国电电力2023年何时分红

国电电力2023年何时分红

（报告出品方/作者：招商证券，宋盈盈）一、电力行业 2022 年报&2023 一季报复盘1、行业走势复盘：电力行业表现强于大盘，波动中凸显防御属性2022 年全年，除煤炭及综合板块......接下来具体说说

你知道国电电力（600795）的分红比率吗？

最近两个交易日火转绿板块受大唐发电业绩不达预期影响普遍大幅回落。在行情低迷的时候多记录一些基本面的资料加深对公司的了解。

本篇文章我通过公开资料整理了国电电力(600795)近几年的利润分配金额以及分红比例，并粗略估算一下22年度的股息率。

一、国电电力2021年10月修订的公司章程中关于利润分配：

在保证公司持续经营和长期发展的前提下，如公司当年盈利及累计未分配利润为正，且无重大投资计划或其他重大现金支出等事项发生，公司在足额提取法定公积金、任意公积金以后，每年以现金方式分配的利润不低于当年实现的可分配利润的 30%，且任意三个连续年度内，公司以现金方式累计分配的利润不少于该三年实现的年均可分配利润的30%。

二、下表摘录了国电电力2015-2021年度归属于上市公司的净利润、分红比率以及当年的经营活动产生的现金净额。

2015-2017年：

2018-2020年：

分红加回购2020年实际分红金额为7.34+27.39=34.73亿，

分红比例34.73/25.12=138.25%

2021年：

因公司2021年度母公司实现净利润为负，2021年度，公司拟不分配现金股利，也不实施包括资本公积转增股本等在内的其他形式分配，但延续了2020年度的回购操作，回购视同分红12.58亿。

剔除亏损的2021年，2015-2020国电的分红占净利润的比率均值高达 72.63% 。

三、2022Q3国电电力以50.73亿的净利润以及390亿的强劲经营现金流量净额，创自2015年以来的新高，三季报后众多券商也调高了本年度盈利预测：

按上表净利润均值62.92亿取60亿整数，分红比例取40%和50%，以800亿现市值计算：

60*40%/800= 3%

【电力组合定投思考】几大水电公司分红比较研究

最近把几大水电公司财报又扒拉看了下，还是有一点收获的，就写下来和大家分享下。

长江电力：预计2023年分红和2022略有减少，大概在0.7－0.75元左右，2024年分红到1元，对应现在21元的股价，大概分红3.3%－4.76%左右，长江电力在预计的2年内，会释放50%的业绩增长，目前的高负债短期是问题，但长期就是业绩助推剂，因为会提升经营效率。

华能水电，预计2023年分红大概在0.185-0.2之间，对应的分红率在2.8% －3%之间，新的业绩增量短期来自于光伏和电价市场化提升，中长期是拖巴西*段建设。目前个人计算下来，华水的低估程度是比较低的，或者说目前的价格是比较充分定价的。

川投能源（和国投共享雅砻江水电）预计2023年分红在0.4元，2024年可以去到0.5元，对应12.23元的分红率在3.27% -4%, 核心在于

－两河口和杨房沟全面投产，大概增加30%发电能力+ 新增调峰

－10% 大渡河资产注入；

－中期2032－2033，大概有3GW资产建成，整个雅砻江从19.5GW增长22.5GW，大概15%增量

－光伏的规划很大，但是收益目前存在未知。

目前看，4.5GW的杨房沟+两河口投产带来的利润增量应该可以到30%-40%，剔除大渡河20%股权，大概川投的价值在460亿，估算雅砻江现在市场价值在1000－1200亿元，对应川投的价值是480亿－576亿。

国投电力：1）资本市场口碑不好 2）目前的估值组成 52%雅砻江水电，11GW的火电，加4GW的风光，个人觉得不如整体估值国电电力（80%大渡河股权 10GW，7GW 的风光，主要以风为主，和32GW的火电），关键国电电力母公司国家能源集团厉害

