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开年首月电价维持高位，看好 2023年市场电价刚性。近期全国各地陆续披露本省代购电交易情况，由于在进行2022 年1 月份代购电交易时，我国代理购电制度落地运行时间相对偏短，因此各省份代理购电电价均相对偏低。从当前各省份披露的交易结果来看，2023年1 月份各地代理购电电价普遍实现了同比上浮，其中仅江西、辽宁、蒙东、蒙西及宁夏的电价较去年略有回落。整体来看，在全国电力供需情况仍处于偏紧的状态下，2023 年开年首月的代购电电价继续实现了高位成交。除代理购电电价以外，江苏省及广东省也陆续发布了本省2023 年1 月份电力市场化交易结果，江苏省1 月份成交电量为44.07 亿千瓦时，成交价为469 元/兆瓦时，继续维持较燃煤基准价顶格上浮，同比也实现了5.5 元/兆瓦时的提升；广东省1 月份月度中长期交易综合价为534.6 元/兆瓦时，较当地交易基准价上浮15.46%，继续维持高位；其中绿电交易电能量成交均价为546.4 元/兆瓦时，环境溢价均价10 元/兆瓦时，绿电电价表现更为优异。整体来看，作为开年首月的市场化交易结果，代购电电价及各省市场化交易的电价均实现了高位维稳，我们长期以来持续强调的电价刚性得到了市场检验，继续看好2023 年电价刚性对各电力运营商收入端的强支撑。

中游环节价格快速回落，绿电战略价值持续凸显。11 月以来，光伏产业链各环节价格均快速回调，根据PV infolink 披露，截至12 月28 日多晶硅致密料价格为240 元/千克，较高点已经大幅回落20.79%。随着上游硅料环节价格持续回落，光伏产业链其他环节价格的支撑也持续弱化。12 月28 日单晶182/210 组件报价也回落至1.895 元/W，较前期高点已经降低0.09 元/W，虽然组件环节价格跌幅略弱于其他产业链环节，但方向已经得到确认。我们认为组件价格的回落对于新能源发电运营商将产生多种维度的利好1）对于新增项目而言，根据我们测算，组件价格每回落0.1 元/W，将增厚光伏电站IRR 0.5 个百分点，光伏组件价格的回落有利于新项目盈利能力的提升；2）对于此前无法满足收益率的项目而言，随着组件价格的回落项目收益率要求也将逐步得到满足，因此这将会有利于发电运营商加大新增装机的投资。整体来看，我们认为当前中游环节价格的持续回落有望加速产业链利润向下游流传，这将彻底扭转市场2022 年以来对新能源发电运营盈利增速和质量的偏弱预期。此外，随着新能源补贴核查的陆续公示，长期困扰行业的补贴或进入加速解决阶段，新能源运营商的报表质量及投资能力有望兑现改善预期。同时，当前绿证和绿电交易市场规模持续扩容，风光项目的投资回报有望获得持续支撑。双碳目标下，我们持续看好绿电长期战略配置价值。

投资建议

“碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿整个“十四五”期间，我们认为电力运营商的内在价值将全面重估。在此背景下，电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火电经营边际改善，推荐关注优质转型火电华能国际、中国电力、华电国际、宝新能源和粤电力A、福能股份；水电板块推荐拥有明确成长空间的行业龙头长江电力和供需改善的华能水电；新能源装机快速成长，同时绿电价值日益凸显之下，推荐中国核电、三峡能源和龙源电力；电网板块推荐三峡集团入主后有望开拓综合能源服务的配售电先锋三峡水利。

风险提示

1、电力供需恶化风险，政策推进不及预期风险；2、煤炭价格出现非季节性风险，来水持续偏枯风险。