2024年电力行业“火”电重估“水”到渠成“核”力全开

内容目录市场回顾 4行情回顾 4全年用电量预计增速6.5% 9电力供需延续偏紧格局，消纳矛盾显现，煤电迎投建良机 12用电需求刚性增长，预计2024年全社会用电量增速达5.8% 12电力负荷矛盾未决，煤电迎来新一轮投产高潮 14新能源消纳问题突出，火电转型灵活性资源 16电改加速、机制捋顺，火电重估在即 18本轮电改：兼顾“双碳”与“缺电”的电力市场化 18容量电价落地，重塑煤电长期收益 19现货市场加速建设、辅助服务多种类探索 23基本面预期改善，水电源远流长 26厄尔尼诺来袭，水电迎确定性改善 26现金流稳定，高分红高ROE高投资价值 26电价市场化带动收入增长，水电盈利能力提高 28核电：具备成长性的高股息资产 30碳市场建设提速，绿电环境价值有望兑现 35绿电交易兑现新能源环境溢价，CCER打开更多想象空间 35上游产业链价格下行，绿电降本提效空间提升 37投资建议 39风险提示 40图表目录图表1：2023年以来各板块涨跌幅 4图表2：电力（Wind）营业收入及变化情况 4图表3：电力（Wind）营业成本及变化情况 4图表4：电力（Wind）归母净利及变化情况 5图表5：电力（Wind）ROE及变化情况（单位：%） 5图表6：火电行情复盘 5图表7：火电（申万2021）营业收入及变化情况 6图表8：火电（申万2021）归母净利及变化情况情况 6图表9：水电行情复盘 6图表10：水电（申万2021）营业收入及变化情况 7图表11：水电（申万2021）归母净利及变化情况 7图表12：核电行情复盘 7图表13：核电（申万2021）营业收入及变化情况 8图表14：核电（申万2021）归母净利及变化情况 8图表15：风电&光伏行情复盘 8图表16：光伏（申万2021）营业收入及变化情况 9图表17：光伏（申万2021）归母净利及变化情况 9图表18：风电（申万2021）营业收入及变化情况 9图表19：风电（申万2021）归母净利及变化情况 9图表20：全社会用电量及同比变化（单位：亿千瓦时） 10图表21：各产业累计用电量占比变化 10图表22：各产业用电量增速 10图表23：累计发电量及同比增速（单位：亿千瓦时） 11图表24：各电源发电量占比变化 11图表25：各类型电源发电同比增速 11图表26：重点行业用电量快速增长（行业用电量累计同比） 12图表27：高技术及装备制造业子行业用电增速（行业用电量累计同比） 12图表28：预计2023-2024年电力消费弹性系数分别为1.23和1.16 13图表29：电力供需情况测算 13图表30：全国主要电网最高用电负荷（单位：万千瓦） 14图表31：华中主要电网最高用电负荷（单位：万千瓦） 14图表32：南方主要电网最高用电负荷（单位：万千瓦） 14图表33：华东主要电网最高用电负荷（单位：万千瓦） 14图表34：2011-2022年我国电源装机结构及可用容量变化（单位：万千瓦） 15图表35：顶峰容量充裕度持续下降（单位：万千瓦） 15图表36：2005-2023年度新增煤电装机（万千瓦） 15图表37：历年煤电新增核准情况 16图表38：2017至今煤电新增装机及增速 16图表39：风电出力季节性波动 16图表40：光伏出力季节性波动 16图表41：火电灵活性改造相关政策 17图表42：我国电改进程复盘 18图表43：容量电价机制对比 19图表44：海外容量市场经验对比 20图表45：《关于建立煤电容量电价机制的通知》重点内容 20图表46：测算2024-2025年各省容量电价换算度电补贴（元/千瓦时） 21图表47：测算2026年起各省容量电价换算度电补贴（元/千瓦时） 21图表48：火电公司容量补贴测算（单位：亿元） 22图表49：现货市场政策梳理 24图表50：厄尔尼诺年及次年我国降水影响 26图表51：不同分布型厄尔尼诺事件次年夏季月均降水量相对于多年月均降水量变化情况 26图表52：水电站全生命周期财务特征 27图表53：部分水电企业经营活动产生的现金流量净额（亿元） 27图表54：部分水电企业收现比 27图表55：部分水电企业上市以来分红率 27图表56：部分水电企业ROE 27图表57：水电电价机制 28图表58：云南电力市场化交易成交（亿千瓦时，元/千瓦时） 28图表59：四川电力市场化交易成交（亿千瓦时，元/千瓦时） 28图表60：雅碧江锦官电源组、白鹤滩电站送苏电价形成机制 29图表61：部分核电政策 30图表62：我国核电装机容量（万千瓦） 32图表63：历年我国核准核电机组数量情况（台） 32图表64：我国核电发电量情况（亿千瓦时） 32图表65：我国在运、在建机组数量（台） 32图表66：中国广核营收和归母净利情况（亿元） 33图表67：中国核电营收和归母净利情况（亿元） 33图表68：中国核电、中国广核市场化交易占比 33图表69：中国核电、中国广核平均上网电价（元/每千瓦时） 33图表70：中国核电核电度电成本（元/度） 34图表71：国内外核电机型造价对比（单位：美元/KW） 34图表72：2018-2022年中国核电与中国广核分红情况对比 34图表73：全国电力市场绿电交易量（亿千瓦时） 35图表74：各省绿电交易环境溢价情况 35图表75：各行业绿证购买量价情况 36图表76：2013-2017年CCER审定项目类型分布（单位：个） 37图表77：硅料及组件价格 37市场回顾行情回顾20231222（SW）1.94%1130012.02pcts20231.13万亿元，同比增长；营业成本0.92万亿元，同比增长0.19%；实现归母净利968.37亿元，同比增长103.48%。