2024年公用事业行业投资策略：公用事业化

一、从“系统的破壁”出发，改革才刚开始

（一）2023 的容量电价仅是开端，电改金字塔将持续塑造

容量电价靴子落地、“系统的破壁”如期而至、火电价值重估在即。我们此前提出 用一个刚性架构的模型来描述电力系统。即在过去上网电价和销售电价都较为刚性 的情况下，电力系统由于消纳问题持续突出而变得愈发不稳定。在短期煤硅锂价回 落和长期绿电环境溢价的契机下，通过容量电价等方式，可以提升火电盈利稳定性、 并且促进绿电消纳且加速建设。2023年11月10日，国家发改委、能源局发布通知全 国范围煤电容量电价机制落地，“系统的破壁”得到证实，火电价值重估在即。

但我们强调，容量电价仅是电改的开端，电改的金字塔结构将在未来几年持续演绎。 我们认为电改是个金字塔结构，因为电价要素是交易的基础，电力成本的统一是交 易的目标。（1）从电价的要素来看（2023-2024），近年来国家持续落地的是峰谷 价差的政策，煤电联动也是推进的方向（尤其是若明年浮动比例上下限不重新调整， 市场化交易出的煤价上浮比例就将反映煤电联动的事实），容量电价落地后，辅助 服务将得到度量，金字塔底座已经稳固；（2）从市场的要素来看（2024-2025）， 中长期市场目前覆盖范围较广，现货市场交易规则已经出台、其交易试点也将推广， 重点是辅助服务市场的建设速度慢，待容量电价推行久期拉长后，预计相关市场化 建设速度也将加快；（3）从金字塔的顶端，我们认为伴随绿电环境溢价的出台和辅 助服务市场的落地推广，最终将形成电力的统一价格形态（2026及以后）。

容量电价作为年内最重磅的电改政策，稳定煤电企业盈利预期。对国家发改委、能 源局印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》进行分析，从覆盖范围来看，煤 电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，煤电机组灵活性改造需达到国家 要求，覆盖面较广；从机制来看，将煤电单一制电价调整为两部制电价，体现煤电 从发电主体到支撑电源的转变；电价水平上，容量电价绑定煤电固定成本，根据煤 电机组固定成本为全国统一的330元/千瓦·年，各省份回收固定成本的比例有所不同； 电费分摊上，容量电费属于电网系统运行费用，每月由工商业用户按用电比例分摊， 且要求煤电机组保证设备可靠性，才可获取容量费用。云南、四川等清洁能源转型 较快的七省（区）容量电价补偿力度大，整体来看容量补偿占各地燃煤标杆电价 5%~16%不等，补贴强度较高。

以2024~2025年容量补偿标准计算，华能国际年容量补偿达100亿元（含税）。我 们统计华能国、华电国际、国电电力、大唐发电、国投电力、华润电力、中国电力 共七家全国性火电公司燃煤机组分布（2022年末，统计覆盖率基本在95%左右）， 按照《关于建立煤电容量电价机制的通知》中各省市区2024~2025年煤电容量补偿 计算，上述七家公司年煤电容量补偿费用分别为99.78、49.69、69.75、44.70、13.47、 50.75、12.32亿元，显著增厚煤电机组收益。

（二）2024 将加速煤电联动、调峰辅助服务电价、分时电价

市场短期忧虑电量电价和容量电价是零和博弈，但我们认为二者必将分离定价。容 量电价落地后，市场认为电量与容量“此消彼长”，但我们认为改革背后意味着二 者的体系将得到独立度量。电量电价将反映煤电联动（尤其是在长协煤比例提升的 情况下）、容量电价反应调节价值和基荷价值。

2024年广东零售交易合同提出度电5分钱煤电联动浮动上限，期待更多省份逐步跟 进。2023年11月23日广东电力交易中心印发《关于广东电力市场2024年零售交易合 同范本的修编说明》，其中修编增加煤电联动浮动单价范围0-50元/兆瓦时（0-5分/ 千瓦时）。若按照煤耗300克/千瓦时计算，5分钱可覆盖167元/吨标煤波动、折5500 大卡市场煤为131元/吨；再考虑50%长协煤覆盖水平，可覆盖262元/吨市场现货煤 价波动，煤电联动预计可有效传导现货煤价波动对火电发电盈利带来的影响。

此外，2024年我们预计调峰电价也有望逐步推开，进一步明确火电消纳价值。根据 《国家电网服务新能源发展报告》，“十三五”期间国家电网经营区内累计完成火 电机组改造1.62亿千瓦，仅完成4亿千瓦火电机组深度调峰改造目标的40%。根据各 区域电力辅助服务管理实施细则（或征求意见稿），华中、华北、东北、华东、南 方区域对煤电深度调峰补偿分别为250~840、100~250、200~1000、20~320、 50~1188元/兆瓦时，同时部分省份还有独立的补偿细则。煤电机组在100%~50%负 荷区间内调节较易，但伴随近年火电需要深度调峰（通常为50%以下负荷）调度频 次增加，经济补偿各异且市场机制完善程度掣肘火电改造调峰积极性；当前煤电容 量补偿已落地，我们预计未来调峰电价也有望进一步完善推广。

上半年我国火电均摊辅助服务收入约9厘，我们看好调峰电价的进一步度量。根据国 家能源局披露数据，2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电 费1.9%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%； 备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%； 考虑折算到上半年全国火电发电量上（2.95万亿千瓦时），该部分度电收入约9厘钱。

