继我们在去年底提出《时间的煤硅》以来，煤价高位回落30%至835元/吨、硅料价格 跌幅达73%，煤硅已然花开。年初至今电力板块涨幅7.3%，火/水/核/绿指数分别为 +11.2%、+7.0%、+13.5%、-8.9%，其中华能/粤电力/浙能等火电公司更是最大涨幅 达47%、44%、49%。究其原因，进口煤大幅增长+长协比例提升，加上现货煤价大 幅回落，火电盈利改善预期大幅向上。我们预期时间的“煤硅”将继续绽放，逐季 度的业绩改善幅度值得期待。同时，我们预计伴随新能源电量占比的不断提升，我 国电力体制改革将同步加快，如辅助用能服务、现货交易、分时电价等，火电机组 的价值重估进行时。
（一）电力板块显著跑赢大盘，其中火电、核电超额收益突出
2023 年初至今 GFGY 样本股上涨 7.3%，跑赢沪深 300 指数 8.4pct。年初至今火 电、水电、核电板块涨幅分别为 11.2%、7.0%、13.5%，显著跑赢沪深 300（-1.1%）， 绿电下跌 8.9%。火电板块，1-3 月持续博弈现货煤价，4 月上旬部分火电公司发布 一季度业绩预告、业绩改善突出，市场形成火电盈利改善一致预期、板块迎来持续 上涨。水电板块，在高分红、一季度业绩超预期下，水电龙头稳定上涨，尽管二季度 来水偏枯，但市场普遍预期三季度来水大概率改善，水电走势平稳。绿电方面，尽管 年初至今硅料价格大幅回落 64.2%，但板块走势仍偏弱、持续跑输沪深 300，考虑 主要为调峰成本不清晰导致新增项目稳定盈利存忧所致。核电板块，经营稳定高现 金流，受益于中特估加持、3 月初迎来快速上涨、估值修复。年初至今从各行业横向 对比而言，GFGY 样本股涨跌幅居于行业中上游水平，其中火电板块位于前列、超 额收益突出。
2023 年初至今 GF 火电板块上涨 11.2%，跑赢沪深 300 指数 8.4 个百分点。细分火 电板块来看，上半年火电板块走势与市场煤价高度负相关，1-3 月持续博弈市场煤价， 4 月上旬受益于浙能电力（2022 年归母净利润亏损 18 亿元）、粤电力（2022 年归 母净利润亏损 30 亿元）等公司发布一季度预告，业绩改善显著，市场形成火电企业 盈利改善一致预期，叠加期间秦皇岛现货煤价快速下行，板块大幅上涨、5 月末较年 初上涨 18.5%。
聚焦火电板块个股走势来看，煤价波动带来的利好已部分兑现。我们可以相对清晰 的看到：（1）年初的【华能国际、粤电力】由于市场认可度高、电价政策调整，率先 引领行业上涨，去年12月中至今年3月末涨幅为25%左右（火电板块为5%）；（2）4 月初发布一季度业绩预告，部分低估值纯火电公司如【浙能电力、申能股份、皖能电 力、建投能源】业绩改善显性，4月初至今股价迅速上涨20%-50%（火电板块为14%）。 究其原因，进口煤大幅增长+长协比例提升，加上现货煤价大幅回落，火电盈利改善 预期大幅向上。我们预期时间的“煤硅”将继续绽放，逐季度的业绩改善幅度值得期 待。
2023 年初至今 GF 绿电板块下跌 8.9%，跑输沪深 300 指数 7.8 个百分点。细分绿 电板块来看，尽管年初至今硅料价格大幅回落 64.2%（6 月 21 日多晶硅致密料价格 已降至 68 元/kg），但板块走势仍偏弱、持续跑输沪深 300，考虑主要为绿电调峰成 本不清晰导致新增项目稳定盈利存忧所致。预计伴随电改持续推动，容量电价等政 策落地有望明确调峰成本，届时盈利模式清晰叠加当前原材料成本快速下降，绿电 装机有望加速投产、板块估值有望逐步修复。
年初至今水电、核电板块分别上涨 7.0%、13.5%，跑赢沪深 300 指数 8.1、14.6 个 百分点。细分水电板块来看，在高分红、一季度业绩超预期下，水电龙头稳定上涨， 如川投、国投受益于两河口消落库容、发电量提升，送江苏电价上涨等因素，年初至 今上涨 20%左右；尽管二季度来水偏枯，但市场普遍预期三季度来水大概率改善， 水电走势平稳。细分核电板块而言，经营稳定高现金流，受益于中特估加持、3 月初 迎来快速上涨、估值修复。
