動力電多少錢一度（電力行業中期策略）

（報告出品方/作者：長江證券，張韋華，司旗，宋尚騫）火電：短期擾動無需擔憂，反轉之勢日漸清晰在疫情持續擾動、地緣紛爭突發的影響下，更加持久和廣泛的通脹引發“滯漲”擔憂，繼而演變成為對于宏觀經濟以及利率政策的困擾。受此影響，2022年開年至今

（報告出品方/作者：長江證券，張韋華，司旗，宋尚騫）

火電：短期擾動無需擔憂，反轉之勢日漸清晰

在疫情持續擾動、地緣紛爭突發的影響下，更加持久和廣泛的通脹引發“滯漲”擔憂， 繼而演變成為對于宏觀經濟以及利率政策的困擾。受此影響，2022 年開年至今火電行 情的波動性也在明顯提升，回顧年初以來行業的走勢，火電行情可以主要分為 4 個階段：

第一階段：1 月至 2 月末，火電作為 2021 年全年及 2021 年 12 月絕對收益大幅 領先的板塊，疊加本身同期大盤表現羸弱，因此從交易層面面臨一定的壓力，火電 板塊在此階段持續承壓。

第二階段：2 月末至 3 月初，2 月 24 日，國家發改委印發《關于進一步完善煤炭 市場價格形成機制的通知》，正式出臺下水煤及重點地區出礦環節中長期交易價格 合理區間，基于成本端的大幅改善的預期，火電迅速積累超額收益。

第三階段：3 月中旬至 4 月初，受市場供需環境再次影響，煤價快速上行，3 月 24 日秦皇島 5500 大卡動力煤平倉價一度達到 1605 元/噸，創年初以來新高。此外， 隨著進入年報及一季報季，火電公司面臨的大額虧損也對行情表現造成壓力。

第四階段：4 月份之后，隨著長協煤新政落地預期持續加強，市場煤價也觸頂回落， 火電行業持續積累超額收益。 從年初以來行業的超額收益走勢，可以看出燃料成本的變化對行業表現產生至關重要的 影響。而站在當前時點，火電超額收益的積累再次面臨瓶頸，究其原因在于除了成本端 的壓力仍存外，火電基本面還面臨多重因素干擾，電量壓力以及隨之而來的電價擔憂均 對行業超額收益的積累蒙上一層陰影。但我們認為，當前時點的種種壓力不過是遮蔽日 月的浮云，行業的基本面拐點已經臨近，反轉之勢日漸清晰。

疫情來水限制增速，過度擔憂并不理性

疫情來水集中發力，短期電量快速下滑。受疫情影響，我國規模以上工業增加值增速持 續回落，4 月份規模以上工業增加值同比減少 2.9%，自 2020 年疫情以來再度負增長。

在工業生產偏弱的影響下，用電需求也隨之回落。此外，今年以來我國來水優于預期， 水電發電量持續呈現出雙位數增長，在二者共同作用下，3 月份以來我國火電發電量持 續負增長，其中 4 月份火電發電量為 4008 億千瓦時，同比減少 11.8%，與 2020 年火 電發電量水平相當。

疫情影響集中淡季，電量降幅或逐步收窄。在火電電量承壓的 3-5 月份正值傳統的用電 淡季，從絕對值的角度來看，火電電量本身規模就處于一年中的低位，因此從邊際變化 的角度來看，外在因素的變化對火電電量的影響也會在增速層面進行放大，我們用 2016- 2021 年火電發電量當月同比增速為樣本進行測算，可見 3-5 月的火電標準差顯著高于 其他月份，也意味著火電發電量波動幅度要顯著高于其他月份。此外隨著疫情影響已經 逐步弱化，隨著復工復產的持續推進，火電電量的壓力也會快速釋放，預計后續火電電 量的降幅也會逐步收窄。

增速下滑無需過度擔憂，長維度利于火電業績釋放。在疫情、來水以及去年高基數的多 重影響下，即使從全年來看，火電發電量增速同比回落的預期似乎也在持續加強。但與 一般行業分析模式不同，火電行業的電量增速波動與行業的盈利能力的波動并非正向關 系，甚至在某種程度上二者呈現出顯著的負向關系，究其原因在于火電作為發電優先級 靠后的電源，較快的發電量增速意味著旺盛的經濟需求，而與之對應的則是快速增長的 大宗商品價格。而火電由于成本主要由燃料成本構成，快速增長的煤價反而會吞噬掉大 量的營收增量，從而在一定程度上壓制火電業績表現，因此二者更多呈現出負向的關系。

供需寬松影響有限，電價維持高位預判

廣東電價回落系特殊原因，并不具備普遍性特點。自疫情發生以來，有關經濟壓力、需 求低迷從而負面影響電價的擔憂不絕于耳，6 月廣東省月度中長期交易綜合價為 503.19 元/兆瓦時，環比回落 41.68 厘/千瓦時，廣東省的電價回落更進一步加深了市場疑慮。

但我們認為廣東省 6 月份電價回落并不具備普遍推廣性，廣東省電價回落更多系本省特 殊因素。由于 6 月份電價為在發電公司基于 5 月份供需基礎上交易得出的，而 5 月份廣 東省全省平均氣溫僅有 23.7℃，為有記錄以來最低值，而去年同期為 27.9℃，為歷史最 高值，氣溫同比大幅下降使得空調負荷大幅減少，并且在來水偏豐以及疫情限制工業生 產的影響下，進一步限制了火電的出力情況，因此預計 5 月份廣東省火電供需環境寬松 形勢加劇，從而影響 6 月份的電價表現。但即使在供需環境同比顯著寬松背景下，6 月 份廣東省中長期交易綜合價同比去年月度交易價依然有 15.97%的漲幅，較當地燃煤基 準價溢價 50.19 厘/千瓦時，彰顯出電價的韌性。

