未来电力行业的两大趋势及其挑战是什么？

电力行业中各环节如何演变与发展？
随着电力体制改革的推进，原有的电力产业链发生了边际变化，如巴西曾将发电、输送和配送整合在一
个主体下。近年来，通过国家电力公司的分拆和新一轮电力体制改革，发电环节被独立出来，且发电侧
与输配侧正努力进入电力市场进行深层次的市场化交易。尽管火电仍占据主导地位，但风电和光伏已成
为新建装机的核心部分，预示着未来电力结构将进一步现代化。
未来电力行业的两大趋势及其挑战是什么？
未来电力行业将在追求“双碳”目标的过程中展现出两个关键的变化方向。首先，随着清洁化电力消费结
构的不断推进，工业光伏的占比将逐渐提升。然而，这一趋势同时也带来了发电侧复合不稳定性增强的
问题，例如用地需求增加以及电网建设和储能调节能力等方面的挑战。为应对这些问题，电价改革成为
必要手段之一，以便更好地促进风光占比上升的同时保证电力系统的稳定运行。
火电板块的关键影响因素有哪些，并解释它们如何影响火电业绩？
火电作为电力行业中占比最大的板块，其业绩受制于三个核心因素——煤价、电价和利用小时数。其
中，煤价占据总成本的70%-80%，对其盈利能力有着显著影响。尽管火电具有顺周期的特点，但长期来
看，其业绩与煤价呈反向波动态势。此外，火电电价体系原本受行政管控较多，而在市场化程度较低的
情况下，仅依靠利用小时数提升难以抵消煤炭价格上涨的压力。直至2021年，火电企业因供电亏损而推
动了电价政策改革，放宽了市场化交易浮动比例，并在2021年底至2023年初维持较高的电价水平，有
效改善了火电的逆周期表现。
2023年11月出台的容量电价机制如何完善了火箭商业模式并避免经营困境？
国家在2023年11月推出了一项新的容量电价机制，该机制不再直接依据火电产生的非电量支付补
偿，而是根据火电机组的装机量制定固定的补偿标准。这意味着即便火电发电量减少，其商业模式也能
得到保障，从而有效规避了因电量下滑导致的经营困境。
火电行业的成本端变化及其对未来盈利能力的影响是什么？
自2022年起，国家致力于推进长期煤价保护措施，使得现货煤价约为850元/吨时，长期煤价可控制
在700元左右。这对那些超长期执行合同的公司来说成本优势更明显。同时，由于煤炭价格增速回
落，这些公司的违约收益也逐步下滑。因此，预计未来长期煤的履约兑现率将会提高，这将进一步增强
火电行业的盈利能力。
对于火电市场而言，应如何理解电价与煤价可能出现的高度挂钩现象以及其影响？
在火电市场化专业化体系不断推进下，未来电价和煤价可能会形成高度关联关系。在这种情况下，单纯
关注煤价或电价的变化并非最优策略，更重要的是要关注市场供需关系的作用。当市场供需趋紧时，电
煤价差会扩大，有助于提高火电利用小时数；反之，若清洁能源竞争加剧，火电运营压力也会相应增
加。
水电行业目前面临的机遇及挑战有哪些？
尽管新增水电装机较少，但存量水电仍具有稀缺性和稳定的经营属性。不过，水电项目的数量有限，且
受自然条件限制难以大量扩展。因此，目前大型水电基地剩余可供开发资源有限，部分区域如金沙江中
上游、长江上游仍有发展空间。此外，水电利用小时数受气候变化影响较大，波动性较大。不过，在市
场化交易逐渐深化的情况下，部分水电企业如华能水电已实现较高比例的市场化定价，随着供需关系的
变化，水电电价会出现波动，但也显示出增长趋势。
雅砻江送电机制发生了什么变化，这对水电企业有何影响？
从2022年开始，雅砻江的送电机制由原本挂钩当地标杆电价变为挂钩当地市场化交易。这使得新投产的
长江电力白鹤滩电站同样采用了市场化交易方式。在当前煤价高昂的情况下，水电企业通过这种挂钩机
制分享到了沿海地区煤电市场化交易价格上涨带来的效益。
如果明年煤价继续下滑，会对水电企业产生怎样的影响？
虽然短期内煤价下滑可能对水电企业的边际效益造成一定负面影响，但从长期来看，市场机制的变化有
