中金：碳排雙控下綠電乘勢而起

回顧1H23，火電盈利修復貫穿行情主线。在能源保供和產業鏈安全大背景下，主要成本煤價和硅料價格實現超預期下行，推動火電扭虧、風光回報趨勢向好。核電兌現量價穩健，打造電力“中特估”。展望下半年，我們認爲：高溫和經濟溫和復蘇刺激需求，支撐電力量價表現，轉型扎實推進，靜待綠電打开成長空間。我們推薦排序：新能源>火電>水電>核電。

摘要

新能源：電企把握發展機遇，政策引導行業向上。上半年疫情影響消退，積壓項目完成投產、新增數據好於預期，但在電價和補貼擔憂下板塊表現偏弱。展望2H23，我們認爲綠電將走出低谷，或將开啓向上通道：1）上遊價格提前超跌，電企將把握機遇加快投產步伐，看好未來2-3年裝機年復合增速回歸20%以上，在運營環節優化市場化交易策略、增強運營效率；2）行業格局有望改善。各地逐步優化資源分配方式，央企聚焦主業，減少無效競爭。3）政策面，靜待綠電綠證落地，推動風光獲取綠色收益。

火電：煤價超預期下跌後，電價波動成焦點。上半年國內和進口煤價同比大跌，火電企業迎來業績和股價雙雙普漲，高彈性地方電企漲幅突出。進入下半年，電價走勢成爲新一輪博弈焦點。我們認爲當前火電的定價機制已經走向市場化，供需格局是決定價格的主要因素。下半年經濟溫和復蘇疊加高溫天氣，電價下行空間有限。同時，火電作爲重要的電力壓艙石和調峰資源，大部分省份仍有較強的新增和改造需求，議價能力較以往有所增強。

水電：主汛將至，低基數下或有交易性機會。受去年汛期提前和1H氣候影響，水電企業發電量同比大幅下滑，但相較於大盤較弱表現，水電依托分紅、電價上漲等因素實現較好的相對收益。展望三季度，傳統汛期到來，去年低基數下今年西南地區來水可能同比偏豐，建議關注期間交易性機會。隨着柯拉光伏一期電站投產，建議關注水風光基地的盈利潛力驗證。

核電：機組核准有望提速，長期看好基荷能源配置價值。核電量價表現穩健，防城港3#投產帶動中廣核電量同比獲得雙位數增長。我們認爲，核電安全清潔價值正在被認可，下半年有望推進新項目審批落地。

風險

用電需求不達預期；來水偏枯，煤價超預期大幅上行；核電安全事故。

正文

復盤1H23股價：電力跑贏大盤，火電漲幅領先

年初至今電力板塊跑贏大盤，各類發電類型指數漲幅分化，火電指數已漲13.6%。2023年初至6月末，申萬電力板塊指數上漲6.7%，跑贏上證指數/滬深300指數分別3.0ppt/7.4ppt。電力板塊中，各類發電板塊漲幅呈現分化。我們選取重點關注的電力企業觀察：核電/火電/水電指數年初至今分別漲16.5%/13.6%/8.1%，而風光指數年初至今僅僅上漲0.7%。

據我們統計的偏股型基金重倉持倉情況，1Q23電力股市值佔重倉股總市值1.2%，持倉的市值和佔比環比4Q22持平。我們預計在2Q23電力板塊行情啓動後，重倉比例環比會進一步提高。

► 核電：項目審批恢復，基荷能源長期配置吸引力提升。中國核電和中國廣核年初至今分別漲17.5%/15.6%。核電企業作爲基荷能源，現金流及分紅穩定。

► 火電：煤價下降超預期，扭虧爲盈邏輯部分兌現。火電板塊在1H23迎來普漲，我們關注的電力企業上半年漲幅排名中，前10名中有7名爲火電企業。火電企業上半年在交易煤價下行、盈利修復的估值邏輯。3月國內/進口煤炭價格开始同比下降，4月一季報部分兌現盈利修復表現，火電的行情自3月开始啓動。

► 水電：二季度來水擾動，高分紅標的走勢穩健。二季度西南地區來水在去年高基數和今年氣候的影響下同比偏枯，但水電企業多爲高分紅的“類債”資產，具備一定的防御屬性，因此在5月前走勢穩定。進入5月後，市場开始交易三季度來水同比偏豐邏輯，同時受“中特估”行情助力。

