2024年电力行业中期投资策略：韧性十足，双碳归来

回顾1H24

需求侧：韧性十足

自年初以来，用电需求保持强劲势头。1-5月 份，全社会用电量3.837万亿千瓦时，同比增 长8.6%。 第一产业：1-5月份，用电量495亿千瓦时， 同比增长9.7%，较上年同期回落1.9pct， 2021-2024年三年CAGR为11.0%； 第二产业：1-5月份，用电量25365亿千瓦时 ，同比增长7.2%，较上年同期提高2.3pct， 2021-2024年三年CAGR为5.2%； 第三产业：1-5月份，用电量6918亿千瓦时 ，同比增长12.7%，较上年同期提高2.9pct， 2021-2024年三年CAGR为8.1%； 城乡居民生活：1-5月份，用电量5592亿千 瓦 时 ， 同 比 增 长 9.9% ， 较 上 年 同 期 提 高 8.8pct，2021-2024年三年CAGR为6.1% 。 1-5月份，一产、二产、三产、居民对1-5月 用电增量的贡献分别为1.3%、56.5%、 25.7%、16.5%。

供给侧：水电加速“回血”，风光持续发力

二季度开始来水向好，水电出力迅速回升； 火电持续增长；核电表现平稳；风光持续快 速增长。 发电量：1-5月份，全国规上电厂发电量 36569.7亿千瓦时，同比增长5.5%，两年 CAGR为6.1%； 新增装机：1-5月份，全国新增装机容量 11564万千瓦，比上年同期多投产510万千瓦 ，增幅4.6%； 装机容量：截至5月底，规上电厂装机容量 27.07亿千瓦，同比增长11.4%，两年CAGR 为3.8%； 利用小时：1-5月份，全国发电设备累计平均 利用小时1372小时，同比减少58小时，降幅 4.1%。 电力投资：1-5月份，主要电力企业电源及电 网工程合计完成投资4281亿元，同比增长 13.0%，两年CAGR为16.1%。 发电量结构中，与上年同期相比，水电占比 提高0.88个百分点至11.18%；火电占比下降 1.91个百分点至68.83%；风电占比下降0.82 个百分点至11.07%；光伏占比提高0.94个百 分点至4.09%；核电占比下降0.28个百分点至 4.83%。

景气度：业绩持续改善

一季度，电力行业93家上市公司中，实现归 母净利润同比增长的有49家，另有10家公司 扭亏为盈；有20家公司归母净利润同比下降 ，另有6家出现亏损、8家持续亏损。 在各子板块中，1Q24火电（含热电、生物 质发电等）板块48家公司中，有30家实现归 母净利润同比增长，6家扭亏为盈，同比下 降的有9家，另有3家出现亏损、6家持续亏 损；水电（含地电等）板块的21家公司中有 9家实现归母净利润同比增长、4家扭亏为盈 ，同比下降的有3家，另有3家出现亏损、2 家持续亏损；新能源（核电、风电、光伏发 电）板块24家公司中，有10家实现归母净利 润同比增长、同比下降的有8家，另3家出现 亏损、3家持续亏损。 一季度，全行业营业收入、归母净利润同比 分别增长2.6%、36.0%，营业成本同比减少 1.7% 、 毛 利 率 、 净 利 率 分 别 为 21.7% 、 13.0%，比1Q23分别提高3.4、3.3pct。

展望2H24

座谈会释放积极信号，“双碳”王者归来

5月14日，国家发改委发布《电力市场运行基本规则》，标志着全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”的落地，新一轮电改大幕正式拉 开。5月23日，习近平主席在山东省济南市主持召开企业和专家座谈会并发表重要讲话。座谈会上，企业和专家代表先后发言，就深化电力体制改革 、发展风险投资、用科技改造提升传统产业等提出意见建议。

目前，市场配置资源的决定性作用受限，导致节能高效环保机组未能充分利用，出现弃水、弃风、弃光现象。电价管理以政府定价为主，调整滞后 ，不能及时反映成本变化和市场供需，影响资源合理分配。电力体制改革加速信号的释放为电力板块带来潜在的利好。"十四五"期间电力行业供需紧 张，新能源装机增长但消纳困难，火电行业面临煤价压力，政策需推进价格传导机制，保障行业盈利。

在现货价格方面，2023年，山西、广东、山东、甘肃、蒙西和省间现货市场均实现了全年连续结算，现货价格较2022年整体下探，现货价格和竞价 空间高度正相关。其中，集中式新能源、独立储能等市场主体参与现货市场均有一定进展。展望2024年，集中式新能源有望以更大比例参与现货市 场，绿电正式迈向长坡厚雪赛道。

“煤电联动”下短期电价承压，水电或能逆势“涨价”

2023年进一步细化和完善电力价格体系，还原电力商品属性。电力现货市场、分时电价、省级电力零售市场、输配电价、容量电价、辅助服务市 场等各方面的政策、规则均在近一年内完成重要更新或优化调整。未来将继续健全完善电价形成机制，构建起“能涨能跌”的市场化电价机制。

