电力行业2023年度策略晨光破晓在即，把握金色时刻

　　（报告出品方作者：长江证券，张韦华、司旗、宋尚骞）引言：2022年问手与护手的攻守转换
　　问手和护手是咏春拳常见的对敌时所用的手部格斗姿势，其中前手是问手，后手是护手，也是咏春最经典的起式，两者之间可相互转换。咏春拳虽然手法众多、用法各异，但其历来讲究有定式而无定招，不同的手法都在攻防转换中瞬息万变，这一点和今年的市场表现比较相似。
　　子板块表现分化，前后程攻守易位。2022年宏观经济的波动性明显抬升，在地缘政治、地产风险、海外加息、滞涨衰退的轮番冲击下，市场的核心矛盾在长久期与短久期之间反复切换，截至12月13日沪深300指数年内累计下跌23。62。受此影响，同期公用事业板块整体走势同样下行，但从子板块表现排序的角度来看不乏亮点，不同子板块表现分化、前后程攻守易位，但整体来看均录得超额收益：1、水电：纵使三季度受拉尼娜气候影响，全国大部分地区来水遭遇极端旱情，但水电板块年内仅微跌5。74，跑赢大盘14。03个百分点，宏观经济波动率的担忧并未影响水电行稳致远；2、火电：受益于浮动电价合理上浮以及电煤长协新政实施，虽然一季度行情表现不尽如人意，但仍然助力火电板块在二季度和三季度走出一段凌厉的趋势性行情，最终仅累计收跌9。31，跑赢大盘10。45个百分点；3、新能源运营：虽然新能源运营板块年内受到戴维斯双杀影响，一方面组件价格制约短期成长性，另一方面风电受高基数和自然资源限制表现一般，年内子行业累计跌幅达到19。77，跑输大盘3。85个百分点。
　　交投集中三大时段，火电绿电联动明显。从市场交投情绪的角度来看，市场对于公用事业的交易热点周期主要集中在3个时间段，1月、3月和8月。这3个月份，分别对应了其背后的3个核心驱动：2021年年底的拥挤交易、3月的两会政策预期以及8月的全国高温限电。这其中，新能源运营板块的交易换手一直领跑整个公用事业行业，而超额收益明显的水电仅在7月来水丰枯更替时有着明显的换手抬升。此外，可以比较明显地发现，火电板块和新能源运营板块的交投热情具备一定的正向关联度。9月之后，伴随着大盘的快速调整，公用事业板块的交易同步快速降温，目前各板块换手率已经均在年内低点。
　　火电今年的做多窗口，基本围绕着市场对于燃料成本的预期展开，同时兼顾部分政策预期的博弈。收入端在去年颁布的电价上浮松绑至20的政策于今年年初正式落地后，成本端的变化成为了左右业绩改善的核心，因此无论是2月底正式颁布303号文后、5月1日303号文正式生效前后，还是7月市场中报预期升温前后，市场都基于火电盈利底的预期进行投资。同时，8月的高温限电以及10月初的容量电价传闻，也体现了市场对于政策预期的路径依赖。
　　水电今年的做多窗口，大部分基于上半年的来水超预期表现及其业绩影响。除去今年一季度市场表现下挫期间的防御性彰显，二季度超预期提前入汛的基本面支撑水电远早于市场见底，并在后续的反弹行情中依托于来水促发、业绩大增而表现出同步的进攻性。虽然此后在反弹后期弹性偏弱，但基于中报的业绩预期和电力的上行依然展开过一段超额收益。
　　新能源运营今年的做多窗口，相对数量并不少，但对于节奏的要求更高，政策和传闻高频扰动。由于同时受到新能源和公用事业行业的加持，新能源运营的走势相对更加纠结，风险定价的核心矛盾会在两者之间出现反复。年内较为明显的做多窗口主要在于3月两会关于可再生能源补贴发放以及57月市场见底反弹期间，此外十一之后关于容量电价的传闻也同样刺激板块有所表现。但是，在今年14月期间，除2月新能源运营板块有所收益外，其他3个月均跌幅在5以上，其中4月单月更是接近20的跌幅，下半年9月单月跌幅也接近10，因此板块的交易节奏在今年更加突出。
　　从月度收益率的角度来看，58月的用电需求旺季期间依然是今年行业整体性配置的最好时机，一方面市场整体反弹带来了风险溢价的提升，另一方面电力供需紧张给予了大部分子板块量价齐升的机会和政策预期的升温。
　　火电运营：东方泛白，坐待天明
　　电价上涨，经济不可承受之重？如何量化影响？
　　摆脱让利使命，电价上浮兑现
　　电价市场化改革，一度承担让利使命。2015年起在《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的推动下，我国电力市场化程度快速提升，发用电侧实现了直接交易，但此时的市场化仍不是真正的市场化，行政方面的干预普遍存在。在2018和2019年的降低电价举措中，均提到了扩大市场交易规模、通过市场机制降低用电成本，使得市场化电价一般要低于当地燃煤基准价或者市场化改革之初的标杆电价，市场电最终承担了相当一部分降低用户侧电价的重要使命。
　　一味让利不可持续，电价浮动限制松绑。2021年煤价迅猛上涨，为了传导成本、保障煤电发电能力，2021年10月8日国务院常务会议提出改革完善煤电价格市场化形成机制等多项改革措施，10月12日国家发改委正式出台煤电上网电价市场化改革政策通知，推动煤电全部进入电力市场，交易电价上下浮动调整至不超过20。
　　应对行业困境，电价改善可期
　　电煤顶牛连连亏损，电价成为纾困抓手。每年12月，各省份电力交易市场会开展年度电力交易，近期电价潜在的变化也是行业与市场关注的重要因素。按照中电联统计，2021年五大发电集团煤电板块亏损1427亿元，累计亏损面达到80左右，导致整体资产负债率同比提高2。2个百分点。2022年19月，全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右，其中扣除上半年的同比增加，第三季度单季度电煤采购成本同比增加600亿。在当前火电持续亏损的情况下，电价的适当提升是从根源上解决行业困境的途径之一。
　　11月8日，中电联2022年年会召开，会上发布的《适应新型电力系统的电价机制研究报告》提出，电价的合理构成应包括六个部分，即：电能量价格容量价格辅助服务费用绿色环境价格输配电价格政府性基金和附加，并建议有序将全国平均煤电基准价调整到0。4335元千瓦时的水平。11月中旬，广东省2023年电力交易方案发布，首提一次能源价格传导机制。通知提出，当综合煤价或天然气到厂价高于一定值时，煤机或气机平均发电成本（扣减变动成本补偿后）超过允许上浮的部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿，相关费用由全部工商业用户分摊。
