1.“双碳”叠加电改加速，电力行业价值重估

2015 年以来，在煤炭去库存背景下煤价持续走强，火电行业盈利能力走低，电力占比中 x高的火电板块具有一定的周期属性，在偏好成长标的的市场风格下电力板块被相对低估， 因此在 2021 年之前电力行业估值持续走低。2021 年下半年以来受“双碳”及电改加速驱动， 电力板块迎来估值拐点。

一方面，“双碳”背景下能源转型加速。2020 年 9 月我国首次提出“双碳”目标后，电力行 业作为排碳大户率先确定转型目标，绿电占比大幅提升，2021 年各大电力央企纷纷加大绿电 布局，陆续出台“十四五”绿电装机规划，“量增”逻辑清晰，绿电装机高成长预期及环境溢价下 2021 年风电、光伏板块估值实现大幅提升。同时，受益于绿电估值修复拉动火电转型新能源 企业同样实现估值提升。

另一方面，缺电限电倒逼新一轮电力体制改革，带来电力板块估值提升。自改革开放以 来，电力体制滞后于经济增长的问题日益凸显，我国历经多轮电力体制改革，推动电力行业 逐步趋于市场化。2021 年下半年我国多地出现严重的缺电限电现象，据我们分析，此次缺电 主要由三方面因素导致：1）“双碳”背景下我国装机结构出现较大变化，新能源发电装机占比大幅提升，由于新能源发电具有波动性、间歇性特点，导致高峰用电负荷下的电力供给存在 缺口；2）煤价出现历史别大幅上涨，导致火电企业发电意愿减弱；3）2021 年上半年能耗 双控指标完成情况不佳，三季度实现双控目标压力较大，导致出现限电现象。2021 年多省大 范围缺电倒逼新一轮电改，2021 年 10 月，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》，一方面推动燃煤发电量实现 100%市场化交易，另一方面将燃煤发电市 场交易价格浮动范围从上浮不超过10%，下浮不超过15%扩大至上下浮动范围均不超过20%， 高耗能行业不受 20%限制，电力现货价格不受限制。此次电价上浮有利于火电企业将煤价上 涨压力进一步传导至下游。2022 年 1 月，XXX发改委、XXX能源局发布《关于加快建设全国 统一电力市场体系的指导意见》，2023 年 7 月，XXX深改委会议审核通过了《关于深化电力 体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，进一步强调要深化电力体制改革，加快构建清 洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。近年来电力市场化改 革步伐持续加快，火电电价上浮叠加煤价回落，火电板块呈现估值向上趋势。

水电板块受益于其高业绩稳定性、高分红的资产属性，估值在电力板块中维持相对高位， 过去几年水电估值始终保持在 15 倍 PE、2 倍 PB 以上。总体来看，“十四五”期间受“双碳”、 缺电及电改等几方面因素推动，电力行业整体呈现估值向上的趋势，而核电估值仍然相对偏 低，我们认为在行业审批加速以及中特估背景下核电有望成为电力行业价值重估的下一环。

2.各电源属性不同各有千秋，核电为兼具确定性和成长性的优质资产

电量、电价、成本三方面决定电力资产属性。根据电力企业收入、成本以及利润端进行 拆分，电力企业业绩受多方因素影响，其中电量、电价、成本三方面变化为重要决定因素， 从各电源类型未来发展潜力、业绩波动性等方面分析，我们把火电、水电、核电、绿电四大 电源类型分为周期性、稳定性、成长性资产三类，各资产属性下的电源品种各有优势。

2.1.核电——兼具稳定性与长期成长性的稀缺电源

我国核电发展 30 年，装机规模位于世界前列。自大陆x座核电站秦山核电在 1991 年 投产以来，过去 30 年我国核电装机容量稳步增长，根据中电联数据，截至 2022 年底，我国 核电总装机容量达到 55.5GW，占全国发电总装机容量的 2.2%，核电装机容量仅次于美国和 法国。目前国内具有核电资质的发电集团包括中核集团（下属上市公司中国核电）、中广核集 团（下属上市公司中国广核）、XXX电投以及中国华能，中国核电和中国广核为国内两大核电 巨头，截至 2022 年底，两家公司在运核电机组分别占全国核电装机的 42.7%和 52.8%（含 中国广核管理的联营电站红沿河电站）。

