1 回顾2023年：水电核电显著跑赢，火电阶段性超额收益明显

2023年年初至今，电力板块涨跌幅-1.7%，跑赢沪深300指数12.0pct，涨跌幅位居行业中上游位置。其中，水电板 块涨跌幅11.3%，跑赢沪深300指数25.0pct，抗跌属性明显。火电板块涨跌幅0.9%，跑赢沪深300指数14.6pct。

火电：2023Q2-Q3火电盈利逐季修复，板块超额收益明显；但在北港5500大卡煤价回落到900元/吨左右的背景下， 市场开始担忧2024年火电长协电价，板块开始回调。 n 绿电：2023年绿电板块延续2022年的回调趋势，原因或在于绿电进入电力市场对其盈利的损伤尚未解决。 n 水电：2023年5月开始满足厄尔尼诺现象判断标准，2023Q3来水预期好转，2023Q3业绩兑现，拉动股价上涨。

2 火电：回归公用事业属性，不确定中寻找确定性

2.1 电煤供需或整体偏弱，煤电一体化/沿海地区企业成本更具优势

2.1.1 长协煤签约比例放宽至80%，煤价下行有望释放更大业绩弹性

《关于做好2024年电煤中长期合同签订履约工作的通知》已发布，较2023年版本，2024年长协煤签约率由100%放宽至 80%。在煤价未来有望下行的背景下，现货煤占比提升有望为火电企业释放更大业绩弹性，沿海火电股有望受益。 n 而在规避煤价风险的角度看，具备煤电一体化能力的火电股，用煤成本确定性或更高。核心假设：针对江苏地区火电厂测算，假设秦皇岛下水煤长协港口价720元/吨，运费50元/吨。 n 根据我们测算，在秦皇岛下水煤长协的港口价为720元/吨条件下，当长协煤兑现率为50%时，5500大卡现货煤价降至 968/元吨，火电企业或可实现盈利。

2.1.2 电煤供需或整体偏弱

需求端： I. 我们预计当2024年全社会用电量同比增速为5%时，当年电 煤需求或整体偏弱，煤电发电量同比增速位于-0.8%~0.7%。 II. 我们预计当2024年全社会用电量同比增速为6%时，当年煤 电发电量同比增速位于0.9%~2.4%。供给端：国内动力煤有望小幅增长，进口量有望维持高位。国内煤方面，2023年10月，我国原煤产量3.9亿吨，同比 +5%。在“十四五”电力需求紧平衡的驱动下，前期新增核准煤炭产能加速稳产增产，我们预计2024年国内煤产量 维持小幅增长。进口煤方面，在价格优势和政策放开等多重因素驱动下，2023年进口煤同比大幅增长，2023年1-10 月我国进口动力煤1.2亿吨，同比+207%。我们预计2024年煤炭进口量有望维持高位。

2.2 容量电价落地提升盈利稳定性，缺电地区电价安全边际高

2.2.1 容量电价落地提升盈利稳定性，火电回归公用事业属性

2024-2025年容量电价对应度电收益约为2-5.5分/千瓦时。 2023年11月，国家发改委发布《关于建立煤电容量电价机 制的通知》，针对全国所有合规在运的公用煤电机组，2024年起开始实施。云南、河南和四川等7省市煤电利用小时 数较低或用煤成本较高，2024-2025年容量电价为165元/KW·年，其他地区为容量电价100元/KW·年，折合度电收入 约为2.0-5.5分/千瓦时。2026年后随着火电转型，所有地区容量电价均提升至165元/KW·年以上。

容量电价政策出台后，火电企业每年有望获得稳定的容量费用收益，运营商盈利稳定性提升。按各火电公司2022年 底煤电装机规模以及当前容量补贴标准计算，主要火电上市公司2024年容量电价对应净利润占2023年WIND一致预期 净利润比例有望达到19%-69%。

2.2.2 缺电地区长协电价或能维持较高水平

目前福建、广东和江苏等省份已发布2024年电力中长期交易方案，已发布的方案中，福建省明确燃煤机组市场化交 易价格中不包含容量电价，广东省电量电价年度交易价格上下限与2023年版方案保持一致，在电量电价外建立容量 电价机制。从已有的电力中长期交易方案来看，各省均将在原有电量电价外设立容量电价机制，火电企业可在电量电 价外额外拿到容量电价。

