電力行業發電專題報告：電價市場化深入，煤電核電彈性大

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（報告出品方/作者：華泰證券，王瑋嘉、黃波）

1 有別於市場觀點

市場更多關注到市場化電價上漲帶來的煤電業績彈性，對核電有認識但不夠充分。我們認 為煤電電價彈性最大從而收入增厚最可觀，淨利潤增厚層面核電優勢或更明顯。目前我國 核電市場化交易電量僅次於煤電，核電市場化電價在江蘇省 2022 年年度電力市場化交易中 獲得與煤電相近的上漲趨勢，但即使上漲不如煤電，我們認為其至少將接近於核電機組本 身的計劃電價（標杆電價），即核電參與市場化至少不需要再折價。同時由於核電上市公司 的燃料鈾採購一般與集團旗下兄弟公司簽訂長協，鈾價相對穩定。而煤電市場化電價上漲 很大一部分要用於抵消燃煤成本的上升。故在淨利潤層面，市場化電價上漲帶來的核電淨 利潤增厚更為可觀。

市場認為市場化電價上漲也會給水電帶來較大業績增厚。我們認為此增厚有限。首先，各 大水電公司實際市場化比例較低，絕對市場化交易電量也不高。水電上市公司中，市場化 交易比例和絕對電量最多的華能水電僅有不到 380 億市場化電量（除去 300 億度西電東送 長協）。各省份公佈的 2022 年市場化交易方案中，水電的市場化電量幾乎沒有變動。最主 要的是，水電的市場化電價上漲實際不大，處於較為穩定的水平。但我們認為水電作為清 潔能源之一，未來有希望在電價上更好的體現其清潔屬性價值。

2 整體回顧：電價市場化改革有序推進，價格逐漸向價值收斂

1949 年至今，我國電價主要經歷了六次改革：1）廠網合一，無上網電價；2）對抗電荒，鼓 勵集資辦電，執行還本付息電價；3）為抑制電價持續上漲和電力投資過熱，改進還本付息電 價為經營期平均電價；4）廠網分離，實行兩部制電價；5）標杆電價時代到來，實現了電價 從個別成本到社會平均成本定價的歷史性跨越；6）深化電力體制改革，進一步完善政企分開、 廠網分開、主輔分開的基礎上，按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的 競爭性環節電價。此階段，電力中長期交易展開，現貨市場試點開啟；燃煤標杆電價改為「基 準價+上下浮動」機制；新建的陸上風電及除户用光伏外的新建光伏項目進入平價時代。這六 大階段見證了我國電力市場化改革進程，促進我國電價機制日益完善，但仍有繼續優化的空 間。

3 經歷六大階段，電價市場化有序推進

1979-1984 年，完全管制階段，上網電價尚未形成。改革開放以前，我國對電價實行統籌 管理，電價水平維持相對穩定。改革開放后，電價機制部分調整以促進發用電效率提升， 包括：取消部分工業用電電價優惠，頒佈《功率因數調整電費方法》以明確功率因素的考 核標準，調整東北地區用電價格等舉措。但由於電價漲幅不及燃煤成本上升幅度，電力投 資建設較萎靡，電力供需格局偏緊，一度出現缺電情況。此階段電力管理政企合一，實行 發、供、售一體化，電廠和電網統一覈算，因此不存在上網電價。

1985 年-1996 年，集資辦電開新局，還本付息電價應運而生。1985 年，在全國電力緊缺的 背景下，山東龍口電廠項目開工，系我國電力投資改革的開端。緊接着，《關於鼓勵集資辦 電和實行多種電價的暫行規定》出臺，鼓勵多渠道集資辦電。集資電廠成為我國電力建設 投資的主要形式之一，有效緩解了電力緊缺。對於不依靠政府財政撥款而實行負債建設的 電廠(獨立經營集資電廠、中外合資電廠等)，其上網電價由還本付息需要及覈准合理收益所 確定。發電項目按還貸需要覈定還貸期，還貸期內的上網電價因反映了投建成本等而價格 較高，還貸期后上網電價隨着成本降低而下降。此外，國家還引入了峰谷電價、燃運加價 等機制。因此，此階段是以還本付息電價為主的多種電價並存時期。

1997 年-2001 年，經營期電價出臺，平滑分攤電價成本。實行還本付息電價時期，上網電 價主要受發電投資成本影響，基本表現爲「一廠一價」甚至「一機一價」。由於投資熱情高 漲及投資成本缺乏有效約束機制，電廠投產初期上網電價過高，銷售電價上漲過多。為降 低電價，約束電力成本上升，2001 年，國家計委發佈《關於規範電價管理有關問題的通知》， 實行經營期電價機制，火電/水電的經營期分別為 20/30 年，經營期上網電價測算以電力項 目的整個經濟壽命周期為基礎，通過將項目經營期內現金流貼現，使其淨現金流滿足內部 收益率，資本金內部收益率略高於同期國內銀行 5 年期以上貸款利率。

2002 年-2003 年，廠網分離打破一體化壟斷，實行兩部制上網電價。2002 年國務院印發《電力體制改革方案》：規定實行「廠網分開」，競價上網，以此打破電力企業的一體化壟斷經 營模式，引入競爭。方案將電價劃分爲上網電價、輸電電價、配電電價和銷售電價，上網 電價由國家制定的容量電價和市場競價產生的電量電價組成。自此，電價機制更加明晰。

2004-2014 年，標杆上網電價出臺。2004 年，標杆上網電價出臺，新投產的燃煤機組在省 網以上區域範圍內執行統一的標杆電價，價格由發改委統一制定。隨后，風電、光伏、核 電也制定了標杆電價。標杆電價實現了從個別成本到社會平均成本定價的歷史性跨越，為 電價最終實現市場化創造條件。

2015 年-至今，電力市場化改革不斷深入。2015 年國務院發佈《關於進一步深化電力體制 改革的若干意見》，標誌着我國新一輪電力體制改革開啟。此次深化電力體制改革，按照管 住中間、放開兩頭的體制架構進行。2016 年，《電力中長期交易基本規則（暫行）》印發， 電力中長期交易在全國範圍內展開；2017 年，第一批電力現貨市場試點開啟；2018 年以 后，風光標杆電價陸續取消；2019 年燃煤標杆電價改為「基準價+上下浮動」機制，電力 市場化改革不斷深入；2020 年，現貨市場長周期結算試運行開啟；2021 年，新建陸上風 電、除户用外的新建光伏項目均步入平價時代。

