華創(chuàng )證券發(fā)布研究報告《電力行業(yè)2023年年度策略：變局至，等風(fēng)來(lái)》稱(chēng)，電力行業(yè)22年度過(guò)了極不平凡的一年，新舊世界交替之初火電的躊躇難行、綠電的階段性“利空”帶來(lái)的回調、水電的來(lái)水反常、核電的厚積薄發(fā)?；乜?2年，我們分別為電力行業(yè)的各細分板塊總結了“年度關(guān)鍵詞”;同時(shí)站在當前時(shí)間點(diǎn)，對23年分別進(jìn)行展望，梳理出個(gè)板塊的投資脈絡(luò )與發(fā)展邏輯。在辭舊迎新與當前的變局之下，靜待等風(fēng)而上。

▍摘要如下：

(資料圖片)

火電：變盤(pán)之下，拾級而上。新舊世界切換伊始，電力行業(yè)躊躇難行，煤價(jià)的難以控制以及電價(jià)難以向上突破對板塊形成一定壓力。但新秩序終將到來(lái)，一方面電力交易機制由0到1，現貨市場(chǎng)頂層設計出臺，容量電價(jià)與輔助市場(chǎng)也已在重點(diǎn)省份穩步推進(jìn)，電力交易機制的完善后續將為火電企業(yè)重新構筑盈利底線(xiàn)。另一方面煤價(jià)與電價(jià)的平衡也在不斷改善，火電盈利修復逐步可期。此外，新舊切換仍不能操之過(guò)急，寒冬酷暑及需求修復背景下火電投資必要性進(jìn)一步提升。與此同時(shí)，風(fēng)光高波動(dòng)帶動(dòng)火電改造需求加大，目前政策、技術(shù)無(wú)憂(yōu)但機制需理，后續有望迎來(lái)十年崢嶸發(fā)展。

綠電：在“遺忘”中失落，于“拐點(diǎn)”中反擊。2022是綠電失落的一年，難證偽的階段性利空引發(fā)了“錯誤式”的階段性回調。展望未來(lái)，我們對綠電電價(jià)的觀(guān)點(diǎn)維持中性，恐難漲但不看空。同時(shí)硅片價(jià)格下降已現端倪，現階段應珍惜綠電發(fā)展“蜜月期”，后續裝機彈性大有可為。同時(shí)，在風(fēng)光提速背景下消納問(wèn)題不可忽視，風(fēng)光跨地域輸送需求加大，當前特高壓建設已處于周期性低點(diǎn)，未來(lái)兩年或將迎來(lái)新一輪投資高潮，建設有望進(jìn)一步加快。

水電：靜待轉寰。22年來(lái)水有所反常，按照來(lái)水的季節性變化特征來(lái)看，一季度、二季度及四季度為枯水期，主要依靠豐水期三季度的蓄水支撐發(fā)電。今年2季度各流域受桃花汛、降雨較多的影響，來(lái)水一度不斷沖高。但進(jìn)入三季度豐水期后來(lái)水突然轉弱。來(lái)水偏枯或導致水電“透支”一定未來(lái)來(lái)水，后續靜待拐點(diǎn)出現。

核電：穩住底牌，亮劍未來(lái)。當前核電事故陰霾已逐漸散去，今年核準的核電機組已達10臺，我國后續核電有望步入常態(tài)化核準的時(shí)代。核電作為基荷電源具有出力穩定、波動(dòng)小的特征，22年受上半年疫情波動(dòng)的影響，發(fā)電量有所波動(dòng)，但隨著(zhù)需求逐漸復蘇，核電優(yōu)勢將不斷被凸顯。由于核電正常建設周期一般為5年以上，盈利兌現或尚需時(shí)日，有望于“十五五”開(kāi)始集中兌現業(yè)績(jì)。

投資策略。1、火電：1)推薦火電轉型新能源龍頭華能?chē)H，建議關(guān)注華電國際、國電電力等。同時(shí)建議關(guān)注地方性運營(yíng)商粵電力A、江蘇國信、皖能電力等。2)重視火電建設投資：建議關(guān)注火電設備龍頭東方電氣、哈爾濱電氣。3)靈活性改改造需求加大：建議關(guān)注火電靈活性改造核心標的龍源技術(shù)、西子節能、青達環(huán)保、華光環(huán)能等。

2、新能源及電網(wǎng)特高壓：1)綠電：推薦綠電龍頭三峽能源、光伏小龍頭太陽(yáng)能、燃氣+綠電雙輪驅動(dòng)的新天綠能，建議關(guān)注龍源電力、福能股份、芯能科技等。2)電網(wǎng)投資：建議關(guān)注特變電工、國電南瑞、平高電氣、許繼電氣等。3、水電：來(lái)水有所波動(dòng)，靜待拐點(diǎn)出現。建議關(guān)注水電核心資產(chǎn)長(cháng)江電力、華能水電、川投能源等。4、核電：推薦量?jì)r(jià)齊升明顯，新能源轉型穩步推進(jìn)的中國核電，建議關(guān)注中國廣核。

