2023年公用环保行业2024年投资策略：把握行业变革周期，紧扣确定性聚焦水核

板块回顾：行业连续第三年跑赢市场

公用事业行业连续第三年跑赢市场

在市场整体走势较为平淡情况下，年初迄今，中信电力及公用事业指数上涨 0.3%， 跑赢市场（沪深 300 指数）约 13 个百分点。受益行业自身盈利大幅改善、经济复苏势头 偏弱情况下的市场防御性配置需求较强等因素，公用事业行业延续前期优异表现，自 2021 年以来连续第 3 年跑赢市场。

行业内部的细分板块和各家公司表现存在较明显分化。业绩增长明确、具有防御性、 受益当前弱复苏宏观环境的传统电源类公司（火电、水电及核电）表现相对更加优异，而 属性偏向成长股且政策及行业环境不确定性有所升温的绿电、遭遇暂时性政策逆风的抽蓄， 年初迄今在行业内表现相对较差。

2023Q1~3，行业盈利同比高增 65%

火电燃料成本压力下降显著、西南地区水电电价小幅上涨、新能源装机增长迅速、全 社会用电需求温和复苏等一系列因素带动下，2023Q1~3，A 股公用事业板块净利润同比 增长 65%至 1,764 亿元，增速远超同期沪深 300 指数 2%的净利润增长率。在我们跟踪覆 盖的 A 股上市公司中，皖能电力、华电国际、国投电力、内蒙华电、川投能源等公司前三 季度业绩同比增幅均超过 30%。

从净资产收益（ROE）变动趋势看，2023Q1~3，中信电力及公用事业指数 ROE 进 一步改善至 7.7%（未年化），相比 2022 年同期的 5.6%同比提升 2.1 个百分点。其中对于 火电板块而言，在煤价下降的推动下，A 股火电板块 2023 年前三季度的 ROE 大幅改善并 修复至 7.8%（未年化），已经超过同期公用事业行业整体 ROE 水平。

当前板块估值仍然合理，机构配置仍有较大提升空间

自 2021Q1 以来，虽然公用事业板块机构持仓市值出现较大规模上升，但仍呈现出较 为明显的相对低配特征。截至 2023Q3，公用事业板块的机构持仓市值为 468 亿元，机构 配置比例仅为 0.77%，相对低配比例高达 2.6%。

行业盈利能力持续回升带动净资产增加，同时公用事业指数年初迄今绝对涨幅相对有 限，从市净率角度看，目前中信公用事业指数 PB 为 1.64 倍，相比年初的 1.75 倍 PB 有 所下降。2018 年以来，A 股公用事业板块的 PB 均值为 1.68 倍，当前板块估值相比多年 历史均值有 2%折扣，公用事业板块估值目前仍处于合理区间内。

需求整体平衡，但供给结构调整正从量变到质变

预计 2023~2025 年用电需求增长 5.4%/4.8%/4.4%

2013 年 1~9 月，国内累计用电量同比增长 5.6%，尽管经济复苏偏弱，但用电增长仍 具备较强韧性。2023 年 1~9 月，从终端用途看，一产、二产、三产及城乡居民用电同比 增速分别为 11.3%/5.5%/10.1%/0.5%，对增长的贡献度分别为 2.7%/63.8%/31.8%/1.5%。

结合 1~9 月国内实际用电数据，我们采用宏观弹性预测法，预计 2023~2025 年全国 用电量增速分别 5.4%/4.8%/4.4%，整体需求呈现温和增长态势。

新能源驱动装机高增，火电装机占比年中首次降至 50%以下

2023 年 1~9 月，国内电源装机同比增长 12.3%，增速较去年同期的 8.1%提升 4.2 个 百分点，增长明显加速。从各类电源装机增长情况看，风光是带动电源装机提速的核心动 力，今年 1~9 月的风电/光伏装机同比增速分别高达 15.1%和 45.3%。装机快增驱动电源 投资规模明显提速，2023 年 1~9 月，电源建设投资达 5,538 亿元，同比高增 41.1%，相 比去年同期的 25.1%有明显增长。分电源看，新能源在电源投资中占比不断提升，2023 年 1~9 月，该占比已经提升至 65.2%，相比去年同期的 60.2%提升了约 5 个百分点。

