二阶段电费多少钱(江苏第二阶段电费多少钱)
（报告出品方/分析师：华泰证券 王玮嘉 黄波 李雅琳 胡知）
整体回顾：电价市场化改革有序推进，价格逐渐向价值收敛
1949 年至今，我国电价主要经历了六次改革：
1）厂网合一，无上网电价；
2）对抗电荒，鼓励集资办电，执行还本付息电价；
3）为抑制电价持续上涨和电力投资过热，改进还本付息电价为经营期平均电价；
4）厂网分离，实行两部制电价；
5）标杆电价时代到来，实现了电价从个别成本到社会平均成本定价的历史性跨越；
6）深化电力体制改革，进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价。
此阶段，电力中长期交易展开，现货市场试点开启；燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”机制；新建的陆上风电及除户用光伏外的新建光伏项目进入平价时代。
这六大阶段见证了我国电力市场化改革进程，促进我国电价机制日益完善，但仍有继续优化的空间。
经历六大阶段，电价市场化有序推进
1979-1984年，完全管制阶段，上网电价尚未形成。
改革开放以前，我国对电价实行统筹管理，电价水平维持相对稳定。 改革开放后，电价机制部分调整以促进发用电效率提升，包括：取消部分工业用电电价优惠，颁布《功率因数调整电费方法》以明确功率因素的考核标准，调整东北地区用电价格等举措。 但由于电价涨幅不及燃煤成本上升幅度，电力投资建设较萎靡，电力供需格局偏紧，一度出现缺电情况。 此阶段电力管理政企合一，实行发、供、售一体化，电厂和电网统一核算，因此不存在上网电价。
1985 年-1996 年，集资办电开新局，还本付息电价应运而生。
1985 年，在全国电力紧缺的背景下，山东龙口电厂项目开工，系我国电力投资改革的开端。 紧接着，《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》出台，鼓励多渠道集资办电。 集资电厂成为我国电力建设投资的主要形式之一，有效缓解了电力紧缺。 对于不依靠政府财政拨款而实行负债建设的电厂(独立经营集资电厂、中外合资电厂等)，其上网电价由还本付息需要及核准合理收益所确定。 发电项目按还贷需要核定还贷期，还贷期内的上网电价因反映了投建成本等而价格较高，还贷期后上网电价随着成本降低而下降。 此外，国家还引入了峰谷电价、燃运加价等机制。 因此，此阶段是以还本付息电价为主的多种电价并存时期。
1997 年-2001 年，经营期电价出台，平滑分摊电价成本。
实行还本付息电价时期，上网电价主要受发电投资成本影响，基本表现为“一厂一价”甚至“一机一价”。 由于投资热情高涨及投资成本缺乏有效约束机制，电厂投产初期上网电价过高，销售电价上涨过多。 为降低电价，约束电力成本上升，2001 年，国家计委发布《关于规范电价管理有关问题的通知》，实行经营期电价机制，火电/水电的经营期分别为 20/30 年，经营期上网电价测算以电力项目的整个经济寿命周期为基础，通过将项目经营期内现金流贴现，使其净现金流满足内部收益率，资本金内部收益率略高于同期国内银行 5 年期以上贷款利率。
2002 年-2003 年，厂网分离打破一体化垄断，实行两部制上网电价。
2002 年国务院印发《电力体制改革方案》：规定实行“厂网分开”，竞价上网，以此打破电力企业的一体化垄断经营模式，引入竞争。 方案将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。 自此，电价机制更加明晰。
2004-2014 年，标杆上网电价出台。
2004 年，标杆上网电价出台，新投产的燃煤机组在省网以上区域范围内执行统一的标杆电价，价格由发改委统一制定。 随后，风电、光伏、核电也制定了标杆电价。 标杆电价实现了从个别成本到社会平均成本定价的历史性跨越，为电价最终实现市场化创造条件。
2015 年-至今，电力市场化改革不断深入。
2015 年国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，标志着我国新一轮电力体制改革开启。 此次深化电力体制改革，按照管住中间、放开两头的体制架构进行。 2016 年，《电力中长期交易基本规则（暂行）》印发，电力中长期交易在全国范围内展开；2017 年，第一批电力现货市场试点开启；2018 年以后，风光标杆电价陆续取消；2019 年燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”机制，电力市场化改革不断深入；2020 年，现货市场长周期结算试运行开启；2021 年，新建陆上风电、除户用外的新建光伏项目均步入平价时代。
电价改革稳中求进，兼顾国计民生和发展。
整体上，我国电价改革朝市场化道路前行，但从具体实施角度，电价改革兼顾了国计民生和发展，保持稳中求进的节奏。
2019 年，我国改燃煤标杆电价为“基准价+上下浮动”机制，在 2021 年多省因煤价高企放开市场化电价较基准电价不上浮限制以前，国家不允许市场化交易电价较基准电价上浮以保证工商业电价只降不升，促进工商业快速发展。
2021 年煤价高企倒逼电力市场化改革进一步深入，国家要求工商业全部进入市场交易并取消工商业目录电价，但为保持居民和农业用电价格稳定，居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。 各地要优先将低价电源用于保障居民、农业用电。
六大类电源电价改革历程及定价机制
煤电：电价标杆，改革主线
根据中电联数据测算，2020 年以前，燃煤发电量占全国发电量的比例维持在 60%以上。 煤 电在我国电力系统的支柱地位，决定了其定价在电力价格体系中起着指导作用。
至今，我国煤电上网电价历经了六个阶段：
1）统建统管、厂网合一，无上网电价；
2）厂网合一被打破，上网电价生成，执行还本付息电价；
3）还本付息电价改进为经营期电价，以缓解投资过热和降低电价；
4）厂网分离后，两部制电价实施；
5）标杆电价出台，实施煤电联动机制；
6）“基准价+上下浮动”机制取代标杆电价，煤电联动基本不再实施。
2021 年煤价高企倒逼电力市场化改革，上下浮动区间由 2019 年 10 月制定的[-15%,+10%]变为 [-20%,+20%]，且高耗能用户交易价格不受上浮 20%限制，多地市场化交易电价上涨。
2004 年之前：统建统管、还本付息、经营期、两部制电价
1985 年以前，煤电实行统建统管、厂网合一。
这段时期，煤电由国家集中管理、统一调控，煤电场政企合一，计划性较强。 此阶段厂网尚未分离，因此没有上网电价的概念。 煤电电价直接对接用户侧的目录电价，由国家统一制定，电价结构较为简单，电价水平较为稳定。
集资电厂改变厂网合一历史，还本付息电价出台。
为应对全国性用电紧张，加速电力建设，各地开始集资办厂。 集资电厂打破了以往厂网合一的历史，上网电价由此产生。 此时的上网电价执行还本付息电价，保障了投资者投资成本回收和合理利润，有力促进了电力建设，缺电得到缓解。 然而，部分地区为追求短期利益，建设了许多小型高能耗电厂，忽视了规模效应，不利于国家整体布局。 同时，投资热情高涨，电力建设市场供小于求拉高投资成本，投资成本的上涨在还本付息电价机制下直接传导至上网电价，导致整体电价虚高，不利于国家经济建设和民生发展。
降电价刻不容缓，经营期电价替代还本付息电价。
