2024年公用事业行业2023年报总结：高ROE加速修复净资产，新三部曲夯实公用事业化

一、2023 年板块业绩同比+53%，火电水电均迎改善

（一）2023 年公用板块营收同比基本持平，业绩同比持续改善

2023全年公用板块营收达2.05万亿元，业绩为1705亿元、同比/环比持续改善。根 据wind数据，并以GFGY样本股为例，公用事业板块2023全年实现营收2.05万亿元 （同比+2.9%）；实现归母净利润1705亿元（同比+53.0%），业绩改善主要为电力 企业煤炭长协率不断提升、叠加现货煤炭价格同比大幅回落，火电盈利水平同比大 幅改善；同时水电伴随汛期来水好转，盈利亦有所修复。2024Q1公用板块营收达 4655亿元（同比+2.8%），归母净利润合计为454亿元（同比+25.2%），主要系容 量电价等落实良好、煤价下行因素等仍促进火电成本端继续改善。（GFGY样本股 选择54家公用事业公司）。

分单季度来看，2023Q1-2024Q1板块业绩实现同比持续改善。从公用事业板块单季 归母净利润来看，2023Q1归母净利润362.87亿元（同比+35.0%），Q2归母净利润 468.64亿元（同比+24.3%），Q3归母净利润573.48亿元（同比+61.3%），Q4归母 净利润153.72亿元（同比+838.5%）；24Q1业绩延续改善趋势，实现归母净利润 454.19亿元（同比+25.2%）板块归母净利润增长主要驱动因素是火电盈利同比、环 比持续改善。

从构成来看：2023全年火电盈利大幅增长，水电业绩同比稳步提升、绿电盈利不及 预期。2018年至今火电营业收入占电力板块的比重维持在60%以上；2023年起受益 煤价回落，火电业绩持续修复，驱动23全年公用事业板块业绩转好。水电板块Q3来 水逐步恢复、但上半年来水偏枯，叠加去年上半年来水偏丰的高基数影响，23全年 业绩同比增长13.0%。新能源板块装机容量持续增加，但电价承压，板块业绩仅小 幅增长4.3%。核电受核准加速、机组投产、电量同比提升等影响，23全年归母净利 润同比增长12.5%。燃气板块归母净利润同比增加18.4%。24Q1受益煤价同比、环 比继续下探、容量电价开始执行，火电盈利持续改善，同比提升88.1%。24年一季 度来水同比继续恢复，带动水电板块业绩同比增加17.0%。核电、燃气板块归母净 利同比分别+2.4%、-16.6%。

火电板块业绩改善全行业领先。横向对比而言，选取SW2021二级行业与GFGY进行 对比，GFGY在23年业绩同比、24Q1同比、24Q1环比三维度业绩改善程度均位居 全行业前25%，三维度分别居全行业第五、四、七位。从细分子行业来看，选取 SW2021三级行业与GF火电、水电、绿电、核电、燃气进行对比，火电三维度业绩 改善幅度最大，均位居前5%（其中24Q1环比扭亏，不参与排序），其余板块23全 年业绩同比改善幅度均位于全行业的45%。

2023全年板块经营性现金流净额同比提高4.6%。2023全年公用事业板块实现经营 性现金流净额5081亿元（同比+4.6%），同比提升主要受火电、水电两大板块驱动： （1）火电：受益煤价下行、业绩改善，23全年经营性现金流净额同比+25.1%。（2） 绿电：受新能源补贴发放节奏放缓、绿电市场化交易改革电价承压、风光资源不及 往年等因素影响，23全年经营性现金流净额同比-35.5%。（3）水电：来水改善催 化业绩，23全年经营性现金流净额同比+18.5%。（4）23年核电、燃气板块经营性 现金流金额同比分别-2.3%、+2.0%。在火电业绩改善、新能源项目建设成本回落等 因素推动下，23全年投资性现金流净流出额同比高增23.1%至5564亿元。23年筹资 性现金流净额同比增超2倍，达301亿元。虽然投资上高举高打，但23年资产负债率 保持相对稳定，为59.7%（同比-0.2pct），盈利大幅改善带动ROE大幅提升2.1pct， 达到过去5年最高水平。