風(fēng)險提示：煤價(jià)難以回落的風(fēng)險，電價(jià)市場(chǎng)化改革推進(jìn)過(guò)程反復的風(fēng)險，疫情波動(dòng)，綠電電價(jià)折價(jià)風(fēng)險，23年來(lái)水或將再次偏枯，重大安全性事件對核電建設進(jìn)度及核準的影響等。

▍全文如下：

一、分板塊業(yè)績(jì)復盤(pán)與后續展望

一、火電：變盤(pán)之下，拾級而上

2022年火電板塊走勢曲折變化，呈現出一定的超額收益獲取能力。尤其在三季度火電板塊扭虧預期走強的背景下，板塊(參照申萬(wàn)一級行業(yè)分類(lèi))漲幅顯著(zhù)。截至11月末，火電今年累計收益1.7%，實(shí)現超額收益25.81%。

(一)舊秩序引發(fā)諸多矛盾，22年電力企業(yè)躊躇前行

基本面“憂(yōu)患”，預期博弈“難解難分”。雖22年電力板塊整體出現了一定的超額收益獲取能力，但板塊上漲的背后更多的是對盈利拐點(diǎn)出現的預期博弈，這一特征在三季度表現尤為顯著(zhù)，板塊一度沖高。但隨著(zhù)實(shí)際業(yè)績(jì)的披露，市場(chǎng)意識到火電板塊扭虧仍有壓力，后又有所回落。以主要火電運營(yíng)商的毛利率變化來(lái)看，火電當前仍處在邊際弱改善的過(guò)程中，華能、華電、大唐等大型電力運營(yíng)商毛利率水平仍然較低，且有運營(yíng)商22Q3環(huán)比22H1有所惡化。

1、22年躊躇于煤價(jià)的難以控制

長(cháng)協(xié)履約率提升仍有阻力，市場(chǎng)煤價(jià)格居于高位。長(cháng)協(xié)煤方面，雖長(cháng)協(xié)煤監管措施不斷出臺，但對未履約的違規行為核查懲度較大，致使央企及地方性運營(yíng)商雖長(cháng)協(xié)簽約率較高但履約率仍然相對不及預期。市場(chǎng)煤價(jià)格方面，年初受進(jìn)口煤受限的影響，煤價(jià)在一季度沖高至1600+元/噸的高位，后有所回落;三季度進(jìn)入炎夏火電負荷加大，煤炭供需再次偏緊，煤價(jià)重新開(kāi)始上行，整體來(lái)看22年市場(chǎng)煤煤價(jià)仍然偏高。

進(jìn)口煤方面：國際黑天鵝事件導致一季度進(jìn)口煤煤價(jià)提升。目前我國進(jìn)口煤來(lái)源于印尼、俄羅斯、澳洲等地，而印尼煤事件與俄烏沖突接連沖擊進(jìn)口煤的供給，成為Q1擾動(dòng)國內動(dòng)力煤煤價(jià)的重要因素。目前來(lái)看，12月廣州港印尼煤及澳煤庫提價(jià)有所回落，但仍然保持在1200+元/噸的較高水平。

2、22年躊躇于電價(jià)難以向上突破

1439號文打開(kāi)電價(jià)上浮空間，電價(jià)歸位，促進(jìn)火電修復開(kāi)啟。2021年10月發(fā)改委出臺《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號)，進(jìn)一步打開(kāi)市場(chǎng)電浮動(dòng)區間，允許價(jià)格上下浮20%，且用電多的高耗能行業(yè)市場(chǎng)電價(jià)不受上浮20%限制，使得燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)改革進(jìn)一步推進(jìn)，此外1439號文還明確提出有序推動(dòng)工商業(yè)用戶(hù)都進(jìn)入電力市場(chǎng)，按照市場(chǎng)價(jià)格購電，取消工商業(yè)目錄銷(xiāo)售電價(jià)。

電價(jià)漲價(jià)幅度仍然難以覆蓋一次能源價(jià)格上升的成本，各類(lèi)型工具受20%限制仍難發(fā)揮作用。雖然去年1439號文將電價(jià)的上浮空間打開(kāi)，但當前電價(jià)提升幅度仍然難以全部覆蓋煤炭?jì)r(jià)格的上升帶來(lái)的成本變動(dòng)影響，部分電力運營(yíng)商在毛利率層面仍然難以轉正(詳見(jiàn)圖2)。目前雖有容量電價(jià)等工具在電價(jià)上浮的基礎上再給予火電一定補貼，但地方層面在制定相關(guān)政策時(shí)仍會(huì )考慮將整體電價(jià)控制在120%標桿電價(jià)范圍內，“煤電頂?！眴?wèn)題在電價(jià)端仍難解決。

(二)新秩序將至，雖或有波折但終將迎風(fēng)而上

1、電力交易機制“由0到1”，構筑火電盈利底線(xiàn)