2001 年我国煤电上网电价正式改为经营期电价，即以项目的整个经营期为基础考虑投资者的合理成本和利润，测算经营期平均上网电价。 经营期电价制度有效缓解了电价高涨，在电力建设高峰期保持了电价水平的基本稳定。 但其定价没有考虑地区整体水平，政府导向作用难以发挥。
厂网分离，实施两部制电价。
2002 年厂网分离，打破电力企业的一体化垄断经营模式。 电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。
2004 年-2019 年：标杆上网电价机制
标杆电价时代到来，竞争格局放开。 2004年，我国开始实行煤电标杆上网电价机制。 煤电标杆电价=各省发电平均社会成本+合理资本金内部收益率+税金。 新投产的煤电机组，规范计价利用小时内原则上均遵循标杆电价，超发电量上网电价略低于标杆电价，煤电厂总体回报较为稳定。 标杆上网电价脱离了单个电厂成本利润的局限，实现了从个别成本定价到区域平均成本定价的转变，不同区域的标杆电价反映了其资源和发展差异。 同一标杆电价下，煤电厂竞争转变为造价成本和运营成本的竞争，促进煤电造价成本下降及运营效率提升。
煤电联动，标杆电价历经“七上四下”。 发改委可以根据发电企业燃煤成本的变化，对标杆电价进行一年一度的调整，形成“煤电价格联动”。
2004 年的煤电联动政策中，规定 70%的 煤价涨幅由电价承担，余下 30%由发电企业自行消化，对发电企业降本增效要求较高。
2012 年《关于深化电煤市场化改革的指导意见》对此作出调整，提出当电煤价格波动幅度超过 5%时，以年度为周期相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由 30%调整为 10%。 然而，出于对经济社会运行的总体考虑，煤电联动政策未真正落实。 截至 2019 年，燃煤标杆电价共历经 12 次调整，其中有 7 次因煤炭价格上涨而上调。
2020 年～至今：“基准价+上下浮动”出台，煤价高企倒逼电力市场化改革
“基准价+上下浮动”市场化定价，煤电联动退出历史舞台。 2019 年国务院《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》决定，2020 年 1 月 1 日起执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为[-15%,+10%]，具备市场交易条件的电量上网电价按市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，而燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。
煤电联动 机制也不再执行。 《指导意见》还规定，实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020 年 暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。
2021 年高煤价倒逼电力市场化改革，市场化电价首次上浮且浮动范围扩大。
由于 2Q21 和 3Q21 煤价高企，火电厂大面积亏损，火电运营商苦不堪言。 受此压力，交易电价较基准电价不上浮的限制逐渐放开，多个省份开始允许上浮 10%。 2021 年 10 月 12 日，国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，市场交易电价较基准电价上下浮动范围[-10%,+15%]调整为原则上不超过 20%，且高耗能行业不受上浮 20% 限制。 10 月 15 日，上述通知开始执行首日，江苏开展了 10 月中旬月内挂牌交易，成交均价较基准价上浮 19.9%。 而后，江苏/广东两省陆续公布了其电力市场 2022 年度交易结果，火电年度双边协商交易平均成交电价分别为 466.8/497.0 元/兆瓦时，较江苏/广东基准电价同比上浮 19%/10%，进一步印证 2022 年市场化交易电价上涨趋势。
燃机：以煤为标，各地不一
天然气上网电价的制定历史较为简单：2015 年以前，每一个电厂单独核定上网电价；2015 年 1 月 1 日起，根据发改委《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》，对新投 产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策，把定价权下放到省级价格主管部门，同时天然气发电的电价补贴也不由国家统一考虑，而是下放到各省（市、区）地方政府自行统筹解决；新投产天然气调峰发电机组及天然气分布式能源上网价格参考热电联产机组标杆电价。 同时，实行气、电联动机制，最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格 0.35 元/千瓦时。
2015 年以前，一厂一核
早期天然气上网电价“一厂一核”，单独定价。 天然气发电在总发电量中占比较低，其统一电价政策也制定较晚。 在国家对天然气电价作出统一规定之前，天然气上网电价实行“一厂一核”甚至是“一机组一核”，核价的原则基本上是“合理成本加合理收益”。
2015 年～至今，气、电联动，决定在地方
标杆上网电价决定权下放，气电联动平衡发电成本和收益。 2015 年 1 月 1 日开始实施的《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》对天然气上网电价形成作出总体规划：
1）新投产热电联产发电机组实行标杆电价政策，标杆电价由省级价格主管部门确定；
2）新投产调峰发电机组，参考热电联产发电机组标杆电价基础上考虑与热电联产机组的合理差异；
3）鼓励天然气分布式能源与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和价格，电网 企业收购的自发自用或直接交易外的有余电量，按当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。 同时，建立气、电价格联动机制，即天然气上网电价随天然气价格调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格 0.35 元/千瓦时。
各省灵活制定天然气标杆电价，两部制和单一制并存。
国家发改委发文后，各地纷纷承担起气电上网电价制定的重任，制定天然气上网电价细则。 燃气价格机制可分为两部制和单一制电价。 总的来说，两部制电价下的容量电价相对稳定，电量电价和单一制电价则在考虑气电联动的基础上调整。
核电：标杆电价，合理调控
1985 年至 2012 年：“一厂一价”，决策在国家
2013 年以前，国家按照成本利润原则，单独对核定厂定价。 标杆电价出台以前，核电厂上网电价由发电成本、发电利润、发电税金组成。 一厂核定一价。 由于核电站造价高，其获得政府批准的上网电价也较高，核电企业缺少足够的积极性控制建设和运行成本。 截至 2012 年底，全国在役核电机组共计 15 台，合计装机 1,263 万千瓦，其上网电价均按“成本+利润”模式制定。
2013 年至 2021 年：核电标杆上网电价机制
2013 年，全国统一核电标杆电价。 2013 年国家发改委《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》规定：对新建核电机组实行标杆上网电价政策。 核定全国核电标杆上网电价为 0.43 元/千瓦时；核电标杆上网电价高于所在地燃煤机组标杆电价的地区，执行当地燃煤机组标杆电价。 从此，一厂一价的历史结束。
