2024年度公用事业行业投资策略：电改促变革，拥抱确定性

2023年回顾：稳健经营资产受青睐

核电水电抗跌属性凸显，火电季度超额收益明显

截至2023年12月29日，申万电力行业年度累计涨跌幅-1.6%，跑赢沪深300指数9.8pct。细分板块中，核电、水电等稳健经营资产抗跌属性凸显，分别跑赢沪深300指数34.9/24pct。在煤价下跌背景下，火电业绩逐步修复，季度超额收益明显，跑赢沪深300指数9.6%。

火电季度超额收益明显。在煤价下跌背景下，火电业绩逐季修复，2023Q2-Q3超额收益明显；北港5500大卡煤价下跌至900元/吨后，市场担忧2024年电价或出现回落，板块回调；四季度火电容量电价出台，稳定火电收益预期，拉动火电板块上行。水电抗跌属性凸显。在2023年市场整体表现低迷的背景下，水电等稳健资产抗跌属性凸显，配置价值提升，拉动股价上涨。绿电延续2022年回调趋势。出于对绿电进入市场后电价下跌的担忧，2023年绿电延续回调趋势。

水电PE-TTM提升至22倍，火电盈利稳定估值有望抬升

火电：随着煤价下跌至900元/吨，叠加容量电价出台，市场对火电电量电价下跌担忧加重，火电PB-LF由5月底的1.3倍回落至11月的0.97倍。2024年煤电容量电价正式实施，火电运营商盈利稳定性提升，板块估值有望抬升。水电：水电稳健经营属性受市场青睐，PE-TTM由年初的19倍提升至年底的22倍。2024年来水有望恢复，水电板块估值有望继续抬升。绿电：2023年绿电估值持续回调，年底光伏/风电PE-TTM回落至28/18倍。随着碳市场建设加速，碳市场扩容有望推动绿电需求提升，绿电板块估值有望回升。

火电：容量电价稳定收益，火电回归公用事业属性

电煤需求整体偏弱，煤价下行有望释放 更大业绩弹性

根据我们测算，当2024年全社会用电量同比增 速为5%时，煤电发电量同比增速-0.8%-0.7%， 电煤需求或整体偏弱。 当2024年全社会用电量同比增速为6%时，煤电 发电量同比增速0.9%-2.4%。

长协煤签约比例放宽，沿海电厂有望释放更大业绩弹性。2024年电煤中长期合同要求将2023年长协煤签约率的100%放宽至80%，低价进口现货煤占比更高的沿海电厂有望释放更大业绩弹性，全国/沿海地区火电运营商业绩有望直接受益。

国内动力煤有望小幅增长，进口煤有望维持高位。在“十四五”电力需求紧平衡压力的驱动下，随着前期新增核准煤矿产能在2024年逐步稳产，2024年国内动力煤产量有望小幅增长；在价格优势和政策开放等多重因素驱动下，2023年进口煤同比增长迅速，在海外煤炭产能维持稳定，煤炭需求预期偏弱的情况下，预计我国煤炭进口量将维持高位。

基于江苏省火电厂测算，假设5500大卡秦皇岛下水煤长协港口价格720元/吨，综合港口运费50元/吨，根据我们测算，当长协煤兑现率达到50%时，5500大卡现货煤价降至968元/吨时电厂可实现盈亏平衡；且现货煤价每下降50元/吨，度电净利提升约8厘/千瓦时。

容量电价稳定火电收益，缺电地区电量电价有望维持高涨幅

煤电容量电价落地，补偿标准随煤电转型进度推进提升。《关于建立煤电容量电价机制的通知》于2023年11月发布，煤电容量电价机制落地并于2024年起正式实施。云南、河南和四川等7省市煤电转型进度较快，利用小时数较低或用煤成本较高，2024-2025年容量电价为165元/千瓦时·年，其他地区为100元/千瓦时·年。按2022年各地区火电利用小时数计算，当前容量电价折合度电收入2-5.5分/千瓦时。2026年后随着火电转型进程逐步推进，所有地区容量电价水平都将进一步上调，至少为165元/千瓦时·年。

容量电价收益确定性高，火电运营商盈利稳定性提升。相较于受发电量、上网电价和煤价影响的电量电价收入，容量电价收益确定性高。2024年容量电价落地实施后，火电运营商业绩受煤价等波动性因素影响降低，盈利稳定性提升。按各火电公司2022年底煤电装机规模以及当前容量补贴标准计算，主要火电上市公司2024年容量电价对应净利润占2023年Wind一致预期净利润比例有望达到19%-69%。

两部制煤电电价机制确立。目前已出台的各地区2024年电力中长期交易方案均明确容量电价在电量电价外独立运行，火电运营商可在电量电价外拿到容量电价收益。

电力供应紧平衡现状不改，缺电地区长协电价涨幅安全边际较高。长协电价本质上反映电力供需情况，据中电联，“十四五”期间我国电力整体呈现紧平衡态势，对电量电价有较好支撑。 2024年江苏电力市场年度交易结果显示2024年度长协电价452.94元/兆瓦时，较基准价上浮15.8%。按2022年火电利用小时数计算容量电价折合度电收入水平，则2024年江苏综合长协均价为475.44元/兆瓦时，较基准价上浮21.6%。长三角等缺电地区长协电价涨幅安全边际较高，火电运营商盈利有望提升。

