華創證券發布研究報告《電力行業2023年年度策略：變局至，等風來》稱，電力行業22年度過了極不平凡的一年，新舊世界交替之初火電的躊躇難行、綠電的階段性“利空”帶來的回調、水電的來水反常、核電的厚積薄發。回看22年，我們分別為電力行業的各細分板塊總結了“年度關鍵詞”;同時站在當前時間點，對23年分別進行展望，梳理出個板塊的投資脈絡與發展邏輯。在辭舊迎新與當前的變局之下，靜待等風而上。

▍摘要如下：

(資料圖片)

火電：變盤之下，拾級而上。新舊世界切換伊始，電力行業躊躇難行，煤價的難以控制以及電價難以向上突破對板塊形成一定壓力。但新秩序終將到來，一方面電力交易機制由0到1，現貨市場頂層設計出臺，容量電價與輔助市場也已在重點省份穩步推進，電力交易機制的完善后續將為火電企業重新構筑盈利底線。另一方面煤價與電價的平衡也在不斷改善，火電盈利修復逐步可期。此外，新舊切換仍不能操之過急，寒冬酷暑及需求修復背景下火電投資必要性進一步提升。與此同時，風光高波動帶動火電改造需求加大，目前政策、技術無憂但機制需理，后續有望迎來十年崢嶸發展。

綠電：在“遺忘”中失落，于“拐點”中反擊。2022是綠電失落的一年，難證偽的階段性利空引發了“錯誤式”的階段性回調。展望未來，我們對綠電電價的觀點維持中性，恐難漲但不看空。同時硅片價格下降已現端倪，現階段應珍惜綠電發展“蜜月期”，后續裝機彈性大有可為。同時，在風光提速背景下消納問題不可忽視，風光跨地域輸送需求加大，當前特高壓建設已處于周期性低點，未來兩年或將迎來新一輪投資高潮，建設有望進一步加快。

水電：靜待轉寰。22年來水有所反常，按照來水的季節性變化特征來看，一季度、二季度及四季度為枯水期，主要依靠豐水期三季度的蓄水支撐發電。今年2季度各流域受桃花汛、降雨較多的影響，來水一度不斷沖高。但進入三季度豐水期后來水突然轉弱。來水偏枯或導致水電“透支”一定未來來水，后續靜待拐點出現。

核電：穩住底牌，亮劍未來。當前核電事故陰霾已逐漸散去，今年核準的核電機組已達10臺，我國后續核電有望步入常態化核準的時代。核電作為基荷電源具有出力穩定、波動小的特征，22年受上半年疫情波動的影響，發電量有所波動，但隨著需求逐漸復蘇，核電優勢將不斷被凸顯。由于核電正常建設周期一般為5年以上，盈利兌現或尚需時日，有望于“十五五”開始集中兌現業績。

投資策略。1、火電：1)推薦火電轉型新能源龍頭華能國際，建議關注華電國際、國電電力等。同時建議關注地方性運營商粵電力A、江蘇國信、皖能電力等。2)重視火電建設投資：建議關注火電設備龍頭東方電氣、哈爾濱電氣。3)靈活性改改造需求加大：建議關注火電靈活性改造核心標的龍源技術、西子節能、青達環保、華光環能等。

2、新能源及電網特高壓：1)綠電：推薦綠電龍頭三峽能源、光伏小龍頭太陽能、燃氣+綠電雙輪驅動的新天綠能，建議關注龍源電力、福能股份、芯能科技等。2)電網投資：建議關注特變電工、國電南瑞、平高電氣、許繼電氣等。3、水電：來水有所波動，靜待拐點出現。建議關注水電核心資產長江電力、華能水電、川投能源等。4、核電：推薦量價齊升明顯，新能源轉型穩步推進的中國核電，建議關注中國廣核。

風險提示：煤價難以回落的風險，電價市場化改革推進過程反復的風險，疫情波動，綠電電價折價風險，23年來水或將再次偏枯，重大安全性事件對核電建設進度及核準的影響等。

▍全文如下：

一、分板塊業績復盤與后續展望

一、火電：變盤之下，拾級而上

2022年火電板塊走勢曲折變化，呈現出一定的超額收益獲取能力。尤其在三季度火電板塊扭虧預期走強的背景下，板塊(參照申萬一級行業分類)漲幅顯著。截至11月末，火電今年累計收益1.7%，實現超額收益25.81%。

