摘要

1. 清洁能源发展迅猛，引领中国能源结构转型

把碳达峰、碳中和纳入经济社会发展全局，以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，加快形成节约资源和保护环境的产业结构、生产方式、生活方式、空间格局，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路，确保如期实现碳达峰、碳中和。

——《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》

1.1.风光：“十四五”装机容量有望高速增长，成本降+效率升有望助力持续发展

1.1.1.碳中和承诺驱动能源加速转型，风、光装机容量快速扩张

从历史增速来看，在一次能源消费和碳排放的双重约束下，风电累计装机规模已经由2016年1.5亿千瓦提升至2022年3.7亿千瓦，2016-2022年CAGR达16.2%；光伏累计装机规模由2016年0.8亿千瓦提升至2022年3.9亿千瓦，2016-2022年CAGR达31%。

各地区风、光装机规划明确，“十四五”期间增长空间仍然广阔。2022年4月18日，国家能源局综合司下发《关于开展省级“十四五”可再生能源发展规划备案的通知》，要求各省报备本地区的“十四五”可再生能源发展规划。据智汇光伏统计，目前已有超20个省份明确提出风电、光伏发展规划，总新增装机规模接近600GW，“十四五”期间增长空间仍然广阔。

企业层面，“五大四小”普遍提出较高的清洁能源增长目标，有望带动旗下各电力企业的装机规模高增。为实现碳达峰、碳中和目标，加速能源转型，“五大四小”电力集团中除国投电力，均明确提出了十四五时期的装机目标，有望带动旗下各电力企业的装机规模高增。

在地方政策及主要发电集团带动下，风、光装机规模有望持续增长。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2025年，我国清洁能源装机量将达到17亿千瓦，其中风电装机容量将达到5.36亿千瓦，2021-2025年CAGR达13.02%；光伏装机容量将达到5.59亿千瓦，2021-2025年CAGR达16.26%。

稳增长背景下电力投资动力提升，第二批大基地项目有望加速落地。2022年2月，国家发改委、国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，明确了风光大基地建设的路线图。5月12日，国家发改委副主任胡祖才公开表示，目前我国在沙漠、戈壁、荒漠地区规划建设4.5亿千瓦大型风电光伏基地，8500万千瓦项目已经开工建设。第二批项目正在抓紧前期工作，加快构建新能源供给消纳体系。未来随着大基地项目的加速推进，新能源装机规模增长有望提速。

1.1.2.成本降+效率升有望助力风光持续发展

• 光伏：硅料产能释放带动产业链价格下跌，组件价格进入下降通道。

截至2022年12月14日，多晶硅致密料周均价降至277元/kg，环比下降3.8%，相比于10月末降幅为8.6%；

单晶166、182、210硅片周均价降至5.60、6.15、8.10元/片，环比分别下降6.35%、11.51%、10.60%，相比于10月末降幅分别为10.54%、18.22%、18.26%；

单晶182、210组件周均价降至1.93、1.95元/W，环比分别下降1.5%、1.5%，相比于10月末降幅分别为2.5%、1.5%。

通威强势进军组件板块，2022年8月以1.942元/瓦预中标华润电力3GW大单，主动掀起价格战。华润电力公示第五批光伏项目光伏组件设备集中采购中标候选人（3GW组件招标仅选择一家组件供应商），通威以1.942元/W成为第一中标候选人。第二、第三候选人分别为亿晶光电、隆基，投标价分别为1.995、2.020元/W。

通威布局组件板块力度不减，或将带动组件赛道价格竞争加剧。

中标组件项目：通威自预中标华润电力3GW组件后，在9月份开始频繁亮相各大组件竞标名单。根据北极星电力网统计，在2022M1-9可统计的组件项目中，通威共中标13次，中标次数位居第二，占可统计中标项目的16.88%。