更进一步的，我们认为2024年是分时电价的推进年，通过引导需求侧平衡电力供需。 2022年12月22日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2023年电力中长期合同 签订履约工作的通知》指出：各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建 设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期 与现货价格机制衔接。2023年多省市拉大电网代理购电峰谷价差，显示出调峰压力 向终端中小工商业客户传导。山东、河北、湖北等新能源发展较快省份已明显下调午间电网代理购电电价，另有上海等地上调傍晚高峰电价，峰谷价差明显拉阔。若 分时电价逐步落地，意味着终端用电侧对于电价的感知能力提升，若叠加市场化交 易或电网的价格传导机制，预计也将对电源侧价格形成影响。

（三）2025 年可展望环境溢价、现货及辅助服务市场交易

在容量、分时、煤电联动等价格机制逐步明朗的情况下，我们认为2025年开始将逐 步落地环境溢价和市场化交易。结合电力的金字塔的展望，伴随经济的恢复和海外 碳税的实施节点来临，我们认为绿电环境溢价将逐步落地。这样来看，价格端的明 晰将带动现货和辅助服务市场交易的推进。过去以燃煤标杆电价为主的定价体系将 逐步转化为电力的恒等式，火电和绿电有望形成独立但联动的体系。认为电力的恒 等式将逐步明确，电价将以（绿电电价+辅助服务成本）联动（火电电价+环境成本） 的形态得到展现，各类电源的终端用电成本将稳定，其中的辅助服务、环境溢价均 将得到考量。

欧洲持续出台碳关税政策，绿电环境价值有望持续增强。欧洲加强对进口产品碳排 放要求，2021 年 7 月欧盟委员会提交碳边界调整机制（CBAM）立法草案，后经历 多次讨论、修订、投票，2022 年 6 月 22 日欧洲议会通过 CBAM 草案修正案。相 较于欧委会方案，本次法案范围扩大：新增纳入塑料、有机化学品、氢和氨行业； 且新增纳入间接排放考核，即制造商使用的外购电力亦要考虑在排放成本中，在此 情况下，绿电的环境价值持续增强。2023 年 4 月欧盟碳关税正式落地，2023 年 10 月进行试运行，拟定 2026 年 1 月正式实施。对于绿电而言，短期来看组件价格回 落保障了盈利模型的稳定，容量电价落地后对配储比例的要求也或将下降，远期亦 可展望环境溢价带来的盈利修复。

绿电交易作为电力中长期市场下的交易品种，能够全面反应绿电的电能价值和环境 价值，试点以来持续较当地燃煤基准价溢价交易，根据江苏、广东电力交易中心披 露数据，江苏省22、23年度绿电成交价格分别较燃煤基准价上浮18.4%、19.8%； 广东省分别上浮11.0%、14.5%，若23年考虑环境溢价的部分，则较燃煤基准价格 上浮19.0%。由此，作为中长期交易的方式，相对于现货交易市场电价的波动而言， 绿电交易更能保障新能源参与市场的长期稳定收益，能有效衔接21年以来补贴电价 退坡，作为反应新能源综合价值的有利支撑。

若环境溢价落地，我们认为电价的地基牢靠，辅助服务和现货市场将全面落地。目 前我国的现货和辅助服务的市场建设均比较点状。我们引用电力现货市场基本规则 来对上述市场机制进行推演：（1）容量补偿机制与现货市场：现货要做好与容量补 偿的衔接，具备条件时可探索建立容量市场。（2）辅助服务市场与现货市场：现货 市场起步的阶段，可以单独设置辅助服务市场，具备条件后辅助服务与现货联合出 清；若现货市场已能够反映调峰价值，不再设置并行的调峰辅助服务市场交易品种。 我们认为，容量补偿机制偏重于直接定价更适配初期铺设（也可能推进至容量市场 化）、现货与辅助服务的市场机制则取决于各地情况（通过市场机制反映辅助服务 成本）、终极形态就是通过现货市场反应所有成本（辅助服务价值、环境溢价等）。

我们认为辅助服务市场的过渡意义重大。相比于现货市场直接决定现货交易比例和 绿电纳入比例而言，我们认为辅助服务市场通过赋予价格的形式是更加温和的手段。 现货市场的交易机制是通过电源侧和用电侧的直接签约确定价格，但其中绿电的占 比若较高则会导致负电价等现象、若较低又无法反映现货价值。辅助服务市场是电 源侧的供需交易，主要交易的是消纳需求。本次落地的容量补偿也为辅助服务方式 之一，除此之外还有调峰电价。我们看好各省市区煤电容量电价落地后，火电稳定 调峰、备用等价值的凸显，期待后续通过市场化的方式进行定价。

已有14个省份试点现货交易，电力现货市场将全面铺开。2017年8月，国家发改委、 国家能源局联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择广东、 山东等8个地区作为电力现货市场第一批试点。2021年5月，两部委发布《关于进一 步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，选择辽宁、上海等6个地区为第二批作 为试点。2023年11月发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作 的通知》，明确福建2023年底前开展长周期结算试运行；浙江2024年6月前启动现 货市场连续结算试运行；辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西 等力争在2023年底前开展长周期结算试运行等，有序扩大现货市场建设范围。

