電力行業(yè)2023年度投資策略-“漲聲”再起1、回顧2022：你方唱罷我登臺1.1、2022年市場回顧2022年以來，電力行業(yè)整體表現(xiàn)強(qiáng)于大盤，年初至2022年11月28日，電力（申萬）指數(shù)下跌12.93%，在125個(gè)申萬二級行業(yè)分類中收益率排名37位，跑贏滬深300指數(shù)11.50pct，同期滬深300指數(shù)下跌24.43%。各子板塊中，火電指數(shù)（申萬）下跌0.70%，水電指數(shù)（申萬）下跌4.33%，風(fēng)電指數(shù)

（申萬）下跌24.89%，光伏指數(shù)（申萬）下跌26.66%，電能綜合（申萬）下跌22.34%，分別相較滬深300指數(shù)+23.74pct、+20.11pct、-0.45pct、-2.23pct、+2.09pct，火電、水電板塊相對收益表現(xiàn)較好。1.2、需求側(cè)：疫情陰云下的高溫“騎士”，增速仍為正2022年前三季度，我國GDP為87.03萬億元，按不變價(jià)格計(jì)算，同比增長3.0%。分產(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)增加值5.48萬億元，增長4.2%；第二產(chǎn)業(yè)增加值35.02萬億元，增長3.9%；第三產(chǎn)業(yè)增加值46.53萬億元，增長2.3%。分季度看，Q1同比增長4.8%，Q2增長0.4%，Q3增長3.9%。2022年伊始，全國范圍內(nèi)多地疫情集中發(fā)生，尤其4、5月上海全域封閉，長三角火車頭“熄火”，整個(gè)長三角區(qū)域用電需求增速快速下滑，2Q22全社會用電量2.05萬億千瓦時(shí)，同比增長2.2%，較去年同期回落10.6pct。三季度高溫肆虐，7、8月份分別為歷史同期第二、第一高溫月份，三產(chǎn)及居民用電需求激增，Q3全社會用電量達(dá)2.40萬億千瓦時(shí)，同比增長7.4%。1-10月份，全社會用電量7.18萬億千瓦時(shí)，同比增長3.8%，2019-2022年同期CAGR為6.6%。分產(chǎn)業(yè)看：第一產(chǎn)業(yè)用電量947億千瓦時(shí)，同比增長9.9%，比上年同期回落8.6個(gè)百分點(diǎn)，2019-2022三年CAGR為13.5%；第二產(chǎn)業(yè)用電量47086億千瓦時(shí)，同比增長1.7%，比上年同期回落9.6個(gè)百分點(diǎn)，2019-2022三年CAGR為5.7%；第三產(chǎn)業(yè)用電量12479億千瓦時(shí)，同比增長4.2%，比上年同期回落15.8個(gè)百分點(diǎn)，2019-2022三年CAGR為7.9%；城鄉(xiāng)居民生活用電量11247億千瓦時(shí)，同比增長12.6%，比上年同期提高5.3個(gè)百分點(diǎn)，2019-2022三年CAGR為8.6%。對比2022年與2021年前10月的分產(chǎn)業(yè)用電量情況，可以發(fā)現(xiàn)一產(chǎn)占比提升0.1個(gè)百分點(diǎn)，二產(chǎn)占比下滑1.0個(gè)百分點(diǎn)，三產(chǎn)占比下滑0.1個(gè)百分點(diǎn)，居民用電占比提升1.1個(gè)百分點(diǎn)。1.3、供給側(cè)：上半場水電，下半場火電2022年來水演繹過山車式行情，上半年來水持續(xù)超預(yù)期，水電出力提升疊加疫情擾動(dòng)，火電出力被擠壓，3-6月連續(xù)4個(gè)月同比負(fù)增長；但到主汛期，來水?dāng)嘌率较禄珖秶鷥?nèi)的持續(xù)高溫，保供壓力下火電出力提振，增速轉(zhuǎn)正。2022年1-10月，電源投資：主要企業(yè)電源工程合計(jì)完成投資4607億元，同比增長27.0%，與2019年同期相比，三年CAGR為30.7%。新增裝機(jī)：全國新增裝機(jī)容量12796萬千瓦，比上年同期多投產(chǎn)2252萬千瓦，增幅21.4%。裝機(jī)容量：截至10月底，全國規(guī)上電廠裝機(jī)容量23.03億千瓦，同比增長6.5%，三年CAGR為7.2%。利用小時(shí)：全國發(fā)電設(shè)備累計(jì)平均利用小時(shí)3083小時(shí)，比2021年同期下降97小時(shí)。