2024年电力行业中期投资策略：聚焦电改加速带来的电源升值机会

1. 电改步入加速期，重视当前阶段三大方向

1.1 电改：能源安全前提下逐步扩大市场化

电改进程有望加速。2015 年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发 [2015]9 号）对推进新一轮电力体制改革做出了总体部署，“管住中间，放开两头” 新一轮电改开启，政策持续推出。2024 年 5 月，总书记主持召开企业和专家座谈会， 会议上提出多项建议，电力体制改革有望深化，同月国务院印发《2024-2025 年节能 降碳行动方案》，电力市场机制、电力价格机制等均作为重点任务，电改进程有望加 速推进。 电改核心为疏导电源侧不同价值，在能源安全稳定前提下，完成清洁低碳转型。 一方面，能源安全为当前电力系统重要要求，2021 年在“煤电顶牛”背景下，火电 企业大范围亏损，“缺电”现象频发， 2021 年 10 月，国家发改委印发《关于进一步 深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，燃煤发电原则上全部进入电力市场，通 过市场化电价传导成本，但容量价值、调节性资源价值有待传导。另一方面，近年来 随着新能源装机规模增长，发电侧与需求侧不匹配，新能源消纳问题凸显。

1.2 方向一：能源安全稳定为核，提升新能源消纳

一方面，全社会用电量呈现高增趋势，需要基荷电源建设。受益经济提升，终端 电气化率提升，全社会用电量呈增长趋势，截至 2024 年 4 月，全社会用电量累计同 比增长 9%，高增需求需要火电、核电、水电等基荷电源满足。

另一方面，在能源安全稳定基础上，提升新能源消纳。新能源装机规模、新能源 发电量占比持续提升，依据 wind 数据，截至 2024 年 4 月，风电、光伏累计装机分别 为 458、671GW，占装机规模 37.5%。发电量方面截至 2024 年 4 月，风电、光伏发电 量占比分别为 11.08%、3.8%，综合占比 14.9%，风电、光伏装机一方面空间上和负荷 中心不匹配，另一方面光伏时间上和用户侧用电需求也不匹配，大规模新能源装机会 导致消纳问题，造成新能源利用小时数降低，市场化交易折价等问题。

1.3 方向二：电源侧转向综合收益

我们认为电改政策核心一方面为推进各主体市场化，从计划电价逐步转变成各主体同台竞价方式，合理配置电源成本，另一方面将过去单一制电价依据各类发电 侧电源主体发挥价值不同，拆解成不同收益方式，以后关注点应由电价转变为不同 电源的综合收益。 电能量市场（回收成本）：中长期交易电价由发用双方供需决定，以年度、月度、 多日交易等市场化交易形式形成，现货市场则在日前和日内市场形成供需关系决定 的分时电价体现时间维度稀缺电价价值。 辅助服务市场（调节性价值）：目前以省级为单位，各省电源资源不同，补偿价 格和种类不同，秉承“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，不同机组获得损益 不同。 容量市场（回收固定成本）：为电网提供冗余度机组获取容量收益，且向下游用 户传导。 绿电市场（环境溢价）：新能源电量获取环境溢价或者绿证。

电力市场化交易比例提升，电价更具商品属性。电改从价格端表现为通过市场化 交易让价格合理，反应供求关系、促进市场竞争、优化资源配置。在电力市场中电价 核心为出清电价，出清电价指通过一系列复杂的交易机制和算法，根据供需双方的报 价和系统网络约束条件，计算得出某一时刻、某一区域的电能量价格，电价更具商品 属性。 中长期市场：中长期市场为“压舱石”，稳定价格预期，规避风险，同时电力交易颗粒度提升，年度交易、月度交易逐渐分解成旬度、周度、多日交易，电能量价格 由供需决定。 现货市场：现货市场分为日前、日内、实时市场，体现短期供需变动下电价稀缺 性，同时现货市场电价也起到价格发现作用，给中长期电价做指引。