電價改革穩中求進，兼顧國計民生和發展。整體上，我國電價改革朝市場化道路前行，但 從具體實施角度，電價改革兼顧了國計民生和發展，保持穩中求進的節奏。2019 年，我國 改燃煤標杆電價為「基準價+上下浮動」機制，在 2021 年多省因煤價高企放開市場化電價 較基準電價不上浮限制以前，國家不允許市場化交易電價較基準電價上浮以保證工商業電 價只降不升，促進工商業快速發展。2021 年煤價高企倒逼電力市場化改革進一步深入，國 家要求工商業全部進入市場交易並取消工商業目錄電價，但為保持居民和農業用電價格穩 定，居民、農業用電由電網企業保障供應，執行現行目錄銷售電價政策。各地要優先將低 價電源用於保障居民、農業用電。

4 六大類電源電價改革歷程及定價機制

煤電：電價標杆，改革主線

根據中電聯數據測算，2020 年以前，燃煤發電量佔全國發電量的比例維持在 60%以上。煤 電在我國電力系統的支柱地位，決定了其定價在電力價格體系中起着指導作用。至今，我 國煤電上網電價歷經了六個階段：1）統建統管、廠網合一，無上網電價；2）廠網合一被 打破，上網電價生成，執行還本付息電價；3）還本付息電價改進為經營期電價，以緩解投 資過熱和降低電價；4）廠網分離后，兩部制電價實施；5）標杆電價出臺，實施煤電聯動 機制；6）「基準價+上下浮動」機制取代標杆電價，煤電聯動基本不再實施。2021 年煤價 高企倒逼電力市場化改革，上下浮動區間由 2019 年 10 月制定的[-15%,+10%]變為 [-20%,+20%]，且高耗能用户交易價格不受上浮 20%限制，多地市場化交易電價上漲。

2004 年之前：統建統管、還本付息、經營期、兩部制電價

1985 年以前，煤電實行統建統管、廠網合一。這段時期，煤電由國家集中管理、統一調控， 煤電場政企合一，計劃性較強。此階段廠網尚未分離，因此沒有上網電價的概念。煤電電 價直接對接用户側的目錄電價，由國家統一制定，電價結構較為簡單，電價水平較為穩定。

集資電廠改變廠網合一歷史，還本付息電價出臺。為應對全國性用電緊張，加速電力建設， 各地開始集資辦廠。集資電廠打破了以往廠網合一的歷史，上網電價由此產生。此時的上 網電價執行還本付息電價，保障了投資者投資成本回收和合理利潤，有力促進了電力建設， 缺電得到緩解。然而，部分地區為追求短期利益，建設了許多小型高能耗電廠，忽視了規 模效應，不利於國家整體佈局。同時，投資熱情高漲，電力建設市場供小於求拉高投資成 本，投資成本的上漲在還本付息電價機制下直接傳導至上網電價，導致整體電價虛高，不 利於國家經濟建設和民生發展。

降電價刻不容緩，經營期電價替代還本付息電價。2001 年我國煤電上網電價正式改為經營 期電價，即以項目的整個經營期為基礎考慮投資者的合理成本和利潤，測算經營期平均上 網電價。經營期電價制度有效緩解了電價高漲，在電力建設高峰期保持了電價水平的基本 穩定。但其定價沒有考慮地區整體水平，政府導向作用難以發揮。

廠網分離，實施兩部制電價。2002 年廠網分離，打破電力企業的一體化壟斷經營模式。電 價劃分爲上網電價、輸電電價、配電電價和銷售電價，上網電價由國家制定的容量電價和 市場競價產生的電量電價組成。

2004 年-2019 年：標杆上網電價機制

標杆電價時代到來，競爭格局放開。2004 年，我國開始實行煤電標杆上網電價機制。煤電標 杆電價=各省發電平均社會成本+合理資本金內部收益率+税金。新投產的煤電機組，規範計 價利用小時內原則上均遵循標杆電價，超發電量上網電價略低於標杆電價，煤電廠總體回報 較為穩定。標杆上網電價脱離了單個電廠成本利潤的侷限，實現了從個別成本定價到區域平 均成本定價的轉變，不同區域的標杆電價反映了其資源和發展差異。同一標杆電價下，煤電 廠競爭轉變為造價成本和運營成本的競爭，促進煤電造價成本下降及運營效率提升。

煤電聯動，標杆電價歷經「七上四下」。發改委可以根據發電企業燃煤成本的變化，對標杆 電價進行一年一度的調整，形成「煤電價格聯動」。2004 年的煤電聯動政策中，規定 70%的 煤價漲幅由電價承擔，余下 30%由發電企業自行消化，對發電企業降本增效要求較高。2012 年《關於深化電煤市場化改革的指導意見》對此作出調整，提出當電煤價格波動幅度超過 5%時，以年度為周期相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比例由 30%調整 為 10%。然而，出於對經濟社會運行的總體考慮，煤電聯動政策未真正落實。截至 2019 年，燃煤標杆電價共歷經 12 次調整，其中有 7 次因煤炭價格上漲而上調。

2020 年～至今：「基準價+上下浮動」出臺，煤價高企倒逼電力市場化改革

「基準價+上下浮動」市場化定價，煤電聯動退出歷史舞臺。2019 年國務院《關於深化燃 煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》決定，2020 年 1 月 1 日起執行「基準價+上下 浮動」的市場化價格機制，基準價按當地現行燃煤發電標杆上網電價確定，浮動範圍為 [-15%,+10%]，具備市場交易條件的電量上網電價按市場化方式在「基準價+上下浮動」範 圍內形成，而燃煤發電電量中居民、農業用户用電對應的電量仍按基準價執行。煤電聯動 機制也不再執行。《指導意見》還規定，實施「基準價+上下浮動」價格機制的省份，2020 年 暫不上浮，確保工商業平均電價只降不升。

2021 年高煤價倒逼電力市場化改革，市場化電價首次上浮且浮動範圍擴大。由於 2Q21 和 3Q21 煤價高企，火電廠大面積虧損，火電運營商苦不堪言。受此壓力，交易電價較基準電 價不上浮的限制逐漸放開，多個省份開始允許上浮 10%。2021 年 10 月 12 日，國家發改 委發佈《國家發展改革委關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，燃煤發電 電量原則上全部進入電力市場，有序放開全部燃煤發電電量上網電價，市場交易電價較基 準電價上下浮動範圍[-10%,+15%]調整為原則上不超過 20%，且高耗能行業不受上浮 20% 限制。10 月 15 日，上述通知開始執行首日，江蘇開展了 10 月中旬月內掛牌交易，成交均 價較基準價上浮 19.9%。而后，江蘇/廣東兩省陸續公佈了其電力市場 2022 年度交易結果， 火電年度雙邊協商交易平均成交電價分別為 466.8/497.0 元/兆瓦時，較江蘇/廣東基準電價 同比上浮 19%/10%，進一步印證 2022 年市場化交易電價上漲趨勢。