从核电项目地域分布情况看，由于核燃料裂变产生巨大热量，需要足够多的水来进行冷 却，因此核电站附近必须有大量水源，考虑到水源汲取和排放的便捷性，我国目前在运和在 建的核电站主要建在沿海地区。目前我国大陆投运的核电机组主要分布在 8 个省区，分别为 广东省、福建省、浙江省、江苏省、山东省、辽宁省、海南省和广西壮族自治区。

2.1.1.核电高业绩稳定性优势凸显

从电量、电价、成本三大盈利能力决定因素分析，核电为稀缺的高业绩稳定性电源类型。 从电量端看，核电具有优先调度权，受下游用电需求波动影响较小。核电站一般是按照带基 本负荷运行的方式进行设计，为保障机组运行稳定，核电机组基本不参与电网调峰。根据国 务院下发的《节能发电调度办法（试行）》，核电的发电序位仅次于无调节能力的风能、太阳 能、海洋能、水能等可再生能源发电机组以及有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再 生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组，高于燃煤热电联产、天然气和普通燃煤发 电机组，享有优先调度的权利。

同时核电有别于水电和新能源发电，利用小时数不受自然资源影响，从过去几年核电运 行情况看，除设备检修外机组基本处于满发状态，在各类电源类型中利用小时数和发电稳定 性x高，历年全国核电平均利用小时数均保持在 7000 小时以上，近两年保持在 7500 小时 以上。

从电价端看，核电电价由两部分构成，部分上网电量执行发改委核定的计划电价，其余 参与市场化交易。一方面，核电项目地理位置优异计划电价较高。由于核电项目主要分布在 经济发达的沿海省份，地处电力负荷中心，一方面具备较好的消纳保障能力，另一方面沿海 省份上网电价相对较高，各省核电批复的计划电价均在 0.37 元/kWh 以上，在一定程度上保 障核电项目盈利能力。

另一方面，煤价中枢上移为核电市场化电价提供支撑。在 2021 年三季度以来煤价出现 历史别上涨、火电企业大规模亏损的背景下，发改委将市场交易电价上下浮动范围扩大至 不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制，2022 年火电电价已实现较大程 度上浮，以五大集团下属主要的火电企业为例，根据各公司公告，国电电力、华能国际、华 电国际、大唐发电 2022 年平均上网电价分别达到 438.88、509.92、519.00、460.79 元/MWh， 分别同比上涨 22.4%、18.0%、20.7%和 18.4%。火电上网电价作为其他电源类型定价的锚， 其电价上行带动核电电价从“折价”转为“平价”。2021 年以前，核电的市场化交易电价一直处 于“折价”状态。随着火电市场化电价上浮，2022 年核电市场化电价也较之前显著提升，目前 基本维持在“平价”水平。根据中国核电公司年报，2022 年公司核电项目主要所在省份浙江、 江苏、福建三地的项目平均上网电价分别同比提升 14.76、34.96、18.67 元/MWh。同时根据 中国广核 2022 年业绩发布会信息，2020-2022 年，公司市场化电量占比分别为 33.52%、 39.15%、55.31%，市场化电价（含税）分别为 355.6 元/MWh、357.4 元/MWh、401.7 元 /MWh，2022 年实现大幅提升。

通过对XXX发改委、XXX能源局及煤炭资源网披露的数据进行初步梳理，由于实际煤炭 增量有限，即使今年以来煤价较去年出现大幅度下滑，但仍高于 2021 年煤价大幅上涨之前 的水平，根据煤炭资源网数据，截至 2023 年 7 月 20 日，秦皇岛港动力煤 5500 混煤平仓价 跌至 875 元/吨，年初以来下跌 25.5%，但相比于 2020 年同期仍然高 51.1%。同时从煤炭长 协基准价情况看，自 2017 年煤炭长协机制确立后，5500 大卡煤炭长协基准价为 535 元/吨。 而根据 2022 年和 2023 年的《电煤中长期合同签约履约工作方案通知》煤炭长协基准价按 5500 大卡动力煤 675 元/吨执行，相较于 2017 年来一直沿用的 535 元/吨上涨 26.17%。因 此我们认为煤价中枢很有可能已经上移，对火电及核电电价均形成一定支撑。

