火电业绩持续优化，新能源蓄势待发

公用事业行业2023年中期投资策略

今年以来，煤炭价格持续下行，进口煤价下行幅度更大，且随着长协煤保供政策和市场化电价不断推进，火电企业修复预期强烈；大水电具有稀缺性，外送电价上涨有望增厚收入；核电审批加速，将迎确定性高增；组件成本下行，新能源装机也呈加速趋势。

□电力行业表现强于大盘，波动中凸显防御属性。2022年全年，电力板块下跌16.67%，市场表现均处于中上游水平，凸显防御属性。2023年以来，电力板块上涨7.19%，燃气板块上涨10.76%，市场表现强于大盘。

□2023Q1业绩情况：1）火电：受益于煤炭成本下行，长协煤保供政策及市场化交易电价上浮，火电企业扭亏为盈；2）水电：2022年下半年来水偏枯，水电业绩承压，2023Q1部分流域来水修复，水电业绩出现分化；3）新能源：消纳问题改善，装机量快速提升，成本下行推动毛利率稳步提升。

□火电：煤价下行+电价上行，火电盈利修复预期强烈。煤价方面，2022年进口煤现货价高企，内陆电厂受到进口煤价影响较小，因此整体业绩更好。今年以来，伴随长协煤保供政策落地，煤价持续下行，且进口煤价下行幅度高于内陆煤，沿海电厂受益更多。电价方面，2022年市场化交易电价上行，很多地区顶格20%上行，各发电企业平均电价均有提升，但仍有部分地区（如广东）未完全上浮20%。今年Q1电价继续上浮，随着市场化改革不断推进，成本疏导机制逐渐畅通，容量电价补偿机制不断完善，有望进一步支撑火电企业业绩。

□水电：上网电价持续提升，稀缺大水电优势凸显。我国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。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，优质大水电资产稀缺性较强。水电站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，还能够平抑新能源出力波动，增强系统调节能力，“双碳”目标下价值凸显。此外，雅袭江电站提价，乌白电站外送电价确定且高于公司平均电价，有望增厚水电企业盈利能力。

□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，Q1以来风电装机快速增长；硅料及组件成本下行，叠加多晶硅产能释放，风光全年装机有望继续提速。2）核电：2021年以来进入积极有序发展阶段，核准提速，全年有望维持6-8台的审批节奏。随着三代核电批量化建设的推进以及国产化率的提高，核电造价有进一步下降的空间，盈利能力预期持续增长，将充分受益中特估实现价值重塑。

□投资建议：1）火电板块：建议关注火电装机量行业领先，新能源装机快速提升，加速火电向绿电转型的华能国际等；2）水电板块：建议关注装机量和利用小时数行业领先，经营业绩稳定，分红率和股息率维持在高水平的长江电力等；3）核电板块：目前核电企业估值较低，在重塑央国企估值的逻辑下有较大的修复空间，建议关注现金流量充裕、股权激励体系完善的中国核电等。

□风险提示：项目建设进度不及预期、经济增速下滑导致终端用电需求疲软、电力市场化改革推进不及预期、新能源装机增长不及预期。

行业规模

占比%

股票家数（只）	222	4.5
总市值（亿元）	33119	4.0
流通市值（亿元）	28135	4.0

行业指数

%	1m	6m	12m
绝对表现	6.5	4.4	15.6
相对表现	9.2	2.4	19.1

资料来源：公司数据、招商证券

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正文目录

一、电力行业2022年报&2023一季报复盘 .6
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. ..6
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. ...7
电力供需状况：产业用电增速较高，水电发电降幅扩大.. .10
二、火电：煤价下行+电价上行，盈利修复预期强烈.. ..13
1、煤价趋势扭转走入下行区间，沿海电厂有望受益， .13
2、市场化改革下电价持续上行，未来火电业绩增长潜力大.. ..15
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.. .18
三、水电：上网电价持续提升，稀缺大水电优势凸显.. ..21
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. .21
2、上网电价持续提升：雅袭江电站提价，乌白电站外送电价确定，增厚盈利能力.. .23
四、新能源：风光装机加速，核电有望保持积极审批趋势.. .25
1、风光：消纳问题改善明显，全年装机有望维持高增速.. .25
2、核电：核准提速，成本仍有下行空间，估值修复预期强.. .28
3、投资建议.. .30
五、风险提示... . 31

