2023年公用事业行业22年报总结 火电呈现环比改善趋势

一、2022年度板块业绩同比大增，火电盈利持续改善

（一）2022年度火电业绩扭亏为盈，水电受来水影响业绩持平

2022年公用板块营收达1.97万亿，业绩为1068亿元、同比大幅改善。以GFGY样本 股为例，公用事业板块2022年实现营收1.97万亿元（同比+16.2%），火电电价上浮 充分为主要原因之一；实现归母净利润1068亿元（同比+64.0%），业绩实现大幅改 善主要为火电板块同比扭亏为盈。2023年一季度，板块实现营收4412亿元（同比 +3.1%）、实现归母净利润333亿元（同比+35.6%），业绩同比正增长系火电板块 盈利持续修复。

分单季度来看，2022Q4-2023Q1已实现同比明显改善。从公用事业板块单季归母净 利润来看，2021Q4为统计近十年以来首次板块亏损，实现归母净利润-269亿元，而 2022Q1已经盈利转正至267亿元；二季度环比继续改善；三季度受来水偏枯及火电 超发影响、业绩环比略有下降；四季度受减值等因素影响、业绩环比由盈转亏，若 考虑加回减值后，板块盈利119亿元。进入2023年，一季度火电盈利持续修复，公 用板块业绩达333亿元；火电盈利有望持续改善、绿电装机规模放量，板块业绩有望 持续向上。

受益于盈利改善及税费返还等因素，2022年板块经营性现金流量净额已改善。2022 年公用事业板块实现经营性现金流净额4366亿元（同比+57.9%），预计为：（1） 板块盈利改善、净利润提升；（2）发放可再生能源补贴款；（3）受益于国家税费 返还等政策影响。2023年一季度经营现金流净额为798亿元（同比+18.5%），现金 流增速低于业绩增速、考虑或为上年同期发放补贴基数较高影响，但亦已明显恢复。

细分领域来看：火电盈利逐季回升、2022上半年水电业绩大增支撑板块利润，风光 等细分板块保持稳健增长。2018至2022年火电营业收入占电力板块的比重维持在60% 以上，是公用事业板块营收、业绩增速的主要驱动；经历2021年巨亏后，2022年火 电板块盈利逐步回升；水电板块主要受益于2022上半年来水偏丰、但三季度来水偏 枯，因而全年归母净利润同比+0.05%、基本持平；新能源装机放量、叠加单三季度 风资源有所提升，绿电板块利润保持稳定增长。

（二）火电呈现环比改善趋势，水电及绿电增长相对有限

从分版块财务数据来看，火电板块业绩环比改善趋势显著。2022年，在国家煤炭保 供稳价力度持续提升，火电企业长协煤比例保障强化下，火电盈利迎来反转趋势， 全年板块实现归母净利润104亿元，其中Q1/Q2/Q3/Q4分别为32/43/57/-125亿元 （Q4若考虑加回减值，则为-32亿元）；2023年一季度，受益于现货煤价震荡下行、 长协煤履约严执行，板块实现盈利92亿元（同比+183%）。

水电去年全年来水偏枯业绩持平，一季度有所恢复。水电板块22Q2来水较好，但汛 期来水偏枯导致全年实现营业收入1411亿元（同比+5.2%）、归母净利润398亿元 （同比+0.05%）；2023年一季度全国整体来水偏枯，水电利用小时数同比下降92 小时，但长江、雅砻江流域来水已恢复正常，龙头水电公司长江电力、雅砻江水电 受益于资产收购和上游水库库容消落，发电量均实现同比提升，带动板块实现归母 净利润74亿元（同比+17.8%）。

受装机新增有限及平价项目增多影响，2022年绿电板块业绩同比增长5.6%。2022 全年新增绿电装机125GW，受平价项目增加及上半年风资源同比下滑致营收、业绩 增速有限，2022年绿电板块实现营业收入1764亿元（同比+15.1%）、归母净利润 271亿元（同比+5.6%）。2023年一季度受用电增速相对有限、且2022Q1至今新增 均为平价项目，绿电板块实现归母净利润74亿元（同比+5.8%）。

