动力电多少钱一度（电力行业中期策略）

（报告出品方/作者：长江证券，张韦华，司旗，宋尚骞）火电：短期扰动无需担忧，反转之势日渐清晰在疫情持续扰动、地缘纷争突发的影响下，更加持久和广泛的通胀引发“滞涨”担忧，继而演变成为对于宏观经济以及利率政策的困扰。受此影响，2022年开年至今

（报告出品方/作者：长江证券，张韦华，司旗，宋尚骞）

火电：短期扰动无需担忧，反转之势日渐清晰

在疫情持续扰动、地缘纷争突发的影响下，更加持久和广泛的通胀引发“滞涨”担忧， 继而演变成为对于宏观经济以及利率政策的困扰。受此影响，2022 年开年至今火电行 情的波动性也在明显提升，回顾年初以来行业的走势，火电行情可以主要分为 4 个阶段：

第一阶段：1 月至 2 月末，火电作为 2021 年全年及 2021 年 12 月绝对收益大幅 领先的板块，叠加本身同期大盘表现羸弱，因此从交易层面面临一定的压力，火电 板块在此阶段持续承压。

第二阶段：2 月末至 3 月初，2 月 24 日，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭 市场价格形成机制的通知》，正式出台下水煤及重点地区出矿环节中长期交易价格 合理区间，基于成本端的大幅改善的预期，火电迅速积累超额收益。

第三阶段：3 月中旬至 4 月初，受市场供需环境再次影响，煤价快速上行，3 月 24 日秦皇岛 5500 大卡动力煤平仓价一度达到 1605 元/吨，创年初以来新高。此外， 随着进入年报及一季报季，火电公司面临的大额亏损也对行情表现造成压力。

第四阶段：4 月份之后，随着长协煤新政落地预期持续加强，市场煤价也触顶回落， 火电行业持续积累超额收益。 从年初以来行业的超额收益走势，可以看出燃料成本的变化对行业表现产生至关重要的 影响。而站在当前时点，火电超额收益的积累再次面临瓶颈，究其原因在于除了成本端 的压力仍存外，火电基本面还面临多重因素干扰，电量压力以及随之而来的电价担忧均 对行业超额收益的积累蒙上一层阴影。但我们认为，当前时点的种种压力不过是遮蔽日 月的浮云，行业的基本面拐点已经临近，反转之势日渐清晰。

疫情来水限制增速，过度担忧并不理性

疫情来水集中发力，短期电量快速下滑。受疫情影响，我国规模以上工业增加值增速持 续回落，4 月份规模以上工业增加值同比减少 2.9%，自 2020 年疫情以来再度负增长。

在工业生产偏弱的影响下，用电需求也随之回落。此外，今年以来我国来水优于预期， 水电发电量持续呈现出双位数增长，在二者共同作用下，3 月份以来我国火电发电量持 续负增长，其中 4 月份火电发电量为 4008 亿千瓦时，同比减少 11.8%，与 2020 年火 电发电量水平相当。

疫情影响集中淡季，电量降幅或逐步收窄。在火电电量承压的 3-5 月份正值传统的用电 淡季，从绝对值的角度来看，火电电量本身规模就处于一年中的低位，因此从边际变化 的角度来看，外在因素的变化对火电电量的影响也会在增速层面进行放大，我们用 2016- 2021 年火电发电量当月同比增速为样本进行测算，可见 3-5 月的火电标准差显著高于 其他月份，也意味着火电发电量波动幅度要显著高于其他月份。此外随着疫情影响已经 逐步弱化，随着复工复产的持续推进，火电电量的压力也会快速释放，预计后续火电电 量的降幅也会逐步收窄。

增速下滑无需过度担忧，长维度利于火电业绩释放。在疫情、来水以及去年高基数的多 重影响下，即使从全年来看，火电发电量增速同比回落的预期似乎也在持续加强。但与 一般行业分析模式不同，火电行业的电量增速波动与行业的盈利能力的波动并非正向关 系，甚至在某种程度上二者呈现出显著的负向关系，究其原因在于火电作为发电优先级 靠后的电源，较快的发电量增速意味着旺盛的经济需求，而与之对应的则是快速增长的 大宗商品价格。而火电由于成本主要由燃料成本构成，快速增长的煤价反而会吞噬掉大 量的营收增量，从而在一定程度上压制火电业绩表现，因此二者更多呈现出负向的关系。

供需宽松影响有限，电价维持高位预判

广东电价回落系特殊原因，并不具备普遍性特点。自疫情发生以来，有关经济压力、需 求低迷从而负面影响电价的担忧不绝于耳，6 月广东省月度中长期交易综合价为 503.19 元/兆瓦时，环比回落 41.68 厘/千瓦时，广东省的电价回落更进一步加深了市场疑虑。

但我们认为广东省 6 月份电价回落并不具备普遍推广性，广东省电价回落更多系本省特 殊因素。由于 6 月份电价为在发电公司基于 5 月份供需基础上交易得出的，而 5 月份广 东省全省平均气温仅有 23.7℃，为有记录以来最低值，而去年同期为 27.9℃，为历史最 高值，气温同比大幅下降使得空调负荷大幅减少，并且在来水偏丰以及疫情限制工业生 产的影响下，进一步限制了火电的出力情况，因此预计 5 月份广东省火电供需环境宽松 形势加剧，从而影响 6 月份的电价表现。但即使在供需环境同比显著宽松背景下，6 月 份广东省中长期交易综合价同比去年月度交易价依然有 15.97%的涨幅，较当地燃煤基 准价溢价 50.19 厘/千瓦时，彰显出电价的韧性。