電價高位維穩為主流表現，偏弱需求影響有限。此前我們一直在《擁抱“碳中和”》系列 深度研究中強調，電價機制改革的核心在于還原電力商品屬性，這將有利于傳導成本端 壓力，同時傳導轉型資本開支，因此我們認為短期的市場波動不改上期上漲的趨勢。并 且從實際電價端表現來看，6 月份江蘇省月度集中競價成交價格依然高達 468.8 元/兆瓦時，同比增長 25.68%，較當地燃煤基準價溢價 19.9%，陜西省月度交易電價也穩定在 0.4254 元/千瓦時的水平，較當地燃煤基準價溢價 20%。

低位需求維持高位溢價，看好后續火電電價表現。我們從更為廣泛的樣本維度來看，全 國范圍內 6 月份代購電出現超過 1 分錢降幅的僅有浙江省 1 千伏以上的工商業用電、福 建省、四川省、廣東省以及陜西省，其余省份多數仍呈現出環比提升或者僅有數厘錢的 正常波動，因此依然可以看出 6 月份市場電價仍維持高位溢價為主流情況。此外，從火 電供需角度來看，一年中 4-5 月及進入汛期后的 9-10 月利用小時為一年中的低位，也 就是一年內火電需求偏弱的時期，此外疊加今年受疫情影響火電電量更是顯著負增長， 火電供需環境偏寬松格局或有所加劇，而在偏弱需求的背景下，市場化電價仍能維持高 位水平，因此我們繼續看好后續市場化電價表現。

監管措施層層加碼，長協新政落地無憂

燃料成本系火電業績波動核心因素。成本端的電煤價格一直是市場對火電三要素中關注 的核心點，從歷史維度來看，火電行業的業績也主要是隨著電煤價格的高漲與低落而反 向波動。也就是說無論是長期還是短期來看，火電成本端壓力得到充分釋放系火電回歸 公用事業屬性，恢復正常盈利的必要條件，也是當前火電行業關注的核心矛盾。

5 月 1 日起，國家發改委此前公布的《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》 中關于晉陜蒙地區煤炭出礦價合理區間正式開始執行。然而受合理區間價格與市場價相 差較大的影響，雖然中長期合同簽訂量較往年有大幅提升，但與國家政策相比，仍存在 煤炭自有資源量簽訂不足、不落實中長期交易價格政策、合同履約率不高等突出問題。 我們認為，究其原因在于一方面煤炭中長期監管體系仍未完全建立，煤企違反政策成本 較低，限制執行政策意愿，并且仍無強有力的政府監管壓力；另一方面在市場煤價處于 高位背景下，煤企有充足的動力出售接近市場煤價以獲取更大的利益。

針對痛點逐個破局，政策監管框架已成。5 月份以來，國家發改委接連發布煤炭價格調 控監管政策系列解讀，對相關要求進行了細化說明。5 月 25 日，國家發改委再次發布 《對哄抬價格的煤炭經營者將依法處罰——煤炭價格調控監管政策系列解讀之八》，明 確對于哄抬煤炭價格行為的懲罰措施。政策組合拳章法清晰，搭配此前對哄抬價格行為 的界定，明確了煤炭供需企業應該如何、不能如何、違反如何，政策層面已經形成了對 煤炭中長協機制較為完善的約束框架。

并且尤為重要的是，5 月 27 日國家發改委明確 要求相關部門要對舉報投訴的違約行為等有訴必查，轄區內出現企業簽訂履約情況較差 的將納入地方城市信用監測及信用示范城市評價指標，也就是說簽訂履約情況會直接影 響地方政府的考核，從而進一步壓實且增強了地方政府的監督動力和責任意識，未來地 方政府對長協煤監管嚴厲程度或將持續增加。當前電煤供方、需方以及監督方三方責任 以及違約后果均已經得到明確，煤炭中長協監管體系完善程度也進一步增加。

供需形勢持續好轉，確保長協限期完成。針對不落實中長期交易價格政策以及合同履約 率不高等突出問題，發改委明確提出欠量超價的要按照有關規定限期補到位，明確了煤 炭中長協全部落實的時間觀念。

并且除了上述政策層面的保障以外，市場維度也呈現出 持續改善的趨勢。從歷史市場煤價與火電與原煤產量增速差可見，二者基本呈同向波動， 而今年需求整體承壓、水電出力增加的背景下，火電電量增速或維持低位，而原煤產量 增速卻維持高位，二者增速差呈持續擴大的趨勢。且截至 5 月末，全國統調電廠存煤達 到 1.59 億噸以上，同比增加 5000 多萬噸，可用天數 32 天，創今年以來的新高。今年 庫存充裕度提升或許意味著傳統“旺季補庫”的需求已被平滑，“淡季不淡”不一定意味 著“旺季更旺”。綜合來看，煤電供需環境改善給予長協落地的市場條件，監管體系完善 賦予長協落地的政策保障，發改委提出的按期補簽完成的要求或能實現，環比成本改善 預期下火電資產業績高彈性有望逐步兌現。

清潔轉型任務艱巨，市場呼喚業績修復

政策強調煤電協同發展，火電清潔轉型任務艱巨。今年以來，在疫情等多種因素作用下， 我國經濟增長壓力持續增加，因此“穩增長”成為政策執行主線之一。2 月 18 日，國家 發改委等多部門聯合印發《關于印發促進工業經濟平穩增長的若干政策的通知》（以下 簡稱通知），通知中干預投資和外貿政策章節的首條即為關于風光的建投投資，彰顯出 穩增長政策背景下，國家對風光投資建設的高度重視以及對新能源行業大規模投資拉動 經濟實現穩增長的期待。繼續強調加大新能源的投資，并明確指出鼓勵 煤電與新能源企業開展實質性聯營。而在我國多煤貧油少氣的背景下，我國電力公司火 電裝機包袱沉重，而且我們一直強調，未來新能源建設的主力依然為傳統能源發電企業， 因此在政策鼓勵火電新能源協同發展的背景下，傳統火電清潔轉型任務壓力巨大。

