2024年电力行业发展趋势报告

1.电力板块2023年报及2024年一季报业绩回顾：传统能源大超预期新能源压力犹存

2024年一季度全社会用电量同比增长9.8%，远超GDP增速，提供电力板块超额收益底色。根据国家能源局数据，2024年一季度全社会用电量23373亿千瓦时，同比增长9.8%，其中第一、二、三产业及城乡居民用电量分别同比增长9.7%、8%、14.3%和12%。增速整体超过市场预期，我们分析主要包括三方面因素：1）房地产相关产业是宏观经济增速的主要拖累，高端制造业延续高增速。但是从用能方式来看，前者往往直接使用一次能源（如水泥窑直接烧煤），对电力需求的影响相对较小；后者则以电力为主要能源。根据国家能源局数据，一季度高技术及装备制造业用电量同比增长14.5%，四大高载能行业（黑色、有色、非金属矿物、化工）用电量同比增长3.4%。

2）PPI为负，实体经济产量增速高于GDP增速。用电量增速与产量相关性更高。3）电能替代贡献持续动能。以电动车为例，国家能源局披露，一季度电动车行业快速发展，拉动充换电服务业用电量同比增长70.1%。电力行业一季度超额收益来自分母端折现率下降与分子端业绩超预期的共振，以上三点背景可以帮助我们理解电力行业一季度分子端超预期，尤其是第一点，在经济发展模式转型过程中，不同行业对电力和煤炭需求的影响程度差别，导致了当下的电强煤弱格局。在煤电上即体现为点火价差持续走扩，在水电上即体现为供需趋紧，电价持续上涨。以下我们就煤电、水电、核电、新能源具体展开。

1.1 火电：减值拖累2023Q4业绩2024Q1煤价弹性超预期

整体概览：受减值拖累，火电板块2023年四季度业绩整体低于预期，但是标的分化显著，2024年一季度业绩整体超预期，点火价差走扩。

受国内外大宗商品周期影响，我国2023年煤价前高后低态势明显。以秦皇岛5500大卡动力末煤价格为例，2023年一季度仍全程维持在1000元/吨以上，5月底跌破800元/吨，下跌速度超过市场预期。但是从6月开始，现货煤价出现震荡式反弹，在10月初一度超过1000元/吨，随后四季度再次下行，年底在900元/吨左右。受此影响，煤电板块2023年前三季度业绩逐季度改善（申能股份2023Q3下滑主要系投资收益影响）。然而，在煤价小幅反弹以及减值损失影响下，煤电板块一线龙头2023年四季度业绩普遍不及预期，尤其受华能国际、大唐发电等公司计提减值较多、亏损同比扩大影响，煤电主流公司四季度合计净利润仍然为负（较2022年减亏），对板块整体拖累明显。华东地区省级公司四季度业绩继续改善，成为板块结构性亮点。受益于电力供需格局持续偏紧以及更高的资产平均质量，华东地区省级公司申能股份、浙能电力、皖能电力、上海电力2023年四季度全部扭亏或实现正增长，延续了一直以来的区域分化格局。

2024年一季度火电公司业绩全面高增，在新能源业务增长普遍乏力的背景下（具体分析见新能源章节），推算业绩增长主要由煤电业务带来。作为最早发布一季报的火电公司之一，2024年一季度华能国际归母净利润达到46亿元，同比增长超过一倍，显著提振板块信心。分标的来看，除煤电一体化模式的内蒙华电、非电力业务较多的广州发展增速较低外，大部分标的均实现了高增长。主要火电公司一季度合计归母净利润同比增长91%，煤价下跌带来的业绩弹性超过市场预期，为板块2024年奠定良好开局。

煤电业绩超预期的另一因素为容量电价落实较为到位，有效弥补的电量电价的小幅下滑。在能源转型需求下，2023年11月国家能源局发布《建立煤电容量电价机制的通知》，宣告市场期待已久的容量电价机制正式落地。但是从2023年四季度股价表现来看，市场对容量电价的落实节奏可能存在疑虑，尤其是在2024年长协电价普遍同比下浮下滑的情况下，落实节奏对煤电公司的业绩至关重要。但是从煤电板块一季度业绩来看，煤电容量电价落实进度超过市场预期。根据上述文件，2024-2025年多数省份补偿固定成本的30%，2026年起回收固定成本的比例提升至不低于50%。虽然按照当前各省主流煤电利用小时倒算，30%的容量成本补偿仅相当于提升2.2-2.5分/千瓦时电量电价，但是信号意义非凡，标志着煤电公司的商业模式开始转变。

