2024年公用事业投资策略报告：电改与价值重估

一、时间的煤硅盛开，公用事业化兑现

（一）公用事业化行情演绎，火电兑现三部曲行情

公用事业化正持续兑现，在AH市场中均表现良好。复盘上半年，公用事业表现良好，GFGY（A股）涨幅20.03%，跑赢沪深300指数17.80pct，子行业核、火、水、绿、燃气板块分别+42/+25/+24/-4/+5%。年初至今GFGY（H股）样本股上涨15.93%，跑赢恒生指数10.39pct，核、火、绿、燃气板块涨幅分别为+67/+18/+16/+1%。分板块来看：（1）水电稳健增长，并且在5月中下旬起行情大幅加速，系来水改善和市场风格防御；（2）核电在去年末审批机组，一季度的涨幅遥遥领先，后基本伴随水电走向公用事业化之路，成为水电行情的放大版，H股估值较低则更加突出；（3）火电作为此前周期属性较强的资产，一季度能够跟随上涨主要系电价签订良好，3月开始具备独立行情主要系煤价的回落，5月以来煤价逐步气温叠加电改催化，股价表现突出；（4）A股绿电板块表现不佳，H股估值较低，自2月初辅助服务总则落地后开始迎来股价上涨，一度涨超30%，后有所回落；（5）A股燃气系受城燃顺价影响，1-4月表现较好，后于6月受九丰能源等公司分红的影响板块表现再度向上。

估值处2016年以来中低位，关注估值重塑机遇。公用事业板块2020年以来走势稳中有升，截至2024年6月28日相对沪深300指数上涨56.09个百分点。当前GFGY样本股PE-TTM为18.83倍，PE估值居于2016年以来60%左右分位水平，且历经了2021-2023年的盈利承压后，当前PE甚至更低且仍将下降；PB(LF，下同)当前为1.83倍，估值居于2016年以来40%左右分位水平。不同板块的估值差异伴随公用事业化的进程也在逐步收敛，对估值和空间的探讨我们在第二节中详细展开。

2024年一季度末公用事业股基金配置占比为1.28%，仍远低于市值占比。从基金持仓来看，2023年以来基金持仓占比持续提升，截止2024Q1数据，水电和核电的增量较大，水电从2023Q1的0.109%提升至0.524%，核电从0.029%提升至0.225%，火电整体增量仍较低。但电力市值占全A的市值比例为3.53%，当前基金持仓占比仍然较低，处于低配状态。在市场风格相对防御、红利属性持续挖掘的背景下，电力资产长久期、盈利稳定、又在逐步提升分红，关注度提升的潜力巨大。

（二）估值提升背后的基本面：长久期下的稳定性、分红能力和ROE

如何用公用事业化分析估值和空间？本质是基本面的差异和展望。当前市场较为关注电力的空间有多大，尤其是在上涨幅度较大之后。在论证这个问题之前，我们还是先回顾我们在2024年度策略《公用事业化》中使用盈利稳定性、股息率、ROE三个维度评判子板块的公用事业化进程，并提出使用PE*ROE=PB的估值体系进行比较。如下图所示，水电长久期、盈利稳定性强，以长江电力为例ROE超15%、股息率也达3.5%，是公用事业化的标杆（20xPE*15%ROE=3xPB）；核电于水电资产质量类似，久期略短，中国核电当前约为（17xPE*12%ROE=2xPB）；火电则因为盈利不稳定，纯火电公司（如浙能电力）估值体系约为（10xPE*12%ROE=1.2xPB）；绿电（如龙源电力）由于此前估值较高，回落之后AH差异仍较大（15/10xPE*10%ROE=1.5/1xPB）。但是我们并不是基于估值的角度自我论证，而更多的是回归估值背后的基本面，探讨公用事业化能否推进。

自此我们的分析要点有四，首先我们还是要探讨水电当前的估值体系如何理解。目前水电采用股息率定价，从长电的历史数据来看，股息率基本稳定在3.5-3.7%，2022年较为例外是因为当年利润低，市场担忧其分红较低，又叠加海外利率波动，但实际公司分红良好。我们认为这个股息率可视为长电的合理股息率，主要由持有长电的存量资金的资金成本决定（较为刚性，如保险）。长电承诺分红率不低于70%，因此折算PE约为20倍。由此进行的展望分别是分红率的提升和目标股息率的下降，前者挂钩公司治理和承诺，后者则挂钩长端利率回落降低资金成本，短期也更易受到市场情绪的影响。视角放长，我们认为未来的分红率提升是大概率事件，资金成本长期也或将逐步下降。水电的投资在此基础上其实是支付资金成本，撬动估值回报的过程，在股息率逐步被市场接受后，我们认为长电未来也将走向DDM的绝对估值之路（第三章将详细展开）。

