（一）2024H1 公用板块营收同比基本持平，业绩同比大增 20%
2024H1公用板块营收达9772亿元，业绩为1101亿元、同比/环比持续改善。根据wind 数据，并以GFGY样本股为例，公用事业板块2024H1实现营收9772亿元（同比-0.4%）； 实现归母净利润1101亿元（同比+19.6%），扣非归母净利润1216亿元（同比+15.2%） 业绩改善主要系利润占比近7成的火电水电表现均亮眼。火电端煤价中枢下行、容量 电价落地、辅助服务细则出台，递进式推动火电提升盈利稳定性，业绩同比增速较 快；同时二季度来水好转，带动水电业绩环比超预期，奠定行业整体盈利基调。
分单季度来看，2023Q1-2024Q2板块业绩实现同比持续改善。2023年以来公用事业 板块单季度归母净利润均同比上涨，2023Q1归母净利润同比+35.0%，Q2同比 +24.7%，Q3同比+61.3%，Q4同比+867.2%；2024年业绩延续改善趋势，2024Q1 实现归母净利润454.19亿元（同比+25.2%），2024Q2实现归母净利润533.93亿元 （同比+13.6%），板块归母净利润增长主要驱动因素是火电盈利同比、环比大幅改 善，以及水核为代表的公用事业公司业绩稳增。
从构成来看：2024H1火电盈利大幅增长，水电、燃气业绩稳步提升，绿电盈利略有 下滑。2018年至今火电营业收入占电力板块的比重维持在60%以上；2024年以来， 受益于煤价维稳以及电改加速推进，火电盈利性持续增强，上半年业绩同比+42%， 驱动公用事业板块业绩转好。水电板块Q2来水逐步好转，叠加去年上半年来水偏枯 的低基数，水电发电量同比大增，上半年业绩同比+23%。新能源板块装机容量持续 增加，但电价承压，板块上半年业绩同比下滑9%。核电上半年大修次数增加，机组 投产发电量同比持平，电价略有下降，上半年归母净利润同比持平。燃气板块上半 年销气量略有增长，顺价执行良好毛差改善，板块归母净利润同比增加15%。
火电板块业绩改善全行业领先。横向对比而言，选取SW2021二级行业与GFGY进行 对比，GFGY归母净利润增速在24H1同比、24H1环比分别位于全行业第四（前15%）、 第九位（前30%）。从细分子行业来看，选取SW2021三级行业与GF火电、水电、 绿电、核电、燃气进行对比，火电、水电业绩同比改善幅度较大，分别位居7/126、 24/126，除绿电外其余板块24H1业绩同比改善幅度均位于全行业的前50%。
2024H1板块经营性现金流净额同比提高21.5%。2024H1公用事业板块实现经营性 现金流净额2342亿元（同比+21.5%），增速小幅提升主要受火电板块驱动：（1） 火电：受益煤价中枢下行、业绩改善，24H1经营性现金流净额同比+64.9%。（2） 水电：来水改善催化业绩，24H1经营性现金流净额同比+4.5%，增幅较小主要系长 江电力经营现金流有所下滑。（3）24H1核电、燃气板块经营性现金流净额同比分别 -14.0%、-11.4%，燃气板块经营性现金流增速低于利润增速，主要系新奥股份经营 性现金流净额同比下降14.94亿元。（4）绿电：受新能源补贴发放节奏放缓、绿电市 场化交易改革电价承压等因素影响，24H1经营性现金流净额同比-1.4%。 投融资方面，24H1公用事业板块投资性现金流净流出额同比下降17.1%至2129亿元， 主要系水电板块去年长江电力注入乌白后投资性现金流流出减少，新建电站建设完 成陆续投产，剔除水电影响板块投资性现金流净额同比增加15.0%。24H1公用事业 板块筹资性现金流净流入469亿元，核电板块吸收融资增加，但整体同比有所下降。 24年上半年投融资规模有所收窄，板块资产负债率略有下降，为59.6%（同比-0.6pct）， 盈利大幅改善带动ROE提升至4.4%（同比+0.4pct）。