资产负债率持续下行，如果不将永续债纳入负债率计算，大部分公司2024年3月底资产负债率低于70%红线，为市场提供更大的分红想象空间。受业绩改善（通过未分配利润增厚负债率分母）以及偿还债务影响（减少负债率分子），2023年以来煤电板块资产负债率整体持续下行，截至2024年3月底，如果不将永续债纳入负债率计算，大部分火电公司资产负债率已降至70%以下，为资本运作提供更多空间。站在当前时点，我们仍然认为，低资产负债率公司有更大的转型优势以及分红灵活性。从资产负债率角度看，华东地区省级公司仍具备相对优势。

展望未来，短期来看，考虑到当前全国煤炭供需紧张程度有所缓和，秦皇岛5500大卡动力煤在800元/吨左右已停留较长时间，预计煤电板块二季度业绩有望继续改善。但是中期来看，我们分析煤电板块利润率进一步扩张空间有限，股价进一步表现需要分母端发力，而后者需要政策落地与时间验证。如本章开头所述，近年来高端制造业快速发展、房地产相关产业持续调整是当前“电强煤弱”格局的根本原因。根据国家统计局数据，2024年一季度我国规上工业原煤产量11.1亿吨，同比下降4.1％，进口煤炭1.2亿吨，同比增长13.9％。

度部分煤电公司已达到或接近该水平，随着二季度业绩进一步修复，煤电利润率基本回归正常（与水电不同，煤电没有资源瓶颈以及绝对电价的低成本优势，价差难以持续扩张）。由此，我们分析煤电板块的进一步表现，需要DCF模型分母端发力，即由周期股向真正意义的稳定收益型公用事业股转变，带动折现率下降。容量电价机制以及煤炭供需格局的演进为煤电商业模式转变提供有利条件，但是在当前市场风险偏好水平下，我们分析仍需要政策落地（如进一步还原电力商品属性）与时间验证。度部分煤电公司已达到或接近该水平，随着二季度业绩进一步修复，煤电利润率基本回归正常（与水电不同，煤电没有资源瓶颈以及绝对电价的低成本优势，价差难以持续扩张）。由此，我们分析煤电板块的进一步表现，需要DCF模型分母端发力，即由周期股向真正意义的稳定收益型公用事业股转变，带动折现率下降。容量电价机制以及煤炭供需格局的演进为煤电商业模式转变提供有利条件，但是在当前市场风险偏好水平下，我们分析仍需要政策落地（如进一步还原电力商品属性）与时间验证。度部分煤电公司已达到或接近该水平，随着二季度业绩进一步修复，煤电利润率基本回归正常（与水电不同，煤电没有资源瓶颈以及绝对电价的低成本优势，价差难以持续扩张）。由此，我们分析煤电板块的进一步表现，需要DCF模型分母端发力，即由周期股向真正意义的稳定收益型公用事业股转变，带动折现率下降。容量电价机制以及煤炭供需格局的演进为煤电商业模式转变提供有利条件，但是在当前市场风险偏好水平下，我们分析仍需要政策落地（如进一步还原电力商品属性）与时间验证。

1.2水核：水电电价持续上涨核电进入装机增长期

整体概览：水电在来水持续偏枯背景下，以价补量实现利润增长，业绩出现流域分化；核电表现基本平稳，短期业绩受检修影响。水电2023年全域来水偏枯，2024年一季度西南来水继续承压，长江中游改善明显。受拉尼娜现象影响，我国主要流域2023年来水持续偏枯，长江电力六座电站总发电量2763亿千瓦时，同比增长5.34%，但是考虑到乌东德、白鹤滩2022年蓄水尚未完成，发电量基数较低，2023年实际发电量不及预期。长江流域2024年一季度降雨呈东多西少格局，长江电力一季度发电量同比减少5.13%，但是归母净利润逆势增长约3.5亿元。