单个核电厂投资成本到其上网电价的内在传导不复存在。 标杆电价成为了核电投资者核算成本的重要参考，鼓励其降本增效、促进竞争。 全国固定的标杆电价，也造成了不同地区核电站的经济性差异，形成比较优势。
三代核电首批项目试行上网电价。
2019 年发改委印发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格﹝2013﹞1130 号），明确广东台山一期/浙江三门一期/山东海阳一期核电项目试行价格分别为每千瓦时 0.4350/0.4203/0.4151 元。 试行价格从项目投产之日起至 2021 年底止。
根据中国核能行业协会在“中国核能可持续发展论坛”上发布的《我国三代核电经济性及市场竞争力研究》，相比二代，三代核电的设计寿命由 40 年延长到 60 年，电厂可利用率由 85%提高到 93%以上。
三代采用了更高性能的设备、材料和更高安全水平的系统设计，造价成本更高，投产后经营压力较大。 批量化建设有望降低造价，从而降低上网电价。
核电市场化交易电量逐年增长，交易电价有望上涨。
我国核电上市公司主要是中国核电与中国广核。 以中国核电为例，根据公司公布电量数据测算，其核电市场化交易电量比例从 2016 年的 9%增长到 2021 年的 39%。
根据两家上市公司核电站所在省份 2022 年核电市场化交易方案，多省份核电市场化交易电量增长明显，如广东从 2021 年的 30 亿度增加到预计 156 亿度；福建省除华龙一号机组外全部核电电量参与市场化交易（2021 年在 275 亿度基础上根据全省电力平衡调整）。
同时，随着煤电市场化电价上涨，我们认为核电市场化电价也有望增长，至少努力往核电机组计划电价看齐。
水电：一厂一价至多元化定价
2004 年前：“一厂一价”，自行定价
2004 年以前，我国水电基本上按照“一厂一价”确定。 具体而言可以分为还本付息电价和经营期电价两种方法。 水电厂的投建成本和合理利润得到保障，促进了初期水电行业的发展。
此后，我国水电先后经历了标杆化、去标杆化、再标杆化三大过程。
2004 年至 2009 年：同一地区，标杆化定价
水电标杆化电价随燃煤标杆电价出台。 2004 年，发改委《关于疏导华东/东北/西北/华北/南方/华中电网电价矛盾有关问题的通知》首次制定了各省份燃煤标杆上网电价，同时制定了陕西、甘肃、宁夏等 10 个省份的水电标杆上网电价。
多个省份首次核定的水电标杆上网电价较该省燃煤标杆电价有一定差距。
2009 年至 2014 年：去标杆化，因地制宜
水电电价上调，因地制宜去标杆。 为促进水电站库区和移民安置区经济社会发展，缓解水电企业亏损严重、更新改造资金不足等问题，2009 年及 2011 年，华东/东北/西北/华北/南方/华中电网部分水电企业上网电价纷纷上调。 例如云南省鲁布革、以礼河、大寨、西洱河、绿水河、六郎洞等原厂网分离电厂平水期和枯水期上网电价的上浮幅度由 10%提高至 20%， 丰水期电价保持不变。 不仅如此，华中/南方/西北电网在 2009 年发布的调整电价通知中明 确表示新建水电暂停执行标杆电价。 不同地区不同电站调整幅度不一，大部分新建水电站电价回归一厂一核。
小水电定价机制各异。
小水电上网电价定价权限在省发展改革委。 各地发改委执行的小水 电定价机制差异较大。 如 2013 年江西省发改委新建电站实行价格上限约束的经营期电价机 制。
根据社会平均成本等因素，确定总装机容量在 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电站上网电价为每千瓦时 0.28/0.30/0.31/0.32/0.34/0.35 元。
2014 年浙江省则按投产时间段分三类制定上网电价，并根据“鼓励调峰、限制径流”的原则制定小水电峰谷电价。
2014 年至 2021 年：分区管理，标杆定价
多元化电价机制并存。
2014 年 1 月 11 日，国家发改委发布了《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格[2014]61 号），对 2 月 1 日以后新投产的水电站，按照两种类型确定上网电价：
1）跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定，等于受电地区落地价扣减输电价格（含线损）。
2）省内上网电价实行标杆电价制度。 各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定；水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。
此后，水电回归标杆电价政策，湖北、湖南、四川等地区也陆续出台了自己的水电标杆上网电价。
至此，水电上网电价呈现为三种模式：按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独立电价，省内执行的标杆电价，以及跨省跨区送电的协商电价。 根据消纳方式的不同，各水电站目前电价也有所差异。
留省内消纳水电电量可分为市场化交易电量和非市场化交易电量，对应省内市场化电价和非市场化电价。
外送电量中，合同内电量一般为跨省跨区送电的协商电价，合同外的超发电量可能参考落地省份的市场化交易电价或者取两省平均市场化交易电价定价。
抽水蓄能定价模式
《2030 碳达峰行动方案》明确要求 2030 年我国抽水蓄能装机达到 1.2 亿千瓦左右。
2017-2020 年，我国抽水蓄能电站装机容量增长 CAGR 仅为 4.5%。 一方面系由于抽水蓄能电站建设周期较长，另一方面系过去新能源装机比例小，调峰需求相对不高。 随着新能源装机的不断增加，未来新型电力系统对抽水蓄能电站的调峰需求也将增强。 根据国务院《2030 碳达峰行动方案》，2021-2030 年我国将新增约 90GW 抽水蓄能电站。
抽水蓄能执行两部制电价。
2021 年 04 月 30 日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633 号），意见指出坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，及抽蓄电价=容量电价+电量电价。 容量电价主要用来回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，核价参数标准为按照 40 年经营期核算的 6.5%资本金内部收益率。 电量电价部分：抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，没有现货市场的引入竞争机制形成电量电价（抽水消耗电量可由电网提供，按燃煤发电基准价的 75%执行；上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行）。 结合上述抽蓄电价政策，我们认为抽蓄电站获利应该在合理水平，较难获得超额收益。
风光：装机造价下行，从补贴至平价
我国风光定价机制主要经历了五个阶段的发展：
1）风电产业起步阶段，价格主要参照火电；
2）风电开启商业化发展，经历还本付息电价和经营期电价两个阶段；
3）风电上网电价由国务院价格主管部门分地区测算，大型并网光伏示范电站建设开启，国家核准电价。 同时，风光特许权招标项目陆续开启，按中标价格上网；