2023 年，火电在电源装机中占比首次跌破 50%。结合电力系统向清洁能源转型发展 趋势、政府规划及项目核准、行业实际经营情况等，2023~2025 年，我们预计国内电源装 机增速分别为 12.3%/11.6%/11.4%，相比 2016~2022 年年均 7.8%的电源装机增速升温。 从结构看，我们预计 2023 年新能源在整体电源装机中占比将提升至 35%，并有望在 2025 年进一步提升至 43%，相比 2022 年的 30%占比有明显提升。与此同时，火电在电源中占 比不断下降，2023 年 7 月，火电在国内电源累计装机中占比首次跌破 50%，能源转型不 断推动下，我们预计火电在电源中占比有望在 2025 年进一步将至 43%。

需要注意，我们对 2024~2025 年的新能源装机增长预测较为谨慎，未来实际新能源 装机增长存在比我们预测乐观的可能。中电联数据显示，2023 年 1~9 月，国内光伏新增 装机已经达到 1.6 亿千瓦，考虑 Q4 通常为新能源密集并网时间段，我们对于 2023 年国内 新增 1.9 亿千瓦光伏的预测偏向保守。2024~2025 年，行业有望面临光伏上中游价格大幅 下降、地方政府及企业努力实现其“十四五”发展目标等积极因素，但是我们对于 2024~2025 年光伏新增装机预测和 2023 年基本持平，后续实际情况存在比我们预测乐观 的可能。

结构调整下电源平均利用小时趋势回落

从 2023Q1~3 各类电源利用小时变化趋势看，水电利用小时受短期来水偏枯影响较为 显著，其他电源变动相对较小。中电联数据显示，在用电需求温和增长背景下，2023 年 1~9 月，全国发电企业平均利用小时为 2,716 小时，同比下降 3.0%，利用小时相对偏低 的新能源在电源中装机占比持续攀升是今年前三季度发电企业平均利用小时同比回落的 关键原因。2023 年前三季度各类电源利用小时情况有所差异，水电受来水不佳影响而降 幅较大，同比下降 13.3%；用电需求增长以及填补水电缺口带动火电利用小时同比增长 1.5% 至 3,344 小时；光伏因为光照条件等因素利用小时同比降低 4.3%至 1,017 小时。

展望中期，结合电力市场供需变化情况，在需求增长相对温和、电源结构不断向新能 源转型等因素影响下，随着利用小时偏低的新能源机组快速增长以及火电更多的在电力系 统中扮演调节性电源功能，我们预计电源年度平均利用小时将结束 2016~2022 年的基本 稳定阶段并进入快速下降周期。具体而言，我们预计 2023~2025 年国内发电企业平均利 用小时为 3,372/3,166/2,972 小时，呈现趋势性下行态势。

煤电角色起变化，从基荷电源向调节性电源转型

预计 2024 年或将成为火电绝对电量启动趋势下滑的元年。如前所述，在能源向清洁 化转型背景下，国内电量需求越来越多依赖清洁能源提供，火电的实际出力不断受到新能 源快速上网的挤压。在电源结构的不断变革下，我们预计 2024 年有望成为国内电量结构 变迁的重要分水岭，火电发电量在持续多年增长后预计将出现绝对量下滑，2023 年有望 成为火电发电量多年持续下滑的元年。我们预计 2024 年国内火电发电量为 5.85 万亿千瓦 时，同比下滑约 1000 亿千瓦时；预计 2030 年火电发电量将进一步小幅至 5.49 亿千瓦时， 对应 2024~2030 年的电量年均降幅为 1.1%。