1：2023资料来源：，图表2：电力（）营业收入及变化情况 图表3：电力（）营业成本及变化情况资料来源：， 资料来源：，图表4：电力（）归母净利及变化情况 图表5：电力（）ROE及变化情况（单位：%）资料来源：， 资料来源：，火电板块来看，今年的行情演绎脉络明晰，上半年煤价下行带动成本修复，下半年容量电价重磅出台，稳定火电长期盈利模式。由于2023上半年来水依然偏枯，前三季度火电出力同比增长5.8%，且2023年大部分地区电价顶格上浮，带动火电行业营收增（SW）9456.418214.60.95%730.26%。图表6：火电行情复盘资料来源：，图表7：电（万2021）营入及变情况 图表8：电（万2021）归利及变情况况资料来源：， 资料来源：，水电板块，超额收益领先其他子版块。ROE盘。2023（SW）0.13673.9721.42%405.2510.96%。图表9：水电行情复盘资料来源：，图表10：水（申万2021）营收入及化情况 图表11：水（申万2021）归净利及化情况资料来源：， 资料来源：，前三季度核电板块（SW）实现营业收入1159.32亿，同比增长4.33%；营业成本649.53亿元，同比增长3.21%；实现归母净利190.27亿元，同比增长13.11%。图表12：核电行情复盘资料来源：，图表13：核（申万2021）营收入及化情况 图表14：核（申万2021）归净利及化情况资料来源：， 资料来源：，新能源发电方面，2023仍是行业发展的主要矛盾，叠加电力市场化改革下新能源电价风险增加，对于此前高估值市场回调预期2023（SW）356.494.5%233.534.43%44.26下降1.32%。2023前三季度风电板块（SW）实现营业收入799.14亿，同比增长6.41%8.69%176.63.39%。图表15：风电&光伏行情复盘资料来源：，图表16：光（申万2021）营收入及化情况 图表17：光（申万2021）归净利及化情况资料来源：， 资料来源：，图表18：风（申万2021）营收入及化情况 图表19：风（申万2021）归净利及化情况 资料来源：， 资料来源：，6.5%需求侧来看，2023年预计全社会用电量增速6.5%。2023年1~11月，全社会用电量累计83678亿千瓦时，同比增长6.3%，比上年同期提高2.8pct。11月单月，全社会用电量7630亿千瓦时，同比增长11.6%。此前中电联预测，20239.26%7%12目前1-11月累计用电需求增速已超此前全年预计值6%，全年实际用电增速有望达6.5%。图表20：全社会用电量及同比变化（单位：亿千瓦时）资料来源：iFind，图表21：各业累计电量比化 图表22：各业用电增速资料来源：iFind，国家能源局， 资料来源：iFind，国家能源局，从发电来看，2023年1-11807324.8%56178106366.2%16.8%725212.5%；核电39524.5%。图表23：累计发电量及同比增速（单位：亿千瓦时）资料来源：iFinD，国家统计局，图表24：各源发电占比化 图表25：各型电源电同增速资料来源：， 资料来源：iFinD，国家统计局，电力供需延续偏紧格局，消纳矛盾显现，煤电迎投建良机20245.8%。一是为恢复经济增长，制造业、基建等部门投资大幅增长。2023年前三季度，全6.1%。二是旧动能（高耗能）尚未淘汰，新动能大上快上拉动用电需求，重点产业快速发展拉动用电高增。2023年前三季度，四大高耗能行业合计用电量同比增长4.1%，高技术及装备制造业整体同比增长10.0%，超过制造业整体增长水平3.9个百分点，增速领先。其中，电气机械和器材制造业、汽车制造业、医药制造业用电量同比增速超过10%；在新能源汽车的快速发展带动下，新能源车整车制造用电量同比增长39.3%。三是终端电气化水平持续提升，居民生活用电量显著增长。随着居民生活方式的不断升级，终端电气化水平持续提升，居民用电需求显著增长。而这部分对于GDP增速影响较小。图表26：重行业用量快增（行业电量计同） 图表27：高术及装制造子业用电速（业用量累同）资料来源：iFind，中国电力企业联合会， 资料来源：iFind，中国电力企业联合会，预计2024年全社会用电量增速达5.8%。2023年前三季度国民经济持续恢复向好，国内生产总值（GDP）同比增长5.2%；考虑到当前的中国经济依然呈现分化型弱复苏2023GDP5.3%，20245%月，20231-116.3%6%的1220236.5%2023GDP5.3%2023弹性系数为1.23。我们认为在能源转型初期面临新旧动能转换，用电需求或持续超预2024GDP5%5.8%1.16。图表28：预计2023-2024年电力消费弹性系数分别为1.23和1.16资料来源：，29

