1. 市场化改革，电源各寻其位，可预期性提升

2023年用电量恢复，电力需求长期有成长 ➢ 电力需求恢复。2023M1-11全社会用电量同比增长6.3%，其中，第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民生活用电量分 别同比增长12%、6%、11%、1%。全社会用电量已经迎来较好恢复，第二产业仍为用电最为重要的构成，2023M1-11第 二产业用电占比为66%，较2022A占比接近。第三产业用电量恢复增速快，占比逐步提升。同时，城乡居民生活用电较为刚 性，稳定提升。根据“十四五”现代能源体系规划，“十四五”期间电能占终端用能比重达到30%左右，根据中电联预计 2025年中国全社会用电量将达到9.5万亿千瓦时。

稳定电源稳定出力，风光发电量提升，期待水电恢复 ➢ 2023M1-11全电源发电量同增4.8%。拆分来看，2023M1-11火电发电量、水电发电量、风电发电量、光伏发电量、核电发 电量同比变动6%、-6%、13%、17%、5%。火电、核电稳定性电源稳定出力，风光发电量提升，水电受来水影响同比下降。 2023年三季度水电来水已显著改善，水电恢复可期。 ➢ 火电主力贡献，绿电占比快速提升。2023M1-11火电发电量占比仍接近70%，水电占比约13%，风光合计占比约12%，核电 占比约5%。绿电占比持续提升，水电与风光合计占比已达25%。

火电容量占比下降，绿电逐步成为主力 ➢ 2023M1-11中国累计装机容量同增13.6%。2023年M1-11累计总装机容量已达28.53亿千瓦，风光容量维持高增， 2023M1-11风电、光伏装机容量同增18%、50%。在发改委重启的新的煤电装机规划下，2023M1-11火电装机容量同增 4%，增速有所提升。水电、核电受电站建设投产周期的影响，2023M1-11装机容量同增4%、2%，略有提升。 ➢ 绿电逐步成为主力。2023M1-11，火电装机容量占比降至48%，风电和光伏装机容量占比分别达到14%与20%，逐步成为 主力。水电和核电占比较为稳定，分别为15%、2%，随着水电、核电电站加速投运，占比同样有望提升。

火电新增装机由下滑到增长，新增风光维持高增速 ➢ 2023M1-11新增装机容量283GW，同增94.2%。其中水电、核电因为投产周期，2023M1-11水电与核电的新增装机容 量同比有所下滑。在重启煤电装机的规划下，2023M1-11火电新增装机容量同比增长40%，火电新增在经历2021、2022 年两年同比下滑后，迎来增长。2023M1-11风电、光伏新增装机容量同比增长84%、149%，绿电装机依然旺盛。

用电负荷继续冲高，电力供应仍面临调整 ➢ 用电负荷持续提升。2021年下半年以来，部分省份开始出现有序用电、限电等措施，反映出电力供需平衡偏紧。用电侧随着 电动车、智能家居、屋顶光伏、家用储能等设备的广泛运用，终端负荷多元化趋势显著，最高用电负荷持续攀升。2023年中 国主要电网最高用电负荷，在3至5月，9至10月，同比均有10%以上的提升。 ➢ 新型电力系统转型中，电源侧和用电侧的重大变化均对电网造成了超额冲击和负荷，矛盾从大幅增加风电光伏电源装机，转 向提高电网消纳能力+降低尖端负荷。电力供应仍面临挑战，孕育机会。

火电核电利用小时数提升，风光消纳仍需关注 ➢ 2023M1-11全电源利用小时数同比下降93h。其中，火电核电出力提升，2023M1-11利用小时数同比提升62h、101h。水 电受来水影响，2023M1-11利用小时数同比下降290h。 ➢ 风光消纳仍需关注。2023M1-10中国风电、光伏利用率分别为97.1%、98.2%，风电同比提升0.4pct，光伏持平。

新一轮电改核心解决源、网、荷、储各主体的价格机制疏导 ➢ 我国上一轮和本轮电改最重要的两个最高纲领分别为2015年3月的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号 文）和2023年7月的《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》。新一轮电改核心要解决价格机制疏导， 重点包括现货市场、煤电上网电价（两部制电价）、输配电价、电力需求侧管理等。

价格机制疏导中，电力交易市场走向成熟 ➢ 全国性容量电价出台，电力四大市场逐步成熟。随着2023年11月国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的 通知》，全国性火电容量电价机制形成，并已经逐步形成电能量市场、辅助服务市场、绿色市场、容量市场等。 ➢ 电力真实价值逐步得到反映。我国终端销售电价=上网电价+输配电价（含辅助服务费用）+其他（主要是政府性基金及附 加）。上网电价为发电企业的直接收入来源。新一轮电改，通过电力市场交易，逐步将上网电价从仅仅包含电能量价值，逐 步转变为电能量价值+容量价值+灵活性价值+绿色价值。

