电力各板块经营表现分析

分单季度来看，2023Q1-2024Q3板块业绩实现同环比持续改善。

1.火电：单季业绩趋于稳定，关注电价签订和电改

（一）火电业绩稳定性持续增强，三表均有明显改善

受2023年三季度高基数影响，2024Q3火电板块业绩同比下滑、环比降幅收窄。2023 年一季度以后，国内动力煤价从高位加速回落，按Wind披露的秦皇岛动力末煤平仓 价（Q5500，山西产），则2023年Q1-2024Q3单季动力煤算术平均价分别为1128.91、 914.42、866.19、957.69、848.45、848.09、851.90元/吨，其中三季度煤价为23 年各季度最低值，驱动23Q3火电板块业绩大幅改善。2024年以来，受煤价下行影响 电价同比有所回落，而秦皇岛现货煤价（Q5500）下限围绕在850元/吨左右，进一 步下探动能或不足。 结合23Q3高基数影响，24Q3火电板块（具体统计标的见下表）归母净利同比约 -15.8%，加回减值口径同比约-10.8%，扣非口径同比约-5.4%。由于8、9月全国火 电发电量同比增速转正（24M7、M8、M9同比分别-4.93%、+3.70%、+8.90%）， 大部分火电公司Q3业绩环比增速优于同比，具体而言，24Q3火电板块（具体统计 标的见下表）归母净利环比约-7.3%，扣非口径环比约+17.1%，其中扣非口径环比 高增主要系国电电力二季度出售控股子公司国电建投形成较大非经收益。

火电公司单季盈利趋于稳定。年初至今受益于煤价相对平稳，容量电价稳定执行等 影响，火电公司业绩波动性已大幅降低，从扣非归母净利润来看，华电国际已连续 三个季度稳定在16-18亿元、华能国际波动范围缩小至30-40亿元区间、大唐发电稳 定在12-18亿元左右，国电电受减值计入经常性损益影响波动较大、但实际主业盈利 亦较为稳定；区域公司中申能股份、内蒙华电、皖能电力等公司扣非业绩波动亦大幅减缓，火电盈利趋于稳定正在逐步验证。

上网电量方面，受三季度来水同比增速放缓，Q3大部分火电公司火力发电量同比、 环比正增。7月以来，来水改善对火力发电的挤压作用逐步减弱。根据国家统计局数 据，2024M6、M7、M8、M9全国水力发电量同比分别+44.51%、+36.18%、+10.70%、 -14.60%。火电方面，全国性火电公司：24Q3华能、华电、国电、大唐火电上网电 量同比分别+0.3%、+5.0%、-0.6%、+2.6%，环比分别+39.8%、+50.1%、+23.4%、 +32.0%；区域性火电公司：24Q3浙能、申能、内蒙华电上网电量（内蒙华电为发 电量口径）同比分别+17.2%、+13.6%、+10.8%，环比分别+45.0%、+80.8%、+42.1%。

盈利水平来看，从度电毛利润来衡量，由于三季度煤价同比变化不大，Q3大部分公 司火电累计毛利改善、单季毛利下降。全国性火电公司：24Q1-3华能、华电、国电、 大唐度电毛利【毛利润/上网电量】为0.099、0.051、0.076、0.083元/千瓦时，同比 +1.81、+1.05、-0.29、+2.21分/千瓦时；24Q3华能、华电、国电、大唐度电毛利为 0.095、0.052、0.075、0.070元/千瓦时，同比+1.36、-0.14、-1.16、-0.31分/千瓦 时。区域性火电公司：24Q1-3浙能、申能、内蒙华电度电毛利（内蒙华电为发电量 口径）为0.068、0.119、0.082元/千瓦时，同比+0.49、+0.88、-0.61分/千瓦时；24Q3 浙能、申能、内蒙华电度电毛利为0.076、0.110、0.063元/千瓦时，同比-2.82、-0.67、 -1.07分/千瓦时。

火电板块投资收益前三季度同比增长，单三季度环比下滑。各火电公司参股电厂众 多，且绝大部分为火电厂，投资收益显著跟随火电业绩波动，除2021Q4火电单季巨 亏外其余季度均为增厚业绩。伴随火电业绩持续改善，2024Q1-3火电板块投资收益 达235亿元，同比增长19.2%；但单季度来看，2024Q3为58亿元、同比下降32.8% （上年同期相对高基数），环比大幅下降53.8%、考虑存在股利发放季节性影响。