核电板块：市场化交易带来电价弹性，审批重启下开启“量价齐升”。伴随2019年 我国正式重启核电审批、“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。此外受益于市场化电价上浮，核电机组的盈利持续提升，其中江 苏2022年度市场化交易结果较燃煤基准价溢价19.4%。量价齐升下，核电板块2022 年实现营业收入1541亿元（同比+7.5%）、归母净利润190亿元（同比+5.5%）；2023 年一季度实现营业收入362亿元（同比+5.6%）、归母净利润65亿元（同比+13.5%）。

燃气板块：受价格大幅攀升影响，2022年营收同比高增长。2022年受俄乌战争、全 球通胀等因素导致海外天然气供需格局持续恶化，欧洲、日韩等地天然气价格持续 飙升，我国LNG到岸价大幅提升、国内陆气价格亦有所上涨。价格大幅攀升下，燃 气板块2022年实现营业收入2282亿元（同比+29.5%）、归母净利润95亿元（同比 +1.0%）。2023年一季度，天然气价格逐步回落，燃气板块实现营业收入537亿元 （同比-1.8%）、归母净利润25亿元（同比+21.0%）。

（三）板块持仓持续提升，公募REITs发行提升融资能力与资产质量

2023年一季度末公用事业股基金配置占比为0.54%，环比增长0.01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， 至2022年一季度已提升至0.65%；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。伴随煤硅改善，电力股将进入转盈年和装机年，2022年四 季度公用事业股基金持仓比例环比回升至0.53%；此外，受益于天然气价格上涨、 2022年度燃气利润高增，一季度燃气龙头配置增多，综上2023年一季度公用事业股 基金配置占比为0.54%，环比增长0.01个百分点。

火转绿核心公司仍然为市场关注重点，水电、燃气龙头配置显著提升。火转绿全国 性龙头公司华润电力、中国电力、华能国际市场依旧保持较高关注，2023Q1持仓比 重环比分别变化+0.003pct、-0.002pct、0.011pct；水电龙头长江电力受益于定增落 地以及年内来水有望恢复，持仓比重环比+0.018pct；燃气龙头新奥股份2022年度业 绩大增且预期2023年天然气销售、接驳业务等有望保持较快增速，持仓比重环比 +0.026pct。

公募 REITs 带动“投资-运营-REITs-再投资（并购）”的良性扩张加速形成，盘活 资产-加速装机-提升估值的成长闭环将持续演绎。深圳能源、国电投、京能发展公 募 REITs 已经发行，在预期新能源装机快速增长、可再生能源补贴尚未完全发放的 背景下，新能源 REITs 的发行将助力电力企业快速回笼资金，投入到新的新能源项目建设中。此外，公募 REITs 作为项目的“IPO”，一方面可以盘活存量资产，另一 方面可以用作衡量资产估值体系，形成推动公司扩张的闭环。

二、火电：时间的煤硅持续演绎，一季度已形成业绩拐点

（一）煤价回落叠加长协履约率提升，一季度已形成业绩拐点

长协煤履约率提升，绝大部分火电公司业绩环比持续改善。受益于2022Q4现货煤价 震荡下行、长协煤履约率提升，煤电电价充分上浮，火电板块归母净利润已从2021Q4 的亏损440亿元转变为2023Q1的盈利92亿元。具体来看，2022全年火电板块营业收 入依然保持正增长16.3%，主要为燃煤电价充分上浮、发电量亦有所提升；成本端， 2023年4月28日秦皇岛5500大卡动力煤已降至1010元/吨，较此前高点已下降36.8%， 且预计长协煤履约比例有所提升，绝大部分火电公司业绩环比改善趋势显著。