火电利用小时或迎来快速趋势下滑。在火电电量面临新能源持续挤压而存在下滑压力 的同时，为保障风光大规模接入后电力系统安全性和稳定性，电力系统仍需要火电的调峰 能力，未来相当长一段时间内我们仍需要每年新增一定体量的煤电机组。我们认为，火电 电量受到挤压而机组装机规模未来较长一段时间周期内仍有增长，火电机组利用小时数快 速下滑的时间周期已经到来。中电联数据显示，2022 年，国内火电机组平均利用小时数 为 4,324 小时，根据我们对电源装机结构和用电需求的预测，我们预计火电平均利用小时 将在 2030 年进一步降至 3,397 小时，相比 2022 年的利用小时水平下降 22%。

定位调整，火电从基荷电源向调节性电源过度。发电机组按照运行方式可以分为基荷 运行、调峰运行和提供辅助服务等多个类型，运行方式的多样化意味着发电侧提供的并非 单一电量产品，而是电能量、电容量和辅助服务等多种产品的组合。因自身物理性能不同， 不同类型的机组提供的电量产品存在差异化，通常情况下，发电机组的灵活性决定了该机 组在发电侧的定位，煤电机组因为兼具稳定性及灵活性，既可以作为基荷电源，也可以峰荷电源。对于火电而言，随着利用小时不断回落以及电力系统对灵活性需求的不断提升， 火电机组正在从基荷电源向峰荷电源过渡，在电力系统中扮演调节性电源的角色。

市场交易电价溢价收窄，非火电电源电价平稳可期

预计火电市场交易电价溢价或将普遍收窄至 15%左右

随着市场煤价在 2023H1 出现明显向下价格调整，在电力供应以火电为主的省市中， 2023H2 的部分省市开始出现月度市场交易电价价格下行现象，市场交易电价相比火电基 准电价的溢价开始收窄。从我们跟踪的情况看，市场溢价收窄程度根据各省市的煤电基准 电价高低而有所差异，其中高基准电价区域市场电价溢价收窄的现象更加明显。根据广东 与江苏电力交易中心数据，2023 年 11 月，基准电价相对较高的广东省月度市场交易电价 相比省内基准电价的溢价水平已经降低至 26 元/兆瓦时（基准电价 0.453 元/千瓦时），溢 价幅度已经降低至 5%附近；基准电价相对偏低的江苏省，其 2023 年 11 月的市场交易电 价溢价为 64 元/兆瓦时水平，相比江苏省火电基准电价（0.391 元/千瓦时）仍有超过 15% 的溢价。

我们预计 2024 年动力煤现货价格将以稳为主，价格波动区间维持在 800~1,000 元/ 吨内，和 2023 年下半年的煤价波动区间基本接近。在经过 2023 年上半年的价格快速向 下调整后，进入 3 季度后，秦皇岛港口 5,500 大卡动力煤现货价格大部分时间内稳定在 800~1,000 元/吨的价格区间内。展望 2024 年，我们预计国内煤炭需求受经济疲弱影响而 扩张幅度有限，同时国内新增供给稳步增加且海外进口煤因价格优势对国内市场构成持续 压制，煤炭市场供需环境可能进一步边际宽松；但与此同时，安检核查等供给约束有望对 于价格提供一定支撑，我们预计 2024 年动力煤现货价格将以稳为主，价格区间维持在 800~1,000 元/吨。

