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J9九游会登录入口首页J9九游会登录入口首页其中，火电板块受益于上半年煤价下行盈利修复和下半年电改推进容量电价出台，持续跑赢大盘。
我国用电需求刚性增长，“十四五”期间电力弹性系数大于1，预计2023年全年用电增速为6.5%，预计2024年电力弹性系数为1.16，全社会用电需求增速为5.8%。
极端气候显著推高电力负荷，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2024年电力供需紧张地区为14个。
能源供应脆弱，煤电重要性再次显现，顶峰负荷仍需火电“压舱”，煤电掀起新一轮投建高潮。
本轮电改，实际上是2015年这一轮电改的延伸，但面临“双碳”和“缺电”多重复杂新背景，在发展的过程中有了更深刻和创新的变革，更突出“市场化”核心。
2023年煤电容量电价政策适时出台，通过按比例回收固定成本保障火电机组盈利，短期来看综合电价水平有望企稳，既满足发电侧盈利需求，同时亦不对用户侧造成过大压力和阻力。
展望2024年，电改将延续深化推进，我们预计现货市场将加速建设，辅助服务政策将探索多品种方案。
建议重点关注国电电力、华能国际、华电国际、皖能电力、申能股份和浙能电力。
当前，主要水库蓄水改善明显，水位线提升，叠加中等厄尔尼诺事件确定形成，我国次夏或迎来水丰年，来水基本面有望明显改善，提振2024年水电业绩。
水电作为现金流稳定，高分红高ROE的红利资产，逆周期属性突出，在市场波动中投资价值凸显，建议重点关注长江电力、国投电力、华能水电、川投能源。
核电建设成本下行空间广阔，未来企业资本开支压力有望降低，资本开支达峰后有望提升分红比例，成为高股息红利资产。
投资建议：展望2024年，“缺电保供”和“解决消纳”依然是电力投资的两条明确主线。
围绕这两条主线，电力体制改革将进一步推进，煤电容量电价落地推行，现货市场加速扩大开放范围，辅助服务市场有望探索多品种改善机制。
我们重点看好具备重估弹性的火电板块与处于不同发展阶段的红利资产水电/核电板块。
推荐关注重点区域火电运营商皖能电力、申能股份、建投能源，全国火电龙头标的华能国际、国电电力；
2023年以来截至12月22日，公用事业(SW) 板块年度下跌1.94%，位列全行业第11名，跑赢沪深 300指数12.02pcts。
整个电力板块2023前三季度实现营业收入1.13万亿元，同比增长7.09%；
火电板块来看，今年的行情演绎脉络明晰，上半年煤价下行带动成本修复，下半年容量电价重磅出台，稳定火电长期盈利模式。
由于2023上半年来水依然偏枯，前三季度火电出力同比增长5.8%，且2023年大部分地区电价顶格上浮，带动火电行业营收增长，前三季度火电板块（SW）实现营业收入9456.41亿元，同比增长6.70%；
水电作为高股息、高ROE的红利资产，具备突出的防御特性，其“类债”属性在市场波动较大且缺乏主题赛道时优势尤为凸显。
叠加三季度以来水电基本面环同比改善明显，板块整体行情持续贡献超额收益，明显跑赢大盘。
2023前三季度水电板块（SW）实现营业收入0.13万亿，同比增长17.89%；
核电行业重启审批加速，常态化核准下核电装机规模和发电量有望稳步提升，同时核电随着建设成本下降，资本开支达峰后红利资产潜力已逐渐显现。
2023前三季度核电板块（SW）实现营业收入1159.32亿，同比增长4.33%；
新能源发电方面，2023年以来风光装机持续高增，组件价格进一步下跌，但消纳问题仍是行业发展的主要矛盾，叠加电力市场化改革下新能源电价风险增加，对于此前高估值市场回调预期。
2023前三季度光伏板块（SW）实现营业收入356.49亿，同比增长4.5%；
2023前三季度风电板块（SW）实现营业收入799.14亿，同比增长6.41%；
根据国家能源局数据，2023年1~11月，全社会用电量累计83678亿千瓦时，同比增长6.3%，比上年同期提高2.8pct。
此前中电联预测，2023年全年全社会用电量9.2万亿千瓦时，同比增长6%左右，四季度全社会用电量增速预计超过7%。
考虑到12月全国大范围受冬季寒潮影响，用电需求有望持续攀高，目前1-11月累计用电需求增速已超此前全年预计值6%，全年实际用电增速有望达6.5%。