利于水电企业在煤炭价格下跌时不回归高位时保持盈利能力。水电行业的成本结构稳定，其中折旧费用
占据较大比例，随着环保政策推进及贷款利率下降，财务费用也将逐步减少。
如何看待水电行业基本面的变化以及风险控制的重要性？
水电行业的基本面关注点在于市场化交易所带来的变量影响、来水分布变化以及成本端稳定性。尽管存
在一定的风险管理挑战，但水电作为一个经营稳健的资产，在经历了涞水修复、分红回报等方面的利好
因素外，还会因较高的红利股息属性受利率环境变化而表现出良好投资表现。
新能源板块（含核电）的核心特点和发展前景如何？
新能源板块特别是风电、光伏与核电，具有成长性强的特点。重点关注方向量变化、市场化交易对各类
新能源的影响以及成本端随技术进步导致的财务费用或折旧变化。根据“双碳”目标要求，国家将重点发
展风光产业，风电和光伏有望实现快速增长。其中，核电作为最稳定的清洁能源之一，将在未来的电源
体系中扮演重要角色，同时政府对其消纳给予大力支持。
核电市场化交易如何影响核电收入及价格变动？
核电市场化交易机制中，各省份根据自身情况制定了交易方案和规则。近年来，江苏等省份较为开
明，允许核电适当涨价甚至对标火电交易价格，但自2022年起，除江苏外多数省份实施了高额超额电价
回收机制，即在核电价格上调至市场化交易水平后，政府将回收超出标杆电压85%至90%的部分。这种超
额电价收回导致中国核电在2022年至2023年间供电收入略有下滑，但由于煤炭价格中枢可能下跌以及
市场化交易电价的波动空间较小，核电受到的负面影响相对有限。
未来核电的发展前景如何？
尽管核电市场化交易带来的价格压力，但从长远看，核电的成长性仍有较大提升空间。自2019年开始恢
复核电机组审批以来，连续两年实现了较高的实发电组审批量，并预计在2025年前后迎来核电投产规模
明显提升的趋势。随着国家对核电中长期发展规划的落实，未来每年的核准基础量具有较强确定性，将
在较长一段时间内保持新增十亿千瓦以上的投资规模，确保核电行业的景气持续改善。
核能在成本端面临的主要挑战是什么？
相较于水电，核电的成本构成中核燃料是一个独特而不可忽视的因素。尽管短期来看，由于已采购的核
燃料可以满足三到五年的需求，且通过长协锁定基准价格的方式减轻了原料价格上涨的压力，但在远期
视角下，如果充分考虑到核燃料价格的不确定性，仍然会对核电的成本造成一定影响。然而，总体而
言，我们认为核电的成本端在未来仍具有相对稳定的表现预期。
风电光伏市场现状与挑战是什么？
风电和光伏市场在过去几年经历了大幅增长，尤其是在光伏领域，由于组件价格显著下降引发需求井
喷。然而，这种快速增长同时也暴露出电网调节能力和输电通道建设滞后的问题，使得两者之间的关联
性和稳定性受到影响。此外，新能源市场化交易的比例提高，使得一部分基础电量不再享有稳定电
价，相反，市场化交易电价部分占比可能出现上升，这对整个新能源电力系统产生了新的挑战。
绿电计划链中，补贴制度如何运作及其存在的挑战是什么？
国家根据项目时间、地点等因素设定差异化电价，并对超出当地煤电标杆电价的部分提供可再生能源基
金补贴。然而，随着风电光伏等新能源项目的高峰期内补贴资金紧张，导致融资贷款拖欠严重。
从2021年起，新核准的项目已进入平价时代，但存量补贴欠款问题仍较为严峻。尽管如此，随着新投产
项目的增多，有望逐渐摊薄补贴款拖欠带来的负面影响。
销量问题如何影响电力市场化交易中的电价走势？
在市场化交易环境下，例如风电光伏项目的保障小时数因销量问题降低，导致发电量减少，这部分电量
缺口通常会通过激烈市场竞争寻求更高的电价补偿。这不仅会影响现有项目的平均电量，而且在高频次
电力现货交易中体现得更为明显。今年，部分采用现货交易的省份电价出现显著下降，幅度甚至达到每
千瓦时一毛钱左右。