一、Q3 板块业绩同比大增 61%，火电水电均迎改善

（一）前三季度公用板块营收同比基本持平，业绩同比、环比改善显著

2023Q1-3公用板块营收达1.4万亿元，业绩为1404亿元、同比/环比持续改善。以 GFGY样本股为例，公用事业板块2023Q1-3实现营收13961亿元（同比+2.5%）；实 现归母净利润1404亿元（同比+40.2%），业绩改善主要为电力企业煤炭长协率不断 提升、叠加煤炭价格同比下降，火电盈利水平同比、环比持续修复；同时水电伴随汛 期来水好转，盈利亦有所修复（本文如无特别说明，数据均来自Wind与公司财报）。

分单季度来看，2022Q4-2023Q3板块业绩实现同比、环比持续改善。从公用事业板 块单季归母净利润来看，2023Q1归母净利润361.83亿元（同比+34.6%），Q2归母 净利润468.62亿元（同比+24.3%），Q3归母净利润571.87亿元（同比+60.9%，环 比+22.0%）；板块归母净利润增长主要驱动因素是火电盈利同比、环比持续修复。

从构成来看：2023Q1-3火电盈利增幅较大，水电业绩同比小幅提升、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年起火电 业绩持续修复，驱动Q1-3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，前三季度板块业绩同比小 幅增长5.4%（上半年为同比下滑13.2%）。新能源板块装机容量持续增加，但电价 承压，且Q3风光利用小时数同比下降，板块业绩仅小幅增长1.5%。核电受机组投产、 电量同比提升等影响，前三季度归母净利润同比增长13.10%。燃气板块归母净利润 同比增加8.8%。

火电板块业绩改善全行业领先。横向对比而言，选取SW2021一级行业与GFGY进行 对比，GFGY三维度业绩改善程度均位居全行业前20%，2023Q1-3、2023Q3归母净 利同比增速分别位居第4、第6位，2023Q3环比增速位居第6位。从细分子行业来看， 选取SW2021二级行业与GF火电、水电、绿电、核电、燃气进行对比，火电三维度 业绩改善幅度位居前15%，2023Q1-3、2023Q3归母净利同比增速分别位居第2、第 7位，2023Q3环比增速位居第19位。其余四个细分板块同比增速也均位于前50%（水 电、绿电存在季节性波动，环比数据变动较大）。

受增值税留抵退税减少及可再生能源补贴发放节奏等因素影响，2023Q1-3板块经营 性现金流净额同比降低7.7%。2023Q1-3公用事业板块实现经营性现金流净额3263 亿元（同比-7.7%，上半年为-17.5%），预计为增值税留抵退税同比减少及新能源补 贴款发放同比减少。但单三季度现金流有所好转，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及库存变化的影响。受益于 板块盈利改善，投资亦加速，2023Q1-3公用事业板块投资净流出3691亿元（同比 +50.1%），资本负债率基本稳定在60%左右；同期筹资现金流净流入644亿元。伴 随含补贴风光项目的持续运营，板块应收账款体量不断提升，截至2023年9月末达 3905亿元（同比+16.4%）。

（二）火电业绩同环比持续改善，来水转丰水电业绩开始修复

从分板块财务数据来看，火电板块业绩同比增长297%、环比增长30%。2023Q3煤 炭市场价格小幅波动，但在强保供政策背景下火电企业长协煤履约兑现率较好，9月 现货煤价回升对用煤成本影响有限，又叠加高价库存煤影响逐步消除。如火电龙头 华能国际，单三季度国内火电税前度电利润达0.026元（Q1、Q2分别为-0.001、0.008 元），呈现持续改善趋势。2023Q1-3火电板块实现营业收入8552亿元（同比+3.3%）， 归母净利润盈利490亿元（同比+268.9%）；单三季度火电板块实现归母净利润225.16 亿元（同比+296.5%、环比+30.1%）。