电源盈利能力渐趋稳定，运营商价值提升。2023 年水电、核电 ROE 分别为 12.4%、 10.8%，同比分别提升 2.3、0.5pct，股息率分别为 2.7%、2.2%，盈利能力稳定，分 红稳定提升逻辑逐步强化。火电 ROE 修复，2023 年 ROE 为 8.2%，同比提升 9.8pct， 业绩修复，股息率均值提升 1.5pct 至 2.5%，成本改善+容量电价促进火电业绩修复， 火电业绩修复后分红比例提升，公用事业属性提升。绿电 ROE 同比降低 0.35pct，主 要系消纳问题影响，消纳逐步解决后，绿电运营商装机增长体现成长性，绿电环境溢 价体现稀缺性，利润估值有望迎来双重提振。

1.4 方向三：电源侧价值传导

现货市场电价推动“全省份覆盖”。截至 2023 年底，包括第一、二批试点地区和 南方区域在内，全国共有2个电力现货市场正式运行地区、3个连续结算试运行地区、 7 个地区已开展长周期结算试运行、11 个地区已开展结算试运行、6 个地区已开展模 拟试运行，省间电力现货市场启动整年连续结算试运行，我国现货市场已经基本做到 “省份全覆盖”。

系统运行费用向工商业用户传导。以各省发布的代购电价格拆分情况来看（2024 年 5 月），煤电容量电价各省分摊平均值为 0.02 元/kWh，占代购电电费比例约为 4.7% 左右。系统运行费用包括交叉补贴、辅助服务费用折价、抽蓄容量电费折价、煤电容 量电价等。目前煤电容量电价已分摊到工商业用户端、辅助服务费用还未有实际金额 体现，我们认为随着电改推进，辅助服务费用、绿电交易均有望向下游传导。

2. 设备商：电改保障能源安全，基荷电源稳中有进

2.1 火电设备：新建机组&灵活性改造共振

火电新建：投资步入加速期

新一轮火电投资加速，2024M1-M4 火电投资同比高增 35%。2022、2023 火电核准 规模明显提升，火电运营商 2023 年受益煤价下行，容量电价政策回收部分固定成本， 火电盈利能力明显提升，火电企业开工意愿增强，2024 年火电投资迎来加速期，以 累计值角度来看，2024M2/2024M3/2024M4 火电电源基本建设累计投资完成额分别为 106/192/271 亿元，同比分别增长 54%/42.7%/35.4%。

2022-2023 火电迎来开工建设周期,2024 年火电开工有望加速。2022 年火电基 荷电源属性重视后，火电迎来核准、开工新周期，2022、2023 年核准机组迎来开工 建设周期，以开工角度来讲，2022 年/2023 年火电开工量分别为 66/122GW，同比分 别增长 34.1%/84.6%，2024 年 M1-M5 火电开工量为 34.5GW，同比增长 10.6%。

火电成本造价：依据《火电工程限额设计参考造价指标（2022 年水平）》，2X660MW 机组单位造价 3835 元/kW，折算单台 25.3 亿元，扩建价格 3282 元/kW，折算单台 21.7 亿元；2X1000MW 机组单位造价 3506 元/kW，折算单台 23.1 亿元，扩建价格 3213 元/kW，折算单台 21.2 亿元。

以成本拆分角度来看，2X660MW 设备成本占比 42.32%，2X1000MW 设备成本占比 为 43.18%，设备是成本结构中比例最高部分。

2024 年设备端订单迎来兑现期。火电建设周期一般为两年左右，火电项目核准 后，电厂开始招标火电设备，锅炉厂进行设计，原材料采购等，设备交付阶段为主机 施工阶段，因此火电开工高峰次年一般为锅炉厂订单兑现高峰，以东方电气清洁能源 高效设备订单为例（包含煤机、燃机、核电常规岛），2023 年/2024 年 Q1 订单同比增 长分别为 57.4%/31.2%。2023 年火电开工同比高增，对应 2024 年有望迎来订单、收 入兑现期。