24H1公用事业减值计提同比+23.88亿元，主要是火电板块减值增加22.34亿元。 2024H1公用事业板块减值计提规模达38.22亿元（同比+23.88亿元），分拆来看， 主要减值增量为火电板块贡献，24H1火电、水电、绿电、核电、燃气等细分板块减 值分别增加22.34、0.79、1.06、2.25、2.14亿元。火电减值增加主要系上半年国电 电力大兴川水电站计提减值8.4亿元、绿电计提4.9亿元补贴减值，合计13.54亿元， 同比增加12.30亿元；大唐发电火电和风电合计计提减值9.65亿元。
（二）火电业绩同比大幅改善，电量提升水电业绩稳增
从分板块财务数据来看，火电板块上半年业绩同比增加42.4%。24H1火电在现货煤 价中枢下行、容量电价落地的情况下，大部分火电公司业绩同比高增、环比基本稳 定。GFGY火电样本股中，除晋控电力外，其余火电个股归母净利均同比扭亏或高增， 其中国电电力、华润电力的归母净利润分别同比增加37.62、26.23亿元，增幅靠前， 华能国际、大唐发电、浙能电力24H1业绩增幅亦在10亿元以上，带动整个火电板块 上半年规模净利润高增42.4%。
水电汛期来水改善，24H1归母净利润同比增速提升34.6pct至22.6%。2024年一季 度来水偏枯，但汛期得到改善，整体看上半年各流域来水均有明显改善。在去年同 期电量低基数的情况下，水电发电量同比大增，实现业绩的明确改善。水电板块 2024H1实现营业收入816.07亿元（同比+8.2%），归母净利234.89亿元（同比 +22.6%）。由于水电成本相对固定，伴随来水恢复及财务费用下降等影响，利润增 速显著高于营收增速。
核电大修次数增加，收入利润变化较小。核电板块2024H1实现营业收入768.18亿元 （同比+1.6%）、归母净利润129.91亿元（同比-0.1%），主要系上半年安排大修次 数增加，影响核电利用小时数，同时仅中国广核旗下防城港#4投产，导致上半年核 电发电量同比持平，核电收入利润变化较小。此外，“十四五”电力规划重提积极发 展核电，核电项目审批、建设迎来高峰期，2024年8月19日一次性核准11台机组，目 前核电在建29台机组、核准19台机组，核电核准持续，成长性与稳定性兼具。
24H1绿电板块营收同比-0.5%，业绩同比下滑9.1%。2023年初至今硅料等原材料价 格回落，驱动绿电装机增速，根据中电联数据，2024年上半年新增风光装机128GW （同比+26.5%）。但受新增项目为平价、光照资源不及同期以及会计准则调整（2022 年《企业会计准则解释第15号》试运行计算收入、不计提折旧）等影响，营收、业 绩增速均相对有限。2024H1绿电板块实现营收924.17亿元（同比-0.5%），实现归 母净利润175.39亿元（同比-9.1%）。
燃气板块：顺价执行毛差提升，燃气业绩同比+15.2%。2024年天然气供需关系从紧 平衡过渡至平衡相对宽松，年内LNG价格相对稳定。国内天然气需求提升，上半年 天然气表观消费量同比+10.1%，气价同比降低燃气销售价格有所下降，量增价减下 营收同比持平，2024H1燃气板块实现营业收入1137.50亿元（同比+1.2%）。然顺价 执行，且采购价回落，各公司毛差改善幅度较大，板块实现归母净利润52.95亿元（同 比+15.2%）。
（三）2024 年以来电力板块涨势突出，公用事业股持仓占比稳步提升
电力各板块持仓分化、行情分化。根据Wind，Q2公用事业公募基金配置占比为2.83% （板块市值占比3.85%），环比、同比分别+0.50、+1.48pct，水电升至1.2%（环比 +0.26pct，同比+0.86pct）；火电升至1.05%（环比+0.14pct，同比+0.22pct），火 电板块的公募持仓并未显著提升；核电持仓占比0.5%（环比+0.07pct，同比+0.36pct）。 将持仓提升程度与行情演绎结合，可粗略观察出景气程度是水电>核电≈火电，我们 认为这也反映市场的关注度方向。我们认为电力长久期、盈利稳定、又在逐步提升 分红，关注度提升的潜力仍然较大，其中火电及港股核电值得关注。