煤价中枢上移背景下沿海省份火电电价上浮，核电电价具备优势，下行风险较小。以江 苏和广东省为例，根据 2023 年江苏省电力市场年度交易结果，2023 年江苏加权平均上网电 价为 466.64 元/MWh，较当地燃煤基准价上浮 19.35%；广东省 2023 年年度双边协商交易 均价为 553.96 元/MWh，较当地燃煤基准价上浮 19.63%。对比核电电价，参考中国核电和 中国广核 2022 年在江苏和广东的平均交易价格，中国核电 2022 年在江苏省内平均含税上 网电价为 431.36 元/MWh，根据中国广核 2022 年中国广核 2022 年公开业绩发布会信息， 中国广核在广东省内平均含税市场化交易电价为 423.7 元/MWh，远低于火电年度长协市场 交易电价，在电价端具有一定支撑。

从成本端看，核电燃料成本占比较低，成本波动较小。参考中国核电、中国广核各项成 本占比，根据公司公告，2022 年中国广核电力销售业务中燃料成本、折旧成本、计提乏燃料 处置金、运维及其他四项成本分别占其营业成本的 26.7%、29.7%、10.5%和 33.1%；中国 核电电力销售业务中燃料及其他材料成本、折旧成本、运行维护费用、人员费用和其他成本 五项成本分别占比 22.2%、38.4%、12.9%、13.6%和 12.9%，其中燃料成本占比相对较低。 同时根据中国核电公开投资者问答，核电厂目前采用先采购天然铀再委托加工成燃料组件的 方式，整个供应链签订 10 年长协，长协定价依据其定价公式，不和当前铀价挂钩，受燃料价 格波动影响较小。

同时，核电准入门槛高，项目获取无隐性成本。各电源类型行业竞争格局差异较大，水 电、火电行业集中度较高，主要以央企和地方国企主导；而绿电项目投资建设参与者众多、 行业竞争激烈，部分省份新能源项目竞争性配置要求趋严，除了强制配储要求和部分省份实 行绿电项目向下竞价机制外，部分地区还提出产业配套要求，例如将投资建设重大产业项目、 助力乡村振兴、进行社会事业帮扶等纳入竞争性配置评分条件，增加绿电项目隐性投资成本； 核电考虑到安全性、投资成本等方面影响，准入门槛x高，国内仅有中核集团、中广核集团、 XXX电投以及中国华能四家央企具备核电资质，各核电企业项目有较为明显的地域划分，按 目前核电在运项目地区看，中国广核项目主要分布在广东、广西、福建和辽宁；中国核电项 目主要分布与浙江、江苏、福建、辽宁和海南，项目获取无隐形成本。

电量、电价、成本三方面稳定背景下核电企业业绩稳健，中国广核 2016 年以来归母净 利润年复合增速为 5.17%，基本保持平稳，中国核电近几年受益于新增装机投产以及市场化 电价上浮，业绩实现较高增长，2016 年以来年复合增速达到 12.3%。

2.1.2.资产属性与水电类似，长期盈利能力有望再上台阶

从远期核电项目盈利能力看，核电资产属性与水电类似，折旧年限远低于使用寿命，折 旧完成后盈利能力在保持稳健的基础上有望实现进一步提升。根据中国核电公司公告，中国 核电、中国广核对于不同的固定资产类别主要按工作量法和年限平均法进行折旧，两家公司 折旧年限略有不同，2018-2020H1 中国核电、中国广核综合折旧年限分别为 25.51 年和 32.28 年，而核电二代、三代机组设计使用寿命分别为 40 年和 60 年，折旧年限远低于设计使用寿 命。

核电、水电都具有前期投资大的特点，折旧成本占营业成本比重较高。根据《长江电力 价值手册（2022 版）》，公司折旧费用占其总成本的 40%，中国核电、中国广核 2022 年折旧 费用分别占公司总成本的 27.6%和 13.9%（中国广核折旧费用占总成本比重较低主要由于其 低毛利率的建筑安装与设计服务业务占比提升），从长期看，在机组折旧计提结束后水电、核 电项目盈利能力有望上一台阶。

