%%research.95579.com%%行业研究丨深度报告丨公用事业[眉Ta目b舒le_展T，itl迎e]春照面——电力行业2024年度投资策略%%1%%%%research.95579.com%丨证券研究报告丨报告要点[2T0a2b4le年_S“u盈mm利a修ry复]”和“公用事业属性”将成为行业投资的关键词。水电和火电盈利预计将延续修复，愈发稳定的长期盈利中枢，明确的分红承诺将使得公用事业属性更加明确，估值中枢从而将得到进一步支撑。“双碳”目标和绿电建设依然具备长期的高确定性，核电景气度将在2024年行业机组恢复正常投产而迎来拐点，新能源运营长期价值依然稳固。分析师及联系人[Table_Author]张韦华司旗宋尚骞SAC：S0490517080003SAC：S0490520120001SAC：S0490520110001刘亚辉SAC：S0490523080003请阅读最后评级说明和重要声明2/362%%research.95579.com%%公用事业丨证券研究报告丨2024-01-10[眉Ta目bl舒e_展Ti，tle迎2]春照面——电力行业2024年度投资策略行业研究丨深度报告[Table_Rank投]资评级看好丨维持[复Ta盘bl：e_风Su格m迥m异ar，y2稳]健占优[Table_StockData]公用事业长期以来与产业链上下游相关的行业，有着紧密的产业逻辑和定价相关性，2023年市场表现对比图(近12个月)各个子板块的表现也呈现出巨大的分化：水电及核电以极佳的盈利稳定性和防御性成为年内表现领先的行业；火电则受煤价及电价预期的改变，周期属性定价所带来的股价高波动率特征依公用事业沪深300指数然明显；新能源发电板块在新能源设备的负“β”及竞价上网及消纳的担忧下，全年表现承压。2023-414%2023-82023-12火电：是风险，还是机遇？5%随着容量电价改革的如期落地，火电远期利用小时的担忧将被随之打消。短期而言，虽然由于煤价同比大幅回落叠加容量电价的出台，长协电价或存在一定调整的空间，但在边际定价机制-5%及紧张的供需格局下，电价或难有较大降幅。在行业拥抱市场化的“煤电联动机制”主动调整电量电价水平时，对火电行业绝非基本面的利空，而是火电稳定盈利的公用事业属性回归的必-14%要环节。值得注意的是，火电上市公司普遍存在较高的分红承诺，在行业回归稳定盈利后，行2022-12业高股息、高分红价值将会得到真正彰显，行业投资价值将会得到历史性的重塑。资料来源：Wind水电&核电：稳健资产逢遇景气拐点相关研究水电及核电板块作为极佳的稳健盈利性资产，在2024年均将迎来自身景气上行的拐点：水电方面，随着来水的逐步修复，持续困扰水电的资源匮乏预计也将在2024年实现反转，届时受[•T《a江ble苏_R年e度po电rt]价表现优异，火电开启公用属性回益于当前的低基数水电大概率多个季度实现业绩快速增长。配合水电公司较强的分红能力，其归》2023-12-20股息回报率也将具备较强的吸引力。此外，核电也将告别2023年机组投产的低谷，并有望在•《偏低基数叠加需求向好，火电改善风光加速增2024年正式开启景气向上的投产新周期，两家核电上市公司也将均迎来新机组的投产，自此长》2023-12-17我国核电投产规模预计也将迎来连续4年的加速。•《《空气质量持续改善行动计划》印发，大气治理等多方向受益》2023-12-14新能源：市场化带来是长期的风险吗？更多研报请访问2022年以来，受竞价上网、消纳担忧的影响，新能源发电板块股价表现持续承压，但新能源占长江研究小程序比的提升以及电力现货市场的持续推进，对于电价压力并非深不可测。我们测算，极端假设新能源无保护全电量参与电力市场，以大型新能源公司华电新能市场电度电折价0.045元/千瓦时测算，新能源IRR仍可以维持在6%以上。双碳背景下新能源仍需维持数十年的高速增长，合理收益是行业维持增长的前提。我们认为新能源参与市场带来的电价及收益率预期的波动仅是短期的结果，新能源发电运营行业收益率不会发生长期趋势性变化，行业价值依然稳固。投资建议“碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿整个“十四五”期间，我们认为电力运营商内在价值将全面重估。电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火电经营边际改善，推荐关注优质转型火电华能国际、华电国际、华润电力、中国电力、福能股份和中部及长三角煤电运营商；水电板块推荐行业龙头长江电力、供需改善的华能水电，建议关注川投能源；新能源装机快速成长，同时绿电价值日益凸显之下，推荐中国核电、三峡能源和龙源电力；电网板块推荐三峡集团入主后有望开拓综合能源服务的配售电先锋三峡水利。风险提示1、电力供需存在恶化风险；2、煤炭价格出现非季节性风险；3、政策取向变化风险；4、核安全事故风险。请阅读最后评级说明和重要声明%%3%%WUFUxOqNsRoPqOsRqNqPpO7N8Q9PnPoOsQrNlOoOmNiNmNrR9PoPqNNZsPrQxNtOrR%%research.95579.com%行业研究深度报告目录复盘：风格迥异，稳健占优..........................................................................................................6火电：是风险，还是机遇？........................................................................................................10容量电价，扭转煤电盈利的长期担忧...........................................................................................................11电量电价，合理波动是行业回归公用事业属性的标志..................................................................................13公用事业属性的回归，高分红将重塑行业价值.............................................................................................17水电&核电：稳健资产逢遇景气拐点...........................................................................................20水电：把握来水和电价的边际变化...............................................................................................................20核电：投产正常化开启新一轮景气上行.......................................................................................................24新能源：市场化带来是长期的风险吗？......................................................................................28电力现货，对新能源并非洪水猛兽...............................................................................................................29中长期交易的压舱石不容忽视，绿电交易更加值得关注..............................................................................31投资建议.....................................................................................................................................34风险提示.....................................................................................................................................35图表目录图1：2023年1月-12月公用事业与沪深300、相关行业走势对比............................................................................6图2：2023年1-12月公用事业呈现出“两段式”行情演绎.............................................................................................6图3：2023年1-12月新能源“负β”部分抑制发电运营商表现......................................................................................7图4：2023年1-12月煤炭与公用事业走势阶段性“攻守易位”.....................................................................................7图5：2023年1-12月公用事业与沪深300相关系数（平滑后）................................................................................7图6：2023年1-12月煤炭与沪深300相关系数（平滑后）.......................................................................................7图7：2023年1-12月公用事业各子板块行情走势对比...............................................................................................8图8：2023年1-12月公用事业交投集中时间窗口......................................................................................................8图9：2023年1-12月公用事业子板块换手率对比......................................................................................................8图10：火电板块行情与动力煤价格走势（单位：元/吨）............................................................................................9图11：煤价下跌导致电价担忧增强（单位：元/吨）.................................................................................................10图12：2021年以来，我国不同类型的电力市场陆续取得重要突破，新电改方向逐步明晰......................................10图13：两部制电价及对应回收机制............................................................................................................................11图14：拉长时间看，火电利用小时数呈现出长周期下行趋势（单位：小时）..........................................................13图15：2023年第三轮输配电价核准后，系统运行费用单独成项，容量电价明确纳入其中核算...............................14图16：秦皇岛港Q5500动力煤市场价（