2023年浙能电力研究报告：深化火电区位优势，冲锋光伏新兴产业

一、根植浙江省沃土，推动双主业转型

1、浙能集团核心上市平台，聚焦传统能源发电

浙能电力为浙江能源集团旗下的传统电力资产整合平台。浙能电力主要从事火电、 气电、核电、热电联产、综合能源服务以及对垃圾、生物质发电等新能源项目投 资和管理。公司作为浙能集团电力主业资产整体上市运营的主平台，也是浙江省 内规模最大的发电企业，在三十余年的发展历程中先后经历全民所有制企业、有 限责任公司、股份有限公司等三个发展阶段。公司于 1985 年 6 月在浙江杭州成 立，前身为浙江省电力开发公司。2001 年 2 月，公司成为浙能集团的全资子公 司。2011 年，公司整合下属火力发电、天然气发电、燃油发电、核电等电力主 业资产，完成股份制改革。2013 年 12 月，公司在上海证券交易所上市。2017 年，公司顺应电力体制改革和能源革命趋势，打造以“配售电+综合能源服务” 为核心的业务模式。2022 年，公司全力向“火力发电+新能源制造”的双主业格 局迈进。

公司股权结构高度集中。公司控股股东为浙江省能源集团有限公司，实际控制人 为浙江省人民政府国有资产监督管理委员会。截至 2023 年一季度末，浙江省能 源集团有限公司持有公司 69.45%股份，为公司控股股东，并通过浙江浙能兴源 节能科技有限公司间接持有公司 3.73%股权，合计持股比例为 73.18%。公司实 控人为浙江省人民政府国有资产监督管理委员会，属于国有企业。公司第二大股 东为华能集团，持股比例为 4.27%。

公司主营煤电和气电，火电装机主要布局在浙江省。截至 2022 年末，公司管理 及控股的机组总装机容量达到 3311.28 万千瓦，装机规模在地方性发电企业中占 据领先位置，其中燃煤机组占总装机容量的 87.2%，燃气发电机组占总装机容量 的 12.2%。公司发电资产主要集中在浙江省，省内统调煤机装机容量 2419 万千 瓦，约占全省统调煤机装机容量的 55%，供热机组容量占比约 76%，年发电量 超 1400 亿千瓦时，供热超 2000 万吨，在浙江火电市场中占有较大份额。公司 所属燃煤机组均已实现超低排放，机组可靠性、供电煤耗等发电行业主要经济技 术指标处于全国发电行业领先水平。

核电业务不甘示弱，新能源业务大有可为。在火电领域之外，公司通过对外股权 投资扩展业务版图。在核电领域，公司参股中国核电以及秦山核电、核电秦山联 营、秦山第三核电、三门核电、中核辽宁核电、中核海洋核动力、三澳核电、中 核燕龙、国核浙能等核电及核能多用途公司。在新能源领域，2023 年公司收购 中来股份并成为控制方，成功切入新能源高端装备制造业赛道，有力推动公司向 “火力发电+新能源制造”双主业转型升级，助力公司培育新的利润增长点。

2、投资收益支撑业绩，低杠杆高分红亮眼

电力收入为公司主要收入来源，与火电上网电价和上网电量高度相关。 2017-2022 年公司营收实现较大增幅，近五年累计增加56.7%提升至 801.95 亿 元，CAGR 为 9.4%，其中电力收入占公司总营收的比例在 74%-80%之间，2022 年电力收入占比回升主要系上网电价和电量增长所致。电价方面，公司平均上网 电价与浙江省上网电价接近，2022 年为煤电电量原则上 100%参与市场化交易 且市场化交易电价较基准电价上浮的第一个完整年度，公司平均上网电价同比涨 幅超过 18%；电量方面，公司上网电量随装机规模和利用小时数而提高，2021 年起达到 1400 亿千瓦时左右。

公司投资收益保持较高水平，对业绩起到支撑作用。由于公司光伏等其他业务体 量较小，因此电力业务成本主要来自火电板块，火电板块成本波动主要受燃料成 本影响，2021-2022 年煤炭原材料价格大幅上涨导致销售毛利率承压下行至负值， 且归母净利连续两年为负。而伴随煤炭价格回调，公司 2023Q1 业绩扭亏为盈， 实现归母净利润 10.11 亿元，同比增长 61.2%。公司投资收益对业绩贡献程度 较高，主要来自公司对外投资的多家火电、核电、水电和新能源企业，即使是在 2021-2022 年主营业务出现明显亏损的情况下，公司也能实现投资净收益 15.78/32.99 亿元，投资收益一定程度上可以抚平业绩波动。