产能建设：2022年9月22日通威股份公告拟在盐城经开区投建“年产25GW高效光伏组件制造基地项目”。根据SOLARZOOM光储亿家公众号，通威股份目前组件产能已有6GW，而加上25GW盐城项目之外，还有安徽滁州尚未官宣的30GW高效组件产能。综合以上信息，通威股份的组件产能规划或已接近60GW。

为压降组件采购成本，绿电运营商主动加大组件集采规模、提出限价政策。

加大组件集采规模：我们以华润电力为例，2022年以来华润电力先后启动3批次光伏组件招标，规模分别为3GW、5.1GW、3GW，规模总计11.1GW。三次招标对比来看，华润电力单一标段招标规模呈现显著抬升的节奏，以加剧组件企业竞争、压降组件采购成本。

提出限价政策：为避免组件价格水涨船高抬高项目投资成本，部分企业在集采时启动限价机制，例如南网能源2022年第二批1.05GW晶体硅光伏组件招标项目，540W及以上双面组件限价2元/W，400W及以上单面组件限价1.8元/W。

运营商压降组件采购成本的策略效果显著。从22年9月至11月初公布的中标结果（中标候选人）投标价格来看，低于1.9元/W报价的项目及标段共5个，一线企业4家，二三线企业1家。根据和讯新闻，在近期开标的央企采购中，已经有企业报出1.8元/W出头的组件价格。

在“2022年光伏产业链供应论坛”上，三峡能源总工程师王忠亮、大唐集团投资发展部新能源项目处处长王海生等表示，按照正常的项目收益率，不同地区的项目，能承受的组件价格大概在1.65~1.85元/W之间。

展望未来，光伏上游进入降价通道，同时伴随运营商主动加大集采规模、提出限价政策以压降组件采购成本，光伏装机有望放量，并带动新能源运营商规模快速扩张。

• 风电：项目造价成本下降，发电效率持续提升。

我国风电产业发展迅速，经济性日益凸显。2003年，发改委通过风电特许权经营、下放5万千瓦以下风电项目审批权等优惠政策，扶持和鼓励国内风电制造业的发展；2006年，《可再生能源法》实施，建立了稳定的费用分摊制度，各级政府也相继出台了各种优惠政策鼓励风电发展。政策推动下，国内风电市场进入高速发展阶段。政策驱动产业发展的同时，风电项目经济性也日益凸显，据IRENA数据显示，我国陆上风电LCOE已由2010年0.14美元，下降72%至2020年0.04美元。我国海上风电LCOE已由2010年0.18美元，下降53%至2020年0.08美元。

从降本驱动因素看，一方面，受风机价格下降等因素影响，风电项目造价成本有所下降。风电工程初始造价包括风机购置、建筑安装等系统成本，以及征地费用等非系统成本。其中，风机占总造价的比例较大。近年来受益于技术进步及风电产业链的规模化生产，风机价格下降明显，已由2003年7000元，下降46%至2020年3750元，带动陆上及海上风电单瓦造价成本不断下降，陆上风电由2000年1.45万元每千瓦下降至2018年7160元每千瓦，海上风电由2015年1.9万元每千瓦下降至1.65万元每千瓦。

从塔架看，塔架高度增加可提升风速，带动发电量提升。据中国风能协会测算，在风切变为0.3条件下，塔架高度从100m增至140m，年均风速从5.0m/s增至5.53m/s，某机组等效满发小时数从1991h提升20.34%至2396h。近年来我国风机高塔架应用成为趋势， 2020年1月，全球首座160米预应力抗疲劳构架式风塔吊装在山东开工，2020年3月，我国首台采用140米钢混塔架的3MW级风机在山东完成吊装，高塔架风电应用不断取得突破。

从塔筒看，塔筒140的风机基础单台投资155.8万元，塔筒125的风机基础单台投资150.47万元，塔筒100的风机基础单台投资136.1万元，由此可知，塔筒高度提高25米，投资约提高11%，塔筒高度提高40米，投资约提高15%。

