水力发电、火力发电在上证指数下跌区间体现强防御性。观察2018 年8 月1 日至2024 年1 月17 日上证指数8 个下跌区间，公用事业及其他行业的区间涨跌幅情况，公用事业行业跌幅大多低于上证指数，好于大多数行业表现，水力发电和火力发电抗跌性明显。尤其水力发电在2 个长时间段，区间6 和区间8 的收益率分别达到8.3%、4.9%，与大盘的相对收益分别达到29.6%、19.6%，说明在市场长期不景气的情况下，电力行业的高股息及稀缺性使其得到市场偏好，水电因其商业逻辑简单，主要经营成本为机组折旧受外部影响较小，体现出强防御性。

火电：上下游改善存在周期性机会，多角色定位盈利修复空间较大。（1）煤炭供给宽松带来价格中枢下移，今年上游成本影响可控：由于保供政策与中长协交易，煤炭供给显著增长，2023 年动力煤平仓价中枢下移至966 元/吨，叠加澳煤和印尼煤进口量增长，火电企业从上下游两端进行盈利修复，2024 全年煤价有望在合理区间浮动，对下游企业成本影响有限。（2）火电保供和调控价值已明确，新项目核准审批加速：2023 年上半年，全国总核准煤电装机5040 万千瓦，已达2022 年全年核准装机量的55.56%，远超2021 年全年获批总量，其中百万千瓦及以上燃煤发电项目占比72.22%，同时淘汰煤电落后产能，2021、2022 年煤电“三改联动”完成“十四五”目标的81%。（ 3）煤电灵活性改造助转型，参与多种市场带来良好盈利预期。新能源比例增加及产能过剩导致传统火电发电量下降，不确定性和波动性导致电力系统供需不平衡，在储能等其他资源尚未规模化应用的阶段，煤电机组参与调节成为必要手段，尤其在抽水蓄能电站较少的省份和热电联产机组居多的“三北”地区。目前30-60 万千瓦纯凝机组改造成本在3750-7500 万元之间。火电灵活性改造所提供深度调峰能力在电力辅助服务、电力现货市场、容量市场中都存在相应的变现机制。截至2023 年上半年，全国发电装机容量约为27.1 亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20 亿千瓦，全国电力辅助服务费用共278 亿元，占上网电费1.9%。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。

水电：水资源多向利用，兼备防御性和成长性。（1）常规水电：关注龙头及梯级水库开发建设，水风光一体化转型新能源。近年来受气候等因素影响，水电丰枯期规律发生变化，总量上仍呈均值回归趋势，随着我国梯级流域水电站开发格局的逐步成型，未来除了要加快龙头水库的开工步伐外，还需要优化多目标联合调度，提高水电站综合效益，同时与火电、新能源、抽水蓄能等电源进行多能互补调节，以应对因气候变化、用电需求引起的不确定性。（2）抽水蓄能：当前最成熟储能技术，行业迎来黄金发展期。抽水蓄能技术成熟、反应速度快、单机容量大、经济性较好、安全性高等特点，是目前大规模调节能源的首选。2023 年上半年，新增水电容量536 万千 瓦，其中常规水电206 万千瓦，抽水蓄能330 万千瓦，占比61.57%，高于常规水电。目前，抽水蓄能两部制电价的成本疏导机制清晰，2024 年广东省将推动抽水蓄能等主体试点参与现货市场交易，结合各省深化分时电价政策，电量电价部分通过在现货市场上“高抛低吸”的收益空间将逐步打开。