参考欧盟的辅助服务经历从“固定补偿”向“市场化交易”演绎的过程，预计我国未来也将通过此类方式。从欧盟的容量机制发展的趋势及特点来看，价格市场化有 助于发现辅助服务的合理定价，但此前仍通过长时间的固定补偿价格进行价格探索。 欧洲的机制从“基于价格”转向“基于数量”。在基于价格的机制中，政策决策者 设定价格，然后让投资者决定在给定价格下愿意投资多少；在基于数量的机制中， 决策者确定所需的容量数量，然后让市场来决定价格（拍卖）。但由于欧盟认为容 量机制不应扭曲电力市场的价格，而是由市场对其进行合理定价，因此欧盟通过法 律2019/943，规定容量市场“酬金是通过竞争性程序确定的”，确定了欧盟全域容 量机制转向基于数量机制。梳理来看，补贴机制更适用于早期无法形成有效价格的 阶段，如我国当前落地的固定形式的容量补偿。

二、从“电力平衡表”出发，煤价持平、消纳隐忧

（一）电力需求：测算 2024 全社会用电量同比增长 6.0%

测算2024全年全社会用电量同比+6.0%，其中二产用电量同比+5.4%。参考广发宏 观《前瞻2024：进一步正常化》中观点，2024年我国经济有望进一步回升，预计GDP 增速有望延续5%左右。我们以2021~2023年当月用电量2年复合增速作为2024年一 产、三产、城乡居民用电量同比增速（11月、12月复合增速参考9月、10月趋势进 行假设），2021~2023年当月用电量2年复合增速及2019~2021年当月用电量2年复 合增速的均值作为2024年二产用电量同比增速（额外对9-12月的基数效应做一定调 整），则2024年我国全社会用电量同比增速有望达6.0%，一产、二产、三产及城乡 居民用电量同比增速分别为12.8%、5.4%、6.9%、6.9%。

（二）电力供给：测算 2024 火电发电量同比基本持平

预计2024年全国规上发电量同比增长5.3%，水电恢复叠加绿电增长、火电发电量同 比基本持平。参考前述用电量测算及发用电量比例（发电量为规模以上口径，下同）， 则2024全年全国发电量同比增长5.3%。分电源来看，水电、核电装机考虑一定增长， 水电利用小时数恢复至2019~2020年均值水平，核电利用小时数保持小幅提升，则 全年水电发电量同比增长18.9%、核电发电量同比增长2.9%。风电、光伏装机考虑 全年新增60、180GW，月度投产节奏参考历年逐月新增装机占全年比例，风电利用 小时数维持历史平均水平，光伏考虑消纳压力下、利用小时数较均值下降1%，则全 年风电、光伏发电量同比分别增长9.8%、40.1%。在全国发电量同比增长5.3%的情 况下，倒算火电发电量同比+0.79%。

（三）敏感性测算：预计 2024 火电发电量映射电煤需求增长有限

考虑火电为可调节稳定电源，其发电量受全社会用电需求及其他各类电源出力影响 较大，我们以前述模型中假设为基准（对应 2024 年火电发电量同比+0.79%），从 全社会用电量、来水变化、绿电新增装机及绿电利用小时四个方面进行敏感性测算： （1）用电需求：2024 年全社会用电增速在 5.0%~7.0%范围内波动时，考虑其他 电源发电量不变情况下，火电发电量增速在-0.63%~+2.21%。 （2）来水变化：在 2024 年全社会用电量增速为 6.0%（下同）、风光核发电量不变 情况下，考虑来水变化、若水电发电量同比增速在 16.9%~20.9%范围内波动时， 火电发电量增速在+1.16%~+0.41%。 （3）绿电装机：在水核发电量不变情况下（下同），考虑新增投产绿电变化（前述 基准为全年新增 240GW 绿电、其中风电 60GW、光伏 180GW），若全年新增绿电 在 200~280GW 范围内波动时（风光比例保持 1:3），不考虑利用小时数变化，则火 电发电量增速在+1.04%~+0.54%。 （4）绿电利用小时：考虑风光自然资源具备高波动性，以及新能源并网快速提升 下消纳压力增大，对风光利用小时数进行动态分析。若 2024 年风电利用小时较历 史均值波动-10%~+10%（全年新增装机为 60GW），则火电发电量增速在 +2.15%~-0.57%。若 2024 年光伏利用小时较历史均值波动-11%~+9%（全年新增 装机为 180GW），则火电发电量增速在+1.37%~+0.20%。 综合来看，2024 年在用电需求、风光水各电源出力不出现极端波动情况下，火电 发电量或较难大幅增长，预计电煤需求并不旺盛，火电的综合用煤成本将有望延续 今年二三季度水平。

长期来看，风光发电量快速提升下，火电即将迎来电量负增长。根据前述测算，2023、 2024年规模以上口径发电量同比分别增长6.2%、5.3%，假设2025年发电量增速为 4.5%，2026~2030年增速呈下降趋势至3.0%。2023~2025年起来水修复、水电核电 新增装机贡献增量、风光装机加速建设，2026~2030年核电装机有望加速投产、风 光新增装机增速逐步降低；利用小时数方面，除火电利用小时数缓慢降至4000小时 左右、风光水核均保持相对稳定，则2025年我国风光发电量占比增至17.5%、2030 年增至25.7%，实现快速增长；自2025年起火电发电量有望迎来负增长阶段（期间 考虑来水波动、部分年份为正），我国火电发电量或已接近顶峰。

三、火电季度业绩的年化能力提升，公用事业化加速

（一）火电季度业绩已持续改善，多家公司 Q3 度电盈利超 2 分

火电板块业绩改善全行业领先。横向对比而言，选取SW2021一级行业与GFGY进行 对比，GFGY三维度业绩改善程度均位居全行业前20%，2023Q1-3、2023Q3归母 净利同比增速分别位居第4、第6位，2023Q3环比增速位居第6位。从细分子行业来 看，选取SW2021二级行业与GF火电、水电、绿电、核电、燃气进行对比，火电三 维度业绩改善幅度位居前15%，2023Q1-3、2023Q3归母净利同比增速分别位居第2、 第7位，2023Q3环比增速位居第19位。其余四个细分板块同比增速也均位于前50% （水电、绿电存在季节性波动，环比数据变动较大）。