综上，考虑到新建及扩建比例、660MW 和 1000MW 机组比例，我们假设平均火电 建设综合单价为 3459 元/kW，其中设备投资占比为 42%，以开工节点为始计算，考虑 2021-2022 年煤价高企、开工意愿较低等事项影响开工进度，我们假设施工周期为 36 个月，设备投资按月度平均分布，假设 2024 年全年火电开工量为 63.5GW，我们计算 得出 2024 年火电设备投资约为 1216 亿元，同比增长 50.2%。

灵活性改造：火电角色转型核心环节

新型电力体系逐步构建，火电角色逐渐由保障性机组转向调峰电源，随着容量补 偿政策，辅助服务政策出台，十四五期间整体改造容量有望超预期。 灵活性改造以复合路径为主，依据电厂需求不同，进行定制化改造。灵活性改造 技术类别众多，主要分为 4 类 1）脱硝系统改造，采用宽负荷脱硝技术满足机组在超 低负荷下氮氧化物超低排放要求，2）低压缸零出力或微出力改造，以满足在供热工 况下机组的深度调峰需求，3）锅炉侧燃烧系统改造，满足锅炉在机组超低负荷下保持稳燃。4）控制逻辑的优化与改造，超低负荷下机组协调运行以及快速升降负荷的 需求。

灵活性改造后最小出力负荷率平均值可从 41.6%降低至 28.9%。经过灵活性改造 后，机组稳定运行条件下最小出力负荷平均值从 41.6%降低至 28.9%，每台机组释放 调峰能力为其容量 12.7%。图中 0 负荷并网主要系该机组为供热机组，并且安装电锅 炉，在电网调度负荷为 0 时，利用电锅炉对发电机功率进行消纳，实现供热工况下 0 负荷并网。

2.2 核电设备：业绩迎接兑现期，核准稳定保障利润

2022、2023 年审批 10 台机组，成长性足。2022 年核电审批 10 台机组，2023 年 7 月份国常会核准 6 台机组，2023 年 12 月 29 日，国常会上核准 4 台机组，2023 全 年核准 10 台，我们预计当前基荷电源地位提升，2024 年预计核准 10-12 台机组，核 电行业成长性高。 以电源建设基本投资完成额计算，核电投资额明显增长，2023 年核电实现累计 投资完成额 949 亿元，核电累计投资完成额同比增长 20.8%，2024 年 1-4 月，核电 累计投资额为 265 亿元，同比增长 25.0%。

以开工情况统计，2024 年为核电开工大年。据我们统计 2020-2023 年核电项目 开工量分别为 5.38/6.20/6.25/6.20GW，以核准和开工进度来看，2022 年上半年核准 机组在 2023 年已开工，2022 年下半年核准机组及 2023 年核准的部分机组，2024 年 内有望开工，我们预测 2024 年开工机组有望接近 12.02GW。 预计 2030 年核电年投产容量将达到 12GW。2024 年 5 月 25 日，中广核广西防城 港 4 号机组正式投产，标志着中广核“华龙一号”示范工程全面建成。考虑核电机组 开工到投产期限约 5 年，从投产情况来看，我们预计 2024-2026 年核电投产机组容 量分别为 4.31/6.50/6.20GW，预计到 2030 年，投产年机组容量将达到 12GW。

以在建项目筛选各家份额来看，中核占比最高。国内拥有核电站建设和运营资格 的企业仅有中核集团、中广核集团、国电投以及华能集团 4 家，其他电力企业可以凭 借厂址资源，通过参股方式参与核电运营。当前核电在建项目总计 29.3GW，按份额 拆分中核/中广核/国电投/华能分别在建 13.6/6.9/6.4/2.4GW，占比分别为 46%/24%/22%/8%。

核电费用结构拆分，设备费用占比 50.5%。按厂房布置可以分为核岛、常规岛、 BOP（电厂配套设施），在核电站总投资的分项费用结构中，核电设备费占到 50.5%的 比例，其中核岛设备占比 26.2%、常规岛设备费占比 14.1%，BOP 设备费用占比 10.1%。

