把握电改指引下的确定性：缘溪而行、豁然开朗

电改推进+内生成长，各类电源24年均有看点，其中我们认为确定性较高的是如下3个投资方向：（1）容量电价推出、火电公用事业属性回归，对应火电标的国电电力、华能国际；（2）大水电/核电作为基荷电源，市场化电量折价幅度有望缩小/电价波动风险较小、有新增装机贡献增量，对应水电/核电标的华能水电、中国核电； （3）组件大幅降本、利用模式/电价形成机制较好的工商业分布式光伏，对应标的南网能源。（完整推荐见正文） 23年回顾：能源价格下行、总体供需改善，电改持续推进。 电改：国家级文件密集出台，推动新型电力系统各成本上升环节的“成本疏导、价值变现”。市场建设方案兼顾电源/电网/用户三侧，兼顾电能量/辅助服务/容量/需求侧响应/绿证五个维度，市场化路径愈渐明朗。 能源价格与供需：（1）全球看：天然气经济性修复+北半球气温低于去年同期，欧美用煤需求大幅下降、能源定价回归理性、贸易流回转。（2）国内看：电力行业主导动力煤需求增长，供应端增量主要来自进口致23年港口煤价同比降幅大于坑口。 24年展望（上）：能源转型加速、区域供需分化，影响电价预期。 电力供需平衡表视角：23年风、光新增装机量超预期，24年有望提前完成“十四五”新能源发展目标；火电发电量将持平或微降，但具体仍需关注来水情况。 有效容量（硬缺口）视角：（1）全国看：伴随绿电转型，有效发电容量与最高负荷之间的供需差正在缩小；（2）分省看：华东/华南沿海受端省份里，浙江、福建、广西供需趋紧；四川/云南水电送端省份受来水扰动大。 综上，我们认为明年电力行业将呈两大特征：（1）不同电源的不同特征决定其在电力系统中的定位，电力市场根据其特征差异化定价。（2）燃料成本下行解决电力软缺口，但24年部分地区、部分时段或仍面临电力硬缺口。 24年展望（下）：紧抓电改主线，细数各类电源的差异化机遇。 火电：容量机制带来4类机会：（1）高煤炭长协覆盖率企业稳定性再增强、公用事业属性回归；（2）利用率已然承压地区煤电的困境反转；（3）缺电省份装机弹性释放；（4）新增装机/灵活性改造带来设备需求向上。 水电：来水改善+电价稳定+地区性供需紧张。（1）1H24来水有望改善，助力装机增量转化为业绩增量。（2）市场化电量占比低的企业电价风险有限；云南电力供需趋紧，省内清洁能源市场化电价呈上涨趋势。 核电：连续投产期将至带来电量增长+电价稳定+长期高分红能力有望提升。（1）19年核准重启后机组陆续进入投产期，预计24~26行业年均装机容量增速约5%（年均两台机组约240万千瓦并网）；（2）除对港售电的大亚湾核电以及电力市场化执行情况较好的江苏核电外，多数机组近两年实际电价相较核准价波动小于5%、因此24年电价风险有限；（3）长期看折旧完毕带来度电利润提升空间、成本结构/商业模式类比水电或将具备强分红能力。 绿电：组件降本，利用模式/电价形成机制更优的工商业分布式光伏及集中式配储需求确定性高。降本带来潜在“优质屋顶”资源量变多。中值假设下，工商业分布式光伏资本金IRR为10.4%；组件价格下降0.1元/W，对应IRR上升0.4pct。 电力市场化进度不及预期；用电需求不及预期；煤价回升风险；新能源入市风险等。 内容目录 一、23年回顾：电改持续推进，能源价格下行基本解决软性缺电5 1.1国家级电改文件密集出台，市场化路径愈渐明朗5 1.2能源价格下行解决软性缺电，供需紧张格局趋缓9 二、24年展望（上）：能源转型加速、区域供需分化，影响电价预期13 2.1绿电转型超预期，煤电增量边际降速13 2.2有效容量供需分化，影响电价预期15 三、24年展望（下）：紧抓电改主线，细数各类电源的差异化机遇16 3.1火电：关注容量电价机制落地背景下的四类投资机会16 3.1.1容量电价+电力现货+电煤长协，公用事业属性有望回归16 3.1.2短期看，容量电价对煤机利用率已承压的电企业绩改善作用更大17 