具体来看，受燃煤成本影响，不同火电公司盈利修复存在差异。其中全国性火电公 司：国电电力背靠国家能源集团，长协煤保供优势显著，22Q3除出售资产贡献较高 投资收益外，火电盈利亦持续修复，23Q1受投资收益等非主业因素影响、业绩同比 有所下降。华能国际22Q3煤电标煤单价为1193元/吨，环比Q2下降4.2%，业绩亦实 现大幅减亏、22Q4若考虑加回减值后业绩环比亦持续改善；23Q1受益于长协煤履 约提升、绿电放量等因素，业绩同比大幅增至22.5亿元。华电国际因投资收益受季节影响下滑导致2022下半年业绩亏损，23Q1受益于火电盈利修复（毛利率环比提升 9.4pct），业绩同比、环比均实现大幅增长。大唐发电2022下半年受火电保供但煤 价仍较高、水电受高温干旱影响电量环比等影响，业绩亏损较大，23Q1亦迎来业绩 修复。

地方公司方面：粤电力2022年亏损幅度较大，主要为进口煤占比高、长协煤履约相 对有限等影响，23Q1一方面受益于广东电价顶格上浮，一方面受益于进口煤量升价 跌、长协煤履约改善等，业绩实现扭亏为盈。上海电力亦为进口煤占比较高火电公 司，23Q1业绩大幅改善、盈利3.35亿元（已超2022全年）。福能股份业绩环比下滑， 主要为风资源不及同期等因素影响。内蒙华电22Q3业绩环比下滑较多，考虑为火电 保供电量大增下、公司采购部分高价现货煤影响，22Q4（加回减值）、23Q1业绩 同比、环比均持续改善。

电量方面，2022年除三季度受高温影响火电保供超发外、其余时间增速相对有限。 2022年全国火电发电量同比增长0.9%，全国性火电公司华能国际、华电国际、国电 电力、大唐发电同期上网电量同比-1.44%、+0.32%、+2.77%、-4.35%，其中火电 上网电量同比-3.74%、+0.54%、+3.21%、-5.85%；地方公司中，内蒙华电、上海 电力、福能股份粤电力上网电量同比+6.45%、+7.58%、+14.46%、+2.60%，其中 火电上网电量同比+6.54%、+4.93%、+2.47%、-7.20%。2023年一季度受用电需求 增速放缓影响，装机相对稳定火电公司上网电量基本同比持平或下降。

测算2022年度主流全国性火电公司度电大幅减亏。根据各公司年报披露分版块利润， 对火电业绩进行预测拆分，测算得出2022年度华能国际、华电国际、国电电力、大 唐发电火电度电利润分别为-0.035、-0.026、0.010、-0.054元/千瓦时，较2021年减 亏幅度0~0.05元/千瓦时不等。十四五至今资本开支加速，火电板块资产负债率提升显著。十四五以来各火电公司 清洁能源转型目标明确，风光等资本开支加速，因而板块资产负债率提升显著，2022 年火电板块资产负债率已达64.3%、同比提升1pct，若考虑永续债则达66.7%、同比 提升1.6pct；2023年一季度火电板块资产负债率达64.2%、同比提升1.9pct，若考虑 永续债则为67.1%、同比提升2.4pct。

（二）进口煤大增、电煤供需改善，看好长协履约率的持续提升

国内供给侧来看，3月原煤产量同比仍保持小幅增长、煤炭供给持续释放。2021年 10月，国务院出台多项措施保障煤炭供应，结合2022年全国能源工作会议强调，要 继续发挥煤炭“压舱石”作用，2022年原煤产量已实现持续提升。2023年，部分煤 炭产能持续释放，3月原煤单月产量同比增速达4.34%。政策督促煤企加快释放先进 产能下，预计未来我国电煤供需环境将持续改善和优化。

