预计2024年，电力行业整体将延续绿色发展趋势，继续围绕构建新型电力系统，在电力现货市场建设、电价政策等方面进一步优化；全国电力需求将保持平稳增长，部分地区夏冬两季用电高峰时期供需将呈紧平衡，需继续凸显煤电调峰作用和提高新能源跨区消纳能力，电力市场化交易程度将进一步提升，但电价水平或面临下行压力；电力企业营收规模将继续增长，盈利能力更趋稳定且逐步回升，受煤炭价格的影响程度或将减弱，但需持续关注企业资产减值情况及债务压力。

一、政策环境

2023年，电力行业整体仍延续绿色发展趋势，清洁能源装机增速保持较快增长，电源结构持续调整改善，同时，电价改革和电力体系建设持续深化发展，重要政策继续围绕构建新型电力系统，涵盖电力现货市场建设、电价改革、绿证体系建设以及需求侧改革等方面，继续凸显电力市场化交易的重要性，通过构建更加完善的交易机制，涵盖更多参与主体，强化分时电价等多个维度提高电价对电力供需的敏感度，同时，通过煤电两部制电价、绿证交易体系建设等方式，推进绿色转型阶段煤电和新能源机组的协调发展，稳定发电企业盈利情况。

2024年以来，各地政府相继发布了2024年工作计划。整体来看，绿色低碳转型发展仍是2024年各地政府的主要发展方向，但根据各区域能源结构、资源情况以及产业结构的不同，发展重点各有不同，资源型地区比如内蒙古、甘肃等地强调能源基地建设及升级发展和电网外送，更侧重于供给端建设和优化；广东、江苏等电力供需偏紧地区强调绿色产业园建设和保障能力提升等，更侧重于消费端效率提升；黑龙江、山西等煤炭资源丰富的地区强调煤电机组“三改联动”，加快煤矿智能化改造；沿海地区、水资源丰富的地区强调抽水蓄能、海上基地以及海洋能源开发建设等。此外，新材料新能源装备产业链的建设、新能源汽车及充电桩设备建设也多次被提及，农村电网、充电桩等基础设施建设、碳排放交易、电价改革等也成为多个省份的工作重点。

预计2024年，电力行业主要政策仍围绕构建新型电力系统，在电力现货市场建设、分时电价等方面进一步优化，同时，除煤电外，其他各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制或相继构建，一方面，各类型电源市场化交易参与程度将进一步增加，充分体现供需关系对电价影响并反向影响市场供需协调性，另一方面，电容电价机制充分体现调节性电源的支撑价值，有利于稳定电力企业盈利，促进电力行业持续健康运行。

二、供需格局

用电需求端，2023年全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点，各季度全社会用电量同比分别增长3.6%、6.4%、6.6%和10.0%，经济恢复回升拉动用电需求增速逐季上升，第一、二、三产业及城乡居民用电量增速分别为11.5%、6.5%、12.2%和0.9%，其中乡村振兴及农村基础设施建设的不断提升延续第一产业用电量快速增长势头，终端消费市场逐步回升带动第二产业用电量增速逐季增长，服务业明显回暖带动第三产业用电量增速回升至较高水平，城乡居民生活用电量低速增长。2023年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长6.9%、4.3%、8.1%和5.1%，全国31个省份全社会用电量均为正增长，其中，海南、西藏、内蒙古、宁夏、广西、青海6个省份同比增速超过10%。整体来看，全社会用电量随着经济逐步向好回升而恢复增长。

发电方面，2023年全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时，同比增长5.2%，其中煤电仍为主力电源，加之受水电减发影响，煤电发电量占总发电量的比重接近六成。2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时为3592小时，同比降低101小时，其中水电受年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少等影响导致发电效率下降，火电充分发挥调峰保供作用，煤电、核电发电效率均同比提升，风电发电小时数基本持平，光伏发电效率同比有所下降。截至2023年末，全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.9%，其中水、火、核、风、太阳能装机占比分别为14.44%、47.62%、1.95%、15.12%和20.88%，非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模，占总装机容量的比重在2023年首次超过50%，煤电装机占比首次降至40%以下，电力投资整体继续快速增长且非化石能源发电投资占电源投资的比重达到九成，太阳能和风电发电装机容量同比分别增长55.2%和20.7%，电力行业绿色低碳转型持续推进且取得阶段性进展。