具体来看，2024年二季度末火电、水电基金配置占比均提升至1%以上。2024年初 至今火电、水电板块公募基金配比分别大幅提升至1.05%、1.20%（环比提升0.14pct、 0.26pct），突破历史高位；核电配比也再度达到高位，2024年二季度末环比提升 0.07pct至0.47%；绿电小幅升至0.054%（环比提升0.02pct），燃气基本持平为0.057% （环比提升0.01pct）。 个股层面，水电板块长江电力仍是公用事业股中第一重仓的个股，公募基金配比在 2024Q2大幅提升0.14pct至0.68%；核电板块中国核电为公用事业板块下公募基金配 比第二大个股，配置比例已达到0.33%；火电板块港股华润电力配置比例环比提升 0.02pct至0.16%。
中期分红公司数量大增，由5家增加至10家。2024年上半年公用事业板块实施中期 分红的公司由5家增至10家，中期分红的公司累计现金分红总额63.60亿元，较 2023H1的34.60亿元增加83.8%。其中火电公司华润电力实施分红19.97亿元（23年 同期为14.45亿元），国电电力实施分红16.05亿元（23年同期为8.92亿元），分红提 升幅度较大。华电国际、黔源电力、蓝天然气等公司新增中期分红。盈利稳定、分红 提升，公用事业的公用事业化得到验证。
（一）上半年业绩同比改善、单季波动收窄，现金流持续修复
二季度伴随现货煤价中枢下行，大部分火电公司24Q2业绩同比持续高增、环比出现 分化。2024Q1、Q2火电板块归母净利润分别为173、205亿元，同比分别增长88%、 18%，二季度环比18%；扣非归母净利润分别为163、158亿元，同比分别+103%、 -2%。进入2024年煤价持续回落，根据百川盈孚数据，秦皇岛5500大卡动力煤现货 煤价2023M3-M5、2023M12-2024M2、2024M3-M5（考虑一个月煤炭库存，分别对 应2023Q2、2024Q1、2024Q2）均值分别为1044、932、862元/吨，二季度国内现 货煤价同比下降183元/吨、环比下降71元/吨；电价方面，上半年电价同比小幅下滑， 同时电量受来水冲击承压；综合影响下，大部分公司业绩同比持续高增，环比受业 务结构占比不同等影响出现分化（二季度水电业绩高增、绿电业绩承压）。
具体来看，全国性火电公司：华能国际，2023Q2、2024Q1、2024Q2煤电税前度电 盈利分别为0.008、0.031、0.015元/度，煤电板块同比持续改善，环比回落考虑为电 量下滑摊高度电成本及季节性煤耗变化等影响。华电国际，度电利润同比大幅改善、 环比基本稳定。以【(毛利润-三费)/上网电量】进行度电测算，Q1、Q2分别为2.7、 2.1分，Q2环比下滑5厘钱。大唐发电，上半年煤电盈利15.1亿元（上年同期亏损8亿 元）、计算度电盈利1.7分（上年同期-0.9分）。国电电力，上半年火电板块归母净 利润达20亿元（度电盈利3.1分、上年同期2.2分）。 地方公司方面，大部分火电公司业绩同比高增、环比基本稳定。浙能电力，2023年 内乐清电厂投产叠加用煤成本改善，2023全年及2024上半年业绩持续高增，其中 2024Q2电量大幅下滑下业绩环比仍保持增长。皖能电力，参控股火电盈利均修复， 同时盈利能力较强的新疆江布电厂1.32GW煤电于2023年8月底、9月初投产，上半 年显著贡献业绩增量。申能股份，2024Q1存在股票公允价值变动超预期影响，若考 虑剔除后二季度业绩亦为环比稳定改善。
电量方面，除个别公司合并报表口径调整影响外，其余火电公司二季度火电上网电 量受来水冲击影响均承压。根据各公司中报及经营数据公告，全国性火电公司华能 国际、华电国际、国电电力、大唐发电、华润电力、中国电力2024上半年火电上网 电量分别同比-3.3%、-6.7%、-1.4%、-1.0%、+3.4%、+0.4%，其中单二季度环比 受来水冲击挤压火电出力影响，除华润电力外环比均下滑10%-20%不等；地方公司 中，浙能电力、申能股份、上海电力、内蒙华电上半年火电上网电量分别同比+0.7%、 +1.3%、+2.0%、-0.7%，其中二季度上海地区环比下滑较大。
度电利润方面，主流全国性火电公司度电盈利持续改善，上半年同比增厚1-4分钱不 等。根据各公司中报分板块利润及经营数据，计算得出2024H1各公司火电度电利润 同比持续提升，受益于煤价同比改善，华能国际、国电电力、大唐发电、华润电力、 中国电力火电度电利润分别为0.025、0.031、0.019、0.066、0.023元/千瓦时。