新电改背景下，电力资产长期价值重估 ➢ 新型电力系统转型，电源重新定位。新型电力系统四大重要特征中，安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活 是重要支撑，智慧融合是基础保障，需要源、网、荷、储共同推动。作为供给侧最核心的电源，在政策与电力市场驱动推进 下，电源将依托自身特点，迎来定位与模式的转变。火电盈利稳定性提升：从基础电源转变为基础电源+调节电源，商业模 式不再仅仅依托电量价值，体现容量价值、灵活性价值；水电低成本受益市场化：最稀缺的低碳能源开发加速，成本低市场 化趋势下电价有弹性；核电成长确定，远期盈利提升：基荷电源装机有序推进，锁定确定成长，资本开支见顶分红与ROE双 升。绿电成长突出，市场化驱动寻找盈利锚：绿电成为主力供电电源，成长性突出，关注占比提升中系统成本的提升与疏导。 电源整体迎来模式变革，价值重估。

水电：来水恢复电量反转，受益市场化电价有弹性

来水恢复蓄能充沛，水电电量迎来反转。受来水偏枯影响，2021、2022年水电利用小时数略有下降。2023年上半年澜沧 江、大渡河、金沙江水电站发电量受枯水期影响，发电量仍然较低。2023年下半年来水恢复，发电量回升，2023单三季度， 澜沧江发电量环比/同比+75%/+25%；大渡河环比/同比+137%/+30%，雅砻江环比/同比+100%/-9%，长江金沙江环 比/同比+88%/+20%。2023年10月17日，长江电力公告六座梯级水库完成2023年度蓄水任务，总可用水量达410亿立方 米，蓄能338亿千瓦时。三峡水库10日水位达到173米（2022年同期160米）。预计2024年受厄尔尼诺周期影响，来水偏 丰，蓄能充沛，水电电量迎来反转。在建待建项目充足长期成长值得期待。优质水电是稀缺的核心资产，梳理核心流域筹建项目情况，澜沧江、雅砻江、大渡 河、金沙江筹建规模相较于在建规模仍有50%/38%/31%/22%成长弹性，长期仍有成长。 

发电成本最低，受益市场化电价有弹性。水电度电上网成本约0.10元/KWh，所有电源中成本最低。政策鼓励通过竞争方式 确定水电价格，近年水电市场化电量持续增长（2022年长江电力、华能水电、雅砻江水电市场交易电量比例达到 8%/68%/13%）。2023年随着四川、云南供需改善，省内水电市场化电价持续抬升。部分电站除省内留存外，可外送至省 外，享受受电省更高的市场化电价。 折旧年限到期成本下降，盈利能力持续强劲。水电度电成本中折旧占比超过50%，使用年限远大于折旧年限，盈利持续释 放。测算长江电力合计6座电站：我们预计2031年三峡折旧完毕，与2023年利润相比空间9.1%；2033年向溪折旧完毕， 与2023年利润相比空间23.5%；2041年乌白折旧完毕，与2023年利润相比空间37.3%。

2024年电量展望：来水改善，蓄能充沛 ➢ 水电发电量回升在2023年第三季度已经体现。受来水偏枯影响，2021、2022年水电利用小时数略有下降。2023年上半 年澜沧江、大渡河、金沙江水电站发电量受枯水期影响，发电量仍然较低，2023年下半年来水逐步恢复，发电量逐步回 升。预计2024年受厄尔尼诺周期影响，来水偏丰，发电量有望进一步回升。

2024年电量展望：来水改善，蓄能充沛 ➢ 长江金沙江：金沙江上半年来水偏枯，水位处于历史低位，下半年来水逐渐修复。溪洛渡10月入库流量和出库流量分别 为4080立方米/秒和3980立方米/秒，同期同比分别为28.30%和58.57%，从6月开始入库流量高于出库流量。三峡入库 流量和出库流量今年整体较低，7-8月开始入库流量和出库流量高于去年同期，10月同期同比分别为55.45%和66.28%。

装机仍有成长空间 ➢ 在建待建项目充足长期成长值得期待。 优质水电是稀缺的核心资产，梳理核心 流域筹建项目情况，澜沧江、雅砻江、 大渡河、金沙江筹建规模相较于在建规 模仍有50%/38%/31%/22%成长弹性， 长期成长值得期待。

2024年电价展望：电价稳健上行，市场化比例提升 ➢ 低成本电源，受益市场化，电价稳健。我国水电现行成本加成、标杆电价、倒推电价及市场化定价四种主要定价模式。2014 年1月，发改委出台政策鼓励通过竞争方式确定水电价格，近年水电市场化电量持续增长，2021年全国水电参与省内市场交易 电量约2944亿千瓦时，同比增加约18%，水电上网电量市场化率达到 31.9%。2023年随着四川、云南供需改善，省内水电市 场化电价持续抬升。部分电站除省内留存外，可外送至省外，享受当地更高的市场化电价。

2024年电价展望：电价稳健，市场化比例提升 ✓ 长江电力新注入乌东德、白鹤滩水电站，提升整体市场化电量占比。乌东德、白鹤滩电站除枯水期合计在四川、云南各留存 100 亿千瓦时外，乌东德其余电量外送广东、广西；白鹤滩其余电量外送浙江、江苏。其中，乌东德水电站：留存云南电量上网电价 为当月云南省内市场化交易平均价格，送电广东、广西的电价模式采用倒推定价。白鹤滩水电站：2022年过渡期后电价完全市场 化，送电落地电价将在国家统筹下，参考消纳省份相关电价水平与消纳省份协商确定。 ✓ 我们预计随乌白注入 ， 23-25 年长江电力市场化电量占比达到 25%/28%/30% ； 公 司 综 合 上 网 电 价 分 别 为 0.2739/0.2745/0.2746元/千万时，电价有望稳步提升。

