2022年公用事业行业中期策略 火电、水电、绿电及天然气专题分析

一、公用事业行业：火力发电负增长，水电来水偏丰

（一）水电+风光出力快速增长，期待用电需求企稳

5 月全社会用电量同比下滑 1.3%，期待疫情减缓、复工复产加快。由于疫情反复、 全国经济增速承压下，2022 年 5 月全社会用电量同比下滑 1.3%，环比 4 月持平； 1-5 月全社会用电量同比小幅增长 2.5%。预计伴随疫情影响的减弱、有序复工复产 下，6 月工业用电需求有望环比提升；同时进入 6 月，夏季用电高峰将至，居民用 电需求亦将有所提升。

5月二产、三产单月用电量分别同比下滑0.5%、4.4%，环比4月负增长均收窄。具体 来看，第二、第三产业用电需求疲软是全社会用电量下滑主要原因，2022年5月二产 用电量同比下滑0.5%、环比4月同比负增长收窄0.9pct；三产用电量同比下滑4.4%、 环比4月同比负增长收窄2.4pct。2022年5月一产用电量同比增长6.3%；城乡居民用 电量同比下滑2.4%，主要考虑今年5月气温较往年偏低所致。整体来看，2022年1-5 月各产业用电量保持增长，一产、二产、三产用电量分别同比增长9.8%、1.4%、1.6%； 城乡居民用电量同比增长8.1%。

5 月全国发电量同比下降 3.3%，连续两月单月同比增速为负，其中 5 月火电发电 量同比下降 10.9%，水电发电量同比大幅增长 26.7%。而绿电方面，新能源装机持 续放量下，2022 年 5 月光伏发电量同比增长 8.3%；风电发电量增速由增转降、同 比下滑 0.7%，上月为增长 14.5%，主要是风力资源不及上年同期基数较高所致 （2021 年 5 月风电利用小时数为 230 小时，2022 年 5 月为 198 小时）。

核电发 电量保持稳定，同比增长 1.3%，增速较 4 月提升 0.4pct。 1-5 月全国发电量同比保持正增长，火电同比下滑但水电大幅提升。整体来看，2022 年 1-5 月全国发电量同比小幅增长 0.5%，其中火电同比下降 3.5%、水电同比大幅 提升 17.5%。而绿电方面，1-5 月风电、光伏、发电量同比分别增长 5.6%、12.9%； 核电同比增长 4.5%。

（二）风光装机快速增长，前 5 月占新投装机的 65%

1-5月我国新增发电设备总装机53GW，其中风光占比达65.2%。2022年5月我国新 增发电设备总装机10.7GW，同比增长38.1%；1-5月全国新增发电装机53.0GW，其 中风电、光伏分别为10.8、23.7GW，二者占新增装机的65.2%；火电、水电、核电 装机分别新增9.8、7.1、1.2GW。

2022年1-5月火电新增装机同比下滑34.1%，水电新增装机同比增长93.7%。进入 2022年火电仍有部分新增装机落地，但相较之前规模已明显缩小，1-5月火电装机累 计新增9.8GW，同比下降34.1%。此外从水电角度来看，2022年伴随两河口电站全 部投产，以及白鹤滩电站机组陆续投产，1-5月水电累计新增装机7.1GW，同比增长 93.7%；预计伴随乌白电站、两杨电站合计30.7GW装机全部投产，2021-2022年水 电迎来新一轮投产高峰。

2022年风光新增装机保持高增速，核电机组有序投产。伴随我国能源转型的加速推 进，新增风光装机保持高增速，2022年1-5月风电累计新增装机10.8GW，同比增长 38.9%；光伏累计新增装机23.7GW，同比增长139.3%。新增核电方面，中国核电 1.16GW福清6号机组于2022年3月正式商运，1.18GW防城港3号机组和1.12GW红 沿河6号机组预计将在今年内商运，2022全年核电有望新增3.46GW。

