（報告出品方/作者：長江證券，張韋華、司旗、宋尚騫）
過去，投資火電轉(zhuǎn)型是在買什么？
時代號召，夢幻開局。2021 年 8 月，我們曾發(fā)布《擁抱“碳中和”》系列深度研究《這?一次，是隧道盡頭的光嗎？》，指出發(fā)電資產(chǎn)內(nèi)在價值重估在即，重視電力運營商投資機 會。此后，電力指數(shù)行情波瀾壯闊，“隧道的光”照進行業(yè)發(fā)展前行的“車窗”：2021 年 電力運營資產(chǎn)在資本市場上取得了近 10 年來最好的“夢幻表現(xiàn)”，實現(xiàn)絕對收益 39.02%， 相對收益 45.23%，其背后核心推手來自于“碳中和”時代號召下，“十三五”末以來產(chǎn) 業(yè)發(fā)展的“量變”化成資本市場的“質(zhì)變”。
在當時，我們按照時間進程四分行情，目光聚焦于不同時間節(jié)點下各類電力運營資產(chǎn)的 行情表現(xiàn)，試圖以更具象化的方法捕捉核心矛盾的遷移。如今我們稍微抬高視角，以更 加開闊、更加整體的角度來討論，本質(zhì)上過去市場在電力行業(yè)所交易的邏輯主線主要圍?繞兩條線索：估值重塑和政策博弈。
結(jié)構(gòu)升級，終成估值重塑
政策引導讓利，估值陷入低谷?！笆濉蹦?，受制于電價行政化手段讓利的壓力，定價 機制的模糊動搖了電力運營資產(chǎn)的預期回報基礎(chǔ)，電力行業(yè)逐步離開資本市場的視線范 圍。作為結(jié)果，在資本市場資金持續(xù)流入、估值中樞整體抬升的背景下，2021 年年初公?用事業(yè)行業(yè)的估值水位處于過去 5 年的 35.44%，僅高于房地產(chǎn)、銀行、環(huán)保等行業(yè)。
產(chǎn)業(yè)早于市場轉(zhuǎn)向，電源結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化。風險定價的急劇壓縮，本質(zhì)上主要反映資本市?場對于火電資產(chǎn)盈利能力的擔憂。但是，實際上自“十三五”末以來，產(chǎn)業(yè)對于化石能 源發(fā)電未來發(fā)展空間勢必日益受到清潔能源擠壓已早有共識，2017?年之后電力產(chǎn)業(yè)已?經(jīng)在加速轉(zhuǎn)型升級。截至 2021 年，火電占我國全社會發(fā)電裝機和發(fā)電量的比例已經(jīng)分?別降至 54.56%和 67.40%，相較于 5 年前分別下降 9.72 個百分點和 4.44 個百分點。
與之對應的，是以風電、光伏為代表的綠色電力持續(xù)蓬勃發(fā)展。裝機結(jié)構(gòu)方面，同期全?國風電和光伏的發(fā)電裝機占比分別達到 13.82%和 12.90%，相較于 5 年前分別提升 4.88 個百分點和 8.27 個百分點。電量結(jié)構(gòu)方面，同期全國風電和光伏的發(fā)電量占比分別達 到 7.83%和 3.90%，相較于 2016 年分別提升 3.83 個百分點和 2.80 個百分點。
士別三日，當刮目相看。過去我國電源結(jié)構(gòu)相對穩(wěn)定，運營商經(jīng)營范圍相對清晰，不同 類型的電源資產(chǎn)通常被大股東以不同的上市平臺進行管理，譬如華能集團旗下的華能國?際、華能水電等。當時各家雖也有新能源發(fā)電業(yè)務，但因其體量及占比有限而基本不作 為首要考量，電力運營資產(chǎn)普遍采取整體估值法進行定價。不同于其他行業(yè)相關(guān)企業(yè)盈?利結(jié)構(gòu)通常和產(chǎn)能結(jié)構(gòu)近似的情況，“十三五”末由于電價無法傳導燃煤成本導致火電 資產(chǎn)盈利大幅波動，盈利穩(wěn)定、快速成長的新能源發(fā)電資產(chǎn)在運營商報表內(nèi)的地位與日 俱增。此外，和行業(yè)發(fā)展趨勢一致，對于部分較早轉(zhuǎn)型的電力運營商來說，其資源和決?策等優(yōu)勢也已經(jīng)開始體現(xiàn)在裝機結(jié)構(gòu)當中。因此，無論是從盈利還是產(chǎn)能的結(jié)構(gòu)來看， 新能源發(fā)電資產(chǎn)對于部分電力運營商而言已經(jīng)開始占據(jù)顯著地位，而之前原有的估值體?系未能體現(xiàn)出產(chǎn)業(yè)升級的深刻變化。
2021 年 3 月初，我們率先將觀點發(fā)布在《擁抱“碳中和”》系列深度研究《福能股份： 坐擁臺海乘風而上，碳至中和有“?！蓖怼分?，以福能股份為例闡述由整體估值向 分部估值演變的路徑和依據(jù)。此后，福能股份、吉電股份、華潤電力等新能源發(fā)電資產(chǎn) 具備結(jié)構(gòu)優(yōu)勢和貢獻優(yōu)勢的標的開始逐步積累超額收益，行情起始節(jié)點明顯領(lǐng)先于整個?電力行業(yè)。此后，伴隨著三峽能源等純新能源運營商的密集上市，電力運營資產(chǎn)的價值 重估進程進一步加速。
兩地市場聯(lián)動，估值修復顯著。以單個運營商的市凈率估值與滬深 300 指數(shù)以及電力行 業(yè)整體的估值比值作為參考，A 股的福能股份與吉電股份作為最早被市場挖掘的標的， 自 2021 年 3 月初行情開始發(fā)展起，估值中樞整體抬升明顯：3?月福能股份和吉電股份 市凈率相較滬深 300 指數(shù)分別僅為 0.56x 和 0.66x，截至年底兩者年內(nèi)股價收益率達到 109.76%和 105.66%，市凈率相較滬深 300 指數(shù)的比值分別達到 1.09x 和 1.40x。在電 力板塊關(guān)注度持續(xù)升溫后，8 月起港股華潤電力同樣開始走出凌厲行情，估值水平修復 更加顯著：8月初華潤電力相較滬深300指數(shù)和電力行業(yè)整體的估值比值均僅為0.47x， 而當年末華潤電力錄得全年 229.83%的絕對收益時，兩者分別達到 0.82x 和 0.65x。