4）将陆风/集中式光伏分为四/三类资源区，分资源区制定标杆电价。 2009～2018 年风光分资源区标杆电价均经历四次下调。 2014 年起，近海风电/潮间带风电项目上网电价为每千瓦时 0.85/0.75 元。 对于分布式光伏，实施全电量补贴，“全额上网”项目电价执行标杆电价。
5）标杆电价变为指导价，国补继续退坡。 平价试点正式开启，2021 年除户用光伏外，新建陆上风电和光伏项目平价上网。
区域定价开启风电产业商业化发展
风电产业起步阶段，风电电价主要参考火电。
我国风电产业起步于 1986 年，风电建设主要依赖政府援助、捐款以及优惠贷款。 建设的风电场作为示范性项目或科研用途，并非商业化运行。 因此，尽管风电的建设成本远高于火电，风电电价仍然参照火电，基本与燃煤电价持平。 此阶段的风电电价过低，忽略了经济效益、市场机制和各地资源禀赋差异，不利于风电产业长远发展。
1994 年，我国风电产业进入区域定价阶段，开启商业化发展。
1994 年《风力发电厂并网运行管理规定》（电政法「1994」461 号）颁布，规定风电场上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定；高于电网平均电价部分，其价差采取均摊方式，由全网共同负担；电网管理部门收购全部上网电量。
自此我国风电进入区域定价阶段，风电价格由各地价格主管部门确定，并报中央审批。
具体分为还本付息电价阶段和经营期平均电价阶段。 此阶段的风电价格反映了项目经济效益和地方差异，但不同区域形成的风电价格差异也较大。
风光招标定价和核准定价并存风电价格分地区测算，光伏示范电站电价由国家核准。
对于风电项目，2005 年《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》（发改能源[2005]1204 号）规定：风电场上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况，按照成本加收益的原则分地区测算确定；风电设备国产化率要达到 70%以上。
对于光伏项目，2007 年大型并网光伏示范电站建设开展，对于建设规模不小于 5 兆瓦的并网光伏示范电站公开招标，国家核准上网电价。
风光上网电价由政府核定，保障了项目合理利润，有助于初期风光产业的发展。
2008 年，国家发改委核准了 12 个地区风电上网电价，其中，内蒙古西部获最低上网电价 0.51 元/千瓦时，主要由于该地陆风资源更为丰富。
引入市场机制，开启风光电站特许权招标项目。
2003 年以后，风光特许权招标项目陆续开启。 特许权招标项目由国家招标，发电企业报价，价低者得，特许期为特许权协议正式签署并生效后 25 年。 其中，风电中标电价不高于当地核准电价，中标人风电机组采购本地化率不得低于 70%。 特许权招标项目引入了竞争机制，有力推动风光建设大规模发展。 然而，投标者为争夺项目资源盲目竞争，导致中标价格过低，甚至不能覆盖风光成本。 为防止恶性竞争，2007 年第五期风电特许权招标项目改为中间价中标。 2009 年，第一批光伏特许权招标项目开启。
补贴机制陆续出台并不断优化。
2005 年《可再生能源法》规定：电网企业应全额收购其覆盖范围内的可再生能源并网发电项目的上网电量。 满足相关要求的可再生能源项目，可以享受税收优惠和贷款优惠。 国家财政设立可再生能源发展专项资金。
接着，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》对电价补贴进一步说明，规定可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤标杆电价的部分及接网费，由电网向电力用户征收电价附加的方式解决。
电价附加计入电网销售电价，单独记账，专款专用。 省级电网企业收取的可再生能源电价附加首先用于支付本省（区、市）可再生能源电价补贴，差额部分进行配额交易、全国平衡。
分资源区标杆电价
随着风光成本降低，标杆电价持续下降。 2009 年，发改委发文《国家发展改革委关于完善 风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906 号），决定按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定陆上风电标杆上网电价。
而后，集中式光伏于 2011 年开始执行固定标杆电价，并于 2013 年起实行分资源区标杆电价。
标杆电价给予投资者价格预期，为其电力投资提供了有效参考。 同时，国家可以通过标杆电价调整电力投资结构，优化资源配置。
随风光发展规模持续扩张，产业竞争不断加强，风光建设成本下降，标杆电价随之下调。 截至 2018 年，陆风/集中式光伏分资源区标杆电价均经历四次下调，平均每次下调 2.0/8.75 分钱。
海风标杆电价制定较晚。
2014 年《国家发展改革委关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216 号）规定：对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。
2017 年以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时 0.85 元（含税，下同），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时 0.75 元。
2016 年《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729 号）规定非招标海风标杆电价延续上述标准。
分布式光伏电站分为两种模式，执行不同价格政策。
我国分布式光伏包括“自发自用，余电上网”和“全额上网”两种模式。
对享受中央财政投资补贴之外的“自发自用，余电上网”分布式光伏发电项目，我国实施全电量补贴，连续补贴 20 年。
全电量电价补贴标准由 2013 年的 0.42 元/千瓦时（含税）经历两次下降至 2018 年的 0.32 元/千瓦时，每次下降五分钱。 余电上网电价执行当地脱硫燃煤标杆电价。
对“全额上网”项目，则由电网企业直接按照当地光伏电站上网标杆电价收购其发电量。
国家设立可再生能源发展基金，作为电价补贴来源。
2010 年，国家设立可再生能源发展基金，由国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入构成。
风光上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
制定新能源发电全额保障性收购办法。 为保障可再生能源并网发电量消纳，发改委制定《可 再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625 号）：将可再生能源并网 发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。
发改委核定风光重点地区最低保障收购年利用小时数，电网企业按标杆上网电价全额结算保障性收购电量，超出最低保障收购年利用小时数的部分则通过市场交易方式消纳。 未制定保障性收购要求的地区按标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。
标杆价变为指导价，逐步走入平价
标杆电价变为指导价，延续下降趋势，集中式风光竞争化格局开启。