3.1.3长期看，缺电省份地方性火电装机弹性可期、电量电价存在支撑19 3.1.4容量机制鼓励灵活性改造和新增装机，利好火电设备商20 3.2水电：低基数下业绩有望改善、缺电省份大水电还原基荷电源价值20 3.3核电：连续投产期将至，电价浮动影响有限24 3.4绿电：组件降本创造需求，工商业分布式/集中式配储确定性较高28 四、投资建议31 五、风险提示32 图表目录 图表1：2023年具有重要意义的国家级电改指导文件密集出台5 图表2：新型电力系统建设“三步走”发展路径6 图表3：能源不可能三角表明新型电力系统建设伴随成本上升过程6 图表4：电改推动各成本上升环节的“成本疏导、价值变现”7 图表5：第三轮监管周期工商业用户终端销售电价构成7 图表6：电力现货市场建设进度时间表8 图表7：国内电量增长仍显著、风光新增电量尚未做存量替代8 图表8：19/20/22年国内用电最高负荷增速高于全年电量增速（负荷于左轴，亿千瓦；YOY于右轴）8 图表9：碳价100%可传导情景下22年大部分时段风/光度电成本均可覆盖9 图表10：6M22~9M23年分部门天然气需求占2019~2021平均水平的比值10 图表11：2023年欧洲电力行业用气经济性修复（美元/百万英热）10 图表12：2023年美国分部门用电变化量（百万千瓦时）10 图表13：2022~2024年全球煤炭需求变化情况（百万吨）10 图表14：2022~2023年全球煤炭产量变化情况（百万吨）10 图表15：2022~2023年全球动力煤出口变化情况（百万吨）10 图表16：2023年欧洲、澳大利亚高卡煤价格回落幅度大于印尼低卡煤（美元/吨）11 图表17：2023年火电月度发电量增速前低后高11 图表18：1~9M23电力行业主导动力煤需求增长（万吨）11 图表19：原煤日均产量（万吨）12 图表20：动力煤产量当月值（万吨）12 图表21：2023年4月起，进口煤对我国动力煤供应端的增量贡献率超过国产煤12 图表22：2023年动力煤进口量大增主要源于海运煤贸易流向结构性调整（万吨）12 图表23：23年年平均港口煤价降幅大于坑口煤价12 图表24：7M22~7M23煤炭发运利润情况12 图表25：2023年上市火电企业亏损面逐季下降13 图表26：三峡水库各月流出量（亿立方米）13 图表27：8、9M23云南、四川输出电量同比显著增长13 图表28：8、9M23两广和江浙沪输入电量同比显著增长13 图表29：“十四五”分电源发电结构预测14 图表30：“十四五”分电源装机结构预测14 图表31：电力需求预测14 图表32：电力供应预测14 图表33：中性情景下各地电力供需趋势分析15 图表34：中长期电价浮动区间远不足以完全疏导市场煤价波动带来的燃料成本上升17 图表35：美国电价机制下的工业平均零售电价能涨能跌，燃料成本可被有效疏导，电企业绩稳定性较好17 图表36：华能国际煤电业务盈利能力测算17 图表37：2011年以来，全国火电利用小时数总体呈下降趋势18 图表38：以国电电力为例，燃料与折旧成本合计占火电营业成本的8成以上18 图表39：截至2022年底，已有12个省份火电利用小时数低于4000小时18 图表40：以1~3Q23扣非归母净利润年化为基准，上市火电企业煤电容量电费规模及业绩敏感性测算18 图表41：浙江省“十四五”期间清洁高效支撑性电源项目规划19 图表42：容量电价（右图）与实时市场节点电价（左图）区域分布接近20 图表43：1H23全国电力辅助服务费用结构情况20 图表44：1Q21~3Q23水电发电量及增速情况21 图表45：1Q21~3Q23水电行业单季归母净利及增速情况21 图表46：四川省主要江河来水情况21 图表47：2023年秋季三峡水库水位显著高于去年同期21 图表48：2019~2022年长江电力与可比公司市场化电量占比22 图表49：2019~2022年长江电力与可比公司水电平均上网电价（元/kWh）22 