折旧年限到期成本下降，盈利能力持续强劲 ✓ 度电成本中折旧占比超过50%，使用年限远大于折旧年限，盈利持续释放。2022年末长江电力固定资产中48%为挡水建筑 物，该部分资产折旧年限为40-60年，其中葛洲坝大坝为50年，三峡大坝、向家坝大坝和溪洛渡大坝的折旧年限为45年；然 而长江流域实际泥沙含量低于寿命测算模型所用数据，大坝的实际使用年限应远长于折旧年限；参考美国胡佛大坝，实际使 用年限可能超过100年。2022年末公司固定资产中20%为机器设备，即发电机组，该部分资产的折旧年限较短为18年，远 低于机组实际使用寿命。如葛洲坝电站于1981年已投产使用，其首台发电机组至今仍在运行发电。还可通过较低成本改造 延长机组使用年限，如公司此前通过扩机增容计划对葛洲坝部分老旧发电机组进行更新改造，进一步提升了机组使用时长。

长江电力三峡电站折旧测算 ✓ 机组折旧完成后毛利率可比机组均在折旧期时提升22.2pct。公司三峡电站第1批6台机组在2003年投产，2012年32台机组 全部投产。2021-2030年三峡水电站陆续有机组折旧年限到期，而发电资产仍可正常使用。我们以三峡电站的32台机组为例 进行测算；2030年，三峡电站的机组折旧期限完全到期，届时度电机组折旧可比机组均在折旧期时减少0.055元/千瓦时、 按照三峡电站上网电价0.24795元/千瓦时进行计算，折旧完成的三峡电站毛利率比折旧期间提升22.2pct。

优质现金流资产，分红能力强 ➢ 业绩稳健，现金流良好。水电板块业绩稳健，净现比2.0左右，贡献稳定经营性净现金流。资本开支规模可控，展现良好内生 成长，现价造血能力强。 ➢ 分红金额&分红比例持续提升。2018年以来，水电板块分红总金额持续提升，分红比例稳定增长。头部公司承诺分红锁定稳 健绝对收益。长江电力承诺分红比例不低于 70%；华能水电承诺分红比例不低于可供分配利润的50%；川投能源承诺绝对分 红金额0.4元/股。

核电：基荷电源确定性成长，长期ROE翻倍分红提升

核电是新型电力系统选择的基荷电源。核电兼具稳定、清洁、经济，有望接力火电，逐步成为发电基荷电源。政策转为积 极，核电核准进入常态化，预计保持每年6-8台核电机组的核准开工节奏，装机规模稳定提升。 ➢ 在手项目锁定2030年确定成长。核电2019年核准重启。按照核电机组5年建设，6年贡献利润，行业进入投运周期。核电 运营商双寡头中国核电、中国广核的在建与待建机组可确定性支撑2023-2030年成长，预计至2030年，中国核电/中国广 核在运装机规模可达3889/4138万千瓦，较2023年在运规模弹性分别为74%/43%。中国核电/中国广核2023-2030年装机 规模CAGR分别可达8.2%/5.3%。 

市场化比例提升，核电电价有支持。2019年以来，缺电、高燃料成本等多重因素推动火电电价上行，核电参与市场化交易 电量有部分受益。展望2024年，我们预计核电参与市场化比例持续提升。考虑核电核准电价普遍低于燃煤基准，若市场电 价下降对核电影响也相对较小。基荷电源的稳定性得到持续体现。2024年江苏省核电市场化交易结果落地，市场化比例从 45%提升至55%，市场化电价略降，核电综合上网电价预计持平。 

长期成长之一：还本付息+折旧期满利润释放明显。核电资产可长期运营，随着项目还本付息以及机组逐步折旧折完，可分 为3个运营阶段。其中，在还本付息+折旧期/折旧期/利润释放期，二代机组平均毛利分别为0.15/0.14/0.21元/KWh，三 代机组平均毛利分别为0.16/0.15/0.21元/KWh。长期稳定运营度电毛利有30%+提升空间。 ➢ 长期成长之二：资本开支即将见顶，ROE翻倍分红提升。核电新建景气度高，资本开支向上。我们预计2030年内，核电公 司建设高峰期在建工程约500亿元，即将见顶。随着在建机组投运转固+资本开支见顶回落，核电ROE进入上升通道看齐成 熟项目（中国核电ROE11%，成熟项目ROE20%+），分红能力同样有望提升。

核电是新型电力系统选择的基荷电源 ➢ 新型电力系统建设需应对能源“不可能三角” 。新型电力系统是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体， 既要保证电力稳定供应，又要符合能源转型低碳发展需求，还要考虑经济性及社会可承受的成本。能源结构转型过程中，需 要直面挑战能源行业“安全稳定”、“清洁低碳”、“经济可行”的不可能三角。核电稳定性高（不受燃料、季节、气候等 因素影响，能以额定功率长期稳定运行）、足够清洁（碳排与风光同一水平）、发电成本低且稳定。核电有望接力火电，成 为发电主力电源。

