一、2024年复盘与电价新周期

1.1 2024年公用事业行业表现阶段性分化

2024年1-8月公用事业超额收益明显，相对沪深300最大超额收益率达14.8%，逆周期与红利风格占优。9-11月市场切换至成长风格后行业表现弱于大盘。截至12月6日公用事业年初以来绝对收益率11%，居申万32个行业第16位。

2024年初至12月6日公用事业PB从1.49倍提升至1.56倍，处于2017年以来38.1%分位。子板块中水电PB 2.64倍处于93.9%高分位，火电PB 1.06倍处45.7%分位，风电1.44倍处8.4%分位，光伏1.07倍处16.0%分位。

1979-2023年电力工业PPI定基指数+558%，较全部工业品PPI定基指数高出197个百分点。电力商品并非传统印象中的长周期通缩商品，电价涨幅长期跑赢工业品均价。

1986-1997年还本付息电价时期电力工业PPI区间涨幅316%，较全部工业品高出100.7个百分点；2005-2021年标杆电价及市场化时期电价涨幅落后于全部工业品17.2个百分点；2022年后构建新型电力系统电价时期，电价涨幅再次高于全部工业品8.9个百分点。

火电利用小时数自2004年达到5991小时峰值后持续处于下行区间，显示“用电安全”压力逐步降低。2005-2021年“降电价”成为重要政策诉求，电价涨幅持续弱于全部工业品。

2023年电力热力生产和供应业利润总额5488亿元，占全国企业利润总额7.1%，较1985-2023年历史均值低1.1个百分点。电力企业盈利尚未完全恢复至历史均值水平。

截至2024年9月末煤电装机1177GW，较2023年末仅新增12.1GW。2024年1-9月煤电利用小时数3469小时，同比仅降32小时，仍处2020年以来相对高位，电力供需维持偏紧格局。

截至12月5日2024年秦皇岛Q5500动力煤均价861元/吨，较2023年均价降10.8%。2023年均价965元/吨同比降24.0%。煤价降幅收窄背景下，2025年长协电价下行幅度预计不会显著高于2024年。

预计2025年全社会用电量同比+5.5%，较Wind一致预期GDP增速高0.75个百分点。煤电发电量增速持续走弱（预计2025年同比仅+0.5%），新能源发电量增速维持高位（风电+15.2%、光伏+31.6%）。

2024年夏季全国最大电力负荷达14.51亿千瓦创历史新高，迎峰度冬期间预计全国近十个省级电网电力供需偏紧。电力安全供应挑战卷土重来，政策优先目标从“降电价”转向“安全保供+低碳转型”。

2024年以来全国风电/光伏（TTM）两年平均利用小时数均呈持续下降趋势，新能源消纳压力增大。利用小时数下滑将收紧新能源项目收益率约束，运营商对新增项目投资趋于谨慎。

2024年1-10月风电/光伏累计投资1714/2735亿元，同比-2.5%/-0.3%。风光累计装机增速较2023年放缓，新能源累计装机同比增速或已见顶。

2024-2025年多数省份容量电价回收固定成本比例为30%左右，2026年起提升至不低于50%。容量电价对应折度电利润约0.015元/千瓦时，构成煤电行业稳定的利润压舱石，强化盈利稳定性。

主要火电央企长协煤比例基本保持在70%以上（华能国际76%、国电电力94%），长协煤锁定成本端波动。2019-2023年主要火电公司融资成本呈下降趋势，货币金融环境支持下融资成本仍将维持低位。

长江电力2021-2025年分红比例不低于70%，2013-2023年现金分红金额呈增长态势。2017-2023年股息率稳定在3.5%-4.5%，在10年期国债收益率下行趋势下股息相对优势凸显，2023年股息率较国债高0.8个百分点。

“十四五”期间核电核准稳步推进，2021-2024年核准机组分别为5/10/10/11台。2024年合计核准11台机组（中广核7台、中核3台、国电投1台），远期成长预期强化。测算2024-2030年核电装机CAGR为11.2%。

受益于顺价推进及成本下行，1H24五大城燃龙头毛差同比修复0.02-0.04元/立方米。新增居民接驳户数呈下降趋势，接驳经营溢利占比下降，盈利结构优化。资本开支放缓趋势下自由现金流改善有望驱动派息比例提升。