图表目录

图1：2022年申万一级行业涨跌幅. 6
图2：2023年以来申万一级行业涨跌幅（截至5月25日） .6
图3：环保电力板块今年以来行情走势. .6
图4：火电板块营业收入（亿元）及同比增速. .7
图5：火电板块归母净利润（亿元）及同比增速， ..7
图6：火电板块毛利率及净利率，
图7：火电板块经营性现金流量净额（亿元）及增速 .7
图8：水电板块营业收入（亿元）及同比增速. .8
图9：水电板块归母净利润（亿元）及同比增速. .8
图10：水电板块毛利率及净利率 8
图11：水电板块经营性现金流量净额（亿元）及增速.. 8
图12：风电板块营业收入（亿元）及同比增速..
图13：风电板块归母净利润（亿元）及同比增速. ....9
图14:风电板块毛利率及净利率... ..9
图15：风电板块经营性现金流量净额（亿元）及增速. ...
图16：光伏板块营业收入（亿元）及同比增速...
图17：光伏板块归母净利润（亿元）及同比增速.. ...9
图18：光伏板块毛利率及净利率. ...9
图19：光伏板块经营性现金流量净额（亿元）及增速
图 20：核电板块营业收入（亿元）及同比增速.. .10
图21：核电板块归母净利润（亿元）及同比增速. .10
图 22：核电板块毛利率及净利率. ..10
图 23：核电板块经营性现金流量净额（亿元）及增速 ..10
图24：全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速.
图 25：分产业用电量（亿千瓦时）及同比增速
图26:1-4月分电源累计发电量（亿千瓦时）. .12
图 27:1-4月分电源累计发电量同比增速... ..12
图 28：三峡水库站水位线及蓄水
图 29:2017-2021年全球煤炭出口情况（亿吨） ..3
图30：秦皇岛动力煤平仓价（元/吨）.
图31：国际动力煤价格（美元/. ...13
图32：2023年以来国际动力煤价格（美元/吨）. ...14
图33：2023年以来秦皇岛动力煤平仓价（元/吨）. ....14
图 34:2022年1-12月山西电力市场电价情况.. ….16
图35:2022年1-12月广东电力市场电价情况.. ..16
图36：2018-2022年各月煤炭产量（万吨.. ..19
图37：2018-2022年各月进口煤炭量（万吨）.. ..19
图38:2022年全国煤炭库存情况（万吨） ..20
图39:2022年主要港口煤炭库存情况（万吨） .20
图40：秦皇岛港煤炭库存（万吨）. ..20
图41：曹妃甸港煤炭库存（万吨）.. .20
图42:我国十三大水电基地分布图. .21
图43：水光互补后的功率...
图44：主要发电企业经营性现金流（亿元） .22
图 45：主要发电企业收现..
图 46:主要水电企业营收及归母净利润同比增速. ..24
图47：主要水电企业平均上网电价对比（元/兆瓦时）. ....24
图48：全国弃风量（亿千瓦时）及弃风率. ..25
图49:分月度全国弃风率.. ..25
图 50：全国弃光量（亿千瓦时）及弃光率.. .25
图51：分月度全国弃光率… ..25
图52：风电新增装机量（万千瓦）及同比增速... ..26
图53：多晶硅（致密料）周均价（元/千克）.. .27
图54:单晶PERC组件周均价（182mm）（元/瓦） ..27
图 55:国内多晶硅产量（万吨）及环比增速 ..27
图56：国内光伏年度新增装机规模及预测（GW） ..27
图57：核电电价机制发展历程. .28
图58：我国每年新核准核电机组数量（台）. .29
图 59：我国在运、在建机组容量（万千瓦）及数量（台） ..29
图60:中核项目 CNP/M310（改）综合国产化率..
图61:中广核CPR1000 项目综合国产化率. ..29
图 62：不同国产化率下核电站的投资额对..
表1：2022年及2023Q1主要火电公司经营业绩.. ..7
表2:2022年及2023Q1主要水电公司经营业绩.. .8
表3：2022年及2023Q1主要新能源公司经营业绩， ..10
表4:2022沿海与内地电厂业绩对比. .14
表5：2023Q1沿海与内地电厂业绩对比.. ..14
表6：2021年下半年以来电力市场化改革政策. .15
表7：2022、2023年山西、广东年度交易成交均价对比（元/兆瓦时） ….16
表8：主要火电企业近年来火电上网电价及其同比增速（元/兆瓦时）.
表9：2023年1-4月山西、广东电力市场交易价格（元/兆瓦时）
表10:2022年8月-2023年4月各地电网代理购电价格一览表（元/兆瓦时）. .17
表11：2021年第四季度以来长协煤保供政策梳理.. ....8
表12：2022年各地区、煤炭集团、电力企业煤炭库存情况（万吨）.
表13：我国水能资源分布图. 21
表14：各电力央企分红比率、每股股利及股息率情况！ .22
表15：基准落地电价+浮动电价政策预计提升公司净利润70亿元. .23
表16:各省市"十四五"规划新增风电装机量（GW）， 26
表17：各省市"十四五"规划新增海上风电装机量（GW） .26
表18：国家支持核电发展的相关政策梳理. .28
表19:华龙一号与AP1000、EPR工程造价对比.. .30

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。

图1：2022年申万一级行业涨跌幅

资料来源：iFinD、招商证券

图2:2023年以来申万一级行业涨跌幅（截至5月25日）

资料来源：iFinD、招商证券

图3：环保电力板块今年以来行情走势

资料来源：iFinD、招商证券

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。

图4：火电板块营业收入（亿元）及同比增速

资料来源：iFinD、招商证券

图5：火电板块归母净利润（亿元）及同比增速

资料来源：iFinD、招商证券

图6：火电板块毛利率及净利率

资料来源：iFinD、招商证券

图7：火电板块经营性现金流量净额（亿元）及增速

资料来源：iFinD、招商证券

表1：2022年及2023Q1主要火电公司经营业绩（亿元）

	2022年营收	同比	2022年归母净利润	同比	2023Q1营收	同比	2023Q1归母净利润	同比
华能国际	2,467.25	20.3%	-73.87	26.2%	652.69	0.0%	22.50	335.3%
国电电力	1,926.81	14.4%	28.25	263.0%	453.33	-3.1%	9.64	-8.7%
大唐发电	1,168.28	12.8%	-4.10	95.5%	280.50	-5.9%	1.37	133.1%
华电国际	1,070.59	2.3%	1.00	102.0%	319.78	11.0%	11.34	82.3%
浙能电力	801.95	12.8%	-18.22	-117.8%	176.49	-3.6%	10.11	61.2%
陕西能源	202.85	31.1%	24.72	512.0%	51.09	0.2%	8.56	13.3%
深圳能源	375.25	16.2%	21.99	-8.0%	80.93	4.2%	6.34	22.4%

资料来源：iFinD、招商证券

（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，雅袭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。