电力行业2023年中期策略：火电业绩持续优化，新能源蓄势待发

（报告出品方/作者：招商证券，宋盈盈）

一、电力行业 2022 年报&2023 一季报复盘

1、行业走势复盘：电力行业表现强于大盘，波动中凸显防御属性

2022 年全年，除煤炭及综合板块外，其余板块均出现不同程度的下跌。其中，公用事业指数下跌 16.36%，在 31 个 申万一级行业中排名第 14；环保指数下跌 22.84%，排名 24，跌幅大于沪深 300，但小于创业板指。公用事业子板 块中，燃气板块下跌 13.51%，电力板块下跌 16.67%，跌幅均小于沪深 300 指数和创业板指，凸显防御属性。 2023 年以来，公用事业和环保指数涨幅靠前。截至 5 月 25 日，公用事业指数上涨 7.53%，排名第 6；环保指数上涨 2.13%，排名第 12。公用事业子版块中，电力板块上涨 7.19%，燃气板块上涨 10.76%，市场表现强于大盘。

2、业绩表现复盘：火电扭亏为盈，水电业绩分化，新能源稳步扩张

（1）火电：受益于煤价下行、长协煤保供政策及电价上浮，火电企业扭亏为盈

2022 年，申万火电板块营业收入为 1.20 万亿元，同比+16.1%，归母净利润-66.57 亿元，同比+84.1%，较 2021 年亏损有所收窄。2023Q1 营业收入为 3031.86 亿元，同比+2.5%；归母净利润 91.03 亿元，同比+515.06%； 毛利率 9.7%，同比提升 3.07pct，净利率 4.0%，同比提升 2.88pct。随着煤炭价格下行，保供政策力度不断加大， 叠加多地市场化电价上浮，火电企业扭亏为盈。

个股方面，2022 年火电板块营收前三的企业分别为华能国际、国电电力、大唐发电，归母净利润前三的企业分 别为国电电力、陕西能源、深圳能源。2023Q1 火电板块营收前三的企业分别为华能国际、国电电力、华电国际， 归母净利润前三的企业分别为华能国际、华电国际、浙能电力。

（2）水电：2022 年下半年来水偏枯导致水电企业业绩承压，2023Q1 部分流域来水修复，水电企业业绩分化

2022 年，申万水电板块营业收入 1453.89 亿元，同比+4.9%；归母净利润 398.09 亿元，同比+0.1%。2023Q1， 水电板块营业收入 363.94 亿元，同比+22.9%；归母净利润 73.95 亿元，同比+15.4%；毛利率为 42.6%，同比下降 0.11pct，净利率为 24.9%，同比下降 0.88pct。2022 年下半年，受到极端天气影响，长江流域来水偏枯， 导致水电发电量同比下滑。2023 年以来，雅砻江流域来水有所修复，加上乌白电站并表以及两河口电站投产， 川投能源、长江电力等企业业绩回暖；而澜沧江流域来水偏枯，导致华能水电一季度营收同比增速为负。

个股方面，2022 年水电板块营收前三的企业分别为长江电力、国投电力、华能水电，归母净利润前三的企业分 别为长江电力、华能水电、国投电力。2023Q1 水电板块营收前三的企业分别为长江电力、国投电力、华能水电， 归母净利润前三的企业分别为长江电力、国投电力、川投能源。

（3）新能源：风光装机量持续增长，核电市场化交易电价提升，新能源企业营收快速增长，盈利能力稳步提升

2022 年，申万风电板块营业收入为 1023.55 亿元，同比+122.4%；归母净利润 195.97 亿元，同比+82.8%。光 伏板块营业收入为 466.88 亿元，同比+34.8%；归母净利润为 40.61 亿元，同比+55.5%。核电板块营业收入为 1541.08 亿元，同比+7.7%；归母净利润 189.75 亿元，同比+6.8%。随着硅料价格回落，光伏企业盈利能力大幅 提升。2023Q1，光伏板块营业收入为 98.11 亿元，同比+19.7%；归母净利润为 12.11 亿元，同比+198.0%；毛 利率为 34.1%，同比提升 5.60pct，净利率为 13.3%，同比提升 7.26pct。