第二点则需要更进一步，我们认为水电的估值体系中蕴含了长久期的信任感，这是市场显著忽略的。公用事业行业的一大特征是寿命长、重资产、稳定性高，如水电站可运转百年以上，大坝折旧四十余年到期；核电可通过延寿等运行60-80年。重资产导致公用事业的现金流显著大于利润，进入运营期的资产分红提升空间大，且长期伴随折旧到期和财务费用下降又可显著提升利润，增厚成长空间。同时资产稳定性相对强，更易DDM/DCF估值，且久期越长折合估值越高。在此基础上，我们认为核电资产类水电的属性确实较强，尽管存在铀价波动的影响，但是资产的久期突出，估值靠近水电也并非不合理。在此基础上，未来伴随装机投产，盈利/净资产的提升又是确定事件，空间较大。

第三点则是火电稳定性若能被市场认可，则估值势必更加公用事业化。从过往来看火电是挂钩煤价的周期股，但伴随容量电价、辅助服务等政策出台，煤价又处于一个相对稳定的平台期，对短期电价也无须过度忧虑，展望长期亦有煤电联动等政策的出台。若火电的周期属性逐步弱化，未来的估值提升值得期待。如下表所示，核电的PE及PB均在向水电靠拢，而火电当前PB较低主要系ROE的波动性较大，且尚未恢复至正常水平，伴随今年的业绩改善，火电ROE的提升值得期待，若盈利的稳定性提升又可带动PE/PB提高，市值空间打开，对此我们在第三章进行详细展开。

第四点是未来分红能力还可提高，当前多数火电公司股息率达到3%以上。我们梳理主要电力公司历史分红情况和股息率，2024E股息率用2024年归母净利润扣除永续债利息后比当前市值，截至6月28日，预期股息率较高的是华能、华电港股，以及申能股份、内蒙华电、广州发展、华润电力、浙能电力等。在考虑24年分红率时，多数公司保底维持当前分红水平或在24-26年提出较21-23年更高的分红规划，分红能力在盈利稳定且公用事业化后仍存在提升空间。

（三）中报业绩展望良好，时间的煤硅仍将演绎

2024年1-5月，电力、热力生产和供应业利润总额同比增长35.0%。国家统计局发布全国规模以上工业企业盈利情况，公用事业行业利润近三年持续高增，1-5月电力、热力、燃气及水生产和供应业实现营业收入49885.7亿元，同比增长4.8%，利润总额3233.6亿元，同比增长29.5%。其中电力、热力生产和供应业利润总额同比增长35.0%，燃气行业同比增长1.2%。4-5月的数据来看，电力、热力生产和供应业利润总额为4918.5亿元，同比增长41.7%，相比一季度环比也有所提升。

近期印尼烟煤价格持续下降，较国内现货煤价价差收窄，预计煤价旺季不旺。根据百川盈孚数据，6月28日，广州港外贸动力煤印尼烟煤Q4200、Q4800、Q5500价格分别为678、802、952元/吨，环比上周同期分别变化0.6%、0.1%、0.2%。目前动力煤印尼烟煤Q4200换算为Q5500的价格为888元/吨，2023年5月以来海内外煤价同频大幅下跌，8-9月有所回调后，2024年2月以来继续下跌，当前秦皇岛动力煤Q5500价格低于印尼烟煤（Q4200换算为Q5500）28元/吨。回顾本轮煤价走势，电厂在3月末开始的补库是对煤价非常重要的影响因素，当前电厂库存高位，预计煤价稳中有降，但预计总体保持平稳。

近期港口煤炭库存持续攀升，或对迎峰度夏期间煤价快速走高形成一定压力。2023年12月以来北方港、广州港煤炭库存持续下降，2月以来有所回升，近期北方港库存小幅上升、广州港库存大幅上升。根据秦皇岛煤炭网，截至6月28日，秦皇岛港、曹妃甸港、国投京唐港、黄骅港煤炭库存分别为599、488、215、190万吨，合计库存1492万吨，位于近一年62.6%分位，广州港口库存4月以来大幅上升，基本位于近一年来最高位。

预计光伏产业链供给过剩，全年价格仍维持低位。根据PVinfoLink数据，组件出口量连续衰退，23年下半年由于需求不景气带动多晶硅、硅片价格均出现高位回落，2024年6月26日182mm单晶组件现货价格降至0.78元/片。受到供给过剩影响，全年原料价格仍维持低位。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。

二、被低估电力体制改革——电力价值的具象化

（一）轻松理解电力体制改革——系统的破壁

电力系统看似纷繁复杂，但实际可以轻松的用四句话来概括。（1）在能源转型和安全的背景下，绿电装机和发电量占比势必提升；（2）由于绿电发电的不稳定性较强，需要火电等调节性电源发挥作用；（3）在此基础上，电网的输送能力需要增强，特高压和配电网建设势必加速；（4）绿电短期来看盈利能力承压，因此长期的经济性需要保障。我们去年8月发布电改框架《系统的“破壁”》，就是为了描述上述问题和破局方案。我们认为一方面通过短期发电成本的回落和长期的电价理顺，电力系统的“蛋糕”做大，然后通过电价和市场化交易的改革是电力系统重回稳定。在此情境下：火电全面转型调节性电源、电网建设加速、绿电装机提升。看好火电的调节价值挖掘，这是当前改革的重中之重。