2.1.3.核电审批加速，成长动力充足

“双碳”政策推动下，我国能源结构正在发生重大变革，而在变化过程中，我国能源安全 也遇到了巨大的挑战。自 2021 年以来的三年里，我国电力系统频繁遭遇限电的困境。 2021 年 8 月，广东、江苏、云南、四川、内蒙古、吉林等多省实施有序用电、临时停 电、拉闸限电等措施，尤其东北地区限电x为严重，煤价大幅上涨及能耗双控政策为限电重 要因素之一。2021 年下半年以来受经济回暖、电力需求复苏、煤炭行业在供给侧改革后产能 供给不足影响，煤炭供需失衡，煤价出现历史别大幅上涨。根据 Wind 数据，2021 年秦皇 岛 Q5500 动力煤市场价从年初 797.5 元/吨上涨至 10 月 20 日x高点 2592.5 元/吨，涨幅约 为 225%。国内煤价的持续走高造成火电企业发电成本骤增，“市场煤、计划电”之间的“煤电 顶牛”矛盾凸显，火电企业面临着“发电即亏损”的窘境，发电意愿大幅减弱，导致了全国电力 供应紧张。加之可再生能源发电本身具有较强的随机性与不确定性，如东北地区风电发电量 骤减，更是给电力供给雪上加霜。此外，2021 年上半年能耗双控指标完成情况不佳也是 8 月 出现“拉闸限电”现象的核心因素之一。我国于十八届五中全会首次提出能耗双控的概念， 2021 年作为实行“双碳”目标的开局之年，对于能耗双控的执行力度更加严格。根据XXX发改 委于 2021 年 8 月发布的《上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，9 个省区能耗强度不降反升、10 个省区能耗强度降低率未达到进度要求，因此 2021 年三季度实现双控目标压 力较大，导致出现限电现象。

2022 年夏天，我国又发生全国范围大规模限电现象。四川盆地、江汉、江淮、江南等地 持续发生端高温天气，根据XXX气候中心监测评估，从 2022 年 6 月 13 日开始的区域性高 温事件综合强度达到 1961 年有完整气象观测记录以来的x强水平。从电力需求端来看，高 温天气导致居民用电负荷明显增加，根据XXX能源局的统计，2022 年 6、7、8 月城乡居民 生活用电量达到 1046、1480、1669 亿 kWh，同比分别增长 17.7%、26.8%、33.5%。与此 同时，随着高温天气的持续，多地出现严重的干旱现象，安徽、湖南、贵州、重庆、四川等 地均有部分主干江河出现断流情况,主要江河汛期来水量较往年同期大幅下滑，水电发电能力 持续受限。

限电背景下保供需求迫切，核电审批有望持续加速。我国连续多年多省份出现限电现象， 能源保供需求刻不容缓，核电核准数量有望获得持续提升。自从 2011 年日本福岛核事故以 来，在相当长的一段时间里，我国核电审批一度受限。2015 年一次核准 8 台机组后，2016- 2018 年我国核电审批进入了三年停滞期，直到 2019 年重启核电审批。随后三年每年核准机 组数量稳定在 4-5 台。而 2022 年，国务院常务会议共核准了 10 台核电机组，较 2021 年数 量翻倍，审批显著提速。

据我们统计，截至 2023 年 3 月中国广核防城港 3 号机组投产运行后，我国在建及已核 准待建的核电机组达到 24 台，合计装机容量达到 28.04GW，其中根据各核电项目预计投产 事件，2026-2027 年将迎来核电投产高峰，预计分别投产 5 台和 8 台，若后续核电核准进度 仍能维持较高水平，参考核电项目普遍 5 年的建设周期，2027 年之后核电高速投产趋势有 望延续。

从长期看，高比例新能源发电下基荷电源需求提升叠加技术迭代下核电安全保障性增强， 我们认为核电长期发展空间将更加广阔：

1）技术迭代背景下核电安全性大幅提升，核电发展顾虑有望消除。目前我国核电在运 机型主要为二代及二代+机型，在建和核准待建项目以更先进的三代机组为主。受 2011 年日本福岛核泄漏事件影响，我国对核电安全性的担忧导致核能利用和核电站 核准建设进入低潮期，安全性成为过去阻碍核电发展的重要因素。但随着技术迭代， 三代机组在安全性方面较二代机组大幅提升，且使用寿命更高，通过比较堆芯熔化 概率和大规模释放放射性物质概率两个指标，根据中国广核招股说明书，二代机组 堆芯熔化概率和大规模释放放射性物质概率分别为10−4和10−5量反应堆寿命约 40 年；而三代机组堆芯熔化概率和大规模释放放射性物质概率分别为10−7和10−8量 ，反应堆寿命约 60 年，安全性提升背景下我国对核电未来发展顾虑有望逐步消 除。目前我国出于对水资源安全性的考量，核电基地主要分布在沿海省份，但在技 术迭代，安全性提升背景下未来核电选址有望向内陆地区发展，根据《中国发展内 陆核电的安全性研究》，（张家磊等），三代核电技术有完善的严重事故预防和缓解措 施，且已经采取了福岛核事故后提出的各种改进行动要求，因此我国内陆核电厂的 安全是有保障的，同时从水源安全角度看，我国内陆核电厂址均将核岛厂房布置在 基岩上，放射性液体经地下水途径到达x近地表水需要数年甚至更长的时间，基本 不会影响水源安全。目前四代核电技术仍处于早期开发阶段，有望在三代技术的基 础上大幅减少核废料、更充分利用铀资源、降低核电站建造和运营成本，以及更好 控制核扩散，进一步降低运行风险。