整体来看，2023年全国电力供需总体平衡，年初受来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长等因素叠加影响，少数省份部分时段供给偏紧，迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，电网调度输送进一步加强，电力市场化交易持续推进，全年整体电力系统平稳运行。预计2024年，全国电力需求将保持平稳增长，增速或小幅回落，其中第一产业用电量或将保持快速增长趋势，第三产业增速仍将保持较高水平但增速或有所下降，第二产业及居民用电量保持平稳增长；全国发电装机规模将继续保持快速增长趋势，仍延续绿色发展趋势，新能源装机占比将进一步提高；根据中电联预测，2024年新能源装机或将首次超过煤电装机规模，部分地区消纳问题将进一步显现，需继续凸显煤电调峰作用和提高新能源跨区消纳能力，持续推进跨区电网输送基础设施和体系建设，提升大基地调峰储能能力，落实好煤电“两部制”电价政策和峰谷电价政策，用市场化手段优化供需，预计部分地区夏冬两季用电高峰时期供需将呈紧平衡，来水情况对西南等地区夏季电力供给影响较大，华东、南方等部分省份整体供需可能偏紧。

三、价格趋势

成本方面，2023年煤价中枢整体有所回落但仍处于偏高水平，天然气价格先降后增，火电发电成本整体同比降低但仍处于偏高水平，预计2024年煤炭价格区间不会出现明显下降，燃料成本整体趋稳。装机成本方面，2023年光伏组件成本继续快速下降，风电装机成本继续呈下降趋势，预计2024年新能源装机成本仍将延续下降趋势。

电价方面，2023年市场化交易电价机制改革持续深入推进，市场化交易电量占比继续呈增长趋势，随着市场化交易以及峰谷分时电价政策的执行，上网电价对供需关系的敏感度提升，自2024年1月1日起，煤电容量电价机制开始实施，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，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，按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，将对2024年上网电价产生影响。随着新能源装机增加、现货市场交易制度的继续完善，电力市场化交易程度将进一步提升，新能源对市场化交易的参与程度有望进一步增加，同时两部制电价实施后，煤电企业可能因容量价格补偿产生降价意愿，电量供给竞争增加，加之2023年以来煤价中枢下行，市场化交易电价或有所下行，且煤电机组容量电价基准低于现行市场化交易电价，整体电价水平或面临下行压力。

四、企业盈利

电力企业盈利能力主要受到上网电量、平均上网电价以及燃料成本等影响，近期多个电力企业发布业绩预告，预计2023年电力企业整体盈利能力回升，一方面，随着用电需求增长带动上网电量增加，加之市场化交易电价仍处高位，营业收入整体同比增长，另一方面，随着煤炭价格中枢回落，以及毛利率较高的清洁能源装机占比提升，整体盈利空间增加，部分企业扭亏为盈。

预计2024年，随着电源装机的增加和全社会用电量的平稳增长，电力企业整体上网电量将延续增长趋势，营收规模将继续增长，随着煤电两部制电价的实施，煤电盈利能力受煤炭价格的影响程度或将减弱，加之清洁能源上网电量占比提升、新能源装机成本下降，整体盈利能力更趋稳定且逐步回升，但两部制容量电价各省执行标准和比例不同，地区性煤电企业盈利能力或出现分化。同时，受清洁能源装机集中投产等影响，部分投产机组盈利可能不达预期或出现在建项目无法推进等情况，需关注发电企业资产质量和减值情况对企业盈利能力的影响，此外，应收清洁能源补贴款回收周期整体偏长，对电力企业造成资金占用压力，加之重资产属性导致电力企业投资需求高，行业整体债务规模高，需持续关注电力企业债务压力。

（大公国际）