補貼發放僅解燃眉之急，盈利修復方為長久之計。由于電力行業重資產行業，新能源建 設需要大量的固定資產投資，2021 年我國電力行業固定資產投資總額高達 8408 億元， 在穩增長的政策要求下，電力行業固定資產投資或繼續攀升。5 月 11 日，國務院常務會 議提出在前期支持基礎上，再向中央發電企業撥付 500 億元可再生能源補貼，通過國有 資本經營預算注資 100 億元，支持煤電企業紓困和多發電。但與 2021 年電力行業整體 高達 3122 億元的虧損總額相比仍相形見絀，且 2022 年以來由于煤價仍處高位，電力 行業虧損總額仍在持續擴大，因此補貼發放僅解燃眉之急，唯有電力行業恢復正常盈利 才能完成大規模的能源建設投資。整體來看，無論是從基本面改善趨勢來看，還是從國 家發展需要的層面來看，火電行業都需要恢復正常盈利。

短期優選彈性標的，把握變革機遇紅利。在電價及長協煤新政帶來的電力行業恢復盈利 預期下，從業績敏感性來看，雖然全行業都會受益于政策落地帶來的利潤增厚，但是由 于不同電力公司當前資產分布的差異以及距離港口距離的遠近不同，因此受電價及煤價 變動的業績敏感性也有較大差異。無論是從煤價還是電價的角度來看，電價每上浮 1 分 錢或者長協煤價每波動 10 元/噸，對于以華能國際、華電國際及粵電力 A 為代表的火電 資產規模相對較為龐大且占總裝機比重較高的企業可以釋放更加充分的業績彈性，其他 資產分布相對更加均衡且更加多元的上市公司則因為存量其他資產盈利能力的緩沖，業 績彈性相對會弱于火電資產占比及規模較大的電力公司。

需要注意的是業績的彈性會受到基準值的假設從而得到不同的結果，因此客觀性相對偏 弱，我們從客觀存在的市值角度出發：若從 PE 估值的邏輯，則如果火電資產的業績均 有相同的 PE 估值倍數，那么不同電力公司的相同火電歸母凈利潤值對應的市值應該也 是一致的；即使從 PB 的角度出發，歸母凈利潤實際上是對應到資產負債表的歸母權益 增值額，因此如果火電凈資產對應的 PB 估值倍數是一致的，那么不同電力公司的相同 火電歸母凈利潤增值額對應的市值同樣也是一致的。所以從業績的變化對資產價值的影 響來看，由于倍數是相同的，進行橫向對比時可不再考慮倍數的干擾因素。我們將電價 上浮或煤價下降帶來的業績增量除以各電力公司的 6 月 9 日收盤市值可見，以華電國際、華能國際及粵電力 A 等為代表的具有大量火電資產且占比較高的電力公司依然具備 充足的彈性。

長期仍看好新能源轉型帶來的成長空間。我們認為，本質上“綠電轉型”所提供的成長 性為火電運營商提供了“擇股”的理由，而“火電反轉”所帶來的確定性為投資決策提 供了“擇時”的依據。當前時點，市場對于“綠電轉型”依然有著較為廣泛的認可，交 易的核心矛盾當前主要集中于“火電反轉”。在煤價中長協新政下，火電運營商的業績反 轉可期，而業績彈性釋放后，火電運營商的邏輯將恢復至以“綠電轉型”為核心支撐， 在雙碳目標下，我們依然看好火電運營商轉型新能源帶來的廣闊成長空間。

水電：汛期主戰場將至，兼愛價值與彈性

水電商業模式領先，體現超額需三大條件

水電的商業模式，到底是什么？長期以來，電力通常被認為是制造業的一部分，只是因 為其電力能源屬性而被歸類于偏上游環節。但是，不同電源我們認為需要區別看待，本 質上水電的商業模式，我們認為其實是穩態優化的資源采掘。不同于火電、核電等電源， 水電的成本在投產的一刻便已經鎖定、后續幾乎沒有太多的邊際成本。而電能作為一種 商品，與一般的大宗商品類上游資源采掘不同，水電無需擔憂商品價格和供需格局的變 化，雖然告別了通脹周期下的資源品價格上漲，但同時也規避了相應的周期性下跌。

政策及特性共同決定，水電扛起公用大旗。自 2005 年《中華人民共和國可再生能源法》 頒布以來，國家陸續出臺可再生能源消納政策解決水電消納問題，原則上水電的發電量 不受電能需求的影響，因此從商品的角度來看水電并不愁賣，“量”的因素得以保證，并 且截至“十三五”末棄水問題已基本得到解決。此外，水電“價”和“成本”同樣具有 穩健的特性，而營收與成本兩端的穩定也就意味著穩定的盈利表現。

在成本方面，有別 于燃煤發電高額的燃料成本，水電機組日常運營的邊際成本僅需較低的水資源費及庫區 基金，而且隨著水電站運行年數的增長，構成水電成本的兩大主要部分財務費用和固定 資產折舊在水電開發力度減弱、現存負債償還完畢與折舊到期的影響下逐步減少；在電 價方面，水電的定價體系有別于傳統煤電，除去部分跨省跨區域送電的水電站外，單個 水電站的上網電價很少發生變動，電價體系整體保持穩態。 盈利性穩定、現金流健康，風險資產中的“公務員”。在《擁抱“碳中和”》系列深度研 究《水電資產配置價值：固守不敗，進亦可為》中，我們曾指出：水電獲得超額收益需 要三大因素共振，即大勢羸弱，來水轉豐，以及產能擴張。（報告來源：未來智庫）