相較于福能股份和吉電股份，華潤電力行情的啟動和發(fā)展時間節(jié)點更晚，但行情演繹的 烈度更為明顯，我們認為估值體系重塑并不能完全刻畫其背后的原因。
空前困境，博弈政策發(fā)力
“電煤頂牛”，長期困擾著我國電力產(chǎn)業(yè)。通常而言火電資產(chǎn)經(jīng)營成本的 60%-70%源自 于燃料成本，動力煤作為全球流通的主要大宗商品之一，其定價基本完全交由市場決定， 俗稱“市場煤”；而火電生產(chǎn)的電能，由于其作為成本項貫穿宏觀經(jīng)濟與民生生產(chǎn)，在我 國的國情下長期以來實行有關(guān)監(jiān)管部門核準制的計劃定價，俗稱“計劃電”。長期以來， 雖然“市場煤”的變動幅度以及變動頻率遠超過“計劃電”，但得益于“煤電聯(lián)動”機 制，火電資產(chǎn)的成本與價格在一定程度的滯后基礎(chǔ)上仍然能實現(xiàn)合理的傳導。但是，“十 三五”末以來，在大環(huán)境倡導降稅減費讓利實體經(jīng)濟的背景下，電力市場化推進加速但 電價中樞重心下滑，而受到供給側(cè)改革、供需形勢等多重因素影響，煤炭價格中樞卻在 近些年來水漲船高。整體來看，自 2017 年“煤電聯(lián)動”機制觸發(fā)但未全額兌現(xiàn)后，火 電資產(chǎn)的成本與價格之間的聯(lián)系愈發(fā)脆弱，盈利空間持續(xù)受到煤價上漲的擠壓。
多方因素促需求總量躍升，結(jié)構(gòu)變化下電煤需求激增。2021 年，受到宏觀經(jīng)濟復蘇以 及氣候氣溫偏高影響，我國全社會用電需求持續(xù)快速提升，全年同比增長 10.30%至 8.31 萬億千瓦時，自 2011 年后再次實現(xiàn)兩位數(shù)增長。然而，受到“雙拉尼娜年”的影響，全國南方地區(qū)大部分流域來水整體偏枯，水電發(fā)電表現(xiàn)有所下滑、火電出力需求被動增 加，自開年以來火電機組利用小時數(shù)同比便持續(xù)保持增長，電煤需求進一步受到刺激。
火電經(jīng)營陷入困境，惠政廣施頻頻發(fā)力。屢創(chuàng)新高的煤價，使得火電資產(chǎn)生產(chǎn)經(jīng)營和現(xiàn) 金流壓力陡增，同時進一步負面影響火電資產(chǎn)的發(fā)電意愿。在此背景下，國家部委開始 從火電資產(chǎn)的營收和成本等多方面發(fā)力：2021 年 5 月 18 日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于 “十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》，電力方面明確要求持續(xù)深化電價 改革，深化上網(wǎng)電價市場化改革，完善居民階梯電價制度，針對高耗能、高排放行業(yè)， 完善差別電價、階梯電價等綠色電價政策等；同時，國家發(fā)改委在答復網(wǎng)絡留言時提出： “按照進一步深化電價市場化改革要求，下一步要完善居民階梯電價制度，逐步緩解電 價交叉補貼，使電力價格更好地反映供電成本，還原電力的商品屬性”；2021 年 7 月上 旬以來，國家部委陸續(xù)出臺多項政策引導煤炭供給增加，包括投放國家煤炭儲備、鼓勵 煤礦核增產(chǎn)能等；2021 年 7 月 29 日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制 的通知》，提出在保持銷售電價總水平基本穩(wěn)定的基礎(chǔ)上，進一步完善目錄分時電價機 制，包括：完善峰谷電價機制、建立尖峰電價機制、健全季節(jié)性電價機制。
成本和供需雙重影響，電價開始呈現(xiàn)變化。受到燃料成本大幅增加、電力供需形勢緊張 的影響，2021 年二季度之后火電企業(yè)參與市場化交易的報價便已經(jīng)出現(xiàn)明顯的上漲。 以廣東為例，按照廣東省電力交易中心所披露的月度競價成交結(jié)果來看，2021 年 6 月 的月度競價價差便已經(jīng)收窄至-19.1 厘/千瓦時，價差走勢開始明顯脫離過去幾年的成交 趨勢。現(xiàn)貨方面同樣如此，進入 2021 年 5 月后，廣東電力現(xiàn)貨交易價格開始明顯走高， 5 月 13 日現(xiàn)貨交易價格正式突破廣東燃煤標桿電價形成“溢價交易”。
固有印象逐步改觀，核心矛盾出現(xiàn)變化。市場化交易電價中樞的明顯上行，使得市場逐 步開始扭轉(zhuǎn)此前對于電價“只能下降，不能上漲”的錯誤觀念，疊加國家相關(guān)部門和產(chǎn) 業(yè)的引導和吹風，市場預期火電資產(chǎn)的“電煤頂?！被?qū)⒂瓉碛行У臋C制解決。在這一 階段，市場預期的演繹模式開始發(fā)生變化，“政策底”成為了核心矛盾，如同豬肉價格下 跌則行業(yè)出清加劇的推演一樣，“煤價越高，政策越寬”的預期開始逐漸發(fā)酵。 作為印證，可以明顯地看到市場煤價格 1000 元/噸成為彼時一個明顯的分水嶺：當價格 逼近但不超過 1000 元/噸時，火電行情遵從原有框架即“煤價漲，利潤降，股價跌”的 邏輯推導；但當價格突破 1000 元/噸時，尤其是 8 月末市場煤價格加速飆升時，市場開 始進入新的思維框架，即“經(jīng)營困境倒逼政策發(fā)力”，“政策底”成為核心矛盾。
