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■“双碳”叠加电改加速，电力行业价值重估：“十四五”以来电力板块整体呈现估值向上趋势，2021年“双碳”背景下绿电装机高成长预期及环境溢价下，风电、光伏行业估值实现大幅提升；2022年以来缺电背景下，电力市场化改革步伐加快，火电电价上浮叠加煤价回落，火电板块呈现估值向上趋势；水电板块受益于其高业绩稳定性、高分红资产属性，估值维持相对高位，仅核电板块估值仍相对偏低，我们认为在审批加速以及中特估背景下，核电有望成为电力行业价值重估的下一环。
■各电源属性不同各有千秋，核电为兼具稳定性和成长性的优质资产：各电源属性差异较大，其中火电受煤价波动影响属于典型的周期属性资产；水电为高业绩稳定性、高分红资产；绿电在“双碳”背景下装机高速增长，具备成长属性；而核电是稀缺的兼具业绩稳定性和长期成长性的优质电源资产。从资产属性看，核电电量、电价、成本三方面高确定性，并与水电资产属性高度相似，机组折旧年限远低于使用寿命，而核电、水电都具有前期投资大的特点，折旧成本占营业成本比重较高，长期机组折旧计提结束后其盈利能力有望再上一台阶。同时，过去三年我国经历“双碳”背景下的能源结构转型、连续出现缺电限电现象，核电作为清洁的基荷电源审批提速，随着高比例新能源发电下基荷电源需求提升叠加技术迭代下核电安全保障性增强，我们认为核电长期发展空间将更加广阔。因此，核电成为基荷电源中兼具稳定性和成长性的优质电源，长期发展向好。
■估值修复叠加远期确定性成长，核电值得长期坚守：核电资产与水电类似，估值可与水电进行对标，基于PB-ROE模型对核电进行合理估值，考虑公司分红与长期可持续增长率，中国广核、中国核电ROE和股息率与除长江电力外的水电企业基本相当，且长期成长动力与发展空间高于水电，截至7月20日中国广核、中国核电PB（LF)分别为1.43x和1.61x，相比于水电2x以上PB仍有较大提升空间。从短期看，中特估有望推动核电实现估值修复，长期来看，核电大规模投产将带来业绩持续增长，值得长期坚守。推荐两大核电巨头【中国广核】【中国核电】。
■风险提示：核电审批进度不及预期、下游用电需求不及预期、机组投产进度不及预期、电价下调风险、安全生产风险。
1.“双碳”叠加电改加速，电力行业价值重估
2015年以来，在煤炭去库存背景下煤价持续走强，火电行业盈利能力走低，电力占比中最高的火电板块具有一定的周期属性，在偏好成长标的的市场风格下电力板块被相对低估，因此在2021年之前电力行业估值持续走低。2021年下半年以来受“双碳”及电改加速驱动，电力板块迎来估值拐点。
一方面，“双碳”背景下能源转型加速。2020年9月我国首次提出“双碳”目标后，电力行业作为排碳大户率先确定转型目标，绿电占比大幅提升，2021年各大电力央企纷纷加大绿电布局，陆续出台“十四五”绿电装机规划，“量增”逻辑清晰，绿电装机高成长预期及环境溢价下2021年风电、光伏板块估值实现大幅提升。同时，受益于绿电估值修复拉动火电转型新能源企业同样实现估值提升。
另一方面，缺电限电倒逼新一轮电力体制改革，带来电力板块估值提升。自改革开放以来，电力体制滞后于经济增长的问题日益凸显，我国历经多轮电力体制改革，推动电力行业逐步趋于市场化。2021年下半年我国多地出现严重的缺电限电现象，据我们分析，此次缺电主要由三方面因素导致：1）“双碳”背景下我国装机结构出现较大变化，新能源发电装机占比大幅提升，由于新能源发电具有波动性、间歇性特点，导致高峰用电负荷下的电力供给存在缺口；2）煤价出现历史级别大幅上涨，导致火电企业发电意愿减弱；3）2021年上半年能耗双控指标完成情况不佳，三季度实现双控目标压力较大，导致出现限电现象。2021年多省大范围缺电倒逼新一轮电改，2021年10月，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，一方面推动燃煤发电量实现100%市场化交易，另一方面将燃煤发电市场交易价格浮动范围从上浮不超过10%，下浮不超过15%扩大至上下浮动范围均不超过20%，高耗能行业不受20%限制，电力现货价格不受限制。此次电价上浮有利于火电企业将煤价上涨压力进一步传导至下游。2022年1月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，2023年7月，中央深改委会议审核通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，进一步强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。近年来电力市场化改革步伐持续加快，火电电价上浮叠加煤价回落，火电板块呈现估值向上趋势。
