证券有限责任公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告的信息均来源于本公司认为可信的公开资料，该等公开资料的准确性及完整性由其发布者负责，本公司及其研究人员对该等信息不作任何保证。本报告中的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，之后可能会随情况的变化而调整。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。在任何情况下，本报告所载的信息或所做出的任何建议、意见及推测并不构成所述证券买卖的出价或询价，也不构成对所述金融产品、产品发行或管理人作出任何形式的保证。在任何情况下，本公司仅承诺以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告以供投资者参考，但不就本报告中的任何内容对任何投资做出任何形式的承诺或担保。投资者应自行决策，自担投资风险。本报告版权归“华福证券有限责任公司”所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。32特别声明及投资声明评级特别声明投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有本报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。投资评级声明类别评级评级说明公司评级买入未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅在20%以上行业评级持有未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于10%与20%之间中性未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于-10%与10%之间回避未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于-20%与-10%之间卖出未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅在-20%以下强于大市未来6个月内，行业整体回报高于市场基准指数5%以上跟随大市未来6个月内，行业整体回报介于市场基准指数-5%与5%之间弱于大市未来6个月内，行业整体回报低于市场基准指数-5%以下备注：评级标准为报告发布日后的6~12个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准（另有说明的除外）。33诚信专业发现价值联系方式华福证券研究所上海公司地址：上海市浦东新区浦明路1436号陆家嘴滨江中心MT座20楼邮编：200120邮箱：hfyjs@hfzq.com.cn