图表50：长江电力历史股价22 图表51：长江电力六大水电站装机规模情况22 图表52：2019~1H23长江电力水电装机容量情况22 图表53：2016年溪向注入时，长江电力业绩增幅与装机增幅基本一致23 图表54：2019~1H23长江电力发电量（万千瓦，左轴）及增速（右轴）情况23 图表55：云南省内清洁能源直接交易价格（元/KWh）23 图表56：2022华能水电电力消纳情况（亿千瓦时，%）23 图表57：2018~2025E华能水电水电装机容量及增速24 图表58：19年核准恢复以来节奏提速24 图表59：24年后核电进入连续投产阶段25 图表60：24~26年装机容量平均年增速约5.1%25 图表61：24~26年装机容量平均年增速约4.9%25 图表62：中国核电分电站电价折/溢价情况26 图表63：中国广核分电站电价折/溢价情况26 图表64：中国核电/中国广核市场化电量占比均已超40%26 图表65：1~3Q23进市场电站市场化电量比例情况26 图表66：主要核电省份核电市场化电量安排情况27 图表67：中国核电分电站度电净利润情况（元/KWh）27 图表68：中国广核分电站度电净利润情况（元/KWh）27 图表69：成本结构决定核电经营稳定性28 图表70：中广核股息率超部分水电企业28 图表71：工商业分布式利用模式决定电价构成28 图表72：“自发自用”溢价空间是运营商自持模式的核心29 图表73：近年来美国PJM市场批发电价中，电能量费用以外部分合计占20%以上29 图表74：工商业分布式光伏IRR测算假设30 图表75：工商业分布式光伏IRR敏感性测算30 图表76：集中式光伏全投资IRR对系统成本、利用小时数的敏感性分析31 图表77：集中式光伏全投资IRR对系统成本、储能成本的敏感性分析（储能作为纯成本项）31 图表78：集中式光伏全投资IRR对系统成本、储能成本的敏感性分析（储能获取电能量补偿）31 图表79：推荐标的估值情况32 1.1国家级电改文件密集出台，市场化路径愈渐明朗 当前电力系统转型过程中遇到的诸多问题之破局在于加快电力市场化。 主体电源由传统的火电向新能源过渡为电力系统带来诸多变化：1）电力系统一次能源主体由可存储和可运输的化石能源转向不可存储或运输、靠天吃饭具有波动性和间歇性的可再生能源，叠加能源消费高度电气化，未来电力供需双侧不确定性齐增，功率和负荷预测的难度和重要性提升。2）新能源资源与负荷时空性错配，开发方式从“源随荷建”到“源荷分离”、集中式和分布式并举，配网“有源化”、终端“产消”一体化，对电网规模和形态要求发生变化。 传统单一电量电价不适应新型电力系统的发展需求，电价机制亟待深化改革。 我们复盘年内发布的国家级电改文件，可见市场化路径已愈渐明朗:未来电价机制应针对不同电源的电能量、有效容量、灵活性、平衡功能、清洁性等特征进行区别定价。 图表1：2023年具有重要意义的国家级电改指导文件密集出台 来源：国家能源局官网、发改委官网、北极星电力网、国金证券研究所 新型电力系统纲领性文件：6月的《新型电力系统发展蓝皮书》、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》出台，确定了新型电力系统建设“三步走”发展路径，“三步走”包括： 加速转型期（当前-2023年）：新能源提升可调可控能力，提升其可靠替代能力。 总体形成期（2030年-2045年）：新能源成为系统装机主体电源，煤电依托燃煤耦合生物质发电，CCUS和提质降碳燃烧等清洁低碳技术实现低碳转型。水电增速放缓，核电装机规模进一步拓展。 巩固完善期（2045年-2060年）：新能源逐步成为发电量结构主体电源，促进电能与氢能等二次能源深度融合利用。 图表2：新型电力系统建设“三步走”发展路径 来源：《新型电力系统发展蓝皮书》、国金证券研究所 新型电力系统建设伴随“