电力及公用事业行业2022H1业绩总结专题报告：限电背景下，各类电源的价值重估与发展方向

2022年上半年电力板块行业回顾及业绩总结: 2022年上半年电力板块走势：自2021年初至今，电力板块走势由于大盘走势，2022年8月31日的上证综指与申万电力指数较2020年12月31日分别下降7.8%和上升24.18%；细分领域中，风力发电指数优于火电、水电、光伏发电。2022年上半年，上证综指与申万电力指数较2021年12月31日分别下降6.63%和下降13.34%，电力板块整体表现和大盘走势相近；分领域看，上半年申万火力发电、水力发电、光伏发电、风力发电指数分别-13.45%、0.58%、-25.62%、-18.37%，水电板块展现了良好的防御属性。2022年上半年，火电个股走势较弱，分化严重，涨幅最高的赣能股份与降幅最大的华润电力，涨跌幅分别为57%和-40%；水电个股走势整体平缓，涨幅最高的公司华能水电涨幅17%；新能源个股走势降幅明显，降幅最大的中广核新能源为-62%，跌幅最小的芯能科技为-10%。 2022年上半年电力情况：2022年上半年全社会用电量为40977亿千瓦时，同比增长2.9%，两年复合增速10.5%；发电量为39631亿千瓦时，同比增长0.7%，其中火电、水电、核电、风电发电量同比增速分别为-3.9%、20.3%、2.0%、12.17%。截至2022年6月，我国全口径总发电设备容量24.41亿千瓦，同比增长8.1%，其中风电和光伏同比增长为17.24%和25.85%。利用小时数方面，水电和光伏发电同比增长13%、4.6%，火电、风电和核电均有轻微下降。 2022年上半年电力板块业绩情况：以我们自有的公用事业标的池涵盖公司为准，对2022年上半年电力板块进行业绩分析，2022年上半年，电力行业实现营业收入同比增长约21%归母净利润同下降10%，毛利润同比下降2.2%，整体毛利率同比下降了4.2个pct；环比较一季度毛利率略微提升，从16.3%到17.9%。火电板块延续营收与利润增速不匹配的现状，但随着长协煤签约率、履约率、执行率的稳步提升，燃料成本得到进一步控制和下降，板块盈利逐步修复。水电板块受上半年来水情况较好影响，发电量同比增长20.3%，带动业绩增长较快，同时依旧保持水电高毛利率的特性。新能源板块受益于装机增速持续加快，板块业绩与毛利率均呈长期上涨趋势；核电板块业绩增长稳定，其中中广核新能源增速加快，带来一定的业绩增量。 目前电力市场面临的问题和挑战： 限电情况再现，可靠性电源不足是关键。大规模限电情况连续第二年出现，高峰时段电力供应紧张情况短期难以改变。我们认为今年在政府已经做好充足准备情况下，限电情况再次发生，体现出我国目前电力系统冗余很少，可靠性下降的现状，而这些问题都难以快速解决，短期内我国高峰时段电力供应紧张的情况可能会持续发生。连续两年发生限电情况的主要原因是我国可靠性电源不足。限电情况再现，可靠性电源不足是关键：大规模限电情况连续第二年出现，高峰时段电力供应紧张情况短期难以改变。我们认为今年在政府已经做好充足准备情况下，限电情况再次发生，体现出我国目前电力系统冗余很少，可靠性下降的现状，而这些问题都难以快速解决，短期内我国高峰时段电力供应紧张的情况可能会持续发生。 连续两年发生限电情况的主要原因是我国可靠性电源不足。 高温天气下，多地用电负荷创新高。电网最大用电负荷创历史新高，提高了用电高峰时期对发电端的出力要求。2022年7月我国全国主要电网最高用电负荷合计值达到12.6亿千瓦，同比增长5.6%，创历史新高。最高用电负荷不断提高对电源侧的出力和电网运行都提出了更高要求，在电力系统无法稳定运行时，电网被迫采取有序用电乃至拉闸限电的方式引导负荷侧降低需求。 极端高温天气显著影响水电出力。受极端高温天气影响，多个流域来水不及预期，显著影响了水电出力。今年上半年，我国主要流域来水情况好于去年，水电发电量显著增加，截至2022年7月，全国水电利用小时数2100小时，同比增加167个小时。