水电汛期来水改善，前三季度归母净利润同比增速回正至5.1%。2023年上半年普遍 来水偏枯，多数水电公司发电量下滑，同时去年上半年来水偏丰高基数，业绩同比 下滑13.2%。伴随厄尔尼诺现象来临，三季度以来主要流域来水好转，水电板块 2023Q1-3实现营业收入1305.19亿元（同比+5.4%）；归母净利润404.15亿元（同比 +5.1%）。单三季度实现归母净利润215.12亿元（同比+29.1%、环比+87.4%）。

前三季度绿电板块营收同比仅增长3.0%，业绩同比增长1.5%。年初至今硅料等原价 格下降，驱动绿电装机增速，根据中电联数据，2023年前三季度新增风光装机162GW， 上年同期仅为72GW。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。2023Q1-3绿电板块实现营收1204亿元（同比+3.0%）， 实现归母净利润239亿元（同比+1.5%）；单三季度归母净利润45.7亿元（同比-1.5%）。

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核山东石岛湾、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2023Q1-3实现营业收入1159亿元（同比+4.3%）、 归母净利润190亿元（同比+13.1%）；单三季度核电板块归母净利润60.3亿元（同比 +9.9%）。

燃气板块：三季度气价回升，2023年前三季度业绩同比增长8.8%、增速有所回落。 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，但年内价格相对稳定。燃气板块2023Q1-3实现营业收入1677亿元（同比-3.2%）、归母净利润69亿元（同比+8.8%，上半年同比+21.0%）；单三季度归母净利润23亿 元（同比-9.6%）。

（三）年初至今电力板块涨势突出，三季度水电持仓持续提升

2023年三季度末公用事业股基金配置占比为0.67%，环比下降0.07个百分点，整体 处于相对高位。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0.65%，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%，仍在历史相对高位水平。

复盘来看，电力板块涨势突出，年初至今核电、水电、燃气表现较好，火电上半年 股价表现突出。年初至今GFGY涨幅为3.3%，其中GF火电、水电、绿电、核电、燃 气各板块涨幅分别为-5.2%、10.7%、-18.7%、15.9%、9.4%。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：季度业绩有望年化，关注电价、煤价、电改进展

（一）Q3 业绩环比持续改善，经营现金流大幅改善

煤价震荡下行，大部分火电公司Q3业绩环比持续改善。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，上半年火电板块业绩已实现 扭亏为盈，三季度盈利环比继续改善，2023Q3火电板块归母净利润为225亿元，相 较2023Q2环比增加52亿元、环比大幅增长30.1%。具体来看，收入端，前三季度火 电板块营业收入依然保持正增长，主要为电量小幅提升而燃煤电价高位保持；成本 端，根据百川盈孚数据，7-9月秦皇岛5500大卡动力煤市场价格均值为873元/吨，环 比4-6月均值下降62元/吨，降幅为6.6%；且预计长协煤履约比例持续改善，绝大部 分火电公司业绩环比改善趋势显著。

具体个股来看，绝大部分火电公司基本均实现盈利的环比改善。其中全国性火电公 司：华能国际，Q3煤电税前度电盈利2.6分，环比增厚1.9分、同比增厚5.3分），煤 电板块持续改善。华电国际，预计为火电盈利持续恢复、Q3毛利率环比+3pct。大唐 发电，三季度归母净利环比略降，主要为少数股东损益占比提升影响，净利润22亿 元、环比增长15.4%、净利率环比提升0.5pct，预计主业盈利亦持续修复。国电电力，业绩同比小幅下滑主要为上年同期投资收益高基数，环比持续改善考虑主要为火电、 水电盈利修复，Q3毛利率环比+2.3pct。

地方公司方面，赣能、皖能、福能等较超预期。赣能股份，丰三百万机组投产后， 单位盈利增强同时用煤成本下降。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8月底、9月初投产，Q3业绩超预期。福能股份，三季度福建 风资源偏优、晋江气电替代电量政策落地、投资收益环比高增综合影响下，Q3业绩 环比同比均大增。内蒙华电，Q3电价、煤价环比持续下降，煤炭增产维持主业盈利 水平。