燃機：以煤為標，各地不一

天然氣上網電價的制定歷史較為簡單：2015 年以前，每一個電廠單獨覈定上網電價；2015 年 1 月 1 日起，根據發改委《關於規範天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》，對新投 產天然氣熱電聯產發電機組上網實行標杆電價政策，把定價權下放到省級價格主管部門， 同時天然氣發電的電價補貼也不由國家統一考慮，而是下放到各省（市、區）地方政府自 行統籌解決；新投產天然氣調峰發電機組及天然氣分佈式能源上網價格參考熱電聯產機組 標杆電價。同時，實行氣、電聯動機制，最高電價不得超過當地燃煤發電上網標杆電價或 當地電網企業平均購電價格 0.35 元/千瓦時。

2015 年以前，一廠一核

早期天然氣上網電價「一廠一核」，單獨定價。天然氣發電在總發電量中佔比較低，其統一 電價政策也制定較晚。在國家對天然氣電價作出統一規定之前，天然氣上網電價實行「一廠 一核」甚至是「一機組一核」，覈價的原則基本上是「合理成本加合理收益」。

2015 年～至今，氣、電聯動，決定在地方

標杆上網電價決定權下放，氣電聯動平衡發電成本和收益。2015 年 1 月 1 日開始實施的《關 於規範天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》對天然氣上網電價形成作出總體規劃：1） 新投產熱電聯產發電機組實行標杆電價政策，標杆電價由省級價格主管部門確定；2）新投 產調峰發電機組，參考熱電聯產發電機組標杆電價基礎上考慮與熱電聯產機組的合理差異；3）鼓勵天然氣分佈式能源與電力用户直接簽訂交易合同，自主協商確定電量和價格，電網 企業收購的自發自用或直接交易外的有余電量，按當地新投產天然氣熱電聯產發電上網電 價執行。同時，建立氣、電價格聯動機制，即天然氣上網電價隨天然氣價格調整，但最高 電價不得超過當地燃煤發電上網標杆電價或當地電網企業平均購電價格 0.35 元/千瓦時。

各省靈活制定天然氣標杆電價，兩部制和單一制並存。國家發改委發文后，各地紛紛承擔 起氣電上網電價制定的重任，制定天然氣上網電價細則。燃氣價格機制可分為兩部制和單 一制電價。總的來説，兩部制電價下的容量電價相對穩定，電量電價和單一制電價則在考 慮氣電聯動的基礎上調整。

核電：標杆電價，合理調控

1985 年至 2012 年：「一廠一價」，決策在國家

2013 年以前，國家按照成本利潤原則，單獨對覈定廠定價。標杆電價出臺以前，核電廠上網 電價由發電成本、發電利潤、發電税金組成。一廠覈定一價。由於核電站造價高，其獲得政府 批准的上網電價也較高，核電企業缺少足夠的積極性控制建設和運行成本。截至 2012 年底， 全國在役核電機組共計 15 台，合計裝機 1,263 萬千瓦，其上網電價均按「成本+利潤」模式制定。

2013 年至 2021 年：核電標杆上網電價機制

2013 年，全國統一核電標杆電價。2013 年國家發改委《關於完善核電上網電價機制有關 問題的通知》規定：對新建核電機組實行標杆上網電價政策。覈定全國核電標杆上網電價 為 0.43 元/千瓦時；核電標杆上網電價高於所在地燃煤機組標杆電價的地區，執行當地燃煤 機組標杆電價。從此，一廠一價的歷史結束。單個核電廠投資成本到其上網電價的內在傳 導不復存在。標杆電價成爲了核電投資者覈算成本的重要參考，鼓勵其降本增效、促進競 爭。全國固定的標杆電價，也造成了不同地區核電站的經濟性差異，形成比較優勢。

三代核電首批項目試行上網電價。2019 年發改委印發《關於完善核電上網電價機制有關問 題的通知》（發改價格﹝2013﹞1130 號），明確廣東臺山一期/浙江三門一期/山東海陽一期 核電項目試行價格分別為每千瓦時 0.4350/0.4203/0.4151 元。試行價格從項目投產之日起 至 2021 年底止。根據中國核能行業協會在「中國核能可持續發展論壇」上發佈的《我國三 代核電經濟性及市場競爭力研究》，相比二代，三代核電的設計壽命由 40 年延長到 60 年， 電廠可利用率由 85%提高到 93%以上。三代採用了更高性能的設備、材料和更高安全水平 的系統設計，造價成本更高，投產后經營壓力較大。批量化建設有望降低造價，從而降低 上網電價。

核電市場化交易電量逐年增長，交易電價有望上漲。我國核電上市公司主要是中國核電與 中國廣核。以中國核電為例，根據公司公佈電量數據測算，其核電市場化交易電量比例從 2016 年的 9%增長到 2021 年的 39%。根據兩家上市公司核電站所在省份 2022 年核電市場 化交易方案，多省份核電市場化交易電量增長明顯，如廣東從 2021 年的 30 億度增加到預 計 156 億度；福建省除華龍一號機組外全部核電電量參與市場化交易（2021 年在 275 億度 基礎上根據全省電力平衡調整）。同時，隨着煤電市場化電價上漲，我們認為核電市場化電 價也有望增長，至少努力往核電機組計劃電價看齊。

水電：一廠一價至多元化定價

2004 年前：「一廠一價」，自行定價

2004 年以前，我國水電基本上按照「一廠一價」確定。具體而言可以分為還本付息電價和 經營期電價兩種方法。水電廠的投建成本和合理利潤得到保障，促進了初期水電行業的發 展。此后，我國水電先后經歷了標杆化、去標杆化、再標杆化三大過程。

2004 年至 2009 年：同一地區，標杆化定價 水電標杆化電價隨燃煤標杆電價出臺。2004 年，發改委《關於疏導華東/東北/西北/華北/ 南方/華中電網電價矛盾有關問題的通知》首次制定了各省份燃煤標杆上網電價，同時制定 了陝西、甘肅、寧夏等 10 個省份的水電標杆上網電價。多個省份首次覈定的水電標杆上網 電價較該省燃煤標杆電價有一定差距。

2009 年至 2014 年：去標杆化，因地制宜

水電電價上調，因地制宜去標杆。為促進水電站庫區和移民安置區經濟社會發展，緩解水 電企業虧損嚴重、更新改造資金不足等問題，2009 年及 2011 年，華東/東北/西北/華北/南 方/華中電網部分水電企業上網電價紛紛上調。例如雲南省魯布革、以禮河、大寨、西洱河、 綠水河、六郎洞等原廠網分離電廠平水期和枯水期上網電價的上浮幅度由 10%提高至 20%， 豐水期電價保持不變。不僅如此，華中/南方/西北電網在 2009 年發佈的調整電價通知中明 確表示新建水電暫停執行標杆電價。不同地區不同電站調整幅度不一，大部分新建水電站 電價迴歸一廠一核。

