电力行业2022年报、2023年一季报总结：电力运营商年报中有哪些“隐藏彩蛋”？

我们在2021年年报复盘中搜集了33家电力运营商年报中的装机、电量、利用小时等更能反映业绩表现的基本面指标，以希望在“财务指标”的维度之上，通过核心量价指标得到对行业更深入的判断。在22年及23年一季报总结中，我们延续了去年的风格，深挖30+家运营商年报中的装机、电价等基本面数据，探索年报中有哪些“隐藏彩蛋”值得关注。 电力板块2022&2023Q1估值与业绩总结： 1）估值层面：行业估值有所波动。22年全年电力行业估值整体表现为涨跌互现。22年上半年随着煤价改善预期增加叠加来水超预期，电力板块市盈率有所提升，年中一度冲高至30x以上。后由于煤价仍然高位维持同时叠加来水转弱，板块估值后续逐渐回落。当前估值水平与22年年底基本持平。 2）业绩层面：21年火电经历“至暗时刻”，23年盈利实现了预期到兑现的修复过程；水电受来水影响目前仍未出现显著修复；风光业绩有所提升，但电价端的扰动仍然存在，后续成本下行带来的装机放量或是推动业绩增长的动力支撑；核电方面“稳健”仍是主基调，电价平稳抬升，高利用小时数保证电量持续维持较高水平。 运营商年报中有哪些隐藏彩蛋？ 1）火电的电价提升到了什么程度？从汇总的近两年的电力运营商经营数据来看，大多数运营商22年综合电价（计算方法为火电板块收入/火电板块上网电量）较21年实现了明显上浮，且上浮比例基本在+15%以上。 2）各运营商22年新能源装机进度如何？风光平价背景下，电价折价压力有多大？首先，从汇总的22家电力运营商22年装机变动情况中，华能国际/中国核电/三峡能源新增装机靠前，分别实现了6.06/3.66/3.53GW的新能源新增装机。从样本池的22家公司来看，22年新增风光装机规模在5GW/3GW/1GW以上的公司分别仅有1/4/9家，装机进程有所放缓。其次，光伏板块的折价压力普遍较高，尤其华能国际、国电电力等平价项目增加较多的运营商光伏板块平均电价水平出现了较为明显的下滑，电价分别较上年降低18%/32%。风电板块电价折价压力相对小于光伏，福能、节能风电等有海风投产的运营商电价出现了一定程度上浮。 3）核电“稳健”仍然是主基调。2022年中国广核与中国核电年度平均电价（不含税）分别为0.371/0.366元/千瓦时，同比提高3.69%/4.66%；同时，核电近三年一季度利用小时数分别为1817/1847/1864小时，一直保持较高水平。 4）水电目前仍未出现显著改善，雅砻江表现不乏亮点。国投/川投受雅砻江外送电价上浮影响，22年电价上浮至0.241/0.204元/千瓦时，分别相较于21年提升6.69%/3.71%。长电电价保持平稳，华能水电电价较去年同期回落1.8%。 投资策略：1、火电业绩改善有望全年延续，推荐华能国际，建议关注宝新能源、粤电力A、浙能电力、皖能电力、申能股份。2、绿电电价端后续或将仍有扰动，在组件成本回落带来的装机放量背景下新能源运营商的业绩增长可期。推荐太阳能、福能股份（海风）、新天绿能、三峡能源，建议关注龙源电力、金开新能、晶科科技等。分布式光伏方面推荐芯能科技、南网能源。3、水电重点关注受益于电价上浮的雅砻江流域相关标的的业绩弹性，今年来水修复同样值得期待。建议关注川投能源、国投电力、长江电力、华能水电。4、核电经营指标稳健，相对水电当前PB水平较低，“中特估”主线下估值有望抬升。推荐核电主业稳步推进，新能源转型逐渐加快的中国核电，建议关注中国广核。 风险提示：煤价波动的风险；组件价格回落不及预期，新能源装机进程放缓；电价下调的风险；统计口径存在一定误差；来水不济、风况及光照条件恶化等其他风险。 投资主题 报告亮点 我们在2021年年报复盘中搜集了33家电力运营商年报中的装机、电量、利用小时等更能反映业绩表现的基本面指标，以希望在“财务指标”的维度之上，通过核心量价指标得到对行业更深入的判断。