政策转为“积极”，连续2年核准10台核电审批加速 ➢ 核电进入常态化审批。2011年日本福岛核泄漏事故发生，核电机组审批工作停滞。2015年核准8台核电机组后，行业迎来连 续三年“零核准”。2019年核电核准复苏，2021年政府工作报告提到“确保安全前提下积极有序发展核电”，这是近十年来 政府工作报告首次用“积极”描述核电发展。2022年9月，中国核能行业协会发布《中国核能发展与展望（2022）》，预计 “十四五”期间，我国将保持每年6-8台核电机组的核准开工节奏。 ➢ 2022、2023连续2年核准10台。2023年12月29日国常会决定核准广东太平岭与浙江金七门核电共4台机组。这是继2023年 7月石头岛、宁德、徐大堡合计6台机组核准后，2023年内第二次核准核电项目。2019年以来年核准数持续提升，2022年、 2023年连续2年核准10台，验证核电常态化核准+确定性成长。

在手项目充足，支撑成长至2030年 ➢ 核电运营双寡头格局，在手项目充沛。目前中国具有大型核电站业主身份的只有四家公司，分别是中核集团、中广核集团、 国电投集团以及华能集团，截至2023年6月30日，中国在运核电机组装机容量5699万千瓦。2019年核电核准重启，预计中国 核电进入常态化审批。按照核电机组5年建设，6年贡献利润假设，中国核电与中国广核在建与待建机组可确定性支撑公司 2023-2030年核电板块成长，预计至2030年，中国核电/中国广核在运装机规模可达4132/4378万千瓦，较2023年在运规模 弹性分别为74%/43%。中国核电/中国广核2023-2030年装机规模CAGR分别可达8.2%/5.3%。

2024年电量展望：用电需求旺盛，应发尽发利用小时数提升 ➢ 核电应发尽发，政策保障消纳。2016年国家能源局明确核电优先上网，属于一类优先，保障电量消纳，此后政策持续出台将 核电机组发电量纳入优先发电计划，核电基本在应发尽发状态。核电消纳具有政策性强支撑。 ➢ 沿海布局，用电需求旺盛。中国核电、中国广核在运在建机组覆盖区域主要包括江苏（中国核电）、广东（中国广核）、广 西（中国广核） 、浙江（中国核电、中国广核）、福建（中国核电、中国广核）、辽宁（中国核电、中国广核）。核电项目 布局沿海省份，区域用电需求旺盛，进一步支撑核电消纳。

2024年电量展望：用电需求旺盛，应发尽发利用小时数提升 ➢ 核电利用小时数持续提升。2019年以来中国核电的利用小时数持续提升，中国广核受到台山项目大修影响利用小时数略有波 动，随着台山项目大修完成利用小时数即将回升。核电消纳有政策保障，消纳区域经济较好，用电需求旺盛，台山项目恢复， 我们预计2024年核电整体利用小时数有望继续提升，发电量持续增长。在水电占比较高或接受其他省份的水电外送的部分区 域，随着2024年来水恢复，水电出力同比提升，核电发电量可能会受到部分影响。

2024年电量展望：市场化比例提升，核电电价有支撑 ➢ 鼓励核电参与市场化，市场化比例持续提升。核电定价三机制，逐步参与市场化，除去保障性电量按照核电机组核准电价上 网，还有部分电量通过上网竞价模式消纳。机组所在省的《电力市场化交易方案》会划定当年的交易量或交易比例的方式， 以此确定核电市场化交易量。2019年以来中国核电、中国广核上网电量中市场化比例持续提升，电价逐步提升。

2024年电量展望：市场化比例提升， 核电电价有支撑 ➢ 2019年以来，缺电、高燃料成 本等多重因素推动火电电价上行， 核电参与市场化交易电量有部分 受益。展望2024年，我们预计 核电参与市场化比例持续提升。 考虑核电核准电价普遍低于燃煤 基准，若市场电价下降对核电影 响也相对较小。基荷电源的稳定 性得到持续体现。 ➢ 2024年江苏省核电市场化交易 结 果 落 地 ， 综 合 电 价 维 持 。 2024年江苏省电力市场化交易 结果落地，其中，核电参与市场 化电量比例从45%提升至55%， 市场化电价相较于2023年有所 下降，但仍高于核准电价。江苏 项目综合上网电价预计持平。

长期成长：还本付息+折旧期满利润释放明显 ➢ 定义核电运营三阶段：1）还本付息+折旧期：由于前6年免征及减半征收所得税，利润会有明显上升，所得税优惠到期之后 净利润与经营性净现金流会出现快速下降，此后因为财务费用逐渐减少净利润缓慢上升。2）单折旧期：由于前15年增值税返 还优惠结束，贷款还款完毕之后税盾消失，在单折旧期利润会经历第二次断层式下滑。3）利润释放期：全生命周期中最值得 关注的阶段为折旧到期后利润的变化。 ➢ 利润弹性测算。1）二代机组：从还本付息期进入利润释放期度电毛利/度电净利分别提升37%/15%，从折旧期进入利润释放 期度电毛利/度电净利分别提升46%/49%；2）三代机组：从还本付息期进入利润释放期度电毛利/度电净利分别提升 35%/19%，从折旧期进入利润释放期度电毛利/度电净利分别提升44%/48%。