水电板块受益于其高业绩稳定性、高分红的资产属性，估值在电力板块中维持相对高位，过去几年水电估值始终保持在15倍PE、2倍PB以上。总体来看，“十四五”期间受“双碳”、缺电及电改等几方面因素推动，电力行业整体呈现估值向上的趋势，而核电估值仍然相对偏低，我们认为在行业审批加速以及中特估背景下核电有望成为电力行业价值重估的下一环。
2.各电源属性不同各有千秋，核电为兼具确定性和成长性的优质资产
电量、电价、成本三方面决定电力资产属性。根据电力企业收入、成本以及利润端进行拆分，电力企业业绩受多方因素影响，其中电量、电价、成本三方面变化为重要决定因素，从各电源类型未来发展潜力、业绩波动性等方面分析，我们把火电、水电、核电、绿电四大电源类型分为周期性、稳定性、成长性资产三类，各资产属性下的电源品种各有优势。
2.1. 核电——兼具稳定性与长期成长性的稀缺电源
我国核电发展30年，装机规模位于世界前列。自大陆第一座核电站秦山核电在1991年投产以来，过去30年我国核电装机容量稳步增长，根据中电联数据，截至2022年底，我国核电总装机容量达到55.5GW，占全国发电总装机容量的2.2%，核电装机容量仅次于美国和法国。目前国内具有核电资质的发电集团包括中核集团（下属上市公司中国核电）、中广核集团（下属上市公司中国广核）、国家电投以及中国华能，中国核电和中国广核为国内两大核电巨头，截至2022年底，两家公司在运核电机组分别占全国核电装机的42.7%和52.8%（含中国广核管理的联营电站红沿河电站）。
从核电项目地域分布情况看，由于核燃料裂变产生巨大热量，需要足够多的水来进行冷却，因此核电站附近必须有大量水源，考虑到水源汲取和排放的便捷性，我国目前在运和在建的核电站主要建在沿海地区。目前我国大陆投运的核电机组主要分布在8个省区，分别为广东省、福建省、浙江省、江苏省、山东省、辽宁省、海南省和广西壮族自治区。
2.1.1.核电高业绩稳定性优势凸显
从电量、电价、成本三大盈利能力决定因素分析，核电为稀缺的高业绩稳定性电源类型。从电量端看，核电具有优先调度权，受下游用电需求波动影响较小。核电站一般是按照带基本负荷运行的方式进行设计，为保障机组运行稳定，核电机组基本不参与电网调峰。根据国务院下发的《节能发电调度办法（试行）》，核电的发电序位仅次于无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组以及有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组，高于燃煤热电联产、天然气和普通燃煤发电机组，享有优先调度的权利。
同时核电有别于水电和新能源发电，利用小时数不受自然资源影响，从过去几年核电运行情况看，除设备检修外机组基本处于满发状态，在各类电源类型中利用小时数和发电稳定性最高，历年全国核电平均利用小时数均保持在7000小时以上，近两年保持在7500小时以上。
从电价端看，核电电价由两部分构成，部分上网电量执行发改委核定的计划电价，其余参与市场化交易。一方面，核电项目地理位置优异计划电价较高。由于核电项目主要分布在经济发达的沿海省份，地处电力负荷中心，一方面具备较好的消纳保障能力，另一方面沿海省份上网电价相对较高，各省核电批复的计划电价均在0.37元/kWh以上，在一定程度上保障核电项目盈利能力。
另一方面，煤价中枢上移为核电市场化电价提供支撑。在2021年三季度以来煤价出现历史级别上涨、火电企业大规模亏损的背景下，发改委将市场交易电价上下浮动范围扩大至不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，2022年火电电价已实现较大程度上浮，以五大集团下属主要的火电企业为例，根据各公司公告，国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电2022年平均上网电价分别达到438.88、509.92、519.00、460.79元/MWh，分别同比上涨22.4%、18.0%、20.7%和18.4%。火电上网电价作为其他电源类型定价的锚，其电价上行带动核电电价从“折价”转为“平价”。2021年以前，核电的市场化交易电价一直处于“折价”状态。随着火电市场化电价上浮，2022年核电市场化电价也较之前显著提升，目前基本维持在“平价”水平。根据中国核电公司年报，2022年公司核电项目主要所在省份浙江、江苏、福建三地的项目平均上网电价分别同比提升14.76、34.96、18.67元/MWh。同时根据中国广核2022年业绩发布会信息，2020-2022年，公司市场化电量占比分别为33.52%、39.15%、55.31%，市场化电价（含税）分别为355.6元/MWh、357.4元/MWh、401.7元/MWh，2022年实现大幅提升。
