会议要点

1. 电改催动电价结构性变化

电改推动下，电价呈现结构性变化。不同电源机组得电价结构将形成明显差异，包括环境价值、容量价值、调节价值等因素。

火电、水电、核电、新能源电价将因电改政策现各自特点。火电增设容量电价成为常规盈利来源；水电环境溢价凸显；核电采取中长期交易方式；新能源电价下降，通过环境计价获益。

24年长三角地区电价上浮超预期，江苏省电价上浮超20%；广东等其他地区上浮幅度较小，广东通月度现货市场获高电价收益。

2. 电改深化 增强火电价值

电力现货市场加速完善，交易比例扩大，将促进价值发现，未来电价市场化将强力支持新能源占比提升。

容量电价政策稳定火电经营预期，将煤电转变为公共事业股，使其收益更稳定、收入来源更明确。

辅助服务市场发展迫在眉睫，随着新能源比例升高，辅助服务收入及其市场份额预期将增长。

3. 电力供需新趋势及策略

2023年全社会用电量同比增长6.7%，超过GDP增速，经济回暖带动用电增长

电网最高负载增长显著，达18-23%，极端天气频发与三产及居民用电增加是主要原因

全国最高用电峰值预计为1380GW，现有火电装机量不足以满足，致电力供需缺口拉大

核电获政策支持，装机增加，但对抵补100GW的用电增长缺口仍不足，预计2030年缺口可能达479GW

绿电消纳成问题，主动消纳措施（如绿电制氢）将逐渐占据更大比例，预计2023-24年电解槽需求可达6.5万台

4. 水电高分红 吸引投资者

水电公司具备高分红属性，股息率最低2.05%，最高3.63%，它的高现金流和高分红状况有望持续，使得水电股具有较强的投资吸引力。

新能源运营商成本不断降低，风电和光伏产业继续具备降本潜力，这使得投资运营商能获得较高收益率。

绿电趋势下，绿电交易规模在2023年已达2,441.6亿千瓦时，预计未来交易规模提升将增强绿电的环境议价潜力。

5. 电力行业2024投资展望

核电在所有发电品种中利用小时数最高，每年超7000小时，尽管装机占比2%，发电量可达5%

核电行业已进入常态化的高审批阶段，且获得政策加持，新增核电机组审批将维持高位

电力行业的电改将加速现货市场和辅助服务市场的建立，推动电价市场化和结构丰富，有利于电力运营商业绩稳定与增长

会议实录

1. 电改催动电价结构性变化

尊敬的各位投资者，大家晚上好。我是国联电信的团队负责人何朝辉，感谢各位参与今天晚上的电话会议。本次会议是我们年度策略系列的第六场，也是最后一场，将对电力行业2024年的投资策略进行展望。

我们的主题为"电改引领电源侧价值再升级"，其中涉及两个关键点：首先是电力改革，我们认为它是目前推动电力行业发展的重要驱动力，尤其在当前阶段最能加速行业变革。其次是价值升级，我们认为电力市场的价值正在逐步提升，特别是随着新能源的发展，运营商资产将迎来重估的机遇。我们预见，这些资产的增值将成为行业的主要投资机会。接下来，结合PPT，我们将详细分享对电力行业2024年投资方向的看法。

首先分享我们对行业基本情况的见解。最值得关注的是电价变化对未来收益模式的影响。在电力改革的推进下，电价已经发生了结构性变化。电价体系不再是单一制，而是向发电侧的多元化升级，包括环境价值、电能量价值、容量价值和调节价值等的综合。我们预计电价体系未来还会经历更多结构性变化，可以借鉴欧洲特别是丹麦和德国的发展经验。

关于电价改革，我们看到的综合趋势表明，电价将呈现上行态势。电价体系中的各项价值成本将推动电价中枢不断抬升。这意味着，在考察未来发电资产时，我们不仅关注发电能力，还要评估其功率价值和电网响应度等因素。综合评分高、服务能力最优的机组将能够获得更高的电价。

不同类型的机组将在未来电价构成上形成明显的差异。例如火电，电能量价格是其基础，将受煤价影响；同时其收益还包括辅助服务损益及容量补偿。去年11月发布的火电容量价格全国政策，已确立并完善了火电容量价格机制，这将成为火电的常规利润来源。