单位：元/吨）............................................................................................14图17：全国二十五省煤炭库存（单位：万吨）.........................................................................................................14图18：2024年我国大部分省份供需预计仍将处于偏紧状态....................................................................................15图19：电力交易边际出清示意图...............................................................................................................................15图20：当前行业中大量电企仍处于亏损（单位：个）...............................................................................................15图21：“十三五”之前煤价与电价呈现相互联动时，火电行业ROE均值9.55%（元/吨，分/千瓦时）......................16图22：2024年江苏省长协电价依然维持高位（单位：元/兆瓦时）..........................................................................17请阅读最后评级说明和重要声明4/364%%research.95579.com%%行业研究深度报告图23：主要电力公司当前执行分红比例....................................................................................................................17图24：水电单月利用小时表现...................................................................................................................................20图25：三季度和四季度水电利用小时对比.................................................................................................................21图26：三大水电公司市场化参与度情况....................................................................................................................22图27：云南省月度交易电价情况（单位：元/千瓦时）..............................................................................................23图28：2024年我国核电机组投产规模扭转下滑趋势，开启新一轮向上周期（单位：万千瓦）...............................24图29：全球核电景气度也有望迎来拐点（单位：亿千瓦）.......................................................................................25图30：2019年起我国核电核准节奏已经呈现出常态化（单位：个）.......................................................................25图31：中国核电及中国广核电力市场化比例.............................................................................................................26图32：中国核电核电分部与中国广核度电收入（单位：元/千瓦时）........................................................................26图33：新能源发电（长江）2022年以来持续下跌....................................................................................................28图34：新能源持续高速增长，引发市场对于消纳的担忧...........................................................................................28图35：主要新能源公司市场化比例............................................................................................................................28图36：新能源参与电力市场电量分解示意图.............................................................................................................29图37：2022年重点省份新能源发电量占全电源比重................................................................................................31图38：风电及光伏在实时市场中的电价（单位：元/兆瓦时）...................................................................................31图39：2022年全国电力各类交易占比......................................................................................................................31图40：绿电电价普遍实现较燃煤基准价溢价交易（单位：元/兆瓦时）....................................................................31图41：远期绿电项目收益更多近似跷跷板的两头......................................................................................................32图42：山西省电力市场规则汇编在不到5年中更新了13版.....................................................................................32图43：电价及组件价格变化对光伏项目IRR影响敏感性测算...................................................................................33图44：电价及风电造价变化对风电项目IRR影响敏感性测算...................................................................................33表1：单一制电价和两部制电价对比..........................................................................................................................11表2：100元/年·千瓦容量电价水平省份折度电补偿情况...........................................................................................12表3：165元/年·千瓦容量电价水平省份折度电补偿情况...........................................................................................12表4：全国主要省份过去两年年度长协电价几乎均为顶格上浮（单位：元/千瓦时）................................................13表5：主要上市电力公司分红政策梳理......................................................................................................................17表6：重点上市公司预期股息率（市值为2023年12月22日收盘价计算，华润电力市值及业绩为港币）.............18表7：主要水电公司历史股息率与预期股息回报（不含特殊分红，历史值按预案披露日股价，预期值按12-22日股价）....................................................................................................................................................................................21表8：长江电力、雅砻江公司电价波动的影响测算（单位：亿元，元/千瓦时）........................................................22表9：云南省内交易均价及华能水电弹性测算（单位：元/千瓦时，亿元，亿千瓦时）.............................................23表10：中国核电参与市场化比例及市场电价情况......................................................................................................26表11：中国核电参与市场化比例及市场电价情况......................................................................................................27表12：2022年各现货省份结算价格对比(单位:元/千瓦时).......................................................................................29表13：各省新能源参与市场化及现货市场方案.........................................................................................................30请阅读最后评级说明和重要声明5/36%%5%%%%research.95579.com%复盘：风格迥异，稳健占优行业研究深度报告2023年中外经济周期错配的延续，使其衍生的货币政策和库存周期难以趋同，权益市6/36场高频修正关于企业盈利和无风险利率拐点的预期，关注焦点随之在长短久期之间来回反复。受此影响，截至2023年12月22日沪深300指数年内累计下跌14.16%，同期公用事业行业微跌0.01%、跑赢大盘14.15个百分点，与公用事业行业关联度较高的煤炭行业累计上涨13.81%、电力及新能源设备行业累计下跌30.96%，公用事业行情的表现依然受到新老能源的综合影响。