通过对国家发改委、国家能源局及煤炭资源网披露的数据进行初步梳理，由于实际煤炭增量有限，即使今年以来煤价较去年出现大幅度下滑，但仍高于2021年煤价大幅上涨之前的水平，根据煤炭资源网数据，截至2023年7月20日，秦皇岛港动力煤5500混煤平仓价跌至875元/吨，年初以来下跌25.5%，但相比于2020年同期仍然高51.1%。同时从煤炭长协基准价情况看，自2017年煤炭长协机制确立后，5500大卡煤炭长协基准价为535元/吨。而根据2022年和2023年的《电煤中长期合同签约履约工作方案通知》煤炭长协基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行，相较于2017年来一直沿用的535元/吨上涨26.17%。因此我们认为煤价中枢很有可能已经上移，对火电及核电电价均形成一定支撑。
煤价中枢上移背景下沿海省份火电电价上浮，核电电价具备优势，下行风险较小。以江苏和广东省为例，根据2023年江苏省电力市场年度交易结果，2023年江苏加权平均上网电价为466.64元/MWh，较当地燃煤基准价上浮19.35%；广东省2023年年度双边协商交易均价为553.96元/MWh，较当地燃煤基准价上浮19.63%。对比核电电价，参考中国核电和中国广核2022年在江苏和广东的平均交易价格，中国核电2022年在江苏省内平均含税上网电价为431.36元/MWh，根据中国广核2022年中国广核2022年公开业绩发布会信息，中国广核在广东省内平均含税市场化交易电价为423.7元/MWh，远低于火电年度长协市场交易电价，在电价端具有一定支撑。从成本端看，核电燃料成本占比较低，成本波动较小。参考中国核电、中国广核各项成本占比，根据公司公告，2022年中国广核电力销售业务中燃料成本、折旧成本、计提乏燃料处置金、运维及其他四项成本分别占其营业成本的26.7%、29.7%、10.5%和33.1%；中国核电电力销售业务中燃料及其他材料成本、折旧成本、运行维护费用、人员费用和其他成本五项成本分别占比22.2%、38.4%、12.9%、13.6%和12.9%，其中燃料成本占比相对较低。同时根据中国核电公开投资者问答，核电厂目前采用先采购天然铀再委托加工成燃料组件的方式，整个供应链签订10年长协，长协定价依据其定价公式，不和当前铀价挂钩，受燃料价格波动影响较小。
同时，核电准入门槛高，项目获取无隐性成本。各电源类型行业竞争格局差异较大，水电、火电行业集中度较高，主要以央企和地方国企主导；而绿电项目投资建设参与者众多、行业竞争激烈，部分省份新能源项目竞争性配置要求趋严，除了强制配储要求和部分省份实行绿电项目向下竞价机制外，部分地区还提出产业配套要求，例如将投资建设重大产业项目、助力乡村振兴、进行社会事业帮扶等纳入竞争性配置评分条件，增加绿电项目隐性投资成本；核电考虑到安全性、投资成本等方面影响，准入门槛最高，国内仅有中核集团、中广核集团、国家电投以及中国华能四家央企具备核电资质，各核电企业项目有较为明显的地域划分，按目前核电在运项目地区看，中国广核项目主要分布在广东、广西、福建和辽宁；中国核电项目主要分布与浙江、江苏、福建、辽宁和海南，项目获取无隐形成本。
电量、电价、成本三方面稳定背景下核电企业业绩稳健，中国广核2016年以来归母净利润年复合增速为5.17%，基本保持平稳，中国核电近几年受益于新增装机投产以及市场化电价上浮，业绩实现较高增长，2016年以来年复合增速达到12.3%。
2.1.2.资产属性与水电类似，长期盈利能力有望再上台阶
从远期核电项目盈利能力看，核电资产属性与水电类似，折旧年限远低于使用寿命，折旧完成后盈利能力在保持稳健的基础上有望实现进一步提升。根据中国核电公司公告，中国核电、中国广核对于不同的固定资产类别主要按工作量法和年限平均法进行折旧，两家公司折旧年限略有不同，2018-2020H1中国核电、中国广核综合折旧年限分别为25.51年和32.28年，而核电二代、三代机组设计使用寿命分别为40年和60年，折旧年限远低于设计使用寿命。
