中金：碳排双控下绿电乘势而起

回顾1H23，火电盈利修复贯穿行情主线。在能源保供和产业链安全大背景下，主要成本煤价和硅料价格实现超预期下行，推动火电扭亏、风光回报趋势向好。核电兑现量价稳健，打造电力“中特估”。展望下半年，我们认为：高温和经济温和复苏刺激需求，支撑电力量价表现，转型扎实推进，静待绿电打开成长空间。我们推荐排序：新能源>火电>水电>核电。

摘要

新能源：电企把握发展机遇，政策引导行业向上。上半年疫情影响消退，积压项目完成投产、新增数据好于预期，但在电价和补贴担忧下板块表现偏弱。展望2H23，我们认为绿电将走出低谷，或将开启向上通道：1）上游价格提前超跌，电企将把握机遇加快投产步伐，看好未来2-3年装机年复合增速回归20%以上，在运营环节优化市场化交易策略、增强运营效率；2）行业格局有望改善。各地逐步优化资源分配方式，央企聚焦主业，减少无效竞争。3）政策面，静待绿电绿证落地，推动风光获取绿色收益。

火电：煤价超预期下跌后，电价波动成焦点。上半年国内和进口煤价同比大跌，火电企业迎来业绩和股价双双普涨，高弹性地方电企涨幅突出。进入下半年，电价走势成为新一轮博弈焦点。我们认为当前火电的定价机制已经走向市场化，供需格局是决定价格的主要因素。下半年经济温和复苏叠加高温天气，电价下行空间有限。同时，火电作为重要的电力压舱石和调峰资源，大部分省份仍有较强的新增和改造需求，议价能力较以往有所增强。

水电：主汛将至，低基数下或有交易性机会。受去年汛期提前和1H气候影响，水电企业发电量同比大幅下滑，但相较于大盘较弱表现，水电依托分红、电价上涨等因素实现较好的相对收益。展望三季度，传统汛期到来，去年低基数下今年西南地区来水可能同比偏丰，建议关注期间交易性机会。随着柯拉光伏一期电站投产，建议关注水风光基地的盈利潜力验证。

核电：机组核准有望提速，长期看好基荷能源配置价值。核电量价表现稳健，防城港3#投产带动中广核电量同比获得双位数增长。我们认为，核电安全清洁价值正在被认可，下半年有望推进新项目审批落地。

风险

用电需求不达预期；来水偏枯，煤价超预期大幅上行；核电安全事故。

正文

复盘1H23股价：电力跑赢大盘，火电涨幅领先

年初至今电力板块跑赢大盘，各类发电类型指数涨幅分化，火电指数已涨13.6%。2023年初至6月末，申万电力板块指数上涨6.7%，跑赢上证指数/沪深300指数分别3.0ppt/7.4ppt。电力板块中，各类发电板块涨幅呈现分化。我们选取重点关注的电力企业观察：核电/火电/水电指数年初至今分别涨16.5%/13.6%/8.1%，而风光指数年初至今仅仅上涨0.7%。

据我们统计的偏股型基金重仓持仓情况，1Q23电力股市值占重仓股总市值1.2%，持仓的市值和占比环比4Q22持平。我们预计在2Q23电力板块行情启动后，重仓比例环比会进一步提高。

► 核电：项目审批恢复，基荷能源长期配置吸引力提升。中国核电和中国广核年初至今分别涨17.5%/15.6%。核电企业作为基荷能源，现金流及分红稳定。

► 火电：煤价下降超预期，扭亏为盈逻辑部分兑现。火电板块在1H23迎来普涨，我们关注的电力企业上半年涨幅排名中，前10名中有7名为火电企业。火电企业上半年在交易煤价下行、盈利修复的估值逻辑。3月国内/进口煤炭价格开始同比下降，4月一季报部分兑现盈利修复表现，火电的行情自3月开始启动。

► 水电：二季度来水扰动，高分红标的走势稳健。二季度西南地区来水在去年高基数和今年气候的影响下同比偏枯，但水电企业多为高分红的“类债”资产，具备一定的防御属性，因此在5月前走势稳定。进入5月后，市场开始交易三季度来水同比偏丰逻辑，同时受“中特估”行情助力。