（二）1-5 月行业利润持续改善，测算火电度电已扭亏为盈
Q2火电超发但煤价骤降，Q3进入“优优”组合。5月全国发电量同比增长5.6%，火 电保供作用突出，同比大幅增长15.9%。水电受来水偏枯影响、同比下滑32.9%，风 电同比增长15.3%、保持较高增速，但光伏同比仅增长0.1%、预计与光照资源偏弱 有关，核电同比增长6.3%、保持相对稳定。我们认为，当前不同于去年三季度（来 水转枯、煤价高企，火电超发亏损的“差差组合”），今年二季度火电超发但煤价骤 降，而三季度为预计为来水同比改善、火电度电盈利的“优优组合”。参考2023年 1-5月电力、热力生产和供应业利润总额同比增长34.8%（1-2月、1-3月、1-4月分别 为增长38.6%、33.2%、47.2%），预计Q2、Q3火电盈利持续改善。
测算2022年度主流全国性火电公司度电已大幅减亏。根据各公司年报披露分板块利 润，对火电业绩进行预测拆分，测算得出2022年度中国电力、华润电力、华能国际、 华电国际、国电电力、大唐发电火电度电利润分别为-0.020、-0.020、-0.035、-0.026、 +0.010、-0.054元/千瓦时，对应盈亏平衡标煤需下降70~120元/吨不等（电价假设持 平）。参考国内外现货煤价年初至今已大幅下滑300元/吨以上，且长协煤履约同比改 善，预计当前火电度电扭亏为盈，火电超发为增利。
测算2023Q3来水恢复至过去五年平均水平偏枯5%情形下，火电发电量同比下降 0.71%。需求端，假设7-9月全社会用电量增速同比+4.0%、+4.0%、+4.0%（考虑上 年疫情影响消退）；供给端，综合考虑当前水位及来水情况，假设2023年7-9月水电 装机稳定、利用小时数较2018~2022年水电利用小时数均值的95%（与2021年相近）， 风光单月新增装机参考历年当月新增占全年比例、利用小时数为历史平均水平，核 电装机保持稳定、利用小时数为历史平均水平，则倒算出三季度火电发电量为1.63 万亿千瓦时，同比下降0.71%；来水恢复至过去五年平均水平，则火电发电量同比仅 下降2.06%。我们预计电力将在Q3进入“优优组合”：来水大概率转好、煤价或将 旺季不旺（进口煤+长协比例+水电挤压），火电盈利大幅改善值得期待。
进口煤持续高增、而需求相对较弱，煤价或将旺季不旺。根据百川盈孚数据，6 月 30 日秦皇岛 5500 大卡动力煤现货价格已降至 835 元/吨、较去年年末下降 368 元/ 吨（降幅达 30.1%）；印尼进口动力煤价格亦快速回落。此外，进口煤同比持续高增 （5 月进口动力煤量同比大增 108%），当前煤炭库存高位保持，三季度来水大概率 转好、煤价或将旺季不旺（进口煤+长协比例+水电挤压），电力确定性的基本面改善 会在各板块的横向比较中脱颖而出。
参考秦皇岛动力煤 5500 大卡现货价格，2022 年均值为 1260 元/吨，若考虑 20~25 天左右煤炭库存，则一季度（上年 12 月~今年 2 月）现货煤价均值为 1217 元/吨， 二季度（3 月~5 月）为 1044 元/吨，6 月现货煤价均值为 806 元/吨，较 2022 年均 值分别下降 43、216、454 元/吨。 参考前述测算 2022 年度主流全国性火电公司度电平均亏损约 0.02~0.03 元，在电 价同比持平，煤耗为 300 克/千瓦时，现货煤下降部分对应一季度、二季度、三季度 （假设煤价为 6 月均值）度电增利 0.013、0.065、0.136 元。 基于长协比例及市场煤价两个核心指标，我们对四个火电厂作出示意性业绩敏感性 测算（电厂 A~D 分别对应长协比例 0%/35%/45%/90%）。若以几类案例电厂 2022 年火电板块业绩、长协煤比例及市场煤价为锚，测算：（1）当长协比例持平、现货 煤价下降 400 元/吨时，电厂 A~C 有望增厚度电利润 6 分钱以上（均为高现货煤比 例）；（2）长协价格与现货价格稳定、长协履约率提高 30pct 时，四个电厂均有望增 厚度电利润 2 分钱以上。