经营现金流净额同比继续增长，投资现金流净流出稳定，盈利改善持续偿还负债。 2024年前三季度总体受益煤价下行，火电累计盈利仍在改善，推动2024Q1-3火电板块经营性现金流净流入同比+33.1%。参考各公司年报披露2024资本开支规划及前三 季投资现金流情况，预计各火电公司Q3资本开支有所增长。具体看，2024Q1-3火 电板块投资现金流净流出同比+2.1%，增速同比虽收敛25pct（23Q1-3为+27.2%）， 但相比24H1有提升，2024H1火电板块投资现金流净流出同比-1.0%。此外，2024Q2 以来火电板块开始呈现筹资现金持续流出，2024Q1-3流出213亿元，主要为偿还债 务增加所致。

资产负债率回落，财务费用下降。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，截至2024年三季度末火电板块资产负债率降至65.0%， 同比-1.2pct；若考虑永续债则三季度末火电板块资产负债率为71.2%，同比-1.6pct。 费用管控方面，受益于国家政策支持、火电公司资金成本持续下降、期间费用率（主 要为财务费用率）持续降低，2024Q1-3火电板块期间费用率为6.2%，同比+0.1pct， 其中财务费用率为3.6%，同比-0.2pct。

所得税方面，伴随2023年以来火电盈利持续修复，大部分火电公司因前期亏损而产 生的税盾效应逐渐减弱。通过观察利润总额和所得税的关联可以看出：2021~2022 年，由于煤价大幅走高、火电盈利亏损，大部分火电公司的所得税支出呈下行趋势 甚至转负，体现为利润总额降低对税收的抵扣作用。而进入2023年，由于煤价中枢 逐渐下移、多省电价顶格上浮，火电盈利开始修复，主要影响是：利润总额增长致 应纳税所得额提升，同时多数火电公司扭亏为盈、可抵扣亏损开始收敛，递延所得 税资产亦由增转减。2024年以来，煤价下行、容量电价落地等均推动火电板块盈利 继续修复，税盾效应进一步减弱。

（二）年内容量电价执行充分，期待更多省份辅助服务细则出台

关注年末电价签订情况，火电当前低配下投资机会突出。年内容量电价执行充分、 煤价相对平稳，当前火电盈利波动性已大幅降低。三季度业绩高基数、部分公司仍 能保持增长，但板块市场表现仍相对较弱，明年中长期合同电价仍是市场忧虑的重 点。我们认为市场不必过于担忧明年电价，一方面近期煤价仍相对高位保持、对电 量电价形成支撑，另一方面明年辅助服务将对电价带来增量，当前仅云南、河南、 湖南公开发布细则。同时从持仓数据来看，三季度末基金对公用行业配置比例环比 -0.83pct至2.00%，低于Q1持仓，火电核电持仓已接近一年前，我们认为低配下投 资机会已经较为突出，建议持续关注电价签订情况。

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（当前湖南、云 南、河南已发征求意见稿），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。

（三）净资产持续修复中，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%，24Q2进一步增至4.0%，24Q3已增加至8.2%、当前盈利保持下、火电净 资产快速修复中。

基本面的支撑在于，高ROE、高分红、高成长、低估值的公司具备相对优势。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。但当前煤价企稳、 容量电价执行下，绝大部分火电公司能保障较高ROE水平（10%左右）且能快速修 复净资产；部分公司资本开支相对有限、开始逐步提升分红比例，股息属性亦凸显 （股息率超5%）；部分公司具备未来水电、火电装机投产高成长预期；最后在行业 β强化影响下，高ROE、高分红、高成长及低估值的公司陆续得到挖掘。