电价高位维稳为主流表现，偏弱需求影响有限。此前我们一直在《拥抱“碳中和”》系列 深度研究中强调，电价机制改革的核心在于还原电力商品属性，这将有利于传导成本端 压力，同时传导转型资本开支，因此我们认为短期的市场波动不改上期上涨的趋势。并 且从实际电价端表现来看，6 月份江苏省月度集中竞价成交价格依然高达 468.8 元/兆瓦时，同比增长 25.68%，较当地燃煤基准价溢价 19.9%，陕西省月度交易电价也稳定在 0.4254 元/千瓦时的水平，较当地燃煤基准价溢价 20%。

低位需求维持高位溢价，看好后续火电电价表现。我们从更为广泛的样本维度来看，全 国范围内 6 月份代购电出现超过 1 分钱降幅的仅有浙江省 1 千伏以上的工商业用电、福 建省、四川省、广东省以及陕西省，其余省份多数仍呈现出环比提升或者仅有数厘钱的 正常波动，因此依然可以看出 6 月份市场电价仍维持高位溢价为主流情况。此外，从火 电供需角度来看，一年中 4-5 月及进入汛期后的 9-10 月利用小时为一年中的低位，也 就是一年内火电需求偏弱的时期，此外叠加今年受疫情影响火电电量更是显著负增长， 火电供需环境偏宽松格局或有所加剧，而在偏弱需求的背景下，市场化电价仍能维持高 位水平，因此我们继续看好后续市场化电价表现。

监管措施层层加码，长协新政落地无忧

燃料成本系火电业绩波动核心因素。成本端的电煤价格一直是市场对火电三要素中关注 的核心点，从历史维度来看，火电行业的业绩也主要是随着电煤价格的高涨与低落而反 向波动。也就是说无论是长期还是短期来看，火电成本端压力得到充分释放系火电回归 公用事业属性，恢复正常盈利的必要条件，也是当前火电行业关注的核心矛盾。

5 月 1 日起，国家发改委此前公布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》 中关于晋陕蒙地区煤炭出矿价合理区间正式开始执行。然而受合理区间价格与市场价相 差较大的影响，虽然中长期合同签订量较往年有大幅提升，但与国家政策相比，仍存在 煤炭自有资源量签订不足、不落实中长期交易价格政策、合同履约率不高等突出问题。 我们认为，究其原因在于一方面煤炭中长期监管体系仍未完全建立，煤企违反政策成本 较低，限制执行政策意愿，并且仍无强有力的政府监管压力；另一方面在市场煤价处于 高位背景下，煤企有充足的动力出售接近市场煤价以获取更大的利益。

针对痛点逐个破局，政策监管框架已成。5 月份以来，国家发改委接连发布煤炭价格调 控监管政策系列解读，对相关要求进行了细化说明。5 月 25 日，国家发改委再次发布 《对哄抬价格的煤炭经营者将依法处罚——煤炭价格调控监管政策系列解读之八》，明 确对于哄抬煤炭价格行为的惩罚措施。政策组合拳章法清晰，搭配此前对哄抬价格行为 的界定，明确了煤炭供需企业应该如何、不能如何、违反如何，政策层面已经形成了对 煤炭中长协机制较为完善的约束框架。

并且尤为重要的是，5 月 27 日国家发改委明确 要求相关部门要对举报投诉的违约行为等有诉必查，辖区内出现企业签订履约情况较差 的将纳入地方城市信用监测及信用示范城市评价指标，也就是说签订履约情况会直接影 响地方政府的考核，从而进一步压实且增强了地方政府的监督动力和责任意识，未来地 方政府对长协煤监管严厉程度或将持续增加。当前电煤供方、需方以及监督方三方责任 以及违约后果均已经得到明确，煤炭中长协监管体系完善程度也进一步增加。

供需形势持续好转，确保长协限期完成。针对不落实中长期交易价格政策以及合同履约 率不高等突出问题，发改委明确提出欠量超价的要按照有关规定限期补到位，明确了煤 炭中长协全部落实的时间观念。

并且除了上述政策层面的保障以外，市场维度也呈现出 持续改善的趋势。从历史市场煤价与火电与原煤产量增速差可见，二者基本呈同向波动， 而今年需求整体承压、水电出力增加的背景下，火电电量增速或维持低位，而原煤产量 增速却维持高位，二者增速差呈持续扩大的趋势。且截至 5 月末，全国统调电厂存煤达 到 1.59 亿吨以上，同比增加 5000 多万吨，可用天数 32 天，创今年以来的新高。今年 库存充裕度提升或许意味着传统“旺季补库”的需求已被平滑，“淡季不淡”不一定意味 着“旺季更旺”。综合来看，煤电供需环境改善给予长协落地的市场条件，监管体系完善 赋予长协落地的政策保障，发改委提出的按期补签完成的要求或能实现，环比成本改善 预期下火电资产业绩高弹性有望逐步兑现。

清洁转型任务艰巨，市场呼唤业绩修复

政策强调煤电协同发展，火电清洁转型任务艰巨。今年以来，在疫情等多种因素作用下， 我国经济增长压力持续增加，因此“稳增长”成为政策执行主线之一。2 月 18 日，国家 发改委等多部门联合印发《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》（以下 简称通知），通知中干预投资和外贸政策章节的首条即为关于风光的建投投资，彰显出 稳增长政策背景下，国家对风光投资建设的高度重视以及对新能源行业大规模投资拉动 经济实现稳增长的期待。继续强调加大新能源的投资，并明确指出鼓励 煤电与新能源企业开展实质性联营。而在我国多煤贫油少气的背景下，我国电力公司火 电装机包袱沉重，而且我们一直强调，未来新能源建设的主力依然为传统能源发电企业， 因此在政策鼓励火电新能源协同发展的背景下，传统火电清洁转型任务压力巨大。