三重拉尼娜终结、厄尔尼诺来袭，北方高温用电负荷或将提升，来水好转看好水电 改善以及煤价回落。厄尔尼诺气象已来带两维度影响：一是南方地区来水指标持续 改善，电力将从去年Q3的“来水差、煤价高，火电水电大幅受损的差差组合”走向 今年Q3的“来水好、煤价低，火电水电盈利改善的优优组合”。二是北方高温南方 多水，对用电负荷的影响则相异，对缺电、消纳问题等电力不稳定的担忧也在持续 提升。而无论是尖峰负荷走高、还是时段错配的绿电消纳，本质上都需要火电发挥 基荷价值（顶峰发电）与调峰辅助用能价值。
（一）厄尔尼诺来袭，北方高温南方多雨
5月已近厄尔尼诺现象的临界值，预计今年出现中等强度以上事件。拉尼娜和厄尔尼 诺现象被认为导致全球气候变化的主要原因。对我国而言，拉尼娜现象将导致我国 夏季降雨带北移，出现“南旱北涝”现象，厄尔尼诺现象则大致相反，带来我国南方 主要流域的降水增加，北方气温升高，两者通常交替出现。
通常用Nino3.4区的海温指数反映拉尼娜和厄尔尼诺的出现及强度，根据国家气候中 心数据显示，拉尼娜事件已于今年2月结束；美国国家海洋和大气管理局数据显示 2023年5月NINO3.4值为0.4℃，接近厄尔尼诺效应临界点0.5℃（美国已于6月8日拉 响厄尔尼诺警报），国家气象局预计到今年秋冬时节厄尔尼诺将达到中等以上的强 度，超过18-19年、19-20年两次厄尔尼诺弱事件。
近期北方多地高温频发，南方大范围降雨持续，厄尔尼诺或为诱因之一。近日部分 地区气温持续升高，37℃以上的高温影响面积约45万平方公里，北京最高气温高达 41度、广州达37度，均创2017年以来新高。同时，南方地区大范围强降雨持续，100 毫米以上降雨覆盖面积达20.57万平方公里，由于频繁降雨带来气温降低，重庆、西 安、上海等地区平均气温相较往年回落1.3-4.5℃。
我们用23年6月的最高温与18-19年、20-22年最高气温相比可以看出：（1）今年6月 中南部多地气温高于18-19年，高温天气来临更早，厄尔尼诺出现的时间有望提前（今 年预计峰值出现在9月，18-19年出现在11月），且强度更高（今年为中等以上事件， 18-19年为弱事件）；（2）相较20-22年，拉尼娜年与厄尔尼诺年的转换明显，高气 温区域北移，多地普遍升高0-2℃，华北（北京&天津）、东北以及西北的新疆、广 西等地气温升高2℃以上，中南部地区气温有所下降。
分区域来看，三北地区东北、华北、西北6月最高气温均值均上移，高温天气的强度 持续，其中北京近日最高气温高达41℃，6月以来最高气温均值达34.3℃，创17年以 来的新高位。相比之下，近期南方多地由于频繁降雨带来气温降低。6月以来长江中 下游、广东、广西降水明显增加，随后逐渐向上游转移，四川、云南等地降水开始好 转，华中、华东地区6月最高、最低均值均有所降低，气温中枢下移。
（二）南方多雨带动水电站来水改善，关注水电投资机会
我国的水能资源主要分布在西南地区，南方降水增加有望改善水电发电量。四川和 云南是两个水电大省，并在九大流域片区划分出十三大水电基地。伴随厄尔尼诺登 场，长江中下游频繁降雨、南方枯水影响逐渐缓解，叠加上年三季度水电低基数，三 季度水电大概率同比环比均有所改善。