电量方面，受今年三季度来水逐步恢复、水电出力提升影响，火电同比仅保持小幅 增长，7-9月全国火电发电量同比分别+7.2%、-2.2%、+2.3%。全国性火电公司华能 国际、华电国际、国电电力、大唐发电单三季度火电上网电量分别同比+0.5%、-4.7%、 -12.2%、+4.6%，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；地方 公司中，内蒙华电、上海电力、福能股份、粤电力火电上网电量分别同比+1.5%、 +13.6%、+16.8%、-5.8%，其中上海电力同比增速较高主要为土耳其电厂投产影响 （两台机组分别于上年6月、10月投产）。

分季度测算，三季度主流全国性火电公司度电盈利持续改善。参考各公司归母净利 及经营数据，测算得出三季度各公司火电度电利润环比持续提升，2023Q3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0.021、0.020、0.034、0.007元 /千瓦时，较2023Q2度电增厚1~2分钱不等。

前三季度火电板块经营现金流净额同比基本持平，上半年为同比下滑27.9%。 2023Q1-3火电板块实现经营性现金流净额1382亿元（同比-0.1%，上半年为-27.9%）， 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；但单三季度现 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。

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，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9月末火电板块资产负债率已达63.3%，若考 虑永续债则达65.6%，同比均基本持平。

（二）从电价、煤价、电改三个角度，衡量火电季度业绩的年化能力

季度业绩的年化能力可归结于中长期电价、煤价和电改三个要素。电价方面，当前 现货煤价并不支撑中长期电价大幅调整，且在经济持续恢复的过程中电力仍是相对 紧缺，市场的过度反应阶段逐步接近尾声，11 月中下旬的长协电价签订结果也将落 地。煤价方面，三季度在来水改善的情况下，煤价并未出现大幅调整，我们预计与二 产高用电行业的恢复有关，着重强调十月、十一月二产用电量数据对煤价的验证及 判断，煤价波动幅度或有限。电改方面，我们持续期待容量电价等辅助服务加速落 地，这部分利润不挂钩煤价、挂钩我国绿电增长，可带动火电从煤价周期股走向绿 电及储能成长股。从本质上看，若季度业绩能够年化，火电将回归公用事业价值。

水电发电大增并未导致煤价快速回落，系进口煤低基数效应结束、二产开工情况良 好导致非电煤需求提升。国内煤炭供给持续小幅增长（7-9 月单月原煤产量同比分别 增长 0.1%、2.1%、0.4%），进口煤供给逐步走出低基数、同比增速放缓。三季度火 电发电量环比增长 16.8%、水电发电量环比增长 65.2%；火电环比增速超预期，我 们认为主要系三季度经济复苏超预期，二产用电量 7-9 月单月同比分别+5.7%、+7.6%、+8.7%，化工等非电力行业用煤需求旺盛。因而尽管三季度水电恢复一定程 度缓解了火电保供压力（减缓对电煤的需求），但经济超预期恢复导致市场动力煤价 格于 9 月中下旬开始回升但近期亦有所下降。

我们着重强调十月、十一月二产用电量数据对煤价的验证及判断。三季度制造业开 工超预期带动电量同比高增，我们以二产用电量增速持续提升的6-9月和单9月作为 数据样本进行分析，前11大行业中剔除电力、燃气及水的生产和供应业外，6-9月同比增速平均为7.8%，9月的同比增速平均值达11.5%。若十月、十一月二产用电量增 速未出现进一步上扬，我们认为煤价接下来或将保持相对平稳，提升火电公司季度 业绩的年化能力。

测算当前现货煤价下电价若上浮 15%、度电盈利不足 2 分钱，明年电价或不具备大 幅下调空间。根据百川盈孚数据，2022 年 12 月~2023 年 5 月秦皇岛 5500 大卡市 场煤价均值为 1130 元/吨，参考华能国际、华电国际等全国性火电公司，预计上半 年火电板块度电盈利 0.015 元（对应上网电价为 20%顶格上浮）。我们假设在现货煤 占 30%、煤耗为 300 克/千瓦时，上网电价与现货煤价对度电利润敏感性测算；参考 当前市场煤价已降至 930 元/吨左右，2023 年内上网电价仍保持上浮 20%，对应火 电度电盈利约 0.033 元；若上网电价较基准上浮分别降至 10%、5%，则对应度电利 润将降至 0、-0.017 元，明年电价或不具备大幅下调空间。同时在经济持续恢复的 过程中电力仍是相对紧缺，市场的过度反应阶段逐步接近尾声，关注 11 月中下旬的 长协电价签订结果。