从发电来看，2023年1-11月火电发电增长明显，风光发电量高增，水电整体发电偏枯。
电力需求与经济增长密切相关，但在我国经济增速放缓的情况下，我国用电结构也发生了变化，电力弹性系数依然保持较高水平。
Ø二是旧动能（高耗能）尚未淘汰，新动能大上快上拉动用电需求，重点产业快速发展拉动用电高增。
2023年前三季度，四大高耗能行业合计用电量同比增长4.1%，高技术及装备制造业整体同比增长10.0%，超过制造业整体增长水平3.9个百分点，增速领先。
其中，电气机械和器材制造业、汽车制造业、医药制造业用电量同比增速超过10%；
在新能源汽车的快速发展带动下，新能源车整车制造用电量同比增长39.3%。
随着居民生活方式的不断升级，终端电气化水平持续提升，居民用电需求显著增长。
2023年前三季度国民经济持续恢复向好，国内生产总值（GDP）同比增长5.2%；
考虑到当前的中国经济依然呈现分化型弱复苏状态，预计2023年全年的GDP将增长5.3%，2024年可实现5%左右的增长。
截止到11月，2023年1-11月全社会用电量增速达6.3%，已超过此前中电联全年增速6%的预期，考虑到12月冬季寒潮将进一步催化迎峰度冬用电需求，我们预计2023年全年用电量增速有望达6.5%。
叠加2023年GDP增速5.3%的预期，测算2023年电力消费弹性系数为1.23。
我们认为在能源转型初期面临新旧动能转换，用电需求或持续超预期，若2024年GDP目标定在5%，预计全年用电量增速为5.8%，对应电力消费弹性系数1.16。
从电力供给端考虑，2023-2024年发电量预计为9.41/9.97万亿千瓦时。
2016-2020年年均发电供给/需求充裕度为103.4%，2021-2022年两年“缺电”形势突出，发电供给与需求量比值下滑。
2023年电力供需紧缺形势有所缓解，2024年总体有望保持稳定或改善，因此假设2023-2024年发电量/用电量为102.3%和102.4%。
由于需求侧工业生产阶段性恢复、夏季持续高温天气带动负荷快速上涨，供给侧能耗双控、来水偏枯、煤炭价格上涨等因素制约电力供应能力，近两年电力供需总体偏紧，2022年有将近30个省市发布有序用电方案。
2023年国家高度重视电力保供工作，迎峰度夏的用电紧张形势相较前两年得到了明显的缓解。
根据中电联预计，迎峰度冬期间全国电力供需形势总体平衡，但局部地区电力供需形势依然偏紧，尤其是华东、西南和南方区域中的部分省级电网。
若遭遇持续大范围极端寒潮、电力燃料短缺等特殊情况，电力供需偏紧的省份将有所增加。
极端气候显著推高电力负荷，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2024年电力供需紧张地区为14个。
当前我国电力供需紧平衡的突出特点是紧负荷，用电高峰期易产生负荷缺口，电力平衡需求突出。
电力系统运行需要实时平衡，包括电力平衡和电量平衡，可用装机需满足区域内尖峰负荷需求。
电力平衡的关键要求是：顶峰容量（可用装机容量）≥最大负荷×（1+备用率），而可用容量=Σ电源装机×（1-受阻系数）。
2022年全国电力最高负荷约达13亿千瓦，顶峰容量约15.6亿千瓦，而当下新增装机中新能源占比最多，无法提供容量支撑，电力系统可用容量覆盖最高负荷压力逐渐增大。
受制于双碳政策和煤价影响，根据电规院数据，“十一五”期间我国新增煤电装机年均6400万千瓦，随后逐步回落。
至“十四五”期间，2021年和2022年当年新增煤电装机仅为2803万千瓦2823万千瓦。
而2021和2022年的高峰缺电事件，反映目前能源供应脆弱，电源系统配置不足，煤电装机不足，无法体现其“向上出力”的容量支撑作用，煤电在能源供应体系中的重要性显现。
随着新能源装机比例的提升，可用容量增量远远不及装机量的增量，需要同步增加稳定出力、受阻系数低的装机容量（有调节能力的水电、火电、核电、抽蓄、储能），以提高电力系统的可用容量，火电“压舱石”作用依然得到重视，从2022年下半年开始掀起新一轮的煤电新建高潮，2023年11月煤电容量电价政策重磅出台，通过按比例回收煤电机组固定成本。
据中电联预计，2023年底我国并网风电和太阳能发电合计装机容量将达到10亿千瓦，占总装机比重超过三分之一。
随着风光等新能源比例的大幅提升，风、光发电剧烈波动而导致容量短缺失负荷和弃电的双重风险更为凸显，对于灵活性资源的需求更为迫切。