23全年公用事业减值计提同比+38.54亿元，24Q1减值计提同比开始回落。23全年 公用事业减值计提规模达187.32亿元（同比+38.54亿元），分拆来看，主要减值增量为燃气、绿电板块贡献，23年火电、水电、绿电、核电、燃气等细分板块减值分 别增加5.57、2.43、8.05、3.15、19.16亿元，考虑23年燃气板块减值增加主要为新 奥股份对甲醇整体装置及相关资产计提减值13.28亿元（煤制甲醇成本较高及甲醇需 求疲软）、绿电减值增加主要为风机以大代小等所致（龙源电力计提21亿元资产减 值损失）。

度电收入来看2024Q1仅略有下降，但各板块分化明显。我们对十家火电、三家水电、 两家核电、两家绿电公司的电量及度电收入进行统计计算，整体来看，电价自2022 年显著提升后基本保持平稳，2024Q1也仅略有下降，论证了容量电价执行良好，也 能够揭示2024年全年的水平。从分板块的电价数据来看，水电度电收入上涨趋势突 出，2018年以来已经是持续提升未回落，火电2024Q1电价有所回落，与煤价下降 有关但仍保持高位，绿电电价压力突出（尽管组件价格回落、但行业竞争日趋激烈）， 核电整体相对稳定。

（二）火电业绩同比大幅改善，电价提升水电业绩修复

从分板块财务数据来看，火电板块业绩同比高增466.7%。2023全年火电在煤价下行、 长协履约率提升等因素催化下，业绩大幅改善。GFGY火电样本股中，除晋控电力、 华银电力外，其余火电个股归母净利均同比扭亏或高增。2024年一季度，伴随用煤 成本的持续改善，业绩同比继续大幅增长88.1%。

水电汛期来水改善，23全年归母净利润同比增速提升5.8pct至13.0%。2023年上半 年普遍来水偏枯，多数水电公司发电量下滑，伴随厄尔尼诺现象来临，2023年三季 度以来主要流域来水好转，水电板块2023全年实现营业收入1739.93亿元（同比 +8.5%），归母净利482.28亿元（同比+13.0%）。24Q1来水继续改善，水电实现 营收374.08亿元（同比+4.0%），归母净利88.13亿元（同比+17.0%）。由于水电 成本相对固定，伴随来水恢复及财务费用下降等影响，利润增速显著高于营收增速。

核电市场化交易带来电价弹性，审批重启下开启“量价齐升”。“十四五”电力规 划重提积极发展核电，核电项目审批、建设迎来高峰期。2023年7月31日召开的国 务院常务会议决定核准山东石岛湾、福建宁德、辽宁徐大堡等项目共6台核电机组， 目前广东、海南、福建等地在建核电项目全面推进。此外受益于市场化电价上浮， 核电机组的盈利持续提升。核电板块2023全年实现营业收入1575.06亿元（同比+2.2%）、归母净利润213.48亿元（同比+12.5%）；受电量同比增长、财务费用下 降及中核新能源投产等综合影响，业绩增速高于营收增速。

23全年绿电板块营收同比仅增长2.4%，业绩同比增长4.3%。2023年初至今硅料等 原材料价格回落，驱动绿电装机增速，根据中电联数据，2023年新增风光装机162GW （包含分布式光伏），22年仅新增123GW。但受新增项目为平价、光照资源不及同 期以及会计准则调整（2022年《企业会计准则解释第15号》试运行计算收入、不计 提折旧）等影响，营收、业绩增速均相对有限。2023全年绿电板块实现营收1805亿 元（同比+2.4%），实现归母净利润282亿元（同比+4.3%）。24Q1绿电板块营收、 归母净利增幅仍相对偏窄，分别为+6.1%、+1.4%。

燃气板块：受益23全年气价总体回落，燃气业绩同比+18.4%。2023年上半年，欧 洲能源危机化解，暖冬后天然气储备达到历史高位，气价持续回落；2023年初我国 LNG到岸价较高位大幅回落，三季度受巴以冲突影响价格有所回升，但2023年内价 格相对稳定。燃气板块2023全年实现营业收入2424亿元（同比+0.3%）、归母净利 润119亿元（同比+18.4%）。

（三）2023 年以来电力板块涨势突出，公用事业股持仓占比稳步提升

2024年一季度末公用事业股基金配置占比为1.28%，环比大幅提升0.48个百分点。 从基金持仓来看，2021年以来伴随市场逐步认知绿电成长性，板块持仓比例持续走 高，2022Q1已提升至0.63%，二三季度受火电业绩承压及绿电成长性受挫影响，持 仓比例有所降低。伴随火电盈利改善逐步体现，2023Q2迎来配置高点、占比达0.74%； 三季度伴随经济复苏预期增强等影响，公用事业股基金配置占比环比下降0.07个百 分点至0.67%；四季度伴随公用事业化进程的稳步进行，持仓比例提升0.15pct至 0.80%；2024年初至今板块业绩具备确定性改善、涨势突出，公用事业股基金配比 环比大幅提升0.48pct至1.28%，突破历史高位。

