2022年电力行业三季报总结 火电盈利持续改善，绿电成长属性突出

一、Q3 电力板块业绩同比回正，火电盈利持续改善

（一）火电业绩持续改善，电力板块利润同比回正

前三季度电力板块归母净利润同比增长7.1%，实现连续三个季度环比改善。根据梳 理GF电力40支样本股的业绩情况，2022年前三季度电力板块实现营业收入1.14万亿 元（同比+18.0%）、归母净利润851亿元（同比+7.1%）。前三季度累计业绩增速 回正，主要为火电板块长协煤履约改善、盈利环比/同比均改善及绿电高速成长。

分单季度来看，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%，而后两个季度环比继续改善，Q3实现 归母净利润297亿元（同比+89.4%）。预期伴随火电盈利的持续改善、绿电装机规 模放量，预期电力板块业绩有望持续向上。

细分领域来看：火电盈利逐季回升、上半年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年前三季度 火电板块盈利逐步回升；水电板块主要受益于上半年来水偏丰、但三季度来水偏枯， 前三季度累计归母净利润同比+10.0%、增速有所回落；新能源装机放量、叠加单三 季度风资源有所提升，绿电板块利润保持稳定增长。

（二）二三季度电量凸显水火互补效应，装机侧风光加速并网

三季度高温提升用电需求、来水偏枯下凸显水火互补效应，火电超发效应显著。根 据中电联数据，2022年7~9月全社会当月用电量同比+6.3%、+10.7%、+0.9%，主 要为7~8月高温持续、9月气温回落影响。但从三季度发电的结构来看，受全国主要 流域来水偏枯影响（三峡水库同比偏枯54.4%，溪洛渡水库同比偏枯20.5%；澜沧江 流域来水同比偏枯3-4成），火电保供作用显著，7~9月火电单月发电量同比+5.3%、 14.8%、6.1%，水电发电量则分别同比+2.4%、-11.0%、-30.0%。火电超发效应显 著，一方面映射了火电企业收入同比环比高增，但也导致综合用煤成本下降幅度低 于预期；另一方面也解释了部分水电企业业绩及利润率下滑。

从财务数据来看，火电板块业绩环比持续改善但幅度不及预期，水电Q3归母净利润 同比-10.6%。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，前三季度板块实现归母净利润132亿元，其中 Q1/Q2/Q3分别为32/43/57亿元，环比增速来看，Q3业绩增速+33.3%略高于收入增 速+31.6%。水电板块Q2来水较好，Q3来水偏枯导致前三季度实现营业收入1102亿 元（同比+10.9%）、归母净利润363亿元（同比+10.0%），单三季度实现归母净利 润148亿元（同比-10.6%），单三季度利用小时数为1038小时，同比下降260小时。

绿电领域观测装机增长：2022 年至今风光新增装机保持高增速，带动风光发电量 提升。根据中电联数据，2022 年 1-9月风电累计新增装机 19.2GW，同比增长 17.1%； 光伏累计新增装机 52.6GW，同比增长 105.8%。装机增长叠加利用小时数提升， 2022 年 1-9 月全国风电发电量累计同比增长 11.2%，全国光伏发电量累计同比增长 14.4%。

单三季度绿电板块业绩大增，三季度业绩同比+35.2%。前三季度新增绿电装机 72GW，而平价项目增加及上半年风资源同比下滑致营收、业绩增速有限，2022年 前三季度绿电板块实现营业收入928亿元（同比+19.1%）、归母净利润188亿元（同 比+10.5%）。单三季度伴随风力资源好转，绿电板块实现归母净利润37亿元（同比 +35.2%）。

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2022 年前三季度实现营业收入1111亿元（同比+5.3%）、归母净利润168亿元（同比+9.1%）。

（三）基金持仓环比持平，龙头配置价值突出

2022年三季度末电力股基金配置占比降低至0.31%，环比降低0.01个百分点。从个 股来看，2022年三季度末华能国际个股基金配置比例位居板块首位，基金配置比例 0.054%，华电电力为0.041%位居第三；水电板块长江电力、川投能源、华能水电 位居第二、四、五位，基金配置比例为0.044%、0.023%、0.019%；绿电板块三峡 能源基金配置比例0.015%，位居第七位。