► 风电/光伏发电：新能源消纳存疑，市场仍有担忧。年初至今，光伏硅料已现较大跌幅，但是新能源消纳机制、配套建设尚不健全，新能源电价走势尚不明朗，市场对于新能源项目盈利性仍有担忧。因此在3-4月后，火电等板块有较为确定性的行情时，风电/光伏发电板块跑输其他板块。

图表1：电力各板块指数年初至今涨幅

注：选取我们关注的核心电企，基于流通股比例的综合股价，制作各板块指数；取2023年6月30日与2023年1月1日指数比值资料来源：Wind，中金公司研究部

图表2：各板块指数年初至今涨幅趋势

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表3：核心电力企业年初至今涨幅Top10

注：红色为火电企业，灰色为核电企业，蓝色为水电企业，绿色为新能源企业。取2023年6月30日与1月1日股价比值资料来源：Wind，中金公司研究部

图表4：偏股型公募基金重仓持仓中电力板块占比

注：选取股票型开放式和混合型开放式基金资料来源：Wind，中金公司研究部

新能源：电企把握发展机遇，政策引导行业向上

1H23复盘：疫情淡去基本面正常推进，但不确定因素带来板块情绪触底

疫情影响消退，新增装机超预期，风光利用小时表现分化

风电发电量普涨，光照资源疲软下光伏电量增速弱于装机增速。上半年疫情影响消退，2022年积压项目完成投产，风光新增装机同比大幅改善。大部分省份风况改善带动风电发电量普涨，但光照资源疲软，超半数省份光伏利用小时数下降，光伏发电量低于装机增速。

图表5：2023年1-5月风电装机、发电量和利用小时数同比增速

资料来源：中电联，中金公司研究部

图表6：2023年1-5月光伏装机和利用小时数同比增速

资料来源：中电联，中金公司研究部

疫情影响消退后运营商积压项目投产，新增装机超预期。2023年1-5月，风电、光伏新增装机高增，分别占我们预计的全年新增量的25.2%、40.8%（vs. 2022年1-5月，风电、光伏新增装机占全年新增量的28.8%、27.1%）。风电新增装机集中在三北地区，内蒙古、云南、新疆为装机增长前三的省份。光伏新增装机集中在华东、华中地区，分布式占比近四成。

消纳压力在可控范围，年初至今同比基本持平，利用率较低省份集中在原预警地区。三北局部地区风电消纳压力较大，内蒙古消纳部分改善但较其他省市仍然偏高。光伏方面，青海同比改善，但蒙西、宁夏、吉林等以往消纳压力较大的地区利用率略有反弹。

上市公司风电发电量普涨，光伏表现分化。风电发电量普遍改善，主要由于2022年存量项目在上半年集中投产，且各地区风况较好。各公司重点装机地区光照资源差异导致发电量差异，具体来看，大唐新能源2022年末超40%光伏装机在贵州（2023年1-5月光伏利用小时数同比+10.4%），带动公司光伏发电量同比高增；而中广核新能源2022年末约56%光伏装机在福建（2023年1-5月光伏利用小时数同比-6.3%），导致公司光伏发电量同比下滑。

图表7：2023年1-5月部分省份风电利用率

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，中金公司研究部

图表8：2023年1-5月部分省份光伏利用率

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，中金公司研究部

图表9：主要绿电企业2023年1-5月风电、光伏发电量同比增速

注：三峡能源为2023年1-6月数据

资料来源：各公司公告，中金公司研究部

板块情绪触底，绿电赛道主要标的股价表现弱于基本面

投资者悲观情绪下，主要A/H股绿电公司股价表现弱于基本面表现。整体看，H股表现弱于A股，主要系H股受外部因素影响大于A股，绝对收益表现偏弱。同时，投资者普遍担忧国补审查落地不确定性、现货市场极端电价影响收益、绿电赛道政策支持力度变弱等，主要绿电企业跌幅明显。受益于沿海电力标的整体拉升，部分地方性绿电企业上半年有个位数涨幅。