电力系统灵活性主要体现在：当系统电力供求时，可以“向下调节”减少出力，从而减少发电被弃，尽快恢复供需平衡；
煤电机组作为调峰机组使用时频繁启停、爬坡、降出力对机组寿命损耗较大，但煤电机组长期作为我国发电主体，在新能源渗透率快速提升背景下，可通过灵活性改造贡献灵活性资源。
煤电深度调峰的单位发电成本为0.05元/度，灵活性改造单位成本较低，且深度调峰的成本也显著低于其他电源侧灵活性资源。
而截至2020 年底，实际完成火电机组改造合计约 8000 万千瓦，完成率仅为约三分之一。
“十四五”期间，发改委出台《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出改2亿千瓦存量机组、灵活性制造1.5亿千瓦目标。
2023年10月25日，两部委出台《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，将煤电灵活性改造范围扩大至“新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改”。
火电仍是我国电力系统中最重要的基荷电源，随着新型电力系统建设推进，新能源装机占比提升，火电将转型为调节电源，继续发挥“压舱石”作用。
而单一电量电价机制难以充分体现煤电的支撑调节价值，容量电价政策应运而生，回收煤电固定成本，稳定火电长期盈利模式。
同时，伴随长协煤比例提升和煤价价格中枢理性回归，火电成本趋于稳定可控，综合来看，火电周期属性弱化，回归公共事业价值，价值有望重估。
改革破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，形成了多家中央发电企业，以及众多地方、外资、民营发电企业办电的多元化竞争格局。
改革极大增强了电力企业活力，提高了电力供给能力，缓解了长期困扰我国发展的电力短缺问题。
2015年，面对市场交易机制缺失、价格关系没有理顺、煤电矛盾突出、新能源和可再生能源开发利用存在困难等问题，我国继续推进新一轮电力体制改革，加快电力市场建设，有序放开煤电上网电价和配售电业务。
当前持续进行的电改，实际上是2015年这一轮电改的延伸，但面临“双碳”和“缺电”多重复杂新背景，在发展的过程中有了更深刻和创新的变革，更突出“市场化”核心。
Ø一是全面推进电力市场化，完整的电力市场包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场，在电能量市场方面，现货市场和分时电价的推行是政策值得关注的亮点，将逐渐挖掘电价的价格信号价值。
Ø二是要兼顾双碳目标下新型电力系统建设中新能源比例提升带来的矛盾，因此不同电源面临不同的转型路径，新能源将作为电量主体发展，火电将转型为灵活性调节资源，有需要在充分发挥市场竞争的基础上，保障各类电源的合理化收益，因此容量电价和绿电交易的发展尤为关键。
我国有我国个性的发展阶段和国情，在借鉴西方电力市场建设经验中，成本传导更多需要考量本国实际情况。
结合国际经验来看，稀缺电价由于需要对批发市场的电价有较高的承受能力，且价格波动风险较大，不适用于我国。
容量市场是最具有市场化特征的方式，但市场设计较为复杂，特别是对于容量需求确定的预测准确性要求比较高。
而容量补偿机制建设难度和风险较低，容易实施，是我国目前建立煤电容量电价采用的机制。
未来将通过提高容量补偿机制、通过建立容量市场，涵盖各类型电源的、以科学的方式确定容量需求、以更加市场化的方式确定容量电价将是必然趋势。
11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确了煤电容量电价实施范围、电价水平确定、电费分摊以及电费考核机制，并自2024年1月1日起正式实施。
根据政策，煤电机组通过容量电价回收固定成本，容量补偿成本向用户侧疏导，考虑到煤价成本下行，火电电量电价亦有下降风险，容量电价适时出台有望及时保障火电机组盈利，短期来看综合电价水平有望企稳，既满足发电侧盈利需求，同时亦不对用户侧造成过大压力和阻力。
根据国家发改委发布的煤电容量价格政策，2024-2025年大部分地区回收火电固定成本30%，部分地区按照50%比例回收；
到2026年后，全国各地回收煤电固定成本比例将不低于50%，个别地区要求达到70%。