發(fā)電量：全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量6.96萬億千瓦時(shí)，同比增長2.2%，三年CAGR為5.8%。與上年同期相比，風(fēng)電、光伏發(fā)電量在總發(fā)電量中的占比提升2.1、0.6個(gè)百分點(diǎn)，水、火、核分別下降了0.1、1.5、0.1個(gè)百分點(diǎn)。1.4、景氣度：邊際改善2022年前三季度，電力行業(yè)94家上市公司中，實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤同比增長的有45家，另有5家公司扭虧為盈；有27家公司歸母凈利潤同比下降，另有5家出現(xiàn)虧損、12家持續(xù)虧損。3Q22，實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤同比增長的有34家，另有17家公司扭虧為盈；有23家公司歸母凈利潤同比下降，另有4家出現(xiàn)虧損、16家持續(xù)虧損。在各子板塊中，2022年前三季度火電（含熱電、生物質(zhì)發(fā)電等）板塊47家公司中，有17家實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤同比增長、4家扭虧為盈，同比下降的有14家，另有3家出現(xiàn)虧損、9家持續(xù)虧損；水電（含地電等）板塊的21家公司中有12家實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤同比增長，另有8家同比下降虧損、1家虧損；新能源（核電、風(fēng)電、光伏發(fā)電）板塊26家公司中，有16家實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤同比增長、1家扭虧為盈，同比下降的有5家，另有1家出現(xiàn)虧損、3家持續(xù)虧損。3Q22火電

（含熱電、生物質(zhì)發(fā)電等）板塊47家公司中，有10家實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤同比增長、14家扭虧為盈，同比下降的有7家，另有1家出現(xiàn)虧損、15家持續(xù)虧損；水電

（含地電等）板塊的21家公司中有10家實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤同比增長，同比下降的有9家，另有2家出現(xiàn)虧損；新能源（核電、風(fēng)電、光伏發(fā)電）板塊26家公司中，有14家實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤同比增長、3家扭虧為盈，同比下降的有7家，另有1家出現(xiàn)虧損、1家持續(xù)虧損。2022年前三季度，A股電力行業(yè)營業(yè)收入、營業(yè)成本、歸母凈利潤同比分別增長28.5%、29.5%、23.8%，毛利率為17.4%，較去年同期回落0.6個(gè)百分點(diǎn)。3Q22，A股電力行業(yè)營業(yè)收入、營業(yè)成本、歸母凈利潤同比分別增長29.5%、24.0%、120.7%，毛利率、凈利率分別為16.0%、7.9%，較3Q21分別提升3.7、4.0個(gè)百分點(diǎn)。2、展望2023：電價(jià)“漲聲”再起2.1、煤價(jià)居高不下，電廠苦不堪言自2021年以來，面對超預(yù)期的需求與局部的供給緊缺，火電始終發(fā)揮著中流砥柱的托底保供作用，但成本端也承受著前所未有的壓力，據(jù)中電聯(lián)測算，2021年因電煤價(jià)格上漲導(dǎo)致全國煤電企業(yè)電煤采購成本額外增加6000億元左右；2022年前三季度全國煤電企業(yè)電煤采購成本同比再增加2600億元左右，仍有超過一半以上的煤電企業(yè)處于虧損狀態(tài)。10月25日，中電聯(lián)發(fā)布《2022年三季度全國電力供需形勢分析預(yù)測報(bào)告》，其中提出“電價(jià)上浮后仍與煤價(jià)水平錯(cuò)位的地區(qū)，考慮重新核定基準(zhǔn)價(jià)”。在2021年10月11日《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號）后，“漲電價(jià)”再次被正式提出。假設(shè)火電機(jī)組運(yùn)營中：折舊成本為0.05元/kWh；