公司杠杆率低、货币资金充足、分红比例相对较高。公司资产负债率较低， 2020-2023Q1 稳步提升至 47.9%，杠杆水平远低于区域电力可比公司，举债空 间充裕。在手现金充足，在满足投资活动需求的基础上可以支持较高比率的分红。 鉴于 2021-2022 年公司归母净利润为负，公司最近两年未分配现金股利，但采 用股份回购的方式对股东进行补偿，分别在 2021 年和 2022 年出资 3.39 亿元、 3.81 亿元集中竞价回购股份合计 1.92 亿股。剔除这两年的影响，公司分红比率 介于 50%-60%区间。从最近五年来看，公司在区域电力可比公司中累计分红金 额名列前茅，共分配 82.28 亿元现金股利。

二、煤电：盈利修复潜力足，浙江区位优势强

1、保供政策成效显现，煤价回落趋势明确

煤炭供给相对充足，库存形成压力，国内煤价中枢下移。4 月份以来，我国宏观 经济持续稳定恢复，工业企业生产经营总体稳定，季节性煤炭消费回落，国内煤 炭需求环比下降。产能方面，据国家统计局数据，上半年，生产原煤 23.0 亿吨， 同比增长 4.4%。进口煤炭 2.2 亿吨，同比增长 93.0%。库存方面，截至 7 月底， 中电联燃料统计口径内燃煤电厂煤炭库存 1.1 亿吨，同比增长 2241 万吨，为近 4 年以来最高。今年 7-8 月煤炭价格旺季不旺，并未出现大幅上涨，依然保持相 对低位。

国家长协煤政策导向明显趋严，长协煤签约率及履约率有望持续提升。2022 年 10 月 31 日，国家发改委发布了做好 2023 年电煤中长期合同签订履约工作的通 知，对 2023 年长协合同签约对象、签订要求、煤质要求、运力配置及履约监管 等方面都作出了明确安排。煤炭社会供给面进一步拓宽，供给量有望进一步增加； 长协合同下水煤（5500 大卡）合同基准价为 675 元/吨，较 2022 年下降了 25 元/吨；长协合同履约监管更加严格，违约惩戒措施操作性更强，国家长协煤政 策导向明显趋严。2023 年 4 月 12 日，国务院新闻办公室举行“权威部门话开局” 系列主题新闻发布会，明确提出要重点保障电煤供应的量、质和价，督促各省密 切跟踪电煤长协保质保量签订和履约情况，积极做好督促落实和协调工作。2023 年 7 月 26 日，在国新办举行的迎峰度夏能源电力安全保供国务院政策例行吹风 会上，也提出要积极提升电煤库存和稳定煤电出力，组织签订电煤中长期合同实 现发电用煤全覆盖，持续抓好合同履约。

在进口煤降价幅度更大的背景下，沿海电厂盈利修复弹性可期。自 2022 年年初 以来，纽卡斯尔、鹿特丹、理查德湾动力煤价均呈波动下跌趋势，5 月加速下跌， 燃料成本持续改善。2020 年，澳大利亚是中国第二大动力煤进口来源国、最大 的炼焦煤进口来源国，两种煤型进口量占比分别为 19%和 48.4%。在 2020 年下 半年，受两国关系紧张影响，中国对澳大利亚煤炭实施了非正式的禁运，2021 年 5 月澳煤禁令正式开启。2023 年 3 月，我国商务部明确表示煤炭自动进口许 可证可正常申请，标志着为期近一年的澳煤禁令结束。澳煤放开进口限制将拓宽 进口煤渠道，2023 年上半年，中国从澳大利亚进口煤炭 1655.7 万吨，同比增长 515.8%，叠加主要煤炭来源国上调产量目标，导致进口煤供给侧宽松。2023 年 初以来，进口煤价降幅高于国内煤价，CCI 进口动力煤价格指数累计跌幅达到 36.5%，远高于国内动力煤综合指数 5.5%的累计跌幅。由于进口煤价下降幅度 较大，相对更依赖进口煤的沿海电厂成本端得到改善。同时，国内用电量维持较 高增速，沿海电厂位于经济较发达省份，电价普遍高于内陆电厂，种种因素叠加 下，公司盈利有望持续修复。