图表10：上半年主要A/H股绿电公司涨跌幅

注：红色为A股公司，灰色为H股公司

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表11：上半年主要A/H股绿电公司相对涨跌幅

注：1）红色为A股公司，灰色为H股公司。2）A股相对涨跌幅=公司股价涨跌幅-沪深300指数涨跌幅，H股相对涨跌幅=公司股价涨跌幅-恒生指数涨跌幅

资料来源：Wind，中金公司研究部

2H23展望：成本、政策利好频现，电企竞争格局与投资回报改善可期

我国生态文明建设已进入以降碳为重点战略方向的关键时期，顶层设计完善能源消耗总量和强度控制，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。我们认为，绿电作为新型电力系统主力能源的价值进一步凸显，各项政策合力迎接新型电力系统高比例消纳新能源。

电企把握价格超跌机遇加快投产节奏，优化交易策略迎接新能源入市

上游供需趋松提升运营商议价能力，上游核心成本压降提振运营商建设热情与项目回报。

► 组件价格提前超跌。组价价格自2022年9月高点趋势下行，2023年1月，中电建26GW光伏组件招标出现激烈价格战，40家企业投标均价1.703元/W，P型、N型组件最低中标价均低于1.5元/W。一季度，组件价格平稳下跌，集中在1.7~1.8元/W。进入二季度，硅料产能供给充分带动组件供需格局反转，电企议价能力增强，主流电企采购价格加速下跌至1.4~1.5元/W，6月末水发兴业0.8GW光伏组件开标甚至出现1.18元/W的低价。

图表12：2022.09-2023.06光伏组件中标价格

资料来源：大唐电子商务平台，华电集团电子商务平台，国家能源招标网，电能e招采平台，华能集团电子商务，国投集团电子采购平台，中国电建招标与采购网，北极星电力网，中金公司研究部

► 风机价格均处于低位。1Q23大基地项目集中招标下陆上风机价格下行，2Q23普遍在1,500~1,000元/kW区间，2023年5月，大唐第二批次新疆塔城100MW风电项目竞价中，出现了1,256元/kW的低价。同时风机大型化有助于降低后期运维管理成本和难度、在同容量风电场中摊低单位容量的原材料、基础、吊装、土地等投资成本。

► 储能经济性有望改善。运营商可研测算中普遍将储能作为沉没成本，实际使用过程中可通过容量电价、峰谷价差、租赁等方式实现额外收益。近期储能出现1元/Wh低价，我们认为，电企有望在较低成本下满足配储需求，且今年电网储能调用次数较往年有所提升，或将改善风光出力的间歇性，体现储能经济性。

图表13：2010.01-2023.03金风科技风机价格走势

资料来源：金风科技业绩演示材料，中金公司研究部

图表14：近期储能招标价格

资料来源：北极星储能网，中金公司研究部

当前电企光伏总造价4~4.5元/W、风电总造价约5~6元/W，满足5.5%~6.5%的全投资收益率底线，2H23项目投资回报和范围或将提升。组件市场价格下行持续，各运营商与供应商合同普遍存在调价机制。我们测算，风机、组件价格每下跌0.1元/W，全投资收益率可提升0.1%~0.2%、0.2%~0.3%。已开工项目或将取得优于可研测算的超额收益；组件价格下跌让出配储与利润空间，运营商项目建设热情较高，1H23电企优先完成2022年未完成项目，2023年增量项目或将在2H23集中开工，目前各电企争取项目年内尽早投产贡献收入，但保持年初装机目标不变。

图表15：风电、光伏项目收益率测算与敏感性分析

资料来源：中金公司研究部

新能源入市大势所趋，市场化电量占比提升、价格折让缩窄。近年来，市场化交易持续推进，主要电企绿电市场化交易比重由2021年的23.5%~36.0%提升至2022年的22.1%~52.9%。由于全国电力供需整体偏紧，运营商交易人才队伍精进、交易经验积累与策略优化，折价率由2021年的18.9%~22.9%缩窄至2022年的9.5%~15.4%，市场化电价实质提升。