小水電定價機制各異。小水電上網電價定價權限在省發展改革委。各地發改委執行的小水 電定價機制差異較大。如 2013 年江西省發改委新建電站實行價格上限約束的經營期電價機 制。根據社會平均成本等因素，確定總裝機容量在 200 千瓦及以下/201-500 千瓦/501-1000 千瓦/1001-2000 千瓦/2001-5000 千瓦/5000 千瓦以上的新建小水電站上網電價為每千瓦時0.28/0.30/0.31/0.32/0.34/0.35 元。2014 年浙江省則按投產時間段分三類制定上網電價，並 根據「鼓勵調峰、限制徑流」的原則制定小水電峰谷電價。

2014 年至 2021 年：分區管理，標杆定價

多元化電價機制並存。2014 年 1 月 11 日，國家發改委發佈了《關於完善水電上網電價形 成機制的通知》（發改價格[2014]61 號），對 2 月 1 日以后新投產的水電站，按照兩種類型 確定上網電價：1）跨省跨區域交易價格由供需雙方協商確定，等於受電地區落地價扣減輸 電價格（含線損）。2）省內上網電價實行標杆電價制度。各省（區、市）水電標杆上網電 價以本省省級電網企業平均購電價格為基礎，統籌考慮電力市場供求變化趨勢和水電開發 成本制定；水電比重較大的省（區、市），可在水電標杆上網電價基礎上，根據水電站在電 力系統中的作用，實行豐枯分時電價或者分類標杆電價。此后，水電迴歸標杆電價政策， 湖北、湖南、四川等地區也陸續出臺了自己的水電標杆上網電價。至此，水電上網電價呈 現為三種模式：按照「還本付息電價」或「經營期電價」制定的獨立電價，省內執行的標 杆電價，以及跨省跨區送電的協商電價。

根據消納方式的不同，各水電站目前電價也有所差異。留省內消納水電電量可分為市場化 交易電量和非市場化交易電量，對應省內市場化電價和非市場化電價。外送電量中，合同 內電量一般為跨省跨區送電的協商電價，合同外的超發電量可能參考落地省份的市場化交 易電價或者取兩省平均市場化交易電價定價。

抽水蓄能定價模式

《2030 碳達峰行動方案》明確要求 2030 年我國抽水蓄能裝機達到 1.2 億千瓦左右。 2017-2020 年，我國抽水蓄能電站裝機容量增長 CAGR 僅為 4.5%。一方面系由於抽水蓄 能電站建設周期較長，另一方面系過去新能源裝機比例小，調峰需求相對不高。隨着新能 源裝機的不斷增加，未來新型電力系統對抽水蓄能電站的調峰需求也將增強。根據國務院 《2030 碳達峰行動方案》，2021-2030 年我國將新增約 90GW 抽水蓄能電站。

抽水蓄能執行兩部制電價。2021 年 04 月 30 日，國家發改委發佈《關於進一步完善抽水蓄 能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633 號），意見指出堅持並優化抽水蓄能兩部 制電價政策，及抽蓄電價=容量電價+電量電價。容量電價主要用來回收抽發運行成本外的 其他成本並獲得合理收益，覈價參數標準為按照 40 年經營期覈算的 6.5%資本金內部收益 率。電量電價部分：抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算，沒有現貨市場的引 入競爭機制形成電量電價（抽水消耗電量可由電網提供，按燃煤發電基準價的 75%執行；上網電量由電網企業收購，上網電價按燃煤發電基準價執行）。結合上述抽蓄電價政策，我 們認為抽蓄電站獲利應該在合理水平，較難獲得超額收益。

風光：裝機造價下行，從補貼至平價

我國風光定價機制主要經歷了五個階段的發展：1）風電產業起步階段，價格主要參照火電；2）風電開啟商業化發展，經歷還本付息電價和經營期電價兩個階段；3）風電上網電價由 國務院價格主管部門分地區測算，大型併網光伏示範電站建設開啟，國家覈准電價。同時， 風光特許權招標項目陸續開啟，按中標價格上網；4）將陸風/集中式光伏分為四/三類資源 區，分資源區制定標杆電價。2009～2018 年風光分資源區標杆電價均經歷四次下調。2014 年起，近海風電/潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時 0.85/0.75 元。對於分佈式光伏，實 施全電量補貼，「全額上網」項目電價執行標杆電價。5）標杆電價變為指導價，國補繼續 退坡。平價試點正式開啟，2021 年除户用光伏外，新建陸上風電和光伏項目平價上網。

區域定價開啟風電產業商業化發展

風電產業起步階段，風電電價主要參考火電。我國風電產業起步於 1986 年，風電建設主要 依賴政府援助、捐款以及優惠貸款。建設的風電場作為示範性項目或科研用途，並非商業 化運行。因此，儘管風電的建設成本遠高於火電，風電電價仍然參照火電，基本與燃煤電 價持平。此階段的風電電價過低，忽略了經濟效益、市場機制和各地資源稟賦差異，不利 於風電產業長遠發展。

1994 年，我國風電產業進入區域定價階段，開啟商業化發展。1994 年《風力發電廠併網運 行管理規定》（電政法「1994」461 號）頒佈，規定風電場上網電價按發電成本加還本付息、 合理利潤的原則確定；高於電網平均電價部分，其價差採取均攤方式，由全網共同負擔；電 網管理部門收購全部上網電量。自此我國風電進入區域定價階段，風電價格由各地價格主管 部門確定，並報中央審批。具體分為還本付息電價階段和經營期平均電價階段。此階段的風 電價格反映了項目經濟效益和地方差異，但不同區域形成的風電價格差異也較大。

風光招標定價和核準定價並存

風電價格分地區測算，光伏示範電站電價由國家覈准。對於風電項目，2005 年《國家發展 改革委關於風電建設管理有關要求的通知》（發改能源[2005]1204 號）規定：風電場上網電 價由國務院價格主管部門根據各地的實際情況，按照成本加收益的原則分地區測算確定；風電設備國產化率要達到 70%以上。對於光伏項目，2007 年大型併網光伏示範電站建設開 展，對於建設規模不小於 5 兆瓦的併網光伏示範電站公開招標，國家覈准上網電價。風光 上網電價由政府覈定，保障了項目合理利潤，有助於初期風光產業的發展。2008 年，國家 發改委覈准了 12 個地區風電上網電價，其中，內蒙古西部獲最低上網電價 0.51 元/千瓦時， 主要由於該地陸風資源更為豐富。

引入市場機制，開啟風光電站特許權招標項目。2003 年以后，風光特許權招標項目陸續開 啟。特許權招標項目由國家招標，發電企業報價，價低者得，特許期為特許權協議正式籤 署並生效后 25 年。其中，風電中標電價不高於當地覈准電價，中標人風電機組採購本地化 率不得低於 70%。特許權招標項目引入了競爭機制，有力推動風光建設大規模發展。然而， 投標者為爭奪項目資源盲目競爭，導致中標價格過低，甚至不能覆蓋風光成本。為防止惡 性競爭，2007 年第五期風電特許權招標項目改為中間價中標。2009 年，第一批光伏特許 權招標項目開啟。

