电力运营商子行业盈利情况如何？

水电、核电盈利能力稳定，2023 年水电、核电 ROE 分别为 12.4%、10.8%，同比 分别提升 2.3、0.5pct，股息率分别为 2.7%、2.2%，盈利能力稳定，分红稳定提升逻 辑逐步强化。

1.火电：机制理顺，成本改善业绩修复

业绩：2023 业绩修复，2024Q1 业绩高增

2023：成本改善，业绩修复

火力发电子行业我们选取 26 家子公司作为样本。

2023 年火电板块营收实现 12317.35 亿元，同比增长 4.41%，实现归母净利润 465.41 亿元，同比大幅度扭亏为盈。营收实现同比小幅增长，主要系一方面受益火 电装机增长，另一方面受益用电量需求增加，火电利用小时数提升。利润方面实现大 幅度扭亏为盈，主要系煤价同比降低，电厂盈利能力提升。

毛利率、净利润同比高增，成本管控期间费用率降低。2023 年火力发电板块实 现毛利率/净利率分别为 12.28%/5.08%，同比分别提升 6.13/5.74 pct，主要系煤价 下 降 ， 毛 利 率 提 升 。 2023 年 板 块 销 售 费 率 / 管 理 费 率 / 财 务 费 率 分 别 为 3.66%/2.33%/0.12%，财务费率降低主要系低成本融资情况，整体来看成本管控合理， 期间费率稳定降低。

2024Q1：成本改善，盈利能力和质量提升

营收稳定提升，利润大幅增长。2024Q1，火电运营商实现营收 2977.85 亿元，同 比+3.03%，实现归母净利润 172.01 亿元，同比+106.25%。营收增长主要系用电需求 增长，利润增长主要系煤价同比降低，成本改善明显。

毛利率、净利率大幅提升，期间费用率稳定。2024Q1 火电运营商实现毛利率/净 利率分别为 13.22%/7.69%，同比提升分别为 4.01/3.96 pct，主要系煤价成本降低。 2024Q1 火电运营商实现销售费率/管理费率/财务费率分别为 3.5%/1.82%/0.11%，成 本管控合理，费用率稳定。

成本改善，容量电价提供稳定收益

国内港口煤价 Q1 同比降低约 21.6%。以国内产 Q5500 煤炭为准，我们统计国内 典型港口煤价情况，2024Q1 秦皇岛平仓价/宁波港库提价/广州港库提价分别为 902/953/931 元/吨，同比降低分别为 20.1%/19.3%/25.5%，平均同比降低 21.6%。煤 价降低后火电厂盈利能力提升明显。 截至 2024 年 4 月 29 日数据，秦皇岛平仓价/宁波港库提价/广州港库提价分别 为 827/878/920 元/吨，同比降低 17.3%/16.5%/18.2%，相对 2024Q1 平均煤价也略有 降低，考虑到电厂存煤情况，低煤价有望提升 2024 年火电业绩。

进口煤价 Q1 同比降低 11%。受需求降低，国内煤价走低影响，进口煤价也同比 降低。我们统计广州港 Q5500 品种的印尼煤、澳煤情况，2024Q1 印尼煤/澳煤均价分 别为 1008/991 元/吨，分别同比降低 9.7%/12.4%，平均同比降低 11%。

截至 2024 年 4 月 29 日数据，广州港 Q5500 品种的印尼煤、澳煤价格分别为 966/963 元/吨，分别同比降低 13.6%/15.1%，进口煤价下行有望促进广东等进口比 例较高地区火电厂成本改善。

统调电厂煤炭库存高位，2024Q1 港口煤炭库存维持稳定。截至 2024 年 4 月 15 日，中国统调电厂 1.82 亿吨，同比增长 13.75%，春季为火电厂需求淡季，一般 3-5 月份也为部分电厂检修期，耗煤量相对较低，当前电厂煤库存较高情况下电厂购煤意 愿较低。截至 2024 年 4 月 26 日，北方四港（秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港、国投京 唐港）合计库存 1290 万吨，同比降低 7.86%，年初至今库存变化幅度较小，主要系 下游电厂、非电领域需求较小，仅有部分刚需采购，库存仅小幅波动。

煤电容量回收比例有望持续提升。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固 定成本的方式确定，煤电机组固定成本实行全国统一标准，为 330 元/kW，通过容量 电价回收的固定成本比例逐年提升，2024~2025年多数地方为30%左右（100元/kW·年）， 河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西为 50%左右（165 元/kW·年）。2026 年起，云南、四川等地比例提升至 70%，其他地方提升至不低于 50%，容量部分收益有 望逐年增厚。

