会议要点

1、新能源装机发展与挑战

· 新能源装机容量增加，风电和光伏装机量创新高，超过“十四五”及2030年目标，但消纳绿电的输电和用电端存在欠缺。

2、新型电力系统建设与火电、核电发展

· 新型电力系统建设加快，风电、光伏为支柱，其他环节如火电、核电及电气化设备也是发展重点。火电和核电地位因能源安全考虑逐渐提升。

· 火电和核电获得政策支持，火电通过容量电价机制回收成本，核电在项目端获得倾斜。

3、火电行业发展现状与预测

· 火电行业进入高速建设阶段，2024年将进入设备交付和兑现期。2022年火电投资快速增长，新增装机容量增长显著。

· 火电项目核准到开工经历较长周期，业绩兑现将逐渐到来。火电开工量在2023年下半年实现持续性增长。

· 火电建设区域集中，广东省核总量最高。用电需求增长支撑火电需求，煤价下降提升火电盈利能力。

· 容量电价政策利好火电行业，设备投资额在火电领域占比较高，火电建设加速利好设备端。

4、核电行业发展现状与预测

· 核电连续两年核准10台机组，建设工期长，预计2024-2025年进入大量开工阶段。核电发电量增速达到3.5%，利用小时数高，经济性和需求确定性凸显。

· 核电投资额快速增长，2023年前两个月投资额同比增长39.5%。核电建设节奏长，设备端费用占比高，产业链上中下游都有参与方。

· 核电设备投资预期增长，2024年预计达到565亿，同比增长20%，增长趋势可能维持两三年。

5、投资建议与风险提示

· 火电和核电作为产业链重要一环，建设加速，制造商和运营商以国央企为主，估值合理。建议关注装机增量运营商和火电产业链设备商，如东方电器、江苏神通等。

· 风险提示包括煤价波动、政策推动不及预期、建设进度不及预期。

6、会议总结

· 火电和核电市场发生变化，行业边际变化明显，确定性和低估值受市场重视。央企子公司在产业链推动和国资要求下，预期行业将有积极向好变化。

1、火电核电投资增长带动产业链

· 在当前电力行业的发展中，新能源装机的增加是主要侧重点，包括风电、光伏和储能等，这些能源有助于提高新能源在发电端的占比。去年，光伏和风电的总装机量接近300千瓦，创下历史新高。目前，风电和光伏的装机发展已超过“十四五”规划及2030年的目标，整个行业的发展超出预期。然而，在绿电的输电和消纳方面，以及下游用电端，仍存在一定的不足。核心矛盾在于绿电的消纳问题，这一问题逐渐显现出来。

· 参考欧洲的新能源发展经验，如丹麦和德国等高新能源占比国家，新能源的发展不仅需要关注新能源本身，还需要综合能源配套、调度和输送等环节的发展，以提升整个能源系统。目前，新型电力系统的建设正在加速，风电和光伏是其中的关键环节，但其他环节同样需要大力发展。

· 今年，新能源发展的重点转向了火电和核电，这些传统能源现在为电网提供支撑，同时输电端和用电端的电气化设备也成为了行业发展的重点。在这种背景下，火电和核电迎来了良好的发展机遇。随着新能源占比的提高，为了能源安全，火电和核电的地位也在逐渐提升。

· 从去年至今，火电和核电在监管和政策端获得了倾斜性的支持。例如，火电在电价上得到了支持，实施了容量电价机制，使得火电机组能够回收固定成本，从而从周期性发展转变为类似公用事业的发展模式。核电虽然在电价上没有获得太大支持，但在项目端获得了政策倾斜。2022年连续两年审批的核电机组数量达到历史新高，为核电行业带来了显著增量。

· 火电行业已经进入高速建设阶段，过去两年的开工数量创下历史新高。预计2024年火电行业将进入设备交付和收益期。火电投资始于2022年，受成本高企和能耗双控政策影响，前几年煤炭发电装机相对较低。2021年投产的28G装机量是近五年最低。这种情况导致电力供应不足，但随着新能源占比的快速提升，电网需要保证安全供应和输送。传统能源短缺对电网的冲击逐渐显现，尤其是在每年的7-8月份用电高峰期，全国性的限电现象时有发生，对能源安全产生影响。因此，传统能源的角色已从电力供应保障转变为电网支撑和灵活调度资源。随着火电定位的变化，火电投资迎来了快速增长。2022年8月，电力总院发布了未来三年电力供需形势分析，提出保障2023至2025年1.4亿千瓦煤电按期投产。2022年和2023年火电投资完成额分别达到909亿元和1200亿元，同比增长28.4%和15%，保持持续增长态势。