補貼機制陸續出臺並不斷優化。2005 年《可再生能源法》規定：電網企業應全額收購其覆 蓋範圍內的可再生能源併網發電項目的上網電量。滿足相關要求的可再生能源項目，可以 享受税收優惠和貸款優惠。國家財政設立可再生能源發展專項資金。接着，《可再生能源發 電價格和費用分攤管理試行辦法》和《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》對電價補 貼進一步説明，規定可再生能源發電項目上網電價高於當地脱硫燃煤標杆電價的部分及接 網費，由電網向電力用户徵收電價附加的方式解決。電價附加計入電網銷售電價，單獨記 賬，專款專用。省級電網企業收取的可再生能源電價附加首先用於支付本省（區、市）可 再生能源電價補貼，差額部分進行配額交易、全國平衡。（報告來源：未來智庫）

分資源區標杆電價

隨着風光成本降低，標杆電價持續下降。2009 年，發改委發文《國家發展改革委關於完善 風力發電上網電價政策的通知》（發改價格〔2009〕1906 號），決定按風能資源狀況和工程 建設條件，將全國分為四類風能資源區，相應制定陸上風電標杆上網電價。而后，集中式 光伏於 2011 年開始執行固定標杆電價，並於 2013 年起實行分資源區標杆電價。標杆電價 給予投資者價格預期，為其電力投資提供了有效參考。同時，國家可以通過標杆電價調整 電力投資結構，優化資源配置。隨風光發展規模持續擴張，產業競爭不斷加強，風光建設 成本下降，標杆電價隨之下調。截至 2018 年，陸風/集中式光伏分資源區標杆電價均經歷 四次下調，平均每次下調 2.0/8.75 分錢。

海風標杆電價制定較晚。2014 年《國家發展改革委關於海上風電上網電價政策的通知》（發 改價格[2014]1216 號）規定：對非招標的海上風電項目，區分潮間帶風電和近海風電兩種 類型確定上網電價。2017 年以前投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時 0.85 元（含税， 下同），潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時 0.75 元。2016 年《國家發展改革委關於調整 光伏發電陸上風電標杆上網電價的通知》（發改價格〔2016〕2729 號）規定非招標海風標 杆電價延續上述標準。

分佈式光伏電站分為兩種模式，執行不同價格政策。我國分佈式光伏包括「自發自用，余電上網」和「全額上網」兩種模式。對享受中央財政投資補貼之外的「自發自用，余電上 網」分佈式光伏發電項目，我國實施全電量補貼，連續補貼 20 年。全電量電價補貼標準由 2013 年的 0.42 元/千瓦時（含税）經歷兩次下降至 2018 年的 0.32 元/千瓦時，每次下降五 分錢。余電上網電價執行當地脱硫燃煤標杆電價。對「全額上網」項目，則由電網企業直 接按照當地光伏電站上網標杆電價收購其發電量。

國家設立可再生能源發展基金，作為電價補貼來源。2010 年，國家設立可再生能源發展基 金，由國家財政年度安排的專項資金和依法徵收的可再生能源電價附加收入構成。風光上 網電價高於當地燃煤機組標杆上網電價（含脱硫、脱硝、除塵電價）的部分，由當地省級 電網結算；高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。

制定新能源發電全額保障性收購辦法。為保障可再生能源併網發電量消納，發改委制定《可 再生能源發電全額保障性收購管理辦法》（發改能源〔2016〕625 號）：將可再生能源併網 發電項目年發電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分。發改委覈定風光重點地 區最低保障收購年利用小時數，電網企業按標杆上網電價全額結算保障性收購電量，超出 最低保障收購年利用小時數的部分則通過市場交易方式消納。未制定保障性收購要求的地 區按標杆上網電價全額收購風電、光伏發電項目發電量。

標杆價變為指導價，逐步走入平價

標杆電價變為指導價，延續下降趨勢，集中式風光競爭化格局開啟。風光標杆電價改為指 導價，指導價繼續下行。2019/2020 年陸風 I～IV 類資源區指導價調整為每千瓦時 0.34/0.29 元、0.39/0.34 元、0.43/0.38 元、0.52/0.47 元（含税、下同），較 2018 年標杆電價平均低 0.05/0.1 元/千瓦時；2019/2020 年集中式光伏 I～III 類資源區指導價調整為每千瓦 0.4/0.35、 0.45/0.40、0.55/0.49 元，較 2018 年標杆電價平均低 0.1-0.15/0.2 元/千瓦時。集中式風光 新增項目由市場競爭定價，不高於指導價。

分佈式光伏區分户用和工商業式，執行不同補貼標準。對於納入 2019/2020 年財政補貼規 模，採用「自發自用、余量上網」模式的工商業分佈式光伏發電項目，全發電量補貼標準調整 為每千瓦時 0.10/0.05 元；「全額上網」模式的工商業分佈式光伏發電項目，按所在資源區集 中式光伏電站指導價執行。能源主管部門統一實行市場競爭方式配置的工商業分佈式項目， 市場競爭形成的價格不得超過所在資源區指導價，且補貼標準不得超過每千瓦時 0.10/0.05 元。納入 2019/2020 年財政補貼規模，採用「自發自用、余量上網」模式和「全額上網」模式的 户用分佈式光伏全發電量補貼標準調整為每千瓦時 0.18/0.08 元。2021 年，新建户用分佈 式光伏項目國家財政補貼預算額度為 5 億元。

國補退坡，可再生能源電價附加補助資金預算力度大減。作為可再生能源發展基金的一部 分，可再生能源電價附加補助資金纔是發揮電價補貼作用的主角。補助資金由可再生能源 電價附加收入籌集，由財政部按照以收定支的原則編制補助資金年度收支預算。納入補貼 清單範圍的項目，向其所在地區電網企業申請，電網企業予以定期公佈、及時調整。隨着 指導價下行以及逐步步入平價時代，2020 年補貼預算金額較 2019 年有明顯退坡。但由於 2020 年系陸上風電及除户用外光伏項目帶補貼的收官之年，2020 年發起搶裝潮，帶補貼 項目大幅增加，即使 2021 年新建陸上風電及除户用外光伏項目進入平價時代，2021 年風 電/光伏補貼預算金額也較 2020 年有明顯增長。