► 風電/光伏發電：新能源消納存疑，市場仍有擔憂。年初至今，光伏硅料已現較大跌幅，但是新能源消納機制、配套建設尚不健全，新能源電價走勢尚不明朗，市場對於新能源項目盈利性仍有擔憂。因此在3-4月後，火電等板塊有較爲確定性的行情時，風電/光伏發電板塊跑輸其他板塊。

圖表1：電力各板塊指數年初至今漲幅

注：選取我們關注的核心電企，基於流通股比例的綜合股價，制作各板塊指數；取2023年6月30日與2023年1月1日指數比值資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表2：各板塊指數年初至今漲幅趨勢

資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表3：核心電力企業年初至今漲幅Top10

注：紅色爲火電企業，灰色爲核電企業，藍色爲水電企業，綠色爲新能源企業。取2023年6月30日與1月1日股價比值資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表4：偏股型公募基金重倉持倉中電力板塊佔比

注：選取股票型开放式和混合型开放式基金資料來源：Wind，中金公司研究部

新能源：電企把握發展機遇，政策引導行業向上

1H23復盤：疫情淡去基本面正常推進，但不確定因素帶來板塊情緒觸底

疫情影響消退，新增裝機超預期，風光利用小時表現分化

風電發電量普漲，光照資源疲軟下光伏電量增速弱於裝機增速。上半年疫情影響消退，2022年積壓項目完成投產，風光新增裝機同比大幅改善。大部分省份風況改善帶動風電發電量普漲，但光照資源疲軟，超半數省份光伏利用小時數下降，光伏發電量低於裝機增速。

圖表5：2023年1-5月風電裝機、發電量和利用小時數同比增速

資料來源：中電聯，中金公司研究部

圖表6：2023年1-5月光伏裝機和利用小時數同比增速

資料來源：中電聯，中金公司研究部

疫情影響消退後運營商積壓項目投產，新增裝機超預期。2023年1-5月，風電、光伏新增裝機高增，分別佔我們預計的全年新增量的25.2%、40.8%（vs. 2022年1-5月，風電、光伏新增裝機佔全年新增量的28.8%、27.1%）。風電新增裝機集中在三北地區，內蒙古、雲南、新疆爲裝機增長前三的省份。光伏新增裝機集中在華東、華中地區，分布式佔比近四成。

消納壓力在可控範圍，年初至今同比基本持平，利用率較低省份集中在原預警地區。三北局部地區風電消納壓力較大，內蒙古消納部分改善但較其他省市仍然偏高。光伏方面，青海同比改善，但蒙西、寧夏、吉林等以往消納壓力較大的地區利用率略有反彈。

上市公司風電發電量普漲，光伏表現分化。風電發電量普遍改善，主要由於2022年存量項目在上半年集中投產，且各地區風況較好。各公司重點裝機地區光照資源差異導致發電量差異，具體來看，大唐新能源2022年末超40%光伏裝機在貴州（2023年1-5月光伏利用小時數同比+10.4%），帶動公司光伏發電量同比高增；而中廣核新能源2022年末約56%光伏裝機在福建（2023年1-5月光伏利用小時數同比-6.3%），導致公司光伏發電量同比下滑。

圖表7：2023年1-5月部分省份風電利用率

資料來源：全國新能源消納監測預警中心，中金公司研究部

圖表8：2023年1-5月部分省份光伏利用率

資料來源：全國新能源消納監測預警中心，中金公司研究部

圖表9：主要綠電企業2023年1-5月風電、光伏發電量同比增速

注：三峽能源爲2023年1-6月數據

資料來源：各公司公告，中金公司研究部

板塊情緒觸底，綠電賽道主要標的股價表現弱於基本面

投資者悲觀情緒下，主要A/H股綠電公司股價表現弱於基本面表現。整體看，H股表現弱於A股，主要系H股受外部因素影響大於A股，絕對收益表現偏弱。同時，投資者普遍擔憂國補審查落地不確定性、現貨市場極端電價影響收益、綠電賽道政策支持力度變弱等，主要綠電企業跌幅明顯。受益於沿海電力標的整體拉升，部分地方性綠電企業上半年有個位數漲幅。