在电力供需形势紧张的支撑下，缺电地区长协电价或能维持较高水平。长三角、山东省2024年迎峰度夏用电高峰时期电 力供需或仍偏紧，有望支撑长协电价维持较高水平。江苏省2023年12月集中竞价交易均价较燃煤基准电价仍顶格上涨 20%，一是在12月份的约930元/吨的偏高煤价水平下，发电侧谈判仍具备一定议价能力，二是体现当地电力供需偏紧。

3 水电：来水有望好转，电价上浮有望进一步修复业绩

3.1 厄尔尼诺现象基本确立，2024年来水有望修复

枯水影响消弭，主要流域来水恢复：2023年上半年多流域来水偏枯，水电出力不足叠加用电需求高增，四川、云南等多地出 现限电，Q3来水好转后部分地区限电仍然持续。11月初各流域来水情况基本改善，上半年枯水影响消弭，白鹤滩、溪洛渡和 瀑布沟等水电站已蓄至正常蓄水位，其余电站水位情况也有所改善。

降水变化重要外因，ENSO影响水电出力：ENSO现象是影响我国降水南北分布的重要外因，当其表现为拉尼娜现象时，会造 成我国“冷冬热夏、南旱北涝”的情况，而当其表现为厄尔尼诺现象时则相反，增加我国南方降水。我国水电装机主要集中在 南方，因此厄尔尼诺现象的出现会改善南方各大流域来水情况，增加水电发电量。 n 厄尔尼诺现象确认，2024年来水有望修复：我国《厄尔尼诺/拉尼娜事件判别方法》采用国际通用的NINO3.4指数作为ENSO 判别标准，即NINO3.4区域温度3个月滑动平均值高于0.5℃且至少持续5个月则判定为一次厄尔尼诺现象。根据国家气候中心 数据，2023年5-10月满足以上判定标准，发生中等厄尔尼诺现象，预计此次厄尔尼诺事件将持续到明年春季，南方冬季多雨 降水情况好转，水电发电量增加。

3.2 外送机制更新打开增长空间，云南市场化电价有望继续上行

电力供需紧张抬高电价：随着电力市场化改革的不断推进，电力回归商品属性，云南市场化交易电价持续上涨。2023年12月 云南市场化交易平均电价为0.305元/KWh，同比上涨14.7%，增幅为3.9分/度。电价上行一定程度上对冲了枯水影响。 Ø 2022年12月云南发布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案 (试行)》，明确指示水电全年分月电量电价加权平均电价在前三 年年度市场均价上下10%内的通道内形成，我们认为在供需持续偏紧背景下，云南水电市场化电价有望持续继续上行。我们假 设预测值基数采用过去3年平均数值，按最大110%涨幅测算，2024-2025年电价有望增长1.9/1.2分，达到0.235/0.247元/千瓦 时。按105%涨幅测算，2024-2025年电价有望增长0.8/0.8分，达到0.225/0.232元/千瓦时。

水电仍为云南主要电源，火电及风光占比持续提升。根据云南 省统计局数据，2023年1-10月份水电发电量占比达76%，火 电/风电/光伏发电量占比分别为16%/7%/2%，其中火电/风电/ 光伏占比较2023年年初分别提升3.3/0.9/1.0pct。 n 参考《“十四五”云南电力供需形势分析》，2022-2025年云 南新增可靠性电源仅2024/2025年煤电210/270万千瓦、2022- 2025年水电155万千瓦，合计占2022年云南总装机比重均仅 约5.8%，尖峰新增出力容量有限。

