（報告出品方/作者：民生證券，嚴家源，趙國利）1、回顧2022：你方唱罷我登臺1.1、2022年市場回顧2022 年以來，電力行業整體表現強于大盤，年初至

（報告出品方/作者：民生證券，嚴家源，趙國利）

1、回顧2022：你方唱罷我登臺

1.1、2022年市場回顧

2022 年以來，電力行業整體表現強于大盤，年初至 2022 年 11 月 28 日， 電力（申萬）指數下跌 12.93%，在 125 個申萬二級行業分類中收益率排名 37 位，跑贏滬深 300 指數 11.50pct，同期滬深 300 指數下跌 24.43%。各子板塊 中，火電指數（申萬）下跌 0.70%，水電指數（申萬）下跌 4.33%，風電指數 （申萬）下跌 24.89%，光伏指數（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+23.74pct、+20.11pct、-0.45pct、- 2.23pct、+2.09pct，火電、水電板塊相對收益表現較好。

1.2、需求側：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，按不變價格計算，同比增長 3.0%。分產業看，第一產業增加值 5.48 萬億元，增長 4.2%；第二產業增加值 35.02 萬億元，增長 3.9%；第三產業增加值 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，全國范圍內多地疫情集中發生，尤其 4、5 月上海全域封閉， 長三角火車頭“熄火”，整個長三角區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，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，三產及居民用電需求激 增， Q3 全社會用電量達 2.40 萬億千瓦時，同比增長 7.4%。1-10 月份，全社 會用電量 7.18 萬億千瓦時，同比增長 3.8%，2019-2022 年同期 CAGR 為 6.6%。

分產業看：第一產業用電量 947 億千瓦時，同比增長 9.9%，比上年同期回落 8.6 個百分點，2019-2022 三年 CAGR 為 13.5%；第二產業用電量 47086 億千瓦時，同比增長 1.7%，比上年同期回落 9.6 個百分點，2019-2022 三年 CAGR 為 5.7%；第三產業用電量 12479 億千瓦時，同比增長 4.2%，比上年同期回落 15.8 個百分點，2019-2022 三年 CAGR 為 7.9%；城鄉居民生活用電量 11247 億千瓦時，同比增長 12.6%，比上年同期 提高 5.3 個百分點， 2019-2022 三年 CAGR 為 8.6%。對比 2022 年與 2021 年前 10 月的分產業用電量情況，可以發現一產占比提 升 0.1 個百分點，二產占比下滑 1.0 個百分點，三產占比下滑 0.1 個百分點，居 民用電占比提升 1.1 個百分點。

1.3、供給側：上半場水電，下半場火電

2022 年來水演繹過山車式行情，上半年來水持續超預期，水電出力提升疊 加疫情擾動，火電出力被擠壓，3-6 月連續 4 個月同比負增長；但到主汛期，來 水斷崖式下滑，全國范圍內的持續高溫，保供壓力下火電出力提振，增速轉正。

2022 年 1-10 月，電源投資：主要企業電源工程合計完成投資 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：全國新增裝機容量 12796 萬千瓦，比上年同期多投產 2252 萬千瓦，增幅 21.4%。 裝機容量：截至 10 月底，全國規上電廠裝機容量 23.03 億千瓦，同比 增長 6.5%，三年 CAGR 為 7.2%。 利用小時：全國發電設備累計平均利用小時 3083 小時，比 2021 年同 期下降 97 小時。 發電量：全國規模以上電廠發電量 6.96 萬億千瓦時，同比增長 2.2%， 三年 CAGR 為 5.8%。

與上年同期相比，風電、光伏發電量在總發電量中的占比提升 2.1、0.6 個百 分點，水、火、核分別下降了 0.1、1.5、0.1 個百分點。

1.4、景氣度：邊際改善

2022 年前三季度，電力行業 94 家上市公司中，實現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 家出現虧損、12 家持續虧損。3Q22，實現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 家出現虧損、 16 家持續虧損。