图8：水电板块营业收入（亿元）及同比增速

资料来源：iFinD、招商证券

图9：水电板块归母净利润（亿元）及同比增速

资料来源：iFinD、招商证券

图10：水电板块毛利率及净利率

资料来源：iFinD、招商证券

图11：水电板块经营性现金流量净额（亿元）及增速

资料来源：iFinD、招商证券

表2：2022年及2023Q1主要水电公司经营业绩（亿元）

	2022年营收	同比	2022年归母净利润	同比	2023Q1营收	同比	2023Q1归母净利润	同比
长江电力	520.60	-6.4%	213.09	-18.9%	153.97	25.2%	36.13	16.3%
国投电力	504.89	15.4%	40.79	66.1%	132.56	20.0%	16.14	55.5%
华能水电	211.42	4.7%	68.01	16.5%	37.32	-5.3%	8.03	8.3%
川投能源	14.20	12.4%	35.15	13.9%	2.51	44.1%	11.36	103.6%

资料来源：iFinD、招商证券

（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。

图12：风电板块营业收入（亿元）及同比增速

资料来源：iFinD、招商证券

图13：风电板块归母净利润（亿元）及同比增速

资料来源：iFinD、招商证券

图14：风电板块毛利率及净利率

资料来源：iFinD、招商证券

图15：风电板块经营性现金流量净额（亿元）及增速

资料来源：iFinD、招商证券

图16：光伏板块营业收入（亿元）及同比增速

资料来源：iFinD、招商证券

图17：光伏板块归母净利润（亿元）及同比增速

资料来源：iFinD、招商证券

图18：光伏板块毛利率及净利率

资料来源：iFinD、招商证券

图19：光伏板块经营性现金流量净额（亿元）及增速

资料来源：iFinD、招商证券

图 20：核电板块营业收入（亿元）及同比增速

资料来源：iFinD、招商证券

图 21：核电板块归母净利润（亿元）及同比增速

资料来源：iFinD、招商证券

图22：核电板块毛利率及净利率

资料来源：iFinD、招商证券

图23：核电板块经营性现金流量净额（亿元）及增速

资料来源：iFinD、招商证券

表3：2022年及2023Q1主要新能源公司经营业绩（亿元）

	2022年营收	同比	2022年归母净利润	同比	2023Q1营收	同比	2023Q1归母净利润	同比
中国广核	828.22	2.7%	99.65	2.1%	182.89	6.5%	34.86	22.3%
中国核电	712.86	13.7%	90.10	9.7%	178.93	4.6%	30.23	4.8%
龙源电力	398.63	-0.1%	51.12	-31.1%	98.60	-5.4%	23.35	3.6%
三峡能源	238.12	45.0%	71.55	11.1%	68.53	18.4%	24.34	7.5%

资料来源：iFinD、招商证券

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，第一产业用电量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，第一产业用电量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。

图24：全社会用电量（亿千瓦时）及同比增速

资料来源：国家能源局、招商证券

图25：分产业用电量（亿千瓦时）及同比增速

资料来源：国家能源局、招商证券

（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。

图26：1-4月分电源累计发电量（亿千瓦时）

资料来源：国家统计局、招商证券

图27：1-4月分电源累计发电量同比增速

资料来源：国家统计局、招商证券

图 28：三峡水库站水位线及蓄水量

资料来源：wind、招商证券

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

地缘政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。而地缘政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。

图29：2017-2021年全球煤炭出口情况（亿吨）

资料来源：iFinD、招商证券

图30：秦皇岛动力煤平仓价（元/吨）

资料来源：iFinD、招商证券

受地缘政治因素影响，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。

图31：环保及公用事业国际动力煤价格（美元/吨）

资料来源：iFinD、招商证券

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。

表4：2022沿海与内地电厂业绩对比（亿元）

	2021年营收	2022年营收	营收增长率	2021年归母净利润	2022年归母净利润	归母净利润增长率
沿海电厂
华能国际	2,046.05	2,467.25	20.59%	-102.64	-73.87	28.03%
上海电力	306.31	391.61	27.85%	-18.93	3.21	116.94%
粤电力A	441.67	526.61	19.23%	-31.48	-30.04	4.57%
浙能电力	710.73	801.95	12.83%	-8.55	-18.22	-113.10%
内陆电厂
华电国际	1,044.22	1,070.59	2.52%	-49.65	1.00	102.01%
内蒙华电	189.34	230.66	21.82%	4.52	17.62	289.61%
豫能控股	119.06	130.98	10.01%	-20.28	-21.40	-5.56%

资料来源：iFinD、招商证券

（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。

图32：2023年以来国际动力煤价格（美元/吨）

资料来源：iFinD、招商证券

图33：2023年以来秦皇岛动力煤平仓价（元/吨）

资料来源：iFinD、招商证券

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。

表5：2023Q1沿海与内地电厂业绩对比（亿元）

单位：亿元	2022Q1归母净利润	2023Q1归母净利润	归母净利润增长率
沿海电厂
华能国际	-9.56	22.50	335.30%
上海电力	1.01	3.35	230.64%
粤电力A	-4.50	0.88	119.66%
浙能电力	6.27	10.11	61.19%

内陆电厂

华电国际
	6.17	11.34	83.90%
内蒙华电	4.96	8.61	73.56%
豫能控股	-4.62	-4.19	9.40%

资料来源：iFinD、招商证券

2、市场化改革下电价持续上行，未来火电业绩增长潜力大

（1）市场化改革不断推进，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革。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革的通知》，将煤电电价在基准价基础上上下浮动的范围由最高下浮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，推动电力市场化改革不断深入。

表6：2021年下半年以来电力市场化改革政策

时间	政策名称	政策内容
2021.10	《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》	1、燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动” 范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。 2、扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%,扩大为上下浮动原则上均不超过20%, 高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。 3、推动工商业用户都进入市场按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进
2022.01	《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》	入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电, 1、到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。 2、到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平
2022.11	《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》	等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。 1、按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场。 2、有序推动新能源参与电力市场，与现有新能源保障政策做好衔接 3、各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量
2022.11	《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》	补偿机制接规定了监管对象、监管流程以及对市场成员的具体监管内容