2）新能源发电占比提升背景下核电作为清洁基荷电源发展动力强。根据中国能源报， 预计 2030 年全社会用电量达到 11.5 万亿千瓦时左右，2035 年达到 13.1 万亿千瓦 时左右，2060 年达到 16 万亿千瓦时左右。到 2060 年，为实现碳中和目标，中国非 化石能源发电量比重应达到 85%左右，在新能源发电装机达到 58.5 亿千瓦的目标 下，全国仍将存在 2.8 万亿千瓦时左右的非化石发电量缺口，核电作为清洁性、可开发空间x高的基础负荷电源，有望与新能源发电形成有效互补，提升电力系统运 行的安全性和可靠性。

3）相比于同样可作为清洁基荷电源的水电，核电建设受自然条件资源制约较少。出于 对核安全的考虑，核电站选址需要考虑几个方面，首先由于核燃料裂变产生巨大热 量，需要足够多的水来进行冷却，因此核电站附近必须有大量水源，考虑到水源汲 取和排放的，我国目前在运和在建的核电站主要建在沿海地区。其次，核电站选址 需要考虑地质稳定，降低受到自然灾害影响的概率，且在人口密集度较低的地方， 与人口密集的城镇需保持适当距离。 而水力发电至少需要两个先决条件：1）河流需要产生巨大的落差，从而产生强大的 向下冲力和水平流速。2）河流需要有巨大流量形成强大水利。同时，水力发电对工 程、输电技术也有一定要求。随着我国河流中下游以及地理位置相对便利的水电项 目开发接近尾声,目前水电行业发展重心转向未开发资源集中的西南地区河流中、上 游流域。上游流域水电受制约因素多、交通条件差、输电距离远、工程建设和输电 成本高等多方面因素影响，开发难度和成本较高，目前国内具备经济开发价值的剩 余水电资源已所剩不多。从选址来看，核电长期发展空间更大。

根据XXX发展规划，核电长期有望继续维持高速审批。根据《中华人民共和国国民经济 和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》以及中国核能行业协会发布的《中 国核能发展报告（2021）》，预计到 2025 年，国内在运核电装机达到 7000 万千瓦，在建核 电装机达到 5000 万千瓦；到 2030 年，核电在运装机容量达 1.2 亿千瓦，约是目前的 2.3 倍， 核电发电量约占全国发电量的 8%；到 2035 年，我国核电在运和在建装机容量将达到 2 亿 千瓦左右，发电量约占全国发电量的 10%左右。2023 年 3 月两会期间，全国政协委员、中 国广核集团董事长杨长利建议：在确保安全前提下，未来十年保持每年核准开工 10 台以上 核电机组。

2.2.火电——周期属性资产，受煤价波动制约

“市场煤、计划电”背景下火电逆周期属性凸显，其本质是煤、电定价机制市场化程度不 同。火电板块作为煤炭板块的产业链下游，其营业收入主要取决于发电量、上网电价两个因 素，而其营业利润与煤价呈负相关关系。从火电企业业绩表现看，煤价波动是火电企业业绩 的核心决定要素。根据国内主要火电企业公司公告披露的成本构成，正常年份下煤炭成本约 占总发电成本的 55%-70%，其次是折旧费用、财务费用、人工费用等。自 1993 年煤炭进行 市场化改革后，其价格不再受计划管控，煤价大涨背景下燃料成本占比将进一步提升。2021 年下半年以来，受到“保供+调峰”需求双重影响下我国煤价出现历史别大幅上涨，且 2022 年下半年受到全国罕见持续高温干旱影响丰水期来水大幅低于预期，再次出现限电现象。我 国连续两年出现限电现象背景下煤价持续维持高位，导致 2021-2022 年火电企业燃料成本占 比大幅提升。根据 Wind 数据，2021 年 10 月秦皇岛动力煤市场价x高突破 2500 元/吨，2022 年仍保持高位震荡，火电成本大幅提升。