个股方面，2022 年及 2023Q1 新能源板块营收前三的企业分别为中国广核、中国核电、龙源电力，归母净利润 前三的企业分别为中国广核、中国核电、三峡能源。

3、电力供需状况：产业用电增速较高，水电发电降幅扩大

（1）需求端：产业用电量维持较高增速，居民用电逐渐回暖

2023 年 4 月，全社会用电量 6901 亿千瓦时，同比增长 8.3%。分产业看，靠前产业用电量 88 亿千瓦时，同比增长 12.3%；第二产业用电量 4814 亿千瓦时，同比增长 7.6%；第三产业用电量 1155 亿千瓦时，同比增长 17.9%；城乡 居民生活用电量 844 亿千瓦时，同比增长 0.9%。1-4 月，全社会用电量累计 2.81 万亿千瓦时，同比增长 4.7%。其 中，靠前产业用电量 351 亿千瓦时，同比增长 10.3%；第二产业用电量 1.86 万亿千瓦时，同比增长 5.0%；第三产业 用电量 4852 亿千瓦时，同比增长 7.0%；城乡居民生活用电量 4268 亿千瓦时，同比增长 0.3%。 经济复苏拉动用电量持续攀升，居民用电同比转正。今年以来，在一系列稳增长政策推动下，中国经济从压力中转暖， 一季度主要经济指标企稳回升，经济“向上”之形基本确立，有望持续巩固。在经济加速回暖的背景下，4 月全社会 用电量增速（8.3%）环比 3 月（5.92%）有所提升，三大产业均维持了较高增速，其中服务业修复明显，成为拉动全 社会用电量增长的主力军。居民用电量在经历 2、3 月份的负增长后转正，表明疫后复苏已逐渐由生产端传导至消费 端，全年经济增长动力进一步增强。

（2）供给端：火电、核电发电量增速加快，水电降幅扩大，风光出现分化

2023 年 4 月，全国发电量 6583.5 亿千瓦时，同比+6.1%，增速环比 3 月提升 1.0pct。其中，火电发电量 4494.4 亿 千瓦时，同比+11.5%，增速较 3 月提升 2.4pct；水电发电量 683.6 亿千瓦时，同比-25.9%，增速较 3 月下降 10.4pct； 风电发电量 829.3 亿千瓦时，同比+20.9%，增速较 3 月提升 20.7pct；光伏发电量 230.9 亿千瓦时，同比-3.3%，增 速较 3 月下降 17.2pct；核电发电量 345.2 亿千瓦时，同比+5.7%，增速较 3 月提升 1.1pct。 1-4 月，全国累计发电量 2.73 万亿千瓦时，同比+3.4%。其中，火电发电量 1.95 万亿千瓦时，同比+4.0%；水电发 电量 2708.7 亿千瓦时，同比-13.7%；风电发电量 2909.3 亿千瓦时，同比+18.8%；光伏发电量 845.6 亿千瓦时，同 比+7.5%；核电发电量 1378.4 亿千瓦时，同比+4.7%。

多地来水偏枯导致水电发电量降幅扩大，火电及时补位。2022 年汛期来水不足，导致 2023 年初水电梯级蓄能同比 减少，加上今年以来澜沧江流域来水偏枯，水电发电量降幅扩大，主要水库水位和蓄水量下降。截至 2023 年 5 月 19 日，三峡水库水位为 217 米，同比下滑 17.5%，；蓄水量 153 亿立方米，同比下滑 4.2%。中电联在《2023 年一季度 全国电力供需形势分析预测报告》中指出，2023 年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。 其中，二季度南方区域电力供需形势偏紧，迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、 西北区域电力供需基本平衡。根据国气象局国家气候中心的预测，预计今年汛期（5 月至 9 月）我国气候状况总体为 一般到偏差，旱涝并重，区域性、阶段性旱涝灾害明显，暴雨、高温、干旱等极端天气气候事件偏多，降水呈南北两 条多雨带，长江中游降水明显偏少。若后续水电出力不足，火电将成为填补电力缺口的主力军。

二、火电：煤价下行+电价上行，盈利修复预期强烈

1、煤价趋势扭转走入下行区间，沿海电厂有望受益

（1）复杂地缘形势引发煤炭供应紧张，2022 年进口煤价整体处于高位

地缘*治局势变化影响能源市场，全球动力煤价格高企抬升中国动力煤进口成本。受疫情影响，2020 年以来全球煤 炭出口数量持续下降，2020 年全球煤炭出口总量为 14.86 亿吨，较 2019 年下降 8.3%，2021 年回升至 15.27 亿吨， 但仍低于 2019 年水平。而地缘*治局势的恶化则进一步影响了煤炭市场，2022 年动力煤供应进一步恶化。2022 年 1 月，印尼政府为缓解国内电厂缺煤形势宣布 1 月内禁止出口煤炭，引发国际煤炭市场震荡，海运煤市场供给大幅减 少，煤价开启上行之路。2022 年 2 月，俄乌冲突爆发，美国与欧盟对俄罗斯实行能源禁运，俄罗斯 3 月以来煤炭、 石油、天然气出口量均大幅下降，煤炭出口的下降直接冲击了全球动力煤市场，而天然气出口的下降使得欧洲出现较 大程度的能源短缺，欧洲多国被迫重拾其他替代能源，煤电也包括在内，根据国际能源署的统计，2022 年欧洲燃煤 发电量同比增长 6%，欧洲能源结构的变化加剧了全球煤炭供给的短缺。2022 年中国的动力煤进口成本飙升。