云南省大规模引入高耗能产业，电力需求显著提升。2017年底，云南省先后推出了关于水电铝材和水电硅材的引入政策，大 力在省内发展高耗能产业，同时在初期提供“优价满发”的优惠电价政策，计划在2020年打造产能600万吨，消纳电力1000 亿千瓦时的电解铝产业。云南省高耗能行业快速发展，2017-2022年，云南电解铝产量从2017年的155万吨提升至2022年的 434万吨，CAGR=23%。“十四五”以来限产限电政策频发，2023年丰水期后仍有限电政策。据证券时报报道，2023年11月云南各电解铝厂陆续接到 的负荷管控通知，省内电解铝企业或减产9%-40%，初步涉及减产年产能115万吨左右，占目前云南省运行产能20.3%。在 2023Q4来水同比转丰背景下，云南仍限制电解铝产能，反映了当地电力供需偏紧。

根据《“十四五”云南电力 供需形势分析》、《南方电 网“十四五”输电网规划系 统设计》，我们测算得到平 水年/丰水年假设下2023- 2025年云南均存在800万千 瓦以上的电力缺口，有望支 撑云南电价进一步上行。打开水电外送电价机制增长空间：2022年7月，江苏省发改委将雅砻江水电锦官电源组送苏落地电价形成机制由参考煤电基准 价完善为“基准落地电价+浮动电价” ，享受江苏电价上涨红利。乌东德水电站和澜沧江上游水电站送粤部分电量电价亦随市 场变化波动。江苏更新雅砻江水电电价为其他省份水电外送电价机制的完善打开增长空间，目前各大水电上市公司外送地包括 广东、江苏、浙江和江西等，未来若更多省份跟进完善跨省电价形成机制，将利好各水电站业绩。

3.3 水电开发进入后半程，大水电资源稀缺性突出

“十四五”开局水电大增，开发进入后半程： “十四五”开局前两年水电装机容量增长迅速，2023年1-10月，水电装机新增 8.4GW，在连续两年超过20GW后开始放缓，以礼河、大藤峡机组陆续投产。随着建设速度加快，水电开发进度也进入后半程。 根据我国水力资源复查结果，我国水电经济可开发装机容量为4.02亿千瓦，截至2023年10月，我国水电装机容量（不含抽水 蓄能电站）达到3.70亿千瓦，经济可开发量占比达到92.1%，常规水电资源剩余仅31.6GW。 n 水电资源存量有限，装机增速放缓：根据《2030年前碳达峰行动方案》提出的“十四五”、“十五五”期间分别新增40GW 的水电发展目标，预计2030年我国常规水电装机将达到4.19亿千瓦，基本完成对存量水电资源的开发。根据规划目标，2022- 2030年间水电装机CAGR为1.6%，较2021-2022年放缓。

川滇臧区域将成开发重点，存量大水电资源稀缺性突出：随着优质水电资源的开发利用，水电建设逐步转向综合条件更加复 杂的西部地区（集中在川滇臧区域），据不完全统计，目前主要水电上市公司在建项目装机容量均低于4GW，2GW及以上的 水电站仅有孟底沟水电站和松塔水电站2座，存量大水电项目稀缺性不断提升。 n 难度成本双升级，水电开发强者愈强：西部水电选址多处于深山峡谷区域，地理环境特殊，生态环境脆弱，建设难度提升。水 电建设成本水涨船高，2010年全面投产的小湾水电站建设成本仅为6603元/KW，而预计“十四五”期末投产的托巴水电站建 设成本则达到16571元/KW。增量空间低、建设难度高以及成本提升等因素导致手握大型水电基地资源，资金实力雄厚，水电 开发经验丰富的头部水电企业优势将更加明显，造就“强者愈强”的建设前景。

4 核电：市场化电价变动对业绩影响有限，机组高水平核准量保障长期成长

4.1 市场化电价涨幅回落对业绩影响有限

市场化电价涨幅回落对业绩影响有限。给予容量电价补贴后，2024年长协电价或将小幅下调。而2022-2023年核电市 场化电价涨幅与火电联动，若2024年延续该政策，则将影响核电市场化电价。根据我们测算，在当前核电市场化电价 较燃煤基准价格涨幅20%的基础上，涨幅回落5-10pct，以2022年业绩为基准，预计中国核电归母净利润分别下降 3.7%-7.4%。 n 我们认为核电的价值在于其持续稳健经营，且在核电审批或有望保持每年8-10台的背景下，给予了核电一定的成长性 。核电作为优质的基荷能源，在缺电背景下有望与火电共同成为增量基荷能源，发展确定性较强。