至于水电，我们认为其未来电价将包含电能量价格、辅助服务损益和环境溢价。水电依赖资源较为显著，但作为清洁能源，未来环境溢价的重要性将日益突出。

核电主要通过电能量价格和辅助服务损益来体现价值，它的电量价值通常与火电的标杆电价挂钩。核电与火电一样，具有高稽核小时数，中长期交易将成为其主要销售方式。

新能源的主要增量预计源自环境属性。作为绿色电力，新能源能通过绿证交易等方式提升价值，但其发电成本，如光伏组件或风机价格，趋势向下。因此，绿电的电价可能会下降，而更多收益来自环境价值的实现。

我们还梳理了近期电价情况。发现长三角地区的2024年框架定价协议中，电价上浮幅度超过20%，打破了以往上限。江苏等地区的综合电价上调显示出火电的综合收益提升。尤其在供需平衡的省份，电价走势强劲，有望显著提高企业盈利。

相比之下，广东地区的电价水平和长三角略有不同。2024年成交价较燃煤标杆电价上浮约5.3%，略低于预期。但广东省作为用电需求高的地区，有望通过月度现货市场实现较高的电价，继续从偏紧的供需关系中受益。

电力改革方面，容量市场已经落地，现货市场在过去两三年取得重大进展。自南方区域的广东加快推进电力现货市场建设以来，山西成为首个正式运行的省份，福建、浙江、四川等地也在加快进度。预计现货市场将在未来发挥更重大的作用。

2. 电改深化 增强火电价值

电力现货市场从政策端到地区级市场都在加速运行并完善，现货交易比例正逐步扩大。我们认为，沿线价值发现的作用将更加突出。随着新能源所占比例的提高，电力市场化将对电价起到显著的支撑作用。未来现货市场的完善，尤其是对储能、煤电等灵活性机组，将带来极佳的发展机遇。

去年电改的重点除了现货还有容量电价。二零二三年十一月全国正式发布容量电价，二零二四年一月一日开始实施。目前，各省电价已经充分体现了容量电价的影响。出台容量电价主要将煤电从单一制调整为两部制，全国统一的容量电价补偿标准为每千瓦每年330元。若能稳定回收15年，则回收额可达到每千瓦5000元，接近火电的造价。

因此，容量电价的出台让火电经营企业可以更稳定地展望未来。他们能够通过容量电价回收固定成本，煤价波动主要影响变动成本，即利润调节。这减少了火电因煤价波动而产生的利润不稳定性，使火电从周期股向价值股、公共事业股转变。容量电价还体现了火电在基础设施支撑中的作用，并提供了确定性和明确标准的收益补偿。电改的方向将通过经济手段调节那些对电网具有关键支撑作用的机组。

这种调节对煤电是强有力的支撑。未来，我们对煤电的收益前景非常看好。容量电价政策的应用对火电厂而言，是全国统一标准，从30%逐步稳定提升，确保了过渡的平稳而非生硬推行。同时，容量电价明确纳入系统运行费用，并由工商业用户按月电量比例分摊。

最重要的是容量电费的考核。煤电机组要获得容量电价补偿必须响应调度指令，申报最大处理能力。未能按时申报将扣减容量费用。这意味着火电的要求是作为整个电网的基础，发挥最大作用，确保了火电的激活作用和电力装机的功率型需求变得更为珍贵。火电的价值将从电量支撑转变为电量加容量的双重支撑。

通过量化计算，容量电价大约能给火电带来每度电2.8分的收入。因各省利用小时数和发电量差异，容量电价的收益也有所不同。云南、北京、四川、河南、青海这些小时数偏低、煤价较高的省份，容量电费成为转变经营模式的关键。在长三角、东南沿海、珠三角等地，需求旺盛，容量电价的边际影响相对较小。

电改三步走：现货、容量电价以及辅助服务。现阶段，国内新能源装机比例迅速提升，辅助服务市场尚未完全展开，但需求迫切。年上半年，全国电力辅助服务费用为278亿元，占上网电费1.9%。未来随着新能源占比提升，辅助服务的政策和参与规模都将增长。