　　中电联作为官方背景的行业协会，所提出的建议虽不直接等于监管观点，但也客观真实反映出目前行业困境和保供压力。而广东今年受限于电价上浮不足进口煤倒挂，煤电盈利举步维艰威胁能源保供，因此广东在2023年有充足意愿和政策空间将电价进一步上抬，且新机制无疑有利于发电企业将超额提升的成本向下游传导。考虑到广东历来具备电改先锋的地位，广东省新方案的提出为全国其他地区提供了先进经验参考，我们认为种种迹象均表明，十三五末期以来一味地降电价让利导向，已经因其不可持续性而成为历史。
　　调节价值凸显，亟需容量补偿
　　火电定位随需而变，商业模式同步更新。除了市场化浮动以外，为了保障电力供应安全，火电机组的必要新建和灵活性改造也需大力推进。2022年810月份，我国累计新核准火电装机规模已经高达4508万千瓦，核准规模接近20192021年三年合计值，同时国家此前也提出了十四五火电灵活性改造2亿千瓦的目标。在此环境下，我们强调火电会逐步由此前的电量及电网支撑主体转变为电网支撑主体，利用小时的回落将成为趋势性现象。在现有以电量作为火电营收端主要来源时，利用小时的回落显然会对火电收入端产生极大的压力，进而会对火电业绩产生不利影响。
　　任何资产的商业模式势必需要与其定位及发挥的作用相适应，作为我国在可预见的未来仍扮演基石电源的火电更不会例外。因此，在新型电力系统的搭建过程中，火电对于电网支撑作用则势必会逐步被定价，容量补偿将成为电力行业体制改革的下一站。容量电价实际上是为了弥补调节性电源无法采用在传统电能量市场通过交易电量获得收益，而采用的一种成本补偿机制，其目的一是保证现存机组继续存在，二是激励新建机组来应对调节容量充裕性不足的问题。在目前尚未建立有效的容量市场的情况下，我国通过逐步推进现货市场、辅助服务市场，以及政府直接制定容量补偿电价来为火电机组提供新的盈利模式，最终的核心目标都是借此保障火电资产长期的稳定盈利。
　　如何量化电价上涨对经济的影响？
　　电价中枢上移，会带来多大的影响？发电侧电价的提升，势必需要部分用户侧为之付费，最终结果是终端电价中枢的上涨。由此引发市场所产生的问题和困扰是，国民经济及下游产业能否承受一定程度的电价上涨？或者说，为了能源供应的安全和稳定，我们需要付出多大的代价？以及，这种影响是否是完全不可接受的？我们试图从投入产出表入手，量化分析电价上涨对行业用电成本以及PPI的影响。参照2020年全国投入产出表，以水泥、石灰和石膏行业为例，中间投入合计8793亿元，用于电力、热力生产和供应的中间投入为1333亿元，占比约为15。16，以此类推可以得到各行业电力、热力生产和供应投入占中间投入的比例，由于热力成本占比远低于电力，我们将其近似等同于电力投入占比。据此，终端电价涨幅电力投入占比即为电价上涨对产业成本的影响。
　　在经济影响有限的情况下，安全和稳定或是优先考虑。根据中电联的估算，前三季度全国煤电机组总亏损950亿元，按前三季度火电发电量估算的度电亏损约为2。17分千瓦时。在极端情景假设中，在不考虑任何煤价管控的前提下，火电盈利单纯靠涨电价回到盈亏平衡线左右，对应的上网电价（含税）所需提升约为2。46分千瓦时。考虑火电的电量占比及终端电价的实际情况，对终端电价的影响幅度约为3。73，对应的PPI影响约为0。15。而在10月份PPI近年来首次转负的情况下，我们或许需要警惕的更多是滞涨、通缩，而不是通胀的问题。我们认为，有限度的电价合理提升整体利大于弊，电价中枢抬升所带来的需求端影响，在能源供应安全稳定的基础上预计能够被需求恢复所弥补，因此整体来看电价中枢的必要性、温和性抬升正如同通货膨胀一般，并非完全不可承受、凶猛如洪水野兽，只需要对其上涨的斜率进行合理管理即可。
　　煤价降则电价降，行情从何而来？如何摒弃成见？
　　十三五特殊使命，并非电价历史真相
　　历史政策框架，回答核心问题。虽然从2020年1月1日起，煤电企业标杆上网电价机制改为基准价上下浮动的市场化机制，这也就意味着执行多年的煤电联动机制正式寿终正寝，从此煤电电价有了相对固定的锚，也有了波动区间。但是，这并不妨碍我们站在当下的视角，重新回顾过去的政策框架下，煤电标杆电价的调整与趋势，从而回答一个核心问题：如果燃料成本下降，上网电价随之下调，发电企业还能否有市场行情？历史上，煤电联动机制曾经多次触发，期间有升有降，但整体而言依然呈现出涨多降少的态势，而且即使考虑到2011年后的多次上网电价调降和2017年调升未能全额兑现，2017年的煤电标杆电价依然高于煤电联动机制创立之时的水平。换而言之，上网电价有升有降的波动上行才是有历史数据支撑的主要趋势，只能降、不能升是十三五末特定经济和政策背景下的特殊情况。
　　历史上电价与CPI走势之间存在相关性吗？在涉及电价调整的讨论时，这个问题经常会被市场参与者提起并引起热烈讨论。按照国家统计局的统一口径，将1978年作为定基指数（1978年100），从历史数据来看在煤电联动机制的政策框架下，煤电上网电价与CPI之间的关联性呈现出2个重要阶段：1、20042011年：在此期间煤电上网电价历经7次调整，其中在2008年和2011年甚至有过年内多次上调的经历，电价和CPI走势具备较高的关联性；2、20112017年：在此期间煤电上网电价历经5次调整，4次调降、1次调升，山东省环保上网电价从最高0。4549元千瓦时降至最低0。3728元千瓦时，电价与CPI走势出现一定的背离。拉长周期来看，即使将降电价的时期考虑进来，实际上上网电价走势依然和CPI走势保持一定的关联度，即虽为公用事业但上网电价仍部分反映CPI趋势。
　　11年电价由升转降，慢牛行情趋势渐起
　　自2011年起煤电上网电价历经多次调降，2011年成为了电价由升转降的重要时点，这是否意味着发电企业2011年后便再无市场行情？如果真是如此，那么可能就会错过上一轮周期下的电力持续性行情，我们称之为后2011时代。
　　电价跟随煤价调整，盈利改善趋势已成。2008年开始美国次贷危机和随后的欧洲债务危机接踵而至，中国经济出口出现负增长。此后国家开始出台扩大内需、促进经济增长的十项措施，2009年全年基建投资增速超过40，并在2011年2012年中央政策前后出台包括铁路、公路以及水路方面的重点规划全面刺激经济、稳住经济大盘。然而，2011年四季度煤价在传统冬储煤旺季仅小幅上涨之后就开始不涨反跌，经济环境走弱、电煤供大于求的大势盖过了季节性因素的小周期，之后随即在2012年的二季度开启了持续性下行，之后便是长达4年的长期走低。
　　在煤电联动机制的作用下，煤价的走低使得煤电上网电价随之调降，2013年9月、2014年9月、2015年4月煤电上网电价先后历经3次调降，然而这并未阻止火电板块的业绩修复和随之而来的持续行情。在煤价持续走低的帮助下，火电板块业绩持续提升，除开每年可能确认年度成本、资产减值的四季度外，可以非常清晰地发现：单次电价调整几乎只是迟滞了下个季度的改善幅度，但整体依然保持环比改善趋势。