煤价震荡下行，大部分火电公司Q3业绩环比持续改善。受益于2023前三季度现货煤 价震荡下行、长协煤履约率提升、煤电电价充分上浮，上半年火电板块业绩已实现扭亏为盈，三季度盈利环比继续改善，根据GF火电样本股财报数据，2023Q3火电 板块归母净利润为225亿元，相较2023Q2环比增加52亿元、环比大幅增长30.1%。 具体来看，收入端，前三季度火电板块营业收入依然保持正增长，主要为电量小幅 提升而燃煤电价高位保持；成本端，根据百川盈孚数据，7-9月秦皇岛5500大卡动力 煤市场价格均值为873元/吨，环比4-6月均值下降62元/吨，降幅为6.6%；且预计长 协煤履约比例持续改善，绝大部分火电公司业绩环比改善趋势显著。

具体个股来看，绝大部分火电公司基本均实现盈利的环比改善。根据各公司财报， 全国性火电公司：华能国际，Q3煤电税前度电盈利2.6分，环比增厚1.9分、同比增 厚5.3分，煤电板块持续改善。华电国际，预计为火电盈利持续恢复、Q3毛利率环比 +3pct。大唐发电，三季度归母净利环比略降，主要为少数股东损益占比提升影响， 净利润22亿元、环比增长15.4%、净利率环比提升0.5pct，预计主业盈利亦持续修复。 国电电力，业绩同比小幅下滑主要为上年同期投资收益高基数，环比持续改善考虑 主要为火电、水电盈利修复，Q3毛利率环比+2.3pct。 地方公司方面，赣能、皖能、福能等较超预期。根据各公司财报，赣能股份，丰三 百万机组投产后，单位盈利增强同时用煤成本下降。皖能电力，参控股火电盈利均 修复，同时公司公告新疆江布电厂1.32GW煤电于8月底、9月初投产，Q3业绩超预 期。福能股份，三季度福建风资源偏优、晋江气电替代电量政策落地、投资收益环 比高增综合影响下，Q3业绩环比同比均大增。内蒙华电，Q3电价、煤价环比持续下 降，煤炭增产维持主业盈利水平。

分季度测算，三季度主流全国性火电公司度电盈利持续改善。参考各公司归母净利 及经营数据，测算得出三季度各公司火电度电利润环比持续提升，2023Q3华能国际、 华电国际、国电电力、大唐发电火电度电利润分别为0.021、0.020、0.034、0.007 元/千瓦时，较2023Q2度电增厚1~2分钱不等。

（二）展望电价、煤价，预计火电的盈利有望保持周期高位

水电发电大增并未导致煤价快速回落，系进口煤低基数效应结束、二产开工情况良 好导致非电煤需求提升。根据国家统计局数据，国内煤炭供给持续小幅增长（7-10 月单月原煤产量同比分别增长 0.1%、2.1%、0.4%、3.8%），进口煤供给逐步走出 低基数、同比增速放缓。三季度火电发电量环比增长 16.8%、水电发电量环比增长 65.2%；火电环比增速超预期，我们认为主要系三季度经济持续恢复，6-10 月二产 当月用电量 21-23 年复合增速分别为+2.0%、+3.1%、+6.1%、+8.1%、+7.3%，化 工等非电力行业用煤需求旺盛。因而尽管三季度水电恢复一定程度缓解了火电保供 压力（减缓对电煤的需求），但经济持续恢复导致市场动力煤价格于 9 月中下旬开 始回升但近期亦有所下降。 展望 2024 年，进口煤低基数效应结束，但通过前述测算预计火电发电量同比持平、 若水电来水恢复则火电发电量增速转负，预计电煤需求相对平稳；但从另一方面来 看，二产 6~10 月单月用电量 2021~2023 复合增速持续恢复（分别为 2.0%、3.1%、 6.1%、8.0%、7.3%），经济或在持续恢复中对煤价形成支撑，因而综合来看，预计 2024 年市场煤价上行及大幅回落概率均有限。叠加长协煤比例提升，我们认为电 厂综合用煤成本将保持平稳。

测算当前现货煤价下电价若上浮 15%、度电盈利不足 2 分钱，明年电价或不具备 大幅下调空间。根据百川盈孚数据，2022 年 12 月~2023 年 5 月秦皇岛 5500 大卡 市场煤价均值为 1130 元/吨，参考华能国际、华电国际等全国性火电公司，预计上 半年火电板块度电盈利 0.015 元（对应上网电价为 20%顶格上浮）。我们假设在现 货煤占 30%、煤耗为 300 克/千瓦时，上网电价与现货煤价对度电利润敏感性测算； 参考当前市场煤价已降至 930 元/吨左右，2023 年内上网电价仍保持上浮 20%，对 应火电度电盈利约 0.033 元；若上网电价较基准上浮分别降至 10%、5%，则对应 度电利润将降至 0、-0.017 元，明年电价或不具备大幅下调空间。同时在经济持续 恢复的过程中电力仍是相对紧缺，市场的过度反应阶段逐步接近尾声，关注 2024 年长协电价签订结果。

