电力行业2023年度投资策略：变局至，等风来

变局之下，等风而来。电力行业22年度过了极不平凡的一年，“双碳”发展伊始，新能源与旧能源交替之初火电的踌躇难行、绿电的阶段性“利空”带来的回调、水电的来水反常、核电的厚积薄发，各细分板块都呈现出与之前不同的面貌。回看22年，我们分别为电力行业的各细分板块总结了“年度关键词”：火电：变盘之下，拾级而上；绿电：在“遗忘”中失落，于“拐点”中反击； 水电：静待转寰；核电：稳住底牌，亮剑未来。同时，站在当前时间点，对23年分别进行展望，梳理出各板块的投资脉络与发展逻辑。在辞旧迎新与当前的变局之下，静待行业迎风而上。 火电：变盘之下，拾级而上。新旧能源切换伊始，电力行业踌躇难行，煤价的难以控制以及电价难以向上突破对板块形成一定压力。但新机制终将到来，一方面电力交易机制由0到1，现货市场顶层设计出台，容量电价与辅助市场也已在重点省份稳步推进，电力交易机制的完善后续将为火电企业重新构筑盈利底线。另一方面煤价与电价的平衡也在不断改善，火电盈利修复逐步可期。此外，新旧能源切换仍不能操之过急，寒冬酷暑及需求修复背景下火电投资必要性进一步提升。与此同时，风光高波动带动火电改造需求加大，目前政策、技术无忧但机制需理，后续有望迎来十年峥嵘发展。 绿电：在“遗忘”中失落，于“拐点”中反击。2022是绿电失落的一年，难证伪的阶段性利空引发了“错误式”的阶段性回调。展望未来，我们对绿电电价的观点维持中性，恐难涨但不看空。同时硅片价格下降已现端倪，现阶段应珍惜绿电发展红利期，后续装机弹性大有可为。同时，在风光提速背景下消纳问题不可忽视，风光跨地域输送需求加大，当前特高压建设已处于周期性低点，未来两年或将迎来新一轮投资高潮，建设有望进一步加快。 水电：静待转寰。22年来水有所反常，按照来水的季节性变化特征来看，一季度、二季度及四季度为枯水期，主要依靠丰水期三季度的蓄水支撑发电。今年二季度各流域受桃花汛、降雨较多的影响，来水一度不断冲高。但进入三季度丰水期后来水突然转弱。来水偏枯或导致水电“透支”一定未来来水，后续静待拐点出现。 核电：稳住底牌，亮剑未来。当前核电事故阴霾已逐渐散去，今年核准的核电机组已达10台，我国后续核电有望步入常态化核准的时代。核电作为基荷电源具有出力稳定、波动小的特征，22年受上半年疫情波动的影响，发电量有所波动，但随着需求逐渐复苏，核电优势将不断被凸显。由于核电正常建设周期一般为5年以上，盈利兑现或尚需时日，有望于“十五五”开始集中兑现业绩。 投资建议。1、火电：1）推荐火电转型新能源龙头华能国际，建议关注华电国际、国电电力等。同时建议关注地方性运营商粤电力A、江苏国信、皖能电力等。2）重视火电建设投资：建议关注火电设备龙头东方电气、哈尔滨电气。3）灵活性改造需求加大：建议关注火电灵活性改造核心标的龙源技术、西子节能、青达环保、华光环能等。2、新能源及电网特高压：1）绿电：推荐绿电龙头三峡能源、光伏小龙头太阳能、燃气+绿电双轮驱动的新天绿能，建议关注龙源电力、福能股份、芯能科技等。2）电网投资：建议关注特变电工、国电南瑞、平高电气、许继电气等。3、水电：来水有所波动，静待拐点出现。建议关注水电核心资产长江电力、华能水电、川投能源等。4、核电：推荐量价齐升明显，新能源转型稳步推进的中国核电，建议关注中国广核。 风险提示：煤价难以回落的风险，电价市场化改革推进过程反复的风险，疫情波动，绿电电价折价风险，23年来水或将再次偏枯，重大安全性事件对核电建设进度及核准的影响等。 投资主题 报告亮点 电力行业22年度过了极不平凡的一年，新旧能源交替之初火电的踌躇难行、绿电的阶段性“利空”带来的回调、水电的来水反常、核电的厚积薄发。回看22年，我们分别为电力行业的各细分板块总结了“年度关键词”：火电：变盘之下，拾级而上；绿电：在“遗忘”中失落，于“拐点”中反击；水电：静待转寰；核电：稳住底牌，亮剑未来。 站在当前时间点，我们对23年分别进行展望。