核电：缺电背景下核电成长确定性较强

市场化电价涨幅回落对业绩影响有限。根据国家发改委，煤电容量电价实施后电量电价或将小幅下降，将带动核电等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行。根据我们测算，在当前核电市场化电价较燃煤基准电价涨幅20%的基础上，涨幅回落5-10pct，以2022年业绩为基础，预计中国核电归母净利润分别下降3.7%-7.4%。

“十四五”期间有望维持年均8-10台核准节奏。《政府工作报告》于2021年提出“积极有序发展核电”，2023年国常会共计核准10台机组，与2022年核准数量保持一致，“十四五”期间有望维持每年8-10台机组的核准节奏。

缺电背景下，核电作为支撑性电源成长确定性较强。核电作为清洁的支撑性电源，在我国推进电力系统转型、火电装机规模无法大规模增长的背景下，将成为重要的基荷负载来源，长期成长确定性较强。假设2023-2025年年均核准8-10台机组，按单台机组120万千瓦、建设成本1.6万元/千瓦测算，预计2023-2025年我国核电建设带动投资有望达1536-1920亿元/年。

水电：量价均有支撑，待投产机组贡献增长预期

电量：主要电站蓄水恢复，厄尔尼诺带来2024年良好开端

来水：本轮厄尔尼诺现象预计持续至2024年4月。2023年10月，联合国世界气象组织（WMO）的最新通报显示，本轮厄尔尼诺到2023年9月达到了中等强度，预计至少持续到2024年4月。中国气象局预计2024年春季全国大部地区气温偏高，降水接近常年到偏多，来水有望形成良好开端。

长江流域蓄水率先恢复，雅砻江有较大修复弹性。2021年-2023年上半年受拉尼娜影响，我国多数流域来水偏枯。2023年Q3以来多数流域电站水位逐步修复，截至2024年1月初，长江流域三峡电站已恢复至167米，同比提升9米，水头提高有望保障2024年春季发电量；雅砻江流域二滩、锦屏一级水位同比分别低2米/25米，预计有较大修复弹性。

电价：2023年外送电价上涨，2024年省内电价有望提供支撑

电价：外送电价提升带动主要水电公司2023年电价上涨。截至2023年Q3，雅砻江水电、长江电力、华能水电电价较2022年同期分别增长11.96%/2.40%/3.56%，其中雅砻江水电和长江电力电价上涨原因是外送机组电价高，华能水电电价上涨原因或为高电价的澜沧江上游外送电量占比提升和云南省内市场化交易电价上行叠加。

展望2024年，水电电价仍有支撑。省内部分，四川、云南交易电价有望持续受益于省内电力供需偏紧，具备持续上涨动力；外送部分，江苏年度交易电价下降对锦官及白鹤滩送苏电价影响预计有限，澜上送广东大部分保量保价0.3元/KWh，不受广东电价变化影响。此外，长电路德斯公司2022-2026年核定配电电价较2018-2022年周期上涨10.8%，也有望持续带动收入增长。

装机：水电开发进入后半程，未来装机仍有增长空间

成长：主要水电企业装机仍有增长空间。长江电力暂无新建机组规划，装机增长主要通过原有机组扩容，目前已规划约390万千瓦；十四五华能水电仍有增长，托巴、硬梁包水电站将相继投产，新增装机约251.6万千瓦；十五五雅砻江中游电站陆续投产，新增装机约372万千瓦；远期澜沧江上游西藏段规划960万千瓦装机，将释放较大增量。

绿电：短期现货交易存在压力，未来政策有望保障环境溢价兑现

当前绿电运营商核心压力在于新能源市场化交易折价问题。电力现货市场在能源转型、新型电力系统建设起到基础性作用，是推动新能源全面纳入电网消费的重要机制。2023年11月1日，国家发改委、国家能源局下发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，新能源进入市场的步伐进一步加快。

2023年，山西/山东/甘肃风电现货交易年均价分别较标杆折价-18%/-27%/-28%；光伏现货交易年均价分别较标杆折价-25%/-45%/-37%。新能源进入市场后面临折价压力，将一定程度上对冲上游原材料成本下行释放的利润，对项目收益率和投资回收期造成不确定性。

绿电现货折价的原因在于出力的不可控性和火电的报价优势。现货事前信息发布规则规定，在竞价日8:30前，运营机构会向市场发布短期新能源总加预测曲线，作为同侧售电主体，新能源相当于向火电方公布了自己的报量报价信息，从而失去了在市场博弈中的“先发优势”。

火电作为可调电源可在低价时少发，高价时多发，相对来说新能源出力具有不可控性以及出力与现货价格的负相关性，因此新能源在现货交易中存在天然劣势。

绿电环境溢价未来主要通过绿证、绿电和碳市场体现。我国绿电交易始于2021年9月，广东省2024年度电力交易中，绿电环境价值1.038分/千瓦时；我国绿证交易始于2021年1月，目前交易价格集中在30-50元/个，对应每度电可产生3-5分钱的绿证溢价。按当前碳价水平和电网碳排放因子换算，绿电在碳市场价值约3分/千瓦时。

落实绿电需求是保障环境溢价兑现的根本。当前我国绿电市场活力不足，市场需求尚未完全激活。以绿证为例，2022年我国全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时；交易数量969万个，对应电量96.9亿千瓦时。绿证消费数量远不及发放数量。未来落实新能源环境价值的关键在于提振需求，落实消纳责任权重、推动高耗能企业参与绿电交易；同时做好电碳市场联动，增强碳市场对促进电源结构转变的激励作用。

报告节选：

编辑：火腿肠