运营商注重设备管理、市场交易、风险管控能力提升。运营商当前重视：1）电价：分区域搭建交易团队，因地制宜制定交易策略，深入了解市场，累积发电和交易数据，提升营销、管理、交易能力。2）电量：注重设备运维稳定性，提升发电效率，加强风功率预测系统的建设，提高预测数据准确性，提高运行机组市场竞争能力。3）投决：可研测算过程中综合考虑可能的收益影响因素，包括当期经济发展水平与电力需求、消纳能力、外送通道建设、电价下浮系数等，为项目回报保留安全垫。

行业格局有望改善，新能源开发有望趋于理性化、规范化

五大电力风电装机占比近半但略有下滑；光伏竞争格局分散，五大电力装机比例持续提升。风电开发商多为专业型的大型发电集团，拥有火电资产的公司具备灵活性改造潜力，在新能源开发竞配中具备优势。2021年，五大发电集团风电装机比例为49.5%。其中，国家能源集团风电装机占比领先，2016-2021年装机占比均超15%。光伏开发格局较为分散，央企对光伏重视度提升，2021年集中收购带动市占率升至23.5%。其中，国家电投光伏装机占比领先，2021年装机占比达13.4%。

图表16：2016-2021年主要风电运营商市占率

资料来源：各公司公告，中金公司研究部

图表17：2016-2021年主要光伏运营商市占率

资料来源：各公司公告，中金公司研究部

“双碳”目标深入推进，参与新能源投资的央企数量增加、竞争日趋激烈，行业发展掣肘。除了传统电力央企，石化、基建、钢铁等央企开始参与新能源开发竞争，行业资源竞争加剧。具体来看：1）土地资源紧张：新能源用电申请涉及保护区、土地性质变化等，部分电企转向复合项目开发，但建设要求与认定标准仍较为繁琐。2）审批周期拉长：参与招投标企业数量增加，政府资质审核与筛选工作量加大，核准时间被动拉长。3）项目开工不及预期：部分央企竞配过程中超额承诺配套、投资额度，但多因素下项目开工进展缓慢，加剧资源恶性竞争。

国资委引导央企聚焦主责主业，地方政府逐步清理问题项目，后续开发有望理性化、规范化。2023年2月，国务院国资委印发《关于做好2023年中央企业投资管理 进一步扩大有效投资有关事项的通知》，要求企业进一步聚焦主责主业、发展实体经济，提高有效投资质量[1]。近年来，各省逐步梳理、废止部分存量风光项目；广东省能源局建议企业暂缓新增备案和核准集中式光伏、陆上风电项目，考虑项目盈利能力和风险。我们认为，当前央国企获取新能源资源过程中竞争激烈，不利于优化国有资本布局和结构调整，政策后续有望引导企业聚焦主责主业，重视投资回报、项目合规与风险控制，传统电力投资企业具备资源积累、项目经验优势，仍将作为新能源投资主力。

政策推动新能源获取环境价值，迎接高比例新能源电力系统

能耗双控→碳排双控，绿电需求与价值提振。中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》[2]。顶层设计不断完善绿色低碳和节能减排调控方式，更高水平、更高质量地做好节能工作，用最小成本实现最大收益。我们认为，政策导向转型突出了绿电作为不排碳能源的清洁低碳环境价值地位，绿电需求与规模有望提升。

CCER年内有望重启，绿电环境价值再优化。CCER覆盖可再生能源、林业碳汇、甲烷减排、节能增效等项目所减少的碳排放。随着全国碳市场扩容，存量CCER已在碳市场履约期中大量消耗，CCER需求持续提升。2023年6月，生态环境部新闻发布会披露目前已明确审定、交易制度，交易平台等工作进展顺利，预计将在今年年底前全面重启[3]。2023年7月7日，生态环境部就《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》公开征求社会意见[4]，为项目重启做准备。我们认为，政策重启有望兑现减排企业碳资产环境价值，可再生能源、低碳排放环保和碳汇企业等有望再度通过碳交易市场增厚回报。