煤电在电力供给中的作用正在从基荷电源向调节性电源过度，单一电量电价不能体现 煤电机组作为调节性电源的容量价值，煤电需要容量补偿机制以保障合理回报。在两部制 电价模式下，容量电价指将发电机组的容量成本回收和发电运行分离，以市场自发形成或 者政府价格主管部门核定的形式形成容量电价，用于回收发电机组的固定资产投资成本、 财务成本等；以竞争性的方式形成电量电价，用于回收燃料及材料等变动成本。2023 年 11 月，国家发改委、国家能源局正式印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，提出将 煤电单一制电价调整为两部制电价，以体现煤电对电力系统的支撑调节作用、适应煤电功 能加快转型需要。根据《通知》，容量电价的煤电固定成本全国统一标准为 330 元/kW， 2024~2025 大部分省份通过容量电价回收固定成本的比例为 30%（省间略有差异），2026 年该比例将提升至 50%（165 元/kW）以上。政策明确煤电容量电费纳入系统运行费用， 由工商业用户按用电量比例分摊。 按照每年 100 元/千瓦的容量价格标准和和全国煤电装机约 10 亿千瓦（扣减约 1 亿千 瓦的火电自备电厂）估算，煤电容量电价规模约为 1,000 亿元/年。2022 年，国内工商业 7.18 万亿千瓦时用电量，按照此电量基数简单推算，容量电价推出后，下游工商业用户所 需支付的容量电费约为 0.02 元/千瓦时。

结合容量电价制度出台和火电企业的发电业务盈利情况，展望 2024 年，我们预计各 省市火电市场交易的平均溢价幅度将降低至 15%附近。在政府相关部门的不断推动下，目 前煤电企业的电煤长协覆盖比例普遍已经较高，且 2023 年下半年的 5,500 大卡秦港市场 煤价已经回落至 800~1,000 元/吨的区间内，从火电上市企业 2023Q3 经营情况看，煤电 企业在 800~1,000 元/吨的煤价水平下已经普遍恢复盈利能力。当前时点，电力市场供需 主体对于 2024 年煤炭市场分歧较小，预期煤价 2024 年以稳为主；与此同时，容量电价出 台后，符合标准的煤电机组自 2024 年起将获得约 0.02 元/千瓦时的容量电价。煤电企业签 署 2024 年市场电合同时会考虑煤炭市场供需前景和容量电价制度的出台并接受一定程度 的市场交易电价溢价收窄，具体收窄程度受所在省市容量电价规模、煤电基准电价水平、 省内供需情况等因素影响而有所差异。我们预计，2024 年各省市的火电市场交易电价相 比本省基准电价的平均溢价幅度或降低至 15%附近，相比 2023 年各省市的年度长协电价 时普遍顶格上浮 20%收窄约 5 个百分点左右。

水电西南地区市场小幅上涨趋势&外送基本稳定

2024 年，预计西南地区水电大省的市场交易电价仍将延续小幅上行态势。根据昆明 电力交易中心统计，自 2020 年以来，供需环境改善带动云南省月度市场交易电价持续呈 现同比上涨态势。在月度交易电价持续同比上涨推动下，2023 年 1~10 月，云南省电力市 场交易按照电量加权后的均价为 0.234 元/千瓦时，同比上涨 6.7%。和云南省类似，四川 省电价也呈现小幅上涨态势，2023 年 1~10 月，四川省年度市场交易加权电价为 0.24 元/ 千瓦时，同比上涨 2.3%。展望 2024 年，在当前的煤价水平下，云南及四川等水电大省的 水电市场电价相比火电而言仍明显偏低，水电仍具备明显价格优势；双碳背景下，水电送 出省及落地省均对清洁且具备灵活调节能力的水电需求迫切，西南地区水电大省的市场交 易电价或将延续小幅上升态势。

对于国内龙头水电上市公司而言，其下属电站普遍以参与跨省外送的大型水电站为主， 此外有少部分电量留在省内参与电站所在省的市场化交易。大水电的西电东送电量普遍尚 未市场化，目前仅有锦-官电源组送江苏以及白鹤滩送江苏等省受落地省电力供需影响，其 落地电价采用“基准落地电价+浮动电价”形成机制，浮动电价和落地省的电力市场年度 交易均价挂钩。尽管我们预计 2024 年度的火电市场交易电价的平均溢价幅度有所收窄， 但综合落地省火电市场交易电价仍将普遍溢价、水电的清洁属性、相比落地省的火电仍有 价格优势等因素，我们预计对于和落地省供需挂钩的西电东送电量而言，其在 2024 年的 价格水平或仍将基本保持稳定。 展望 2024 年，综合我们对于送出省市场交易电价以及西电东送外送电价趋势的判断， 以及各家企业下属电站的电量消纳情况，我们预计长江电力、国投电力的水电平均销售电 价为 0.246/0.260 元/千瓦时，同比基本持平；而华能水电和国投电力的 2024 年市场交易 电价分别为 0.284/0.248 元/千瓦时，同比上涨 1.7%和 0.6%。