1)現貨市場(chǎng)如約而至，帶動(dòng)火電盈利能力提高

15年電力市場(chǎng)化改革催生電力現貨發(fā)展，17年進(jìn)一步發(fā)展，22年有望再次突破。2015年電改9號文正式拉開(kāi)了我國電力市場(chǎng)化改革的序幕。在9號文的指導下，電力市場(chǎng)化建設取得較大進(jìn)展，但我國的電力市場(chǎng)建設尚處于初級階段，大多數省份的市場(chǎng)化交易仍停留在年度、月度等中長(cháng)期時(shí)間跨度，且交易標的物以電量為主，電力系統調度仍保持著(zhù)計劃管理方式，市場(chǎng)價(jià)格難以有效反映電力供需的實(shí)時(shí)變化，與歐美開(kāi)放成熟的電力市場(chǎng)仍有一段距離。為進(jìn)一步推動(dòng)電力市場(chǎng)體系的建設，2017年8月國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于開(kāi)展電力現貨市場(chǎng)建設試點(diǎn)工作的通知》，選擇南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等八個(gè)地區作為第一批電力現貨市場(chǎng)改革試點(diǎn)。至今年年底至明年年初，第一批重點(diǎn)展開(kāi)現貨試點(diǎn)的省份均有望進(jìn)入長(cháng)周期、穩定運行的階段，為新型電力系統的轉型提供機制支持。

全國視角來(lái)看，我國目前的電力現貨市場(chǎng)形成了以?xún)纱髤^域性電力交易中心為主，各省電力交易中心為輔的發(fā)展格局。我國目前建立了北京、廣州2個(gè)區域性電力交易中心， 2022年7月南方區域電力市場(chǎng)啟動(dòng)試運行，包括電力中長(cháng)期市場(chǎng)、現貨市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)。區域電力市場(chǎng)啟動(dòng)試運行后，現貨交易將由廣東拓展到云南、貴州、廣西、海南，實(shí)現南方五省區的電力現貨跨區跨省交易。省份視角來(lái)看，各省也分別建立了自身的現貨電力交易體系，重點(diǎn)省份已實(shí)現了從短期試點(diǎn)運營(yíng)到中長(cháng)期試運行的平穩過(guò)渡，不斷有更多省份逐步進(jìn)入成熟期。

現貨市場(chǎng)有效促進(jìn)峰谷價(jià)差拉大，帶動(dòng)火電盈利能力提升。在現貨市場(chǎng)交易機制的不斷完善下，價(jià)格信號的傳導作用將進(jìn)一步凸顯，由供需雙方?jīng)Q定分時(shí)成交電價(jià)，逐漸擺脫計劃屬性。峰谷價(jià)差的拉大將促進(jìn)提升火電在尖峰時(shí)刻的出力，從而帶動(dòng)火電機組盈利能力的改善。

2)容量電價(jià)：為“充裕度”而生，給予火電補償

收入缺失會(huì )迫使一部分邊際機組被“淘汰”，因此通過(guò)“容量電價(jià)”確保固定成本的收回可以解決這一問(wèn)題。在無(wú)法突破價(jià)格帽的情境下，貼近于邊際出清價(jià)格的機組有可能僅能收回可變成本，而固定成本、運維成本則難以收回，導致邊際機組(多為火電機組)因回收不了全生命周期成本而被擠兌。同時(shí)后續將會(huì )因缺乏投資激勵致使系統發(fā)電裝機逐漸減少，進(jìn)而系統充裕性降低。因此“容量電價(jià)”本質(zhì)上是為保證電力系統的充裕度而對邊際機組(火電)進(jìn)行的固定成本補償。

3)輔助服務(wù)交易：為“靈活性”而生，確保前期投資收回

“輔助容量”本質(zhì)是為電力系統提供靈活性。調峰容量政策的出臺本質(zhì)上是在風(fēng)光大發(fā)/低谷時(shí)火電機組通過(guò)自身負荷的升降實(shí)現“削峰填谷”的作用。而火電機組需前期進(jìn)行一定程度的靈活性改造來(lái)滿(mǎn)足機組負荷的升降。因此，以甘肅的輔助容量為例，通過(guò)輔助費的模式，促使其火電改造成本的收回。

核心來(lái)看：新世界拉開(kāi)序幕，我們認為更深遠的意義在于新型電力系統背景下電價(jià)的后續推演。在邊際定價(jià)體系下系統充裕性備受挑戰，同時(shí)風(fēng)光大比例并網(wǎng)導致系統靈活性調節需求日益增大，電價(jià)背后隱含的社會(huì )成本在當前的定價(jià)機制下均越來(lái)越無(wú)法滿(mǎn)足新型電力系統的轉變。因此，通過(guò)將電價(jià)解耦，并通過(guò)不同的市場(chǎng)回收相應成本將是未來(lái)雙碳目標實(shí)現的必由之路。