但进入7月以来，由于极端高温天气影响，来水情况逐渐低于预期，根据三峡集团公开数据，7月三峡出库量较过去4年同期均值下降40%。 电源装机结构持续改变，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口。过去十年我国火电装机占比持续下降，由2011年的72.5%下降至2022年7月的53.4%，而风光装机占比则由4.5%上升至28%，不可靠电源占比持续提升。并且过去十年我国火电发电量占比持续下降，但明显高于装机占比。 为了保证电力系统的平稳运行，需要留有备用机组，我国各省合理备用率通常在13%-15%，因此可用装机容量需高于用电负荷。由于可靠电源装机容量下降，在某些时段我国部分区域出现装机出力将低于用电负荷的情况，造成限电发生。我们认为由于可靠性电源装机规模难以快速提升，叠加由于高温天气导致四川湖北等地水电站蓄水量明显下降，到今年冬季枯水期来临时，我国部分省份可能会再度出现有序用电情况。而根据电规总院预测，到2023年，我国将有6个省份电力供应紧张、17个省份电力供应偏紧。长期看，我国用电需求和负荷伴随经济增长有望持续增加，若可靠性电源装机建设不足，限电情况还将频发。 各细分电源发展方向与投资机会： 火电具备能源压舱石作用，短期难以替代，价值需被重估。整体看我国过去三个五年计划周期内，火电新增装机容量是持续下降的，到今年上半年我国火电新增装机仅新增818万千瓦。由于火电建设积极性下降，在没有足够替代电源的情况下，火电对电力系统提供的托底保障能力减弱。能源供应紧张背景下，我国煤电投资明显加快，今年上半年火电基本建设投资完成额同比增长71.8%。近期，广东省5个煤电项目在8月获得了核准，新增煤电装机670万千瓦。我们认为各级政府对于煤电的态度可能会发生转变，煤电的价值将被重估，“十四五”期间煤电新增规模有望保持在合理水平。而燃机由于其碳排放更低，相对更清洁，有望在未来十年实现快速发展。长期来看，火电角色发生改变，容量电价出台引导火电回归公用事业属性。火电角色将由主体性电源逐步转变为辅助能源，机组利用小时数将显著下降，可能由此前4000多小时下降至1000-2000小时。角色改变后火电商业模式也将发生改变，需要出台容量电价政策给予火电合理收益，以此保障火电企业的正常经营，维持企业经营及投资（灵活性改造）的积极性，最终实现新型电力系统平稳转型。新商业模式下，火电将会回归公用事业属性，行业将保持长期微利的状态。 水电供需推动电价长期上涨，流域一体化开发转型新能源。我国水电投产高峰期已过，未来三年常规水电新增规模预计为2250万千瓦左右。随着两河口、白鹤滩等主要大型水电机组在近一年内投产，我国目前具备经济性的大型水电站已基本开发完毕。随着水电机组陆续投产，西南水电大省电力供需将由此绝对宽松逐渐走向平衡乃至紧张。电力供需紧张将对电价形成支撑，我们认为西南水电大省水电市场电价将进入长期温和上涨。同时，在双碳背景下，水风光一体化转型新能源将成为新增长点，水风光一体化以大型水电基地为基础，配套建设风光电源，利用水电站的调节能力和已有送出线路，将三种电源的电力打捆外送。6月“十四五”可再生能源规划出台，对水电及水风光一体化提出三个发展方向并提出建设两个水风光一体化大基地：科学有序推进大型水电基地建设；积极推进大型水电站优化升级，发挥水电调节潜力；依托西南水电基地统筹推进水风光综合基地开发建设。 核电作为“双碳”背景下最佳基荷能源，行业有望实现长期稳健增长。其具备高效、可靠、情节等特点，受自然环境的影响较小，成本端受燃料价格波动影响也较小，供电稳定，可以承担电网基荷能源的角色。核能发电几乎不排放二氧化碳、氮氧化物，在减排温室气体、减少空气污染方面有重要价值。预计在2022到2025年间，我国将进一步加快扩大装机规模，保持每年6到8台核电机组的核准开工节奏。目前我国核电发电量占总发电量比例仅为4.9%，远低于世界平均水平（约10%），从国家能源安全和能源结构优化的角度来看，我国核电未来发展空间广阔。