2023年末我国风光装机占比已升至36%，全口径发电量占比已超15%。根据国家能源局数据，2023年全国风电、光伏装机分别新增76、217GW，同比分别增加20.8%、55.2%，风光合计占全部装机的36.0%、同比大幅增长6.4个百分点。装机快速提升带动风电、光伏全口径发电量分别同比增长16.2%、36.7%（有别于月度披露的规模以上口径），风光发电量合计占比升至15.5%、同比提升2.1个百分点。在风光发电量高速增长的同时，也带来日益严峻的消纳问题。

新能源出力与用电负荷不匹配，鸭型曲线愈加明显，导致电力系统的不稳定性正持续增强。由于风光资源波动不可控，电力系统的不稳定性正持续增强，中午日照最强时光伏出力达到峰值、而用电负荷高峰出现在傍晚时刻，伴随光伏接入比例增高、鸭型曲线愈加明显；且我国风光资源禀赋多集中于三北地区、而用电负荷多集中于沿海发达地区，时间及地域错配问题均较为突出，风光消纳成为新型电力系统发展痛点。

（二）先改电价、再推市场化——电改金字塔

用“电改金字塔”来理解改革节奏：首先要明确不同电源的各种价值、其次是通过全面的市场化推进、最终是电力恒等式。全面的电力系统改革需要如下步骤：（1）首先要反映每个电源的所有价值（如环境价值、调节价值、基荷价值、发电成本），因此我们看到去年11月反映煤电让出负荷的容量电价落地、今年2月反映调节价值的辅助服务电价纲领性政策出台、分时电价也逐步出台，未来将更加全面；（2）其次是完善市场化机制：在价格机制完善后，中长期市场、现货市场、辅助服务市场将逐步落地，当前各省建设框架出台，后续就是引入更多交易主体；（3）最终是电价恒等式：即各类电源的价值均应得到反映，例如绿电电价+调节成本挂钩火电电价+环境成本。

节奏上来看，我们在去年11月发布的公用事业2024年度策略《公用事业化》中就提出电改的节奏，2023看容量电价、2024看煤电联动+调峰电价+分时电价、2025看环境溢价+现货及辅助服务市场。我们对脉络进行进一步的阐述和复盘：（1）从电价的要素来看（2023-2024），2023年容量电价落地后，辅助服务也开始得到度量，此外近年来国家持续落地的是峰谷价差的政策、以及煤电联动也是推进的方向（尤其是若今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，浙江和广东已有推进），金字塔的价格底座已经稳固，2025年环境溢价也有望落地；（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，而重点的辅助服务市场价格机制的建设当前已加速，同时伴随容量电价推行久期拉长后，预计相关容量、辅助服务市场化建设速度也将加快；（3）从金字塔的顶端的电力恒等式来看（2026及以后）：我们认为伴随绿电环境溢价的体现和各类辅助服务市场的落地推广，最终现货市场将全面铺开，最终将形成电力的统一价格形态。当前各省现货市场框架均陆续建立，部分省份已推进至连续运行，价格机制理顺后现货市场将全面引入参与主体，充分反映发电价值、环境价值、调节价值，甚至是更具体的时间错配和空间错配。

（三）电力供需仍然紧张，装机增长+消纳提升

测算2024全年全社会用电量同比+7.2%，其中二产用电量同比+5.7%。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，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8-12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7.2%，一产、二产、三产及城乡居民用电量同比增速分别为10.6%、5.7%、10.4%、9.4%。（均为计算值，与披露值有差异）。

预计2024年全国规上发电量同比增长4.6%，水电恢复叠加绿电增长、火电发电量同比小幅下降。参考前述用电量测算及2024年1-5月发用电量比例（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4.6%。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稳定，则全年水电发电量同比增长18.4%、核电发电量同比增长2.5%。风电、光伏装机考虑全年新增70、280GW，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5%，则全年风电、光伏发电量同比分别增长11.7%、47.7%。在全国发电量同比增长4.6%的情况下，倒算火电发电量同比-0.60%。2024年1-5月新能源装机已新增101GW（同比+29.0%），预计全年新能源装机仍保持快速成长下，消纳需求进一步提升。

除消纳需求增长外，我国最大尖峰负荷亦持续增长。近年我国电网负荷不断突破新高，每年5月（南网水电枯转汛）、7-8月（全国迎峰度夏）、12-1月（全国迎峰度冬）电力供需紧张。2021年冬季及2022年夏季部分省份均出现不同程度的有序用电、限电措施，尖峰容量短缺问题逐步被重视。根据国网能源院《中国电力供需分析报告2024》，综合电力需求、电力供应情况，并考虑备用容量、机组检修/受阻、跨省跨区互济等因素，预计2024年全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。

（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。）