电力行业2022年中报业绩前瞻：水电开启丰收季，火电仍承压，新能源趋势不改

用电需求疲弱，分电源发电侧分化：2022年初以来，除2月冷冬天气外，全国平均气温较常年同期偏高，采暖用电需求下降，同时，国内疫情反复，广深地区、上海、吉林等多地实行社会面静默管理，工商业活动受限，双因素叠加导致全社会用电需求持续萎靡，1-4月，全社会用电量同比增长3.4%，较去年同期增速下降15.7pct。发电端，水电、火电、新能源发展态势出现分化。 水电：来水如期改善，开启丰收季。今年以来，全国范围内降水量较常年同期偏丰，西南主要流域一改2021年来水疲弱态势，以4月为例，长江流域4月径流量较常年同期平均值大幅提高。一季度主要水电企业均实现发电量与营收双增长。观察4、5月来水情况，二季度汛期来水预计延续同比高增，水电出力进一步提升，二季度主要水电企业发电量与营收进一步双双高增长。 火电：国资注资纾困，业绩依旧承压。用电需求回落、水电出力提升，火电出力承压。煤炭价格高位徘徊，为缓解火电企业的保供压力，国家一方面明确煤炭增产、使用长协定价双管齐下平抑电煤价格；另一方面直接注资纾困火电企业，在一定程度上缓解其现金流压力，但是盈利能力难有起色。 新能源：核电行稳致远，风光目标未改。核电新机组审批符合预期，AP1000存量项目的“起死回生”可以避免潜在的资产减值损失。新能源发展政策密集出台，围绕新能源开发、消纳、资金、产业链、土地政策等方面提出顶层规划与具体支持政策，有望给各个新能源开发主体注入强心剂，推动其加速项目开发，政策脉络连贯，风光发展高景气度将持续。 投资建议：Q2水电有望延续Q1发电量与营收双增趋势，丰收季近在眼前； 水电高歌猛进叠加需求持续走弱，火电出力下滑，煤炭价格仍在高位，此前预期的Q2火电盈利拐点或将推迟；核电新机组核准如期而至，风光等新能源政策密集出台，电力供给侧低碳转型的长期目标不变。水电板块推荐长江电力，谨慎推荐国投电力、华能水电；火电板块推荐申能股份；核电板块推荐中国核电，谨慎推荐中国广核；风光运营板块推荐三峡能源，谨慎推荐龙源电力。 风险提示：需求下滑；价格降低；成本上升；降水量减少；地方财政压力； 政策推进滞后。 重点公司盈利预测、估值与评级 1用电需求疲弱，发电供给分化 1.1供需情况分析 2022年，1月全国平均气温较常年同期偏高1.2℃，尽管2月份受冷冬天气叠加春节因素扰动，单月全社会用电量同比增长16.9%，但1-2月全社会用电量仅同比增长5.8%，较去年同期增速下降16.4pct。3月、4月全国平均气温较常年同期分别偏高2.5℃、1.3℃，开年以来，采暖需求有所减少。另一方面，全国多地疫情反复，社会面静默管控，工商业生产受限，进一步拖累全社会用电量增速。例如，上海4月全域封控导致用电增速同比下滑超过20%，长三角火车头“熄火”，导致江苏用电需求失速，同比下降11.1%；浙江也受到一定程度影响，用电需求同比下降0.7%。此前，春节后的广深地区疫情已经拖累珠三角用电需求。疫情轮番冲击下，用电需求持续萎缩，3月全社会用电量同比增长 3.5%，较去年同期增速下降15.9p Ct ；4月全社会用电量同比下降1.3%，再次出现负增长。 1-4月，全社会用电量2.68万亿千瓦时，同比增长3.4%，较去年同期增速下降15.7pct，其中： 第一产业用电量319亿千瓦时，同比增长10.8%，比上年同期回落13.0个百分点，2019-2022三年CAGR为13.7%； 第二产业用电量17704亿千瓦时，同比增长1.9%，比上年同期回落18.8个百分点，2019-2022三年CAGR为6.2%； 第三产业用电量4531亿千瓦时，同比增长3.1%，比上年同期回落25.9个百分点，2019-2022三年CAGR为6.7%； 城乡居民生活用电量4254亿千瓦时，同比增长10.5%，比上年同期提高6.7个百分点，2019-2022三年CAGR为5.8%。 