从电力供给端考虑，2023-2024年发电量预计为9.41/9.97万亿千瓦时。2016-2020年年均发电供给/需求充裕度为103.4%，2021-2022年两年“缺电”形势突出，发电供给与需求量比值下滑。2023年电力供需紧缺形势有所缓解，2024年总体有望保持稳定或改善，因此假设2023-2024年发电量/用电量为102.3%和102.4%。2023-2024年发电量预计为9.41/9.97万亿千瓦时。2023/2024/机分别为76GW/60GW与167GW/150GW我们预计2023/2024年火电新增装机分别为47GW/80GW；水电新增装机分别为7GW/7GW2.9GW/4GW。单位：亿千瓦时2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年E2024年E2025年E全社会用电量59,18763,07768,44972,85275,11083,12886,37291,98697,321101,701yoy5.0%6.6%8.5%4.5%3.1%10.3%3.6%6.5%5.8%4.5%总发电量61,42564,95171,11875,03477,79185,34388,48794,10299,657104,142yoy5.6%5.9%7.7%4.7%3.7%9.7%3.7%6.3%5.9%4.5%——火电44,37146,62750,739各电源发电量（单位：亿千瓦时）52,202 53,303 58,05858,88862,31563,24063,688yoy3.6%5.1%6.7%2.4%2.1%8.9%1.4%5.8%1.5%0.7%——水电11,93411,89812,34213,04413,55213,39013,52212,69413,45613,894yoy5.6%0.5%3.0%5.9%3.9%-1.2%1.0%-6.1%6.0%3.3%——核电2,1332,4812,9443,4843,6634,0754,1784,3604,6254,916yoy24.9%16.3%18.7%18.3%5.1%11.3%2.5%4.4%6.1%6.3%——风电+太阳能2,9883,9455,0936,3057,2749,82011,89314,73218,33621,644yoy32.0%29.1%23.8%15.4%35.0%21.1%23.9%24.5%18.0%各电源装机量（单位：万千瓦）水电33,21134,11935,22635,64037,01639,09241,35042,05042,75043,250核电3,3643,5824,4664,8744,9895,3265,5535,8466,2467,000风电1486416367184262100528153328483654444,14450,14456,144太阳能774213025174632046825343306563926156,00071,00084,000火电105,388110,604114,367119,055124,517129,678133,239137,907145,907151,907资料来源：，电力负荷矛盾未决，煤电迎来新一轮投产高潮由于需求侧工业生产阶段性恢复、夏季持续高温天气带动负荷快速上涨，供给侧能耗双控、来水偏枯、煤炭价格上涨等因素制约电力供应能力，近两年电力供需总体偏紧，2022年有将近30个省市发布有序用电方案。2023年国家高度重视电力保供工作，迎峰度夏的用电紧张形势相较前两年得到了明显的缓解。2024年全国电力供需紧张地区数量预计增加7个。根据中电联预计，迎峰度冬期间全国电力供需形势总体平衡，但局部地区电力供需形势依然偏紧，尤其是华东、西南和南方区域中的部分省级电网。若遭遇持续大范围极端寒潮、电力燃料短缺等特殊情况，电力供需偏紧的省份将有所增加。2024年至2025年，全国电力供应保障压力仍然较大。极端气候显著推高电力负荷，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2024年电力供需紧张地区为14个。图表30：全主要电最高电荷（单：万瓦） 图表31：华主要电最高电荷（单：万瓦） 资料来源：， 资料来源：，图表32：南主要电最高电荷（单：万瓦） 图表33：华主要电最高电荷（单：万瓦） 资料来源：， 资料来源：，当前我国电力供需紧平衡的突出特点是紧负荷，用电高峰期易产生负荷缺口，电力平衡需求突出。电力系统运行需要实时平衡，包括电力平衡和电量平衡，可用装机需满足区域内尖峰负荷需求。电力平衡的关键要求是：顶峰容量（可用装机容量）≥最大负荷×（+备用率，而可用容量=Σ电源装机×（-受阻系数。222年全国电力最高负1315.634：2011-2022（

图表35：顶峰容量充裕度持续下降（单位：万千瓦）资料来源：， 资料来源：，能源供应脆弱，煤电重要性再次显现。受制于双碳政策和煤价影响，根据电规院数据，6400间，20212022280328232021和2022年的高峰缺电事件，反映目前能源供应脆弱，电源系统配置不足，煤电装机不足，无法体现其“向上出力”的容量支撑作用，煤电在能源供应体系中的重要性显现。图表36：2005-2023年度新增煤电装机（万千瓦）资料来源：，电规总院，随着新能源装机比例的提升，（有调节能力的水电、火电、核电、抽蓄、储能，以提高电力系统的可用容量，火电“压舱石”作用依然得到重视，从2022年下半年开始掀起新一轮的煤电新建高潮，2023年11月煤电容量电价政策重磅出台，通过按比例回收煤电机组固定成本。图表37：历煤电新核准况 图表38：2017今煤新增及增速资料来源：绿色和平， 资料来源：，新能源消纳问题突出，火电转型灵活性资源风光比例快速提升，弃风弃光等新能源消纳问题日益突出，亟待解决。据中电联预计，2023年底我国并网风电和太阳能发电合计装机容量将达到10亿千瓦，占总装机比重超过三分之一。随着风光等新能源比例的大幅提升，风、光发电剧烈波动而导致容量短缺失负荷和弃电的双重风险更为凸显，对于灵活性资源的需求更为迫切。电力系统灵活性主要体现在：当系统电力供>求时，可以“向下调节”减少出力，从而减少发电被弃，尽快恢复供需平衡；当系统电力供<求时，可以“向上调节”增加出力，从而满足负荷需求，避免负荷削减。图表39：风出力季性波动 图表40：光出力季性波动 资料来源：《考虑风光出力季节性波动的储能容量配置》--梅书凡，檀勤良，代美，

