2024年以来行业表现整体优于市场指数，且2024年4月以来公用事业超额收益明显(4月1日~6月14日期间，公用事业相对沪深300超额收益率从1.3%提升至9.6%)，主要与公用事业行业逆周期属性凸显有关。截至6月14日，公用事业行业绝对收益率6.5%，位居申万全部32个行业第4位。
子版块分化明显:煤价下行背景下火电盈利向上趋势较为明确;“要求回报率”下行背景下稳定类资产估值中枢提升，水电、核电年初以来超额收益率均处于较高水平;新能源年初以来的绝对收益较低、相对收益为负，消纳担忧仍为核心矛盾。
2024年以来，公用事业行业绝对估值小幅上涨(2024年年初~2024年6月14日期间，公用事业PB从1.49倍提升至1.60倍)，处于历史中值水平(自2017年以来，绝对估值处于49.1%分位);相对估值小幅波动。子版块中:火电、水电、风电、光伏板块，截至2024年6月14日PB估值分别为1.22倍12.78倍11.48倍10.94倍，分别处于2017年以来82.4%/99.7%/8.8%/1.9%的分位数水平;中国核电PB估值2.0倍，处于2017年以来72.8%的分位数水平。
1Q24用电量增速加快。据中电联，1Q24全社会用电量同比+9.8%，较2023年+3.1ppts。分产业看，二产、三产以及城乡居民用电增速均有所扩大。
制造业用电增速略有下滑，居民用电增长贡献显著提升。分细分行业来看:1)1Q24制造业同期对用电增长的贡献率为35.7%，仍为分行业用电增量的最高贡献者，但同比增速较2023年放缓;2)1Q24电力、燃气及水的生产和供应业，批发和零售业同比增速较2023年有所扩大;3)1Q24城乡居民对用电量增长的贡献率显著提升。制造业:传统高耗能用电增量贡献率下降，新兴高耗能用电增速持续扩大。1)传统高耗能产业1Q24用电量增速有所分化;2)电气机械和器材制造业(含光伏设备及元器件制造)，计算机、通信和其他电子设备制造业(含A相关产业制造)等新兴高耗能产业1Q24用电量持续高增，且同期用电量增速均较2023年有所扩大。三产:低基数拾升整体增速，充换电服务业用电量持续高速增长。1)1Q24三产细分行业中除交通运输、仓储、邮政业外，其他行业用电量增速均较2023年有所上升，我们认为或与2023年同期低基数有关(1Q23三产用电量增速为+4.1%);2)1Q24充换电服务业用电量176亿千瓦时，同比+70.0%，维持高速增长。
长期:我国电力消费弹性系数有望维持高位。1)电气化水平提升仍在持续推进中，《新型电力系统发展蓝皮书》提出2030年终端用能电气化水平提升至35%左右，我们认为终端电能替代将持续贡献用电消费增长，并拉高电力消费弹性(电气化水平提升对经济总量的拉动作用相对有限);2)光伏产业、新能车产业、AI产业等新兴高耗能产业仍在持续高速增长，新兴高耗能行业在经济结构中占比提升或将持续拾升电力消费弹性;3)截至2022年我国人均一次能源消费量为112千兆焦耳/人，尚未达经合组织国家1965年水平(129千兆焦耳/人)，我们认为未来居民用能增长亦有望持续拉动我国电力消费弹性系数。
2024年:电力消费弹性系数有望同比持平。2023年我国电力消费弹性系数为1.29，创2005年以来新高。我们认为2023年电力消费弹性系数创新高主要由于新老高耗能产业共同发力所致，预计2024年电力消费弹性系数同比持平:1)2024年部分传统高耗能行业及与线下消费关联的第三产业用电量增长基数效应将消失，该部分行业用电需求或像电量增长中枢靠拢;2)2023年太阳能电池产量同比+75.2%，截至2023年末我国新能源车保有量同比+55.8%，2023年新兴高耗能产业增速绝对值较高，我们预计未来新兴高耗能产业或仍有望高速增长，但同比增速或将边际放缓。结合国网能源研究院预测，我们预计2024年全社会用电量同比增速为6.5%，截至2024年6月14日Wind-致预期2024E GDP增速为5.0%，对应电力消费弹性系数为1.30。
高峰期部分地区保供压力犹存:中电联预计2024年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡;迎峰度夏期间，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，预计华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段可能需要实施需求侧响应等措施。