3. 电力供需新趋势及策略

首先，我们分析了整体的电力供需情况。2023年，全社会的用电量同比增长达到了6.7%，增速超过了GDP的增长。这个增长主要是经济活动复苏的结果，这是带动用电量重回5%以上增速的最重要因素。用电量的增长与GDP有一定的相关性，并略高于GDP增长。

我们观察了电力的用电负荷增长，其中南方电网的最高负荷增长了18%，华东电网最高负荷增长了23%。这反映出电力负荷曲线发生了变化。我们认为，主要原因包括极端天气事件的频率增加，以及第三产业和居民用电比例的快速提升。

电力需求的快速增长提出了如何保障足够供应的问题。我们进行了定量的功率和用电量测算，预计2023年全国最大负荷合计会达到1380千瓦左右。过去十年里，最大负荷与火电装机容量的比例维持在7成至8成，表明满足需求并不困难。但是现状是，火电装机增长可能不会再出现大幅增加，因为煤炭资源运输供应存在瓶颈，火电装机容量增量在30到50吉瓦之间。而随着负荷每年约100吉瓦的增速，电力供需缺口将逐步拉大。

我们认为，每年的供需缺口将以450吉瓦的速度扩大。预计到2030年，相关缺口可能达到479吉瓦，考虑机组出力打折，实际缺口可能达到670吉瓦。

在电网系统的电量供需角度，考虑到如果按GDP4%至5%的增长速度，我们预计全社会用电量的增速会低于发电量，可能导致庞大的发电量弃用，难以消纳。因此，新能源增长过快情况下，绿电的消纳问题亟待解决。

解决绿电消纳问题主要有两种方式：一种是被动型的风能和太阳能增加，另一种是主动型的转化为其他方式。不过，增加新光项目存在限制，不能无限制提升，因为这会影响后续项目的规划和开发。我们认为，主动型的消纳措施，如绿电制氢将逐渐提升其重要性。

我们看好的主动性消纳措施主要是绿电制氢。绿电边际成本正在降低，随着价格下降，趋jp价成本。我们预计如果采用绿电制氢，2023年至2024年电解槽需求可能达到6.5万台，尽管目前项目招投标的量并不多，说明被动型消纳措施目前仍占主导。

对于各种发电形式，我们对于火电的关键观点是容量电价政策的实施，能显著提升综合效益。我们预计，容量电价政策将为一些地区带来最高六分钱、最低4.4分钱的度电收入增长，增长幅度在10%以上。

此外，24年煤价趋于稳定，国内外煤价都呈现下降趋势，长约保供将降低煤价的波动性和价格。截至2023年10月8日，北方四港煤炭库存同比增长了23%，国内重点电厂煤炭库存同比增长了17.1%，有利于煤价的稳定。

对于水电，利好在于来水逐渐转好，防御属性在当前市场环境下得到重视。水电受水资源影响显著，但最新的情况是：三峡水库的水位同比上升，2023年下半年的来水量增加，叠加低基数效应，相关公司业绩已有提升。预计2024年的水电将迎来快速增长。

4. 水电高分红 吸引投资者

水电相关公司在当前市场环境下受到重视，特别是其高分红属性。这主要由于水电公司资产投入后的边际成本极低，同时水电项目开发正处于资本开支逐渐减少的阶段。因此，这些上市公司投入更多精力于资产管理和提高对投资者的回报。水电公司的股息率最低为2.05%，最高可达3.63%，这在同行业中算是相当出色的水平。我们预计，水电公司未来有望维持高现金流和高分红的状态。这种内在特性使得水电公司具有很强的防御性，在当前偏向绝对收益投资风格的市场中，格外具有吸引力。预计，水电公司未来有望维持高现金流和高分红的状态。

新能源运营商的一个关键词是成本控制。新能源的造价正在持续降低，未来绿电消费的潜力和能力，随着政策和相关配套措施的增长而被充分挖掘。风电和光伏的成本，无论是多晶硅还是风机，都呈现出下降的趋势，价格也创新低。由于风电和光伏的资源在全球分布相对均衡，其资源属性区别于火电、水电、核电，趋近于制造业。没有稀贵金属原材料限制的这一行业，成本会持续下降。因此，我们认为风电和光伏将继续拥有降本的潜力。认为风电和光伏将继续拥有降本的潜力。目前较低的造价水平，有利于新能源投资商和运营商获得较高的收益率。

