1、电力行业电力行业电改深化，电力资产价值重估电改深化，电力资产价值重估分析师：孙菲登记编号：S05005240100022024年6月28日2 核心观点核心观点n 电力需求有望长期稳增，预计电力需求有望长期稳增，预计2024年增速约年增速约6%中长期来看，在全国能源清洁低碳转型背景下，传统化石能源使用比例将持续下行，终端用能电气化水平将持续提升，全国电力消费量有望平稳增长。短期来看，近几年电力弹性系数在1.2左右波动，根据2024年政府工作报告，2024年GDP增长预期目标为5%左右，我们预计2024年全社会用电量同比增速在6%左右n 新型电力系统建设推进，电力生产向清洁低碳转型新型电力系统建设
2、推进，电力生产向清洁低碳转型 据新型电力系统建设路径，预计新能源到2030年装机占比超40%，发电量占比超20%，到2045年和2060年分别建设为装机主体和发电主体电源；煤电到2060年前转型为系统调节性电源。2024Q1风光发电量分别同比增长11%、17.5%。中长期看，风光发电量随着装机增长将保持较快速增长；水电、核电为清洁能源，有望保持平稳或小幅增长；火电2030年前仍将适度增长，此后逐渐向减量过渡。短期看，汛期来临，水电利用小时和发电量有望提升，风光资源正常情况下火电机组利用小时或将承压n 电改深化，电力资产价值有望重估电改深化，电力资产价值有望重估 新一轮电改实施以来，多层次统一电
3、力市场体系初具雏形。2023年全国市场交易电量占用电总量比重达61.4%。电力行业从“计划+市场”双轨制，加速向全面市场化转型，市场机制在电力资源配置中已起决定性作用。2022年全国统一电力市场体系建设工作目标提出后，相关部门先后出台政策，加快电力市场体系建设；2024年5月电力市场运行基本规则发布，作为“1+N”基础规则体系中的“1”，为后续制修订一系列规范性文件提供依据。随着各层次电力市场设计和电价形成机制完善，电源多重价值有望实现充分市场化定价，电力行业公用属性有望回归，行业估值长期被压制的因素有望被淡化n 绿电消纳短期受阻，多措并举推动新能源高质量发展绿电消纳短期受阻，多措并举推动新能
4、源高质量发展 新能源波动性叠加用电负荷变化加大电力系统动态平衡难度，新能源消纳面临压力。2024年1-4月全国风光利用率分别为96.1%和96.3%，同比分别-0.5pct、-1.7pct，新能源资源丰富地区降幅更加显著。据测算，对于资本金比例20%、IRR 7.99%的绿电项目，当弃电率从0%升至5%/10%，IRR下降1.33/2.58pct，弃电率达30%-35%后项目无法收回投资（若上网电价下调20%，达15%-20%时项目即无法收回投资）。2024年6月国家能源局发文，针对新能源消纳问题提出多项举措。随着电网、调节型电源及电力市场建设，新能源消纳问题有望逐步优化，弃电率有望缓解，环境
5、价值有望兑现，促进新能源项目收益保持良好水平 核心观点核心观点n 火电能源角色转型，多元定价机制重构火电价值火电能源角色转型，多元定价机制重构火电价值 火电是电力系统重要的灵活性调节资源。2023H1全国电力辅助服务费用278亿元，其中火电企业获得补偿占比91.4%。随着火电向调节性电源转型，参与调峰程度加深，火电企业将损失部分发电收入，机组供电煤耗也将增加（据测算，供电煤耗上升5%，火电度电燃煤成本上升0.018元）。“容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本”的煤电价格新机制已初步形成。目前辅助服务对火电企业盈利已起到一定支撑作用，随着辅助服务市场建立健全，火电作为
6、辅助服务主力电源，有望受益，2024年起煤电容量电价已正式实施，对火电企业盈利稳定起到良好支撑n 水电防御属性凸出，来水持续好转推动发电量回升水电防御属性凸出，来水持续好转推动发电量回升 多家水电公司2023年度利润分配方案维持高现金分红比例，现金分红总额呈逐年增长趋势。其中，长江电力、国投电力、桂冠电力现金分红比例均超50%，华能水电、川投能源、甘肃能源现金分红比例也在30%-40%。2024年4月水电发电量同比增长7.5%，增速环比+5.3pct，同比+21.2pct；5月水电发电量同比增长38.6%，增速环比+17.6pct，同比+71.5pct。来水持续好转，水电发电量有望持续回升。截
7、至2024年6月16日，三峡水库站周平均入库流量周环比上升6.9%，同比+57.72%n 投资建议投资建议 长期看，能源清洁低碳转型背景下传统化石能源使用比例将持续下行，终端用能电气化水平将持续提升，电力消费有望平稳增长；煤电向系统调节性电源转型，新能源逐渐发展成为发电主体电源。短中期看，经济持续复苏推动电力需求稳定增长，预计2024年全社会用电量同比增速约6%；绿电为主的非化石能源发电量快速增长，预计到2025年发电量占比将提升至39%，火电仍为电力供应的主体电源，预计2030年前仍将适度增长。伴随新一轮电改持续深化，全国统一电力市场建设加速，不同电源价值有望实现充分市场化定价，电力公用属性