　　煤电顶牛缓解，业绩增速领跑。自2011年煤电顶牛缓解后，火电行业开始趋势性改善，20122015年火电业绩持续增长，尤其在20122013年火电板块的业绩增速分别达到157。73和66。89，分别位列当年市场所有板块中的第2名和第3名。在之后的20142015年，虽受到电价因煤电联动机制调价的影响，火电板块业绩增速降低至23。28和14。58，但仍在全行业中排名11位和14位。
　　因此，回到最开始的核心问题，即：如果燃料成本下降，上网电价随之下调，发电企业还能否有市场行情？答案是显而易见的，只要成本降得比价格更快就可以。从历史表现来看，若大周期出现拐点，上游资源品的大宗属性会使得其定价波动更大，而政策始终强调让其回归商品属性的电力，作为生产和消费的必选商品，其价格刚性通常更加突出。
　　2023年：周期的重要路口，成长的中转值机
　　没有一个路口永远只有红灯，也没有一个航班永远只有降落。无论是电煤顶牛缓解所带来的盈利修复，还是供应短缺是最大的能源不安全的政策转向，又或是中国特色的估值体系的估值重塑，我们认为日后回看2023年都将会是电力、更是火电重要、关键的一年。十三五供给结构失衡，十四五滞后反映代价。我们一直强调，缺电频发背后的原因，主要是结构性因素：十三五以来，我国传统煤电装机新增规模呈现出稳步回落的态势，与之对应的是我国全社会用电量增量从十一五的年均新增3444亿千瓦时，降低至十二五期间的年均新增2700亿千瓦时，但是十三五期间再次回升至年均新增3922亿千瓦时。而与此同时，期间新增的电力供给主要是新能源装机，而新能源出力的波动性难以支撑电力的稳定供应，从而导致全国电力供给紧张。
　　加速新批产能上马，远水难解负荷近渴。在当前水电建设已经进入末期，而核电装机又需要长达5年左右的建设周期的背景下，供电侧短时间内能有效缓解电力供需紧张的最直接有效方式，自然是再次重启煤电建设，这也正是今年以来全国多地重启火电建设的根本原因。8月下旬以来，广东省大量新核准火电项目引发市场关注，截至9月7日不到一个月的时间内，广东省已经累计新核准煤电机组970万千瓦（含核准前公示机组），而且机组的核准通知中均明确提出要在2024年底之前建成投产，及时发挥保供作用。限电事件后大规模批复火电机组，意味着政策层面已经意识到火电对于整个电力系统重要的支撑作用和冗余价值，但火电建设的资本开支周期仍需要2。02。5年左右，因此无法立马解决眼下供需负荷日益失衡的局面。
　　基荷增量惯性萎缩，负荷供需沟壑难平。根据我们的预测，2023年全社会用电需求增长将在低基数、经济刺激等因素的共同作用下有所回暖，整体中枢保持在4左右，需求侧延续温和扩张。但是，虽然新增装机规模相较前两年略有提升，但新增装机结构依然受到前期惯性的影响，基础负荷能源装机继续保持趋势性下行，用电负荷和顶峰能力之间的沟壑依旧难平。
　　我们最早在2021年年初发布的《限电洞察》系列研究报告中就明确提出，双碳目标下，电力供给侧稳定输出电源增量有限，灵活性调节能力也处于发展初期，而用电侧波动性持续提升，且用电负荷逐年增长，根据我们对十四五期间我国电力负荷的供需测算，除用电保守设及供给快速推进假设下外，十四五期间负荷供需缺口始终存在。
　　负荷紧缺催高电价，电价刚性远超以往。在2021年10月国常会宣布允许火电100参与市场化、并松绑电价浮动区间至20后，2022年年度长协多地电价均实现1520的涨幅，成为了今年火电企业对冲高额煤价的重要抓手。我们一直强调，电力负荷平衡缺口的存在，将会成为本轮电价刚性远超以往的重要支撑。值得注意的是，由于谈判较早、基数较高等多重因素共同影响，广东省2022年年度长协电价仅上涨9。72，并未全额兑现政策空间。然而2022年进口煤价格倒挂、煤价高位运行使得广东火电依然陷入亏损泥潭，在原有政策框架不变的前提下，广东有望成为2023年全国各省中边际增量空间最大的地区。
　　监管政策陆续出台，长协新政持续压实。去年以来，为应对持续飙涨的煤价发改委持续出台政策，从量和价双重维度对发电企业燃料用煤价格进行保障，尤其是今年5月份开始执行的长协煤新政，直接框定了发电企业用煤的价格上下区间，而且随后为保障长协的落地，发改委也长期跟踪政策落实情况，监管层级也逐步提升，随着政策端的陆续出台，长协新政落实情况有望持续好转。
　　三季度火电实质性拐点出现，长协落实仍是边际改善抓手。得益于高层监管的加强，长协煤政策在三季度加速落地，以央企为首的火电公司普遍反映三季度长协覆盖率和履约率有所改善，这一点直观地体现在业绩表现上。参考三季报火电公司的业绩表现，火电行业的盈利环比改善已经得到实质性兑现。从反映主营业务盈利情况的毛利和毛利率角度，火电公司三季度实现毛利310亿元，远高于二季度的233亿元，考虑到火电公司新能源分部的盈利在淡风季的三季度环比显著降低，因此火电业务的实际改善幅度高于板块毛利数据的表现。我们判断，2023年电力负荷缺口的持续存在会让能源供应安全进一步承压，在此基础上长协煤政策落实的重要性日益凸显，而这将会成为火电公司业绩延续改善趋势的重要抓手。
　　长协落地市场条件具备，战略重心需要方向改变。关注从国际环境来看，受美联储积极加息影响，海外经济体陷入衰退的风险持续增加，大宗商品价格已经开始出现松动。此前国内煤价持续上涨的部分支撑，源于宽松的流动性以及海外油价、煤价持续飙升所带来的能源危机，一方面使得国内外煤价持续倒挂、进口煤优势不再，另一方面也以锚定效应对国内煤价产生较强支撑。目前在美联储鹰派加息的背景下，油价已经呈现出明确的触顶回落态势，进口煤也已经开始部分时段体现出价格优势。综合来看，我们认为煤电供需环境的改善给予长协政策进一步落地的市场条件，而监管体系的完善则赋予长协落地的政策保障，战略方向上应该逐步关注业绩对于煤价的弹性和东南沿海电厂反转。
　　根据我们的测算，按照政策设想若煤价降至合理价格区间上限，电价维持上浮20，则东部沿海电厂均实现稳定盈利，其中广东省以较高电价度电盈利更多。因此，770元吨的长协煤价上限保障了煤电企业在充分传导燃料成本、维持上网电价合理浮动后，正常的发电运行和基础盈利能力的基本需求。
　　基于单位电价（1分）和单位煤价（10元）所作出的敏感性测算，主要电力公司的业绩弹性基本可以分成三个梯队。需要说明的是，由于各地区、各电企的具体情况不尽相同，例如广东2023年电价有充分增量空间，而其他地区增量有限等，因此最终实际改善单位存在差异。
