电力行业笔记

这篇笔记主要针对发电行业，从研究难度来看，水电<核电<风电<光伏<火电/煤电，另外市场上也有生物质/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。

（下面的数据大致看看，这篇笔记主要做定性分析。）

水/核：属于前期投资成本巨大，但运行成本很低，现金流远高于利润；成本和收入可预期性都很强，华源刘晓宁团队把这两类叫做低协方差资产（大盘低β资产）；估值主要取决于分母端折现率，想获得超额收益的话，需要对宏观利率有一定认知。

A）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。下表的具体装机数没核实。

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4000小时以上，长江电力六库连调发电小时数更高，4500小时+。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1+1>2的效果。

国能大渡河的发电小时数要低一点，3978小时。大渡河公司，国电电力持股80%、川投能源持股20%。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。（有时间可以研究研究这几条大江的历史情况）

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，我直接截图华源大能源里的报告了。

“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2023-2024两年的熊市里，水电表现挺不错的。

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（国电投旗下的青海黄河水电是仅次于长江电力、华能水电、雅砻江水电、大渡河水电的第五大水电公司）。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。

B）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2024年核电年利用小时数是7797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50%，年发电小时数比水电高80%，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2024年，营收773/固定资产2992=0.26。中国广核2024年，营收868/固定资产2618=0.33。作为对比，长江电力2024年，营收845/4304=0.19。华能水电2024年，营收249/固定资产1517=0.16。

> 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572亿/固定资产2536亿，另外集团可能还有核电在建；中国核电在建工程2132亿/固定资产3498亿。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ROE可以到20%。

C）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。

在风光电平价上网之前，风光电的上网电价由两部分组成，燃煤标杆电价那部分由电网支付，账期1-3个月，很快；高于当地燃煤标杆电价的部分，也就是国家补贴的，账期比较长，要1-3年。这部分钱统一由中央从电费中提取，但是上的项目实在太多了，一时半会儿补贴发放不下来，于是风光电厂就形成了较大的应收款。

风光电的大行情在2020~2021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）。绿电行业未来预期一片大好，港股的龙源电力、中广核新能源、大唐新能源还有火转绿的华润电力涨幅都很好。

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。在傍晚用电高峰期，光伏就歇菜了；而在中午时段，光伏集中发电，很容易搞得电力供应过剩。市场经济下，物以稀为贵，电力过剩的时候，电价低；电力不足的时候，电价高。

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0，不发白不发。风光电这种电源，很容易出现市场需要你发电的时候，你发不出来；不需要你发电的时候，呼呼发电。所以在电力现货市场，算上时间价值后的风光电成本还是很高。什么鸭子曲线、还有负电价的鬼故事都很多。

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。（我理解的大意是这样，但是实际结算的时候，多退少补的差价计算也是有讲究的，好像是按同类型电源的交易电价去计算）。多退少补（一般是补钱）的钱算在工商业用户头上，在电费账单里的款项是系统运行费用里的新能源机制电价差价结算电费。比之前的国补好，现金流起码有保障。

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0.36。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0.453执行。

因为新能源的大量上网，消纳成了问题，上网电价也持续走低；发电小时数和上网电价预期都很差，所以绿电公司的股价在2022年就开始崩了。

我看内蒙华电收购的早些年投产的正蓝旗风电和北方多伦风电，ROE有18%-28%，一方面是发电小时数高，另一方面是当时给的上网电价也比较好。然后再看华电新能最新募投的几个大项目，平均ROE只有10%左右。

我觉得本质是绿电的壁垒不高，所以最后的结果就是把新投项目的roe不断降低。另外，绿电和传统电源相比综合竞争力也不够高，不像水电这么能打。自身竞争力不够，纯市场化手段，也淘汰不了其他电源。

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25%-50%，但是发电小时数上，风电2000-3000小时，光伏1000-1500小时，风电发电量比光伏多100%。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。

AH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A（华电集团）、龙源电力AH（国家能源集团）、三峡能源A（三峡集团），大唐新能源H（大唐集团）、中广核新能源H（中广核）、节能风电A（中节能）、中国电力H（国电投集团，绿+火）。另外，华润电力H和华能国际AH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。

相关公司里面，龙源电力是老牌风电玩家，三峡能源强在海风。从估值的角度来看，港股估值普遍偏低，我觉得可以关注下龙源电力H。A股里面我觉得可以关注下地方性绿电上市公司中闽能源（福建海风是主要看点）。

