2022H1，由于国内疫情呈多点散发态势，尤其是 4-5 月上海疫情集中爆发，工业 生产受到扰动，用电需求疲弱。受此影响，全国发电量增速显著下降。2022H1, 全国发电量 39631 亿千瓦时（+2.36%），较 2021 年增速下降 12.71pct。电力板 块上市公司合计实现营收 8669.24 亿元，同比增长 14.18%；受火电板块业绩影响， 电力板块实现归母净利润 591.38 亿元，同比下降 17.69%，降幅较 2022Q1 进一步 收窄。电力板块毛利率及净利率同比下降，但降幅环比缩窄。2022H1，电力板块毛利率 为17.05%,较2021年H1下滑3.48pct；净利率为8.61%，较2021年H1下滑2.70pct， 净利率下降成为 ROE 下降的主要原因。2022H1，电力板块 ROE 为 3.62%，较 2021 年 H1 下滑 0.37pct。
22H1火电仍受煤价高企影响，盈利有望进一步提升
2022H1，全国火电发电量为 27277 亿千瓦时，同比下降 2.90%，发电量增速由增 转降；有效利用小时数达 2057 小时，同比下降 6.07%。火电板块实现营收 5529.52 亿元，同比增长 14.82%；实现归母净利润 44.02 亿元，同比增长-81.05%。尽管 火电市场化电价大幅上涨，但由于煤炭价格仍处于高位，火电企业成本端压力仍 较大，拖累业绩增长。以华能国际为例，2022 年上半年，公司原煤采购综合价为 840.27 元/吨，同比上涨 41.20%；公司境内火电厂售电单位燃料成本为 376.70 元/兆瓦时，同比上涨 50.49%。重点跟踪的 15 家火电公司中，业绩受燃煤及燃气 价格高企影响而业绩下滑的为 13 家，亏损家数 8 家。
火电板块毛利率、净利率同比大幅下滑，但呈现环比改善态势。2022H1，火电板 块毛利率为 6.41%,较 2021 年同期下滑 6.62pct；净利率为 1.10%，较 2021 年同 期下滑 5.06pct，带动 ROE 下滑 2.34pct 至 0.68%。2022H1，火电板块的毛利率、 净利率及 ROE 均由负转正，环比有所改善。
煤炭长协覆盖率提升，火电业务盈利或环比改善。2022 年以来，国家持续加大煤 炭保供稳价政策力度。随着《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》落 实，“3 个 100%”政策有效执行，以及国家发改委密切监测煤炭市场和价格运行 情况，加强煤炭市场价格调控监管，引导煤炭价格运行在合理区间，保障能源安 全稳定供应。预计随着新的煤炭长协定价机制实施，火电公司煤炭长协覆盖率及 执行率将有望显著提升，火电板块盈利或将进一步改善。此外，当前电力市场供 需格局仍偏紧，预计火电市场化电价仍保持上浮态势，有助于火电企业缓解成本 端压力，促进火电企业盈利增长。
22H1来水偏丰，水电业绩大幅增长
2022H1，来水显著好于去年同期，来水处于偏丰态势，水电发电量为 5828.2 亿千 瓦时，同比大幅增长 20.3%；有效利用小时数为 1691 小时，同比增长 13.03%。水 电板块实现营收 1075.32 亿元，同比增长 20.74%；实现归母净利润 217.93 亿元， 同比增长 30.62%。相比火电凸显水电成本端稳定，可变成本低，同时收入端稳定，作为核心资产在对抗通胀及相对宽松货币政策的方面具有长期优势。展望下半年， 由于极端高温天气影响，来水边际减少，预计水电发电量将环比下降，但2022年上半年，水电发电量、收入及业绩均大幅增长，为全年平稳增长奠定基础。重点观察的8家水电公司中，仅有2家归母净利润同比下降。华能水电由于来水偏丰及综合结算电价上涨，归母净利润同比大幅增长42.64%。闽东电力由于宁德地区降雨量增加致发电量大幅增加，归母净利润同比大幅增长109.27%。
毛利率、净利率及 ROE 等盈利能力指标均显著提升。2022H1，水电板块毛利率 50.44%,较 2021 年同期上升 16.48pct；净利率 35.08%，较 2021 年同期上升 4.51pct，驱动 ROE 提升 1.17pct 至 5.99%。2022H1，新能源发电板块实现归母净利润 269.96 亿元，同比增长 62.48%，延续 高增长趋势。其中，三峡能源和节能风电归母净利润分别同比增长 36.62%、 32.73%，业绩增速处于行业前列。