8、有望回归，电力资产价值有望实现重估。建议关注水电来水好转、火电估值修复，长期看好绿电消纳改善、环境价值兑现；个股方面，建议关注业绩稳定、分红率高的龙头电力运营商和电力供需偏紧、电价支撑性好的区域电力运营商。维持行业“增持”评级n 风险提示。行业政策变动风险；用电需求不及预期风险；新能源装机进度不及预期风险；煤炭价格上涨风险；市场电价下跌风险3目 录一、电力需求有望长期稳增，预计2024年增速约6%二、新型电力系统建设推进，电力生产向清洁低碳转型三、电改深化，电力资产价值有望重估4四、绿电消纳短期受阻，多措并举推动新能源高质量发展五、火电能源角色转型，多元定价机制重构火电价值六、水电防御属性凸出
9、，来水持续好转推动发电量回升七、投资建议八、风险提示一、电力需求有望长期稳增，预计2024年增速约6%561.1 用电量增长与用电量增长与GDP高度相关，电力需求有望长期稳增高度相关，电力需求有望长期稳增n 复盘用电增长和GDP增速趋势，二者虽存在阶段性趋势差异，但在经济结构相对稳定的期间，两者保持着在经济结构相对稳定的期间，两者保持着较稳定的关系较稳定的关系n 中长期来看，随着能源结构持续向清洁低碳转型，传统化石能源使用比例持续下行，终端用能电气化水平持续提升，全国电力消费量有望平稳增长全国电力消费量有望平稳增长图图1 全社会用电量增速与全社会用电量增速与GDP增速走势对比增速走势对比资料来
10、源：国家能源局、国家统计局、Wind、湘财证券研究所2003-2010年电力弹性系数整体在年电力弹性系数整体在1以上：以上：2003-2007年重工业增速大幅超过轻工业，高耗能重工业快速发展带来用电量快速增长，仅在2008和2009年因金融危机降至1以下2011-2015年电力弹性系数降至年电力弹性系数降至1以下：以下：“十一五”期末工业化步入后期，“十二五”期间国家实施气候变化应对战略和能耗总量控制，启动工业转型升级，钢铁、煤炭、有色等重工业发展放缓2016年至今电力弹性系数逐渐回升至年至今电力弹性系数逐渐回升至1以上：以上：产业结构持续转型，用电需求增长的新旧动能转换，服务业、生活用电、新
11、兴技术等产业用电需求持续增长，拉动电力弹性系数逐渐回升，第三产业用电量占用电总量比重持续上升71.2 预计预计2024年全社会用电量增速约年全社会用电量增速约6%图图2 全国全社会用电量及增速全国全社会用电量及增速资料来源：国家能源局、Wind、湘财证券研究所图图3 全国全社会用电量结构变化全国全社会用电量结构变化资料来源：国家能源局、Wind、湘财证券研究所n 2023年全社会用电量年全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长万亿千瓦时，同比增长6.7%，增速同比，增速同比+3.1pct。其中，一产用电增速11.5%，主要由于乡村电力基础设施完善和电气化水平提升；二产用电增速6.5%，高技术及
12、装备制造业用电增速达11.3%；三产用电增速三产用电增速12.2%，疫情后服务业稳步恢复，批零、住宿餐饮、租赁和商务服务业、交运仓储及邮政业用电增速均在14%-18%，电动汽车高速发展拉动充换电服务业用电增长78.1%；城乡居民生活用电增速0.9%，增速较慢主要由于高基数。2024Q1全社会用电量达2.34万亿千瓦时，同比增长9.8%，其中2月气温偏低、闰年以及上年同期基数较低，带动1-2月用电增速达11%。n 短期来看，近几年电力弹性系数在短期来看，近几年电力弹性系数在1.2左右波动，根据左右波动，根据2024年政府工作报告，年政府工作报告，2024年年GDP增长预期目标为增长预期目标为5%
13、左右，预计左右，预计2024年全社会用电量同比增速在年全社会用电量同比增速在6%左右左右二、新型电力系统建设推进，电力生产向清洁低碳转型82.1 新型电力系统方兴未艾，绿电装机持续高新增新型电力系统方兴未艾，绿电装机持续高新增图图5 新型电力系统建设的发展路径新型电力系统建设的发展路径资料来源：国家发改委、湘财证券研究所9n 2021年年3月，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上提月，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上提出构建新型电力系统，为新时代能源电力发展指明科学方向：出构建新型电力系统，为新时代能源电力发展指明科学方向：到2030年新能源装机占比超40%，发电量占比超20%；2
14、030-2045年新能源建设为装机主体电源，2045-2060年建设为发电主体电源 煤电向基础保障性和系统调节性并重转型，至2060年前转型为系统调节性电源表表1 新型电力系统的四个转变新型电力系统的四个转变资料来源：国家发改委、湘财证券研究所图图4 新型电力系统的四大基本特征新型电力系统的四大基本特征资料来源：国家发改委、湘财证券研究所2.1 新型电力系统方兴未艾，绿电装机持续高新增新型电力系统方兴未艾，绿电装机持续高新增10n 从新增装机来看，2024Q1风光发电新增装机合计6124万千瓦，占全国发电新增装机比重为88.2%n 截至2024Q1，全国规模以上电厂累计发电装机容量达到29.9