风光标杆电价改为指导价，指导价继续下行。 2019/2020 年陆风 I～IV 类资源区指导价调整为每千瓦时 0.34/0.29 元、0.39/0.34 元、0.43/0.38 元、0.52/0.47 元（含税、下同），较 2018 年标杆电价平均低 0.05/0.1 元/千瓦时；2019/2020 年集中式光伏 I～III 类资源区指导价调整为每千瓦 0.4/0.35、0.45/0.40、0.55/0.49 元，较 2018 年标杆电价平均低 0.1-0.15/0.2 元/千瓦时。 集中式风光新增项目由市场竞争定价，不高于指导价。
分布式光伏区分户用和工商业式，执行不同补贴标准。
对于纳入 2019/2020 年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时 0.10/0.05 元；“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。
能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时 0.10/0.05 元。
纳入 2019/2020 年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式和“全额上网”模式的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时 0.18/0.08 元。 2021 年，新建户用分布式光伏项目国家财政补贴预算额度为 5 亿元。
国补退坡，可再生能源电价附加补助资金预算力度大减。
作为可再生能源发展基金的一部分，可再生能源电价附加补助资金才是发挥电价补贴作用的主角。 补助资金由可再生能源电价附加收入筹集，由财政部按照以收定支的原则编制补助资金年度收支预算。
纳入补贴清单范围的项目，向其所在地区电网企业申请，电网企业予以定期公布、及时调整。
随着指导价下行以及逐步步入平价时代，2020 年补贴预算金额较 2019 年有明显退坡。
但由于 2020 年系陆上风电及除户用外光伏项目带补贴的收官之年，2020 年发起抢装潮，带补贴项目大幅增加，即使 2021 年新建陆上风电及除户用外光伏项目进入平价时代，2021 年风电/光伏补贴预算金额也较 2020 年有明显增长。
逐步进入平价时代。
风光建设成本持续下行，平价上网条件日渐完备。
2019 年国家发改委发文推进风光无补贴平价上网。 平价上网项目虽然没有国家补贴，仍可以享受地方补贴，且投资环境改善。 其限发电量可以核定为优先发电计划，从而参与发电权交易，同时，可获得可再生能源绿色电力证书，通过出售绿证获得收益。 根据发改办能源〔2019〕594 号/发改办能源〔2020〕588 号文件，2019 年第一批/2020 年风光发电平价上网项目装机容量达到 2076/4444.73 万千瓦。
自 2021 年起，新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目全面平价上网，同时为支持产业加快发展，明确 2021 年新建项目不再通过竞争性方式形成具体上网电价，直接执行当地燃煤发电基准价。 且 2021 年起新核准海上风电项目由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。
绿电交易试点启动，创造额外溢价。
根据 2021 年 9 月 9 日新华社报道，2021 年 9 月 7 日，我国绿电交易试点正式启动，首批绿电交易成交电量 79.35 亿千瓦时，较当地电力中长期交易价格溢价 0.03～0.05 元/千瓦时。 绿电交易为新能源另辟市场，充分体现了电力环境价值，交易溢价进一步促进新能源发电侧的壮大。 同时，大量高耗能行业购买绿电，以控制碳排放，顺应“双碳”目标。
2021 年市场化电价改革带来的 2022 年业绩弹性到底有多大
煤电收入弹性最大，核电次之，水电和绿电有限
煤电发电企业电价有望大幅上涨。 2022 年各省份煤电发电量原则上全部进入市场交易，较 基准电价最高可上浮 20%，且高耗能用户市场化电价不受上浮限制。 2020 年，根据各公司 数据测算，煤电发电公司市场化电量比例约为 60%-80%，且市场化电价较基准电价只能下 浮。 虽然 2021 年 10 月已发布扩大市场化交易电价较基准电价上浮比例政策，但由于执行 较晚，2021 年煤电平均电价上涨幅度有限。 2022 年为该政策实施的首个完整年度，故煤 电发电企业电价有望大比例上涨。
煤价趋稳状态下，电价上涨带来较大收入弹性。
根据国家发改委煤炭中长期合同征求意见稿中规定下水煤合同基准价 700 元/吨（浮动区间 550-850 元/吨），同时 2022 年煤炭合约原则上均采用中长协，我们假设华能国际和华润电力 2022 年入炉煤价对应 5500 大卡下水煤价格 700 元/吨（含税）；由于 2021 年各公司煤电电价数据未出，且 2021 年 Q3 和 Q4 煤电市场化电价已较基准电价出现上浮，故我们采取 2020 年各公司煤电电价为参考（2020 年煤电市场化电价还不允许较基准电价上浮），由于 2022 年市场化电价较各省基准电价最高可上浮 20%，高耗能用户电价不受上浮限制，我们保守假设 2022 年华能国际煤电上网电价较 2020 年 0.390 元/千瓦时上涨 18%至 0.461 元/千瓦时，2022 年华润电力火电上网电价较 2020 年 0.374 元/千瓦时同比上涨 18%至 0.442 元/千瓦时。
在我们的假设下，华能国际和华润电力火电板块 2022 年均能够扭亏为盈。 通过敏感性分析， 我们发现华能国际归母净利润对煤价和上网电价敏感性高于华润电力，我们认为主要系华 能国际煤电装机显著高于华润电力。
各省份市场化电价的上涨给核电带来的业绩增厚较为可观。
2022 年广东、福建的核电市场化电量有明显提升，而浙江、江苏等省份核电市场化电量比例基本维持稳定。 市场化电价方面，已经明确签订的中国广核广东省 112.9 亿度 2022 年度电力长协，其市场化交易价格与中国广核本次在广东参与市场化机组的计划电价相当；根据 2022 年江苏电力市场年度交易结果，中国核电在江苏省签订的 140 亿度核电交易长协，市场化电价 466.69 元/MWh，较江苏省基准电价上浮 19.36%。 对于中国核电部分尚未明确的市场化电价，我们做了 3 种假设，分别为与参与市场化核电机组计划电价一致，较各省份基准电价上涨 10%以及较各省份基准电价上涨 20%。
考虑中国核电 2022 年新投产机组带来的电量增量。 我们测算，假设江苏月度、海南、浙江 市场化电价与参与市场化核电机组计划电价一致/较各省份基准电价上涨 10%/ 20%，中国核电将新增收入 70.4-88.61 亿元，其 2022 年综合上网电价将同比上涨 0.011-0.022 元/千瓦时，2022 年核电市场化量价齐升为公司带来归母净利润弹性预计为 25%-35%（基数为公司 2021 年归母净利润 80.37 亿元）。
水电市场化电价或同有上涨机会，但带来的业绩增厚有限。
2022 年水电市场化电价也存在上涨机会。 华能水电 2020 年市场化交易电量明显高于其他三家电力上市公司，主要系由于其统计口径包含“西电东送”送广东的框架内电量，剔除年均约 300 亿的“西电东送”框架内电量，华能水电仍有 376.44 亿千瓦时（38.9%）电价可获得潜在上浮的市场化电量。 国投电力水电市场化比例仅次于华能水电，但市场化交易绝对电量低于长江电力。 但由于各公司水电电量市场化比例较小，且就目前各省份公布的 2022 年电力市场化交易方案看，水电参与市场化计划几乎无变动；同时，即便是水电市场化比例位于前列的华能水电，由于云南省本身基准电价偏低，其市场化电价上涨程度可能较低，我们认为市场化电价上涨带来的水电业绩增厚有限。
