2022年电力行业分析 火电盈利持续好转,水电业绩大增
- 来源:广发证券
- 发布时间:2022/09/07
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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5-6号、海阳3-4号共6台机组,核电核准加速中, 2022年上半年已有4台机组开工。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。
五、重点企业分析
(一)华电国际(A)/华电国际电力股份(H):绿电+煤炭贡献投资收益,期待火电盈利转正
2022上半年归母净利润16亿元,火电亏损、但投资收益高达29亿元,其中华电新能 贡献16亿元、华电煤业等多家煤企贡献12亿元。7月初发改委长协煤履约监管力度再 升级,预计火电盈利有望改善,业绩弹性值得期待。此外,公司参股集团绿电平台华 电新能31%股权,华电新能拟登陆A股募资210亿元用于15GW新能源项目建设、90 亿元补流。参照华电集团十四五新能源规划,我们预计华电新能持续高增长可期, 公司分享绿电投资收益。
(二)华能国际(A)/华能国际电力股份(H):Q2业绩亏损幅度扩大,期待长协落地迎业绩反转
2022H1公司实现营收1169亿元(同比+22.7%)、归母净利润亏损30亿元,其中Q2 亏损21亿元。业绩亏损主要是境内火电单位燃料成本同比+50.5%,致上半年煤电板 块亏损91亿元。7月起发改委规定长协煤不履约企业由“欠一补三”升级为“欠一罚 十”,国家监管、处罚力度不断升级下,预期公司Q3火电盈利迎来改善。上半年公 司新增风电、光伏1.9、1.1GW,新增风光占全部新增的88%;控股风电、光伏分别 达12.5、4.5GW;预期未来火电盈利逐季恢复后,公司有望加速绿电建设。
(三)国电电力:动力煤保供优势显著,资产整合再提速
2022H1公司实现营收912亿元(同比+20.0%)、归母净利润23.34亿元,其中火电、 水电、风光分别实现归母净利润2.57、4.44、12.61亿元。背靠国家能源集团,公司 上半年综合标煤单价为968元/吨,火电已实现盈利;而水电受电价结算时序政策变 化影响、利润低预期。“十四五”期间拟新增风光35GW,到2025年清洁能源装机 占比超40%;其中2022年公司拟投产新能源4.84GW。预期火电+水电盈利改善后, 可提供年均450亿元左右现金流,有力支撑新能源快速成长。
(四)皖能电力:火电盈利改善,新能源战略逐步清晰
2022H1公司实现营收119.42亿元(同比+31.2%)、归母净利润2.69亿元(同比 +164%)。对神皖能源(国家能源集团51%股权,公司对应权益装机约5GW)的49% 股权并购贡献稳定投资收益、上半年达2.89亿元。动力煤保供稳价政策不断加码下, 预计长协煤履约率环比提升,公司Q3业绩有望继续改善。“十四五”拟新增可再生 能源装机4GW;同时公司大股东皖能集团下属新能公司已拥有部分绿电项目资源, 另有水电、抽水蓄能、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)福能股份:海上风电大发展,燃煤盈利触底回升
2022H1公司实现营收53.84亿元(同比-6.9%)、归母净利润11.56亿元(同比+21.8%)。 上半年煤电已实现净利润2.75亿元(不含晋南热电),考虑动力煤保供稳价政策持续 加强等因素,预计今年煤机盈利持续恢复。上半年福能新能源、福能海峡分别实现 净利润6.54、2.67亿元,同比共增长4.78亿元;此外公司与三峡合资的海峡发电(参 股35%)在/拟建海风达0.9GW。考虑福建海风资源优异,加之与三峡良好的合作开 发基础,未来海风装机快速增长可期。
(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。)
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