广东现货低电价或存水电供给增多等影响，10 月均值已显著回升。根据广东省电力 交易中心数据，6~9 月广东燃煤现货成交电价（日频）月度均值持续回落，9 月触底 为 333 元/兆瓦时，或为今年来水恢复下、水电发电量供给大幅增长而用电需求增长 相对有限（去年同期汛期来水转枯，电力供应紧张下现货价格走高）；10 月逐步进入 枯水期，电力供应相对收紧、燃煤现货价格出现回升。尽管现货价格波动较大，但中 长期月度成交电价始终高位保持。考虑火电企业全年电量仍以中长期合同为主，关 注年末 2024 年度中长期电价签订情况。

此外，容量电价等辅助服务若落地将为火电提供部分稳定收益、增强盈利稳定性， 助力季度业绩年化。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费 1.9%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%； 备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%； 考虑折算到上半年全国火电发电量上（2.95万亿千瓦时），该部分度电收入约8厘钱。 我们想强调的是，这部分利润不挂钩煤价而是挂钩绿电的增长，因而盈利相对稳定。 伴随电改下的辅助服务推开以及绿电占比提升，火电该部分利润也将提高，进一步 增强盈利稳定性、助力季度业绩年化。

（三）电改推进释放辅助服务千亿市场空间，火储价值挖掘可期

原材料成本下降为电改出台解决消纳提供契机。伴随风光电量占比的提升，电网付 出反风光发电曲线的调节/调度成本增加、煤电企业接受调峰等调度但支付模式不清 晰、绿电持续增加配储要求但仍无法摆脱负电价的情况，电力系统内各方压力突出。 我们将电力系统简化为“两侧价格夹电网”的刚性架构模型，左侧为各类电源上网 电价(火电为主)，右侧为用户购电价格；之所以称之为刚性架构，系两侧电价都较难 大幅波动。但当前发电成本的下降提供了改革的契机（“在时间的煤硅锂”的降本）、 远期将通过环境溢价及市场化交易合理提高用电成本等。基于边界打开的视角，我 们认为体系的拥挤度将下降，通过辅助服务市场的建立、现货市场的价格修正机制 等，火电获得容量补偿、绿电拥有盈利模型扩大装机、电网的调度成本得到传导， 相关投资均将加速，刚性架构中的主体都有更好的前景展望。

参考欧盟的辅助服务经历从“固定补偿”向“市场化交易”演绎的过程，对我国形 成启示。从容量机制发展的趋势及特点来看，价格市场化有助于发现辅助服务的合 理定价；容量使用提高能源使用效率；容量市场持续扩大，火电贡献主要增量。该机 制从“基于价格”转向“基于数量”。在基于价格的机制中，决策者设定价格，然 后让投资者决定在给定价格下愿意投资多少；在基于数量的机制中，决策者确定所 需的容量数量，然后让市场来决定价格（拍卖）。但由于欧盟认为容量机制不应扭曲 电力市场的价格，而是由市场对其进行合理定价，因此欧盟通过法律2019/943，规 定容量市场“酬金是通过竞争性程序确定的”，确定了欧盟全域容量机制转向基于 数量机制。梳理来看，我们认为补贴机制更适用于早期无法形成有效价格的阶段， 或对我国当前阶段形成启示；同时当前原材料成本下降为电改推行的良好契机，预 计容量电价等补贴机制有望加速出台。

参考欧盟引入容量机制后，测算火电度电利润增厚2~6分钱。“度电利润增加额”测 算逻辑如下：度电利润增加额=容量市场收入/发电量；容量市场收入=容量市场价格 *参与容量市场机组。该测算方式本质是将容量市场收入均摊至每一单位发电量。由 于欧盟电价水平和国内差异较大，因此我们使用购买力平价理论对于度电利润增加 额进行调节。具体测算逻辑如下：基于购买力平价的电力价格调系数=海外电力价格 /国内电力价格；度电利润增加额（本币）=汇率*电力价格调系数*度电利润增加额（外 币）。经测算，2022年波兰PGE、意大利ENEL、爱尔兰SSE度电利润分别增加人民 币6.0、6.3、2.1分钱，综合历年来看，度电利润增厚约人民币2～6分钱。尽管各个 公司数据时间维度不长，但我们不难看出，此部分超额利润高度稳定，降低了火电 的盈利波动，预计我国综合辅助服务市场完善后、火电公司盈利稳定性亦将增强。