风电/光伏市场化交易目前总体体量较小，市场化电价上涨短期对业绩影响不大。
2022 年年度电力交易方案中，多个省份纳入风光市场化交易。 2022 年，江苏和广东系首次将风光市场化交易纳入年度交易，江苏省/广东省绿电年度市场化交易电量成交 9.24/6.8 亿千瓦时，均仅占江苏省/广东省市场化年度交易电量的 0.3%，成交价江苏省/广东省较基准电价上浮 18.4%/13.5%。 从江苏/广东交易结果可以看出，沿海省份风光市场化交易体量较小，但交易电价较高。
三北地区，风光市场化交易主要用于减少弃风弃光率，故虽然市场化电量相较沿海地区更多，但市场化电价一直处于低水平。 如宁夏 2022 年市场化交易方案预计用户与新能源交易电量为其近六个月最大月度用电量的 25%（风光发电设备、组件及云计算公司可提升至 50%）。 总体看，全国平均风光市场化比例不高，短期影响不大。
行业观点及重点公司
2022 年煤电电价（收入）弹性大，盈利有望回暖。
2021 年市场化电价改革主要是为了减缓高煤价给煤电企业带来的成本增长压力，2022 年煤电电量原则上 100%进入市场交易，故市场化电价上涨给煤电带来的电价（收入）弹性应该最大。
2022 年 2 月 25 日，发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（下文《通知》）：秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格 570-770 元/吨（含税）较为合理，鼓励合理设置电力中长期交易电价与煤炭中长期交易价格挂钩条款。 我们认为长协煤价波动区间上限此次下调 80 元/吨，煤电企业盈利更有保障；煤、电中长期交易价格联动，煤电盈利稳定性有望增强。
2022 年核电市场化量价齐升，净利润层面增厚更优。
煤电市场化电价上涨主要系为了抵抗煤价高涨带来的成本上升压力，虽然电价（收入）增厚最多，但是到净利润层面，该增厚会被燃料成本增长抵消一部分。 但对于核电/水电/风光，同等售电量下，由于铀采购成本相对稳定，水风光为自然资源无燃料成本，市场化电价上涨带来的收入增厚落实到利润层面几乎只需要扣除税金。 由于水风光的市场化体量较小，我们认为相较于其他电源，市场化电价上涨带来的核电净利润增厚更为可观。
2022 年开年以来，电力板块大幅回调，进入高性价比布局窗口。
行业公司：含煤电/核电的多元化运营商标的华能国际/中国核电/内蒙华电/中国电力/福能股份/国投电力，水电上市公司华能水电/川投能源。
华能国际（600011 CH，目标价：10.85 元）
截至 20 年底，公司总装机 1133.6GW，系华能集团旗下最大的全国性发电平台。
十三五期间，公司新能源发展较快，但由于资产减值等因素，公司业绩波动较大。
21 年公司预计因高煤价亏损，22 年煤价趋稳，煤电电价上涨，叠加新能源板块发展，三因素推动 22 年业绩反弹，我们预计公司 21-23 年归母净利-113.2/83.6/106.5 亿元。
分部估值，我们预计公司 22 年新能 源归母净利 63.3 亿元，因公司新能源资产盈利性优异及成长空间广阔，给予 20x 22E PE（可 比公司 Wind 一致预期 19x），新能源估值 1265.7 亿元；22 年火电归母权益 547.6 亿元，给 予 0.8x 22E PB（可比公司 Wind 一致预期 0.8x），火电估值 438.1 亿元；总市值 1703.8 亿 元，股价 10.85 元（前值：8.23 元）。
煤价趋稳，电价上浮，火电业绩有望反弹。
21 年公司火电板块因高煤价出现大额亏损，但至暗时刻已过。 22 年，我们认为煤价将高中趋稳，煤电上网电价可较基准电价最高上浮 20%，直接交易部分的高耗能电价甚至无上浮限制，我们预计 22 年公司业绩有望反弹，还原资产减值后公司 22 年 ROE 高达 8.5%，高于 20 年 6.9%；而公司 22 年火电 ROE（5.6%）仍将低于 20 年的 6.5%。 公司煤电未来虽有资产减值风险，但我们测算其 22 年归母净利润对每 10 亿元资产减值的敏感性仅为 6%，显著低于每 10 元煤价/每 1 分钱电价的 9%/20%。
存量新能源资产优质，未来发展空间广阔。
十三五期间，公司新能源发展迅速，按照发电量算，公司风电/光伏国内市占率提升分别位于行业首位/第二位。 公司风电/光伏 16-20 年平均度电净利润/单位装机净利润均位于行业前列。
十四五末，我们预计公司新能源装机 55GW，公司火电充沛的现金流将为其新增 44.4GW 风光装机提供资金支撑。 公司新能源板块快速增长有可预见性，我们测算 21 年公司风电/光伏净利润同比涨幅将高达 86.0%/55.6%。 至 23 年，公司新能源营收贡献将较 20 年提升 6.5pct 至 11.3%，归母净利贡献将超过 75%。
风险提示：煤价超预期及长协煤保障不及预期；煤电价格上涨不及预期；利用小时数低于预期；风光新项目投产及盈利低于预期；计提资产减值风险。
内蒙华电（600863 CH，目标价：4.75 元）
公司 9M21 营收/归母净利 131.64/2.05 亿元，同比+16.8%/-79.3%；对应 3Q21 营收/归母净 利 50.41/-2.37 亿元，同比+26.68%/转亏。 9M21，电价和外销煤价上涨带动公司营收同比增 长，归母净利因高燃煤成本承压。 我们认为魏家峁煤矿产能拟翻倍或缩小公司煤炭敞口，电 价上涨将带来较大业绩弹性。 我们维持公司 21-23 年归母净利预测 1.8/19/25.2 亿元。
参考可 比公司 22 年 Wind 一致预期 PE 均值 18x，考虑公司 22 年较大业绩增长来源于估值偏低煤矿 扩产，给予公司 22E 目标 PE16x，对应目标价 4.75 元。
电价同比涨幅尽显蒙西市场化改革先锋作用。
内蒙古地区一直走在电力市场化改革最前沿，9 月 28 日，内蒙成为全国首个取消高耗能用电企业电力市场交易价格上限的省份。 公司作 为内蒙古地区区域发电龙头，9M21 平均售电电价 285.95 元/MWh（不含税），同比增长 9.7%，增幅较为可观。 10 月 11 日，国家发改委发文（发改价格〔2021〕1439 号）明确将燃煤发电市场交易价格浮动范围由（-15%，+10%）扩大为（-20%，+20%），我们认为蒙西电网会积极落实国家发改委这一文件内容。 经过测算，公司 21 年蒙西电网火电上网电量 305 亿度，不含税电价上涨 1 分钱可带来净利润增长接近 3 亿元。
外销煤价大幅上涨抵御部分燃煤成本压力。
9M21，公司煤炭产量 490.13 万吨，同比+15.6%，其中外销量 285.46 万吨，同比+ 32.1%；煤炭销售平均单价 511.33 元/吨（不含税），同比增长 83.6 %。 因电煤价格高企，公司 9M21 入炉标煤单价 587.79 元/吨，同比+ 49.31%。 我们认为公司煤炭外销价格上涨带来的收入增长抵御了部分公司燃煤成本上升给业绩带来的负面影响。 根据公司公告，魏家峁煤矿拟核增产能 600 万吨/年，4Q21 预计增加产量 100-150 万吨。 我们测算魏家峁煤矿扩产后，公司煤炭缺口仅占每年电煤需求一半不到。 公司煤炭敞口缩小将缓解公司用煤成本压力，电价上涨带来业绩弹性增大。