在各子板塊中，2022 年前三季度火電（含熱電、生物質發電等）板塊 47 家 公司中，有 17 家實現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 家出現虧損、9 家持續虧損；水電（含地電等）板塊的 21 家公司中有 12 家實現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、 風電、光伏發電）板塊 26 家公司中，有 16 家實現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 家出現虧損、3 家持續虧損。3Q22 火電 （含熱電、生物質發電等）板塊 47 家公司中，有 10 家實現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 家出現虧損、15 家持續虧損；水電 （含地電等）板塊的 21 家公司中有 10 家實現歸母凈利潤同比增長，同比下降的 有 9 家，另有 2 家出現虧損；新能源（核電、風電、光伏發電）板塊 26 家公司 中，有 14 家實現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 家出現虧損、1 家持續虧損。

2022 年前三季度，A 股電力行業營業收入、營業成本、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 個百分 點。3Q22，A 股電力行業營業收入、營業成本、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 個百分點。

2、展望2023：電價“漲聲”再起

2.1、煤價居高不下，電廠苦不堪言

自 2021 年以來，面對超預期的需求與局部的供給緊缺，火電始終發揮著中 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，據中電聯測算， 2021 年因電煤價格上漲導致全國煤電企業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處于虧損狀態。 10 月 25 日，中電聯發布《2022 年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》， 其中提出“電價上浮后仍與煤價水平錯位的地區，考慮重新核定基準價”。在 2021 年 10 月 11 日《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）后，“漲電價”再次被正式提出。

假設火電機組運營中：折舊成本為 0.05 元/kWh； 運維及其他成本為 0.05 元/kWh； 增值稅稅率為 13%。 據此測算得到各地燃煤基準價上浮 20%以后的營業收入-營業成本平衡點 （即毛利率=0%）對應的煤價。

面對煤電困境，漲電價的呼聲日益高漲。11 月 8 日，中電聯發布了《適應 新型電力系統的電價機制研究報告》，提出： 建立完善煤電基準價聯動機制，建議在基準價中及時反映燃料成本變化， 可以將秦皇島港 5500 大卡下水煤基準價 535 元/噸對應全國平均煤電 基準價 0.38 元/千瓦時設置為基點，按照標煤價格上漲或下降 100 元/ 噸對應煤電基準價上漲或下降 0.03 元/千瓦時的標準進行聯動。 按照當前政府指定的 5500 大卡電煤中長期交易均價 675 元/噸的水平， 有序將全國平均煤電基準價調整到 0.4335 元/千瓦時的水平，在聯動后 的基準價水平上再實施上下浮動；科學設置煤電中長期交易價格上下浮 動范圍，建議選擇現貨試點地區，將煤電中長期交易價格上下浮動 20% 的限制予以放寬；增強可持續的容量保障能力，推進容量保障機制建設。

漲價的壓力逐步從底層電廠向上傳導。2022 年 11 月 11 日，吉林省能源局 印發《吉林省新能源和可再生能源發展“十四五”規劃》，提出“深化電力體制 改革。推動完善電價和電力調度交易機制，加強電力輔助服務市場建設，不斷完 善符合新型電力系統運行的配套機制和市場模式。按照國家要求，擴大市場交易 電價的上下浮動范圍。2022 年 11 月 16 日，廣東電力交易中心發布的《關于 2023 年電力市場交易有關事項的通知》中提到”探索一次能源價格傳導機制， 當綜合煤價或天然氣到廠價高于一定值時，煤機或氣機平均發電成本（扣減變動 成本補償后）超過允許上浮部分，按照一定比例對年度或月度等電量進行補償， 相關費用由全部工商業用戶分攤“。從行業呼吁，到部分地方政府出臺的政策， 給予了市場對于燃煤上網電價調整的期待。

2.2、基準價、浮動范圍，孰能當之

對于煤電上網電價的調整策略，主要有兩種方案： 中電聯（即電力企業）：按照當前政府指定的 5500 大卡電煤中長期交 易均價 675 元/噸的水平，有序將全國平均煤電基準價調整到 0.4335 元/千瓦時的水平（對應 5500K 電煤價格上調 140 元/噸），此舉對于發 電企業來說，可以得到更為穩定的上網電價。 主管部門/機構（即政府）：更傾向于擴大煤電上網電價浮動范圍，此舉 將給予政府更多的政策靈活性，但對于發電企業而言意味著更多的不確 定性。 考慮到煤電基準價/標桿電價的參照系作用，如果調整基準價/標桿電價，會對其他非煤電電源類型的上網電價制定造成影響，因此政府對于基準價/標桿電價 調整的謹慎態度實屬正常。擴大浮動比例的范圍可能是當前階段更有可能獲得推 進的電價調整路徑。