運(yùn)維及其他成本為0.05元/kWh；

增值稅稅率為13%。據(jù)此測算得到各地燃煤基準(zhǔn)價(jià)上浮20%以后的營業(yè)收入-營業(yè)成本平衡點(diǎn)

（即毛利率=0%）對應(yīng)的煤價(jià)。面對煤電困境，漲電價(jià)的呼聲日益高漲。11月8日，中電聯(lián)發(fā)布了《適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的電價(jià)機(jī)制研究報(bào)告》，提出：

建立完善煤電基準(zhǔn)價(jià)聯(lián)動(dòng)機(jī)制，建議在基準(zhǔn)價(jià)中及時(shí)反映燃料成本變化，可以將秦皇島港5500大卡下水煤基準(zhǔn)價(jià)535元/噸對應(yīng)全國平均煤電基準(zhǔn)價(jià)0.38元/千瓦時(shí)設(shè)置為基點(diǎn)，按照標(biāo)煤價(jià)格上漲或下降100元/噸對應(yīng)煤電基準(zhǔn)價(jià)上漲或下降0.03元/千瓦時(shí)的標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行聯(lián)動(dòng)。按照當(dāng)前政府指定的5500大卡電煤中長期交易均價(jià)675元/噸的水平，有序?qū)⑷珖骄弘娀鶞?zhǔn)價(jià)調(diào)整到0.4335元/千瓦時(shí)的水平，在聯(lián)動(dòng)后的基準(zhǔn)價(jià)水平上再實(shí)施上下浮動(dòng)；科學(xué)設(shè)置煤電中長期交易價(jià)格上下浮動(dòng)范圍，建議選擇現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)，將煤電中長期交易價(jià)格上下浮動(dòng)20%的限制予以放寬；增強(qiáng)可持續(xù)的容量保障能力，推進(jìn)容量保障機(jī)制建設(shè)。漲價(jià)的壓力逐步從底層電廠向上傳導(dǎo)。2022年11月11日，吉林省能源局印發(fā)《吉林省新能源和可再生能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，提出“深化電力體制改革。推動(dòng)完善電價(jià)和電力調(diào)度交易機(jī)制，加強(qiáng)電力輔助服務(wù)市場建設(shè)，不斷完善符合新型電力系統(tǒng)運(yùn)行的配套機(jī)制和市場模式。按照國家要求，擴(kuò)大市場交易電價(jià)的上下浮動(dòng)范圍。2022年11月16日，廣東電力交易中心發(fā)布的《關(guān)于2023年電力市場交易有關(guān)事項(xiàng)的通知》中提到”探索一次能源價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制，當(dāng)綜合煤價(jià)或天然氣到廠價(jià)高于一定值時(shí)，煤機(jī)或氣機(jī)平均發(fā)電成本（扣減變動(dòng)成本補(bǔ)償后）超過允許上浮部分，按照一定比例對年度或月度等電量進(jìn)行補(bǔ)償，相關(guān)費(fèi)用由全部工商業(yè)用戶分?jǐn)偂啊男袠I(yè)呼吁，到部分地方政府出臺的政策，給予了市場對于燃煤上網(wǎng)電價(jià)調(diào)整的期待。2.2、基準(zhǔn)價(jià)、浮動(dòng)范圍，孰能當(dāng)之對于煤電上網(wǎng)電價(jià)的調(diào)整策略，主要有兩種方案：

中電聯(lián)（即電力企業(yè)）：按照當(dāng)前政府指定的5500大卡電煤中長期交易均價(jià)675元/噸的水平，有序?qū)⑷珖骄弘娀鶞?zhǔn)價(jià)調(diào)整到0.4335元/千瓦時(shí)的水平（對應(yīng)5500K電煤價(jià)格上調(diào)140元/噸），此舉對于發(fā)電企業(yè)來說，可以得到更為穩(wěn)定的上網(wǎng)電價(jià)。主管部門/機(jī)構(gòu)（即政府）：更傾向于擴(kuò)大煤電上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)范圍，此舉將給予政府更多的政策靈活性，但對于發(fā)電企業(yè)而言意味著更多的不確定性。