2、现货市场先行试点，电价弹性有望释放

浙江省经济稳中向好，用电量和电力缺口不断增大。2023 年一季度浙江全社会用电量 1289.94 亿千瓦时，同比增长 0.63%。其中二、三两月用电量同比涨幅分 别达到 17.71%、6.67%，显示了浙江经济稳中向好的趋势。2017-2022 年，浙 江省经济形势持续向好，用电量不断增加，2021 年浙江省用电量达 5514 亿千 瓦时，成为全国第四个用电量突破 5000 亿千瓦时的省份。浙江省作为我国用电 大省，电力缺口也在逐年增大，2022 年用电缺口达到 1683.6 亿千瓦时，同比增 长 12.56%，省内电力供应紧张程度仅次于山东省和广东省。

面对电力供需紧张，浙江省火电机组利用小时数回升，火电托底保障作用凸显。 面对日益扩大的电力缺口，2023 年浙江省通过增外扩内等手段，全力保障全省 电力平衡。外来电方面，浙江省 7 月最大外来电首次超过 4000 万千瓦，超过 2022 年最大的 3790 万千瓦。省内电源方面，7 月省内统调煤电机组和气电机组出力 均创历史新高，其中燃煤机组最高负荷率 97.3%，超过 2022 年历史最高的 97.1%， 燃气机组最大出力 929 万千瓦，同样超过 2022 年最大的 917 万千瓦。从 2016 年以来，浙江省每年新增装机表现出以风光为主的特征，新能源占全年新增发电 容量的比重在 2022 年达到 78.2%。由于新能源装机的快速增长对省内火电机组 出力造成一定挤压，浙江省火电机组平均利用小时数一度降至 4000 小时以下， 直到 2021-2022 年因供电紧张反弹至 4700 小时左右。电力供需矛盾的显现使火 电装机重新提上日程，浙江省政府在“十四五”规划中明确要求发挥煤电安全托 底保障作用，2021-2025 年期间预计新增煤电装机 632 万千瓦、新增气电装机 700 万千瓦以上。

浙江省作为我国第一批现货市场试点，现货市场建设进程有望提速，进一步释放 电价端弹性。2021 年 10 月，国家发改委将市场交易电价上下浮动范围调整为原 则上均不超过 20%。2022 年受煤价高企影响，多省年度长协成交价格达到 20% 顶格上浮。浙江省月度合约交易电价为 498 元/兆瓦时，较燃煤基准价 415 元/ 兆瓦时已实现 20%的顶格上浮。在市场交易电价上涨空间放开的同时，现货市场 有望给电价带来更大上涨弹性。浙江省是我国第一批现货市场建设试点，自 2019 年 5 月底启动模拟试运行以来，相继推进按周、按月、按季度、长周期连续结算， 并于 2022 年和 2023 年两次对《浙江电力现货市场基本规则》征求意见，明确 了市场主体参与方式、价格机制和合约管理相关内容。现货交易不受电价涨跌幅 限制，对市场供需关系的反应更为敏感，在新增煤电机组建设周期较长、难以及 时响应全省高增用电需求的背景下，浙江省存量煤电机组的平均交易电价有望随 现货交易量增加而提升。

三、核电：行业发展复苏，政策提振信心

核电供电稳定、碳排放低，契合双碳目标，获得政策支持。核电历史上看一直是 稳增长工具箱的重要选项，我国在 2019 年重启核电审批后，核电机组审批不断 加速，2022 年核准 10 台，2023 年 7 月底已审批 6 台机组，有望超过全年预期。 同时核电具备作为基石能源的前提，其在经济性、环境友好性、输出稳定性方面 具备综合优势，当下有望成为碳中和与经济双重稳定器。自 2021 年国家首次提 出“积极有序发展核电”以来，国家发改委和能源局以推动核电优先发电主体参 与市场为目标，不断改革电价机制，有序放开发用电计划。迄今为止，核电的上 网电价机制已实现从“一厂一价”到标杆电价，再到市场化电价的转变，核电企 业的盈利空间相比过去已有拓宽。

