電力系統是由發電、輸電、變電、配電和用電等環節組成的電能生產、傳輸、分配和消費的系統。發電廠將其他形式的能量轉換成電能，然后通過輸電網和配電網將電能輸送和分配到電力用戶的用電設備。

配電網是電力系統中重要的組成部分，負責將輸電網受端的電力進行再分配，輸送到城市、郊區、鄉鎮和農村，并進一步分配和供給給工業、農業、商業、居民以及特殊需要的用電部門。

預計2024年，電力行業整體將延續綠色發展趨勢，繼續圍繞構建新型電力系統，在電力現貨市場建設、電價政策等方面進一步優化;全國電力需求將保持平穩增長，部分地區夏冬兩季用電高峰時期供需將呈緊平衡，需繼續凸顯煤電調峰作用和提高新能源跨區消納能力，電力市場化交易程度將進一步提升，但電價水平或面臨下行壓力;電力企業營收規模將繼續增長，盈利能力更趨穩定且逐步回升，受煤炭價格的影響程度或將減弱，但需持續關注企業資產減值情況及債務壓力。

根據中研普華產業研究院發布的《2024-2029年中國電力行業深度研究及發展策略咨詢報告》顯示：

2023年，電力行業整體仍延續綠色發展趨勢，清潔能源裝機增速保持較快增長，電源結構持續調整改善，同時，電價改革和電力體系建設持續深化發展，重要政策繼續圍繞構建新型電力系統，涵蓋電力現貨市場建設、電價改革、綠證體系建設以及需求側改革等方面，繼續凸顯電力市場化交易的重要性，通過構建更加完善的交易機制，涵蓋更多參與主體，強化分時電價等多個維度提高電價對電力供需的敏感度，同時，通過煤電兩部制電價、綠證交易體系建設等方式，推進綠色轉型階段煤電和新能源機組的協調發展，穩定發電企業盈利情況。

2024年以來，各地政府相繼發布了2024年工作計劃，整體來看，綠色低碳轉型發展仍是2024年各地政府的主要發展方向，但根據各區域能源結構、資源情況以及產業結構的不同，發展重點各有不同，資源型地區比如內蒙古、甘肅等地強調能源基地建設及升級發展和電網外送，更側重于供給端建設和優化;廣東、江蘇等電力供需偏緊地區強調綠色產業園建設和保障能力提升等，更側重于消費端效率提升;黑龍江、山西等煤炭資源豐富的地區強調煤電機組“三改聯動”，加快煤礦智能化改造;沿海地區、水資源豐富的地區強調抽水蓄能、海上基地以及海洋能源開發建設等。此外，新材料新能源裝備產業鏈的建設、新能源汽車及充電樁設備建設也多次被提及，農村電網、充電樁等基礎設施建設、碳排放交易、電價改革等也成為多個省份的工作重點。

用電需求端，2023年，全國全社會用電量9.22萬億千瓦時，同比增長6.7%，增速比2022年提高3.1個百分點，各季度全社會用電量同比分別增長3.6%、6.4%、6.6%和10.0%，經濟恢復回升拉動用電需求增速逐季上升，第一、二、三產業及城鄉居民用電量增速分別為11.5%、6.5%、12.2%和0.9%，其中鄉村振興及農村基礎設施建設的不斷提升延續第一產業用電量快速增長勢頭，終端消費市場逐步回升帶動第二產業用電量增速逐季增長，服務業明顯回暖帶動第三產業用電量增速回升至較高水平，城鄉居民生活用電量低速增長。2023年，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長6.9%、4.3%、8.1%和5.1%，全國31個省份全社會用電量均為正增長，其中，海南、西藏、內蒙古、寧夏、廣西、青海6個省份同比增速超過10%。整體來看，全社會用電量隨著經濟逐步向好回升而恢復增長。