我們認為在市場參與主體不斷擴容、順價機制逐步建立后，隨著長協交易規 模的擴大和占比的提升，未來長協電價可能會取代原燃煤標桿電價、現基準價， 成為市場化交易中新的標桿參照系。從 2022 年電力市場年度長協交易情況來看， 廣東省成交電量 2616 億千瓦時，成交均價 0.497 元/千瓦時，較基準價上浮 0.034 元/千瓦時，漲幅 7.3%；江蘇省總成交電量 2529 億千瓦時，成交均價 0.467 元/千瓦時，較基準價上浮 0.076 元/千瓦時，漲幅 19.4%。全國各地漲幅 不一，但各地的跨省區外來水電、核電、風電、光伏等其他非煤電電源類型的交 易電價，均或多或少的參考了煤電市場化交易電價的結果。因此，即使最終調整 的是浮動范圍，但煤電市場交易電價的上漲，理論上對于大部分電源類型的電價 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，轉型當時

3.1.1、來水反轉，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，來水斷崖式下滑，水電發電量同比下降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個百分點至44.5%，凈利率同比下降5.9 個百分點至32.9%。

3.1.2、外送水電受益煤電電價上行

2014 年 1 月 11 日，國家發改委發布了《關于完善水電上網電價形成機制的 通知》（發改價格[2014]61 號），對 2 月 1 日以后新投產的水電站，按照兩種類 型確定上網電價：跨省跨區域交易價格由供需雙方協商確定?？缡　⒖鐓^域送電水電站外 送電量的上網電價按照受電地區落地價扣減輸電價格（含線損）確定， 其中，跨?。▍^、市）輸電價格由國家發展改革委核定；跨區域電網輸 電價格由國家能源局審核，報國家發展改革委核準；受電地區落地價由 送、受電雙方參照受電地區省級電網企業平均購電價格協商確定。

省內上網電價實行標桿電價制度。各?。▍^、市）水電標桿上網電價以 本省省級電網企業平均購電價格為基礎，統籌考慮電力市場供求變化趨 勢和水電開發成本制定；水電比重較大的省（區、市），可在水電標桿 上網電價基礎上，根據水電站在電力系統中的作用，實行豐枯分時電價 或者分類標桿電價。

至此，水電上網電價呈現為三種模式：按照“還本付息電價”或“經營期電 價”制定的獨立電價，省內執行的標桿電價，以及跨省跨區送電的協商電價。 2015 年 5 月 5 日，國家發改委發布了《關于完善跨省跨區電能交易價格形 成機制的通知》(發改價格[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電標桿上網電價和輸電價格和線損倒推確定上 網電價的跨省跨區送電價格形成機制。

3.1.3、內延抽蓄、外拓風光，轉型正當時

眾所周知，大型水電站在建成投產后堪稱“印鈔機”，可以為運營企業帶來 強勁的現金流。國內大水電開發已進入后期，水電企業憑借自身優秀的現金流積 極進行新能源轉型。而在水電企業最擅長的領域，抽水蓄能一方面可以作為配套獲取風、光資源 的有利抓手，另一方面也是傳統水電工程設計、開發、運營的內部延伸。作為目 前最成熟的調峰調頻電源，隨著碳中和目標的提出，風光的大規模開發打開了抽 蓄的廣闊前景。根據水規總院的數據，2021 年底，國內儲能市場裝機規模達到 43.44GW，其中抽水蓄能裝機為 36.39GW，占比 83.8%。2021 年，國內抽蓄 新增裝機 5.25GW，同比增長 337.7%；全年核準裝機規模 13.70GW。