补贴发放仅解燃眉之急，盈利修复方为长久之计。由于电力行业重资产行业，新能源建 设需要大量的固定资产投资，2021 年我国电力行业固定资产投资总额高达 8408 亿元， 在稳增长的政策要求下，电力行业固定资产投资或继续攀升。5 月 11 日，国务院常务会 议提出在前期支持基础上，再向中央发电企业拨付 500 亿元可再生能源补贴，通过国有 资本经营预算注资 100 亿元，支持煤电企业纾困和多发电。但与 2021 年电力行业整体 高达 3122 亿元的亏损总额相比仍相形见绌，且 2022 年以来由于煤价仍处高位，电力 行业亏损总额仍在持续扩大，因此补贴发放仅解燃眉之急，唯有电力行业恢复正常盈利 才能完成大规模的能源建设投资。整体来看，无论是从基本面改善趋势来看，还是从国 家发展需要的层面来看，火电行业都需要恢复正常盈利。

短期优选弹性标的，把握变革机遇红利。在电价及长协煤新政带来的电力行业恢复盈利 预期下，从业绩敏感性来看，虽然全行业都会受益于政策落地带来的利润增厚，但是由 于不同电力公司当前资产分布的差异以及距离港口距离的远近不同，因此受电价及煤价 变动的业绩敏感性也有较大差异。无论是从煤价还是电价的角度来看，电价每上浮 1 分 钱或者长协煤价每波动 10 元/吨，对于以华能国际、华电国际及粤电力 A 为代表的火电 资产规模相对较为庞大且占总装机比重较高的企业可以释放更加充分的业绩弹性，其他 资产分布相对更加均衡且更加多元的上市公司则因为存量其他资产盈利能力的缓冲，业 绩弹性相对会弱于火电资产占比及规模较大的电力公司。

需要注意的是业绩的弹性会受到基准值的假设从而得到不同的结果，因此客观性相对偏 弱，我们从客观存在的市值角度出发：若从 PE 估值的逻辑，则如果火电资产的业绩均 有相同的 PE 估值倍数，那么不同电力公司的相同火电归母净利润值对应的市值应该也 是一致的；即使从 PB 的角度出发，归母净利润实际上是对应到资产负债表的归母权益 增值额，因此如果火电净资产对应的 PB 估值倍数是一致的，那么不同电力公司的相同 火电归母净利润增值额对应的市值同样也是一致的。所以从业绩的变化对资产价值的影 响来看，由于倍数是相同的，进行横向对比时可不再考虑倍数的干扰因素。我们将电价 上浮或煤价下降带来的业绩增量除以各电力公司的 6 月 9 日收盘市值可见，以华电国际、华能国际及粤电力 A 等为代表的具有大量火电资产且占比较高的电力公司依然具备 充足的弹性。

长期仍看好新能源转型带来的成长空间。我们认为，本质上“绿电转型”所提供的成长 性为火电运营商提供了“择股”的理由，而“火电反转”所带来的确定性为投资决策提 供了“择时”的依据。当前时点，市场对于“绿电转型”依然有着较为广泛的认可，交 易的核心矛盾当前主要集中于“火电反转”。在煤价中长协新政下，火电运营商的业绩反 转可期，而业绩弹性释放后，火电运营商的逻辑将恢复至以“绿电转型”为核心支撑， 在双碳目标下，我们依然看好火电运营商转型新能源带来的广阔成长空间。

水电：汛期主战场将至，兼爱价值与弹性

水电商业模式领先，体现超额需三大条件

水电的商业模式，到底是什么？长期以来，电力通常被认为是制造业的一部分，只是因 为其电力能源属性而被归类于偏上游环节。但是，不同电源我们认为需要区别看待，本 质上水电的商业模式，我们认为其实是稳态优化的资源采掘。不同于火电、核电等电源， 水电的成本在投产的一刻便已经锁定、后续几乎没有太多的边际成本。而电能作为一种 商品，与一般的大宗商品类上游资源采掘不同，水电无需担忧商品价格和供需格局的变 化，虽然告别了通胀周期下的资源品价格上涨，但同时也规避了相应的周期性下跌。

政策及特性共同决定，水电扛起公用大旗。自 2005 年《中华人民共和国可再生能源法》 颁布以来，国家陆续出台可再生能源消纳政策解决水电消纳问题，原则上水电的发电量 不受电能需求的影响，因此从商品的角度来看水电并不愁卖，“量”的因素得以保证，并 且截至“十三五”末弃水问题已基本得到解决。此外，水电“价”和“成本”同样具有 稳健的特性，而营收与成本两端的稳定也就意味着稳定的盈利表现。

在成本方面，有别 于燃煤发电高额的燃料成本，水电机组日常运营的边际成本仅需较低的水资源费及库区 基金，而且随着水电站运行年数的增长，构成水电成本的两大主要部分财务费用和固定 资产折旧在水电开发力度减弱、现存负债偿还完毕与折旧到期的影响下逐步减少；在电 价方面，水电的定价体系有别于传统煤电，除去部分跨省跨区域送电的水电站外，单个 水电站的上网电价很少发生变动，电价体系整体保持稳态。 盈利性稳定、现金流健康，风险资产中的“公务员”。在《拥抱“碳中和”》系列深度研 究《水电资产配置价值：固守不败，进亦可为》中，我们曾指出：水电获得超额收益需 要三大因素共振，即大势羸弱，来水转丰，以及产能扩张。（报告来源：未来智库）