2、火電投資邏輯：長(cháng)短期各有側重，但新世界撲面而來(lái)的趨勢不可抵擋

短期：混沌之中政策已經(jīng)開(kāi)始吹風(fēng)，短期未出現業(yè)績(jì)確定性拐點(diǎn)之前追求落袋為主?；痣娊衲甑男迯鸵徊ㄈ?，先有進(jìn)口煤遭受沖擊導致煤炭供給受限，后有長(cháng)協(xié)履約監管錯位致使用煤成本依然承壓。成本端長(cháng)協(xié)煤的具體履約率難以實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)更新，即便公司本身也難以對下屬電廠(chǎng)煤炭長(cháng)協(xié)的兌現情況進(jìn)行高頻追蹤，信息的滯后導致火電業(yè)績(jì)修復缺乏明確指引，板塊處于難以推測的“混沌”狀態(tài)。因此，市場(chǎng)在基本面曲折變化的過(guò)程中即便看到國內煤炭產(chǎn)能的不斷釋放和供給穩中有升以及長(cháng)協(xié)監管的層層加碼，但對火電業(yè)績(jì)的改善仍然存疑。我們認為在火電業(yè)績(jì)未能出現明確扭虧之前，以政策催化為主的板塊博弈將持續存在，仍不排除階段性大幅回落的風(fēng)險，在短期的“混沌”之中更多追求落袋為主。

中長(cháng)期：“一波三折”仍可能是常態(tài)，但終將回歸理性。明確業(yè)績(jì)拐點(diǎn)出現后長(cháng)期價(jià)值重估將逐步兌現?；疝D綠公司的投資本質(zhì)在于火風(fēng)光一體化的協(xié)同優(yōu)勢(具有靈活性調節與資金兩大核心優(yōu)勢)在新型電力系統發(fā)展背景下造就的極優(yōu)的商業(yè)模式。但由于當前煤炭成本高企，火電虧損難以扭轉，致使火電修復的博弈預期掩蓋了火轉綠企業(yè)的中長(cháng)線(xiàn)投資價(jià)值。目前隨著(zhù)重點(diǎn)省份一次能源傳導政策的出臺，同時(shí)容量電價(jià)、輔助電價(jià)等一系列政策同樣呼之欲出，我們認為火電扭虧的曙光已再次顯現，電力運營(yíng)商中長(cháng)期的價(jià)值重估可期。

(三)新舊切換仍不能操之過(guò)急，火電投資必要性進(jìn)一步提升

1、酷暑寒冬接踵而至，電力充裕性備受挑戰

酷暑來(lái)臨，多地爆發(fā)限電。今年進(jìn)入7月以來(lái)南方地域高溫持續，我們統計了部分重點(diǎn)城市今夏的氣溫變化，重慶、江蘇、上海的氣溫均顯著(zhù)較高，從火電的出力情況來(lái)看，火電發(fā)電量同比增速也顯著(zhù)出現增長(cháng)。在這一背景下，多地均出現了不同程度的限電，尤其以四川為典型，省高溫干旱天氣持續，電力供需形勢異常緊張，限電一度波及民生用電。

寒冬將至，冬季用電負荷不輸夏季。全國視角來(lái)看：整體上看冬季用電與夏季用電比近年來(lái)呈現不斷抬升的趨勢。我們通過(guò)構建“冬夏用電比”來(lái)衡量電力需求的季節性差異。以當年6-8月為夏季用電、當年12月及次年1-2月為冬季用電，按此計算出每年的冬季與夏季用電比值(即為“冬夏用電比”)。全國“冬夏用電比”由2016年的0.90上升至2021年的0.96，其中于2020年突破1，冬季用電超過(guò)夏季。持續增大的冬季電力需求也對今冬的電力保障提出了更大的挑戰。省份視角來(lái)看，冬季用電量接近或高于夏季的省份占比在6-7成，與迎峰度夏南方省份壓力較大不同，迎峰度冬的波及范圍或將北移。我們通過(guò)構建各省份的“冬夏用電比”來(lái)衡量不同省份的電力季節性差異。(計算方法同上，以當年6-8月為夏季用電、當年12月及次年1-2月為冬季用電，按此計算出各省份的冬季與夏季用電比值)。從結果來(lái)看，該比值大于1(即冬季用電更高)的省份共有14個(gè)，該比值大于95%的省份共計20個(gè)，占全國所有省份的65%。

2、疫情修復預期演繹，不排除重演2021年限電潮

各一級行業(yè)近三年的用電變動(dòng)特征復盤(pán)：20年疫情到來(lái)對用電沖擊較大;21年疫情好轉各行業(yè)用電增速普漲，帶動(dòng)全社會(huì )用電量提升;22年疫情反彈各行業(yè)用電量再次回落。

1)整體趨勢來(lái)看，從熱力圖的顏色變化來(lái)看，20年疫情伊始各行業(yè)用電增速均出現明顯下滑(對應深綠色分布較多)。隨著(zhù)21年疫情好轉各行業(yè)均迎來(lái)顯著(zhù)修復，2021年上半年多數行業(yè)用電增速增長(cháng)強勁(對應深紅色分布較多)。

2)細分行業(yè)來(lái)看，我們將各行業(yè)按照用電量在全部行業(yè)當中的占比從左至右依次排序，制造業(yè)/批發(fā)零售業(yè)/房地產(chǎn)行業(yè)(占用電量比例分別為58.5%/4.1%/2.2%)在疫情復蘇時(shí)用電量提升較為明顯，2021年前三月單月用電量增速均在20%以上。