从国外供给角度而言，2022年进口动力煤数量大幅下降，2023年1-3月进口动力煤 数量同比大增96.5%。2022年初受澳洲煤炭供应停缓及印尼供应短缺，叠加受俄乌 冲突等，年初进口动力煤数量几近腰斩。2022年7月后已呈现持续改善，单月进口 动力煤量已超过过去几年平均水平。2023年至今进口煤数量持续恢复，3月我国进 口煤炭达4117万吨（同比+151%），1-3月进口煤达10180万吨（同比+96.1%）； 进口动力煤方面，3月进口量达2966万吨（同比+148%），1-3月达7417万吨（同比 +96.5%）。

电煤管控趋严，长协履约率预期持续提升。我们认为发改委对电煤的管控仍在趋严， 无论是10月31日的《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，亦或是“963” 新规，强化保供思路不改。伴随电煤中长期合同签约量由之前的26亿吨提升至29亿 吨、优选贸易商、同时下调基准价格等，我们认为电煤的管控侧持续增强，坚定看 好长协签约履约率提升。

（三）火电转型绿电优势明显，火储价值挖掘可期

火电板块可创造 2000 亿元/年现金流，盈利反转后将是风光投资主力军。2021 年 火力发电板块在归母净利润亏损 305 亿元后仅实现经营性现金净额 565 亿元。2022 年板块经营现金流净额达 1540 亿元，同比大幅增长 172%，伴随火电盈利有望持 续修复、期待火转绿趋势加速。火电板块未来现金流有望回升至 2000 亿以上，按 照 30%资本金比例可撬动 6000 亿投资，火电企业是风光建设的主力军。

长期来看，我国风光占比提升乃大势所趋，火储价值挖掘在即。从我国电力装机结 构来看，过去我国以传统电源火电、水电为主，2010年两者装机占比96%，风光等 可再生能源逐渐成为发展重点，水电、火电装机占比下降，2022年火电装机占比52%， 水电开发已进入后半程增量有限，风光成为新增装机主力。参考欧洲，2022年欧盟 风光发电量占比达到22%，2000-2022年CAGR为16.6%，已替代煤电、核电提升为 第一大电源。

欧洲电煤需求持续回落，二十年间消费量下降五成。煤炭消费结构方面，欧盟电力 行业煤炭消耗量占比最大，历年在70~80%左右；伴随欧洲电力结构脱碳转型，电力 行业煤炭消耗量逐年下滑，由2000年6.0亿吨降至2020年3.0亿吨。2021年由于天然 气价格高企，叠加欧洲来水偏枯，因而煤电发电量提升，煤炭消费量有所回升达4.84 亿吨，其中电煤为3.43亿吨。

参考欧洲，风光发电份额的增加放大电力系统净负荷波动，调高灵活性调节需求。 而火电（煤电+气电）是现阶段灵活性调节的主要电源。以丹麦为例，丹麦的调峰手 段经历了从电源侧火电灵活性调节、到电网负荷预测和调度、再到用电侧需求调节 的过程。在2009年之前新能源发电量占比不足20%，丹麦主要依靠灵活热电厂和联 网线路进行调节，2010-2015年增加预测和调度系统以及部门耦合方式，加强电网 调度能力，2015年后，进一步加强需求侧调节。整体来看，丹麦的火电灵活性调节 的作用显著，火电的灵活性调节能力不断加强，由基荷电源完全转向调峰电源。

类似欧洲的2015年，我国也即将进入风光发电量占比超过水电的节点（2022年分别 为11%、14%，考虑分布式后更加接近），或将加速消纳需求提升。而当前我国灵 活性调节电源不足，火电灵活性改造比例低，风光消纳问题将愈加突出，期待相关 政策出台落地、推动火电大范围灵活性改造参与调峰。