广东现货低电价或存水电供给增多等影响，10 月、11 月均值已显著回升。根据广 东省电力交易中心数据，6~9 月广东燃煤现货成交电价（日频）月度均值持续回落， 9 月触底为 333 元/兆瓦时，或为今年来水恢复下、水电发电量供给大幅增长而用电 需求增长相对有限（去年同期汛期来水转枯，电力供应紧张下现货价格走高）；10 月起逐步进入枯水期，电力供应相对收紧、燃煤现货价格出现回升（11 月 23 日燃 煤现货实际成交价格已达 551.26 元/兆瓦时）。尽管现货价格波动较大，但中长期月 度成交电价始终高位保持（考虑火电企业全年电量仍以中长期合同为主，仍需重点 关注年末 2024 年度中长期电价签订情况）。

此外，容量电价落地将为火电提供部分稳定收益、增强盈利稳定性，助力季度业绩 年化。我们此前提出，立足当前，电价、煤价、电改是三个衡量火电季度业绩年化 能力的要素。容量电价落地夯实火电的盈利稳定性，测算利用小时数在 3000~4500 小时范围内波动、容量补偿在 100~200 元/千瓦/年（含税）时，折度电基本在 2 分 /千瓦时以上，远期还有调峰等辅助服务市场的推广。火电综合辅助服务（包括容量 补偿、调峰等）部分利润不挂钩煤价、挂钩我国绿电增长，可带动火电从煤价周期 股走向绿电及储能成长股。

（三）电改有望重塑估值，公用事业化程度提升建议关注组合

当前火电公司处于周期高位但估值底部。复盘来看，2022年火电板块持续博弈用煤 成本，一二季度逐步改善持续跑赢，三季度低预期后有所回落，11月市场煤价下降 后火电股又呈现涨势。进入2023年，上半年火电板块走势与市场煤价高度负相关， 1-3月持续博弈市场煤价，4月初部分公司公布业绩预告、业绩改善显著，市场形成 火电企业盈利改善一致预期，叠加期间秦皇岛现货煤价快速下行，板块大幅上涨； 下半年市场担忧市场煤价快速回落下、2024年电价或大幅下降，火电当前盈利水平 或难以维系，板块出现大幅回调。通过前述判断分析，我们认为火电盈利能力有望 延续今年二三季度水平；若考虑二三季度业绩年化，火电公司2024年PE估值基本在 7~8倍左右，PB估值基本在1倍左右。

容量电价落地，打响火电季度业绩年化能力提升的第一枪，公用事业属性持续增强。 过去市场对火电股作为周期股的判断深入人心，重心在于判断煤价和电价对盈利的 波动。但是立足容量电价落地的时点，未来火电公司的盈利将拆分为电量利润（煤 电联动下逐步稳定）、容量利润、绿电利润，后两者本质上都挂钩我国绿电化进程。 我们认为容量电价的落地将夯实火电的盈利稳定性，今年二三季度高业绩的年化能 力正持续得到确认，火电的公用事业的属性将在未来得到持续增强，未来又可进一步形成分红的预期，测算业绩年化下，若考虑50%分红比例股息率基本在5%以上。

四、典型的公用事业：水电——蓄能突出+股息凸显

（一）23 年来水整体偏枯，当前蓄能高位，24 年迎来良好开端

2023年上半年来水偏枯，汛期好转但全年整体偏枯。2023年来水整体偏枯，根据国 家能源局数据，1-10月全国水电累计发电量同比-6.6%，水情方面23M1-11长江流域 溪洛渡、三峡电站平均入库流量分别同比-24.9%、+2.0%；澜沧江流域来水相对较 好，黄登、小湾电站平均入库流量分别同比+10.0%、+10.7%；雅砻江流域锦屏一 级、二滩电站平均入库流量分别同比-15.0%、-13.9%；红水河龙滩电站平均入库流 量同比-51.7%；清江水布垭电站平均入库流量同比+52.7%。

2023年厄尔尼诺现象显现，来水好转趋势形成。拉尼娜和厄尔尼诺被认为导致全球 气候变化的主要原因，在厄尔尼诺现象下我国南方夏季降水会增多。2023年初国家 气候中心预计今年出现厄尔尼诺现象，截至10月NINO3.4的最新值为1.66，达到厄 尔尼诺中等事件强度。在厄尔尼诺出现后的今年汛期，来水确实有所好转，且本次 事件预计峰值出现在2024年1月，影响延续至明年的6月。

伴随汛期来水的恢复，多数电站当前蓄水进展良好。当前长江电力各电站接近蓄满 状态，三峡水位相比上年偏高12.4米；雅砻江两河口水位大幅高于上年同期，二滩 和去年基本持平，锦屏一级水位偏低；澜沧江小湾蓄水进展较好，水位偏高，但糯 扎渡水位偏低；龙滩电站由于来水持续偏枯，水位低于上年同期，清江水布垭电站 水位已完全恢复正常。

高水位下蓄能突出，水电后续的发电能力得到保障。10月长江电力发布公告，称10 月20日完成年度蓄水任务，蓄能达338亿千瓦时。蓄能是指水库静态状态下，囤积 的水的发电能力，可以理解为库存电量的概念。我们测算10月末六座电站蓄能共计 333.25亿度，2022年同期为282.08亿度（同比+51.18亿度/同比+18.1%）。高蓄能 将保障公司后续在枯水期的发电能力，同时水位得到保障，发电量同比高增可期。