圖表10：上半年主要A/H股綠電公司漲跌幅

注：紅色爲A股公司，灰色爲H股公司

資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表11：上半年主要A/H股綠電公司相對漲跌幅

注：1）紅色爲A股公司，灰色爲H股公司。2）A股相對漲跌幅=公司股價漲跌幅-滬深300指數漲跌幅，H股相對漲跌幅=公司股價漲跌幅-恆生指數漲跌幅

資料來源：Wind，中金公司研究部

2H23展望：成本、政策利好頻現，電企競爭格局與投資回報改善可期

我國生態文明建設已進入以降碳爲重點战略方向的關鍵時期，頂層設計完善能源消耗總量和強度控制，逐步轉向碳排放總量和強度雙控制度。我們認爲，綠電作爲新型電力系統主力能源的價值進一步凸顯，各項政策合力迎接新型電力系統高比例消納新能源。

電企把握價格超跌機遇加快投產節奏，優化交易策略迎接新能源入市

上遊供需趨松提升運營商議價能力，上遊核心成本壓降提振運營商建設熱情與項目回報。

► 組件價格提前超跌。組價價格自2022年9月高點趨勢下行，2023年1月，中電建26GW光伏組件招標出現激烈價格战，40家企業投標均價1.703元/W，P型、N型組件最低中標價均低於1.5元/W。一季度，組件價格平穩下跌，集中在1.7~1.8元/W。進入二季度，硅料產能供給充分帶動組件供需格局反轉，電企議價能力增強，主流電企採購價格加速下跌至1.4~1.5元/W，6月末水發興業0.8GW光伏組件开標甚至出現1.18元/W的低價。

圖表12：2022.09-2023.06光伏組件中標價格

資料來源：大唐電子商務平台，華電集團電子商務平台，國家能源招標網，電能e招採平台，華能集團電子商務，國投集團電子採購平台，中國電建招標與採購網，北極星電力網，中金公司研究部

► 風機價格均處於低位。1Q23大基地項目集中招標下陸上風機價格下行，2Q23普遍在1,500~1,000元/kW區間，2023年5月，大唐第二批次新疆塔城100MW風電項目競價中，出現了1,256元/kW的低價。同時風機大型化有助於降低後期運維管理成本和難度、在同容量風電場中攤低單位容量的原材料、基礎、吊裝、土地等投資成本。

► 儲能經濟性有望改善。運營商可研測算中普遍將儲能作爲沉沒成本，實際使用過程中可通過容量電價、峰谷價差、租賃等方式實現額外收益。近期儲能出現1元/Wh低價，我們認爲，電企有望在較低成本下滿足配儲需求，且今年電網儲能調用次數較往年有所提升，或將改善風光出力的間歇性，體現儲能經濟性。

圖表13：2010.01-2023.03金風科技風機價格走勢

資料來源：金風科技業績演示材料，中金公司研究部

圖表14：近期儲能招標價格

資料來源：北極星儲能網，中金公司研究部

當前電企光伏總造價4~4.5元/W、風電總造價約5~6元/W，滿足5.5%~6.5%的全投資收益率底线，2H23項目投資回報和範圍或將提升。組件市場價格下行持續，各運營商與供應商合同普遍存在調價機制。我們測算，風機、組件價格每下跌0.1元/W，全投資收益率可提升0.1%~0.2%、0.2%~0.3%。已开工項目或將取得優於可研測算的超額收益；組件價格下跌讓出配儲與利潤空間，運營商項目建設熱情較高，1H23電企優先完成2022年未完成項目，2023年增量項目或將在2H23集中开工，目前各電企爭取項目年內盡早投產貢獻收入，但保持年初裝機目標不變。

圖表15：風電、光伏項目收益率測算與敏感性分析

資料來源：中金公司研究部

新能源入市大勢所趨，市場化電量佔比提升、價格折讓縮窄。近年來，市場化交易持續推進，主要電企綠電市場化交易比重由2021年的23.5%~36.0%提升至2022年的22.1%~52.9%。由於全國電力供需整體偏緊，運營商交易人才隊伍精進、交易經驗積累與策略優化，折價率由2021年的18.9%~22.9%縮窄至2022年的9.5%~15.4%，市場化電價實質提升。