从历史数据来看，历次经济 下行期间，水电板块行情均有不俗的投资防御性，超额收益明显： 1、2007/10-2008/10，经济增速和 CPI 增速双双走弱，沪深 300 最大回撤达 69.37%， 水电板块行情远优于市场整体表现，区间超额收益达到 34.73%，投资防御性尽显； 2、2012/5-2013/6，经历“滞涨”后市场信心快速转弱，不过凭借行业产能集中投产提 振业绩增长预期，水电资本市场表现不弱反强，区间最高超额收益率达 21.8%； 3、2015/6-2016/1，股市面临系统性风险释放，来水偏丰有力支撑水电板块行情表现， 最终实现区间最高超额收益率 30.61%；4、2018/1-2018/12，中美贸易摩擦困扰资本市场，沪深 300 区间最大回撤达 32.67%， 但来水转丰助力水电板块逆势实现区间最高超额收益率 20.88%。

信用周期轮回，水电光芒初现。2022 年，全球经济衰退预期持续走强，国际货币基金组 织在 4 月发布的最新《世界经济展望报告》中，进一步下调 2022 年全球经济增长预期 至 3.6%，较其 1 月份预测值大幅下调 0.8 个百分点。

当前欧、美、日、全球制造业 PMI 下行态势仍在延续，截至 2022 年 4 月全球制造业 PMI 已跌至 52.20，叠加信用周期见 顶回落，全球步入信用紧缩阶段。在此背景下，根据美林投资时钟的“大类资产轮动” 理论，在“滞胀”与“衰退”期中，现金流稳定、公用事业属性突出的水电行业的防御 价值将会进一步凸显，水电企业凭借较高的分红和相对稳定的收益兼具“类债券”的属 性，有望在目前经济和市场羸弱时期收获超额收益。2022 年开年至今，沪深 300 最大 回撤达 24.27%，相较之下水电板块逆势上涨，截至 2022 年 5 月 23 日平均超额收益率 达 9.74%，最高超额收益率达 21.69%，上半程水电的对比优势已经逐步体现。

丰枯交替牵制水电出力，来水转丰初现端倪。气候变化是影响我国来水的重要因素，从 历史数据来看，厄尔尼诺现象与拉尼娜现象往往交替出现，在其影响下我国来水情况基 本也呈现丰枯交替的规律，进而影响水电的出力情况，使其利用小时数呈现同向波动状 态。在我国，厄尔尼诺现象将导致我国降水出现南涝北旱的特征，拉尼娜现象的影响则 与其大致相反。

由于 2021 年是近年来少有的“双拉尼娜年”，南方地区的水汽条件较常 年同期明显偏差，不利于形成降水，全国水电利用小时数同比减少 5.36%。展望 2022 年的气象情况，由于“三拉尼娜年”自 1940 年起仅发生过 1 次，因此今年延续拉尼娜 现象的概率极小。从监测指标 NINO3.4 的走势来看，2022 年 NINO3.4 指数呈现持续上 升态势，4 月距平指数为-0.95℃（拉尼娜现象判定标准为低于-0.5℃），未来 NINO3.4 指数延续 3-4 月下降趋势的可能性较小，根据中国气象局的预计，未来 NINO3.4 指数 会在波动中逐渐上升，春季拉尼娜现象已经趋于结束。

2022 年 2 月至今，来水转丰已有征兆。以行业龙头长江电力的公告内容来看，一季度 三峡水库来水总量较上年同期偏丰 6.96%，上游溪洛渡水库一季度来水总量较上年同期 偏丰 1.05%。此外，据四川省水文中心披露，3 月份雅砻江上下游来水量与多年同期均 值相比偏多 1-4 成，下游来水明显优于上年同期水平，上游来水环比提升。在来水转丰的帮助下，2022 年 1-4 月全国水电设备平均利用小时达到 904 小时，比上年同期增加 61 小时。

截至 5 月中旬全国水电发电量同比增长 19.3%， 与 4 月份的当月同比增速 17.4%和累计同比增速 14.3%相比继续提升。从领先的来水 指标来看，重点水电厂可发电水量同比增速更是高达 25.5%。其中，以长江流域为例， 截至 5 月 31 日，即使在上游溪洛渡电站蓄水量同比增长 64.22%的基础上，三峡水库 5 月份平均来水流量依然达到 1.50 万立方米/秒，同比增长 26.33%，继续创近 5 年新高。 我们认为，今年来水改善已经同时具备基数、气候等有利条件，无需等待 6-9 月的主汛 期便已经可以提前预判，水电运营基本面向好趋势明确。

常规水电开发步入后程，水电迎来扩产“黄金期”。截至 2021 年底，我国常规水电已建、 在建装机规模约 3.93 亿千瓦，剩余技术可开发资源主要集中在西南地区，其中金沙江、 雅砻江、大渡河等流域仍有一定装机增量。到 2025 年我国常规水电装机容量将达到 3.8 亿千瓦左右，雅鲁藏布江下游水电基地和金沙江上 游、雅砻江中游、黄河上游等区域清洁能源基地等项目建设陆续提上议程，但考虑到水 电水利工程建设周期相对较长，且上游电站盈利能力有待跟踪，因此“十四五”或为水 电扩产的最后“黄金期”。