长期成长：资本开支即将见顶，机组投运ROE&分红率迎双升 ➢ 1）稳定项目ROE维持20%以上：成熟运营机组ROE可维持在20%以上；2）机组投运并网带动ROE提升：在建工程转固爬坡 迅速，转固次年迎来ROE从11%快速提升至20%以上。2022年中国核电、中国广核ROE分别为11%/10%，中国核电、中国 广核在建工程/总资产占比为22%/17%，考虑逐步转固开始贡献利润，核电公司ROE已经进入提升通道。

火电——政策端容量电价落地，24年更关注煤价和用电需求

2024年火电投资三大主线： ➢ 1）全国性容量电价落地关注布局全国的火电龙头：推荐华能国际、华电国际； ➢ 2）用电供需紧平衡的地方性电厂电价端有支撑，推荐皖能电力、建议关注江苏国信、浙能电力、申能股份； ➢ 3）成本端煤价可控，我们预计2024年动力煤5500大卡价格中枢在800-900元/吨。重视资源可控，建议关注煤电一体 化火电龙头国电电力、内蒙华电；建议关注进口煤供给进一步打开可能性下的华能国际、粤电力的盈利弹性。

政策端：《关于建立煤电容量电价机制的通知》落地，煤电正式由“单一制电价”调整为“两部制”，充分肯定煤电容量价值 ➢ 国家发改委2023年11月10日印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，推动煤电辅佐新型电力系统建设、充分发挥支撑调 节作用，建立煤电容量电价机制。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。容量电价确定为每年每千瓦 330元，通过容量电价回收固定成本比例，考虑各地电力系统的需要而确定，2024-2025年多数地方为30%左右，即为100元 /KW·年，部分煤电功能转型快的为50%左右，即为165元/KW·年。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%。

政策端：2023年11月《关于建立煤电容量电价机制的通知》落地，主要用电大省容量电价定价为100元/KW·年，折度电 容量电价约为0.02-0.026元/度，占比基准电价5%-8% ➢ 煤电发展趋势三步走基本确定：十四五期间增容控量、十五五控容减量、十五五后减容减量，伴随着火电发电量的下降， 容量电价的比例也会相应提升，即2026年起，主要省份容量电价从100元/KW·年提升至165元/KW·年。

容量电费落地后对主流火电公司的营收贡献约4%-5% ➢ 按照2024-2025年容量补偿100元/KW·年测算，倒推2022年容量电费，华电国际、华能国际、国电电力、内蒙华电、皖 能电力、浙能电力、粤电力、申能股份容量电费收入分别为52.29亿元、106.79亿元、71.84亿元、11.4亿元、8.87亿元、 32.91亿元、26.94亿元、11.83亿元，容量电费占比2022年营收分别为5%、4%、4%、5%、4%、4%、5%、4%。

多省2024年年度长协电价落地，2024年电价同比降幅可控 ➢ 江苏：江苏省发改委发布《2024年江苏电力市场年度交易结果》出炉，考虑容量电价后综合电价高于 2023 年，大超市 场预期！核心：2024年交易均价452.94元/兆瓦时，较江苏基准电价391元/兆瓦时相比，上浮15.84%；考虑江苏容量电 价定价为100元/KW·年（约23元/兆瓦时），综合电价较2023年交易电价 466.64 元/兆瓦时上浮1.99%，大超市场预期。 

广东：广东省发改委发布《2024年广东电力市场年度交易结果》出炉，考虑容量电价后综合电价较 2023年同比11.60%，符合市场预期。电价落地，2024年关注澳煤端继续打开对沿海电厂的盈利修复贡献。7月以来市场一直担心广 东的电价下降，考虑容量电价补贴后广东的电价水平较2023年-11.6%，随着澳煤进口的放开，明年进口煤价格或较国内 煤有一定的价格优势，关注沿海电厂的业绩弹性，建议关注华能国际、粤电力。

煤价：复盘2019年以来动力煤价格走势，2021年以来动力煤秦皇岛港5500大卡绝大部分时间维持在1000元以上，火电企 业经营困难，我们测算在港口价格800-850元/吨是火电的盈亏平衡点 ➢ 2021年以来动力煤价格高企，2022年动力煤秦皇岛港5500大卡价格一度突破2000元/吨（下表数据库部分停更），当 前（截至2023年12月27日）动力煤价格达到933元/吨，火电厂在当前电价水平下亏损经营。根据我们测算，在平均电 价在0.46元/度的假设下（在基准电价下顶格20%上浮），对应秦皇岛港5500大卡的价格在800-850元/吨是电厂的盈亏 平衡点。我国动力煤价格以长协作为价格压舱石，长协定价执行“基准价+浮动价”，明确570-770元/吨为合理价格区 间，2023年长协合同签约量是不低于煤矿自由资源量的80%、动力煤的75%，长协煤量暂按26亿吨规模落实；我国每年 煤炭进口约2.47-3.21亿吨之间，进口煤贡献低于10%。