核电产业链上各参与方参与核电投资的时点存在差别。长周期主设备和土建施 工合同在项目开工（FCD）前较长时间就已启动招标，相应承包商受益时序最靠前， 订单执行能最快体现在公司业绩上，2020-2023 年核电陆续审批 4/5/10/10 台，核电 建设周期一般为 5 年左右，设备端交货期为 FCD 后 2 年，2022 年核准开工机组有望 在 2024 年集中交付，核电开工提速+持续高数量核准，公司核电设备有望迎来兑现 期+持续高增期。

我们假设核电投资水平为 15000 元/kW，核电设备占比约 50%，考虑到 2021-2022 建设缓慢等原因影响工期进度，假设设备交付周期为 30 个月，假设 2024 年开工 12.02 GW，随月度平均分布。基上假设，我们计算后得出，核电设备市场 2024 年为 595 亿 元，同比增长 26.8%，以我们预计的 2024-2026 年核电投产机组容量数据来看，投产 机组分别为 4.31/6.50/6.20GW，核电设备投资有望持续增长。

3. 运营商：电改理顺综合收益模式

3.1 火电运营商：三部分收益模式逐步兑现

电改背景下火电更应关注综合收益价值。火电收益机制逐步理顺，过去电能量价 格回收燃料成本和固定成本，现在电能量价格回收燃料成本和部分固定成本，容量电 价回收固定成本，辅助服务收入调节性资源价值。我们认为火电运营商三部分收入模 式已经完善，随着电改政策持续推进，电能量价格趋于稳定，容量电价回收比例提升， 辅助服务市场扩容，火电收益模式更具稳定性。

2024Q2 煤价环比降低。依据 Wind 数据，我们选取 Q5500 大卡煤价（含税）指标 如秦皇岛港、宁波港、广州港（山西优混）、广州港（印尼煤）情况，截至 2024 年 6月 6 日，分别为 873/924/860/978 元/吨。我们按季度来看 2024 年 4 月 1 日至 6 月 6 日 ， 均 价 分 别 为 844/895/908/970 元 / 吨 ， 相 比 Q1 均 价 环 比 分 别 降 低 6.4%/6.0%/2.5%/3.7%，煤电 Q2 盈利能力有望进一步增强。

年初至今港口库存稳定、重点电厂库存相对历史高位。截至 2024 年 5 月 30 日， 北方四港煤炭库存合计 1392 万吨，同比降低 15.6%，主要系迎峰度夏电厂补库存需 求增加。我们统计重点电厂煤炭库存数据，截至 2024 年 5 月 30 日，重点电厂煤炭 库存为 11380 万吨，同比增长 1.7%，当前电厂库存煤炭也处于历史较高位置，我们 认为经过 5 月份迎峰度夏补库后，电煤需求趋于稳定，煤价有望保持稳定。

过去：煤价下降提升火电 ROE。我们选取华电国际、皖能电力、浙能电力、粤电 力 A、宝新能源为例，计算这几家火电公司 ROE 均值，2023 年为 7.6%，同比提升 10.2pct，主要系煤价降低影响。

现在：容量电价出台，煤价有望企稳，促火电 ROE 持续提升。煤电容量电价从 2024 年开始执行，煤电可回收部分固定成本，2024Q1 秦皇岛港 Q5500 煤价同比降低 20.1%，受益煤价下降和容量电价收益，典型火电公司 ROE 同比增长 1.12pct。

3.2 绿电运营商：消纳问题有望改善，边际好转或在即

拆分新能源运营商目前面临问题分为可分为成本端和收入端两方面。 成本端来看，一方面新能源（光伏、风电）建设成本降低，项目收益率有望提升， 另一方面，大规模新能源并网后，电网对辅助服务的需求增加，新能源承担的辅助服务费用、和偏差考核费用不断提升。 收入端来看，一方面消纳问题严峻，三北地区新能源利用率持续降低，另一方面 新能源进入市场化交易后，为了出清电量，新能源报价较低。

消纳问题导致利用小时数情况承压。2024 年 M1-M4，风电累计利用小时为 789 小 时，同比降低 77 小时，光伏累计利用小时数为 373 小时，同比降低 42 小时。当前外 送通道缺乏，本地负荷较少，新能源电量消纳问题严峻，新能源利用率目标原则上放 宽至 90%，新能源项目利用小时数或有承压。