“電·煤”呈現(xiàn)正向關(guān)聯(lián)，火電標的兌現(xiàn)股價彈性。這一階段煤價與火電資產(chǎn)的股價開 始出現(xiàn)少有的正向關(guān)聯(lián)，在轉(zhuǎn)型新能源發(fā)電的基礎(chǔ)上，市場開始積極挖掘煤價彈性標的， 同時遠期政策見效的預期也開始提前反映。在存量火電資產(chǎn)困境反轉(zhuǎn)、增量綠電資產(chǎn)賦 能成長的預期下，一批“十四五”表內(nèi)新能源發(fā)展規(guī)劃清晰、火電資產(chǎn)具備一定量級的 電力運營商，如華能國際、華潤電力、中國電力等逐步走出喜人的股價表現(xiàn)。在短短 2 個月的時間內(nèi)，其中華能國際和中國電力分別實現(xiàn)絕對收益 108.84%和 113.99%，均實 現(xiàn)翻倍收益；華潤電力和上海電力分別實現(xiàn)絕對收益 63.25%和 81.38%，分別跑贏大盤 63.12 個百分點和 81.25 個百分點。（報告來源：未來智庫）
現(xiàn)在，交易火電轉(zhuǎn)型是因為什么？
在疫情持續(xù)擾動、地緣紛爭突發(fā)的影響下，更加持久和廣泛的通脹引發(fā)“滯漲”擔憂， 繼而演變成為對于宏觀經(jīng)濟以及利率政策的困擾。盡管市場在 3 月下旬普遍反彈，但全 球主要股指依然難以擺脫下跌的事實，滬深 300 也不例外。受此影響，2022 年開年至 今火電行情的波動性也在明顯提升，關(guān)于火電資產(chǎn)市場現(xiàn)在在交易什么？
核心矛盾，短期來回反復
分月份來看，1 月火電資產(chǎn)的波動更多地受到交易因素影響。通常來說，資本市場在年 度之間存在著“風格切換”的傳統(tǒng)規(guī)律，并且這一特征在近年的 A 股市場愈發(fā)明顯，而 火電資產(chǎn)作為 2021 年全年以及 2021 年 12 月絕對收益和超額收益大幅領(lǐng)先的板塊，疊 加本身同期大盤表現(xiàn)羸弱，因此在轉(zhuǎn)年的交易中的確面臨一定的交易壓力。
風格轉(zhuǎn)換疊加超額明顯，強勢板塊開年出現(xiàn)普跌。實際上，并不只是火電資產(chǎn)面臨這種 來自于交易的擾動，我們以所有在 2021 年 12 月實現(xiàn)漲幅超過 20%的長江證券三級行 業(yè)指數(shù)為樣本觀察，包括火電、光伏玻璃、鉀肥、防水材料等 11 個子行業(yè)指數(shù)在 2022 年 1 月的表現(xiàn)全部為負收益，跌幅中位數(shù)為 14%。
進入 2 月以后，市場對于火電資產(chǎn)風險定價的核心矛盾發(fā)生了變化。如前文所提，火電 運營商的投資基于“火電反轉(zhuǎn)”以及“綠電轉(zhuǎn)型”兩重邏輯，2021 年下半年開始的行情 演繹中“綠電轉(zhuǎn)型”因子的認可及權(quán)重相對更高，所以火電運營商的行情一定程度上和 新能源產(chǎn)業(yè)鏈具備共振關(guān)系。在 2022 年 2 月，火電與新能源產(chǎn)業(yè)鏈的相關(guān)性出現(xiàn)明顯 的下降，長江行業(yè)分類下的火電發(fā)電運營指數(shù)和新能源發(fā)電運營指數(shù)的相關(guān)系數(shù)出現(xiàn)了 明顯的減弱，與光伏、風電設(shè)備產(chǎn)業(yè)鏈的關(guān)聯(lián)更是趨于消失。
原因無他，核心矛盾再次從“綠電轉(zhuǎn)型”回到“火電反轉(zhuǎn)”。在 2 月的上中旬，雖然大 盤整體表現(xiàn)依然偏弱，但憑借著多地陸續(xù)傳出長協(xié)交易電價大幅上漲的利好刺激，火電 資產(chǎn)在市場反彈的過程中仍有非常出色的彈性。2 月中旬開始，煤炭價格再度有所抬頭， 國家發(fā)改委接連密集召開會議與大型國有煤炭企業(yè)商討煤炭價格管控，并最終于 2 月 24 日印發(fā)《關(guān)于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，同時敦促煤炭中長期合同 簽訂工作加快進行。受此影響，2 月最終火電資產(chǎn)累計實現(xiàn)絕對收益 4.51%，單月跑贏 滬深 300 指數(shù) 5.64 個百分點。
3 月重要會議窗口期，補貼政策傳聞擾動市場預期。每年的一季度通常處于全年當中相 對而言的數(shù)據(jù)和政策真空期，其中 3 月因為全國性重要會議的召開而顯得格外重要。在 “碳中和”的背景下，新能源發(fā)電項目的可再生能源基金補貼拖欠，已經(jīng)成為阻礙運營 商助力能源結(jié)構(gòu)低碳轉(zhuǎn)型的堵點，市場預期在“兩會”期間有望看到相關(guān)政策的出臺落 地。此外，3 月國家能源局以及部分上市公司披露風電發(fā)電生產(chǎn)情況，1-2 月全國風電 設(shè)備累計利用小時僅為 323 小時，同比下降 96 小時，市場開始對于風況及風電資產(chǎn)的 盈利貢獻出現(xiàn)擔憂。綜合影響下，3 月火電運營商風險定價的核心矛盾再次回到“綠電 轉(zhuǎn)型”之上，火電行情與新能源產(chǎn)業(yè)鏈的相關(guān)性再度明顯回升。
政策預期與實施節(jié)奏錯配，火電運營商呈現(xiàn)加速補跌。重要會議結(jié)束后，市場對于政策 出臺以及補貼發(fā)放的預期偏差，直觀地反映在資本市場走勢之中，前期大盤走弱時的超 額收益成為行情加速補跌的推手。疊加當時外圍資本市場，尤其是中概股、港股的風險 釋放，普跌行情之下電力行業(yè)以及火電指數(shù)基本跟隨大盤波動，最終單月火電指數(shù)下跌 11.74%，跑輸滬深 300 指數(shù) 3.15 個百分點。
回顧一季度，火電運營商的核心矛盾在 3 個月的時間內(nèi)反復輪動，弱勢的大盤環(huán)境下市 場對于“火電反轉(zhuǎn)”以及“綠電轉(zhuǎn)型”邏輯的權(quán)重分配產(chǎn)生分歧，從而導致投資主線在 一季度逐漸模糊，同時市場噪音進一步加大了行情的波動。
盈利拐點，預期左右行情
