电力行业分析：火电盈利持续改善绿电加速建设

电力行业分析：火电盈利持续改善，绿电加速建设一、板块业绩降幅收窄，火电盈利持续好转（一）水电业绩大增，板块利润降幅收窄2022H1电力板块归母净利润同比降低13.1%，相比2021年降幅已明显收窄。根据梳理GF电力40支样本股的业绩情况，2022H1电力板块实现营业收入7183亿元（同比+15.4%）、归母净利润554亿元（同比-13.1%），业绩下滑原因主要系煤价仍在高位，即使火电电价大比例上浮后，依然难以覆盖煤价的全部涨幅；但环比来看，业绩降幅相比2021年Q4已大幅收窄，2022年Q1/Q2归母净利润增速分别为-22%、-6%，其中火电盈利环比改善、水电来水偏丰是主因。单季度来看，2022Q1以来盈利改善趋势明确。从板块单季度来看，2021Q4为统计近十年以来首次板块亏损，实现归母净利润-312亿元（同比-286%），而2022Q1已经盈利转正，归母净利润降幅收窄至22%，二季度环比继续改善，实现归母净利润328亿元（同比-6%）。预期伴随火电盈利的持续改善、绿电装机规模放量，往后数个季度电力板块业绩有望持续向上。细分领域来看：火电恢复盈利、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。2017至2021年火电营业收入占电力板块的比重维持在70%以上，是电力板块营收、业绩增速的主要驱动，经历2021年巨亏后，2022年上半年火电板块恢复盈利；水电板块则在来水偏丰下归母净利润大增30.5%；新能源装机放量下，虽然风资源偏弱，绿电板块利润仍保持稳定增长。（二）关注火电盈利反转，绿电成长空间广阔火电板块：煤价仍居高位，看好后续长协煤比例提升下的盈利反转。2022年，国家在煤炭保供稳价的力度持续提升，火电企业长协煤比例保障强化下，火电盈利迎来反转趋势，2022H1板块实现归母净利润75亿元，其中Q1/Q2分别为32/43亿元，环比持续改善。虽然二季度煤价出现小幅反弹，部分企业业绩承压，但我们预期伴随着国家层面在电价、煤价、资金等多环节支持火电企业纾困，长协煤比例持续上升下，火电企业有望迎来数个季度持续的环比改善。水电板块：2022年全国主要流域来水偏丰，上半年水电板块归母净利润同比+30.5%。根据中电联数据，来水偏丰下，上半年全国水电利用小时数1691小时，同比提升195小时（同比+13.0%），水电发电量同比增长20.3%。主要水电龙头发电量大增，长江电力、华能水电、雅砻江水电发电量分别同比增长33.3%、9.0%、29.6%。水电板块2022H1实现营业收入681亿元（同比+21.7%）、归母净利润215亿元（同比+30.5%）。绿电板块：风资源偏弱、平价项目增多，绿电板块利润增速下滑。2022年风资源偏弱，叠加上年高基数影响，根据中电联数据，2022H1全国风电利用小时数1154小时，同比降低58小时（同比-4.8%），叠加绿电平价项目增加、市场化交易比例提升，绿电板块业绩增速下滑，2022H1绿电板块实现营业收入654亿元（同比+19.0%）、归母净利润150亿元（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2022H1实现营业收入712亿元（同比+6.4%）、归母净利润113亿元（同比+11.9%）。（三）基金持仓占比降低，龙头配置价值突出2022H1电力股基金配置占比降低至0.3%，环比降低0.46个百分点。从个股来看，2022H1中国核电个股基金配置比例位居板块首位，基金配置比例0.069%。水电板块长江电力、川投能源位居第二、四位，基金配置比例为0.050%、0.029%。绿电板块三峡能源基金配置比例0.030%，位居第三位。火电板块华能国际、华电国际、内蒙华电、国电电力等基金配置比例为0.027%、0.024%、0.022%、0.015%，位居第5-8位。我们认为，预期2022Q3起，火电盈利有望维持同比、环比增长趋势，经营现金流已率先回复正增长，可用于风电、光伏等绿电运营项目投资，带动业绩实现更高成长。二、火电：短期盈利持续改善，长期价值有望重估我们当前强推火电，主要有三大逻辑：短期火电盈利持续改善，中期绿电转型提升成长性，长期火储及容量电价补偿机制建立（辅助服务市场）带来火电资产重估契机。关注火转绿的龙头（华电国际/华能国际/国电电力等）及区域公司（皖能电力/宝