2022年5月全国发电设备装机达2421GW，其中火电装机占比已持续下降至53.8%。 总体来看，截至2022年5月我国发电设备装机达2421GW，伴随可再生能源装机的快 速增长，火电装机占比继续下降至53.8%（2021年末为54.6%）、风光装机占比增至 27.6%（2021年末为26.7%）。预计在我国坚决落实碳中和目标任务下，十四五期间 可再生能源发电装机将持续提升。

（三）火电盈利触底，清洁能源“量价齐升”

电力板块2021年业绩同比下降69.6%，2022Q1则环比大幅改善。根据梳理SW电力 96支样本股的业绩情况，2021年电力板块实现营业收入1.68万亿元（同比+19.0%）、 归母净利润392亿元（同比-69.6%），业绩下滑原因主要系煤价高涨导致火电细分板 块出现史无前例的巨额亏损。而2022年一季度电力板块实现营业收入4584亿元（同 比+17.6%），归母净利润227亿元（同比-32.4%），在动力煤“保供稳价”、上网 电价上浮的情况下，电力板块业绩环比改善的趋势显著。

单季度来看：2021Q4为十年以来板块首次亏损，2022Q1盈利改善趋势明显。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-426亿元 （同比-405%），而2022Q1已经盈利转正，改善趋势明显。其中从火电子板块的单 季度变动来看，2021Q4火电企业合计亏损555亿元，2022Q1实现微盈利2.5亿元。 预期伴随着火电盈利的持续改善、水电迎来丰年以及绿电装机规模放量，预期往后 数个季度电力板块业绩有望持续向上。

火电板块：煤价超涨导致历史级亏损，看好后续长协煤比例提升下的盈利反转。2021 年受制于煤炭价格持续高涨，火电企业出现巨幅亏损，2021年全年归母净利润亏损 479亿元；2022Q1实现归母净利润2.50亿元，环比Q4巨亏555亿元已经实现盈亏平 衡。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：2021年来水偏枯下业绩承压，2022年水电丰年下业绩可期。2021年受到 来水偏枯、上游新建电站蓄电等影响，水电企业发电及盈利情况整体承压，SW水力 发电板块2021年实现归母净利润398亿元（同比-7.9%）。2022年全国来水情况明显 改善，板块Q1实现归母净利润64亿元（同比+10.7%）。

绿电板块：新能源装机规模快速放量，风电及光伏板块2021年业绩同比增长44%和 11%。双碳时代下对于风电、光伏需求与日俱增，而伴随着造价成本持续下行，风光 项目平价盈利推进下，行业历史骗补、弃风弃光现象逐步得到缓解，风电及光伏板 块业绩增速重回高增长。2021年风电板块实现归母净利润171亿元（同比+44.4%）， 光伏发电板块实现归母净利润26.12亿元（同比+10.9%）。

核电板块：核电审批重启，市场化交易带来电价弹性。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。 受益于市场化电价上行，核电机组的盈利持续提升。量价齐升下，SW核力发电板块 2021年、2022Q1分别实现归母净利润178亿元(同比+14.2%)、57亿元(同比+34.8%)。

二、火电：从分歧到共识，绿电加码长期价值重估

（一）发电量小幅下滑，关注动力煤“稳价保供”政策执行

3-5 月火电单月发电量持续同比负增长，火电供需紧平衡矛盾得以优化。受疫情等多 种因素影响，今年 3-5 月全国火电发电量同比增速分别为-5.7%、-11.8%、-10.9%， 连续三个月持续同比负增长；1-5 月火电发电量同比-3.5%。预计伴随疫情影响的减 弱、有序复工复产，以及夏季用电高峰的来临，6 月火电发电量增速有望环比改善。

2022年燃煤电价向上浮动限制扩至20%充分体现，预计全年有望保持。根据国家发 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》，原则上燃煤发 电电量全部进入电力市场，还将煤电交易电价上下浮动范围扩大至20%，高耗能企 业不受限制。参考今年一季度火电板块营收同比增长20.4%（同期火电发电量同比增 长1.3%），预计电价充分上浮为主要因素。

国家持续强调煤炭“增产增供”决心，原煤 5 月产量同比增长 10.3%。2021 年 10 月起，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 5 月单月原煤产量 达 3.68 亿吨（同比+10.30%），2022 年至今原煤单月产量均实现超 10%以上的同 比增速。