考慮到煤電基準(zhǔn)價(jià)/標(biāo)桿電價(jià)的參照系作用，如果調(diào)整基準(zhǔn)價(jià)/標(biāo)桿電價(jià)，會對其他非煤電電源類型的上網(wǎng)電價(jià)制定造成影響，因此政府對于基準(zhǔn)價(jià)/標(biāo)桿電價(jià)調(diào)整的謹(jǐn)慎態(tài)度實(shí)屬正常。擴(kuò)大浮動(dòng)比例的范圍可能是當(dāng)前階段更有可能獲得推進(jìn)的電價(jià)調(diào)整路徑。我們認(rèn)為在市場參與主體不斷擴(kuò)容、順價(jià)機(jī)制逐步建立后，隨著長協(xié)交易規(guī)模的擴(kuò)大和占比的提升，未來長協(xié)電價(jià)可能會取代原燃煤標(biāo)桿電價(jià)、現(xiàn)基準(zhǔn)價(jià)，成為市場化交易中新的標(biāo)桿參照系。從2022年電力市場年度長協(xié)交易情況來看，廣東省成交電量2616億千瓦時(shí)，成交均價(jià)0.497元/千瓦時(shí)，較基準(zhǔn)價(jià)上浮0.034元/千瓦時(shí)，漲幅7.3%；江蘇省總成交電量2529億千瓦時(shí)，成交均價(jià)0.467元/千瓦時(shí)，較基準(zhǔn)價(jià)上浮0.076元/千瓦時(shí)，漲幅19.4%。全國各地漲幅不一，但各地的跨省區(qū)外來水電、核電、風(fēng)電、光伏等其他非煤電電源類型的交易電價(jià)，均或多或少的參考了煤電市場化交易電價(jià)的結(jié)果。因此，即使最終調(diào)整的是浮動(dòng)范圍，但煤電市場交易電價(jià)的上漲，理論上對于大部分電源類型的電價(jià)水平均會帶來提升作用。3、各板塊投資策略3.1、水電：潮起潮落，轉(zhuǎn)型當(dāng)時(shí)3.1.1、來水反轉(zhuǎn)，汛期反枯上半年全國平均降水量較常年同期偏多，Q1、Q2水電發(fā)電量同比增長12.7%、26.1%，較去年同期提高12.2、23.9pct。Q3汛期反枯，來水?dāng)嘌率较禄姲l(fā)電量同比下降12.5%，較上年同期回落11.2pct，A股水電板塊營收、成本、歸母凈利潤的增速分別為+8.9%、+21.3%、-10.8%，毛利率同比下降5.7個(gè)百分點(diǎn)至44.5%，凈利率同比下降5.9個(gè)百分點(diǎn)至32.9%。3.1.2、外送水電受益煤電電價(jià)上行2014年1月11日，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于完善水電上網(wǎng)電價(jià)形成機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格[2014]61號），對2月1日以后新投產(chǎn)的水電站，按照兩種類型確定上網(wǎng)電價(jià)：跨省跨區(qū)域交易價(jià)格由供需雙方協(xié)商確定。跨省、跨區(qū)域送電水電站外送電量的上網(wǎng)電價(jià)按照受電地區(qū)落地價(jià)扣減輸電價(jià)格（含線損）確定，其中，跨省（區(qū)、市）輸電價(jià)格由國家發(fā)展改革委核定；跨區(qū)域電網(wǎng)輸電價(jià)格由國家能源局審核，報(bào)國家發(fā)展改革委核準(zhǔn)；受電地區(qū)落地價(jià)由送、受電雙方參照受電地區(qū)省級電網(wǎng)企業(yè)平均購電價(jià)格協(xié)商確定。省內(nèi)上網(wǎng)電價(jià)實(shí)行標(biāo)桿電價(jià)制度。各省（區(qū)、市）水電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)以本省省級電網(wǎng)企業(yè)平均購電價(jià)格為基礎(chǔ)，統(tǒng)籌考慮電力市場供求變化趨勢和水電開發(fā)成本制定；水電比重較大的省（區(qū)、市），可在水電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)基礎(chǔ)上，根據(jù)水電站在電力系統(tǒng)中的作用，實(shí)行豐枯分時(shí)電價(jià)或者分類標(biāo)桿電價(jià)。