　　产业生命周期，如何刻画电力估值体系？
　　产业的生命周期，对应估值与久期。按照产业生命周期框架理论来看，产业的估值溢价与其所处的生命周期、资产久期预期之间存在着比较清晰的对应关系，从周期的视角来看基本可以分为四个阶段：成长期、洗牌期、出清末期和龙头进阶。
　　具体来看，在这四个阶段中：1）成长期：由于供不应求，增长中枢阶梯式上升，对应远期空间大，营收增速携手资本开支增速同步向上，资产久期预期逐步拉长，估值高；2）洗牌期：由于供过于求，增长中枢拾级而下，远期空间有限甚至萎缩，久期预期随之大幅缩短，估值体系恶化；3）出清末期：供需双弱的情况下，行业长时间陷入困境而止步不前，资产收缩的意愿达到极致，在特定因素的推动下资本开支重新企稳再度扩张；4）龙头进阶：产业出清后供需格局大幅改善，资产久期开始逐步拉长，估值中来自远端长期现金流的贡献显著抬升。估值与增速的相关性，取决于资产久期的预期。在这个生命周期框架下，显而易见的是，在产业生命周期中的前段，估值与增速正相关，即高增速对应高估值，高估值对应高增速。普适性的原因是彼时行业格局未定，行业短期增速与长期空间是高度统一的，久期预期波动大。而在生命周期后段，估值与增速的相关性趋弱，即高增速不一定对应高估值，高估值也不一定对应高增速。我们认为，这是因为此时行业格局通常相对更加清晰，短期增速与长期空间并不直接划等号，资产久期预期波动减小。
　　从市场规模以及渗透率的维度来看，20102011年左右是传统能源发电运营商产业生命周期的重要拐点。由于传统煤电长期占据我国能源主导地位，发电运营商也主要以煤电资产为主，因此这个时点也可以看作是公用事业产业生命周期的分水岭。从市场规模的角度来看，20002010年我国全社会发电量增速常年保持两位数增长、复合增速接近11，而2010年后这一增速迅速拐头向下，之后的10年里我国发电量复合增速仅为6。29。虽然体量扩张后增速下滑是不可避免的客观经济规律，但从市场规模中量的成长性来看后10年的速率明显下一个台阶。从技术路径渗透率的角度来看，20002010年我国火电发电量占比维持高位，期间虽有增减但整体维持在80以上，因此即使个别年份火电发电增速有所起伏，但更多地是市场总需求波动的问题。但20102011年左右，国家开始大力推进光伏项目特许权招标、上网补贴电价，火电发电量占比同步出现高点后开始进入下行通道。换而言之，20102011年后，在行业需求总量增速边际放缓的背景下，传统发电技术路径的市占率也出现了松动，产业生命周期开始进入出清阶段。
　　供给主体出清、竞争格局改善，是产业生命周期迭代中必不可缺的一环，但长期以来市场普遍认为在公用事业行业这套框架似乎并不成立。由于行业受政策强监管以及国有资本占据绝对主导占比的特性，除了市场所熟知的发电五大集团、四小豪门外，几乎大部分省级甚至部分市级主体都拥有自己独立上市或非上市的电力运营主体，电力产业供给主体在周期轮回中几乎完全无法做到彻底的出清，相反上游煤炭产业却在供给侧改革中完成了一波优异的出清，因此在市场的普遍认知中公用事业的竞争格局似乎永远困顿于洗牌期和出清期之间。
　　技术更替带来商业模式变迁，碳中和加速行业龙头进阶。有别于市场，我们认为传统能源发电与新能源发电本质上对于公用事业而言，发电技术路径的转变意味着运营商业模式的更替，这一过程实际上就是新老能源切换所带来的产业格局洗牌。碳中和的大背景将原有的公共事业竞争格局重塑，各个能源运营主体强制性重回统一起跑线再度开展市场份额的争夺。因此，如果单独将新能源运营作为一个独立的产业来看待，那么新能源运营具备鲜明的成长期特征。但是，如果以更高维度的视角重新审视，将新能源运营重新放回到公用事业或者电力运营的维度下，毫无疑问碳中和时代的开启，意味着或者说推动着公用事业产业跨过出清期，迈向下一阶段：龙头进阶。
　　产业生命周期演进，资产久期预期拉长。随着产业生命周期的演进，资产久期预期的变化会使得估值理论上与短期增速的相关性显著下降，投资者可以看得更长，俗称确定性溢价。在公用事业行业，传统能源本质上是类制造业或者原料再加工的商业模式，而公用事业的属性又决定了销售价格难以短时间大幅波动，因此变动成本即煤价通常会挤压中端制造环节，也就是发电侧的利润。而新能源本质上是近似资源采掘的商业模式，大量成本在建设期间便已经锁定，同时在可预见的未来发电技术路径很难短时间内再度发生重大更替，因此盈利稳定性的提升、资产久期预期的拉长，理论上都会降低短期增速的相关性、支撑估值体系重构。
　　产业生命周期的不同，使得行业从转向。需要指出的是，龙头估值不断溢价的黄金期往往出现在出清后的龙头进阶阶段，因为投资者可以享受基于市场对行业久期预期改善带来的行业估值重估，以及龙头估值alpha溢价的双重驱动。在过去的几轮周期里，电力运营商的资本市场表现通常呈现出强、弱的特征，行业趋势向好或者周期拐点出现后，一线央企和地方国企最终股价表现差异很小，而在碳中和背景下的新一轮电力行情里面，一线龙头央企的表现大幅领跑于地方国企，我们认为这其中的根本原因便在于产业生命周期已经截然不同。这一点，也呼应或者印证了我们最早在2021年年初《拥抱碳中和》系列深度研究中所提出的观点：火电反转是市场介入投资的择时依据，而绿电成长是市场精选标的的选股理由。
　　通常情况下，市场会倾向于认为短期增速是长期空间的映射，但十三五和十四五已是截然不同的两个周期。十三五期间尤其是末期，之所以说是公用事业特殊的至暗时刻，原因便在于走高的煤价和减税降费要求所形成的电煤顶牛两头堵不仅冲击了短期的g，同时基于线性展望市场同步缩小了相应的长期空间。而进入十四五，长协煤、市场电理顺了短期g的反转预期，同时对于电价中枢观点的重新认知以及新能源资产的积极入列，携手扩张了远期市场规模的长期判断，这是中长期维度下我们认为电力运营商整体估值体系重塑的根本。水电运营：天之将明，其黑尤烈
　　前后一个季度，丰枯极致切换。今年从二季度到三季度，水电经历了从极丰到极枯的切换：二季度，西南主要流域来水丰沛，水电公司发电量取得强势表现，从全国水电利用小时数据的反映来看，2022年二季度水电平均利用小时数达到1055小时，也是2005年以来的单二季度最高值；然而汛期来临水情明显转弱，主要水电公司三季度发电量表现弱势，2022年三季度全国水电平均利用小时数降至1038小时。三季度作为主汛期所在时期，历来利用小时数的表现远高于二季度，但今年三季度的利用小时数甚至环比二季度下降了17小时，也是2005年以来仅高于2006年和2011年的单季度第三低。每年四季度到来年汛期之前，主要水电站的发电情况大部分依赖于库区蓄水量多少，今年三季度来水的弱势表现，也引发了市场对于水电后续发电表现的担忧，从而使得定价出现了一定波动。因此，需要思考的一个问题是：水电的基本面表现边际上还会进一步恶化吗？