4.2 机组核准量有望保持8-10台/年，保障长期成长

受日本福岛核电站事故以及我国核电技术的影响，2011年以来， 我国核电审批放缓。2019年，核电重启；2021年提出“积极有 序发展核电” 。

十四五期间有望维持每年8-10台/年核准节奏。截至2023年11月底，国常会共计核准6台核电机组。按照2022年分两 批次核准10台机组的节奏，不排除2023年12月再次核准2-4台机组的可能性，则2023年核准量有望达到8-10台， “ 十四五”期间有望维持每年8-10台的核准节奏。 n 核电审批加速，其核心逻辑是在新型电力系统下的基荷负载缺位。在当前电力紧张的背景下，还可通过增加火电来提高 可控电源装机规模，但在2030年碳达峰的约束下，火电装机难以大规模增加， “十四五”和“十五五”期间核电和火 电或将共同成为增量基荷的重要来源。随着三代和四代核电技术的逐步成熟，以及安全性的提高，核电发展趋势确定性 强。

我国已成为少数自主掌握三代核电技术的国家、具备自主化、批量化、规模化建设三代核电的条件，四代技术中的高温 气冷堆技术世界领先。 n 假设2023-2025年年均核准8-10台机组、单台机组120万千瓦、建设成本1.6万元/千瓦测算，我们预计2023-2025 年我国核电年均核准机组建设带动投资有望达1536-1920亿元，核电建设有望在十四五中后期迎来快速发展，并拉动 产业链相关核心设备国产化需求。

5 绿电：2024年装机有望提速，CCER重启有望加快兑现绿电溢价

5.1 组件价格持续回落，光伏收益率上行提升装机意愿

2023年上半年，随着硅料产能不断增加，硅料行业市场预期产能过剩，我国多晶硅价格和组件价格开始大幅回落，截 至2023年11月底，多晶硅（致密料）价格已下降至6.5万元/吨，较年中2月的高点下降71.7%；单晶PERC组件-210m m/TOPCon组件-182mm价格已下降至元1.05/1.08元/W，分别较年初的价格高点下降42.6%/45.5%。

硅料产能落地有望推动组件价格下行，提升运营商光伏装机动力。据澳大利亚智库气候能源金融（CEF）主任蒂姆· 巴克利预计，到2024年底或2025年，组件价格可能会下降至0.1澳元，约合人民币0.5元/瓦。按此预测，组价价格较 2023年11月底的约1元/瓦（数据来自PVInfoLink）或仍将下降0.5元/瓦，降幅约50%。 n 参考索比储能网数据，假设光伏项目按10%比例配置2h电化学储能且配储成本为1.3元/Wh，不考虑配储带来的收益 。假设光伏项目年利用小时数为1200小时，根据我们测算，当综合装机成本（含配储成本）处于3.1-3.6元/W时，光 伏装机成本每下降5分/W，资本金IRR将提升0.45%-0.61%；当装机成本下降至3.1元/W时，资本金IRR可达15.6%。

5.2 碳市场建设提速，绿电盈利有望迎来向上拐点

5.2.1 碳市场有望扩容，CCER正式重启

碳市场扩容或提上日程，高耗能行业加速纳入控排范围。政策方面扩容信号频繁释放。2023年5月，全国碳市场扩大行业 覆盖范围专项研究启动会召开，确定“当前碳市场扩围条件已基本成熟” ，钢铁、石化和建材行业纳入全国碳市场专项研 究第一次工作会议陆续于次月召开， “十四五”期间，钢铁、石化和化工等八大高耗能行业有望全部纳入全国碳市场。实 践方面，地方试点碳市场已实现对八大高耗能行业的全覆盖，为全国碳市场积累丰富的排放因子确定、配额分配、企业范 围等实践经验。