15、4亿千瓦，同比增长14.5%，水电、火电、核电、风电和光伏发电装机占比分别为14.1%、46.7%、1.9%、15.3%、22.0%，全口径非化石能源装机规模比例达，全口径非化石能源装机规模比例达54.8%。分类型看，水电4.23亿千瓦，同比增长1.9%；火电13.97亿千瓦，同比增长4.2%；核电5691万千瓦，同比增长0.3%；风风电电4.57亿千瓦，同比增长亿千瓦，同比增长21.5%；光伏发电；光伏发电6.6亿千瓦，同比增长亿千瓦，同比增长55%图图6 全国规模以上电厂发电装机总容量全国规模以上电厂发电装机总容量资料来源：国家能源局、Wind、湘财证券研究所图图7 全国发电装机容量结构全
16、国发电装机容量结构资料来源：国家能源局、Wind、湘财证券研究所112.2 非化石能源发电快速增长，火电短中期仍为主力非化石能源发电快速增长，火电短中期仍为主力n 伴随装机规模扩大，非化石能源发电量快速增长。伴随装机规模扩大，非化石能源发电量快速增长。2023 年全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时，同比增长5.16%，全口径非化石能源发电量同比增长13.8%，占发电量比重达占发电量比重达35.0%。其中，风电同比增长风电同比增长12.26%，光伏同比增长，光伏同比增长17.17%。2024Q1全国规模以上电厂发电量同比增长6.7%，其中风电同比增长11%，光伏同比增长17.5%n 根据“
17、十四五”规划，非化石能源开发力度将持续加大，到到2025年非化石能源发电量占比达年非化石能源发电量占比达39%左右左右；根据新型电力系统发展路径，2030年前煤电的装机容量和发电量仍将适度增长，但发电增量将被新能源挤占，考虑到我国“富煤、缺气、少油”的资源禀赋以及新能源发展中煤电调节功能的不可或缺性，预计在成熟的新型电力系统中仍将占有一定比重图图8 全国规模以上电厂发电总量全国规模以上电厂发电总量资料来源：国家统计局、Wind、湘财证券研究所图图9 全国发电量结构全国发电量结构资料来源：国家统计局、Wind、湘财证券研究所三、电改深化，电力资产价值有望重估12图图11 2002-2014年电力
18、体制改革年电力体制改革资料来源：国家发改委官网、湘财证券研究所133.1 历经多轮电改，多元化电力市场体系初具雏形历经多轮电改，多元化电力市场体系初具雏形n 1996年前初试投资体制改年前初试投资体制改革，全国缺电局面扭转革，全国缺电局面扭转改革开放初期，社会经济高速发展带来强劲电力需求，全国长期缺电。“集资办电”政策的实施促进大量投资资金流向电力领域，电力工业迅速发展，电力供应紧张局面改变图图10 1997-2001年电力工业管理体制改革年电力工业管理体制改革资料来源：国家发改委官网、湘财证券研究所n 2002-2014年探索市场化机年探索市场化机制，塑造多元化市场主体制，塑造多元化市场主体
19、垄断经营下的电力体制缺陷日益明显，省际电力资源配置明显受阻。本轮电改首次破除垄断，实现厂网分开、主辅分离，初步形成多元化主体的竞争格局。原国家电力公司一分十一，形成“2+5+4”格局n 1997-2001年推进管理体制年推进管理体制改革，电力工业政企分开改革，电力工业政企分开电力工业形成多家办电格局，电厂各自经营，国家难以统一调度。国家电力公司承接电力工业部所管资产后，成为一家集设计、建设和发输配售于一体的超级垄断性企业n 2015-2021年电力市场化改革年电力市场化改革开启，电力市场初具雏形开启，电力市场初具雏形电力行业仍以计划电为主，资源配置效率有限，节能高效环保机组不能充分利用，电价难
20、以及时合理地反映用电成本、市场供需、环保支出，存在煤电矛盾、电荒频现、厂网发展不协调、新能源并网消纳困难等问题图图12 2015-2021年新一轮电力体制改革年新一轮电力体制改革资料来源：国家发改委官网、湘财证券研究所n 电改“9号文”在“政企分开、厂网分开、主辅分开”基础上，按按“管住中间、放开两头管住中间、放开两头”的体制架构，明确的体制架构，明确“三放开、三放开、一独立、三强化一独立、三强化”的总体思路的总体思路3.1 历经多轮电改，多元化电力市场体系初具雏形历经多轮电改，多元化电力市场体系初具雏形表表2 2015-2021年新一轮电力体制改革总体思路年新一轮电力体制改革总体思路资料来源
21、：国务院官网、湘财证券研究所表表3 我国电力市场结构我国电力市场结构资料来源：国家发改委官网、湘财证券研究所14对输配环节加强政府监管，电网按政府核定的输配电价收取过网费，电网公平开放，市场公平交易放开发电侧、售电侧，促进两侧充分竞争，发电企业通过降本提效争取更多发电量和收入利润，售电侧逐步开放，形成“多买多卖”市场格局，工商业用户购电拥有自主选择权，市场议价能力增强n 本轮电改推动多层次统一电力市场体系初步形成：本轮电改推动多层次统一电力市场体系初步形成：中长期市场平衡电力长期供需、稳定市场预期现货市场发现电力实时价格，反映电能供需关系辅助服务市场体现灵活调节性资源的市场价值绿电交易市场发现