(一)舊秩序引發諸多矛盾，22年電力企業躊躇前行

基本面“憂患”，預期博弈“難解難分”。雖22年電力板塊整體出現了一定的超額收益獲取能力，但板塊上漲的背后更多的是對盈利拐點出現的預期博弈，這一特征在三季度表現尤為顯著，板塊一度沖高。但隨著實際業績的披露，市場意識到火電板塊扭虧仍有壓力，后又有所回落。以主要火電運營商的毛利率變化來看，火電當前仍處在邊際弱改善的過程中，華能、華電、大唐等大型電力運營商毛利率水平仍然較低，且有運營商22Q3環比22H1有所惡化。

1、22年躊躇于煤價的難以控制

長協履約率提升仍有阻力，市場煤價格居于高位。長協煤方面，雖長協煤監管措施不斷出臺，但對未履約的違規行為核查懲度較大，致使央企及地方性運營商雖長協簽約率較高但履約率仍然相對不及預期。市場煤價格方面，年初受進口煤受限的影響，煤價在一季度沖高至1600+元/噸的高位，后有所回落;三季度進入炎夏火電負荷加大，煤炭供需再次偏緊，煤價重新開始上行，整體來看22年市場煤煤價仍然偏高。

進口煤方面：國際黑天鵝事件導致一季度進口煤煤價提升。目前我國進口煤來源于印尼、俄羅斯、澳洲等地，而印尼煤事件與俄烏沖突接連沖擊進口煤的供給，成為Q1擾動國內動力煤煤價的重要因素。目前來看，12月廣州港印尼煤及澳煤庫提價有所回落，但仍然保持在1200+元/噸的較高水平。

2、22年躊躇于電價難以向上突破

1439號文打開電價上浮空間，電價歸位，促進火電修復開啟。2021年10月發改委出臺《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)，進一步打開市場電浮動區間，允許價格上下浮20%，且用電多的高耗能行業市場電價不受上浮20%限制，使得燃煤發電上網電價改革進一步推進，此外1439號文還明確提出有序推動工商業用戶都進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。

電價漲價幅度仍然難以覆蓋一次能源價格上升的成本，各類型工具受20%限制仍難發揮作用。雖然去年1439號文將電價的上浮空間打開，但當前電價提升幅度仍然難以全部覆蓋煤炭價格的上升帶來的成本變動影響，部分電力運營商在毛利率層面仍然難以轉正(詳見圖2)。目前雖有容量電價等工具在電價上浮的基礎上再給予火電一定補貼，但地方層面在制定相關政策時仍會考慮將整體電價控制在120%標桿電價范圍內，“煤電頂牛”問題在電價端仍難解決。

(二)新秩序將至，雖或有波折但終將迎風而上

1、電力交易機制“由0到1”，構筑火電盈利底線

1)現貨市場如約而至，帶動火電盈利能力提高

15年電力市場化改革催生電力現貨發展，17年進一步發展，22年有望再次突破。2015年電改9號文正式拉開了我國電力市場化改革的序幕。在9號文的指導下，電力市場化建設取得較大進展，但我國的電力市場建設尚處于初級階段，大多數省份的市場化交易仍停留在年度、月度等中長期時間跨度，且交易標的物以電量為主，電力系統調度仍保持著計劃管理方式，市場價格難以有效反映電力供需的實時變化，與歐美開放成熟的電力市場仍有一段距離。為進一步推動電力市場體系的建設，2017年8月國家發改委、國家能源局發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等八個地區作為第一批電力現貨市場改革試點。至今年年底至明年年初，第一批重點展開現貨試點的省份均有望進入長周期、穩定運行的階段，為新型電力系統的轉型提供機制支持。

全國視角來看，我國目前的電力現貨市場形成了以兩大區域性電力交易中心為主，各省電力交易中心為輔的發展格局。我國目前建立了北京、廣州2個區域性電力交易中心， 2022年7月南方區域電力市場啟動試運行，包括電力中長期市場、現貨市場和輔助服務市場。區域電力市場啟動試運行后，現貨交易將由廣東拓展到云南、貴州、廣西、海南，實現南方五省區的電力現貨跨區跨省交易。省份視角來看，各省也分別建立了自身的現貨電力交易體系，重點省份已實現了從短期試點運營到中長期試運行的平穩過渡，不斷有更多省份逐步進入成熟期。