從歷史數據來看，歷次經濟 下行期間，水電板塊行情均有不俗的投資防御性，超額收益明顯： 1、2007/10-2008/10，經濟增速和 CPI 增速雙雙走弱，滬深 300 最大回撤達 69.37%， 水電板塊行情遠優于市場整體表現，區間超額收益達到 34.73%，投資防御性盡顯； 2、2012/5-2013/6，經歷“滯漲”后市場信心快速轉弱，不過憑借行業產能集中投產提 振業績增長預期，水電資本市場表現不弱反強，區間最高超額收益率達 21.8%； 3、2015/6-2016/1，股市面臨系統性風險釋放，來水偏豐有力支撐水電板塊行情表現， 最終實現區間最高超額收益率 30.61%；4、2018/1-2018/12，中美貿易摩擦困擾資本市場，滬深 300 區間最大回撤達 32.67%， 但來水轉豐助力水電板塊逆勢實現區間最高超額收益率 20.88%。

信用周期輪回，水電光芒初現。2022 年，全球經濟衰退預期持續走強，國際貨幣基金組 織在 4 月發布的最新《世界經濟展望報告》中，進一步下調 2022 年全球經濟增長預期 至 3.6%，較其 1 月份預測值大幅下調 0.8 個百分點。

當前歐、美、日、全球制造業 PMI 下行態勢仍在延續，截至 2022 年 4 月全球制造業 PMI 已跌至 52.20，疊加信用周期見 頂回落，全球步入信用緊縮階段。在此背景下，根據美林投資時鐘的“大類資產輪動” 理論，在“滯脹”與“衰退”期中，現金流穩定、公用事業屬性突出的水電行業的防御 價值將會進一步凸顯，水電企業憑借較高的分紅和相對穩定的收益兼具“類債券”的屬 性，有望在目前經濟和市場羸弱時期收獲超額收益。2022 年開年至今，滬深 300 最大 回撤達 24.27%，相較之下水電板塊逆勢上漲，截至 2022 年 5 月 23 日平均超額收益率 達 9.74%，最高超額收益率達 21.69%，上半程水電的對比優勢已經逐步體現。

豐枯交替牽制水電出力，來水轉豐初現端倪。氣候變化是影響我國來水的重要因素，從 歷史數據來看，厄爾尼諾現象與拉尼娜現象往往交替出現，在其影響下我國來水情況基 本也呈現豐枯交替的規律，進而影響水電的出力情況，使其利用小時數呈現同向波動狀 態。在我國，厄爾尼諾現象將導致我國降水出現南澇北旱的特征，拉尼娜現象的影響則 與其大致相反。

由于 2021 年是近年來少有的“雙拉尼娜年”，南方地區的水汽條件較常 年同期明顯偏差，不利于形成降水，全國水電利用小時數同比減少 5.36%。展望 2022 年的氣象情況，由于“三拉尼娜年”自 1940 年起僅發生過 1 次，因此今年延續拉尼娜 現象的概率極小。從監測指標 NINO3.4 的走勢來看，2022 年 NINO3.4 指數呈現持續上 升態勢，4 月距平指數為-0.95℃（拉尼娜現象判定標準為低于-0.5℃），未來 NINO3.4 指數延續 3-4 月下降趨勢的可能性較小，根據中國氣象局的預計，未來 NINO3.4 指數 會在波動中逐漸上升，春季拉尼娜現象已經趨于結束。

2022 年 2 月至今，來水轉豐已有征兆。以行業龍頭長江電力的公告內容來看，一季度 三峽水庫來水總量較上年同期偏豐 6.96%，上游溪洛渡水庫一季度來水總量較上年同期 偏豐 1.05%。此外，據四川省水文中心披露，3 月份雅礱江上下游來水量與多年同期均 值相比偏多 1-4 成，下游來水明顯優于上年同期水平，上游來水環比提升。在來水轉豐的幫助下，2022 年 1-4 月全國水電設備平均利用小時達到 904 小時，比上年同期增加 61 小時。

截至 5 月中旬全國水電發電量同比增長 19.3%， 與 4 月份的當月同比增速 17.4%和累計同比增速 14.3%相比繼續提升。從領先的來水 指標來看，重點水電廠可發電水量同比增速更是高達 25.5%。其中，以長江流域為例， 截至 5 月 31 日，即使在上游溪洛渡電站蓄水量同比增長 64.22%的基礎上，三峽水庫 5 月份平均來水流量依然達到 1.50 萬立方米/秒，同比增長 26.33%，繼續創近 5 年新高。 我們認為，今年來水改善已經同時具備基數、氣候等有利條件，無需等待 6-9 月的主汛 期便已經可以提前預判，水電運營基本面向好趨勢明確。

常規水電開發步入后程，水電迎來擴產“黃金期”。截至 2021 年底，我國常規水電已建、 在建裝機規模約 3.93 億千瓦，剩余技術可開發資源主要集中在西南地區，其中金沙江、 雅礱江、大渡河等流域仍有一定裝機增量。到 2025 年我國常規水電裝機容量將達到 3.8 億千瓦左右，雅魯藏布江下游水電基地和金沙江上 游、雅礱江中游、黃河上游等區域清潔能源基地等項目建設陸續提上議程，但考慮到水 電水利工程建設周期相對較長，且上游電站盈利能力有待跟蹤，因此“十四五”或為水 電擴產的最后“黃金期”。