運營商注重設備管理、市場交易、風險管控能力提升。運營商當前重視：1）電價：分區域搭建交易團隊，因地制宜制定交易策略，深入了解市場，累積發電和交易數據，提升營銷、管理、交易能力。2）電量：注重設備運維穩定性，提升發電效率，加強風功率預測系統的建設，提高預測數據准確性，提高運行機組市場競爭能力。3）投決：可研測算過程中綜合考慮可能的收益影響因素，包括當期經濟發展水平與電力需求、消納能力、外送通道建設、電價下浮系數等，爲項目回報保留安全墊。

行業格局有望改善，新能源开發有望趨於理性化、規範化

五大電力風電裝機佔比近半但略有下滑；光伏競爭格局分散，五大電力裝機比例持續提升。風電开發商多爲專業型的大型發電集團，擁有火電資產的公司具備靈活性改造潛力，在新能源开發競配中具備優勢。2021年，五大發電集團風電裝機比例爲49.5%。其中，國家能源集團風電裝機佔比領先，2016-2021年裝機佔比均超15%。光伏开發格局較爲分散，央企對光伏重視度提升，2021年集中收購帶動市佔率升至23.5%。其中，國家電投光伏裝機佔比領先，2021年裝機佔比達13.4%。

圖表16：2016-2021年主要風電運營商市佔率

資料來源：各公司公告，中金公司研究部

圖表17：2016-2021年主要光伏運營商市佔率

資料來源：各公司公告，中金公司研究部

“雙碳”目標深入推進，參與新能源投資的央企數量增加、競爭日趨激烈，行業發展掣肘。除了傳統電力央企，石化、基建、鋼鐵等央企开始參與新能源开發競爭，行業資源競爭加劇。具體來看：1）土地資源緊張：新能源用電申請涉及保護區、土地性質變化等，部分電企轉向復合項目开發，但建設要求與認定標准仍較爲繁瑣。2）審批周期拉長：參與招投標企業數量增加，政府資質審核與篩選工作量加大，核准時間被動拉長。3）項目开工不及預期：部分央企競配過程中超額承諾配套、投資額度，但多因素下項目开工進展緩慢，加劇資源惡性競爭。

國資委引導央企聚焦主責主業，地方政府逐步清理問題項目，後續开發有望理性化、規範化。2023年2月，國務院國資委印發《關於做好2023年中央企業投資管理進一步擴大有效投資有關事項的通知》，要求企業進一步聚焦主責主業、發展實體經濟，提高有效投資質量[1]。近年來，各省逐步梳理、廢止部分存量風光項目；廣東省能源局建議企業暫緩新增備案和核准集中式光伏、陸上風電項目，考慮項目盈利能力和風險。我們認爲，當前央國企獲取新能源資源過程中競爭激烈，不利於優化國有資本布局和結構調整，政策後續有望引導企業聚焦主責主業，重視投資回報、項目合規與風險控制，傳統電力投資企業具備資源積累、項目經驗優勢，仍將作爲新能源投資主力。

政策推動新能源獲取環境價值，迎接高比例新能源電力系統

能耗雙控→碳排雙控，綠電需求與價值提振。中央全面深化改革委員會第二次會議審議通過《關於推動能耗雙控逐步轉向碳排放雙控的意見》[2]。頂層設計不斷完善綠色低碳和節能減排調控方式，更高水平、更高質量地做好節能工作，用最小成本實現最大收益。我們認爲，政策導向轉型突出了綠電作爲不排碳能源的清潔低碳環境價值地位，綠電需求與規模有望提升。

CCER年內有望重啓，綠電環境價值再優化。CCER覆蓋可再生能源、林業碳匯、甲烷減排、節能增效等項目所減少的碳排放。隨着全國碳市場擴容，存量CCER已在碳市場履約期中大量消耗，CCER需求持續提升。2023年6月，生態環境部新聞發布會披露目前已明確審定、交易制度，交易平台等工作進展順利，預計將在今年年底前全面重啓[3]。2023年7月7日，生態環境部就《溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行）》公开徵求社會意見[4]，爲項目重啓做准備。我們認爲，政策重啓有望兌現減排企業碳資產環境價值，可再生能源、低碳排放環保和碳匯企業等有望再度通過碳交易市場增厚回報。