新政聚焦解决掣肘行业发展的实际问题，全方位建设高比例新能源供给消纳体系。

► “以大代小”有利于释放业主装机容量潜力，最大化项目回报。国家能源局印发《风电场改造升级和退役管理办法》[5]，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5MW的风电场开展改造升级。装机上，改造旧项目比申请新项目更便利，可在新增风电资源获取难度增大背景下创造装机增量；电价上，补贴电量电价按改造前政策执行，其它电量执行核准变更当年政策，并网运行未满20年且累计发电量未超过全生命周期补贴电量的项目继续享受补贴。我们预计，技改有望充分延长资源地使用寿命、提升利用小时，有助于存量项目收益潜力充分释放，看好入行早、项目规模大的企业率先受益。

► 电改政策为高比例新能源消纳打下基础。5月，发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项通知》，将系统运行费用单列（含辅助服务、抽蓄容量电费）[6]。我们认为，输配电价改革调整为高比例新能源消纳打下基础，有助于引导系统调节成本合理分配，理顺价格机制，利好电网投资意愿、投资能力提升。

火电：煤价超预期下跌后，电价波动成焦点

1H23复盘：“上半场”聚焦煤价超跌，扭亏为盈部分兑现

地方高弹性标的获得股价更大涨幅。自3月起，国内现货煤价，进口的澳煤、印尼煤均开始同比下行，火电企业股价已经先于业绩改善开始兑现扭亏为盈的逻辑。4月披露业绩后，粤电力/浙能电力/华能国际1Q23开始扭亏为盈，业绩实质性改善。火电大省的高弹性地方火电企业在1H23获得更大涨幅，皖能电力/建投能源/浙能电力/粤电力等代表企业，受益于1）本地火电需求旺盛，2）收入结构中本地火电发电占比较高，3）长协煤履约率提升，4）低价进口煤供给大量增加等因素，年初至今涨幅分别47%/47%/45%/32%。华能国际/大唐发电/华电国际等央企涨幅分别22%/19%/14%；而国电电力由于一季度归母净利润同比-9%，股价年初至今涨幅-10%。

图表18：A股火电企业年初至今股价涨幅

注：深灰色为我们关注的地方火电企业，深红色为我们关注的全国性火电央企 资料来源：Wind，中金公司研究部

煤价跌幅超预期，是上半年火电行情的主旋律。煤价的波动与上半年火电企业行情具备高度的相关性。上半年国内煤炭保供力度加强，煤炭进口的限制放松，非电需求低迷：1）水泥、钢铁、玻璃等行业产量同比增速不及全社会发电量。5月单月水泥、钢材、平板玻璃产量分别同比-3.2%/-3.4%/-9.7%。2）自年初澳煤进口限制放松后，国内煤炭产量和煤炭进口量均被充分释放。5月国内原煤产量累计已达19.1亿吨，同比+4.8%；煤炭和动力煤进口量均同比大增，5月分别同比+518%/+340%，大幅度冲击国内煤炭市场供给。

国内现货煤炭价格和进口煤价格在3月后陆续出现较大的同比跌幅：1）京唐港动力煤3-6月的月均价同比-25%/-15%/-22%/-36%，并且在6月初触及了发改委建议的长协煤合理价格区间。2）澳煤自2月份起逐渐放开进口，受到海外经济疲软、天然气价格下行的影响，我国进口的澳煤/印尼煤的价格同步出现下行。

图表19：京唐港Q5500月度均价及同比增速

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表20：印尼煤Q3800月度均价及同比增速

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表21：2023年单月产量同比增速

资料来源：国家统计局，国家能源局，中金公司研究部

图表22：单月煤炭及动力煤进口量同比增速

资料来源：国家统计局，中金公司研究部

头部火企中1Q23已有盈利增幅兑现。度电归母净利润上，2022年vs1Q23，浙能电力分别为-0.17分/0.26分，华能国际分别为-1.73分/2.1分，粤电力分别-2.79分/0.36分。大部分已经在估值上反应煤价下降带来的基本面修复，P/B的估值分位已经达到2018年以来的84%-91%之间，内蒙华电/浙能电力/国电电力估值分为分别为45%/62%/65%。