资料来源：《考虑风光出力季节性波动的储能容量配置》--梅书凡，檀勤良，代美，火电是当前最为可靠和经济性的灵活性调节资源。火电长期作为我国发电主体，灵活性资源体量庞大。其中，气电燃料成本较高。煤电机组作为调峰机组使用时频繁启停、0.05/“十三五”期间，我国规2.22020约800021.520231025图表41：火电灵活性改造相关政策时间 政策 发布部门 重要内容《关《关于推进电力源网荷储一体 风光火（储）一体化。对于存量煤电项目，优先通过灵活性改造提升调节能力，结2021/2/25 国家发委 化和多能互补发展的指导意 合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，努力扩大就近打捆新见》 能源电规模。2021/4/19国家能局 《2021能源作指意见》 研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制，加快推动对30万千瓦级和部分60万千瓦级燃煤机组灵活性改造。2021/10/29《全国煤电机组改造升级实施 灵活性改造造。存煤电机活性改造应尽改，“十四五”期间完成2亿千国家发委 方案》 瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。2022/1/24国务院 《“十四五”节能减排综合工 推进存量煤电机组节煤降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，持续推动作方案》 煤电机超低放改。2022/1/6国务院 《要素市场化配置综合改革试 支持完善资源市场化交易机制。支持试点地区完善电力市场化交易机制，提高电力点总体案》 中长期易签履约量，展力现货易试，完电力助务市场。2022/8/24 部

《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划的通知》

推进煤电装备节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。加快推进燃气轮机研究开发。机组转应急备用和调相功能改造，不断提高机组涉网性能。机组转应急备用和调相功能改造，不断提高机组涉网性能。稳定工作的指导意见》《关于加强新形势下电力系统 新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改，支持退役火电国家发展改革2023/10/25 委、国家能源局资料来源：国家能源局，国家发改委，国务院，电改加速、机制捋顺，火电重估在即火电仍是我国电力系统中最重要的基荷电源，随着新型电力系统建设推进，新能源装机占比提升，火电将转型为调节电源，继续发挥“压舱石”作用。而单一电量电价机制难以充分体现煤电的支撑调节价值，容量电价政策应运而生，回收煤电固定成本，稳定火电长期盈利模式。同时，伴随长协煤比例提升和煤价价格中枢理性回归，火电成本趋于稳定可控，综合来看，火电周期属性弱化，回归公共事业价值，价值有望重估。本轮电改：兼顾“双碳”与“缺电”的电力市场化2002年，我国正式开启电力市场化改革，重组国有电力资产。改革破除了独家办电的体2015年，面对市场交易机制缺失、价格关系没有理顺、煤电矛盾突出、新能源和可再生能源开发利用存在困难等问题，我国继续推进新一轮电力体制改革，加快电力市场建设，有序放开煤电上网电价和配售电业务。市场机制发挥了优化配置资源、促进可再生能源消纳和保障电力供应的作用。42

当前持续进行的电改，实际上是2015年这一轮电改的延伸，但面临“双碳”和“缺电”多重复杂新背景，在发展的过程中有了更深刻和创新的变革，更突出“市场化”核心。一是全面推进电力市场化，完整的电力市场包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场，在电能量市场方面，现货市场和分时电价的推行是政策值得关注的亮点，将逐渐挖掘电价的价格信号价值。二是要兼顾双碳目标下新型电力系统建设中新能源比例提升带来的矛盾，因此不同电源面临不同的转型路径，新能源将作为电量主体发展，火电将转型为灵活性调节资源，有需要在充分发挥市场竞争的基础上，保障各类电源的合理化收益，因此容量电价和绿电交易的发展尤为关键。三是成本传导机制的理顺。我国有我国个性的发展阶段和国情，在借鉴西方电力市场建设经验中，成本传导更多需要考量本国实际情况。资料来源：国家发改委，中央人民政府，中国政府网，煤炭网，北极星售电网等，容量电价落地，重塑煤电长期收益43

容量电价主要有纯电能量市场、容量补偿机制、容量市场这三种容量电价机制。结合低，容易实施，是我国目前建立煤电容量电价采用的机制。未来将通过提高容量补偿场化的方式确定容量电价将是必然趋势。机制类型 基本原理 政策评估 适用条件发电投资引导 实施难易程度 发电投资引导 实施难易程度 对电能量市场影响价格稳定性场制制（补贴）