22、绿电环境价值图图13 电力指数及估值走势电力指数及估值走势资料来源：Wind、湘财证券研究所153.2 新一轮电改深化，电源多重价值有望充分市场化定价新一轮电改深化，电源多重价值有望充分市场化定价n 电力指数行情复盘自2006年以后虽呈明显的周期性但整体趋于走高，2007-2008年和2014-2015年主要受大盘影响，走出过山车行情n 从电力指数市净率走势来看，电力行业估值长期趋于电力行业估值长期趋于走低，受压制明显走低，受压制明显，仅自2019年末以来走出小幅上升趋势，电力指数走出上涨趋势更多基于全国电力工业的发展图图14 电力上市公司净资产及增速电力上市公司净资产及增速资料来源：Wind
23、、湘财证券研究所图图15 电力上市公司归母净利润及增速电力上市公司归母净利润及增速资料来源：Wind、湘财证券研究所“十五”、“十一五”、“十二五”、“十三五”期间净资产CAGR分别为27.7%、15.1%、18.3%、13.6%“十五”、“十一五”、“十二五”、“十三五”期间归母净利润CAGR分别为18.6%、11.1%、28.6%、4.3%图图16 电力行业盈利水平与煤价（元电力行业盈利水平与煤价（元/吨）走势对比吨）走势对比资料来源：Wind、湘财证券研究所注：煤炭均价采用秦皇岛港动力煤(Q5500)综合交易价年度均值计算163.2 新一轮电改深化，电源多重价值有望充分市场化定价新一轮电
24、改深化，电源多重价值有望充分市场化定价n 电力行业估值长期受压制有电价政策、煤价波动等多方面因素影响电力行业估值长期受压制有电价政策、煤价波动等多方面因素影响2002年煤炭市场化后煤价长期趋于走高，尽管“十五”期间煤电联动机制建立，“十三五”期间鼓励签订电煤中长期合同，为发电企业成本疏导构建了通道，但联动存在滞后性，中长期合同履约存在问题，电力行业整体盈利能力长期被压缩，归母净利率、电力行业整体盈利能力长期被压缩，归母净利率、ROE长期向下长期向下电价方面，“十三五十三五”期间，党中央、国务院实施经济逆周期调节期间，党中央、国务院实施经济逆周期调节，推出一系列减税降费政策，为降低企业用能成本，
25、国家发改委多次下调一般工商业电价，叠加期间煤价大幅上涨，发电企业盈利能力持续走低表表4 2015至至2020年电价调整政策年电价调整政策资料来源：国家发改委官网、湘财证券研究所行业盈利与煤价走势呈显著的反向波动趋势：火电在电力供应中占大部分比重，火电企业经营成本又以煤炭等燃料成本为主2020年起煤电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”以及2021年10月浮动范围进一步打开，煤电矛盾得以缓解，盈利水平触底回升173.2 新一轮电改深化，电源多重价值有望充分市场化定价新一轮电改深化，电源多重价值有望充分市场化定价n 进入进入“十四五十四五”时期，新一轮电力体制改时期，新一轮电力体制改革进一步深
26、化革进一步深化2022年关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见发布，提出全国统一电力市场体系2025年初步建成、2030年基本建成的工作目标2023年以来国家相关部门先后出台政策，加快电力现货市场建设，建立煤电容量电价机制，健全电力辅助服务市场价格机制2024年5月电力市场运行基本规则发布，作为“1+N”基础规则体系中的“1”，将为后续制修订一系列规范性文件提供依据表表5 近两年电力市场相关政策近两年电力市场相关政策资料来源：政府官网、湘财证券研究所2015年新一轮电改实施以来，电力市场多元竞争主体格局初步形成，资源优化配置作用明显增强，仍存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨
27、区交易存在市场壁垒等问题图图17 全国市场交易电量情况全国市场交易电量情况资料来源：中电联、湘财证券研究所183.2 新一轮电改深化，电源多重价值有望充分市场化定价新一轮电改深化，电源多重价值有望充分市场化定价n 电力行业从电力行业从“计划计划+市场市场”的双轨制，加速向全面市场化转型，市场机制在电力资源配置中已起决定性作用的双轨制，加速向全面市场化转型，市场机制在电力资源配置中已起决定性作用2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56679.4亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重从2016年的不足17%提升至61.4%。其中，新能源市场化交易电量为6845亿千瓦时，占