测算我国十五五末综合辅助服务空间3880亿元，对应火电综合辅助服务空间近1800 亿元。我们在《电改系列之框架篇-系统的“破壁”》测算2030年风光累计发电量超 3万亿千瓦时（占全部发电量的26.2%），2020年后新增风光发电量中60%均需消纳 等综合辅助服务调节，辅助服务结构中火电参与比例由2022年的94%降至2030年的 70%（其余由抽水蓄能、电化学储能、新型储能补充），则对应2030年综合辅助服 务市场空间为3880亿元，其中火电对应1752亿元、平摊至全部火电发电量对应度电 增收0.03元。此部分收入是火电时间调节能力、容量价值等属性的体现，且增长空 间挂钩风光的增量发电量，未来几年的成长性突出。

三、水电：来水转丰+电价上浮，水电板块业绩恢复

（一）来水转丰电量修复，电价上浮稳定业绩

电量修复电价上涨，水电公司盈利分化。统计9家水电公司业绩，2023Q1-3水电板 块归母净利润为491.55亿元，同比提升6.3%（2022Q1-3为491.55亿元），业绩同比 增速为正主要系电价上浮，而电量端三季度来水转丰后同比缺口收窄。分公司来看， 业绩突出的为雅砻江水电（同比+19.0%），及其持有方国投电力（同比+46.7%）和 川投能源（同比+31.6%），风光贡献发电量的甘肃能源（同比+52.7%）。长江电力 和华能水电同口径下发电量下滑但业绩同比微增（+4.1%/+5.2%），主要系电价方面 略有上浮。

分电量和电价来看，统计的10家水电公司中，5家公司发电量同比上涨。2023Q1-3 水电板块发电量5668亿千瓦时（同比+6.3%），若剔除乌白电站影响，2023Q1-3发 电量4975亿千瓦时（同比-6.7%）。因此在上半年来水偏枯的影响下，各公司发电量 普遍受到冲击，三季度来水转丰后，各公司电量修复程度不一。大水电长江电力、华 能水电发电量累计增速较二季度末提升28.4、19.6pct；雅砻江流域三季度来水偏枯 对发电量的影响为负；国能大渡河和黔源电力发电量累计增速提升20pct以上，且基 本由水电带来。电价方面相对乐观，各公司上网电价/度电收入同比增速基本为正， 其中雅砻江水电电价提升明显，直接表现在国投电力和川投能源的业绩中。

电量端：三季度多数流域来水转丰，水电发电量修复且较早完成全年蓄水工作。三 季度以来金下-长江以及澜沧江流域来水转丰，抵消了上半年来水偏枯的部分影响， 且长江电力和华能水电均发布公告称部分来水转为蓄能，对后续发电更有保障。分 电站来看，三季度金沙江下游乌东德电站平均入库流量同比+16.8%；长江上游三峡 电站平均入库流量同比+37.1%；雅砻江流域三季度来水量同比下降16.2%，对应雅 砻江水电发电量同比-8.7%；澜沧江流域三季度来水偏丰4-7成，华能水电发电量同 比+19.7%。

伴随汛期来水的恢复，各电站蓄水进展良好。长江电力已完成年度蓄水目标，各电 站接近蓄满状态，三峡水位相比上年偏高14米；雅砻江两河口水位大幅高于上年同 期，但锦屏一级和二滩水位偏低；澜沧江小湾蓄水进展较好，水位偏高，但糯扎渡水 位偏低；龙滩电站由于来水持续偏枯，水位低于上年同期，清江水布垭电站水位已 完全恢复正常。