发现电能稀缺价资源（含长期投资）优化配置。优化配置。资优化。

现货价格大幅波冲击。价格较平稳。围年际波动。

易陷入周期盈缺。保障了发电充裕性；实际容量需求由SO确定，易发生投资过度。补贴或欠补

机制简单；无需额外机制；市场监管难。杂的容量市高。机制较简单；须制定补贴量价标准；监管有一定要求。

响。失（期权可改善）；评估。失。

市场机制健全完善；电价扭曲少；规避价格风险的金融工具完善。国家或地区。电力市场发展初期。资料来源：《发电容量充裕性保障机制国际实践与启示》--黄海涛、许佳丹、郭志刚、金建波，图表44：海外容量市场经验对比区 市场模式 容量配额制度 容量资域 审查制度

交易制度 关键参数与确定方法责任分 履行配 监管

交易方式

拍卖度 交付结算交付容

容量需求曲线

新能源充裕容量。基于ELCC计算的法 分散式 供电商 有 证书证 双边、国 拍卖英 LSE

双边报价，不少于15轮次/年。主市场：单边报

量 管。交付量

/线性下

容量系数，对冬季高峰时段的平均容量降额。基于EFC分机组类国 集中式美

（全代购）LSE

无 资格审 拍卖

钟；二级市场：双边报价。BRA：单边报价，一轮密封第

管、费用 摊。量 管、

倾 线。BRA

型计算容量系数，对装机容量降额。过去3年夏季高峰国PJM意大利

集中式集中式（可靠性期权）

（部分代购）LSE（购）

无 资格审 双边、拍卖无 资格审 拍卖

二次IA：单边报价，第一、三次IA：双边报价。多重拍卖、4钟。

格。管。

曲线；第二次IA：阶跃曲线。分段线性下倾曲线。

时段平均容量计算容量系数，对装机容量降额。过去5年高峰时段的平均容量计算区域容量系数，对装机容量降额。资料来源：《面向高比例可再生能源电力系统的容量补偿机制研究》--刘硕等，我国煤电容量电价重磅出台，有望保障火电长期盈利。11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确了煤电容量电价实施范围、202411图表45：《关于建立煤电容量电价机制的通知》重点内容煤电容量电价政策重点内容实施范围 于合规在运的公用煤电机组，其余不符合国家要求的煤电机组不执行容量电价机制。容量电价 煤电机组固定成本330元/KW/年，2024~2025年通过容量电价回收固定成本的30%/50%；2026年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%。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，工商用户按月度电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清分摊方式考核方法

算；配套煤电机组，可采用受电省份分电比例、送电容量比例等方式分摊；其他煤电机组，容量电费由送、受方合理分摊，分摊比例可协商确定；跨省跨区外送煤电机组，由送电省份承担其容量电费。机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。资料来源：国家发改委，2024-2025202650%70%2024-20250.02~0.03元/50%0.035~0.055/图表46：测算2024-2025年各省容量电价换算度电补贴（元/千瓦时）资料来源：，公司公告，图表47：测算2026年起各省容量电价换算度电补贴（元/千瓦时）资料来源：，公司公告，我们根据火电上市公司2022年煤电装机与发电量情况，测算出各公司容量补偿情况：图表48：火电公司容量补贴测算（单位：亿元）建投能源京能电力大唐发电皖能发电长源电力粤电力A华电国际华能国际国电电力天富能源江苏国信浙能电力上海电力宝新能源广州发展申能股份通宝能源内蒙华电河北8.471.532.362.32京津7.4712.19冀内蒙4.247.136.28山西2.582.510.541.113.591.2宁夏1.155.031.220.71湖北0.686.366.993.54河南1.294.358.75东北0.31江西0.022.095.683.574.51广东6.624.642.285.790.954.213.78江苏2.926.7016.218.543.05福建2.323.353.85浙江3.021.636.2210.9627.040.41内蒙5.08古重庆0.941.913.83辽宁1.913.957.34安徽4.347.944.791.1811.331.421.452.32黑龙江3.743.00山东17.4317.965.17四川4.05天津0.731.201.32湖南4.073.731.78吉林2.26甘肃2.40北京0.21上海5.276.016.32广西0.13云南4.081.37海南2.460.88华北4.36新疆3.260.580.11合计8.4717.7447.667.946.3624.6450.3295.1582.83.2613.0530.2611.044.213.789.351.210.64资料来源：各公司公告（内蒙华电未披露上网电量，采用发电量）。现货市场加速建设、辅助服务多种类探索容量电价的正式出台无疑是2023年电改的最大亮点，展望2024年，电改的新看点是什么呢？我们认为，2024年依然延续统一电力市场建设这一主线，加速现货市场以电价是为保障电力系统充裕度，而利用现货市场及辅助服务市场可以挖掘价格信号和体现调节型电源的价值。现货市场价格信号能够及时精准反映不同时间、不同地区的电力供需，高效充分引导源网荷储协同，优化资源配置。2017年国家发改委发布《关于开展电力现货市场建设6算试运行；2021年启动江苏、上海、安徽等5个第二批现货试点，也已开展不同时间尺度的结算试运行；省间电力现货市场实现不间断结算试运行。图表49：现货市场政策梳理时间 政策 发布部门 主要内容国家能源局 国家能源局 中式，电力市场体系分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。明确电力现货市场主要任务、市场主体、市场运行制。电力市场由中长期市场和现货市场构成，市场模式分为分散式和集《关于推进电力市场建设的实施意见》201511月20178月20197月20203月202011月20214月20221月