在22年及23年一季报总结中，我们延续了去年的风格，深挖30+家运营商年报中的电价、装机等基本面数据，探索年报中有哪些“隐藏彩蛋”值得关注。 投资逻辑 1、火电业绩改善有望全年延续，推荐华能国际，建议关注宝新能源、粤电力A、浙能电力、皖能电力、申能股份。 2、绿电电价端后续或将仍有扰动，在组件成本回落带来的装机放量背景下新能源运营商的业绩增长可期。推荐太阳能、福能股份（海风）、新天绿能、三峡能源，建议关注龙源电力、金开新能、晶科科技等。分布式光伏方面推荐芯能科技、南网能源。 3、水电重点关注受益于电价上浮的雅砻江流域相关标的的业绩弹性，今年来水修复同样值得期待。建议关注川投能源、国投电力、长江电力、华能水电。 4、核电经营指标稳健，相对水电当前PB水平较低，“中特估”主线下估值有望抬升。推荐核电主业稳步推进，新能源转型逐渐加快的中国核电，建议关注中国广核。 一、估值与持仓分析 （一）估值：火电亏损拖累估值水平，煤价下行拐点或将重现 当前电力板块估值较2022年有所回落。22年年初电力板块整体市盈率为29.3倍，由于火电修复不确定性较大，22年全年电力行业估值整体表现为涨跌互现。22年上半年随着煤价改善预期增加叠加来水超预期，电力板块市盈率有所提升，年中一度冲高至30x以上。后由于煤价仍然高位维持同时叠加来水转弱，板块估值逐渐回落。22年底，电力板块整体市盈率为25x，较年初有所回落；截至23年一季度，电力板块整体市盈率为25x，与22年年底基本持平。 图表1 2022-2023Q1电力行业PE变动 电力行业超额收益获取能力明显。22年全年电力行业（申万）累计收益率为-15.61%，沪深300全年累计收益率为-21.27%，电力行业（申万）领先沪深300指数5.66个百分点。 22年初到23年一季度，电力行业（申万）累计收益率为-14.79%，沪深300累计收益率为-17.63%，电力行业（申万）领先沪深300指数2.83个百分点。整体来看，电力行业相较于沪深300指数表现出了稳定的超额收益获取能力。 图表2电力行业累计及超额收益（较沪深300） （二）持仓：电力板块持仓比例升至近年来较高水平 电力板块持仓比例升至近年来较高水平。我们以所有基金持仓情况数据为基础，截至2022年底公用事业板块持仓市值为909亿元，较2022年上半年增长75亿元，在申万一级行业排序中由22年上半年的21位上升至22年底的18位。截至2023年一季度，公用事业板块五大重仓股为长江电力、华能国际、华润电力、华能国际电力股份及中国电力，23年一季度前五大加仓股为新天绿色能源、华电国际电力股份、华能国际、中广核电力、中国电力，分别增持18666.7万股、8013.55万股、7937.45万股、7355.4万股、6967.54万股。 图表3 2020-2022年基金公用事业板块持仓及其排名（亿元） 图表4截至2023Q1年电力板块前十大重仓股（亿元） 二、火电：业绩修复预期兑现，修复动能不减 （一）火电修复由预期到兑现 主要火电企业毛利率水平不断改善。从我们列举的20家发电企业来看，2021年毛利率水平恶化程度较为严重（对应绿色区域分布最多），后续在2022年不断迎来修复，2023年一季度毛利率的改善依然延续，部分企业已修复至21年大亏以来的最好水平。 图表5主要电企分季度毛利率水平（%） 1、煤价中枢稳定回落 市场煤价格稳步回落，长协为电企业绩修复提供最后一道防线。一方面，从市场煤价格来看，经历了22年的高位震荡之后，其价格在23年逐步回落，目前看已有多个交易日价格稳定在1000元以下。另一方面，市场价格波动受诸多因素扰动，后续仍存在一定不确定性，但长协煤履约率的提升有望为火电企业的业绩修复筑起最后一道防线。 图表6近期市场煤价格稳定在千元以下（元/吨） 进口煤价格中枢也在不断回落。22年受印尼煤事件、俄乌冲突、欧洲能源危机等一系列黑天鹅事件的影响，进口煤价格较高。随着23年国际形势的逐渐平稳，欧洲能源危机或告一段落，国际需求有所回落，对应进口煤价格中枢降低。