現貨市場有效促進峰谷價差拉大，帶動火電盈利能力提升。在現貨市場交易機制的不斷完善下，價格信號的傳導作用將進一步凸顯，由供需雙方決定分時成交電價，逐漸擺脫計劃屬性。峰谷價差的拉大將促進提升火電在尖峰時刻的出力，從而帶動火電機組盈利能力的改善。

2)容量電價：為“充裕度”而生，給予火電補償

收入缺失會迫使一部分邊際機組被“淘汰”，因此通過“容量電價”確保固定成本的收回可以解決這一問題。在無法突破價格帽的情境下，貼近于邊際出清價格的機組有可能僅能收回可變成本，而固定成本、運維成本則難以收回，導致邊際機組(多為火電機組)因回收不了全生命周期成本而被擠兌。同時后續將會因缺乏投資激勵致使系統發電裝機逐漸減少，進而系統充裕性降低。因此“容量電價”本質上是為保證電力系統的充裕度而對邊際機組(火電)進行的固定成本補償。

3)輔助服務交易：為“靈活性”而生，確保前期投資收回

“輔助容量”本質是為電力系統提供靈活性。調峰容量政策的出臺本質上是在風光大發/低谷時火電機組通過自身負荷的升降實現“削峰填谷”的作用。而火電機組需前期進行一定程度的靈活性改造來滿足機組負荷的升降。因此，以甘肅的輔助容量為例，通過輔助費的模式，促使其火電改造成本的收回。

核心來看：新世界拉開序幕，我們認為更深遠的意義在于新型電力系統背景下電價的后續推演。在邊際定價體系下系統充裕性備受挑戰，同時風光大比例并網導致系統靈活性調節需求日益增大，電價背后隱含的社會成本在當前的定價機制下均越來越無法滿足新型電力系統的轉變。因此，通過將電價解耦，并通過不同的市場回收相應成本將是未來雙碳目標實現的必由之路。

2、火電投資邏輯：長短期各有側重，但新世界撲面而來的趨勢不可抵擋

短期：混沌之中政策已經開始吹風，短期未出現業績確定性拐點之前追求落袋為主。火電今年的修復一波三折，先有進口煤遭受沖擊導致煤炭供給受限，后有長協履約監管錯位致使用煤成本依然承壓。成本端長協煤的具體履約率難以實時動態更新，即便公司本身也難以對下屬電廠煤炭長協的兌現情況進行高頻追蹤，信息的滯后導致火電業績修復缺乏明確指引，板塊處于難以推測的“混沌”狀態。因此，市場在基本面曲折變化的過程中即便看到國內煤炭產能的不斷釋放和供給穩中有升以及長協監管的層層加碼，但對火電業績的改善仍然存疑。我們認為在火電業績未能出現明確扭虧之前，以政策催化為主的板塊博弈將持續存在，仍不排除階段性大幅回落的風險，在短期的“混沌”之中更多追求落袋為主。

中長期：“一波三折”仍可能是常態，但終將回歸理性。明確業績拐點出現后長期價值重估將逐步兌現。火轉綠公司的投資本質在于火風光一體化的協同優勢(具有靈活性調節與資金兩大核心優勢)在新型電力系統發展背景下造就的極優的商業模式。但由于當前煤炭成本高企，火電虧損難以扭轉，致使火電修復的博弈預期掩蓋了火轉綠企業的中長線投資價值。目前隨著重點省份一次能源傳導政策的出臺，同時容量電價、輔助電價等一系列政策同樣呼之欲出，我們認為火電扭虧的曙光已再次顯現，電力運營商中長期的價值重估可期。

(三)新舊切換仍不能操之過急，火電投資必要性進一步提升

1、酷暑寒冬接踵而至，電力充裕性備受挑戰

酷暑來臨，多地爆發限電。今年進入7月以來南方地域高溫持續，我們統計了部分重點城市今夏的氣溫變化，重慶、江蘇、上海的氣溫均顯著較高，從火電的出力情況來看，火電發電量同比增速也顯著出現增長。在這一背景下，多地均出現了不同程度的限電，尤其以四川為典型，省高溫干旱天氣持續，電力供需形勢異常緊張，限電一度波及民生用電。