水电赛道强者仍恒强，积极把握业绩确定性。从目前在建和拟建的大型常规水电站情况 来看，“十四五”初期我国水电行业将迎来新一轮扩产周期，由于可开发的水资源是有限 的，大部分上市公司拥有的核心水电资产已基本投产完毕，因此在该阶段有新项目投产 的公司具有资源稀缺性和增长确定性。其中，2022 年有望迎来业绩贡献和装机贡献的 主要是：国投电力和川投能源分别享有雅砻江水电公司 52%和 48%的权益，杨房沟和 两河口投产后装机规模增长 30.61%；三峡集团的乌东德电站已经全部投产，白鹤滩电 站也已经完成第 9 台机组的投产，待白鹤滩电站完全建成后将有望注入长江电力，届时 装机规模将大幅增长 57.46%。

加息周期外资坚定定价，全球视野水电资产稀缺

北向资金，是敌人还是队友？2017 年大量外资通过沪深港通涌入内地市场，长江电力 的陆股通持股占自由流通股本的比例从年初的 13.34%快速提升至年末的 22.82%，估 值体系得以重塑，自此开启“电力茅台”的蜕变。长期以来，陆股通资金一直在水电龙 头上维持着较高的话语权，在当前美联储鹰派加息的背景下，部分投资者持续担忧陆港 通资金的立场变动将压制股价，我们认为无需过多担忧。

他山之石可攻玉，公用特性四海皆准。通过对比历史全球市场行情以及公用事业公司股 价走势，可以发现公用事业标的的避险价值在市场动荡期本就备受追捧。以美国公用事 业行业代表标的之一的杜克能源为例，自 2007 年至今，屡次市场下行阶段，其股票走 势均明显跑赢了大盘：

1、2008/8-2009/3，美国“次贷危机”下众多金融风险接连爆发，纳斯达克指数在此期 间累计跌幅达 34.27%，区间最大回撤达 48.83%，而杜克能源同期实现超额收益 19.29%， 公用事业投资防御性尽显； 2、2018/8-2018/12，中美贸易摩擦加剧，叠加美联储加息周期，纳斯达克指数大跌 13.51%，而杜克能源期间最大回撤仅为 9.39%，并实现 8.11%的区间绝对收益，超额 收益高达 21.62%； 3、2021/11-2022/5，在通胀持续高企、美联储鹰牌加息压力之下，纳斯达克指数跌幅达 到 22.21%，而杜克能源在此期间实现逆势上涨，截至 5 月 27 日区间收益率达 15.07%， 超额收益达到 37.28%。

实际上，2022 年的超额收益并非杜克能源独有，外围市场的众多公用事业属性标的均 体现出明显的超额收益，且市值大小与收益表现呈现正向关联。诚然，国内外公用事业 行业的定价机制不同使得两者无法简单类比，但是如果要说国内公用事业中哪个子行业 的公用事业属性最为成熟和显著，毫无疑问便是水电，尤其是大型水电。

美债收益率提升下，公用持仓不降反增。从今年开年至今北向资金的情况可以看出，受 累于中概股以及港股资产的风险传导，2 月起北向资金出现一定程度的净流出情况，但 自 2021 年美债收益率上升至今北向资金整体仍然保持流入态势，其对公用事业的持股 市值占比也从 2021 年年初的 4.86%上升至 2022 年 5 月 31 日的 8.94%。

水电龙头频获增持，北向资金价投队友。4 月以来，实际上陆港通资金正在一路增持水 电行业的标杆——长江电力，截至 5 月 31 日，长江电力陆港股通净买入金额达到 25.85 亿元，并且呈现出逐渐加速的态势。目前在 A 股中，长江电力位列外资持股市值第六位， 与第一位、第二位的贵州茅台、宁德时代相比，持股变动趋势特征明显，一定程度上体 现出现阶段外资的偏好性。总结而言，我们认为 2022 年对于水电而言是一个三重维度 共振的年份，在此基础之上陆港通资金并没有、也不会成为负面影响股价的因素，反而 是价值投资的队友。

如果来水转丰确立，弹性标的如何选择？

来水丰枯交替，水情波动影响行业资本市场表现。受全球气候变化等因素影响，我国降 水量中长期维度下整体呈现波动向上的趋势，这从产量的角度决定了水电中长期积极向 好的趋势。但是，在短周期维度下降水量依然呈现周期变化，来水的丰枯对当年行情的 影响仍然显著。

参考历年的全国平均降水量以及水电利用小时数，2004 年、2006-2007 年、2009 年、2011 年、2014 年、2019 年水情表现较差，而 2010 年、2012 年、2016 年及 2020 年均实现了超多年平均水平 5%的降水量。类似煤价之于火电的地位，来水 情况深刻影响着水电。从 2003-2021 年水电板块的市场表现来看，大部分时间里水电板 块的超额收益率与当年水电利用小时数同向波动，2008 年、2010 年、2012 年、2018 年来水转丰，水电利用小时同比提高，在此影响下水电超额收益率均有回升。因此，如 果以短期视角来看，当下来水转丰迹象初显有望利好水电板块行情走强。

复盘历年来水及股价，总结归纳两大规律。通过复盘水电行业内代表性公司 2004 年至 今的股价走势，我们得出两个结论：1、丰水年内股价的推升阶段主要集中于前三季度， 其中 6-8 月是股价峰值初现的高峰期，主要原因在于此时处于汛期中段，全年来水情况 及水电出力已基本确定；2、若单纯以当年来水转丰为核心矛盾，黔源电力通常体现出 较大的股价弹性，主要原因在于其业绩表现对于所在流域的来水丰枯具备较大依赖，且 从历史表现来看 1-7 月累计收益相对明显。

