解读华龙证券：公用事业2024年度策略-电改促变革，拥抱确定性

稳健资产在低迷市况中跑出超额收益

2023年申万电力行业年度累计涨跌幅为-1.6%，跑赢沪深300指数9.8个百分点。细分板块分化明显：核电、水电等稳健经营资产抗跌属性凸显，分别跑赢沪深300指数34.9和24个百分点；火电在煤价下跌背景下业绩逐季修复，跑赢沪深300指数9.6个百分点，季度超额收益明显。

估值层面也同步反映了这种偏好变化。水电PE-TTM由年初的19倍提升至年底的22倍；火电PB-LF则由5月底的1.3倍回落至11月的0.97倍，随着容量电价出台稳定收益预期，板块估值有望抬升。绿电则因市场对进入市场后电价下跌的担忧，2023年延续2022年回调趋势，年底光伏、风电PE-TTM分别回落至28倍和18倍。

火电：煤价下行叠加容量电价，盈利稳定性提升

需求侧测算显示，当2024年全社会用电量同比增速为5%时，煤电发电量同比增速在-0.8%至0.7%之间，电煤需求整体偏弱；若增速达到6%，煤电发电量同比增速为0.9%至2.4%。供给侧，国内新增煤炭产能逐步落地，进口煤量有望维持高位，现货煤价中枢有望下移。

政策层面的关键变化是长协煤签约比例放宽。2024年电煤中长期合同要求将2023年长协煤签约率的100%放宽至80%，低价进口现货煤占比更高的沿海电厂有望释放更大业绩弹性。基于江苏省火电厂测算，当长协煤兑现率达到50%时，5500大卡现货煤价降至968元/吨时电厂可实现盈亏平衡；现货煤价每下降50元/吨，度电净利提升约8厘/千瓦时。

容量电价是另一重支撑。2023年11月发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确，煤电容量电价机制于2024年起正式实施。云南、河南、四川等7省市2024-2025年容量电价为165元/千瓦·年，其他地区为100元/千瓦·年；按2022年各地区火电利用小时数计算，当前容量电价折合度电收入2至5.5分/千瓦时。2026年后所有地区容量电价水平都将进一步上调，至少为165元/千瓦·年。

容量电价落地后，火电运营商盈利结构生变

容量电价收益确定性高，受发电量、上网电价和煤价影响较小。按各火电公司2022年底煤电装机规模以及当前容量补贴标准计算，主要火电上市公司2024年容量电价对应净利润占2023年Wind一致预期净利润比例有望达到19%至69%，其中大唐发电占比最高达69%，皖能电力、华电国际分别为56%和46%。

两部制煤电电价机制已经确立。已出台的各地区2024年电力中长期交易方案均明确容量电价在电量电价外独立运行，广东、福建、江苏、浙江、上海等地均对容量电价的分摊和执行方式作出安排。以江苏为例，2024年度长协电价452.94元/兆瓦时，较基准价上浮15.8%；叠加容量电价折合的度电收入后，综合长协均价为475.44元/兆瓦时，较基准价上浮21.6%。长三角等缺电地区长协电价涨幅安全边际较高。

核电：核准节奏稳定，成长确定性较强

煤电容量电价实施后电量电价或将小幅下降，带动核电等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行。测算显示，在当前核电市场化电价较燃煤基准电价涨幅20%的基础上，涨幅回落5至10个百分点，以中国核电2022年业绩为基准，其归母净利润预计下降3.7%至7.4%，市场化交易电价涨幅回落对核电业绩影响有限。

成长性方面，2021年《政府工作报告》提出“积极有序发展核电”，2023年国常会共计核准10台机组，与2022年核准数量保持一致，“十四五”期间有望维持每年8至10台机组的核准节奏。假设2023-2025年年均核准8至10台机组，按单台机组120万千瓦、建设成本1.6万元/千瓦测算，预计2023-2025年我国核电建设带动投资有望达1536至1920亿元/年。在火电装机规模无法大规模增长的背景下，核电作为清洁的支撑性电源，将成为重要的基荷负载来源。

水电：蓄水修复叠加电价上行，待投产机组贡献增量

来水条件正在改善。联合国世界气象组织通报显示，本轮厄尔尼诺现象预计至少持续到2024年4月，中国气象局预计2024年春季全国大部地区气温偏高、降水接近常年到偏多。截至2024年1月初，长江流域三峡电站水位已恢复至167米，同比提升9米；雅砻江流域二滩、锦屏一级水位同比分别低2米和25米，预计有较大修复弹性。

电价方面，截至2023年三季度，雅砻江水电、长江电力、华能水电电价较2022年同期分别增长11.96%、2.40%和3.56%。雅砻江水电和长江电力电价上涨主要因外送机组电价较高，华能水电则受益于澜沧江上游外送电量占比提升和云南省内市场化交易电价上行。展望2024年，四川、云南交易电价有望持续受益于省内电力供需偏紧。