寒冬將至，冬季用電負荷不輸夏季。全國視角來看：整體上看冬季用電與夏季用電比近年來呈現不斷抬升的趨勢。我們通過構建“冬夏用電比”來衡量電力需求的季節性差異。以當年6-8月為夏季用電、當年12月及次年1-2月為冬季用電，按此計算出每年的冬季與夏季用電比值(即為“冬夏用電比”)。全國“冬夏用電比”由2016年的0.90上升至2021年的0.96，其中于2020年突破1，冬季用電超過夏季。持續增大的冬季電力需求也對今冬的電力保障提出了更大的挑戰。省份視角來看，冬季用電量接近或高于夏季的省份占比在6-7成，與迎峰度夏南方省份壓力較大不同，迎峰度冬的波及范圍或將北移。我們通過構建各省份的“冬夏用電比”來衡量不同省份的電力季節性差異。(計算方法同上，以當年6-8月為夏季用電、當年12月及次年1-2月為冬季用電，按此計算出各省份的冬季與夏季用電比值)。從結果來看，該比值大于1(即冬季用電更高)的省份共有14個，該比值大于95%的省份共計20個，占全國所有省份的65%。

2、疫情修復預期演繹，不排除重演2021年限電潮

各一級行業近三年的用電變動特征復盤：20年疫情到來對用電沖擊較大;21年疫情好轉各行業用電增速普漲，帶動全社會用電量提升;22年疫情反彈各行業用電量再次回落。

1)整體趨勢來看，從熱力圖的顏色變化來看，20年疫情伊始各行業用電增速均出現明顯下滑(對應深綠色分布較多)。隨著21年疫情好轉各行業均迎來顯著修復，2021年上半年多數行業用電增速增長強勁(對應深紅色分布較多)。

2)細分行業來看，我們將各行業按照用電量在全部行業當中的占比從左至右依次排序，制造業/批發零售業/房地產行業(占用電量比例分別為58.5%/4.1%/2.2%)在疫情復蘇時用電量提升較為明顯，2021年前三月單月用電量增速均在20%以上。

我們將各行業疫情前的用電增速(16-19年三年復合增速)與現階段(2022年1-7月)的用電同比增速進行比較，氣泡大小代表該行業用電占所有行業用電的大小。從下圖中可以看出：1)整體來看：除農林牧漁行業現階段用電增速高于疫情前之外，其余行業的用電增速情況均不及疫情前，其中越遠離紅色虛線的行業即受疫情壓制越大的行業。2)分行業來看：制造業雖距離紅色虛線較近，但由于其用電量占比較高，一旦疫情有所放松，需求修復對用電量的拉升也將較為顯著。建筑業現階段最受壓制，目前用電增速為負，相較疫情前用電增速水平差距顯著。由于其與地產息息相關，如若需求復蘇疊加地產松綁，二者或將成為帶動用電量增長的重要推手。

3、氣候異常疊加修復預期挑戰系統充裕度，火電投資必要性加強

火電投資在新能源大發展背景下呈現“此消彼長”，缺電大背景下穩定性電源投資的必要性進一步加強。從2017年至今，火電投資較高的年份(17/18/19年)新能源電源投資較低。20年雙碳政策實施以來，新能源(風電)的投資迅速提升，火電投資大幅回落。造成這一現象的本質為電源開發的投資主體一般為運營商，在風光搶裝的背景下很難形成對火電投資的兼顧。在搶裝潮過后，風光投資將逐漸趨于穩健增長，火電投資或將呈現觸底反彈趨勢。在用電負荷的上行周期，新能源出力不穩定較難對系統負荷形成有效支撐，導致限電頻發，后續穩定性電源(火電)投資的必要性也在這一背景下進一步增強。

(四)火電投資發散：重視靈活性改造需求

1、風光占比提升激發火電改造需求，政策、技術無憂但機制需理

國內部分試點機組改造后已經達到國際先進水平。根據中電聯發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》數據顯示，目前我國在運煤電機組一般最小出力為50%～60%，經過靈活性改造的試點純凝機組最小技術出力可低至30%～35%額定容量，部分機組最低可至20%～25%，達到國際先進水平。熱電聯產機組靈活性改造手段較為豐富，主要通過改進熱水蓄熱調峰技術，固體電蓄熱鍋爐調峰技術，電極鍋爐調峰技術等，改造后在供熱期運行時通過熱電解耦力爭實現單日6h最小發電出力達到40%額定負荷的調峰能力，目前試點機組在靈活性改造后最小技術出力可達到40%～50%額定容量，且能夠達到環保要求。