分板块来看，2024年一季度末火电、水电基金配置占比均提升至0.5%以上。2024 年初至今火电、水电板块基金配比分别大幅提升至0.51%、0.52%（环比提升0.14pct、 0.22pct），突破历史高位；核电去年以来持续公用事业化，资产质量靠近水电，ROE 中枢10%，可预期远期分红，得到市场持续关注，配比也再度达到高位，2024一季度末环比提升0.1pct至0.23%。 个股层面，水电板块长江电力仍是公用事业股中第一重仓的个股，基金配比在 2024Q1大幅提升0.14pct至0.3%；核电板块中国核电为公用事业板块下基金配比第 二大个股，配置比例已达到0.17%；火电板块华电国际配置比例环比提升0.03pct至 0.096%。

复盘来看，电力板块涨势突出，23全年核电、水电、燃气表现较好，其中GF火电、 水电、绿电、核电、燃气各板块涨幅分别为2.58%、19.19%、-13.29%、23.84%、 10.50%。核电受益于中特估及新建机组审批，涨幅最为突出。水电方面主要系来水 持续改善，叠加股息属性突出，5月后走出独立行情。火电上半年受益于时间的煤硅 充分兑现，业绩迎来改善，股价表现突出。绿电仍反应消纳问题，股价整体呈现下 挫。燃气板块受国际天然气价格持续维持相对中高位，股价走高。

二、火电：净资产持续修复，煤价企稳开启新三部曲

净资产修复的意义在于：高ROE下每一期报表发布都会被动的降低PB估值水平，火 电的性价比持续突出。我们认为净资产的修复是持续的，未来伴随火电ROE模型稳 定，预计净资产也将持续提升。

（一）业绩同比持续改善，经营现金流持续修复

煤价中枢下行，大部分火电公司24Q1业绩同比持续高增。单季度来看，受益于2023 前三季度现货煤价震荡下行、长协煤履约率提升、煤电电价充分上浮，前三季度盈 利环比继续改善，2023Q4受煤价中枢略有提升及费用减值等影响，业绩环比下降； 2024Q1煤价回落至840元/吨左右，绝大部分火电公司业绩同比增长50%以上。

具体来看，全国性火电公司：华能国际，2023Q1-2024Q1煤电税前度电盈利分别为 -0.001、0.008、0.026、0.001（考虑减值加回）、0.031元/度，煤电板块持续改善。 华电国际，火电盈利持续恢复、2023年电力毛利率同比+6.4pct；2024Q1毛利率同 比+4.2pct。大唐发电，2023H1、2023H2煤电度电利润分别为-0.009、0.007元/度， 全年度电利润为-0.001元/度、同比增厚0.032元/度。国电电力，2023年长协煤履约 常年维持90%以上，2023年火电度电利润为0.024元/度、同比增厚0.014元/度。 地方公司方面，浙能电力、皖能电力、赣能股份业绩高增。浙能电力，2023年内乐 清电厂投产叠加用煤成本改善，2023全年及2024Q1业绩持续高增。皖能电力，参 控股火电盈利均修复，同时新疆江布电厂1.32GW煤电于2023年8月底、9月初投产， 业绩快速修复。赣能股份，丰三百万机组2022年下半年投产后，单位盈利增强同时 用煤成本下降带动业绩高增。

电量方面，除个别公司合并报表口径调整影响外，其余火电公司火电上网电量同比 均保持增长。根据各公司年报及经营数据公告，全国性火电公司华能国际、华电国 际、国电电力、大唐发电、华润电力、中国电力2023年火电上网电量分别同比+3.4%、 +1.5%、-4.2%、+6.2%、+2.3%、-17.3%，其中国电电力降幅较大主要为宁夏区域 火电资产出表影响，中国电力为煤电控股转参股出表影响；地方公司中，浙能电力、 申能股份、内蒙华电、赣能股份火电上网电量分别同比+7.5%、+2.0%、-0.7%、 +71.6%，其中赣能股份同比增速较高主要为2022年下半年丰三投产基数影响。