季度表現(xiàn)關(guān)注度提升，預期的驗證左右行情。進入 4 月以來，財務報表驗證的重要性持 續(xù)提升，與預期的吻合和偏差成為了左右火電運營商行情走勢的關(guān)鍵。預期的擴張總有 邊際，“煤價越高，政策越寬”的預期演繹不可能無限循環(huán)，上市公司陸續(xù)披露年報和一 季報的 4 月成為了系統(tǒng)性驗證火電資產(chǎn)盈利修復的關(guān)鍵窗口。 我們認為，兩大因素造成了市場對于火電資產(chǎn)盈利預期與實際的偏差，其一是電廠庫存， 其二是動力煤的煤價走勢。出于“迎冬度峰”以及“冬奧保供”的考慮，歲末年初之際 火電運營商普遍在煤價高位補庫以保障全社會電力供應的安全，承擔社會責任的同時也 使得 1 月的經(jīng)營壓力進一步增加。因此，對于行業(yè)內(nèi)的部分電廠而言，其一季度實際入 爐的煤炭其實包含一部分來自 2021 年年末的采購。以秦皇島港 5500 大卡煤價來看， 即使僅按照 10 天的煤炭庫存來看，2021 年 12 月 22 日約為 942 元/噸，而 2022 年 1 月 4 日僅為 788 元/噸，兩者相差高達 154 元/噸，偏差幅度達到 16%。
地緣紛爭突發(fā)擾動，煤價再度高位攀升。2 月下旬至 3 月末，在“俄烏戰(zhàn)爭”爆發(fā)后， 地緣政治危機迅速刺激大宗商品價格上揚，而基本供銷完全“內(nèi)循環(huán)”的動力煤也隨之 大幅上揚。以 5500 大卡動力末煤平倉價來看，2 月平均煤價已經(jīng)高達 1057.44 元/噸， 而 3 月這一數(shù)字達到了 1477.57 元/噸，環(huán)比上漲 420.13 元/噸，幅度逼近 40%。
整體來看，一季度的 3 個月份里面，火電資產(chǎn)均由于不同原因而面臨一定程度上的經(jīng)營 壓力：1 月由于保供被迫高位補庫導致行業(yè)經(jīng)營壓力加大；2 月上旬春節(jié)假期部分經(jīng)濟 生產(chǎn)暫停，用能需求相對減弱；2 月下旬至 3 月末，地緣紛爭突發(fā)刺激大宗商品飆漲， 成本再度侵蝕火電盈利。不同于 2021 年三季度煤價上升的階段，彼時仍處在舊政策框 架下，市場繼而可以預期后續(xù)政策刺激出臺，因此“政策底”是當時的核心矛盾；如今 火電市場化交易新框架已經(jīng)出臺，在重磅政策難以密集出臺的認知下，“盈利底”便成 為了火電資產(chǎn)定價的核心矛盾，而 3 月的煤價上漲使得市場對于“盈利底”的時間和空 間產(chǎn)生了困惑。
悲觀預期已在逐步定價，市場弱勢放大負向收益。近期市場已經(jīng)對數(shù)據(jù)驗證開始提前反 映，在市場整體維持弱勢的格局下，子行業(yè)和上市公司的景氣下修更加容易產(chǎn)生負向收 益。以近期披露財報數(shù)據(jù)的中國核電、中閩能源、吉電股份和三峽水利為例，以定期報 告掛網(wǎng)公告日為 t 日，觀察前后一周股價行情后可以非常明顯地發(fā)現(xiàn)：即使數(shù)據(jù)驗證超預期，中國核電、中閩能源僅在 t 日前后 2-3 天獲得明顯的絕對收益，而吉電股份、三 峽水利等則在 t 日前后均明顯跑輸大盤。
火電運營商在此期間行情出現(xiàn)明顯下挫，華能國際、華電國際、上海電力等股價跌幅均 在 20%-30%，而華潤電力和中國電力股價回撤也在 10%-15%。我們認為，3 月至今市 場對于火電運營商的交易，核心矛盾在于對此類資產(chǎn)“盈利底”的分歧，同時由于 2 月 底《關(guān)于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》已經(jīng)頒布，3 月的煤價突發(fā)上漲使 得部分資金對于“政策底”的有效性產(chǎn)生一定的動搖。
未來，布局火電轉(zhuǎn)型左側(cè)看什么？
我們認為，本質(zhì)上“綠電轉(zhuǎn)型”所提供的成長性為火電運營商提供了“擇股”的理由， 而“火電反轉(zhuǎn)”所帶來的確定性為投資決策提供了“擇時”的依據(jù)。當前時點，市場對 于“綠電轉(zhuǎn)型”依然廣泛認可，核心矛盾主要集中于“火電反轉(zhuǎn)”，但其實“盈利底”已 經(jīng)在環(huán)比改善中得到確認，去年至今的系列政策發(fā)力方向十分明確，調(diào)整結(jié)束后火電運 營商的配置價值已然突出。近期火電行情出現(xiàn)的明顯波動，一方面受到市場風險的共性 影響，另一方面收斂了預期和現(xiàn)實的偏差。展望未來，關(guān)于火電資產(chǎn)的價值還可以期待 哪些方面？
電煤成本，強壓有望緩解
煤價高位快速回落，成本環(huán)比改善可期。首先，動力煤價格自 3 月下旬以來已經(jīng)出現(xiàn)了 比較明顯的回落。雖然 2 月下旬地緣紛爭爆發(fā)催生商品價格高位再度提升，但是隨著情 緒的消化以及局勢的逐漸明朗，在分別于 3 月 10 日和 3 月 15 日創(chuàng)下近期價格高點后， 目前無論是英國布倫特原油現(xiàn)貨價格還是秦皇島港動力煤價格均出現(xiàn)明顯的回調(diào)。其中， 截至 2022 年 4 月 12 日秦皇島港 5500 大卡動力煤現(xiàn)貨價格報收 1185 元/噸，相較大概 1 個月前的高點已經(jīng)回落 479 元/噸，降幅達到 28.79%。如前文中所提到的一樣，由于 電廠煤炭庫存因素的影響，現(xiàn)貨市場中 3 月中旬開始逐步下降的煤炭采購成本，大概率 將會有效體現(xiàn)在電廠的二季度生產(chǎn)經(jīng)營中，火電資產(chǎn)盈利季度環(huán)比改善的趨勢依然可期。
煤炭產(chǎn)能擴產(chǎn)逐步落地，電煤供需形勢有望改善。2021 年年中以來頻繁出臺促進煤炭 優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放的政策措施，此后煤炭增產(chǎn)增供措施不斷落地見效，2022 年煤礦優(yōu)質(zhì)產(chǎn) 能的進一步釋放有望加速，動力煤供需格局偏緊的格局有望得到緩解。