核电、水电都具有前期投资大的特点，折旧成本占营业成本比重较高。根据《长江电力价值手册（2022版）》，公司折旧费用占其总成本的40%，中国核电、中国广核2022年折旧费用分别占公司总成本的27.6%和13.9%（中国广核折旧费用占总成本比重较低主要由于其低毛利率的建筑安装与设计服务业务占比提升），从长期看，在机组折旧计提结束后水电、核电项目盈利能力有望上一台阶。
2.1.3.核电审批加速，成长动力充足
“双碳”政策推动下，我国能源结构正在发生重大变革，而在变化过程中，我国能源安全也遇到了巨大的挑战。自2021年以来的三年里，我国电力系统频繁遭遇限电的困境。
2021年8月，广东、江苏、云南、四川、内蒙古、吉林等多省实施有序用电、临时停电、拉闸限电等措施，尤其东北地区限电最为严重，煤价大幅上涨及能耗双控政策为限电重要因素之一。2021年下半年以来受经济回暖、电力需求复苏、煤炭行业在供给侧改革后产能供给不足影响，煤炭供需失衡，煤价出现历史级别大幅上涨。根据Wind数据，2021年秦皇岛Q5500动力煤市场价从年初797.5元/吨上涨至10月20日最高点2592.5元/吨，涨幅约为225%。国内煤价的持续走高造成火电企业发电成本骤增，“市场煤、计划电”之间的“煤电顶牛”矛盾凸显，火电企业面临着“发电即亏损”的窘境，发电意愿大幅减弱，导致了全国电力供应紧张。加之可再生能源发电本身具有较强的随机性与不确定性，如东北地区风电发电量骤减，更是给电力供给雪上加霜。此外，2021年上半年能耗双控指标完成情况不佳也是8月出现“拉闸限电”现象的核心因素之一。我国于十八届五中全会首次提出能耗双控的概念，2021年作为实行“双碳”目标的开局之年，对于能耗双控的执行力度更加严格。根据国家发改委于2021年8月发布的《上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，9个省区能耗强度不降反升、10个省区能耗强度降低率未达到进度要求，因此2021年三季度实现双控目标压力较大，导致出现限电现象。
2022年夏天，我国又发生全国范围大规模限电现象。四川盆地、江汉、江淮、江南等地持续发生极端高温天气，根据国家气候中心监测评估，从2022年6月13日开始的区域性高温事件综合强度达到1961年有完整气象观测记录以来的最强水平。从电力需求端来看，高温天气导致居民用电负荷明显增加，根据国家能源局的统计，2022年6、7、8月城乡居民生活用电量达到 1046、1480、1669亿kWh，同比分别增长17.7%、26.8%、33.5%。与此同时，随着高温天气的持续，多地出现严重的干旱现象，安徽、湖南、贵州、重庆、四川等地均有部分主干江河出现断流情况,主要江河汛期来水量较往年同期大幅下滑，水电发电能力持续受限。
限电背景下保供需求迫切，核电审批有望持续加速。我国连续多年多省份出现限电现象，能源保供需求刻不容缓，核电核准数量有望获得持续提升。自从2011年日本福岛核事故以来，在相当长的一段时间里，我国核电审批一度受限。2015年一次核准8台机组后，2016-2018年我国核电审批进入了三年停滞期，直到2019年重启核电审批。随后三年每年核准机组数量稳定在4-5台。而2022年，国务院常务会议共核准了10台核电机组，较2021年数量翻倍，审批显著提速。
据我们统计，截至2023年3月中国广核防城港3号机组投产运行后，我国在建及已核准待建的核电机组达到24台，合计装机容量达到28.04GW，其中根据各核电项目预计投产事件，2026-2027年将迎来核电投产高峰，预计分别投产5台和8台，若后续核电核准进度仍能维持较高水平，参考核电项目普遍5年的建设周期，2027年之后核电高速投产趋势有望延续。
从长期看，高比例新能源发电下基荷电源需求提升叠加技术迭代下核电安全保障性增强，我们认为核电长期发展空间将更加广阔： 1） 技术迭代背景下核电安全性大幅提升，核电发展顾虑有望消除。目前我国核电在运机型主要为二代及二代+机型，在建和核准待建项目以更先进的三代机组为主。受2011年日本福岛核泄漏事件影响，我国对核电安全性的担忧导致核能利用和核电站核准建设进入低潮期，安全性成为过去阻碍核电发展的重要因素。但随着技术迭代，三代机组在安全性方面较二代机组大幅提升，且使用寿命更高，通过比较堆芯熔化概率和大规模释放放射性物质概率两个指标，根据中国广核招股说明书，二代机组堆芯熔化概率和大规模释放放射性物质概率分别为和量级反应堆寿命约40年；而三代机组堆芯熔化概率和大规模释放放射性物质概率分别为和量级，反应堆寿命约60年，安全性提升背景下我国对核电未来发展顾虑有望逐步消除。