主流全国性火电公司度电盈利持续改善，2023年增厚1-5分钱不等。根据各公司年 报分板块利润及经营数据，计算得出2023年各公司火电度电利润同比持续提升，华 能国际、国电电力、大唐发电、华润电力、中国电力火电度电利润分别为0.003、0.024、 0.001、0.034、0.023元/千瓦时，即使在考虑减值的情况下较2022年度电增厚1~5 分钱不等。

受益于盈利恢复，火电板块经营现金流净额同比持续改善。2023年火电板块实现经 营性现金流净额2257亿元（同比+25.1%，2023上半年为-27.9%），上半年同比下 降预计为增值税留抵退税同比减少及新能源补贴款发放节奏综合影响；三季度起现 金流有所好转，考虑为：（1）火电盈利持续修复，现金流亦有所改善；（2）市场 煤价下降带来的燃料支出减少及库存变化等综合影响。2024Q1伴随主业盈利持续修 复及去年同期低基数，经营现金流同比大幅增长64.3%。

十四五至今资本开支加速，火电板块资产负债率提升显著，但2024Q1已有回落。十 四五以来各火电公司清洁能源转型目标明确，近年风光等资本开支加速，同时2022 年加速核准一批火电项目，因而板块资产负债率提升显著，2023年末火电板块资产 负债率已达63.9%，若考虑永续债则达66.8%，同比均基本持平。伴随火电公司盈利 逐步改善，公司的净资产也得到提升，因此资产负债率开始有所回落。

（二）煤价企稳、容量电价执行良好，开启火电新三部曲

复盘去年提出的周期三部曲，一季度以来兑现良好。我们在去年12月24日提出火电 周期行情三部曲，即（1）12月末各省电价的陆续落地论证电价并未大幅下降，基本 确认2024年的收入稳定；（2）2024年1月初的年报业绩预告明确减值预期，火电开 启主升浪；（3）2024年3-4月的年报一季报，持续验证火电度电盈利能力。火电也清 晰的迎来了三波行情，2023年11月初至今火电板块最大涨幅达31%，个股涨幅更佳。

我们提出火电将围绕ROE模型，从周期三部曲走向价值三部曲：（1）4月底煤价企 稳及容量电价执行情况，确认盈利中枢抬升且可持续、同时容量电价执行良好贡献 稳定ROE来源；（2）5月起各省辅助服务将迎细则密集发布，能源局2月政策要求6 个月内明确辅助服务价格，将确认辅助服务带来的ROE贡献；（3）8月起部分省份 开始签订2025年电量电价，确认电量电价能否反映用煤成本，并且有望迎来中报的 业绩高增，煤电联动政策也或将加速。当前火电处于从周期走向价值的“分歧时刻”， 我们建议重视煤价企稳的产业趋势，关注此轮煤价企稳下投资者结构变化的调整机 会，并更多关注ROE稳定性提升下的火电公用事业化的验证和定价契机，火电新三 部曲即将演绎。

三部曲围绕的ROE模型需要重申，进而推演出我们为什么关注煤价企稳、辅助服务 和电量电价三个节点。首先我们始终强调的是火电的三要素电价机制将重塑火电模 型，即容量电价反映固定成本、电量电价反映变动成本、辅助服务反映调节成本的 火电价格新机制。2023年11月容量电价落地当前执行情况良好、测算折火电口径度 电均超2分，2024年2月辅助服务政策出台并将于8月份之前出台各省细则，若电量 电价能够反映用煤成本也得到验证，我们认为火电的中枢ROE将超过10%，稳定性 也将大幅增强。华能国际2024Q1容量收入21亿元、辅助服务收入8亿元，合计与火 电利润（煤+气34亿元）相近，火电由容量+辅助服务贡献主要盈利的模型已经得到 验证。

（三）净资产修复持续验证，部分火电公用事业化加速

盈利能力保持稳定，火电净资产修复已经得到体现。我们在1月撰写的报告《火电的 当下与未来：从净资产修复到公用事业化》中认为，过去几年由于煤价飙升且长协 履约不足，火电公司的报表严重缩水，2021年单年火电板块净资产就下滑了8.4%， 2023年下半年起伴随火电盈利逐步修复，火电公司净资产亦逐步增长，2023年火电 板块扣除永续债后的归母所有者权益较2022年末增长7.5%、2024年Q1较2023年末 增长3.4%，当前盈利保持下、火电公司净资产快速修复中。