2.新能源运营商：装机成本降低，装机规模提升

风电：装机规模稳步提升带动业绩增长

风力发电子行业我们选取 11 家子公司作为样本。

2023：装机带动业绩提升，财务费率降低

2023 年风电运营商实现营业收入 1049.08 亿元，同比增长 2.49%，实现归母净 利润 211.15 亿元，同比增长 7.75%。业绩增长主要系运营商装机规模增长所致。

2023 年风电运营商实现毛利率/净利率分别为 42.35%/22.89%，同比变化分别为 -0.56/+0.12pct，2023 年风电运营商销售费率/管理费率/财务费率分别为 0.01%/4.14%/10.55%。风电装机成本降低带动度电成本降低，毛利率略有降低主要系 新能源市场化交易电量占比提升，市场化电价价格承压。财务费率降低主要系融资成 本降低。

2024Q1：市场化交易电价承压，期间费用改善

2024Q1 年风电运营商实现营业收入 310.97 亿元，同比增长 8.72%，实现归母净 利润 73.82 亿元，同比增长 1.19%。

2024Q1 风电运营商实现毛利率/净利率分别为 42.96%/27.38%，同比变化分别为 -1.38/-2.12pct，2024Q1 年风电运营商销售费率/管理费率/财务费率分别为 0.01%/2.74%/9.35%。毛利率、净利率降低主要系 2023 年市场化交易电价部分承压所 致。

光伏：成本大幅改善促业绩高增

光伏发电子行业我们选取 5 家子公司作为样本。

2023：装机带动业绩增长

2023 年光伏运营商实现营业收入 226.16 亿元，同比增长 9.69%，实现归母净利 润 34.07 亿元，同比增长 6.67%。

2023 年光伏运营商实现毛利率/净利率分别为 41.8%/17.0%，同比变化分别为2.33/-0.71pct ， 2023 年 风 电 运 营 商 销 售 费 率 / 管理费率 / 财 务 费 率 分 别 为 1.05%/5.89%/13.88%。

2024Q1：市场化交易电价承压，期间费用改善

2024Q1 光伏运营商实现营业收入 43.27 亿元，同比变化-2.75%，实现归母净利 润 6.21 亿元，同比变化-10.21%。

2024Q1 光伏运营商实现毛利率/净利率分别为 45.91%/16.06%，同比变化分别为 +0.36/-1.5pct ， 2024Q1 光 伏 运 营 商 销 售 费 率 / 管理费率 / 财 务 费 率 分 别 为 1.61%/7.00%/18.4%。毛利率降低一方面为新能源市场化交易电价降低所致，另一方 面主要系运营商非电业务承压。

成本降低，消纳问题有望改善

原材料价格下行，2023 年硅料价格下降 72.9%，组件下降 61.1%。截至 2023 年 底，多晶硅价格为 65 元/kg，同比降低 72.9%，截至 2024 年 5 月 15 日，多晶硅价格 为 42 元/kg，较年初降低 35.4%。组件端来看，我们以电池片 PERC-210 价格来看， 2023 年底为 0.37 元/W，同比降低 61.1%，截至 2024 年 5 月 15 日，价格为 0.34 元 /W，较年初降低 8.1%，原材料价格下行，运营商采购价格下降，整体项目经济性提 升。

风机中标价格同样处于历史低位。近年来，在风机大型化趋势下，以及风机环节 较为激烈的竞争环节下，国内风机中标价持续走低，2023 年 12 月，陆上风机（含塔 筒）中标价为 1899 元/kW，同比-15%，2024 年 3 月中标价格为 1818 元/kW，同比降 低 12.2%。2024 年 3 月，海上风机（含塔筒）中标价为 2409 元/kW，同比降低 34.63%，。 展望未来，在风机大型化趋势下，国内风机价格或继续下探，进一步降低风电建设成 本。

风电、光伏装机规模高增。截止 2024 年 3 月，风电、光伏累计装机分别为 456.6GW、 660.1GW，累计同比分别为+21.5%/+55%，装机增长带动运营商资产增加，带动业绩提 升。

装机规模带动发电量提升。截至 2024 年 3 月，风电、光伏累计发电量分别同比 增长 11%、17.5%，主要系装机规模提升。利用小时数方面，风电、光伏累计利用小 时数同比分别为-3.09%/+7.92%，主要系新能源消纳略有承压。

新能源消纳问题有望持续改善。依据全国新能源消纳预警中心数据，2024 年 1- 3 月，全国风电利用率为 96.1%、光伏利用率为 96%，新能源利用较低省份主要存在 于新能源装机高增的西北地区，风电方面利用率较低省份为甘肃、吉林河北，分别为 91.4%、91.7%、92.7%；光伏方面，利用率较低省份为西藏、青海、甘肃，分别为 71.3%、 91.2%、92.1%。随着特高压外送通道建成，电力市场化交易推进，新能源消纳问题有 望逐步改善。