八大高耗能行业碳排放数据核查开启。2023年10月，生态环境部发布《关于做好2023—2025年部分重点行业企业温室气 体排放报告与核查工作的通知》，除发电行业外的高耗能行业碳排放数据核查工作正式启动。 n 水泥、钢铁和电解铝行业优先核查，有望率先纳入碳市场。水泥、钢铁和电解铝行业碳排放报告核查工作要求于每年9月 底完成，较其他高耗能行业的12月底提前，核查优先级高，有望率先纳入碳市场。2020年水泥、钢铁和电解铝行业碳排放 量分别达13.8/18/4.3亿吨，控排后，碳市场规模有望从45亿吨二氧化碳扩容至81亿吨二氧化碳。

CCER正式重启，配套方法学、双系统建设加速。2023年10月，《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》发布， CCER正式重启，方法学征集、CCER注册登记和交易系统验收等工作也逐步开展，其中造林碳汇、红树林植被修复、并 网光热发电、海上风电等基础较好的方法学建议已于9月上旬征求相关部委意见。 n 碳市场扩容下，CCER需求或达3.5-4亿吨。据北京绿色交易所预测，八大高耗能行业全部纳入碳市场后纳入配额管理的排 放规模预计达到每年70-80亿吨，不考虑绿证的需求补充，对应CCER需求将达3.5-4亿吨，而据我们测算，第一履约期后 ，存量不足2000万吨，供需错配严重，CCER重启迫切。

5.2.2 绿证市场与碳市场衔接提振绿电需求，绿电收益率有望提升

绿电交易规模增长迅速。2023年1-10月绿电交易电量414.3亿千瓦时，同比+107%。价格方面，广东和江苏2023年年度绿 电交易价格0.530元/千瓦时和0.4686元/千瓦时，分别同比+3.1%和1.2%，绿电环境溢价分别为2.1分/KWh、0.19分/KWh。 n 全覆盖扩大供给绿证价格下降，需求仍待进一步提升。《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》于2023年8月发布后，绿证实现可再生能源全覆盖，供给扩张下价格下降，2023年9月，平价风电/光伏绿 证均价分别降至30.9元/张和33.2元/张，较1-7月均价下降12.4元/张和9.5元/张。 n 当前绿电绿证交易增长主要源于国际控排机制收紧和跨国企业加强产业链降碳力度下，出口外向型企业需求增长，缺乏刚 性绿电消纳机制，绿电绿证需求仍需进一步提振。

绿电市场与碳市场衔接有望提速。2023年10月发布的《关于做好2023—2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核 查工作的通知》,明确对于用电碳排放量核查，自用非化石能源电量（包括余电上网情况）按0计算；企业可凭绿电消费凭 证上报外购非化石能源电量数据，为绿电市场和碳市场联动奠定基础。 n 地方试点碳市场开展衔接实践，为全国碳市场衔接积累经验。从2023年3月开始，天津、北京和上海三地试点碳市场陆续 允许绿电按零排放计算，控排企业可通过购入绿电的方式降低碳排放量，其中上海碳市场中绿电与其他电力排放因子差设 定为4.2tCO2/10^4kWh，即每购买1MWh绿电等于减排0.42吨CO2。

假设“十四五”期间八大高排放行业全部纳入全国碳市场、届时碳配额缺口率与2019-2020年履约周期保持一致，参考 2019年8大高耗能行业碳排放数据，则届时全国碳市场碳配额缺口将达到3.21亿吨。据2015-2022年全国电网碳排放因子和 新能源发电下降比例关系计算，假设2025年新能源发电占比20%，则2023-2025年平均电网碳排放因子为0.5553 tCO2/MWh。 n 按上述数据测算，当通过购买绿电抵扣碳配额缺口比例为10%-50%时，将新增绿电消费需求将达578.1-2890.7亿千瓦时。 当配额缺口率达到6%时，绿电消费需求将达830.3-4151.5亿千瓦时，是2022年绿电交易量227.8亿千瓦时的3.6-18.2倍。 n 据生态环境部，2022年全国电网碳排放因子0.5703tCO2/MWh，按碳配额价格40-50元/吨计算，则绿电市场和碳市场衔接 后，绿电环境溢价有望达2.3-2.9分/千瓦时，叠加碳市场扩容有望推动绿电交易规模扩大，绿电运营商收益率有望提升。

 

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