水電賽道強者仍恒強，積極把握業績確定性。從目前在建和擬建的大型常規水電站情況 來看，“十四五”初期我國水電行業將迎來新一輪擴產周期，由于可開發的水資源是有限 的，大部分上市公司擁有的核心水電資產已基本投產完畢，因此在該階段有新項目投產 的公司具有資源稀缺性和增長確定性。其中，2022 年有望迎來業績貢獻和裝機貢獻的 主要是：國投電力和川投能源分別享有雅礱江水電公司 52%和 48%的權益，楊房溝和 兩河口投產后裝機規模增長 30.61%；三峽集團的烏東德電站已經全部投產，白鶴灘電 站也已經完成第 9 臺機組的投產，待白鶴灘電站完全建成后將有望注入長江電力，屆時 裝機規模將大幅增長 57.46%。

加息周期外資堅定定價，全球視野水電資產稀缺

北向資金，是敵人還是隊友？2017 年大量外資通過滬深港通涌入內地市場，長江電力 的陸股通持股占自由流通股本的比例從年初的 13.34%快速提升至年末的 22.82%，估 值體系得以重塑，自此開啟“電力茅臺”的蛻變。長期以來，陸股通資金一直在水電龍 頭上維持著較高的話語權，在當前美聯儲鷹派加息的背景下，部分投資者持續擔憂陸港 通資金的立場變動將壓制股價，我們認為無需過多擔憂。

他山之石可攻玉，公用特性四海皆準。通過對比歷史全球市場行情以及公用事業公司股 價走勢，可以發現公用事業標的的避險價值在市場動蕩期本就備受追捧。以美國公用事 業行業代表標的之一的杜克能源為例，自 2007 年至今，屢次市場下行階段，其股票走 勢均明顯跑贏了大盤：

1、2008/8-2009/3，美國“次貸危機”下眾多金融風險接連爆發，納斯達克指數在此期 間累計跌幅達 34.27%，區間最大回撤達 48.83%，而杜克能源同期實現超額收益 19.29%， 公用事業投資防御性盡顯； 2、2018/8-2018/12，中美貿易摩擦加劇，疊加美聯儲加息周期，納斯達克指數大跌 13.51%，而杜克能源期間最大回撤僅為 9.39%，并實現 8.11%的區間絕對收益，超額 收益高達 21.62%； 3、2021/11-2022/5，在通脹持續高企、美聯儲鷹牌加息壓力之下，納斯達克指數跌幅達 到 22.21%，而杜克能源在此期間實現逆勢上漲，截至 5 月 27 日區間收益率達 15.07%， 超額收益達到 37.28%。

實際上，2022 年的超額收益并非杜克能源獨有，外圍市場的眾多公用事業屬性標的均 體現出明顯的超額收益，且市值大小與收益表現呈現正向關聯。誠然，國內外公用事業 行業的定價機制不同使得兩者無法簡單類比，但是如果要說國內公用事業中哪個子行業 的公用事業屬性最為成熟和顯著，毫無疑問便是水電，尤其是大型水電。

美債收益率提升下，公用持倉不降反增。從今年開年至今北向資金的情況可以看出，受 累于中概股以及港股資產的風險傳導，2 月起北向資金出現一定程度的凈流出情況，但 自 2021 年美債收益率上升至今北向資金整體仍然保持流入態勢，其對公用事業的持股 市值占比也從 2021 年年初的 4.86%上升至 2022 年 5 月 31 日的 8.94%。

水電龍頭頻獲增持，北向資金價投隊友。4 月以來，實際上陸港通資金正在一路增持水 電行業的標桿——長江電力，截至 5 月 31 日，長江電力陸港股通凈買入金額達到 25.85 億元，并且呈現出逐漸加速的態勢。目前在 A 股中，長江電力位列外資持股市值第六位， 與第一位、第二位的貴州茅臺、寧德時代相比，持股變動趨勢特征明顯，一定程度上體 現出現階段外資的偏好性。總結而言，我們認為 2022 年對于水電而言是一個三重維度 共振的年份，在此基礎之上陸港通資金并沒有、也不會成為負面影響股價的因素，反而 是價值投資的隊友。

如果來水轉豐確立，彈性標的如何選擇？

來水豐枯交替，水情波動影響行業資本市場表現。受全球氣候變化等因素影響，我國降 水量中長期維度下整體呈現波動向上的趨勢，這從產量的角度決定了水電中長期積極向 好的趨勢。但是，在短周期維度下降水量依然呈現周期變化，來水的豐枯對當年行情的 影響仍然顯著。

參考歷年的全國平均降水量以及水電利用小時數，2004 年、2006-2007 年、2009 年、2011 年、2014 年、2019 年水情表現較差，而 2010 年、2012 年、2016 年及 2020 年均實現了超多年平均水平 5%的降水量。類似煤價之于火電的地位，來水 情況深刻影響著水電。從 2003-2021 年水電板塊的市場表現來看，大部分時間里水電板 塊的超額收益率與當年水電利用小時數同向波動，2008 年、2010 年、2012 年、2018 年來水轉豐，水電利用小時同比提高，在此影響下水電超額收益率均有回升。因此，如 果以短期視角來看，當下來水轉豐跡象初顯有望利好水電板塊行情走強。

復盤歷年來水及股價，總結歸納兩大規律。通過復盤水電行業內代表性公司 2004 年至 今的股價走勢，我們得出兩個結論：1、豐水年內股價的推升階段主要集中于前三季度， 其中 6-8 月是股價峰值初現的高峰期，主要原因在于此時處于汛期中段，全年來水情況 及水電出力已基本確定；2、若單純以當年來水轉豐為核心矛盾，黔源電力通常體現出 較大的股價彈性，主要原因在于其業績表現對于所在流域的來水豐枯具備較大依賴，且 從歷史表現來看 1-7 月累計收益相對明顯。

值得注意的是，2022 年 1-5 月黔源電力股價累計下跌 6.45%，截至目前尚未體現出較 為明顯的行情走勢。因此，如果今年后續確認來水大幅轉豐，且市場進入以短期來水作 為邊際定價的核心矛盾時，黔源電力或將體現出其業績和股價彈性。