受地缘*治因素影响，2022 年起秦皇岛港、纽卡斯尔港、理查德港、欧洲 ARA 港动力煤价格走势持续上升。秦皇 岛港动力煤平仓价Q5500、Q5000 自 2022 年 1 月以来显著上升，在 2022 年 3 月达到 1664 元/吨与 1501 元/吨的价 格高峰，此后价格虽逐步回落但仍高于年初水平，并于 2022 年 9 月再度回归至 1612 元/吨与 1412 元/吨，2022 年 全年价格均处于高位。在国际价格方面，纽卡斯尔港、理查德港动力煤自 2021 年末以来价格直线上升并在 2022 年 3 月达到价格高峰，欧洲 ARA 港动力煤则在 5 月达到价格顶峰。随后一直保持高位震荡状态。

进口煤价高企提高了沿海电厂的用煤成本，导致 2022 年沿海电厂相较于内陆电厂而言整体业绩不佳。2022 年，沿海电厂营业收入大幅上涨，上海电力营业收入涨幅达到 27%，浙能电力涨幅 12%，显著高于华电国际、内蒙华电、 豫能控股等内陆电厂。但在归母净利润方面，除上海电力外其他三家沿海电厂均陷入较为严重的亏损状态，相较于上 一年的利润改善状况也弱于华电国际与内蒙华电，整体来看内陆电厂业绩表现更好。

（2）2023 年以来动力煤价格回落明显，沿海电厂受益较大

随着地缘局势的逐渐平稳与主要产煤国出口的恢复，2023 年年初以来国际煤价走入下行区间。随着俄乌冲突局势的 逐渐平稳，俄罗斯、印尼等国的煤炭出口逐渐恢复，欧洲在冬季过后动力煤需求下降等多方面因素影响，国际煤价呈 现高点回落态势。纽卡斯尔港、欧洲三港 ARA 动力煤价格由年初的 238.5 与 397.3 美元/吨下降到 5 月的 139.6 与 178 美元/吨，下降幅度巨大。与此同时，2023 年秦皇岛动力煤平仓价 Q5500 与 Q5000 由年初的 1175 与 1034 元/吨下 滑到 2 月份的 990 与 792 元/吨，随后出现回升，目前分别稳定在 970 与 850 元/吨左右，较去年同期有一定下滑。

由于进口煤价下降幅度较大，沿海地区电厂成本端改善，业绩显著回暖。2023Q1，华能国际、上海电力、粤电力、 浙能电力等沿海电厂分别实现归母净利润 22.50、3.35、0.88、10.10 亿元，同比增长 335.30%、230.64%、119.66%、 61.19%，增幅显著高于华电国际、内蒙华电、豫能控股、晋控电力等内陆电厂。沿海电厂显著受益于进口煤价格下 降，预计后续随着煤价的进一步回落，业绩将持续修复。

2、市场化改*下电价持续上行，未来火电业绩增长潜力大

（1）市场化改*不断推进，电价进入上行区间

2021 年的“缺电”现象使得国家开始加大力度推动电力市场化改*。2021 年 10 月，国家发改委印发《关于进一步 深化燃煤发电上网电价市场化改*的通知》，将煤电电价在基准价基础上上下浮动的范围由*高下浮 15%/上浮 10% 扩大到上下浮 20%（高耗能企业可超过 20%），同时要求工商业用户必须全部进入电力市场，未进入电力市场的用户 由电网企业代购电。2022 年 1 月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改 体改[2022]118 号），要求 2025 年初步建成全国统一的电力市场体系，进一步优化电力资源配置。在 2022 年，国家 发改委、国家能源局先后出台《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》、《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、 《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》等政策文件，推动电力市场化改*不断深入。