新能源/福能股份等）。（一）上半年燃料成本各异致业绩分化，部分火电龙头恢复盈利业绩分化，但改善趋势不变。火电板块归母净利润已从2021Q4的巨亏转变为2022H1盈利75亿元。具体来看，上半年板块营业收入端依然保持正增长15.5%，主要源于去年10月上网电价上浮空间+20%效应显现，尽管上半年发电量略下滑；成本端，上半年市场煤价仍维持高位，长协煤履约比例各家公司有所不同，导致火电公司业绩分化较大；其他业务及投资收益端，绿电业务普遍保持较快增长，部分公司受益于水电、核电、煤炭等持有股权收益，Q2业绩持续改善。其中重点公司华电国际、华能国际、国电电力和大唐发电2022Q2分别实现归母净利润10.28、-20.52、12.79和18.09亿元，Q2环比Q1增加4.12、-10.96、2.23和22.18亿元。具体来看，全国性火电公司国电电力、华电国际上半年标煤单价分别为968、1180元/吨，华能国际在1230元/吨左右，因而国电电力上半年火电业务恢复盈利至2.57亿元，华电国际则受益于绿电+煤炭参股收益带动业绩环比提升，反观华能国际则受制于沿海电厂进口煤比例高、长协低，火电业务税前利润亏损近90亿元，但绿电税前利润近40亿元略超预期。地方公司方面，皖能电力亦受益于高长协煤（截至6月初85%左右）、业绩环比大幅改善，福能股份则受益于海风投产业绩提升，内蒙华电煤电一体化优势显著

（2022H1标煤单价为638元/吨）、业绩环比持续改善。（二）电力需求有望稳步回升，Q3长协煤比例提升盈利持续改善用电需求提振、而水电出力不足，预计火电发电量有望回升。夏季高温持续、用电需求旺盛，根据中电联数据，2022年7月全社会用电量同比增长6.3%，1-7月同比增长3.4%。7月全国发电量同比增长4.5%、1-7月累计同比增长1.4%。7月水电汛期来水偏枯背景下，火电单7月发电量增速达到+5.3%、今年1-2月以来单月同比首次回正；水电单7月发电量增速回落到2.4%（6月同比增速为29%）。8月高温持续、多地用电负荷破新高，预计火电发电量同比有望继续保持正增长。上半年火电公司上网电量不及同期，电价同比仍在高位保持。考虑当前电力供需紧张、且短期仍将保持紧平衡状态，下半年火电发电量、上网电量有望环比提升，上网电价全年高位保持。电量方面，2022年上半年受疫情及水电多发影响，全国火电发电量同比-3.9%。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-5.61%、-5.02%、2.81%、-8.18%；地方公司中，上海电力、赣能股份、粤电力上网电量同比-4.61%、-13.80%、-6.46%，福能股份去年年末并网海风放量、上网电量同比+1.05%。电价端来看，上半年火电公司上网电价同比高位保持，全国性火电龙头华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电上网电价同比+20.7%、23.1%、26.0%、16.9%；

地方公司，内蒙华电、上海电力、粤电力上网电价同比+33.9%、15.7%、+18.5%。7月原煤产量达3.73亿吨，同比增长16.1%。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，原煤产量持续提升，2022年7月单月产量达3.73亿吨（同比+16.1%），2022年至今原煤单月产量均实现超10%以上的同比增速。政策督促煤企加快释放先进产能下，预计未来2-3年煤炭供需格局有望同比改善。煤价高位持续，期待长协煤兑现比例持续提升优化盈利。上半年火电公司用煤成本差异较大，华能国际（进口煤占比高）、华电国际、上海电力（进口煤占比高）标煤单价均在1100元/吨以上，而国电电力（背靠国能集团）、内蒙华电（煤电一体化）仅为968、638元/吨。根据百川盈孚和Wind数据，目前秦皇岛动力煤（Q5500）市场价仍在1200元/吨左右、而年度长协价格为719元/吨。测算单吨煤价下降100元时，火电公司度电利润可增加0.03元/千瓦时左右。我们预计伴随国家动力煤保供稳价政策的持续加强，Q3火电企业长协煤履约率环比、同比将显著提升，火电自身基础盈利能力将不断改善。（三）火电+新能源大有可为，部分公司已作出突破火电板块可创造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560亿元。而扣除煤价高涨导致亏损的2021年后，GF火电板块2020年实现经营现金流净额2031亿元（同比+17.0%），净现比接近5倍，其中龙头企业华能国际、国电电力、大唐发电及华电国际分别实现经营性现金流净额420.50、422.42、267.54和264.66亿元。GF火电板块2020年经营现金流净额超2000亿元，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。2022年上半年，板块经营现金流净额达836亿元，同比已恢复正增长，火转绿趋势有望加速。新能源大规模并网导致电力系统调峰负担加大，火电灵活性改造是提升系统调峰能力的重要方式。电力系统需要保持发电端和负荷端的动态平衡，发电端的调节能力必须大于负荷的变化。而由于风光资源受昼夜、天气、季节等因素影响，新能源出力存在一定的随机性和波动性；以风电为例，日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现“反调峰”特性。