塔架高度提升等因素驱动下，我国风电容量效率提升明显。容量系数为风电场每年的发电量占其最大发电量的百分比，主要由风电场所在地的风能资源、所使用的风电机组和配套设施技术等决定。近年来，我国陆上风电容量系数已由2010年27%提升至2020年36%，海上风电容量系数已由2010年的38% 增至2020年的40%。

风电装机规模的加速扩张可令风电运维项目价格降低，从而进一步降低风电发电企业运营成本。全球而言，2021年风电运维全包服务初始合同均价降至每年15,500美元/兆瓦，同比下滑11%。过去12个月间签订的2-2.99兆瓦风机运维服务合同价格比4兆瓦以上的大风机高39%。当风电项目规模较大、功率较高从而形成规模效应时，可使每台风机平均每兆瓦的运维价格降低。

• 组件价格跌至1.7元/W后对配储成本产生明显抵消作用

各省份提出明确配储要求，新能源投资成本项增加。多个省（区）的能源主管部门要求新能源企业配置一定比例的储能。从各省发布的规划、风光开发建设方案等文件来看，新能源配置储能比例大多在5%-20%之间；配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时。新能源场站配储要求直接导致其投资成本支出项增加。

对于光伏电站，经我们测算，当组件价格为1.5-2.0元/W时，地面电站的系统成本为3.56-4.06元/W。我们测算当组件价格为1.5-2.0元/W时，在不考虑配储的情况下，平单轴、固定可调和固定式地面电站系统平均成本分别为3.73-4.23元/W、3.55-4.05元/W、3.42-3.92元/W，取均值则为3.56-4.06元/W。

• 我们对光伏电站收益率对组件价格及配储成本的敏感性进行测算，核心假设如下：

• 从测算结果来看：

1）在不配置储能的情况下，伴随组件价格下行，光伏电站资本金IRR出现明显改善，组件价格每下降0.05元/W，资本金IRR提高0.3%-0.5%；

2）在配置储能的情况下，伴随组件价格下行，光伏电站资本金IRR改善幅度受到一定程度的抑制，组件价格每下降0.05元/W，资本金IRR提高0.3%-0.4%；

3）两种配储模式比较，在不考虑储能收益的情况下，容量租赁相比于自建储能具有一定优势，同一维度下资本金IRR相对较高；

4）综合来看，当组件价格跌至1.7元/W以下时，能够逐渐对配储所带来的成本压力产生较为明显的抵消作用。

1.1.3.绿电交易有望量价齐升，增厚新能源运营商业绩

政策催化下，绿电交易量有望增长。2021年9月，我国启动绿色电力交易试点，当日共有17个省份259家市场主体参与，当日达成交易电量79.35亿千瓦时，其中68.98亿千瓦时在北京电力交易中心完成，10.37亿千瓦时交易量在广州电力交易中心完成。2022年1-9月，我国绿色电力市场交易电量达136.3亿千瓦时。

绿电环境溢价有助于增厚业绩。绿色电力价格由电能量价格和环境溢价两部分组成，通过交易的绿色电力价格，市场电价会有所上浮。

2021年首次绿色电力交易试点启动时，绿色电力价格相比各省燃煤标杆电价具有3-5分/千瓦时的平均溢价。2022年，江苏省绿色电力成交均价为462.88元/兆瓦时，较当地燃煤基准价上浮18.4%，广东省绿色电力成交均价为513.89元/兆瓦时，较当地燃煤基准价上浮13.4%。

1.2.水电：稀缺性优质清洁能源资产，赋能“水风光”互补，打造新成长曲线

1.2.1.清洁优质发电资产，抽水蓄能发展提速

水电机组资产优质：经营周期长、盈利能力随时间推移而提高、现金流充裕、行业壁垒高。

• 经营周期长：与国外不同的是，我国水电开发企业获得的是流域的开发权，具有永续经营权，而国外水电企业一般只能够获得水电站30年左右的经营权，30年后需要将产权移交至政府。