究其原因主要有二，其一是所在流域來水特性。過去黔源電力的經營數據通常以月度為 頻率在其官網披露，因此數據跟蹤起來更加及時，行情對于水情的反映也更為靈敏。但 近年來各流域水情及水位數據逐步在公開信息渠道中暫停披露，今年起黔源電力也將其 經營數據更改為季度披露，因此此處我們以公司機組所在的北盤江流域歷史水文情況著 手分析。可以清晰地發現，不同于長江、金沙江等流域，北盤江流域降水量通常“堆積” 于汛期 5-9 月，通常汛期降水量占全年總量的比例達到 80%以上，其中尤其以 6-8 月最 為突出，這 3 個月的降水量能夠占全年總降水量的 55%以上。（報告來源：未來智庫）

除流域來水集中之外，公司資產經營特點突出。水電站配套水庫因庫容大小不同而具備 不同的來水調節能力，根據調節性能可以分為日調節、周調節、月調節、季調節、年調 節和多年調節等幾種類型。舉例來說，日調節、周調節和月調節 3 種類型水電站的水庫 庫容小，相應的蓄水能力和適應用電負荷要求的調節能力也因此有限，水電站只能根據 上游的來流情況通過夜間蓄水少發、白天多發，或上旬蓄水少發、下旬多發來滿足電力 系統對電量調節的要求；季調節和年調節則以此類推，可以通過較大的庫容來在季度甚 至年度之間通過蓄存洪水平滑豐枯更替。不同于市場相對熟悉的長江電力、雅礱江公司 等大水電，黔源電力旗下的水電站多數并不具備中長期的調節能力，因此造成了其業績 和股價表現顯著依賴當年汛期來水豐枯的特點。

新能源發電：何所憂，何所往？

2021 年隨著“雙碳”目標的提出，風電光伏與核電加速建設的預期得到進一步增強，同 時在電力市場化改革進一步深化的環境下，風電光伏通過綠電交易可以獲取額外溢價， 核電亦有更好的市場交易電價表現，且陸上風電光伏項目 2021 年起全面平價、2022 年 起海上風電開始平價上網，2022 年“兩會”確定了解決可再生能源補貼拖欠問題的基 調，行業中遠期展望向好。 2021 年末-2022 年 4 月，我國新能源裝機延續較高增長，綠電溢價延續，但市場表現并 不如意，2022 年初新能源發電運營是電力行業中相對表現偏弱的子板塊，雖然 5 月中 旬受益于歐洲碳邊界調整機制的推進迎來明顯反彈，但隨后又明顯回落。這其中包含了 年初風況不佳、補貼博弈等因素帶來的行情影響，但市場對新能源發電行業的一些擔憂 也是制約板塊表現的重要因素。

高額成本反噬需求，光伏新增是否受限？

組件價格高位，制約運營商表現 受到全球通貨膨脹和大宗商品價格上漲的影響，以及國內復工復產較早，全球訂單涌向 國內，硅料出現階段性供需失衡，2021 年“漲價”成為光伏產業供應鏈的焦點，此外能 耗雙控對產業鏈產能的影響也加劇了價格的上漲。根據光伏行業協會的統計，2021 年 光伏供應鏈各環節價格中，硅料最高漲幅為 224%，單晶硅片最高漲幅為 82%，單晶電 池片最高漲幅為 32%，組件最高漲幅為 25%。

較高的光伏硅料和組件價格，也給運營商建設光伏裝機帶來了更大的挑戰，也影響了光 伏運營商的行情表現。以同屬中節能集團旗下的節能風電和太陽能的累計收益率表現來 看，節能風電明顯優于太陽能，其中光伏組件價格居高或系其中的影響因素之一。那么 在組件價格依然居高的情況下，是否會對未來光伏新增裝機規模和運營商表現產生影響， 也是市場存在疑慮的問題之一。

新增裝機規模躍升，硅料供需有望改善

我們認為，光伏組件價格居高對行業和市場的影響只是短期的，預計 2022 年光伏新增 裝機規模依然可以實現較大的躍升，而從中長期來看具備上游供需改善、價格回歸理性 的趨勢，項目收益率將得到更好的保障，從而拉動運營商光伏建設的需求，裝機建設有 望進一步提速： 首先從已經發生的新增量和預期新增規模來看，1-4 月份我國光伏裝機累計新增 1688 萬千瓦，同比多增 980 萬千瓦。而根據光伏行業協會的預期，今年全年國內光伏裝機新 增 75-90GW，未來新增規模還將持續提升。

其次從組件價格來看，2021 年組件價格持續提升與多晶硅產能擴產節奏偏慢有關，但 隨著通威、協鑫、亞洲硅業、新特、大全、東方希望等擴產大多聚集在 2021 年底和 2022 年實現產能釋放，多晶硅供需情況有望實現改善，有助于組件價格回歸相對合理水平， 從而保障新建光伏項目收益率。而收益率的回升又將進一步刺激需求，助力光伏裝機加 速提升。

交易溢價但量小，綠電交易是否是空中樓閣？

供需雙因素制約綠電交易規模

2021 年 9 月，我國正式啟動了綠電交易市場。綠色電力交易是在現有中長期交易框架 下，設立獨立的綠色電力交易品種，在電力市場交易和電網調度運行中優先組織、優先 安排、優先執行、優先結算。購買綠色電力產品的交易價格由發電企業與電力用戶、售 電公司通過雙邊協商、集中撮合等市場化方式形成。其中，帶補貼的新能源項目交易電 量將不再領取補貼或注冊申請自愿認購綠證，不計入其合理利用小時。

