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这里。今天分享的内容叫电力行业笔记，来自菜鸡本鸡。

今天的内容主要针对发电行业，从研究难度来看，水电小于核电小于风电小于光伏小于火电以及煤电，另外市场上也有生物质或者垃圾发电的上市公司，不过商业模式和纯发电行业也不太一样，暂时就不看了。从商业模式或者行业属性上来看，虽然都是发电行业，但是水核可以归为一类、风光一类、火电，主要指煤电一类。不同电源类型关注的重点，还有市场交易的叙事都不一样。

一、水电：低风险低β防守型资产

前五大水电公司，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源、国电电力，对应流域是长江、澜沧江、雅砻江、大渡河。长江电力是全球最大水电上市公司，独家运营世界最大清洁能源走廊；华能水电是澜沧江流域最大水电供应商；国投电力是国内第三大水电公司，主要控股雅砻江水电；川投能源持有雅砻江水电和大渡河流域的水电权益，是第四大水电公司；国电电力在大渡河流域拥有水电资产。

水电的成本主要是折旧，这部分钱已经掏了，另外水电站几十年后肯定还是可以用的。股票价值是未来自由现金流折现，所以水电股其实主要关注营收和负债情况就行，主要看现金流表和资产负债表。

水电的营收与发电量和上网电价有关，变量是年利用小时数和上网电价。五大水电股都是在建在大江干流上的库容式电站，年发电小时数基本在四千小时以上，长江电力六库连调发电小时数更高，可以达到四千五百小时加。一般而言，一条干流上的水电站越多，通过上下游联动调节，可以在丰水期少弃电、枯水期多发电，实现一加一大于二的效果。

国能大渡河的发电小时数要低一点，三千九百七十八小时。大渡河公司，国电电力持股百分之八十、川投能源持股百分之二十。目前多个电站也是在建设中，其中双江口水电站为大渡河流域龙头水库电站，具备年调节能力，类似两河口电站之于雅砻江水电。

水电的上网电价和电力供需有关，需要看本省消纳和外送省份的具体情况。电力供需紧张的地方上网电价更高。水电上网电价一般也会会受到燃煤电价的压制。

五大水电公司里，国电电力的边际预期可能会更好一点，主要是大渡河的水电发电量和上网电价都有不错的改善预期。所以国电的股价走势要好于其余几个水电股，同时也好于其他火电股。

关于水电的商业模式，我们可以看一下华源大能源报告是怎么说的：“由于人类天性乐观，市场容易高估高风险资产的胜率，导致市场对高风险资产的补偿力度远小于理论计算值。随着预期与现实逐渐并轨，高风险资产有着更高的低于预期概率。相比之下，由于市场在一开始倾向于低估风险，没有给低风险资产充分定价，在经历一轮完整的周期后，反而是低风险资产类别的累计收益率更高。”，这话说得挺在理的，所以在股市里活得久的，大多都把风险放在首位。

在交易方面，我觉得水电属于防守型资产，当市场对未来增长的预期较弱，且风险偏好很低的时候，比如二零二三到二零二四两年的熊市里，水电表现挺不错的。

除了上面提到的，市场上还有一些小水电，比如桂冠电力、黔源电力、远达环保。桂冠电力是大唐集团下的唯一水电上市平台，黔源电力是华电集团下的唯一水电上市平台，远达环保是国电投集团下资产重组后的水电整合平台。小水电的劣势在于短期业绩受到来水量影响比较大，发电小时数一般不高。不过水电站是长久期资产，懂行的资金不应该把短期的随机扰动项看得太重。另外，不知道还有没有集团水电资产的注入预期。

二、核电：和水电资产属性类似，不过更有成长性

核电公司就两家，中国核电、中国广核。核电站的商业模式和水电站比较类似，前期投资巨大，但是运行成本较低。区别在于：核电更可控，作为电力基荷，年发电小时数远高于其他电源，中国二零二四年核电年利用小时数是七千七百九十七小时，基本上除了检修时间，其余时间都满发电，这是其他电源，特别是火电羡慕不来的。