资料来源：国务院官网、招商证券

乘市场化改革春风，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%。

表7：2022、2023年山西、广东年度交易成交均价对比（元/兆瓦时）

山西	成交总量		成交均价		增长率
山西	2022	2023	2022	2023	增长率
年度普通用户双边协商电力直接交易(新能源)	28.76	13.65	348.03	370.1	6.34%
年度普通用户双边协商电力直接交易(火电)	299.74	298.63	393.73	393.78	0.01%
年度普通用户集中竞价电力直接交易(火电)	7.22	19.87	359.07	385.74	7.43%
广东	成交总量			成交均价	增长率
广东	2022	2023	2022	2023
年度双边协商交易(火电)	2541.64	2426.5	497.04	553.88	11.44%
年度挂牌交易(火电)	74.48	32.97	502.22	552.28	9.97%
年度可再生能源交易	6.79	15.63	554	529.94	-4.34%

资料来源：汇能网、招商证券

图34：2022年山西电力市场电价情况（元/兆瓦时）

资料来源：汇能网、招商证券

图35：2022年广东电力市场电价情况（元/兆瓦时）

资料来源：汇能网、招商证券

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%为所有企业中最高，大唐股份火电上网电价达到551.27元/兆瓦时，为所有企业中最高。火电企业在电力市场化改革中受益匪浅。

表8：主要火电企业近年来火电上网电价及其同比增速（元/兆瓦时）

华能国际			上海电力		华电国际		大唐发电
	上网电价	同比增速	上网电价	同比增速	上网电价	同比增速	上网电价	同比增速
2017	350.70	3.72%	379.70	-12.06%	399.18	5.24%	413.51	-6.77%
2018	383.99	9.49%	391.51	3.11%	404.73	1.39%	352.27	-14.81%
2019	410.51	6.91%	398.00	1.66%	401.67	-0.76%	451.47	28.16%
2020	375.94	-8.42%	406.00	2.01%	392.92	-2.18%	430.29	-4.69%
2021	406.26	8.07%	401.00	-1.23%	420.39	6.99%	461.32	7.21%
2022	491.21	20.91%	470.00	17.21%	520.81	23.89%	551.27	19.50%

浙能电力		申能股份		内蒙华电		国电电力
	上网电价	同比增速	上网电价	同比增速	上网电价	同比增速	上网电价	同比增速
2017	332.10	2.49%	367.55	0.82%	242.92	5.01%	288.46	2.80%
2018	368.68	11.01%	360.46	-1.93%	253.64	4.41%	295.29	2.37%
2019	372.81	1.12%	381.76	5.91%	256.37	1.08%	297.10	0.61%
2020	361.83	-2.95%	446.46	16.95%	260.21	1.50%	272.89	-8.15%
2021	376.35	4.01%	458.29	2.65%	308.67	18.62%	373.5	36.87%
2022	446.37	18.61%	532.94	16.29%	378.67	22.68%	461.73	23.62%

资料来源：各公司公告、招商证券

（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。随着未来市场化改革不断推进，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。

表9：2023年1-4月山西、广东电力市场交易价格（元/兆瓦时）

山西	2023.01	2023.02	2023.03	2023.04
日前市场统一结算点价格	274.21	423.11	329.92	351.82
实时市场统一结算点价格	289.05	454.56	343.77	363.2
燃煤电价基准价	332	332	332	332
广东	2023.01	2023.02	2023.03	2023.04
日前市场统一结算点价格	420.34	457.44	549.53	454.59
实时市场统一结算点价格	445.66	455.12	585.38	492.34
燃煤电价基准价	453	453	453	453