测算雅砻江水电三大电站10月末蓄能共计238.30亿度，2022年同期为202.91亿度 (同比+35.38亿度/同比+17.4%)，雅砻江调节性较强的主要是三大电站，两河口、锦 屏一级和二滩，我们测算中仅考虑这三大调节电站。截至10月末，测算雅砻江水电 三大调节电站可调蓄水量共计118.94亿m³（死水位以上的水量），2022年同期为 115.05亿m³，同比增长3.4%，其中两河口电站增加28.10亿m³，锦屏一级和二滩电 站可调蓄水量分别减少18.75、5.46亿m³。保障了雅砻江水电四季度及明年上半年的 发电量。

此外，水位提高能带动吨水发电量提升，在来水一致的情况下即意味着增发电量。 以三峡电站为例，根据湖北省水文水资源中心数据，三峡10月末的水位为174米， 此后11月-次年5月将逐渐下降至150米（预期不再降至145米），假设水位均匀变化， 则23M11-24M5（枯平水期）三峡平均水位较22年同期抬升12.07米，对应吨水发电 量同比提高0.03度/m³，测算在19-22年平均自然来水量1374亿立方米下（自然来水 量=发电用水量-本电站及上游水库蓄水变化量，下同），因为水头提升，23M11-24M5 三峡电站同比可增发电量41.83亿千瓦时。

测算23M11-24M5三峡同比增发电量41.83亿千瓦时。由于2022年来水偏枯， 22M11-23M5三峡始终存在水位偏低蓄能不足的情况，因此23M11-24M5与去年同 期相比，由于水位恢复可显著增发电量。但极端枯水年发生的概率较低，因此我们 同样测算了若枯水期末水位仅降至150米，对于整个枯平水期水头的提升，以及对应 的发电增益，23M11-24M5三峡这部分增加的发电量为13.99亿千瓦时，从多年来看 都是有保障的。同理，在高水头运行下溪洛渡、向家坝、乌东德预计分别较22年增 发电量16.27、2.37、12.17亿千瓦时。

预计长江电力23M11-24M5可同比增发电量128.9亿度，增幅10.5%。若仅考虑蓄能， 10月末长江电力蓄能同比提升51.18亿度；考虑抬高水头增发电量，未来7个月长江 电力由于水头提升可增发电量72.63亿度；以及新增的蓄水高水头下额外增发电量， 这部分增发电量为5.06亿度。将三部分效益叠加在一起，预计长江电力23M11-24M5 可同比增发电量128.9亿度。若以2022同期发电量测算，则相对22M11-23M5发电量 增幅为10.5%。

蓄水水位恢复的同时，期待流域联合调度增发效应释放。从电量增发的底层逻辑来 看，除以上抬高水位的途径之外，减少弃水是第二种方式。根据公司经营数据公告， 2019-2022年，长江电力发电量均值2078.24亿千瓦时，测算溪洛渡、向家坝、三峡、 葛洲坝弃水电量均值分别为40.78、23.47、27.75、32.73亿千瓦时，弃水率分别为 6.9%、7.3%、2.8%、17.6%，合计124.73亿千瓦时，弃水率达6.0%，这其中包含 了2020年来水偏丰的年份弃水大增，仅看2019年来水相对正常的年份，弃水电量合 计约61.86亿千瓦时，来水越好的时期弃水量也越大。

乌白投产减少弃水，测算最大减少弃水电量150.81亿千瓦时。上游电站的调节库容 即是能为下游电站减少弃水量的最大值，乌白电站为流域新增134亿m³调节库容， 将丰水期的弃水挪到枯水期完全利用时，可为下游溪向三葛四座电站增发电量151 亿千瓦时，基本可以覆盖溪向三葛目前的弃水，相比公司披露额外增发60-70亿千瓦 时的电量仍有提升空间。

（二）电价上涨、折旧及财务费用下降，盈利进一步改善

电价端：四川电价延续上涨趋势、云南受政策影响市场化电价持平。伴随云南省供 需格局改善，市场化交易电价提升，近两年云南省市场化交易电价上涨近10%。根 据昆明电力交易中心数据，由于云南省政策规定省内水电分月电量电价加权均价涨 幅不能超过前三年市场均价的10%，2023M1-10云南市场化交易平均电价为0.218 元/千瓦时（同比+0.3%），电价基本达到今年的最大涨幅。2024年起以21-23年为 基准顶格上浮的话，则云南省内电价又有上涨的空间，测算最大涨幅下24M1-10较 23M1-10同期上涨6.1%。 四川省电力交易中心数据显示，四川省2023年1-10月电网代理购电价格对应市场化 水电均价为0.321元/千瓦时，同比去年增长5.9%，前三季度雅砻江水电、国能大渡 河电价均有提升，缓解电量下滑压力。

跨省水电落地电价提升，江苏省给予跨省水电落地电价参考市场化电价浮动。江苏 省发改委对雅砻江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价” 确定，浮动电价参考江苏省年度交易成交均价。根据江苏省电力交易中心数据，2022、 2023年江苏省市场化交易均价均较基准价上浮近20%，因此锦官电源组和白鹤滩送 苏电价接近顶格定价。2022年8月1日起，锦官电源组送苏上网电价为0.3195元/千瓦 时。

成本端来看，水电公司成本以折旧和财务费用为主，占总成本50%以上。伴随全国 水电开发进入后半程，主要水电站运营稳定，部分水电站迎来折旧到期时点；同时 水电公司偿还债务优化债务结构，财务费用逐渐降低。三峡、糯扎渡等水电站机组 逐渐到期，十四五长江电力、华能水电迎来折旧下行期。水电站折旧以大坝和机器 设备为主，大坝的折旧年限通常在40-50年，机器设备折旧年限在20年以内，同时由 于水电站实际运营时间远超折旧年限，折旧到期后将释放利润。十四五期间，长江 电力三峡电站、华能水电功果桥、小湾、糯扎渡、龙开口水电站机器设备将逐渐到 期。根据各公司财报，由于乌白注入，2023Q1-3长江电力总成本同比提升18.4%， 此后将延续下行趋势；2023Q1-3华能水电总成本同比-6.5%至100亿元。