绿电行业的上网电价下行预期始终没有解决，因此投资算账的时候，这账很难算，所以相关公司股价表现都很不好。从电力的三个属性来看，绿电的时间价值是负的，环境价值又没被很好定价，未来发展主要还得看政策支持。

绿电项目现在的政策，一般是存量项目老办法，新投项目新办法。然后新投项目的竞争烈度一般很大，上网电价通常低于存量项目。算账的时候，严谨点，可能要区分一下。偷懒的话，看现金流量表和资产负债表，再看看新建项目的ROE，毛估估一下问题也不大。

从纯市场经济的角度来看，绿电目前的竞争力其实不太够，也就是前面所说的，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/博弈的时候，在绿电市场情绪最差的时候买，可能会有超额收益。

D）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：

> 2015年，电改9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”。十三五初期，煤电产能建设得有点多，面临产能过剩风险，煤电产能建设审批放缓。在上网电价方面，电改“市场化”的结果是上网电价下行。

> 2019年，1658号文，出台“基准价+上下浮动”机制，最大上浮范围10%，下浮15%。文件里有句话大概能看明白政府对电价的态度：“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，1439号文，扩大浮动范围，上下范围扩大到20%。对用户侧影响更大的是工商业目录销售电价的取消，也就是上游电价可以更快传导到下游用户。2021-2022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，最大上浮范围也扩大到20%。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，2022年启动了“三个八千万”煤电计划，要求2022年、2023年煤电各开工8000万千瓦、两年投产8000万千瓦。

> 2023年，1501号文，推出容量补偿机制，同时明确新能源入市。

随着我国电力系统市场化改革，以及近年提出的新型电力系统建设和发展，煤电在其中的定位和角色发生了变化，相应的上网电价政策也在逐步调整。所以，看待煤电行业应该始终以新的视角来看待，而非传统的周期视角。

回归到煤电的商业模式，煤电GW投资45亿，气电30亿，比风电60亿要便宜。另一方面，煤电的发电小时数4400小时左右，风电2000-3000h。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。

为了弥补煤电发电小时数降低带来损失，以及煤电备用容量的贡献，2024年执行的煤电机组固定成本按每年每千瓦330元执行，2024-2025年回收比例30%，2026年不低于50%（165元/kW）。煤电机组投资成本按4500元/kW计算，4500/330=13.6年。这里相当于对设备投资予以了保障。

长期以来，我国煤电技术也是在不断进步中。从300MW亚临界、到600MW超临界，再到现在的660MW和1000MW超超临界，新机组发电效率更高，度电成本更低，那么对老旧机组是个打击。所以新机组多、同时布局在沿海为主的华润电力表现更好。

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。

不过到了新型电力系统建设里，火电主要起调峰、备用、保障电力稳定供应的职责。发电小时数和发电量降低，那么对发电效率的追求到没有那么极致了。

但是火电不比气电，发电原理上还是烧锅炉，然后蒸汽驱动汽轮机发电。所以煤电机组不能做到快速启停。为了保证具有调节能力，煤电机组估计要长期工作在低负荷状态下，那么对发电效率又会有影响。加上火电厂的人力、自用电等固定开支，容量补偿电价和自身效益的损失，二者到底差多少，这笔账其实还需要好好算算。

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。

另外，我对比了一下广东省的代理购电价格。2024年12月，平均上网电价0.4866；2025年12月0.4472，同比下降了0.04。但是在系统运行费用折价上，2024年12月为0.0241（其中煤气电容量电费折价0.0167）；2025年12月为0.0724（其中煤气电容量电费折价0.0342,+新能源机制电价差价结算电费折价0.0292）。

也就是说，广东省的平均上网电价降低了4分钱，但是在系统运行费用上提高了5分钱。一增一减，其实终端用户的电价并没怎么降低。

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。某种程度上，可以视为煤电盈利趋于稳定化，属性朝着公益事业切换。另外，机制电价下，新能源的预期也会更稳定。

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6%的IRR，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：

1）全国性央企，华能国际（含风光绿电业务）、华电国际（持有华电新能27%权益）、大唐发电、国电电力（含大渡河水电）；

2）五大央企集团下的区域能源公司，比如内蒙华电（华能集团，煤+火电+绿电）、电投能源（国电投集团，煤+火电+铝+绿电）；

3）地方能源集团，比如皖能电力（安徽省）、申能股份（上海市）、浙能电力（浙江省）、粤电力（广东省）等等。

如果说水/核行业β属性强的话，火电行业应该找α。因为火电更偏向于制造业，不同区域的电力供需以及竞争格局不同，也就决定了发电小时数和上网电价不同。

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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。

个人暂时没什么投资建议。