（报告出品方/分析师：国海证券杨阳钟琪许紫荆）
一、至暗时刻已过，修复将至
1.1回顾年：水电板块显著跑赢，绿电回调明显
年年初至今，电力板块跌幅14.8%，跑输沪深.2pct，涨跌幅位居行业中下游位置。其中，水电板块跌幅5.2%，显著跑赢沪深，抗跌属性突出。
火电：年7月以来，火电板块开始跑赢沪深，一是7-8月份全国大范围缺电凸显火电资产在能源转型中的重要性；二是长协煤政策趋严拉动长协煤兑现率提升。
绿电：年风电和光伏板块下挫明显，一是硅料价格持续处于高位，抑制光伏装机需求；二是7月福建海风项目被华能集团以0.19元/KWh的价格中标，引发市场对绿电盈利能力的担忧；三是8月份太极实业可再生能源补贴被收回，引发市场对可再生能源补贴核查结果的担忧。
水电：受Q2来水同比偏丰的影响，Q2-Q3水电板块相较沪深收益率明显。
1.2展望年：火电盈利和绿电成长均有望修复
火电：长协煤政策监管的强度和广度全面提升背景下，长协煤兑现率有望提升，火电业绩有望改善；中长期来看，能源转型背景下，火电向灵活性主体转变，叠加辅助服务和现货市场建设持续推进，火电资产价值有望迎来重塑。
绿电：从年来看，压制板块估值的因素正逐渐解除，装机也有望重回高增长。一是硅料价格已开始进入下行通道；二是第一批可再生能源补贴核查的合规清单已披露，可再生能源欠补问题有望开始解决；三是绿电交易市场以及CCER市场建设的推进，有望保障绿电盈利。此外，绿电板块估值已回落至25-30倍左右的合理水平。
水电：来水有望修复，市场化交易叠加外送机制完善有望提升电价。
核电：机组审批加速，叠加市场化交易价格有望上浮，核电运营商长短期收益均有保障。
二、火电：短期盈利有望反转，中长期资产价值或将重估
2.1短期：电力保供基石，燃煤成本有望下行拉动业绩改善
年长协煤政策推进下，火电企业仍面临较大经营压力，我们认为一是长协煤履约在监管上处于持续完善中（来源于华中能监局）；二是现货煤价格高企背景下，Q3电力紧张导致火电满发保供。
展望年，我们认为上述因素均有望改善：
I.长协煤兑现率有望提升：长协煤政策在监管要求上较年大幅加严；在监管细节上考虑全面。
II.动力煤煤价：需求端，根据我们测算，年国内煤电需求或整体偏弱；供给端，国内核增的煤炭产能继续落地，国内动力煤供需关系有望缓解，动力煤价格有望回落。
III.电价端：年广东、江苏的年度市场化交易电价已接近20%涨幅，同时，云南省等地容量电价的出台也有望为火电经营纾困。
2.1短期：电力保供基石，燃煤成本有望下行拉动业绩改善
2.1.1全面严监管下，长协煤兑现率提升有望拉动业绩改善
核心假设：针对江苏地区火电厂测算，假设秦皇岛下水煤长协港口价元/吨，运费50元/吨。
根据我们测算，当秦皇岛下水煤长协的港口价为元/吨，当现货价达到元/吨的上限，长协比例达到69%以上，火电企业或可实现盈利。
2.1.2中性预期下，年火电需求偏弱+国内核增产能落地，煤价有望缓和
需求端：
I.当年全社会用电量增速为5%时，当年电煤需求或整体偏弱，火电发电量增速位于-1.5%~1.7%。
II.当年全社会用电量增速为7%时，当年火电发电量增速位于1.9%~5.1%。
2.1.2国内核增产能落地+海外需求减弱，国内外动力煤价格有望缓和
供给端：展望年，我国煤炭产能有望进一步释放。
年下半年以来，我国持续出台政策推进加快煤炭产能核增、扩产和投产。
据人民网，年9月至年8月初，我国共核增了4.9亿吨/年煤炭产能。
年6月，国家应急管理部等发布《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》，对煤炭产能的核增幅度、核增间隔期以及剩余服务年限的条件均进行了放松。
在前文假设的基础下，我们针对火电度电净利进行敏感性测算：当长协煤兑现率达到70%时，大卡现货煤煤价每下降50元，度电净利或将提升5厘钱/度电。