值得注意的是，2022 年 1-5 月黔源电力股价累计下跌 6.45%，截至目前尚未体现出较 为明显的行情走势。因此，如果今年后续确认来水大幅转丰，且市场进入以短期来水作 为边际定价的核心矛盾时，黔源电力或将体现出其业绩和股价弹性。

究其原因主要有二，其一是所在流域来水特性。过去黔源电力的经营数据通常以月度为 频率在其官网披露，因此数据跟踪起来更加及时，行情对于水情的反映也更为灵敏。但 近年来各流域水情及水位数据逐步在公开信息渠道中暂停披露，今年起黔源电力也将其 经营数据更改为季度披露，因此此处我们以公司机组所在的北盘江流域历史水文情况着 手分析。可以清晰地发现，不同于长江、金沙江等流域，北盘江流域降水量通常“堆积” 于汛期 5-9 月，通常汛期降水量占全年总量的比例达到 80%以上，其中尤其以 6-8 月最 为突出，这 3 个月的降水量能够占全年总降水量的 55%以上。（报告来源：未来智库）

除流域来水集中之外，公司资产经营特点突出。水电站配套水库因库容大小不同而具备 不同的来水调节能力，根据调节性能可以分为日调节、周调节、月调节、季调节、年调 节和多年调节等几种类型。举例来说，日调节、周调节和月调节 3 种类型水电站的水库 库容小，相应的蓄水能力和适应用电负荷要求的调节能力也因此有限，水电站只能根据 上游的来流情况通过夜间蓄水少发、白天多发，或上旬蓄水少发、下旬多发来满足电力 系统对电量调节的要求；季调节和年调节则以此类推，可以通过较大的库容来在季度甚 至年度之间通过蓄存洪水平滑丰枯更替。不同于市场相对熟悉的长江电力、雅砻江公司 等大水电，黔源电力旗下的水电站多数并不具备中长期的调节能力，因此造成了其业绩 和股价表现显著依赖当年汛期来水丰枯的特点。

新能源发电：何所忧，何所往？

2021 年随着“双碳”目标的提出，风电光伏与核电加速建设的预期得到进一步增强，同 时在电力市场化改革进一步深化的环境下，风电光伏通过绿电交易可以获取额外溢价， 核电亦有更好的市场交易电价表现，且陆上风电光伏项目 2021 年起全面平价、2022 年 起海上风电开始平价上网，2022 年“两会”确定了解决可再生能源补贴拖欠问题的基 调，行业中远期展望向好。 2021 年末-2022 年 4 月，我国新能源装机延续较高增长，绿电溢价延续，但市场表现并 不如意，2022 年初新能源发电运营是电力行业中相对表现偏弱的子板块，虽然 5 月中 旬受益于欧洲碳边界调整机制的推进迎来明显反弹，但随后又明显回落。这其中包含了 年初风况不佳、补贴博弈等因素带来的行情影响，但市场对新能源发电行业的一些担忧 也是制约板块表现的重要因素。

高额成本反噬需求，光伏新增是否受限？

组件价格高位，制约运营商表现 受到全球通货膨胀和大宗商品价格上涨的影响，以及国内复工复产较早，全球订单涌向 国内，硅料出现阶段性供需失衡，2021 年“涨价”成为光伏产业供应链的焦点，此外能 耗双控对产业链产能的影响也加剧了价格的上涨。根据光伏行业协会的统计，2021 年 光伏供应链各环节价格中，硅料最高涨幅为 224%，单晶硅片最高涨幅为 82%，单晶电 池片最高涨幅为 32%，组件最高涨幅为 25%。

较高的光伏硅料和组件价格，也给运营商建设光伏装机带来了更大的挑战，也影响了光 伏运营商的行情表现。以同属中节能集团旗下的节能风电和太阳能的累计收益率表现来 看，节能风电明显优于太阳能，其中光伏组件价格居高或系其中的影响因素之一。那么 在组件价格依然居高的情况下，是否会对未来光伏新增装机规模和运营商表现产生影响， 也是市场存在疑虑的问题之一。

新增装机规模跃升，硅料供需有望改善

我们认为，光伏组件价格居高对行业和市场的影响只是短期的，预计 2022 年光伏新增 装机规模依然可以实现较大的跃升，而从中长期来看具备上游供需改善、价格回归理性 的趋势，项目收益率将得到更好的保障，从而拉动运营商光伏建设的需求，装机建设有 望进一步提速： 首先从已经发生的新增量和预期新增规模来看，1-4 月份我国光伏装机累计新增 1688 万千瓦，同比多增 980 万千瓦。而根据光伏行业协会的预期，今年全年国内光伏装机新 增 75-90GW，未来新增规模还将持续提升。

其次从组件价格来看，2021 年组件价格持续提升与多晶硅产能扩产节奏偏慢有关，但 随着通威、协鑫、亚洲硅业、新特、大全、东方希望等扩产大多聚集在 2021 年底和 2022 年实现产能释放，多晶硅供需情况有望实现改善，有助于组件价格回归相对合理水平， 从而保障新建光伏项目收益率。而收益率的回升又将进一步刺激需求，助力光伏装机加 速提升。

交易溢价但量小，绿电交易是否是空中楼阁？

供需双因素制约绿电交易规模

2021 年 9 月，我国正式启动了绿电交易市场。绿色电力交易是在现有中长期交易框架 下，设立独立的绿色电力交易品种，在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先 安排、优先执行、优先结算。购买绿色电力产品的交易价格由发电企业与电力用户、售 电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成。其中，带补贴的新能源项目交易电 量将不再领取补贴或注册申请自愿认购绿证，不计入其合理利用小时。

