会议要点

1、电力市场化改革与供需状况

电力市场化改革通常在电力供给过剩时进行，以降低电价，吸引用户通过市场交易获取电量。中国在电力过剩时期推动市场化，降低了电价，用户更倾向于市场化交易而非传统电网采购。

十四五初期，火电备用率首次跌破20%，引发严重缺电事故。火电和核电的备用率测算考虑可靠性较高的电源，2022年备用率跌至15%，显示出电力供需紧张的状态。

2、电力项目建设与未来供需预测

2022年8月批准的火电项目（“八八八千万”）大部分将在2025至2027年投产，短期内新增装机有限，2023年被视为电力供需紧张的年份。未来几年备用率可能不会明显高于15%。

预测显示，2025至2026年煤电产能增速将超过6%，即使不考虑新增核电和新能源，电力供需仍将紧张。即便“八八八千万”项目投产，备用率也不会显著低于14%。

3、电价趋势与影响因素

电价受供需影响，预计未来几年电价将稳中有降。水电和核电的市场化交易部分受火电电价影响，但整体盈利稳定。火电因市场化电价下降而受影响，但煤价下行可能抵消部分影响。

火电公司未来几年利润可能保持稳定甚至增长，尽管电价下降，但调节性资源需求增加，火电在电力系统中仍具重要性，提供调节能力的公司将获得稳定回报。

4、电力交易与合同签约

电力交易分为批发侧和零售侧，批发侧主要是发电企业与售电公司交易，零售侧是售电公司与用户交易。大部分电力公司收入来自年度长期合同，年度合同对未来收入影响重大。

目前电价合同多为定量不定价，电价预测显示降幅可能大于预期。沿海省份电价下降幅度可能较大，而内陆区域相对较小。电价最终取决于各地实际情况和市场操作。

5、火电行业前景与投资机会

火电行业因调节性资源需求增加而被看好，尽管短期内电价下降压力存在，但长期来看，火电的调节能力和市场需求将带来稳定的盈利增长。火电公司在未来几年新增装机和资本开支方面将保持活跃。

电力行业整体处于严峻不平衡状态，电量供需相对宽松，但电力供需紧张。未来几年新增装机核准速度将保持较快，压制煤电产能利用率。火电的逆周期属性和调节能力使其成为投资热点。

会议实录

1、电力市场化与供需挑战

在电力利用小时较低的时期，电量过剩。我们刚开始电力市场化改革时，出现了低度市场化交易的电量。这并非巧合，许多东亚国家在电力供给过剩时推动市场化，因为市场化会降低电价，用户因此更愿意通过市场交易获取电量，而不是从电网采购。因此，我国也选择在此时进行市场化改革。

火电市场化初期，面临产能利用率和电价双低的局面。当时煤价也低，所以利润尚可。电价在低煤价的情况下下浮约10%，这对火电盈利能力影响不大。十三五期间，煤价对火电盈利有重要影响。随着产能过剩，火电厂建设减少，核电建设也不多。

十四五初期，发生严重缺电事故，火电电源备用率首次跌破20%。我们对风电和光伏的有效比例估计较低，更多依赖火电、核电和水电。2022年备用率降至15%，处于危险状态。尽管如此，今年没有严重缺电，因降水良好，沿海地区电力供应相对充足。八月底九月初，四川因高温和电网阻塞出现电力紧张。

2022年8月，紧急重启一批停建项目，这些项目在2023年投产较多。2022年8月核准的新项目，从0到1的建设速度不快。2023年投产项目多为重启项目。2024年备用率仍不高于15%，但最艰难的一年已过去。除非未来用电量和负荷超预期增长，否则缺电压力不大。

供需有两个层面：电量和电力。全国层面电量从未短缺，煤电产能利用率最高约5000小时，通常在4000小时左右，不易缺乏。但电力可能短缺，因装机与最高负荷匹配不佳。2021年和2022年缺电主要是电力不足。

8880万千瓦项目将在2025到2027年投产，煤电产能增长约10%。用电量增长10%较少见，当前环境下难以实现。近期用电量增长约6-7%。供给侧增长快，但设备交付压力大，项目投产时间可能延后。预计2025和2026年煤电产能增速超过6%。若用电量增速低于6%，即便不考虑核电和新能源投产，电力供需也在恶化。即使8880万千瓦投产，备用率仍不会明显低于14%，电力仍处于紧平衡状态。

2、电价波动与核水电影响

回到四川，因为我现在就在成都。即便今年来水条件良好，四川这样的省份仍然需要一些调节手段，这说明我们面临的压力依然很大。如果明年来水不佳，低于预期，尽管今年来水不算差，但电量供需的压力仍然很大。这会导致电力行业的利润空间缩小，表现形式主要体现在电价上。电价不是政府或行政命令能单方面决定的，即便从市场化角度看，电价也会因供需关系而下行，更不用说地方政府有降价的意愿。这不在我们正常的研究分析框架内，各地有各自的办法和态度。降低电价不必过度解读，这并不是最近才出现的情况。早在2022年8月，就能预见到，只要经济或用电需求没有显著改善，这就是大概率事件。结果是电力行业的利润在2023年可能达到顶峰，这虽然听起来有些吓人，但事实如此。

