电力行业2024年度策略报告：电改引领电源侧价值再升级

│ 电力行业2024年度策略报告 电改引领电源侧价值再升级 电改：步入深水区，各主体角色价值逐步发现 万得电力指数2023年上涨1.74%，取得较大相对收益。展望2024年，我们认为电改作为指挥棒，将引领行业实现价值发掘，主要影响包括：1）推进各主体市场化，从计划电价逐步转变成各主体同台竞价方式，合理配置电源成本，2）将过去单一制电价依据各类电源主体价值不同，拆解成不同收益方式，应关注电源的综合收益价值。 火电：关注电改后煤电综合收益提升 各地区电价年度交易结果陆续公示，24年江苏综合电价上涨幅度21%以上 （23年约上涨19%），有望突破框架限制，长三角地区电价韧性足。容量电价政策发布，煤电单一制电价调整为两部制电价，叠加长协煤履约率提升、电厂库存、港口库存均处于高位，24年煤电综合收益有望提升。 水电：来水转好，关注高分红防御属性 截至23年底三峡水库站水位同比+5.96%，三峡水库站蓄水量同比+29.72%， 来水充沛有望提升发电量。厄尔尼诺事件或将持续到2024年春季，同时受23H1来水低基数影响，24H1水电业绩有望提振，水电公司充沛的现金流保障了高分红能力，典型水电公司维持50%以上分红率，高股息特征显著。 新能源运营商：原材料价格下降，关注绿电溢价 上游组件、风机等下降，电站建设成本降低，新项目收益率增加，有望提升运营商盈利能力。2023年1-12月全国共完成绿电直接交易441.6亿kWh，远超2022年，绿电交易品种渗透率提升，环境溢价有望从电价兑现。 核电：2023年核准10台机组，高成长性与高股息兼备 核电基荷电源地位稳固，利用小时数和发电量均实现增长。2023年核准10 台核电机组，延续了22年10台机组核准趋势，未来核电有望延续每年8- 10台高核准，并且新项目有望增加四代高温气冷堆，成长性和技术先进性凸显。中国广核、中国核电股息率分别为2.8%/2.3%，高股息属性突出。 投资建议：关注电改后不同类型电源综合价值 火电板块：长三角地区电价韧性较高，电改后火电综合收益有望提升，建议关注华能国际、浙能电力、皖能电力等。水电板块：厄尔尼诺气候促来水较好提振业绩，高分红、高股息提振防守属性，建议关注长江电力等。新能源运营商：成本下行促机组收益率提升，环境溢价有望体现，如三峡能源、江苏新能等。核电板块，2023年内核准10台机组持续高成长性，稳定分红提升防御属性，建议关注中国核电、中国广核。 风险提示：政策推进不及预期，原材料价格上涨，机组建设不及预期。 建议关注标的 简称 市值（亿元） 归母净利润（亿元） PE 2023E 2024E 2025E 2023E 2024E 2025E 华能国际 1119 147.4 160.3 181.0 9.0 8.3 7.3 国电电力 742 72.8 87.5 101.3 10.2 8.5 7.3 皖能电力 152 14.4 16.6 19.0 10.6 9.1 8.0 三峡能源 1248 73.5 96.4 113.0 17.0 12.9 11.0 长江电力 5836 273.9 342.5 361.5 20.9 17.0 16.1 中国核电 1507 104.3 114.7 126.6 14.5 13.1 11.9 中国广核 1566 112.4 123.6 132.4 15.3 13.9 13.0 数据来源：公司公告，wind，国联证券研究所，股价取2024年01月24日收盘价归母净利润数据均来自wind一致预期 证券研究报告 2024年01月25日 投资建议：强于大市（维持） 上次建议：强于大市 公用事业 沪深300 10% -3% -17% -30% 2023/12023/52023/92024/1 相对大盘走势 作者 分析师：贺朝晖 执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cn 相关报告 1、《公用事业：煤电容量电价单列，20省代购电价格下跌》2024.01.07 2、《公用事业：代购电价有涨有跌，10省份启用冬季尖峰时段》2023.12.06 行业报告 行业投资策略 正文目录 1.