火电聚焦于电力体系改革对行业盈利模式的重构，绿电聚焦于探讨迷雾中的方向和拐点呈现的路径，水电、核电则聚焦于对未来走势的摸索，进而梳理出各板块（及其对应投资发散）的投资脉络与发展逻辑。在当前的变局与辞旧迎新之际，静待行业乘风而上。 投资逻辑 1、火电及相关发散行业：1）火电复苏循序渐进：监管助力煤价下行同时市场化手段叠加容量电价等工具纾困当前煤电顶牛困局，后续火电将进一步修复。推荐火电转型新能源龙头华能国际，建议关注华电国际、国电电力等。 同时建议关注地方性运营商粤电力A、江苏国信、皖能电力等。2）重视火电建设投资：极端天气变化和需求修复预期增强背景下，火电建设后续或将进一步加大，建议关注火电设备龙头东方电气、哈尔滨电气。3）灵活性改造需求加大：新能源大幅并网催生火电调峰需求，建议关注火电灵活性改造核心标的龙源技术、西子节能、青达环保、华光环能等。 2、新能源及电网特高压：1）绿电：光伏组件拐点将至，成本端边际变化催生绿电价稳量升逻辑。推荐绿电龙头三峡能源、光伏小龙头太阳能、燃气+绿电双轮驱动的新天绿能，建议关注龙源电力、福能股份、芯能科技等。2）电网投资：风光提速背景下消纳问题不可忽视，跨地域电力输送需求增大，重视特高压建设。建议关注特变电工、国电南瑞、平高电气、许继电气等。 3、水电：来水有所波动，静待拐点出现。建议关注水电核心资产长江电力、华能水电、川投能源等。 4、核电：核电阴霾已逐渐散去，22年核准的核电机组已达10台，我国后续核电有望步入常态化核准的时代。核电作为基荷电源，出力稳定期且燃料成本变动相对较小，推荐量价齐升明显，新能源转型稳步推进的中国核电，建议关注中国广核。 一、火电：变盘之下，拾级而上 2022年火电板块走势曲折变化，呈现出一定的超额收益获取能力。尤其在三季度火电板块扭亏预期走强的背景下，板块（参照申万一级行业分类）涨幅显著。截至11月末，火电今年累计收益1.7%，实现超额收益25.81%。 图表1 2022年火电板块走势及超额收益获取情况 （一）旧机制引发诸多矛盾，22年电力企业踌躇前行 基本面“忧患”，预期博弈“难解难分”。虽22年电力板块整体出现了一定的超额收益获取能力，但板块上涨的背后更多的是对盈利拐点出现的预期博弈，这一特征在三季度表现尤为显著，板块一度冲高。但随着实际业绩的披露，市场意识到火电板块扭亏仍有压力，后又有所回落。以主要火电运营商的毛利率变化来看，火电当前仍处在边际弱改善的过程中，华能、华电、大唐等大型电力运营商毛利率水平仍然较低，且有运营商22Q3环比22H1有所恶化。 图表2主要火电运营商分季度毛利率变动（%） 1、22年踌躇于煤价的难以控制 长协履约率提升仍有阻力，市场煤价格居于高位。长协煤方面，虽长协煤监管措施不断出台，但对未履约的违规行为核查难度较大，致使央企及地方性运营商虽长协签约率较高但履约率仍然相对不及预期。市场煤价格方面，年初受进口煤受限的影响，煤价在一季度冲高至1600+元/吨的高位，后有所回落；三季度进入炎夏火电负荷加大，煤炭供需再次偏紧，煤价重新开始上行，整体来看22年市场煤煤价仍然偏高。 图表3山西产秦皇岛港Q5500动力煤平仓价（元/吨） 进口煤方面：国际黑天鹅事件导致一季度进口煤煤价提升。目前我国进口煤来源于印尼、俄罗斯、澳洲等地，而印尼煤事件与俄乌冲突接连冲击进口煤的供给，成为Q1扰动国内动力煤煤价的重要因素。目前来看，12月广州港印尼煤及澳煤库提价有所回落，但仍然保持在1200+元/吨的较高水平。 图表4广州港印尼煤库提价（元/吨） 图表5广州港澳洲煤库提价（元/吨） 2、22年踌躇于电价难以向上突破 1439号文打开电价上浮空间，电价归位，促进火电修复开启。2021年10月发改委出台《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），进一步打开市场电浮动区间，允许价格上下浮20%，且用电多的高耗能行业市场电价不受上浮20%限制，使得燃煤发电上网电价改革进一步推进，此外1439号文还明确提出有序推动工商业用户都进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。 