隨后綠電交易與 能耗雙控進行了掛鉤，從制度上保障了綠電的需求：《完善能源消費強度和總量雙控制 度方案》中提出根據各省（自治區、直轄市）可再生能源電力消納和綠色電力證書交易 等情況，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責任權重的地區，超出最低可再生能源 電力消納責任權重的消納量不納入該地區年度和五年規劃當期能源消費總量考核。隨后 10 月 8 日國常會進一步放寬了要求，提出新增可再生能源消費在一定時間內不納入能 源消費總量。 2021 年 9 月份以來，我國綠電交易已經呈現出常態化交易狀態，以其中數據披露較為 完備的廣東省和江蘇省為例，綠電交易價格較當地煤電基準價持續溢價，廣東省綠電成 交價格平均較當地煤電基準價溢價 4-6 分/千瓦時，江蘇省溢價水平持續高于 7 分/千瓦 時。（報告來源：未來智庫）

雖然綠電交易持續溢價，但從量的角度上來看，與廣東省和江蘇省 2021 年分別 240 億 千瓦時和 611 億千瓦時的風光發電量相比，當前綠電交易的規模和占比依然是一個相當 小的水平，即便高溢價也難以對電力公司盈利產生有效貢獻。 制約當前綠電交易規模的因素來自供需兩個方面：需求方面：雖然國家政策將綠電的消費與能耗雙控進行了掛鉤，但相關考核的主體 主要是各省政府或者電網，而實質參與交易的主體是工商業企業，存在交易主體和 考核主體的層級錯配，在相關考核細則落實之前企業端并不具備付出額外成本購 買溢價綠電的動力；供給方面：當前綠電交易中的供給方主要是平價的新能源發電項目，由于我國陸上 項目的全面平價是從 2021 年開始，雖然此前也有部分地區風電光伏已經實現了競 配平價上網，但總體而言有效供給量仍略顯不足。

平價項目保障供給，政策完善疊加碳稅保障需求 考慮到政策體系的完善和平價項目建設推進，綠電交易供給和需求都有望迎來顯著增長， 綠電交易的實質性作用可期：根據中電聯預測，2022 年底我國風電和光伏裝機將分別達到 3.8 億千瓦和 4.0 億千瓦， 全年實現裝機新增 0.5 億千瓦和 0.9 億千瓦，這些新增量將全部是平價項目。

此外，“碳達峰”的背景疊加“穩增長”的目標，電力產業鏈有望成為重點投資對象。5 月 23 日國常會已經明確提出“再開工一批水電煤電等能源項目”，實際上早在今年 2 月份國家發改委聯合多部門印發的《關于印發促進工業經濟平穩增長的若干政策的通知》 中干預投資和外貿政策章節的首條即為關于風光的建設投資。“雙碳”目標的推動下未 來平價項目的建設規模還將進一步提升，綠電交易供給端的制約將得到非常有效的解決。 2022 年 1 月 21 日，國家發改委、工信部等七部委聯合印發了《促進綠色消費實施方 案》。新的要求下，被考核的市場化企業或將均成為綠電市場需求側主體。此外，高耗能 使用綠電的剛性約束和需求側管理優先保障，也會使得高耗能企業出于生產和經濟考量 進一步增加綠電需求。

5 月 17 日，歐洲議會下面的環境、公共衛生和食品安全委員會（ENVI）以 49 票贊成、 33 票反對和 5 票棄權通過了關于建立碳邊界調整機制(CBAM)的法規的報告。作為碳關 稅征收的核心——CBAM 實際上已經經過多次討論，此次 ENVI 通過的 CBAM 與前次 歐盟理事會達成協議的核心不同之處在于：擴大 CBAM 納入行業的范圍。相對原有鋼鐵、鋁、水泥、化肥及電力的五個行業， 新增納入涵蓋有機化學品、塑料、氫和氨。并且制造商使用電力間接產生的碳排放 也被納入到 CBAM 范圍內。 提前 CBAM 執行時間。CBAM 正式執行時間為 2025 年，較歐盟理事會提議日期 早一年，并且 2030 年歐盟排放交易體系（ETS）的所有部門都必須全面實施，比 歐盟理事會提議的早 5 年。而根據 CBAM 規則，原則上進口商只有購買足夠的 CBAM 憑證才能進口相應排放量的貨物，而 CBAM 憑證價格錨定歐盟碳排放交易 體系的配套成交價。

為降低成本增加風險，參與綠電交易使用綠電便成為出口企業降低自身碳排放良方，而 這也將會直接帶來綠電市場需求側的持續擴容，從而為綠電溢價帶來長期支撐。 5 月 30，國務院辦公廳轉發國家發展改革委、國家能源局《關于促進新時代新能源高質 量發展的實施方案》，圍繞新能源發展的難點、堵點問題，在創新開發利用模式、構建新 型電力系統、深化“放管服”改革、支持引導產業健康發展、保障合理空間需求、充分 發揮生態環境保護效益、完善財政金融政策等七個方面完善政策措施。 6 月 1 日，國家能源局官網公開《“十四五”可再生能源發展規劃》，規劃再次明確將可 再生能源消納責任完成情況納入地方政府考核體系，因此強約束的消納責任權重的大幅 提升將確保各地對新增風光電量旺盛的消納需求，綠電交易推進有望加速。

綠電溢價下平價項目收益可期

在綠電交易機制及用戶側的穩定需求影響下，我們預計未來綠電電價將會迎來持續的支 撐，此外隨著市場交易的持續推進，電力作為同質化的產品，市場交易電量的定價將由 高成本的電源邊際決定，綠電建設成本的進一步下降也將保障項目收益情況。 通過對風電及光伏電站的盈利能力對綠電溢價及建設成本進行敏感性測算2，綠電每溢 價 1 分錢將會對光伏電站形成約 0.6 個百分點的 IRR 增厚，對于風電則是約 0.8 個百分 點的 IRR 增厚。