逐步進入平價時代。風光建設成本持續下行，平價上網條件日漸完備。2019 年國家發改委發 文推進風光無補貼平價上網。平價上網項目雖然沒有國家補貼，仍可以享受地方補貼，且投 資環境改善。其限發電量可以覈定為優先發電計劃，從而參與發電權交易，同時，可獲得可 再生能源綠色電力證書，通過出售綠證獲得收益。根據發改辦能源〔2019〕594 號/發改辦能 源〔2020〕588 號文件，2019 年第一批/2020 年風光發電平價上網項目裝機容量達到 2076/4444.73 萬千瓦。自 2021 年起，新備案集中式光伏電站、工商業分佈式光伏項目和新 覈准陸上風電項目全面平價上網，同時為支持產業加快發展，明確 2021 年新建項目不再通過 競爭性方式形成具體上網電價，直接執行當地燃煤發電基準價。且 2021 年起新覈准海上風電項目由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成。

5 2021 年市場化電價改革帶來的 2022 年業績彈性到底有多大

煤電收入彈性最大，核電次之，水電和綠電有限

煤電發電企業電價有望大幅上漲。2022 年各省份煤電發電量原則上全部進入市場交易，較 基準電價最高可上浮 20%，且高耗能用户市場化電價不受上浮限制。2020 年，根據各公司 數據測算，煤電發電公司市場化電量比例約為 60%-80%，且市場化電價較基準電價只能下 浮。雖然 2021 年 10 月已發佈擴大市場化交易電價較基準電價上浮比例政策，但由於執行 較晚，2021 年煤電平均電價上漲幅度有限。2022 年為該政策實施的首個完整年度，故煤 電發電企業電價有望大比例上漲。

煤價趨穩狀態下，電價上漲帶來較大收入彈性。根據國家發改委煤炭中長期合同徵求意見 稿中規定下水煤合同基準價 700 元/噸（浮動區間 550-850 元/噸），同時 2022 年煤炭合約 原則上均採用中長協，我們假設華能國際和華潤電力 2022 年入爐煤價對應 5500 大卡下水 煤價格 700 元/噸（含税）；由於 2021 年各公司煤電電價數據未出，且 2021 年 Q3 和 Q4 煤電市場化電價已較基準電價出現上浮，故我們採取 2020 年各公司煤電電價為參考（2020 年煤電市場化電價還不允許較基準電價上浮），由於 2022 年市場化電價較各省基準電價最 高可上浮 20%，高耗能用户電價不受上浮限制，我們保守假設 2022 年華能國際煤電上網 電價較 2020 年 0.390 元/千瓦時上漲 18%至 0.461 元/千瓦時，2022 年華潤電力火電上網 電價較 2020 年 0.374 元/千瓦時同比上漲 18%至 0.442 元/千瓦時。

在我們的假設下，華能國際和華潤電力火電板塊 2022 年均能夠扭虧為盈。通過敏感性分析， 我們發現華能國際歸母淨利潤對煤價和上網電價敏感性高於華潤電力，我們認為主要系華 能國際煤電裝機顯著高於華潤電力。

各省份市場化電價的上漲給核電帶來的業績增厚較為可觀。2022 年廣東、福建的核電市場 化電量有明顯提升，而浙江、江蘇等省份核電市場化電量比例基本維持穩定。市場化電價 方面，已經明確簽訂的中國廣核廣東省 112.9 億度 2022 年度電力長協，其市場化交易價格 與中國廣核本次在廣東參與市場化機組的計劃電價相當；根據 2022 年江蘇電力市場年度交 易結果，中國核電在江蘇省簽訂的 140 億度核電交易長協，市場化電價 466.69 元/MWh， 較江蘇省基準電價上浮 19.36%。對於中國核電部分尚未明確的市場化電價，我們做了 3 種 假設，分別為與參與市場化核電機組計劃電價一致，較各省份基準電價上漲 10%以及較各 省份基準電價上漲 20%。

考慮中國核電 2022 年新投產機組帶來的電量增量。我們測算，假設江蘇月度、海南、浙江 市場化電價與參與市場化核電機組計劃電價一致/較各省份基準電價上漲 10%/ 20%，中國 核電將新增收入 70.4-88.61 億元，其 2022 年綜合上網電價將同比上漲 0.011-0.022 元/千 瓦時，2022 年核電市場化量價齊升爲公司帶來歸母淨利潤彈性預計為 25%-35%（基數為 公司 2021 年歸母淨利潤 80.37 億元）。

水電市場化電價或同有上漲機會，但帶來的業績增厚有限。2022 年水電市場化電價也存在 上漲機會。華能水電 2020 年市場化交易電量明顯高於其他三家電力上市公司，主要系由於 其統計口徑包含「西電東送」送廣東的框架內電量，剔除年均約 300 億的「西電東送」框 架內電量，華能水電仍有 376.44 億千瓦時（38.9%）電價可獲得潛在上浮的市場化電量。國投電力水電市場化比例僅次於華能水電，但市場化交易絕對電量低於長江電力。但由於 各公司水電電量市場化比例較小，且就目前各省份公佈的 2022 年電力市場化交易方案看， 水電參與市場化計劃幾乎無變動；同時，即便是水電市場化比例位於前列的華能水電，由 於雲南省本身基準電價偏低，其市場化電價上漲程度可能較低，我們認為市場化電價上漲 帶來的水電業績增厚有限。

風電/光伏市場化交易目前總體體量較小，市場化電價上漲短期對業績影響不大。2022 年年 度電力交易方案中，多個省份納入風光市場化交易。2022 年，江蘇和廣東系首次將風光市 場化交易納入年度交易，江蘇省/廣東省綠電年度市場化交易電量成交 9.24/6.8 億千瓦時， 均僅佔江蘇省/廣東省市場化年度交易電量的 0.3%，成交價江蘇省/廣東省較基準電價上浮 18.4%/13.5%。從江蘇/廣東交易結果可以看出，沿海省份風光市場化交易體量較小，但交 易電價較高。三北地區，風光市場化交易主要用於減少棄風棄光率，故雖然市場化電量相 較沿海地區更多，但市場化電價一直處於低水平。如寧夏 2022 年市場化交易方案預計用户 與新能源交易電量為其近六個月最大月度用電量的 25%（風光發電設備、組件及雲計算公 司可提升至 50%）。總體看，全國平均風光市場化比例不高，短期影響不大。（報告來源：未來智庫）

6 行業觀點及重點企業分析

2022 年煤電電價（收入）彈性大，盈利有望回暖。2021 年市場化電價改革主要是爲了減 緩高煤價給煤電企業帶來的成本增長壓力，2022 年煤電電量原則上 100%進入市場交易， 故市場化電價上漲給煤電帶來的電價（收入）彈性應該最大。2022 年 2 月 25 日，發改委發佈《關於進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》（下文《通知》）：秦皇島港下水煤（5500 千卡）中長期交易價格 570-770 元/噸（含税）較為合理，鼓勵合理設置電力中長期交易電 價與煤炭中長期交易價格掛鉤條款。我們認為長協煤價波動區間上限此次下調 80 元/噸，煤 電企業盈利更有保障；煤、電中長期交易價格聯動，煤電盈利穩定性有望增強。