政策支持愈發明晰，“十四五”期間規劃完成2億千瓦，靈活性改造市場前景廣闊。此前國家發改委、國家能源局印發《全國煤電機組改造升級實施方案》，指出“十四五”期間完成靈活性改造2億千瓦，增加系統調節能力3000-4000萬千瓦，實現煤電機組靈活制造規模1.5億千瓦。

火電機組改造后單位千瓦調峰容量成本低于其他消納手段。火電機組改造的不變成本包括對汽輪機、鍋爐等主機設備的改造以及對控制系統、脫硝系統、冷凝水系統等輔助設備的改造。由于不同機組的特征、技術要求和改造目標等存在差異，導致熱電機組和純凝機組的改造范圍也存在一定差異，同一機組的改造也存在多種可能的方案，機組改造成本以“一廠一策”的方式進行單獨測算。而改造完成后的目的是進行深度調峰，可變成本部分包括因調峰增加的燃料成本、用電費用、機組維護費用以及長時間深度調峰和出力水平大幅度變動帶來的機組壽命減少。深度調峰導致機組頻繁啟動及大范圍負荷變動，承受大幅度的溫度變化，帶來關鍵零部件疲勞損傷，在這種工況下，機組壽命損耗、燃料損耗同步增多，直接影響機組運行的安全性和經濟性。此外，參與深度調峰的機組所損失的正常條件下的發電收益也應當計入可變機會成本之中。根據中電聯統計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500元～1500元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統調節手段。

2、機制尚需理順，展望十年崢嶸

火電靈活性改造是發電企業主動適應由電量主體向容量主體轉變的過程，本質核心是收益模式的變化。目前火電機組調峰收益補償機制仍在部分重點省份展開，未普及至全國，因此也成為部分地域火電靈活性改造發展的主要制約。隨著發電量計劃的放開、燃料和上網電價的雙側波動以及中長期電力交易的拓展，同時疊加各省份輔助交易的漸次展開，火電機組的收益方式將呈現差異化的發展模式，尋求靈活性突破，獲取靈活性收益將成為火電機組的主動選擇。

火電存量機組靈活性改造是未來十年電力消納的主力軍。風力光伏發電搭配電化學儲能、氫能等清潔消納手段是未來能源體系的發展方向。但在現有技術條件和資源稟賦的約束下，火電仍是電力系統靈活性的核心組成部分。國內巨大的火電機組基數決定了其靈活性改造的廣闊前景，在2030年之前，我國電力消納靈活性資源的釋放核心之一即來自火電機組的靈活性改造。在完全退出之前，火電仍將作為調峰調頻等電力輔助服務的主力軍，維護新型電力系統穩定，為我國清潔電力系統轉型保駕護航。

二、綠電：在“遺忘”中失落，于“拐點”中反擊

(一)失落2022：“利空”頻發

2022年綠電略有“失落”。從綠電超額收益的獲取情況來看，二季度跑輸滬深300指數，近期有所回升。其中風電板塊二季度略跑輸滬深300指數，截至11月底，2022年風力發電板塊實現收益-23%，板塊實現超額收益0.7%(相對滬深300);2022年光伏發電板塊實現收益-26%，板塊實現超額收益-1.9%(相對滬深300)。

1、難證偽的利空引發的“錯誤式”階段性回調

綠電三季度大幅回調的背后是市場對其收益率的擔憂，核心表現為 “利空”引發的不合理線性外推。

其一為福建海風的低價競價，中標項目電價低至2毛。福建“十四五”第一批海風競價的低電價中標項目引發市場對后續風電收益率的擔憂。此輪1GW項目由華能+福建投資集團中標70萬千瓦項目，電價水平0.19元/千瓦時;國家能源集團+萬華中標30萬千瓦項目，電價為0.2元/千瓦時。后續華能已棄標該項目，后續福建海風電價或將回歸正常水平。

其二為山西綠電市場化交易電量折價成交，市場一度將福建的情況線性外推至全國，但本質為山西現貨交易初期階段機制不完善導致的電價失衡，后續電價水平已有所回升。站在時間發生時點，由于所謂“利空”難以被證偽，導致市場情緒波折，但最終結果來看，更多帶來的是“錯誤式”階段性回調。