图表23：6月末A股核心火电企业P/B所处估值分位

注：估值的区间选取2018年初至今的每日P/B估值，6月末指6月30日 资料来源：Wind，中金公司研究部

2H23展望：电力保障主力军，价格端具备韧性

短期内，三季度高温来袭，电量需求有力支撑，高位电价得到保障。6月华北地区迎来大范围高温天气，京津冀6月平均气温均为历史同期最高，北京/天津平均气温分别同比+11%/+10%，分列全国气温同比增速前二。根据国际气象组织今年6月发布，热带太平洋地区7年来首次形成厄尔尼诺条件；根据中国气象局判断，厄尔尼诺发展年在我国会出现“北旱南涝”的气候特征[7]，即极端天气增多，北方可能会偏干旱，而南方可能洪涝灾害增多。高温提升用电需求，6月沿海/内陆电厂平均日耗分别环比+17.5%/+10.9%，同比+18.3%/+11.4%，日耗迅速攀升。我们认为短期内，高温天气对三季度夏季的电价上浮和发电量的同比增长提供支撑。

图表24：2023年6月全国主要省份及城市平均气温多增情况

注：平均气温取当日最高及最低气温的平均值；隐去6月平均气温同比下降的省份或城市 资料来源：Wind，中央气象局，中金公司研究部

综合看，下半年电价波动可能成为市场关注焦点。多年来，市场对电价让利形成偏见，尤其是考虑到“十三五”中通过降低电价让利实体经济，因此上半年现货煤价下跌后，市场恐慌电价因此下行。但我们认为：

► 火电的定价机制已经全面推向市场化，供需关系将决定价格：下半年经济整体温和复苏，短期又有高温带来的用电负荷激增，电价大幅度下行具备较大阻力；

► 火电作为电力“压舱石”，盈利仍需恢复，政策负向调节可能性较小；在新型电力系统下，火电被赋予调峰角色，大部分省份仍有较强新增和改造需求，火企议价能力有所增强。

下半年经济温和复苏，电价上浮具备需求侧支撑。月度交易电价与经济情况/用电需求息息相关。年初至今，浙江/湖南等省份最新月度电价仍保持约20%上浮，与年度价格相似。广东/陕西等省份最新月度电价溢价降至11.7%/15.8%，较年度价格溢价下降8.0ppt/4.2ppt，度电减少3.7分/1.5分。各省月度电价表现虽有分化，但是整体降幅好于我们的预期，未与煤价下行同步。

根据中金宏观组观点：下半年我国处于疫情后的温和复苏阶段，预计全年 GDP 增速或将处于 5.5%-6.0%的区间，二至四季度 GDP 同比或分别为+7.0%/+5.2%/+5.9%，其中二/四季度去年基数较低；如果财政力度加大，第三、四季度 GDP 环比或呈现修复式改善。我们认为在下半年经济温和复苏的环境下，用电需求仍然处于紧平衡中，尤其是叠加7-9月迎峰度夏电力需求同比多增后，下半年电价下行空间有限。

图表25：各省份月度集中交易电价较燃煤标杆电价上浮比例

资料来源：Wind，中金公司研究部

各区域中，用电需求大省仍可能存在电力紧张情况。我们统计自2020年以来的全国各区域电网用电最高电力负荷与发电最高电力负荷的差值，华东地区电力负荷差值一般都在年内7月份达到高峰，而各个年份7月的差值呈现逐年上升趋势。在2021年/2022年出现过大规模限电情况：1）2021年主因为各地的能耗双控政策，华东、华南、东北等多省份均有大规模限电；2）2022年云南、四川等水电大省汛期来水较多年平均严重偏枯，出现大规模限电情况。