　　此外，从市场表现来看水电来水切换已经被7月以来的实际发电数据印证，市场理应已有比较充分的预期，7月初水电公司陆续发布二季度发电情况后水电板块指数开始持续回调，我们认为主要反映的即为来水由丰到枯的切换。进入10月份，水电指数快速下跌、超额收益迅速收窄，除了来水偏弱带来的水电三季报业绩表现偏弱的担忧以外，是否还有其他因素影响了水电的行情表现？
　　无需悲观线性外推，蓄水情况优于预期
　　三峡水库水位偏低，上游基本完成蓄水。从长江干流的核心水库三峡水库的水位数据来看，经过了10月份的蓄水后，11月以来水位在接近160米后再无提升，距离蓄水位175米仍有较大差距，而往年一般在10月底就基本完成蓄水任务。当前的水位数据表明三峡水库四季度和来年汛期之前发电用水存粮似乎并不充足，一定程度上或许会对三峡及其下游的葛洲坝电站发电情况产生负面的影响。
　　综合来看，我们认为虽然三峡水库看似难以完成175米的蓄水任务，但上游水库较为良好的蓄水状态，也能为后续平枯期的发电用水提供一定保障，而且上游今年还有新投产大型电站配套水库，因此虽然后续发电量较往年同期相比仍存在一定的压力，但预计下滑幅度能够较三季度得到明显收窄，因此对后续发电情况的展望无需过于悲观。
　　利率环境显著变化，外资流出推波助澜
　　10月份水电板块的回调，除了基本面方面的因素以外，宏观利率环境的变化也是重要的一个因素。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，类债券属性既给水电带来了投资防御属性，同时也使得水电配置性价比会跟随着利率环境的变化而波动。以水电龙头公司长江电力为例，过往长江电力的表现也与海内外的利率变化有密切联系。首先从国内利率情况来看，从长江电力的历史股价和国债收益率走势情况我们可以看出，除了2017年和2020年以外，两者基本呈现相反的走势、形成互补关系。由此可见，长江电力在很长一段时间内与债券存在替代效应，即市场对于长江电力的认可主要集中在其稳定的分红方面，并将其视为债券市场表现欠佳时的替代性投资证券。
　　2020年出现两者同涨的主要因素在于疫情影响下经济与市场展望偏弱，水电来水优异且投资防御属性凸显。而之所以2017年出现长时间长江电力与10年期国债收益率同涨的趋势，原因主要在于外资涌入带来的估值提升：2017年，美国国债收益率走低，大量美资积极寻求具有更高收益的投资机会，海外资本的涌入打破了长江电力传统的估值体系，从而长江电力股价与国债收益率的走势打破了历史上的反向格局，出现同向增长的现象。
　　随后2018年以来沪深港通对长江电力的持股从5左右稳步提升到2021年底的7以上的水平，较高的沪深港通持股占比也会使得外资的变动将会对长江电力的市场表现产生一定的影响，这也是2022年10月份长江电力快速回调的原因之一。在美联储加息推进的大背景下，美债收益率持续提升，此消彼长之下水电的收益对外资的吸引力快速减弱，沪深港通持年中开始缓慢降低，最终由引发资金动向的大幅调动，10月份沪深港通加速流出：2022年10月初沪深港股对长电的持股比例约8。17，但到10月底这一比例降低降至7。92，沪深港通净减少约0。56亿股。
　　我们认为，当前即使市场对于海外无风险利率的峰值可能还存在分歧，但本轮美联储加息的进程大概率已经进入末尾，市场对于12月加息幅度边际放缓的预期已经逐步升温，11月中下旬开始美债收益率同步走低。与之对应的是，当前调整到估值安全边际充分的水电投资价值已经再度获得外资认可，11月末沪深港通对长江电力的持股逐步回升，从资金层面来说外资流出的压力测试已经结束，水电板块在当前位置的企稳正好为明年的表现打下牢固基础。
　　乌白、两杨入列，增量贡献可期
　　大水电的最后黄金期，产能扩张成投资主线。梳理十四五期间主要水电站的投产节奏可以发现，能够对20222023年形成增量贡献的主要是乌东德、白鹤滩、杨房沟、两河口电站，国投电力和川投能源分别享有雅砻江公司52和48的权益，杨房沟和两河口投产后雅砻江公司装机规模增长30。61；三峡集团的乌东德电站已经全部投产，白鹤滩电站仅剩最后一台机组尚未投产，资产注入事宜正在按部就班推进，届时长江电力装机规模将大幅增长57。46。
　　乌东德、白鹤滩注入的影响测算
　　基于对乌东德、白鹤滩电价、利用小时及成本项目的假设，我们大致估算得到乌东德和白鹤滩电站注入后，带来的盈利增加约为70亿，较注入前（2023年，考虑乌白增发效益）EPS增厚约10。43。
　　雅砻江盈利测算
　　杨房沟和两河口电站本就在雅砻江体内建设，无需资产注入，其增量贡献会随着机组的投产和稳定运行逐步体现，而2023年是杨房沟和两河口电站稳定运行的第一年。预计在2023年，在中游新投产机组完全贡献的情况下，综合考虑雅砻江下游送江苏电价的提升，以及新的水利年来水改善的预期，雅砻江公司盈利将达到91。37亿元。
　　价格机制改革，中枢提升可期
　　经过了2021年10月煤电电价机制改革，煤电价格得以更好地反映供需关系、传导成本变化，但对于水电来说除了市场化走得比较靠前的云南以外，其他地区水电的市场化比例一直不高，这为后续水电价格机制改革提供了潜在的空间。云南经验表明，供需紧张催生电价。近年来，云南地区的水电受益于省内持续偏紧的供需关系，省内交易价格连年提升成为驱动业绩和行情的重要推手。2022年111月，省内交易电价算术平均值0。224元千瓦时，较20182019年的0。1740。175元千瓦时提升了约5分千瓦时。考虑到云南省未来水电增量缺乏且高耗能持续投产，我们预计云南省内市场交易电价中枢抬升依然具备可持续性。
　　除了已经实现市场化的水电，在电力供需紧张的带动下逐步展现出更好的价格中枢，跨省区送电的水电价格机制今年也展现了新的变化，市场化因素的影响正在逐步向着积极的方向前进。7月28日，江苏省发展改革委对外公开了《省发展改革委关于完善雅砻江锦官电源组送苏电价形成机制的通知》，其中明确：锦官电源组送苏落地电价形成机制完善为基准落地电价浮动电价机制。基准落地电价按照江苏省燃煤发电基准上网电价确定；浮动电价是指江苏电力市场交易年度交易成交均价和燃煤发电基准上网电价之差，按照利益共享、风险共担原则，由送、受双方按照1：1比例分享（或分担）。根据江苏电力市场年度交易成交均价0。4667元千瓦时，2022年锦官电源组送苏落地电价为0。4289元千瓦时，上网电价为0。3195元千瓦时，2022年8月1日起执行。
