公用事业行业2024年投资策略分析报告：估值升维

23

20243002024441~6

141.3%9.6%

6146.5%32416%12%8%SW公用事业收益率22%11%0%15%15%13%7%5%

5%4%3%0%-2%

-4%

-6%

-7%

-7%

-8%-8%

-8%4%-9%-9%-10%-10%-10%-11%-12%-11%-22%-33%0%-15%-16%-16%-18%-18%-4%-8%-12%-21%-28%石

有

交

公

家

通

非

沪

煤

钢

建

汽

建

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车

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轻

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品

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林

织

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算设

化

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零

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生

产备

工

料

备

渔

饰

造

售

理

物石

金

运

事

电化

属

输

业

器金融材料装饰服务机2024/1/12024/2/12024/3/12024/4/12024/5/12024/6/14Wind

SW火电SW水电SW风电SW光伏中国核电沪深300收益率50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%2024/1/2

2024/1/16

2024/1/30

2024/2/13

2024/2/27

2024/3/12

2024/3/26

2024/4/9

2024/4/23

2024/5/7

2024/5/21

2024/6/45Wind

2024202449.1%~2024614PB

1.491.602017

2024PB614

PB1.22

/2.78

/1.48

/0.9472.8%201782.4%/99.7%/8.8%/1.9%2.02017SW公用事业PBSW公用事业PB/沪深300PBSW火电SW水电SW风电SW光伏中国核电3.02.52.01.51.00.50.06.55.54.53.52.51.50.52017/1/12018/1/12019/1/12020/1/12021/1/1

2022/1/1

2023/1/1

2024/1/12017/1/12018/1/12019/1/12020/1/12021/1/12022/1/12023/1/12024/1/16WindWind

10EPR10年期国债收益率（%）ERP（右轴，%）4.5%4.0%3.5%3.0%2.5%2.0%1.5%1.0%0.5%0.0%5.0%4.5%4.0%3.5%3.0%2.5%2.0%1.5%1.0%0.5%0.0%ERP=1/PE

TTM

-10A7Wind8

1Q241Q24+9.8%20232023

+3.1

ppts

1

1Q242

1Q2435.7%20233

1Q24

11Q24AI21Q2420232023

1

1Q2420231761Q23+4.1%21Q24+70.0%9%%202358691871053251481-3929213154415981691222727241~3M2420802020236.7%10.6%3.9%7.7%4.4%-3.6%14.3%9.8%17.7%16.6%3.7%10.2%16.3%3.2%11.9%3.4%1Q249.8%5.4%3.9%7.3%ppts2023/1Q24/ppts/3.1-5.30.0-0.47.82.4-5.42.54.30.84.34.43.38.14.21.92.85.15.510.83.2%1.8%55.4%8.2%-0.7%5.0%2.2%9.3%2.7%0.1%2.9%2.1%0.5%0.5%0.4%3.6%0.5%0.7%2.7%0.9%1.3%35.7%17.0%-0.1%2.4%2.0%8.0%2.0%0.2%2.9%1.6%1.2%0.4%0.5%3.0%0.7%1.0%19.5%-2.2-0.5-19.78.826743353-3494116642459342691062142040512.2%-1.2%9.0%12.3%22.0%17.4%8.0%14.5%19.6%11.3%16.0%5.3%21.1%11.4%11.6%12.0%0.5-2.6-0.3-1.3-0.70.10.0-0.40.80.00.1-0.60.20.2212294318.3%6.3%6.1%1581.2%16.8数据：Wind、中电联，证券研究10用电增量1~3M24同比（%）1Q247.3%29.6%16.3%5.4%6.1%9.0%7.6%贡献率（%）1Q24/202332513922375832512291162681471092747711371524329562220720237.7%28.6%10.2%7.9%4.6%13.5%5.0%4.4%8.8%6.8%6.8%8.6%16.5%6.5%11.5%9.1%3.7%10.7%5.2%11.6%4.2%-2.6%6.0%4.3%3.9%8.9%4.1%3.6%4.0%-10.3%-3.7%11.2%2023/74310386103844139-2536323126252517141112922094673-0.41.06.0-2.51.5-4.52.6-6.01.22.2-3.13.8-1.53.24.63.82.7-0.53.7-6.41.35.56.25.83.99.65.911.03.524.04.13.7/12.1%7.3%17.9%7.7%7.0%3.6%8.2%4.5%3.3%8.4%2.4%3.5%2.2%1.6%1.3%0.9%1.7%0.7%0.6%0.2%0.0%0.7%0.3%0.5%0.5%0.2%0.2%0.4%-0.3%-0.1%2.5%13.9%11.6%13.9%11.3%5.5%5.2%-3.3%4.9%4.3%4.2%3.5%3.4%3.3%2.3%1.9%1.5%1.7%1.2%0.3%0.3%0.0%1.2%0.6%0.9%0.9%0.4%0.7%0.8%0.3%0.0%3.2%1.84.3-4.03.6-1.51.7-11.60.41.0-4.21.2-0.11.10.70.60.60.00.5-0.30.10.10.50.30.40.40.20.50.30.60.10.7-1.6%10.0%9.0%3.7%12.4%15.0%9.7%16.1%12.9%6.4%10.2%9.0%5.2%5.5%2.8%-122101516661412.2%10.1%7.7%18.6%10.0%14.6%7.5%13.6%0.4%14.9%5620-10-3802411数据：Wind、中电联，证券研究

