电力行业正在经历新一轮成长，用电量持续提升，提振了电源需求。电力负荷同比高增，水电、火电、核电类基荷电源稀缺价值突出，利用小时数有望保障，绿电政策持续推出，特高压等通道建设，新能源消纳和电价有望改善。
业绩修复，资产规模提升
- 电力板块2024年年初至9月30日，涨跌幅20.64%。
- 2010-2023年，电源装机规模显著提升，带动电力板块营收提升，归母净利润端呈波动增长趋势，其中个别年份增速不同主要系不同年份煤价不同，火电利润贡献度波动。
- 2023年我国电源装机容量为2919.7GW，同比提升13.87%，截至2024M8，电源装机容量达到3127.6GW。火电、风电、光伏贡献主要装机增量。
电力需求强劲，分红比例有望提升
- 全社会用电量维持高增态势，2023年同比+6.8%，2024年M1-M8同比+7.9%。
- 电网用电负荷持续高增，2023年南方电网最高负荷增长18%，华东电网最高负荷增长23%。
- 煤价处于近年来低位，同比降幅明显，火电企业盈利能力持续修复。
- 2024年来水偏丰，水电业绩同比高增，长期来看水电资产盈利稳定性高。
- 风光利用小时数略有承压，装机规模有望维持高规模。
- 水电、核电盈利能力稳定，2023年水电、核电ROE分别为12.4%、10.8%，股息率分别为2.7%、2.2%。
- 火电ROE修复，盈利稳定性提升，2023年ROE为8.2%，同比提升9.8pct，业绩修复，股息率均值提升1.5pct至2.5%。
- 绿电盈利有望逐步改善，消纳问题逐步解决后，绿电运营商装机增长体现成长性，绿电环境溢价体现稀缺性，利润估值有望迎来双重提振。
- 电力资产为高现金流业务，各类电力资产盈利能力有望逐步趋稳，分红比例有望提升。
电改边际催化促成长
- 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，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。
- 煤电电价建立两部制电价，体现电力系统支撑价值。
- 现货市场加速建设，转正省份已达4省，现货市场通过实时价格信号反映电力供需关系，电力运营商能够获取稀缺电价，同时现货市场能够更好地适应可再生能源的波动性，通过市场机制促进清洁能源的利用和消纳。
投资建议：关注成长与红利属性兼备的优质资产
- 火电方面，建议关注华能国际、皖能电力、浙能电力等。
- 绿电方面，建议关注三峡能源、太阳能等。
- 水电、核电方面，建议关注中国核电、中国广核。
风险提示
- 装机规模不及预期。
- 市场化交易电价波动。
- 煤价、装机成本变动。