部分火电公司分红持续兑现，加速公用事业化。受益于煤电一体化、业务稳定程度 高等因素影响，部分火电公司历年盈利已相对稳定、同时资本开支相对有限，已开 始稳定分红，如内蒙华电（煤电一体）承诺2022-2024年现金分红不少于可供分配 利润的70%且每股派息不低于0.1元人民币（含税），2022、2023两年股息率均超 过4.5%；申能股份（煤电占业绩比例低）上市至今连续31年分红，2023年度拟分红 对应股息率超6%。我们预计在盈利改善叠加电改推进下，短期通过高ROE修复净资 产，长期可展望分红、公用事业化估值提升。

三、水电：来水好转+电价上浮，水电板块业绩恢复

（一）来水好转电量修复，电价上浮稳定业绩

电价上浮、成本下降，水电板块盈利稳定增长。统计8家水电上市公司业绩，2023 年水电板块归母净利润为482.28亿元，同比提升13.0%（2022年为426.66亿元）， 业绩同比增速为正主要系大水电资产收购及电价上浮，而电量端普遍下滑。2024Q1 水电板块归母净利润88.13亿元（同比+17.0%），来水有所恢复电量降幅收窄，电 价持续上浮弥补电量下滑、财务费用下降，各公司盈利均有所提升。 分公司来看，四大水电盈利稳健，小水电对来水敏感。大水电中，业绩突出的为国 投电力（同比+64.3%），水电因电价上浮利润提升、火电贡献大量利润增量，同时 川投业绩表现也较为出色（2023年同比增长25.2%），长江电力收购乌白、华能水 电电价上浮，两者业绩均实现同比增长。小水电中，桂冠电力、黔源电力、闽东电 力因来水偏枯发电量下滑，业绩下滑幅度较大；甘肃能源风光投产贡献发电量（2023 年业绩同比+72.6%）。

来水偏枯水电发电量下滑，火风光弥补下板块发电量同比微增。统计9家水电公司发 电量，2023年水电板块发电量6753.84亿千瓦时（同比+0.5%），2024Q1水电板块 发电量1335.17亿千瓦时（7家公司，同比+1.4%）。2023年发电量同比提升的主要 原因在于电站投产及火电风光电量提升有所弥补，单从水电来看，来水偏枯普遍导 致水电发电量下滑，仅少数流域来水好转后水电发电量提升（湖北能源、川投能源）， 以及长江电力因白鹤滩投产发电量提升，水电利用小时数仍然是同比下滑的。2024 年来水岁恢复正常，但各流域放水趋缓，水电发电量仍同比下滑，但蓄能有所提升。 电价普遍上浮，长江电力收购乌白、乌白电价高于此前平均电价，带动整体电价提 升；华能水电通过丰枯调节及省内电价提升实现电价提升；雅砻江送苏电价提升、 省内电价上浮电价增幅达11%，带动国投电力电价提升10.3%；川投能源、黔源电 力因光伏电价较高，整体电价上浮；桂冠电力电价微增。整体来看，水电电价低于 其他各电源，安全垫较厚，在供需偏紧的情况下电价更容易提升。

电量端：一季度来水正常但放水减少，4月份全国来水明显好转。一季度各地进入枯 水期，蓄水对水电发电量影响较大，由于2023年一季度长江电力加大放水力度，发 电量增幅较大形成高基数，2024年一季度放水力度减小电量有所下滑，3月末蓄能 偏高，4月份已开始加快放水消落库容，同时中下游降水明显好转，4月三峡平均入 库流量同比提升41%。雅砻江面临类似的情况，一季度放水减缓蓄能偏高，4月份放 水仍偏谨慎，4月中下旬全国多地降水明显偏多，在连续两年枯水年后，2024年有 望迎来来水改善带来的水电发电量提升。

（二）来水恢复、蓄能偏高，二季度迎来水电发电量拐点

测算4月长江电力发电量同比+26.7%，1-4月发电量同比+1.3%。长江电力溪向三葛 四座电站均有日度高频水情数据和历史发电量数据，可根据我们提出的水电电量测 算模型进行测算。4月来水已有明显改善，长江电力发电量同比增幅显著，最新测算 4月发电量177.69亿千瓦时（同比+26.7%），1-4月发电量705.15亿千瓦时（同比 +1.3%），减缓了2、3月发电量同比偏低的影响，累计发电量增速转正（1-3月同比 -5.5%），若后续来水同比改善，叠加去年同期低基数，二季度有望迎发电量拐点。

测算4月雅砻江水电发电量同比-18.3%，1-4月发电量同比-10.7%。雅砻江水电当前 运营管理七座电站，我们根据发电量测算模型分别对每座电站进行单独测算，国投 电力自2022年三季度起不再公布分电站发电量数据，模型测算结果可作为参考。测 算4月雅砻江水电实现发电量57.28亿千瓦时（同比-18.3%），1-4月发电量253.56 亿千瓦时（同比-10.7%），雅砻江流域2、3、4月来水均偏枯，累计发电量增速有 所下滑。