至此，水電上網(wǎng)電價(jià)呈現(xiàn)為三種模式：按照“還本付息電價(jià)”或“經(jīng)營期電價(jià)”制定的獨(dú)立電價(jià)，省內(nèi)執(zhí)行的標(biāo)桿電價(jià)，以及跨省跨區(qū)送電的協(xié)商電價(jià)。2015年5月5日，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于完善跨省跨區(qū)電能交易價(jià)格形成機(jī)制的通知》(發(fā)改價(jià)格[2015]962號)，以向家壩、溪洛渡和雅礱江梯級水電站為例，確定了按照落地省燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)和輸電價(jià)格和線損倒推確定上網(wǎng)電價(jià)的跨省跨區(qū)送電價(jià)格形成機(jī)制。3.1.3、內(nèi)延抽蓄、外拓風(fēng)光，轉(zhuǎn)型正當(dāng)時(shí)眾所周知，大型水電站在建成投產(chǎn)后堪稱“印鈔機(jī)”，可以為運(yùn)營企業(yè)帶來強(qiáng)勁的現(xiàn)金流。國內(nèi)大水電開發(fā)已進(jìn)入后期，水電企業(yè)憑借自身優(yōu)秀的現(xiàn)金流積極進(jìn)行新能源轉(zhuǎn)型。而在水電企業(yè)最擅長的領(lǐng)域，抽水蓄能一方面可以作為配套獲取風(fēng)、光資源的有利抓手，另一方面也是傳統(tǒng)水電工程設(shè)計(jì)、開發(fā)、運(yùn)營的內(nèi)部延伸。作為目前最成熟的調(diào)峰調(diào)頻電源，隨著碳中和目標(biāo)的提出，風(fēng)光的大規(guī)模開發(fā)打開了抽蓄的廣闊前景。根據(jù)水規(guī)總院的數(shù)據(jù)，2021年底，國內(nèi)儲能市場裝機(jī)規(guī)模達(dá)到43.44GW，其中抽水蓄能裝機(jī)為36.39GW，占比83.8%。2021年，國內(nèi)抽蓄新增裝機(jī)5.25GW，同比增長337.7%；全年核準(zhǔn)裝機(jī)規(guī)模13.70GW。考慮到抽蓄5-10年的建設(shè)周期，到“十四五”末能夠投產(chǎn)的項(xiàng)目基本可以確定是已開工建設(shè)項(xiàng)目的一部分。根據(jù)2021年9月國家能源局發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，到2025年實(shí)現(xiàn)投產(chǎn)裝機(jī)6200萬千瓦，到2030年實(shí)現(xiàn)投產(chǎn)裝機(jī)1.2億千瓦，則“十五五”的5年間，年均新增裝機(jī)1160萬千瓦。通過梳理現(xiàn)有在建項(xiàng)目的預(yù)計(jì)投產(chǎn)時(shí)間，預(yù)計(jì)到2025年在運(yùn)裝機(jī)可達(dá)到約6104萬千瓦、2030年將達(dá)到約10762萬千瓦。3.2、火電：冬去春來，輕歌快馬3.2.1、3Q22營收成本增速差回正面對斷崖式來水，保供壓力下，火電出力提振，3Q22火電完成發(fā)電量16417億千瓦時(shí)，同比增長9.4%，較去年同期提升1.9pct，環(huán)比增長29.6%。受益于市場電價(jià)上行，A股火電板塊單季營收同比增長31.9%；同時(shí)隨著電煤長協(xié)覆蓋比例的提高，自1Q21以來，火電首次單季度營收增速高于成本增速，成本端承壓緩解；單季度毛利率為8.3%，相比3Q21、4Q21分別提升6.6、19.0個(gè)百分點(diǎn)，主要火電企業(yè)如國電電力、華電國際等14家火電企業(yè)實(shí)現(xiàn)單季度扭虧為盈，火電板塊景氣度上行。面對今冬明春可能出現(xiàn)的“三重”拉尼娜氣候，冷冬、缺電的預(yù)期仍然存在，保供壓力下，火電出力有望持續(xù)提升，政策端持續(xù)貫徹落實(shí)長協(xié)三個(gè)100%要求，Q4預(yù)計(jì)火電仍將維持高景氣度，同時(shí)煤電成本端將繼續(xù)改善，帶動(dòng)業(yè)績修復(fù)。