电力行业2024年度投资策略：破题与解题

回看2023年，电力板块投资机遇不断涌现。火电从周期低点拐点向上，中特估及红利资产概念加持之下市场对水电与核电的投资热情也不断升温。展望2024年，电力板块的投资机遇如何把握？我们从各个细分行业出发，破题各个方向的机遇与挑战，并试图给出问题的答案。 火电破题在于后续盈利能力的预判，解题在于对其定位的理解。盈利何去何从：火电平稳的盈利仍然是保障其“压舱石”地位的重要先决条件，目前四季度是24年长协电价与长协煤价签订的重要时间节点，然而目前两个要素均处于较为“失锚”的状态。在能源转型的关键时点，火电压舱石地位及其调节能力对于电力转型的作用仍然十分重要。火电长期价值重估可期：各省容量补偿机制渐行渐近，有望形成较强的对提升火电盈利中枢的正面催化。火电有望逐渐摆脱与煤价高联动的周期属性，其容量价值有望在电改的大背景下不断凸显，火电长期价值重估可期。 火电改造的破题点在于消纳的迫切性，解题点在于政策推动的预期。 2023M1 -10累计风光装机180GW，相较于去年同期79GW的新增装机同比增长了127%。今年如此大规模的风光接入后，其出力不稳定性或将对电网形成较大的挑战。目前解决风光时间不平衡问题的手段中抽蓄、电化学都有难以大面积铺开的客观问题。得益于我国较大规模火电机组的基础，火电改造的优势短期内仍然明显，期待政策催化预期之下火电改造的投资机遇。 水电破题在于来水扰动之下对于业绩的预判，解题在于后续来水好转的预期和对其稳定底色的共识。后续水电装机预计温和增长，来水改善有望带来业绩向上势能。我国优质水电资源有限，目前开发的高速期已经过去，影响未来水电盈利的关键或在于利用小时及电价水平。2023年整体来水偏枯，1-6月水电利用小时数较近5年平均水平下滑21.5%，今年下半年长江流域来水明显改善，而雅砻江来水仍偏枯。展望2024年，来水情况或仍为决定水电行情的关键，期待来水改善带来业绩向上弹性。 核电机组审批回暖基本面持续向好，长期成长性充足，“时间是答案”。核电利用小时数相对稳健，电价端具备一定刚性。随着三代机组不断商运，2019年起核电审批逐渐回归常态化，核电装机增量兑现有望保障行业长期成长空间。 2024-2027年，中核及中广核预计共有2/2/4/8台机组投运，短期看核电基本面有量增逻辑保障，长期看行业成长性充足。随着时间的推移，装机增加带来的核电业绩提升确定性较强。 绿电成本下行有利于收益率改善，但解题仍需电价政策的催化。目前光伏成本下行有利于其收益率提升，但行业发展仍受电价及消纳问题困扰。23年光伏成本显著回落，截至2023年9月，硅片价格较2022年高点下滑近60%。成本回落利好绿电收益率提升，而绿电发展仍面临市场化交易折价问题困扰。 2023年以来，山西/山东/甘肃等地风光现货交易年均价较标杆折价-15%--45%，绿电后续发展或仍需期待政策对电价的保障。 投资建议：火电方面：建议关注两条主线：央企方面华能国际/华电国际及地方性运营商浙能电力/皖能电力/申能股份/宝新能源/粤电力A等；火电灵活性改造方面：建议关注青达环保、西子洁能、龙源技术等；核电方面：后续增量逻辑强于水电，且有稳健、低波动的特性，推荐中国核电、中国广核；水电方面：建议关注长江电力、华能水电、川投能源、国投电力；绿电方面：推荐太阳能、福能股份（海风）、新天绿能、三峡能源、芯能科技、南网能源，建议关注龙源电力、金开新能、晶科科技。 风险提示：煤价波动与电价下调；组件价格回落不及预期，新能源装机进程放缓；来水不济、风况及光照条件恶化、核电安全事故风险等。 投资主题 报告亮点 回看23年：电力板块中火电、水电、核电都走出优于指数的行情，或因为基本面修复拐点的出现，又或是因为稳健的盈利底色在不确定的市场环境中被投资者认可。 而展望24年：火电、水电、核电与绿电明年的投资机遇如何破题（对应关注哪些问题）？同时这些问题又该如何解答？我们从各个细分行业出发，破题各个方向的机遇与挑战，并试图给出问题的答案。 