公用事业行业2024年年度策略：负荷盈昃 辰宿列张-电源各寻其位，可预期性提升

证券研究报告 东吴证券公用事业行业2024年年度策略 负荷盈昃辰宿列张 ——电源各寻其位，可预期性提升 证券分析师：袁理 执业证书编号：S0600511080001联系邮箱：yuanl@dwzq.com.cn证券分析师：任逸轩、唐亚辉 研究助理：谷玥 二零二四年一月三日 重点推荐【中国核电】，建议关注【中国广核】。 市场化改革，电源各寻其位，可预期性提升 2023年用电需求回暖，火电、核电稳定性电源出力稳定，风光发电提升，水电受来水影响同比下降。装机容量持续提升，火电容量占比已降至50%内。绿电新增装机维持高增，火电新增装机由下滑到增长。我们也看到2023年用电负荷持续冲高，绿电消纳仍需关注。 实现新型电力系统变革是一个漫长的过程，新一轮电改需要不断用价格的方式进行引导。随着全国火电容量电价政策落地，电力交易已经逐步形成电能量市场、辅助服务市场、绿色市场、容量市场，上网电价从仅仅包含电能量价值，逐步转变为电能量价值+容量价值+灵活性价值+绿色价值。 电力资产迎来定位与模式的转变，带动资产价值长期回升。1）火电盈利稳定性提升：从基础电源转变为基础电源+调节电源，商业模式不再仅仅依托电量价值，体现容量价值、灵活性价值；2）水电低成本受益市场化：最稀缺的低碳能源开发加速，成本低市场化趋势下电价有弹性；3）核电成长确定，远期盈利提升：基荷电源装机有序推进，锁定确定成长，资本开支见顶分红与ROE双升；4）绿电成长突出，市场化驱动寻找盈利锚：绿电成为主力供电电源，成长性突出，关注占比提升中系统成本的提升与疏导。 水电：来水恢复电量反转，受益市场化电价有弹性 来水恢复，蓄能充沛。截至2023年上半年，水电发电量仍受到来水偏枯影响。2023年第三季度，主要流域水电公司单季度发电量均迎来同环比提升。 2024年受厄尔尼诺周期影响，来水偏丰，水库蓄能充沛，水电电量迎来反转。 受益市场化，电价有弹性。水电度电上网成本约0.10元/KWh，所有电源中成本最低，2023年四川、云南省内水电市场化电价持续提升，外输省外可享受受电省更高的市场化电价。市场化比例提升，水电电价有上涨弹性。 价值标杆，折旧期满盈利持续释放。水电度电成本折旧超50%，运营年限远大于折旧年限。折旧期满盈利持续释放。重点推荐【长江电力】。 核电：基荷电源确定性成长，长期ROE翻倍分红提升 核电核准进入常态化，在手项目已锁定2030年确定成长。预计至2030年，核电运营商双寡头装机容量弹性74%/43%。 市场化比例提升，核电电价有支撑。核电核准电价普遍低于燃煤基准，市场电价上行核电电价有弹性，市场电价下降对核电影响也相对较小。2024年江苏省核电市场化交易结果落地，市场化比例从45%提升至55%，市场化电价略降，核电综合上网电价预计持平。 资本开支即将见顶，ROE翻倍分红提升。核电新建景气度高，资本开支向上。预计2030年内核电公司建设高峰期在建工程约500亿元，即将见顶。随着在建机组投运转固+资本开支见顶回落，核电ROE进入上升通道看齐成熟项目（中国核电ROE11%，成熟项目ROE20%+），分红能力同样有望提升。 火电：政策端容量电价落地，24年更关注煤价和用电需求 2024年火电投资三大主线：1）全国性容量电价落地关注布局全国的火电龙头：重点推荐【华能国际】【华电国际】；2）用电供需紧平衡的地方性电厂电价端有支撑，重点推荐【皖能电力】，建议关注【江苏国信】【浙能电力】【申能股份】；3）成本端煤价可控，重视资源可控，我们预计2024年动力煤5500大卡价格中枢在800-900元/吨。重点推荐煤电一体化火电龙头【国电电力】【内蒙华电】；建议关注进口煤供给进一步打开可能性下的【华能国际】【粤电力】的盈利弹性。 消纳：关注特高压和电网智能化产业链 复盘2009-2022年电源、电网投资完成额，我们预计2024-2025年间电网大投资势在必行。电网三大趋势：1）趋势一配电网智能化：重点推荐【威胜信息】【东软载波】【安科瑞】；2）趋势二电网数字化：重点推荐【虚拟电厂】产业链投资机会；3）趋势三电网设备国际化：重点推荐【特高压】和【电网设备】。 