新政聚焦解決掣肘行業發展的實際問題，全方位建設高比例新能源供給消納體系。

► “以大代小”有利於釋放業主裝機容量潛力，最大化項目回報。國家能源局印發《風電場改造升級和退役管理辦法》[5]，鼓勵並網運行超過15年或單台機組容量小於1.5MW的風電場开展改造升級。裝機上，改造舊項目比申請新項目更便利，可在新增風電資源獲取難度增大背景下創造裝機增量；電價上，補貼電量電價按改造前政策執行，其它電量執行核准變更當年政策，並網運行未滿20年且累計發電量未超過全生命周期補貼電量的項目繼續享受補貼。我們預計，技改有望充分延長資源地使用壽命、提升利用小時，有助於存量項目收益潛力充分釋放，看好入行早、項目規模大的企業率先受益。

► 電改政策爲高比例新能源消納打下基礎。5月，發改委印發《關於第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項通知》，將系統運行費用單列（含輔助服務、抽蓄容量電費）[6]。我們認爲，輸配電價改革調整爲高比例新能源消納打下基礎，有助於引導系統調節成本合理分配，理順價格機制，利好電網投資意愿、投資能力提升。

火電：煤價超預期下跌後，電價波動成焦點

1H23復盤：“上半場”聚焦煤價超跌，扭虧爲盈部分兌現

地方高彈性標的獲得股價更大漲幅。自3月起，國內現貨煤價，進口的澳煤、印尼煤均开始同比下行，火電企業股價已經先於業績改善开始兌現扭虧爲盈的邏輯。4月披露業績後，粵電力/浙能電力/華能國際1Q23开始扭虧爲盈，業績實質性改善。火電大省的高彈性地方火電企業在1H23獲得更大漲幅，皖能電力/建投能源/浙能電力/粵電力等代表企業，受益於1）本地火電需求旺盛，2）收入結構中本地火電發電佔比較高，3）長協煤履約率提升，4）低價進口煤供給大量增加等因素，年初至今漲幅分別47%/47%/45%/32%。華能國際/大唐發電/華電國際等央企漲幅分別22%/19%/14%；而國電電力由於一季度歸母淨利潤同比-9%，股價年初至今漲幅-10%。

圖表18：A股火電企業年初至今股價漲幅

注：深灰色爲我們關注的地方火電企業，深紅色爲我們關注的全國性火電央企資料來源：Wind，中金公司研究部

煤價跌幅超預期，是上半年火電行情的主旋律。煤價的波動與上半年火電企業行情具備高度的相關性。上半年國內煤炭保供力度加強，煤炭進口的限制放松，非電需求低迷：1）水泥、鋼鐵、玻璃等行業產量同比增速不及全社會發電量。5月單月水泥、鋼材、平板玻璃產量分別同比-3.2%/-3.4%/-9.7%。2）自年初澳煤進口限制放松後，國內煤炭產量和煤炭進口量均被充分釋放。5月國內原煤產量累計已達19.1億噸，同比+4.8%；煤炭和動力煤進口量均同比大增，5月分別同比+518%/+340%，大幅度衝擊國內煤炭市場供給。

國內現貨煤炭價格和進口煤價格在3月後陸續出現較大的同比跌幅：1）京唐港動力煤3-6月的月均價同比-25%/-15%/-22%/-36%，並且在6月初觸及了發改委建議的長協煤合理價格區間。2）澳煤自2月份起逐漸放开進口，受到海外經濟疲軟、天然氣價格下行的影響，我國進口的澳煤/印尼煤的價格同步出現下行。

圖表19：京唐港Q5500月度均價及同比增速

資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表20：印尼煤Q3800月度均價及同比增速

資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表21：2023年單月產量同比增速

資料來源：國家統計局，國家能源局，中金公司研究部

圖表22：單月煤炭及動力煤進口量同比增速

資料來源：國家統計局，中金公司研究部

頭部火企中1Q23已有盈利增幅兌現。度電歸母淨利潤上，2022年vs1Q23，浙能電力分別爲-0.17分/0.26分，華能國際分別爲-1.73分/2.1分，粵電力分別-2.79分/0.36分。大部分已經在估值上反應煤價下降帶來的基本面修復，P/B的估值分位已經達到2018年以來的84%-91%之間，內蒙華電/浙能電力/國電電力估值分爲分別爲45%/62%/65%。