• 盈利能力随时间推移而提高：由于水电的盈利能力是随着时间的增长而提高的，尤其是在资产折旧完毕后，水电的盈利能力最强。而国外的运营模式使水电运营企业无法享受到水电的最强的盈利能力以及未来80年乃至100年的现金流入，我国水电企业的开发运营模式更具优势。

• 现金流充裕：固定资产折旧占比高的成本结构决定了其业务具有现金牛特点，以长江电力为例，2021年总成本中58%的固定资产折旧没有现金流出效应，因而企业现金流充沛，能够在运营中拥有更多主动权。

• 行业高壁垒，竞争格局已确立。复杂的行政准入审批、要求较高的技术难度和巨大的资金投入是水电的主要壁垒（尤其是大水电），此特性导致行业集中程度较高，且未来以三峡、华能等大型发电集团为主的行业格局已经确立，2020年水电行业CR6超过45%。

装机规模方面：2022年中国水电新增装机容量23GW；累计装机容量达413.5GW，2017-2022年CAGR =3.7%。

装机增长方面：根据国家规划文件，我国在十四五”、“十五五”期间将分别新增常规水电装机容量4000万千瓦左右，除此之外还计划到2025年和2035年将抽水蓄能投产规模分别增至6200万千瓦及1.2亿千瓦以上，而截至2021年末我国抽水蓄能在运装机为3,639万千瓦，因此中长期来看，未来我国水电投资额及装机增速将进入快速上升渠道。

用电需求方面：近年来，受益于消纳政策效用的不断显现，国内水电机组利用小时数整体呈上升态势，但西南区域丰水期期间仍存在一定供需矛盾问题。2021 年南方偏枯的来水使得全国水电机组利用小时数比上年同期降低 203 小时，加之下游用电需求的不断回升，整体使得西南区域丰水期的电力供需矛盾得到一定缓解。未来，随着大型水电站进入集中投产期，若外送通道建设及省间壁垒等问题仍无法得到有效解决，西南水电未来仍将面临一定消纳压力。

电价方面，外送水电电价上涨想象空间被打开：①2022年8月，雅砻江锦官电源组送江苏落地电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”，上网电价由0.2811元/千瓦时提升至0.3195元/千瓦时。②云南省发布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，指出试行期内水电全年分月电量电价加权平均电价在前3年年度市场均价上下浮动10%区间内形成。③根据《省发展改革委关于明确三峡集团白鹤滩电站送苏电价形成机制的通知》（苏发改价格发〔2022〕816号），白鹤滩电站送苏落地电价“基准落地电价+浮动电价”形成机制，结合江苏2023年年度交易成交均价0.4666元/千瓦时计算，2023年白鹤滩电站送苏落地电价为0.4388元/千瓦时。

1.2.2.赋能“水风光”互补，打造新成长曲线

随着大型水电的持续投产，一方面未来增量愈发有限，水电需找寻新增长维度，另一方面这也使得“水风光”的项目条件日臻成熟。在运营过程中，“水风光互补”产生实质协同，主要体现在两方面：1）水电改善风光消纳：水电起到了很强的调峰作用，助力改善风光消纳。2）枯期、丰期电源互补：风、光与水电年内的发力峰谷存在错位，发力时间段上存在较好的互补性。最后，土地、储能、上网等环节或有明显优化，“水风光”项目收益率有望得到提振。大型水电在调节能力、土地以及外送通道方面，对于风光项目的赋能将更为明显。

水风光的互补建设运营，对于提升可再生能源消纳、充分挖掘存量水电基地价值等，具备明显的促进作用。虽实践层面尚在探索，但2020年以来，在碳中和大方向的日益明确下，政策端重视度已明显提升。2020年8月底，国家发改委及能源局联合印发《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，明确了就近打捆新能源电力的“一体化”实施方案。此外，地方层面多省已将“水风光互补建设”纳入十四五规划的重要考量范围内。