2023年二季度来水普遍偏枯，各水库谨慎放水、找补调整后水位已至汛前正常水准。 二季度来水同比偏枯主要系2022年上半年来水偏丰造成高基数，若与多年同期相比， 来水属枯水期中的正常水平。二季度以来雅砻江流域的来水较一季度有所衰退，三 大调节电站水位同比去年偏低；金沙江下游长江电力乌白溪向四座电站库容消落提 前至一季度，当前水位偏低，向家坝电站本周水位有所恢复；而长江上游三峡电站 水位已超过去年，蓄水不足影响消除；清江水布垭电站在几轮降水后水位快速恢复 至70%分位。截至6月30日，各水库的水位经上半年的调整已走出年初枯水状态，处 于汛前正常水平，Q3在厄尔尼诺带来南方降水增加的影响下，水电业绩有望改善。
在来水改善的基础上，重视调节性水电站价值，可有效平滑来水波动，保障发电量。 分公司来看，乌白电站投产后，长江电力可实施六库联调，总调节库容430亿立方米； 雅砻江水电拥有两河口、二滩、锦屏一级三大调节水库，总调节库容148.4亿立方米； 华能水电拥有小湾、糯扎渡两大多年调节电站为首的两库八级电站，多库联合调度 有助于形成水库群梯级效应，通过梯级调度熨平来水波动。
关注来水改善业绩修复、分红稳定且具备成长空间的水电龙头。重点推荐：（1）长 江电力：水电标杆，公司坐拥全球前十二大水电站之五，是优质的稳定运营型资产， 十四五承诺分红率 70%，2022 年分红率达 94%；2022 年下半年以来长江流域来水 持续偏枯，伴随来水改善公司业绩修复空间较大。（2）国投电力/川投能源：雅砻江 龙头水库两河口潜力将释，锦官送苏电价机制完善，公司有望迎来量价双升，同时 国投电力火电盈利反转、川投能源收购国能大渡河 10%股权贡献利润增量。（3）华 能水电：6 月起云南省来水好转，公司将逐渐弥补水库蓄水不足影响，静待发电量修 复；集团将注入未上市水电资产，2024 年起公司两座电站将开始投产，光伏建设有 序推进，装机增长空间大，同时云南省内水电电价打开上升空间，公司量价皆有弹 性，十四五期间成长性出众。
（三）高温提升尖峰负荷，消纳问题持续显现
厄尔尼诺带动夏季高温，尖峰负荷持续走高。复盘2011-2021年6-8月最高气温与用 电负荷增速的关系，可以看出夏季高温通常与最高用电负荷增速同频，尤其是在7-8 月表现明显。虽然影响用电负荷的因素诸多，但尖峰负荷往往出现在迎峰度夏期间， 在厄尔尼诺来袭的今夏，将再次迎来“气温新高，用电新高”的局面。近期多地持续 高温，6月18日，广东电网电力负荷达到1.28亿千瓦，创历史新高，南方电网经营服 务的广东、广西、云南、贵州、海南五省区用电负荷全部刷新历史记录。6月16-18 日，南方电网电力负荷首次突破2亿千瓦，最高达到2.09亿千瓦。
最高用电负荷逐年攀升，负荷曲线峰谷差率扩大。近年用电负荷逐年增长，负荷曲 线的峰谷差率扩大。根据Wind数据，全国主要电网年度最高用电负荷逐年攀高，由 2010年的5.96亿千瓦上升至2022年的12.90亿千瓦，CAGR达6.6%。同时根据国网 能源研究院对“十四五”期间电网负荷的分析，国网经营区最大负荷增速将高于用 电量增速，预测2025年最大日峰谷差达到4亿千瓦，最大日峰谷差率增至35%，负荷 尖峰化特征显著。
从需求端来看，我们认为用电峰值负荷增长的原因有三：一是我国人均收入的提升 以及经济结构转型升级带来的用电总需求的增加；二是二产用电比例下降，三产+居 民用电量占比提升（由10年的22.8%提至22年的32.7%），导致用电负荷呈日内双峰 和冬夏双峰形态；三是全球气候变暖的背景下，高用电负荷与高温天气挂钩。预计 2023年在经济逐步复苏、居民用电水平提高、厄尔尼诺带来夏季高温的影响下用电 负荷将会持续增高。
尖峰负荷走高的同时，风光消纳的时间、空间问题均亟待解决。伴随新能源装机占 比持续提升，我国风光资源禀赋多集中于三北地区、而用电负荷多集中于沿海发达 地区，电源侧波动亦加大。西北电网当月最高用电负荷/最高发电负荷由2010年2月 的0.94倍降至2023年4月的0.75倍；华东电网由0.97倍升至1.12倍，呈现了区域错配。 特别的，我国主要电力种类的上网顺序为水=风=光>核>火电，厄尔尼诺来袭下，对 消纳问题等电力不稳定的担忧也在持续提升。