投资逻辑 1、火电仍是压舱石，盈利中枢稳定叠加长期估值重塑，仍看好火电运营商。 在能源转型的关键时点，火电平稳的盈利仍然是保障其“压舱石”地位的重要先决条件。同时在电改的大背景下火电长期价值重估可期。建议关注两条主线：央企方面华能国际/华电国际及地方性运营商浙能电力/皖能电力/申能股份/宝新能源/粤电力A等。 2、火电改造的破题点在于消纳的迫切性，解题点在于政策推动的预期。风光繁荣的背后消纳问题逐渐显现，短期来看火电改造的优势短期内仍然明显，期待政策催化预期之下火电改造的投资机遇。建议关注青达环保、西子洁能、龙源技术等。 3、水电破题在于来水扰动之下对于业绩的预判，解题在于后续来水好转的预期和对其稳定底色的共识。展望2024年，来水情况或仍为决定水电行情的关键，期待来水改善带来业绩向上弹性。同时作为稳健资产，其定价仍有望在波动的市场之中获得溢价。建议关注长江电力、华能水电、川投能源、国投电力。 4、核电机组审批回暖基本面持续向好，长期成长性充足，“时间是答案”。 2024-2027年，中核及中广核预计共有2/2/4/8台机组投运，短期看核电基本面有量增逻辑保障，长期看行业成长性充足，“时间是答案”。推荐中国核电、中国广核。 5、绿电成本下行有利于收益率改善，但解题仍需电价政策的催化。23年光伏成本显著回落，成本回落利好绿电收益率提升，但绿电仍面临市场化交易折价问题困扰，绿电后续发展或仍需期待政策对电价的保障。推荐太阳能、福能股份（海风）、新天绿能、三峡能源、芯能科技、南网能源，建议关注龙源电力、金开新能、晶科科技等。 一、估值和持仓回顾 （一）估值：煤价调整拖累板块估值有所回落 年初以来，电力板块估值较2022年有所回落。22年年初电力板块整体市盈率为27.8x，由于火电修复不确定性较大，22年全年电力行业估值整体表现为涨跌互现。22年年中随着煤价改善预期增加叠加来水超预期，电力板块市盈率有所提升，一度冲高至30x以上。 后由于煤价仍然高位维持同时叠加来水转弱，板块估值逐渐回落。22年底，电力板块整体市盈率为25x，较年初有所回落。2023年以来受煤价下跌因素催化，上半年电力板块估值中枢维持在约25.7x。三季度随着煤价回调，叠加宏观情绪影响，电力板块市盈率有所下滑，截至11月底板块市盈率仅约为18.82x。 图表1 2022年以来申万电力行业PE变化（申万电力指数） 但电力行业仍表现出稳定的超额收益获取能力。年初以来，电力行业（申万）累计收益率为-4.81%，沪深300累计收益率为-10.28%，电力行业（申万）领先沪深300指数5.47个百分点。截至第三季度，电力行业（申万）累计收益率为-3.5%，沪深300累计收益率为-5.1%，电力行业（申万）领先沪深300指数1.6个百分点。整体来看，今年电力行业相较于沪深300指数表现出了稳定的超额收益获取能力。 图表2申万电力指数和沪深300指数年初以来累计收益率 （二）持仓：电力板块持仓比例位于近年较高水平 电力板块持仓比例升至近年来较高水平。我们以所有基金持仓情况数据为基础，截至2023上半年公用事业板块持仓市值为1131.03亿元，较2022年底增长221.86亿元，在申万一级行业排序中由22年底的18位上升至23年中的17位。截至2023年三季度，公用事业板块五大重仓股为长江电力、中国核电、华能国际、中国电力及华润电力，23年三季度前五大加仓股为新天绿色能源、长江电力、中国核电、皖能电力、大唐发电，分别增持18671.6万股、8883.63万股、8362.04万股、3979.87万股、3160.40万股。 图表3 2020-2023H1年基金公用事业板块持仓及其排名（亿元） 图表4截至2023Q3年电力板块前十大重仓股（亿元） 二、火电及火电产业链：“定价紧迫性” （一）火电行情的破题与解题 火电三季度有所回调，但对于全年而言仍有超额收益，火电在23年吹响修复号角。