高水位下蓄能突出，水电后续的发电能力得到保障。最新测算24年4月末长江电力 六座电站蓄能共计107.42亿度，23年同期为83.66亿度（同比+23.76亿度/同比 +28.4%）。1-4月，长江电力累计释放蓄能164.41亿度，相比去年同期基本持平， 其中4月较去年同期多释放41.13亿度蓄能，主要由于3月末六座电站较去年同期蓄能 偏高64.89亿度，而5月枯水期即将结束，3月末的蓄能优势在二季度的发电量中充分 体现。

雅砻江调节性较强的主要是三大电站，两河口、锦屏一级和二滩，在计算蓄能时基 本我们暂时仅考虑这三大调节电站。截至24年4月末，测算雅砻江水电三大调节电站 可调蓄水量共计31.78亿m³（死水位以上的水量），23年同期为10.52亿m³（同比 +21.27亿m³）。雅砻江水电三大电站4月末蓄能共计60.69亿度，23年同期为13.80 亿度（同比+46.89亿度）。 1-4月，雅砻江水电累计释放蓄能131.84亿度，相比去年同期减少33.50亿度，叠加 24年年初同比偏高的13.39亿度蓄能，4月末雅砻江较去年同期蓄能偏高46.89亿度， 将对二季度的发电量形成保障。

（三）成本进入下降周期，充裕现金流保障高分红

成本端来看，水电公司成本以折旧和财务费用为主，占总成本50%以上。伴随全国 水电开发进入后半程，主要水电站运营稳定，部分水电站迎来折旧到期时点；同时 水电公司偿还债务优化债务结构，财务费用逐渐降低。三峡、糯扎渡等水电站机组 逐渐到期，十四五长江电力、华能水电迎来折旧下行期。 长江电力使用年限平均法对固定资产进行折旧，其中三峡大坝、向家坝大坝和溪洛 渡大坝的折旧年限均为45年，葛洲坝大坝为50年，大坝折旧年限远低于实际使用年 限；此外，水轮机、发电机的折旧年限均为18年。三峡水电站机组自2003年起逐渐 投产，于2021年开始折旧年限逐渐到期，2023年乌白注入后，公司折旧提升75亿元， 此后将逐渐进入下行期。 华能水电水电站水轮发电机折旧年限在12年左右，在十四五期间，功果桥、小湾、 糯扎渡、龙开口水电站水轮机折旧将陆续计提完毕，暂不考虑在建托巴电站和光伏 项目，预测2024-2025年可降低5.6亿元。

23年资产重组致水电板块财务费用同比提升8.6%，24Q1水电公司财务费用降幅显 著。2023年水电板块财务费用同比增加16.74亿元（同比+8.6%），主要系长江电力 进行资产重组、白鹤滩投产后利息支出费用化，导致财务费用同比提升29.75亿元，川投能源收购国能大渡河10%股权增加负债也导致财务费用有所提升；而稳定运营 的水电公司如华能水电、国投电力、桂冠电力财务费用同比降幅均在14%以上，分 别达14.1%、14.6%、20.0%，主要通过偿还负债及用低利率贷款置换高利率贷款降 低融资成本。2024年一季度，各水电公司财务费用均下降，累计降幅达8.3%。

长电收购乌白致板块资产负债率提升，2023年板块资产负债率提升至61.3%。长江 电力收购乌白完成、乌白资产负债并表，截至2023年板块总资产提升至11716亿元， 总负债达7176亿元，导致板块资产负债率提升至61.3%（较22年末提升4.3pct）。 而收购完成及水电站稳定运营后，公司将逐渐降低负债规模，优化债务结构，利用 低利率负债置换存量债务降低融资成本，正如长电2016年收购溪向后资产负债率提 升至62.45%，而后持续降低至2022年底的40.2%，目前长江电力资产负债率提升至 62.9%，公司将再次通过偿还和置换负债降低资产负债率和财务费用，板块将进入 财务费用下降周期。