根据政策我们测算，2024-2025年，按照30%比例补偿，换算到度电补偿约在0.02~0.03元/千瓦时；
我们根据火电上市公司2022年煤电装机与发电量情况，测算出各公司容量补偿情况：
容量电价的正式出台无疑是2023年电改的最大亮点，展望2024年，电改的新看点是什么呢？
我们认为，2024年依然延续统一电力市场建设这一主线，加速现货市场以及辅助服务市场建设。
整体电力市场包括电能量市场、容量市场和辅助服务市场，容量电价是为保障电力系统充裕度，而利用现货市场及辅助服务市场可以挖掘价格信号和体现调节型电源的价值。
现货市场价格信号能够及时精准反映不同时间、不同地区的电力供需，高效充分引导源网荷储协同，优化资源配置。
2017年国家发改委发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，启动了山西、山东、甘肃等6个第一批现货试点，已实现不间断结算试运行；
2021年启动江苏、上海、安徽等5个第二批现货试点，也已开展不同时间尺度的结算试运行；
电力辅助服务市场的交易品种包括调峰、调频、无功调节、备用等多个品种，因目前处在市场建设初期，各地主要围绕调峰、部分地区辅以调频和备用辅助服务市场建设。
未来现货市场加速建设后，辅助服务市场中的调峰服务将被现货市场更为灵活的市场价格机制取代，而各地方未来的发展重点将放在探索更多服务品种、主体参与的辅助服务。
2023年山东率先发布电力爬坡辅助服务市场运行机制，丰富了我国电力辅助服务交易品种。
对于我国而言，在厄尔尼诺发生的冬季，我国南方降水量偏多，东北地区气温偏高，易出现南方秋冬季多雨和北方暖冬。
自20世纪90年代以来，从厄尔尼诺发展年夏季到次年夏季，降水偏多区域从江南北扩至淮河一带，对我国当年冬季及次年夏季的影响强度均强于当年夏秋，当年冬季降水异常偏多最明显。
在我国南方，包括长江流域和江南地区，容易出现洪涝，上世纪我国长江流域发生的3次特大洪涝灾害均发生在厄尔尼诺事件的衰减期，即2024年我国各流域来水或有明显改善。
相比于去年三四季度来水偏枯，2023Q4及2024年汛期来水同比有望明显提升，水电Q3业绩修复已兑现，后续仍将持续，建议着重关注水电板块投资机会。
水电项目前期投入大，成本主要为资产折旧和贷款利息，其中折旧费用占总营业成本的40-50%。
在运营期间，大多数水电企业使用的是直线折旧法，固定资产折旧相较于其他成本费用而言呈现水平状态，随着贷款逐步归还，利息呈下降趋势，在剔除电价、电量变化等因素后，企业的收入不会有多大的变化，因此，收入曲线总是一条相对平稳的曲线。
以三峡电站为例，自2003年8月首批机组投产发电以来，已运行多年，其中折旧年限为18年的水轮发电机组自2021年起陆续到期，将为公司带来一定的业绩增量贡献。
此外，大坝（折旧年限40-60年）等固定资产折旧到期后，电站折旧费用将显著下降，公司价值创造能力将进一步提升。
其中水电龙头长江电力2022年经营活动产生的现金流量净额为309.13亿元，收现比达到1.13，上市以来分红率维持在60%以上，ROE维持在15%左右，保持高盈利水平。
在2004 年以前，我国水电站的上网电价按照“还本付息电价”或“经营期电价”两种方式制定，基本为“一厂一价”，此后，水电的电价政策经历了从标杆化、到去标杆化、再到标杆化的三次调整。
目前，我国水电有四种定价方式：成本加成、标杆电价、落地电价倒推以及市场化定价。
据昆明电力交易中心统计数据，2022年市场化电厂省内市场累计成交电量1582.24亿千瓦时，同比增长16.66%，其中水电成交电量 1011.64 亿千瓦时，占总成交电量的 70.26%，平均成交价每千瓦时0.208元，价格较2021年提高了11.73%。
2023年云南电力市场化交易规模将继续保持增长，预计2023年市场化交易电量(含电网代理购电)将超过1700亿千瓦时。
随着四川电力市场化交易规模扩大，水电市场化电价经历短暂了下降后，2021-2022年再次迎来电价上涨。
2022年发电侧直接参与年度交易成交电量1258.62亿千瓦时，交易均价0.22698/千瓦时，其中水电企业直接参与年度交易的交易电量1219.02亿千瓦时，交易均价0.22378元/千瓦时，较上年同比增长了2.02%。