资料来源：汇能网、招商证券

表10：2022年8月-2023年4月各地电网代理购电价格一览表（元/兆瓦时）

地区		2022.08	2022.09	2022.10	2022.11	2022.12	2023.01	2023.02	2023.03	2023.04
江苏		461.7	465	468.6	453.3	465.8	453.7	467.9	467.4	468.3
安徽		461.28	461.28	461.28	461.28	461.28	461.28	461.28	461.28	461.28
广东		489.2	537.7	511.5	513	487.2	559.9	562.1	561.2	561.8
山东 (容量补偿电价99.1)		376.2	399.5	379.2	394.6	372.9	388.3	390.0	392.2	384.8
山西		397.294	414.996	414.072	409.718	449.439	487.566	453.971	419.097	404.588
北京		427.216	421.791	402.139	411.509	423.687	425.185	428.573	410.133	415.184
河北	不满1千伏	386.1	381.4	372.2	372.8	383.3	396.9	398.5	377.7	357.8
河北	其他工商业	455.4	447.2	438.8	435.5	443.9	457.7	480.4	462.4	435.8
冀北	不满1千伏	381.5	379.6	376.4	377.5	380	380.3	384.0	375.3	376.4
冀北	其他工商业	439.1	446.2	441.2	433.6	434.5	440.6	440.7	431.4	437.4
河南		477.76	458.18	454.92	467.63	473.83	496.19	502.31	506.39	505
浙江	不满1千伏工商业	492.4	546.6	524.4	520.3	496.8	496.4	506.7	524.9	514.1
浙江	1-10千伏及以上工商业	496.4	551.4	550.5	524.3	497.7	544.6	541.3	545.3	524.1
	上海	537.9	596.8	570.9	577.2	610.5	598.7	598.4	580.9	589.2
	重庆	424.658	496.616	543.89	531.94	585.141	565.704	550.687	515.172	453.181
	四川	314.4	381.1	415	425	457.8	453	453.0	502.2	465.8
	黑龙江	426.028	426.241	425.822	425.791	428.255	428.696	428.667	428.692	428.691
	辽宁	417.828	424.493	431.479	417.72	407.509	417.821	422.361	424.609	428.022
	吉林	414.83	425.47	448.92	448.19	449.08	460.99	447.96	455.06	446.24
	蒙东	238.811	314.646	308.486	305.971	305.917	297.749	288.251	279.934	288.891
	蒙西	330.1	313.7	322.2	335.1	323.4	309.4	317.1	323.3
	江西	497.16	497.16	497.16	497.16	497.16	495.58	503.71	530.8	512.39
	湖北	482.5	548	549.8	531.8	554.1	565.6	562.0	544.1	512.2
	湖南	486.55	512.51	522.49	533.99	574.05	609.81	593.21	495.9	513.1
	青海	236.8	277.1	279	318.2	323.8	260.1	262.2	293.8	284.8
	宁夏	299.2	299.6	299.2	300	300.8	276	298.2	294.1	284.4
陕西		421.2	437.6	518.9	448.3	417.8	460.7	466	453	442
天津		484.7	474.6	461.5	475.3	488.8	486.2	494.2	499.5	499.1
甘肃		291.8	301.8	335.6	342.5	363.4	365.5	365.1	360.7	341.4
新疆		256.122	258.301	259.656	260.014	261.715	266.174	264.324	265.807	258.106
广西	不满1千伏 10千伏及以	305.7	351.7	366.9	406.1	391.7	458.7	421.4	343.3	437
广西	上 100千伏安以		355.9	379.7	420.8	414.2
海南	下 100千伏安及	509.08	488.64	496.9	516.76	505.44	505.44	517.34	517.79	518.03
	以上	514.93	529.33	524.1	523.36	534.23	534.23	528.41	532.13	533.92
贵州		376.2	384.1	426.3	460.6	455.1	457.8	466.9	466	455.5
	云南	207.049	178.25	181.21	243.684	268.568	278.291	278.035	291.633	298.265

资料来源：北极星电力网、招商证券

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，国务院及各级政府密集出台煤炭保供政策。2021年10月19日，国务院发改委召开座谈会，国务院副总理韩正强调“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，将煤炭保供上升为政治任务，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。

表11：2021年第四季度以来长协煤保供政策梳理

时间	政策/会议/相关部门	具体内容
2021.10	煤炭运销协会	已签订电煤长协合同四季度履约率要达到100%。加强分类指导和政策协同，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
2021.10	国务院发改委座谈会	有力举措，坚决遏制、依法规管囤积炒作。要落实好燃煤电价扩大浮动范围政策，帮助煤电企业缓解阶段性困难，研究完善煤电价格市场化形成机制。
2021.10	国务院发改委专题会议	研究建立规范的煤炭市场价格形成机制引导煤炭价格长期稳定在合理区间。调整35座煤矿（晋陕蒙、新疆）建设规模，可按照调整后的规模组织应急保供生产，核增产能7800 万吨/ 年。
2021.11	发改委特急明电	要求在实现存煤7天以下电厂清零的基础上，分步实现存煤10天以下电厂清零、存煤13天以下电厂清零，北方集中供暖省份电厂存煤要在11月15 日前达到去年同期水平，其它省份
2021.11	山西省能源保供协调小组	电厂存煤要在11月30日前达到去年同期水平。全省国有煤炭企业5500 大卡市场煤坑口价从11月8日0时起一律下调至900元/吨。 1、煤炭中长期合同原则上为一年及以上合同，鼓励按照价格机制签订3年及以上长期合同，
2021.12	《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意	3年及以上长期合同量不少于各企业签订合同量的50%。煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，2021年9月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求
2021.12	见稿)》	全部签订电煤中长期合同。 2、煤炭中长期合同坚持"基准价+浮动价"价格机制，实行月度定价，在550-850元/吨合理区
2022.02	《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》《2022年煤炭中长期合同	间内上下浮动。其中：基准价，下水煤合同基准价暂按 5500 大卡动力煤700 元/吨签订。综合采取供需衔接、储备吞吐、进出口调节、运输协调等措施，促进煤炭价格在合理区间运行。完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应，推动煤、电上下游协调高质量发展。
2022.03	监管工作的通知》《关于成立工作专班推动	支持煤、电双方多签订"一口价"合同，多签订三年及以上长期合同，保持价格基本稳定。主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能3亿吨/年以上，日产量达到
	煤炭增产增供有关工作的通知》	1260 万吨以上。
2022.04	《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》	存在下列情形之一，且无正当理由的，一般可视为哄抬价格行为：（1）经营者的煤炭中长期交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限的；（2) 经营者的煤炭现货交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限50%的。
2022.06	《关于做好2022年电煤中长期合同补签换签和履约监管工作的通知》	对于不履约案例违约即追责，执行"欠一补三"合同条款，此后再次违约加倍追责。
2022.11	《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》	电煤中长期合同原则上为一年及以上合同，鼓励供需双方按照价格机制签订3~5年长期合同。下水煤合同基准价按 5500 大卡动力煤675元/吨执行。 “9 条措施"：一是增加资源，电煤26亿增至29亿吨；二是公示供需，由全国煤炭交易中心
2022.11.17	“963"新规	公示供需量，实时监控、方便对接；三是实现双向衔接，供需双方自主衔接，发挥市场化作用；四是全国煤炭交易中心要发挥好供需双方组织签约的职责；五是指定代理，国家优选了 7家贸易商，针对中小煤矿和中小电厂做代理；六是五方合同，供需双方、贸易商、铁路、信用中心五方签约；七是规范价格，电煤和供热用煤主要涉及民生，价格要控制在570-770 元/吨的合理区间；八是欠一补三，必须纳入合同条款；九是由政府进行监管。 “6个优先"：长协煤优先配置铁路运力；专项资金优先支持保供煤矿企业的安全投入；优先支持保供煤矿企业核准项目核增产能；优先对保供煤矿的产能置换指标进行缓减免；优先对保供煤矿给予金融支持；若将来煤矿产能过剩开始限产，根据中长协执行情况，优先保留产能产量指标。 “3个挂钩"：电煤的中长期合同要与电力的中长期合同挂钩；电煤的中长期合同总量要与顶
2022.12.02	《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》	峰发电贡献挂钩；电煤的中长期合同总量要与三改联动挂钩。对于足额签订电力中长期合同的煤电企业，各地应优先协调给予煤炭和运力保障，支撑电力中长期合同足额履约。鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价与煤炭价格挂钩联动条款，引导形成交易电价随煤炭市场价格变化合理浮动机制，更好保障能源稳定供应。