乘市场化改*春风，各地区电力市场交易价格 2022 年均大幅上浮。年度电力交易方面，2023 年山西省双边协商与 集中竞价电力直接交易成交均价分别为 393.72 元/兆瓦时与 385.74 元/兆瓦时，比去年同期增长 0.01%与 7.43%；广 东省年度双边协商交易与挂牌交易价格分别为 553.88 元/兆瓦时与 552.28 元/兆瓦时，比去年同期增长了 11.44%与 9.97%。月度价格方面，2022 年山西、广东电力交易市场的日前市场结算价格与实时市场统一结算价格均有所增长， 且在年末均显著高于当地燃煤电价基准价。2022 年 9 月，广东省日前市场结算价格与实时市场统一结算价格一度攀 升到 743.06 元/兆瓦时与 817.27 元/兆瓦时，相较年初增长 70%。

随着市场交易价格上浮，2022 年各火电企业平均上网电价提升明显。2022 年，主要火电企业华能国际、华电国际、 大唐发电、国电电力、上海电力、浙能电力、申能股份、内蒙华电等火电上网电价与前一年相比均有 20%左右的上涨。 其中华电国际火电上网电价达到 520.81 元/兆瓦时，同比增速 23.89%为所有企业中*高，大唐股份火电上网电价达 到 551.27 元/兆瓦时，为所有企业中*高。火电企业在电力市场化改*中受益匪浅。

（2）2023 年交易电价强势依旧，火电业绩增长潜力大

2023 年 1-4 月，市场交易电价依然保持相对高位。2023 年以来，广东、山西等主要电力交易市场电价在 1 月份出现 短暂回落之后，2 月份又冲上高位，3、4 月份虽有所下滑，但仍维持在电价基准价之上。与此同时，许多地区代理购 电价格也均有不同程度的上升，其中江苏、广东、上海、重庆等低上升幅度较大。随着未来市场化改*不断推进，火 电燃煤成本有望继续向工商业用户疏导，而火电的灵活性改造则使得火电有望实现由电量保障到电量辅助的成功转型， 让火电可以在未来的新型电力系统中占据一席之地，随之而来的容量补偿机制建立与推广也可以进一步弥补火电的固 定投资成本，对火电未来的业绩形成一定支撑。

3、长协煤保供政策进一步控制火电成本，火电业绩有望进一步改善

为应对各地“缺电”现象，2021 年第四季度起，*务*及各级政府密集出台煤炭保供政策。2021 年 10 月 19 日， *务*发改委召开座谈会，*务*副总*韩*强调“在符合安全和环保要求前提下有效增加煤炭生产能力。研究采取 有力举措，坚决遏制、依法规管囤积炒作”，随后陕西、内蒙古、山西等产煤大省纷纷出台措施，限价增产，将 5500K 煤炭坑口价压低至 900-1200 元/吨区间，在政策的高压下，电厂煤炭存量持续回升，11 月 22 日国内电厂存煤突破 1.43 亿吨，可用 23 天，远超常年水平。2022 年，保供政策延续了 2021 年第四季度以来的势头，将煤炭保供上升为 *治任务，从“增产”、“降价”、“补长协”三方面稳定煤炭供应形势。在产能方面力争年内再释放产能 3 亿吨/ 年以上，日产量达到 1260 万吨以上；在价格方面建立长效价格机制，严厉打击哄抬煤价的行为；在保长协方面，发 改委提出“963”新规（9 条措施、6 个优先、3 个挂钩），优先保障长协煤运输，通过专项资金支持保供企业，严格 监管长协煤合同运行，对于不履约案例违约即追责，执行“欠一补三”合同条款。

在保供政策的支持下，2022 年国内煤炭供应在进口煤炭价格暴涨的情况下基本维持稳定。2022 年，全国煤炭产量 45.6 亿吨，同比增长 10.6%，比去年增加 4.4 亿吨，创历史新高。2022 年各个月煤炭产量在近五年均为*高。进口 煤炭 2.93 亿吨，同比增长 43.34%，其中 8-12 月份煤炭进口量远高于往年同期水平。库存方面，2022 年全国煤炭库 存由 1 月的 1945 万吨增长到年末的 2057 万吨，增长 5.7%。港口库存上，秦皇岛港、黄骅港煤炭库存 2022 年内均 有上升，其中秦皇岛港年内*高库存达到 592 万吨，相较于年初增长 31.8%。内陆省份上,东北、华东、西南、西北 煤炭库存在年内均有上涨，六大发电集团（国家电投、华能集团、国家能源集团、华电集团、大唐集团、三峡集团） 煤炭库存在年末达到 1206.8 万吨，较年初增长 3.8%。