《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》《电力现货市场信息披露办法（暂行）》《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》

国家发展改革委办公厅国家能源局综合司国家发展改革委办公厅国家能源局综合司国家发展改革委办公厅国家能源局综合司国家能源局委、国家能源局国家发展改革委、国家能源局国家发展改

选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。电力现货市场建设试点原则上应按现有电力调度控制区（考虑跨省跨区送受电）组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。合理设计电力现货市场建设方案；统筹协调电力现货市场衔接机制；建立健全电力现货市场运营机制；强化提升电力现货市场运营能力；规范建设电力现货市场运营平台；建立完善电力现货市场配套机制。做好电力中长期交易合同衔接工作。加强电力现货市场结算管理。充分发挥价格信号对电力生产、消费的引导作用，形成合理的季节和峰谷分时电价。充规范确定市场限价。加强市场运营机构及技术支持系统开发方中立性管理。加强对电力现货市场技术支持系统的开发、运行和验收工作的监管。加强市场力风险防范。严格市场注册管理。明确信息披露原则和方式。明确电力现货市场信息披露应遵循真实、准确、完整、及时、易于使用的原则。市场竞争所需信息应当充分披露，信息披露主体对其提供信息的真实性、准确性、完整性负责。电力交易机构总体负责市场信息披露实施，设立信息披露平台，制定信息披露标准格式。明确信息披露内容。按照信息公开范围，将电力现货市场信息分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四类。对市场运营机构、各类市场成员分类列出需要披露的信息内容，覆盖了市场主体准入、退出、报价、结算等现货市场交易全环节、全流程。考虑市场建设不断深化，允许市场成员申请扩增信息。强调信息保密与封存。强化监督管理。拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。有序开展第一批现货试点地区结算试运行计划。明确现货十点改革探索的主要任务：合理确定电力现货市场主体范围，推动用户侧参与现货市场结算，统筹开展中长期、现货与辅助服务交易、做好本地市场与省间市场的衔接，稳妥有序推动新能源参与电力市场，探索容量成本回收机制，建立合理的费用疏导机制。到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。明确电力现货市场建设近期及中远期主要任务，明确市场成员、市2023年9月 《电力现货市场本规则（试行）》《关于进一步加快

革委、国家能源局国家发展改

场构成与价格、现货市场运营、市场衔接机制、计量要求、市场结算、风险防控、市场干预、争议处理、电力市场技术支持系统等内容。进一步明确现货市场建设要求，推动现货市场转正式运行，有序扩大现货市场建设范围，福建尽快完善市场方案设计，2023年底前2023年10月 电力现货市场建工作的通知》

革委办公厅国家能源局综合司

开展长周期结算试运行。浙江加快市场衔接，2024年6月前启动现货市场连续结算试运行。四川结合实际持续探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制。辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等力争在2023年底前开展长周期结算试运行。其他地区（除西藏外）加快推进市场建设，力争在期结算试运行。其他地区（除西藏外）加快推进市场建设，力争在2023年底前具备结算试运行条件。鼓励本地平衡较困难的地区探索与周边现货市场联合运行。进一步扩大经营主体范围，统筹做好各类市场机制衔接，提升电力现货市场运营保障能力，强化组织保障。资料来源：国家发改委，国家能源局，中国政府网，江苏省能源行业协会等，辅助服务市场有望开展多品种服务探索。电力辅助服务市场的交易品种包括调峰、调频、无功调节、备用等多个品种，因目前处在市场建设初期，各地主要围绕调峰、部分地区辅以调频和备用辅助服务市场建设。未来现货市场加速建设后，辅助服务市场中的调峰服务将被现货市场更为灵活的市场价格机制取代，而各地方未来的发展重点将放在探索更多服务品种、主体参与的辅助服务。2023年山东率先发布电力爬坡辅助服务市场运行机制，丰富了我国电力辅助服务交易品种。基本面预期改善，水电源远流长厄尔尼诺来袭，水电迎确定性改善1120世纪90320242023Q42024Q3图表50：厄尼诺年次年国水影响 图表51：不同布型尔尼件次年季月降水相对多月降水量化情况资料来源：《厄尔尼诺发展年中四川电网来水特点分析》--王忠全、杜成锐、张宏图、王莉丽，