新能源领域，目前需要解决的问题是风电和光伏项目的快速发展速度，而配套设施如储能并未完全准备就绪，导致潜在的供电压力。我们认为绿电的成本可以进一步降低，这意味着在当前的电价基础之上，仍然存在超额收益的可能。这些超额收益可以用来解决绿电的消纳问题，比如增加储能和氢电解设施，或者为火电和抽水蓄能发电付费，以调节供电。绿电的成本可以进一步降低，存在超额收益的可能。从长远来看，绿电因其降价潜力和绿色属性，能够通过碳交易和绿证等形式获取更多收益。

当前值得关注的趋势是绿电交易不断增长。近年来，全国绿电交易规模已达到2441.6亿千瓦时。随着绿电交易规模的提升，绿电将会逐步突显出其环境议价的优势。

5. 电力行业2024投资展望

首先，让我们来谈谈核电。我们认为核电是传统能源中最具增长潜力的一种。它不仅提供了稳定性和防御性，而且因其稳定的分红能力，在绝对收益配置中具有独特吸引力。最近，核电行业批准了新的10台核电机组，连续两年都有此类批准，这显示出核电行业已进入正常化的高审批阶段。政策层面也开始倾斜支持传统能源与能源结合项目。

另一个变化是，核电的科技属性正在得到提升。全球首台商用高温气冷堆核电站已于12月6日在山东石岛湾投入运营，并且中核集团在12月9日成立了核聚变联合体，计划建立中国聚变公司，从事核聚变技术发展。核电不仅是发电的载体，同时也展现了我国在尖端能源科技领域的发展趋势。因此，我们认为核电在资本活跃度和政策支持力度上都将有很大的提升空间。核电的利用小时数保持在7000小时以上，虽然其装机规模只占全国的2%，但发电量已占5%。

核电股显著的优势在于它的分红属性。通过对比核电公司和水电公司的分红率，我们发现两者并无太大不同。核电股同样具备高资本支出、低边际成本的特性。随着折旧周期过半和资本支出的减少，分红率有望大幅提升。我们认为核电正处于项目加速建设和投产阶段，并将在未来带来不少发展潜力。政策的大力支持使得核电成为一个值得关注的资产。

综合来说，电力板块的关键词是电改。电力市场化加速了现货市场和辅助服务市场的建立，促进了全国化进程。电价结构因此变得更加丰富，能够更好地体现不同电源的价值。我们认为市场化和政府相关政策的综合推进，将为电力运营商打开新的增长机会。煤电成本稳定，风电和光伏建设成本持续下降，使得运营商的成本端大幅改善，为公司收益率提供了强力支撑。

在具体板块方面，我们看好具有容量电价定价的火电公司，尤其是在长三角地区，电力交易所形成的价格显示了其强大的价格韧性。通过现货市场交易，运营商可以获取较高的电价。相关标的如华南国际、皖浙能电力及皖能电力值得关注。水电板块，预计2022年的良好气候将延续到2024年上半年，对公司业绩提升带来高确定性。加之水电公司充沛的现金流和高分红比例，使其成为吸引力十足的投资点，推荐关注长安电力等相关公司。

对于新能源运营商而言，光伏和风电成本的快速降低已经提高了其收益率。在环保溢价和碳交易市场的支持下，预计会有额外的收入来源。这些新的运营商的运营模式将变得更加复杂，但同时也有更多的机会。推荐关注如三家能源等迅猛发展的公司。

进入核电市场的话，我们预计未来每年将有8到10台新机组得到核准。在五年建设期后，这些机组的并网发电将增厚运营商的业绩。此外，核电公司丰富的现金流也提供了强大的分红吸引力。因此，我们认为符合成长性和防御属性的低估值板块如中国核电和中国广核值得大家关注。

至于整个电力板块的风险则包括政策推进不及预期、原材料价格上涨、以及机组建设不及预期等影响收益率的因素。