煤价：受安监等因素综合影响，我们预计2024年动力煤需求稳中偏紧 ➢ 2023年11月底-2024年5月31日，山西矿山开展专项安监工作 ，我们预计将影响山西动力煤产量，若叠加气候变化因素超 预期影响，我们预计2024-2025年动力煤供需维持稳中偏紧状态，产能初步释放。我们预计明年秦皇岛港口5500大卡价格 中枢在800-900元/吨附近，若煤炭价格在假设中枢中偏紧，火电配置上优选长协覆盖率高、煤电一体化的火电企业。

动力煤实际产能：根据东吴煤炭的测算，预计2023年起我国实际煤炭产能将净减少。 ➢ 根据煤炭运销协会数据，我国商品煤产量40.39亿吨，同比增长2.4%，2020-2022年，我国煤炭产能120万吨以下矿井 （即中小矿井）持续退出生产，产能规模从9.03亿吨下降至6.75亿吨，平均年产能退出规模在7600万吨，考虑老旧矿井 产能利用率60%-70%，预计影响产能退出规模约为 4000-5000万吨。因此叠加安监等因素影响 ，我们预计 2023/2024/2025年我国煤炭产量或净减少。

动力煤进口因素：2022年3月以来随着澳煤进口通道逐步恢复，可控，价格中枢预计2023年进口煤占比达到11%（2016 年以来占比峰值），关注2024年澳煤通道或进一步打开对煤炭供给的影响。结论：考虑进口煤因素，我们认为2024年动力 煤价格中枢维持800-900元/吨。 ➢ 2023年1-11月数据，我国从澳大利亚进口煤炭达到4575万吨，同比增长超15倍，主要源于澳煤进口通道逐步恢复，占 比进口总量的11%；追溯到“澳煤禁令”事件前，2016/2017/2018/2019年澳煤进口占比进口总量的分别为 26%/29%/29%/22%；若假设2024年澳煤进口占比达到22%，较2023年前十月提升11pct，约贡献4000-5000万吨的 增量，继续关注2024年进口煤因素的影响，尤其关注澳煤通道打开的边际变化。

火电的用电需求：时间维度关注尖峰负荷下现货市场的高电价对火电的盈利丰厚程度 ➢ 新型电力系统的核心矛盾在于：在电源侧从稳定发电的煤电为主体转向以不稳定电源风电光伏为主体，时间维度的发电 不平衡。我们在数据测算中引入一个衡量发电不平衡的量化指标“尖峰负荷”，而非绝对时间的发电量。在尖峰负荷的 测算乘数上，我们光伏的乘数为“0”（晚间高峰无出力）、风电乘数为“20%”（考虑极热无风），水电乘数为“60%” （考虑雨季和旱季），而火电、核电乘数为“100%”（火电、核电容量价值体现）。市场对于未来的风电光伏新增装机 预期或高或低，但是存量装机占比上风电+光伏长期增长趋势基本确定，而考虑的乘数（20%和0%）尖峰负荷增长远超 稳定负荷增长速度，尖峰负荷缺电现象或更加常态化。尖峰负荷下火电有望在现货电能量市场上获得更高的度电电价， 火电在“缺电”状态下的盈利能力也有望得到大规模提升。

消纳——关注特高压和电网智能化产业链

电源侧：（1）稳定可控火电 不可控风电光伏；（2）风电光伏发展趋势：集中式 分布式； 关键技术：新能源功率预测、火电灵活性改造、绿氢发电 终端负荷侧：用能终端电气化、负荷多元化； 关键技术：需求侧响应、虚拟电厂等 电网侧：（1）投资重点从输电网 配电网；（2）电网从“源随荷变” “荷源协调”，对负荷侧的科学化管理（虚拟 电厂）以及对终端能耗的节能控制（综合能源服务）是产业发展趋势；（3）随着“制造业的转移”以及第三世界国家的崛起， 我国电网设备公司也乘着“一带一路”的东风，走出国门，国际化进程加快。 关键技术：特高压/高压级联、无功补偿、配电网智能化等 储能侧：以抽水蓄能为主体，电化学储能增速最快，其余新型储能萌发； 关键技术：电网侧抽水蓄能+电化学储能、工商业储能等。

复盘2009-2022年电源、电网投资完成额，我们预计2023-2025年间电网大投资势在必行。在2011-2018年期间，电源投 资、电网投资的增长具有一致性，而进入2019年，在碳中和的大背景下，我国电源侧新能源发电进入大投资阶段，2019- 2022年期间风电光伏迎来了大发展，而电网投资尚未跟上，这也是2019年以来电荒现象频发的根本原因，因此我们预计为满 足风电光伏的消纳，2023-2025年为电网大投资阶段。

电网发展四大趋势之一：配电网智能化趋势，电网投资重点从输电网走向配电网，重视配电网智能化产业链发展机会。2019-2022年国家电网实现投资总额4473亿元、 4605亿元、4882亿元、5012亿元，2023年1月11日国家电网董事长辛保安在接受采访时表示2023年将继续加大电网投资， 预计投资超5200亿元，再创历史新高，而电网投资结构性特征突出，根据中电联数据，我国配电网的投资占比从2015年 的51%提升至2022年55%，我们预计十四五配电网投资占比有望突破60%，年均投资额有望超3500亿；配电网板块尤其 重视提高配电网的自动化、智能化水平；电网信息化投资占比有望提升至10%+，年均投资额有望突破600亿元。随着配电 网智能化水平的提高，二次设备以及一二次融合设备（环网柜、负荷开关等）投资比例也将显著提高。推荐电网智能化标 的威胜信息、东软载波、安科瑞等。