3.2.2、全面市場化，煤電實(shí)時(shí)聯(lián)動(dòng)在標(biāo)桿電價(jià)時(shí)代，2004年12月15日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于建立煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制的意見》，要求加強(qiáng)電煤價(jià)格監(jiān)測工作，穩(wěn)妥實(shí)施煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)，適當(dāng)調(diào)控電煤價(jià)格，加強(qiáng)對電煤價(jià)格的監(jiān)督檢查。煤電聯(lián)動(dòng)調(diào)節(jié)機(jī)制建立后，經(jīng)過十年的運(yùn)行，到2015年底全國煤電機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)共進(jìn)行了11次調(diào)整。其中，除2009年11月20日為合理反映燃煤電廠投資、煤價(jià)、煤耗等情況變化；2013年9月25日為支持可再生能源發(fā)展，鼓勵(lì)燃煤發(fā)電企業(yè)進(jìn)行脫硝、除塵改造；以及2014年9月1日為進(jìn)一步疏導(dǎo)燃煤發(fā)電企業(yè)脫硝、除塵等環(huán)保電價(jià)矛盾這3次以外，明確因煤電聯(lián)動(dòng)而調(diào)整共執(zhí)行了8次。而在這8次中，6次上調(diào)、2次下調(diào)。觀察歷次煤電聯(lián)動(dòng)調(diào)整，電煤價(jià)格的變動(dòng)與煤電標(biāo)桿電價(jià)的調(diào)整存在一定的時(shí)間錯(cuò)配窗口，煤電企業(yè)有望在電煤價(jià)格下行通道內(nèi)獲益。但在2021年10月11日國家發(fā)改委《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號）中提到“有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價(jià)，燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場”，煤電上網(wǎng)價(jià)格對于電煤價(jià)格變動(dòng)反應(yīng)更為敏感。以市場交易電量最大的蘇、粵兩省為例，江蘇省2022年度長協(xié)電量2647億度，以2021年全省發(fā)電量為基數(shù)測算的占比42.6%；前11個(gè)月的月度交易累計(jì)電量901億度，占比14.5%。廣東省2022年度長協(xié)電量2725億度，以2021年全省發(fā)電量為基數(shù)測算的占比43.2%；前11個(gè)月的月度交易累計(jì)電量44億度，占比0.7%。此外，廣東省從2022年正式開始的日間現(xiàn)貨交易，其價(jià)格水平對供需的反應(yīng)更為迅速。3.2.3、“電荒”倒逼政策轉(zhuǎn)向，煤電“重啟”需關(guān)注產(chǎn)業(yè)鏈供需2021年11月13日，《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會

（COP26）在英國格拉斯哥閉幕，大會達(dá)成決議文件，就《巴黎協(xié)定》實(shí)施細(xì)則達(dá)成共識。但在會議中，印度和中國拒絕一項(xiàng)呼吁“逐步淘汰”（phaseout）燃煤發(fā)電的條款，將其改為“逐步減少”（phasedown）。“3060”目標(biāo)下，以煤電為主的火電在國內(nèi)電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)中的角色定位頗為尷尬，“消滅煤電”甚至“火電已死”的討論不絕于耳，大有2011年福島核事故后社會輿論對于核電的態(tài)度，但電源結(jié)構(gòu)的改變遠(yuǎn)不像想象中的那么簡單。從建設(shè)周期來看，火電（主要包括煤電、氣電等）約2-3年、核電約5-7年、大型水電約7-10年，這還不包括耗時(shí)更久的前期規(guī)劃、建設(shè)籌備等環(huán)節(jié)；風(fēng)電、光伏的建設(shè)周期較短，僅需1-2年，但受限于自身的特性，對于電量結(jié)構(gòu)的改變遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于對于裝機(jī)結(jié)構(gòu)的改變。火電作為占據(jù)六成裝機(jī)容量、七成發(fā)電量的主力電源，風(fēng)電、光伏對其在電量結(jié)構(gòu)中的替代作用在短、中期內(nèi)均難有顯現(xiàn)。