我們將各行業(yè)疫情前的用電增速(16-19年三年復合增速)與現階段(2022年1-7月)的用電同比增速進(jìn)行比較，氣泡大小代表該行業(yè)用電占所有行業(yè)用電的大小。從下圖中可以看出：1)整體來(lái)看：除農林牧漁行業(yè)現階段用電增速高于疫情前之外，其余行業(yè)的用電增速情況均不及疫情前，其中越遠離紅色虛線(xiàn)的行業(yè)即受疫情壓制越大的行業(yè)。2)分行業(yè)來(lái)看：制造業(yè)雖距離紅色虛線(xiàn)較近，但由于其用電量占比較高，一旦疫情有所放松，需求修復對用電量的拉升也將較為顯著(zhù)。建筑業(yè)現階段最受壓制，目前用電增速為負，相較疫情前用電增速水平差距顯著(zhù)。由于其與地產(chǎn)息息相關(guān)，如若需求復蘇疊加地產(chǎn)松綁，二者或將成為帶動(dòng)用電量增長(cháng)的重要推手。

3、氣候異常疊加修復預期挑戰系統充裕度，火電投資必要性加強

火電投資在新能源大發(fā)展背景下呈現“此消彼長(cháng)”，缺電大背景下穩定性電源投資的必要性進(jìn)一步加強。從2017年至今，火電投資較高的年份(17/18/19年)新能源電源投資較低。20年雙碳政策實(shí)施以來(lái)，新能源(風(fēng)電)的投資迅速提升，火電投資大幅回落。造成這一現象的本質(zhì)為電源開(kāi)發(fā)的投資主體一般為運營(yíng)商，在風(fēng)光搶裝的背景下很難形成對火電投資的兼顧。在搶裝潮過(guò)后，風(fēng)光投資將逐漸趨于穩健增長(cháng)，火電投資或將呈現觸底反彈趨勢。在用電負荷的上行周期，新能源出力不穩定較難對系統負荷形成有效支撐，導致限電頻發(fā)，后續穩定性電源(火電)投資的必要性也在這一背景下進(jìn)一步增強。

(四)火電投資發(fā)散：重視靈活性改造需求

1、風(fēng)光占比提升激發(fā)火電改造需求，政策、技術(shù)無(wú)憂(yōu)但機制需理

國內部分試點(diǎn)機組改造后已經(jīng)達到國際先進(jìn)水平。根據中電聯(lián)發(fā)布的《煤電機組靈活性運行政策研究》數據顯示，目前我國在運煤電機組一般最小出力為50%～60%，經(jīng)過(guò)靈活性改造的試點(diǎn)純凝機組最小技術(shù)出力可低至30%～35%額定容量，部分機組最低可至20%～25%，達到國際先進(jìn)水平。熱電聯(lián)產(chǎn)機組靈活性改造手段較為豐富，主要通過(guò)改進(jìn)熱水蓄熱調峰技術(shù)，固體電蓄熱鍋爐調峰技術(shù)，電極鍋爐調峰技術(shù)等，改造后在供熱期運行時(shí)通過(guò)熱電解耦力爭實(shí)現單日6h最小發(fā)電出力達到40%額定負荷的調峰能力，目前試點(diǎn)機組在靈活性改造后最小技術(shù)出力可達到40%～50%額定容量，且能夠達到環(huán)保要求。

政策支持愈發(fā)明晰，“十四五”期間規劃完成2億千瓦，靈活性改造市場(chǎng)前景廣闊。此前國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《全國煤電機組改造升級實(shí)施方案》，指出“十四五”期間完成靈活性改造2億千瓦，增加系統調節能力3000-4000萬(wàn)千瓦，實(shí)現煤電機組靈活制造規模1.5億千瓦。

火電機組改造后單位千瓦調峰容量成本低于其他消納手段?；痣姍C組改造的不變成本包括對汽輪機、鍋爐等主機設備的改造以及對控制系統、脫硝系統、冷凝水系統等輔助設備的改造。由于不同機組的特征、技術(shù)要求和改造目標等存在差異，導致熱電機組和純凝機組的改造范圍也存在一定差異，同一機組的改造也存在多種可能的方案，機組改造成本以“一廠(chǎng)一策”的方式進(jìn)行單獨測算。而改造完成后的目的是進(jìn)行深度調峰，可變成本部分包括因調峰增加的燃料成本、用電費用、機組維護費用以及長(cháng)時(shí)間深度調峰和出力水平大幅度變動(dòng)帶來(lái)的機組壽命減少。深度調峰導致機組頻繁啟動(dòng)及大范圍負荷變動(dòng)，承受大幅度的溫度變化，帶來(lái)關(guān)鍵零部件疲勞損傷，在這種工況下，機組壽命損耗、燃料損耗同步增多，直接影響機組運行的安全性和經(jīng)濟性。此外，參與深度調峰的機組所損失的正常條件下的發(fā)電收益也應當計入可變機會(huì )成本之中。根據中電聯(lián)統計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500元～1500元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統調節手段。