图1：2023年1月-12月公用事业与沪深300、相关行业走势对比20%10%0%-10%2023-012023-022023-032023-042023-052023-062023-072023-082023-092023-102023-112023-12-20%-30%公用事业(长江)电力及新能源设备(长江)-40%煤炭(长江)沪深300资料来源：Wind，长江证券研究所回顾2023年前12个月的公用事业行情，不难发现行情的演绎与沪深300之间呈现出非常明显的“两段式”划分：以2023年8月作为分水岭，2023年1-7月公用事业行情与沪深300几乎镜像相反，两者之间的相关系数为-0.72；而2023年8-12月公用事业行情与股指的同步性明显大幅提升，两大指数之间的相关系数高达0.74。2023年权益市场对于公用事业资产的风险定价和风格归类有着明显的范式转换，从前7个月的“逆周期”演变成为8月至今的“顺周期”，行情背后演绎的核心矛盾随着时间推移而发生了重要变迁。图2：2023年1-12月公用事业呈现出“两段式”行情演绎15%10%5%0%-5%-10%-15%-20%2023-012023-022023-032023-042023-052023-062023-072023-082023-092023-102023-112023-12公用事业(长江)沪深300资料来源：Wind，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明6%%research.95579.com%%行业研究深度报告公用事业长期以来与产业链上下游相关的行业，如电力及新能源设备、煤炭等，有着紧密的产业逻辑和定价相关性，在2023年的风险定价中相关关联行业对于公用事业在不同时期里产生了不同久期的影响，具体而言：1、电力及新能源设备全程贡献“负β”，在产业链投资情绪低迷的背景下，“电新+”的资金流出压力一定程度上持续抑制新能源运营资产的股价表现；2、煤炭与公用事业依然呈现出阶段性的“攻守易位”，2023年3-5月得益于全国性的电价顶格上浮所带来经营环境及业绩预期改善，二季度公用事业尤其是火电板块行情遥遥领先，此后三季度煤炭和公用事业更多呈现无独立行情的随机波动，四季度容量电价机制引发新一轮产业链利润再分配的预期，与2021年1439号文出台前后的时期类似，煤炭资产的超额走势体现的是产业链中上游商品强势地位的映射。图3：2023年1-12月新能源“负β”部分抑制发电运营商表现图4：2023年1-12月煤炭与公用事业走势阶段性“攻守易位”40%2023-0120%30%2023-0215%20%2023-0310%10%2023-042023-055%0%2023-060%-10%2023-07-5%-20%2023-08-10%-30%2023-09-15%-40%2023-10-20%2023-112023-122023-012023-022023-032023-042023-052023-062023-072023-082023-092023-102023-112023-12超额收益公用事业(长江)电力及新能源设备(长江)超额收益公用事业(长江)煤炭(长江)资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所在风险资产定价的过程中，公用事业通常让资本市场参与者感到困扰与割裂，股价波动相关性的“锚”似乎比其他行业更加飘渺，这一特点在通过对相关性系数的平滑处理后愈发明显：以煤炭为例，其定价大部分时期内明显与沪深300呈现出正向的强关联，而公用事业的相关性系数分布不仅在负向区间内更多，且相关性呈现出明显的“两极化”，即对比而言其接近1.0和-1.0的极值更多。图5：2023年1-12月公用事业与沪深300相关系数（平滑后）图6：2023年1-12月煤炭与沪深300相关系数（平滑后）1.01.00.80.80.60.60.40.40.20.20.00.0-0.2-0.2-0.4-0.4-0.6-0.6-0.8-0.8-1.0-1.0资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所究其原因，我们认为公用事业各子板块特点分化明显，将其作为公用事业整体研究在大部分时间内有效性十分有限，更多的时候需要将各个子行业拆分区别看待：1、火电：在浮动电价顶格兑现以及燃料成本中枢回落的帮助下，火电板块的区间最高绝对收益达到16.92%，区间最高相对收益达到18.30%，但此后受到三季度行业周请阅读最后评级说明和重要声明7/36%%7%%%%research.95579.com%行业研究深度报告期高点的担忧行情逐步走弱，截至2023年12与22日跑赢大盘12.48个百分点，周期属性定价所带来的股价高波动率特征依然明显；2、水电：受益于厄尔尼诺气候的形成，叠加2022年同期来水极枯的低基数，水电板块分子端企业盈利的改善具备与宏观经济脱钩的稀缺确定性，同时分母端无风险利率下行拐点预期的渐行渐近，共同助推水电再度成为行业年度最佳子板块，年内同期实现绝对收益14.13%，跑赢大盘28.29个百分点，期间最大回撤仅为-2.89%；3、新能源发电：受限于新能源产业链的“负β”情绪压制，以及竞价上网、消纳担忧、政策不明等因素阻碍资产负债表修复进程，年内新能源运营商几乎没有独立行情体现，同期累计下跌11.07%，整体跌幅与沪深300几乎相当。图7：2023年1-12月公用事业各子板块行情走势对比20%15%10%5%0%-5%-10%-15%-20%2023-012023-022023-032023-042023-052023-062023-072023-082023-092023-102023-112023-12火电(长江)水电(长江)新能源发电(长江)沪深300资料来源：Wind，长江证券研究所从市场交投情绪的角度来看，2023年市场对于公用事业的交易周期主要集中在上半年的2个时间段，即1-2月和4-6月。具体来看，这2个时间段分别对应了：一季度新能源产业链年内投资情绪的阶段性顶部，以及一季报火电资产经营环境改善在财报层面的兑现。值得注意的是，往年通常火电资产交投情绪上升的需求旺季7-8月，今年在短暂的换手抬升后迅速冷却，背后所对应的是今夏电力供需形势的相对平稳和电力现货价格的走低，过去2年“缺电”主题的催化不再。临近年底，各板块的交投情绪已经降至年内低点，火电板块低位呈现出部分交投热情复苏迹象。图8：2023年1-12月公用事业交投集中时间窗口图9：2023年1-12月公用事业子板块换手率对比3.5%2.5%3.0%2.0%2.5%1.5%2.0%1.0%1.5%0.5%1.0%0.0%0.5%0.0%2023-012023-022023-032023-042023-052023-062023-072023-082023-092023-102023-112023-122023-012023-022023-032023-042023-052023-062023-072023-082023-092023-102023-112023-12火电(长江)水电(长江)新能源发电(长江)火电(长江)水电(长江)新能源发电(长江)资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明8/368%%research.95579.com%%行业研究深度报告火电板块的年内走势遵循了我们此前总结的传统框架下的勾稽关系，在年初确认全国上网电价普遍性的顶格上浮后，“三因素”模型中电量无法主观定量、电价锁定确定性，因此股价绝大部分时间映射边际燃料成本变化，即煤价波动。上半年秦皇岛港口5500大卡自1200元/吨快速回落至年中750元/吨的过程中，火电资产受益于盈利修复股价快速走强，反之半年伴随煤价的企稳回升股价再度承压。值得注意的是，此前我们总结的1000元/吨重要盈亏平衡线观点同样再度得到验证：当煤价在4月底跌破整数关口后，火电资产迎来年内主升行情；而当“十一”假期结束，煤价重新站上1000元/吨时，火电资产表现随即迎来大幅下挫。我们再度重审，1000元/吨的港口煤价是火电资产风险定价的重要分水岭，这一水平的煤价反映火电资产在消耗市场煤时的边际盈亏变化，继而成为权益市场定价火电资产盈利与否的关键判断依据。图10：火电板块行情与动力煤价格走势（单位：元/吨）130020%120015%10%11005%10000%900-5%2023-018002023-02-10%2023-037002023-042023-052023-062023-072023-082023-092023-102023-112023-12-15%600超额收益火电(长江)动力煤价格资料来源：Wind，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明9/36%%9%%%%research.95579.com%行业研究深度报告火电：是风险，还是机遇？电价预期，已经成为火电板块波动关键要素。2023年以来，火电板块波动大致可以分为两个阶段，上半年在市场煤价持续回落的背景下，火电实现了显著的上涨；但在煤价在6月份一度跌至发改委制定的合理价格区间后，市场对2024年长协电价会否松动开始担忧，自此火电板块一路下跌。也就是说，电价波动的预期已经成为主导火电板块表现的最为关键的核心因素之一。图11：煤价下跌导致电价担忧增强（单位：元/吨）火电（长江）秦港Q5500市场价20%火电进口煤矿事故叠加两会前火电公司一季报预火电弹性得到相当体现后，煤价基本持容煤价年尾的Q3业绩修1,30015%业绩煤价安监告陆续发布，火电稳，同期相关政策和顺周期预期增强，量“翘尾”效复符合或超1,20010%预告走低亏损程度得到有效火电波动回调电应以及明年预期1,100Q4虽然成本改善，但年控制，同时也带来价电价下滑的5%亏损初高价库存煤的影响Q2火电扭亏的更强传顾虑导致火扩大下，市场对Q1火电预期闻电加速下行盈利兑现的情况依然扰抱有怀疑动1,0000%900-5%2023-018002023-022023-032023-042023-052023-062023-072023-082023-092023-102023-112023-12-10%700资料来源：Wind，长江证券研究所改革理顺电价结构，市场从幕后走向台前。电价波动的核心在于我国电力市场已经逐步完善，尤其煤电全部电量参与市场以及形成以中长期交易为主体、现货交易为补充的多层次电力市场，决定了中长期交易电价对煤电企业盈利的重要影响。此外，容量电价机制的落地，也在一定程度上对煤电固定成本及可变成本不同的传导方式进行了明确，容量电价通过系统运行费用按照固定值每年进行收取，保障固定成本的回收；电量电价通过长协+现货的模式，用以反映电力供需及成本变化。而由于容量电价存在确定性，市场的关注核心要点已经转变为在燃料成本仍然处于高位的情况下，电量电价的波动幅度。图12：2021年以来，我国不同类型的电力市场陆续取得重要突破，新电改方向逐步明晰中长期交易市场2021年10月，国家发改委正式印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（简称1439号文），推动煤电全部进入电力市场，交易电价上下浮动调整至不超过20%。电能量市场（电能量价值）现货市场2023年10月12日，国家发改委和国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，对各个省份电力现货市场运行时间给予了清晰的指引，现货市场正式迈入加速建设期。电改突破新方向电力市场2023年11月8日，国家发改委和能源局正式出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确规定2024年1月1日起，我国正发电容量市场（充裕性价值）式执行煤电两部制电价，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。容量电价的煤电机组固定成本为每年每千瓦330元；2024～2025年多数地方为30%左右。2026年起各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。辅助服务市场（灵活性价值）2022年9月20日，甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》，文件指出，建立“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的电力辅助服务分担共享机制,火电机组50%以下调峰容量，按机组额定容量10%-5%分档纳入补偿。绿电市场（绿色环保价值）2021年9月，我国正式启动绿电交易试点。绿色电力交易强调“证电合一”，即在同一供电区域内开展交易，交易价格包括电能量价格和环境溢价两部分，其中电能量价格与常规电能量价格趋同，环境溢价体现绿色电力的环保价值，当前价格水平约0.03元/千瓦时(广东)左右。