2024年以来公用事业行业表现出现阶段性分化:1)2024年1~8月行业表现整体优于市场指数，且2024年4~8月超额收益明显(期间公用事业相对沪深300超额收益率最大值达14.8%)，主要与公用事业行业逆周期属性凸显、红利风格占优有关;2)2024年9~11月行业表现总体弱于市场指数，主要与市场切换至成长风格有关。截至12月6日，公用事业年初以来绝对收益率11%，位居申万全部32个行业第16位。
子版块分化明显:火电阶段性超额收益突出，10月进入电价博弈期后走势弱于大盘;“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先扩大后收敛;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12月6日期间，公用事业PB从1.49倍提升至1.56倍)，处于历史中值水平(自2017年以来，绝对估值处于38.1%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12月6日PB估值分别为1.06倍12.64倍1.44倍11.07倍，分别处于2017年以来45.7%/93.9%/8.4%/16.0%的分位数水平;中国核电PB估值1.96倍，处于2017年以来63.4%的分位数水平。
长周期来看我国电价涨幅高于全部工业品价格涨幅。自改革开放以来，中国电力行业的体制机制不断调整，有力支撑了中国经济社会的持续快速发展。截至2023年我国电力装机容量29.2亿千瓦，较1979年增长4533%。而为了促进电力装机增长以满足经济发展的需求，1979~2023年我国电力商品价格涨幅明显高于全部工业品价格涨幅，电力商品并非传统印象中的长周期通缩商品。我们以我国电力工业PPI数据作为衡量电价变迁的量化指标，1979~2023年我国电力工业PPI定基指数+558%，较全部工业品PPI定基指数+197 ppts。
我们认为1979~2023年我国电价相对于全部工业品价格主要经历了5个阶段:1)1985年以前我国处于完全管制定价时期，此阶段电价涨幅与全部工业品大体相同;2)1986~1997年我国进入还本付息电价时期，电力行业政策核心诉求为“鼓励电力企业投资以保障快速增长的用电需求”，此阶段电价涨幅显著高于全部工业品;3)1998~2004年我国进入经营期电价时期，电力行业政策力图“在鼓励电力企业投资的同时避免电价涨幅过快”，此阶段电价涨幅与全部工业品价格涨幅的差值有所收敛;4)2005~2021年我国进入标杆电价及电力市场化改革时期，此阶段我国电价涨幅落后于全部工业品价格涨幅;5)2022年以后我国进入构建适应新型电力系统的电价时期，电力行业政策逐步为电力商品的各类属性定价，此阶段我国电价涨幅再次高于全部工业品价格涨幅。
1979~1985年:高度计划的管制定价时期，供给难以有效满足需求。1985年之前我国电力行业仍处于计划经济时代，电力行业由政府垄断经营，只存在政府制定的销售电价(尚未存上网电价概念)。由于该阶段电力工业实行高度集中统一的管理模式，1979~1985年我国电力工业PPI区间涨幅几乎与全部工业品完全一致(见表2)。但改革开放之后我国经济社会快速发展，高度计划的电力工业难以充分发挥电源建设的积极性(1980~1985年我国全社会用电量增长37.0%，同期我国6000千瓦及以上电厂发电设备容量增长32.3%，见图3)，拉闸限电时有发生。电力工业作为国民经济的先导产业，当其无法满足经济发展的新增用电需求甚至制约社会经济发展时，电价体系改革便成为新发展阶段的题中应有之义。
1986-1997年:还本付息电价时代，鼓励投资成为核心目标。为扭转电力供给不足的局面，1985年5月国务院颁布《关于鼓动集资办电和实行多种电价的暂行规定》明确允许通过多种方式“集资办电”，提出“把国家统一建设电力和统一电价的办法，改为鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，并对部分电力实行多种电价的办法，以适应国民经济发展的需要”，旨在通过放开价格机制以鼓励电力投资。