目前（5/6日数据）广州港印尼煤和澳煤的库提价较年初高点分别回落117/122元/吨。 图表7广州港印尼煤库提价（元/吨） 图表8广州港澳煤库提价（元/吨） 进口量显著回升。伴随着进口煤价格优势的不断显现，23年Q1动力煤进口量较22年同期出现显著改善。我国23年一季度动力煤进口量达到2058万吨，较去年同期832万吨增加1227万吨，同比22年一季度增长147.5%。展望后续，动力煤价格中枢仍然有望回落，看好今年动力煤进口量的修复。 图表9 2019-2023Q1动力煤进口量及一季度进口煤增速（万吨/%） 2、煤炭供需或转向宽松，火电修复动能不减 （1）国内产能有望保持增长，局势缓和+政策开放带来进口修复 国内层面：2023年国内煤炭产能有望保持增长态势。2022年全年原煤产量44.94亿吨，相较21年同比上升11.6%。根据2023年各主要产煤省份政府政府工作报告及能源会议，山西/内蒙古/陕西规划煤炭新增产量0.65/0.3/0.1亿吨，新疆省新增煤炭产能0.7亿吨，四省新增规划产能共1.75亿吨，与2022年产量相比提升3.9%，23年全年新增产量有望突破2亿吨。 图表10 2021-2023年原煤产量逐年升高（亿吨） 图表11 2023年主要产煤省新增规划（亿吨） 政策开放+国际形势缓和，进口煤供给或将修复。2022年我国煤炭进口量为2.93亿吨，同比下降近10%，主要原因系澳煤禁令叠加国际形势的超预期变化。2023年进出口政策和国际形势方面均有利好：1）政策方面，澳煤时隔两年放开进口限制。据彭博社消息，发改委目前已允许四家龙头国企进口澳大利亚煤炭，最早一批已于1月发往国内。我的钢铁网数据显示，截至三月中旬到岸澳煤累计共287.1万吨，华南港口澳煤价较国内北方港口同热值低近150元/吨。2）国际形势方面，①受印尼煤炭出口禁令影响，2022年印尼煤进口量同比减少44.5%，占比下降17.8pct，2023年有望回归正常水平；②欧洲能源危机有所缓和，22年底天然气价格大幅下行，带动煤炭需求下降。2023年我国煤炭进口有望出现修复迹象。 图表12 2022年煤炭进口量大幅下降（亿吨） 图表13主要煤炭进口国2017-2022年进口量（万吨） 需求端来看：2023年消费修复带动用电增长，煤炭需求预计上行。据中电联预测，2023年全社会用电量同比增速约为6%，即约新增5182亿千瓦时用电需求。我们假设2023年火电发电占比为近五年均值68.8%，则用电增长中火电需求为3567亿千瓦时，折合5500动力煤13847万吨，预计2023年动力煤需求增量将小于动力煤供给新增，煤炭供需或转向宽松。 图表14 2023年预计全社会用电增长5182亿千瓦时 图表15 2023年火电预计新增发电需求3567亿千瓦时 3、电价在电力供需偏紧的背景下大概率企稳，利用小时数仍有增长可能 22年电价中枢有所抬升，23年火电电价端有望企稳。从汇总的近两年的电力运营商经营数据来看，大多数运营商22年综合电价（不含税，计算方法为火电板块收入/火电板块上网电量）较21年实现了明显上浮，且上浮比例基本在+15%以上。此前国网能源研究院发布《2023年中国电力供需形势分析报告》，认为23年电力供需或将持续偏紧，在这一背景下23年火电电价端或将延续22年的较高水平，电价后续大概率企稳。 图表16 2021/2022两年主要电力运营商火电板块指标变动 电量推升的背后，火电电量逻辑将逐步显现。23年Q1火电利用小时数1097小时，较去年同期略有降低。23年用电形势仍然偏紧，随着经济修复叠加夏季用电高峰来临，利用小时数仍有增长动能。当前火电企业的业绩改善不断提速，成本端煤炭成本的改善助力业绩加速修复。展望后续，一方面长协煤履约提升为火电业绩修复筑起底线，另一方面进口煤价格回落与进口量的提升带动煤炭供需进一步宽松，同时也对国内市场煤的价格起到一定抑制作用，火电在成本不断改