送苏电价机制完善，电价上浮带来盈利增长预期：江苏省发改委对雅砻江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，2023年1月1日开始执行。
通知明确雅碧江锦官电源组送苏上网电价为0.3195元/千瓦时，其中2022年雅砻江水电平均上网电价为0.279元/千瓦时，跨省送电定价上浮14.52%。
按照“基准落地电价+浮动电价”的定价模式，白鹤滩电站送苏落地电价0.4388元/千瓦时较基准落地电价0.391元/千瓦时上浮了12.23%。
从政策端来看，2021年以来国内核电行业利好消息不断：2021年《政府工作报告》中指出在确保安全的前提下积极有序发展核电，核电建设经过长时间放缓后，再次明确将“积极”推动核电发展；
2022年习提出“双碳”目标，核电发展迎来新的政策机遇期：2022年发布的《“十四五”现代能源体系规划》中再次提到积极安全有序发展核电。
2022年我国再次迎来核电审批的高峰，我国已核准5个核电项目，共计10台核电机组，分别是浙江三门、山东海阳、广东陆丰、漳州二期、广东廉江一期。
据《中国核能发展报告2022》预计，“十四五”期间，我国将保持每年 6~8 台核电机组的核准开工节奏核电装机规模将进一步加快扩大。
截至2023年10月，我国核电装机容量超过5600万千瓦，占全国发电装机的比重2.02%；
根据中国核能行业协会发布《中国核能发展报告（2023）》蓝皮书，预计2030年前，我国在运核电装机规模有望成为世界第一；
预计到2035年，我国核能发电量在总发电量的占比将达到10%左右，相比2022年翻倍。
2021年国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出将市场交易电价的浮动范围扩大至20%，联动影响了核电上网电价的定价机制，2021 年下半年较核定电价上浮10%-20%。
2022年初，国家发展改革委出台了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出有序放开发用电计划，分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场，分批次推动经营性用户全面参与市场，推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。
目前核电市场化比例显著提升，其中中国核电市场化交易比例由2018年的27.06%上升至2022年的43.64%，中国广核市场化交易比例从2018年32.88%上升至2022年55.30%，核电市场化交易将为核电企业开辟新的盈利通道。
2022年，随着上网电价提高，国内核电双寡头中国广核和中国核电的营收和归母净利润明显提高。
其中中国广核实现营收828.22亿元，归母净利99.65亿元，分别同比增长2.66%和2.39%；
中国核电实现营收712.56亿元，归母净利90.10亿元，分别同比增长14.30%和12.09%，其中核电收入同比增长10.79%。
延续上网电价的提高，2023年Q3，中国广核和中国核电的营收分别同比增长2.44%和6.43%，归母净利分别增长10.35%和16.14%，核电企业盈利能力持续提升。
以中国核电为例，2022年核电发电度电成本为0.189元/度，较2018年下降了2.48%。
与同为三代机型的AP1000和EPR相比，华龙一号规避了美法两国三代机型开发建设成本高、周期长、风险高、反复延误、大幅超支等问题，单位千瓦造价要低10%-18%，成为三代核电机型中安全性高、经济性高、接受度高的机型之一。
未来随着主设备制造国产化率逐步提高、新技术规模化应用、优化设计、缩短建造工期等，核电造价有望呈下行趋势。
其中，中国核电的每股股利由2018年的0.12元/股增至2022年的0.17元/股；
未来，随着核电企业资本开支压力的进一步降低，其分红比例亦有望提升，核电也将成为高股息资产。
2021年9月，国家发展改革委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，我国绿电交易正式启动。
2023年4月，《南方区域绿电绿证市场建设工作方案》制定了15项措施，健全绿电消费激励机制，扩大绿色电力供给，积极推动平价风电、光伏项目全部参与绿电交易，稳步推进享受中央政府补贴的风电、光伏项目直接进入市场参与绿电交易，促进市场规模持续增长。