火电板块经营现金流净额同比持续改善，投资现金流净流出基本持平。2023年火电 板块实现经营性现金流净额2257亿元（同比+25.1%，2023上半年为-27.9%），2024 上半年为1013亿元，受经营持续改善及去年同期基数影响同比+67.8%。投资支出方 面，2023年伴随盈利改善及各电源项目开工建设加速，板块投资支出已同比高增， 2024上半年投资现金流净流出同比已基本持平。但参考各公司年报披露2024资本开 支规划，预计下半年投资有望加速。
资产负债率方面，十四五以来各火电公司清洁能源转型目标明确，近年风光等资本 开支加速，同时2022年加速核准一批火电项目，因而板块资产负债率提升显著，2023 年伴随火电公司盈利逐步改善，公司的净资产也得到提升，因此资产负债率开始有 所回落，2024H1板块资产负债率降至65.9%（较上年末下降0.5个百分点），若考虑 永续债还原后的资产负债率则为72.4%。费用管控方面，受益于国家政策支持、火电 公司资金成本持续下降、期间费用率（主要为财务费用率）持续降低；2024上半年 受营收下降影响期间费率小幅升高至6.4%。
（二）容量电价良好、辅助服务落地，火电新三部曲渐次展开
年初我们提出火电将围绕ROE模型，从周期三部曲走向价值三部曲：（1）4月底煤 价企稳及容量电价执行情况，确认盈利中枢抬升且可持续、同时容量电价执行良好 贡献稳定ROE来源；（2）5月起各省辅助服务将迎细则密集发布，能源局2月政策要 求6个月内明确辅助服务价格，将确认辅助服务带来的ROE贡献；（3）8月起部分省 份开始签订2025年电量电价，确认电量电价能否反映用煤成本，并且有望迎来中报 的业绩高增，煤电联动政策也或将加速。
围绕的ROE模型需要重申，进而推演出我们为什么关注煤价企稳、辅助服务和电量 电价三个节点。首先我们始终强调的是火电的三要素电价机制将重塑火电模型，即 容量电价反映固定成本、电量电价反映变动成本、辅助服务反映调节成本的火电价 格新机制。2023年11月容量电价落地当前执行情况良好、测算折火电口径度电均超 2分，2024年2月辅助服务政策出台并将于8月份之前出台各省细则（当前湖南、云南、 河南已发征求意见稿），若电量电价能够反映用煤成本也得到验证，我们认为火电的 中枢ROE将超过10%，稳定性也将大幅增强。
下半年各省辅助服务细则陆续出台，验证火电新三部曲。继6月20日湖南出台第一个 辅助服务细则后，8月14日、28日云南及河南就辅助服务市场交易规则征求意见。一 方面，两个细则均聚焦于深度调峰和启停，补偿主体方面中湖南聚焦煤电及储能， 而云南受能源内结构影响还额外包括水电，河南除省内煤机、储能、虚拟电厂及部 分符合要求的风光外，还提出考虑外来电力主体（省外）。另一方面，辅助服务补偿 金额均不超过当地燃煤标杆基准价（云南只给上限，湖南、河南分档执行），与此前 2月发布总则思路一致，测算当前已发征求意见的省份，煤电通过辅助服务，仅考虑 深调40%-45%即可带动全电量度电盈利提升0.2-1分。
当前火电三重期待已经开始共振，辅助服务持续提升对盈利稳定性的期待。市场对 火电的期待有三：季度盈利持续改善、煤价持续回落、盈利稳定性增强。回顾今年1- 4月的行情就是源于三重期待共振，后伴随煤价触底反弹、二季度业绩承压，火电都 经历了调整。但是站在当前时点，一方面，7月的火电发电量降幅收窄映射收入改善， 此外国内煤价稳中有降映射成本下降，更重要的是辅助服务细则开始落地，驱动稳 定性提升，火电的三重期待已经开始共振，尤其是部分公司在此轮超跌下已经满足 10%+的ROE、5%+的高股息率、市净率<1的特征，配置价值突出。
（三）火电净资产修复持续验证，中期分红加速公用事业化