资料来源：国务院发改委、政府官网、招商证券

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最高。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，其中秦皇岛港年内最高库存达到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%。

图36：2018-2022年各月煤炭产量（万吨）

资料来源：iFinD、招商证券

图37：2018-2022年各月进口煤炭量（万吨）

资料来源：iFinD、招商证券

图38：2022年全国煤炭库存情况（万吨）

资料来源：iFinD、招商证券

图 39：2022年主要港口煤炭库存情况（万吨）

资料来源：iFinD、招商证券

表12：2022年各地区、煤炭集团、电力企业煤炭库存情况（万吨）

	六大发电集团	华北地区	东北地区	华东地区	中南地区	西南地区	西北地区	中煤集团	神华集团
2022.01	1,162.60	588.00	96.00	258.00	84.00	52.00	367.00	63.00	438.00
2022.02	1,204.40	522.00	82.00	181.00	75.00	43.00	411.00	47.00	378.00
2022.03	1,061.00	602.00	79.00	197.00	63.00	45.00	380.00	50.00	453.00
2022.04	1,113.60	613.00	68.00	269.00	67.00	41.00	462.00	60.00	402.00
2022.05	1,190.60	579.00	89.00	244.00	73.00	40.00	467.00	72.00	434.00
2022.06	1,184.10	534.00	91.00	330.00	68.00	40.00	499.00	50.00	433.00
2022.07	1,112.50	516.00	79.00	353.00	72.00	45.00	541.00	48.00	465.00
2022.08	1,098.60	479.00	107.00	300.00	67.00	53.00	482.00	44.00	389.00
2022.09	1,186.60	528.00	116.00	273.00	72.00	69.00	479.00	63.00	444.00
2022.10	1,283.90	567.00	139.00	305.00	66.00	73.00	538.00	85.00	577.00
2022.11	1,287.60	517.00	174.00	300.00	55.00	73.00	480.00	84.00	580.00
2022.12	1,206.80	400.00	173.00	323.00	52.00	61.00	416.00	64.00	568.00

资料来源：iFinD、招商证券

2023第一季度，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。

图40：秦皇岛港煤炭库存（万吨）

图41：曹妃甸港煤炭库存（万吨）

资料来源：iFinD、招商证券

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。

表13：我国水能资源分布图

地区	水能蕴藏量			可开发的水能资源
地区	装机容量 (MW)	年发电量 (亿千瓦时)	占比	装机容量 (MW)	年发电量 (亿千瓦时)	占比
华北	12299	1077	1.8%	692	232	1.2%
东北	12127	1062	1.8%	1199	384	2.0%
华东	30049	2632	4.4%	1790	688	3.6%
中南	64084	5614	9.5%	6743	2974	15.5%
西南	473312	41462	70%	23234	13050	67.8%
西北	84177	7374	12.5%	4194	1905	9.9%
全国	676047	59222	100%	37853	19233	100%

资料来源：《长江电力价值手册2022》、招商证券

图42：我国十三大水电基地分布图

资料来源：《长江电力价值手册2022》、招商证券

“双碳”目标下，大水电优势凸显。

V 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。

图43：水光互补后的功率图

资料来源：《长江电力价值手册2022》、招商证券

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。

图 44：主要发电企业经营性现金流（亿元）

资料来源：iFinD、招商证券

图 45：主要发电企业收现比

资料来源：iFinD、招商证券

表14：各电力央企分红比率、每股股利及股息率情况

板块	公司	分红比例		每股股利（元）		股息率
板块	公司	2021年	2022年	2021年	2022年	2021年	2022年
火电	华能国际	0%	0%	0.00	0.00	0.0%	0.0%
火电	国电电力	0%	63%	0.00	0.10	0.0%	2.3%
水电	长江电力	71%	94%	0.82	0.85	3.6%	4.1%
	华能水电	52%	46%	0.17	0.18	2.6%	2.7%
	国投电力	50%	50%	0.16	0.28	1.4%	2.5%
	川投能源	57%	51%	0.40	0.40	3.2%	3.3%
光伏	太阳能	0%	36%	0.00	0.13	0.0%	3.2%
风电	三峡能源	11%	30%	0.02	0.08	0.8%	1.3%
风电	龙源电力	19%	19%	0.15	0.12	0.0%	0.6%
核电	中国广核	44%	44%	0.08	0.09	2.7%	3.2%
核电	中国核电	35%	36%	0.15	0.17	1.8%	2.8%

资料来源：iFinD、招商证券

2、上网电价持续提升：雅袭江电站提价，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。江苏省发改委对雅袭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年雅袭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，测算雅袭江水电净利润有望提升约27亿元。受雅袭江电站提价的影响，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。