水电和核电虽然市场交易部分不多，但也有部分电量与火电价格联动，或直接参与市场交易。因此，供需变化也会影响其价格。由于成本端与供需关系不大，其盈利会有所波动。但整体来看，其盈利仍在高位波动。回顾核电公司在2015到2018年的报表，当时部分电量参与市场化交易，火电价格下浮十几个百分点，但核电盈利影响不大，LE比现在低0.5到1个百分点。虽然有影响，但不改变核电盈利相对稳定的事实，水电更是如此。尤其像长江电力这样的公司，即便火电在华东、华南地区价格大幅下跌，对其利润影响最多10%。这10%听起来很多，但不及今年来水好的影响大。电价也不至于降到极端水平。

因此，水电和核电会受影响，尤其是2023年与火电联动的部分利润会因供需变化而下滑。但整体盈利稳定性依然很高，我们认为未来横向比较，其回报率仍高于全社会大部分行业。

3、火电市场供需与盈利分析

火电行业较为复杂，其问题在于如果用电需求不佳，逻辑上其表现也不会太好。因此，不能片面地只看火电方面的情况。火电的电量已完全市场化，因此电价下降对其收入影响最大。但同时，煤价也是一个重要因素，因此投资火电作为防御性策略是可行的。如果用电需求不佳，电量供需可能不如预期，电价下降幅度可能超过预期，但此时煤价可能也会走弱。换句话说，火电的报表中存在一定的自我调节和抵消机制。

电量、电价、收入、成本等因素都需要考虑。我们看好火电的核心原因在于中长期电力需求仍然旺盛。目前电力备用率约为14.5%，而2022年备用率为19%时就出现了严重缺电事故。因此，电力在尖峰时段提供调节能力非常重要，这些装机仍能获得超额利润，主要通过现货价格或高额的省电现货交易实现。随着新能源的增加，调节需求只增不减。

我们认为火电除了煤炭发电、电量和电价收入外，其余部分未来将快速增长。火电行业不再是前几年全行业亏损的局面。目前主流火电公司ROE达到10%左右，地方性发电企业如浙江、安徽、江西等地在今年一二季度的净利润都超过了3-5分，甚至比2021年煤价上涨前更好。因此，电价适度下降是合理的，因为辅助服务和容量电价等收入持续增长。火电的逆周期属性依然存在。

讨论电量供需时，必须将煤价纳入大环境中。煤价不可能永远高企而电价持续下降。未来条件性收入和利润的持续增长是可见的。辅助服务和容量电价政策短期内是否给予火电更多支持，中央和地方政府可能会犹豫，但这些收入增长是确定的。中央已明确容量电价在2025年为120，2026年为165，这不会改变。某些地方的容量电价可能会提前上涨。

火电在电力系统中是重要的调节资源，抽水蓄能和其他短期措施无法替代。因此，对火电整体盈利不必过于担心。中国未来电量电价可能不紧缺，但电力和调节性资源一定紧缺。火电产能增长20%，新能源增长更快，消纳压力很大。绿联公司的报表显示，这种物理层面的消纳压力需要缓解。

总结而言，未来几年电力仍处于不平衡状态。电量在2023年开始不再紧缺，之后会相对宽松。为了应对电力不平衡，未来几年新增装机核准将保持较快速度，这反过来会压制煤电的产能利用率。电价稳中有降，随着火电辅助服务和容量电价收入增长，市场化降价换量是可能的。

对于三大电器的长期增长空间，我们持乐观态度。短期内，各公司有不同的关注点。以东方电器为例，核心在于消化完第一毛利订单后的利润和增长速度。长期来看，只要新增核准保持正常状态，这些公司的基本面相对稳健。市场对电量或电力供需的担忧在发电企业和上游企业中普遍存在。电源设备、发电运营商和煤炭的走势相关性较大，供需角度看它们是正相关的。只有市场对供需有客观认知，相关逻辑才能顺畅梳理。

4、电力交易合同签约分析

市场目前关注的两个主要问题：首先是加电站的现状。很多领导可能对这一领域缺乏直观的认识。我简单描述一下当前的情况。现在，沿海省份已经率先开始行动，发电企业的售电公司或独立售电公司开始与用户签订零售合同。

整个电力交易分为批发侧和零售侧。批发侧涉及发电企业和售电公司的交易，发电企业的收入主要来自批发侧。零售侧则是售电公司与电力用户的交易。大型工业电力用户可以直接参与批发侧交易，跳过售电公司，从而赚取批发和零售之间的价差。然而，批发和零售签订的合同有所不同，批发交易由授权公司负责。