二、火电：Q3 电量超发用煤成本仍高位，看好风光火一体化

（一）长协煤履约率环比提升，大部分火电公司业绩持续改善

长协煤履约率提升，大部分火电公司业绩环比持续改善。火电板块归母净利润已从 2021Q4的亏损440亿元转变为2022Q3盈利57亿元。具体来看，前三季度板块营业 收入依然保持正增长20.8%，主要源于去年10月上网电价上浮空间+20%效应显现， 此外单三季度火电发电量大幅提升亦有加持作用；成本端，市场煤价仍维持高位， 但长协煤履约比例有所提升，绝大部分火电公司单三季度业绩环比改善。

具体来看，受燃煤成本影响，不同公司亦存在差异。其中全国性火电公司：国电 电力背靠国家能源集团，长协煤保供优势显著，Q3 除出售资产贡献较高投资收益 外，火电盈利亦持续修复；华能国际 Q3 煤电标煤单价为 1193 元/吨，环比 Q2 下 降 4.2%，业绩亦实现大幅减亏；华电国际因投资收益受季节影响下滑导致业绩环 比下降，但火电业务亏损持续收窄；大唐发电业绩环比由盈转亏，考虑为火电保 供但煤价仍较高、水电受高温干旱影响电量环比下滑所致。 地方公司方面：皖能电力受益于高长协煤（截至 6 月初 85%左右）、Q3 业绩环比 继续改善；福能股份业绩环比下滑，主要为风电业务受季节因素影响；内蒙华电 业绩环比下滑较多，考虑为火电保供电量大增下、公司采购部分高价现货煤影响。

（二）Q3 电量同比增长，展望 Q4 预期电量持平、长协煤比例提升显著

电量方面，高温叠加来水偏枯带动火电三季度发电量大增。全国性火电公司华能 国际、华电国际、国电电力、大唐发电单三季度上网电量同比+6.89%、18.77%、 3.11%、1.18%，其中火电上网电量同比+5.39%、21.17%、8.09%、5.22%；地 方公司中，上海电力、福能股份单季火电上网电量同比+16.96%、4.71%，赣能股 份丰三 7 号机组 7 月 20 日商运、因而单季火电上网电量同比+106%。

电价端来看，前三季度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+21.32%、23.84%、25.47%、20.73%； 计算单三季度上网电价同比+22.40%、25.30%、28.23%、28.10%。地方公司中， 前三季度内蒙华电、上海电力上网电价同比+28.42%、22.00%；单三季度分别为 +19.72%、32.59%。

历史火电Q4发电量相较Q3差异不明显，用煤成本下降可期。参考过去三年各公司 火电上网电量单季数据，四季度相较三季度大多为环比下降趋势。经历Q3电量超发， 电厂或加速煤炭储备，期待长协履约比例提升改善盈利。

9月原煤产量达3.87亿吨，同比增长12.3%。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9月单月产量达3.87亿吨（同比+12.3%），2022年至今 原煤单月产量基本保持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。

根据百川盈孚和Wind数据，目前秦皇岛动力煤（Q5500）市场价仍在1500~1600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， Q4长协煤履约率环比、同比将继续提升，火电自身基础盈利能力将不断改善。

2023年电煤中长期合同已印发，较历年给予更为全面、清晰的指引、惩戒措施有所 升级。2022年10月31日，国家发改委印发《2023年电煤中长期合同签约履约工作方 案通知》，相较过去两年在电煤供需双方、签订比例、履约监督等方面给予更加明 晰的要求。2023年度签约主体供应方扩大至所有在产煤炭企业、需求方聚焦于所有 发电供热用煤企业；基准价格较2022年度下调25元/吨至675元/吨；签订比例中，新 增对动力煤资源签订量不低于75%要求；新增对履约月度分解、煤质检测等方面更 为严格的约束，同时惩戒措施进一步升级。

（三）贵州风光火一体化政策强力，看好火电新增装机及灵活性改造

电网最高负荷屡创新高，火储潜能加速挖掘，看好火储+风光一体化模式。贵州省《关 于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）》通过向灵活性改造的火 电机组及新建具备调峰能力的火电机组配置新能源指标，彰显了火电调峰对新能源 发展起到重要的支撑作用。 伴随新能源发电量占比的快速提升，火电调峰、消纳（成本最低、适用性最强）等 优势愈发突出。特别是针对我们以风光大基地开发模式的背景下，风光煤火储一体 化是最被认可的成长范式。类似贵州上述政策的思路，我们预计更多省区会陆续出 台鼓励火电灵活性改造的相关政策。而对火电企业自身而言，基于现有火电布局优 势+现金流能力，积极投身绿电建设也是未来成长的最大空间。