天然气：降费顺价促终端需求释放，现金流价值凸显具备分红提升潜力 降费顺价促终端需求释放。 价差：顺价落地&气源成本压力缓解，价差修复。2023年气源端、城燃端盈利能力均有修复迹象，天然气产业链各环节盈利理顺；截至2023年12月底，全国共有 27%的地级及以上城市进行了居民顺价，提价幅度为0.20元/方，高于中石油2023H1涨价幅度0.13元/方。预计气源成本压力缓解，毛差顺利恢复。 气量：降费使得终端价格可控、量增复苏可持续。海外气价回落成本压力缓解+经济复苏，2023H1五大龙头城燃公司工业/商业/居民销气量合计修复幅度分别达到1.0%/7.2%/5.1%。政策强调持续增加天然气生产供应，积极稳妥推进以气代煤、合理制定并严格监管输配气价格、建立健全终端销售价格与采购价格联动机制，运价下调天然气资源流动性增强&需求释放。2022-2030年天然气消费量复合增速为5.8%，行业持续增长。 接驳：关注有区域增量或者下沉增量、可以对冲地产周期的公司。受地产周期影响，新房接驳（与竣工面积高度相关）下滑，2023H1龙头公司接驳量平均下滑14%，城燃公司转向发力旧房改造。 现金流价值凸显分红存在提升空间，对标长电估值待提升。2016-2023H1燃气板块自由现金流持续为正。2021-2022年自由现金流占归母净利润比例均值 40.8%；板块分红率平均值32.5%，尚有8.3pct的提升空间。对标长电燃气龙头PB-ROE比值偏低，估值存在提升空间。 政策推动燃气行业降费顺价，促终端需求释放；板块现金流价值凸显，具备分红提升潜力。重点推荐：①稳健增长下的高股息资产【蓝天燃气】【新奥股份】； ②具备核心资产，受益需求释放【九丰能源】【天壕能源】。 风险提示：电力需求增长不及预期、电价波动风险、煤价波动风险、流域来水不及预期、天然气需求不及预期 目录 1.市场化改革，电源各寻其位，可预期性提升 1.1水电：来水恢复电量反转，受益市场化电价有弹性 1.2核电：基荷电源确定性成长，长期ROE翻倍分红提升 1.3火电：政策端容量电价落地，24年更关注煤价和用电需求 1.4消纳：关注特高压和电网智能化产业链 2.天然气：降费顺价促终端需求释放，现金流价值凸显分红提升 3.投资建议与风险提示 4 新一轮电改，迎接新型电力系统转型 2021年3月，习总书记对能源电力发展作出了系统阐述，要具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。 实现新型电力系统的绿色低碳是一个漫长的过程，需要不断用价格的方式进行引导，核心原则是安全+经济。2020年以来， 从地方到全国开始电力体制改革的试点和推广，本质上是迎接新型电力系统转型中，源、网、荷、储四大要素持续变革与发 展带来的挑战。 图：新型电力系统建设发展路径 5 2023年用电量恢复，电力需求长期有成长 电力需求恢复。2023M1-11全社会用电量同比增长6.3%，其中，第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民生活用电量分别同比增长12%、6%、11%、1%。全社会用电量已经迎来较好恢复，第二产业仍为用电最为重要的构成，2023M1-11第二产业用电占比为66%，较2022A占比接近。第三产业用电量恢复增速快，占比逐步提升。同时，城乡居民生活用电较为刚性，稳定提升。根据“十四五”现代能源体系规划，“十四五”期间电能占终端用能比重达到30%左右，根据中电联预计2025年中国全社会用电量将达到9.5万亿千瓦时。 