电网发展四大趋势之二：电网数字化趋势，电网数字化进程进入智慧化阶段，重视虚拟电厂产业链机会。虚拟电厂的提出主要为了整合各种分布式能源 和可控负荷及储能装置等，通过分布式电力管理系统将电网中分布式电源、可控负荷和储能装置聚合成一个 虚拟的可控集合体，参与电网的运行和调度，协调智能电网和分布式电源间的矛盾，充分挖掘分布式能源为 电网和用户所带来的效益。虚拟电厂不是传统意义上的发电厂，而是相当于一个电力“智能管家”。在光伏 等分布式能源有间歇性时，通过储能装置把它们组织起来，形成稳定、可控的“大电厂”，处理虚拟电网与 大电网的关系。

电网发展四大趋势之三：电网设备出口趋势，我国电网设备公司国际化进程加速，重视电网设备出口产业链机会。随着“制造业的转移”以及第三世界国家的崛起，我 国电网设备公司也乘着“一带一路”的东风，走出国门，国际化进程加快。截至2022年，国家电网积极参与“一带一路” 建设，稳健扩展国际业务，在全球46个国家和地区开展国际业务，跨国输电线路年度交易电量超过47亿千瓦时，累计超过 420亿千瓦时。电网投资运营海外资产，有利于带动国内电力、石化、通信等装备制造和工程承包企业实现国际化发展， 促进中国制造产能海外转移，保持中国制造全球地位有重要意义。

2. 天然气：降费顺价促终端需求释放，现金流价值凸显分红提升

降费顺价促终端需求释放。  价差：顺价落地&气源成本压力缓解，价差修复。2023年气源端（2023H1售气平均经营利润0.11元/方，同比+3.4%，环比由-0.01元/方转 正）、城燃端（2023H1价差同比+0.02元/方至0.52元/方）盈利能力均有修复迹象，天然气产业链各环节盈利理顺；截至2023年12月底， 全国共有27%的地级及以上城市进行了居民顺价，提价幅度为0.20元/方，高于中石油2023H1涨价幅度0.13元/方。预计气源成本压力缓解， 毛差顺利恢复。 

气量：降费使得终端价格可控、量增复苏可持续。海外气价回落成本压力缓解+经济复苏，2023H1五大龙头城燃公司工业/商业/居民销气量 合计修复幅度分别达到1.0%/7.2%/5.1%。12月发布的《空气质量持续改善行动计划》& 《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》强调 持续增加天然气生产供应，积极稳妥推进以气代煤、合理制定并严格监管输配气价格、建立健全终端销售价格与采购价格联动机制，运价下 调天然气资源流动性增强&需求释放。2022-2030年天然气消费量复合增速为5.8%，行业持续增长。 ✓ 接驳：关注有区域增量或者下沉增量、可以对冲地产周期的公司。受地产周期影响，新房接驳（与竣工面积高度相关）下滑，2023H1龙头 公司接驳量平均下滑14%，城燃公司转向发力旧房改造。 

现金流价值凸显分红存在提升空间，对标长电估值待提升。2016-2023H1燃气板块自由现金流持续为正。2021-2022年自由现金流占归母 净利润比例均值40.8%；板块分红率平均值32.5%，尚有8.3pct的提升空间。对标长江电力，燃气龙头PB-ROE比值偏低，估值存在提升空 间。龙头城燃普遍未达政策规定的7%收益率，配气费存在提升空间，ROA有望进一步提升。

能源结构改善天然气需求稳增，价格机制理顺行业有序发展 ✓ 12月，国务院印发《空气质量持续改善行动计划》，强调保障天然气生产供应，行业持续发展。2016年12月，国家发改委、能源局发布的《能源生产和消费革命战略（2016— 2030）》中提到，2030 年天然气占能源消费总量达到15%左右。2023年12月，国务院印发《空气质量持续改善行动计划》提到持续增加天然气生产供应，新增天然气优先保障 居民生活和清洁取暖需求，积极稳妥推进以气代煤；进一步强调天然气在能源结构中的地位，政策利好下天然气具有良好的发展前景。根据《碳达峰碳中和愿景下中国能源需求 预测与转型发展趋势》的预测，我国一次能源消费量2030年前后达峰，峰值约为60.1×108t标准煤；碳排放量2025年前后达峰，峰值约为107×108t；2030年天然气能源结构占 比为12.0%。按照1亿吨标准煤对应799亿方天然气进行换算，2030年天然气消费量为5762亿方，2022-2030年天然气消费量复合增速为5.8%，行业持续增长。 

《计划》强调理顺价格机制，保障行业有序发展。《计划》提到，减少城镇燃气输配气层级，合理制定并严格监管输配气价格，建立健全终端销售价格与采购价格联动机制，落 实好清洁取暖气价政策。