尤其是占據(jù)五成以上裝機(jī)容量、六成以上發(fā)電量的煤電，在氣電、抽水蓄能、電化學(xué)等新型儲能增量有限的情況下，對于依賴其提供輔助調(diào)節(jié)的風(fēng)電和光伏而言，其存在的必要性或許比消減其份額以提供市場空間更為重要。2021、2022年連續(xù)兩年夏季的極端高溫少雨氣候，暴露了國內(nèi)電力供給偏緊的現(xiàn)狀；而以煤電為主的火電，在保供過程中起到了關(guān)鍵性作用。兩次全國性大范圍的“有序用電”之后，政策對于煤電的態(tài)度也發(fā)生了較大的轉(zhuǎn)變，各省對于新建火電機(jī)組（含氣電）的核準(zhǔn)速度加速，據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，2021年全年國內(nèi)新核準(zhǔn)火電裝機(jī)7.1GW，而今年前三季度已經(jīng)核準(zhǔn)56.8GW，其中單三季度核準(zhǔn)32.0GW。以廣東為例，今年8月開始，廣東省9個(gè)煤電項(xiàng)目陸續(xù)獲得核準(zhǔn)

（含核準(zhǔn)前公示），1個(gè)煤電項(xiàng)目開工，除了廣東國粵韶關(guān)綜合利用發(fā)電擴(kuò)建項(xiàng)目，其他項(xiàng)目都是裝機(jī)容量在百萬千瓦級別的大項(xiàng)目。但快速提升的需求導(dǎo)致上游設(shè)備產(chǎn)能吃緊，或?qū)⒅噩F(xiàn)近兩年光伏產(chǎn)業(yè)鏈的漲價(jià)局面。根據(jù)華潤集團(tuán)招標(biāo)平臺11月29公示其華潤海豐項(xiàng)目3、4機(jī)組（2×1000MW）擴(kuò)建工程項(xiàng)目鍋爐設(shè)備中標(biāo)價(jià)格13.62億元，單臺鍋爐價(jià)值量約6.81億元；而在8月份江蘇國信海港2×1000MW煤電項(xiàng)目鍋爐成套設(shè)備中標(biāo)價(jià)為8億元，單臺鍋爐價(jià)值量約4.00億元。或許“漲電價(jià)”才能確保火電企業(yè)的投資積極性，完成階段性保供任務(wù)。3.3、核電：如期提速，蓄勢待發(fā)3.3.1、電量持平2022年1-10月有2臺機(jī)組投產(chǎn)商運(yùn)，新增裝機(jī)容量228萬千瓦；截至10月底，全國在運(yùn)核電54臺，合計(jì)裝機(jī)容量5561萬千瓦（計(jì)入秦山二核2、3、4號機(jī)組增容），同比增長4.4%。1-10月全國核電設(shè)備累計(jì)平均利用小時(shí)6226小時(shí)，同比下降245小時(shí)、降幅3.8%；雖然有部分機(jī)組因到期大修、故障停運(yùn)等原因出力受限，但發(fā)電量穩(wěn)定，累計(jì)達(dá)到3407億千瓦時(shí)，同比增長1.2%。中核、中廣核前三季度的核電發(fā)電量同比增速分別為+5.3%、-4.0%。3.3.2、審批再提速核電作為零碳排放的電源類型，在“3060“的規(guī)劃下，對于優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)助力”雙碳“目標(biāo)具有重要作用。截至10月底，全國共核準(zhǔn)三門二期、海陽二期、陸豐三期、漳州二期、廉江一期共10臺機(jī)組，合計(jì)裝機(jī)1229萬千瓦。其中，“430”國常會核準(zhǔn)6臺、“913”國常會核準(zhǔn)4臺。2022年1-10月，全國核電工程完成投資額474億元，同比增長19.9%，2019-2021年同期CAGR達(dá)到26.1%，是自2016年以來同期最高值，接近于