随后绿电交易与 能耗双控进行了挂钩，从制度上保障了绿电的需求：《完善能源消费强度和总量双控制 度方案》中提出根据各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易 等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源 电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。随后 10 月 8 日国常会进一步放宽了要求，提出新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能 源消费总量。 2021 年 9 月份以来，我国绿电交易已经呈现出常态化交易状态，以其中数据披露较为 完备的广东省和江苏省为例，绿电交易价格较当地煤电基准价持续溢价，广东省绿电成 交价格平均较当地煤电基准价溢价 4-6 分/千瓦时，江苏省溢价水平持续高于 7 分/千瓦 时。（报告来源：未来智库）

虽然绿电交易持续溢价，但从量的角度上来看，与广东省和江苏省 2021 年分别 240 亿 千瓦时和 611 亿千瓦时的风光发电量相比，当前绿电交易的规模和占比依然是一个相当 小的水平，即便高溢价也难以对电力公司盈利产生有效贡献。 制约当前绿电交易规模的因素来自供需两个方面：需求方面：虽然国家政策将绿电的消费与能耗双控进行了挂钩，但相关考核的主体 主要是各省政府或者电网，而实质参与交易的主体是工商业企业，存在交易主体和 考核主体的层级错配，在相关考核细则落实之前企业端并不具备付出额外成本购 买溢价绿电的动力；供给方面：当前绿电交易中的供给方主要是平价的新能源发电项目，由于我国陆上 项目的全面平价是从 2021 年开始，虽然此前也有部分地区风电光伏已经实现了竞 配平价上网，但总体而言有效供给量仍略显不足。

平价项目保障供给，政策完善叠加碳税保障需求 考虑到政策体系的完善和平价项目建设推进，绿电交易供给和需求都有望迎来显著增长， 绿电交易的实质性作用可期：根据中电联预测，2022 年底我国风电和光伏装机将分别达到 3.8 亿千瓦和 4.0 亿千瓦， 全年实现装机新增 0.5 亿千瓦和 0.9 亿千瓦，这些新增量将全部是平价项目。

此外，“碳达峰”的背景叠加“稳增长”的目标，电力产业链有望成为重点投资对象。5 月 23 日国常会已经明确提出“再开工一批水电煤电等能源项目”，实际上早在今年 2 月份国家发改委联合多部门印发的《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》 中干预投资和外贸政策章节的首条即为关于风光的建设投资。“双碳”目标的推动下未 来平价项目的建设规模还将进一步提升，绿电交易供给端的制约将得到非常有效的解决。 2022 年 1 月 21 日，国家发改委、工信部等七部委联合印发了《促进绿色消费实施方 案》。新的要求下，被考核的市场化企业或将均成为绿电市场需求侧主体。此外，高耗能 使用绿电的刚性约束和需求侧管理优先保障，也会使得高耗能企业出于生产和经济考量 进一步增加绿电需求。

5 月 17 日，欧洲议会下面的环境、公共卫生和食品安全委员会（ENVI）以 49 票赞成、 33 票反对和 5 票弃权通过了关于建立碳边界调整机制(CBAM)的法规的报告。作为碳关 税征收的核心——CBAM 实际上已经经过多次讨论，此次 ENVI 通过的 CBAM 与前次 欧盟理事会达成协议的核心不同之处在于：扩大 CBAM 纳入行业的范围。相对原有钢铁、铝、水泥、化肥及电力的五个行业， 新增纳入涵盖有机化学品、塑料、氢和氨。并且制造商使用电力间接产生的碳排放 也被纳入到 CBAM 范围内。 提前 CBAM 执行时间。CBAM 正式执行时间为 2025 年，较欧盟理事会提议日期 早一年，并且 2030 年欧盟排放交易体系（ETS）的所有部门都必须全面实施，比 欧盟理事会提议的早 5 年。而根据 CBAM 规则，原则上进口商只有购买足够的 CBAM 凭证才能进口相应排放量的货物，而 CBAM 凭证价格锚定欧盟碳排放交易 体系的配套成交价。

为降低成本增加风险，参与绿电交易使用绿电便成为出口企业降低自身碳排放良方，而 这也将会直接带来绿电市场需求侧的持续扩容，从而为绿电溢价带来长期支撑。 5 月 30，国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质 量发展的实施方案》，围绕新能源发展的难点、堵点问题，在创新开发利用模式、构建新 型电力系统、深化“放管服”改革、支持引导产业健康发展、保障合理空间需求、充分 发挥生态环境保护效益、完善财政金融政策等七个方面完善政策措施。 6 月 1 日，国家能源局官网公开《“十四五”可再生能源发展规划》，规划再次明确将可 再生能源消纳责任完成情况纳入地方政府考核体系，因此强约束的消纳责任权重的大幅 提升将确保各地对新增风光电量旺盛的消纳需求，绿电交易推进有望加速。

绿电溢价下平价项目收益可期

在绿电交易机制及用户侧的稳定需求影响下，我们预计未来绿电电价将会迎来持续的支 撑，此外随着市场交易的持续推进，电力作为同质化的产品，市场交易电量的定价将由 高成本的电源边际决定，绿电建设成本的进一步下降也将保障项目收益情况。 通过对风电及光伏电站的盈利能力对绿电溢价及建设成本进行敏感性测算2，绿电每溢 价 1 分钱将会对光伏电站形成约 0.6 个百分点的 IRR 增厚，对于风电则是约 0.8 个百分 点的 IRR 增厚。