核電行情偏弱，是否歸于基本面低于預期？

2022 年 4 月 20 日，國務院常務會議核準通過三個核電項目，三門 3&4 號機組、陸豐 5&6 號機組和海陽 3&4 號機組共計 6 臺機組獲得核準，但是從市場表現來看，4 月 21 日到 5 月 29 日，中國核電和中國廣核的表現均跑輸電力和新能源發電運營板塊。

核準邏輯，審批加速邏輯得到印證

早在 2021 年初的《擁抱“碳中和”系列：立足“碳中和”元年，擁抱能源新紀元》中， 我們就已經提出在所有清潔能源中，核電是唯一可以同時實現大功率規模化、長期穩定 運行的清潔能源主體，也是當前時點實現火電替代最理想的電源，在“碳中和”的遠景 下，核電發展成為必選路徑之一，同時預期“十四五”期間每年將審批 6-8 臺核電機組。 2021 年 4 月，田灣核電站的 7 號和 8 號機組、徐大堡核電站 3 號和 4 號機組、昌江核 電模塊化反應堆（SMR）示范項目通過核準，全年合計核準通過 5 臺機組，略微低于 6- 8 臺的預期水平，但 2022 年 4 月國常會一次性審批通過 6 臺機組，已經印證了核電加 速審批的預期。

從技術路線來看，中廣核旗下陸豐核電 5、6 號機組為華龍一號，國電投旗下海陽核電 3、4 號機組為 CAP1000，三門核電 3、4 號機組雖然技術路線尚未公開披露，但預計 將采用 CAP1000。CAP1000 系 AP1000 國產化后技術路線，國內此前已有的 AP1000 項目均有不俗的運營表現，國產化后成本造價或將較首批 AP1000 進一步下降，拉近與 華龍一號的造價差異。

此外，同為直接投資體量龐大、拉動經濟效應突出的資產，通常而言 2 臺核電機組的投 資概算普遍保持在 300-400 億元之間，從歷史經驗來看核電與電網投資一樣，通常被用 作是對沖宏觀經濟下行壓力的逆周期調節手段，歷史上 2008 年、2012 年、2015 年等 特殊節點核電審批數量均有一定的提升。但自 2019 年核電審批重啟以來，已有審批常 態化的趨勢，且當前政策環境下未來核電審批數量有望顯著增加。此外，在《“十四五” 規劃和 2035 年遠景目標》以及《“十四五”現代能源體系規劃》中均明確提到“在確保 安全的前提下積極有序發展核電”，運營高效、穩定的核電行業發展有望在“碳中和”背 景下迎來加速，相關上市公司有望率先受益于行業的積極發展。（報告來源：未來智庫）

投資分析

火電：短期擾動無需擔憂，反轉之勢日漸清晰

雖然今年以來，受疫情來水集中發力影響，3 月份以來火電電量快速下滑，但隨著疫情 影響已經逐步弱化，預計后續火電電量的降幅也會逐步收窄，而且實際上火電行業的電 量增速波動與行業的盈利能力的波動更多呈現出顯著的負向關系，主因系電量的回落意 味著成本端供需的寬松，因此火電承壓無需過度擔憂。電價端，雖然廣東省 6 月份市場 化電價有所回落，但其并不具備普遍性，從全國范圍內來看，市場化電價依然保持高位 溢價，隨著逐步進入用電旺季，市場供需環境或持續改善，我們依然維持電價保持在高 位的預判。從成本端來看，當前煤電供需環境改善給予長協落地的市場條件，監管體系 完善賦予長協落地的政策保障，此前發改委提出的按期補簽完成的要求或能實現，環比 成本改善預期下火電資產業績高彈性有望逐步兌現。

水電：汛期主戰場將至，兼愛價值與彈性

長期以來，電力通常被認為是制造業的一部分，只是因為其電力能源屬性而被歸類于偏 上游環節。但是，不同電源我們認為需要區別看待，本質上水電的商業模式，我們認為 其實是穩態優化的資源采掘。當前，全球信用收縮短期難以企穩，全國各流域來水逐步 轉豐，而且“十四五”或為水電擴產的最后“黃金期”，三大因素共振有望使得水電體現 出明顯超額收益。此外，北向資金在加息背景下依然在持續增持水電，全球視野下公用 事業標的表現穩健，而長江電力等水電資產縱觀全球都是稀缺資產，因此無需擔憂外資 撤離影響。通過復盤水電行業及公司，我們分享兩個結論：1、豐水年內股價的推升階段 主要集中于前三季度，其中 6-8 月是股價峰值初現的高峰期，聚焦大水電投資價值；2、 若以來水轉豐為核心矛盾，黔源電力有望體現彈性。

新能源發電：何所憂，何所往？

去年以來，較高的組件價格給運營商建設光伏裝機帶來了挑戰，也影響了運營商的行情 表現。但我們認為光伏組件價格居高對行業和市場的影響只是短期的，無論是從今年以 來新增裝機還是上游硅料供需情況，預計 2022 年光伏新增裝機規模依然可以實現較大 的躍升。電價端，雖然綠電交易保持較高溢價，但交易量長期維持低位，我們認為其主 要原因系供給方平價項目有限以及需求方并未明確綠電參與主體。隨著政策的厘清以及 交易主體的逐步擴容，預計未來綠電電價及電量將會迎來支撐。此外，隨著市場交易的 持續推進，市場交易電量的定價將由高成本的電源邊際決定，綠電建設成本的進一步下 降也將保障項目收益情況。核電方面，穩增長及雙碳目標下，核電發展是必選路徑之一， 我們認為基本面改善邏輯依然清晰明確。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】未來智庫 - 官方網站