因此在新能源高比例接入电力系统后，系统调峰负担加大。目前能够提供调峰能力的电源主要有火电、水电（含抽水蓄能）、电化学电池等，而我国以火电为主（中电联数据显示2021年火电装机容量占比55%）的能源结构，决定了火电灵活性改造是增强系统调峰能力的重要方式。关注新能源大规模并网下弃风、弃光，重视火电调峰、消纳能力。全国新能源消纳监测预警中心数据显示，7月全国风电利用率为97.9%，其中蒙西、蒙东、青海、新疆分别为97.7%、93.0%、88.5%、96.5%；同期全国光伏利用率为98.9%，上述地区分别为99.3%、100%、87.4%、99.4%，各风光资源充裕地区弃风、弃光改善程度不一。伴随新能源大规模并网，电力系统调峰负担加大，火电深度调峰、削峰填谷作用有望凸显；而新+火打捆交易有助新能源外送消纳，宁夏、内蒙古、甘肃等多个电力交易中心均已作出突破。部分公司已作出突破，火电+新能源大有可为。“十四五”期间火电公司积极转型，全国性龙头国电电力、华能国际、大唐发电十四五末风光装机拟达42、55、38GW，2021-2025年风光装机CAGR均在40%以上。火电+新能源发展成为趋势，大唐发电托克托电厂百万千瓦级新能源打捆外送项目；皖能电力拟新增可再生能源装机4GW，且已获得皖、新两地政府疆电外送明确支持；内蒙华电具备跨区域送电、煤电一体化优势，可有效助力公司新能源发展。三、水电：来水偏丰+成本优化，水电业绩大增（一）水电：来水偏丰发电量提升，市场化交易电价上行2022年上半年主要流域来水偏丰，水电企业盈利大幅提升。根据中电联数据，2022年1-6月，全国水电发电量同比增长20.3%，7月来水偏枯，全国发电量仅同比增长2.4%。上半年长江上游溪洛渡水库来水同比偏丰74.43%，三峡水库来水同比偏丰27.47%；澜沧江流域乌弄龙断面来水同比偏丰两成、小湾及糯扎渡断面来水同比偏丰超三成。发电量增长带动下，水电公司盈利提升，长江电力、华能水电、雅砻江水电、桂冠电力归母净利润分别同比提高31.6%、42.6%、25.9%、54.0%。上半年来水偏丰，7-8月份来水转枯。7-8月份南方地区主要流域来水转枯，以三峡水库为例，上半年三峡水库平均入库流量同比提升25.4%，平均出库流量同比提升15.3%。但7月份来水转枯，7-8月三峡水库平均入库流量同比降低42.1%，平均出库流量同比降低44.6%，水位已经接近死水位145米。水电市场化交易电价上行，1-8月份云南省市场化交易电价同比提升9.0%。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，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1-8月份云南省内市场化交易平均电价0.2287元/千瓦时，同比提高1.88分/千瓦时（同比+9.0%）。电力市场化改革持续推进，雅砻江锦官电源组送苏落地电价形成机制改为“基准落地电价+浮动电价”。2022年8月，江苏省发改委发文完善雅砻江锦官电源组送苏电价形成机制，浮动电价根据市场化交易电价与燃煤基准价之差变动，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0.2811元/千瓦时，涨幅13.7%）。根据雅砻江水电债券募集说明书，锦官电源组合计装机容量10.8GW，其中6.4GW送江苏，4.4GW留川渝，享受较高电价，此次电价机制完善和电价提升将直接提升公司利润。（二）成本优化下行空间打开，经营现金流稳定提升成本端来看，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高峰；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。2022H1，长江电力折旧费用同比减少3.01亿元（同比降低5.2%），华能水电折旧费用同比减少2.67亿元（同比降低9.0%）。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，预计于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年上半年水电板块财务费用小幅提升，多数水电公司财务费用降低。2022H1水电板块财务费用同比增加1.33亿元（同比+1.9%），主要系国投电力财务费用增加较多，两杨电站投产后利息支出费用化，2022H1国投电力财务费用同比增加6.22亿元（同比+32.5%），而长江电力、华能水电、桂冠电力等无新增水电的公司，财务费用均有9%以上的降幅。板块资产负债率持续降低，2022H1板块资产负债率降低2.6pct至53.4%。