电价下降预期或已充分反映，估值吸引力突出，推荐电力板块
2024/12/4国债收益率下行至1.96%，创下2002年4月以来新低，电力公司股息率体现的估值性价比突出。基本面层面，我们认为电价下降的预期已经充分反映，当前煤价对应的成本端下行已经可以足够覆盖明年全国年度长协1-3分/度的下降幅度，火电2025年点火价差稳中有升。水电盈利模式稳定，电价风险在5%以内，龙头公司相比无风险利率的息差显著高于历史均值。
10年期国债破2%，电力板块股息率性价比突出
12月首个交易日（12月2日），10年期国债收益率终于下降至2%以下。2024/12/4国债收益率更是进一步下行至1.96%，创下2002年4月以来新低。根据我们的2025预测，电力板块中龙头公司例如长江电力股息率超过3.4%，与10年期国债收益率息差达到148bp，超过2018年3月来的均值134bp，显著超过2024年来的均值133bp；申能股份/京能电力股息率超5/6%（A股火电）；华能国际/华润电力股息率超过7%（H股火电）；桂冠电力/国投电力股息率接近3.5%（水电）。火电（申万）指数vs今年年中的高点（剔除9月底10月初）回调幅度达到14%，我们认为当前估值吸引力突出。
我们预期电价下降幅度与煤价一致,火电点火价差2025稳中有升
根据我们2024/8/29发布的报告《客观看待电力缺口与过剩并存》中所分析的那样，区域层面电量的供需结构、集中度和一次能源价格变化决定了电量电价的谈判结果，今年8月起的燃料价格可能会导致2025年度长协电价相对2024年有１-3分/度的下降。我们测算煤价（5500kcal）每下降26元/吨，将对应电价下降1分/度（税前）。假设2025年煤价均维持在2024/12/4的秦皇岛现货煤价的水平，燃料成本的下行已经可以覆盖2.1分/度的电价下降；如果未来煤价在当前位置上没有明显反弹，我们认为煤电的点火价差2025年稳中有升。
2025电价风险对水电利润影响不足5%,盈利模式的稳定性依旧成立
水电公司大部分电量电价不参与市场化交易，除优先消纳的电量外，省内交易与落地端倒推定价是最常见的方式。以长江电力为例，其外送华东与华南的部分电量就会按照落地端省份火电市场化交易，例如江苏省发改委就白鹤滩电站送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”。根据我们的测算，华南地区电价下降1分，对长江电力利润影响幅度为0.2%，华东地区电价下降1分，对长江电力/雅砻江利润影响幅度为0.5%/1.2%。
风险提示：煤价反弹超预期，电价下降超预期，来水波动，测算与实际不符。
大部分省份的年底长协谈判都是从前一年的国庆前后持续到第二年初（一般为春节前），4Q23的燃料价格对2024年年度电价谈判影响最大。如果我们用秦皇现货煤价与广东LNG出厂价作为参照指标，暂不考虑其他决定电价的因素，2024年8月（9月各省普遍开始零售侧谈判）的燃料价格可能会导致电价相对2023年底谈判出的2024年年度长协有１-3分/度的下降，平均为2分左右。
考虑一个月的采购到入炉的时间差，2024/12/4的秦皇岛现货煤价如果可以持续到明年，2025年煤炭现货均价相比今年会有55元/吨的下降，可以覆盖税前电价2分1的下降幅度。考虑到年度长协大概占整体市场化交易电量的80%（以江苏为例，2024年12月4日，江苏发改委出台《2025电力市场交易有关事项的通知》，要求燃煤机组年度长协签约电量原则上不低于上一年度上网电量的80%。），而煤炭长协在火电端采购的覆盖比例也在80%左右（2024年11月20日，发改委印发《2025年电煤中长期合同签订履约工作的通知》要求，中央发电企业合同签订量不应低于签约需求的80%），可以认为如果2025年煤价维持当前的水平，火电电价下滑幅度与可变成本下滑幅度相近，点火价差稳定。
水电公司大部分电量电价不参与市场化交易，除优先消纳的电量外，省内交易与落地端倒推定价是最常见的方式。以长江电力为例，其外送华东与华南的部分电量就会按照落地端省份火电市场化交易，例如江苏省发改委就白鹤滩电站送苏落地电价“基准落地电价+浮动电价”（https://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2023/1/9/art_51012_10717972.html）。根据我们的测算，华南地区电价下降1分，对长江电力利润影响幅度为0.2%，华东地区电价下降1分，对长江电力/雅砻江利润影响幅度为0.5%/1.2%。
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