表15：基准落地电价+浮动电价政策预计提升公司净利润70亿元

来源	电价形成机制	落地电价（元/千瓦时）	上网电价（元/千瓦时）	上网电量（亿千瓦时）	净利润变化（亿元）
雅袭江锦官电源组送苏	基准落地电价+ 浮动电价	0.4288	0.3195	333	26.62
白鹤滩电站送苏	基准落地电价+ 浮动电价	0.4388	0.323	242	9.38
白鹤滩电站送浙	基准落地电价+ 浮动电价	0.4388	0.325	382	15.36
	总计			624	24.74

资料来源：公司公告、招商证券注：锦官电源组送苏上网电量取2019-2021年平均值333亿千瓦时。白鹤滩电站的年设计发电量为624亿千瓦时，假设送苏电量占约40%。根据长江电力历史数据，假设税收及附加占营收比重为2.5%，所得税率为25%。

图 46：主要水电企业营收及归母净利润同比增速

资料来源：各公司公告、招商证券

图47：主要水电企业平均上网电价对比（元/兆瓦时）

资料来源：各公司公告、招商证券

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。

图48：全国弃风量（亿千瓦时）及弃风率

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券

图49：分月度全国弃风率

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券

图50：全国弃光量（亿千瓦时）及弃光率

图51：分月度全国弃光率

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券
资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商证券

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年第一季度，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。

图52：风电新增装机量（万千瓦）及同比增速

资料来源：中电联、招商证券

表16：各省市“十四五”规划新增风电装机量（GW）

省份	装机量	省份	装机量	省份	装机量
山东	6	云南	7	青海	8
甘肃	22	河南	7	西藏	5
黑龙江	10	内蒙古	50	四川	6
天津	2	湖南	5	福建	30
广西	20	辽宁	8	江西	2
湖北	5	山西	20	新疆	24
河北	18	吉林	18	江苏	7
北京	0.1	浙江	4	广东	20
海南	4	宁夏	4	合计	312.1

资料来源：各地区政府官网、招商证券

表17：各省市“十四五”规划新增海上风电装机量（GW）

省份	发布时间	规划具体容量
山东	2021.06	“十四五"期间，海上风电争取启动1000万千瓦。
广东	2021.06	到2025年底，全省海上风电累计建成投产装机容量力争达到1800万千瓦，在全国率先实现平价并网。
浙江	2021.06	到"十四五"末，全省海上风电力争新增装机容量450万千瓦以上，累计装机容量达到500万千瓦以上。
广西	2021.07	力争"十四五"期间，海上风电能够核准800 万千瓦，投产300万千瓦。
江苏	2021.09	江苏省"十四五"规划海上风电项目总规模909万千瓦。
辽宁	2021.03	到2025年，力争海上风电累计并网装机容量达到4050兆瓦。
福建	2021.05	漳州海上风电大基地预计2025年后每年逐步投产5-10GW。
海南	2022.02	海南省"十四五"海上风电规划总容量为1230 万千瓦。

资料来源：各地区政府官网、招商证券

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。

图53：多晶硅（致密料）周均价（元/千克）

资料来源：wind、招商证券

图54:单晶PERC组件周均价（182mm）（元/瓦）

资料来源：wind、招商证券

图 55：国内多晶硅产量（万吨）及环比增速

资料来源：百川盈孚、招商证券

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。

图56：国内光伏年度新增装机规模及预测（GW）

资料来源：CPIA、招商证券

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革以来，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革的通知》，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。

图57：核电电价机制发展历程

资料来源：国家发改委、招商证券

表18：国家支持核电发展的相关政策梳理

时间	部门	政策名称	主要内容
2013.07	国家发改委	《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》	对新建核电机组实行标杆上网电价政策。根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元。
2016.11	国家发改委、国家能源局	《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》	安全发展核电，推进沿海核电建设。“十三五”期间，全国核电投产约3000万千瓦、开工3000万千瓦以上，2020 年装机达到 5800万千瓦。加快自主知识产权先进核电堆型的持续改进创新，推广应
2017.08	国家发改委	《能源技术创新“十三五” 规划》	用自主知识产权的先进三代压水堆，加快高温气冷堆、快堆、模块化小型堆的技术示范工程建设和产业化，积极开展微型堆、钍基熔盐堆等新堆型研究。
2018.12	国家发改委	《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》	合理扩大核电消纳范围，鼓励核电参与跨省区市场交易。鼓励核电开展“优价满发”试点。确保2020年全国核电实现安全保障性消纳。
2019.03	国家发改委	《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》	广东台山一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4350元执行；浙江三门一期核电项目试行价格按照每千瓦时 0.4203元执行；山东海阳一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4151元执行。试行价格从项目投产之日起至2021 年底止。
2021.03	国家发改委	《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》	建设华龙一号、国和一号，高温气冷堆示范工程，积极有序推进沿海三代核电建设。推动模块式小型堆、60万千瓦级商用高温气冷堆、海上浮动式核动力平台等先进堆形示范。
2022.01	家能源局	国家发改委、国《“十四五”现代能源体系规划》	积极安全有序发展核电。在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设。开展核能综合利用示范，积极推动高温气冷堆等先进堆型示范工程，推动核能综合利用。到2025年，核电运行装机容量达到7000 万千瓦左右。

资料来源：国家发改委、招商证券

图58：我国每年新核准核电机组数量（台）

资料来源：中国核电网、招商证券

图 59：我国在运、在建机组容量（万千瓦）及数量（台）

资料来源：世界核协会、招商证券

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第一座商用核电厂，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。