長協(xié)政策生效日期在即，合理區(qū)間上保電下保煤。最后，按照國家政策文件內(nèi)容規(guī)定， 5 月 1 日煤炭中長期履約合同即將開始。2022 年 2 月 24 日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進 一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，通知提出：從目前階段來看，秦皇島下水煤 5500 卡中長期交易含稅價在每噸 570~770 元之間較為合理。相較于此前 2021 年 12 月 3 日全國煤炭交易會公布的 2022 年煤炭長期合同簽訂履約方案，最終正式文件公布的 價格區(qū)間上限由 850 元/噸大幅下調(diào)為 770 元/噸，降幅達 9%，價格區(qū)間下限由 550 元 /噸上修為 570 元/噸，漲幅為 4%。此后，國家發(fā)改委公布《關(guān)于進一步完善煤炭市場價 格形成機制的通知》，進一步明確晉陜蒙地區(qū)煤炭出礦價合理區(qū)間：山西省 370~570 元 /噸（5500 千卡）、陜西省 320~520 元/噸（5500 千卡）、蒙西 260~460 元/噸（5500 千 卡）、蒙東 200~300 元/噸（3500 千卡），并規(guī)定通知自 2022 年 5 月 1 日起執(zhí)行。
文件精神落地執(zhí)行，火電資產(chǎn)盈利無慮。按照中長期交易含稅價中樞 670 元/噸和 300 克/千瓦時的供電煤耗測算，在不考慮運費的情況下除稅標煤單價和度電燃料成本分別 為 755 元/噸和 0.2264 元/千瓦時，區(qū)間上限 770 元/噸對應的度電燃料成本為 0.2602 元 /千瓦時。剔除西北和東北電網(wǎng)，我國其他地區(qū)煤電基準電價均值約為 0.3877 元/千瓦時， 除稅電價約為 0.3431 元/千瓦時。假設(shè)其他成本為 0.12 元/千瓦時情況下，770 元/噸的 煤價對應度電全成本為 0.3802 元/千瓦時，電價上浮 11%即可保障煤電盈虧平衡。即使 考慮運費，以廣東省為例，按照 2021 年以來的海運煤炭平均運價指數(shù)秦皇島-廣州的 58 元/噸以及假設(shè)港建港雜費用 50 元/噸納入測算，發(fā)電成本為 0.4167 元/千瓦時，長協(xié)煤 價在區(qū)間上限運行時，廣東省年度長協(xié)價也能實現(xiàn)盈利 0.02 元/千瓦時。因此，我們認 為 770 元/噸的長協(xié)煤價上限保障了煤電企業(yè)在充分傳導燃料成本、上網(wǎng)電價合理浮動 后，仍能實現(xiàn)正常發(fā)電運行和基礎(chǔ)的盈利能力，在文件精神落地執(zhí)行后火電業(yè)績修復及 穩(wěn)定性有望進一步增強，整體利好火電資產(chǎn)的盈利能力恢復。
機制改革，張弓無回頭箭
機制改革推動行情，未來政策仍有期待。我們一直強調(diào)，自 2021 年起的火電運營商行 情演繹，背后的核心抓手是機制改革：一方面，“火電反轉(zhuǎn)”依賴于政策理清“電煤頂牛” 的矛盾；另一方面，“綠電轉(zhuǎn)型”同樣源自于“碳中和”時代號召下電力運營商產(chǎn)能結(jié)構(gòu) 的優(yōu)化與升級。同時，我們目前依然認為市場對于火電資產(chǎn)未來的遠景存在分歧，風險 定價仍未完全客觀評價。基于我國“多煤少油缺氣”的資源稟賦，“碳中和”的背景下火 電資產(chǎn)在可預期的未來仍會發(fā)揮堅實作用。而伴隨著新型電力系統(tǒng)的搭建，一方面碳約 束條件將倒逼供電煤耗仍較高的低等級機組加速節(jié)煤降耗改造，在新能源占比提升壓縮 整體發(fā)電空間的基礎(chǔ)上完成被動“去產(chǎn)能”，大容量、高參數(shù)、低能耗的超臨界、超超臨 界機組從而更多提供基荷服務；另一方面，完成高比例新能源的消納需要 60 萬千瓦以 下機組普遍實施靈活性改造，更多地參與系統(tǒng)調(diào)峰服務。換而言之，在未來的新型電力 系統(tǒng)中，大部分煤電機組將轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)峰與應急電源，而隨著新角色的轉(zhuǎn)換，更多配套的 產(chǎn)業(yè)政策、更加健全的盈利模式都將有利于市場客觀、全面地看待火電資產(chǎn)。（報告來源：未來智庫）
低等級機組亟待改造升級
行業(yè)碳排量占比明顯，小機組亟待改造升級。目前我國發(fā)電和供熱行業(yè)的二氧化碳排放 量占全國排放量的比重超過 40%，是全國二氧化碳排放的重點行業(yè)。2020 年全國 6000 千瓦及以上火電廠供電煤耗為 305.5 克標準煤/千瓦時，比 2005 年下降 64.5 克/千瓦時。 以 2005 年為基準年，2006-2020 年，供電煤耗降低累計減少電力二氧化碳排放 66.7 億 噸，對電力二氧化碳減排貢獻率為 36%，有效減緩了電力二氧化碳排放總量的增長，但 部分小機組供電煤耗水平仍然較高，亟待改造升級。
此前，國家發(fā)改委、國家能源局已經(jīng)發(fā)布《關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知》，文 件明確提出按特定要求新建的煤電機組，除特定需求外，原則上采用超超臨界、且供電 煤耗低于 270 克標準煤/千瓦時的機組；設(shè)計工況下供電煤耗高于 285 克標準煤/千瓦時 的濕冷煤電機組和高于 300 克標準煤/千瓦時的空冷煤電機組不允許新建。到 2025 年， 全國火電平均供電煤耗降至 300 克標準煤/千瓦時以下，對供電煤耗在 300 克標準煤/千 瓦時以上的煤電機組，應加快創(chuàng)造條件實施節(jié)能改造；對無法改造的機組逐步淘汰關(guān)停， 并視情況將具備條件的轉(zhuǎn)為應急備用電源。我們認為，雖然目前供電煤耗水平的改造空 間有待評估，但機組改造升級整體來看有利于火電資產(chǎn)盈利能力的提升，同時落后老舊 機組的關(guān)停淘汰也有利于產(chǎn)業(yè)競爭格局的優(yōu)化。