煤价大幅上涨背景下市场化电价浮动范围仍受到制约。2015 年开启电力定价机制市场 化改革，2020 年取消“煤电联动”机制，同时将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下 浮动”的市场化价格机制，基准价格设定权下放至地方x，浮动幅度由电力用户等市场主体 协商决定。2021 年将煤电电价基准浮动空间由原本的-15%至 10%调整至目前的±20%，并 有序放开全部燃煤发电电量上网电价。与相对实现市场化、伴随供需等因素发生变化的煤价 相比，发电企业上网电价仍非完全市场化。煤、电双方价格无法有效联动，造成煤炭市场定 价与发电x定价之间的不匹配。因此，在经济上行、电力需求大幅提升背景下，煤价上涨 幅度高于电价，火电业绩承压。

从电量情况看，用电需求下降将对火电利用小时数造成一定影响。在我国电网调度排序 中，新能源享有x高等的优先权，水电与核电次之，x后为火电，因此火电发电量受下游 需求波动影响较大。但根据过去几年火电企业业绩表现，在经济增速承压时，相比于利用小 时数承压，煤价下行对火电盈利改善作用更大，是典型的逆周期性品种。

今年以来，由于市场煤价大幅回落火电盈利实现大幅改善。根据煤炭资源网数据，秦皇 岛港动力煤 5500 混煤平仓价从今年年初的 1175 元/吨x低在 6 月 12 日跌至 759 元/吨，截 至 2023 年 7 月 20日，秦皇岛港动力煤 5500混煤平仓价为 875元/吨，年初以来下跌 25.5%， 煤价大幅回落背景下火电迎来业绩拐点，参考中信三火电行业指数扣非归母净利润，今年 一季度火电板块扣非归母净利润已明显改善，二季度随着煤价进一步回落，火电盈利能力有 望持续提升。

2.3.水电——长期高业绩稳定性、高分红资产

水电电量、电价、成本三方面均具备高确定性，为典型的长期稳定性资产： 从电量端看，水电作为清洁能源具有优先调度权，受用电需求影响较小。在电网调度排 序中水电上网优先仅次于新能源发电，同时，水电站通常与电网公司签订购售电合同，上 网电量有一定保障。近年来，XXX出台相关政策保障水电等清洁能源的优先消纳。2018 年 10 月，XXX发改委与能源局发布的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》中要求到 2020 年全国水能利用率达到 95%以上。2020 年 3 月XXX能源局发布的《清洁能源消纳情况综合 监管工作方案》进一步明确清洁能源优先上网与全额保障性收购。此外，对比往年数据发现， 我国月度全社会用电量波动较大，而水电总体发电量水平每年较为稳定。因此，水电在优先 消纳背景下，受社会用电量需求的影响较小。

大型梯电站联合调度平滑来水波动，进一步提升发电稳定性。水电、绿电受风光资源 量机来水影响电量均有一定波动性，但由于国内大型水电基地多为梯电站，大型水电企业 可通过上下游梯电站联合调度平滑来水波动，以提升发电稳定性。以国内水电龙头长江电 力为例，公司目前持有的六座水电站水库在同一流域，水力联系密切，可形成金沙江下游— 三峡梯水库，通过调节库容，相互协调配合，改变径流的分配过程，以提升发电稳定性。 梯电站联合调度具备两大作用：1）有效减少弃水：在来水偏丰时减少无法产生电量的弃 水，从而使发电量不断攀升。例如当预报三峡来水大于电站所有机组过流能力时，可以通过 溪洛渡水库提前拦蓄部分水量，待三峡来水减小后，上游水库再逐步释放拦蓄水量，尽量让 来水都通过机组过流，从而提高梯电站的发电效益；2）提高平均运行水头：通过联合调度 适当提前每年的汛后蓄水时间，延迟汛前水位消落时间，令非汛期保持较高的平均运行水头。 此外，充分利用汛期洪水资源，把部分洪水留在水库，待洪峰过后，再经水轮发电机组泄至 下游，不仅可以增加发电流量，也可提高汛期水库的平均运行水头。

从电价端看，水电电价低、下行风险小。当前水电上网电价的定价方式主要包括四类:成 本加成定价、标杆定价、倒推电价定价和市场化定价。成本加成定价方式多用于早期的水电 站，2014 年我国发改委进一步完善水电价格形成机制，成本加成定价方式不再使用。通知规 定，对于 2018 年及以后投产的水电站，跨省跨区域的交易价格根据倒推定价的方式进行确 定，省内消纳电量上网电价实行标杆电价制度，以省电网企业平均购电价格为基础，统筹 考虑电力市场情况和水电开发成本制定。同时，XXX积鼓励通过竞争方式确定水电价格， 水电上网电价定价方式逐步趋于市场化。