2、組件價格高企裝機受阻，成長性被壓制

22年組件價格仍然高居不下，運營商裝機進度普遍有所放緩。從裝機實力較強的央企來看，22年上半年風光裝機進度依然較慢，以華能公布的40GW“十四五“目標(年化8GW)進度來看，受光伏組件價格壓制，華能/三峽22年上半年光伏新增裝機分別為1.17/1.3GW，推進進度不及預期。

(二)反擊2023：拐點將至

1、對綠電電價的核心觀點：恐難漲，但更不看空

綠電電價大幅折價本質上是對于“雙碳”推進的挑戰。在上部分提到的“利空”事件中，市場更多會聚焦于電價的邊際變化。我們認為綠電在當前經濟承壓背景下其環境屬性在電價中的定價或存在阻力，即提價有一定壓力。但在“雙碳”政策未出現轉向的前提下，大概率不會出現風光電價大幅折價的情形。“雙碳”發展的初期階段電力運營商需通過一定的盈利進行原始的資本累積，從而有足夠的資本開支兌現未來的風光裝機。如果風光大幅折價，運營商盈利驟降將嚴重拖累未來風光的推進進度，其核心在于挑戰“雙碳”的底線，我們認為目前政策仍在穩步推進“碳中和”的目標，綠電電價雖恐難漲，但更不看空。

2、硅片價格下降已現端倪，補貼憂隱不必過于悲觀

組件價格下降已現端倪。根據TCL中環披露的月度硅片價格變化來看，10月底出現近期的首次調降。不同類型的硅片價格變化基本一致，以P型218.2微米單晶硅片價格變化來看，10月底價格為10.51元/片，環比上月調降0.35元/片，環比降幅3.22%;11月底價格再次下探至10.04元/片，環比10月底調降0.47元/片，環比降幅4.47%。隨著后續硅料產能的不斷釋放，組件價格拐點將逐步來臨。

補貼憂隱不必過于悲觀，補貼收回疊加成本下降有望形成共振推動裝機增長。隨著補貼核查的不斷推進，市場對新能源補貼核查進展較為擔憂，認為存量項目補貼最終較難收回。當前對于違規騙補的核查更多集中在倒賣路條、未批先建、違規擴建、擅自變更投資建設主體等方面，央企、國企從前期項目的申報、核準到實際建設流程普遍較民企更為規范。此外，核查更多集中于補貼額度較高的光伏側，目前處于第一梯隊央企的存量項目風電高于光伏，因此我們認為后續補貼核查對央企的影響程度不必過于悲觀。補貼收回將極大緩解新能源運營商的現金流狀況，在當前成本下降的背景下將對裝機的增長起到較大的促進作用。

3、珍惜綠電發展“蜜月期”，后續裝機彈性大有可為

空間足，彈性高。目前仍處于雙碳發展的初期階段，電力運營商風光裝機水平仍然不高，第一梯隊電力運營商十四五裝機規劃普遍在30-40GW的水平，后續成本下降將不斷刺激運營商的裝機提升，可帶來較高的彈性空間，在“價”穩“量”升的背景下，業績可期。

(三)風光提速背景下消納問題不可忽視，重視特高壓建設

風光裝機提升背景下消納問題凸顯，重視特高壓投資機會。解決空間錯配問題需要電網建設的支持，中國電力負荷中心位于經濟發達、人口稠密的東南沿海地區，而風電、光伏主要分布在西北、華北等地區，產電、用電反地域特征明顯，為解決電力的地域性供需匹配問題，需要進行電力的跨區輸送。從電網投資表現來看，近兩年電網的實際投資超過計劃投資，反映出了當前電網建設的需求較為迫切。電網投資重新進入上行周期將有效帶動特高壓板塊投資的增長。

特高壓建設周期性較強，未來兩年或將迎來新一輪建設高潮。一方面在于特高壓建設周期性較強，從2016年至今的國網特高壓投資占其總投資的比例來看，2008年占比觸及低位(占比僅為4.3%)，后續有所回升，呈現出了一定的周期性。21年特高壓投資占比同樣將至4.4%的低點，后續有望有所提升。另一方面在于風光上量速度不斷加快，第一批百GW風光大基地以及第二批450GW大基地項目的本地消納能力有限，外送需求較大，將顯著催生特高壓的建設需求。