圖表23：6月末A股核心火電企業P/B所處估值分位

注：估值的區間選取2018年初至今的每日P/B估值，6月末指6月30日資料來源：Wind，中金公司研究部

2H23展望：電力保障主力軍，價格端具備韌性

短期內，三季度高溫來襲，電量需求有力支撐，高位電價得到保障。6月華北地區迎來大範圍高溫天氣，京津冀6月平均氣溫均爲歷史同期最高，北京/天津平均氣溫分別同比+11%/+10%，分列全國氣溫同比增速前二。根據國際氣象組織今年6月發布，熱帶太平洋地區7年來首次形成厄爾尼諾條件；根據中國氣象局判斷，厄爾尼諾發展年在我國會出現“北旱南澇”的氣候特徵[7]，即極端天氣增多，北方可能會偏幹旱，而南方可能洪澇災害增多。高溫提升用電需求，6月沿海/內陸電廠平均日耗分別環比+17.5%/+10.9%，同比+18.3%/+11.4%，日耗迅速攀升。我們認爲短期內，高溫天氣對三季度夏季的電價上浮和發電量的同比增長提供支撐。

圖表24：2023年6月全國主要省份及城市平均氣溫多增情況

注：平均氣溫取當日最高及最低氣溫的平均值；隱去6月平均氣溫同比下降的省份或城市資料來源：Wind，中央氣象局，中金公司研究部

綜合看，下半年電價波動可能成爲市場關注焦點。多年來，市場對電價讓利形成偏見，尤其是考慮到“十三五”中通過降低電價讓利實體經濟，因此上半年現貨煤價下跌後，市場恐慌電價因此下行。但我們認爲：

► 火電的定價機制已經全面推向市場化，供需關系將決定價格：下半年經濟整體溫和復蘇，短期又有高溫帶來的用電負荷激增，電價大幅度下行具備較大阻力；

► 火電作爲電力“壓艙石”，盈利仍需恢復，政策負向調節可能性較小；在新型電力系統下，火電被賦予調峰角色，大部分省份仍有較強新增和改造需求，火企議價能力有所增強。

下半年經濟溫和復蘇，電價上浮具備需求側支撐。月度交易電價與經濟情況/用電需求息息相關。年初至今，浙江/湖南等省份最新月度電價仍保持約20%上浮，與年度價格相似。廣東/陝西等省份最新月度電價溢價降至11.7%/15.8%，較年度價格溢價下降8.0ppt/4.2ppt，度電減少3.7分/1.5分。各省月度電價表現雖有分化，但是整體降幅好於我們的預期，未與煤價下行同步。

根據中金宏觀組觀點：下半年我國處於疫情後的溫和復蘇階段，預計全年 GDP 增速或將處於 5.5%-6.0%的區間，二至四季度 GDP 同比或分別爲+7.0%/+5.2%/+5.9%，其中二/四季度去年基數較低；如果財政力度加大，第三、四季度 GDP 環比或呈現修復式改善。我們認爲在下半年經濟溫和復蘇的環境下，用電需求仍然處於緊平衡中，尤其是疊加7-9月迎峰度夏電力需求同比多增後，下半年電價下行空間有限。

圖表25：各省份月度集中交易電價較燃煤標杆電價上浮比例

資料來源：Wind，中金公司研究部

各區域中，用電需求大省仍可能存在電力緊張情況。我們統計自2020年以來的全國各區域電網用電最高電力負荷與發電最高電力負荷的差值，華東地區電力負荷差值一般都在年內7月份達到高峰，而各個年份7月的差值呈現逐年上升趨勢。在2021年/2022年出現過大規模限電情況：1）2021年主因爲各地的能耗雙控政策，華東、華南、東北等多省份均有大規模限電；2）2022年雲南、四川等水電大省汛期來水較多年平均嚴重偏枯，出現大規模限電情況。

展望今年，多個省份預測迎峰度夏期間電網最高負荷將同比多增，例如寧夏、陝西、浙江、南方電網等，同比+10%以上；此外還有遼寧、浙江等省份已經提前發布有序用電通知，以預備可能到來的用電緊張。我們認爲雖然電力保供力度加大，但考慮到高溫等極端因素，今年下半年經濟活躍省份仍可能會存在電力緊張情況。

圖表26：2021/2022年各省大規模限電情況

注：紅色爲2021年大規模限電省份，橙色爲2022年大規模限電省份資料來源：自然資源部，各省發改委，各省人民政府，財聯社，中金公司研究部

成本端，非電需求持續疲軟，煤炭供給充沛，下半年煤價上行空間有限。我們認爲雖然下半年國內現貨煤價在供應充足、非電需求疲軟的背景下上行具備壓力，具體而言：

► 下遊非電煤炭需求仍較爲疲軟。年初至今，固定資產投資同比增速放緩，6月同比+3.8%；6月房地產累計开發投資同比-7.9%，繼續負增長態勢。根據中金大宗組的觀點，下半年地產施工端的改善前景可能仍不樂觀，供給端投資強度可能依然較爲保守，水泥等非電煤炭需求可能受到拖累。