2022 年核電市場化量價齊升，淨利潤層面增厚更優。煤電市場化電價上漲主要係爲了抵抗 煤價高漲帶來的成本上升壓力，雖然電價（收入）增厚最多，但是到淨利潤層面，該增厚會被燃料成本增長抵消一部分。但對於核電/水電/風光，同等售電量下，由於鈾採購成本相對穩定，水風光為自然資源無燃料成本，市場化電價上漲帶來的收入增厚落實到利潤層面 幾乎只需要扣除税金。由於水風光的市場化體量較小，我們認為相較於其他電源，市場化電價上漲帶來的核電淨利潤增厚更為可觀。

2022 年開年以來，電力板塊大幅回調，進入高性價比佈局窗口。推薦含煤電/核電的多元化 運營商標的華能國際/中國核電/內蒙華電/中國電力/福能股份/國投電力，建議關注水電上市 公司華能水電/川投能源。

華能國際

煤價趨穩，電價上浮，火電業績有望反彈。21 年公司火電板塊因高煤價出現大額虧損，但至 暗時刻已過。22 年，我們認為煤價將高中趨穩，煤電上網電價可較基準電價最高上浮 20%， 直接交易部分的高耗能電價甚至無上浮限制，我們預計 22 年公司業績有望反彈，還原資產減 值后公司 22 年 ROE 高達 8.5%，高於 20 年 6.9%；而公司 22 年火電 ROE（5.6%）仍將低 於 20 年的 6.5%。公司煤電未來雖有資產減值風險，但我們測算其 22 年歸母淨利潤對每 10 億元資產減值的敏感性僅為 6%，顯著低於每 10 元煤價/每 1 分錢電價的 9%/20%。

存量新能源資產優質，未來發展空間廣闊。十三五期間，公司新能源發展迅速，按照發電量 算，公司風電/光伏國內市佔率提升分別位於行業首位/第二位。公司風電/光伏 16-20 年平均 度電淨利潤/單位裝機淨利潤均位於行業前列。十四五末，我們預計公司新能源裝機 55GW， 公司火電充沛的現金流將為其新增 44.4GW 風光裝機提供資金支撐。公司新能源板塊快速增 長有可預見性，我們測算 21 年公司風電/光伏淨利潤同比漲幅將高達 86.0%/55.6%。至 23 年，公司新能源營收貢獻將較 20 年提升 6.5pct 至 11.3%，歸母淨利貢獻將超過 75%。

內蒙華電

電價同比漲幅盡顯蒙西市場化改革先鋒作用。內蒙古地區一直走在電力市場化改革最前沿 ， 9 月 28 日，內蒙成為全國首個取消高耗能用電企業電力市場交易價格上限的省份。公司作 為內蒙古地區區域發電龍頭，9M21 平均售電電價 285.95 元/MWh（不含税），同比增長 9.7%， 增幅較為可觀。10 月 11 日，國家發改委發文（發改價格〔2021〕1439 號）明確將燃煤發 電市場交易價格浮動範圍由（-15%，+10%）擴大為（-20%，+20%），我們認為蒙西電網 會積極落實國家發改委這一文件內容。經過測算，公司 21 年蒙西電網火電上網電量 305 億 度，不含税電價上漲 1 分錢可帶來淨利潤增長接近 3 億元。

外銷煤價大幅上漲抵禦部分燃煤成本壓力。9M21，公司煤炭產量 490.13 萬噸，同比+15.6%， 其中外銷量 285.46 萬噸，同比+ 32.1%；煤炭銷售平均單價 511.33 元/噸（不含税），同 比增長 83.6 %。因電煤價格高企，公司 9M21 入爐標煤單價 587.79 元/噸，同比+ 49.31%。我們認為公司煤炭外銷價格上漲帶來的收入增長抵禦了部分公司燃煤成本上升給業績帶來 的負面影響。根據公司公告，魏家峁煤礦擬核增產能 600 萬噸/年，4Q21 預計增加產量 100-150 萬噸。我們測算魏家峁煤礦擴產后，公司煤炭缺口僅佔每年電煤需求一半不到。公 司煤炭敞口縮小將緩解公司用煤成本壓力，電價上漲帶來業績彈性增大。風險提示：煤價上漲超預期，電價上漲不及預期，煤礦擴產不及預期。

中國電力

十三五期間新能源發展迅速，轉型初見成效。16-20 年，公司新能源裝機從 701MW 增長到 6,177MW（風電/光伏裝機：2,172/4,005 兆瓦），新能源發電量 CAGR 為 95.4%。儘管在 此期間新能源裝機高速增長，公司仍將財務費用率控制在 10%左右。16-20 年，公司風電/ 光伏收入持續高增，但水電/火電收入波動較大。20 年公司新能源業務實現歸母淨利潤 8.59 億元，佔同期總歸母淨利潤（17.08 億元）的 50.3%。此外，16-20 年公司平均分紅比例高 達 85%，表現亮眼。

多措並舉，堅定大力發展新能源。2021 年 10 月 23 日，公司發佈新戰略：目前公司已落地 /鎖定/在談光伏風電項目近 10/20/30GW，預計 2025 年清潔能源裝機/收入佔比超 90%/70%。其中，公司在國內有近 27GW 風電/光伏項目將於今明兩年陸續開工建設。除此之外，2004 年中國電力在港股上市時，當時的中電投集團（后與國家核電合併爲國家電投集團（20 年 底 60.5GW 新能源裝機，位世界之首））承諾中國電力對母公司電力資產（除上海）擁有優 先收購權；同時從公司最新管理層佈局，可見國家電投集團對公司新能源發展的高度重視。此外，儲能方面，公司預計於 21 年底建成 1GWh 電化學儲能，22 年建成 3-5GWh。

福能股份

煤價大漲導致 Q3 業績承壓，在建海上風電按期推進。21Q3 公司營收快速增長、但歸母淨 利大幅減少，主要是因為：1）Q3 煤炭價格大幅上漲，導致公司控參股的煤電與供熱成本 上升，整體單季毛利率同比下降 10pct 至 8.1%；2）Q3 陸上風電同比增速較低，但海上風 電仍較快增長。截至 9 月末，公司長樂外海 C 項目仍處於建設中，若按照既定目標於年底 前併網，公司海上風電控股裝機有望達到 898MW，疊加現有陸上風電與光伏裝機后，公司 新能源控股裝機合計 1.82GW，佔比突破 30%。

預計 2022 年新能源電量/淨利潤佔比分別達到 29%/75%。前三季度公司累計完成發電量 145 億千瓦時，同比+8.4%。其中，風光新能源發電量同比+31%，電量佔比 14%，同比上 升 2pct，主要得益於 1）風電裝機規模同比增加；2）風資源向好帶動利用小時數同比增加。隨着公司新能源裝機佔比加大，我們認為有望推動 21-22 年新能源發電量佔比升至 21%/29%。新能源發電資產盈利能力好於傳統火電資產（受制於煤價高漲），綜合考慮控股 與參股（按投資收益折算）項目，我們預計 21-23 年公司新能源發電淨利潤貢獻佔比有望達到 72%/75%/75%（20 年 48%）。