盈利能力保持稳定，火电净资产修复已经得到体现。我们在1月撰写的报告《火电的 当下与未来：从净资产修复到公用事业化》中认为，过去几年由于煤价飙升且长协 履约不足，火电公司的报表严重缩水，2021年单年火电板块净资产就下滑了8.4%， 2023年下半年起伴随火电盈利逐步修复，火电公司净资产亦逐步增长，2023年火电 板块扣除永续债后的归母所有者权益较2022年末增长7.5%、2024年Q1较2023年末 增长3.4%，2024H1进一步增至4.0%，当前盈利保持下、火电净资产快速修复中。
部分火电公司中期分红，公用事业化加速中。受益于煤电一体化、业务稳定程度高 等因素影响，部分火电公司历年盈利已相对稳定、同时资本开支相对有限，已开始 稳定分红，如内蒙华电（煤电一体）承诺2022-2024年现金分红不少于可供分配利润 的70%且每股派息不低于0.1元人民币（含税），2022、2023两年股息率均超过4.5%； 申能股份（煤电占业绩比例低）上市至今连续31年分红，2023年度分红对应股息率 超6%。华润电力、中国电力、华电国际及国电电力进行中期分红，对应分红比例均 超20%。我们预计在盈利改善叠加电改推进下，短期通过高ROE修复净资产，长期 可展望分红、公用事业化估值提升。
基本面的支撑在于，高ROE、高分红、高成长、低估值的公司具备相对优势。过去 几年由于煤价飙升且长协履约不足，火电公司的报表严重缩水。但当前煤价企稳、 容量电价执行下，绝大部分火电公司能保障较高ROE水平（10%左右）且能快速修 复净资产；部分公司资本开支相对有限、开始逐步提升分红比例，股息属性亦凸显 （股息率超5%）；部分公司具备未来水电、火电装机投产高成长预期；最后在行业 β强化影响下，高ROE、高分红、高成长及低估值的公司陆续得到挖掘。
（一）来水好转电量提升，水电板块业绩提升
来水好转电量提升，上半年水电板块业绩同比+22.6%。统计8家水电上市公司业绩， 2024年上半年水电板块归母净利润为234.89亿元，同比提升22.6%，业绩同比增长 主要系上半年全国各流域来水均有明显改善，在去年同期电量低基数的情况下，水 电发电量同比大增，尽管部分公司电价有所下滑，仍实现业绩的明确改善。 分公司来看，长江电力因发电量大增业绩表现突出，上半年归母净利润同比提升 27.9%，Q2归母净利润同比提升40.4%；华能水电量增价稳，上半年归母净利润同比 +22.5%；雅砻江电量电价涨跌互补，上半年电量提升但电价降低，导致国投电力和 川投能源业绩增速较低，但仍分别增长12.2%、9.7%。桂冠电力、黔源电力因来水 好转业绩大增；甘肃能源风光投产贡献发电量。
来水好转水电发电量大增，电价略降有所抵消。统计9家水电公司发电量，2024年上 半年水电板块发电量3119.81亿千瓦时（同比+16.1%），2024Q1水电板块发电量 1335.17亿千瓦时（7家公司，同比+1.4%），Q2水电板块发电量1736.15亿千瓦时（7 家公司，同比+32.5%），在去年同期的低基数下，二季度电量增长更加明确。
电价表现不一，普遍有所下滑。长江电力市场化比例较低，但发电量提升后市场化 电量增加，电价会有所波动；华能水电通过丰枯调节及省内电价提升实现电价增长； 雅砻江因去年同期电价基数较高、今年电量结构变化导致二季度电价下降；川投能 源、黔源电力因光伏电价下降导致整体电价下滑。整体来看，水电电价低于其他各 电源，安全垫较厚，电价整体呈上升趋势，在供需偏紧的情况下电价更容易提升。
电量结构变化导致雅砻江电价下滑。根据四川省水文水资源勘测中心发布的水情数 据，我们使用模型测算雅砻江各月份发电量情况，2023和2024年二季度各月份发电 量占比差异较大。由于四川省执行丰枯电价政策，在二季度的三个月中，4月份为枯 水期电价上浮，5月份为平水期，6月份为丰水期电价下降，4月和6月电价差值较大， 2023年4月发电量占比较高，接近二季度发电量的五成，2024年6月份发电量占比接 近五成，电量结构的变化导致雅砻江二季度电价下滑。
偿还贷款、置换债务、水电板块财务费用降幅显著。2024年上半年水电板块财务费 用同比下降10亿元（同比-9.2%），各家公司财务费用均有所降低，各公司目前均处 于稳定运营期，偿还到期负债、用低利率贷款置换均能降低财务费用，长江电力上 半年财务费用同比下降10.2%、川投能源同比降低31.4%，未来仍有下降空间，华能 水电逐渐有电站投产，财务费用降幅较小。