电价端：四川电价延续上涨趋势、云南受政策影响市场化电价下滑。伴随云南省供 需格局改善，市场化交易电价提升，近两年云南省市场化交易电价上涨近10%，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 价涨幅不能超过前三年市场均价的10%，2023M1-9云南市场化交易平均电价为 0.225元/千瓦时，同比+0.9%，但6-10月份电价同比下降，电价基本达到今年的最大涨幅。四川省电力交易中心数据显示，四川省2023年1-9月电网代理购电价格对应市 场化水电均价为0.332元/千瓦时，同比去年增长8.9%，前三季度雅砻江水电、国能 大渡河电价均有提升，缓解电量下滑压力。

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）10 月长江电力发电增长持续，蓄能增加保障枯平水期发电

测算10月长江电力发电量同比+157%，1-10月发电量同比+46%。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。三季度来水已有明显改善，长江电力发电量同比增幅显著，最新 测算10月发电量307.76亿千瓦时（同比+157.0%，六座/四座），1-10月发电量2341.13 亿千瓦时（同比+45.9%，六座/四座）。若不考虑乌白，4座电站累计发电量同比缺 口缩小（8月-18.7%、9月-9.7%、10月-3.5%），若后续来水同比改善，4座电站发 电量有望持续追平。

测算10月雅砻江水电发电量同比-18%，1-10月发电量同比-9.8%。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10月雅砻江水电实现发电量78.87亿千瓦时（同比-18.2%），1-10月发电量697.30 亿千瓦时（同比-9.8%）。雅砻江流域三季度来水偏枯但逐月改善，1-9月累计发电 量同比-7.4%，10月来水同比偏枯，累计发电量增速略有下降至-9.8%。

高水位下蓄能突出，水电后续的发电能力得到保障。10月18日长江电力发布公告， 称已完成年度蓄水任务，蓄能达338亿千瓦时。蓄能是指水库静态状态下，囤积的水 的发电能力，可以理解为库存电量的概念。我们测算10月末六座电站蓄能共计333.25 亿度，2022年同期为282.08亿度（同比+51.18亿度/同比+18.1%）。高蓄能将保障公 司后续在枯水期的发电能力，同时水位得到保障，发电量同比高增可期。

测算雅砻江水电三大电站10月末蓄能共计238.30亿度，2022年同期为202.91亿度 (同比+35.38亿度/同比+17.4%)，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，我们测算中仅考虑这三大调节电站。截至10月末，测算雅砻江水电 三大调节电站可调蓄水量共计118.94亿m³（死水位以上的水量），2022年同期为 115.05亿m³，同比增长3.4%，其中两河口电站增加28.10亿m³，锦屏一级和二滩电 站可调蓄水量分别减少18.75、5.46亿m³。保障了雅砻江水电四季度及明年上半年的 发电量。

（三）成本进入下降周期，充裕现金流保障分红能力

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。由于乌白注入，2023Q1-3长江电力总成本同比提升18.4%，此后将延续下行趋 势；2023Q1-3华能水电总成本同比-6.5%至100亿元。

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。此外，2023年一季度乌白电站注入长江电 力，6月末公司固定资产原值6033亿元，相比22年底增加2498亿元，约为乌白对应 固定资产原值，上半年计提折旧94.5亿元，相比上年同期未调整前折旧同比增加39.4 亿元，约为乌白半年折旧值，低于此前预期；

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。

近年来多数水电公司财务费用持续降低，23年资产重组致水电板块财务费用同比提 升6.1%。2023Q1-3水电板块财务费用同比增加9.08亿元（同比+6.1%），其中长江 电力、川投能源财务费用分别提升22.73、0.83亿元，主要系两者均进行资产重组、 分别收购乌白电站、国能大渡河10%股权增加负债所致；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约20%，分别达17.8%、20.6%、 24.1%，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。

长电收购乌白致板块资产负债率提升，2023Q3板块资产负债率提升至61.8%。长江 电力收购乌白完成、乌白资产负债并表，截至2023Q3板块总资产提升至11648亿元， 总负债达7195亿元，导致板块资产负债率提升至61.8%（较22年末提升10.6pct）。 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 64.0%，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，2023Q1-3经营现金流净额达721亿元。2023Q1-3水电 板块归母净利润同比增长5.1%，经营现金流净额提升至721亿元（同比-3.8%），主 要系华能水电和桂冠电力发电量减少导致的经营活动现金流入减少，二者经营现金流净额分别减少15.84、27.26亿元。同期长江电力、国投电力经营现金流净额同比 增加10.43、11.50亿元。长期稳定的经营活动现金流为分红提供了保障，多数水电 公司净现比超2倍。