风光利用率环比下滑，重点地区消纳问题突出。新能源消纳预警中心4月风电、光伏 利用率环比下降至96.1%、97.9%引起关注，2022年全年风电平均利用率低于95%的 地区分别是蒙东、青海、蒙西、甘肃等三北区域，其中蒙东、蒙西一、二季度的风电 利用率通常在80%-90%，消纳问题严重。而光伏利用率方面，各地区整体表现优于 风电，弃光主要集中在西藏、青海地区，其中西藏自治区弃光率常年高达25%。
（一）电改政策已经加速，市场体系完备进行时
电力市场改革推进，体系完备进行时。电价要素：煤电联动、峰谷价差、容量电价 为核心构成，电价浮动范围扩大、煤价电价联动，峰谷价差扩大、引导用户削峰填 谷，山东、广东等省份出台容量电价补偿调峰电源；市场要素：加快完善现货交易规 则，已试点14个省份现货市场，现货市场与中长期市场并举，电价更加市场化；能 源要素：未来火电和绿电将形成独立但联动的体系，在基准价的基础上火电能上下 浮动，绿电有环境溢价作为补偿，二者的联动体现在火电的调峰价值作为绿电的辅 助服务成本，多种能源协同互补融合发展。
调节性电源摸排、输配电改革、电力需求负荷管理三箭齐发，改革进入加速期。5月 电改政策高频出台，我们总结如下：（1）输配电改革：明确用户承担系统运行费用， 并将辅助用能电价单列；（2）调节性电源摸排：对抽蓄、火电灵活性改造、气电、 新型储能等灵活调节性电源摸排、评估；（3）电力需求负荷管理征求意见：针对缺 电形成响应机制，2025年各省需求响应能力达到3-5%，2030年形成规模化实时需求 响应能力。上述政策核心聚焦于绿电发电量占比迅速提升过程中带来的电网不稳定、 新能源消纳、辅助服务定价等问题，正是我国新型电力系统发展、改革的重点方向。
加速建设电力现货市场，推进14个省份试点现货交易。2017年8月，国家发改委、国 家能源局联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择广东、山东 等8个地区作为电力现货市场第一批试点。2021年5月，两部委发布《关于进一步做 好电力现货市场建设试点工作的通知》，选择辽宁、上海等6个地区为第二批作试点。
从新能源参与现货交易的情况来看，广东省23年以来新能源现货电价略低于日前交 易均价，但价格劣势并不显著。虽然由于新能源出力的不稳定电力市场短期平衡造 成冲击，出现了如山东省五一期间连续多时段负电价的情况，但新能源参与现货市 场的比例有限，整体的波动较为平稳。
容量电价：火电调峰属性引起重视，山东、广东、甘肃、云南已出台政策补偿火电 容量价值。2019年10月，发改委提出对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建 立容量补偿机制。山东省容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时 0.0991元（含税），同时已提出火电机组深度调峰容量可在全省范围租赁使用。广 东省按照容量度电分摊标准按月向售电公司收取容量电费，并根据市场机组有效容 量占市场机组总有效容量比例补偿给各燃煤、燃气机组。甘肃省对火电机组50%以 下容量分为9档制定补偿标准，费用由未参与调峰的发电机组和用户侧分摊，期待后 续其他地区出台补偿政策理顺火电价格机制。云南省未自建储能、配储或购买火电 调节服务的绿电项目上网电价将折价10%。