三、水電：靜待轉寰

(一)不同尋常的2022：來水反常

22年來水有所反常。按照來水的季節性變化特征來看，一季度、二季度及四季度為枯水期，主要依靠豐水期三季度的蓄水支撐未來發電。今年2季度各流域受桃花汛、降雨較多的影響，來水一度不斷沖高。但進入三季度豐水期后來水突然轉弱。目前三峽來水依然較為悲觀，水庫水位一直維持在不及160米的水平，往年此時來水已達最高水位，但今年水庫水位仍然較低，遠不及往年同期水平。

四川水庫水情狀況較好，目前已蓄水至最高水位。我們對四川兩個體量較大的水庫進行分析，二灘及錦屏一級水庫水位分別在9月下旬及10月迎來較大的提高，目前兩水庫水位基本已恢復至水庫的正常水位(二灘/錦屏一級正常蓄水位分別為1200/1880米)，對來年發電量提供一定支撐。

(二)靜待來水轉機

來水偏枯或導致水電“透支”一定未來來水，靜待來水轉機。整體來看今年水電發電與利用小時數波動較大，上半年發電量增速與利用小時持續走高，下半年則大幅放緩。迎峰度夏期間，水電雖來水轉枯，但為實現保供不排除“寅吃卯糧”的存在，如若前期透支來水，將對未來枯水期的發電量形成一定壓制。

四、核電：穩住底牌，亮劍未來

陰霾已逐漸散去，底牌漸穩。2011年福島核泄漏事故導致后續13/16/17/18年等多個年份核電機組零審批。2019年審批恢復，但每年核準數量保持在4臺左右的較低水平。我國今年核準的核電機組已達10臺，標志著此前的核電事故危機的陰霾已逐漸散去，我國后續核電有望步入常態化核準的時代。同時核電能夠有效拉動投資，對經濟壓力形成一定緩解。以當前三代機組為例，單個項目(對應兩臺核電機組)的投資體量在300-400億元，預計今年新增的10臺機組將能帶動投資共計2000億元。

核電建設周期長，亮劍“十五五”。核電作為基荷電源具有出力穩定、波動小的特征。從歷年的利用小時變動情況來看，均保持在7000+小時的較高水平。22年受上半年疫情波動的影響，發電量有所波動，但隨著需求逐漸復蘇，核電優勢將不斷被凸顯。由于核電正常建設周期一般為5年以上，今年雖新增10臺機組，但盈利兌現或尚需時日，有望于“十五五”開始集中兌現業績。

五、投資建議

1、火電及相關發散行業

1)火電復蘇循序漸進：監管助力煤價下行同時市場化手段疊加容量電價等工具紓困當前煤電頂牛困局，后續火電將進一步修復。推薦火電轉型新能源龍頭華能國際，建議關注華電國際、國電電力等。同時建議關注地方性運營商粵電力A、江蘇國信、皖能電力等。

2)重視火電建設投資：極端天氣變化和需求修復預期增強背景下，火電建設后續或將進一步加大，建議關注火電設備龍頭東方電氣、哈爾濱電氣。

3)靈活性改改造需求加大：新能源大幅并網催生火電調峰需求，建議關注火電靈活性改造核心標的龍源技術、西子節能、青達環保、華光環能等。

2、新能源及電網特高壓

1)綠電：光伏組件拐點將至，成本端邊際變化催生綠電價穩量升邏輯。推薦綠電龍頭三峽能源、光伏小龍頭太陽能、燃氣+綠電雙輪驅動的新天綠能，建議關注龍源電力、福能股份、芯能科技等。

2)電網投資：風光提速背景下消納問題不可忽視，跨地域電力輸送需求增大，重視特高壓建設。建議關注特變電工、國電南瑞、平高電氣、許繼電氣等。

3、水電：來水有所波動，靜待拐點出現。建議關注水電核心資產長江電力、華能水電、川投能源等。

4、核電：核電陰霾已逐漸散去，22年核準的核電機組已達10臺，我國后續核電有望步入常態化核準的時代。核電作為基荷電源，出力穩定期且燃料成本變動相對較小，推薦量價齊升明顯，新能源轉型穩步推進的中國核電，建議關注中國廣核。

六、風險提示

煤價難以回落的風險，電價市場化改革推進過程反復的風險，疫情波動，綠電電價折價風險，23年來水或將再次偏枯，重大安全性事件對核電建設進度及核準的影響等。

本文選編自微信公眾號“華創環保公用”，作者：龐天一，霍鵬浩，劉漢軒，智通財經編輯：李佛。

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