全国一张网继续推进&运价下调，天然气资源流动性增强、需求释放 ✓ 2023年12月5日，国家发改委印发《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》， 对国家管网集团经营的跨省（自治区、直辖市）天然气管道进行了定价成本监审， 据此核定了西北、东北、中东部及西南四个价区管道运输价格，该价格标准自2024 年1月1日起开始执行。 

国家管网集团经营的跨省天然气管道运价率由10个大幅减少至4个，天然气资源流动 性增强助力行业高质量发展。《通知》根据我国天然气市场结构和管道分布情况， 以宁夏中卫、河北永清、贵州贵阳等管道关键节点为主要界限，将国家管网集团经 营管道划入西北、东北、中东部及西南4个定价区，实现“一区一价”。“一区一价 ”改变了传统“一线一价”的定价方式，价区的减少构建了相对统一的运价结构， 打破了运价率过多对管网运行的条线分割，有望加快管输系统的优化整合，推动“ 全国一张网”的形成。 

分区核价后加权平均运输价格整体下调13.7%，有望降低下游用户用气成本促进天 然气消费量释放。发改委核定西北价区运价率为0.1262元/千方·公里（含9%增值税 ，下同）、东北价区运价率为0.1828元/千方·公里、中东部价区运价率为0.2783元/ 千方·公里、西南价区运价率为0.3411元/千方·公里。核价后，主要管线的运输价格 平均值（按照管线设计能力加权）从0.2765元/千方·公里下调0.0380元/千方·公里至 0.2385元/千方·公里，下调幅度13.7%。

上游：2023年气源端价格合理提升，上游盈利理顺，中石油天然气平均成本可以代表国内整体天然气成本水平，2020-2022年成本持续上行。 2018-2022年，中石油的产量和消费量均占到国内整体天然气产量和消费量的50-60%，中石油天然气经营情况一定程度上代表了中国天然气市 场状态。 2020-2022年中石油天然气售价持续提升，平均销售价格由2020年的1.49元/方提升至2022年的1.99元/方，而成本以更大的幅度上涨，导致平 均经营利润缩窄，平均经营利润由2020年的0.29元/方降低83%至2022年的0.05元/方。

中石油2023年新签合同气价上涨，呈现压量+涨价趋势。中石油2023-2024年合同年度管道气价格政策与2022-2023年度方案相比，合同气价整 体上浮，同时低价管制气配置占比下滑，上游售气呈现压量+涨价趋势。 ➢ 2023H1中石油单方经营利润修复，同比提升3.4%，环比由负转正。2023年初以来，各地天然气价格普遍下行，进口价格回落，气源端成本压力 缓解。从中石油的经营数据来看，2023H1售气平均成本环比-2.0%至2.01元/方；而售气价格通过合同方案自2023年4月起开始提升，2023H1售 气平均价格环比+3.5%至2.12元/方，与2022年全年相比增加0.13元/方；2023H1售气平均经营利润0.11元/方，同比+3.4%，环比由-0.01元/方 转正，盈利能力修复。

下游：2023年天然气消费量回暖，顺价逐步落地价差修复，2022年我国天然气消费量同比下降1.7%。2022年我国天然气消费量下滑主要原因：1）价格高涨导致需求萎缩；2）疫情影响工商业需求，封 控下部分企业停工停产，整体用气量下降。分下游结构来看，2022年，城市燃气在居民用气和采暖刚性需求下保持了同比1.44%的增长；在经济 增速下滑、供给成本飙升、能源竞争加剧三重压力之下工业燃料、天然气发电、化工行业用气量均下降。 ✓ 2023M1-10我国天然气表观消费量达3188亿方，同增7.4%，增速同比+8.9pct。2023年，随我国经济复苏，天然气消费量回归增长。 ✓ 从2023H1龙头公司各领域的消费量来看，工业/商业/居民修复幅度分别达到1.0%/7.2%/5.1%；

顺价政策逐步落地，截至2023年12月底，全国共有27%的地级及以上城市进行了居民的顺价，提价幅度为0.20元/方。我国始终在推动天然气 市场的改革，2007-2016年处于探索阶段；2017年起非居民用气的上下游联动机制加速落地，居民用气的价格联动较为克制；2023年起，我国 加大力度推动居民端上下游联动机制的落地，联动机制更加完善。我们梳理了全国地级以上城市的气价政策，截至2023年12月底，全国共有 27%的地级及以上城市进行了居民的顺价，提价幅度为0.20元每方，高于前文提到的中石油2023H1涨价幅度0.13元/方。

现金流持续良好且2023改善，分红存在提升空间 ✓ 现金流表现良好，自由现金流持续为正。2023H1，燃气板块经营活动净现金流360亿元，同 比增加37.8%；净现比1.77，同比+0.24；现金表现良好；资本开支254亿元，同比提升31.5% 。2016-2023H1板块自由现金流持续为正。 ✓ 分红存在提升空间。2021-2022年燃气板块自由现金流占归母净利润40.8%；2021-2022年板 块分红率32.5%，在稳健发展的基础上分红率尚有8.3pct的提升空间。如龙头新奥股份在 2023-2025年的分红规划中将分红比例提升至30%，比2021-2022年的平均分红比例24%提 升了6pct；叠加特别派息，2024年股息率可达6.4%（估值日2023/12/15），安全边际增强。

 

编辑：520中国