核电投资比水电高百分之五十，年发电小时数比水电高百分之八十，同时核电基本在东部沿海电价高的省份。在资产周转情况方面，中国核电二零二四年，营收七百七十三除以固定资产两千九百九十二等于零点二六。中国广核二零二四年，营收八百六十八除以固定资产两千六百一十八等于零点三三。作为对比，长江电力二零二四年，营收八百四十五除以固定资产四千三百零四等于零点一九，华能水电二零二四年，营收两百四十九除以固定资产一千五百一十七等于零点一六。

在运行成本方面，水电只有检修和人工成本，核电还有燃料成本。不过因为核电发电小时数和上网电价更高，资产周转率更快，相应的回本周期也更短。但是，核电站的全生命周期要远小于水电站，另外老旧核电站的退出还需要额外花一笔钱。

“四水两核”某种程度上，可以看作一类资产，股价走势可能也差不多。估值主要受分母端影响，很多时候会和大盘反着来，属于偏防守型的资产。

不过，核电相比水电有个优点，在于成长性更好。在日本核电站出事后，我国核电停止审批了一段时间。后来十四五期间，批了挺多机组。中国广核在建工程五百七十二亿，固定资产两千五百三十六亿，另外集团可能还有核电在建；中国核电在建工程两千一百三十二亿，固定资产三千四百九十八亿。成长性都是很不错的。另外，华龙一号国产率提升，也有望成本下降。好的核电站净资产收益率可以到百分之二十。

三、风光电：电价下行预期影响估值，还需政策支持

商业模式上，风光电和水电类似，属于一次性资本开支投入，后续花点运维成本，回收现金流就行。早些年，风光电项目投资的账很好算，一般上网电价是固定的，发电量和当地气象参数有关，一年下来也偏离不到哪去。因为未来的现金流预期是比较明确的，所以其实就是算财务账的游戏。

风光电的大行情在二零二零到二零二一年，一方面，双碳战略打开了未来的风光电装机空间；另一方面，风光电的技术进步使得度电成本大幅下降，可以实现平价上网，也就没有应收账款的负面预期了。但是，电力从属性上有能量价值、时间价值和环境价值三类。从度电成本的能量价值来看，风光电的度电成本比煤电还低。但是算上时间价值，风光电的平价时代还远没到来。风光电最大的弊端在于其发电不可控，特别是光伏，出力时段还很集中。所以一旦进入电力现货市场，风光电就变得很被动，特别是光伏，同质化的产能集中发电，很容易把某一个时间段的电价打得特别低，尤其是风光电的边际发电成本几乎为零。

产业投资需要有比较稳定的预期。所以现在推出了机制电量电价的玩法。机制电价大概就是协商一个结算电价，新能源发电仍然在电力市场上交易，但是场外结算的时候会有个托底，最后按前期商定的机制电价进行结算，多退少补。但是机制电价这个东西，还是由市场竞争来确定的。广东省最新的分布式光伏项目的机制电价竞价结果是零点三六，不过存量的新能源项目机制电价还是按广东省燃煤发电基准电价零点四五三执行。

风光电里面，风电要好于光电，因为风电的发电曲线和负荷用电曲线重合度更高一些，也就是晚上风电还能出力。同时风电的壁垒也会更高一些，好的风电场也是具有资源属性的。

从资本回报的角度来看，风电也是优于光电的。风电场投资比光伏电站投资大概高百分之二十五到百分之五十，但是发电小时数上，风电两千到三千小时，光伏一千到一千五小时，风电发电量比光伏多百分之一百。上网电价相同的情况下，风电场的资产周转率要高于光伏电站。又因为光伏发电的集中性，且在用电高峰的傍晚光伏发不了电，光伏的整体上网电价要低于风电，所以整体上，风电的资本回报率会更高。

在A股和港股市场里，规模比较大的绿电多是风电占比高的玩家。央企大玩家有华电新能的 A 股、龙源电力的 A 股和港股、三峡能源的A股，大唐新能源 A 股和港股、中广核新能源的港股、节能风电的 A 股、中国电力的港股。另外，华润电力的港股和华能国际A股和港股的绿电业务是在自己上市公司主体里的。至此，除了中核和国投外，发电央企里的五大六小基本齐全了。