板块资产负债率微降，2024H1资产负债率62%。长江电力收购乌白并稳定运营后， 资产负债率逐渐下降，正如2016年收购溪向后资产负债率提升至62.45%，而后持续 降低至2022年底的40.2%，目前长江电力资产负债率提升至64.3%，公司将再次通过 偿还和置换负债降低资产负债率和财务费用，板块将进入财务费用下降周期。华能 水电装机进入投产期，资产负债率提升较快，公司拟定增募资60亿元。整体来看， 水电板块经营稳定，现金流充沛，偿债压力较小。
水电板块现金流稳定且充裕，2024年上半年经营现金流净额达473亿元。2024年上 半年水电板块归母净利润同比增长22.6%，经营现金流净额提升至473亿元（同比 +4.5%），增幅较小主要系长江电力经营现金流出现下滑，水电行业无补贴，现金流 流入流出在不同时间段有所差异，全年来看与收入利润基本匹配。
（二）水文改善后的预期差：蓄水同比偏高，期待三季度电量提升
我们提出当前水电的预期差，尽管入库近期有所回落，但是背后反映的是水电的蓄 水增加。2023年4-7月份水电发电量基数较低，2024年同比改善较为显著，7月份全 国水电发电量同比增长36%，8月份开始低基数效应减弱。虽然8月份来水转弱，但 电站陆续完成蓄水且与往年相比有所提前。以雅砻江为例，主要电站水位偏高，如 锦屏一级、二滩均已蓄满，长江电力各电站也在有序蓄水，金沙江下游四座电站在 过去的2个月持续蓄水提升。我们提出水电当前的预期差，水位提升一方面减少汛末 蓄水压力增发电量，另一方面更高的水位可以提高发电效率，三季度水电发电量增 长仍值得期待。
测算7月长江电力发电量同比+64.6%，1-7月发电量同比+26.4%。根据我们的水电电 量测算模型进行测算，7月水电发电量低基数效应持续，长江电力发电量同比增幅显 著，最新测算7月发电量422亿千瓦时（同比+64.6%），1-7月发电量1628亿千瓦时 （同比+26.4%）。8月份开始低基数效应渐退，发电量增速将开始放缓。
测算7月雅砻江水电发电量同比+88.8%，1-7月发电量同比+21.3%。雅砻江水电当前 运营管理七座电站，我们根据发电量测算模型分别对每座电站进行单独测算，国投 电力自2022年三季度起不再公布分电站发电量数据，模型测算结果可作为参考。测 算7月雅砻江水电实现发电量116.24亿千瓦时（同比+88.8%），1-7月发电量497.86 亿千瓦时（同比+21.3%），雅砻江当前锦屏一级和二滩已蓄满水，两河口有望在汛 末之前蓄满，三季度高水位高蓄能下，发电量有望持续提升，期待两河口调节能力 充分释放。
（三）估值：分红稳中有增，水电有望从股息率走向
DDM 从估值角度进行探讨，我们认为水电当前仍采用股息率定价模型，其作为简化的 DDM模型，分红金额、合理股息率是关注重点。2024年来水改善，上半年水电发电 量实现同比增长，预期全年在电量提升将带动业绩增长，部分上市公司提出分红承 诺，如长江电力承诺十四五期间不低于70%分红率，华能水电2024-2026年不低于可 分配利润的50%，业绩增长及最低分红率承诺下，2024年水电分红提升是大概率事 件，同时桂冠电力、黔源电力实施中期分红，在股息率定价的模式下，分红预期提升 将带动股价上涨。此外，伴随无风险利率的持续下调，水电合理股息率下降也将带 来估值提升。
从长江电力的历史数据来看，2019年-2023年无风险利率小幅下降，长江电力股息率 基本稳定在3.5-3.7%，2022年较为例外是因为当年利润低，市场担忧其分红较低， 又叠加海外利率波动，但实际公司分红良好。2024年以来无风险利率快速下降，以 长江电力预期分红计算，当前股息率仍有3.3%，高于无风险利率96BP，估值合理。
