行业近况

11 月15-17 日中金公司于北京召开2023 年年度策略会，我们邀请多家电力上市公司就近期热点话题进行交流讨论。

评论

问题1：容量电价出台对不同电源的电价影响？

火电：各省细则有待确定，短期电量电价可能下行，长期引导电价调结构，火电稳回报。1）短期看，由于终端用户经营承压、以及煤价企稳，2024 年长协电价原本即具备下行压力，容量电价出台加大其下行概率；但年底煤价坚挺，支撑电价上浮，我们认为明年长协电价下行可控，容量电价切换得以平稳过渡。2）长期看，容量电价通过调电价结构提升火电盈利稳定性，有助于完成调节角色转换。此外，容量机组核定权力下放至地方，各省根据经济能力核定范围，可能提升灵活性改造需求。

新能源：火电调节意愿增强，打开风光消纳空间，以量补价优化回报。

价：容量电价由工商业用户分摊，但风光电价近年与火电同涨同跌，用电成本稳定下风光电价可能随火电电量电价下滑。量：容量电价激励火电发挥调节价值，有望提振新能源发电空间，以量补价最大化收入。

核电：当前核电市场电比例约40%~60%，电价回收与让利机制下，综合电价接近标杆价。我们判断火电电价上浮下，核电回报稳定。水电：

云南、四川等省电力紧缺，水电电价上行与火电关联较弱。外送价格与当地交易电价相关，但大多供需偏紧，我们认为后续联动有待观察。

问题2：成本能否稳中有降？核电：采购长协与燃料组件企业签订，天然铀占组件采购成本低于50%，定价参考现货均价与采购成本，且提前采购，与现货价关联较弱。我们预计，终端应用场景有限，现货长期上涨可能性低。

煤价：2024 年煤价电企间判断分化。虽然当前库存较高，冬季煤价旺季不旺，但是电企展望明年煤炭供需偏谨慎，供需关系不支撑煤价同比大幅下降。

问题3：电改发展及电碳市场协同展望？市场化交易各电源目前存在挑战：

1）新能源入市需碳市场协同获得绿色价值。2）水核低电价保障居民用电，电价变化有限。3）终端用户需要高比例的中长期合同稳定用电成本，海外经验看长协比例可达90%。CCER方面，当前重启的4 类方法学主要考虑其示范性强、额外性高、投资回报率低，体现了不对绿色电力重复补贴的理念。

估值与建议

推荐转型行业龙头华能国际/国电电力/中国电力，稀缺低估值核电绿电龙头中国广核/中国核电/龙源电力，业绩反转的华能水电。建议关注国投电力。

风险

电量电价超预期下行；新能源消纳受限、电碳市场协同不及预期。