未来我国的电源主体将逐步从火电调整为新能源，电源的转型推高了整个电力系统的成本。预计随着市场化电价机制的逐步健全完善，长期电价 有望上涨。但考虑到煤价自2022年底以来持续下行，煤电中长协电价受“煤电联动”压制承压，且连带影响到发电侧整体电价水平。

长期以行政命令为主导的“西电东送”运行机制与当前发展情况不相适应，大水电价格最低、清洁/可再生属性、可调节性最优，但西电东送电价 偏离水电资源价值，部分送、受端出现电价倒挂。预计外送的水电电价有望在新的长协谈判契机中获得合理的价格提升。

各板块展望

水电：利率降，估值升

考虑到水电资产的防御属性和长期成长性，市场对这类资产的风险溢价要求可能会降低，特别是在当前权益市场环境下，这将进一步降低贴 现率，提升水电资产的估值。 外资对水电资产的持股比例提升，可能会对资产表现产生影响。2022年美联储加息导致外资持股比例下降，对长江电力等水电资产的市场表 现形成压力。然而，随着美联储加息周期拐点将至，外资回流是大概率事件。

水电：送、受端电价临界叠加“双碳”，外送水电迎来涨价窗口期

2014年1月11日，国家发改委发布了《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格[2014]61号），对2月1日以后新投产的水电站， 按照两种类型确定上网电价：跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定。跨省、跨区域送电水电站外送电量的上网电价按照受电地区落地价 扣减输电价格（含线损）确定，其中，跨省（区、市）输电价格由国家发展改革委核定；跨区域电网输电价格由国家能源局审核，报国家发 展改革委核准；受电地区落地价由送、受电双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定。2015年5月5日，国家发改委发布了《关 于完善跨省跨区电能交易价格形成机制的通知》(发改价格[2015]962号)，以向家坝、溪洛渡和雅砻江梯级水电站为例，确定了按照落地省燃 煤发电标杆上网电价和输电价格和线损倒推确定上网电价的跨省跨区送电价格形成机制。

2022年7月14日，江苏省发改委发布《关于完善雅砻江锦官电源组送苏电价形成机制的通知》（苏发改价格发〔2022〕752号），明确提出 ：将锦官电源组送苏落地电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制。其中：基准落地电价即江苏省燃煤发电基准上网电价（ 0.391元/千瓦时，含税，下同）。

近年来，西南水电送出省内供需不断趋紧、沿海受电省在22年煤电市场化电价上浮，送、受两端的电价水平均明显提升，外送水电电价到达 留本地、外送的交叉临界点。叠加25年的“双碳”考核压力，以华能水电的澜上电站送广东新一轮5年长协谈判为契机，包括长江电力的乌 东德、溪洛渡等在内的各个“西电东送”电站的外送电价均有望迎来涨价窗口期。

火电：周期属性弱化，公用属性加强

11M22以来煤价显著下降，火电盈利逐步修复，23年火电ROE回正 。24年至今煤价均价876元/吨，逐步回归理性；24年火电公司综合 电价基本维持高位水平，火电板块盈利步入正轨。此外，24年开始 执行容量电价，弱化煤价对ROE的扰动，奠定可持续且趋稳的盈利预 期。

22-23年迎峰度夏期间煤价止跌回升。考虑24年水电和新能源出力的 增加，一定程度抵御煤价回升压力。

核电：发展步伐坚定

2021年初，政府工作报告中提出“在确保安 全的前提下积极有序发展核电”，系我国多 年来首次采用“积极”的表述明确提及核电 ；2022年核准10台机组，创2012年以来的 核准历史新高；2023年核准10台机组，延续 2022年核电的高景气度。“十四五”时期我 国有望保持每年6至8台甚至10台核电机组的 核准开工节奏，彰显核能发展的坚定步伐。 受益于核电核准常态化，我国在运在建核电 项目有望稳步提升，项目审批加速核力全开 。 目前在建+核准机组共计37台，对应装机 43.75GW。未来我国核电在运装机将稳步增 加。 2024年中核、中广核预计分别投产一台机组 。目前中广核防城港4号机组于2024年5月 25日完成所有调试工作，具备商业运营条件 并正式投产发电。中核漳州1号机预计下半 年投运。

绿电：23年巨量新增装机，有望在24年贡献利润增量

2023年风电、光伏新增装机容量7566、21602万千瓦，与上年相比增加3803、12861万千瓦，同比增长96.0%、144.9%。风、光总装机在2022年 7.58亿千瓦的基础上增长了接近四成，如此巨大的装机增长，即使考虑到低利用小时的光伏占比较高、消纳压力的大幅提高，依然能在2024年带来 较高的电量、营收增长；同时，23年组件价格的大幅下行，带来整体造价水平的下降，即折旧成本的下降和利润率的提升。因此，可以期待这批装 机在24年所贡献的利润增量。且平价时代后，新投产风、光项目不再受制于补贴发放节奏，现金流健康。

我们选取12家A股绿电上市公司，以23年净利润为基数，假设这些公司23年新增装机均于23年底投产，并在24年全部释放利润。我们通过公司23年 数据假设项目风电、光伏占比，单位造价分别为4500、3900元，资本金比例25%，首年ROE以各公司23年历史数据作假设。以23年净利润为基数 ，概算24年业绩增速。

报告节选：

（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。）