预计2024年我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。中电联预测到2024年全国全社会用电最大负荷为14.5亿千瓦，2024年用电最大负荷增量1.0亿千瓦。根据我们电力负荷平衡表测算，除火电外2024年新增可用电源装机约0.35亿千瓦(水电冬夏受阻系数存在差异，夏季约新增0.02亿千瓦，冬季约新增0.01亿千瓦)。考虑到火电投产节奏等因素，从电力负荷平衡视角，我们预计2024年我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。
中长期市场电量:市场形式基本建立，市场化电量比例较高。1)2020年6月《电力中长期交易基本规则》建立电力中长期交易规则，截至2023年我国电力市场化交易比例61.4%，较2016年+42.4 ppts，其中煤电几乎全部进入电力市场;2)多数省市及地区均对中长期交易电量比例有较为明确的规定。中长期电量电价:价格仍受一定程度约束。1)中长期电量市场中的煤电合同电价仍受严格限制:各省煤电交易电价基于核定的燃煤标杆电价，并做上下浮动不高于20%的限制(高耗能企业原则不受此比例限制，但多数省份并未明确高耗能企业名单):2)市场中仍存在一定优先发电和优先购电用户(其中优先发电用户主要包括跨省跨区送电、保障消纳的新能源、保障消纳水电等，优先购电用户指按照政府定价优先购电并获得优先保障的用户)，优先电量电价主要由政府规定。
容量电价:抽水蓄能、煤电、部分气电已执行容量补偿电价。1)煤电:2023年11月《关于建立煤电容量电价机制的通知》提出建立煤电容量电价机制，容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。2)抽水蓄能:2021年4月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。3)气电:以江苏等地为代表的大部分省份出台气电容量价政策，以保障气电合理收益率。
我们认为电力体制改革的潜在方向如下:中长期交易市场:1)限价幅度或逐步放宽:2024年我国燃煤发电市场交易价格仍限制在各省燃煤基准价基础上下浮动20%以内，我们认为未来合同限价幅度或有望随市场化改革进程进一步放开;2)市场化电量比例进一步提升或将主要由新能源入市拉动:考虑到我国居民、农业及线损电量与核电、水电发电量大致匹配，且交叉补贴短期内难以消除，我们预计后续市场化电量提升空间或主要来源于新能源电量入市;3)中长期电量合约有望进一步金融化:参考海外电力市场发展经验，场内交易的电力期货、期权等套期保值产品能够在成熟的电力交易体系中帮助企业规避电能量价格波动的风险。
中国长期国债收益率持续下行，定期存款等理财产品收益率较低。1)境内机构投资者对于无风险利率的认知主要受中债10年130年到期收益率影响，截至2024年6月14日中债10年130年期国债收益率为2.26%12.50%，均仍处于下行通道;2)个人投资者对于无风险利率的认知主要受理财产品、银行定期存款收益率及保险产品最低保证利率影响。2016年以来余额宝、理财产品以及定期存款等个人投资者接触较多的产品收益率均普遍下滑。我国银行定期存款利率维持低位，保险产品预定利率仍有下行空间。截止2024年6月14日，中国工商银行等四大行5年期定期存款利率均为2.0%。据上海证券报，部分保险公司为符合公司风险管控要求，将于1H24末正式停售预定利率3.0%的增额终身寿险，并将新上市预定利率2.75%的增额终身寿险。
美国长期国债收益率冲高回落，海外央行拉开降息帷幕。截至2024年6月12日，美国10年期国债到期收益率4.20%，较2024年5月末-0.31 ppts。2024年6月欧央行基准利率从4.50%下调至4.25%(下调25bp)，加拿大央行隔夜目标利率从5.00%下调至4.75%(下调25 bp)，均为2021年以来首次降息，我们预计海外央行有望开启新一轮降息潮，海外市场无风险利率有望在央行宽松货币政策支撑下边际下行。
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