目前我国出于对水资源安全性的考量，核电基地主要分布在沿海省份，但在技术迭代，安全性提升背景下未来核电选址有望向内陆地区发展，根据《中国发展内陆核电的安全性研究》，（张家磊等），三代核电技术有完善的严重事故预防和缓解措施，且已经采取了福岛核事故后提出的各种改进行动要求，因此我国内陆核电厂的安全是有保障的，同时从水源安全角度看，我国内陆核电厂址均将核岛厂房布置在基岩上，放射性液体经地下水途径到达最近地表水需要数年甚至更长的时间，基本不会影响水源安全。目前四代核电技术仍处于早期开发阶段，有望在三代技术的基础上大幅减少核废料、更充分利用铀资源、降低核电站建造和运营成本，以及更好控制核扩散，进一步降低运行风险。
2） 新能源发电占比提升背景下核电作为清洁基荷电源发展动力强。根据中国能源报，预计2030年全社会用电量达到11.5万亿千瓦时左右，2035年达到13.1万亿千瓦时左右，2060年达到16万亿千瓦时左右。到2060年，为实现碳中和目标，中国非化石能源发电量比重应达到85%左右，在新能源发电装机达到58.5亿千瓦的目标下，全国仍将存在2.8万亿千瓦时左右的非化石发电量缺口，核电作为清洁性、可开发空间最高的基础负荷电源，有望与新能源发电形成有效互补，提升电力系统运行的安全性和可靠性。3）相比于同样可作为清洁基荷电源的水电，核电建设受自然条件资源制约较少。出于对核安全的考虑，核电站选址需要考虑几个方面，首先由于核燃料裂变产生巨大热量，需要足够多的水来进行冷却，因此核电站附近必须有大量水源，考虑到水源汲取和排放的，我国目前在运和在建的核电站主要建在沿海地区。其次，核电站选址需要考虑地质稳定，降低受到自然灾害影响的概率，且在人口密集度较低的地方，与人口密集的城镇需保持适当距离。
而水力发电至少需要两个先决条件：1）河流需要产生巨大的落差，从而产生强大的向下冲力和水平流速。2）河流需要有巨大流量形成强大水利。同时，水力发电对工程、输电技术也有一定要求。随着我国河流中下游以及地理位置相对便利的水电项目开发接近尾声,目前水电行业发展重心转向未开发资源集中的西南地区河流中、上游流域。上游流域水电受制约因素多、交通条件差、输电距离远、工程建设和输电成本高等多方面因素影响，开发难度和成本较高，目前国内具备经济开发价值的剩余水电资源已所剩不多。从选址来看，核电长期发展空间更大。
根据国家发展规划，核电长期有望继续维持高速审批。根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》以及中国核能行业协会发布的《中国核能发展报告（2021）》，预计到2025年，国内在运核电装机达到7000万千瓦，在建核电装机达到5000万千瓦；到2030年，核电在运装机容量达1.2亿千瓦，约是目前的2.3倍，核电发电量约占全国发电量的8%；到2035年，我国核电在运和在建装机容量将达到2亿千瓦左右，发电量约占全国发电量的10%左右。2023年3月两会期间，全国政协委员、中国广核集团董事长杨长利建议：在确保安全前提下，未来十年保持每年核准开工10台以上核电机组。
2.2.火电——周期属性资产，受煤价波动制约
“市场煤、计划电”背景下火电逆周期属性凸显，其本质是煤、电定价机制市场化程度不同。火电板块作为煤炭板块的产业链下游，其营业收入主要取决于发电量、上网电价两个因素，而其营业利润与煤价呈负相关关系。从火电企业业绩表现看，煤价波动是火电企业业绩的核心决定要素。根据国内主要火电企业公司公告披露的成本构成，正常年份下煤炭成本约占总发电成本的55%-70%，其次是折旧费用、财务费用、人工费用等。自1993年煤炭进行市场化改革后，其价格不再受计划管控，煤价大涨背景下燃料成本占比将进一步提升。2021年下半年以来，受到“保供+调峰”需求双重影响下我国煤价出现历史级别大幅上涨，且2022年下半年受到全国罕见持续高温干旱影响丰水期来水大幅低于预期，再次出现限电现象。我国连续两年出现限电现象背景下煤价持续维持高位，导致2021-2022年火电企业燃料成本占比大幅提升。根据Wind数据，2021年10月秦皇岛动力煤市场价最高突破2500元/吨，2022年仍保持高位震荡，火电成本大幅提升。
