回顾2022年：水电板块显著跑赢，绿电回调明显
2022年年初至今，电力板块跌幅14.8%，跑输沪深300 5.2pct，涨跌幅位居行业中下游位置。其中，水电板块跌幅 5.2%，显著跑赢沪深300，抗跌属性突出。
火电：2022年7月以来，火电板块开始跑赢沪深300，一是7-8月份全国大范围缺电凸显火电资产在能源转型中的重要 性；二是长协煤政策趋严拉动长协煤兑现率提升。 绿电：2022年风电和光伏板块下挫明显，一是硅料价格持续处于高位，抑制光伏装机需求；二是7月福建海风项目被 华能集团以0.19元/KWh的价格中标，引发市场对绿电盈利能力的担忧；三是8月份太极实业可再生能源补贴被收回， 引发市场对可再生能源补贴核查结果的担忧。 水电：受2022Q2来水同比偏丰的影响，2022Q2-Q3水电板块相较沪深300收益率明显。
展望2023年：火电盈利和绿电成长均有望修复
火电：长协煤政策监管的强度和广度全面提升背景下，长协煤兑现率有望提升，火电业绩有望改善；中长期来看，能 源转型背景下，火电向灵活性主体转变，叠加辅助服务和现货市场建设持续推进，火电资产价值有望迎来重塑。 绿电：从2023年来看，压制板块估值的因素正逐渐解除，装机也有望重回高增长。一是硅料价格已开始进入下行通道 ；二是第一批可再生能源补贴核查的合规清单已披露，可再生能源欠补问题有望开始解决；三是绿电交易市场以及 CCER市场建设的推进，有望保障绿电盈利。此外， 绿电板块估值已回落至25-30倍左右的合理水平。 水电：来水有望修复，市场化交易叠加外送机制完善有望提升电价。 核电：机组审批加速，叠加市场化交易价格有望上浮，核电运营商长短期收益均有保障。
短期：电力保供基石，燃煤成本有望下行拉动业绩改善
2022年长协煤政策推进下，火电企业仍面临较大经营压力，我们认为一是长协煤履约在监管上处于持续完善中（来源 于华中能监局）；二是现货煤价格高企背景下，2022Q3电力紧张导致火电满发保供。 展望2023年，我们认为上述因素均有望改善： I. 长协煤兑现率有望提升：长协煤政策在监管要求上较2022年大幅加严；在监管细节上考虑全面。 II. 动力煤煤价：需求端，根据我们测算，2023年国内煤电需求或整体偏弱；供给端，国内核增的煤炭产能继续落地， 国内动力煤供需关系有望缓解，动力煤价格有望回落。 III. 电价端：2023年广东、江苏的年度市场化交易电价已接近20%涨幅，同时，云南省等地容量电价的出台也有望为火 电经营纾困。
国内核增产能落地+海外需求减弱，国内外动力煤价格有望缓和 。供给端：展望2023年，我国煤炭产能有望进一步释放。 2021年下半年以来，我国持续出台政策推进加快煤炭产能核 增、扩产和投产。据人民网，2021年9月至2022年8月初，我国共核增了4.9亿吨/年煤炭产能。2022年6月，国家应急 管理部等发布《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》，对煤炭产能的核增幅度、核增间隔期以及剩余服务年限的 条件均进行了放松。
中长期：商业模式变革，资产价值或迎来重估
风电和光伏机组发电具有明显的间歇性和波动性，且“向上”和“向下”调节能力有限。新能源的大规模并网背景下 ，对电力系统灵活性要求提升。 据经济参考报等，煤电作为电源侧最具经济性且资源体量庞大的灵活性电源，将是我国新能源发展前期提升电力系统 灵活性的关键。我们预计煤电将逐渐从电源主体向灵活性主体转变。火电企业从电量主体向容量主体转变的过程，核心是收益模式的变化。随着新能源高比例并网，我国火电机组收益模 式或逐渐由电能量收入转变为电能量收入+辅助服务收入+容量收入等。
火电设备：缺电常态下煤电投资有望加速，设备厂商显著受益
“十四五”缺电或成常态，煤电投资有望加速。“十三五”我国煤电年均新增装机3600万千瓦，显著低于“十二五”，2021年受能耗双控、煤价等因素影响，全国煤电 装机仅2803万千瓦，创2005年以来的历史新低，2022H1新增装机仅740万千瓦，而2016-2021年用电量CAGR=7.0%。
“十四五”缺电或成常态化。供给端，据电规总院，按照当前煤电项目建设进度和新规划项目落地情况，预计2022-2024年 新增煤电装机仅约1.4亿千瓦，而新增新能源可靠保障容量不足4000万千瓦，电力保障基础仍不牢固。需求端，据电规总院 预测，2021-2024年全社会用电量CAGR约5%。
硅料价格迎来拐点，光伏装机意愿有望提升
据中国新闻周刊，能源转型背景下，我国光伏装机需求快速提升，但上游硅料扩产周期长，叠加俄乌冲突持续推升欧 洲需求等因素影响，硅料价格持续攀升。 2022年12月开始，随着硅料产能的释放，我国多晶硅价格和组件价格开始大幅回落，2023年1月8日多晶硅（致密料 ，单晶用）价格已下降至17.8万元/吨，较上年11月的高点下降41%；同年1月4日，PERC组件价格(182mm)已下降 至1.85元/W，较上年11月的高点下降7.5%。
2022年9月起，硅料产能快速落地。据上海有色网和硅业分会，2022年我国多晶硅产量81.1万吨，同比增长65.5%， 其中12月多晶硅产量9.7万吨，国内多晶硅供应不足情况消失。据集邦咨询预计，2023年多晶硅产量将达134万吨， 可支撑375GW以上的光伏装机，500GW以上的组件产出，整体供应充足。