资料来源：《厄尔尼诺事件及其对我国夏季降水量时空分布的影响》--方国华、丁紫玉、闻昕、林榕杰，ROE高投资价值水电企业盈利模式清晰，高分红高ROE。水电项目前期投入大，成本主要为资产折旧和贷款利息，其中折旧费用占总营业成本的40-50%。随着资产折旧陆续完毕，成本将相应降低，盈利规模将逐步提升。在运营期间，大多数水电企业使用的是直线折旧法，固定资产折旧相较于其他成本费用而言呈现水平状态，随着贷款逐步归还，利息呈下降趋势，在剔除电价、电量变化等因素后，企业的收入不会有多大的变化，因此，收入曲线总是一条相对平稳的曲线。目前我国水电资产进入运营中期，折旧期限即满；同时水电企业通过财务管理、优化资本结构，财务费用逐年减少。可以预见水电企业利润创造能力进一步加强。20038为182021此外，大坝（折旧年限40-60年）等固定资产折旧到期后，电站折旧费用将显著下降，公司价值创造能力将进一步提升。图表52：水电站全生命周期财务特征建设期运营前期 运营中期 运营中期现金流大量流出逐步上升 随借款偿还完后，现金流出下降，但随 较为稳定，但随公司投资计划、公司投资计划、分红等资金需求波动。 分红等资金需求波动。折旧费用无稳定 折旧逐步到期。 折旧到期。本息偿还余额逐步上升建设期借款偿还完毕，但随公司投 建设期借款偿还完毕，但随公逐步下降 资计划、分红等资金需求波动。 投资计划、分红等资金需求波动。盈利无逐步上升 逐步上升。 随着就到期显著上升，随后稳定。资料来源：《长江电力价值手册2022》，水电企业现金流量充裕，且稳定增长。现金流质量高，收现比基本大于1，资金周转良好。在此背景下，推动了水电企业高分红高ROE。水电企业上市以来分红率呈现平稳2022309.13亿1.1360%以上，ROE15%图表53：部水电企经营动生的现流量额（元） 图表54：部水电企收现比资料来源：， 资料来源：，图表55：部水电企上市来红率 图表56：部水电业ROE资料来源：， 资料来源：，电价市场化带动收入增长，水电盈利能力提高在2004方再图表57：水电电价机制定价方式 具体规则 典型水电站成本加成 按照经营期（水电30年）或剩余经营期核定平均上网电价，价格=成本+利润+税费以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋标杆电价势和水电开发成本制定，可分为丰枯分时电价和分类标杆电价落地电价倒推 以受电省市电厂同期平均上网电价水平确定落地电价，上网电价=落地电价-输电电价-线损

葛洲坝电站平班、乐滩向家坝、溪洛渡市场化定价 落地省根据市场化交易电量协商确定 向家坝、溪洛渡资料来源：《长江电力价值手册（2022版）》，云南&四川：水电市场化电价具备潜在上涨空间。据昆明电力交易中心统计数据，2022年市场化电厂省内市场累计成交电量1582.24亿千瓦时，同比增长16.66%，其中水电成交电量1011.64亿千瓦时，占总成交电量的70.26%，平均成交价每千瓦时0.208元，价格较2021年提高了11.73%。2023年云南电力市场化交易规模将继续保持增长，预计2023年市场化交易电量（含电网代理购电）将超过1700亿千瓦时。2021-2022年20221258.62易均价0.22698/1219.02亿千瓦0.22378/2.02%图表58：云电力市化交成（亿千时，元/千时） 图表59：四电力市化交成（亿千时，元/千时）资料来源：昆明电力交易中心， 资料来源：四川电力交易中心，送苏电价机制完善，电价上浮带来盈利增长预期：江苏省发改委对雅砻江锦官电源组2023110.3195元/20220.279元/14.52%地电价+浮动电价”的定价模式，白鹤滩电站送苏落地电价0.4388元/千瓦时较基准落地电价0.391元/千瓦时上浮了12.23%。电价提升有望带动企业盈利增长。图表60：雅碧江锦官电源组、白鹤滩电站送苏电价形成机制（元/千瓦时）（元（元/千瓦时）（元/千瓦时）（元/千瓦时）雅碧江锦官电源组送苏基准落地电价+浮动电价0.42880.31950.3919.67%白鹤滩电站送苏基准落地电价+浮动电价0.4388-0.39112.23%

上网电价

基准落地电价 浮动资料来源：江苏发改委，核电：具备成长性的高股息资产从政策端来看，2021年以来国内核电行业利好消息不断：2021设。2022年习近平总书记提出“双碳”目标，核电发展迎来新的政策机遇期：2022年发布的《“十四五”现代能源体系规划》中再次提到积极安全有序发展核电。图表61：部分核电政策时间 发布部门 政策 重点内容能源发展“十二五”规划的通知 能源发展“十二五”规划的通知 到2015年，运行核电装机达到4000万千瓦，在建规模1800万千瓦。国务院20131月2013年6月 国家发改委

问题的通知

对新建核电机组实行标杆上网电价政策。根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定0.43元。2014年6月 国务院 能源发展战略行动计划（2014-2020年）2016年12月 国家能源局 电力发展“十三五”规划2017年2月 国家发改委 保障核电安全消纳暂行办法2017年8月 国家发改委 能源发展“十三五”规划2017年8月 国家发改委 能源技术创新“十三五”规划

安全发展核电。到2020年，核电装机容量达到58003000万千瓦以上。坚持安全发展核电的原则，加大自主核电示范工程建设力度，着力打造核心竞争力，加快推进沿海核电项目建设。建成三门、海阳AP1000自主化依托项目，建设福建福清、广西防城港“华龙CAP140030003000万千瓦以上，2020年装机达到5800万千瓦。暂行办法确定了核电保障性消纳的基本原则为除了在上网电量和电价上给予保障，更提出跨省区消纳，要求地方积极配合。在沿海地区开工建设一批先进三代压水堆核电项目。2020年运行核电装机力争达到5800万千瓦，在建核电装机达到300以上。AP1000等三代核电站实现安全级数字化仪控系统在国内及出口核电站中的应用推广。2017年9月 人大常务委员会 中华人民共和国核安全法 规定核安全基本制度的顶层法律，将我国30年来核电发展经验制度化。积极推进已开工核电项目建设，年内计划建成三门１号、海阳１号、台山1号、田湾3号和阳江2018年2月 国家能源局 2018年能源工作指导意见2017年2月 国家能源局 2017年能源工作指导意见