煤价大幅上涨背景下市场化电价浮动范围仍受到制约。2015年开启电力定价机制市场化改革，2020年取消“煤电联动”机制，同时将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价格设定权下放至地方政府，浮动幅度由电力用户等市场主体协商决定。2021年将煤电电价基准浮动空间由原本的-15%至10%调整至目前的±20%，并有序放开全部燃煤发电电量上网电价。与相对实现市场化、伴随供需等因素发生变化的煤价相比，发电企业上网电价仍非完全市场化。煤、电双方价格无法有效联动，造成煤炭市场定价与发电政府定价之间的不匹配。因此，在经济上行、电力需求大幅提升背景下，煤价上涨幅度高于电价，火电业绩承压。
从电量情况看，用电需求下降将对火电利用小时数造成一定影响。在我国电网调度排序中，新能源享有最高等级的优先权，水电与核电次之，最后为火电，因此火电发电量受下游需求波动影响较大。但根据过去几年火电企业业绩表现，在经济增速承压时，相比于利用小时数承压，煤价下行对火电盈利改善作用更大，是典型的逆周期性品种。
今年以来，由于市场煤价大幅回落火电盈利实现大幅改善。根据煤炭资源网数据，秦皇岛港动力煤5500混煤平仓价从今年年初的1175元/吨最低在6月12日跌至759元/吨，截至2023年7月20日，秦皇岛港动力煤5500混煤平仓价为875元/吨，年初以来下跌25.5%，煤价大幅回落背景下火电迎来业绩拐点，参考中信三级火电行业指数扣非归母净利润，今年一季度火电板块扣非归母净利润已明显改善，二季度随着煤价进一步回落，火电盈利能力有望持续提升。
2.3.水电——长期高业绩稳定性、高分红资产
水电电量、电价、成本三方面均具备高确定性，为典型的长期稳定性资产：
从电量端看，水电作为清洁能源具有优先调度权，受用电需求影响较小。
在电网调度排序中水电上网优先级仅次于新能源发电，同时，水电站通常与电网公司签订购售电合同，上网电量有一定保障。近年来，国家出台相关政策保障水电等清洁能源的优先消纳。2018年10月，国家发改委与能源局发布的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》中要求到2020年全国水能利用率达到95%以上。2020年3月国家能源局发布的《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》进一步明确清洁能源优先上网与全额保障性收购。此外，对比往年数据发现，我国月度全社会用电量波动较大，而水电总体发电量水平每年较为稳定。因此，水电在优先消纳背景下，受社会用电量需求的影响较小。
大型梯级电站联合调度平滑来水波动，进一步提升发电稳定性。水电、绿电受风光资源量机来水影响电量均有一定波动性，但由于国内大型水电基地多为梯级电站，大型水电企业可通过上下游梯级电站联合调度平滑来水波动，以提升发电稳定性。以国内水电龙头长江电力为例，公司目前持有的六座水电站水库在同一流域，水力联系密切，可形成金沙江下游—三峡梯级水库，通过调节库容，相互协调配合，改变径流的分配过程，以提升发电稳定性。梯级电站联合调度具备两大作用：1）有效减少弃水：在来水偏丰时减少无法产生电量的弃水，从而使发电量不断攀升。例如当预报三峡来水大于电站所有机组过流能力时，可以通过溪洛渡水库提前拦蓄部分水量，待三峡来水减小后，上游水库再逐步释放拦蓄水量，尽量让来水都通过机组过流，从而提高梯级电站的发电效益；2）提高平均运行水头：通过联合调度适当提前每年的汛后蓄水时间，延迟汛前水位消落时间，令非汛期保持较高的平均运行水头。此外，充分利用汛期洪水资源，把部分洪水留在水库，待洪峰过后，再经水轮发电机组泄至下游，不仅可以增加发电流量，也可提高汛期水库的平均运行水头。
从电价端看，水电电价低、下行风险小。当前水电上网电价的定价方式主要包括四类:成本加成定价、标杆定价、倒推电价定价和市场化定价。成本加成定价方式多用于早期的水电站，2014年我国发改委进一步完善水电价格形成机制，成本加成定价方式不再使用。通知规定，对于2018年及以后投产的水电站，跨省跨区域的交易价格根据倒推定价的方式进行确定，省内消纳电量上网电价实行标杆电价制度，以省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场情况和水电开发成本制定。同时，国家积极鼓励通过竞争方式确定水电价格，水电上网电价定价方式逐步趋于市场化。