在电价普遍贴上限上涨背景下，电煤成本控制是否得当将是后续火电企业盈利改善 进度的关键因素。受益于（1）煤炭“增产增供”、（2）疫情用电需求放缓和（3） 水电/绿电发电放量，同时我们认为相较于现货煤价，我们更应该关注在国家加大整 顿、监管力度后的长协煤执行比例的提升。

（二）22Q1 业绩触底回升，普遍加大绿电投资

典型企业火电 2022Q1 单季度反转趋势已现，龙头企业接近盈亏平衡线。电价方面， 去年 Q3 电价上调效应显现，火电公司上网电价普遍贴上限上涨；煤价方面，增产 +稳价等政策推动长协煤比例大幅提升。火电板块业绩已从 2021Q4 的巨亏 479 亿 元转变为 2022Q1 微盈利 2.5 亿元。其中重点公司华能国际、大唐发电、华电国际 和国电电力 2022Q1 分别实现归母净利润-9.56、-4.09、6.17 和 10.56 亿元，环比 增加 100.91、88.68、72.05 和 48.71 亿元，基本已经恢复至盈亏平衡线。

我们预计 Q2 开始伴随长协煤履约比例提升，将进一步带动火电用煤成本下行，而 电价上浮效应仍在，因而可预见的未来几个季度火电公司盈利同比或环比增长趋势 将逐步明确。

选取华能国际、华电国际、大唐发电、国电电力、赣能股份、福能股份及内蒙华电 进行分析，通过测算单位电量净利润（单季度归母净利润/上网电量），我们发现典 型企业 2022Q1 单位电量净利润均有明显提升：2022 年 Q1 全国性火电龙头华能 国际、华电国际、大唐发电度电净利润已经基本处于盈亏平衡，国电电力已恢复盈 利；区域性火电龙头赣能股份、内蒙华电、福能股份盈利环比提升。

十三五末各大电力集团绝大部分仍以火电装机为主，“十四五”期间积极向新能源 转型，是绿电建设主力军。其中五大电力集团“十四五”拟新增绿电装机占行业新 增装机（行业新增 6.75 亿千瓦，对应“十四五”末 12.1 亿千瓦）的 49%。在风光 建设向“风光大基地”和“整县推进”发力下，实力强大的集团更易获得大型项目。

火电板块可创造 2000 亿元/年的经营现金流（盈利中性下的平均水平），现金流价 值在估值中体现不多。2021 年火力发电板块在盈利亏损 479 亿后仅实现经营性现 金净额 451 亿元。而扣除煤价高涨导致亏损的 2021 年后，板块 2020 年实现经营 性现金流净额 2272 亿元（同比+18%），按照 30%资本金比例可撬动 6000 亿元左 右的投资，对应 110-130GW 的绿电投资。当前市场担忧火电资产的持续盈利能力， 对于该部分经营现金流在估值中的体现不多。

华能国际为例：风光为公司当下资本开支重要方向，期待盈利反转后风光投资放量。 公司 2017 至 2021 年经营活动现金净额超 1400 亿元，均用于火电、风电、光伏等 资产投资，其中风光累计投资额已近千亿元，占总资本开支的比重近七成，五年间 累计新增风、光装机分别达 6.8GW、2.8GW。

三、水电：盈利反转+加码，水电资产攻守兼备

（一）来水偏丰，水电公司盈利提升在即

2022年以来我国主要流域来水偏丰，水电利用小时数和发电量同比大幅提升。2022 年3-5月，单月水电利用小时数同比增速均在10%以上，2022年5月同比提升18.9%， 增幅进一步扩大，5月份水电发电量同比增速达26.7%。从累计值来看，水电利用小 时数和发电量同比增速逐月提升，2022年1-5月利用小时数累计同比增长10.3%。根 据气象局报道，5月以来，南方地区出现多次强降雨，并伴随持续性高温天气，预计 随着夏季到来，各大流域来水量将进一步增大。