5号机组，合计新增核电装机约600万千瓦。积极推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工6～8台机组。积极推进已开工核电项目建设，年内计划建成三14411号机组等项目，新增装机规64183、5、61、21、2万千瓦。2019年4月 国家发改委 三代核电首批项目试行上网电价 广东台山一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4350元执行；浙江三门一期核电项目试行价格2021年3月 中央人民政府 “十四五”规划和2035远景目纲要2022年3月 国家能源局 2022年能源工作指导意见2022年4月 国家发改委 “十四五”现代能源体系规划2023年4月 国家能源局 2023年能源工作指导意见资料来源：中国政府网，国家能源局，中国人大网，国家发改委等，

0.4203元执行；山东海阳一期核电0.4151元执行。试行价格从项目投产之日起至2021年底止。建成华龙一号、国和一号、高温气冷堆示范工程，积极有序推进沿海三代核电建设。推动模块式小型堆、60万千瓦级商用高温气冷堆、海上浮动式核动力平台等先进堆型示范。开展山东海阳等核能综合利用示范。核电运行装机容量达到7000万。663高温气冷堆示范工程等核电机组，在确保安全的前提下，积极有序推动新的沿海核电项目核准建设。在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目。2025年，核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。开展三代核电技术优化研究，加强高比例可再生能源系统技术创新和应用。在确保安全的前提下，有序推动沿海核电项目核准建设，建成投运“华龙一号”示范工程广西防城港3暖与综合利用。2019年核电审核重启，核电审核进入加速新常态。2022年我国再次迎来核电审批的510226~8台核电机组的核准开工节奏核电装机规模将进一步加快扩大。核电投产速度加快，按下成长加速键。截至2023年10月，我国核电装机容量超过56002.02%3587电量比重突破%。根据中国核能行业协会发布《中国核能发展报告（202030203510%2022电审批速度不断加快，核电装机容量持续提高；发电量大幅增加，对全国发电量贡献率进一步提升。图表62：我核电装容量万瓦） 图表63：历我国核核电组量情况台）资料来源：， 资料来源：中国核能行业协会，北极星核电网，腾讯网，图表64：我核电发量情（千瓦时） 图表65：我在运、建机数（台）资料来源：iFind， 资料来源：中国核能行业协会，市场化交易提高核电电价弹性，有望扩宽盈利空间：2022年“推进燃气发电、核电上网电价形成机制改革”写入国家发改委的国民经济和社会发展计划草案报告。2021年20%2021年下半年较核定电价上浮10%-20%。2022年初，国家发展改革委出台了《关于加快建设全2018202243.64%，201832.88%202255.30%，核电市场化交易2022年，随着上网电价提高，国内核电双寡头中国广核和中国核电的营收和归母净利828.2299.652.66%2.39%712.5690.10增长14.30%和12.09%，其中核电收入同比增长10.79%。延续上网电价的提高，20232.44%6.43%10.35%16.14%图表66：中广核营和归净情况（元） 图表67：中核电营和归净情况（元）资料来源：， 资料来源：，图表68：中核电、国广市化交易比 图表69：中核电、国广平上网电（元/每千时）资料来源：中国核电年报，中国广核年报， 资料来源：中国核电年报，中国广核年报，核电建设成本下行空间广阔，未来企业资本开支压力有望降低。以中国核电为例，20220.189元/20182.48%。电核电度电成本维持在0.2元/度左右。随着我国核电三代技术的进步，我国核电建设AP1000EPR10%-18%图表70：中核电核度电本元/度） 图表71：国外核电型造对（单位美元/KW） 资料来源：中国核电年报，中国广核年报， 资料来源：中国核工业，中国能源报，核电公司资本开支达峰后有望提升分红比例，成为高股息红利资产。2018-2022年，20180.12/20220.17元/0.08/2019-2022年，中国广核的股利支付率不断攀升，分别为40.55%、42.25%、43.44%和44.09%。图表72：2018-2022年中国核电与中国广核分红情况对比资料来源：iFind，碳市场建设提速，绿电环境价值有望兑现绿电交易兑现新能源环境溢价，CCER打开更多想象空间绿色电力交易量价齐升，兑现绿电环境价值。2021年9月，国家发展改革委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，我国绿电交易正式启动。截止2022年底，我国绿电交易已完成227.8亿千瓦时。2023年4月，《南方区域绿电绿证市场建设工作方案》制定了15项措施，健全绿电消费激励机制，扩大绿色电力供给，积极推动平价风电、光伏项目全部参与绿电交易，稳步推进享受中央政府补贴的风电、光伏项目直接进入市场参与绿电交易，促进市场规模持续增长。从电价来看，绿电交易成交电价普遍高于当地中长期市场均价，溢价幅度为20.53-105.52元/兆瓦时。宁夏、福建、重庆、天津、上海、浙江、江西七省成交价格均高于当地燃煤基准价上浮20%后的水平。随着电力交易市场对绿色能源发展的激励逐步提高，绿色电力交易全