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，2022H1板块总资产达8807亿元，总负债达4706亿元，资产负债率53.4%（同比降低2.6pct），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44.9%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。水电板块现金流稳定且充裕，2015-2021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747亿元，龙头企业长江电力、华能水电、国投电力经营现金流净额分别达357、165、146亿元。2022年上半年，水电板块经营现金流净额同比增长22.0%至350亿元。四、绿电+核电：绿电高成长，核电盈利优化（一）绿电：“双碳”目标加速绿能建设，风光迎来建设高峰期2022H1绿电板块营业收入和归母净利润分别同比增长19.0和5.8%。受风资源偏弱、平价项目增多、市场化交易比例提升等因素影响，上半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2022H1分别实现归母净利润50.37、43.33亿元。由于上半年新增投产风光装机2.10GW及2021年末并网装机放量，同时风光装机较均衡，三峡能源上半年上网电量同比+46.5%，归母净利润同比+36.6%；由于龙源电力以风电装机为主，上半年受风资源偏弱影响较大，叠加煤价大涨成本上升，2022H1归母净利润同比降低17.4%。伴随装机放量、组件价格下行，绿电成长属性依旧突出。2022年至今风光新增装机保持高增速，1-7月风光新增装机分别同比增长18.8%、110.3%。伴随我国能源转型的加速推进，新增风光装机保持高增速，根据中电联数据，2022年1-7月风电累计新增装机14.9GW，同比增长18.8%；光伏累计新增装机37.7GW，同比增长110.3%。装机增长带动风光发电量提升，风资源偏弱风电发电量增速下滑。根据中电联数据，2022年1-7月，全国风电发电量累计同比增长7.7%，光伏发电量累计同比增长13.0%。由于风资源偏弱，1-7月全国风电利用小时数同比降低68小时（同比-5.0%），导致风电发电量增速低于上年同期。2022H1绿电板块应收账款达1110亿元，其中龙源电力、三峡能源应收账款分别为297、270亿元。风电光伏运营商应收账款快速提升，截至2022H1，板块应收账款达1110亿元，占板块总资产比例达13.7%，相比2021年底增加184亿元。作为绿电龙头，龙源电力、三峡能源带补贴项目较多，2022H1应收账款分别达297、270亿元，上半年分别新增27、77亿元。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，上半年龙源电力收到补贴款114亿元，经营现金流净额同比提升88.3%，三峡能源装机快速扩张，经营现金流净额同比提升49.0%。2022H1绿电板块经营现金流净额329亿元，同比增加72.4%。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。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，2022H1中国广核实现营收366.22亿元（同比-0.7%）、归母净利润59.04亿元（同比+7.4%），中国核电实现营收345.72亿元（调整后同比+15%）、归母净利润54.37亿元（调整后同比+17.4%）。受益于市场化电价上升+度电成本下降，核电盈利能力提升，2022H1核电业绩增速均超过营收增速。2022H1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、红沿河1-4号机组全部上网电量参与电力市场交易，2022H1市场化交易电量占总上网电量比例已达到55%，同比增长17.1pct。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，2022H1公司核电平均上网电价已达到0.373元/千瓦时，同比上涨5.5%。核电成本稳定可控，2022H1核电度电成本下降至0.1782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。上半年核电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，2022H1核电度电成本下降至0.178元/千瓦时，电价上升+度电成本下降提升核电企业盈利能力。截至2022H1我国核电装机达55.81GW，上半年一次性核准6台机组。根据中国核能行业协会，上半年福清6号机组、红沿河6号机组相继投产，截至2022H1我国核电装机已达到55.81GW，其中中国核电23.71GW、中国广核29.38GW。此外2022年4月底国常会一次性核准三门3-4号、陆丰