新型电力系统促进风光煤火储一体化，源网荷储新一轮建设期到来。6月2日，国家 能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，提出新型电力系统三步走路径。我们认为 蓝皮书聚焦于5个方面：（1）绿电：能源转型背景下，绿电目标40%装机占比及20% 以上发电量占比，当前建设不足未来仍需加速；（2）火电：应对尖峰负荷走高及大 基地建设需求，2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长；（3）储能侧：重视火电 灵活性改造和多种储能手段建设；（4）电网侧：积极发展分布式智能电网；（5）电 力体制改革：2030年前全国统一电力市场体系基本形成，各市场主体在安全保供、 成本疏导等方面形成责任共担机制。新型电力系统的发展旨在安全高效、清洁低碳、 柔性灵活、智慧融合四个方面，意味着能源结构转型、储能输配建设、电力体制改 革三类投资均将加速。
（二）电改催化火储市场空间打开，绿电投资机会亦将增强
电力系统需要多时间尺度调节，各类灵活性资源具有不同的技术特性，故适应新型 电力系统发展需要对灵活性资源进行多维度配置。调频、调峰、备用的时间尺度依 次提升。火电是电力系统的“压舱石”，是调频、调峰、备用的主体，由于近年来新 能源快速发展，调频速率和折返次数提高，调峰深度加大，导致火电在调频调峰方 面压力提升。电化学储能和抽水蓄能具有较强的调频调峰能力，是火电的有益补充， 但由于电化学储能一般配置2-4小时、抽水蓄能库容8小时左右，故难以满足日以上 级别备用需求。需求侧响应依托用户侧资源参与电力系统调节，调节速率相对有限， 将主要满足部分调峰和备用需求。氢能主要通过电解水制氢和氢燃料电池参与电力 系统调节，若能够实现氢能长时间低成本的制备和存储，则氢能能够广泛满足调频、 调峰、备用需求。在调峰方面，火电（进行灵活性改造）、抽水蓄能、电化学储能、 需求侧响应均可实现；火储具备小时级别以上较长周期调节优势。
从成本方面来看，火电灵活性改造调峰经济性最优且更符合我国装机结构。截至 2022年末，我国煤电装机达11.24GW、占总装机比例的44%，我国电源结构中有大 量的煤电机组可以进行改造后调峰；也是我国与欧洲消纳压力存在显著差异的主要 原因（我国煤电占比高而欧洲气电占比高，气电可以快速启停调峰）。相较于抽水蓄 能EPC单价约7000元/千瓦、锂电池储能EPC单价1.8元/Wh，火电灵活性改造成本最 高仅为300元/千瓦（根据改造方式不同，最低单位千瓦成本可至百元以下）。
测算十五五末综合辅助服务成本超2800亿元、对应火电综合辅助服务空间超千亿。 基于我们在《时间的煤硅继续演绎，火储价值将被充分挖掘》中十四五、十五五发电 量预测，2030年风光累计发电量超2.80万亿千瓦时（占全部发电量的23.6%）。考虑 2022~2030年间，我国风光发电量占比将由10.9%迅速提升至23.6%（提升12.7个 pct），而我国又存在风光供给与电力消费地域分布错配、弃风弃光率考核的特点， 以及考虑到多种储能的刚性成本等因素，我们假设度电综合辅助服务成本分别为 0.15、0.10、0.05元/千瓦时时，对应整体市场空间分别为4202、2801、1401亿元/ 年；火电调峰比例在50%情形下，对应火电的综合辅助服务收入分别为2101、1401、 700亿元。此部分收入是火电时间调节能力、容量价值等属性的体现，且增长空间挂 钩风光的增量发电量，未来几年的成长性突出。
火电公司利润的主要构成有望从基础发电向火储调峰过渡。以华能国际为例，2022 年末火电对应净资产为647亿元（煤机527亿元、燃机120亿元），一季度已基本实现 盈亏平衡；2022年绿电业务实现归母净利润64亿元，2023年公司预计新增投产绿电 超8GW、预计业绩有望达72亿元；公司2022年已实现调峰调频等辅助服务收入近15 亿元，火储价值已经持续体现。 特别的，火电可提供综合辅助服务的基础逻辑在于其在我国发电结构中的绝对高占 比（即使在2030年亦超过50%），同时参与综合辅助服务的电量比例并非100%，甚 至大部分时间低于40%~50%，因而参与综合辅助服务对于火电整体的发电量损失或 利用小时损失并不突出，均摊成本也较为有限。伴随风光发电量增长、调峰需求不 断增加，火电公司的利润主体有望实现由火力发电周期属性向绿电+火电调峰成长属 性转移。