装机成长空间同样清晰。长江电力暂无新建机组规划，装机增长主要通过原有机组扩容，目前已规划约390万千瓦；华能水电托巴、硬梁包水电站将于2024年相继投产，新增装机约251.6万千瓦；雅砻江中游电站将在“十五五”期间陆续投产，新增装机约372万千瓦；远期澜沧江上游西藏段规划960万千瓦装机，将释放较大增量。

绿电：现货折价压力大，环境溢价待政策兑现

当前绿电运营商核心压力在于新能源市场化交易折价。2023年，山西、山东、甘肃风电现货交易年均价分别较标杆折价18%、27%和28%；光伏现货交易年均价分别较标杆折价25%、45%和37%。折价压力将一定程度上对冲上游原材料成本下行释放的利润，对项目收益率和投资回收期造成不确定性。

折价的根源在于新能源出力的不可控性和火电的报价优势。现货事前信息发布规则规定，运营机构在竞价日8:30前向市场发布短期新能源总加预测曲线，新能源相当于向火电方公布了自己的报量报价信息。火电作为可调电源可在低价时少发、高价时多发，而新能源出力与现货价格存在负相关性，在现货交易中处于天然劣势。

环境溢价未来主要通过绿证、绿电和碳市场体现。广东省2024年度电力交易中，绿电环境价值为1.038分/千瓦时；绿证交易价格集中在30至50元/个，对应每度电可产生3至5分钱的溢价；按当前碳价水平和电网碳排放因子换算，绿电在碳市场价值约3分/千瓦时。但2022年我国全年核发绿证2060万个，交易数量仅969万个，绿证消费数量远不及发放数量。未来关键在于提振需求，落实消纳责任权重、推动高耗能企业参与绿电交易，同时做好电碳市场联动。

投资建议与风险提示

材料对2024年公用事业行业给出“推荐”评级，核心逻辑是：煤电容量电价落地使运营商受益稳定，火电有望回归公用事业属性；水电量价均有支撑，待投产机组贡献增长预期；核电长期增长确定性较强；绿电未来政策有望保障环境溢价兑现。个股方面，火电关注华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电、华润电力、中国电力等；水电关注长江电力、华能水电、川投能源、国投电力等；核电关注中国核电等；绿电关注三峡能源、龙源电力、嘉泽新能等。

材料同时列出十项风险提示，包括政策变动风险、电价下降、煤价大幅上涨、政策执行力度不及预期、新增装机不及预期、来水偏枯、组件价格下行不及预期、第三方数据统计误差、测算存在主观性以及重点关注公司业绩不及预期。其中，双碳政策变动或电改政策出台不及预期将直接影响行业成长性和盈利性。

2023年申万电力行业年度累计涨跌幅为-1.6%，跑赢沪深300指数9.8个百分点。子板块中，核电、水电分别跑赢沪深300指数34.9和24个百分点，火电跑赢9.6个百分点。核电和水电的稳健经营属性在低迷市况中凸显配置价值，火电则受益于煤价下跌带来的业绩修复。 估值变化同步反映了市场偏好。水电PE-TTM由年初的19倍提升至年底的22倍，火电PB-LF由5月底的1.3倍回落至11月的0.97倍，绿电年底光伏、风电PE-TTM分别回落至28倍和18倍。火电估值回落主要因市场担忧电量电价下跌，容量电价出台后收益预期趋稳，板块估值有望抬升。

2023年新能源现货交易折价明显。光伏方面，山西、山东、甘肃现货年均价分别为247.73、216.57和194.74元/兆瓦时，较燃煤发电基准价分别折价25%、45%和37%。风电方面，三地现货年均价分别为272.99、287.83和220.44元/兆瓦时，折价幅度分别为18%、27%和28%。 折价压力对项目收益率和投资回收期造成不确定性。新能源出力具有不可控性以及出力与现货价格的负相关性，在现货交易中存在天然劣势；火电作为可调电源可在低价时少发、高价时多发，报价上更具优势。

绿电环境溢价的三条路径各有定价参考。绿证交易价格集中在30至50元/个，对应每度电可产生3至5分钱的绿证溢价；广东省2024年度电力交易中，绿电环境价值为1.038分/千瓦时；按当前碳价水平和电网碳排放因子换算，绿电在碳市场价值约3分/千瓦时。 供需失衡是当前绿电市场活力不足的直接体现。2022年我国全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时；交易数量仅969万个，对应电量96.9亿千瓦时，绿证消费数量远不及发放数量。未来落实新能源环境价值的关键在于提振需求，落实消纳责任权重、推动高耗能企业参与绿电交易，同时做好电碳市场联动。