核电初期投资较大，折旧完成后长期经济性可观。核电建设的前期投资较大，前 期建造成本约占全部成本的 50%-70%。核电后续成本以折旧为主，设计寿命一般为 60 年左右，而投资回收期大约为 10 年，加上核燃料的体积小、能量大，运 输成本较低，且发电不受自然条件的限制，长期来看经济性较强。根据 LAZARD 2023年发布的电力成本测算报告，尽管核电 LCOE在 141-221美元/兆瓦时区间， 在所有类型电源中较高，但是折旧后边际运行成本仅为 31 美元/兆瓦时左右，相 比于地面光伏电站和陆上风电的成本竞争力较强。

中国核电建设成本具备全球优势。根据英国能源技术研究所（ETI）发布的《核 能成本驱动因素》报告，世界各地近年建成的核电站建设成本差异可高达 4 倍， 东亚国家的核电站成本相对较低。中国采用二代核电技术的核电站建设成本可达 到 2000 美元/千瓦以下，而采用最新三代技术（安全性更高、电厂可利用率更高、 使用寿命更长、可持续性更好）、拥有自主知识产权的“华龙一号”机组造价约 为 2200-2500 美元/千瓦左右，后续随着批量化建设，成本有望进一步降低。以 福清核电站 5、6 号机组为例，按照 60 年生命周期，我们测算三代机组年均折旧 相较二代机组下降 18.8%。

浙江省大力发展核电，夯实核电中长期主力电源的战略地位。“十四五”期间， 浙江省规划建成三澳核电一期，推进三门核电二三期、三澳核电二期，形成浙北、浙东南、浙南三大沿海核电基地，到 2025 年核电装机达 1100 万千瓦以上。目 前全国（不包括台湾地区）55 台在运机组中，浙江机组数量占五分之一，装机 容量占全国总量 16%。2022 年，浙江核能发电量累计 730.5 亿千瓦时，装机容 量 916 万千瓦，皆居全国第三，对全省电力保供发挥了重要作用。

四、新能源：光伏大浪淘沙，优质赛道明晰

1、高端制造：光伏创新星辰大海，N 型技术脱颖而出

全球能源转型大势所趋，多国光伏需求屡超预期。在电价水平逐步上升、产业链 供应瓶颈解除的带动下，全球光伏需求多点开花；中美印等新兴市场光伏发电渗 透率存在较大提升空间，在产业政策的刺激下增长动力充沛。2023 年 6 月，中 国 光 伏 行 业 协 会 将 全 年 全 球 光 伏 新 增 装 机 预 测 由 280-330GW 上 调 至 305-350GW，同时也将中国光伏新增装机预测由 95-120GW 上调至 120-140GW。

全球光伏装机量目标的实现需要电池和组件来支持，中国光伏制造凭借低成本领 先其他国家。根据 WoodMackenzie统计，组件制造成本最大的差异源自原材料， 欧美国家原材料成本普遍高于亚洲地区，这主要是因为中国和东南亚地区是原材 料的重要产地，在运输成本和生产耗能方面拥有较强优势；除此之外，中国在与 基础设施、劳动力和财务有关的成本上也表现突出，使得我国组件本地制造综合 成本在五大经济体中最低，2022 年仅为 0.24 美元/W。根据 IEA 预测，2022-2024 年间，我国光伏产业链各环节将继续主导全球的产能增量与存量，甚至占比进一 步上升，意味着我国光伏制造的成本优势和议价能力有望强化。

伴随硅料产能释放，光伏产业链利润从上游原材料向中下游电池和组件环节转移。 2022 硅料价格持续攀升，光伏企业成本端承压。2022 年 12 月开始，随着硅料 产能的逐步释放，多晶硅价格开始大幅回落。截至 2023 年 8 月初，多晶硅（致 密料）价格约为 70 元/kg，较 2022 年高点 295 元/kg 下降 75.9%，硅料降价带 动产业链中枢价格持续下行，盈利向中下游电池和组件环节转移。相比之下单晶 182mm PERC 组件价格为 1.26 元/W，较 2022 年高点 1.97 元/W 下降 36.0%； 单晶 182mm PERC 电池片价格为 0.75 元/W，较 2022 年高点 1.34 元/W 下降 44.0%。在整体产业链的降价周期内，下游的电池和组件相对来说具有一定的价 格刚性，因此可以受益于成本下降带来的盈利增厚。