考慮到抽蓄 5-10 年的建設周期，到“十四五”末能夠投產的項目基本可以 確定是已開工建設項目的一部分。根據 2021年9月國家能源局發布的《抽水蓄 能中長期發展規劃（2021-2035 年）》，到 2025 年實現投產裝機6200萬千瓦， 到 2030 年實現投產裝機 1.2 億千瓦，則“十五五”的 5 年間，年均新增裝機 1160 萬千瓦。通過梳理現有在建項目的預計投產時間，預計到 2025 年在運裝 機可達到約 6104 萬千瓦、2030 年將達到約 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 火電完成發電量 16417 億千瓦時，同比增長 9.4%，較去年同期提升 1.9pct，環比增長 29.6%。 受益于市場電價上行，A 股火電板塊單季營收同比增長 31.9%；同時隨著電煤長 協覆蓋比例的提高，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 個百分點，主要火電企業如國電電力、華電國際等 14 家火電企業實現單季度扭 虧為盈，火電板塊景氣度上行。 面對今冬明春可能出現的“三重”拉尼娜氣候，冷冬、缺電的預期仍然存在， 保供壓力下，火電出力有望持續提升，政策端持續貫徹落實長協三個 100%要求， Q4 預計火電仍將維持高景氣度，同時煤電成本端將繼續改善，帶動業績修復。

3.2.2、全面市場化，煤電實時聯動

在標桿電價時代，2004 年 12 月 15 日，國家發改委印發《關于建立煤電價 格聯動機制的意見》，要求加強電煤價格監測工作，穩妥實施煤電價格聯動，適 當調控電煤價格，加強對電煤價格的監督檢查。 煤電聯動調節機制建立后，經過十年的運行，到 2015 年底全國煤電機組標 桿上網電價共進行了 11 次調整。其中，除 2009 年 11 月 20 日為合理反映燃煤 電廠投資、煤價、煤耗等情況變化；2013 年 9 月 25 日為支持可再生能源發展， 鼓勵燃煤發電企業進行脫硝、除塵改造；以及 2014 年 9 月 1 日為進一步疏導燃 煤發電企業脫硝、除塵等環保電價矛盾這 3 次以外，明確因煤電聯動而調整共執 行了 8 次。而在這 8 次中，6 次上調、2 次下調。

觀察歷次煤電聯動調整，電煤價格的變動與煤電標桿電價的調整存在一定的 時間錯配窗口，煤電企業有望在電煤價格下行通道內獲益。但在 2021 年 10 月11 日國家發改委《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）中提到“有序放開全部燃煤發電電量上網電價，燃煤發 電電量原則上全部進入電力市場”，煤電上網價格對于電煤價格變動反應更為敏 感。 以市場交易電量最大的蘇、粵兩省為例，江蘇省 2022 年度長協電量 2647 億度，以 2021 年全省發電量為基數測算的占比 42.6%；前 11 個月的月度交易 累計電量 901 億度，占比 14.5%。廣東省 2022 年度長協電量 2725 億度，以 2021 年全省發電量為基數測算的占比 43.2%；前 11 個月的月度交易累計電量 44 億度，占比 0.7%。此外，廣東省從 2022 年正式開始的日間現貨交易，其價 格水平對供需的反應更為迅速。

3.2.3、“電荒”倒逼政策轉向，煤電“重啟”需關注產業鏈供需

2021 年 11 月 13 日，《聯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，大會達成決議文件，就《巴黎協定》實施細則達成共識。但在會議中，印度和中國拒絕一項呼吁“逐步淘汰”（phase out）燃 煤發電的條款，將其改為“逐步減少”（phase down）。 “3060”目標下，以煤電為主的火電在國內電源裝機結構中的角色定位頗為 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度，但電源結構的改變遠不像想象中的那么簡單。

從建 設周期來看，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，這還不包括耗時更久的前期規劃、建設籌備等環節；風電、光伏 的建設周期較短，僅需 1-2 年，但受限于自身的特性，對于電量結構的改變遠遠 小于對于裝機結構的改變。火電作為占據六成裝機容量、七成發電量的主力電源， 風電、光伏對其在電量結構中的替代作用在短、中期內均難有顯現。尤其是占據 五成以上裝機容量、六成以上發電量的煤電，在氣電、抽水蓄能、電化學等新型 儲能增量有限的情況下，對于依賴其提供輔助調節的風電和光伏而言，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 年連續兩年夏季的極端高溫少雨氣候，暴露了國內電力供給偏 緊的現狀；而以煤電為主的火電，在保供過程中起到了關鍵性作用。兩次全國性 大范圍的“有序用電”之后，政策對于煤電的態度也發生了較大的轉變，各省對 于新建火電機組（含氣電）的核準速度加速，據不完全統計，2021 年全年國內 新核準火電裝機 7.1GW，而今年前三季度已經核準 56.8GW，其中單三季度核 準 32.0GW。以廣東為例，今年 8 月開始，廣東省 9 個煤電項目陸續獲得核準 （含核準前公示），1 個煤電項目開工，除了廣東國粵韶關綜合利用發電擴建項目， 其他項目都是裝機容量在百萬千瓦級別的大項目。