从申万火电指数的走势来看，一季度相对走弱，二季度伴随火电电价端的相对刚性和煤价二季度的逐渐回落，火电盈利能力有了明显的修复，走出了相较于A股指数较强的一波行情。进入三季度，由于明年电价与煤价的变动相对有所“失锚”，火电有所回调，但截至11月下旬，火电仍较指数有一定的超额收益。 图表5火电超额收益的获取情况 23年火电行情“可圈可点”，而展望未来，火电还能走出相对A股的独立行情吗？这一问题该如何“破题”，同时又该如何“解题”，我们试图给出一些可供参考的线索。 1、火电破题：盈利中枢的确定 23年煤价向下修复程度远好于22年。煤价短期虽有所上涨但远未达到往年同期高点。 2023年至今煤价在1-8月迎来了一轮明显的下跌，煤价由年初约1200元/吨的高点降至最低六月中旬的751元/吨的水平。进入9月煤价有所回升，但10月后基本又开启了一轮向下的调整，目前的煤价远低于往年的同期水平，截至11月22日秦皇岛Q5500动力煤平仓价达934元/吨，较去年同期1335元/吨的水平降低了401元/吨。 图表6近两年来秦皇岛Q5500平仓价（元/吨） 煤价电价大幅波动致电厂盈利能力经历“过山车”，当前火电盈利能力已显著修复。从我们汇总的主要16家火力发电企业的ROE数据来看，2021年毛利率水平恶化程度较为严重（对应绿色区域分布最多），后续在2022年不断迎来修复，2023年修复程度更为明显（对应红色区域明显加深）。 图表7 2021-2023Q3火力发电企业ROE情况 2、火电解题：角色定位的理解 （1）电改背景下火电仍是压舱石的角色，“盈利预期的稳定”是火电破题的先决条件。 火电目前装机不足，为了保障系统充裕火电需要保持合理的正常盈利。 回看过去：风光装机占比提升，稳定不足导致电力系统充裕性不断下滑。在双碳目标不断推进的背景下，风光装机规模占比不断提升。2015-2022年，光伏/风电装机复合增速分别为37.5%/15.8%，并带动电源总装机复合增速达7.7%。然而，风光出力波动性较大，且易受气候变化影响，因此其实际贡献有效容量较装机容量更低，参考自然资源保护协会及北京大学能源研究院联合发布的《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》，假设火电/水电/太阳能/风电/核能的容量系数分别为0.9/0.5/0.2/0.1/1.0，我们测算2015-2022年我国电源有效容量和最高负荷复合增速分别为5.1%/7.1%，有效容量/最高负荷这一指标下滑了18%。根据上述文献对容量系数的定义，有效容量反映了尖峰负荷时电源发电能力的大小，“有效容量/最高负荷”这一指标的下滑或昭示电力系统的充裕性有所下降。 图表9 2015-2022年电源有效容量与最高负荷（亿千瓦） 图表8 2015-2022年各类电源装机占比（%） 保持相对乐观，火电业绩修复或难画下句号。一方面，火电大亏之后需要时间回血才能保证后续的合理投资：此前火电行业亏损幅度较大，目前电力的充裕性备受挑战，火电企业需要时间回血才能带动后续的一系列投资。电改背景之下，火电仍需保证合理收益才能保证其压舱石的地位。另一方面，目前煤价已经回落至相对较低的水平，预计明年电价存在回落可能，整体火电的盈利预期需要结合24年长协煤价及电价的签订综合考量，明年对于火电的盈利或可以保持相对乐观。 （2）角色的切换也将从长周期视角带动火电估值方式的重塑 容量电价尘埃落地，新一轮电改周期或将开启。2023年11月10日，国家发改委、国家能源局出台关于建立煤电容量电价机制的通知，根据通知内容，2024-2025年多数省份煤电容量电价可覆盖固定成本30%，部分转型较快省份可覆盖固定成本50%，2026年以后煤电容量电价补偿力度将进一步提升。本次出台的容量电价机制对煤电调节保障属性更高省份给予了更大的保障力度，充分体现容量电价保障系统充裕度的本质。此外，煤电容量电价机制规定了对跨省外送机组的容量补偿，覆盖范围更加全面。 图表10煤电容量电价补偿