资料来源：Wind，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明10/3610%%research.95579.com%%容量电价，扭转煤电盈利的长期担忧行业研究深度报告2023年11月8日，国家发改委和国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的11/36通知》，我国煤电电价机制正式告别单一制电价，变更为两部制电价机制。容量电价顾名思义，是为了弥补容量成本所支付的电价，容量成本主要为电厂的固定成本，包括电厂%%的资本费用、固定运行维护费用、固定税金及盈余公积金等。与容量电价对应的是电量电价，其目的在于弥补电量成本所支付的电价，而电量成本一般会随发电量多少而变化的成本，包括燃料费用、水费及变动的维护费用等。容量电价和电量电价共同构成了新的电价体系，即两部制电价体系，与传统的单一制上网电价体系相比，两部制上网电价最大的优势在于有利于发电企业将其全部或部分固定成本进行有效回收，同时也能在一定程度上保障电力企业获取合理盈利，避免出现亏损及超额盈利的情况。图13：两部制电价及对应回收机制回收投资、维护等固定成本容量电价两部制电价资料来源：长江证券研究所电量电价回收燃料成本、水费等变动成本表1：单一制电价和两部制电价对比两部制电价单一制电量电价容量和电量均参与计价电价结构结构单一，只按电量计价需同时考虑电量和容量，计量复电价定价易于定价，计量方便杂，且涉及到成本分摊问题非线性定价定价方式线性定价成本回收无法保障投资成本回收可保证部分或全部投资成本回收资料来源：《电力体制改革背景下的两部制电价研究》，沈海緩，长江证券研究所容量电价落地，火电远期担忧或得到扭转。值得关注的是，容量电价政策明确指出，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，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，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%。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，由电网企业按月发布、滚动清算。我们将容量电价折算为度电便于分析，100元/年·千瓦的省份平均度电补偿约为0.02元/千瓦时，165元/年·千瓦的省份平均度电补偿约为0.04元/年·千瓦。容量电价的出台，有效打消远期受新能源增长挤压，导致利用效率下降所带来固定成本隐性抬升的担忧。请阅读最后评级说明和重要声明%%11%%research.95579.com%表2：100元/年·千瓦容量电价水平省份折度电补偿情况行业研究深度报告省份过去三年火电利用小时均值（小容量电价（元/千度电补偿（元/千瓦12/36时,含税）时）瓦·年）0.3480.028西藏2881000.0270.027黑龙江35941000.0270.026上海36631000.0260.025吉林36991000.0250.024辽宁37131000.0230.023天津38751000.0230.023北京38791000.0220.022贵州39961000.0220.022海南40731000.0220.021广东42521000.0210.020河北42871000.0200.019湖北42911000.024山西4419100江苏4440100山东4448100浙江4456100陕西4531100福建4619100宁夏4619100安徽4737100甘肃4867100内蒙古4972100江西5049100新疆5141100平均4163100资料来源：国家发改委，Wind，长江证券研究所表3：165元/年·千瓦容量电价水平省份折度电补偿情况省份过去三年火电利用小时均值（小容量电价（元/千度电补偿（元/千瓦时,含税）时）瓦·年）0.0580.048云南28591650.0480.043河南34101650.0400.039青海34301650.038四川3842165湖南4094165重庆4203165广西4366165请阅读最后评级说明和重要声明12%%research.95579.com%%平均37431650.044行业研究深度报告资料来源：国家发改委，Wind，长江证券研究所13/36图14：拉长时间看，火电利用小时数呈现出长周期下行趋势（单位：小时）%%6,5006,0005,5005,0004,5004,0003,5003,0002004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022资料来源：Wind，长江证券研究所我们认为，容量电价为电企带来的重要影响在于改变了过去火电单纯依赖于电能量获得盈利，由于电能量的多寡与煤炭密切相关，因此过去的火电盈利呈现出显著的逆周期波动特点。当火电部分收入不再单纯依赖于电能量时，火电的营收稳定性便会较以往显著提升，公用事业属性的回归将会是不可逆转的趋势。电量电价，合理波动是行业回归公用事业属性的标志火电行业的长期困境，在于“煤电顶牛”牛无法破解。长期以来，火电行业或实现暴利或实现巨亏，其底层原因在于“市场煤”与“计划电”之间的价格矛盾。虽然2021年10月份我国正式开启了火电全电量参与市场化的帷幕，但是其中规定的较当地燃煤基准价上下浮动20%区间也限制了在高煤价情况下火电燃料成本压力的传导。2022年及2023年主要省份年度长协电价虽然实现了顶格上浮20%，但其也是在高位的成本压力下火电企业实现自身经营收益的唯一选择，火电企业并无自主决定价格浮动的裁量权。也就是说在煤价持续高位运行的背景下，煤电较燃煤基准价上浮20%几乎等同于另类的“计划电价”，火电的市场化交易电价并未实现反映供需、传导成本的作用，“煤电顶牛”的困境并未在过去两年得到根本性解决。表4：全国主要省份过去两年年度长协电价几乎均为顶格上浮（单位：元/千瓦时）省份22年交易电价上浮23年交易电价上浮江苏省0.46719.36%0.46719.34%广东省0.4979.72%0.55420%陕西省0.425海南省0.51620.00%河北省0.437广西自治区0.49219.94%17.54%16.86%资料来源：各省电力交易中心，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明%%13%%research.95579.com%行业研究深度报告20%电价区间限制，更加聚焦于变动成本。在容量政策出台之前，电量电价不仅负责变动成本的传导，还要回收火电的固定投资。而容量电价政策出台之后，由于电量电价基准及浮动区间与此前相比并无变化，而容量电价则直接纳入系统运行费用直接征收，无需通过长协谈判确定。正因如此，也就意味着原本20%浮动区间内用于回收固定成本的电价转为传导燃料成本价格的空间，火电在政策框架范围内传导成本端价格波动的能力进一步增强。图15：2023年第三轮输配电价核准后，系统运行费用单独成项，容量电价明确纳入其中核算产业链上游中游下游环节售电：电力用户主体发电企业输配电：电网公司电网企业代收后上缴财政部电力用户支付的价格收入发电企业的收入发改委核定，电网企业的收入政府性基金来源销售电价上网电价输配电价发电企业的收入电网代理采购线损电量发改委核定，电网企业的收入电力系统调节费用电网企业代收后上缴财政部电力用户支付的价格全体工商业用户分摊收入上网电价输配电价系统运行费用政府性基金销售电价来源上网环节线损费用资料来源：国家发改委，长江证券研究所煤炭价格的同比回落，赋予煤电价格松动空间。今年以来，市场煤价先跌后涨，年中一度跌破发改委制定的中长期合理价格区间上限770元/吨至751元/吨，但随后再次止跌反弹，截至12月22日，秦皇岛港Q5500动力煤市场价为943元/吨，虽然仍处于高位，但同比降幅也已经高达25.89%。而且从库存维度，截至12月20日，全国二十五省煤炭库存也高达1.21亿吨，同比增长10.47%。高位的库存压力下，后续煤价或也难有较大支撑。我们一直强调，电力行业作为公用事业行业，合理盈利系行业最为核心的特点，考虑到容量电价政策的出台已经给予煤电一定电价补偿，因此在煤炭价格已经出现显著回落且展望2024年难有较大向上突破的背景下，年度长协电价也存在一定的松动预期。图16：秦皇岛港Q5500动力煤市场价（单位：元/吨）图17：全国二十五省煤炭库存（单位：万吨）秦港动力煤Q5500市场价（元/吨）14000201920202021130002022202320192020140020212022120002023110001000090090008000700040060001-12-13-14-15-16-17-18-19-110-111-112-11-12-13-14-15-16-17-18-19-110-111-112-1资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明14/3614%%research.95579.com%%行业研究深度报告供需紧张，边际出清机制，决定电价波幅有限。正如我们一直强调的，供需紧张将贯穿整个十四五时期，而紧张的供需环境决定了电价将难有较大的降幅。除此以外，在电力市场的形成机制下，由于电本质上是同质化商品，其价格的核心是由边际成本决定，也就是由最后一台满足需求的机组报价决定，也就是说在最终电价出清时不可避免会考虑到最后一台机组的出力。而边际出清机组意味着其性能往往较差，在定价机制中最后一台出力的机组盈利都被考虑时，那么上市公司资产普遍作为行业内盈利能力较好的部分，盈利将更能获得保障。而且截至10月份，全国电、热力行业仍存在3024家企业处于亏损中，亏损数量同比仅优于2022年同期，而在电力供需紧张的背景下，每一家电企的正常经营都对电力系统的安全起着重要作用，那么大量亏损企业的存在意味着电价也将难有较大波幅。图18：2024年我国大部分省份供需预计仍将处于偏紧状态资料来源：电规院，长江证券研究所图19：电力交易边际出清示意图图20：当前行业中大量电企仍处于亏损（单位：个）4,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5002月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月20192020202120222023资料来源：长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所电价决定权回归市场，电企接受电价的关键前提是自身盈利。在煤电全电量参与市场的请阅读最后评级说明和重要声明15/36%%15%%%%research.95579.com%行业研究深度报告背景下，电价的决定权回归市场。正如前文中所指出的，电量电价最终还是在供求双方协商决定的。电企作为商业运行主体，合理盈利依然是其经营所追求的核心目标，那么在其电价的协商过程中，报价策略就不可能会让自身处于亏损的困境中。在“十三五”之前煤价与电价呈现相互联动时，火电行业ROE均值仍达到9.55%，我们在《穿出隧道，光能照多远？》中也曾明确提出，结合政策及市场两个维度，行业的合理ROE水平将在10%左右。因此在行业拥抱市场化的“煤电联动机制”电价发生合理波动时，我们认为这对火电行业绝非基本面的利空，反而是火电行业稳定盈利的公用事业属性真正回归。图21：“十三五”之前煤价与电价呈现相互联动时，火电行业ROE均值9.55%（元/吨，分/千瓦时）1,000秦皇岛港山西优混Q5500动力煤平仓价800600400“减税降费”背景下煤200电联动基本不再执行020%20032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022815%6.5210%69.55%45%3.5721.671.180.171.090%020032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022-5%-1.4-0.89-1.78-2-10%-3-4电价调整金额（分/千瓦时，右轴）长江火电ROE“十三五”前ROE均值资料来源：Wind，长江证券研究所首个年度长协电价出台，电价验证高位维稳预期。12月19日，江苏省电力交易中心发布2024年年度长协交易结果，江苏省2024年年度交易加权均价为452.94元/兆瓦时，较当地燃煤基准价上浮15.84%，虽然与2023年年度成交结果466.64元/兆瓦时相比，降低了13.7元/兆瓦时，但是根据国家发改委、国家能源局联合印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策，其中江苏省容量电价为100元/年·千瓦。按照2020-2022年江苏省三年火电利用小时数均值，江苏省火电度电容量电价为22.5元/兆瓦时。