　　最早在2015年，《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》印发，文件将锦官电源组电价下调至0。3084元千瓦时，同时要求向家坝、溪洛渡和锦屏一级、锦屏二级、官地梯级水电站送电到上海、江苏、浙江、广东落地价格按落地省燃煤发电标杆电价提高或降低标准同步调整。2019年10月，燃煤发电标杆上网电价机制改为基准价上下浮动的市场化价格机制，但跨省跨区送电价格形成机制参考燃煤发电标杆上网电价的改为参考基准价，与此前机制并没有发生本质变化，无法跟随落地端煤电的市场交易价格变化进行联动。本次江苏省发改委的文件表明对锦官电源组而言，电价形成机制由挂钩原煤电标杆价、现煤电基准价，改为了基准落地电价浮动电价的机制，能够按比例分享当地电价浮动上涨的效益，利好雅砻江水电经营效益的提升，也打开了其他省份跨省区送电水电电价提升的想象空间。在电力供需持续紧张的情况下，我们判断沿海地区市场交易电价有望持续高于当地煤电基准电价，锦官电源组也有望持续享受机制改革带来的电价提升。
　　根据送电比例、电量规模、电价提升及税费比例等，我们测算得到，若按2021年锦官电源组上网电量规模估算，电价提升对雅砻江公司业绩的影响约为8。70亿元，约为2021年实际业绩的13。78。
　　总体来看，虽然三季度来水发电情况比较差，但考虑到上游电站基本完成了蓄水任务，即便后续发电表现仍有一定压力，也无需过于悲观地线性外推，且美联储加息预期的降温也有利于水电行情企稳。此外，考虑到乌白、两杨等大型水电都将在2023年开始稳定贡献盈利，确定性的增长依然是长江电力、国投电力和川投能源的强特性。最后，近年来持续偏紧的电力供需形势、市场化改革的加速推进，我们认为都给水电电价中枢提升提供了多个可实现的可能，水电赛道依然是一个坡长雪厚、资源壁垒极高、行稳致远的价值投资选择。新能源运营：浮云遮日不多时，遥见碧空万里晴
　　盈利增速预期压制，行情如同水上浮萍
　　光伏上游价格高位运行，压制投产盈利和增速预期。正如前文所提到的，今年以来新能源发电板块在电力各子行业中，整体表现相对偏弱。而在众多压制因素中，我们认为最为重要的影响因素，便是新能源产业链上游环节持续飙涨的价格。从2020年下半年开启直到2022年11月份，组件价格高峰期已经超过2元W，如此之高的价格水平上一次出现还是在我国光伏项目未实现平价开发的2019年及之前时期。在市场看来，高位的组件价格一方面对新能源发电运营商的投资建设积极性形成了一定压制，另一方面也使得市场对于新增投产项目的盈利能力产生担忧。新能源发电运营商盈利及增速的双重压制，导致新能源发电运营商的市场表现如水上浮萍一般，在2022年几乎无法体现出与大盘的独立性，最终全年来看表现在所有子板块中垫底。
　　两极反转明年可期，多重催化近在咫尺
　　稳增长叠加碳中和，新能源投资重要性凸显。碳中和目标的提出以及绿电交易的推进，所带来的行业发展确定性是2021年新能源发电运营估值提升的重要推力。在2022年经济下行压力加大的背景下，在多个层面新能源发电资产的投资建设都成为了稳增长的重要抓手，新能源运营链的政策导向确定性依然清晰，重要性甚至在2023年宏观经济波动率进一步提升的背景下更加凸显。
　　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》，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，此外通知提出对大型风光电基地建设等重大项目，要加快规划环评和项目环评进度，保障尽快开工建设。5月30日，国务院转发《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。由于新能源建设周期相对较短，此前大规模的电源建设投资额将会在2023年形成大批装机交付，同时第一批大基地项目也将陆续进入收获期，因此2023年新能源装机增长斜率我们认为依然可以更加积极地看待。
　　补贴发放堵点疏通在即，现金收入改善促进投资。3月24日，财政部官网发布《2022年中央政府性基金支出预算表》，其中其他政府性基金支出的预算数从2021年预算数958亿元大幅增加至4594。47亿元。根据我们的测算，我国可再生能源补贴缺口预计在40005000亿左右，与此次支出增量规模较为接近，此次其他政府性基金支出增量资金用于可再生能源电价附加收入安排的支出具备现实可参考依据。2022年5月11日，国常会提出在前期的支持基础上，再向中央发电企业拨付500亿元可再生能源补贴，也印证了解决补贴欠款、改善新能源项目及运营商现金流的判断。经过接近8个月的可再生能源项目的核查工作，10月28日，信用中国正式发布第一批7334个经核查确认的项目，此次项目核查在于将部分不合规的项目进行清理，相当于风险的集中出清，有利于行业的长期发展。随着核查项目陆续公示，长期困扰行业的补贴拖欠或进入加速解决阶段，新能源运营商的报表质量以及投资能力有望兑现改善预期。
　　绿证绿电制度完善，2023年有望加速扩容。11月16日，国家发改委、国家统计局和国家能源局联合发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（以下简称通知），其中进一步明确了新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，同时提出绿证是可再生能源电力消费的凭证，绿证核发范围包含所有的可再生能源发电项目，建立全国统一的绿证体系，由国家可再生能源信息管理中心根据国家相关规定和电网提供的基础数据向可再生能源发电企业按照项目所发电量核发相应绿证。根据国家发改委披露数据，截至9月末，我国绿电交易成交量已超200亿千瓦时，核发绿证超5000万张，折合电量超500亿千瓦时。值得注意的是，2022年前9月风光发电量合计为6621亿千瓦时，因此绿电成交电量与实际绿电发电量相比仍然规模非常有限，此次进一步明确将全国可再生能源发电项目全部纳入绿证核发范围之内，且建立全国统一的绿证体系，有望进一步催化整体绿证和绿电交易市场规模的扩容，新能源发电运营商的实际综合电价有希望借此进一步得到有效支撑，以市场化补贴的方式接续此前的行政补贴，保障风光项目的合理投资回报收益。