风险提示：煤价上涨超预期，电价上涨不及预期，煤矿扩产不及预期。
中国电力（2380 HK，目标价：5.04 港币）
中国电力 20 年底合并装机容量 26.8GW，系国家电投旗下最大电力上市平台。 16-20 年， 公司新能源装机由 701MW 增长至 6,177MW，新能源发电量 CAGR 95.4%。 20 年，公司 新能源归母净利润占比 50.3%。
公司十四五将大力发展新能源，预计 2025 年清洁能源装机 /收入占比超 90%/70%。 我们预计公司 21-23 年归母净利 6.61 /18.26 /27.94 亿元，基于 SOTP 估值法，给予公司火电/水电 22 年 0.7/2.1x 目标 PB（预计归母权益 101 亿/38亿元）， 给予新能源 16x 22 年目标 PE（预计归母净利 16.26 亿元），目标市值 494 亿港币，目标价 5.04 港币。
十三五期间新能源发展迅速，转型初见成效。
16-20 年，公司新能源装机从 701MW 增长到 6,177MW（风电/光伏装机：2,172/4,005 兆瓦），新能源发电量 CAGR 为 95.4%。 尽管在此期间新能源装机高速增长，公司仍将财务费用率控制在 10%左右。 16-20 年，公司风电/光伏收入持续高增，但水电/火电收入波动较大。 20 年公司新能源业务实现归母净利润 8.59 亿元，占同期总归母净利润（17.08 亿元）的 50.3%。 此外，16-20 年公司平均分红比例高达 85%，表现亮眼。
多措并举，坚定大力发展新能源。
2021 年 10 月 23 日，公司发布新战略：目前公司已落地 /锁定/在谈光伏风电项目近 10/20/30GW，预计 2025 年清洁能源装机/收入占比超 90%/70%。 其中，公司在国内有近 27GW 风电/光伏项目将于今明两年陆续开工建设。
除此之外，2004 年中国电力在港股上市时，当时的中电投集团（后与国家核电合并为国家电投集团（20 年底 60.5GW 新能源装机，位世界之首））承诺中国电力对母公司电力资产（除上海）拥有优先收购权；同时从公司最新管理层布局，可见国家电投集团对公司新能源发展的高度重视。 此外，储能方面，公司预计于 21 年底建成 1GWh 电化学储能，22 年建成 3-5GWh。
风险提示：煤价增速高于预期；利用小时数低于预期；电价压力；财务压力。
福能股份（600483 CH，目标价：21.97 元）
福能股份发布三季报：前三季度实现营收 90 亿元，同比+46%，归母净利 10.4 亿元，同比 +28%；对应 21Q3 营收 32 亿元，同比+29%，归母净利 0.93 亿元，同比-78%。
煤价大涨导 致煤电与供热成本增加，下调 21-23 年归母净利预测至 17.2/26.3/27.7 亿元，EPS 为 0.90/1.37/1.44 元，新能源发电利润贡献占比 72%/75%/75%。
公司估值锚有望从传统火电向新能源发电切换，参考火电/新能源发电 22 年 Wind 一致预期 PE 均值为 14x/21x。
我们认为 随着公司新能源发电净利润贡献占比突破 50%，公司估值锚将逐步从火电向新能源发电切换。
给予 22 年目标 PE 16x，基于分部估值法：
1）火电 13x，利润占比/估值权重 25%；2）新能源 17x（折价因后续增量项目仍不明朗），利润占比/估值权重 75%。 对应 22 年目标价 21.97 元/股。
煤价大涨导致 Q3 业绩承压，在建海上风电按期推进。 21Q3 公司营收快速增长、但归母净 利大幅减少，主要是因为：
1）Q3 煤炭价格大幅上涨，导致公司控参股的煤电与供热成本上升，整体单季毛利率同比下降 10pct 至 8.1%；
2）Q3 陆上风电同比增速较低，但海上风 电仍较快增长。
截至 9 月末，公司长乐外海 C 项目仍处于建设中，若按照既定目标于年底前并网，公司海上风电控股装机有望达到 898MW，叠加现有陆上风电与光伏装机后，公司新能源控股装机合计 1.82GW，占比突破 30%。 预计 2022 年新能源电量/净利润占比分别达到 29%/75%。 前三季度公司累计完成发电量 145 亿千瓦时，同比+8.4%。 其中，风光新能源发电量同比+31%，电量占比 14%，同比上 升 2pct，主要得益于 1）风电装机规模同比增加；2）风资源向好带动利用小时数同比增加。
随着公司新能源装机占比加大，我们认为有望推动 21-22 年新能源发电量占比升至 21%/29%。
新能源发电资产盈利能力好于传统火电资产（受制于煤价高涨），综合考虑控股与参股（按投资收益折算）项目，我们预计 21-23 年公司新能源发电净利润贡献占比有望达到 72%/75%/75%（20 年 48%）。
风险提示：风电项目建设进展不及预期；电价/煤价不及预期；气电政策不及预期。
中国核电（601985 CH，买入，目标价：8.84 元）
中国核电发布三季报：前三季度实现营收 461 亿元，同比+22%，归母净利 65 亿元，同比+30%；对应 21Q3 营收 163 亿元，同比+17%，归母净利 20 亿元，同比+4%，新机组投产与研发投入加大导致管理/研发费用率同比上升。 前三季度核电发电量同比+20%，预计 22-23 年业绩贡献稳定。
新能源潜在增量可观，预计 21/25 年发电量占比 5%/20%、毛利占 比 12%/30%。 维持盈利预测，预计 21-23 年归母净利 79.1/91.4/100.3 亿元，EPS 0.45/0.52/0.57 元。 2022 年可比 PE 均值 17x，给予公司 2022 年 17x 目标 PE，给予目标价至 8.84 元。
1-9 月核电发电量同比+20%，预计 22-23 年业绩贡献稳定。 截至当前公司控股在役核电机 组 24 台，装机容量 22.51GW；在建/核准机组分别为 6/2 台，合计装机 6.26/2.55GW。 电 力需求旺盛，1-9 月公司核电发电量同比+20%至 129TWh，我们预计全年有望同比+16% 至 173TWh，核电贡献收入有望同比+15%至 562 亿元。
根据在建机组建设进度，公司年内计划投产福清 6 号机组 1.16GW，22-23 年为空窗期，24-26 年待投产合计 7.65GW。 我们预计 22-23 年核电发电量增长有限（182/183TWh，同比+5.4%/+0.4%）、核电贡献收入稳定（593/596 亿元）。
新能源潜在增量可观，预计 21-25 年业绩贡献持续提升。
公司新能源发电规模大幅增长，截至 2021 年 6 月末，公司新能源装机 6.04GW（风电 1.97GW+光伏 4.06GW），在建 1.09GW（风电 0.15GW+光伏 0.94GW）。 1-9 月新能源发电量同比+118%至 7.04TWh，其中光伏发电量同比+167%至 3.74TWh，风电发电量同比+80%至 3.30TWh。 公司目标在“十四五”末期达成 3,000 万千瓦新能源装机规模。 考虑到风光装机成本逐年下降，我们预计 21-25 年新增装机有望逐年增长，25 年发电量占比 20%（21 年 5%）、收入占比 23%（21 年 8%）、毛利占比 30%（21 年 12%）。
风险提示：项目投产不及预期；电价下行风险；市场电交易比例上升。
国投电力（600886 CH，买入，目标价：14.80 元）