雅砻江水电2023年发电量同比减少4.84%，但是受益于四川省内电力供需趋紧、外送江苏电价上调以及两河口电价超预期等因素，全年平均上网电价同比增长11.1%，超过市场预期。综合影响下，雅砻江水电2023年实现净利润86.6亿元，同比增长17.7%。2024年一季度来水继续偏枯，雅砻江的水电发电量同比减少8.21%，但是电价在高基数基数上再次上涨4.46%，带动国投电力与川投能源业绩增长。华能水电2023年发电量同比减少4.04%，2024年一季度发电量同比减少7.17%，但是归母净利润分别同比增长6%和17%，亦超过市场预期。从更长的视角来看，华能水电是近年来水电板块中电价弹性最显著的公司，云南水电价格已经连续多年处于上行通道。与云南、四川相比，2024年一季度广西、贵州、湖北来水改善明显，湖北能源、桂冠电力、黔源电力业绩增长显著。

整体来看，2023年及2024年一季度水电板块呈现电量低于预期，但是电价涨幅持续超预期的格局，前者影响短暂，后者改变市场中长期预期。

除传统的西南电力供需格局趋紧逻辑外（西南地区电源结构高度依赖水电，但是水电基本开发殆尽，其余电源资源禀赋较差，导致电源供给出现瓶颈，该逻辑市场演绎已经较为充分，此处不再赘述），我们分析东部省份寻求低成本电源、国家能源双控收紧等因素正在提供边际力量。在“十三五”期间，受东部省份供给侧改革、高耗能产业西迁等影响，中西部省份用的需求增速一度领跑全国，东部省份电力供给有一定富余度。但是受环保政策、双碳战略等综合影响，东部省份煤电机组增量有限，加之当前外需强劲，出口导向的制造业带动东部省份用电需求激增，东部省份电力供需持续紧张，尤其是华东省份煤电电价高度坚挺。在此背景下，东部省份对西南低价水电的青睐度进一步提高，并愿意支付更高电价。

例如，2022年迎峰度夏期间华东与四川同时出现电力供给瓶颈，2022年7月江苏省主动将锦官电源组送苏电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制，其中基准落地电价为江苏省燃煤发电基准电价0.391元/千瓦时，浮动电价参照江苏省煤电市场交易结果，上浮空间由送、受双方按照1:1比例分享。从2022年8月1日起，锦官电源组送江苏上网电价提升至0.3195元/千瓦时。在市场机制下，外送电量涨价带来四川本地水电上网电价同步上涨，即省间竞争导致稀缺的低价水电在更大范围内“向上看齐”。

此外，我国收紧能耗双控政策，或进一步加剧各省对水电的争夺。根据我国政策导向，能耗双控制度将逐步向碳排放双控转变。根据2024年2月国家能源局、国家发改委、国家统计局联合发布的《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，非化石能源已不纳入能源消耗总量以及强度控制，因此使用水电不仅有成本优势，还可以节省能源双控指标，打开水电电价向上空间。核电表现平稳，中国核电与中国广核的增速差异主要系机组检修节奏影响，在建机组陆续进入投产期。核电公司2023年及业绩主要来自于原有机组的提质增效，在建机组尚未进入大规模投产期。

我国2018年底核电审批重启，2022-2023年每年核准机组达到10台，核准速度明显提升，按照平均60个月的建设周期计算，新一轮投产周期在2024年开始，启动核电公司业绩新一轮增长，2026年投产开始进入高峰期。

水电资产负债率稳步下行，财务费用减少贡献一定业绩增量，核电负债率整体平稳。从自由现金流的角度看，水电公司大规模资本开支接近尾声，绝大部分成本为折旧，自由现金流极佳。经过过去几年的高强度还债，目前资产负债率已经降至较低水平，后续分红比例具备提升空间。桂冠电力2023年度拟分红0.12元/股，分红比例77.16%，加上已经实施的中期分红，全年总分红比例达到128.59%，大超市场预期。核电负债率整体平稳，未来几年资本开支规模仍然较大，三代核电的收益率成为估值焦点。