2.水电：来水好转电量提升，水电板块盈利大增

（一）电量提升电价稳定，水电板块业绩提升

来水好转电量提升，前三季度水电板块业绩同比+22.3%。统计8家水电上市公司业 绩，2024Q1-3水电板块归母净利润为494.13亿元，同比提升22.3%，业绩同比增长 主要系去年来水较差电量基数低，今年全国各流域来水改善，水电发电量同比大增， 电价总体变化不大，带动业绩大增。 分公司来看，长江电力因发电量大增业绩表现突出，Q1-3归母净利润同比提升30.2%， Q3归母净利润同比提升31.8%；华能水电量价齐升，Q1-3归母净利润同比+7.8%， 但三季度电量有所回落，Q3归母净利润同比-7.4%；雅砻江电量电价涨跌互补，前 三季度电量提升但电价小幅降低，三季度川投业绩同比增长21.6%，国投电力的火 电利润有所拖累，导致三季度业绩仅提升4.4%。桂冠电力因来水好转业绩大增，黔 源电力因三季度来水转弱业绩下滑。

来水好转水电发电量大增，电价略降有所抵消。统计9家水电公司发电量，2024年 前三季度水电板块发电量5646.19亿千瓦时（同比+11.8%），2024Q1、Q2、Q3水 电板块发电量分别为1344.35、1736.15、2565.69亿千瓦时（8家公司，分别同比 +0.1%、+32.5%，+10.1%），在去年同期的低基数下，二季度电量增幅较大，而8、 9月份丰枯急转，对三季度发电量有所削弱，三季度电量增速下滑。

电价表现不一，总体保持稳定。第三季度，长江电力高电价金下电站发电量增幅更 大，电价小幅提升；华能水电通过丰枯调节及省内电价提升实现电价增长；雅砻江 因去年同期电价基数较高、今年电量结构变化导致三季度电价下降，但降幅较小； 川投能源因光伏电价下降导致整体电价下滑，黔源电力电价稳定。整体来看，水电 电价低于其他各电源，安全垫较厚，电价整体呈上升趋势，在供需偏紧的情况下电 价更容易提升。

偿还贷款、置换债务、水电板块财务费用降幅显著。2024Q1-3水电板块财务费用同 比下降17亿元（同比-10.2%），各家公司财务费用均有所降低。各公司目前均处于 稳定运营期，偿还到期负债、用低利率贷款置换均能降低财务费用，长江电力前三 季度财务费用同比下降10.4%、川投能源同比降低26.7%，未来仍有下降空间，华能 水电逐渐有电站投产，财务费用降幅较小。

板块资产负债率微降，2024Q1-3资产负债率59.3%。长江电力收购乌白并稳定运营 后，资产负债率逐渐下降，2023年底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，9月底已降低至61.0%。目前大部分水电公司运营稳定，现金流充沛，资本开支压力较小，资产负债率普遍降低， 截至2024年9月末，水电板块资产负债率59.2%，同比降低2.4pct。

水电板块现金流稳定且充裕，2024Q1-3经营现金流净额达909亿元。2024Q1-3水电 板块归母净利润同比增长22.3%，经营现金流净额提升至909亿元（同比+23.84%）， 主要系长江电力电量增长经营现金流同比提升31.0%。

（二）十月来水偏枯，高蓄能保障枯期电量

十月份来水普遍偏枯，但雅砻江流域蓄水较好。2024年水电整体同比改善较为显著， 但8、9月份丰枯急转，10月份大部分流域来水偏枯，导致部分电站汛末蓄水不佳， 三峡当前水位168米，预计难以达到175米正常蓄水位，但雅砻江蓄水进展极好，两 河口自投产以来首次蓄满，锦屏一级蓄水量也远超去年，且雅砻江位于长江电力电 站上游，可以开展联合调度，因此虽然长江电力部分电站蓄水同比偏低，但在雅砻 江的补偿下整体蓄能依然偏高。

雅砻江两河口首次蓄满，三大水库蓄能同比偏高44亿千瓦时。截至24年10月末，测 算雅砻江水电三大调节电站可调蓄水量共计141.92亿m³（死水位以上的水量），23 年同期为118.94亿m³（同比+23.98亿m³/同比+19.3%）。雅砻江水电三大电站10月 末蓄能共计282.70亿度，2023年同期为239.05亿度，同比偏高43.66亿度。两河口 首次蓄满，锦屏一级和二滩接近蓄满，将对枯水期电量提供支撑。