5月，上海区域依旧全域封控，受此影响我们预计5月全社会用电量或维持下滑态势，6月份随着各地全面复工复产的推进，全社会用电量需求或迎来修复，但2Q22大概率低于上年同期值。 图1：2022年1-4月全社会用电量同比增长3.4% 图2：2022年1-4月第一产业用电量同比增长10.8% 图3：2022年1-4月第二产业用电量同比增长1.9% 图4：2022年1-4月第三产业用电量同比增长3.1% 图5：2022年1-4月居民生活用电量同比增长10.5% 图6：2022年1-4月各省（区、市）用电量及其增速 需求不振，导致发电量同样表现疲弱。1-4月，全国规上电厂发电量2.60万亿千瓦时，同比增长1.3%；1-4月，全国发电设备平均利用小时1176小时，同比下降3.2%。 图7：2022年1-4月全国发电量同比增长1.3% 图8：2022年1-4月全国发电利用小时同比下降3.2% 1.2重点公司业绩预估 根据一季度财务数据、市场公开信息以及持续的跟踪研究，对重点跟踪公司的中报业绩进行预测。 表1：重点跟踪公司2022年中报盈利预测 2水风光向好，火电延续疲弱 2.1水电：来水如期改善，开启丰收季 西南地区延续1Q22以来降水偏丰趋势，4月份南方出现2次区域性暴雨天气过程，导致四川、重庆、湖北、湖南等地出现洪涝灾害。汛期提前，长江流域径流量4月径流量均较同期常年平均大幅提高，来水偏丰，带动水电出力提升，四川、云南两省4月水电发电量同比分别增长30.2%、31.9%，湖北同比增长6.4%。 表2：长江流域重要水系节点控制站2022年4月径流量 图9：2022年1-4月水电发电量同比增长14.3% 图10：2022年1-4月水电利用小时同比增长7.3% 受益于南方地区来水提前，一季度主要水电企业均实现发电量与营收双增长。观察4、5月来水情况，二季度汛期来水预计延续同比高增，水电出力进一步提升，二季度主要水电企业发电量与营收进一步双双高增长。 表3：部分水电企业1Q22水电发电量与经营情况 1Q22，A股水电板块营业收入同比增长3.8%，营业成本同比下降4.1%、归母净利润同比增长16.8%，毛利率、净利率分别同比提高5.3、2.6pct至 35.3%、20.2%。二季度营收与业绩高增趋势有望延续，1H22水电板块企业或将迎来阶段性丰收季。 图11：1Q22水电板块营业收入同比增长3.8% 图12：1Q22水电板块营业成本同比下降4.1% 图14：1Q22水电板块毛利率、净利率同比提高5.3、2.6pct 图13：1Q22水电板块归母净利润同比增长16.8% 2.2火电：注资纾困，业绩仍承压 需求端：2021年，疫情影响持续，我国经济表现较为疲弱，下行压力较大，全社会用电量低迷。 供给端：水电良好的表现挤压火电空间，火电出力下滑。 成本端：煤炭价格仍在高位徘徊，以中国沿海电煤价格指数5500K成交价为例，2022年5月27日报价1255元/吨，较一季度均值1169元/吨高出86元/吨，即使自今年5月1日开始国家发改委推动全面落实长协煤合理区间价格机制，但煤价仍维持高位，燃料成本高增持续侵蚀火电企业业绩。 图15：2022年1-4月火电发电量同比下降1.8% 图16：2022年1-4月火电利用小时同比下降3.3% 图17：中国沿海电煤价格指数（CECI） 1Q22，A股火电板块营业收入同比增长32.3%，营业成本同比增长 43.8%、归母净利润同比下降72.0%，同时注意到，部分火电企业获益于新能源、煤炭等非火电板块的利润贡献提前实现业绩改善。 二季度，为缓解火电企业的保供承压，国家密集出台相关政策，一方面明确煤炭增产、使用长协定价双管齐下平抑电煤价格；另一方面直接注资纾困火电企业，在一定程度上缓解其现金流压力，但是盈利能力难有起色。 图18：1Q22火电板块营业收入同比增长32.3% 图19：1Q22火电板块营业成本同比增长43.8% 图21：1Q22火电板块毛利率、净利率同比下降7.3、5.5pct 图20：1Q22火电板块归母净利润同比下降72.0% 2.3新能源：风光装机高增，核电行稳致远 2.3.1意料之中的核电审批，意料之外的AP1000 2021年的核电新机组审批预期经历了一次“过山车”式的演绎。