展望今年，多个省份预测迎峰度夏期间电网最高负荷将同比多增，例如宁夏、陕西、浙江、南方电网等，同比+10%以上；此外还有辽宁、浙江等省份已经提前发布有序用电通知，以预备可能到来的用电紧张。我们认为虽然电力保供力度加大，但考虑到高温等极端因素，今年下半年经济活跃省份仍可能会存在电力紧张情况。

图表26：2021/2022年各省大规模限电情况

注：红色为2021年大规模限电省份，橙色为2022年大规模限电省份 资料来源：自然资源部，各省发改委，各省人民政府，财联社，中金公司研究部

成本端，非电需求持续疲软，煤炭供给充沛，下半年煤价上行空间有限。我们认为虽然下半年国内现货煤价在供应充足、非电需求疲软的背景下上行具备压力，具体而言：

► 下游非电煤炭需求仍较为疲软。年初至今，固定资产投资同比增速放缓，6月同比+3.8%；6月房地产累计开发投资同比-7.9%，继续负增长态势。根据中金大宗组的观点，下半年地产施工端的改善前景可能仍不乐观，供给端投资强度可能依然较为保守，水泥等非电煤炭需求可能受到拖累。

► 国内及进口煤炭供给仍然充沛。我们认为煤炭保供和煤炭进口政策具备延续性，下半年国内煤炭供给仍然可以满足电力和非电的煤炭需求。进口煤价格下行后，国内煤炭与进口煤价差也有收窄，国内现货煤价涨价具备压力。

► 水电三季度可能来水偏丰，降低火电发电压力，和对煤炭的需求。2023年上半年，全国水电发电同比大幅度减少，可能的原因在于1）2Q22汛期提前后同比基数较高；2）今年云南等地区气候2Q23较往年偏干旱。我们认为在厄尔尼诺发展年“北旱南涝”的背景下，水电下半年发电可能会回归往年平均水平，部分分担火电的发电压力。

图表27：地产指标累计同比增速

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表28：年初至今全国累计发电量同比增速对比

资料来源：中电联，中金公司研究部

水电：主汛将至，低基数下或有交易性机会

1H23复盘：高基数影响凸显，水电企业涨幅分化

上半年涨跌幅分化，优质水电企业依托高分红和电价上涨，仍获良好涨幅。虽然上半年水电企业来水普遍同比偏枯，但是我们关注的核心水电企业，包括川投能源、国投电力、华能水电、长江电力涨幅良好，分别较年初涨23%/17%/8%/5%。优质水电资产虽然业绩季度间会有波动，但多年平均来看仍具备高分红、盈利稳定的“类债”属性。

图表29：A股各水电企业2023年6月均价较2022年12月增幅

资料来源：Wind，中金公司研究部

受高基数影响，2Q23业绩可能承压。上半年，全国水电发电同比大幅度减少，3-5月水电发电的累计同比分别-8%/-14%-19%。水利资源富集的省份，四川/云南，上半年水电累计发电量均同比减少，但对比湖北/广西/贵州等省份较高。上述现象原因在于：1）今年上半年云南、四川为主的西南地区水电大省降水同比偏少，1H23云南/四川主要城市平均降水量之和分别同比-49%/-42%。2）去年我国较早进入汛期，较多年平均入汛日期偏早15天，2Q22降水及来水情况较好，同比增速受去年高基数影响。我们预计在上述发电量同比变化下，2Q23水企业绩或将触底。

图表30：年初至今水利富集省份各月累计发电量同比增速

资料来源：中电联，中金公司研究部

2H23展望：主汛将至，短期具备交易性机会

三季度主汛期到来，西南地区来水同比偏丰，改善水电企业发电量情况。根据中国气象局国家气候中心预计，7-8月西南地区来水同比偏丰：华南、西南南部、西藏东南部等地降水偏多一成以上；广西南部、云南东南部等地偏多二至五成。我们认为随着汛期将至，低基数下今年汛期来水同比可能偏丰，水电板块三季度将存在交易性机会。