三、水电：来水转枯+成本下行，水电板块业绩稳健

（一）来水转枯电量持平，电价上浮动能持续

受发电量的影响，水电公司盈利分化。2022年水电板块归母净利润为398.14亿，同 比持平（2021年为397.94亿元），其中来水偏丰的桂冠电力归母净利润同比+112.7%， 增幅最大；来水偏枯但调节性电站出力显著的华能水电、雅砻江水电（及其持有方 国投电力、川投能源）表现相当，归母净利润分别同比提高16.5%、15.8%、66.1% （国投电力水电业绩同比+15.4%）、13.9%；长江电力受长江流域来水严重偏枯以 及投资收益下滑影响，归母净利润同比-18.9%。

水位：2022年四季度来水好转，主要水库水位恢复。水电的发电量取决于装机和利 用小时数，其中利用小时数在短期依靠来水，主要关注水位和流量两个指标。2022 年上半年来水偏丰，6月末主要水库水位同比偏高，三季度来水偏枯但四季度有所好 转，金沙江下游的白鹤滩、向家坝以及雅砻江的锦屏一级、二滩等主要水库水位恢 复至8-9成。而长江上游三峡电站、红水河的龙滩电站、清江的水布垭电站在去年四 季度的水位恢复不足，同比偏枯严重，影响延续至今年一季度。但三峡电站历年6 月份将水位降至死水位，低水位导致出力降低的影响仅延续到今年5月份下旬，当前 水位同比差距持续缩小，三峡电站蓄水不足影响即将消除。

流量：红水河来水偏丰，其余流域来水均偏枯，长江流域严重偏枯。金沙江下游： 长江电力位于金沙江下游的四座电站来水均同比偏枯，乌东德、溪洛渡、向家坝三 座电站2022年汛期（7-9月）平均出库流量分别同比下降28.7%、15.9%、18.1%（白 鹤滩暂无同比数据）。2023年一季度金沙江下游来水恢复，乌东德电站作为最上游 的电站，一季度来水总量约160.88亿立方米（同比+7.1%），溪洛渡一季度平均入 库流量、出库流量分别同比+60.7%、54.7%。

长江上游：2022年三峡水库来水偏枯比上游四座电站更为严重，流量的峰值位于5-6 月，正常年份位于8-9月，来水丰枯急转导致三峡水库2022年平均入库流量、出库流 量分别同比下降24.0%、26.4%，汛期入库流量、出库流量分别同比下降53.7%、 55.3%，三季度发电量同比减少51.7%。2023年一季度长江流域来水已恢复正常， 三峡一季度来水总量约519.18亿立方米（同比-3.5%），平均入库流量、出库流量分 别同比下降0.6%、10.9%，Q1三峡发电量121.04亿千瓦时（同比-19.9%），主要受 年初蓄水不足低水头影响。

雅砻江：根据四川省水文资源勘中心的监测，2022年汛期雅砻江来水总量约173.83 亿立方米（同比-30.1%），锦屏一级、二滩汛期平均出库流量分别同比下降43.6%、 27.6%，全年平均出库流量分别同比下降6.4%、6.3%。但受益于三大调节性水电站 出力，雅砻江水电三季度发电量同比+7.5%，平滑来水偏枯波动。2023年一季度雅砻江流域来水同比+6.4%，雅砻江水电发电量同比+33.0%。由于来水好转及两河口 库容消落，锦屏一级一季度平均入库流量、出库流量分别同比+49.8%、+28.4%。

红水河&清江：2022年上半年红水河来水偏丰约七成，其中二季度来水涨幅更加明 显，三四季度有所回落，全年平均出库流量高于2021年三成左右带动龙滩电站发电 量同比提升41.2%，发电量增幅大于出库流量增幅，受益于全年平均水位大幅高于 去年同期。而2023年一季度来水转枯，龙滩水库平均出库流量同比下降23.4%。水 布垭水库自2022年三季度以来来水大幅偏枯，此后平均出库流量始终维持较低水平， 四月起水布垭平均出库流量略有回升，但仍低于常年同期水平。