28、新能源发电总量的比重达到47.3%n 电力行业公用属性有望回归，资产价值有望重估电力行业公用属性有望回归，资产价值有望重估随着全国统一电力市场体系建立健全，各层次电力市场设计和电价形成机制更加完善，电源多重价值有望实现充分市场化定价，成本传导有望更加通畅，逆周期属性有望弱化，估值长期被压制的因素有望被淡化图图18 全国中长期电力直接交易电量情况全国中长期电力直接交易电量情况资料来源：中电联、湘财证券研究所四、绿电消纳短期受阻，多措并举推动新能源高质量发展194.1 用电负荷屡创新高，电源结构转型加大调峰难度用电负荷屡创新高，电源结构转型加大调峰难度表表6 全国及区域主要电网最高发用电负荷差全国
29、及区域主要电网最高发用电负荷差(万千瓦万千瓦)资料来源：国家能源局、Wind、湘财证券研究所20n 随着电力需求增长，全国及区域主要电网最高用电负荷屡创新高全国及区域主要电网最高用电负荷屡创新高，对电力系统源荷动态平衡产生一定挑战2023年7月，全国主要电网当月最高用电负荷水平攀升至13.4亿千瓦，华北、华东、南方、华中区域负荷水平呈现了更快的攀升速度根据中电联发布的2024年一季度全国电力供需形势分析预测报告，预计预计2024年全国统调最高用电负荷年全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦，比亿千瓦，比2023年约增年约增1亿千瓦亿千瓦图图19 全国主要电网当月最高用电负荷全国主要电网当月最高用电
30、负荷资料来源：国家能源局、Wind、湘财证券研究所图图20区域电网当月最高用电负荷区域电网当月最高用电负荷(万千瓦万千瓦)资料来源：国家能源局、Wind、湘财证券研究所华东主要电网最高发用电负荷差自2013年以来持续拉大，截至2023年11月已攀升至6436万千瓦；华中近两年电网最高发用电负荷差也呈扩大趋势，华北和南方也存在一定的压力图图23 湖北省典型大负荷日主要光伏电站出力曲线湖北省典型大负荷日主要光伏电站出力曲线资料来源：湖北电网典型大负荷日风电光伏出力特性分析、湘财证券研究所214.1 用电负荷屡创新高，电源结构转型加大调峰难度用电负荷屡创新高，电源结构转型加大调峰难度n 随着新能源装
31、机和发电量比例持续提升，新能源波动性及用电负荷端的变化将加大保持电力系统动态平衡的难度新能源波动性及用电负荷端的变化将加大保持电力系统动态平衡的难度新能源受气候、天气、昼夜、季节等因素影响，出力存在随机性、波动性、间歇性、反调峰性，若装机短期大幅增长，而用电负荷增速明显下降，新能源消纳平衡易被打破，对电力系统安全运行造成严重影响2023年全国风光发电新增装机规模创新高，分别同比增长年全国风光发电新增装机规模创新高，分别同比增长101.7%和和148.1%。随着新能源大规模装机，新能源消纳利用和电力系统调峰难度逐渐加大图图21 全国风电月累计新增装机全国风电月累计新增装机(万千瓦万千瓦)资料来源
32、：国家能源局、Wind、湘财证券研究所图图22 全国光伏发电月累计新增装机全国光伏发电月累计新增装机(万千瓦万千瓦)资料来源：国家能源局、Wind、湘财证券研究所图图25 全国单月光伏发电利用率情况全国单月光伏发电利用率情况资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、湘财证券研究所图图24 全国单月风电利用率情况全国单月风电利用率情况资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、湘财证券研究所224.2 新能源消纳压力渐显，项目收益率或将承压新能源消纳压力渐显，项目收益率或将承压n 2024年以来新能源消纳压力明显加大，新能源资源丰富的地区降幅显著2024年1-4月全国风电利用率96.1%，同比-0.5pc
33、t。其中，华北95.9%，同比+0.4pct；西北94.6%，同比-2pct；华中98.2%，同比-1.1pct；华东99.9%，同比-0.1pct；东北93.7%，同比-3.7pct；南方99.5%，同比-0.4pct。从具体省份看，甘肃、青海、新疆降幅显著且均降至甘肃、青海、新疆降幅显著且均降至95%以下以下2024年1-4月全国光伏利用率为96.3%，同比-1.7pct。其中，华北96.8%，同比-1.2pct；西北93.8%，同比-3pct；华中97.9%，同比-1.6pct；华东99.9%，同比-0.1pct；东北95.8%，同比-2.2pct；南方98.9%，同比-0.9pct。从
34、具体省份来看，甘肃、青海、新疆消纳形势较为严峻，同比甘肃、青海、新疆消纳形势较为严峻，同比分别分别-6.7pct、-3pct、-3.3pct，达，达91.1%、91.5%、95.3%，东北的黑龙江、辽宁利用率同比降幅均超3pct，华中的湖北同比-4.3pctn 消纳是新能源发电项目收益率重要影响因素消纳是新能源发电项目收益率重要影响因素我们以光伏电站为例测算不同弃光率下绿电项目收益率水平。模型中项目初始利用小时设定为1200小时，初始上网电价设定为0.35元/度，初始造价设定为3.4元/W，资本金比例20%的绿电项目内部收益率为7.99%当弃光率从0%升至5%，项目内部收益率下降1.33pct