国内大型水电站电量通常为点对点跨省销售，以签订购售电合同为主，以长江电力为例， 根据《长江电力价值手册 2021》中披露的 2020 年公司购售电合同签署情况，三峡、葛洲坝、 溪洛渡、向家坝电站合同售电量分别占比高达 81.0%、95.3%、92.5%、94.9%，购售电合同 签订背景下上网电价基本保持稳定，对于体量相对较小的水电站，电量通常为点对网销售（进 入省网），市场化占比相对较高。由于水电发电成本远低于火电和新能源发电，因此水电上网 电价较低，以国内部分水电龙头长江电力、华能水电、川投能源为例，上述三家水电企业 2022 年平均上网电价分别为 0.27、0.21、0.20 元/kWh，远低于大部分省份燃煤基准电价，低电价 优势凸显，从长期来看电价下行风险较小。

从成本端看，水电成本以折旧为主，长期成本可下降空间大。从发电成本的角度来看， 虽然水电前期建造成本高，周期长，但建成后发电成本远低于其他电源。不同于火电，水力 发电不需燃料燃烧，水电成本中折旧费用等固定成本占比较高，其他可变成本（包括燃料费、 人工费、运维费等）占比较低。以长江电力为例，根据《长江电力价值手册 2021》中对营业 成本的拆分，折旧占公司成本比重高达 40%左右，其次是财务费用。因此，在折旧和债务到 期前，公司水电度电成本较为稳定。此外，根据各水电企业公司公告披露，公司水电大坝的 平均折旧年限为 40-60 年，机器设备的平均折旧年限为 5-32 年，远低于大型水电站约 100 年的实际可用年限，因此从长期看，在水电机组和大坝折旧计提结束后，水电营业成本有望 实现大幅下降，盈利能力将进一步提升。 横向对比各电源类型发电成本，水电发电成本具备显著优势。横向对比各大电源类型龙 头企业，2022 年长江电力平均度电成本为 0.12 元/千瓦时，远低于其他电源类型发电成本， 若除去折旧费用，水电的成本优势将更为突出。

受益于电量、电价、成本三方面稳定，水电整体业绩确定性相对较高。根据中信三水 电行业统计数据，水电板块在 2018 年之前受益于大型水电项目持续投产净利润增速较高， 2018 年至今随着大型水电站投产增速放缓，水电业绩波动较小，作为长期成长空间有限且业 绩高确定性资产，水电整体分红比例较高，长江电力、华能水电、川投能源、桂冠电力几家 水电龙头 2022 年分红比例均在 40%以上，其中长江电力达到 90%以上。

2.4.绿电——“双碳”背景下成长属性凸显

绿电板块主要受益于“双碳”政策推动，装机规模大幅增长保障成长性。截至 2022 年底， 我国风电装机容量达到 365.44GW，同比增长 11.25%，2015 年以来年复合增速达到 15.8%； 光伏装机容量达到 392.61GW，同比增长 28.07%，2015 年以来年复合增速达到 36.9%。装 机高速投产背景下绿电板块业绩同样维持较高增速，据我们统计的 22 家 A 股绿电上市公司 在 2021 年以来业绩出现高速增长，主要受益于 2020 年陆上风电、集中式光伏抢装潮影响，新增装机高速增长带来 2021 年业绩集中释放，2022 年绿电企业仍保持相对较高的业绩增 速，营业收入及扣非归母净利润增速分别达到 9.25%和 29.24%。

“双碳”政策下后续绿电板块成长性有望维持。XXX政策大力推动下各省均陆续出台“十 四五”能源发展规划，截至目前已有 29 个省份陆续出台了详细的新能源“十四五”装机规划， 我们通过参考各省出台的“十四五”能源发展规划及其他相关政策以及全国新能源消纳监测预 警中心所统计的 2020 年底各省风电光伏装机容量推测，“十四五”期间风电、光伏合计规划新 增量将达到 791.47GW，保障绿电板块中期成长性。