从电价来看，绿电交易成交电价普遍高于当地中长期市场均价，溢价幅度为20.53-105.52元/兆瓦时。
宁夏、福建、重庆、天津、上海、浙江、江西七省成交价格均高于当地燃煤基准价上浮20%后的水平。
随着电力交易市场对绿色能源发展的激励逐步提高，绿色电力交易全面反映绿电的电能价值和环境价值，促进可再生能源外部性（环境属性等）在能源行业的内部化，有效提升绿电收益水平。
2017年2月，国家发改委、财政部、能源局三部委联合发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知（发改能源》，标志着我国可再生能源绿色电力证书制度正式施行。
2022年8月，发展改革委、统计局、能源局联合印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确将绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。
发电企业可以通过出售绿证获得独立于可再生能源电能量价值的额外绿色环境收益，有利于调动市场主体投资建设可再生能源的积极性。
2022年，全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；
交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。
截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万个，累计交易数量1031万个。
2023年10月CCER如期重启，首批方法学纳入海风、光热，未来仍有更多想象空间。
2017年审批暂停前CCER审定项目共2871个，备案项目861个，减排量备案项目254个，减排量备案约5000多万吨，其中光伏和风电占比最高，审定项目数1780个，占比超60%。
全国碳市场第一个履约周期 (2019-2020年度)以发电行业为首个重点行业，通过抵销机制，全国碳市场第一个履约周期为风电、光伏、林业碳汇等189个自愿减排项目的项目业主或相关市场主体带来收益约9.8亿元。
2023年10月19日，生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，并于10月24日发布了包括造林碳汇（含竹林）、红树林修复、并网海上风电、并网光热发电在内4个新的方法学， CCER正式重启。
随着CCER重启，风电、光热参与CCER收益将明显提升，且项目规模越大其碳减排收益增幅约明显。
2023年6月7日，上海市生态环境局发布《上海市生态环境局关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》，调整外购绿电排放因子：外购绿电排放因子调整为0 tCO2/104kWh，其他外购电力排放因子仍统一为4.2 tCO2/104kWh，以促进碳排放权交易与电力交易之间的衔接与协调。
目前CCER需求远大于市场存量，2023年碳市场有望扩容，碳交易市场向更多行业开放已成趋势，CCER价格有望持续上行，为绿电企业带来更多的环境价值收益。
同时碳市场在某种程度上起到了倒逼电厂进行低碳化转型的作用，价值引导绿电扩张发展。
硅料价格、组件价格持续下跌，进一步压降光伏项目成本，提升项目收益率：2022年年初至11月，硅料价格逐步走高导致上游成本高企，拖累光伏项目投产建设。
从2023年2月至今，硅料价格持续下跌，截至11月22日硅料价格下跌至67元/KG，接近今年最低水平64元/kg，较年初价格跌幅高达65%；
单晶perc组件价格为1.03元/W，较年初跌幅达44%，长期来看随新增硅料产能投放以及硅料价格下行趋势，产业链价格上行空间有限。
从中环、隆基硅片的最新报价可以发现，硅片报价有不同程度的下降，其中中环两次报价降幅在16%-24%。
InfoLink Consulting指出，上游环节供过于求的形势持续发酵，硅料供应量保持增加而且现货库存水平仍在堆高。
当前硅片厂家皆以去库存化为首要目标，但减产力度不大，硅片价格有望持续下降。
随着运营商大规模采购光伏组件，叠加光伏组件价格下降，有利于运营商改善项目收益率，利润向运营商回流，推动装机规模扩张。