35、；当弃光率从0%升至10%，项目内部收益率下降2.58pct当弃光率达到30%至35%后，绿电项目将无法收回投资表表8 以光伏电站为例测算弃光率变动对绿电项目收益率的影响以光伏电站为例测算弃光率变动对绿电项目收益率的影响（资本金比例（资本金比例20%）资料来源：国家发改委、公司公告、湘财证券研究所表表7 以光伏电站为例测算不同电价下弃光率对绿电项目收益率的影以光伏电站为例测算不同电价下弃光率对绿电项目收益率的影响（资本金比例响（资本金比例20%）资料来源：国家发改委、公司公告、湘财证券研究所234.2 新能源消纳压力渐显，项目收益率或将承压新能源消纳压力渐显，项目收益率或将承压若项目实际上网电
36、价较测算模型设置的上网电价低20%，则弃光率达到15%至20%后，绿电项目将无法收回投资244.3 消纳政策加码，推动新能源高质量发展消纳政策加码，推动新能源高质量发展n 2024年年6月月关于做好新能源消纳工作关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知保障新能源高质量发展的通知发布，针对新能源消纳问题提出多项举措通知发布，针对新能源消纳问题提出多项举措通知加快推进新能源配套电网项目建设，加强规划管理，加快项目建设，优化接网流程。对500千伏及以上配套电网项目，每年组织国家电力发展规划内项目调整，为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”积极推进系
37、统调节能力提升和网源协调发展。根据新能源增长规模和利用率目标，开展电力系统调节能力需求分析，因地制宜制定本地区电力系统调节能力提升方案，明确新增煤电灵活性改造、调节电源、抽水蓄能、新型储能和负荷侧调节能力规模，及省间互济等调节措施充分发挥电网资源配置平台作用，提升电网资源配置能力，发挥电力市场机制作用，加快电力现货市场建设，推动新能源参与电力市场科学优化新能源利用率目标。部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90表表9 部分绿电公司业绩及分红情况（亿元，截至部分绿电公司业绩及分红情况（亿元，截至2024/6/19）资料来源：Wind、湘财证券研究所n 随着电网、调节型电
38、源发展，新能源消纳随着电网、调节型电源发展，新能源消纳问题有望逐步优化，弃风弃光率有望缓解，问题有望逐步优化，弃风弃光率有望缓解，促进新能源项目收益保持良好水平促进新能源项目收益保持良好水平五、火电能源角色转型，多元定价机制重构火电价值25265.1 火电是电力系统重要灵活性调节资源火电是电力系统重要灵活性调节资源n 为保障新能源项目投资建设持续推进，电力系统需同步增加灵活性调节资源以缓解新能源消纳压力为保障新能源项目投资建设持续推进，电力系统需同步增加灵活性调节资源以缓解新能源消纳压力灵活性指电力系统利用源网荷储各类资源快速改变自身发用电特性，以维持系统有功功率平衡。电力系统灵活性资源有多种
39、类型，根据电力系统所需的调节方式和时间尺度提供调节作用，以保持电力系统的动态平衡表表10 电力系统不同调峰方式优势对比电力系统不同调峰方式优势对比资料来源：高比例可再生能源电力系统调峰问题综述、湘财证券研究所注：表中数值表示各调峰方式在不同方面所占优势程度，5为最高，1为最低。表表11 电力系统不同调峰方式对比电力系统不同调峰方式对比资料来源：高比例可再生能源电力系统调峰问题综述、湘财证券研究所n 火电是电力系统重要灵活性调节资源火电是电力系统重要灵活性调节资源煤电机组经灵活性改造，可降低最小出力、快速启停和升降负荷火电已成为电力系统重要的灵活性调节资源。2023H1全国电力辅助服务费用约27
40、8亿元，其中火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%5.2 多元定价机制构建，火电多重价值有望兑现多元定价机制构建，火电多重价值有望兑现图图26 煤电机组深度调峰煤耗变化图煤电机组深度调峰煤耗变化图资料来源：电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议、湘财证券研究所27n 电力系统转型将导致煤电等传统电源为新能源发电让位，收益若得不到保障，煤电投资热情将不可避免地下降收入端：火电向调节型电源转型后，在电力需求阶段性宽松而新能源大发情况下将减少发电量，火电机组利用小时中长期或将趋于下降，火电企业将损失部分发电收入火电企业将损失部分发电收入成本端：燃料成本在火电企业营业成本中占最大比重。随着
41、火电参与电力系统调峰程度加深，与作为基荷电源提供电量不同，煤电机组在频繁调节过程中处于低负载运行状态，供电煤耗和排放都将增加，机组寿命也会受到频繁调节的影响供电煤耗和排放都将增加，机组寿命也会受到频繁调节的影响表表12 以华能国际为例测算供电煤耗变化对发电企业成本影响以华能国际为例测算供电煤耗变化对发电企业成本影响资料来源：Wind、湘财证券研究所注：采用华能国际2022年数据进行测算图图27 2023年发电上市公司燃料成本年发电上市公司燃料成本/营业成本营业成本资料来源：公司公告、Wind、湘财证券研究所5.2 多元定价机制构建，火电多重价值有望兑现多元定价机制构建，火电多重价值有望兑现图图