“十四五”规划给核电顶下的基调为积极安全有序发展核电，出规划核电发展技术路线外，其应用将越加多元化，其中核能清洁供热也是颇有潜力的发展方向。 新能源发电，量增价减或成为未来行业发展主旋律。双碳背景下新能源装机规模有望迅速扩大，弃风弃光率或再次提升；同时新能源进电力市场交易大势所趋，电源特性将导致市场电价显著承压，风光电源特性使其电能质量较差，在电力市场中将处于劣势，且电源容易出现自食效应。大部分风光机组出力曲线与分时电价曲线拟合度不高，将影响其参与市场化的收益。双碳目标下新能源规模必然会快速扩大，分布式和新能源大基地因为其电价和消纳的优势将成为重要发力点。 新型电力系统对能源系统调节能力需求激增，储能行业作为系统重要造成部分，将进入快速发展期。我国储能装机中抽水蓄能仍占绝对份额，新型储能占比逐渐增加，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为46.1GW，同比增长30%，占全球市场总规模的22%。抽水蓄能未来十年是行业发展黄金期，抽水蓄能技术成熟、反应速度快、单机容量大、经济性较好等特点，是目前大规模调节能源的首选。根据规划2025年和2030年我国抽蓄装机规模将分别达到6200万千瓦和1.2亿千瓦，而实际装机有望超出规划预期。同时，抽蓄价格商业模式逐渐成熟，参与电力市场有望提升盈利能力。新型储能有望实现爆发式增长，逐步探索商业模式，“十四五”新型储能顶层规划已完成，“新能源+储能”将是主要应用场景，我国新型储能规模有望在2025年达到4000万千瓦，目前新型储能商业模式还在积极探索中，各省政策不尽相同，但主要以调峰辅助市场+租赁费用+市场现货电价差组成。 投资意见：火电：短期看随着长协煤签约率、履约率、执行率的稳步提升，燃料成本有望进一步下降，但7月以来用电需求的快速增长带动煤炭消耗量增加，国内动力煤供需再次偏紧。下半年关注火电发电量回升和长协煤兑现比例提升带来的降本增效作用。长期看，随着火电角色的改变，其商业模式也将改变，行业将回归公用事业属性，业绩有望保持稳定。推荐标的：华电国际，相关标的：华润电力（H）、国电电力。 水电：西南地区水电大省省内电力供需结构逐渐走向紧张，省内市场电价有望长期温和上涨。而外送电部分由于受端省火电市场电价普遍顶格上涨，电价上涨有望逐步传导至外送电量。两方面因素将共同推动西南水电企业综合电价上涨，增厚企业业绩。由于水风光一体化开发的优势以及水电企业良好的现金流，我们认为水电企业有望快速发展新能源，成为新的业绩增长点。推荐标的：国投电力、长江电力、川投能源，相关标的：黔源电力、桂冠电力。 核电：“双碳”目标下最佳基荷能源，每年核准和新增装机将有稳定预期，行业有望实现长期看。推荐标的：中国广核，相关标的：中国核电。 新能源运营：装机增速持续加快，行业景气度延续，随着两网陆续成立补贴结算公司，可再生能源补贴拖欠问题影响减弱。同时在政策引导和绿电运营商业绩压力下，我们认为行业将进入自律及正向的发展道路。推荐标的：中闽能源、福能股份，相关标的：三峡能源、龙源电力。 储能：在国家政策及市场需求的推动下，储能行业进入高速发展期。我们认为目前电力市场对于调峰调频等辅助服务和调节峰谷电源的需求非常旺盛，在电力市场较为成熟可以变现的省份，例如广东、山东、江苏等峰谷价差高且政府鼓励的省份，储能运营商将会有很明显的超额收益。推荐标的：文山电力。 风险提示：政策风险、用电需求下滑风险、燃料成本持续高企风险、市场电价超预期下滑风险、来水不及预期风险。 1.行情回顾 1.1大盘指数与电力板块指数走势 2021年初至2022年8月末，上证综指、沪深300指数、万得全A和申万电力指数较2020年12月31日分别-7.80%、-21.73%、9.17%、-6.62%和24.18%，电力板块表现好于大盘表现。 图1：2021-2022年8月大盘与电力行业指数走势 分领域看，2021年初至2022年8月末，申万火力发电、水力发电、光伏发电、风力发电指数分别上涨35.26%、