长江流域来水偏丰，三峡水库5月份入库流量同比提升26.3%。根据长江电力公司公 告，2022Q1长江上游溪洛渡水库来水同比偏丰1.05%、三峡水库来水同比偏丰7%。 三峡集团每天会发布三峡水库入库流量、水位等数据，进入4月、5月份、在上游向 家坝、溪洛渡水库蓄水量明显增加的情况下，三峡水库月平均入库流量仍分别同比 提升29.1%、26.3%，5月份水位大幅提升，后又消落至汛限水位迎接主汛期。

2022年1-5月雅砻江、大渡河来水偏丰。四川省水文水资源勘测中心每天实时更新省 内重点水库的水文数据，可观测向溪电站、锦屏一级等水库入库流量和水位等实时 数据。同时每月发布水资源动态，包括四川省内雅砻江、大渡河等各流域的来水量。 2021年1-5月份雅砻江、大渡河来水偏丰，来水主要在6-9月份丰水期大幅减少，从 而影响全年发电量，雅砻江存在二滩、锦屏一级两大调节电站，发电量降幅较小，大 渡河缺少调节电站，发电量波动更大。2022年1-5月，雅砻江来水量与去年同期基本 持平，大渡河来水较上年偏多9.3%。

来水偏丰下，一季度水电板块主要公司发电量和营收实现同比增长。根据各公司公 告，2022Q1三峡水库来水同比偏丰7%、乌弄龙和小湾断面来水同比偏丰6%和9%、 红水河来水量同比增长约两成，长江电力、华能水电、桂冠电力发电量分别同比增 长7.9%、1.6%、18.1%，两杨电站投产叠加来水偏丰，雅砻江水电发电量同比增长 10.5%，各水电公司营业收入均实现同比提升。

（二）流域开发仍有潜力，风光打开第二成长曲线

水电开发步入成熟期，把握十四五、十五五增长机会。根据2005年全国水力资源复 查成果，我国大陆水力资源理论蕴含总量为694GW，技术可开发量542GW，经济可 开发量为402GW。而截至2021年末，我国常规水电装机总量已经达到355GW，增量 空间稀缺。《2030年前碳达峰行动方案》提出十四五、十五五期间分别新增水电装 机40GW，则2021-2030年CAGR为1.9%。

十四五是水电站新一轮投产高峰，在建水电站集中于龙头公司和大型发电集团。 2021-2022年乌白电站、两杨电站合计投产30.7GW，分别对应上市公司长江电力、 国投电力和川投能源，乌白电站注入后长江电力装机增幅可达57.5%，两杨电站投产 带动雅砻江公司水电装机增长30.6%，预计2022年电量逐渐释放，同时长江电力六 库联调、两河口电站梯级补偿效益值得期待。 其他主要在建的水电站中，十四五期间国电电力预期可投产装机规模较大，四座水 电站合计3.6GW，其他水电站包括华能水电托巴电站1.4GW，川投能源银江水电站 0.39GW。

水电龙头强者恒强，主要流域规划水电装机成长空间充足

华能水电：水电项目储备丰富，长期水电站装机增幅可达48.9%。截至2021年底， 华能水电拥有水电装机22.95GW，在建水电站只有托巴水电站，装机1.4GW，预计 于2024年投产发电，十四五期间预计无其他自建水电站投产。而长期来看，澜沧江 上游仍有多个水电站正在开展前期工作，规划水电站装机合计11.21GW，相对已投 产水电装机增幅48.9%，预计将于2035年前全部建成，长期仍具备成长性。

雅砻江水电：流域内规划装机10.62GW，预计2030年之前可投产水电装机1.29GW。 截至2022Q1，雅砻江公司水电装机19.2GW，两杨电站预计2023年整体工程竣工。 卡拉、孟底沟水电站已获核准，进入建设初期，预计分别于2029、2032年投产。牙 根一级、牙根二级、楞古水电站已通过预可研审查，预计首台机组分别于2029、2033、 2035年投产。目前除两河口、杨房沟电站外，雅砻江水电在建装机3.42GW，拟建装 机3.95GW，规划装机3.25GW，合计10.62GW，相对已投产装机增幅可达55.3%。