2023 靠前季度，煤炭进口形势转好，国际国内煤炭价差缩小较快，进口量大幅上涨。据国家统计局数据，2023Q1 进口动力煤数量为 7416 万吨，同比增长 97.2%，进口煤数量的增加进一步缓解了火电企业的用煤状况。2023 年上 半年，港口与内地的煤炭库存持续升高，显著高于往年同期。截至 2023 年 5 月 19 日，秦皇岛港煤炭库存为 610 万 吨，同比增长 34.9%，曹妃甸港煤炭库存为 577 万吨，同比增长 29.2%。长协价依旧保持稳定，NCEI5500K 中长期 合同价格 4 月份为 719 元/吨，与去年同期持平。随着煤炭供给与价格的稳定，未来火电企业的盈利水平有望进一步 提升。

三、水电：上网电价持续提升，稀缺大水电优势凸显

1、主要流域开发进度较高，稳定扩张的大水电资产稀缺性凸显

当前主要流域水电开发进度均已较高，优质水资源集中在十三大水电基地范围内。根据 2003 年全国水力资源复查成 果，我国 2006 年正式颁布的水能资源理论蕴藏年电量 6.08 万亿千瓦时，可装机容量 6.94 亿千瓦；技术可开发年发 电量 2.47 万亿千瓦时，装机容量 5.42 亿千瓦；经济可开发年发电量 1.75 万亿千瓦时，装机容量 4.02 亿千瓦。截至 2021 年底，我国水电装机容量 3.91 亿千瓦。分省份看，全国前三大水电装机省份分别是：四川 8887 万千瓦、云南 7820 万千瓦、湖北 3771 万千瓦。目前，我国规划的“十三大”水电基地，总装机规模达到 2.75 亿千瓦，正在开发 和将开发的水电站中，装机 500 万千瓦以上水电站增量近乎为零，优质大水电具有较强的稀缺性。

“双碳”目标下，大水电优势凸显。

改善丰枯出力结构，平衡来水时空分布。天然水资源具有时空分布不均的特性，即丰水期来水多，枯水期来水少， 导致水电站丰枯出力不均，梯级调节性龙头水库电站的运行方式对下游各梯级电站影响很大。随着水库电站的投 产，按主汛期蓄水、枯水期腾库发电的方式运行，可将主汛期下游电站无法利用的洪水拦蓄到枯水期发电，提高 下游电站的水资源利用率，在不影响主汛期下游梯级电站发电能力的情况下，增加了枯水期的发电量，提高机组利用小时数，改善电站的经济性。

平抑新能源出力波动，增强系统调节能力。风、光资源在时空上的随机性、间歇性所导致的风、光出力的频繁波 动，极大地加剧了电网调峰、调频的压力，对电力系统的安全稳定运行影响较大。充分发挥水电调节速度快、能 源可存储等优点，能有效缓解间歇性能源出力波动给电力系统带来的影响，更好地发挥促消纳、保安全作用。以 西南区域可再生能源开发基地为例，拓展水风光储一体化基地建设，可以充分利用有效库容调节风光出力波动， 成为了风、光等多能互补开发的重要互补能源，这也是目前解决大规模间歇性能源电力外送的有效途径之一。

水电企业现金流充裕，高分红高股息，是绝佳的价值投资标的。水电站正式投产之前会有大规模的资本开支，但在运 营阶段付现成本占比极低，经营性现金流量净额占营业收入比例较高，因此水电行业现金流极为充裕。同时，大型水 电站库容调节能力强，受来水影响较小，具备跨越不同周期的能力。以水电龙头企业长江电力为例，2017-2022 年公 司经营性现金流量基本保持稳定维持在 400 亿元左右，收现比常年维持在 1.1 以上，表明企业用于生产、经营的资金 获取、流转状况良好；股息率维持在 4%左右，现金分红比例维持在 70%以上，2022 年达到 94.29%，显著高于其他 电力企业。