火電靈活性改造日益迫切
無論改造投入或調(diào)峰成本，火電普遍具備成本優(yōu)勢。據(jù)中電聯(lián)披露，煤電靈活性改造單 位千瓦調(diào)峰容量成本約在 500 元-1500 元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他 系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段。煤電機組低負荷運行時，煤耗增加、能效下降，但考慮到靈活性改造起 到消納風、光、核發(fā)電量作用后，可以使得綜合供電煤耗下降、系統(tǒng)整體能效提升。假 設(shè)對于 1 臺 60 萬千瓦煤電機組進行靈活性改造，則投資規(guī)模在 4500 萬元~1.8 億元之 間。而根據(jù)中電聯(lián)《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告 2021》披露，當前我國 2*60 萬千瓦超 超臨界機組單位投資成本為 3589 元/千瓦，則據(jù)此測算，火電機組進行靈活性改造對電 源投資的增厚在 2%~8%，此外考慮到非燃料成本在火電運營成本中最終占比僅在 30% 左右，因此靈活性改造對火電機組的成本增厚相對有限，并且與其他調(diào)峰電源相比，煤 電靈活性改造調(diào)峰成本為各電源調(diào)峰成本中最低。
“十四五”改造需求迫切，輔助服務市場呼之欲出?！蛾P(guān)于開展全國煤電機組改造升級 的通知》要求存量煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成靈活性改造 2 億 千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力 3000-4000 萬千瓦，促進清潔能源消納。我們認為，火電靈活 性改造將成為抽水蓄能大批量建設(shè)過程中、儲能系統(tǒng)成本尚未完全下行之前的重要調(diào)峰 手段，在新型電力系統(tǒng)搭建的前半程發(fā)揮不可替代的作用，而這一切的前提是需要一個 健全、成熟的配套輔助服務市場。
輔助服務等改革仍是星辰大海
靈活性改造利好“雙碳”的完成，政策鋪墊輔助服務補償機制。火電靈活性改造是為了 給新能源發(fā)展創(chuàng)造消納條件，在當前“雙碳”目標及新能源迅猛發(fā)展態(tài)勢之下，必然需 要清晰的政策引導。2016 年，國家發(fā)改委、國家能源局便聯(lián)合印發(fā)了《可再生能源調(diào)峰 機組優(yōu)先發(fā)電試行辦法》，當時便明確提出要完善和深化電力輔助服務補償機制。 電力輔助服務是指為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行、保證電能質(zhì)量，除正常電能生產(chǎn)、 輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶提供的服務。整體來看，輔助服 務分為基本輔助服務和有償輔助服務。
歷史及現(xiàn)有方案存在客觀缺陷，容量及輔助服務市場亟待建立。此后，東北等區(qū)域相繼 出臺了有關(guān)電力輔助服務市場運營的規(guī)則及細則，但由于各個區(qū)域內(nèi)不同省份的電量、 電價均有較大差異，補償政策長遠預期存在不確定性；現(xiàn)有的補償條件設(shè)定的門檻高， 在增加安全運行和環(huán)保風險的同時，還要犧牲機組能耗、增加改造投入，造成火電企業(yè) 主動實施改造和參與調(diào)峰的積極性不高。因此，在火電靈活性改造規(guī)劃已經(jīng)出臺而深度 調(diào)峰經(jīng)濟性未顯的背景下，配套的容量及輔助服務市場亟待建立。
客觀評價，改造目的決定了經(jīng)濟賬難算?；痣婌`活性改造的目的在于開展深度調(diào)峰，而 深度調(diào)峰成本包括增加的燃料成本、廠用電、設(shè)備運營維護成本以及頻繁啟停帶來的機組損耗。以 300MW 常規(guī)鍋爐為例，隨著機組發(fā)電負荷率的持續(xù)降低，其無論是供熱季 的發(fā)電煤耗還是非供熱季發(fā)電煤耗均有明顯的上升，并且隨著機組負荷率的下降，其提 升斜率有擴大趨勢。除了發(fā)電煤耗上漲外，機組廠用電率也會隨著負荷率的下降呈明顯 上漲態(tài)勢。并且，在 30%的負荷情況下通常需要投油助燃，使得火電資產(chǎn)參與深度調(diào)峰 的成本水平較高。除此之外，深度調(diào)峰的機會成本還包括發(fā)電收益的損失，雖然由于不 同電廠盈利存在差異、機會成本也有所不同，但整體而言發(fā)電收益損失都客觀存在并有 損參與火電資產(chǎn)的利益。
有限補償難調(diào)動積極性，輔助服務市場系最優(yōu)解。為了充分激發(fā)火電調(diào)峰的積極性，解 決棄風問題，東北地區(qū)大幅提高了調(diào)峰補償?shù)乃?，讓深度調(diào)峰有利可圖。以近年來的 表現(xiàn)來看，政策激勵效果明顯，東北地區(qū)挖潛出了更多調(diào)峰資源。但是，全國其他地區(qū) 的補償標準遠遠低于東北的標準，對煤電企業(yè)參與深度調(diào)峰來說完全沒有足夠的吸引力。 根據(jù)我們測算，在當前平均補貼標準下煤電參與調(diào)峰效益較差，僅有 600MW 機組以 30% 負荷率參與深度調(diào)峰時才能實現(xiàn)盈利。因此，綜合來看，只有有效推進輔助服務市場的 建設(shè)，才能推動火電靈活性改造的進程，繼而促進新能源消納助力“碳中和”。