　　由于新能源项目投资的大量成本在建设期确认，因此除了上网电价以及其附加收益外，成本变化依然是市场关注的重点。2021年以来，市场所关注的新能源盈利影响因素主要包括建设成本和配储成本，虽然风机造价持续下降，但光伏组件价格持续高位，同时配储所带来的成本压力也导致新能源项目预期收益能见度降低。但是，展望明年还会这样吗？中游价格已现疲态，两极反转预期增强。从组件价格的维度来看，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、等上游企业大多聚集在2021年底和2022年实现产能释放，我们认为多晶硅供需紧张的情况有望在2023年整体实现边际缓解。实际上，10月31日中环硅片价格实现年内首降，11月23日组件价格也实现了年内首降，根据PVInfolink所公布的数据，单晶166182210组件价格均环比上一期价格降低0。01元W，上游价格的位置判断预期正在逐步形成统一，叠加通威入局中游环节后所掀起的价格竞争，有望加速促使产业链利润分配向下游流转，届时将彻底扭转市场今年对新能源发电运营盈利增速和质量的偏弱预期。
　　现阶段配储仅作成本项，未来增量收益不应忽视。从配储成本的影响维度来看，随着新能源发电项目的大规模建设，各地对于新能源配储能的要求客观来说有所提升。需要说明的是，对于运营商而言现阶段新能源发电项目通常把配储作为纯成本项进行核算，主要原因还是因为配套储能的成本回收机制并不完善。但是，随着《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》的印发，文件提出以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。换而言之，未来参与电力市场、获取额外收入，将成为配建储能的成本回收渠道之一，因此当前的成本项实际上在未来大概率会成为增量收益项，这无疑将成为左右项目投资回报收益率判断的重要因素。
　　南网明确两个细则，费用分摊机制明朗。2021年12月24日，国家能源局正式发布《电力辅助服务管理办法》，将此前辅助服务的资金来源由此前的发电侧集资改为由发电侧和用户侧共同承担。2022年6月13日，国家能源局南方监管局印发《南方区域电力并网运行管理实施细则》、《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及相关专项实施细则，新版南方区域两个细则2023年1月1日起正式执行。在辅助服务补偿费用的承担上，市场化电力用户和发电侧并网主体将分别分摊一半的费用。我们认为，南方地区的两个细则更新，正式理顺了辅助服务费用的分摊机制，也一定程度上会打消市场对于新能源发电机组全额承担辅助服务费用的担忧。在电力体制改革的历史长河中，南方地区历来扮演着我国电力市场化改革排头兵的角色，此次分摊机制的明确会对其他省份的辅助服务费用传导机制建立提供有益的借鉴意义。
　　新纪元能源，如何指导新纪元下的能源投资？
　　收益率比肩Google，新能源运营龙头凭什么？在当前我国新能源发电行业正处于变革机遇的背景下，我们将视角从国内移至全球，试图寻找海外投资者对于新能源发电的投资观点和逻辑构建。我们发现，2011年以来世界电力行业龙头公司及美国新能源发电的先行者新纪元能源公司（NEXTERAENERGY，NEE），其股票收益率与被称为美股科技五巨头FANNG之一的谷歌公司几乎并驾齐驱，并远超标普500同期收益率。在市场传统的思维中，公用事业行业作为缺乏弹性的价值行业，似乎很难与极具成长性的科技行业相提并论，更遑论科技行业的明星公司。毫无疑问，NEE的优异表现向我们证明并重申一个概念：在成熟的资本市场中，价值与成长并不冲突，能源行业坡长雪厚，短期的价值股可能是长期的成长股。
　　业绩规模持续扩张，稳定性和可预期性强。由于NEE2018年以来多次进行资本运作，存在大量的非经常性损益，因此我们使用调整税前利润作为参考。复盘2010年以来的业绩表现，NEE调整税前利润从2010年的22。10亿美元涨至2021年的48。75亿美元，累计涨幅达120。59，利润总额也从6家公用事业公司中的倒数第三位上升至第一。更加重要的是，NEE的业绩稳定性或者可预期性，也同样处于美国公用事业公司中的领先水平，这与我们在产业生命周期章节里所讨论的观点一致，估值并不完全取决于短期增速，在龙头进阶的阶段里资产久期是估值的重要贡献来源。
　　高速成长的核心驱动，源自新能源持续布局。与我国不同，美国电力需求早已经步入瓶颈期，2021年美国发电量为4。12万亿千瓦时，甚至略低于美国2010年的4。13万亿千瓦时。但是，总市场规模的稳定并不代表结构的稳定，2010年以来美国新能源发电量快速增长，2021年美国新能源发电量达到4944亿千瓦时，较2010年增长416，新能源无论海内外都是高速崛起的赛道。在此期间，NEE发挥其新能源业务领先优势，积极拥抱电力清洁化浪潮，大力发展新能源业务，20102021年间NEE装机规模增长了51。26，增速在美国主流上市电力公司中排名第一，远高于美国全国仅有10的装机增长。虽然杜克能源同期也有50。55的装机增长，但其背后是2012年与进步能源公司合并重组的结果。在总量边际增速放缓甚至规模萎缩的情况下，NEE在新能源领域细分领域的积极下注，实现了市场占有率的弯道超车，最终为其和股东带来了丰厚的回报。
　　估值中枢的提升，背后核心原因是什么？公司优异的表现，并不能完全通过公司业绩的提升解释，因此估值维度的贡献也是我们需要进一步探讨的关键。从NEE的历史估值来看，公司并不是一直都处于如同近两年的高估值状态，在2019年以前公司PE估值大多数时间都在1025x的区间内变化，2018年末是NEE估值水位的拐点，随后便进入了估值持续提升的通道，并一路上涨到超过100xPE的水平。回顾NEE历史以来的单季度业绩增速可以发现，在估值快速拔高的同一时期，NEE业绩增速并没有显著提升，往后看一年时间内的业绩也并无非常显著的高增长。也就是说，彼时的估值提升并非基于业绩展望上修所带来，这与普遍认知中高增长与高估值的线性匹配存在一定的差异。
　　正如我们在前文所探讨的，估值并不完全取决于短期增速，同时也取决于资产久期的预期。首先，从实际落地的情况来看，美国风电和光伏装机自2017年开始新增规模及斜率持续提升，并成为电力新增供给的主体电源。而且，由于传统化石能源装机规模的净减少，风电和光伏合计新增装机远超过总装机的增长，换而言之获得了超出总量的超额增长。得益于风电和光伏装机总规模的持续提升，以及对传统能源装机的市场替代，美国风电和光伏发电量占比也在同期明显加速提升。