3.估值修复叠加远期确定性成长，核电值得长期坚守

由于核电与水电资产属性类似，均属于业绩确定性强、固定资产较多、账面价值相对稳 定的重资产行业，适用于 PB 估值。核电作为稀缺的兼具业绩确定性和长期成长性的电源， 我们认为相比于其他电力板块资产，核电估值相对偏低。按 PB 估值进行对比，截至 2023 年 7 月 20 日，申万指数中火电、水电、光伏、风电的 PB（LF）估值分别为 1.18x、2.47x、 1.41x 和 1.85x，而中国广核和中国核电两家核电板块上市公司 PB（LF）分别为 1.43x 和 1.61x，横向对比来看，目前核电板块估值大幅低于水电。

我们认为核电短期具备估值修复预期，叠加长期核电大规模投产带来的业绩增长，成长 性值得期待。由于核电资产属性和水电类似，我们认为核电估值可与水电进行对标，以 PBROE 模型对核电板块进行合理估值。基于 PB-ROE 模型，根据《PB-ROE：基于不确定性定 价的价值投资策略》，参照永续股利增长模型，PB=ROE×分红比例/（股权回报率-永续增长 率）。PB 估值需考虑几项重要参数：1）公司 ROE 水平；3）公司分红情况；3）公司长期可持续增长率。我们选取国内 5 家核心水电上市公司长江电力、华能水电、川投能源、黔源电 力、桂冠电力与中国广核、中国核电进行对标。 从 ROE 角度分析，水电 5 家核心上市公司中长江电力、桂冠电力整体 ROE 水平较高， 过去五年均值分别达到 14.32%和 13.94%，华能水电、川投能源、黔源电力 ROE 水平基本 与中国核电、中国广核相当，约 10%左右。同时由于水电业绩受来水波动影响，ROE 波动 性较核电更大。

从分红角度分析，参考各水电和核电公司历年分红比例和股息率，2022 年中国广核、中 国核电分红比例分别为 44.08%和 36.99%，对应股息率分别为 3.23%和 2.83%。2022 年水 电上市公司中长江电力分红比例x高，达到 94.29%，对应股息率 4.06%，华能水电、川投 能源、黔源电力、桂冠电力分红比例在 30%-50%之间，股息率分别为 2.65%、3.27%、1.97% 和 3.47%，核电企业股息率与除长江电力外的水电企业基本相当，甚至高于部分水电企业。

从长期成长性角度分析，核电长期成长动力和发展空间高于水电，但对比核电、水电上 市公司 PB（LF）估值，今年以来中国广核、中国核电估值大幅低于水电，且在考虑长期成 长性的背景下，根据上述公式，长期成长性与公司 PB 正相关，而 2022 年在核电审批加速 背景下两家核电企业 PB 估值均有所下降，我们认为核电当前 PB 并未考虑其长期成长性所 带来的价值。通过对标核电和水电 ROE、股息率情况，我们认为核电合理估值有望达到 2xPB，而中国广核、中国核电截至 2023 年 7 月 30 日 PB（LF）分别仅为 1.43x 和 1.61x，仍有较 大提升空间。

中国特色估值体系有望推动核电估值提升。2022 年 11 月 21 日，中国证监会主席易会 满在 2022 金融街论坛年会上表示“需要对中国特色现代资本市场的基本内涵、实现路径、重 点任务深入系统思考。要把握好不同类型上市公司的估值逻辑，探索建立具有中国特色的估 值体系，促进市场资源配置功能更好发挥”。央企及地方性国企手握国内核心资产，在资本市 场中具有“稳定器”和“压舱石”的作用，但受企业投资者关系管理、市场认知不充分等因素影响， 市场对国有企业的价值发现和资源配置功能仍有待提升。 2023 年央企考核要求变化有望推动央企资产质量持续向好。2021 年以来为引导XXX企 业提高生产效率，国资委提出“两利四率”考核指标，其中包括净利润、利润总额、营业收入利 润率、资产负债率、研发经费投入强度和全员劳动生产率指标。2023 年国资委对于XXX企业 经营指标体系进行了优化调整，将“两利四率”调整为“一利五率”，一方面用净资产收益率替换 净利润指标，引导XXX企业更加注重投入产出效率；另一方面用营业现金比率替换营业收入 利润率指标，更注重现金流的安全，关注可持续投资能力的提升，同时继续保留资产负债率、 研发经费投入强度和全员劳动生产率指标。“一利五率”考核指标下核电企业 ROE 有望持续提 升，作为电力板块中稀缺的兼具业绩确定性和长期成长性的电源资产，在中特估背景下估值 提升空间更大。