政策陆续出台，电改步入深水区4 1.1中长期市场：重点地区电价具备韧性5 1.2现货市场：建设加速，电力时间维度价值凸显9 1.3容量电价：煤电两部制确立10 1.4辅助服务：有望向用户侧传导兑现价值10 2.供需：电力供需形式仍然偏紧12 2.1经济回暖促2023年用电量增速提升12 2.2制造业用电量增势明显，2023电网负荷压力加大13 3.火电：关注电改后火电综合收益提升15 3.1容量电价给予火电稳定收益15 3.2煤价方面：港口、电厂煤炭库存新高17 4.水电：来水较好，防御属性凸出19 4.1厄尔尼诺助23H2-24H1来水向好19 4.2高分红凸显防御属性20 5.新能源运营商：成本降低，关注绿电消费21 5.1特高压提速助消纳，成本下行增强盈利21 5.2绿电消费获政策支持，环境溢价逐步兑现23 6.核电：高成长性，分红稳定25 6.12023年年内核准10台机组，成长性凸显25 6.2分红率稳定提振防御，四代核电发展迅速27 7.投资建议：关注电改后不同类型电源综合价值29 8.风险提示30 图表目录 图表1：新型电力市场=电能量+辅助服务+容量4 图表2：电改后应当关注电源侧机组综合收益5 图表3：2023、2024浙江省电力市场化交易方案对比5 图表4：2023、2024广东省电力市场化交易方案对比6 图表5：2023、2024江苏省电力市场化交易方案对比7 图表6：2023/2024年江苏电价对比7 图表7：2023/2024年广东电价对比8 图表8：202301-202401江苏省月度交易电价（元/MWh）9 图表9：202301-202401广东省月度交易电价（元/MWh）9 图表10：各省现货市场时间表9 图表11：煤电主体角色变化驱动收益模式变化10 图表12：部分省份2022年辅助服务补偿情况（亿元）11 图表13：2023上半年我国辅助服务费用情况11 图表14：美国/英国市场情况11 图表15：全社会用电量及增速12 图表16：分各产业用电增速情况（%）12 图表17：2023/2022各类型电源发电量（亿千瓦时）12 图表18：2023年各类型电源发电量占比12 图表19：我国不同种类发电设备累计新增装机容量（万千瓦）13 图表20：我国不同发电设备累计平均利用小时数（小时）13 图表21：部分板块用电量同比增速（%）14 图表22：2020-23南方电网用电负荷最高值（万千瓦）14 图表23：2020-23华东电网用电负荷最高值（万千瓦）14 图表24：各省容量电费情况（亿元）15 图表25：各省级电网煤电容量电价表（2024-2025）15 图表26：各省级电网煤电容量电价表（2026年后）16 图表27：2024~2025年度各省容量电费工商业用户分摊成本（元/kWh）17 图表28：2024~2025年度各省煤电度电收入（元/kWh）17 图表29：2022至今坑口煤、进口煤价格变化18 图表30：港口煤炭库存（万吨）18 图表31：2022-2023主要电厂煤炭库存（万吨）18 图表32：近5年三峡水库站水位情况（米）19 图表33：近5年三峡水库站蓄水量情况（亿立方米）19 图表34：厄尔尼诺现象对当年水电利用小时数影响20 图表35：2022-2023年水电发电量当月值及同比20 图表36：水电现金流充沛保障高分红20 图表37：典型水电公司分红比例（%）20 图表38：典型水电公司股息率情况21 图表39：两个五年第二批风光大基地装机规划21 图表40：风电利用小时数提升22 图表41：光伏利用小时数22 图表42：多晶硅（致密料）价格（元/kg）22 图表43：PERC-210价格（元/W）22 图表44：近年陆上风机含塔筒中标价格（元/kW）23 图表45：近年海上风机含塔筒中标价格（元/kW）23 