在火电调峰价值发挥的同时，我们认为绿电环节亦持续改善。光伏产业链供给过剩， 全年价格趋势仍呈现明显下降。根据PVinfoLink数据，硅料、组件价格持续回落，6 月28日多晶硅致密料价格为64元/kg，较过去12个月高点下降78.9%，182mm单晶组 件现货价格降至1.40元/片，较过去12个月高点下降29.3%。根据PVinfoLink《2023 光伏市况更新》观点，虽厂商调整开工率有可能造成短期价格波动，但受到供给过 剩影响，全年价格趋势仍呈现明显下降。展望未来，我们认为伴随组件价格的下降 以及储能成本陆续清晰，需求释放或可期。
硅料价格下降释放产业链下游利润，预计将有效加快新增装机投产节奏。测算不同 投资水平下光伏项目的IRR水平，主要假设：（1）光伏系统效率首年衰减2.5%，首 年以后每年衰减0.6%；（2）运营期25年，折旧年限25年；（3）年利用小时数1300 小时（无弃光），上网电价0.4元/千瓦时（含税）；（4）贷款利率4.5%，贷款年限 15年。根据以上假设，当光伏单位投资为4.5元/W时，项目资本金IRR为7.5%，若单 位投资降低0.5元/W至4.0元/W，IRR提升2.7pct至10.2%。
（三）伴随电力结构调整及改革，电力有望迎来中特估
电力结构调整及改革的背景下，电力公司风光煤火储并举。伴随电改政策陆续落地， 新型电力系统建设不断完善，产业转型加速升级，电力公司风光煤火储并举。五大 电力集团十四五拟新增绿电装机占行业新增装机（行业新增6.75亿千瓦，对应十四 五末12.1亿千瓦）的49%。传统火电集团正积极布局绿电领域，保障其在能源结构中 的出力能力，我们认为未来凭借灵活性改造及大基地布局，新能源建设加速可期。
央国企集团保有大额存量资产，资产重组、证券化空间充裕。大型发电集团旗下拥 有众多发电资产，注入上市公司的仅为其中部分，从总装机量来看，截至2021年， 国家电投、华电集团分别存有65.8%、61.1%的未证券化装机，而其余发电集团的未 证券化装机也均在30%左右；分电源来看，截至2021年国家能源集团仍存有82.6% 的光伏资产，华电集团保有80.4%的水电资产和95.8%的新能源资产未注入上市公司，未来电力企业存在充裕的资源整合空间。
电力央国企资产证券化加速，成立专项上市平台覆盖市场需求。近三年两网和大型发电集团紧跟市场需求成立新能源、储能等专项电力公司，南方电网旗下的南网能 源和南网储能分别于2021年、2022年上市，承担综合能源业务以及抽水蓄能及电化 学储能业务；三峡集团及国家能源集团分别以绿电龙头三峡能源及龙源电力上市A股， 当前华电新能已经过会，华润亦将分拆新能源资产A股上市，电力央国企资产证券化 加速。
国企考核体系精细化，考核重点从扩大资产规模转向提升盈利质量。2023年国资委 新增ROE作为国企的考核指标，较之前的营业收入利润率，ROE的考核更为全面， 要求国企在资产负债率保持稳定的基础上进一步提高净利率和资产周转率；同时， 新增现金比率考核，有望改善国企经营性现金流；资产负债率由2022年的“控”改 为“稳”，存在一定的弹性空间，利于企业减少资金束缚加速项目周转。考核体系变 更的目的在于要求国企在保持一定的债务融资规模的前提下，加快项目周转，提高 净利率和经营效率，改善盈利能力。
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