水电板块现金流稳定且充裕，2023年经营现金流净额达1114亿元。2023年水电板 块归母净利润同比增长13.4%，经营现金流净额提升至1096亿元（同比+18.5%）， 主要系长江电力收购乌白后现金流大增，长期稳定的经营活动现金流为分红提供了 保障，长江电力2023年分红率73.7%、国投电力分红率55%。2024Q1水电板块归母 净利润88.13亿元（同比+17.0%），经营现金流净额提升至233.87亿元（同比+33.4%），相比2023年利润和现金流增幅再度提升，主要系长江电力和国投电力增幅较大。

（四）水电分红稳定，走向 DDM 之路

2023年是长江电力收购乌白之后的第一年，此后长江电力的水电进入成熟期，但 2023年仍然是特殊的一年，由于来水偏枯，长江电力的发电量较正常来水情况偏枯 300亿千瓦时以上，导致利润明显偏低，同时增发了股份，2023年公司拟每股分红 0.82元，相比2022年有所下降，但分红总额基本持平，分红率73.7%仍然超过70% 的分红率承诺，2023年分红对应年末收盘价股息率为3.5%，息差0.96%，对应2023 年7月20日至2024年4月30日平均股价的股息率为3.52%，息差0.99%。

水电分红稳定、现金流可预测的特点，适用于股利贴现模型（DDM）和现金流贴现 模型（DCF），DDM模型适用的关键，在于长周期可预期的分红，现金流是分红的 上限，也是未来提高分红的能力。这取决于公司的分红承诺及过去的分红政策对市 场预期的强化，长江电力2023年收购乌白之后水电业务已完全成熟，稳定下来的年 度分红将成为未来长周期分红预期的锚点，同时公司最新一期的分红承诺时间区间 是2021-2025年，下一个阶段的分红承诺同样重要，将进一步夯实未来的分红预期。

2023年长江电力经营现金流水平跃升至647亿元，分红上限空间提升。在收购乌白 之后，长江电力的现金流大幅提升，2023年经营现金流量净额达647亿元（同比提升48.9%），分红能力提升，叠加来水好转利润恢复后以及70%的分红承诺，2024 年分红水平有望大幅提升。

四、绿电建设提速、核电盈利稳健、燃气期待顺价

（一）绿电：装机扩张带动电量提升，电价下降、资产减值影响业绩

2023 年绿电公司盈利分化，电价下降、资产减值影响业绩。统计 10 家绿电上市 公司业绩，2023 年绿电板块归母净利润为 221.50 亿元，同比提升 7.9%，业绩增 长主要是龙源电力贡献较大，但主要是由于财务费用下降等因素带动业绩提升， 经营利润变化不大，由于电价下降等原因部分绿电公司业绩下滑。

2023 年绿电板块营业收入和归母净利润分别同比+3.83%、+7.86%。与全国风光 装机发电量高速增长的态势不同的是，绿电运营商普遍面临收入利润增速下滑的窘境，2023 年绿电板块 10 家公司累计实现营业收入 1312 亿元（同比+3.83%）， 归母净利润 222 亿元（同比+7.86%），其中龙源电力、三峡能源 2023 年分别实 现归母净利润 62.49、71.78 亿元（分别同比+22.3%、+0.9%）。龙源电力的业绩 增长并非来自于经营利润，而是财务费用、投资收益、少数股东损益等因素，同 时伴随着全年 21 亿元的资产减值；三峡能源更是出现增收不增利的情况，持续积 累的可再生能源补贴也带来信用减值。

2023 年风电、光伏发电量分别同比+12.3%、17.2%。根据国家能源局数据，2023 年全国风电、光伏累计装机分别同比增加 20.7%、55.2%，带动发电量分别同比增 长 12.3%、17.2%。2023 年全国风电利用小时数达 2225 小时，同比提升 4 小时； 2023 年全国光伏利用小时数达 1286 小时，同比下降 51 小时。在风光发电量高速 增长的同时，也带来日益严峻的消纳问题。

从绿电公司经营数据来看，上市公司电量增速低于行业。统计的 10 家绿电公司 2023 年合计发电量为 2007.82 亿千瓦时，同比增长 8.14%，低于全国风电光伏发 电量增速，行业龙头龙源电力和三峡能源电量增速较高。此外，绿电公司在电量 提升的同时，普遍出现电价下降的情况，主要系平价项目增多及市场化电价下降 影响。

2023 年绿电板块应收账款达 1257 亿元，其中龙源电力、三峡能源应收账款分别为 357、367 亿元。由于上年补贴发放规模较大，今年补贴回款相对较少，绿电板块 应收账款提升，截至 2023 年末，板块应收账款达 1257 亿元，相比 2022 年末增加 252.28 亿元（同比+25.1%）。作为绿电龙头，龙源电力、三峡能源带补贴项目较多， 2023 年末应收账款分别达 356.88、366.74 亿元，同比分别增加 82、99 亿元。