电价端：四川、云南市场化电价均存在上涨趋势，2022年云南省市场化交易电价同 比提升10.1%。云南省作为我国首批电力体制改革综合试点省份，电力市场化程度 高，同时云南省伴随供需格局改善，电价中枢上行。根据昆明电力交易中心数据， 2022年云南省内市场化交易平均电价0.223元/千瓦时，同比提升2.044分/千瓦时（同 比+10.1%）。2023年云南省市场化电价继续上行，由于云南省政策规定省内水电分 月电量电价加权均价不能超过前三年市场均价的10%，2023M1-4云南市场化交易平 均电价为0.277元/千瓦时，同比+3.9%（已为前三年均价的1.1倍）。

四川省水电市场化交易电价提升，省内水电公司有望受益。四川省推进电力市场化 改革，市场化交易电量逐年提高，在此过程中，水电市场化交易电价在2018-2020 年持续下降。伴随四川省内电力供需格局改善，近年来四川省用电量增速大于发电 量增速2021年水电市场化交易电价同比提升8.8%至0.218元/千瓦时。2022年四川省 市场年度交易结果显示，2022年四川发电侧交易均价0.227元/千瓦时（同比+8.5%）， 其中水电交易均价0.224元/千瓦时（同比+2.7%），水电市场化交易电价连续两年增 幅达11.7%。

跨省水电落地电价提升，江苏省给予跨省水电落地电价参考市场化电价浮动。江苏 省发改委对雅砻江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价” 确定，浮动电价参考江苏省年度交易成交均价。2022、2023年江苏省市场化交易均 价均较基准价上浮近20%，因此锦官电源组和白鹤滩送苏电价接近顶格定价。2022 年8月1日起，锦官电源组送苏上网电价为0.3195元/千瓦时（此前为0.2603元/千瓦 时，涨幅22.7%）。

（二）现金流充裕，高分红凸显投资价值

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。 水电站折旧以大坝和机器设备为主，大坝的折旧年限通常在40-50年，机器设备折旧 年限在20年以内，同时由于水电站实际运营时间远超折旧年限，折旧到期后将释放 利润。十四五期间，长江电力三峡电站、华能水电功果桥、小湾、糯扎渡、龙开口 水电站机器设备将逐渐到期。2022年长江电力折旧费用同比减少4.10亿元（同比 -3.6%），华能水电折旧费用同比减少2.60亿元（同比-4.7%）。

长江电力和华能水电部分电站机组折旧年限于十四五期间逐渐到期。 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。 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，预测到2025年，公司存量水电站机组折旧相比2021年将降低9亿元左右。

2022年水电板块财务费用同比下降5.6%，多数水电公司财务费用持续降低。2022 年水电板块财务费用同比增加8.10亿元（同比-5.6%），其中长江电力、华能水电财 务费用分别下降6.59、4.36亿元，国投电力两杨电站投产后利息支出费用化，财务 费用增加较多，财务费用同比增加3.63亿元。长江电力、华能水电、桂冠电力等无 新增水电的公司，财务费用均有10%以上的降幅，分别达13.9%、12.9%、16.0%。

板块资产负债率持续降低，2022年板块资产负债率降低0.9pct至51.3%。水电站稳 定运营后，公司逐渐降低负债规模，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，2022年板块总资产达8914亿元，总负债达4570亿元，资产负债率51.3% （同比降低0.9pct）。主要水电公司资产负债率均呈现下降趋势，其中长江电力资产 负债率40.2%远低于行业平均水平，川投能源扩大投资资产负债率逐渐提高至35.7%。