在诸多光伏电池和组件技术路线中，凭借优秀的性价比与发电能力表现，N 型 TOPCon 将率先完成对 P 型 PERC 的取代。当前主流的 PERC 技术量产效率已 接近理论极限，新技术路径层出不穷，其中 TOPCon 电池的光电转换效率高、 成本低，与现有产线兼容，具有比较好的设备和工艺基础，在量产方面拔得头筹， 将成为多数企业的迭代方向。根据坎德拉对海南地面电站的首年模拟仿真结果， TOPCon 组件与 PERC 相比，前者由于高双面率（85%）、低温度系数（-0.25%/℃）、 高转换效率（22%以上）、低衰减率（-0.4%/年）等优势，使得光伏组件在系统 端的 BOS 成本有所下降，同时全生命周期的发电增益达 3%以上；当 TOPCon 组件与 PERC 组件差价 0.05 元/W 时，TOPCon 组件系统的整体度电成本优势 较为明显，与 PERC550W 相比，发电成本约下降 0.0074 元/度。

N 型产品市场份额逐渐拉升，在央国企招标过程中的接受度已有显著提升，溢价 有望在全年内维持。相比于 2022 年央国企对于 N 型组件采购多为试探性，2023 年央国企 N 型组件采购比例已经占 20%以上，一些新项目则会优先考虑 N 型 TOPCon 产品。N 型组件的高转化效率为光伏项目带来的收益率提高让央国企对 于 N 型组件的接受度提升显著。根据 SMM 不完全统计，2023 年 1-7 月，P 型 和 N 型组件的价差整体范围位于 0.01-0.07 元/W 区间。

2、分布式光伏：经济效益自驱，整县推进催化

国内分布式光伏快速发展，“整县推进”政策促进分布式光伏增长。自 2021 年 6 月国家能源局下发文件正式启动分布式整县推进工作以来，我国分布式光伏迎 来高速增长期。2022 年，国内光伏新增装机 87.41GW，同比增加 59.3%，其中， 分布式光伏装机 51.11GW，占全部新增光伏发电装机的 58.5%。2022 年户用装 机达 25.25GW，占 2022 年我国新增光伏装机的 28.9%，分布式项目占光伏总 装机量的比重呈上升趋势，河南、山东等省份分布式光伏新增装机量引领全国。 此外，随着光伏在建筑、交通等领域的融合发展，分布式光伏装机中户用占比已 超过工商业，并有望呈现出压倒性优势。

浙江各地政府高度重视分布式光伏，工商业与户用光伏均衡发展有望提速。在工 业企业用电价提升以及能耗双控等多重因素助推下，经济发达的浙江省成为工商 业分布式光伏“领头羊”。据国家能源局数据，浙江省 2022 年工商业分布式新 增装机 6.608GW，位居全国第三，占分布式比例高达 98%。根据《浙江省可再 生能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》，到“十四五”末，浙江力争全省 分布式光伏新增装机超过 500 万千瓦。截至 2023 年 4 月，浙江已有 27 地发布 分布式补贴政策，补助 0.05-0.45 元/千瓦时不等，补助年限 1-5 年不等，补贴力 度在全国范围内处于较高水平。

经济性动力十足，分布式光伏发展空间广阔。一方面，光伏原材料价格传导，产 业链降价周期下，光伏电站安装成本下降，装机规模将迎来周期性增长。另一方 面，工商业分时电价调整，峰谷价差进一步拉大，将有效刺激工商业企业安装分 布式光伏自发自用、余电上网，节省用电成本并赚取发电收益；工商业企业也可 通过“高峰电价期间储能放电，低谷电价期间储能充电”的光伏配储模式来获得 峰谷套利机会。2023 年，全国各地电网代理购电电价的峰谷价差明显增大，工 商业储能市场前景变得更加广阔。在当前分时电价机制下，全国分时电价时段划 分为尖峰、高峰、平段、低谷、深谷共五个时段，浙江、湖南、湖北、上海、安 徽、广东、海南等地每天设置了两个高峰段，可实现两次充放电，既能提升储能 系统利用率，还缩短工商业储能系统的成本回收周期。根据 CNESA 统计，目前 全国有 19 个地区尖峰-谷时价差超过 0.7 元/kWh；2023 年上半年各省市中峰谷 价差前五名分别是广东省（珠三角五市）1.352 元/kWh、海南省 1.099 元/kWh、 湖北省 0.985 元/kWh、浙江省 0.97 元/kWh、吉林省 0.961 元/kWh，较 2022 年 同期相比各地价差在持续拉大。