溢价回收机制下的核电电价将保持稳定

随着电力市场化改革的不断推进，从上市公司披露的数据看，目前国内核电的市场化 交易比例已经较高。根据中国核电与中国广核公司公告，2022 年，中国核电及中国广核 的市场化交易电量比例已经分别增至 44%和 55%，其中中国核电的核电市场交易电量规 模为 745 亿千瓦时，中国广核的市场化交易电量规模达到 1,099 亿千瓦时。

需要注意，在 2022~2023 年的市场交易电价上涨周期当中，广东、浙江、广西、福 建等核电大省普遍出台了核电市场交易电价回收机制，即将核电市场交易电价超过基准电 价的大部分溢价予以回收。以广东省为例，2024 年广东省电力市场交易方案规定参与市 场交易的核电电量，需要按照对应交易品种成交均价与市场参考价之差的 85%从核电机组 进行回收，核电回收资金由省内全体工商业用户分享。 在电价回收机制意味着在沿海省份火电市场交易电价回落的过程中，在市场交易电价 相比火电标杆电价仍存在溢价情况下，核电市场交易的实际结算电价基本上可以视为标杆 电价，溢价收窄对实际结算电价影响极小。2024 年，我们预计中国核电和中国广核的含 税上网电价为 0.416/0.423 元/千瓦时，和 2023 年的平均上网电价均基本持平。

预计行业业绩增速 19%，ROE 重新回归电改前水平

考虑容量电价后，预计 2024 年沿海火电利润约 0.03 元/千瓦时

中长期角度看，参考气电经验，预计随着 2024 年起煤电两部制电价正式开始执行， 新电价机制能够有效降低燃料成本冲击对煤电盈利的影响，提升煤电盈利稳定性。从申能 股份（600642.SH）煤电及气电业务的 2019~2022 年毛利率变化情况看，2019~2020 年， 在上游资源品价格相对稳定的情况下，申能股份的气电及煤电业务毛利率基本接近，处于 15%~20%区间内。2021~2022 年，在上游煤炭及天然气价格均出现大幅上涨的情况下， 实行单一电量制的公司煤电业务毛利率分别大幅下滑至-1%和 0%，而受益于其气电业务 位于采用两部制电价的上海市且当地容量及电量价格均相对偏高，公司气电毛利率虽有下 滑但下滑幅度极为有限，2021~2022 年的气电毛利率为 15%/14%。

短期角度看，2024 年，预计火电企业将通过容量电价收入弥补市场交易电价溢价收 窄的损失。如前所述，我们预计2024年秦港5,500大卡动力煤现货的价格区间为800~1000 元/吨，和 2023H2 的价格波动中枢基本一致；与此同时，和 2023 年各地普遍顶格上浮 20% 不同，我们预计各省市市场交易电价的平均溢价水平或小幅降低至 15%附近。对于火电企 业而言，虽然 2024 年的市场电溢价折扣或有所收窄，但考虑容量电价后，预计采用下水 煤的沿海电厂火电盈利仍有望维持在合理水平。 从测算结果看，考虑容量电价后，2024 年，我们预计沿海下水煤电厂度电利润约在 0.03 元/千瓦时附近。2024 年，我们假设以下水煤为主的电企，严格执行长协价格的长协 煤比例维持 70%，此外跟随现货的长协煤比例约 10%，其余部分为现货价格采购。按照 此比例测算，我们估计采用下水煤的电厂全年综合采购成本约为 792 元/吨，折算入炉煤价 为 948 元/吨。沿海地区火电基准电价均值为 0.40 元/千瓦时，假设市场交易电价在基准基 础上浮 15%，对应扣税后销售电价为 0.40 元/千瓦时。按照上述 948 元/吨的入炉标煤价格 测算，对应火电度电全成本为 0.39 元/千瓦时，发电业务度电利润 0.01 元/千瓦时，此外企 业可以通过容量电价制度获得 0.02 元/元的容量电费，合计度电利润约为 0.03 元/千瓦时。