但是就投资逻辑而言，我们认为当前时点以水电、核电为代表的低协方差资产仍有较高配置价值，分母端驱动力大于分子端，业绩利好更多是估值重塑的催化剂。随着国内外宏观环境的变化，市场对风险的重新定价将成为未来一段时间板块轮动的核心驱动力。从DCF模型的角度看，分母端的权重或边际上升，由此带来估值体系的重构。结合经典的投资组合理论，就“收益-风险比”而言，无论个股多么优质，构建组合都优于全仓个股，于是个股的定价取决于其在组合中的地位。由此进一步引出协方差概念（个股风险与市场风险的相关程度）以及著名的CAPM模型。

在市场对分母端重新定价的过程中，低协方差资产（与宏观经济弱相关）的折现率有望持续下降，即上式中的𝜎𝑖,𝑀下降，带动估值提升。低协方差资产重估是市场均衡的必然结果，与市场对宏观经济的预期无关，即𝑟𝑀与𝑟𝑓的取值。进一步的，当折现率下降时，久期越长的资产越受益，因此，我们认为低协方差且长久期资产将在未来一段时间内持续占优，水电、核电即两条线索的交汇点。水电核电的另一个特点是商业模式简单，财务报表简洁清晰，在“新国九条”背景下，极高的财务报表质量也有望提供一定的估值溢价。推荐核心标的“四水两核”长江电力、华能水电、国投电力、川投能源、中国核电、中国广核，以及扩散行情黔源电力、湖北能源。

1.3新能源：消纳矛盾凸显运营商增量不增利

与传统电源相比，新能源业绩明显承压。根据中电联数据，2023年我国新增风电光伏装机合计近300GW，创历史新高。龙头公司三峡能源2023年新增风电装机349.44万千瓦，年底累计风电装机同比增长22%，新增光伏装机954.02万千瓦，年底累计光伏装机同比增长93%。龙源电力2023年新增风电装机156万千瓦，新增光伏装机295万千瓦，增速相对较慢，但是提出2024年新开工新能源项目10GW，投产7.5GW。然而，从上市公司业绩来看，2023年全年主要上市公司合计归母净利润仅同比增长32.9%。其中龙头公司龙源电力归母净利润增长22%（风电发电量同比增长5.22%，业绩增长主要来自煤电分部利润改善），三峡能源归母净利润增长仅1%（发电量同比增长14.12%）。2024年一季度新能源板块继续承压，主要上市公司合计归母净利润同比下滑1.3%。其中三峡能源一季度发电量同比增长28.69%，业绩持平上年同期；龙源电力风电发电量同比增长1.37%，业绩同比增长2%。绿电板块从此前的“弱预期”变成了当前的“弱现实”。

资产负债率较为健康，但是应收账款回收情况仍不乐观。从资产负债率来看，主要新能源公司均保持在70%以下，但是补贴回收情况尚不乐观，主要公司2023年以来存量应收账款规模持续攀升，绝对值增量较多。

从更底层逻辑看，绿电板块预期回落的根本原因在于机制不协调，环境价值的优势与时间价值的劣势无法对冲。对于能源领域，清洁、经济和安全是不可能三角，新能源与传统能源（特指煤电）的优劣刚好相反。从新型电力系统机制框架来看，电力的价值=能量价值+时间价值+环境价值，在过去新能源占比较低时，新能源既没有承担负的时间价值，也没有获得正的环境价值，国家根据准许收益率核定能量价值，保障新能源收益率相对稳定。

然而，随着现货市场快速推进，新能源发电时段与用电需求错位的劣势被纳入定价范畴，实践表明，考虑到时间价值后，新能源平价远远没有到来。从全球经验来看，碳-电市场协同，通过收紧碳配额提高社会绿电需求，是提高绿电收益率、促进减碳的有效方式。从目前来看，我国碳市场建设仍然滞后，绿电有效需求不足导致弃风弃光率大幅回升。由于碳市场建设滞后、绿电环境价值缺失，我国绿电有效需求不足，加之火电灵活性改造不足，需求侧尚需磨合等，新能源区域性、时段性过剩明显，导致现阶段中午电力过剩、傍晚电力短缺同时存在。结合能源局数据，2024年2月全国风电和光伏利用率均环比下降4.6个百分点，近年来首次低于95%，部分省份弃风或弃光率突破10%，3月有所回升。

（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。）