不考虑容量电价等补偿，假设动力煤现货价格为元/吨、长协价格元/吨且长协煤兑现率为70%，平均供电煤耗克/千瓦时，各公司发电量与去年同期持平，考虑到税率和少数股东损益后，若大卡现货煤价每下降50元/吨，华能国际、国电电力、华润电力、华电国际、大唐发电将分别释放净利润16.4、14.7、5.4、8.2、8.6亿元。
2.1.3电力保供基石，容量电价等政策落地有望纾困
通过对比已出台年中长期市场化方案的省份与年的变化，我们发现：在年电力紧张背景下，各省份更加强调通过高比例签订中长期合同来保障电力供应基本盘，大部分省份中长期签约电量比例较上年均有提升，同时进一步强调煤电在电力保供当中的重要性，部分省份增加一次能源价格联动机制进一步保障煤电盈利。
电价政策持续催化，火电企业盈利有望改善：
I.据北极星售电网，广东、江苏年火电年度中长期成交价较燃煤基准价涨幅均接近20%（广东年涨幅仅7%）。
我们认为，价格机制是疏导火电企业成本、保障电力供应的重要举措，十四五电力供需整体偏紧，火电保供价值有望进一步凸显。
II.据云南省发改委等，云南已出台容量电价政策为火电企业经营纾困，在当前电力紧张且火电仍面临较大经营压力的背景下，其他省市的容量电价政策有望陆续出台。
2.2中长期：商业模式变革，资产价值或迎来重估
风电和光伏机组发电具有明显的间歇性和波动性，且“向上”和“向下”调节能力有限。新能源的大规模并网背景下，对电力系统灵活性要求提升。
据经济参考报等，煤电作为电源侧最具经济性且资源体量庞大的灵活性电源，将是我国新能源发展前期提升电力系统灵活性的关键。我们预计煤电将逐渐从电源主体向灵活性主体转变。
火电企业从电量主体向容量主体转变的过程，核心是收益模式的变化。随着新能源高比例并网，我国火电机组收益模式或逐渐由电能量收入转变为电能量收入+辅助服务收入+容量收入等。
从时间节奏看，通过复盘全球火电转型翘楚丹麦和德国的火电转型历程，我们发现当两者风光发电量占比达到20%左右时，火电利用小时数均开始下行。
据中电联统计与数据中心，年，我国风光发电量占比11.7%。
从收益机制看，年11月，国家发改委发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出“十四五”实现煤电机组完成灵活性改造规模2亿千瓦，存量煤电机组灵活性改造应改尽改。
我们认为，“十四五”火电灵活性改造目标完成率有望提升：
I.辅助服务收益机制明确：年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，明确了燃煤机组参与辅助服务市场的补偿标准。
II.市场化电力体系建设持续推进：参考欧洲，在市场化程度较高的电力市场，煤电机组灵活性提升后，可根据电价实时调整出力水平。
据中国能源报，截至年6月底，我国已有江苏、山东等14个省市开始运行电力现货市场。
2.3火电设备：缺电常态下煤电投资有望加速，设备厂商显著受益
2.3.1“十四五”缺电或成常态，煤电投资有望加速
据央视网和中国电力报，8月中旬，受历史性持续高温天气影响，全国超20个省级电网用电负荷创新高，叠加来水偏枯，全国面临大范围缺电。我们认为，本轮缺电的直接原因是历史性持续高温天气导致的居民用电需求激增，根本原因是“十三五”至今煤电新增装机有限，新能源装机量置信容量低。
“十三五”我国煤电年均新增装机万千瓦，显著低于“十二五”，年受能耗双控、煤价等因素影响，全国煤电装机仅万千瓦，创年以来的历史新低，H1新增装机仅万千瓦，而-年用电量CAGR=7.0%。
“十四五”缺电或成常态化。供给端，据电规总院，按照当前煤电项目建设进度和新规划项目落地情况，预计-年新增煤电装机仅约1.4亿千瓦，而新增新能源可靠保障容量不足万千瓦，电力保障基础仍不牢固。
需求端，据电规总院预测，-年全社会用电量CAGR约5%。
2.3.2火电招标+开工整体呈加速趋势，主机环节已量价齐升
据国家能源局