發電方面，2023年，全國規模以上電廠發電量8.91萬億千瓦時，同比增長5.2%，其中煤電仍為主力電源，加之受水電減發影響，煤電發電量占總發電量比重接近六成。2023年，全國6，000千瓦及以上電廠發電設備利用小時3，592小時，同比降低101小時，其中水電受年初主要水庫蓄水不足以及上半年降水持續偏少等影響導致發電效率下降，火電充分發揮調峰保供作用，煤電、核電發電效率均同比提升，風電發電小時數基本持平，光伏發電效率同比有所下降。截至2023年末，全國累計發電裝機容量約29.2億千瓦，同比增長13.9%，其中水、火、核、風、太陽能裝機占比分別為14.44%、47.62%、1.95%、15.12%和20.88%，非化石能源發電裝機在2023年首次超過火電裝機規模，占總裝機容量比重在2023年首次超過50%，煤電裝機占比首次降至40%以下，電力投資整體繼續快速增長且非化石能源發電投資占電源投資比重達到九成，太陽能和風電發電裝機容量同比分別增長55.2%和20.7%，電力行業綠色低碳轉型持續推進且取得階段性進展。

成本方面，2023年煤價中樞整體有所回落但仍處于偏高水平，天然氣價格先降后增，火電發電成本整體同比降低但仍處于偏高水平，預計2024年煤炭價格區間不會出現明顯下降，燃料成本整體趨穩;裝機成本方面，2023年光伏組件成本繼續快速下降，風電裝機成本繼續呈下降趨勢，預計2024年新能源裝機成本仍將延續下降趨勢。

根據中研普華產業研究院發布的《2024-2029年中國電力行業深度研究及發展策略咨詢報告》顯示：

電價方面，2023年，市場化交易電價機制改革持續深入推進，市場化交易電量占比繼續呈增長趨勢，隨著市場化交易以及峰谷分時電價政策的執行，上網電價對供需關系的敏感度提升，自2024年1月1日起，煤電容量電價機制開始實施，將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價，其中電量電價通過市場化方式形成，容量電價水平根據轉型進度等實際情況合理確定并逐步調整，按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定，將對2024年上網電價產生影響。隨著新能源裝機增加、現貨市場交易制度的繼續完善，電力市場化交易程度將進一步提升，新能源對市場化交易的參與程度有望進一步增加，同時兩部制電價實施后，煤電企業可能因容量價格補償產生降價意愿，電量供給競爭增加，加之2023年以來煤價中樞下行，市場化交易電價或有所下行，且煤電機組容量電價基準低于現行市場化交易電價，整體電價水平或面臨下行壓力。

電力企業盈利能力主要受到上網電量、平均上網電價以及燃料成本等影響，近期多個電力企業發布業績預告，預計2023年電力企業整體盈利能力回升，一方面，隨著用電需求增長帶動上網電量增加，加之市場化交易電價仍處高位，營業收入整體同比增長，另一方面，隨著煤炭價格中樞回落，以及毛利率較高的清潔能源裝機占比提升，整體盈利空間增加，部分企業扭虧為盈。

預計2024年，隨著電源裝機的增加和全社會用電量的平穩增長，電力企業整體上網電量將延續增長趨勢，營收規模將繼續增長，隨著煤電兩部制電價的實施，煤電盈利能力受煤炭價格的影響程度或將減弱，加之清潔能源上網電量占比提升、新能源裝機成本下降，整體盈利能力更趨穩定且逐步回升，但兩部制容量電價各省執行標準和比例不同，地區性煤電企業盈利能力或出現分化。同時，受清潔能源裝機集中投產等影響，部分投產機組盈利可能不達預期或出現在建項目無法推進等情況，需關注發電企業資產質量和減值情況對企業盈利能力的影響，此外，應收清潔能源補貼款回收周期整體偏長，對電力企業造成資金占用壓力，加之重資產屬性導致電力企業投資需求高，行業整體債務規模高，需持續關注電力企業債務壓力。

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