图表31：金沙江石鼓水文站年初至今出库流速

资料来源：水利部信息中心，中金公司研究部

图表32：雅砻江沪宁水文站年初至今出库流速

资料来源：水利部信息中心，中金公司研究部

图表33：长江三峡水库出库流速

资料来源：长江三峡通航管理局，中金公司研究部

水风光多能互补将成“第二成长曲线”，水电具备长期配置价值。随着全国水电机组投产周期暂时结束，我们认为水电企业基本面改善将主要来自于：1）短期内，季度间来水及发电量改善，内地消纳及外送电价上浮，多库联调带来的电量增发；2）长期看，更上游的高成本水电基地开发，水风光大基地、抽水蓄能等多能互补发展；3）其他债券或者类债资产的收益率变化，如海外美债收益率变化。传统能源+新能源的大基地模式已经成为“十四五”期间重要的风光装机投产模式，我们建议关注水风光基地的风光潜力的验证，如今年投产的柯拉一期水风光项目。

核电：机组核准有望提速，长期看好基荷能源配置价值

1H23复盘：量价兑现稳健，打造电力中特估

上半年量价稳健增长，兑现预期。中广核电力受益于防城港3#并网发电，发电量实现双位数同比增长；中国核电上半年无新机组投产，电量同比微增。我们测算，1H23中广核、中核核电利用小时数分别为3,747、3,801小时。考虑到核电电价相对稳定、财务费用缩减，我们预计，核电业绩继续保持稳健，中广核电力在新机组投产、电量增速更佳下业绩增速表现更亮眼。

中国核电、中国广核股价均实现双位数上涨。核电行业准入门槛高，中国核电、中国广核核电装机容量、发电量具备绝对优势。

图表34：2023年1-5月核电发电量、同比增速

资料来源：各公司公告，中金公司研究部

图表35：主要核电企业1H23发电量、同比增速

资料来源：各公司公告，中金公司研究部

2H23展望：看好下半年审批加快，核电量增价稳、长期配置价值显现

迎峰度夏电力保供需求提升，核电安全清洁价值在新型电力系统转型中占据重要地位。电力供需趋紧、电网稳定性要求攀升，核电较其他电源具备：1）基荷电源属性：在发电时间上较风电、光伏受限更少，可以连续稳定运行。2）靠近电力负荷中心：我国的核电站主要分布在东南沿海地区，包括广东、福建、浙江、江苏等电力负荷较高省份，可以快速补充潜在电力缺口、减轻外送依赖。3）安全清洁：第三代核电技术安全系数大幅提升，发电过程不产生二氧化碳。2023年6月，国家发改委新闻会提到，确保高峰时段火电出力水平好于常年，优化水库群调度提升水电顶峰发电能力，促进风电、太阳能发电、核电多发多用[8]，核电作为基荷电源的安全清洁保供获得认可。

上半年暂无新机组核准，看好下半年审批进展加快贡献长期业绩增长动能。2019年后核电审批逐渐正常化，2022年审批数量高达10个。《“十四五”规划和2035年远景目标刚要》表示安全稳妥推动沿海核电建设将成为“十四五”时期的重要任务。《中国核能发展报告2021》预测到2030年，核电在运装机容量达到120GW，核电发电量约占全国发电量的8%[9]。我们认为，核电审批正常化可期，我们长期看好能源安全下的基荷能源配置性价比，核电门槛高、清洁高效、回报稳健的投资价值有望获得认可。

图表36：2010-2022年核电机组核准数量与进展中核电机组

资料来源：各省发改委，各公司公告，中金公司研究部

核电与火电电价相关度低，综合电价有望保持稳健。从交易结构上看，核电市场化交易持续推进，目前市场电比例约40~50%，其中中长协交易占比约90%。剩余电量主要可参与多品种月度交易和现货交易，公司倾向于参与与核准价格接近的月度竞价与双边交易。现货交易有限，综合电价受火电价格影响较小。我们预计核电利用小时、电价整体稳定，业绩有望保持稳健。

风险提示

1）用电需求可能由于下半年经济复苏不及预期而缺乏支撑，相应地会对电价的上浮产生影响，下半年月度交易电价上浮比例可能不及预期。