2、機制尚需理順，展望十年崢嶸

火電靈活性改造是發(fā)電企業(yè)主動(dòng)適應由電量主體向容量主體轉變的過(guò)程，本質(zhì)核心是收益模式的變化。目前火電機組調峰收益補償機制仍在部分重點(diǎn)省份展開(kāi)，未普及至全國，因此也成為部分地域火電靈活性改造發(fā)展的主要制約。隨著(zhù)發(fā)電量計劃的放開(kāi)、燃料和上網(wǎng)電價(jià)的雙側波動(dòng)以及中長(cháng)期電力交易的拓展，同時(shí)疊加各省份輔助交易的漸次展開(kāi)，火電機組的收益方式將呈現差異化的發(fā)展模式，尋求靈活性突破，獲取靈活性收益將成為火電機組的主動(dòng)選擇。

火電存量機組靈活性改造是未來(lái)十年電力消納的主力軍。風(fēng)力光伏發(fā)電搭配電化學(xué)儲能、氫能等清潔消納手段是未來(lái)能源體系的發(fā)展方向。但在現有技術(shù)條件和資源稟賦的約束下，火電仍是電力系統靈活性的核心組成部分。國內巨大的火電機組基數決定了其靈活性改造的廣闊前景，在2030年之前，我國電力消納靈活性資源的釋放核心之一即來(lái)自火電機組的靈活性改造。在完全退出之前，火電仍將作為調峰調頻等電力輔助服務(wù)的主力軍，維護新型電力系統穩定，為我國清潔電力系統轉型保駕護航。

二、綠電：在“遺忘”中失落，于“拐點(diǎn)”中反擊

(一)失落2022：“利空”頻發(fā)

2022年綠電略有“失落”。從綠電超額收益的獲取情況來(lái)看，二季度跑輸滬深300指數，近期有所回升。其中風(fēng)電板塊二季度略跑輸滬深300指數，截至11月底，2022年風(fēng)力發(fā)電板塊實(shí)現收益-23%，板塊實(shí)現超額收益0.7%(相對滬深300);2022年光伏發(fā)電板塊實(shí)現收益-26%，板塊實(shí)現超額收益-1.9%(相對滬深300)。

1、難證偽的利空引發(fā)的“錯誤式”階段性回調

綠電三季度大幅回調的背后是市場(chǎng)對其收益率的擔憂(yōu)，核心表現為 “利空”引發(fā)的不合理線(xiàn)性外推。

其一為福建海風(fēng)的低價(jià)競價(jià)，中標項目電價(jià)低至2毛。福建“十四五”第一批海風(fēng)競價(jià)的低電價(jià)中標項目引發(fā)市場(chǎng)對后續風(fēng)電收益率的擔憂(yōu)。此輪1GW項目由華能+福建投資集團中標70萬(wàn)千瓦項目，電價(jià)水平0.19元/千瓦時(shí);國家能源集團+萬(wàn)華中標30萬(wàn)千瓦項目，電價(jià)為0.2元/千瓦時(shí)。后續華能已棄標該項目，后續福建海風(fēng)電價(jià)或將回歸正常水平。

其二為山西綠電市場(chǎng)化交易電量折價(jià)成交，市場(chǎng)一度將福建的情況線(xiàn)性外推至全國，但本質(zhì)為山西現貨交易初期階段機制不完善導致的電價(jià)失衡，后續電價(jià)水平已有所回升。站在時(shí)間發(fā)生時(shí)點(diǎn)，由于所謂“利空”難以被證偽，導致市場(chǎng)情緒波折，但最終結果來(lái)看，更多帶來(lái)的是“錯誤式”階段性回調。

2、組件價(jià)格高企裝機受阻，成長(cháng)性被壓制

22年組件價(jià)格仍然高居不下，運營(yíng)商裝機進(jìn)度普遍有所放緩。從裝機實(shí)力較強的央企來(lái)看，22年上半年風(fēng)光裝機進(jìn)度依然較慢，以華能公布的40GW“十四五“目標(年化8GW)進(jìn)度來(lái)看，受光伏組件價(jià)格壓制，華能/三峽22年上半年光伏新增裝機分別為1.17/1.3GW，推進(jìn)進(jìn)度不及預期。

(二)反擊2023：拐點(diǎn)將至

1、對綠電電價(jià)的核心觀(guān)點(diǎn)：恐難漲，但更不看空

綠電電價(jià)大幅折價(jià)本質(zhì)上是對于“雙碳”推進(jìn)的挑戰。在上部分提到的“利空”事件中，市場(chǎng)更多會(huì )聚焦于電價(jià)的邊際變化。我們認為綠電在當前經(jīng)濟承壓背景下其環(huán)境屬性在電價(jià)中的定價(jià)或存在阻力，即提價(jià)有一定壓力。但在“雙碳”政策未出現轉向的前提下，大概率不會(huì )出現風(fēng)光電價(jià)大幅折價(jià)的情形?！半p碳”發(fā)展的初期階段電力運營(yíng)商需通過(guò)一定的盈利進(jìn)行原始的資本累積，從而有足夠的資本開(kāi)支兌現未來(lái)的風(fēng)光裝機。如果風(fēng)光大幅折價(jià)，運營(yíng)商盈利驟降將嚴重拖累未來(lái)風(fēng)光的推進(jìn)進(jìn)度，其核心在于挑戰“雙碳”的底線(xiàn)，我們認為目前政策仍在穩步推進(jìn)“碳中和”的目標，綠電電價(jià)雖恐難漲，但更不看空。