新能源消纳情况承压，三北地区新能源消纳问题严重。依据全国新能源消纳监测 预警中心数据，2024M1-M4 全国风电利用率为 96.1%，全国光伏利用率为 97.1%。随 着集中式项目规模增加，送出通道受限，三北地区消纳情况承压。以 2023 年数据来看，风电方面消纳情况较差省份主要系蒙西、河北、青海、新疆、甘肃，光伏方面消 纳情况较差省份为西藏、青海、蒙西、新疆、辽宁。

绿电交易快速扩容，环境价值有望兑现。以交易量角度来看，2023 年绿电交易 量为 685 亿千瓦时，同比+278%。绿证方面，2023 年 1-7 月全国绿证交易量 2617 万 个，较 2022 年全年绿证交易量增长 170%。依据 2023 年 8 月，发改委等联合印发文 件《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》， 绿证核发规模扩容，并且明确绿证是可再生能源电量环境属性的唯一证明，绿证权威 性提升。绿电运营商有望通过绿电交易、绿证交易兑现环境价值。

3.3 水电、核电运营商：稀缺基荷电源，资产盈利能力有望提升

水电、核电作为稀缺的基荷电源，一方面随着折旧陆续到期，度电固定成本有望 下降，释放利润，另一方面随着电改政策推进，市场化电量比例提升，水电、核电市 场化交易电量上升，电价有望提升。

水电：核心电力基荷资产，盈利稳定性较高

核心电力基荷资产，盈利、分红能力稳定。水电固定成本为机组折旧成本，随着 老水电机组折旧陆续到期，度电成本摊销持续降低。水电公司 ROE 维持在 12%左右。 水电现金流情况较好，分红稳定，优质类债资产，以 2023 年底收盘价计算，长江电 力/华能水电/川投能源股息率分别为 2.9%/1.68%/2.14%。

来水转好，Q1 水位、蓄水量同比高增。截至 2024 年 6 月 3 日，三峡水库站水位 147 米，2024Q1 水位平均值为 165 米，同比+5.1%，以水库蓄水量情况来看，三峡水 库站蓄水量为 183 亿立方米，2024Q1 蓄水量平均值为 300 亿立方米，同比+24.8%， 蓄水量较高保障水电发电量提升。

装机稳定，来水转好利用小时数提升。装机方面，截至 2024M4 水电累计装机为 425.15GW，同比增长 2.1%，利用小时数方面，受益 2024Q1 降水偏丰，来水改善，水 电出力增加，2024M4 累计利用小时数为 785 小时，同比增长 48 小时。

水电机组折旧陆续到期，盈利能力逐步提升。长江电力机组于 2003 年开始陆续 投产，公司机器设备的折旧年限平均为 17-18 年，依据固定资产折旧及机器设备折旧 数据来看，2020 年后水电机组折旧费用逐年降低（2023 年费用增加主要系乌东德、 白鹤滩机组并表）。

核电： 盈利稳定和成长性兼备，稀缺基荷电源资产

盈利能力稳定，分红比例有望提升。核电盈利能力稳定，年均 ROE%在 10%左右。 其中固定成本主要为折旧成本，变动成本如乏燃料成本占比在 10%左右，中国核电、 中国广核乏燃料均和集团内公司签订长协，保障成本稳定。稳定盈利能力保障公司分 红能力，类债资产股息率逐年提升。

核电利用小时数维持高位稳定。截至 2024M4，从装机规模来看，核电累计装机 规模为 56.91GW，同比增长 0.3%。从利用小时数来看，2024M4 核电累计利用小时数 为 2471 小时，同比降低 1 小时。

市场化交易比例提升，有望带动电价提升。2023 年中国核电市场化交易电量同 比-0.14%，核电市场化交易电量占比为 42.65%，同比降低 0.37pct，中国广核市场化 交易电量同比+5.57%，占比 57.3%，同比增长 2pct。核电过去机组很多为一厂一定电 价，随着电改深入，市场化交易电量比例提升，有助于带动核电上网电价上行。

编辑：火腿肠