从纯市场经济的角度来看，绿电目前的竞争力其实不太够，综合成本下，绿电的平价时代还未到来。但是双碳目标下，绿电发展是大势所趋，所以还是需要给予产业界一定的资本回报的，不然这事没法推下去。所以，我对绿电的态度比较中性，不能太乐观，但也不用太悲观。在交易的时候，在绿电市场情绪最差的时候买，可能会有超额收益。

四、火电：关注盈利稳定性，公用事业化转型

我觉得火电行业是研究难度最大的，主要原因在于其受政策影响太大。影响比较大的政策有：二零一五年，电改九号文，上网电价方面，燃煤标杆上网电价机制主要还是强调“煤电联动”。二零一九年，一六五八号文，出台“基准价加上下浮动”机制，文件中提到“实施基准价加上下浮动价格机制的省份，二零二零年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升“。二零二一年，一四三九号文，上下范围扩大到百分之二十。对用户侧影响更大的是工商业目录销售电价的取消。二零二一年全球能源价格的上涨，倒逼电价上涨，也打破了之前电价只跌不升的趋势。那两年，水电和新能源出力遇到问题，煤电由于十三五期间审批不多，再叠加双碳目标下对火电的悲观预期，共同造成了电力供应危机。在此背景下，二零二二年启动了“三个八千万”煤电计划，要求二零二二年、二零二三年煤电各开工八千万千瓦、两年投产八千万千瓦。二零二三年，一五零一号文，推出容量补偿机制，同时明确新能源入市。

回归到煤电的商业模式，煤电一吉瓦需要投资四十五亿，比风电的六十亿要便宜。另一方面，煤电一年的发电小时数也高于风电的发电小时数。所以资产周转率方面，煤电要快一点。不过煤电的主要成本在于煤炭，性质上属于制造业，业绩关键变量在于煤价、上网电价、发电小时数。

要实现双碳目标，煤电发电量应该是长期下行趋势的，但是风光电出力不可控，从安全保供的视角出发，煤电装机会比较稳定。所以，煤电发电小时数长期下行趋势是比较确定的。

长期以来，我国煤电技术也是在不断进步中。新机组发电效率越来越高，导致度电成本越来越低，同时对老旧机组也造成了打击。所以新机组多、同时布局在沿海为主的华润电力表现会更好。煤电新技术的快速推广，对老旧技术的产能带有一定的资本毁灭性质。所以在财务报告里，火电厂经常发生资产减值损失。

另外两个变量是煤价和上网电价。电力市场改革核心我理解就是有效传导上游成本，火电产能的盈利更聚焦在自身的内在基本功里。经过上一轮煤价暴涨，行业迎来扩产，个人觉得煤炭价格会比较稳定，短期不容易再暴涨。至于上网电价，这又是一个很复杂的变量。市场经济下，电价和电力供需关系有关，供需紧张电价高、供需宽松电价低。

不过燃煤电价又有点复杂。因为火电还是我国的主要电源，燃煤上网电价也是水电、核电以及风光电上网电价的锚。如果火电上网电价太低的话，新能源上网电价也会面临承压，相应的电力系统低碳化转型也会面临一些问题。我觉得要构建清洁低碳的新型电力系统，短期内全社会的用电成本是会增加的，增加的这部分成本对应的是减排带来的环境效益。相应的，上游电源企业的营收总盘子也没有降低，但是分配机制发生了变化。原来变量较大的发电收入降低了，但是确定性更强的容量固定收入增加了。

但是，预期稳定不代表能赚大钱，铁饭碗和金饭碗还是有区别的。公用事业的合理利润还是受到政策的约束，比如抽水蓄能的容量电价规定的就是百分之六的内部收益率，放到二级市场其实也未必有很强的吸引力。

火电具体标的方面，有几类：全国性央企，比如华能国际、华电国际、大唐发电、国电电力；五大央企集团下的区域能源公司，比如内蒙华电、电投能源等等；地方能源集团，比如皖能电力、申能股份、浙能电力、粤电力等等。

最后，电力行业研究难度还是太大了，账不太好算。新型电力系统建设下，还是需要持续行业投资的，资本开支少不了，除了水电外指望躺平收息也不太现实。当然相关政策也不会少。这里面，我觉得预期和博弈都很复杂。

3080.电力行业笔记

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