3.水电、核电：盈利稳健，成长性较高

水电：盈利稳定，来水增长促发电量提升

水力发电子行业我们选取 8 家子公司作为样本。

2023：业绩规模提升，盈利质量提升

2023 年水电运营商实现营业收入 1739.93 亿元，同比变化+21.19%，实现归母净 利润 482.28 亿元，同比变化+19.83%。

2023 年水电运营商实现毛利率/净利率分别为 48.6%/31.92%，同比变化分别为- +1.55/+0.01pct ， 2023 水 电 运 营 商 销 售 费 率 / 管 理 费 率 / 财 务 费 率 分 别 为 0.19%/2.62%/12.17%。

2024Q1：业绩高增，毛利率提升

2024Q1 水电运营商实现营业收入 374.08 亿元，同比变化+5.61%，实现归母净利 润 88.13 亿元，同比变化+18.71%。

2024Q1 水电运营商实现毛利率/净利率分别为 44.56%/29.1%，同比变化分别为 +1.18/+3.44pct，2024Q1 水电运营商销售费率/管理费率/财务费率分别为 0.16%/2.41%/13.05%。折旧摊销降低，成本管控能力提升，毛利率、净利率稳定增长。

水电：Q1 来水改善发电量提升，折旧降低提升利润

2024Q1 来水相对高位。截至 2024 年 5 月 10 日，三峡水库站水位 157.15 米， 2024Q1 水位平均值为 165 米，同比+5.1%，以水库蓄水量情况来看，三峡水库站蓄水 量为 243 亿立方米，2024Q1 水位平均值为 300 亿立方米，同比+24.8%，蓄水量较高 保障水电发电量提升。

受益来水情况改善，水电发电量提升。截至 2024 年 3 月，水电累计发电量 2102 亿千瓦时，同比增长 2.2%。截至 2024 年 3 月，水电累计利用小时数为 555 小时，同 比增长 11 小时。

水电机组折旧陆续到期，盈利能力逐步提升。长江电力机组于 2003 年开始陆续 投产，公司机器设备的折旧年限平均为 17-18 年，依据固定资产折旧及机器设备折旧 数据来看，2020 年后水电机组折旧费用逐年降低（2023 年费用增加主要系乌东德、 白鹤滩机组并表）。

核电：高核准装机，成长性凸显

核电发电子行业我们选取 2 家子公司作为样本。

2023：装机稳定促进业绩增长

2023 年核电运营商实现营业收入 1575.06 亿元，同比变化+2.2%，实现归母净利 润 213.48 亿元，同比变化+12.51%。

2023 年核电运营商实现毛利率/净利率分别为 40.09%/23.15%，同比变化分别为 +1.11/+2.66pct，2023 年核电运营商销售费率/管理费率/财务费率分别为 0.1%/4.12%/8.23%。成本管控能力提升，毛利率、净利率稳定增长。

2024Q1：业绩稳定，盈利质量提升

2024Q1 核电运营商实现营业收入 371.7 亿元，同比变化+2.73%，实现归母净利 润 66.63 亿元，同比变化+2.36%。

2024Q1 核电运营商实现毛利率/净利率分别为 44.06%/29.61%，同比变化分别为-1.43/+0.23pct，2024Q1 核电运营商销售费率/管理费率/财务费率分别为 0.05%/3.52%/7.95%。

核电：审批加速提升成长性，市场化电量提升

2022 年核准 10 台机组创近年新高，2023 年核准 10 台机组，高增延续。2023 年 7 月国常会核准石岛湾一期扩建 1、2 号机组、宁德 5、6 号机组、徐大堡 1、2 号机 组，12 月底，国常会核准广东太平岭 3、4 号机组、浙江金七门 1、2 号机组，其中 金七门为新获批厂址，2023 年全年共计核准 10 台机组。

核电发电量稳定。截至 2024 年 3 月，核电累计发电量 1039.2 亿千瓦时，累计 同比+0.6%。以利用小时数角度来看，核电累计利用小时数为 1828 小时，同比降低 36 小时，利用小时数下降主要系核电站大修影响。

市场化交易电量稳定提升。2023 年中国核电市场化交易电量同比-0.14%，核电 市场化交易电量占比为 42.65%，同比降低 0.37pct，中国广核市场化交易电量同比 +5.57%，占比 57.3%，同比增长 2pct。市场化交易电量比例提升有助于带动核电上网 电价提升空间。