国海证券发布研究报告称，展望2023年，火电盈利和绿电成长均有望修复，水电来水有望改善叠加市场化电价提升有望增厚业绩，核电市场化电价上浮有望提振收益。维持行业“推荐”评级。燃煤成本和硅料价格下行有望修复火电盈利以及绿电成长，而第一批可再生能源补贴核查结果即将落地，压制板块估值的因素将逐渐解除。电力紧张背景下，火电和核电建设也有望提速，产业链相关设备投资机会值得重视。

国海证券主要观点如下：

火电：短期盈利有望反转，中长期资产价值或将重估

运营商。成本端：燃煤成本有望下行。2023年长协煤政策在监管要求和监管细节上较2022年全面深化，2023年长协煤兑现率同比有望提升;同时，2023年国内电煤需求或整体偏弱，而国内核增的煤炭产能继续落地，叠加海外经济2023年或面临衰退，国内外动力煤供需关系有望缓解，现货煤价有望缓和。电价端：2023年广东、江苏的年度市场化交易电价已接近20%涨幅，云南省等地容量电价的出台也有望为火电经营纾困。中长期来看，能源转型背景下，火电将逐渐向灵活性主体转变，辅助服务和现货市场建设持续推进中，火电商业模式有望变革，资产价值有望重塑。

设备端。电力紧张背景下，我国煤电审批量持续超预期，火电产业链有望迎来β行情。根据我们统计，2022年全年我国招/中标+开工项目合计约10500万千瓦，且整体呈现月度加速趋势;百万千瓦煤电主机价值量已上涨至11亿元/台以上，较2022年8月份之前的8-9亿元/台提升20%以上。

绿电：装机成本下行+收益机制逐渐完善，回报率有望上行

硅料价格迎来拐点，光伏装机意愿有望提升。硅料产能快速释放背景下，硅料价格大幅回落，拉动组件价格下降，2023年1月4日182mm组件价格已下降至1.85元/W，较上年11月的高点下降15分钱/W。根据我们测算，当装机成本处于3.6-4.1元/W时，光伏装机成本每下降5分/W，项目资本金IRR将提升0.35-0.44%。

收益机制完善有望提升配储经济性。当前配储对新能源电站仍是成本项。根据我们测算，不考虑储能带来的收益，配置2h/10%的电化学储能或将影响项目资本金IRR2pct以上。但当前全国已取消独立储能承担的输配电价和政府性基金及附加;同时部分省份已出台对新型储能的容量补偿政策，或明确容量租赁费用，配储经济性有望提升。

我国第一批可再生能源补贴核查的合规清单已于2022年10月底披露，项目数量占目前国内集中式补贴项目比重达到63%。2022年3月以来，国家已下发多次可再生能源补贴。今年新增3858亿元中央级财政预算的背景下，可再生能源欠补问题有望逐步解决。

绿电交易量价齐升，有望保障绿电运营商收益率。价格方面，2023年江苏可再生能源年度成交价较常规电源成交价溢价1.9厘/KWh，广东的环境溢价均价则为21.21厘/KWh;而2022年部分地区已对高耗能企业绿电用电比例提出了明确的约束，叠加绿电与碳市场联动机制的逐渐健全，绿电交易量有望继续提升。

水电：来水有望修复，市场化交易叠加外送机制完善提升电价。

电量方面，目前各流域来水情况基本改善，白鹤滩、锦屏一级等水电站已蓄至正常蓄水位。据国家气候中心，2023年5-10月满足厄尔尼诺现象判定标准，预计南方降水将有所修复。电价方面，主要水电公司市场化电价与电量占比齐升，锦官电源组送苏电价机制完善为“基准落地电价+浮动电价”，上网电价提升至0.3195元/KWh，水电外送电价打开增长空间。中期来看，长江电力等大型水电公司积极布局抽蓄，后续有望贡献业绩增量。随水电开发步入中后期，大型电站资源稀缺性更加突出，联合调度能力强、资源资金实力雄厚的水电龙头企业优势将更加显著。

核电：市场化电价上浮提振收益，机组审批加速保障长期成长。

价：电力紧张背景下，2023年江苏、广东的电力年度交易均价较当地燃煤基准价涨幅均接近20%。而核电同样也可享受电价上浮区间扩大的红利。量：2022年我国共核准10台核电机组，核准数量创2009年以来新高，远高于2019-2021年的4-5台/年。电力紧张背景下，核电和火电或将共同成为增量基荷的重要来源。随着三代和四代核电技术的逐步成熟，以及安全性的提高，核电发展趋势确定性强。

原标题：国海证券：新旧能源修复共振 电力市场改革重塑资产价值