国电电力：2024年底具备年调节能力的双江口水电站并网发电，国电电力水电盈利 有望继续增强。国能大渡河拥有大渡河流域18个梯级水电站开发权，在建/拟建梯级 电站达6.47GW。截至2021年末，国电电力水电控股装机14.97GW，在建+拟建装机 相对已投产水电装机增幅达43.2%。“十四五”期间，公司将加快大渡河流域龙头水 库双江口水电站（具备年调节能力）建设，预计2024年底首台机组并网发电，能够 显著增加流域调节能力，盈利水平有望进一步提升。

桂冠电力：规划装机充裕，松塔+龙滩二期+八渡合计装机容量5.34GW。截至2021 年底，桂冠电力水电装机10.23GW，同时三个水电站处于筹建阶段。松塔水电站是 怒江中下游水电规划的第一个梯级电站，设计装机容量3.6GW（6台600MW水电机 组），截至2021年底该项目可研阶段勘察设计工作已完成近70%；龙滩水电站二期 在原一期项目基础上建设，设计装机容量1.4GW（2台0.7GW水电机组），目前项目 的建设条件仍在研究论证。八渡水电站设计装机容量340MW，已完成项目可行性研 究报告。三个水电站合计装机5.34GW，相比已投产装机增幅达52.2%。

水电调节风光出力，风光水储一体化获政策支持。我国已提出2030年碳达峰、2060 年碳中和的发展目标，风光建设成为实现目标必由之路，然而风光发电出力不稳将 增加电网负荷，在此情况下，火电、水电调节作用凸显。国家能源局、发改委发文针 对风光水火储一体化发展征求意见，云南、四川均出台规划，计划在澜沧江、雅砻 江、金沙江开发水风光一体化发展基地。

依托水电区位优势，长江电力、华能水电、雅砻江水电拟打造水风光一体化基地。

长江电力规划十四五期间新建超15GW风光项目，与三峡集团全资子公司云南能投 共同出资设立长电云能，由长江电力控股51%，作为金沙江下游水风光一体化可再 生能源基地云南侧业务实施平台。2022年3月，金沙江下游禄劝钢家岭、凤庆大兴2 座光伏电站运行信息顺利接入长江电力三峡梯调昆明调控中心。

华能水电拟于澜沧江上游西藏段建设清洁能源基地，基地总规模20GW，水电站和光 伏电站各10GW，“十四五”期间将逐步开工建设，计划2030年开始送电，2035年 全部建成。2021年公司完成新能源核准（备案）3.87GW，开工建设0.99GW，2022 年，公司拟计划投资50亿元发展新能源项目，计划新开工项目15个，拟投产装机容 量1.3GW。

雅砻江水电拟打造水风光一体化基地，基地规划风电装机约12GW，光伏装机约 18GW，合计30GW以上，并规划2030年以前完成新能源/抽水蓄能装机20/5GW。

四、绿电：新能源大发展，核电核准加速

（一）新能源：碳中和政策下需求加速释放，期待装机放量

风光装机增长空间大，政策扶持力度加大。6 月初国家能源局发布《“十四五”可再 生能源发展规划》，明确 2030 年非化石能源消费占比达到 25%左右，风电、太阳能 发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上。此外，包括公募 REITS、减排指标等相关扶持 政策也频繁出台。

（二）核电：核准加速打开中长期发展空间

2019年起我国正式重启核电审批，今年起核准加速。受2011年福岛核电泄漏事故不 良影响我国核电进入停滞期，2011年以来有6年“零核准”，其中仅有2015年短暂重 启获批8台机组。然而双碳目标下，核电作为我国电力结构转型的重要基荷电源，于 2019年我国正式重启核电审批。《“十四五”现代能源体系规划》重提积极发展核 电，2022年来核电核准加速，4月20日召开的国务院常务会议一次性核准6台机组， 为2008年后首次一次性核准6台机组，3个项目分别为中核三门项目、中广核陆丰项 目和国电投海阳项目。