2、上网电价持续提升：雅砻江电站提价，乌白电站外送电价确定，增厚盈利能力

电力供需紧平衡的环境中，落地电价倒推的市场化定价方式有望带来水电上网价格持续上涨。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，其中浮动电价参考江苏省年度交易成交均 价。2022 年江苏省年度交易成交均价分别为 466.69 元/兆瓦时，较江苏省燃煤基准电价上浮 7.6 分/度电（19.36%）， 接近顶格上浮；2023 年成交均价 466.6 元/兆瓦时，基本与 22 年持平。2023 年雅砻江锦官电源组送苏落地电价为 0.4288 元/千瓦时，上网电价为 0.3195 元/千瓦时，测算雅砻江水电净利润有望提升约 27 亿元。受雅砻江电站提价的 影响，2023Q1 国投电力和川投能源的业绩改善均十分明显，营业收入和归母净利润均实现大幅上涨。此外，长江电 力的白鹤滩电站外送苏浙落地电价 0.4388 元/千瓦时，反推上网电价浙江 0.323 元/千瓦时、江苏省 0.325 元/千瓦时， 高于公司约 0.27 元/千瓦时的历史上网均价，测算该部分电价提升将增厚公司净利润约 25 亿元。此外，公司高电价 地区的外送电比例从约 60%提升到 80%，将进一步支撑业绩增长。

四、新能源：风光装机加速，核电有望保持积极审批趋势

1、风光：消纳问题改善明显，全年装机有望维持高增速

风光消纳问题改善明显，平均弃风率整体回落。2017 年我国弃风率和其光率分别高达 12.1%和 6.0%。近年来随着可 再生能源发电消纳保障措施不断落地以及电力系统灵活性改造加速，弃风率、弃光率逐渐回落。自 2019 年以来，全 国弃风率维持在 4%以下，国家电网基本实现了将弃风率控制在 5%的目标。2023 年 3 月，全国风电利用率为 96.8%， 光伏发电利用率为 98.2%；1-3 月，全国风电利用率达 96.8%，上海、江苏、浙江、安徽、福建、重庆、四川等 12 个省市风电利用率达 100%；光伏利用率达 98.0%，弃光率同比下降 0.8pct。

2023 年 3 月以来风电装机提速明显，“双碳”目标下有望维持高增速。抢装潮后，风电装机增速同比出现回落。2022 年，我国新增风电吊装容量 49.83GW，同比下降 10.9%；其中新增海上风电吊装容量 5.16GW，同比下降 64.36%。 2023 年靠前季度，全国风电新增并网容量 1040 万千瓦，其中陆上风电 989 万千瓦，海上风电 51 万千瓦。根据中电 联数据，3 月，全国新增风电装机 456 万千瓦，同比+110.1%，4 月新增风电装机 380 万千瓦，同比+126.2%，装机 提速明显。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的 67.7%。截至 2023 年一季度末，全国风电累计装机 达到 3.76 亿千瓦，同比增长 11.8%，其中陆上风电 3.45 亿千瓦，海上风电 3089 万千瓦。2023 年一季度，全国风电 发电量 2287 亿千瓦时，同比增长 24.5%。全国风电平均利用率 96.8%，与上年同期基本持平。风电投资完成约 249 亿元，同比增长 15.0%。“双碳”目标下，各省陆续发布了“十四五”风电装机规划，目前已规划装机容量超过 310GW， 其中海上风电规划装机量超过 60GW，未来 3 年风电装机有望快速增长。

硅料价格持续下降，新建产能规模庞大，有望推动光伏装机进一步增长。2022 年 12 月开始，随着硅料产能的逐步释 放，多晶硅和组件价格开始大幅回落。2023 年 2 月，硅料价格出现轻微反弹，主要系需求回暖+开工补库所致，目前 已重新进入下行通道。截至 2023 年 5 月 17 日，多晶硅（致密料）价格为 143 元/千克，相较 2022 年 11 月 30 日的 高点 295 元/千克下降 51.53%；单面单晶 PERC 组件价格（182mm）为 1.66 元/瓦，相较 2022 年 11 月 23 日的高 点 1.97 元/瓦下降 15.74%。硅业分会表示，2023 年国内多晶硅产量保守估计有 146 万吨，加上进口多晶硅可达 156 万吨，这些硅料已经足够 600GW 光伏装机，已远超 2023 年的全球光伏装机量需求，过剩的产能有望推动硅料和组 件价格进一步下行，提升运营商的装机意愿。