我国居民人均生活用电量（千瓦时/人）总人口城镇化率（%）中国美国日本经合组织12001000800600400200070%60%50%40%30%20%10%0%40035030025020015010050012

2024202320232021202220232024E98237

1036406.5%

5.5%98926

1043672025E1.292005831288637292241%10.5%837681.013.9%869411.016.8%928881.0120241.0161534536914533148121023178166.5%0.8%-0.2%4.4%15.4%15.5%34.0%32.01.0162677541184836151321175699655.5%1.9%0.8%6.7%2.2%14.9%27.5%35.71

20245646350426407513401655632709.8%9.1%8.9%11.3%-1.1%40.5%25.2%23.85730750770417813550762442763.8%1.5%0.7%2.5%1.1%16.3%30.8%25.66101953790434112836885858336.8%6.5%5.9%3.9%-5.3%16.2%36.4%29.22

2023+75.2%2023+55.8%

2023%

20246.5%5.0%2024

6

14

Wind1.302024E

GDP13.013.313.914.715.711.111.211.612.213.00.50.60.60.60.63.94.14.24.34.43.33.74.45.15.83.13.96.17.99.713

202420242024202414.520241.00.350.020.01202420232025E0.573.710.610.0%10.0%40.0%95.0%0.040.040.020.013.730.020.704.416.090.825.117.891.070.040.000.25100.0%0.0%1.800.2514

省份江苏广东广西中长期比例要求燃煤机组年度交易电量原则上为上一年度上网电量的80%左右；保障中长期交易电量不低于市场交易总电量的90%。2024年电力市场规模约为6000亿千瓦时。考虑年用电量500万千瓦时及以上的电网代购用户直接参与市场，安排年度交易规模上限3200亿千瓦时。2024年电力市场规模预计920亿千瓦时左右，2024年年度市场电量直接交易规模为550亿千瓦时。市场化电力用户（含电网代理购电）/燃煤发电企业年度中长期合约签约电量不低于上一年度上网电量的80%，通过后续季度、月度、周交易签订合同，保障全年中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的90%。海南湖北全年总电量规模不设置上限，火电企业年度交易签约电量为其上一年度实际交易电量（不含电网企业代理购电电量）的80%。2024年电力市场直接交易规模约2160亿千瓦时。直接交易用户2024年年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%。燃煤发电企业2024年年度中长期合同签约电量应不低于上一年度实际发电量的80%，未按要求执行的另行研究处理。电力用户参与电力现货市场结算试运行时，直接交易用户中长期合同签约电量比例应不低于实际用电量的95%。福建云南辽宁2024年云南省内年度交易签约电量占上年度用电量的比例超过90%。燃煤火电年度交易合同签约电量原则上不低于预计年度发电量的80%。用户侧年度合同签约比例原则上不低于60%，全年中长期交易合约电量总和原则上不低于实际用电量的90%。15

转入正式运行。全国电力辅助服务费（亿元）占上网电费比重（右，%）调峰4.3%调频备用其他100%50%0%4.3%16.2%300250200150100502.0%1.6%1.2%0.8%0.4%0.0%36.0%20.7%19.4%60.1%39.0%1H1901H191H231H2316

项目主要内容适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分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。总体思路合规在运的公用煤电机组；燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制。实施范围煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定：1）用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；2）通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右；3）2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。容量电价水平确定容量电费分摊1）煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定；2）新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制；3）各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。1）煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%；2）最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格；3）应急备用煤电机组的容量电价，由省级价格主管部门会同能源主管部门按照回收日常维护成本的原则制定，鼓励采取竞争性招标等方式确定。容量电费考核17

1218

12024320%2水电及核电发电量（亿千瓦时）一产、居民及线损电量（亿千瓦时）市场化交易电量（亿千瓦时）200001600012000800040000全国市场化电量占比（右，%）600004000020000080%60%40%20%0%2019202020212022202320192021202220231Q2419

20

12023

1150%2024~202530%100%202623政策评估发电投资引导机制类型基本原理对电能量市场影响适用条件价格稳定性实施难易将发电容量视为额外的电力商品，通过竞争市场发现价格

，实现发电投资优化配置保障了发电充裕性；实际中容量需求由SO确定，易发生投资过度扭曲电能量价格；引机制较复杂：需建立规则复杂的容量市场；监管要求高起市场效率损失(可靠

市场机制性期权可改善)；

影响

健全完善程度待实践评估容量市场价格较平稳将发电容量视为额外的电力商品，按长期边际容量成本定价，引导发电投资优化可抑制周期盈缺，受监管能力限制实际调控能力易欠过；易分类差别化调控；难反映容量供需动态平衡价格较平稳；有效抑制电能价格大范围波动机制较简单，需制定补贴量价标准；监管有一定要求扭曲电能量价格；引起市场效率损失容量补偿市场初期21

121Q242301.6%7.2%10080604020010%8%6%4%2%0%绿电当月交易（亿千瓦时）绿电交易占比（%）22

1“++”2&12

122324

110

/30202461410

/302.26%/2.50%22016202461452.0%1H243.0%2.75%2526

2024

6

124.25%

25

bp104.20%5.00%2024

5-0.31

ppts

2024

64.75%

25

bp4.50%2021美国欧元区加拿大6%5%4%3%2%1%0%2022-012022-072023-012023-072024-0127

202445