截至2024年10月末，测算长江电力六座电站蓄能共计308.98亿度，23年同期为 335.63亿度（同比-26.65亿度），主要系三峡水电站当前水位同比偏低，目前汛期 已过，三峡电站水位168，较175米正常蓄水位相差较大，预计今年难以达到，而金 沙江各电站蓄水进展较好，而且雅砻江各电站的蓄水远超去年，未来联合调度也可 以增加长江电力的发电量。

3.核电成长突出、绿电短期承压、城燃毛差修复

（一）核电：三季度电量回升，核电业绩表现稳健

三季度核电电量回升，两大龙头业绩表现稳健。2024Q1-3中国广核和中国核电归母 净利润分别同比+2.9%、-4.2%，2024Q3中国广核、中国核电归母净利润同比+4.87%、 -7.10%，中国核电福清#4机组两次小修导致电量下降，业绩有所下滑，四季度机组 已重新启动，中国广核营业成本提升毛利率有所下降，业绩增速不及预期，但整体 来看，核电公司业绩保持稳健。

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，2024年5月防城港4号机组投产，上半年由于大修次数增 加影响核电发电量下滑，三季度大修次数减少，核电利用小时数回升，发电量也重 回正增长，三季度全国核电发电量同比增长4.0%，中国广核电量增幅较大，中国核 电受福清4号机组小修影响电量仍有所下滑。未来伴随机组逐渐投产，核电发电量将 保持稳定提升趋势。

核电市场化比例提升，2024年市场化电价略有下滑。伴随各省陆续推进市场化交易， 核电市场化比例提升，根据中国核电和中国广核定期报告，截至2023年底，中国核 电市场化交易比例达42.7%，中国广核市场化交易比例达57.3%，2024年上半年， 中国广核市场化比例52.4%，中国核电江苏田湾机组2024年安排的市场化交易电量 较2023年增加50亿千瓦时。由于2024年广东、江苏市场化电价均有所下降，两家核 电公司的市场化电价小幅降低。

核电核准常态化，中长期成长空间广阔。我国自1970年开始筹建秦山核电站以来， 核电发展已有50余年，其间受2011年福岛核电泄漏事故不良影响我国核电进入停滞 期，2011年以来有6年“零核准”，目前三代核电技术已大规模商业运行并完成国 产化，四代核电技术也有机组落地，核电的安全性和经济性大幅提升，在能源安全 和双碳目标下，核电为电力结构转型的重要基荷电源，2019年我国正式重启核电审 批，2022-2024年连续三年核准10台以上机组，核电核准常态化，未来成长空间广 阔。

在建及核准机组充裕，核电装机成长确定性强。截至2023年底中国核能行业协会披 露我国核电在运55台核电机组，装机容量57.03GW，2024年防城港#4投产，在运装机容量提升至58.22GW，2024年8月19日一次性核准11台机组，目前在建29台机组、 核准19台机组，受十三五期间核电核准停滞影响，十四五前期为核电机组投产低谷 时期，核准重启后在建及核准机组将在2024-2030年陆续投运，2027年将迎来核电 投产高峰期。

（二）绿电：受风资源转好等影响，三季度业绩同比显著增长

大部分公司受风资源转好等影响，三季度业绩同比增长。统计绿电板块中 13 家 A 股公司，2024 前三季度绿电板块实现营业收入 1117 亿元（同比+2.2%），归母 净利润为 212 亿元（同比-2.5%、降幅收窄），业绩持续承压考虑为新能源平价项 目电价持续走低、上半年电量增速不及预期等影响。但三季度受益于风资源转好、 用电需求释放等影响，业绩同比上升 14.5%。

前三季度绿电经营现金流大幅改善，投资体量同比略有提升。2024 前三季度绿电 板块经营现金流净额达 440 亿元（同比+29.1%），投资现金流净流出 709 亿元、 与上年同期流出 645 亿元小幅提升，筹资现金流正流入 269 亿元。经营现金流同 比大幅改善，其中销售商品、提供劳务收到的现金达 1030 亿元、同比增长 12.6%。