如果按照容量电价严格执行并折算度电收入，最终电价结果将较当地燃煤基准价上浮21.6%，高于去年综合交易结果，并突破20%的固有框架。江苏省优异的电价表现验证了我们一直强调的大多数省份电价将会高位维稳的预期，电价维持高位也将意味着火电盈利将延续修复。请阅读最后评级说明和重要声明16/3616%%research.95579.com%%行业研究深度报告图22：2024年江苏省长协电价依然维持高位（单位：元/兆瓦时）500480475.44452.94460466.69466.642024440420400380360365.56364.673403203002021202220232020资料来源：江苏电力交易中心，长江证券研究所公用事业属性的回归，高分红将重塑行业价值2024年，盈利修复或成为火电行业的核心趋势，但火电行业的变化却不仅于此。近年来，在国资委、证监会等要求国企提高股东回报的背景下，上市电力公司作为国企最为集中的行业之一，也普遍提升自身的分红承诺。长江电力早已成为A股股利分红的典型代表，实际上电力行业还存在很多高分红标的，根据我们统计的火电行业主要发电上市公司的分红承诺，如京能电力、内蒙华电已经将自身的分红承诺提升至70%，大型发电上市公司华能国际、国投电力、大唐发电、中国电力等分红承诺同样高达50%，其中华电国际在其2020-2022年三年股东回报计划中还明确提出除分红比例以外，每股股息还不低于0.2元人民币。图23：主要电力公司当前执行分红比例80%70%60%50%40%30%20%10%0%京能电力内蒙华电华能国际华电国际国投电力大唐发电中国电力宝新能源国电电力上海电力广州发展福能股份资料来源：Wind，长江证券研究所表5：主要上市电力公司分红政策梳理代码公司简称公司分红政策600011.SH华能国际公司在当年盈利及累计未分配利润为正，且公司现金流可以满足公司正常经营和可持续发展的情况下，采取600027.SH华电国际现金方式分配股利，公司每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的50%2020-2022年股东回报规划，每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的50%，且每股派息不低于0.2元人民币请阅读最后评级说明和重要声明17/36%%17%%%%research.95579.com%行业研究深度报告600886.SH国投电力未来三年（2021年-2023年）股东回报规划，2021-2023年公司拟每年以现金方式分配的利润原则上不少于600795.SH国电电力当年实现的合并报表可分配利润的50%601991.SH大唐发电在保证公司持续经营和长期发展的前提下，公司当年盈利及累计未分配利润为正，且无重大投资计划或其他000539.SZ粤电力A重大现金支出等事项发生，在足额提取法定公积金、任意公积金以后，每年以现金方式分配的利润不低于当600483.SH福能股份年实现的可分配利润的30%，且任意三个连续年度内，公司以现金方式累计分配的利润不少于该三年实现的000690.SZ宝新能源年均可分配利润的30%公司当年盈利且累计未分配利润为正，且公司现金流可以满足公司正常经营和可持续发展的情况下，采取现600023.SH浙能电力金方式分配股利，每年以现金方式分配的利润原则上为当年实现的中国会计准则下母公司净利润的50%公司每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可分配利润的10%，且最近三年以现金方式累计分配的利600642.SH申能股份润不少于最近三年实现的年均可分配利润的30%。公司进行利润分配时，现金分红在该次利润分配中所占比600021.SH上海电力例最低应达到20%2021-2023年股东分红回报规划，公司每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可分配利润的10%，且600578.SH京能电力任何三个连续年度内，公司以现金方式累计分配的利润不少于该三年实现的年均可分配利润的30%当年实现的归母净利润为正数且当年末累计可分配利润为正数时，可以现金或现金与股票相结合的方式分配600863.SH内蒙华电股利；每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可分配利润的30%，且最近三年以现金方式累计分配的利润不少于最近三年实现的年均可分配利润的30%2380.HK中国电力1）公司发展阶段属成熟期且无重大资金支出安排的，进行利润分配时，现金分红在各期利润分配中所占比例0836.HK华润电力最低应达到80%；2）公司发展阶段属成熟期且有重大资金支出安排的，进行利润分配时，现金分红在各期利润分配中所占比例最低应达到40%；3）公司发展阶段属成长期且有重大资金支出安排的，进行利润分配时，现金分红在各期利润分配中所占比例最低应达到20%最近三年以现金方式累计分配的利润不少于最近三年实现的年均可分配利润的30%未来三年（2021年-2023年）股东回报规划，除特殊情况外，公司在当年盈利且累计未分配利润为正的情况下，采取现金方式分配股利的，公司每年以现金形式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的30%未来三年（2023年—2025年）股东回报规划，公司以现金方式分配的股利在满足《公司章程》利润分配政策的同时，年均现金分红金额不低于当年实现可供分配利润的70%未来三年（2022-2024年）股东回报规划，公司每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可供分配利润的70%且每股派息不低于0.1元人民币（含税）不少于任何财政年度本公司普通股股东应占利润的50%未披露资料来源：Wind，长江证券研究所在火电稳健盈利的特点回归后，高分红承诺也将意味着更高的股息率，我们以12月28日主要电力公司收盘价测算，暂不考虑减值等非经常性损益的影响。我们预计2023年华能国际、华电国际股息率将超过4.5%，港股公司中国电力及华润电力股息率则有望超过6.5%，2024年随着行业盈利继续修复，火电行业大型发电龙头的股息率还将更高。因此稳健盈利叠加丰厚股息回报预期，火电的投资价值将会得到历史性的重塑。表6：重点上市公司预期股息率（市值为2023年12月28日收盘价计算，华润电力市值及业绩为港币）市值（亿股息率（当前市值）归母净利润（亿元）现金分红比例元，亿港2023E2024E2023E2024E公司简称元）20222025E20222025E2022未来预期161.40华能国际1,228-4.71%5.50%5.56%-73.87140.63160.1074.64-50%88.47华电国际5322.78%5.46%5.54%6.08%1.0058.0668.8735.941584%50%国投电力9772.33%3.58%4.20%4.53%40.7969.9182.1150%50%福能股份2103.08%6.50%7.52%8.54%25.9327.3531.6530%30%宝新能源960.45%4.83%8.02%11.02%1.839.2715.3921.1536%30%粤电力A257-5.02%6.89%8.11%-30.0425.8135.4541.71-30%中国电力华润电力3163.52%7.00%8.94%10.54%26.4844.2256.4466.5555%50%6771.93%8.66%10.19%11.68%63.99117.15137.87158.0140%40%资料来源：Wind，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明18/3618%%research.95579.com%%行业研究深度报告总结来看，对于火电板块而言，随着容量电价改革的如期落地，行业远期利用小时的担忧将被随之打消，而且两部制电价的落地使得固定成本及变动成本的传导更加顺畅，火电的盈利也将更加稳定。短期而言，虽然在煤价同比大幅回落以及容量电价带来额外收益的背景下，长协电价或存在一定的调整空间，但在边际定价机制及紧张的供需格局下，电价或难有较大降幅。而且电价归根结底还是火电企业自身报价，商业经营的主体在政策框架范围内势必不会另自身处于亏损的困境中，因此在行业拥抱市场化的“煤电联动机制”调整电价水平时，我们认为电价的调整对火电行业绝非基本面的利空，反而是火电行业稳定盈利的公用事业属性回归的必要环节。值得注意的是，火电行业上市公司普遍存在较高的分红承诺，在行业回归稳定盈利后，行业高股息、高分红价值将会得到真正彰显，行业投资价值将会得到历史性的重塑。请阅读最后评级说明和重要声明19/36%%19%%%%research.95579.com%行业研究深度报告水电&核电：稳健资产逢遇景气拐点水电：把握来水和电价的边际变化长期以来影响水电经营的主要因素包括了来水、电价和装机容量，经过了2021-2022年的这一轮装机成长，展望2024年主要公司水电机组尚未到集中投产期，因此来水和电价的变化系2024年水电投资的核心关注因素。来水改善程度几何？今年三季度，各家水电公司普遍录得较高的发电量单季度同比增幅，也反映出主要水电流域来水改善的实际发生。时下已至枯水期，市场更加关注的点在于水电发电的高增长能否持续下去，以及按照历史正常年份进行估算的话，水电发电能够修复到什么位置。首选从近10年的水电单月利用小时表现来看，经过了基于来水周期的调整，2022年7与开始的水电周期毫无疑问是近10年最差的周期，但2023年8月份以来水电利用小时数已经显著高于上年同期水平，并且接近过去10年的中枢位置。图24：水电单月利用小时表现55050045040035030025020015008月09月10月11月12月01-02月(Y+1)03月(Y+1)04月(Y+1)05月(Y+1)06月(Y+1)07月201220132014201820192020201520162017202120222023资料来源：Wind，长江证券研究所由于水电站发电除了受到自然来水的影响以外，还会受储水、调度等因素影响，想要精准量化水电发电量是一个非常困难的议题，但考虑长期水电发电的数据，基于均值回归的思路考虑，2012-2022年第四季度水电利用小时的历史均值为844小时，相较2022年四季度而言高出23.57%，即便考虑2023年汛期伊始来水依然偏弱，使得第三季度水电利用小时依然略低于历史中枢水平，但四季度维持同比高增依然具备极强的确定性。请阅读最后评级说明和重要声明20/3620%%research.95579.com%%行业研究深度报告图25：三季度和四季度水电利用小时对比16001400120010008006004002000201220132014201520162017201820192020202120222023Q3Q4Q3-2012-2022年中枢Q4-2012-2022年中枢资料来源：Wind，长江证券研究所考虑到来水的恢复，水电公司经营情况有望持续修复，配合水电公司较强的分红能力，其股息回报率也将具备较强的吸引力。按照来水修复下2023年和2024年的盈利预期，以及结合公司分红承诺与历史实际分红情况假设的分红率，2023年由于上半年来水较差压制了各水电公司业绩表现，对应的股息率吸引力有限，但长江电力和川投能源的股息率也明显高于国债收益率，而考虑全年来水情况预计都得到修复的2024年，长江电力、川投能源、桂冠电力、黔源电力的股息率均高于2018-2022年水平，仅有华能水电股息率表现低于2018-2019年水平，主因系电价和装机成长性的体现使得华能水电的正股估值相较2018-2019年有显著提升。表7：主要水电公司历史股息率与预期股息回报（不含特殊分红，历史值按预案披露日股价，预期值按12-22日股价）公司201820192020202120222023E2024E盈利预测类型分红率假设70%长江电力4.03%3.90%3.51%3.59%3.90%3.94%4.34%长江预期50%50%华能水电4.35%5.07%2.73%2.77%2.52%2.46%2.66%长江预期65%30%川投能源3.39%3.79%3.37%3.63%2.78%3.53%3.85%Wind一致预期桂冠电力4.22%4.42%3.67%2.63%3.61%2.37%4.45%Wind一致预期黔源电力2.12%2.27%2.50%1.16%2.16%1.52%2.81%Wind一致预期资料来源：Wind，长江证券研究所个体电价风险可控，看好云南电价提升整体而言，水电目前市场化的比例不高，华能水电由于所处云南地区较为特殊的地域特征，其市场化比例较高，另外两家水电龙头公司市场化比例较低。