1998~2004年:经营期电价时代，在引导投资的同时防止电价过快上涨。“还本付息电价”体系在有效促进装机增长的同时，其相对粗放的体系也暴露了“成本无约束、市场无竞争、价格无控制”等诸类问题。叠加1997年东亚金融危机爆发后我国电力需求矛盾有所缓和，为调整电价政策提供了窗口期，政策逐步从“还本付息电价”过渡至“经营期电价”。“经营期电价”机制意图在引导投资的同时防止电价过快上涨。“经营期电价”相比“还本付息电价”:1)能够在一定程度上平滑电价波动:与“还本付息电价”核算方式中还贷期间利息成本较高导致电价较高不同(理论上还贷期结束后电价应大幅度下降)，经营期核算将发电项目整个生命周期的成本都考虑在内，从而可以降低发电成本的波动;2)“经营期电价不仅仅依据单个电厂项目投资成本定价，还综合考虑同类电厂的平均成本进行定价，有利于降低新建项目的上网电价。
电力企业盈利尚未完全恢复，我们认为资本开支压力增大背景下“降电价”已不再是核心矛盾。2023年我国电力、热力的生产和供应业利润总额5488亿元，占同期全国企业利润总额的7.1%，较1985~2023年历史均值低1.1 ppts，仍处于历史相对较低阶段。2023年SW火电行业毛利率12.7%，较2001~2023年均值-6.0 ppts。复盘2008年火电电源投资完成额与SW火电毛利率之间的关系，我们发现在行业毛利率低于均值期间，火电电源投资完成额及同比增速均处于相对较低水平。我们认为在电力企业盈利尚未完全恢复、且需要承担的资本开支压力持续增加背景下，我国电力行业发展已进步新阶段，当前阶段“降电价”已不再是电力政策的核心矛盾。
利用小时数持续下滑，新能源消纳压力增大。我们测算2024年以来全国风电/光伏(TTM)两年利用小时数均值(剔除单年度风光自然资源扰动影响)均呈持续下降趋势，我们推测或主要由于新能源消纳压力增大所致。新能源项目收益率约束或将收紧。在新能源消纳及电价均存在一定不确定性的背景下，我们预计新能源运营商对于新项目投资态度更为谨慎，即在可研阶段采用更为谨慎的边界假设条件或提升项目收益率底线要求。
2025年新能源入市进度加快。参考典型省份(广东、江苏、浙江等)2025年电力交易方案，新能源入市进程明显加快。部分省份引入分时电价机制。2024年甘肃、宁夏等省份引入分时电价机制，对新能源峰、平、谷段中长期交易价格作出不同规定，其中甘肃规定“各段交易价格不超过交易基准价”，宁夏要求“平段交易申报价格不超过基准电价”。
受清洁能源挤压影响，2024年火电电量增速明显低于用电量增速。据中电联，2024年1~10月火电发电量52231亿千瓦时，同比+1.9%，较同期全社会用电量增速-5.7 ppts。
火电逐渐从基荷电源向调节电源转变，煤耗水平略有提升。1)2024年1~10月煤电利用小时数3811小时，同比-38小时。22024年以来全国累计供电煤耗呈现同比上升趋势，2024年1~10月供电煤耗307克/千瓦时，同比+1.8克/千瓦时，我们推测或与煤电机组承担更多调峰调频职责有关。
三大非周期性因素(容量电价托底、融资成本下降、长协煤锁定成本)推动行业周期性弱化，煤电EPS稳定性有望提升。非周期性因素之一:容量电价政策将显著提升煤电盈利稳定性，优化煤电商业模式。我们认为容量电价该部分收益可预期性较强，且容量电费收入规模相对煤电行业利润而言占比较高(我们测算容量电价收入对应折度电利润约为0.015元/千瓦时)，将成为煤电行业稳定的利润压舱石。此外，政策明确规定自2026年起将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，煤电机组容量收入占比有望持续提升。
非周期性因素之二:融资成本下降。随着新能源装机比重持续增加，系统平衡和安全问题更加突出，电力公司仍需加强火电等传统电源建设以满足电力系统安全需求。从融资角度出发，2019~2023年主要火电公司融资成本呈下降趋势;我们认为在货币金融环境发生变化前，主要火电公司融资成本仍将维持在较低水平。非周期性因素之三:长协煤锁定成本。据发改委规定，秦皇岛港下水煤5500千卡中长期交易含税价格550~770元/吨，低于现货煤价;签订长协煤有望平抑火电企业成本端周期波动。据不完全统计，主要火电央企长协煤比例基本保持在70%以上。
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