3、浙能控股中来股份，把握光伏优质赛道

浙能电力取得中来股份控制权，开拓光伏产业链。中来股份主营业务包括太阳能 电池背板、电池片、组件和光伏应用系统，在光伏产业链的中下游拥有较强竞争 力，2022 年实现营业收入 95.77 亿元，实现归母净利润 4.01 亿元。2022 年 11 月，浙能电力发布公告，将受让中来股份 9.7%的股权，并受托 10%的表决权， 成为后者控制方。交易完成后，中来原实控人林建伟、张育政将持有中来股份 10.25%的表决权，浙能电力则将持有中来股份 19.70%的表决权。通过此次收购， 浙能电力以中来为支点撬动光伏设备制造和分布式开发市场。

背板：中来深耕背板行业，市场份额全球领先。中来股份背板业务 2021 年占全 球市场份额 20.2%，2022 年为 21.6%，保持龙头地位；公司背板技术盈利能力 显著高于同行，2022 年公司背板业务毛利率 23.8%，单平毛利约为 2.6 元/平， 毛利率位居行业第一。公司 2020-2022 年背板出货增长较快，分别为 1.28/1.68/2.47 亿平， 截至 2022 年底，公司拥有背板产能 2.2 亿平；公司还在 规划年产 2.5 亿平通用型（透明、白色、黑色等）背板项目，其中一期 1 亿平产 能计划 2023 年底前建成投产，投产后将使公司背板产能大幅提升。

光伏电池/组件：中来攻占技术高地，电池产能放量可期。电池和组件环节竞争壁垒的根本在于技术：由于技术扩散有时滞，2022-2023 年 N 型产品竞争尚不 充分，技术成熟的企业可通过优化工艺、降低成本获得超额利润。中来股份是国 内最早投资 N 型 TOPCon 技术的光伏企业，电池和组件的转换效率和功率等指 标领先同行业；浙能电力通过对中来股份的收购，可以在规避产业培育风险的同 时，布局 TOPCon 电池技术。未来随着中来股份将持续推进高效电池扩产，N 型产品即将迎来放量。截至 2022 年底，中来拥有电池和组件产能分别为 7.6GW/3.5GW，预计到 2023 年底将达到 19.6GW/3.5GW，预计电池外售比例 将显著提升。

分布式光伏系统：浙能电力借助中来民生，打破与集团旗下新能源平台同业竞争 下难以发展新能源发电业务的限制。中来股份 2015 年控股中来民生，经历近十 年的发展期，中来民生广泛开展分布式光伏战略合作，在品牌建设和产品开发上 取得不错成绩。但受限于资源禀赋，中来分布式光伏面临较为激烈的市场竞争， 在优质屋顶资源的获取能力、经销渠道体系的搭建能力、资金实力、依托数字化 &智能化技术构建精细化的光伏储能电站管理能力上仍有较大的改善空间，加速 形成标准化运营能力体系关乎中来未来的业务扩展与可持续增长。浙能电力的资 源优势为中来赋能，助力中来增强电站业务领域的市场开拓能力。囿于浙能集团 内业务划分及同业竞争关系，浙能电力此前难以直接持有和开发集中式新能源项 目；而在控股中来后，浙能电力可借助中来民生的平台进军分布式光伏市场。

五、推荐逻辑：传统发电稳扎稳打，新兴产业厚积薄发

1、浙江区域煤电龙头，受益长协与进口煤价下行

公司系浙江区域火电龙头企业，火电发电量占当地市场近一半份额，充分受益于 区位用电优势。浙江省是电力供需紧平衡的省份，近年来随着用电需求快速增长， 用电缺口也逐年增大，到 2022 年浙江省用电缺口达 1684 亿千瓦时，同比增长 12%，省内煤电机组发挥兜底作用，利用小时数大幅提升；考虑到煤电机组建设 周期较长，拥有存量机组的电厂可享受阶段性高利润。公司是浙江省内规模最大 的发电企业，在浙江电力市场占有较大份额，火电发电量长期占全省火电发电量 的近一半。2021年浙江省电力需求大幅提升，带动公司火电发电量逆转达到1362 亿千瓦时，同比增长 30%，占 45%的市场份额。浙江省电力需求进一步提升， 有望推动基本面好转，进一步修复公司火电业务板块盈利。