　　发电技术路径更替，背后核心在于经济性。随着风电和光伏建设成本的持续降低，以及生态环保等因素对传统能源发电提出更严格的要求从而导致其成本提升，美国的风电和光伏LCOE具备了相对煤电、气电的优势。从时间维度来看，由于美国本身煤炭资源禀赋相对一般，美国煤电发电成本较高，风电、光伏早已具备相对煤电发电的成本优势；气电方面来看，风电在2016年实现了对气电的LCOE优势，光伏在2018年也实现了LCOE的相对优势，而这一时点正好与NEE估值快速拉升的时期节点契合。
　　盈利估值边际改善，绝对收益配置方向。回归到风险资产的定价模型中，将其进一步简化便可以看出，除EPS的盈利贡献之外，风险资产的资本市场定价还受到折现率及行业增速的影响。站在当前时点展望，我国新能源行业的基本面已经呈现出确定性改善趋势，在组件价格回落以及稳增长政策的双轮加持下，行业的增长斜率较此前预计将有边际改善。展望2023年，我们认为在行业基本面拐点明确以及估值修复预期增强的背景下，新能源运营行业的戴维斯双击布局机遇已然临近，绝对收益配置价值凸显。
　　核电迎来投产低谷，业绩增长穿越周期
　　核电三年核准空窗，导致23年投产低谷。由于受到福岛核事件、华龙一号验证以及供需环境影响，在2015年12月防城港核电4号机组获批后，2016年新建项目审批又重回零封状态，20162018年，我国连续三年核电机组零审批。2019年福建漳州、广东惠州核电项目率先获得国常会核准，随后2020年我国进一步审批了海南昌江、浙江三澳以及福建霞浦核电项目，正式确认了我国核电新机组项目审批在经历三年零封后正式迎来重启。但是，由于核电机组普遍需要6070个月的资本开支投入周期，因此我国核电行业将在2023年面临装机成长的低谷。
　　2022年的低基数，2023年的稳增长。2022年110月份核电发电量3407亿千瓦时，同比仅增长1。2，而实际上核电机组装机同比增速已经有4。3，发电量增速低于装机增速的背后，是受大修天数同比显著增加、进而压制核电产能利用效率的影响。110月份核电机组利用小时为6226小时，同比减少245小时。由于核电机组大修存在一定的周期性，两次大修相隔周期约为18个月左右，因此2022年偏多的大修天数也在2023年形成了低基数效应。展望2023年，即使全行业核电机组投产规模有限，但基于核电机组优先上网的消纳优势，核电电量仍有望实现同比增长。而且，更为重要的是，由于电量提升并非受益于装机增长，2023年核电电量的增长所对应的成本项提升大概率将低于此前的年份，因此我们认为2023年虽然行业层面核电新增机组会处于成长的低位，但这并不意味着上市公司业绩增速也会同样与之回落，核电业绩增长具备穿越投产周期的能力。
　　积极发力新能源，护航业绩表现。虽然核电主业装机成长性偏弱，但是如中国核电十四五期间也在大力发展新能源业务，根据中国核电此前的规划，预计公司十四五末新能源装机目标达到3000万千瓦，相对于2021年末的887万千瓦而言还需新增接近2100万千瓦，对应年均超500万千瓦的新能源装机提升。因此，新能源业务的快速增长将对公司核电机组投产的空窗期形成有效的填补，进一步护航公司业绩表现。
　　老旧机组扩容，核电增量值得重视。虽然暂无新增核电新机组投产，但上市公司中以中国核电为代表仍在积极推动老旧机组的扩容，截至8月末中国核电累计实现存量机组扩容8万千瓦，由于并非新机组投产，因此这8万千瓦对应的边际成本增量极为有限，按照核电行业超7000小时的利用小时测算，这些机组的扩容会给中国核电带来数亿元的利润增量。
　　费用成本基数偏高，提供降本增效空间。除了收入端的低基数以外，成本端的高基数同样值得关注。2022年二季度以来，受中国核电加大厂址开发力度导致计入当期的管理费用项目前期开发费用增加影响，中国核电的管理费用同比大幅增长，2022年Q2及Q3分别同比增长256。50及118。74，对应的金额增量分别为8。78亿元及6。99亿元。而从历史的维度来看，由于核电厂址开发带来的前期费用增量往往不可持续，因此2022年管理费用或在2023年逐步下行，同样会对2023年公司的业绩增长提供潜在贡献。
　　电力负荷供需紧张，核电成为基荷优选。2020年以来连续3年的电力紧缺，让政策和市场重新审视稳定电源对于电力保供的关键性作用。而遍历各类电源，虽然火电建设周期短、见效速度快，但其大规模新增始终伴随着排放压力的担忧。而核电机组作为当前来看唯一一种既可大规模扩张，又符合双碳政策要求的稳定出力电源，势必会被政策寄予厚望。我们认为中长期维度来看，在双碳目标下，核电作为整个电力系统的基荷能源作用将会愈发重要，因此核电是碳中和下不可或缺的一块拼图。
　　在2021年初《拥抱碳中和》系列深度研究开篇报告中，我们就提出核电具备清洁、高效、稳定的特性，并有望在双碳的时代背景之下得到加速发展，核电机组审批也有望达到68台的年均水平。截至2022年11月25日，我国今年已经累计核准机组高达10台，这是自我国核电开启商业化建设以来的第二高峰，核准数量仅次于2008年的14台。今年的核准数量超出市场预期，也印证了我们一直所强调的核电加速建设对冲经济下行压力的判断。在此前发布的《十四五现代能源规划》中提出，积极安全有序发展核电，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，目标到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦，我们认为这已经表明高层对于核电的态度发生了关键变化，随着核电行业的建设投资加速和可持续性提升，中国核电、中国广核等相关上市公司有望率先受益于行业产能空间的库容。
　　总结来看，对于核电行业上市公司来说，2023年机组投产的空窗期并非意味着业绩增长的停滞期，由于2022年大修天数增加所带来的低基数效应，以及核电机组的积极改造扩容，我们判断2023年核电依然能够实现电量提升。而且，由于成本端边际变化有限，因此2023年核电电量的提升所带来的业绩增量将高于往年。此外，新能源资产的持续扩张，也将有效填平滑核电机组投产偏少所带来的盈利增长斜率冲击。中远期来看，核电具备清洁、高效、稳定的不可替代特性，有望在双碳的时代背景之下得到加速建设，我们看好核电行业短期业绩增长的稳定性以及长期的行业发展潜力。
　　（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。）
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