“十二五”核電建設(shè)高峰期的水平。在此前發(fā)布的中期策略報(bào)告《擁抱確定，靜待花開》中，我們預(yù)期下半年有6臺機(jī)組可能獲批，其中4臺在“913“國常會已獲得核準(zhǔn)，還未核準(zhǔn)的陸豐一期1、2號機(jī)組與“430”國常會核準(zhǔn)的三門二期、海陽二期情況類似，均是按照CAP1000規(guī)劃，有望在今年年底或明年年初獲得核準(zhǔn)。寧德三期5、6號兩臺“華龍一號”機(jī)組目前也有新動(dòng)作，無論是大唐拿下核電牌照控股、亦或是廣核繼續(xù)控股，均有可能促使其成為下一批獲得核準(zhǔn)的項(xiàng)目。華能控股的石島灣電站正在進(jìn)行一期擴(kuò)建工程環(huán)公示，規(guī)劃建設(shè)4臺“華龍一號“機(jī)組。根據(jù)我們的統(tǒng)計(jì)和測算，除在建（按已核準(zhǔn)口徑）的29臺機(jī)組合計(jì)3369萬千瓦外，包括待核準(zhǔn)項(xiàng)目在內(nèi)共有33臺機(jī)組已開展前期工作，合計(jì)裝機(jī)容量3877萬千瓦；剔除6臺內(nèi)陸廠址的機(jī)組后，剩余27臺機(jī)組合計(jì)裝機(jī)3127萬千瓦。其余沿海廠址可建機(jī)組數(shù)超50臺，合計(jì)裝機(jī)容量超6000萬千瓦。按照行業(yè)普遍預(yù)期的每年6-8臺新核準(zhǔn)機(jī)組數(shù)量，現(xiàn)有沿海廠址仍可支持10年左右的項(xiàng)目儲備。3.3.3、老機(jī)組看交易價(jià)，新機(jī)組看標(biāo)桿價(jià)核電上網(wǎng)電價(jià)的標(biāo)桿化來得比煤電和水電要晚許多，1130號文規(guī)定：對新建核電機(jī)組實(shí)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策，核定全國核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為每千瓦時(shí)0.43元；核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高于核電機(jī)組所在地燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的地區(qū)，執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)。此外，通知對核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)低于核電機(jī)組所在地燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的地區(qū)，以及承擔(dān)核電技術(shù)引進(jìn)、自主創(chuàng)新、重大專項(xiàng)設(shè)備國產(chǎn)化任務(wù)的首臺或首批核電機(jī)組或示范工程留有余地，規(guī)定其上網(wǎng)電價(jià)可在全國核電標(biāo)桿電價(jià)基礎(chǔ)上適當(dāng)提高。2019年3月20日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于三代核電首批項(xiàng)目試行上網(wǎng)電價(jià)的通知》（發(fā)改價(jià)格[2019]535號），明確對承擔(dān)技術(shù)引進(jìn)的首批核電機(jī)組予以支持，規(guī)定了三代核電首批項(xiàng)目三門、海陽、臺山一期的試行上網(wǎng)電價(jià)，并要求按照原則性滿發(fā)原則安排發(fā)電計(jì)劃。觀察核電標(biāo)桿電價(jià)的制定準(zhǔn)則，可見其主要是參考所在地區(qū)煤電標(biāo)桿電價(jià)。而通常情況下新投產(chǎn)機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)不高于當(dāng)?shù)孛弘姌?biāo)桿，體現(xiàn)了核電對于煤電的替代能力。目前，全國54臺在運(yùn)核電機(jī)組中，除福清5、6號機(jī)組，華能石島灣電站尚未得到發(fā)改委電價(jià)核準(zhǔn)，紅沿河6號機(jī)組暫定執(zhí)行燃煤基準(zhǔn)電價(jià)外，其余50臺機(jī)組，有21臺機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)低于當(dāng)?shù)孛弘姌?biāo)桿電價(jià)（含脫硫、脫硝、除塵、超低排放電價(jià)），有26臺機(jī)組高于煤電標(biāo)桿，另有3臺持平。3.4、綠電：博弈預(yù)期差3.4.1、“跑馬圈地”，裝機(jī)高歌猛進(jìn)根據(jù)國家能源局公布的數(shù)據(jù)，2022年1-10月風(fēng)電新增裝機(jī)容量2114萬千瓦，同比增長10.1%；2022年10月底全國