电力市场化交易背景下，公司火电业务实现量价齐升。2021 年煤价大幅提升倒 逼电力市场化改革，国家发改委于同年 10 月印发《关于进一步深化燃煤发电上 网电价市场化改革的通知》，要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发 电电量原则上全部进入电力市场。2022 年 2 月，国家发改委发布《关于进一步 完善煤炭市场价格形成机制的通知》，提出通过市场化方式实现煤价、上网电价、 用户电价“三价联动”。自市场化改革以来，公司市场化交易电量和上网电价大 幅提高。2022 年公司上网电量几乎 100%参与了市场化交易，交易总电量为 1435 亿千瓦时，涨幅高达 201%，上网电价达 446 元/兆瓦时，同比增长 19%（除高 耗能企业外交易电价上浮比例不超过 20%）。

2、参股核电业绩稳健，保障现金流和利润

公司深化核电领域布局，积极参股核电龙头企业。公司积极拓展业务，通过长期 股权投资深度布局核电领域。截至 2022 年底，公司已参股投资中国核电、秦山 核电、核电秦山联营、秦山第三核电、三门核电、中核辽宁核电、中核海洋核动 力、中核燕龙、中广核苍南，设立中核浙能、浙江三门、中广核苍南第二核电、 国核浙能等核电及核能多用途公司，并成为中国核电的第二大股东。目前，公司 拥有权益核电装机容量 248 万千瓦，未来装机规模将持续扩增，新增权益装机 容量预计达 337 万千瓦。

核电资产稳健盈利，成为业绩的压舱石。公司总长期股权投资收益整体呈波动性 变化，而核电业务作为长期股权投资的一部分，收益具有稳定性，2020 年以来 浮动不超过 6%。在 2021 年总长期股权投资收益同比下降 58%的情况下，依旧 保持了 14.1 亿的收益，占长期股权投资收益的 114%。核电资产盈利稳中有升， 业绩压舱石作用显著。

相比其他电源类型公司，核电公司 ROE 与 ROA 水平较高且保持稳定。火电行 业盈利受煤炭成本影响较大，由于近两年煤价高企导致多数煤炭企业亏损；水电 行业及风光发电行业受季节和气候变化影响较大，业内公司 2022 年的 ROE 和 ROA 较 2021 年均有一定程度上的波动，最大波动分别为 5.1 和 1.4 个百分点。 相比之下，核电行业运营成本低、利用率高、发电不受环境因素的影响，业内公 司的 ROE 和 ROA 在较高水平下保持稳定，最大波动不超过 0.5/0.2 个百分点。

3、进军光伏赛道，发展第二成长曲线

以中来股份为突破口，浙能电力在光伏赛道培育新利润增长点。公司战略性新兴 产业培育取得突破，通过收购中来股份并成为控制方，成功切入了新能源高端装 备制造业“新赛道”，有力推动公司向“火力发电+新能源制造”双主业转型升 级，发展了新的利润增长点。2023 年上半年，公司光伏发电量 10764 万千瓦时， 同比增长 59%，其中中来股份贡献了 2066 万千瓦时且全额上网，占新增光伏发 电量的 52%，在安徽地区的营业收入预计为 1074 万元。中来股份还承诺于考核 期内（2022-2024 年）合并报表口径累计实现归母净利润不低于 16 亿元，若未 实现将对浙能电力进行现金补偿。

中来股份积极开展深度合作，持续拓展产业链。 产业链上游：中来股份首次布局上游工业硅及多晶硅领域，与太原市和古交 市政府签署《战略合作与投资协议》，投资年产 20 万吨工业硅及年产 10 万吨高纯多晶硅项目。 产业链中游：中来股份与百达精工签署《光伏电池片项目合作协议》，就合 作研发、生产和销售 TOPCon 电池片开展长期、稳定的合作，推进“年产 13.5GW 太阳能电池片项目”的建设。 产业链下游：中来股份与上海源烨合作开发分布式光伏电站业务，由公司向 上海源烨提供分布式电站 EPC 服务。2022 年内，公司在 EPC 合作业务项 下向上海源烨交付 1.52GW 光伏电站，项目覆盖山东、河南河北、江苏、 安徽、福建等多个省份。2022 年末，双方签署了 EPC 业务补充约定，明确 双方将逐步放开排他限制，为公司分布式业务的进一步发展打开了空间。产 业链一体化的布局有利于增强中来股份的抗风险能力，提高公司在光伏产业 的综合能力。

编辑：火腿肠