2、硅片價(jià)格下降已現端倪，補貼憂(yōu)隱不必過(guò)于悲觀(guān)

組件價(jià)格下降已現端倪。根據TCL中環(huán)披露的月度硅片價(jià)格變化來(lái)看，10月底出現近期的首次調降。不同類(lèi)型的硅片價(jià)格變化基本一致，以P型218.2微米單晶硅片價(jià)格變化來(lái)看，10月底價(jià)格為10.51元/片，環(huán)比上月調降0.35元/片，環(huán)比降幅3.22%;11月底價(jià)格再次下探至10.04元/片，環(huán)比10月底調降0.47元/片，環(huán)比降幅4.47%。隨著(zhù)后續硅料產(chǎn)能的不斷釋放，組件價(jià)格拐點(diǎn)將逐步來(lái)臨。

補貼憂(yōu)隱不必過(guò)于悲觀(guān)，補貼收回疊加成本下降有望形成共振推動(dòng)裝機增長(cháng)。隨著(zhù)補貼核查的不斷推進(jìn)，市場(chǎng)對新能源補貼核查進(jìn)展較為擔憂(yōu)，認為存量項目補貼最終較難收回。當前對于違規騙補的核查更多集中在倒賣(mài)路條、未批先建、違規擴建、擅自變更投資建設主體等方面，央企、國企從前期項目的申報、核準到實(shí)際建設流程普遍較民企更為規范。此外，核查更多集中于補貼額度較高的光伏側，目前處于第一梯隊央企的存量項目風(fēng)電高于光伏，因此我們認為后續補貼核查對央企的影響程度不必過(guò)于悲觀(guān)。補貼收回將極大緩解新能源運營(yíng)商的現金流狀況，在當前成本下降的背景下將對裝機的增長(cháng)起到較大的促進(jìn)作用。

3、珍惜綠電發(fā)展“蜜月期”，后續裝機彈性大有可為

空間足，彈性高。目前仍處于雙碳發(fā)展的初期階段，電力運營(yíng)商風(fēng)光裝機水平仍然不高，第一梯隊電力運營(yíng)商十四五裝機規劃普遍在30-40GW的水平，后續成本下降將不斷刺激運營(yíng)商的裝機提升，可帶來(lái)較高的彈性空間，在“價(jià)”穩“量”升的背景下，業(yè)績(jì)可期。

(三)風(fēng)光提速背景下消納問(wèn)題不可忽視，重視特高壓建設

風(fēng)光裝機提升背景下消納問(wèn)題凸顯，重視特高壓投資機會(huì )。解決空間錯配問(wèn)題需要電網(wǎng)建設的支持，中國電力負荷中心位于經(jīng)濟發(fā)達、人口稠密的東南沿海地區，而風(fēng)電、光伏主要分布在西北、華北等地區，產(chǎn)電、用電反地域特征明顯，為解決電力的地域性供需匹配問(wèn)題，需要進(jìn)行電力的跨區輸送。從電網(wǎng)投資表現來(lái)看，近兩年電網(wǎng)的實(shí)際投資超過(guò)計劃投資，反映出了當前電網(wǎng)建設的需求較為迫切。電網(wǎng)投資重新進(jìn)入上行周期將有效帶動(dòng)特高壓板塊投資的增長(cháng)。

特高壓建設周期性較強，未來(lái)兩年或將迎來(lái)新一輪建設高潮。一方面在于特高壓建設周期性較強，從2016年至今的國網(wǎng)特高壓投資占其總投資的比例來(lái)看，2008年占比觸及低位(占比僅為4.3%)，后續有所回升，呈現出了一定的周期性。21年特高壓投資占比同樣將至4.4%的低點(diǎn)，后續有望有所提升。另一方面在于風(fēng)光上量速度不斷加快，第一批百GW風(fēng)光大基地以及第二批450GW大基地項目的本地消納能力有限，外送需求較大，將顯著(zhù)催生特高壓的建設需求。

三、水電：靜待轉寰

(一)不同尋常的2022：來(lái)水反常

22年來(lái)水有所反常。按照來(lái)水的季節性變化特征來(lái)看，一季度、二季度及四季度為枯水期，主要依靠豐水期三季度的蓄水支撐未來(lái)發(fā)電。今年2季度各流域受桃花汛、降雨較多的影響，來(lái)水一度不斷沖高。但進(jìn)入三季度豐水期后來(lái)水突然轉弱。目前三峽來(lái)水依然較為悲觀(guān)，水庫水位一直維持在不及160米的水平，往年此時(shí)來(lái)水已達最高水位，但今年水庫水位仍然較低，遠不及往年同期水平。