2023年补贴回收较少，绿电经营现金流量有所下滑。2022年补贴回收规模较大，而 2023年补贴回收较少，绿电板块经营现金流下滑，2023年龙源电力经营性现金流净 额同比下降53.1%至138.84亿元，三峡能源经营现金流净额同比下降14.2%至 144.17亿元，2023年绿电板块经营现金流净额474.11亿元，同比下降39.2%。

（二）核电：电量稳健增长，核电核准常态化看好中长期成长性

核电电量稳定提升，两大龙头业绩表现出色。2023年中国广核和中国核电归母净利 润分别同比增长7.6%、17.9%，其中中国广核电量提升带动业绩提升，中国核电业 绩增长主要系费用下降、新能源装机提升。

核电机组投产时间预测准确，利用小时数高位稳定。2023年3月防城港3号机组投产、 12月石岛湾核电机组投产，全年核电发电量同比增长3.7%，而核电的利用小时数保 持高位稳定，仅受大修影响各月有所波动，未来伴随机组逐渐投产，核电发电量将 保持稳定提升趋势，2024年预计防城港4号机组和漳州1号机组将实现并网发电。 2023年中国核电实现营业收入749.57亿元（同比+5.2%）、归母净利润106.24亿元（同 比+17.9%）。

截至2023年末我国核电装机达57GW，2023年共核准10台机组。根据中电联数据， 截至2023年末我国核电装机已达到56.91GW，其中中国广核30.57GW、中国核电 23.75GW。此外2023年7月底国常会一次性核准山东石岛湾1-2号、福建宁德5-6号、 辽宁徐大堡1-2号共6台机组12月末核准浙江金七门1-2号，惠州3-4号机组，连续两 年每年核准10台机组，核电核准加速中，看好核准常态化下核电中长期成长性。核 电上网电价稳定，2023年中国核电和中国广核度电收入分别为0.364、0.374元/千瓦 时，同比基本持平。

（三）燃气：气价逐步回落，期待城燃公司盈利稳定

2023 年气价回落燃气公司盈利提升，多家业绩增长在 20%以上。统计 7 家燃气上 市公司业绩，燃气板块 2023 全年实现归母净利润 119 亿元（同比+18.4%，同比 +18.47 亿元）。其中新奥股份贡献 12.47 亿元的归母净利润增长，主要是平台交 易气快速增长；皖天然气、佛燃能源、深圳燃气等城燃公司在气价回落、下游顺 价的环境下同样业绩增幅较大；九丰能源能服和特气等毛利率较高的业务快速增 长，业绩同比增长约 20%。

2023年海外气价整体回落，国内天然气价格指数趋于稳定。经历2022年的价格高位 后，国际天然气市场2023年起整体供需宽松，一是各地的需求疲软且冬季未有极寒 天气，二是全年的天然气库存整体偏高供应充足。相对应LNG价格大幅回落，2023 年欧洲的TTF、亚洲的JKM以及美国的NYMEX指数全年的价格跌幅分别是55.3%、 60.7%、37.6%，年中价格有所回升，但全年整体趋于稳定。海外LNG价格走低后， 进口成本下降国内采购现货增加，天然气供需面宽松，LNG到岸价和出厂价指数均 下降。2024年年初，LNG到岸价为11.08美元/百万英热（合人民币4076元/吨），较 2023年初下降52.8%。

2023年天然气恢复稳定增长，国内陆气贡献主要增量。气价下行天然气经济性增长， 2023年天然气消费恢复稳定增长，表观消费量3900.35亿方（同比+7.2%）；产量 2297.11亿方（同比+5.5%）；天然气进口量为1668亿立方米（同比+9.8%）；对外 依存度为42.1%，同比增加1.0pct。2024年预计国内天然气市场持续向好，天然气 需求维持较快增长，国产天然气稳步上产，进口气有望较快增长。

多地推动燃气价格理顺，期待顺价落地城燃盈利改善。2023年以来，国内天然气顺 价工作提速，伴随上半年国家发改委下发天然气上下游价格联动相关指导意见，国 内多地开启居民用气销售价格联动调整，理顺民用天然气价格和气源成本的关系。 多地用气端价格增幅在10%-20%左右，部分伴随20%的上浮空间，期待未来更多城 市逐步理顺燃气价格，城燃公司或也将迎来业绩提升。

编辑：火腿肠