国内大型水电站电量通常为点对点跨省销售，以签订购售电合同为主，以长江电力为例，根据《长江电力价值手册2021》中披露的2020年公司购售电合同签署情况，三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝电站合同售电量分别占比高达81.0%、95.3%、92.5%、94.9%，购售电合同签订背景下上网电价基本保持稳定，对于体量相对较小的水电站，电量通常为点对网销售（进入省网），市场化占比相对较高。由于水电发电成本远低于火电和新能源发电，因此水电上网电价较低，以国内部分水电龙头长江电力、华能水电、川投能源为例，上述三家水电企业2022年平均上网电价分别为0.27、0.21、0.20元/kWh，远低于大部分省份燃煤基准电价，低电价优势凸显，从长期来看电价下行风险较小。
从成本端看，水电成本以折旧为主，长期成本可下降空间大。从发电成本的角度来看，虽然水电前期建造成本高，周期长，但建成后发电成本远低于其他电源。不同于火电，水力发电不需燃料燃烧，水电成本中折旧费用等固定成本占比较高，其他可变成本（包括燃料费、人工费、运维费等）占比较低。以长江电力为例，根据《长江电力价值手册2021》中对营业成本的拆分，折旧占公司成本比重高达40%左右，其次是财务费用。因此，在折旧和债务到期前，公司水电度电成本较为稳定。此外，根据各水电企业公司公告披露，公司水电大坝的平均折旧年限为40-60年，机器设备的平均折旧年限为5-32年，远低于大型水电站约100年的实际可用年限，因此从长期看，在水电机组和大坝折旧计提结束后，水电营业成本有望实现大幅下降，盈利能力将进一步提升。横向对比各电源类型发电成本，水电发电成本具备显著优势。横向对比各大电源类型龙头企业，2022年长江电力平均度电成本为0.12元/千瓦时，远低于其他电源类型发电成本，若除去折旧费用，水电的成本优势将更为突出。
受益于电量、电价、成本三方面稳定，水电整体业绩确定性相对较高。根据中信三级水电行业统计数据，水电板块在2018年之前受益于大型水电项目持续投产净利润增速较高，2018年至今随着大型水电站投产增速放缓，水电业绩波动较小，作为长期成长空间有限且业绩高确定性资产，水电整体分红比例较高，长江电力、华能水电、川投能源、桂冠电力几家水电龙头2022年分红比例均在40%以上，其中长江电力达到90%以上。
2.4. 绿电——“双碳”背景下成长属性凸显绿电板块主要受益于“双碳”政策推动，装机规模大幅增长保障成长性。截至2022年底，我国风电装机容量达到365.44GW，同比增长11.25%，2015年以来年复合增速达到15.8%；光伏装机容量达到392.61GW，同比增长28.07%，2015年以来年复合增速达到36.9%。装机高速投产背景下绿电板块业绩同样维持较高增速，据我们统计的22家A股绿电上市公司在2021年以来业绩出现高速增长，主要受益于2020年陆上风电、集中式光伏抢装潮影响，新增装机高速增长带来2021年业绩集中释放，2022年绿电企业仍保持相对较高的业绩增速，营业收入及扣非归母净利润增速分别达到9.25%和29.24%。
“双碳”政策下后续绿电板块成长性有望维持。国家政策大力推动下各省均陆续出台“十四五”能源发展规划，截至目前已有29个省份陆续出台了详细的新能源“十四五”装机规划，我们通过参考各省出台的“十四五”能源发展规划及其他相关政策以及全国新能源消纳监测预警中心所统计的2020年底各省风电光伏装机容量推测，“十四五”期间风电、光伏合计规划新增量将达到791.47GW，保障绿电板块中期成长性。
3.估值修复叠加远期确定性成长，核电值得长期坚守 由于核电与水电资产属性类似，均属于业绩确定性强、固定资产较多、账面价值相对稳定的重资产行业，适用于PB估值。核电作为稀缺的兼具业绩确定性和长期成长性的电源，我们认为相比于其他电力板块资产，核电估值相对偏低。按PB估值进行对比，截至2023年7月20日，申万指数中火电、水电、光伏、风电的PB（LF）估值分别为1.18x、2.47x、1.41x和1.85x，而中国广核和中国核电两家核电板块上市公司PB（LF）分别为1.43x和1.61x，横向对比来看，目前核电板块估值大幅低于水电。
我们认为核电短期具备估值修复预期，叠加长期核电大规模投产带来的业绩增长，成长性值得期待。由于核电资产属性和水电类似，我们认为核电估值可与水电进行对标，以PB-ROE模型对核电板块进行合理估值。基于PB-ROE模型，根据《PB-ROE：基于不确定性定价的价值投资策略》，参照永续股利增长模型，PB=ROE×分红比例/（股权回报率-永续增长率）。PB估值需考虑几项重要参数：1）公司ROE水平；3）公司分红情况；3）公司长期可持续增长率。我们选取国内5家核心水电上市公司长江电力、华能水电、川投能源、黔源电力、桂冠电力与中国广核、中国核电进行对标。 从ROE角度分析，水电5家核心上市公司中长江电力、桂冠电力整体ROE水平较高，过去五年均值分别达到14.32%和13.94%，华能水电、川投能源、黔源电力ROE水平基本与中国核电、中国广核相当，约10%左右。同时由于水电业绩受来水波动影响，ROE波动性较核电更大。