其中长江电力近年来市场化比例下滑，主因系公司框架协议内电量规模固定，2021-2022年来水逐年转弱，总发电量的降低是的市场电规模快速减少；雅砻江水电的市场电规模较为稳定，2020-2022年基本在100-120亿千瓦时左右，但占比也仅13%-15%。请阅读最后评级说明和重要声明21/36%%21%%%%research.95579.com%图26：三大水电公司市场化参与度情况华能水电雅砻江水电行业研究深度报告80%22/3670%60%50%40%30%20%10%0%长江电力202020212022资料来源：Wind，长江证券研究所2023年11月10日，国家发改委正式印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，同时在官方解读中也提及“煤电电量电价小幅下降，将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行”，也由此引发了对于水电电价的担忧。虽然长江电力和雅砻江水电直接参与市场交易的规模较小，但并不意味着受到的影响小于华能水电：随着市场化的推进，过去跨省区点对网送电的水电电价机制也在发生变化，原机制为挂钩落地省份煤电基准电价，扣除中间环节的输电费和线损确定上网侧价格，但是随着江苏省的政策要求，雅砻江送江苏以及白鹤滩送江苏的电量改为挂钩江苏省年度电力交易结果，并享受相较煤电基准电价涨幅的50%。目前政策尚未对于容量电价出台后挂钩交易电价的水电电价调整如何执行做出解释，但如果按政策原文，水电对标当地市场交易结果（即0.45294元/千瓦时），同比降低0.0137元/千瓦时进行估算，预计长江电力和雅砻江公司盈利影响金额分别为1.32亿和1.61亿，敏感性分别为0.41%和1.98%。表8：长江电力、雅砻江公司电价波动的影响测算（单位：亿元，元/千瓦时）项目长江电力-白鹤滩雅砻江水电-锦官电源送江苏电量（正常来水情形）235.50311.86落地侧市场交易电价影响（除税）0.01210.0121收入影响1.431.89所得税假设7.5%（减半阶段）15%归母净利润影响1.321.612023E业绩319.6181.12影响幅度0.41%1.98%资料来源：Wind，长江证券研究所对华能水电而言，虽然公司市场化交易比例较高，但并不代表着公司受影响的程度更大，主因系当地市场交易的主要参与对象为水电，且电价长期处于较低水平，即便出现火电电量电价下滑的情形也不足以导致相对水电的价格优劣势发生变化。且对华能水电而言，电价非但没有下滑风险，展望2024年公司云南省内交易电价具备较强的上涨确定性。请阅读最后评级说明和重要声明22%%research.95579.com%%从过去云南省实际的交易价格来看，虽然由于极为鲜明的丰枯期特征，使得月度电价呈行业研究深度报告现“勺子形”走势，但从年度角度来看云南省清洁能源平均交易电价持续提升。23/36图27：云南省月度交易电价情况（单位：元/千瓦时）%%0.300.280.260.240.220.200.180.160.140.120.101月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月201820192020202120222023资料来源：昆明电力交易中心，长江证券研究所例外情况发生在2023年，年初交易电价依然同比增长，但进入汛期后电价低于上年同期，从最终的结果看，2023年清洁能源平均交易电价0.21646元/千瓦时，低于2022年的0.22286元/千瓦时。究其根源，关键因素在于省内市场化交易政策的变化，2022年底云南省发改委印发《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，要求水电和新能源全年分月电量电价加权平均电价在前3年年度市场均价上下浮动10%区间内形成。而2020-2022年实际交易电价均值上浮10%仅为0.22337元/千瓦时，与2022年实际值基本持平，同时考虑到2023年发电量的季节分布变化，最终导致电价同比下滑。展望2024年，目前云南省并未有新的政策要求，按现行的价格形成机制和上限约束，省内清洁能源电价的理论同比提升空间为1.88分/千瓦时。考虑到省内持续紧张的电力供需关系，省内电价的同比提升值得期待。表9：云南省内交易均价及华能水电弹性测算（单位：元/千瓦时，亿元，亿千瓦时）项目单位清洁能源平均交易电价2020年元/千瓦时0.183902021年元/千瓦时0.202422022年元/千瓦时0.222862020-2022年均值元/千瓦时0.20306上浮10%后元/千瓦时0.223372023年元/千瓦时0.216462021-2023年均值元/千瓦时0.21391上浮10%后元/千瓦时0.23530较2023年提升元/千瓦时0.01884华能水电省内消纳电量（估计值）亿千瓦时400电价提升对应的业绩影响亿元5.30相较2023E业绩（77.34亿元）的敏感性%6.85%资料来源：Wind，昆明电力交易中心，云南省发改委，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明%%23%%research.95579.com%行业研究深度报告核电：投产正常化开启新一轮景气上行核电投产正常化，景气向上周期开启。2016-2018年受验证三代核电技术及福岛核事故影响，我国核电曾面临三年的核准停滞期，结合核电约5年的建设周期，直接导致2023年成为我国核电投产规模的低谷，全年仅投产中国广核防城港核电3号机组118.8万千瓦及华能石岛湾高温气冷堆21.1万千瓦。然而随着2019年及之后核准的机组于2024年开始投产，我国核电将正式开启投产的新周期，两家核电上市公司也将均迎来自身新机组的投产，自此我国核电投产规模预计也将迎来连续4年的加速，2024年核电行业将正式迈入景气拐点。图28：2024年我国核电机组投产规模扭转下滑趋势，开启新一轮向上周期（单位：万千瓦）12001001.41000800600564409340361.2400228299.2200112139.90201920202021202220232024E2025E2026E2027E资料来源：Wind，长江证券研究所三倍核能宣言奠定核电地位，核电远期成长性再获全球主要国家认可。根据美国能源部官网消息，12月2日，美国与其他21个国家在迪拜举行的《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会（COP28）上发起《三倍核能宣言》（以下简称宣言），拟推进实现到2050年将全球核能装机容量较2020年增加两倍的目标。而实际上受福岛核事故影响，全球核电装机规模已经维持在3.7亿千瓦的水平连续7年，此次宣言意味着到2050年，全球核电装机将达到11.26亿千瓦，核电行业有望告别低谷再次迎来新的成长周期。实际上我们一直强调，双碳目标下，核电作为唯一一种兼具清洁、安全、稳定和广阔成长空间的电源，将进入快速成长期。这不仅适用于中国，同样适用于全球。此次宣言再度明确了核电对于全球电力系统的关键地位，核电的成长性也再度获得全球主要国家的认可。请阅读最后评级说明和重要声明24/3624%%research.95579.com%%行业研究深度报告图29：全球核电景气度也有望迎来拐点（单位：亿千瓦）1211108643.553.553.643.703.723.803.803.753.753.74202050E2013201420152016201720182019202020212022资料来源：PRIS，长江证券研究所不仅仅是全球，国内核电核准已经加速。从对远期核电装机有较强前瞻指引的核准口径来看，2019年以来，我国核电机组核准规模已经呈现出加速趋势。而且从历史经验来看核电与电网投资一样，通常被用作是对冲宏观经济下行压力的逆周期调节手段，历史上2008年、2012年、2015年等特殊节点核电审批数量均有一定的提升。此外，在此前发布的《“十四五”现代能源规划》中提出，“积极安全有序发展核电，积极有序推动沿海核电项目建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目，目标到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦”，我们认为这已经表明高层对于核电的态度发生了关键变化，尤其“积极”两字足以彰显出远期核电发展的光明前景，预计未来我国将维持年均8-10台的新增装机规模，有望保障核电行业维持稳健增长。图30：2019年起我国核电核准节奏已经呈现出常态化（单位：个）1618%1416%1214%1012%10%88%66%44%22%00%2005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023核准台数GDP增速（右轴）用电量增速（右轴）资料来源：Wind，长江证券研究所市场化改革推进，核电已经成为重要市场参与方。近些年随着电力体制改革的稳步推进，核电也陆续参与市场，中国核电及中国广核市场化交易电量比例持续提升。2022年随着煤电电价按的上浮，各地市场化交易电价也随之上浮，核电电价也从冲受益而实现显著提升。请阅读最后评级说明和重要声明25/36%%25%%%%research.95579.com%行业研究深度报告图31：中国核电及中国广核电力市场化比例图32：中国核电核电分部与中国广核度电收入（单位：元/千瓦时）60%0.37550%0.37040%0.36530%0.36020%0.35510%0.3500.3450%0.3400.33520162017201820192020202120222016201720182019202020212022中国核电中国广核中国核电中国广核资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所容量电价影响有限，核电业绩稳健增长。正是由于核电逐步提升的市场化比例，与水电类似，煤电容量电价政策的出台，同样引起了对核电电价的担忧。虽然核电市场化电量的占比要高于水电，但是核电的市场化并非享受了与火电同等的涨幅，也就是说火电电量电价的回落，并不会全额反应到核电市场化电价。具体而言：➢中国核电：受容量电价政策影响同样主要集中于江苏省，但2024年江苏省核电市场化电量较2023年增加约50亿千瓦时，也就是说虽然电价涨幅或有所收窄，但是可上浮的量有所增加。根据江苏省年度长协电价0.45294元/千瓦时，我们测算，由于交易电量增加将增收0.62亿元，电量电价回落减少收入2.67亿元，因此考虑到中国核电对江苏核电50%持股比例所得税的影响，则此次电量电价的调整仅会对归属于中国核电的业绩产生0.84亿元减利作用，按照中国核电2023年业绩预期影响面约1%，考虑到中国核电2024年仍有漳州核电的投产及新能源资产的扩张，中国核电预期仍将维持稳健的业绩增长。➢中国广核：公司几乎所有市场化电均未与火电同台竞价并享受相同比例的上浮，但由于广西在《关于印发加快壮大实体经济推动高质量发展若干政策措施》中要求参与市场化的核电及新能源电价让利约0.02元/千瓦时，预计将对防城港核电电价产生一定影响，按防城港核电2023年约250亿千瓦时的上网电量测算，则市场化让利对公司业绩影响约为1.38亿元，同样仅影响公司约1%的业绩。随着台山核电在2024年预期将恢复常态化运行以及防城港4号机组的投产，中国广核的业绩同样将会获得坚实的支撑。表10：中国核电参与市场化比例及市场电价情况省份核电机组计划电价权益比例市场电价及参与市场化情况72%秦山一核0.40562023年前三季度秦山核电市场化电量占比约39%，市场电基本按50%照核准电价结算，因此可认为基本不受火电电价波动影响方家山核电0.415373%51%2023年前三季度三门核电市场电占比约10%，市场电电价略高于浙江省秦山二核1/2号0.399850%计划电秦山二核3/4号0.41532023年市场电不低于220亿千瓦时，2024年市场电不低于270亿千瓦时，新增不低于50亿千瓦时主要由江苏1/2号机组贡献，与火秦山三核0.4481电同台竞价，可享受接近的涨幅三门核电0.4203江苏省江苏核电1/2号0.4390江苏核电3/4号0.3910请阅读最后评级说明和重要声明26/3626%%research.95579.com%%行业研究深度报告海南省海南核电0.415351%0.4153福建省福清1号0.391651%2023年前三季度市场化占比约68%，大部分按核准价结算，少部分福清2号0.3590福清3号0.3779在火电标杆基础上上浮福清4号未明确福清5/6号资料来源：Wind，长江证券研究所表11：中国广核参与市场化比例及市场电价情况地区核电站计划电价持股比例电价及市场化情况75%大亚湾核电0.4056100%2023年前三季度市场化比例38%，含税电价为0.4061元/千瓦时，94%仅略高于大亚湾核电电价，低于其他电站核准电价，广东要求回收岭澳核电0.414362%电价上浮中85%溢价，因此也可认为几乎不会受电量电价波动影响51%广东岭东核电0.415337%防城港1-3号全部市场化。