火电投资加速，年内新核准超70GW。2022年8月《国家能源局对迎峰度夏电力保供 进行再动员、再布置》中提到国家能源局已开始提前谋划“十四五”中后期电力保 供措施，按照“适度超前”原则做好“十四五”电力规划中期评估调整工作，确保 “十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。电规总院在《未来三年电力供需形势 分析》也提出加快推进已明确煤电建设，保障未来三年1.4亿千瓦煤电按期投产。根 据中电联数据，2022年1-9月火电投资达547亿元，同比增长47.7%，根据各地发改 委披露信息统计，2022年我国新核准火电项目已超70GW，其中9月至今核准火电装 机容量接近40GW。

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 年前三季度，板块经营现金 流净额达 1383 亿元，同比增长 41.3%，火转绿趋势有望加速。

三、水电：来水偏枯业绩分化，成本优化下行空间打开

（一）水情、地震、水库调节影响业绩，市场化交易电价上行

三季度各流域来水丰枯不一，业绩有所分化。三季度长江流域严重偏枯，长江电力 Q3归母净利润同比-30.3%；在两大水库加大出力下，华能水电Q3归母净利润同比 略微降低2.1%；国投电力2021年火电亏损导致利润基数较低，叠加雅砻江水电加大 出力保供，Q3归母净利润同比提升56.8%；受地震影响，川投能源主营水电业务利 润下滑，Q3归母净利润同比降低7.5%；三季度红水河来水较好，桂冠电力Q3归母 净利润同比提升302.4%。

业绩分化主要系受水情、地震、水库调节作用等因素综合影响三季度发电量增幅。 长江流域来水偏枯严重，长江电力2022Q3发电量534亿千瓦时（同比-34.2%），前 三季度发电量1485亿千瓦时（同比-2.61%）；雅砻江水电充分发挥水库调节能力， 加大出力保供，Q3发电量同比+7.6%，带动国投电力发电量同比+2.2%；相比之下 红水河来水较好，前三季度来水整体偏丰2-3成，桂冠电力2022Q3发电量112亿千瓦 时（同比+20.9%），前三季度发电量342亿千瓦时（同比+23.9%）。

水电市场化交易电价上行，1-9月份云南省市场化交易电价同比提升9.8%。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，同时云南省伴随供 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1-9月份云南省内 市场化交易平均电价0.2192元/千瓦时，同比提升1.957分/千瓦时（同比+9.8%）。

（二）三季度来水转枯水电业绩分化，Q4 来水或依然偏紧

三季度来水偏枯，部分水库蓄水压力较大。三季度长江流域来水严重偏枯，三峡水 库来水同比降幅超五成，长江支流来水偏枯更为严重；雅砻江水电、华能水电加大 出力保供的情况下水库水位大幅下降。10月份各流域来水已逐渐好转，各水库蓄水 进展良好，但蓄水压力仍较大且影响下游电站来水量，Q4水电发电量仍面临较大压 力。 长江流域上半年来水偏丰，7-9月份来水转枯。上半年三峡水库平均入库流量同比提 升25.6%，平均出库流量同比提升15.3%。但7月份来水转枯，7-9月三峡水库平均入 库流量同比降低53.7%，平均出库流量同比降低55.3%。前三季度三峡水库平均出库 流量同比-23.0%，10月以来来水情况有所好转，10月末三峡水库水位已回升至160 米左右，但蓄水压力仍较大，而白鹤滩水库已蓄水至正常蓄水位825米，将缓解下游 水库蓄水不足压力。

雅砻江、大渡河主汛期来水同比偏枯3-4成。四川省内主汛期遭遇极端干旱情况，7-9 月雅砻江来水量同比-30.1%，大渡河来水量同比-41.3%。2022年前三季度雅砻江来 水量同比-15.5%，大渡河来水量同比-14.2%。

龙滩水库前三季度平均出库流量同比+30.6%。龙滩水库上半年平均入库流量同比提 升66.7%，平均出库流量同比提升25.7%。7月份来水有所下滑，仍远高于去年同期 水平，1-9月平均入库流量同比提升33.8%，平均出库流量同比提升30.6%，平均水 位同比高11米，10月末龙滩水库水位达364米。