· 从2020年开始，火电新增装机呈现明显增长。2021年至2023年，装机量分别为46G瓦、44.7G瓦和65.7G瓦，2022年和2023年的同比增长率达到46.9%。2021年和2022年的装机量较低，主要是由于之前项目较少，开工量不足，影响了装机量。随着高核准项目的增加，火电装机迎来持续性增长。从2021年到2023年，核准和开工数量呈现新一轮增长潮，预计2024年和2025年火电将迎来确定性增长。2022年和2023年火电核准量分别达到68.5G瓦和72.2G瓦，同比增长428%和5.37%，尤其是2022年的增长创下历史最高值。从开工角度来看，2022年和2023年的火电开工量分别为66G瓦和124G瓦，其中2023年的开工量达到历史新高，同比增长87.6%。

· 火电项目从核准到开工需要经历可研申请、路桥土建招标、主辅机招标等流程。随着这些长周期流程的完成，火电项目逐渐进入正式开工阶段，业绩兑现期即将到来。从月度和地区情况来看，2022年上半年火电核准量为17.6G瓦，下半年为50.9G瓦，下半年出现核准高峰。2023年1月至8月，核准量分别为12.3G瓦和11.6G瓦，其余月份较为平均，全年核准量约为71G瓦。从开工角度来看，2022年下半年开工量为47.5G瓦，2023年上半年为48.4G瓦，下半年为75.4G瓦，2023年下半年火电开工量持续增长。2024年前四个月，火电开工量为28.5G瓦，同比增长36.6%。之前核准的项目陆续开工，为行业带来确定性增长。

· 从省份划分来看，

2、火电盈利能力与投资增长分析

· 在火电开工方面，我们认为存在一个能够支撑火电未来发展并显著提升其盈利能力的因素，即煤价的影响。目前，煤价整体趋势已出现显著改善。2024年第一季度的煤价均价较上一季度下降了最高20%，最低下降了9.7%。煤价的下行趋势保障了火电厂的盈利能力提升，因此火电相关公司的盈利能力正在逐步上升。我们对相关公司进行了盈利预测，如果当前的动力煤价格从年初的1000元/吨降至800元/吨左右，火电企业的发电利润有望增加，大约每度电增加六分钱。这对火电企业来说是一个显著的盈利弹性。

· 除了煤价对火电盈利能力的提升外，另一个盈利结构的变化也对火电企业的经营产生了正面影响，即容量电价政策对火电行业的综合利好。自去年11月推出容量电价政策并于今年1月正式执行以来，我们观察到在江苏等地区，容量电价加上电量电价已超过20%的上限，为企业端带来了确定性的盈利推动。目前，多数地区给予的容量电价仍按30%左右，即100元/千瓦/年的标准，预计从2026年开始不低于50%，并逐渐提升至100%。因此，我们认为未来火电企业在响应电网调度、获取容量电价方面将更具优势。

· 随着商业模式的逐步理顺，火电的整体估值体系将从受煤价影响的周期属性逐渐转变为具有确定性收益的属性。对于电价相对较低、小数较低地区的火电厂而言，其盈利结构和未来估值都将发生积极变化。

· 在设备投资方面，火电领域近年来的平均投资额在每千瓦3600至3800元之间。从成本角度分析，2660兆瓦机组的设备成本占比为42.3%，而4台100兆瓦机组的设备成本占比为43%。设备在火电机组造价中占比最高，因此火电建设的加速对设备端最为利好。根据火电建设的规律，我们可以推断其后续的节奏。

· 火电机组从准备阶段到正式开工通常需要约六个月的时间，在此期间将完成前期准备和可行性研究设计工作。同时，大型设备的招投标也可以在此期间完成。正式开工后，建设工期通常为两年多，不同地区可能存在差异，土建工程大约需要一年以上的工期。

· 主机设备的安装从开工到完成大约需要一年多的时间，之后还需要进行大约六个月的调试。综合来看，火电建设的典型工期为2至3年。这将影响未来两到三年内火电开工最为密集的年份，预计在2024年和2025年，将迎来大量设备订单的兑现。因此，我们认为从目前的时点来看，火电相关公司的业绩将迎来确定性增长。

· 按月度划分，我们预计今年年初将迎来最强的增速，最高可达80%以上。下半年，随着所有机组进入开工阶段，增速将有所放缓，但绝对值仍将保持上升态势。综合来看，我们预计2024年火电设备投资约为1155亿元，同比增长58%。这样的高增长为所有火电设备制造商带来了确定性的盈利弹性。

3、核电投资增长与产业链发展

· 接下来我们汇报一下核电对设备端的影响。核电过去的最大变化是连续两年（2022年和2023年）核准了10台机组，创下历史新高。由于核电建设周期比火电长，预计2024年至2025年将进入大量开工和建设阶段，这将为设备端带来确定性的增长。核电的整体发电量增速目前已达到3.5%。

· 在今年的前两个月，核电已成为逐渐增加的发电品种之一。从运行小时数来看，核电在所有发电品种中一直保持最高，达到7600小时，平均利用率接近90%。因此，尽管核电在所有发电品种中的装机规模是最低的，但由于其高运行小时数和位于东南沿海的用电大省，其经济性和未来需求的确定性都非常显著。