图表46：当前绿电市场面临问题及解决方式23 图表47：2022-2023年12月全国绿电交易规模（亿千瓦时）24 图表48：2012至今核电累计装机容量/新增装机容量25 图表49：2022-2023M11核电平均利用小时数26 图表50：2022-2023M10核电发电量及同比26 图表51：我国核电站历年核准台数（台）26 图表52：我国内陆核电储备场址27 图表53：同水电公司相比核电公司分红比例（%）28 图表54：同水电公司相比核电公司股息率（%）28 图表55：石岛湾项目建设历程28 图表56：电力行业相关公司29 1.政策陆续出台，电改步入深水区 万得电力指数2023年上涨1.74%，在市场波动加大、供需格局转弱的背景下，电力凭借低估值、高股息的特征，相对沪深300取得了较大相对收益。展望2024年，我们认为电改作为指挥棒，将发挥更加重要的作用，引领行业迎来新一轮价值发掘。 电力市场化进程按下加速键。2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议召开，审议并通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，电改进入加速阶段。国内电力系统以省为实体，省级电力市场建设需要支撑电价从计划体制向市场体制平稳过渡，电力中长期交易提供相对确定性的电量和价格，电力现货市场发现电能量实时价值，并且作为中长期交易价格参考。后续将完善辅助服务和容量电价机制，维持高比例新能源并网后电网的安全运行和系统充裕度。 图表1：新型电力市场=电能量+辅助服务+容量 资料来源：国联证券研究所 我们认为电改政策核心一方面为推进各主体市场化，从计划电价逐步转变成各主体同台竞价方式，合理配置电源成本，另一方面将过去单一制电价依据各类发电侧电源主体发挥价值不同，拆解成不同收益方式，以后关注点应由电价转变为不同电源的综合收益。 电能量市场：中长期交易电价由发用双方供需决定，以年度、月度、多日交易等市场化交易形式形成，现货市场则在日前和日内市场形成供需关系决定的分时电价体现时间维度稀缺电价价值。 辅助服务市场：目前以省级为单位，各省电源资源不同，补偿价格和种类不同，秉承“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，不同机组获得损益不同。 容量市场：为电网提供冗余度机组获取容量收益，且向下游用户传导。绿电市场：新能源电量获取环境溢价或者绿证。 图表2：电改后应当关注电源侧机组综合收益 资料来源：国联证券研究所 1.1中长期市场：重点地区电价具备韧性 各省2024年电力市场化交易方案、部分省份2024年电价交易结果已出，一方面重视电力系统稳定性，如容量政策，另一方面注重成本疏导，如浙江、广东强调煤电联动机制。电价方面，江苏电价+21%，我们认为长三角地区电力需求较高，有望保持韧性，南方地区来水偏丰，压力缓解，中长期电价或有压制，关注月度交易和现货市场价格。 浙江出台煤电联动政策，重视成本疏导。2023年12月13日，浙江省发改委、能监办、能源局联合印发《2024年浙江省电力市场化交易方案》。该方案与2022年版本相比基准价及上下浮动范围并未变化，同时提出煤电联动机制，机制分为年度联动机制和月度联动机制，年度机制要求年度中长期交易电价要合理考虑煤炭价格，而月度机制中强调当月度煤价超年度基准煤价30元/吨时启动联动机制，为煤电成本疏导提供路径。 图表3：2023、2024浙江省电力市场化交易方案对比 变化部分：2024年2023年 交易电量中长期交易电量占比不低于95%，中长期未覆盖的现货交 易电量占比不高于5% 电网企业应每月做好发用电及其他电源电量预测。满足电 中长期交易电量占比不低于90%，中长期未覆盖的现货交易电量占比不高于10% 交易模式和准入方式 交易价格 新增：煤电价格联动机制（包括年度和月度煤电价格联动） 网代理购电用户（含线损电量）、兜底用户用电需求后多余电量，通过月