电力行业2024年度中期投资策略：聚焦电改加速带来的电源升值机会

│ 电力 聚焦电改加速带来的电源升值机会 -电力行业2024年度中期投资策略 电改加速，重视当前阶段三大方向 方向一：当前用电量高增阶段，需要火电、核电等基荷电源建设，同时新能源大规模并网，需要解决新能源消纳问题。方向二：电改政策加速推进，过去单一制电价有望依据电源角色不同，获取如容量、辅助服务、环境溢价等综合价值。方向三：电改政策已推动煤电容量电费向下游用户传导，以2024年5月数据来看，平均占工商业用户代购电费4.7%左右，未来辅助服务费用等也有望向下游传导，疏导成本。 设备商：电改保障能源安全，基荷电源稳中有进 我们认为火电与核电设备商充分受益于电改背景下基荷电源加速建设，迎来业绩快速提升。火电：新一轮火电投资加速，2024M1-M4同比高增35%。2023年火电开工量为122GW，同比增长68.8%，2024年M1-M5火电开工量为34.5GW，同比增长10.6%，受益火电新建及灵活性改造，火电设备商有望迎来业绩兑现期。核电：2024年预计核准10-12台机组，核电行业成长性高。2024年M1-M4，核电累计投资额为265亿元，同比+25.0%，我们预测2024年开工机组有望接近12.02GW，带动设备商利润提升。 火电运营商：三部分收益模式逐步兑现 我们认为火电运营商三部分收入模式已经完善，随着电改政策持续推进，电能量价格趋于稳定，容量电价回收比例提升，辅助服务市场扩容，火电收益模式更具稳定性促火电ROE持续提升，典型火电公司ROE同比增长1.12pct。煤价方面Q2煤价同比降低，重点电厂库存相对历史高位，全年火电燃料成本有望同比降低，增厚火电运营商利润。 绿电运营商：消纳问题有望改善，边际好转或在即 消纳问题导致利用小时数情况承压，2024年M1-M4风电累计利用小时为789小时，同比降低77小时，光伏累计利用小时数为373小时，同比降低42小时，新能源利用率目标原则上放宽至90%，新能源项目利用小时数或有承压。绿电外送特高压建设加速改善物理消纳条件，可再生能源考核要求提升，绿电交易规模提升带动体现环境价值，绿电运营商有望迎来边际好转。 水电、核电运营商：稀缺基荷电源，稳定资产提升估值 水电：来水转好，Q1水位、蓄水量同比高增。利用小时数方面，受益2024Q1降水偏丰，来水改善，水电出力增加，2024年M1-M4累计利用小时数为785小时，同比增长48小时，水电机组折旧陆续到期，盈利能力逐步提升。核电：基荷电源利用小时稳定，随着电改深入，市场化交易电量比例提升，有助于带动核电上网电价上行。水电、核电作为基荷电源，盈利能力稳定，分红能力提升，估值水平有望持续提升。 投资建议：电改步入深水区，运营商、设备商率先受益 电力运营商方向，建议关注华能国际、皖能电力、浙能电力、三峡能源、中国核电等。火电、核电设备方向，建议关注东方电气、江苏神通等。风险提示：政策推进节奏不及预期；电源审批建设进度不及预期；原材料成本变化。 证券研究报告 2024年06月29日 投资建议：强于大市（维持） 上次建议：强于大市 相对大盘走势 电力 沪深300 10% 0% -10% -20% 2023/62023/102024/22024/6 作者 分析师：贺朝晖 执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cn 行业报告 行业投资策略 相关报告 1、《电力：16省代购电价下降，5省峰谷时段调整》2024.06.14 2、《电力：丹麦和德国新能源变迁对我国借鉴意义》2024.02.04 正文目录 1.电改步入加速期，重视当前阶段三大方向4 1.1电改：能源安全前提下逐步扩大市场化4 1.2方向一：能源安全稳定为核，提升新能源消纳4 1.3方向二：电源侧转向综合收益5 1.4方向三：电源侧价值传导8 2.设备商：电改保障能源安全，基荷电源稳中有进9 2.1火电设备：新建机组&灵活性改造共振9 2.2核电设备：业绩迎接兑现期，核准稳定保障利润14 3.运营商：电改理顺综合收益模式17 3.1火电运营商：三部分收益模式逐步兑现17 3.2绿电运营商：消纳问题有望改善，边际好转或在即19 3.3水电、核电运营商：稀缺基荷电源，资产盈利能力有望提升22 4.投资建议：电改步入深水区，运营商、设备商率先受益26 4.1电力运营商：电改带动运营商估值提升26 4.2设备商：电源投资加速提升设备商利润26 5.风险提示27 图表目录 图表1：电改疏导电源侧角色价值，构建安全稳定低碳能源结构4 图表2：用电量、发电量累计同比变化情况5 图表3：风电、光伏累计装机规模及占比5 图表4：风电、光伏累计发电量占比情况5 图表5：电改推进后电源侧综合价值有望逐步兑现6 图表6：电能量市场价格机制7 图表7：各类电源盈利能力渐趋稳定8 图表8：各地现货市场时间表8 图表9：煤电容量电价分摊及占比9 图表10：火电投资明显提速10 图表11：2021年-2024年（M1-M5）火电核准开工情况（GW）10 图表12：部分火电机组造价情况11 图表13：2X660MW机组各类费用比例11 图表14：2X1000MW机组各类费用比例11 图表15：火电施工流程图12 图表16：东方电气订单情况12 图表17：2023/2024年火电设备需求预测（亿元）12 图表18：主要灵活性改造技术路线统计13 图表19：部分机组灵活性改造后负荷率变化情况13 图表20：2022、2023年核电审批10台机组14 图表21：核电累计投资完成额情况14 图表22：核电开工（在建）情况统计（GW）15 图表23：2024-2029核电项目投产预测（GW）15 图表24：核电在建项目各家份额（名称，GW，%）15 图表25：核电设备投资成本拆分（%）16 图表26：核电产业链各环节受益时序16 图表27：核电设备市场年度规模预测（亿元）17 