42、28 煤电综合电价构成变化煤电综合电价构成变化资料来源：国家发改委、湘财证券研究所图图29 辅助服务类型辅助服务类型资料来源：国家能源局、湘财证券研究所28表表13 煤电容量电价机制具体内容煤电容量电价机制具体内容资料来源：国家发改委官网、湘财证券研究所n 2021年12月电力辅助服务管理办法发布；2023年11月关于建立煤电容量电价机制的通知发布。“容量电价回收固定成本、电量电价回收变容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本动成本、辅助服务回收调节成本”的煤电价格新机制目前已初步形成的煤电价格新机制目前已初步形成电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成
43、本变化等情况辅助服务补偿各类用户提供的调频、调峰、备用等辅助性服务所产生的成本费用容量电价体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行图图31 华能国际辅助服务收入情况（亿元）华能国际辅助服务收入情况（亿元）资料来源：公司公告、Wind、湘财证券研究所295.2 多元定价机制构建，火电多重价值有望兑现多元定价机制构建，火电多重价值有望兑现n 辅助服务费用保持较快增长，对火电企业盈利已起到一定支撑作用辅助服务费用保持较快增长，对火电企业盈利已起到一定支撑作用2023H1全国电力辅助服务费用约278亿元，同比2019年上升114%2023年华能国际调峰和调频辅助服务净收入分别达22.
44、3（同比+56.2%）和4.95（2022年为0.5）亿元2024年3月关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知发布，火电作为主力电源有望受益于辅助服务市场建立健全图图30 全国辅助服务费用全国辅助服务费用(亿元，左亿元，左)及占电费比重及占电费比重(右右)资料来源：国家能源局、湘财证券研究所表表14 省级电网煤电容量电价表省级电网煤电容量电价表(元元/千瓦千瓦年，含税年，含税)(20242025年年)资料来源：国家发改委、湘财证券研究所注：2026年起，云南、四川等煤电转型较快的地方通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于70%，其他地方提升至不低于50%。图图32 2024年
45、年3月各省工商业用户容量电费分摊月各省工商业用户容量电费分摊(元元/千瓦时千瓦时)资料来源：北极星售电网、湘财证券研究所305.2 多元定价机制构建，火电多重价值有望兑现多元定价机制构建，火电多重价值有望兑现n 2024年起煤电容量电价正式实施，因容量电价水平、发电装机结构和用电量结构存在差异，各省份工商业用户容量电费分摊水平存在一定差异大部分省份工商业用户容量电费分摊水平在大部分省份工商业用户容量电费分摊水平在0.01-0.02元元/千瓦时千瓦时重庆、河南水平较高，约0.03-0.04元/千瓦时，四川水平最低，不足0.01元/千瓦时5.2 多元定价机制构建，火电多重价值有望兑现多元定价机制构
46、建，火电多重价值有望兑现表表15 部分火电公司业绩及分红情况（亿元，截至部分火电公司业绩及分红情况（亿元，截至2024/6/19）资料来源：Wind、湘财证券研究所31n 煤电容量电价实施对火电企业盈利稳定起到良好支撑n 随着辅助服务市场建立健全，火电作为辅助服务主力电源，有望受益六、水电防御属性凸出，来水持续好转推动发电量回升32336 水电防御属性凸出，来水持续好转推动发电量回升水电防御属性凸出，来水持续好转推动发电量回升n 多家水电公司维持高现金分红比例，彰显水电良好防御属性多家水电公司维持高现金分红比例，彰显水电良好防御属性 水电受来水等因素影响，盈利水平有一定波动但整体稳中有升，由于
47、成本主要来自资产折旧摊销等非付现成本，盈利可转化为良好的现金流 截至2024/6/19，水电板块多家公司审议通过2023年度利润分配方案，水电公司现金分红总额总体呈逐年增长趋势，且保持高现金分红比例。其中，长江电力、国投电力、桂冠电力现金分红比例均在50%以上，华能水电、川投能源、甘肃能源现金分红比例也在30%-40%表表16 部分水电公司业绩及分红情况（亿元，截至部分水电公司业绩及分红情况（亿元，截至2024/6/19）资料来源：Wind、湘财证券研究所图图33 水电板块盈利情况水电板块盈利情况资料来源：Wind、湘财证券研究所346 水电防御属性凸出，来水持续好转推动发电量回升水电防御属性