电价涨价幅度仍然难以覆盖一次能源价格上升的成本，各类型工具受20%限制仍难发挥作用。虽然去年1439号文将电价的上浮空间打开，但当前电价提升幅度仍然难以全部覆盖煤炭价格的上升带来的成本变动影响，部分电力运营商在毛利率层面仍然难以转正（详见图2）。目前虽有容量电价等工具在电价上浮的基础上再给予火电一定补贴，但地方层面在制定相关政策时仍会考虑将整体电价控制在120%标杆电价范围内，“煤电顶牛”问题在电价端仍难解决。 （二）新机制将至，虽或有波折但终将迎风而上 1、电力交易机制“由0到1”，构筑火电盈利底线 1）现货市场如约而至，带动火电盈利能力提高 15年电力市场化改革催生电力现货发展，17年进一步发展，22年有望再次突破。2015年电改9号文正式拉开了我国电力市场化改革的序幕。在9号文的指导下，电力市场化建设取得较大进展，但我国的电力市场建设尚处于初级阶段，大多数省份的市场化交易仍停留在年度、月度等中长期时间跨度，且交易标的物以电量为主，电力系统调度仍保持着计划管理方式，市场价格难以有效反映电力供需的实时变化，与欧美开放成熟的电力市场仍有一段距离。为进一步推动电力市场体系的建设，2017年8月国家发改委、国家能源局发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批电力现货市场改革试点。今年年底至明年年初，第一批重点展开现货试点的省份均有望进入长周期、稳定运行的阶段，为新型电力系统的转型提供机制支持。 全国视角来看，我国目前的电力现货市场形成了以两大区域性电力交易中心为主，各省电力交易中心为辅的发展格局。我国目前建立了北京、广州2个区域性电力交易中心，2022年7月南方区域电力市场启动试运行，包括电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场。区域电力市场启动试运行后，现货交易将由广东拓展到云南、贵州、广西、海南，实现南方五省区的电力现货跨区跨省交易。省份视角来看，各省也分别建立了自身的现货电力交易体系，重点省份已实现了从短期试点运营到中长期试运行的平稳过渡，预计将不断有更多省份逐步进入成熟期。 现货市场有效促进峰谷价差拉大，带动火电盈利能力提升。在现货市场交易机制的不断完善下，价格信号的传导作用将进一步凸显，由供需双方决定分时成交电价，逐渐摆脱计划属性。峰谷价差的拉大将促进提升火电在尖峰时刻的出力，从而带动火电机组盈利能力的改善。 图表6重点省份现货交易进展 2）容量电价：为“充裕度”而生，给予火电补偿 收入缺失会迫使一部分边际机组被“淘汰”，因此通过“容量电价”确保固定成本的收回可以解决这一问题。在无法突破价格帽的情境下，贴近于边际出清价格的机组有可能仅能收回可变成本，而固定成本、运维成本则难以收回，导致边际机组（多为火电机组）因回收不了全生命周期成本而被挤兑。同时后续将会因缺乏投资激励致使系统发电装机逐渐减少，进而系统充裕性降低。因此“容量电价”本质上是为保证电力系统的充裕度而对边际机组（火电）进行的固定成本补偿。 图表7容量电价解决“系统充裕度”问题 3）辅助服务交易：为“灵活性”而生，确保前期投资收回 “辅助容量”本质是为电力系统提供灵活性。调峰容量政策的出台本质上是在风光大发/低谷时火电机组通过自身负荷的升降实现“削峰填谷”的作用。而火电机组需前期进行一定程度的灵活性改造来满足机组负荷的升降。因此，以甘肃的辅助容量为例，通过辅助费的模式，促使其火电改造成本的收回。 核心来看：能源转型下的新世界拉开序幕，我们认为更深远的意义在于新型电力系统背景下电价的后续推演。在边际定价体系下系统充裕性备受挑战，同时风光大比例并网导致系统灵活性调节需求日益增大，电价背后隐含的社会成本在当前的定价机制下均越来越无法满足新型电力系统的转变。因此，通过将电价解