图60：中核项目CNP/M310（改）综合国产化率

资料来源：《中国核电产业国产化发展分析》、招商证券

图61：中广核CPR1000项目综合国产化率

资料来源：《中国核电产业国产化发展分析》、招商证券

图62：不同国产化率下核电站的投资额对比（元/千瓦）

资料来源：《核电建设周期、成本变化规律分析》、招商证券

表19：华龙一号与 AP1000、EPR工程造价对比

工程或费用名称	华龙一号		AP1000		EPR
工程或费用名称	元/千瓦	占比	元/千瓦	占比	元/千瓦	占比
建筑工程费	2396	15.3%	2730	14.8%	2936	17.4%
设备购置费	6036	38.6%	6801	36.9%	5848	34.7%
安装工程费	1991	12.7%	1356	7.4%	1784	10.6%
工程其他费	2461	15.7%	4240	23.0%	3883	23.0%
2/3 首炉核燃料费	632	4.1%	636	3.4%	668	4.0%
基本预备费	795	5.1%	566	3.1%	401	2.4%
扣减国内增值税	-916	-5.9%	-767	-4.2%	-248	-1.5%
工程基础价	13395	85.6%	15562	84.4%	15272	90.6%
价差预备费	26	0.2%	171	0.9%	182	1.1%
工程固定价	13421	85.8%	15733	85.3%	15454	91.7%
建设期贷款利息	2215	14.2%	2705	14.7%	1406	8.3%
工程建成价	15636	100%	18438	100%	16860	100%

资料来源：中国核电网、招商证券

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。

3、投资建议

火电板块：2023年煤价持续下行，长协煤保供政策保障盈利改善，产能释放使新能源装机组件价格下降，双重利好助力火电转绿电的企业将在今年迎来盈利的反转。相比于纯绿电运营商，“火转绿”企业进一步具有煤价改善的盈利恢复弹性，且具备协同的成本优势。推荐火电装机量行业领先，新能源装机快速提升，加速火电向绿电转型的华能国际等。

水电板块：水电集可再生、安全稳定、环境友好、价格低廉等多种优势为一体，发电效率高达90%。作为防御性板块，水电收益稳定，且具有可变成本低、资产盈利质量好的特征，是典型的“现金奶牛”。充裕的现金流使水电分红比例稳定，股息率较高，具有类债属性。随着我国水电增量开发接近尾声，优质大水电资产稀缺性凸显。建议关注装机量和利用小时数行业领先，经营业绩稳定，分红率和股息率维持在高水平的长江电力等。

核电板块：我国核电进入安全高效发展阶段，核电审批重启，支持性政策频出，叠加电价市场化进程加速，核电装机量有望稳步提升，盈利空间逐步拓宽。核电企业具有和水电相近的行业模式，前期投资较大，但折旧结束后将持续贡献高现金流，未来分红潜力大。目前核电企业估值较低，在重塑央国企估值的逻辑下有较大的修复空间，推荐股权激励体系完善的中国核电等。

五、风险提示

1、项目建设进度不及预期。受到疫情、设计变更、政策等影响，在建项目工程建设进度较计划进度可能存在一定偏差。由于发电企业的收入与成本水平与装机容量紧密相关，若核电或新能源建设进度不及预期，可能会给企业带来额外的成本甚至损失。

2、经济增速下滑导致终端用电需求疲软。受疫情影响，2022年中国经济面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱的三重压力，消费对经济增长的贡献明显减弱，工业经济增速也回落至低于疫情前水平。疫情放开后，若宏观经济复苏不及预期，经济增速下滑，叠加海外发达经济体的衰退预期，可能导致终端用电需求疲软，电力利用小时数和装机容量不及预期。

3、电力市场化改革推进不及预期。当前工商业用电已经进行市场化改革，但仍处于部分使用代购电方式的过渡阶段，我国电力市场化交易机制、基础设施等仍不发达，隔墙售电等政策推进仍在路上，若电力市场化进程不及预期，可能对发电企业参与市场化交易造成不利影响。

4、新能源装机增长不及预期。光伏和风电装机受到上游原材料成本影响较大，2022年底，硅料及组件价格进入下行通道，光伏企业装机积极性增强。但2023年初，硅料价格出现了一定程度的反弹，虽然目前已基本企稳，但若后续硅料扩产不及预期，价格延续上涨趋势，将对光伏行业整体装机增速带来负面影响。

分析师承诺

负责本研究报告的每一位证券分析师，在此申明，本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与，未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。

宋盈盈：CFA，清华大学环境工程本硕，北京大学国发院经济学双学士。2018-2020年，任招商证券环保公用事业行业分析师。2020-2022年任招商证券美妆时尚行业分析师，重点覆盖珠宝、医美、美妆板块，2022年团队新财富排名第四位。2023年起任招商证券环保公用事业行业首席分析师。

评级说明

报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后6-12个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500指数为基准。具体标准如下：

股票评级

强烈推荐：预期公司股价涨幅超越基准指数20%以上

增持：预期公司股价涨幅超越基准指数5-20%之间

中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于±5%之间

减持：预期公司股价表现弱于基准指数5%以上

行业评级

推荐：行业基本面向好，预期行业指数超越基准指数

中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数

回避：行业基本面转弱，预期行业指数弱于基准指数

重要声明

本报告由招商证券股份有限公司（以下简称“本公司”）编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息，但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价，在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外，本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。

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火电业绩持续优化，新能源蓄势待发

公用事业行业2023年中期投资策略

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图表目录

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

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

（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

（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

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

（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

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

（2）2023年以来动力煤价格回落明显，沿海电厂受益较大

2、市场化改革下电价持续上行，未来火电业绩增长潜力大

（1）市场化改革不断推进，电价进入上行区间

（2）2023年交易电价强势依旧，火电业绩增长潜力大

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

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

2、上网电价持续提升：雅袭江电站提价，乌白电站外送电价确定，增厚盈利能力

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

2、核电：核准提速，成本仍有下行空间，估值修复预期强

3、投资建议

五、风险提示

分析师承诺

评级说明

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行业评级

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