► 國內及進口煤炭供給仍然充沛。我們認爲煤炭保供和煤炭進口政策具備延續性，下半年國內煤炭供給仍然可以滿足電力和非電的煤炭需求。進口煤價格下行後，國內煤炭與進口煤價差也有收窄，國內現貨煤價漲價具備壓力。

► 水電三季度可能來水偏豐，降低火電發電壓力，和對煤炭的需求。2023年上半年，全國水電發電同比大幅度減少，可能的原因在於1）2Q22汛期提前後同比基數較高；2）今年雲南等地區氣候2Q23較往年偏幹旱。我們認爲在厄爾尼諾發展年“北旱南澇”的背景下，水電下半年發電可能會回歸往年平均水平，部分分擔火電的發電壓力。

圖表27：地產指標累計同比增速

資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表28：年初至今全國累計發電量同比增速對比

資料來源：中電聯，中金公司研究部

水電：主汛將至，低基數下或有交易性機會

1H23復盤：高基數影響凸顯，水電企業漲幅分化

上半年漲跌幅分化，優質水電企業依托高分紅和電價上漲，仍獲良好漲幅。雖然上半年水電企業來水普遍同比偏枯，但是我們關注的核心水電企業，包括川投能源、國投電力、華能水電、長江電力漲幅良好，分別較年初漲23%/17%/8%/5%。優質水電資產雖然業績季度間會有波動，但多年平均來看仍具備高分紅、盈利穩定的“類債”屬性。

圖表29：A股各水電企業2023年6月均價較2022年12月增幅

資料來源：Wind，中金公司研究部

受高基數影響，2Q23業績可能承壓。上半年，全國水電發電同比大幅度減少，3-5月水電發電的累計同比分別-8%/-14%-19%。水利資源富集的省份，四川/雲南，上半年水電累計發電量均同比減少，但對比湖北/廣西/貴州等省份較高。上述現象原因在於：1）今年上半年雲南、四川爲主的西南地區水電大省降水同比偏少，1H23雲南/四川主要城市平均降水量之和分別同比-49%/-42%。2）去年我國較早進入汛期，較多年平均入汛日期偏早15天，2Q22降水及來水情況較好，同比增速受去年高基數影響。我們預計在上述發電量同比變化下，2Q23水企業績或將觸底。

圖表30：年初至今水利富集省份各月累計發電量同比增速

資料來源：中電聯，中金公司研究部

2H23展望：主汛將至，短期具備交易性機會

三季度主汛期到來，西南地區來水同比偏豐，改善水電企業發電量情況。根據中國氣象局國家氣候中心預計，7-8月西南地區來水同比偏豐：華南、西南南部、西藏東南部等地降水偏多一成以上；廣西南部、雲南東南部等地偏多二至五成。我們認爲隨着汛期將至，低基數下今年汛期來水同比可能偏豐，水電板塊三季度將存在交易性機會。

圖表31：金沙江石鼓水文站年初至今出庫流速

資料來源：水利部信息中心，中金公司研究部

圖表32：雅礱江滬寧水文站年初至今出庫流速

資料來源：水利部信息中心，中金公司研究部

圖表33：長江三峽水庫出庫流速

資料來源：長江三峽通航管理局，中金公司研究部

水風光多能互補將成“第二成長曲线”，水電具備長期配置價值。隨着全國水電機組投產周期暫時結束，我們認爲水電企業基本面改善將主要來自於：1）短期內，季度間來水及發電量改善，內地消納及外送電價上浮，多庫聯調帶來的電量增發；2）長期看，更上遊的高成本水電基地开發，水風光大基地、抽水蓄能等多能互補發展；3）其他債券或者類債資產的收益率變化，如海外美債收益率變化。傳統能源+新能源的大基地模式已經成爲“十四五”期間重要的風光裝機投產模式，我們建議關注水風光基地的風光潛力的驗證，如今年投產的柯拉一期水風光項目。