清潔能源，穩(wěn)增長疊加“穩(wěn)增長”？
資產(chǎn)配置本身是一門平衡風險與收益的藝術(shù)，而電力行業(yè)不同子行業(yè)之間，因為各自經(jīng) 營特性、發(fā)展階段不同，恰好提供了覆蓋不同資金久期、風險偏好的選擇：兼顧“火電 反轉(zhuǎn)”和“綠電轉(zhuǎn)型”的火電運營商具備估值和盈利的雙重彈性，好比權(quán)益資產(chǎn)；存量 資產(chǎn)盈利穩(wěn)定、未來成長方向依然明確的核電和綠電運營商，近似“固收+”資產(chǎn)；生 產(chǎn)經(jīng)營無需依附宏觀經(jīng)濟，末期的產(chǎn)能成長性成就遠期的資源稀缺性，水電運營商近似 “固收”資產(chǎn)。 我們長期跟蹤并堅定看好水核風光資產(chǎn)，并在《擁抱“碳中和”》系列深度研究中明確指 出：在“碳中和”的背景下，除了轉(zhuǎn)型的火電運營商，我們認為未來的資本市場上，清 潔能源運營商將繼續(xù)依靠自身的發(fā)展定力獲得更加廣泛的認可，同時除了自身經(jīng)營穩(wěn)增 長以外，水核風光等清潔能源發(fā)電資產(chǎn)投資本身也是“穩(wěn)增長”的重要拼圖。
穩(wěn)增長，基本面步步為營
清潔能源具備共性，業(yè)績和發(fā)展具備定力。清潔能源發(fā)電資產(chǎn)在經(jīng)營本質(zhì)上具備一定的 相似性，因此在行業(yè)比較時也經(jīng)常被放在一起探討。稀缺性方面，水電具備自然資源的 稀缺性和壟斷性，而風光核等發(fā)電資產(chǎn)具備廠址的稀缺性，同時核電資產(chǎn)還兼顧運營牌 照的壟斷性；產(chǎn)能利用效率方面，水風光發(fā)電資產(chǎn)出力基本只與當年自然資源量相關(guān)， 核反應的特性決定其“基荷”屬性，兩者均與宏觀經(jīng)濟脫鉤；成本方面，核電大部分成 本和水風光發(fā)電資產(chǎn)一樣為財務費用和折舊費用等固定成本，邊際成本核燃料費用因消 耗量和價格穩(wěn)定從而近似固定成本。展望 2022 年，水電的來水均值回歸以及風光核的 機組產(chǎn)能擴張，都使得相關(guān)運營商有望在穩(wěn)健的基礎(chǔ)上再次迎來確定性增長，同時部分 運營商電價上漲進一步放大業(yè)績彈性。
虎年開年至今，水核已現(xiàn)優(yōu)勢。進入 2022 年，部分代表性的水電運營商和核電運營商 已經(jīng)開始積累超額收益：水電方面，長江電力和華能水電分別代表傳統(tǒng)和新興的水電投 資思路，截至 4 月 15 日長江電力實現(xiàn)絕對收益 2.45%，跑贏滬深 300 指數(shù) 17.28 個百 分點，同期華能水電小幅下跌 3.86%，但同樣跑贏滬深 300 指數(shù) 10.96 個百分點；核電 方面，中國核電開年至今累計實現(xiàn)收益率-6.62%，跑贏滬深 300 指數(shù) 8.21 個百分點。
綠電表現(xiàn)暫時落后，估值消化系主因。整體來說 2022 年綠電暫時未能體現(xiàn)出明顯的收 益，行業(yè)龍頭白馬三峽能源、龍源電力在 2021 年分別以 IPO 和重組的方式登錄內(nèi)地資 本市場，本輪調(diào)整我們認為更多地是遵循了 A 股次新股情緒退潮的歷史傳統(tǒng)，目前對應 2022 年估值水位已經(jīng)回落至 20 倍市盈率以下，長期來看這個位置我們認為為價值投資 者提供了良好的介入機會，風險和收益性價比突出。此外，3 月個別特殊背景的項目電 價超出市場預期，引發(fā)市場對風光綠電項目收益率的擔憂，也在一定程度上打壓了此類 資產(chǎn)的風險定價，但我們認為這部分預期過于悲觀。
“穩(wěn)增長”，重在意而不在形
電能建設(shè)同為“穩(wěn)增長”，清潔能源攜手前行。作為資金密集行業(yè)的代表，清潔能源資產(chǎn) 尤其是水電和核電資產(chǎn)的投資規(guī)模通常百億起步，動輒千億，風光發(fā)電資產(chǎn)單個項目體 量有限但數(shù)量巨大，因此電源投資通常也是經(jīng)濟“穩(wěn)增長”中不可或缺的一環(huán)，只是區(qū) 別在于各個產(chǎn)業(yè)所處的發(fā)展階段不同：水電作為過去“穩(wěn)增長”的代表，其“穩(wěn)增長” 所帶來的擴產(chǎn)有望近期落地；風光發(fā)電和核電則更多發(fā)揮未來“穩(wěn)增長”的作用，其“穩(wěn) 增長”所帶來的擴產(chǎn)成果重預期、輕現(xiàn)實。稍有不同的地方在于，由于風光發(fā)電項目建 設(shè)周期更快，而核電項目普遍建設(shè)周期在 60-72 個月，預期的差異在總量和節(jié)奏上面。
核電：同為直接投資體量龐大、拉動經(jīng)濟效應突出的資產(chǎn)，通常而言 2 臺核電機組的投 資概算普遍保持在 300-400 億元之間，從歷史經(jīng)驗來看核電與電網(wǎng)投資一樣，通常被用 作是對沖宏觀經(jīng)濟下行壓力的逆周期調(diào)節(jié)手段，歷史上 2008 年、2012 年、2015 年等 特殊節(jié)點核電審批數(shù)量均有一定的提升。但自 2019 年核電審批重啟以來，已有審批常 態(tài)化的趨勢，且當前政策環(huán)境下未來核電審批數(shù)量有望顯著增加。此外，在《“十四五” 規(guī)劃和 2035 年遠景目標》以及《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中均明確提到“在確保 安全的前提下積極有序發(fā)展核電”，運營高效、穩(wěn)定的核電行業(yè)發(fā)展有望在“碳中和”背 景下迎來加速，相關(guān)上市公司有望率先受益于行業(yè)的積極發(fā)展。