十四五重提积极发展核电，规划核电增量15GW以上。双碳背景下，《“十四五”现 代能源体系规划》重提积极发展核电，十四五末期核电装机容量达到70GW，增量达 15GW以上（根据中国核能行业协会，2021年我国核电装机已达到54.65GW），2021- 2025年核电装机规模复合增速将达到6.4%。中国核能行业协会预计2030年核电在运 装机将达120GW，我国自主三代核电将以每年6-8台的核准节奏陆续落地，预计在政 策驱动下核电将重获快速增长。

核电出力稳定、减碳效应显著，为我国电力“双碳”转型的重要基荷电源。与其他 发电方式比较，核电全天出力可维持100%，过去10年内，全国核电平均利用小时数均在7000小时以上，2021年上升至7802小时，核电利用小时数优势显著。此外核电 单位千瓦时的碳排放仅为21g，减碳效应更为突出。核电作为发电能力、减碳效应最 为突出的清洁能源，为我国电力“双碳”转型的重要基荷电源。

受益于市场化电价上浮，核电折价消失带来盈利持续上修。2021年10月，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》，电价上浮空间提升至 20%。2022年广东、江苏年度交易价格反超核电计划电价，2022年广东省年度交易 平均价格达0.497元/千瓦时，相比广东燃煤发电基准价溢价9.7%；2022年江苏年度 交易价格高达0.467元/千瓦时，相比江苏燃煤发电基准价溢价19.4%。过去电力市场 化交易价格相比计划电价存在4-8分/千瓦时的折价，存量折价市场化电价恢复至核定 计划电价以上叠加市场化交易比例不断上升将带来核电盈利预期持续上修。

五、天然气：用气量增速低迷，关注终端顺价进程

（一）国内需求弱增长，进口依赖度略下降

2022年来天然气消费增速较弱，国内陆气贡献主要增量。根据国家发改委数据，2022 年4月我国天然气表观消费量297.1亿立方米（同比+1.2%），疫情影响下天然气需求 增速减缓。其中2022年4月我国天然气产量达177.0亿立方米（同比+5.0%），增速 稍弱于往年，而受国际形势影响天然气进口减弱。

我国超40%天然气来自进口，2022年来受海外天然气价格飙升影响进口依存度有所 下降。近年来我国40%以上天然气依赖进口，2021年共进口天然气1.21亿吨，同比 增长19.4%，其中LNG主要来自澳大利亚、PNG主要来自土库曼斯坦。2022年以来 受国际政治因素影响海外气价飙升，我国天然气进口量下滑，截至2022年4月年进口 天然气3586.63万吨（同比-8.9%），2022年3月天然气进口依存度已下降至41%。

过去LNG海气价格占优，2021Q4以来LNG陆气价格优势显现。价格端来看，过去进 口LNG海气价格相比LNG陆气有显著价格优势，而2021Q4开始，受国际天然气价格 大幅上升影响，中国LNG海气到岸价呈现相似震荡上行趋势。而我国LNG陆气价格 与国际天然气价格相关性较弱，相对保持稳定，2021Q4以来陆气价格优势显现。

（二）欧洲供需紧张下价格飙升，带动全球气价上涨

欧洲：天然气消费主要依赖进口，供需缺口不断拉大。上世纪80年代起欧盟天然气 产量出现下降趋势，欧盟对天然气进口的需求不断提升，近40余年来天然气供需缺 口不断拉大，2020年净进口量已达到消费量的87.4%。欧洲天然气主要来自于美国、 俄罗斯和卡塔尔，2021年进口量分别占28.6%、21.3%和17.3%。

欧洲：天然气供需格局持续恶化。2021年下半年以来受国际政治因素影响，长期依 赖进口的欧洲天然气价格飙升，同时带动日韩到岸综合价格JKM指数震荡上行。而 美国作为天然气出口大国，国内天然气供需平衡， NYMEX天然气期货价格相对稳 定，且远低于JKM价格。

（三）加快煤层气开发，关注终端气价理顺

受国际天然气价格不断走高影响，6月21日中国LNG到岸价已达到36.8美元/百万英 热，达到去年同期的3倍以上。为应对海外天然气价格高企，国内政策发文支持构建 清洁安全高效能源体系，激励非常规天然气增产。财政部近期印发《财政支持做好 碳达峰碳中和工作的意见》，通过完善支持政策，激励非常规天然气开采增产上量。