2024年1-9月风电、光伏发电量分别同比+10.8%、26.4%。根据国家能源局数据（规 上口径），1-9月风电发电量6773亿千瓦时，同比增长10.8%，较去年同期增速下滑（去年同期为13.4%，预计主要为上半年风资源波动影响）；1-9月光伏发电量3073 亿千瓦时，同比增长27.0%，较去年同期增速大幅提升（去年同期为增长11.3%）。 利用小时数来看，2024年1-9月全国风电利用小时数达1567小时，同比下降98小时、 降幅达5.9%；计算7-9月为433小时、同比提升5小时。同期全国光伏利用小时数达 959小时，同比下降58小时、降幅达5.7%；计算7-9月为333小时、同比下降26小时。

从装机层面来看，1-9月风光新增装机合计200GW，累计装机已达1252GW。根据 国家能源局数据，2024年1-9月新增装机共计200GW、其中风电39GW、光伏161GW， 截至2024年9月末，风电、光伏装机分别为480、773GW，占总装机的39.6%。预计 在中央高度重视发展新型能源的背景下，我国新能源新增装机高增速将保持。重视 电改持续推进下电源侧等主体调节价值。

（三）燃气：购售气同步回落营收持平，毛差修复盈利稳定

2024Q1-3 燃气营收同比+1.2%，归母净利润同比+7.7%。统计 7 家燃气-A 股上市 公司业绩，燃气板块 2024Q1-3 实现营业收入 1696.80 亿元（同比+1.2%），归母 净利润 74.10 亿元（同比+7.7%），扣非归母净利润 64.47 亿元（同比+11.8%）。 其中营收方面变动较大的是佛燃能源，同比增加 46.17 亿元，主要由于供应链业 务规模扩张；九丰能源、新奥股份分别贡献 4.04、3.88 亿元的归母净利润增长， 其中九丰能源优化 LNG 船舶资产增加非经常性收益，新奥股份适用套期会计的金 融衍生品收益同比增长。

1-9月天然气表观消费量同比+9.9%，LNG进口量同比+13.0%。根据国家发改委公 布的天然气运行快报，2023年天然气表观消费量达3945.3亿立方米（同比+7.6%）， 回归正增长。2024年天然气供需关系将从紧平衡过渡至平衡相对宽松，24M1-9天然 气表观消费量同比增长9.9%，预计全年天然气消费量将接近4300亿方（同比增长约 9%）。天然气需求维持较快增长，加之国际天然气价格走低，LNG进口量显著提升， 1-9月天然气累计进口量同比+13.0%。

1-9月规上工业天然气产量1830亿立方米（同比+6.6%），产量增速不及消费量增速。 国家能源局预计2024年天然气产量2460亿立方米，1-9月全国规模以上天然气产量 1830亿方，同比增长6.6%。天然气产量增速低于消费量增速，主要系1-9月进口天 然气0.99亿方（同比+13.0%），进口天然气一定程度上挤占全国性城燃公司的市场， 城燃公司的市场潜力有待进一步挖掘。

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。

多数燃气公司常年保持高分红，中期分红的燃气公司增加。蓝天燃气2022、2023 年分红率分别达83.5%、97.1%，佛燃能源2020年至今分红率均接近70%，陕天然 气、贵州燃气、成都燃气、新疆火炬、皖天然气等2023年分红率均提升到50%左右， 凸显行业公用事业属性。蓝天燃气承诺未来三年的分红率不低于70%，2021年上市的九丰能源近期同样发布分红承诺，24-26年的分红包括固定和特别分红两部分，固 定分红每年分别为7.5、8.5、10.0亿元，而当利润同比增长超过18%后，会有不定额 的特别分红。

以中国燃气为主的全国性燃气公司分红比例不断攀升。中国燃气2022、2023年分红 率分别63.4%、84.7%，为全行业最高，华润燃气2023年分红率提升到50%，新奥 能源、昆仑能源、港华智慧能源最新分红率在30%-40%，凸显行业公用事业属性。 股息率方面，2023年中国燃气股息率为6.49%，其余全国性燃气公司的股息率也均 在4%以上。此外，全国性燃气公司实施中期分红，2024H1华润燃气宣布拟派中期 股息每股25港仙（同比+66.7%）；2024H1新奥能源宣布拟派中期股息每股0.65港 元（同比+1.6%）。