长江电力和华能水电部分电站机组折旧年限于十四五期间逐渐到期。 长江电力使用年限平均法对固定资产进行折旧，根据公司财报披露数据，三峡大坝、 向家坝大坝和溪洛渡大坝的折旧年限均为45年，葛洲坝大坝为50年，大坝折旧年限 远低于实际使用年限；此外，水轮机、发电机的折旧年限均为18年（。三峡水电站 机组自2003年起逐渐投产，于2021年开始折旧年限逐渐到期。此外，2023年一季度 乌白电站注入长江电力，6月末公司固定资产原值6033亿元，相比22年底增加2498 亿元，约为乌白对应固定资产原值，上半年计提折旧94.5亿元，相比上年同期未调 整前折旧同比增加39.4亿元，约为乌白半年折旧值，低于此前预期； 华能水电水电站水轮发电机折旧年限在12年左右（公司财报），在十四五期间，功 果桥、小湾、糯扎渡、龙开口水电站水轮机折旧将陆续计提完毕，暂不考虑在建托 巴电站和光伏项目，预测到2025年，公司存量水电站机组折旧相比2021年将降低9 亿元左右。

近年来多数水电公司财务费用持续降低，23年资产重组致水电板块财务费用同比提 升6.1%。根据GF水电样本股财报数据加总，2023Q1-3水电板块财务费用同比增加 9.08亿元（同比+6.1%），其中长江电力、川投能源财务费用分别提升22.73、0.83亿元，主要系两者均进行资产重组、分别收购乌白电站、国能大渡河10%股权增加 负债所致；而稳定运营的水电公司如华能水电、国投电力、桂冠电力财务费用同比 降幅约20%，分别达17.8%、20.6%、24.1%，主要通过偿还负债及用低利率贷款置 换高利率贷款降低融资成本。

长电收购乌白致板块资产负债率提升，2023Q3板块资产负债率提升至61.8%。根据 公司公告及财报，长江电力收购乌白完成、乌白资产负债并表，截至2023Q3板块总 资产提升至11648亿元，总负债达7195亿元，导致板块资产负债率提升至61.8%（较 22年末提升10.6pct）。而收购完成及水电站稳定运营后，公司将逐渐降低负债规模， 优化债务结构，利用低利率负债置换存量债务降低融资成本，正如长电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64.0%，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。

（三）期望利润提升、期望股息率或将回落，水电股价值进一步凸显

水电公司的市值决定于利润、分红率与期望股息率。在我国电力板块中，水电板块 凭借稳定现金流、长久期经营、强分红能力和高股息成为名副其实的公用事业股， 对以长江电力为首的成熟水电公司，以股息率定价更为合理，而对仍处于成长期的华能水电、国投电力、川投能源，则可以其未来成熟期的稳定利润和预期分红贴现 至当期进行定价，由于长江电力已经是成熟的商业模式，其他水电公司则可以对标 长江电力。 给予股息率定价方式，我们认为水电的发电量决定当期利润，在 10 月末蓄能提升 和厄尔尼诺带来的来水好转预期下，预计 23 年四季度和 24 年上半年龙头水电公司 利润增长；分红方面，成熟的水电公司具备高分红率，且十四五期间长江电力承诺 对应归母净利润的分红率不低于 70%，近年来多数水电公司分红有保障；股息率方 面，市场对于水电的要求的股息率参考国债等无风险利率，在无风险利率下行的情 况下，期望股息率回落，水电股市值具备向上弹性。

长期稳定的利润和现金流，是水电公司分红的保障。水电站运行期可达百年之久， 我国第一座水电站石龙坝于1912年建成，至今仍在发电，长江电力更拥有长江水资 源的永久使用权，不存在水电站到期收回的担忧。从水电的经营模式来看，其主要 成本是折旧，其余水资源费、库区基金、维修和人工等成本变化极小，因此利润仅 随来水波动，高额折旧的存在使水电现金流远高于利润，为水电公司的分红提供保 障，甚至可以高于100%分红率。

分红意愿强，大型水电公司十四五期间承诺高分红。水电公司由于现金流稳定充裕， 资本开支小，常年保持50%以上高分红率，2022年龙头水电长江电力将分红率提升 至94.3%，保持分红总额稳定提升，远超公司承诺十四五期间每年不低于70%的分 红率。其余水电公司也有不同程度的分红承诺，华能水电和国投电力承诺不低于当 年可供分配利润的50%，川投能源承诺每股分红不低于0.4元。

无风险利率下行，水电估值具备向上弹性。水电类债属性强，对水电的期望股息率 与无风险利率对标，2014年底沪港通开启后，外资对国内水电的持股持续增加，因 此海外无风险收益率也对水电估值有影响，2022年美国加息利率大幅提升，导致部 分外资撤出，未来海外降息，长江电力等高股息资产仍然具备极强的吸引力，国内 利率也处于下行周期，具有利于水电估值提升。

从股息率来看，各水电公司股息率常年高于十年期国债收益率，当前成熟水电长江 电力、桂冠电力的股息率高于十年期国债收益率1pct左右，川投能源、华能水电和 国投电力也接近国债的收益率。强现金流、高分红意愿使得水电公司维持高股息率， 水电股具备一定的类债券属性，有效保障股东的投资收益。