重视调节性水电站价值，可有效平滑来水波动。乌白电站投产后，长江电力可实施 六库联调，总调节库容370亿立方米；雅砻江流域拥有两河口、二滩、锦屏一级三大 调节水库，总调节库容148.4亿立方米；澜沧江流域拥有以小湾、糯扎渡两大多年调 节电站为首的两库八级电站，多库联合调度有助于形成水库群梯级效应，通过梯级 调度熨平来水波动。2022年三季度，处于保供需要，雅砻江三大水库和澜沧江小湾、 糯扎渡均充分发挥调节作用，在来水偏枯的情况下发电量并未出现大幅下滑，彰显 了调节型水库的优势。

（三）折旧+财务费用带动成本下行，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。龙头水电长江电力和华能水 电前三季度营业总成本分别同比-2.0%/-3.2%。

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年前三季度水电板块财务费用降低1.3%，多数水电公司财务费用降低10%以上。 前三季度水电板块财务费用同比减少1.39亿元（同比-1.3%），长江电力、华能水电、 桂冠电力等无新增水电的公司，财务费用分别同比-14.3%/-11.6%/-12.6%。国投电 力两杨电站投产后利息支出费用化，前三季度财务费用同比增加7.05亿元（同比 +23.2%）。

水电板块资产负债率持续降低，2022Q3降低3.3pct至51.0%。水电站稳定运营后， 水电公司逐渐降低负债规模，2022Q3板块总资产达8738亿元，总负债达4457亿元， 资产负债率51.0%（同比降低3.3pct），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40.9%远低于行业平均水平，国投电力两杨电站投产未久， 资产负债率处于业内较高水平。

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。2022Q1-3水电板块经营现金流净额同比增长19.7%至635亿元。

四、绿电+核电：绿电成长属性突出，核电盈利稳健

（一）绿电：三季度风资源好转，绿电装机高增长持续

2022Q3三峡能源、龙源电力归母净利润分别同比+36.1%、+93.1%。受平价项目增 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2022Q1-3分别实现归母净利润61.7、53.5亿元。装机增长带 动发电量提升，三峡能源前三季度发电量同比+47.4%，归母净利润同比+36.5%， 其中Q3归母净利润同比+36.1%；由于三季度风资源好转，Q3龙源电力归母净利润 同比大增93.1%，2022Q1-3归母净利润同比降低7.2%。伴随装机放量、组件价格预 期下行，绿电成长属性依旧突出。

2022Q1~Q3 绿电板块应收账款达 1146 亿元，其中龙源电力、三峡能源应收账款分 别为 315、282 亿元。风电光伏运营商应收账款快速提升，截至 2022Q1~Q3，板 块应收账款达 1146 亿元，占板块总资产比例达 14.0%，相比 2021 年底增加 220 亿元。作为绿电龙头，龙源电力、三峡能源带补贴项目较多，2022Q1~Q3 应收账款分别达 315、282 亿元，前三季度分别新增 44.4、88.4 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，Q1~Q3 经营现金流净额同比提升 86.2%，三峡能源装机快速扩张， 经营现金流净额同比提升73.4%。2022Q1~Q3绿电板块经营现金流净额449亿元， 同比增加 66.0%。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：机组大修核电业绩分化，核准重启打开成长空间

机组大修时间差异导致业绩分化，2022Q3中国广核、中国核电归母净利润分别同比 -11.1%、+27.0%。由于三季度机组大修任务较重，中国广核核电利用小时数下降， 2022Q3中国广核归母净利润同比下降11.1%，2022Q1~Q3中国广核实现归母净利 润87.9亿元（同比+0.5%）。三季度中国核电核电机组大修时间同比减少，核电利用小时数提升，叠加新能源快速增长，2022Q3中国核电归母净利润同比+27.0%， 2022Q1~Q3中国核电实现归母净利润80.3亿元（同比+20.3%）。

水电大发挤压、机组大修时间增加等因素导致核电利用小时数下降。7~9 月全国 核电利用小时数分别同比-8.3%/-4.7%/-6.7%，Q3 利用小时数同比-6.6%，核电发 电量同比下降，2022 年第三季度，全国核电发电量同比下降 2.2%。

核电核准加速，2022年已核准10台机组。根据中国核能行业协会，前三季度福清6 号机组、红沿河6号机组相继投产、秦山二核机组扩容，中国核电、中国广核核电装 机分别达23.75GW、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，9月14日再次核准福建漳州二期和广东廉江一期共4 台机组，累计核准10台机组，核电核准加速中，2022年前三季度已有5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。

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