核电行情偏弱，是否归于基本面低于预期？

2022 年 4 月 20 日，国务院常务会议核准通过三个核电项目，三门 3&4 号机组、陆丰 5&6 号机组和海阳 3&4 号机组共计 6 台机组获得核准，但是从市场表现来看，4 月 21 日到 5 月 29 日，中国核电和中国广核的表现均跑输电力和新能源发电运营板块。

核准逻辑，审批加速逻辑得到印证

早在 2021 年初的《拥抱“碳中和”系列：立足“碳中和”元年，拥抱能源新纪元》中， 我们就已经提出在所有清洁能源中，核电是唯一可以同时实现大功率规模化、长期稳定 运行的清洁能源主体，也是当前时点实现火电替代最理想的电源，在“碳中和”的远景 下，核电发展成为必选路径之一，同时预期“十四五”期间每年将审批 6-8 台核电机组。 2021 年 4 月，田湾核电站的 7 号和 8 号机组、徐大堡核电站 3 号和 4 号机组、昌江核 电模块化反应堆（SMR）示范项目通过核准，全年合计核准通过 5 台机组，略微低于 6- 8 台的预期水平，但 2022 年 4 月国常会一次性审批通过 6 台机组，已经印证了核电加 速审批的预期。

从技术路线来看，中广核旗下陆丰核电 5、6 号机组为华龙一号，国电投旗下海阳核电 3、4 号机组为 CAP1000，三门核电 3、4 号机组虽然技术路线尚未公开披露，但预计 将采用 CAP1000。CAP1000 系 AP1000 国产化后技术路线，国内此前已有的 AP1000 项目均有不俗的运营表现，国产化后成本造价或将较首批 AP1000 进一步下降，拉近与 华龙一号的造价差异。

此外，同为直接投资体量庞大、拉动经济效应突出的资产，通常而言 2 台核电机组的投 资概算普遍保持在 300-400 亿元之间，从历史经验来看核电与电网投资一样，通常被用 作是对冲宏观经济下行压力的逆周期调节手段，历史上 2008 年、2012 年、2015 年等 特殊节点核电审批数量均有一定的提升。但自 2019 年核电审批重启以来，已有审批常 态化的趋势，且当前政策环境下未来核电审批数量有望显著增加。此外，在《“十四五” 规划和 2035 年远景目标》以及《“十四五”现代能源体系规划》中均明确提到“在确保 安全的前提下积极有序发展核电”，运营高效、稳定的核电行业发展有望在“碳中和”背 景下迎来加速，相关上市公司有望率先受益于行业的积极发展。（报告来源：未来智库）

投资分析

火电：短期扰动无需担忧，反转之势日渐清晰

虽然今年以来，受疫情来水集中发力影响，3 月份以来火电电量快速下滑，但随着疫情 影响已经逐步弱化，预计后续火电电量的降幅也会逐步收窄，而且实际上火电行业的电 量增速波动与行业的盈利能力的波动更多呈现出显著的负向关系，主因系电量的回落意 味着成本端供需的宽松，因此火电承压无需过度担忧。电价端，虽然广东省 6 月份市场 化电价有所回落，但其并不具备普遍性，从全国范围内来看，市场化电价依然保持高位 溢价，随着逐步进入用电旺季，市场供需环境或持续改善，我们依然维持电价保持在高 位的预判。从成本端来看，当前煤电供需环境改善给予长协落地的市场条件，监管体系 完善赋予长协落地的政策保障，此前发改委提出的按期补签完成的要求或能实现，环比 成本改善预期下火电资产业绩高弹性有望逐步兑现。

水电：汛期主战场将至，兼爱价值与弹性

长期以来，电力通常被认为是制造业的一部分，只是因为其电力能源属性而被归类于偏 上游环节。但是，不同电源我们认为需要区别看待，本质上水电的商业模式，我们认为 其实是稳态优化的资源采掘。当前，全球信用收缩短期难以企稳，全国各流域来水逐步 转丰，而且“十四五”或为水电扩产的最后“黄金期”，三大因素共振有望使得水电体现 出明显超额收益。此外，北向资金在加息背景下依然在持续增持水电，全球视野下公用 事业标的表现稳健，而长江电力等水电资产纵观全球都是稀缺资产，因此无需担忧外资 撤离影响。通过复盘水电行业及公司，我们分享两个结论：1、丰水年内股价的推升阶段 主要集中于前三季度，其中 6-8 月是股价峰值初现的高峰期，聚焦大水电投资价值；2、 若以来水转丰为核心矛盾，黔源电力有望体现弹性。

新能源发电：何所忧，何所往？

去年以来，较高的组件价格给运营商建设光伏装机带来了挑战，也影响了运营商的行情 表现。但我们认为光伏组件价格居高对行业和市场的影响只是短期的，无论是从今年以 来新增装机还是上游硅料供需情况，预计 2022 年光伏新增装机规模依然可以实现较大 的跃升。电价端，虽然绿电交易保持较高溢价，但交易量长期维持低位，我们认为其主 要原因系供给方平价项目有限以及需求方并未明确绿电参与主体。随着政策的厘清以及 交易主体的逐步扩容，预计未来绿电电价及电量将会迎来支撑。此外，随着市场交易的 持续推进，市场交易电量的定价将由高成本的电源边际决定，绿电建设成本的进一步下 降也将保障项目收益情况。核电方面，稳增长及双碳目标下，核电发展是必选路径之一， 我们认为基本面改善逻辑依然清晰明确。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】未来智库 - 官方网站