但并非与火电同台竞价，2023年前三季度电价0.4221元/千瓦时，但广西要求2024年核电参与市场化部分阳江核电0.415334%电量让利约0.02元/千瓦时台山核电0.43545%全部参与市场化交易，2023年前三季度平均含税电价为0.4045元/千瓦时，并非与火电同台竞价，不能完全享受火电电价上浮的红利广西防城港核电0.40632023年前三季度市场化比例59%，市场电电价是0.3796元/千瓦宁德1/2号0.4153时，并未享受到与火电同台竞价的溢价0.3916福建宁德3号0.3590.3823宁德4号0.3749红沿河1-4号辽宁红沿河5/6号资料来源：Wind，广西自治区政府官网，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明27/36%%27%%%%research.95579.com%行业研究深度报告新能源：市场化带来是长期的风险吗？2022年以来，新能源板块在对未来市场化电价的折价以及在快速上量导致的消纳担忧的影响下，板块表现持续承压，截至12月22日，新能源发电（长江）已经较2022年年初累计下跌31.25%，仅跑赢沪深300指数0.89个百分点。图33：新能源发电（长江）2022年以来持续下跌10%5%0%-5%-10%-15%-20%-25%-30%-35%-40%-45%2022-012022-022022-032022-042022-052022-062022-072022-082022-092022-102022-112022-122023-012023-022023-032023-042023-052023-062023-072023-082023-092023-102023-112023-12超额收益率新能源发电运营(长江)沪深300资料来源：Wind，长江证券研究所新能源难以有效控制自身出力的属性，决定了新能源参与电力市场过程中处于竞争弱势方。我国为了保障新能源正常消纳，与煤电几乎100%参与市场化相比，新能源参与市场化比例并不算高，但近些年也有逐步提升的趋势，2022年三峡能源电量的市场化比例已经提升至40.58%，华电新能的市场化比例也提升至51.96%。随着风电及光伏新增装机的高速增长，新能源的消纳问题也开始逐步体现，而这不仅仅会影响到新能源的发电利用小时数，还会进一步增加新能源参与电力市场的压力。如华电新能在招股说明书也明确提出，2022年公司市场化交易结算电价低于燃煤基准价，若市场化交易电量占比上升10%，则公司整体平均售电单价下降0.96%，即市场化电价较计划电价折价0.045元/千瓦时。然而站在当前时点，我们认为悲观情绪已经在行业表现中得到充分反应，对电价及消纳对新能源发电的盈利依然需要正确认知。图34：新能源持续高速增长，引发市场对于消纳的担忧（单位：万千瓦）图35：主要新能源公司市场化比例18,000全国新增风电及光伏装机60%16,00050%14,00040%12,00030%10,00020%10%8,0006,0000%4,0002,000-2019A2020A2021A2022A2023E201720182019202020212022风电太阳能三峡能源华电新能资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明28/3628%%research.95579.com%%行业研究深度报告电力现货，对新能源并非洪水猛兽国家发改委在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，曾明确提出到2030年，实现新能源全面参与市场交易。然而需要注意的是，中长期交易及电力现货均为市场化交易，而且国家能源局在《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》中也明确提出：在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。中长期合约有两种合约形式，即物理合约和差价合约，物理合约要求新能源企业严格按照合同约定曲线安排电力生产，而差价合约属于金融合约，不要求新能源严格执行曲线，在电费结算时根据现货市场电价与合约价的差值予以调整。因此差价合约是对冲新能源出力不可控性所带来的市场风险有效手段，也是新能源参与现货市场交易的有利选择。图36：新能源参与电力市场电量分解示意图资料来源：能见，长江证券研究所出力的逆调峰属性使得新能源交易过程中存在价格劣势。本质上来说，新能源出现价格劣势的主要原因在于出力的逆调峰属性，也就是说新能源集中出力时往往会导致市场短期供给上量，而可调节电源往往在此时规避出力，但新能源的出力依然会压低短期电价。从新能源已经相对成熟参与电力现货运行的省份来看，风光现货电价均较当地基准存在折价。表12：2022年各现货省份结算价格对比(单位:元/千瓦时)项目山西甘肃蒙西山东（含容量补偿）参与中长期未参与中长期基准电价0.3320.29780.28290.418840.405420.409360.3949火电结算电价0.50471请阅读最后评级说明和重要声明29/36%%29%%%%research.95579.com%行业研究深度报告溢价0.086840.107620.126460.1098136%45%涨幅26%28%0.243030.20487结算电价0.23061-0.05477-0.078030.242740.35527光伏溢价-0.10139-18%-28%-0.15216-0.039630.281230.18902涨幅-31%-0.01657-0.09388-39%-10%结算电价0.24869-6%-33%0.392980.36087风电溢价-0.08331-0.00192-0.03403涨幅-25%0%-9%资料来源：兰木达电力现货，长江证券研究所不过各个省份对于新能源参与市场过程中，均有不同程度的保护，特别对于参与电力现货市场的新能源而言，如广东、山东及安徽均明确提出新能源10%的电量参与执行现货电价，此外青海也明确提出年度长协电量占全部比重超过80%。低比例现货、高比例中长期对新能源电价压力自然会低很多。表13：各省新能源参与市场化及现货市场方案地区市场化交易方案政策文件省内220kV及以上电压等级的中调调管的风电、光伏发电企业参与电力现货市场交易，《广东新能源试点参与电力现货市适时参与中长期市场交易。参与现货交易的发电主体，90%电量按照不含补贴的批复上场交易方案》《广东省能源局国家广东能源局南方监管局关于2024年电力青海网电价执行，10%执行现货电价。云南市场交易有关事项的通知》集中并网新能源企业(扶贫、特许经营权、存量光热发电项目，光伏应用领跑者基地保障《青海省2023年电力市场交易方利用小时以内发电量除外)全部参与市场交易，其中新能源年度市场合同签约电量达到市案》场化总电量的80%。(1)存量新能源项目：枯平期(1—5月、11—12月)全部上网电量参与市场化交易，价格按照市场机制形成；汛期(6—10月)全部上网电量执行云南省城乡居民生活用能电能替代《关于做好2023年云南电力中长期政策，按当月月度集中竞价交易成交均价结算。合同签订履约工作的通知》(2)新增新能源项目：全部上网电量参与市场化交易，并可参与绿电交易，具体价格按照价格主管部门政策执行。(1)参与中长期交易的集中式新能源场站(不含扶贫光伏)：全电量参与市场；《关于做好2023年全省电力中长期山东(2)未参与中长期交易的集中式新能源场站(不含扶贫光伏)：10%的预计当期电量参与现和零售合同签订工作的通知》江苏货市场。广西安徽光伏发电年度绿电交易电量不超过900小时、风电年度绿电交易电量不超过1800小时。《关于开展2023年电力市场交易工每月绿电交易电量原则上不得超过该场站去年同期发电量。作的通知》风电、光伏超过等效上网电量的电量参与市场化交易，风电发电企业等效利用小时数《关于2023年广西电力市场交易实=800小时，光伏发电企业等效利用小时数=500小时。施方案的通知》电力现货市场建设运行初期，增量省调新能源场站以“报量不报价”形式参与现货市场，《安徽电力现货市场结算实施细新能源场站实际上网电量的10%接受现货市场价格则》（试运行版V2.0）2021年以前建成投产项目上网电价政策不变。2021年之后投产平价新能源项目发电量全部参与电力市场：(1)当0.262元/千瓦时>市场均价（按年度直接交易均价，下同）>新能源实际交易电价，《自治区发展改革委关于印发<完善新疆我区新能源价格机制的方案>的通辽宁按市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予支持；知》(2)当0.262元/千瓦时>新能源实际交易电价>市场均价，按照实际交易均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持；价差部分由大工业用电顺价均摊；(3)当市场均价高于0.262元/千瓦时，不再给予电价支持。(1)带新能源补贴的风电及光伏机组优先发电小时数为1650小时和1300小时；不带补贴的风电优先发电小时数不高于1850小时，光伏小时数不高于1300小时。平均分摊到《2023年辽宁省电力市场化交易方上下半年，作为保障居民、农业上网电量来源。案》(2)风电及光伏优先发电以外的上网电量，作为保量竞价上网电量参与市场化交易。资料来源：各省发改委，各省能源局，各省电力交易中心，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明30/3630%%research.95579.com%%行业研究深度报告新能源电量占比与现货电价高低并不存在必然关系。从我国新能源参与电力现货已经逐步成熟的市场进行对比可以看出，甘肃及内蒙古新能源发电占比远高于全国平均水平，其中甘肃省新能源发电占比甚至高达26.8%，几乎为全国一倍的水平。但是从新能源参与电力现货的实时电价来看，新能源参与电力现货市场中的风电实时电价均在0.3元/千瓦时波动，也就是说风电电价并未因为新能源占比更高而导致更低的电价。光伏实时电价更甚，高比例新能源的甘肃及蒙西市场光伏实时电价甚至高于山西及山东市场。因此我们认为电力现货市场的持续推进叠加新能源占比的持续提升，对于新能源电价的压力并非是永无止境的，电价的悲观情绪无需过度线性外推。图37：2022年重点省份新能源发电量占全电源比重图38：风电及光伏在实时市场中的电价（单位：元/兆瓦时）130%26.80%风电实时均价光伏实时均价25%2023202320.40%省份20212022（截至620212022（截至620%16.37%月4日）月4日）15%14.05%13.69%山西269.94294.96265.34252.41252.11230.710%6.49%山东302.13315.97301.35197.68200.04202.64290.84248.01284.06279.47232.555%甘肃（河西294.64337.83299.54280.09277.790%比例）0%内蒙古山西山东全国广东蒙西甘肃资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：兰木达电力现货，长江证券研究所中长期交易的压舱石不容忽视，绿电交易更加值得关注除电力现货以外，作为电力市场化交易的主力中长期交易其实对于新能源综合电价的影响更加显著，对于新能源电力而言，绿电交易作为中长期交易的一部分，是远期关注的核心要点。尤其绿电交易为溢价交易，有望对新能源电价形成有力支撑。不过就当前时点来看，绿电交易规模相对偏小，1-10月份，全国绿电交易总规模为414.3亿千瓦时，同比增长107.05%，占风光规模以上机组发电量的比重为4.68%，全口径则占比更低，不过虽然当前影响有限，但在国家持续引导绿电消费的政策指引下，绿电交易的影响或将越来越显著。图39：2022年全国电力各类交易占比图40：绿电电价普遍实现较燃煤基准价溢价交易（单位：元/兆瓦时）省间外送交发电权其他6001.4易交易0.25%54000011..2017.13%3.81%0.83000.62000.41000.200.0中长期直接2022-02交易电量2022-0478.81%2022-062022-082022-102022-122023-022023-042023-062023-082023-102023-12绿电交易电量（右轴，亿千瓦时）交易电价广东燃煤基准价资料来源：中电联，长江证券研究所资料来源：广东电力交易中心，长江证券研究所1由于电力现货连续运行主要从2021年开启，因此2021年山西省数据为4-12月，山东省为单12月，31/36甘肃为5-12月份数据。