公用事业及环保产业行业研究：缘溪而行、豁然开朗-把握电改指引下的确定性

（以下内容从国金证券《公用事业及环保产业行业研究：缘溪而行、豁然开朗-把握电改指引下的确定性》研报附件原文摘录）
投资建议
电改推进+内生成长，各类电源 24 年均有看点，其中我们认为确定性较高的是如下 3 个投资方向：（1）容量电价推出、火电公用事业属性回归，对应火电标的国电电力、华能国际；（2） 大水电/核电作为基荷电源，市场化电量折价幅度有望缩小/电价波动风险较小、有新增装机贡献增量，对应水电/核电标的华能水电、中国核电；（3）组件大幅降本、利用模式/电价形成机制较好的工商业分布式光伏，对应标的南网能源。（完整推荐见正文）
投资逻辑?
23 年回顾：能源价格下行、总体供需改善，电改持续推进。
电改：国家级文件密集出台， 推动新型电力系统各成本上升环节的“成本疏导、价值变现”。市场建设方案兼顾电源/电网/用户三侧，兼顾电能量/辅助服务/容量/需求侧响应/绿证五个维度，市场化路径愈渐明朗。
能源价格与供需：（1）全球看：天然气经济性修复+北半球气温低于去年同期，欧美用煤需求大幅下降、能源定价回归理性、贸易流回转。（2）国内看：电力行业主导动力煤需求增长，供应端增量主要来自进口致 23 年港口煤价同比降幅大于坑口。
24 年展望（上）：能源转型加速、区域供需分化，影响电价预期。
电力供需平衡表视角： 23 年风、光新增装机量超预期， 24 年有望提前完成“十四五”新能源发展目标； 火电发电量将持平或微降，但具体仍需关注来水情况。
有效容量（硬缺口）视角：（1）全国看：伴随绿电转型，有效发电容量与最高负荷之间的供需差正在缩小； （2）分省看： 华东/华南沿海受端省份里，浙江、福建、广西供需趋紧；四川/云南水电送端省份受来水扰动大。
综上，我们认为明年电力行业将呈两大特征： （1） 不同电源的不同特征决定其在电力系统中的定位，电力市场根据其特征差异化定价。（2）燃料成本下行解决电力软缺口， 但 24 年部分地区、 部分时段或仍面临电力硬缺口。
24 年展望（下）： 紧抓电改主线， 细数各类电源的差异化机遇。
火电：容量机制带来 4 类机会：（1）高煤炭长协覆盖率企业稳定性再增强、公用事业属性回归；（2）利用率已然承压地区煤电的困境反转；（3）缺电省份装机弹性释放；（4）新增装机/灵活性改造带来设备需求向上。
水电： 来水改善+电价稳定+地区性供需紧张。（1） 1H24 来水有望改善，助力装机增量转化为业绩增量。（2）市场化电量占比低的企业电价风险有限；云南电力供需趋紧，省内清洁能源市场化电价呈上涨趋势。
核电： 连续投产期将至带来电量增长+电价稳定+长期高分红能力有望提升。（1） 19 年核准重启后机组陆续进入投产期，预计 24~26 行业年均装机容量增速约 5%（年均两台机组约 240 万千瓦并网）；（2）除对港售电的大亚湾核电以及电力市场化执行情况较好的江苏核电外，多数机组近两年实际电价相较核准价波动小于 5%、因此 24 年电价风险有限；（3）长期看折旧完毕带来度电利润提升空间、成本结构/商业模式类比水电或将具备强分红能力。
绿电： 组件降本，利用模式/电价形成机制更优的工商业分布式光伏及集中式配储需求确定性高。降本带来潜在“优质屋顶”资源量变多。 中值假设下，工商业分布式光伏资本金 IRR 为 10.4%；组件价格下降 0.1 元/W，对应IRR 上升 0.4pct。
风险提示
电力市场化进度不及预期； 用电需求不及预期； 煤价回升风险；新能源入市风险等