綠電：針對目前市場的部分擔憂，我們認為在綠電交易機制及用戶側(cè)的穩(wěn)定需求影響下， 預計未來綠電電價仍將會迎來支撐，個別項目的“內(nèi)卷化”競爭并不能線性外推至全行 業(yè)?？紤]到當前較高的上游價格未來存在下行空間，同時建設(shè)成本也有望在未來持續(xù)優(yōu)化，通過對風電及光伏電站的盈利能力對綠電溢價及建設(shè)成本進行敏感性測算1，我們假 設(shè)組件價格為 2 元/W，由于各省份利用小時不同，此處光伏利用小時為全國 2019-2020 年平均利用小時 1281 小時，風電同樣以 2019-2020 年全國平均利用小時 2078 小時為 假設(shè)，風電建設(shè)成本為 6.4 元/W，則綠電每溢價 1 分錢將會對光伏電站形成約 0.6 個百 分點的 IRR 增厚，對于風電則是約 0.8 個百分點的 IRR 增厚。
綜合來看，在“雙碳”目標下，風光為主的新能源綠電裝機規(guī)模將迎來確定性的跨越式 增長，生產(chǎn)技術(shù)持續(xù)進步也有望帶來新能源發(fā)電建設(shè)成本的持續(xù)優(yōu)化，雖然 2022 年新 能源正式邁入全面平價時代，但未來綠電交易仍然是風光發(fā)電資產(chǎn)運營回報的重要潛在 增量，在“碳中和”初期的大背景下綠電資產(chǎn)的收益前景預期可以更加積極一些，綠電 運營商的戰(zhàn)略配置價值依然貫穿整個“十四五”。（報告來源：未來智庫）
投資分析
過去，投資火電轉(zhuǎn)型在買什么？以更加開闊、更加整體的角度來討論，我們認為本質(zhì)上 過去市場在電力行業(yè)所交易的邏輯主線主要圍繞兩條線索：估值重塑和政策博弈?！笆?三五”末產(chǎn)業(yè)清潔化轉(zhuǎn)型便已開啟，“雙碳”目標下新能源發(fā)電資產(chǎn)無論從盈利還是產(chǎn)能 結(jié)構(gòu)來看都日益重要，原有的整體估值體系未能反映這種變化，我們提出采取分布估值 法后估值修復顯著。此外，去年屢創(chuàng)新高的煤價使得火電遭遇空前困境，生產(chǎn)經(jīng)營和現(xiàn) 金流壓力陡增，同時影響發(fā)電意愿，加劇限電現(xiàn)象的發(fā)生。在這一階段，市場預期的演 繹模式開始發(fā)生變化，“政策底”成為了核心矛盾，“煤價越高，政策越寬”的預期開始 逐漸發(fā)酵，最終“煤·電”同漲，火電運營商走出一段波瀾壯闊的行情。
現(xiàn)在，交易火電轉(zhuǎn)型又為什么？回顧一季度，火電運營商的核心矛盾在 3 個月的時間內(nèi) 反復輪動，風險偏好收縮之下市場對于“火電反轉(zhuǎn)”以及“綠電轉(zhuǎn)型”邏輯的權(quán)重分配 產(chǎn)生分歧，從而導致投資主線在一季度逐漸模糊。在重要會議的結(jié)束后，市場對于政策 出臺以及補貼發(fā)放的預期偏差，疊加前期大盤走弱時的超額收益，成為行情加速補跌的 推手。同時，預期的擴張總有邊際，“煤價越高，政策越寬”的預期演繹不可能無限循環(huán)， 4 月成為了系統(tǒng)性驗證數(shù)據(jù)的關(guān)鍵窗口，而庫存和煤價成為超預期的不確定因素。我們 認為，市場的核心矛盾在于對“盈利底”的分歧，同時 3 月的煤價突發(fā)上漲使得部分資 金對于“政策底”的有效性產(chǎn)生一定的動搖。我們觀察到悲觀預期已在市場反映中逐步 定價，但是市場信心脆弱放大了負向收益。
未來，布局火電轉(zhuǎn)型因為什么？我們認為，本質(zhì)上“綠電轉(zhuǎn)型”所提供的成長性為火電 運營商提供了“擇股”的理由，而“火電反轉(zhuǎn)”所帶來的確定性為投資決策提供了“擇 時”的依據(jù)。當前時點，市場對于“綠電轉(zhuǎn)型”依然有著較為廣泛的認可，交易的核心 矛盾主要集中于“火電反轉(zhuǎn)”。但是，在我們看來其實“盈利底”已經(jīng)在環(huán)比改善中得到 確認，去年至今的系列政策發(fā)力方向十分明確，調(diào)整結(jié)束后火電運營商的配置價值已然 突出。煤炭價格自 3 月下旬以來已經(jīng)出現(xiàn)了比較明顯的回落，大概率將會有效體現(xiàn)在電 廠的二季度生產(chǎn)經(jīng)營中，火電資產(chǎn)盈利季度環(huán)比改善的趨勢依然可期。同時長協(xié)政策生 效日期在即，770 元/噸的長協(xié)煤價上限保障了火電資產(chǎn)的盈利能力恢復。在未來的新型 電力系統(tǒng)中，火電資產(chǎn)將轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)峰與應急電源，而隨著新角色的轉(zhuǎn)換，更多配套的產(chǎn) 業(yè)政策、更加健全的盈利模式都將有利于市場客觀、全面地看待火電資產(chǎn)。
清潔能源，穩(wěn)增長疊加“穩(wěn)增長”？除了轉(zhuǎn)型的火電運營商，我們認為清潔能源運營商 類似“固收+”和“固收”產(chǎn)品，除了自身經(jīng)營穩(wěn)增長以外，水核風光等清潔能源發(fā)電資 產(chǎn)投資本身也是“穩(wěn)增長”的重要拼圖，“穩(wěn)增長”重在意而不在形。展望未來，水電的 來水均值回歸以及風光核的機組產(chǎn)能擴張，都使得相關(guān)運營商有望在穩(wěn)健的基礎(chǔ)上再次 迎來確定性增長，同時部分運營商電價上漲進一步放大業(yè)績彈性，根據(jù)大類資產(chǎn)輪動理 論這類資產(chǎn)在“滯漲”和“衰退”周期中有望持續(xù)積累超額收益。
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精選報告來源：【未來智庫】。