水电板块现金流稳定且充裕，2015-2022年年均经营现金流净额超800亿元。2021 年受来水偏枯以及国投电力火电亏损影响，水电板块经营现金流净额降低至748.54 亿元，2022年水电板块经营现金流净额增加54.64亿元至803.18亿元（同比+7.3%）， 其中国投电力贡献增量73.32亿元、桂冠电力贡献24.15亿元。国投电力水电量价齐 升，调节性电站出力保供以及电价上浮优势明显，2022年经营性现金流净额219.64 亿元（同比+50.1%）；桂冠电力依靠来水优势，业绩高增下经营性现金流净额65.96 亿元（同比+57.7%）；长江电力收入减少，经营性现金流净额减少48.20亿元。

持续保持高分红比例，高股息率配置价值突出。水电公司由于现金流稳定充裕，资 本开支小，常年保持50%以上高分红率，2022年龙头水电长江电力分红总额200.92 亿元，对应过渡期（22M2-12）归母净利润100%分红率，对应全年归母净利润分红 率94.3%，远超公司承诺十四五期间每年不低于70%的分红率。2022年桂冠电力分 红率下降至49.1%，主要系利润大增，分红占比缩减，且公司处于新能源高速建设 阶段，适当降低分红比例用于投建风光项目。

从股息率来看，2022年长江电力在利润下滑的情况下每股股利提升至0.8533元，对 应4月28日收盘价股息率3.9%，树立了良好的价值股形象。其余各水电公司股息率 常年高于十年期国债收益率，高比例的分红使得水电公司股票具有一定的类债券属性，有效保障了股东的投资收益。

四、绿电+核电：绿电建设提速，核电盈利优化

（一）绿电：年内绿电建设低预期，投资成本下行带动装机放量

2022年绿电板块营业收入和归母净利润分别同比+13.9%、-3.3%。受局部风资源偏 弱、平价项目增多、市场化交易比例提升等因素影响，2022年风电和光伏运营商业 绩增减不一。其中三峡能源、龙源电力2022年分别实现归母净利润71.55、51.12亿 元。三峡能源由于新增投产风光装机3.53GW（较2021年装机增幅达15.4%），同时 风光装机较均衡，2022年上网电量同比+46.0%，归母净利润同比+11.1%；龙源电 力以风电装机为主，2022年风电装机扩张带动发电量增长，风电业务营收同比+2.2%， 由于折旧摊销及资产减值损失增加，风电业务经营利润同比减少22.66亿元，带动公 司归母净利润同比减少23.12亿元（同比-31.1%）。但伴随组件价格下行及疫情好转， 风光装机将加速建设，绿电成长性依旧突出。

2022年风光新增装机略低预期，分别同比-20.9%、+59.1%。2022年受疫情反复及 硅料价格高企影响，风光新增装机不及年初预期，根据中电联数据，2022年风电累 计新增装机37.63GW，同比下降20.9%；光伏累计新增装机87.41GW，同比增长 59.1%，低于年初预期。2023年疫情好转、光伏组件价格下行，风光装机放量，一 季度全国新增风电、光伏装机10.4、33.7GW，分别同比+31.6%、154.8%，国家能 源局规划2023年新增风光装机约160GW，其中风电装机达430GW（新增约65GW）、 光伏装机达490GW（新增约97GW）。

装机增长带动风光发电量提升，2022 年风电、光伏发电量分别同比+12.3%、14.3%。 根据中电联数据，2022 年全国风电、光伏累计装机分别同比增加 11.3%、28.1%， 带动发电量分别同比增长 12.3%、14.3%。由于风资源偏弱，2022 年全国风电利 用小时数达 2221 小时，2021 年同期为 2232 小时，同比略有下降，风电月度发电 量增速低于上年同期。2022 年全国光伏利用小时数达 1337 小时，同比增加 56 小 时，光伏月度利用小时数高于 2021 年同期，累计同比增长 4.4%。