企业交易的主要部分是年度长期合同，占比约80%，这就是为什么明年年度长协电价的高低非常重要。年度长期合同约占80%，月度长期合同约占10%。此外，还有一些短期合同，如周度和日度交易，尤其是在四川等电力市场较为复杂的地区。总体而言，年度长期合同占据主导地位，到今年年底或明年初，各省份的2025年年度长期合同将确定，这将决定大部分电力公司的主要收入。

零售侧的合同相对简单，通常是一年一签，但也可以一年多签，不像发电侧那样复杂。类似于我们在移动或联通购买套餐，合同中包含多项条款，但不会细分到具体的交易品种。

最终，零售合同可能有两种定价方式：一种是绝对电价合同，例如每度电三毛；另一种是价格与批发侧交易均价挂钩。例如，以今年为例，零售合同中的定价基准可能包括三种情况：一是山西当月年度和月度加权的中长期电力交易均值；二是当月现货电价均值；三是当月月度交易均值。这就是为什么现在已经开始签约，主要是为了稳定用户的电量需求。各大发电企业为明年的生产做好准备，确保一定的用户电量，尤其是对于一些煤电联营公司来说，这涉及到煤炭的基础需求。因此，他们已经开始进行零售侧的签约，但目前大多是定量不定价，定价层面的零售合同几乎还没有签署。

5、电价降幅与市场预判

目前讨论各省的电价状态并不现实，但我们可以预测。各地有许多发电企业、售电公司和电力用户，尤其是大型电力用户，他们也会预测电价。根据目前的情况来看，电价的降幅可能比我最初预期的要大。在今年6月，我预计全国或大部分省份的电价降幅在1到2分钱左右，但现在看来可能不止一分钱。电价对发电企业利润的影响很大，具体情况还要看各地实际情况，尤其是国庆后的价格走向。很多地方的批发和零售是同步的，也有一些是分开的，细节很复杂。

以四川为例，明年的水电电价可能会有压力，而火电电价可能会下降一两分钱。四川今年已经明显缺电，其他如江苏、浙江和广东的电价降幅可能会更大。我们需要密切跟踪市场变化，尽管我们在报告中对电量供需、燃料成本和市场格局做了很多预测，但实际操作才是关键。

电价与股价类似，受多种因素影响。今年浙江电价结果可能会比往年早出，沿海三省加上山东的结果对投资者影响很大。我们在6月预测火电公司跌幅不会超过30%，但目前已超过这个水平，华能和华电A股都已超过30%。供需情况不如预期强劲，这也是我们一开始讨论的原因。

去年6月后，火电股的回调幅度最高达30%，今年降幅可能更大。股价位置比去年高，供需稍弱，去年还有流量因素。今年有更多新投资者参与，供需问题短期有压力，回调幅度可能被低估。

电价问题需要持续观察，尤其是各省电力交易中心2025年的批发和零售电力交易方案出台后，才会有定论。例如，西北某省若在明年批发合同中加入分时电价条款，2025年电价至少降1到2分。广东等省份的规则出台也需逐步观察。欢迎投资者与我们进一步沟通。

6、电价与火电行业前景

大家要有信心，我认为电价的下降幅度不会像煤价那样大。当前煤价比去年年底谈2024年年度合同时已经有很大下降空间，但电价不会降那么多。发电企业考虑到前两年的亏损及议价时的集中度，尤其是各省售电公司用户数量远超发电企业。我们报告中也提供了各省CR3和CR5的市占率，很多省份前三名的市占率都在70%-80%以上。这就是为什么像山东这样的地方，煤电价格一直很强势。

沿海省份由于基准电价高，绝对电价下降幅度看似较大，但内陆区域可能会小很多。因此，全国平均水平不会像煤价下降幅度那么大。

火电的价差即使未来不大幅扩张，但在当前位置上稳定。火电公司未来几年保持相对稳定的利润，甚至有增长，是大概率事件。部分火电公司在过去盈利修复中有一定储备，所以降电价未必导致业绩大幅下滑。市场的担忧有道理，但电力紧平衡和新能源调节需求仍在，具备调节能力的公司未来收益会更高，且市场力量会让他们有稳定的回报率，因为需要这些公司进行新产能建设和资本开支。

2022年的情况显示，一旦盈利低，公司就不愿投资。直到国家政策支持，盈利修复后，才开始新建。因此，不必过度担心，电力的净平衡是确定的。

未来几年，火电每年新增50到70GW，远超“十三五”期间。火电的ROE需高于“十三五”以激励正常资本开支，维持电力系统稳定。电力公司将有稳定可持续的ROE回报，横向比较仍优于大部分行业。电力行业在未来红利回归时仍是重要主线。

这是我们对电力行业及发电企业的分析。欢迎会后联系交流。我们重申，最看好火电，因为调节性装机短缺。水电因每年有三年债压力表现最好。核电方面，虽然无法具体评论个股，但下跌是较好的入场机会。感谢各位的时间。