终端售价整体偏低，部分存在价格倒挂情形。根据管输价格调整情况及增值税变动 情况，历史上发改委对于门站价格进行多次调整，但总体呈现不断下调趋势，间接 导致地方终端气价整体水平偏低，且存在价格上限的约束。近年来几轮价格改革之 后，地方气源构成逐步多元化，气源价格更多由供需双方协商和市场主导形成，而 政策保供因素保障民用气价相对稳定。受制于气源价格大涨等因素影响，非居民气 价格整体上涨较多，但受制于地方指导价上限较低等原因，较多地方仍存在燃气价 格倒挂的情况。市场对此亦顾虑较大，对燃气分销商盈利预期较为悲观。

近期多市推动燃气价格理顺，销气价格增幅在10%-20%左右。2022年3月以来，为 应对上游气源涨价，上海、韶关、广州、汕头等市上调居民及非居民销气价格，增幅 在10%-20%左右，部分伴随20%的上浮空间，期待未来更多城市逐步理顺燃气价格。 以广州为例，4月14日启动非居民管道燃气气源与销售价格上下游联动机制，将气源 基准价从2.46元/方提升至2.80元/方，叠加1元/方配气价格销气价格从3.46元/方提升 至3.80元/方，气价可上浮20%，最高限价从3.36元/方提升至4.36元/方。

六、重点公司分析

（一）华能国际：预期火电盈利恢复，全速发力绿电建设

一季度业绩拐点已现，利润持续改善可期。截至2022Q1公司控股装机达121GW， 其中火电 GW， 占比。22Q1归母净利润亏损9.56亿元、业绩环比大幅改善，展望 全年，预计在动力煤增产+稳价政策力度持续加大下，公司长协煤履约率有望提升；加之新能源装机持续增长，绿电业绩不断释放。综上我们认为公司Q1业绩拐点确认， 未来几个季度利润有望持续改善。

十四五绿电规划55GW，火电业绩反转经营现金流300-400亿元/年。公司现有控股风 电、光伏分别为12.03、4.17GW，参照公司规划，2025年末风光装机目标达55GW （风电29GW、光伏26GW），2022年一季度公司新增风电1.49GW、光伏0.86GW （不考虑收购）。预期未来火电盈利恢复后，公司现金流将达到300~400亿元/年， 全力支撑公司绿电建设。

（二）华电国际：火电业绩拐点已现，绿电股权价值被低估

动力煤保供稳价政策持续加码，火电业绩持续改善可期。22Q1公司实现归母净利润 6.17亿元，业绩环比扭亏为盈受益于：（1）22Q1公司上网电价达515.93元/MWH（含 税，环比2021Q4+10.13%），同时燃煤价格环比有所下降；（2）参股福新发展31% 股权，投资收益达11.79亿元（同比+518%）。我们认为伴随国家对动力煤保供稳价 政策持续加码下，公司长协煤比例将有效提升，而电价上涨效应全年体现，故火电 利润有望持续改善。

福新发展有望保持高成长，公司直接持股31%。截至21Q3福新发展控股装机达 21.98GW，其中风电18.31GW，光伏3.67GW；2021全年实现净利润74.29亿元（对 应公司权益净利润23.05亿元）。参照华电集团十四五新能源规划，我们预计福新发 展持续高增长可期，公司可坐享绿电投资收益。

（三）国电电力：火电+水电为支撑，清洁能源大发展

火电+水电盈利向上，新能源成长空间大。2021年末公司控股装机99.81GW；权益 装机49.77GW，其中火电、水电、风光装机占比分别为66%、21%、13%。公司背 靠国家能源集团，2021年长协煤占比达91.6%，在煤价高企的当下、火电盈利能力 优于同业。预期火电+水电盈利改善后，可提供年均450亿元左右现金流，将有力支 撑新能源的持续投资。