五、绿电消纳问题改善，核电成长得到确认

（一）绿电的公用事业化之路一看消纳、二看电价、三看融资需求

在火电调峰价值发挥的同时，我们认为绿电环节亦持续改善。光伏产业链上游价格 趋势仍呈现明显下降。根据PVinfoLink数据，硅料、组件价格持续回落，11月22日 多晶硅致密料价格为67元/kg，较过去12个月高点下降77.8%，182mm单晶组件现货 价格降至1.03元/片，较过去12个月高点下降47.7%。展望未来，我们认为伴随组件 价格的下降以及储能成本陆续清晰，需求释放或可期。

硅料价格下降释放产业链下游利润，预计将有效加快新增装机投产节奏。测算不同 投资水平下光伏项目的IRR水平，主要假设：（1）光伏系统效率首年衰减2.5%，首 年以后每年衰减0.6%；（2）运营期25年，折旧年限25年；（3）年利用小时数1300 小时（无弃光），上网电价0.4元/千瓦时（含税）；（4）贷款利率4.5%，贷款年限 15年。根据以上假设，当光伏单位投资为4.5元/W时，项目资本金IRR为7.5%，若单 位投资降低0.5元/W至4.0元/W，IRR提升2.7pct至10.2%。

但同时，配储也将大幅提高光伏项目投资成本，进而影响项目盈利水平。假设配储 比例 15%，配储时长 2 小时，储能电池容量单价 1.7 元/Wh，折算功率单价 5.1 元 /W，项目生命周期内更换一次储能、成本折现后 1.11 元/W，则配置储能将提升光 伏项目 20%-30%左右单位投资成本。在常规光伏项目单位投资 4 元/W 时，考虑储 能后资本金 IRR 为 5.6%，相比无储能时降低 4.6pct。

风光利用率环比下滑，重点地区消纳问题突出。新能源消纳预警中心9月风电、光伏 利用率环比下降至97.3%、98.2%，虽然整体利用率尚可，但部分省份风光比例较高， 消纳问题引发担忧，2023年1-9月风电平均利用率低于95%的地区分别是蒙东、蒙西、 河北等三北区域，其中蒙东、蒙西一、二季度的风电利用率通常在80%-90%，消纳 问题严重。而光伏利用率方面，各地区整体表现优于风电，弃光主要集中在西藏、青海地区，其中西藏自治区弃光率常年高达25%。

现货市场持续推进，新能源参与现货引发低电价。现货市场交易规则已出台，各省 现货市场建设提速，从目前新能源参与现货交易的情况来看，广东省23年以来新能 源现货电价略低于日前交易均价，且在较长时间段内低于燃煤基准价。新能源出力 的不稳定也会对电力市场短期平衡造成冲击，出现了如山东省五一、十一期间多时 段负电价的情况。

期待装机加速、消纳问题解决、电价理顺，绿电估值修复可期。龙源电力、三峡能 源从上市之初的 30 倍以上市盈率回落至当前 20 倍左右，剔除利润增长不及预期因素后，市盈率已不足 20 倍。2023 年初国资委副主任强调，要推动央企新能源产业 发展形成“一盘棋”，避免“一哄而上”、过度竞争，新能源将步入高质量发展阶段。 伴随分时电价的推进、容量电价的出台和后续辅助服务等政策的持续加深，风光调 峰成本将得到进一步明确，消纳问题改善的同时电价靴子也将逐步落地。伴随组件 价格的回落，我们看好绿电装机进一步加速，估值探底结束，逐步走向公用事业化。

（二）核电成长性持续得到确认，有望走向类水电的公用事业化

2023年以来新核准6台机组，核电核准加速。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”，其中仅有2015年短暂重启获 批8台机组。然而双碳目标下，核电作为我国电力结构转型的重要基荷电源，于2019 年我国正式重启核电审批。《“十四五”现代能源体系规划》重提积极发展核电， 2022年以来核电核准加速，2022年4月国常会一次性核准6台机组，2023年7月底国 常会一次性核准山东石岛湾1-2号、福建宁德5-6号、辽宁徐大堡1-2号共6台机组， 核电核准加速中。

十四五重提积极发展核电，规划核电增量15GW以上。双碳背景下，《“十四五” 现代能源体系规划》重提积极发展核电，十四五末期核电装机容量达到70GW，增 量达15GW以上（根据中国核能行业协会数据，截至2023Q3我国核电装机已达到 56.99GW，其中中国广核30.57GW、中国核电23.75GW）。中国核能行业协会预计 2030年核电在运装机将达120GW，我国自主三代核电将以每年6-8台的核准节奏陆 续落地，看好政策驱动下核电长期成长性。

受益于市场化电价上浮，核电折价消失带来盈利持续上修。2021年10月，发改委发 布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，电价上浮空间提升至 20%。2023年各省年度交易价格反超核电计划电价，过去电力市场化交易价格相比 计划电价存在4-8分/千瓦时的折价，存量折价市场化电价恢复至核定计划电价以上叠 加市场化交易比例上升将带来核电盈利预期持续上修。

伴随机组审批及成长性逐步释放，核电的分红率也将提升，奔向公用事业。核电的 商业模式与水电类似，两者都是稳定性资产，商业模式上水电更简单纯粹，核电行 业的成长性略高，分红率在 35%-45%之间，未来仍有提高空间，股息率约在 3%左 右，成长性与股息率均与华能水电等相近，目前中国核电和中国广核的看好装机逐 步投产、利润增长叠加分红率提升，核电也将公用事业化。

（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。）