2021年4月国常会一次性核准了“4大1小”共5台机组给中核后，市场和行业对于全年新机组的预期从6-8台提高到9-10台；但在台山1号核燃料棒事件后，广核全年没有一台机组获得放行。此前我们就提出，2022年新机组审批仍待提速，以确保核电行业的健康发展以及双碳目标的有序推进，此次核准6台机组符合预期。 6台新机组并不意外，意外的是这6台机组中有4台是CAP1000（美国西屋第三代核电技术AP1000的国产化版本）。在2018年AP1000全球首堆三门1号投产以及另外3台示范项目机组三门2号、海阳1号、海阳2号陆续投产后，中美关系快速恶化，该堆型的后续项目始终难有进展，包括徐大堡、三门、陆丰等原计划采用AP1000的项目，在审批迟迟未放行后，近两年也调整了规划，将国产三代核电HPR1000（华龙一号）作为后续项目的堆型路线选择重新推进。此次批准海阳二期、三门二期，可以避免前期准备工作投入的大量资金被白白浪费。以中核为例，三门二期截至2021年底已投入105.14亿元，徐大堡 一、二期合计投入167.68亿元。项目获批推进，可以避免潜在的资产减值损失。 图22：2022年1-4月核电发电量同比增长5.4% 图23：2022年1-4月核电利用小时同比下降0.1% 2.3.2新能源新政频出，风光开发加速 1-4月，我国风电和光伏装机保持高增长，全国并网风电、并网光伏新增装机容量958、1688万千瓦，同比增长45.2%、138.4%。受益于新增装机高增速，1-4月，风电和光伏发电量实现较高增长，规上风电发电量2574亿千瓦时，同比增长10.7%；规上光伏发电量683亿千瓦时，同比增长14.8%。 图24：2022年1-4月风电新增装机同比增长45.2% 图25：2022年1-4月光伏新增装机同比增长138.4% 图26：2022年1-4月风电发电量同比增长10.7% 图27：2022年1-4月光伏发电量机同比增长14.8% 1-4月，风电利用小时表现不佳，全国风电设备累计平均利用小时778小时，比上年同期减少45小时，降幅5.4%；全国光伏设备累计平均利用小时432小时，比上年同期增加23小时，增幅5.6%。风况偏弱，风光利用小时表现分化。 图28：2022年1-4月风电利用小时同比下降5.4% 图29：2022年1-4月光伏利用小时同比增长5.6% “双碳”目标下，风光是能源低碳转型的重要抓手。3月22日，国家发改委、国家能源局联合印发《“十四五”现代能源体系规划》提出“加快发展风电、太阳能发电。全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展”确定了以风光为主的新能源开发主基调。5月30日、6月1日，国家又相继出台《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》、《“十四五”可再生能源发展规划》，直指风光资源开发、消纳、资金等行业痛点、难点，顶层设计与具体政策支持细则，有望给各个新能源开发主体注入强心剂，推动其加速项目开发，风光发展高景气度将持续。 开发：集中与分布并举，一方面，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设；另一方面，分布式光伏、分散式风电在乡村振兴、源网荷储一体化项目中的应用有望提速，将成为新能源分布式开发的重要抓手。 消纳：电网主导，市场交易稳妥推进，针对集中式和分布式两大新能源开发场景，全面提升电力系统调节能力和灵活性，着力提高配电网接纳分布式新能源的能力，通过电网在新型电力系统中的平台和枢纽作用，因地制宜进行消纳。此外。 资金：地方债、电网融资、REITs，等金融扶持政策，有望在一定程度上消解新能源开发中亟需的资本金、项目贷款，以及带补贴项目的可再生能源补贴按时足额发放等资金层面的痛点和难点。