核电：双碳背景下最佳基荷能源，行业实现长期稳健增长。（1）装机增速：未来10 年内，预计每年新开工机组6~8 台。截至2023 年底，我国运行核电机组56 台，截至2023 年底，我国运行核电机组56 台，2019-2023年分别审批4/4/5/10/10 台机组。国家“十四五”规划纲要明确，到2025 年在运核电装机7000 万千瓦，届时在建核电机组约5000 万千瓦。（2）技术发展：二代核电为在运主力机型，三代核电为长期发展主力机型。第四代核电代表了更高的技术指标要求。金属快堆、高温气冷堆、熔盐堆等轻水堆外的核电技术，在全球已有许多服役项目，但尚无能够满足四代堆技术指标要求的项目，商业应用仍处于探索中。第三代压水堆仍将至少在未来100 年内，主导全球核电发展。三代核电设计寿命60 年，可能延寿至100 年。即使是二代堆，也有大量项目具备延寿至60 年甚至80 年的运行能力。（3）电价机制：电价市场化程度加深，盈利水平或受影响。核电电价政策大致经历三个阶段，2013 年之前为“一厂一价”，2013 年后采用标杆上网电价，2019 年对三代核电首批项目实行收购电价+市场化电价。核电参与市场化比例逐渐提高。

新能源：风光建设保持高增速，坚定清洁低碳能源转型。光伏：（1）光伏发电组件降本增效持续，度电成本持续下降。2023 年多晶硅产能集中在下半年翻倍扩产，2024 年将延续供过于求趋势，导致硅片供给阶段性过程，三、四季度国央企招标价格跌破1 元/W 关口，随着N 型组件逐渐替代P 型组件，组件价格大概率将下行并稳定在行业出清结束后。（2）风光大基地面临外送通道、调度机制、各环节成本分摊等问题；分布式光伏面临电网承载能力受限、电站盈利能力下降、调节性资源不匹配等问题。

风电：（1）风电整机商集中度提升，技术迭代降本趋势不变。经过2019-2021 年三年平价前的风电抢装潮后，风电整机行业开始加速大型化研发以及进行激烈的价格战， 市场份额进一步集中。2023 年陆上风机裸价跌破1000 元/KW，一定程度上预示着2024 年陆上风机价格下降趋势和幅度。

（2）陆上风电退役换新市场广阔，未来整机市场规模有望达3400 亿元。

截至2018 年底，1.5MW 及以下机型总装机容量为98.21GW。若这些风机全部退出，实施“以大换小”，并以1:2 进行扩容，未来按市场需求以6MW+机型进行换新，将产生至少200GW 市场；按今年以来“以大代小”技改项目1700 元/kW 中标均价计算，未来整机市场规模有望达3400 亿元。（ 3）海上风电以深远海、机组大型化为技术及降本发展路线。根据《中国风电发展路线图2050》，近海水深5~50 米范围内，风能资源技术开发量为5 亿千瓦，而我国深远海风能可开发量则是近海的3 至4 倍以上，漂浮式成为深远海主要技术路线。大容量机组有利于捕获风能和提升发电量，并减少机位数量，有效分摊基建及运维管理成本。目前我国在运和规划海上风电单机容量全球领先，2023 年整机商陆续推出范围在9~18MW 的大机型海上风电机组，阳智能推出单机容量22MW 的MySE22MW 概念机型。

1 月11 日，福建发改委核准国家级海上风电研究试验检测项目，最大单机容量达到25MW。

投资建议：火电：煤炭供应形势好转，燃料价格趋于稳定，火电企业盈利能力从成本及收入端均得到改善。在电力供需紧张及能源转型背景下，火电存在周期性机会。推荐标的：国投电力，相关标的：国电电力，华电国际，华润电力（H）。水电：盈利能力及现金流稳健，具备高股息；梯级电站建设和水风光一体化共同推进，成长性和防御性兼备。同时，抽水蓄能开发建设速度加快，电量电价部分将带来额外收益。推荐标的：国投电力、长江电力、川投能源、南网储能。核电：“双碳”目标下最佳基荷能源，行业有望持续稳健发展。相关标的：中国核电，中国广核。新能源：坚定低碳能源转型，装机量保持高增长，资源获取及融资能力重要性增加。平价时代后，随 着上游降本增效及下游绿色环境价值的实现，项目收益情况将逐步改善。推荐标的：中闽能源、三峡能源，相关标的：芯能科技、浙江新能、江苏新能，龙源电力。

风险提示：用电需求不及预期、煤价波动风险、来水/风不及预期风险、电价下降超预期风险、政策及项目推进不及预期风险。