图：2012-2023M1-11全社会用电量图：2012-2023M1-11全社会用电量结构图：2012-2023M1-11全社会用电量同比增速 10.3%8.64 8.5% 8.31 8.37 7.5% 4.975.325.525.55 5.926.31 6.847.29 7.51 6.6% 6.3% 5.0% 4.5% 5.6% 3.8% 3.1% 3.6% 0.5% 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 全社会用电量（万亿千瓦时）YOY 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 100% %13%13%13 11%12%12% %14%14%14%15%14 % % % % %16%17% %1 %74% % %68%68 %66 2%2%2%2%2%2%1%1%1%1%1%1% % 66 % 68 % 69 70 % 71 % 72 %74 74 8% 17 16 16 14 13 13 % 15 % 15 % 14 % 13 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 第一产业第二产业第三产业城乡居民生活 20% 15% 10% 5% 0% -5% 用电量YOY第一产业第二产业 第三产业城乡居民生活 6 稳定电源稳定出力，风光发电量提升，期待水电恢复 2023M1-11全电源发电量同增4.8%。拆分来看，2023M1-11火电发电量、水电发电量、风电发电量、光伏发电量、核电发电量同比变动6%、-6%、13%、17%、5%。火电、核电稳定性电源稳定出力，风光发电量提升，水电受来水影响同比下降。2023年三季度水电来水已显著改善，水电恢复可期。 火电主力贡献，绿电占比快速提升。2023M1-11火电发电量占比仍接近70%，水电占比约13%，风光合计占比约12%，核电占比约5%。绿电占比持续提升，水电与风光合计占比已达25%。 图：2012-2023M1-11全电源发电量图：2012-2023M1-11发电量结构图：2012-2023M1-11发电量同比增速 7.6% 6.8% 6.797.147.42 88..11%18.398.07 4.7%5.255.655.625.91 5.7% 6.28 4.8% 4.82 4.5% 3.2% 3.5% 2.7% 2.2% -0.2% 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 全电源发电量（亿千瓦时）YOY 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% -1% 50% 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 16%15%19%18%18% 17%16%16%16%15%14%13% 79%80%75%75%74%73%73%72%71%71%70%70% 火电水电风电光伏核电 40% 30% 20% 10% 0% - 10% 发电量火电水电 风电光伏核电7 火电容量占比下降，绿电逐步成为主力 2023M1-11中国累计装机容量同增13.6%。2023年M1-11累计总装机容量已达28.53亿千瓦，风光容量维持高增，2023M1-11风电、光伏装机容量同增18%、50%。在发改委重启的新的煤电装机规划下，2023M1-11火电装机容量同增4%，增速有所提升。水电、核电受电站建设投产周期的影响，2023M1-11装机容量同增4%、2%，略有提升。 绿电逐步成为主力。2023M1-11，火电装机容量占比降至48%，风电和光伏装机容量占比分别达到14%与20%，逐步成为主力。水电和核电占比较为稳定，分别为15%、2%，随着水电、核电电站加速投运，占比同样有望提升。 图：2012-2023M1-11累计装机容量图：2012-2023M1-11装机容量结构图：2012-2023M1-11装机容量同比增速 28.53 25.6413.6% 23.77 9.6%9.0% 10.4% 16.52 15.077.6% 9.6%17.7719.00 22.01 20.10 9.5% 7.9%7.8% 11.4212.52 13.65 6.9% 5.8% 30 25 20 15 10