· 在核电项目端，2023年连续两年的审批量达到历史新高，使得核电的投资额实现了快速增长。今年前两个月，核电的投资额为122亿元，同比增长39.5%；2022年至2023年核电累计投资额为949亿元，同比增长20.8%。因此，今年前两个月的核电投资增长速度超过了2022年至2023年全年的增速，显示出核电投资正进入持续增长的状态。

· 核电行业目前普遍担心的问题是未来是否还有足够的机组可以核准。我们认为，目前储备的机组足以支撑到2025年底，即到2030年之前，每年维持10台机组的核准数量是足够的。我们整理了所有具备建设条件的机组，总数超过100台，因此东南沿海地区仍有大量厂址可供核电建设。从近几年的核准项目来看，技术呈现多样化特征，包括三代的“华龙一号”和四代的“高温气冷堆”，目前都在建设中。我们预计，在多样化的技术条件下，核电每年的高核准和建设力度加大将成为一个持续性的状态。

· 由于核电项目现已进入加速核准和开工阶段，我们认为核电项目的交付也将进入一个密集交付期。2022年上半年核准的机组预计在2023年开工，而2023年核准的机组大部分尚未开工，预计2024年将是开工高峰期。目前，正在建设的机组共有26台，总装机容量约为29吉瓦。按份额计算，中核集团占比最多，为46%；其次是广核集团，占28%；国家电力投资集团占18%；华能集团占8%。

· 我们预计，到2024年末，正在建设的机组数量还将增长30%以上。因此，随着在建机组数量的持续增长，对产业端的价值量也在不断提升。从核电产业链的价值量拆分来看，占比最高的是核电设备端，其费用占比达到了50%。其中，核岛设备占总比重的26.2%，常规岛占14.1%，BOP（Balancing of Plant）占10%。

4、火电核电投资带动产业链增长

· 核电建设周期通常为五年左右，以FCD（浇筑第一罐混凝土）作为项目开工的标志。项目前两年主要进行土建工程，第三和第四年进行设备安装，最后一年进行调试。长周期设备通常在项目正式开工前招标并确定，生产周期约为两年，在项目进入安装阶段时交付现场。短周期设备则在项目开工后进行招投标，制造周期为半年至一年，通常在第三年交付现场。因此，设备的核心交付期通常与项目开工紧密相关。

· 在整个核电产业链中，上中下游都有众多参与者。上游主要涉及核燃料的供应，中游则有众多上市公司和民营企业参与，其中主设备制造商占据价值链的高端，而管材、阀门、压力容器等特种设备也有众多优秀企业布局。下游主要是央企运营商。

· 对于核电设备的未来投资预期，项目开工是关键因素。由于核电建设周期平均为五年，比火电更长，因此能够延长整个产业链的投资期。例如，2024年开工的项目可能在2029年并网，设备端的影响可能持续至2027至2028年。我们预计2024年核电设备市场规模约为565亿，同比增长20%，这种增长趋势可能持续两至三年。因此，核电产业链的确定性增长将为业绩兑现带来正面影响。

· 在投资建议方面，火电和核电作为产业链的重要一环，近年来建设速度相对新能源的风电和光伏较慢。但随着电网消纳需求和能源安全要求的提升，火电和核电的建设速度正在加快。火电和核电的制造商和运营商主要是国有企业，市场格局相对稳定。这些公司在过去几年未进行大幅扩张，经过前期调整后，目前的估值较为合理，大多位于10至15倍市盈率之间。因此，无论从运营商还是设备商角度，火电和核电都值得关注。

· 建议关注装机增量的运营商，如中国核电、华南国际保险能源、皖能电力等。在火电产业链设备方面，由于煤价下降和政策支持，火电厂的开工热情提升，2023年火电开工同比增长87.6%。预计2024至2025年火电设备将迎来确定性增长，2024年设备收入将进入兑现期。建议关注龙头厂商如东方电器。

· 在核电设备产业链方面，由于大部分设备交付期在FCD后两年进入安装期，开工后一段时间将进入招投标阶段，加速行业订单增长，并进一步兑现到业绩。2023年连续合成10台机组，确定性高，目前进度陆续进入阶段。预计后续设备订单兑现将成为行业主旋律。建议关注产业链龙头设备商，如江苏神通综合科技等。

· 风险提示方面，首先是煤价波动，煤价上涨可能严重影响火电利润，从而对运营商装机产生不利影响。其次是政策推动不及预期，包括容量电价政策、辅助服务政策等，这些都可能影响火电未来装机积极性和运营商的投资决策。第三是建设电源建设进度不及预期，这将对下游市场产生较大影响。

· 总体而言，火电和核电市场近期发生了明显变化，无论是从订单端还是能源局统计数据，都能看出火电和核电的边际变化。在当前市场风格下，对确定性和低估值的要求很高，火电和核电产业链供应商大多是央企子公司，未来有望从产业链推动、订单业绩兑现以及国资集团的新要求中受益，实现积极向好的变化。