同时2022年4月开始，我国钢材综合价格指数下降，风机价格在此影响下呈下降趋势。
据金风科技数据统计，2021年6月30日，3S平台机型全市场各整机商的投标均价为2616元/千瓦；
但到了2023年3月，全市场风电整机商风电机组投标均价已跌至1607元/千瓦。
风机大型化将持续推动风电成本下降，风电经济性日益凸显，装机投资吸引力增加。
“十四五”期间我国用电需求仍然刚性增长，随着新型电力系统深入推进建设，新能源装机大幅提升，电力负荷平衡仍呈现偏紧格局，电力保供与解决新能源消纳仍是并行的两条重要主线。
Ø火电：转型灵活性电源，容量电价出台重塑长期盈利模式，迎来价值重估重要时期。
价格端，火电板块伴随容量电价重塑收益模式，现货市场与分时电价加快建设直接利好火电灵活性改造。
此外，火电调峰作用大有可为，分时电价、现货市场等机制有利于火电充分发挥灵活性特性，同时提升煤电灵活性改造积极性。
成本端，长协煤保障力度持续加强，港口及电厂库存仍维持高位，电厂成本端压力释放，长期来看将回归合理水平，火电周期属性弱化，回归公共事业属性，长期投资价值提升。
我国主要流域来水明显改善，中等强度厄尔尼诺事件确定形成，今冬及次夏来水有望明显提升，持续推荐高股息高ROE水电板块。
当前，我国核电进入每年6-10台审批节奏，增长潜力较大，机组陆续投产，增厚企业现金流。
推荐关注重点区域火电运营商皖能电力、申能股份、建投能源，全国火电龙头标的华能国际、国电电力；
大渡河外部环境优化，有望改善解决消纳问题，水电板块有望实现量价齐升，迎来拐点；
公司可控发电装机容量约1.27亿千瓦，其中以火电为主占比约84%，风光约16%。
火电板块受益于2023年以来市场煤煤价下行和长协比例进一步落实，盈利修复空间较大。
新能源方面，公司积极发展绿电，央企绿电补贴回收支持大规模资本开支，同时受益于上游硅料和组件价格大幅下降，预期项目收益率将显著提升，贡献成长空间。
公司为皖能集团电力资产平台， 2022年公司控股在运省调机组装机容量占安徽省省调火电总装机容量的22.3%。
公司装机资产具备成长空间，截至2022年，公司控股装机1322万千瓦，在建装机430万千瓦。
作为省属电力企业，受益于安徽社会用电量逐年增长和电价上浮，叠加煤价下行和长协比例进一步提高，公司盈利修复正当时。
长江电力是全球最大的水电上市公司，目前公司水电总装机7179.5万千瓦（含乌、白电站），其中，国内水电装机7169.5万千瓦，占全国水电装机的17.34%。
公司业绩优异，常年保持高分红，公司章程明确2021~2025年每年度利润分配按不低于当年实现净利润 70%进行现金分红。
虽然短期受来水影响业绩波动，但长期来看，来水基本面预期明年有望改善，长期投资价值依然可贵。
公司为我国核电产业双寡头之一，截至 2023 年 6 月，我国商运核电装机规模56.99GW，其中中广核集团占据 30.57GW。
截至 2022 年底，公司总装机容量为 22.67GW，共管理 26 台在运核电机组（其中 6 台来自联营企业）。
此外，防城港3 号机组于 2023 年正式投产，目前在建项目分别有防城港 4 号、陆丰 5/6 号、惠州 1/2号、苍南 1/2 号共计 7 台机组，在建项目总装机容量达 8380MW。
公司背靠中核集团，为国内核电双寡头之一，核电板块资源优势稀缺，核准加速成长性提升，2022年全国核准10台核电，政策多次提出安全有序积极发展核电，核电核准进程有望保持6~8台/年，具备成长空间。
成本端具备降本空间，随着国内核电机组技术成熟与产业链发展，造价与运营成本皆预期下降。
此外，公司“核电+新能源”多点开花，手握集团优质风光资源，计划2025 年底风光装机量达到 3300 万千瓦。
若国内外煤价出现波动大幅上涨，导致火电成本快速增加，从而影响火电装机和盈利修复空间。
风电、光伏及火电等电力工程项目受到上游产业链价格波动、项目资源变化、政策影响等影响工程建设进度，导致各个电源装机不及预期。
电力体制改革推进不及预期，影响电力辅助服务市场、容量电价、绿证和绿电交易等细分政策推行，可能会影响火电、绿电等理顺价格机制，影响盈利能力增强。
《“火”电重估，“水”到渠成，“核”力全开——2024年电力行业投资策略》报告
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