%%请阅读最后评级说明和重要声明%%31%%research.95579.com%行业研究深度报告综合新能源在参与电力现货等市场化交易带来的电价压力，以及参与绿电交易过程中可以通过环境价值的变现带来的收入增量，也就是说对于新能源项目而言，其项目收益率实际上是在增厚收益率及拉低收益率两个力量的角力下实现的。绿电交易和市场化交易的进展核心在于政策推进的力度，也就是说绿电项目的收益率核心的关注要点还是在于政策层面对于绿电或者电力行业的发展态度。图41：远期绿电项目收益更多近似跷跷板的两头资料来源：长江证券研究所电力行业一直都是政策强监管的行业，对于新能源发电运营亦是如此。双碳目标的实现需要新能源维持数十年的高速增长，那么维持行业合理甚至较高的收益是增长的必要前提。在新型电力系统的建设过程中，由于新能源行业的不稳定出力的天然属性，在参与市场化交易发生价格波动影响项目短期收益无法避免，但政策并非天生就是完美的，但客观原则不会变化。正如国家能源局在《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》中所提出的：在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。我们认为新能源参与现货市场带来的电价及收益率预期的波动仅是短期的结果，新能源发电运营行业的收益率不会发生长期趋势性变化。图42：山西省电力市场规则汇编在不到5年中更新了13版《山西省电力市规则V3.0规则V5.0规则V7.0规则V9.0规则V11.0规则V13.0场建设试点方案》20182019.122020.082021.032021.092022.062019.032017.082020.052020.102021.062022.012023.03规则V2.0规则V4.0规则V6.0规则V8.0规则V10.0规则V12.0资料来源：山西电力交易中心，北极星售电网，长江证券研究所纵使无保护暴露在电力市场，收益率压力也并非无法承受。我们以2021-2022年风电及光伏平均利用小时数及全国平均基准电价0.37元/千瓦时为基准进行测算，电价较平价折让0.05元/千瓦时，对光伏项目收益率影响约为4个百分点，而对风电项目影响更是达到5个百分点。而且与对于电价的高弹性相比，成本的降低对于项目收益率的影响相对会弱一些。但整体来看，光伏项目若市场化对于电价的影响在5分钱以内，则风光项请阅读最后评级说明和重要声明32/3632%%research.95579.com%%行业研究深度报告目收益率依然能够得到保障，实际上华电新能的2022年市场化交易电价较基准电价恰好为0.045元/千瓦时，且近些年随着电力供需环境的改善，价差仍在陆续收窄，因此未来新建项目的收益率或仍可以得到保障，进一步考虑绿电交易的电价增厚，则未来收益率还能更高。图43：电价及组件价格变化对光伏项目IRR影响敏感性测算图44：电价及风电造价变化对风电项目IRR影响敏感性测算组件价格假设（元/W）风电建设成本假设（元/W）IRR0.951.001.051.101.151.201.251.301.35IRR5.005.205.405.605.806.006.206.406.60-0.200-0.76%-0.89%-1.01%-1.13%-1.25%-1.37%-1.48%-1.59%-1.70%-0.2001.66%1.11%0.60%0.13%-0.30%-0.70%-1.13%-1.53%-1.91%-0.1505.96%5.22%4.54%3.91%3.32%2.78%2.28%1.81%1.37%-0.1502.06%1.88%1.70%1.53%1.36%1.20%1.04%0.89%0.74%-0.10010.53%9.55%8.66%7.84%7.09%6.40%5.76%5.16%4.60%-0.05015.49%14.22%13.08%12.04%11.08%10.21%9.40%8.65%7.96%绿电、CCER-0.1005.30%5.05%4.80%4.56%4.34%4.11%3.90%3.69%3.49%绿电、0.00020.93%19.33%17.88%16.57%15.38%14.28%13.28%12.36%11.50%、碳税等新能-0.0509.07%8.71%8.37%8.05%7.74%7.44%7.15%6.87%6.60%CCER、0.05026.87%24.90%23.11%21.50%20.03%18.69%17.46%16.33%15.29%源补贴或市场0.00013.44%12.96%12.50%12.07%11.65%11.24%10.86%10.49%10.13%碳税等新0.10033.24%30.89%28.75%26.82%25.06%23.44%21.96%20.60%19.35%化对电价的影0.05018.50%17.87%17.26%16.68%16.13%15.60%15.09%14.60%14.14%能源补贴0.15039.90%37.20%34.74%32.48%30.41%28.52%26.78%25.18%23.70%响（元/千瓦0.10024.22%23.41%22.64%21.90%21.19%20.52%19.87%19.25%18.66%或市场化0.20046.79%43.75%40.96%38.40%36.04%33.88%31.88%30.03%28.32%对电价的时）影响（元/千瓦时）0.15030.44%29.46%28.53%27.63%26.77%25.95%25.16%24.41%23.68%0.20037.02%35.88%34.79%33.75%32.74%31.77%30.84%29.95%29.09%资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所综上，我们认为当前市场对于新能源电价的悲观预期已经得到反应，电力市场并非洪水猛兽，新能源占比的提升以及电力现货市场的持续推进，对于电价压力并非深不可测。我们测算，极端假设新能源无保护全电量参与电力市场，以大型新能源公司华电新能度电折价情况，新能源IRR仍可以维持在6%以上。而且双碳的任务目标下，新能源仍需维持数十年的高速增长，合理收益是行业维持增长的前提。正如国家能源局在《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》中所提出的：在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。我们认为新能源参与市场带来的电价及收益率预期的波动仅是短期的结果，新能源发电运营行业的收益率不会发生长期趋势性变化，新能源投资价值依然稳固。请阅读最后评级说明和重要声明33/36%%33%%%%research.95579.com%投资建议行业研究深度报告火电：是风险，还是机遇？34/36随着容量电价改革的如期落地，火电远期利用小时的担忧将被随之打消，而且两部制电价的落地使得固定成本及变动成本的传导更加顺畅，火电的盈利也将更加稳定。短期而言，虽然在煤价同比大幅回落叠加容量电价的出台，长协电价或存在一定调整的空间，但在边际定价机制及紧张的供需格局下，电价或难有较大降幅。而且电价归根结底还是火电企业自身报价，商业经营的主体在政策框架范围内势必不会另自身处于亏损的困境中。因此在行业拥抱市场化的“煤电联动机制”调整电价水平时，我们认为电价的调整对火电行业绝非基本面的利空，反而是火电行业稳定盈利的公用事业属性回归的必要环节。值得注意的是，火电行业上市公司普遍存在较高的分红承诺，在行业回归稳定盈利后，行业高股息、高分红价值将会得到真正彰显，行业投资价值将会得到历史性的重塑。水电&核电：稳健资产逢遇景气拐点水电及核电板块作为极佳的稳健盈利性资产，在2024年均将迎来自身景气上行的拐点：水电方面，受三重拉尼娜影响，2022年下半年开始我国来水极端偏枯，水电电量也随之承压。随着自2023年末来水逐步恢复，以及偏枯来水产生的低基数，水电公司经营情况有望持续改善，配合水电公司较强的分红能力，其股息回报率也将具备较强的吸引力。此外，核电也将告别2023年机组投产的低谷，并有望在2024年正式开启景气向上的投产新周期，两家核电上市公司也均将迎来新机组的投产，自此我国核电投产规模预计也将迎来连续4年的加速。新能源：市场化带来是长期的风险吗？2022年以来，受竞价上网、消纳担忧的影响，新能源发电板块股价表现持续承压，但新能源占比的提升以及电力现货市场的持续推进，对于电价压力并非深不可测。我们测算，极端假设新能源无保护全电量参与电力市场，以大型新能源公司华电新能市场电度电折价0.045元/千瓦时测算，新能源IRR仍可以维持在6%以上。而且双碳的要求新能源仍需维持数十年的高速增长，合理收益是行业维持增长的前提。正如国家能源局在《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》中所提出的：在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。我们认为新能源参与市场带来的电价及收益率预期的波动仅是短期的结果，新能源发电运营行业收益率不会发生长期趋势性变化，行业价值依然稳固。投资建议“碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿整个“十四五”期间，我们认为电力运营商内在价值将全面重估。电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火电经营边际改善，推荐关注优质转型火电华能国际、华电国际、华润电力、中国电力、福能股份和中部及长三角煤电运营商；水电板块推荐拥有明确成长空间的长江电力和供需改善的华能水电；新能源装机快速成长，同时绿电价值日益凸显之下，推荐中国核电、三峡能源和龙源电力；电网板块推荐三峡集团入主后有望开拓综合能源服务的配售电先锋三峡水利。请阅读最后评级说明和重要声明34%%research.95579.com%%行业研究深度报告风险提示1、电力供需存在恶化风险：若电力供需持续趋于宽松，则有可能会导致风光弃电率大幅提升，同时也会导致火电利用小时持续回落，从而会对电力行业的营收端产生较大的负面压制。2、煤炭价格出现非季节性风险：2023年虽然当前来看整体煤价呈现出下行趋势，但若出现供给超预期收缩或者需求出现超预期增加，将有可能导致煤价继续大幅增长，从而导致全年燃料成本端出现超预期增长。3、政策取向变化风险：本文所提到的火电合理收益率是依赖于2014年及2022年政策提出的电价及煤价对应测算值，后续政策对于合理收益率认定基准可能会有所变化，若认定基准发生变化，则本文测算的度电盈利及合理收益也可能会随之变化。4、核安全事故风险。核电稳定发展的重要前提假设在于在运核电机组的安全稳定运行，如果在运核电站出现核安全事故，则有可能导致新建设机组的停建以及存量在运机组的停堆检修，从而对核电业绩产生不利影响。请阅读最后评级说明和重要声明35/36%%35%%%%research.95579.com%行业研究深度报告投资评级说明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。办公地址武汉Add/武汉市江汉区淮海路88号长江证券大厦37楼[上Ta海ble_Contact]P.C/（430015）Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层P.C/（200122）北京深圳Add/西城区金融街33号通泰大厦15层Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼P.C/（100032）P.C/（518048）分析师声明作者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。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。重要声明长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（以下简称：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。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司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。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。请阅读最后评级说明和重要声明36/3636