公司 9M21 营收/归母净利 323.1/34.6 亿元，同比+8.9%/-33.6%；对应 3Q21 营收/归母净 利润 130.2/11.2 亿元，同比+6.7%/-47.3%。 煤价高企致火电净利承压，目前杨房沟/两河口 已投运 4/2 机组，公司长期价值可期。 我们认为 4Q21 煤价或仍较高，上调公司入炉标煤单 价，下调 21-23 年归母净利润至 37.5/59.7/61.6 亿元。
公司 22E 火电/清洁能源归母净利 1.9/57.8 亿元，参考可比火电/清洁能源公司 22 年 Wind 一致预期 PE 均值 14.21/17.37x，给予公司火电/清洁能源 22 年目标 PE14.21/17.37x，对应市值 26/1005 亿元，总市值 1031 亿元，目标价 14.80 元。
9M21 量价齐升推动营收增长，火电净利因煤价高企承。 9M21 公司控股装机发电量合计 1148.3 亿千瓦时，同比+2.3%，平均上网电价 0.318 元/千瓦时，同比+6.0%，量价齐升推动公司营业收入同比+8.9%。 其中 9M21 发电量增长主要得益于全社会用电需求增加带来的火电利用小时数增加以及新增风电/光伏装机。
9M21，风电/光伏发电量分别同比 +53.4%/+27.6%。 由于来水偏枯，公司 9M21 水电发电量同比-5.7%。
因煤价高企，公司火电燃料成本大幅提升，导致公司营业成本 3Q21/9M21 分别同比+55.6%/+37.7%，净利润承压。 不过，火电上网电价 3Q21 同比+2.0%，释放压力缓解信号，4Q21 可能继续上涨。
两河口/杨房沟水电站陆续投产，公司长期价值可期。
自 2021 年 7 月 1 日，雅砻江中游杨房沟水电站首台机组投产发电，截至 10 月 17 日，杨房沟 150 万千瓦水电装机已全部投入商运；9 月 29 日，两河口两台机组（100 万千瓦）投产，仍有四台机组在建。 3Q21，两杨水电站新增产能已带来发电量 16.15 亿千瓦时，使得雅砻江水电 3Q21 发电量在来水偏枯影响下仍同比增长 0.6%。
我们预计两杨投产后稳态期每年将增发 287 亿度电，对应 71 亿 元增量收入，及归属国投电力增量净利 7 亿元，增厚公司 2020 发电量/归母净利 19%/13%， 公司长期价值增长可期。
风险提示：雅砻江水电投产进度不及预期；来水不及预期；煤价增长超预期。
川投能源（600674 CH，买入，目标价：15.37 元）
公司 9M21 营收/归母净利 8.9/27.8 亿元，同比+37.3%/+2.6%；对应 3Q21 营收/归母净利 4.3/14.7 亿元，同比+23.8%/+0.2%。
公司前三季度发电量同比增长 32.1%，电价同比持平，雅砻江公司（参股 48%）3Q21 新增两杨水电站产能抵御了来水偏枯带来的发电量下滑影响。
目前，杨房沟/两河口水电站 4 台/2 台机组已投产，优质存量资产叠加新增装机，我们预计公司 21-23年 EPS 0.77/0.87/0.88元，参考可比公司Wind一致预期 21年平均 PE18x，考虑雅砻江新增产能带来投资收益增量潜力较大，给予公司 21 年 20x 目标 PE，对应目标价 15.37 元。
发电量同比增速放缓，前三季度电价同比持平。 公司前三季度实现发电量 38.6 亿千瓦时， 同比增长 32.1%；对应 3Q21 发电量 20.5 亿千瓦时，同比增长 12%，较 1Q21/2Q21 发电 量同比增速 41.5%/85.5%明显放缓，主要系由于：1）信达水电于 20 年 7 月 31 日并表， 公司 3Q21 实际只同比多享受信达水电并表带来的 1 个完整月度发电量增量；2）3Q20 来 水偏丰，而 3Q21 来水同比偏枯较多。
前三季度，公司平均水电上网电价 0.19 元/千瓦时，同比持平。 因此，发电量同比增长带动公司 9M21/3Q21 营业收入同比增长 37.3%/23.8%。 两河口/杨房沟水电站陆续投产，新增产能抵御来水偏枯影响。
自 2021 年 7 月 1 日，雅砻江中游杨房沟水电站首台机组投产发电，截至 10 月 17 日，杨房沟 150 万千瓦水电装机已全部投入商运；9 月 29 日，两河口两台机组（100 万千瓦）投产，仍有四台机组在建。 3Q21，两杨水电站新增产能带来发电量 16.15 亿千瓦时，使得雅砻江水电 3Q21 发电量在来水偏枯影响下仍同比增长 0.6%。
我们测算两杨水电站投产完成稳态经营期或带来 71 亿元增量收入，相比雅砻江 2020 年收入增厚 41%，贡献归属川投能源的净利润 6 亿元，相比川投能源 2020 年净利润增厚 18%。 随着雅砻江中游梯级电站揭开投产序幕，公司未来业绩增长可期。
风险提示：雅砻江水电投产进度不及预期；来水偏枯影响发电量。
华能水电（600025 CH，买入，目标价：8.31 元）
公司 9M21 营收/归母净利 155.23/48.62 亿元，同比+5.4%/+11.9%；对应 3Q21 营收/归母 净利 56.65/121.68 亿元，同比-14.9%/-26.7%。 3Q21 澜沧江来水偏枯导致公司发电量同比 -15%，拖累单季度业绩；但 9M21 公司累计发电量仍同比+4.3%。
我们认为 4Q21 来水情况或较难改善，下调公司 21-23 年 EPS 至 0.31/0.34/0.37 元。 参考可比公司 Wind 一致预期 21 年平均 PE19x，公司相较可比公司新能源发展规划更加明确且积极，我们看好公司水风光一体化发展，给予公司 21 年 27x 目标 PE，对应目标价 8.31 元。
澜沧江来水偏枯导致发电量同比下滑，投资收益亮眼。
2021 年澜沧江来水偏枯，1H21 公司发电量同比上涨 22.2%主要系由于去年公司龙头水库蓄能情况好，今年年初公司龙头水库水位较高。 但 5 月后，公司龙头水库基本消落至死水位，来水偏枯导致公司 3Q21 发电量同比-15%至 295 亿千瓦时。 由于 1H21 发电量大幅增长带来的良好业绩基础，公司 9M21 累计发电量 752 亿千瓦时，仍同比+4.3%。 公司 3Q21 实现投资收益 3.01 亿元，同比大幅增长 166.7%，根据公司指引，主要系公司三季度在股价高位减持了两家上市公司的股票。
新能源发展规划明确，水风光一体化发展可期。
公司于 2021 年 4 月 23 日发布公告调整发展战略为“水电与新能源并重，风光水储一体化发展”，并公布澜沧江上游西藏段 10GW 水电和 10GW 光伏清洁能源基地建设计划，建成后上网电量可达 571 亿千瓦时。 “十四五” 期间逐步开工建设，计划 2030 年开始送电，2035 年全部建成。 同时，根据公司指引，十四五期间公司还将在澜沧江云南段新增风光装机 10GW，目前已在云南省新能源“8+3”规划中获得 780MW 风电项目，其他项目也在积极规划中。 在碳中和、碳达峰背景下，我们看好公司利用自身资源条件优势，水风光互补发展。
风险提示：来水不及预期，水风光电站投产进度不及预期。
风险提示
1）市场化电价上涨不及预期。 煤价高企倒逼市场化交易电价上涨，若未来煤价下降，2022 年市场化交易电价存在上涨幅度不及预期可能。
2）用电需求不及预期来带发电量不及预期。 火电及核电发电量与全社会用电需求密切相关，若全社会用电需求不及预期，火电/核电发电量存在低于预期的可能性。
3）核电新增装机投产不及预期。 我们在测算两家核电上市公司的 2022 年收入增量时，除 考虑电价上涨外，售电量中也考虑了新增机组带来的电量上涨，若新增装机投产不及预期， 测算的 2022 年收入增量存在不及预期的可能性。
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