48、凸出，来水持续好转推动发电量回升n 4至至5月水电发电量增速环比持续上升，同比上升显著月水电发电量增速环比持续上升，同比上升显著2024年4月，水电发电量2937亿千瓦时，同比增长7.5%，增速环比上升5.3pct，增速同比上升21.2pct；5月，水电发电量1150亿千瓦时，同比增长38.6%，增速环比上升17.6pct，增速同比上升71.5pctn 二季度水电来水持续好转，水电发电量有望持续回升二季度水电来水持续好转，水电发电量有望持续回升截至2024年6月16日，三峡水库站平均入库流量为14600立方米/秒，周环比上升6.9%，同比上升57.72%图图35 三峡水库站入库和出库流量（立方
49、米三峡水库站入库和出库流量（立方米/秒）秒）资料来源：Wind、湘财证券研究所图图34 水电单月发电量增速水电单月发电量增速资料来源：国家统计局、Wind、湘财证券研究所七、投资建议35367 投资建议投资建议n 投资建议 长期看，能源清洁低碳转型背景下传统化石能源使用比例将持续下行，终端用能电气化水平将持续提升，电力消费有望平稳增长；煤电向系统调节性电源转型，新能源逐渐发展成为发电主体电源。短中期看，经济持续复苏推动电力需求稳定增长，预计2024年全社会用电量同比增速约6%；绿电为主的非化石能源发电量快速增长，预计到2025年发电量占比将提升至39%，火电仍为电力供应的主体电源，预计2030
50、年前仍将适度增长。伴随新一轮电改持续深化，全国统一电力市场建设加速，不同电源价值有望实现充分市场化定价，电力公用属性有望回归，电力资产价值有望实现重估。建议关注水电来水好转、火电估值修复，长期看好绿电消纳改善、环境价值兑现；个股方面，建议关注业绩稳定、分红率高的龙头电力运营商和电力供需偏紧、电价支撑性好的区域电力运营商。维持行业“增持”评级。八、风险提示37388 风险提示风险提示n 风险提示 行业政策变动的风险；用电需求不及预期的风险；新能源装机进度不及预期的风险；煤炭价格上涨的风险；市场电价下跌的风险。谢谢收看39湘财证券投资评级体系（市场比较基准为沪深湘财证券投资评级体系（市场比较基准为
51、沪深300 300 指数）指数）重要声明重要声明湘财证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会核准，取得证券投资咨询业务许可。本研究报告仅供湘财证券股份有限公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告由湘财证券股份有限公司研究所编写，以合法地获得尽可能可靠、准确、完整的信息为基础，但对上述信息的来源、准确性及完整性不作任何保证。湘财证券研究所将随时补充、修订或更新有关信息，但未必发布。在任何情况下，报告中的信息或所表达的意见仅供参考，并不构成所述证券买卖的出价或征价，投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失书面或口头承诺均为无
52、效。本公司及其关联机构、雇员对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。投资者应明白并理解投资证券及投资产品的目的和当中的风险。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎抉择。在法律允许的情况下，我公司的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告版权仅为湘财证券股份有限公司所有。未经本公司事先书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发布、转发或引用本报告的任何部分。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“湘财证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删
53、节和修改。如未经本公司授权，私自转载或者转发本报告，所引起的一切后果及法律责任由私自转载或转发者承担。本公司并保留追究其法律责任的权利。本材料基于2024年6月21日已发布的证券研究报告电改深化，电力资产价值重估基础上撰写完成。分析师声明分析师声明本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以独立诚信、谨慎客观、勤勉尽职、公正公平准则出具本报告。本报告准确清晰地反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。买入：买入：未来6-12 个月的投资收益率领先市场基准指数15%以上；增持：增持：未来6-12 个月的投资收益率领先市场基准指数5%至15%；中性：中性：未来6-12 个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至5%；减持：减持：未来6-12 个月的投资收益率落后市场基准指数5%以上；卖出：卖出：未来6-12 个月的投资收益率落后市场基准指数15%以上。40
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