四川水庫水情狀況較好，目前已蓄水至最高水位。我們對四川兩個(gè)體量較大的水庫進(jìn)行分析，二灘及錦屏一級水庫水位分別在9月下旬及10月迎來(lái)較大的提高，目前兩水庫水位基本已恢復至水庫的正常水位(二灘/錦屏一級正常蓄水位分別為1200/1880米)，對來(lái)年發(fā)電量提供一定支撐。

(二)靜待來(lái)水轉機

來(lái)水偏枯或導致水電“透支”一定未來(lái)來(lái)水，靜待來(lái)水轉機。整體來(lái)看今年水電發(fā)電與利用小時(shí)數波動(dòng)較大，上半年發(fā)電量增速與利用小時(shí)持續走高，下半年則大幅放緩。迎峰度夏期間，水電雖來(lái)水轉枯，但為實(shí)現保供不排除“寅吃卯糧”的存在，如若前期透支來(lái)水，將對未來(lái)枯水期的發(fā)電量形成一定壓制。

四、核電：穩住底牌，亮劍未來(lái)

陰霾已逐漸散去，底牌漸穩。2011年福島核泄漏事故導致后續13/16/17/18年等多個(gè)年份核電機組零審批。2019年審批恢復，但每年核準數量保持在4臺左右的較低水平。我國今年核準的核電機組已達10臺，標志著(zhù)此前的核電事故危機的陰霾已逐漸散去，我國后續核電有望步入常態(tài)化核準的時(shí)代。同時(shí)核電能夠有效拉動(dòng)投資，對經(jīng)濟壓力形成一定緩解。以當前三代機組為例，單個(gè)項目(對應兩臺核電機組)的投資體量在300-400億元，預計今年新增的10臺機組將能帶動(dòng)投資共計2000億元。

核電建設周期長(cháng)，亮劍“十五五”。核電作為基荷電源具有出力穩定、波動(dòng)小的特征。從歷年的利用小時(shí)變動(dòng)情況來(lái)看，均保持在7000+小時(shí)的較高水平。22年受上半年疫情波動(dòng)的影響，發(fā)電量有所波動(dòng)，但隨著(zhù)需求逐漸復蘇，核電優(yōu)勢將不斷被凸顯。由于核電正常建設周期一般為5年以上，今年雖新增10臺機組，但盈利兌現或尚需時(shí)日，有望于“十五五”開(kāi)始集中兌現業(yè)績(jì)。

五、投資建議

1、火電及相關(guān)發(fā)散行業(yè)

1)火電復蘇循序漸進(jìn)：監管助力煤價(jià)下行同時(shí)市場(chǎng)化手段疊加容量電價(jià)等工具紓困當前煤電頂牛困局，后續火電將進(jìn)一步修復。推薦火電轉型新能源龍頭華能?chē)H，建議關(guān)注華電國際、國電電力等。同時(shí)建議關(guān)注地方性運營(yíng)商粵電力A、江蘇國信、皖能電力等。

2)重視火電建設投資：極端天氣變化和需求修復預期增強背景下，火電建設后續或將進(jìn)一步加大，建議關(guān)注火電設備龍頭東方電氣、哈爾濱電氣。

3)靈活性改改造需求加大：新能源大幅并網(wǎng)催生火電調峰需求，建議關(guān)注火電靈活性改造核心標的龍源技術(shù)、西子節能、青達環(huán)保、華光環(huán)能等。

2、新能源及電網(wǎng)特高壓

1)綠電：光伏組件拐點(diǎn)將至，成本端邊際變化催生綠電價(jià)穩量升邏輯。推薦綠電龍頭三峽能源、光伏小龍頭太陽(yáng)能、燃氣+綠電雙輪驅動(dòng)的新天綠能，建議關(guān)注龍源電力、福能股份、芯能科技等。

2)電網(wǎng)投資：風(fēng)光提速背景下消納問(wèn)題不可忽視，跨地域電力輸送需求增大，重視特高壓建設。建議關(guān)注特變電工、國電南瑞、平高電氣、許繼電氣等。

3、水電：來(lái)水有所波動(dòng)，靜待拐點(diǎn)出現。建議關(guān)注水電核心資產(chǎn)長(cháng)江電力、華能水電、川投能源等。

4、核電：核電陰霾已逐漸散去，22年核準的核電機組已達10臺，我國后續核電有望步入常態(tài)化核準的時(shí)代。核電作為基荷電源，出力穩定期且燃料成本變動(dòng)相對較小，推薦量?jì)r(jià)齊升明顯，新能源轉型穩步推進(jìn)的中國核電，建議關(guān)注中國廣核。

六、風(fēng)險提示

煤價(jià)難以回落的風(fēng)險，電價(jià)市場(chǎng)化改革推進(jìn)過(guò)程反復的風(fēng)險，疫情波動(dòng)，綠電電價(jià)折價(jià)風(fēng)險，23年來(lái)水或將再次偏枯，重大安全性事件對核電建設進(jìn)度及核準的影響等。

本文選編自微信公眾號“華創(chuàng )環(huán)保公用”，作者：龐天一，霍鵬浩，劉漢軒，智通財經(jīng)編輯：李佛。

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