1.3.核电：核准重新加速，把握“高质量发展”政策基调下的投资机会

1.3.1.“十四五”现代能源规划重提积极发展核电

政策定调“积极安全有序发展核电”。2021年，《“十四五”规划和2035年远景目标》和《2021年政府工作报告》先后提出“积极有序发展核电”。《二十大报告》中再次指出，积极安全有序发展核电，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。政策助力，中国核电有望在“十四五”期间迎来密集建设期。

2022年中国核准10台核电机组，达2009年以来最高峰。我们认为本次核电核准体现国内能源转型对稳定能源需求的急迫性，是中国火电重启加速的一体两面，再度印证核电的基荷能源属性。

预计“十四五”期间中国年均核准8-10台自主三代核电机组。截至2022年10月底，中国商用核电装机5559.47万千瓦，已核准及在建装机约2539万千瓦。根据中国核能行业协会及有关机构的研究成果，到2025年中国核电在运装机容量预计达7000万千瓦左右，在建装机规模接近4000万千瓦；到2035年，我国核电在运和在建装机容量将达2亿千瓦左右，发电量约占全国发电量的10%左右。考虑到核电建设周期较长，我们预计“十四五”将为核电密集核准期，年均核准8-10台核电机组。

四代核电大规模商运渐行渐近。

1）高温气冷堆不限于发电，开始与产业耦合。2022年10月中国核电公告拟与东华能源共同出资设立茂名绿能，作为“高温气冷堆+石化产业耦合”的样板工程项目，未来五年内预计投资超千亿元，通过对高温蒸汽的梯次利用，保障“东华茂名轻烃产业园”蒸汽、电力、制冷乃至氢能的清洁化供应。

2）霞浦钠冷快堆预计于2023年建成投产。快中子反应堆作为四代核电主力堆型，可将天然铀资源利用率从目前的约1%提高至60%以上。目前霞浦示范快堆工程采用单机容量60万千瓦的快中子反应堆，1号机组于2017年底实现开工建设目标，2023年建成投产；2号机组计划于2020年开工建设，2026年建成投产。

1.3.2.“高质量发展”政策基调下，核电资产的投资具备较高性价比

二十大报告定调“高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务”。10月25日习近平总书记在党的二十大报告中强调，高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务。深化国资国企改革，加快国有经济布局优化和结构调整，推动国有资本和国有企业做强做优做大，提升企业核心竞争力。

在“高质量发展”政策基调下，核电资产的投资具备较高性价比。

1）政策引导下核电资产的盈利修复可能性更大：对比各类电力品种，火电资产盈利修复取决于煤炭采购成本，绿电盈利取决于组件与配储的成本博弈，水电盈利受来水波动影响较大，而核电资产经营稳定，ROE弹性主要取决于内部管理效率。在高质量发展的政策基调下，我们判断伴随相应配套政策/规划的出台，核电资产的盈利修复可能性更大。

2）对比水电资产，核电资产PB倍数较低，安全边际高、性价比高。核电、水电资产均属于现金流稳定的运营资产，且在政策引导下盈利修复可能性均较大。但从市净率对比来看，核电资产PB倍数显著低于水电，性价比存在较大优势。

2. 中证全指电力指数投资价值分析

2.1.指数简介

中证全指电力公用事业指数（简称“电力指数”）选取中证全指样本股中的电力公用事业行业股票组成，以反映该行业股票的整体表现。该指数样本每半年调整一次，样本调整实施时间分别为每年6月和12月的第二个星期五的下一交易日。

电力指数的选样方法如下：

（1）将样本空间证券按中证行业分类方法分类；

（2）如果行业内证券数量少于或等于50只，则全部证券作为相应全指行业指数的样本；

（3）如果行业内证券数量多于50只，则依次剔除行业内全部证券成交金额排名后10%的证券以及累积总市值占比达行业全部证券98%以后的证券，剔除过程中优先确保剩余证券数量不少于50只，将剩余证券作为相应行业指数的样本。