水电利用小时有望回归正常，带动电量增长可期

2022~2023 年，国内西南地区连续遭遇极端干旱天气，相应使得该地区资源丰富的水 电实际出力受到严重抑制。从 2020~2024 年位于长江中下游的三峡电站入库流量数据看， 2022 年的来水情况明显偏枯，2023 年汛期来水相比 2022 年虽然有所改善，但相比 2020~2021 年正常来水年份的汛期流量仍然呈现明显偏低态势。

在经历罕见的连续 2 年偏枯水情后，我们预计 2024 年西南地区主要流域来水向正常 化靠拢的可能性正在上升，水电利用小时有望向平均水平靠拢。具体而言，我们预计 2024/2025 年水电平均利用小时为 3,500/3,550 小时。

新装机能力释放以及来水有望向正常化回归，我们对 2024 年水电电量增长持乐观态 度。两河口及杨房沟水电站已经于 2022Q1 全面投产，乌东德及白鹤滩电站在 2022 年年 末全面投产，长江电力已经于 2023 年年初完成资产收购工作。随着新机组投产以及来水 有望向正常化回归，国内龙头水电普遍进入新一轮装机释放带来的电量增长周期，我们预 计长江电力和雅砻江公司 2024 年的发电量有望分别达到 3301/1,025 亿千瓦时， 2021~2024 年复合增速分别为 17%和 10%。

成本下行及兑现发展目标驱动新能源装机快速增长

随着海外需求力度边际减弱以及光伏上游及中游环节供给持续扩产后的产能释放，硅 料及组件价格重新回归价格下行趋势当中。根据 CEIC 数据，2023 年下半年的国内硅料价 格持续处于 10 万元/吨以下的价格水平，9 月份国内 210 单晶组件价格已经跌至 1.2 元/瓦 的价格水平，考虑上游新能产能仍在释放周期当中，我们预计后续光伏产业链上游及中游 价格仍有一定的价格回落空间。

进入 2023 年后，国内风光新能源装机高速增长。国家能源局数据显示，2013 年 1~10 月，国内光伏新增装机规模高达 1.42 亿千瓦，同比高增 0.84 亿千瓦，前三季度光伏国内 装机已经超过 2022 年全年实际装机的 1.23 亿千瓦；风电新增 0.37 亿千瓦，同比增长 0.16 亿千瓦。通常 4 季度为新能源大规模并网高峰季节，结合前三季度数据，预计 2023 年国 内光伏装机有望达到约 200GW 水平，并再次创下多年来新能装机新高。

从微观角度看，对于新能源企业而言，2023 年普遍为落实“十四五”装机目标的关 键一年，预计各家企业的新能源发展将进入加速周期。从部分已经公布“十四五”新能源 发展目标的电力公司装机情况看，各家公司 2021~2022 年的实际装机规模普遍明显低于 其发展目标隐含的 2023~2025 年年均新增装机。换句话说，为了实现其“十四五”发展 目标，新能源公司的发展在 2023 年将进入提速阶段。

2024 年，预计行业盈利增速 19%&ROE 回升至 12.8%

从覆盖公司汇总情况看，我们预计2024年公用事业行业盈利增速为19%。2023Q1~3， 在燃料成本下行、电价小幅扩张、新能源装机快速增长、需求温和复苏等一系列因素叠加 下，A 股公用事业板块归母净利润同比增长 65%；我们覆盖的公用事业公司（包含火电、 水电、新能源、核电等）前三季度加总归母净利润同比增长 42%。以我们覆盖公用事业公 司的加总净利润趋势来表征全行业，从汇总情况看，我们预计 2023 年公用事业行业净利 润同比增速高达 91.6%；展望 2024 年，在火电盈利持续修复、西南地区来水有望向正常 水平回归、新能源装机快速增长等推动下，我们预计 2024 年公用事业板块盈利仍有 19% 的增长。