参考海外公用事业公司在利率下降周期中的股息率变化。南方电力是美国公用事业 龙头公司，连续30年以上稳定分红，绝大多数时间股息率高于美债收益率。利率变 化的影响需要区分为长期趋势和短期趋势：从长期来看，1990年至今，美国国债收 益率从8%以下降至如今4%以下，长期利率的中枢是下降的，公司的股息率也随之呈 下降趋势，因此利率的长期变化趋势会影响到公用事业股的估值；从短期来看，2019- 2020年美债收益率迅速降至1%以下，两家公司的股息率中枢并未出现明显变化，在 2022年利率大幅提升后，股息率也并未明显提高。长期利率变化趋势影响估值、短 期则无影响，究其原因，公用事业股作为一种稳定性资产，其回报率要求一方面取 决于社会存量负债成本（资金成本）、一方面取决于替代资产收益率（机会成本）， 两者共同决定了公用事业股的股息率下限，而只有长期的利率变化趋势才会修正下 限，短期利率波动影响较小。
（一）核电：大修影响电量持平，核电业绩表现稳健
上半年大修次数增加，两大龙头业绩表现稳健。2024H1中国广核和中国核电归母净 利润分别同比+2.2%、-2.7%，由于上半年安排大修次数增加，影响核电利用小时数， 同时仅中国广核旗下防城港#4投产，导致上半年核电发电量同比持平，同时电价略 有下降，导致核电的收入利润基本变化较小，中国核电由于新能源业务收入有所增 长，上半年营业收入同比增长3.1%。
核电机组投产时间预测准确，利用小时数高位稳定。2023年3月防城港3号机组投产、 12月石岛湾核电机组投产，2024年5月防城港4号机组投产，受大修影响利用小时数 有所下滑，上半年利用小时数同比下降55小时，下半年大修减少后，利用小时数将 恢复。未来伴随机组逐渐投产，核电发电量将保持稳定提升趋势，预计下半年漳州1 号机组将实现并网发电。
核电市场化比例提升，2024年市场化电价略有下滑。伴随各省陆续推进市场化交易， 核电市场化比例提升，根据中国核电和中国广核定期报告，截至2023年底，中国核 电市场化交易比例达42.7%，中国广核市场化交易比例达57.3%，2024年上半年，中 国广核市场化比例52.4%，同比略有下滑，主要系防城港4号机组暂不参与市场化交 易。中国核电江苏田湾机组2024年安排的市场化交易电量较2023年增加50亿千瓦时。 由于2024年广东、江苏市场化电价均有所下降，两家核电公司的电价小幅降低。
我国核电装机电量存在翻倍以上空间，预计到2035年核电发电量占比达10%。截至 2024年6月末我国核电在建及核准装机达44GW，相当于在运装机的75%，目前我国 仍有充裕的储备机组，核电核准持续，中国核能行业协会预计到2035年，我国核电 在运及在建装机可达200GW，核电发电量占比将达到10%左右，到2060年，核电发 电量占比需要达到18%左右，核电装机成长空间广阔，确定性极强。
核电核准常态化，中长期成长空间广阔。我国自1970年开始筹建秦山核电站以来， 核电发展已有50余年，其间受2011年福岛核电泄漏事故不良影响我国核电进入停滞 期，2011年以来有6年“零核准”，目前三代核电技术已大规模商业运行并完成国产 化，四代核电技术也有机组落地，核电的安全性和经济性大幅提升，在能源安全和 双碳目标下，核电为电力结构转型的重要基荷电源，2019年我国正式重启核电审批， 2022-2024年连续三年核准10台以上机组，核电核准常态化，未来成长空间广阔。
在建及核准机组充裕，核电装机成长确定性强。截至2023年底中国核能行业协会披 露我国核电在运55台核电机组，装机容量57.03GW，2024年防城港#4投产，在运装 机容量提升至58.22GW，2024年8月19日一次性核准11台机组，目前在建29台机组、 核准19台机组，受十三五期间核电核准停滞影响，十四五前期为核电机组投产低谷 时期，核准重启后在建及核准机组将在2024-2030年陆续投运，2027年将迎来核电 投产高峰期。
核电厂址储备充裕，核电装机成长明确。核反应堆需要以水作为冷却剂，目前我国 核电均为沿海核电，沿海地区人口密集、经济较为发达，电力需求较高，核电可改善 我国结构性缺电问题。目前我国已开发了20余个核电厂址，多数厂址可以建设6台或 8台机组，仍未建设完成，未来核准空间充足，综合来看全球内陆核电和沿海核电各 占50%，未来我国内陆核电有望推进。
（二）绿电：受资源变化及电价下行影响，上半年业绩承压
