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

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东吴证券公用事业行业2024年年度策略 核心观点市场化改革，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。重点推荐【中国核电】，建议关注【中国广核】。 核心观点火电：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1.4 消纳：关注特高压和电网智能化产业链1.2 核电：基荷电源确定性成长，长期ROE翻倍分红提升1.1 水电：来水恢复电量反转，受益市场化电价有弹性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。5数据来源：《新型电力系统发展蓝皮书》，东吴证券研究所图：新型电力系统建设发展路径市场化改革，电源各寻其位，可预期性提升 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。数据来源：Wind，东吴证券研究所64.975.325.525.555.926.316.847.297.518.318.648.375.6%7.5%3.8%0.5%5.0%6.6%8.5%4.5%3.1%10.3%3.6%6.3%0%2%4%6%8%10%12%012345678910全社会用电量（万亿千瓦时）YOY2%2%2%2%2%2%1%1%1%1%1%1%74%74%74%72%71%70%69%68%68%68%66%66%11%12%12%13%13%14%16%16%16%17%17%18%13%13%13%13%14%14%14%14%15%14%15%15%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%第一产业第二产业第三产业城乡居民生活-5%0%5%10%15%20%用电量YOY第一产业第二产业第三产业城乡居民生活图：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市场化改革，电源各寻其位，可预期性提升 -10%0%10%20%30%40%50%发电量火电水电风电光伏核电稳定电源稳定出力，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%。74.82 5.25 5.65 5.62 5.91 6.28 6.79 7.14 7.42 8.11 8.39 8.07 4.7%7.6%3.2%-0.2%4.5%5.7%6.8%3.5%2.7%8.1%2.2%4.8%-1%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%0123456789全电源发电量（亿千瓦时）YOY79%80%75%75%74%73%73%72%71%71%70%70%16%15%19%18%18%17%16%16%16%15%14%13%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%火电水电风电光伏核电图：2012-2023M1-11全电源发电量图：2012-2023M1-11发电量结构图：2012-2023M1-11发电量同比增速数据来源：Wind，东吴证券研究所市场化改革，电源各寻其位，可预期性提升 0%10%20%30%40%50%60%装机容量火电水电风电光伏核电火电容量占比下降，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。8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11.4212.5213.6515.0716.5217.7719.0020.1022.0123.7725.6428.539.6%9.0%10.4%9.6%7.6%6.9%5.8%9.5%7.9%7.8%13.6%0%2%4%6%8%10%12%14%16%051015202530装机容量（亿千瓦）YOY71%69%67%66%64%62%60%59%57%55%52%48%22%22%22%21%20%19%19%18%17%16%16%15%0%10%20%30%40%50%60