中國核電

1-9 月核電發電量同比+20%，預計 22-23 年業績貢獻穩定。截至當前公司控股在役核電機 組 24 台，裝機容量 22.51GW；在建/覈准機組分別為 6/2 台，合計裝機 6.26/2.55GW。電 力需求旺盛，1-9 月公司核電發電量同比+20%至 129TWh，我們預計全年有望同比+16% 至 173TWh，核電貢獻收入有望同比+15%至 562 億元。根據在建機組建設進度，公司年內 計劃投產福清 6 號機組 1.16GW，22-23 年為空窗期，24-26 年待投產合計 7.65GW。我們 預計 22-23 年核電發電量增長有限（182/183TWh，同比+5.4%/+0.4%）、核電貢獻收入穩 定（593/596 億元）。

新能源潛在增量可觀，預計 21-25 年業績貢獻持續提升。公司新能源發電規模大幅增長， 截至 2021 年 6 月末，公司新能源裝機 6.04GW（風電 1.97GW+光伏 4.06GW），在建 1.09GW （風電 0.15GW+光伏 0.94GW）。1-9 月新能源發電量同比+118%至 7.04TWh，其中光伏 發電量同比+167%至 3.74TWh，風電發電量同比+80%至 3.30TWh。公司目標在「十四五」 末期達成 3,000 萬千瓦新能源裝機規模。考慮到風光裝機成本逐年下降，我們預計 21-25 年新增裝機有望逐年增長，25 年發電量佔比 20%（21 年 5%）、收入佔比 23%（21 年 8%）、 毛利佔比 30%（21 年 12%）。

國投電力

9M21 量價齊升推動營收增長，火電淨利因煤價高企承。9M21 公司控股裝機發電量合計 1148.3 億千瓦時，同比+2.3%，平均上網電價 0.318 元/千瓦時，同比+6.0%，量價齊升推 動公司營業收入同比+8.9%。其中 9M21 發電量增長主要得益於全社會用電需求增加帶來的 火電利用小時數增加以及新增風電/光伏裝機。9M21，風電/光伏發電量分別同比 +53.4%/+27.6%。由於來水偏枯，公司 9M21 水電發電量同比-5.7%。因煤價高企，公司火 電燃料成本大幅提升，導致公司營業成本 3Q21/9M21 分別同比+55.6%/+37.7%，淨利潤承 壓。不過，火電上網電價 3Q21 同比+2.0%，釋放壓力緩解信號，4Q21 可能繼續上漲。

兩河口/楊房溝水電站陸續投產，公司長期價值可期。自 2021 年 7 月 1 日，雅礱江中游楊 房溝水電站首臺機組投產發電，截至 10 月 17 日，楊房溝 150 萬千瓦水電裝機已全部投入 商運；9 月 29 日，兩河口兩臺機組（100 萬千瓦）投產，仍有四臺機組在建。3Q21，兩楊 水電站新增產能已帶來發電量 16.15 億千瓦時，使得雅礱江水電 3Q21 發電量在來水偏枯 影響下仍同比增長 0.6%。我們預計兩楊投產后穩態期每年將增發 287 億度電，對應 71 億 元增量收入，及歸屬國投電力增量淨利 7 億元，增厚公司 2020 發電量/歸母淨利 19%/13%， 公司長期價值增長可期。（報告來源：未來智庫）

川投能源

發電量同比增速放緩，前三季度電價同比持平。公司前三季度實現發電量 38.6 億千瓦時， 同比增長 32.1%；對應 3Q21 發電量 20.5 億千瓦時，同比增長 12%，較 1Q21/2Q21 發電 量同比增速 41.5%/85.5%明顯放緩，主要系由於：1）信達水電於 20 年 7 月 31 日並表， 公司 3Q21 實際只同比多享受信達水電並錶帶來的 1 個完整月度發電量增量；2）3Q20 來 水偏豐，而 3Q21 來水同比偏枯較多。前三季度，公司平均水電上網電價 0.19 元/千瓦時， 同比持平。因此，發電量同比增長帶動公司 9M21/3Q21 營業收入同比增長 37.3%/23.8%。

兩河口/楊房溝水電站陸續投產，新增產能抵禦來水偏枯影響。自 2021 年 7 月 1 日，雅礱 江中游楊房溝水電站首臺機組投產發電，截至 10 月 17 日，楊房溝 150 萬千瓦水電裝機已 全部投入商運；9 月 29 日，兩河口兩臺機組（100 萬千瓦）投產，仍有四臺機組在建。3Q21， 兩楊水電站新增產能帶來發電量 16.15 億千瓦時，使得雅礱江水電 3Q21 發電量在來水偏 枯影響下仍同比增長 0.6%。我們測算兩楊水電站投產完成穩態經營期或帶來 71 億元增量 收入，相比雅礱江 2020 年收入增厚 41%，貢獻歸屬川投能源的淨利潤 6 億元，相比川投 能源 2020 年淨利潤增厚 18%。隨着雅礱江中游梯級電站揭開投產序幕，公司未來業績增 長可期。

華能水電

瀾滄江來水偏枯導致發電量同比下滑，投資收益亮眼。2021 年瀾滄江來水偏枯，1H21 公 司發電量同比上漲 22.2%主要系由於去年公司龍頭水庫蓄能情況好，今年年初公司龍頭水 庫水位較高。但 5 月后，公司龍頭水庫基本消落至死水位，來水偏枯導致公司 3Q21 發電 量同比-15%至 295 億千瓦時。由於 1H21 發電量大幅增長帶來的良好業績基礎，公司 9M21 累計發電量 752 億千瓦時，仍同比+4.3%。公司 3Q21 實現投資收益 3.01 億元，同比大幅 增長 166.7%，根據公司指引，主要系公司三季度在股價高位減持了兩家上市公司的股票。

新能源發展規劃明確，水風光一體化發展可期。公司於 2021 年 4 月 23 日發佈公告調整發 展戰略為「水電與新能源並重，風光水儲一體化發展」，並公佈瀾滄江上游西藏段 10GW 水 電和 10GW 光伏清潔能源基地建設計劃，建成后上網電量可達 571 億千瓦時。「十四五」 期間逐步開工建設，計劃 2030 年開始送電，2035 年全部建成。同時，根據公司指引，十 四五期間公司還將在瀾滄江雲南段新增風光裝機 10GW，目前已在雲南省新能源「8+3」規 劃中獲得 780MW 風電項目，其他項目也在積極規劃中。在碳中和、碳達峰背景下，我們 看好公司利用自身資源條件優勢，水風光互補發展。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）