2022 年绿电板块应收账款达 1005 亿元，其中龙源电力、三峡能源应收账款分别 为 274、267 亿元。受益于补贴回收加速，绿电板块应收账款增速放缓，截至 2022 年末，板块应收账款达 1004.96 亿元，相比 2021 年底仅增加 48.42 亿元（同比 +5.1%）。作为绿电龙头，龙源电力、三峡能源带补贴项目较多，2022 年应收账款 分别达 274.41、267.28 亿元，分别变化-25.86、72.66 亿元，其中龙源电力 2022 年回收可再生能源补贴 114.39 亿元，带动应收账款下降。

补贴回收改善现金流，保障后续项目建设。随着风光步入平价时代，国补拖欠问 题有望逐步解决，叠加装机不断扩张，板块现金流持续改善，2022 年龙源电力由 于收到可再生能源补贴回款，经营现金流净额同比增加 114.86 亿元至 296.06 亿 元（同比+63.4%）；三峡能源装机快速扩张，经营现金流净额达 168.71 亿元（同 比+91.1%）。2022 年绿电板块经营现金流净额 779.90 亿元，同比增加 79.0%。 2022 年 7 月 15 日，国家电网发布 2022 年第一批补贴资金 399 亿元；2022 年 8 月，发改委等三部委发文，设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司， 统筹解决可再生能源发电补贴问题；2022 年 11 月 14 日，财政部提前下发 2023 年可再生能源发电补贴 47.1 亿元，随着补贴下发，风光运营商现金流有望持续改 善。

（二）核电：机组核准加速，市场化电价提升优化盈利能力

核电市场化交易带来电价弹性，开启“量价齐升”。伴随核电机组有序投产，2022 年中国广核实现营业收入828.22亿元（同比+2.7%）、归母净利润99.65亿元（同比 +2.1%），中国核电实现营业收入712.86亿元（调整后同比+13.7%）、归母净利润 90.10亿元（调整后同比+9.7%）。受益于市场化电价上升+度电成本下降，核电盈 利能力提升，2022年核电业绩增速接近营收增速。

2022年核电电价提升，企业盈利持续上修。以中国广核为例，2022年宁德1-4号机 组、防城港1-2号机组的全部上网电量参与电力市场交易，2022年市场化交易电量 1097.01亿千瓦时，占总上网电量的55.3%，同比增长16.2pct。2021年底来受燃煤 基准价上浮空间提升至20%催化，根据广东电力交易中心披露2022年度交易情况， 2022年广东省内年度市场化交易平均电价已达到0.497元/千瓦时，相比燃煤基准价 上浮7.3%，相较核电计划电价实现反转。市场化交易比例提升+电价反转下，2022 年公司核电平均上网电价已达到0.3714元/千瓦时，同比上涨3.7%。2023年全国市 场化电价维持高位上浮，同时广东省年度市场化交易平均电价进一步提升至0.554元 /千瓦时，上浮比例19.6%，核电市场化比例提升，电价有望维持稳定。

核电成本稳定可控，2022年核电度电成本为0.2元/千瓦时。核电成本主要包括固定 资产折旧、运维及核燃料，以中国广核为例，近三年核电度电折旧稳定在0.062元/ 千瓦时左右。公司通过管理改进和技术创新，持续降低核电站运维成本，充分实现 核电的经济性，2022年核电度电成本微增至0.2002元/千瓦时，主要系宁德#4、防城 港#2、阳江#4投运满5年，开始计提乏燃料处置金。

截至2022年末我国核电装机达56.99GW，2022年共核准10台机组。根据中国核能 行业协会数据，2022年福清6号机组、红沿河6号机组相继投产，截至2022年末我国 核电装机已达到55.99GW，其中中国广核29.38GW、中国核电23.75GW。此外2022 年4月底国常会一次性核准三门3-4号、陆丰5-6号、海阳3-4号共6台机组，9月再次 核准4台机组，全年共核准10台机组，核准核电核准加速中。中国核能行业协会预计 2030年核电在运装机将达120GW，我国自主三代核电将以每年6-8台的核准节奏陆 续落地，看好政策驱动下核电长期成长性。

编辑：999感冒灵