2.2. 市值分布

截至2023年2月17日，电力指数成分股在全市场分布如下。该指数中共有10只来自沪深300，权重占比为50.02%；12只来自中证500，权重占比为20.53%；23只来自中证1000，权重占比为23.33%；余下9只成分股权重占比6.13%。

将全市场的股票按照过去一年的日均成交额分为 5 组，根据成分股权重计算，截至 2023年2月17日，电力指数中处于头部20%区间的成分股权重占比为59.77%，处于次高组的权重占比为30.38%，处于中间组的权重占比为9.85%，流动性较好。

2.3. 行业分布

截至2023年2月17日，按照中信一级行业，电力指数的成分股主要分布在电力及公用事业和电力设备及新能源行业，权重占比分别为79.83%和19.31%；按照中信三级行业划分，该指数成分股主要分布在火电、其他发电和水电行业，权重占比分别为40.58%、19.16%和17.66%。该指数成分股覆盖传统电力以及可再生能源等重要电力产业，精准定位电力板块。

2.4. 一致预测净利润

本文采用Wind的一致预测净利润数据，截至2023年2月17日，电力指数在2022、2023、2024年的一致预测净利润分别为1,038.24亿元、1,579.17亿元、1,853.53亿元，相较于过去一年，增长率分别为179.96%、52.10%、17.37%。

2.5. 业绩表现

以2020月2月18日至2023年2月17日为样本期，电力指数年化收益率为9.64%，夏普比为0.50，净值为1.32，业绩表现较好。

3. 广发中证全指电力ETF

3.1. 基金简介

2021年12月29日，广发基金成立广发中证全指电力公用事业ETF（基金代码“159611”），发行规模12.33亿元。该基金为被动指数型基金，跟踪标的为中证全指电力公用事业指数，管理费率为0.50%，托管费率为0.10%。截至2023年2月17日，该基金规模为20.27亿元，过去一个月日均成交额为1.30亿元，近期流动性有明显增加。 

2022年7月19日，广发基金分别成立了广发中证全指电力公用事业ETF联接A（基金代码“016185”）和广发中证全指电力公用事业ETF联接C（基金代码“016186”），为场外投资者提供了一种能实现与市场同步成长的投资方式。

3.2. 基金经理

广发中证全指电力ETF的基金经理为陆志明先生。陆志明先生于2010年8月起加入广发基金，任广发基金管理有限公司数量投资部总经理，曾任研究员，指数部总监。截至2022年四季度末，陆志明先生在管基金共13只（仅统计初始基金），合计基金规模为112.48亿元。

4. 总结

在经济、工业高速发展背景下，能源需求高速增长。由于整体能源结构转型仍须时间，且可再生能源受地域因素，气候等因素限制，不稳定性较强，短时期内我国的电力供应仍然以火电为主。随着“双碳”政策的进一步落实，可再生能源装机容量或将继续提升，并在保障供电的情况下，有望逐步提升可再生能源发电占比，实现代替。另一方面，为了推进电力交易价格市场化，政府提出大力建设电力现货交易市场以及绿电交易市场，促进电力资源在各省之间的流通。

中证全指电力公用事业指数（简称“电力指数”）选取中证全指样本股中的电力公用事业行业股票作为标的，旨在反映 A 股市场中电力公用事业上市公司的市场表现。该指数成分股的流动性较好，行业定位明确，Wind一致预测净利润增速快，具备成长潜力。

2021年12月29日，广发基金成立广发中证全指电力公用事业ETF（基金代码“159611”），跟踪中证全指电力公用事业指数，管理费率为0.50%，托管费率为0.10%。截至2023年2月17日，该基金规模为20.27亿元，过去一个月日均成交额为1.30亿元，近期流动性有明显增加。2022年7月19日，广发基金分别成立了广发中证全指电力公用事业ETF联接A（基金代码“016185”）和广发中证全指电力公用事业ETF联接C（基金代码“016186”），为场外投资者提供了一种能实现与市场同步成长的投资方式。

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本篇文章来源于微信公众号: 量化先行者