2024 年，预计行业盈利持续修复将推动行业 ROE 改善至 12.8%。2023Q1~3，A 股 公用事业板块净资产收益率为 7.7%（未年化），相比 2022 年同期改善 2.1 个百分点；我 们覆盖的公用事业公司（包含火电、水电、新能源、核电等）前三季度加总后的净资产收 益率为 9.1%（未年化），同比改善 2.1 个百分点。以我们覆盖公用事业公司的加总净利润趋势来表征全行业，从汇总情况看，我们预计 2023 年公用事业行业净资产收益率有望改 善至 11.6%，并在 2024 年随着行业盈利持续修复而进一步改善至 12.8%。 行业回报即将恢复至 2015 年电改启动时的较高水平。在 2015 年新一轮电改启动后， 在电力供需宽松、市场电比例不断增加、政策性降价等一系列因素叠加下，2015~2022 年 期间，公用事业行业盈利质量呈现持续下行态势。以我们覆盖公用事业公司的加总净利润 趋势来表征的全行业 ROE 水平自 2025 年的 13.2%一路下滑至 2021 年的 5.3%。在 2021 年触底之后，随着电价管制逐步放松、市场化改革不断推进、行业供需环境的好转、双碳 背景下行业政策环境的转暖，行业盈利质量进入修复周期。从覆盖公司汇总情况看，预计 全行业 ROE 基本在 2024 年将向 2015 年电改启动时的较高行业回报水平靠拢。

2024 年，在我们所覆盖公司中，预计大部分公司仍将能实现 15%以上的较快业绩增 长。水电方面，我们预计在来水回归正常化的假设下，调节能力相对较差的水电公司盈利 在 2024 年将出现明显增长，我们预计桂冠电力 2024 年业绩增长将超过 100%，长江电力 及国投电力等调节能力较强的水电公司，净利润预计也普遍有 20%附近的增长。火电方面， 2023H1 煤价基数相对较高有望助推火电公司 2024 年实现不错业绩增长，其中华电国际 及浙能电力的业绩增速有望达到 32%和 30%。核电方面，因大量在建项目尚未进入投产 周期，新投产机组相对有限，预计 2024 年中国核电及中国广核的业绩增速均为 9%。

低利率有利行业扩张，股息率普遍超过长期国债

低利率带来更好的发展扩张和内在价值扩张动力

国内宏观经济复苏势头偏弱等因素使得国内利率持续处于偏低水平，根据 Wind 数据 现实，近期国内 10 年期国债收益率已经降至 2.7%附近。公用事业行业为典型的重资本行 业，且在能源转型推动下，行业目前处于资本支出扩张周期，低利率为行业扩张和提升项 目回报提供了较好的市场环境。 除支持行业具有更强的资本支出扩张能力和节约财务费用提升盈利能力外，低利率也 有利于水电等可预测性极强的存量公用事业资产内在价值扩张。从历史经验数据看，水电 相对指数超额收益明显且具有较为明显的类债属性，以长江电力为例，公司相比沪深 300 指数的超额收益与 10 年期国债收益率高度负相关，即利率下行有助水电公司内在价值扩 张和相对收益的刚提现。

预计 2023 年股息率普遍超过长期国债收益率

在我们覆盖的公用事业公司中，我们预计大部分公司 2023 年股息率超过 2.7%，优于 当前时点的十年期国债收益率。具体而言，预计受益燃料成本下降的火电公司 2023 年股 息率普遍超过 5%，其中内蒙华电股息率有望达到 7.7%；水电方面，尽管 2023 年来水偏 枯，但预计国投电力、长江电力及川投能源等公司股息率均超过 3.5%，且未来有望在来 水正常等推动下股息率进一步提升。

编辑：火腿肠