图表28：伴随电改-火电三部分收益兑现17 图表29：国内典型港口Q5500煤价情况（元/吨）（截至20240606）18 图表30：北方四港煤炭库存（万吨）18 图表31：重点电厂煤炭库存在高位(万吨)18 图表32：火电ROE持续修复（%）19 图表33：2020-2024年一季度典型火电公司ROE和煤价情况19 图表34：新能源运营商目前预期与改善方式20 图表35：风电累计利用小时数20 图表36：光伏累计利用小时数20 图表37：新能源消纳情况21 图表38：2021-2023年全国绿电交易量22 图表39：2021-2023M1-M7绿证交易量（万个）22 图表40：水电、核电稀缺基荷电源，红利资产属性突出，兼备成长性22 图表41：水电公司ROE情况23 图表42：水电公司股息率情况23 图表43：三峡水库水位数据（米）23 图表44：三峡水库站蓄水量数据（亿立方米）23 图表45：2018-2024M4水电累计装机24 图表46：2018-2024M4水电累计利用小时数24 图表47：长江电力折旧情况（亿元）24 图表48：中国核电、中广核电力ROE（加权，%）25 图表49：核电公司股息率情况（%）25 图表50：2018-2024M4核电累计装机25 图表51：2018-2024M4核电累计利用小时数25 图表52：中国核电、中国广核市场化交易电量及变动26 图表53：重点公司估值表26 1.电改步入加速期，重视当前阶段三大方向 1.1电改：能源安全前提下逐步扩大市场化 电改进程有望加速。2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）对推进新一轮电力体制改革做出了总体部署，“管住中间，放开两头”新一轮电改开启，政策持续推出。2024年5月，总书记主持召开企业和专家座谈会，会议上提出多项建议，电力体制改革有望深化，同月国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，电力市场机制、电力价格机制等均作为重点任务，电改进程有望加速推进。 电改核心为疏导电源侧不同价值，在能源安全稳定前提下，完成清洁低碳转型。一方面，能源安全为当前电力系统重要要求，2021年在“煤电顶牛”背景下，火电企业大范围亏损，“缺电”现象频发，2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，燃煤发电原则上全部进入电力市场，通过市场化电价传导成本，但容量价值、调节性资源价值有待传导。另一方面，近年来随着新能源装机规模增长，发电侧与需求侧不匹配，新能源消纳问题凸显。 图表1：电改疏导电源侧角色价值，构建安全稳定低碳能源结构 资料来源：国联证券研究所 1.2方向一：能源安全稳定为核，提升新能源消纳 一方面，全社会用电量呈现高增趋势，需要基荷电源建设。受益经济提升，终端电气化率提升，全社会用电量呈增长趋势，截至2024年4月，全社会用电量累计同比增长9%，高增需求需要火电、核电、水电等基荷电源满足。 图表2：用电量、发电量累计同比变化情况 全社会用电量累计同比（%）发电量累计同比（%） 12.0% 10.0% 8.0% 6.0% 4.0% 2.0% 0.0% -2.0% 2015201620172018201920202021202220232024-022024-032024-04 资料来源：Wind、国家统计局，国联证券研究所 注：发电量累计同比来自国家统计局，全社会用电量累计同比来自Wind 另一方面，在能源安全稳定基础上，提升新能源消纳。新能源装机规模、新能源发电量占比持续提升，依据wind数据，截至2024年4月，风电、光伏累计装机分别为458、671GW，占装机规模37.5%。发电量方面截至2024年4月，风电、光伏发电量占比分别为11.08%、3.8%，综合占比14.9%，风电、光伏装机一方面空间上和负荷中心不匹配，另一方面光伏时间上和用户侧用电需求也不匹配，大规模新能源装机会导致消纳问题，造成新能源利用小时数降低，市场化交易折价等问题。 图表3：风电、光伏累计装机规模及占比图表4：风电、光伏累计发电量占比情况 36.0%37.0%37.3%37.5% 29.6% 26.7% 24.3% 1200 1000 800 600 400 200 0 光伏装机累计值（GW）风电装机累计值（GW）风电+光伏装机规模占比（%） 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 风电发电量占比（%） 光伏发电量占比（%） 3.50%3.80% 3.30% 3.30% 2.73% 2.26% 1.64% 1.92% 9.08%10.07%10.81%11.08% 5.01%5.59% 6.99%8.19% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 资料来源：Wind、国家统计局，国联证券研究所资料来源：Wind，国联证券研究所 1.3方向二：电源侧转向综合收益 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（回收成本）：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（调节性价值）：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（回收固定成本）：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（环境溢价）：新能源电量获取环境溢价或者绿证。 图表5：电改推进后电源侧综合价值有望逐步兑现 资料来源：国联证券研究所 电力市场化交易比例提升，电价更具商品属性。电改从价格端表现为通过市场化交易让价格合理，反应供求关系