核電：機組核准有望提速，長期看好基荷能源配置價值

1H23復盤：量價兌現穩健，打造電力中特估

上半年量價穩健增長，兌現預期。中廣核電力受益於防城港3#並網發電，發電量實現雙位數同比增長；中國核電上半年無新機組投產，電量同比微增。我們測算，1H23中廣核、中核核電利用小時數分別爲3,747、3,801小時。考慮到核電電價相對穩定、財務費用縮減，我們預計，核電業績繼續保持穩健，中廣核電力在新機組投產、電量增速更佳下業績增速表現更亮眼。

中國核電、中國廣核股價均實現雙位數上漲。核電行業准入門檻高，中國核電、中國廣核核電裝機容量、發電量具備絕對優勢。

圖表34：2023年1-5月核電發電量、同比增速

資料來源：各公司公告，中金公司研究部

圖表35：主要核電企業1H23發電量、同比增速

資料來源：各公司公告，中金公司研究部

2H23展望：看好下半年審批加快，核電量增價穩、長期配置價值顯現

迎峰度夏電力保供需求提升，核電安全清潔價值在新型電力系統轉型中佔據重要地位。電力供需趨緊、電網穩定性要求攀升，核電較其他電源具備：1）基荷電源屬性：在發電時間上較風電、光伏受限更少，可以連續穩定運行。2）靠近電力負荷中心：我國的核電站主要分布在東南沿海地區，包括廣東、福建、浙江、江蘇等電力負荷較高省份，可以快速補充潛在電力缺口、減輕外送依賴。3）安全清潔：第三代核電技術安全系數大幅提升，發電過程不產生二氧化碳。2023年6月，國家發改委新聞會提到，確保高峰時段火電出力水平好於常年，優化水庫群調度提升水電頂峰發電能力，促進風電、太陽能發電、核電多發多用[8]，核電作爲基荷電源的安全清潔保供獲得認可。

上半年暫無新機組核准，看好下半年審批進展加快貢獻長期業績增長動能。2019年後核電審批逐漸正常化，2022年審批數量高達10個。《“十四五”規劃和2035年遠景目標剛要》表示安全穩妥推動沿海核電建設將成爲“十四五”時期的重要任務。《中國核能發展報告2021》預測到2030年，核電在運裝機容量達到120GW，核電發電量約佔全國發電量的8%[9]。我們認爲，核電審批正常化可期，我們長期看好能源安全下的基荷能源配置性價比，核電門檻高、清潔高效、回報穩健的投資價值有望獲得認可。

圖表36：2010-2022年核電機組核准數量與進展中核電機組

資料來源：各省發改委，各公司公告，中金公司研究部

核電與火電電價相關度低，綜合電價有望保持穩健。從交易結構上看，核電市場化交易持續推進，目前市場電比例約40~50%，其中中長協交易佔比約90%。剩余電量主要可參與多品種月度交易和現貨交易，公司傾向於參與與核准價格接近的月度競價與雙邊交易。現貨交易有限，綜合電價受火電價格影響較小。我們預計核電利用小時、電價整體穩定，業績有望保持穩健。

風險提示

1）用電需求可能由於下半年經濟復蘇不及預期而缺乏支撐，相應地會對電價的上浮產生影響，下半年月度交易電價上浮比例可能不及預期。

2）由於厄爾尼諾氣候的不確定性，迎峰度夏期間西南地區來水可能同比偏枯，對應的水電出力較弱，火電發電壓力加大，煤價可能會超預期上行。

3）核電如果出現安全事故可能影響項目开工，甚至暫停後續審批，對核電企業的長期成長性產生負面影響。

[1]https://www.gov.cn/xinwen/2023-02/09/content_5740691.htm

[2]https://www.gov.cn/yaowen/liebiao/202307/content_6891167.htm

[3]https://www.mee.gov.cn/ywdt/xwfb/202306/t20230630_1034944.shtml

[4]https://www.mee.gov.cn/ywgz/ydqhbh/wsqtkz/202307/t20230707_1035606.shtml

[5]http://zfxxgk.nea.gov.cn/2023-06/05/c_1310726993.htm

[6]https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202305/t20230515_1355747.html

[7]數據來源：https://www.cma.gov.cn/2011xwzx/2011xqxxw/2011xqxyw/202306/t20230630_5616204.html

[8]https://www.ndrc.gov.cn/xwdt/wszb/6yfxwfbh/