但快速提升的需求導致上游設備產能吃緊，或將重現近兩年光伏產業鏈的漲 價局面。根據華潤集團招標平臺 11 月 29 公示其華潤海豐項目 3、4 機組（2× 1000MW）擴建工程項目鍋爐設備中標價格 13.62 億元，單臺鍋爐價值量約 6.81 億元；而在 8 月份江蘇國信海港 2×1000MW 煤電項目鍋爐成套設備中標 價為 8 億元，單臺鍋爐價值量約 4.00 億元?；蛟S“漲電價”才能確?；痣娖髽I 的投資積極性，完成階段性保供任務。

3.3、核電：如期提速，蓄勢待發

3.3.1、電量持平

2022 年 1-10 月有 2 臺機組投產商運，新增裝機容量 228 萬千瓦；截至 10 月底，全國在運核電 54 臺，合計裝機容量 5561 萬千瓦（計入秦山二核 2、3、 4 號機組增容），同比增長 4.4%。1-10 月全國核電設備累計平均利用小時 6226 小時，同比下降 245 小時、降幅 3.8%；雖然有部分機組因到期大修、故障停運 等原因出力受限，但發電量穩定，累計達到 3407 億千瓦時，同比增長 1.2%。中 核、中廣核前三季度的核電發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“的規劃下，對于優化能源結構助 力”雙碳“目標具有重要作用。截至 10 月底，全國共核準三門二期、海陽二期、 陸豐三期、漳州二期、廉江一期共 10 臺機組，合計裝機 1229 萬千瓦。其中， “430”國常會核準 6 臺、“913”國常會核準 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 達到 26.1%，是自 2016 年以來同期最高值，接近于 “十二五”核電建設高峰期的水平。

在此前發布的中期策略報告《擁抱確定，靜待花開》中，我們預期下半年有 6 臺機組可能獲批，其中 4 臺在“913“國常會已獲得核準，還未核準的陸豐一 期 1、2 號機組與“430”國常會核準的三門二期、海陽二期情況類似，均是按 照 CAP1000 規劃，有望在今年年底或明年年初獲得核準。寧德三期 5、6 號兩 臺“華龍一號”機組目前也有新動作，無論是大唐拿下核電牌照控股、亦或是廣 核繼續控股，均有可能促使其成為下一批獲得核準的項目。華能控股的石島灣電 站正在進行一期擴建工程環公示，規劃建設 4 臺“華龍一號“機組。

根據我們的統計和測算，除在建（按已核準口徑）的 29 臺機組合計 3369 萬千瓦外，包括待核準項目在內共有 33 臺機組已開展前期工作，合計裝機容量 3877 萬千瓦；剔除 6 臺內陸廠址的機組后，剩余 27 臺機組合計裝機 3127 萬千 瓦。其余沿海廠址可建機組數超 50 臺，合計裝機容量超 6000 萬千瓦。按照行 業普遍預期的每年 6-8 臺新核準機組數量，現有沿海廠址仍可支持 10 年左右的 項目儲備。

3.3.3、老機組看交易價，新機組看標桿價

核電上網電價的標桿化來得比煤電和水電要晚許多，1130 號文規定：對新建核電機組實行標桿上網電價政策，核定全 國核電標桿上網電價為每千瓦時 0.43 元；核電標桿上網電價高于核電機組所在 地燃煤機組標桿上網電價的地區，執行當地燃煤機組標桿上網電價。此外，通知 對核電標桿上網電價低于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，以及承 擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或 示范工程留有余地，規定其上網電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高。 2019 年 3 月 20 日，國家發改委發布《關于三代核電首批項目試行上網電價的通 知》（發改價格[2019]535 號），明確對承擔技術引進的首批核電機組予以支持，規定了三代核電首批項目三門、海陽、臺山一期的試行上網電價，并要求按照原 則性滿發原則安排發電計劃。