水电盈利有望提升，绿电迎来大发展。公司水电装机主要是国能大渡河（持股69%）， 2021年末控股装机11.74GW（占公司水电总控股装机78.4%）。大渡河弃水问题有 望持续缓解，加之四川省市场化电价上行，水电盈利有望持续回升。公司十四五期 间拟新增风光35GW，测算2021~2025年绿电装机增速达到53.74%，到2025年清洁 能源装机占比达43.32%；其中2022年公司拟投产新能源4.84GW。

（四）皖能电力：火电增长有弹性，新能源战略日渐清晰

逆势并购扩张，2022年底权益装机较2020年将增加30%以上。公司2021年末发电权 益装机11.81GW（火电占99%），若新机组投产，22年末权益装机分别达12.56GW， 较2020年将分别提升31%。并购整合是权益装机增长的核心驱动力，特别是对神皖 能源（国家能源集团51%股权）的49%股权并购，权益装机达到4.64GW。

“十四五”拟新增可再生能源装机4GW，集团资产存整合预期。2022年1月底公司 公告经营范围增加风电、光伏、储能等内容；5月底提出“十四五”末新增可再生能 源装机4GW的目标，新能源战略日渐清晰。同时公司大股东皖能集团下属新能公司 拥有1.36GW绿电项目资源（2021年末），另有水电、环保发电等资产，考虑到公司 是集团唯一电力上市平台，关注集团层面资产整合。

（五）湖北能源：风光水火储互补，被低估的清洁能源平台

三峡控股的区域综合能源平台，风光水火储互补。公司聚焦于湖北省，业务涵盖水 电、火电、新能源及煤炭、天然气等综合能源服务，2021年末控股装机11.69GW， 其中水电、火电、风光装机分别为4.66、4.63、2.40GW。公司秉承风光水火储互补 的发展战略，新能源+抽水蓄能（储备装机4.4GW）是未来的发展重点，火电盈利具 备改善空间。

清江来水偏丰，传统能源业绩有望改善。公司水电装机集中于清江流域（除秘鲁查 格亚0.46GW），从水布垭电站来水情况来看，2022Q1来水量同比偏多50.1%，1-5 月入库流量均值为近五年最高水平，预期全年水电发电量仍将有增长。2022Q1公司 已交易煤电上网电价较基准价上浮20%，叠加长协煤保供稳价，预期火电业绩有望 持续改善，且2023年预期投产2GW超超临界机组。

大力拓展风光+抽蓄，激励+回购+增持彰显发展信心。公司规划十四五末总装机 22GW，其中可再生能源15GW以上，预计新能源装机新增8GW以上(2022年规划 2.08GW)。同时公司积极布局抽水蓄能，已储备项目4.4GW。

（六）国投电力：水电盈利上升期，新能源迎来大发展

控股雅砻江水电，战略聚焦新能源。公司持有雅砻江水电52%股权，2022Q1控股装 机36.72GW，其中水电、风光装机分别为21.27、3.57GW，合计占比67.6%。2022Q1 公司平均上网电价同比+13.51%，业绩环比改善，2022Q1实现归母净利润10.38亿 元，同比-14.91%。公司秉承风光水火互补的发展战略，看未来几年，水风光等新能 源是发展重点，在电价提升及长协煤保供稳价下火电盈利则将触底回升。

两杨投产+来水偏丰，量、价带动水电业绩向上提升。两杨电站今年Q1投产，装机 4.5GW，电站投产及来水偏丰下，2022Q1公司水电发电量同比+9.05%，上网电价 同比+7.60%，预计全年发电量提升可期。同时两河口电站有望提前完成蓄水并开始 联合调度，测算调度补偿完全发挥作用下可增加雅砻江已投产水电站净利润12.4亿 元，约为雅砻江水电2021年净利润的20%。

水电+风光装机增量空间大，依然具备中长期成长性。公司规划十四五末控股装机达 50GW，清洁能源装机占比72%，测算新增清洁能源装机11GW以上，其中风光项目 将贡献主要增量。同时水电向雅砻江中上游开发，长期储备水电装机合计11.13GW， 成长空间广阔。

（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。）