从分红角度分析，参考各水电和核电公司历年分红比例和股息率，2022年中国广核、中国核电分红比例分别为44.08%和36.99%，对应股息率分别为3.23%和2.83%。2022年水电上市公司中长江电力分红比例最高，达到94.29%，对应股息率4.06%，华能水电、川投能源、黔源电力、桂冠电力分红比例在30%-50%之间，股息率分别为2.65%、3.27%、1.97%和3.47%，核电企业股息率与除长江电力外的水电企业基本相当，甚至高于部分水电企业。
从长期成长性角度分析，核电长期成长动力和发展空间高于水电，但对比核电、水电上市公司PB（LF）估值，今年以来中国广核、中国核电估值大幅低于水电，且在考虑长期成长性的背景下，根据上述公式，长期成长性与公司PB正相关，而2022年在核电审批加速背景下两家核电企业PB估值均有所下降，我们认为核电当前PB并未考虑其长期成长性所带来的价值。通过对标核电和水电ROE、股息率情况，我们认为核电合理估值有望达到2xPB，而中国广核、中国核电截至2023年7月30日PB（LF）分别仅为1.43x和1.61x，仍有较大提升空间。
中国特色估值体系有望推动核电估值提升。2022年11月21日，中国证监会主席易会满在2022金融街论坛年会上表示“需要对中国特色现代资本市场的基本内涵、实现路径、重点任务深入系统思考。要把握好不同类型上市公司的估值逻辑，探索建立具有中国特色的估值体系，促进市场资源配置功能更好发挥”。央企及地方性国企手握国内核心资产，在资本市场中具有“稳定器”和“压舱石”的作用，但受企业投资者关系管理、市场认知不充分等因素影响，市场对国有企业的价值发现和资源配置功能仍有待提升。2023年央企考核要求变化有望推动央企资产质量持续向好。2021年以来为引导中央企业提高生产效率，国资委提出“两利四率”考核指标，其中包括净利润、利润总额、营业收入利润率、资产负债率、研发经费投入强度和全员劳动生产率指标。2023年国资委对于中央企业经营指标体系进行了优化调整，将“两利四率”调整为“一利五率”，一方面用净资产收益率替换净利润指标，引导中央企业更加注重投入产出效率；另一方面用营业现金比率替换营业收入利润率指标，更注重现金流的安全，关注可持续投资能力的提升，同时继续保留资产负债率、研发经费投入强度和全员劳动生产率指标。“一利五率”考核指标下核电企业ROE有望持续提升，作为电力板块中稀缺的兼具业绩确定性和长期成长性的电源资产，在中特估背景下估值提升空间更大。
4.投资建议 我们持续看好核电作为优质资产的长期价值，作为电力板块稀缺的兼具业绩确定性和长期成长性的电源类型，在稳定性、经济性、环保性方面均优于火电，且较水电更具长期成长空间，我们认为未来核电有望成为在一定程度上替代火电作为基础负荷电源。同时，核电当前估值显著低估，对标同样资产质量优质的水电，我们认为核电合理估值有望达到2xPB，在中特估背景下仍存在较大估值提升空间，长期看好。推荐两大核电巨头【中国广核】【中国核电】。5. 风险提示
1）核电审批进度不及预期：2019年核电恢复核准以来，在“双碳”推进及电力保供需求下核电项目核准进度逐步加快，2022年我国核准10台核电机组，预计后续我国核电审批进度仍有望维持较高水平，但若核电审批进度不及预期，可能影响核电板块长期成长性。
2）下游用电需求不及预期：核电虽较火电优先上网，下游用电需求波动对核电利用小时数及发电量影响相对较小，但若用电需求大幅低于预期，仍将对核电发电量造成影响。
3）机组投产进度不及预期：若在核电项目建设过程中出现问题，核电机组投产时间可能延后，从而影响核电企业短期业绩增长。
4）电价下调风险：煤炭供需偏紧背景下，煤价中枢上移，燃煤火电发电成本提升，对成本端更为稳定的核电形成电价支撑，核电电价由过去的“折价”转为“平价”，目前电价较之前有所提升。若后续核电电价下降，则可能对核电企业业绩造成影响。
5）安全生产风险：若国内外发生重大核电安全事故，可能对未来核电项目审批进度造成影响。
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