觀察核電標桿電價的制定準則，可見其主要是參考所在地區煤電標桿電價。 而通常情況下新投產機組上網電價不高于當地煤電標桿，體現了核電對于煤電的 替代能力。目前，全國 54 臺在運核電機組中，除福清 5、6 號機組，華能石島灣 電站尚未得到發改委電價核準，紅沿河 6 號機組暫定執行燃煤基準電價外，其余 50 臺機組，有 21 臺機組上網電價低于當地煤電標桿電價（含脫硫、脫硝、除塵、 超低排放電價），有 26 臺機組高于煤電標桿，另有 3 臺持平。

3.4、綠電：博弈預期差

3.4.1、“跑馬圈地”，裝機高歌猛進

根據國家能源局公布的數據，2022 年 1-10 月風電新增裝機容量 2114 萬千 瓦，同比增長 10.1%；2022 年 10 月底全國風電裝機容量達到 34892 萬千瓦， 同比增長 16.5%，比上年同期新增裝機 4948 萬千瓦（2021 年底搶裝并網等因 素的作用）；1-10 月風電利用小時為 1817 小時，同比下降 10 小時，降幅 0.5%。 裝機高增沖抵利用小時微降，1-10 月風電發電量同比增長 16.8%至 6155 億千瓦 時。1-10 月光伏新增裝機 5824 萬千瓦，同比增長 98.7%；10 月底規上光伏裝 機容量 22460 萬千瓦，同比增長 18.1%；1-10 月光伏利用小時 1172 小時，同 比增加 75 小時，增幅 6.8%。依靠裝機、利用小時雙增長的推動，1-10 月光伏 發電量同比增長 16.7%至 1968 億千瓦時。

3.4.2、綠電“三問”，邏輯逐步兌現中

我們在此前發布的《電力行業深度報告：新機遇新挑戰，綠電價值重估》 （即《綠電“三問”》）中提出了對綠電發展之路上三大問題的思考： 煤電“重啟”，意味著綠電“將死”嗎？兩次全國性大范圍的“有序用 電”之后，煤電“重啟”之聲不絕于耳。但在“雙碳”目標下，短期的 能源結構轉型陣痛難以撼動長期頂層目標，全社會用能增量將主要由綠 電承擔。面對風光等新能源的加速發展，火電的角色定位由基核電源加 速向調峰電源轉變。

裝機與消納、電量與電價的矛盾是否無解？大基地首批全面開工、二批 前期籌備、三批組織申報，風光大發展如火如荼。當前新能源資源的供 需錯配與新能源自身出力波動性共同影響新能源消納問題，而靈活性火 電、水電（包括抽蓄）、新型儲能等調節型電源的增加將消解新能源出 力的時間錯配，特高壓外送通道的建設將改善新能源出力的空間錯配， 緩解裝機與消納的矛盾。自 2021 年陸風、集中式光伏以及 2022 年海 風陸續進入平價上網時代之后，市場對于綠電電價的接受度大幅提升； 在電力供需由松轉緊的趨勢下，煤價高位運行狀態中煤電上網電價這一 電價標桿參照系或將維持高位，綠電的電量與電價之間的矛盾也有望迎 刃而解。

綠電運營商的“錢“景如何？新能源發電行業當前仍處于“跑馬圈地” 階段，對于“參賽者”而言，規模增長仍是最優先的考量。在成本端風 電（含陸風與海風）與光伏在 2010-2021 年間平準化度電成本均大幅 降低，隨著風機大型化、光伏硅料產能逐步釋放，風電、光伏的單位裝 機造價有望延續此前的下行趨勢；在運項目利用小時的提升，將進一步 降低度電成本，提高項目利潤率。隨著補貼“堰塞湖“加速解決，綠電 運營商憑借其與水電、核電類似的商業模式，具備從“吞金獸”變為 “印鈔機”的潛力。

（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】