据 CPIA 预测，2023-2030 年我国光伏新增装机规模将持续提升。2022 年，国内光伏新增装机 87.41GW，同比增加 59.3%，其中，分布式光伏装机 51.11GW，占全部新增光伏发电装机的 58.5%。2022 年户用装机达 25.25GW，占 2022 年我国新增光伏装机的 28.9%。随着光伏发电全面进入平价时代，叠加“碳中和”目标的推动以及大基地的开 发模式，集中式光伏电站有可能迎来新一轮发展热潮。此外，随着光伏在建筑、交通等领域的融合发展，叠加整县推 进政策的推动，分布式项目仍将保持一定的市场份额，整体来看，光伏装机有望开启高斜率增长。

2、核电：核准提速，成本仍有下行空间，估值修复预期强

2021 年国家首次提出“积极有序发展核电”。同年，我国新增 5 台核准机组；2022 年新核准 10 台机组，核电审批和 开工节奏明显提速。根据世界核协会，截至 2023 年 5 月，我国在运+在建机组总数达到 77 台，已经超过法国，仅次 于美国。预计在未来 5 年间，中国将进一步加快扩大装机规模，保持每年 6 至 8 台核电机组的核准开工节奏。

量：根据“十四五“规划，2025 年我国在运+在建核电装机容量将超过 100GW。“十四五”现代能源体系规划 提出，在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目的建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项 目。开展核能综合利用示范，积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，推 动核能在清洁供暖、工业供热、海水淡化等领域的综合利用。切实做好核电厂址资源保护。据中国核能协会及有 关机构预测，到 2025 年，我国核电在运装机规模将达到 7000 万千瓦左右，在建装机规模接近 4000 万千瓦； 到 2035 年，我国核电在运和在建装机容量将达到 2 亿千瓦左右，发电量约占全国发电量的 10%左右。未来 15 年仍是我国核电发展的重要战略机遇期。

价：从“一厂一价”到标杆电价，再到市场化电价，核电企业盈利空间有望拓宽。核电发展初期，我国对其实行 分别定价，上网电价根据核电项目造价确定。2013 年，国家发改委发布通知，部署完善核电上网电价定价机制， 并核定全国核电标杆电价为 0.43 元/千瓦时，标志着我国核电结束了“一厂一价”的定价机制。2015 年新一轮 电力市场改*以来，核电电价逐渐引入双边协商定价和市场竞价机制，对核电的经济性提出了更高要求。2017 年，《核电保障消纳办法出台》，提出在市场条件允许情况下，省级政府电力主管部门按照国家规定的原则确定本 地区核电机组优先发电权计划。2020 年起，煤电价格联动机制取消，定价机制改为“基准价+上下浮动”的市场 化机制。2021 年以来煤价高企，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改*的通知》，将上下浮 动的区间拓宽至 20%，进一步拓宽了核电企业的盈利空间。

国产化率的提升降低了核电站的建设成本，进而降低折旧费用，提高核电企业的盈利能力。大亚湾核电站是我国靠前 座商用核电厂，主要依靠国外公司进行建设，投资成本约为 1.77 万元/千瓦；岭澳核电站一期国产化比例接近 30%， 投资成本约为 1.52 万元/千瓦，降幅 14%；批量建设后的红沿河、宁德、阳江核电厂投资成本进一步下降至 1.1 万元 /千瓦左右，降幅超过 35%。若考虑价格指数，完全国产化后批量建设的机组成本下降幅度将超过 60%。从三代核电 项目来看，美国 AP1000 和法国 EPR 的单位造价约为 1.84 万元/千瓦和 1.69 万元/千瓦，而华龙一号单位造价约为 1.56 万元/千瓦，成本大幅降低。随着核电主设备制造国产化率逐步提高、新技术规模化应用、优化设计、缩短建造 工期等，核电造价预计进一步下行，未来有望和二代机组的成本相当。

高盈利、高研发投入、现金流充裕，核电有望充分受益央国企价值重塑。核电和水电同样具有高盈利性和充裕的现金 流，并且研发费率远高于其他发电企业。目前我国核电机组正处于积极建设阶段，前期资本开支较大，后期完成折旧 后利润将实现大幅提升。参考大型水电站投产后的高分红，核电企业未来也具有较大的分红潜力。在中国特色估值体 系下，央国企的考核标准为“一利五率”。相比于其他发电企业，核电企业的盈利能力强、现金流状况良好、分红率 高、股权激励到位，有望率先受益实现价值重塑。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

以上就是国电电力2023年何时分红的详细内容，希望通过阅读小编的文章之后能够有所收获！