绿电公司盈利分化，大部分公司受资源变化及电价下行影响，上半年业绩承压。统 计 10 家绿电上市公司业绩，2024 上半年绿电板块 10 家公司累计实现营业收入 679 亿元（同比+2.5%），归母净利润为 135 亿元（同比-9.7%），业绩持续承压 考虑为新能源平价项目电价持续走低、电量增速不及预期等影响。单季来看，一、 二季度分别为 76、59 亿元，二季度叠加受资源不及同期等影响同比下滑 21.5%。
2024年1-7月风电、光伏发电量分别同比+7.1%、26.4%。根据国家能源局数据（规 上口径），1-7月风电发电量5437亿千瓦时，同比增长7.1%，较去年同期增速下滑 （去年同期为16.8%，预计主要为风资源波动影响）；1-7月光伏发电量2282亿千瓦 时，同比增长26.4%，较去年同期增速大幅提升（去年同期为增长7.9%）。利用小 时数来看，2024年1-7月全国风电利用小时数达1293小时，同比下降123小时、降幅 达8.7%；同期全国光伏利用小时数达740小时，同比下降40小时、降幅达5.1%。同 时考虑上半年国家放开部分风光富集地区消纳红线，因而绿电业绩不及预期原因， 考虑为资源变动及消纳综合影响。
但从装机层面来看，1-7月风光新增装机合计154GW，累计装机已达1207GW。根据 国家能源局数据，2024年1-7月新增装机共计54GW、其中风电30GW、光伏124GW， 截至2024年7月末，风电、光伏装机分别为471、736GW，占总装机的38.9%。预计 在中央高度重视发展新型能源的背景下，我国新能源新增装机高增速将保持。重视 电改持续推进下电源侧等主体调节价值。
（三）燃气：购售气同步回落，城燃公司毛差修复盈利稳定
2024 年购售气同步回落，燃气公司营收持平，毛差修复归母净利润有所提升。统 计 7 家燃气上市公司业绩，燃气板块 2024H1 实现营业收入 1137.12 亿元（同比 +1.2%），归母净利润 52.95 亿元（同比+15.2%），扣非归母净利润 43.81 亿元 （同比+17.3%）。其中营收方面变动较大的是佛燃能源，同比增加 30.40 亿元，主 要由于供应链业务规模扩张；九丰能源、新奥股份分别贡献 3.93、3.26 亿元的归母 净利润增长，其中九丰能源优化 LNG 船舶资产增加非经常性收益。当前多数燃气 公司毛差修复，综合来看，新奥股份、深圳燃气、佛燃能源的业绩增速靠前。
24H1天然气表观消费量同比+10.1%，LNG进口量同比+17.4%。根据国家发改委公 布的天然气运行快报，2023年天然气表观消费量达3945.3亿立方米（同比+7.6%）， 回归正增长。2024年天然气供需关系将从紧平衡过渡至平衡相对宽松，4、5、6月天 然气消费量增速分别为+11.8%、+6.8%、+6.9%，24M1-6天然气表观消费量同比增 长10.1%，预计全年天然气消费量将接近4300亿方（同比增长约9%）。天然气需求 维持较快增长，加之国际天然气价格走低，LNG进口量显著提升，1-6月天然气累计 进口量同比+14.3%。
多地推动燃气价格理顺，期待顺价落地城燃盈利改善。2023年以来，国内天然气顺 价工作提速，伴随上半年国家发改委下发天然气上下游价格联动相关指导意见，国 内多地开启居民用气销售价格联动调整，理顺民用天然气价格和气源成本的关系。 多地用气端价格增幅在10%-20%左右，部分伴随20%的上浮空间，期待未来更多城 市逐步理顺燃气价格，城燃公司或也将迎来业绩提升。
以蓝天燃气为主的多数燃气公司常年保持高分红。蓝天燃气2022、2023年分红率分 别达83.5%、97.1%，佛燃能源2020年至今分红率均接近70%，陕天然气、贵州燃气、 成都燃气、新疆火炬、皖天然气等2023年分红率均提升到50%左右，凸显行业公用 事业属性。蓝天燃气承诺未来三年的分红率不低于70%，2021年上市的九丰能源近 期同样发布分红承诺，24-26年的分红包括固定和特别分红两部分，固定分红每年分 别为7.5、8.5、10.0亿元，而当利润同比增长超过18%后，会有不定额的特别分红。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