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PV Infolink预计，到2023年底，组件价格可能会 从目前的0.25～0.27美元下降至0.22～0.23美元/瓦之间，相当于每瓦0.2元人民币降幅。根据我们测算，当装机成本 处于3.6-4.1元/W时，光伏装机成本每下降5分/W，资本金IRR将提升0.35-0.44%；当装机成本下降至3.6元/W时，资 本金IRR可达10.4%。
电源侧配储仍是影响新能源项目收益率的核心
据国际能源网，2021年至2022年11月中旬，全国共有25个省区发布了新能源配储政策，其中，大部分地区对配储规 模要求为装机容量10%，配置时间为2h ，河南、陕西等部分省份要求达到20%的配储比例，3h及以上的配储时长。 根据我们统计，2022年12月中标的电化学储能配储项目多数时长为2h，价格1.5-2元/Wh，按10%配储比例来看，对 应新增单位投资成本0.3-0.4元/W。 在上述假设下，不考虑配储带来的收益，当光伏装机的单位成本为3.7-4.0元/W时，配置2h/10%的电化学储能或将对 项目资本金IRR影响2pct以上。
当前来看，虽然新能源配置的储能仍是成本项，但在收益机制层面已经在逐步改善，配储的经济性有望提升： I. 一是在全国层面已经取消独立储能承担的输配电价和政府性基金及附加； II. 二是部分省份已出台对新型储能的容量补偿政策，或明确容量租赁费用； III. 三是明确新型储能可参与现货市场。
第一批可再生能源补贴核查基本落地，欠补问题有望解决
2022年3月，国家财政部发布《关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案的报告》，明确 指出“推动解决可再生能源发电补贴资金缺口”。2022年中央政府性基金预算本级支出7183亿元，同比大增约 3858亿元，增幅创2017年以来新高。而2017-2021年中央政府性基金预算本级支出仅3000亿上下。
绿电交易量价齐升，有望保障绿电运营商收益率
价格方面，据电联新媒，2021年9月首批绿电试点交易溢价3-5分/KWh，2023年江苏绿电年度成交均价较火电成交均 价高1.9厘/KWh（来源于江苏电力交易中心）。2023年广东绿电年度交易的电能量成交均价529.94厘/千瓦时，环境溢 价均价21.21厘/千瓦时（来源于广东电力交易中心）。
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，据iFind数据显示，2022年1-11 月，水电装机新增20.6GW，连续两年超过20GW，两杨、乌白等大型机组陆续投产。随着建设速度加快，水电开发进度也进 入后半程，根据2005年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2022年11月，我国水电装 机容量（不含抽水蓄能电站）达到3.64亿千瓦，经济可开发量占比达到90.55%，常规水电资源剩余仅38.0GW 。
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，2021- 2030年间水电装机CAGR为1.9%，较2021-2022年放缓。
枯水影响消弭，调度+来水优化水电出力
枯水影响消弭，主要流域来水恢复：2022年三季度多流域来水偏枯，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。目前各流域来水情况基本改善，Q3枯水影响消弭，白鹤滩、锦屏一级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。
梯级水库联合调度，抵消枯水影响：梯级水库联合调度能够充分发挥流域内水库的调节性能，提高水能利用率，2022年前三季 度华能水电在来水整体同比偏枯1-2成的情况下，实现发电量同比增长6.59%； 2022年12月，白鹤滩16台机组全部投产，乌白 资产注入后，长江电力在梯级调度方面将由“四库联调”变为“六库联调” ，预计年发电量可增加60-70亿千瓦时。
市场化改革抬高电价，外送机制更新打开增长空间
市场化改革抬高电价，交易比例上升利好公司业绩：随着电力市场化改革的不断推进，电力回归商品属性，水电装机前两位 的四川和云南市场化交易电价持续上涨。2022年四川和云南市场化交易平均电价分别为0.235元/千瓦时和0.223元/千瓦时，同 比分别上涨约2.6分和2.0分。主要水电公司市场化交易占比和上网电价均有所提升，电价上行一定程度上对冲了枯水影响。
电力供需平衡偏紧，电价预计稳中有升：据国网能源研究院预测，2023年我国全社会用电量将增长5.5%，在迎峰度夏及迎峰 度冬期间，预计全国电力供需平衡偏紧、电价稳中有升，助力水电企业业绩增长。
市场化电价有望保持上浮，提振运营商收益
电力紧张背景下，2023年江苏、广东的电力年度交易加权电价较当地燃煤标杆电价涨幅均接近20%。而核电同样也可 参与市场化交易，享受电价上浮区间扩大的红利。
核电审批加速，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”。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