四、绿电+核电：绿电建设提速，核电盈利稳健

（一）绿电：装机扩张带动电量提升，能源转型加速绿电建设

2023Q1-3 绿电板块营业收入和归母净利润分别同比+2.4%、-1.2%。受三季度自然 资源影响、平价项目增多、市场化交易规模扩大及会计准则调整等因素影响，前三 季度风电和光伏运营商业绩增减不一。其中三峡能源、龙源电力 2023Q1-3 分别实 现归母净利润 54.36、61.08 亿元（分别同比-11.6%、+14.1%）。三峡能源由于自 然资源不及预期，试运行项目转固折旧增加等影响，Q3 营业成本同比+17.7%，导 致 Q3 归母净利润同比下降 18.1%；龙源电力以风电装机为主，前三季度风光装机 容量增加、风电利用小时数提升带动售电量增加带动风电售电收入同比增长 3.5%， 带动公司业绩同比增长 14.1%。伴随我国能源转型的加速推进，风光装机将加速建 设，绿电成长性依旧突出。

2023 年 1-9 月风电、光伏发电量分别同比+13.4%、11.3%。根据中电联数据，2023 年 1-9 月全国风电、光伏累计装机分别同比增加 15.1%、45.3%，带动发电量分别 同比增长 13.4%、11.3%。2023 年 1-9 月全国风电利用小时数达 1665 小时，同比 提升 49 小时，增幅 3.0%；2023 年 1-9 月全国光伏利用小时数达 1017 小时，同比 下降 45 小时，降幅 4.3%。

23Q1-3 绿电板块应收账款达 1227 亿元，其中龙源电力、三峡能源应收账款分别为 349、334 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 2023Q3，板块应收账款达 1227 亿元，相比 2022Q3 增加 80.88 亿元（同比+7.1%）。作为绿电龙头，龙源电力、三峡能源带补贴项目较多，2023Q3 应收账款分别达 348.74、336.86 亿元，同比分别增加 33.65、52.00 亿元。

前三季度补贴回收较少，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，2023Q1-3龙源电力经营性现金 流净额同比下降68.6%至59.6亿元，三峡能源经营现金流净额达116.52亿元（同比 +22.0%）。2023H1绿电板块经营现金流净额284.9亿元，同比下降36.6%。

（二）核电：电量稳健增长，期待机组核准常态化

核电电量稳健增长，前三季度业绩表现亮眼。伴随核电机组有序并网投产，2023Q1- 3中国广核实现营业收入598.42亿元（同比+2.4%）、归母净利润97.00亿元（同比 +10.4%），中国核电实现营业收入560.89亿元（同比+6.4%）、归母净利润93.27亿元 （同比+16.1%）。受益于电量稳健增长、市场化电价稳定及度电成本下降，核电盈利 能力提升，前三季度核电业绩表现出色。

市场化交易比例及电价稳定，企业盈利持续上修。以中国广核为例，2023H1广东岭 澳、岭东和阳江共10台机组共安排市场化电量约195亿千瓦时，福建宁德1-4号机组、 广西防城港1-3号机组、辽宁红沿河1-4号机组全部上网电量参与电力市场交易， 2023H1公司市场化交易电量占总上网电量约55.5%，同比增长0.5pct。2023H1公司 平均市场电价同比基本持平。市场化交易电价维持高位，2023H1核电度电收入0.376 元/千瓦时，同比上涨0.9%。

核电成本稳定可控，2023H1核电度电成本为0.176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，2023H1核电度电成本下降至0.176元/千瓦时。

截至2023Q3我国核电装机达56.99GW，2023年以来共核准6台机组。根据中国核能 行业协会数据，2023年3月防城港3号机组投产，截至2023Q3我国核电装机已达到 56.99GW，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，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：520中国