光伏发电量持续快速增长，静待组件价格下行驱动装机增长
2022H1，光伏发电量为1107.10亿千瓦时，同比增长13.50%；有效利用小时数为690小时，同比增长 4.55%。光伏板块实现营收199.32亿元，同比增长20.11%；实现归母净利润 21.96 亿，同比增长2.25%。2022年上半年光伏板块业绩持续增长，这一方面是光伏装机规模增长而引致的；另一方面，则是由于22年上半年光照资源条件好于去年同期水平。2022H1，光伏发电板块毛利率为 32.89%，较2021年同期下降2.63pct；净利率为12.33%，较 2021 年同期微降 0.14pct。尽管净利率同比下降，但由于光照条件好于去年同期水平，光伏板块 ROE 水平仍有提升，由2021年同期的2.47%增至 2022H1的2.61%，增加 0.14pct。
光伏上游硅料新增产能将逐步释放，产业链供需格局将逐步趋于平衡，预计未来 组件价格将回落下行，这将有助于光伏项目收益率回升。当前，发电企业均储备 了大量光伏项目资源，当未来光伏组件价格回落，光伏项目收益率达到合理水平 时，发电企业将有望加快储备的光伏项目建设及投运，驱动未来光伏装机规模持 续增长。
风资源较差致业绩增长放缓，H2发电量或环比改善
2022H1，国内风资源整体较差，风电发电量增速有所放缓。风电发电量为 3429.1 亿千瓦时，同比大幅增长 7.80%，增速较 2021 年同期的 26.60%放缓 18.80pct； 利用小时数达 1154 小时，同比下降 4.79%。风电板块实现营收 514.84 亿元，同 比增长 15.20%；实现归母净利润 134.61 亿元，同比增长 6.07%。2022H1，风电板块毛利率为 45.64%，较 2021 年同期大幅减少 11.42pct；净利率 为 30.63%，较 2021 年同期减少 7.21pct。风电板块 ROE 则由 2021 年同期的 5.18% 增加 1.55pct 至 6.73%。
疫情反复引致环保行业修复放缓，H2或迎来边际好转
2022H1，环保板块重点观察的15家公司中，仅有3家公司实现盈利且归母净利润同比增长，5家公司业绩亏损，二季度行业景气度相较2022年一季度环比下行。雪迪龙受益于公司市场拓展顺利，环境监测系统收入增长15.32%，同时公司加强费用管控降本增效，归母净利润同比增长40.84%；高能环境固废危废资源化处置及生活垃圾处理等运营类项目保持增长，归母净利润同比增长13.80%。2022H1，水务及治理板块实现营收 510.09 亿元，同比下下1.56%；实现归母净利润59.74亿元，同比下降 23.26%。受疫情全国多点散发影响，项目施工进度及账款结算延后，2022 年第二季度水务及治理板块收入和业绩增速环比下降。
2022H1，水务及治理板块毛利率为 32.42%，较 2021 年同期略微降低 0.11pct；净 利率为 12.97%，较 2021 年同期降低 2.99pct。ROE 为 3.00%，较 2021 年同期降低 1.07pct。2022H1，固废治理板块实现营业收入 457.14 亿元，同比下降 13.53%；实现归母 净利润 51.21 亿元，同比下降 41.91%。由于疫情影响，垃圾进厂量下降，垃圾焚 烧发电项目产能利用率下降，业绩增速降幅进一步扩大。2022H1，固废治理板块毛利率为 25.81%，较 21H1 降低 1.10pct；净利率为 11.72%， 较 21H1 降低 6.12pct；ROE 为 4.74%，较 21H1 降低 4.37pct。固废治理板块盈利 能力有所下降。
2022H1，大气治理板块实现营业收入 176.86 亿元，同比增长 20.04%；实现归母 净利润 6.09 亿元，同比增长 28.54%。大气治理板块收入和业绩保持稳步增长态 势。2022H1，大气治理板块毛利率为 17.15%，较21H1同期降低4.73pct；净利率为 3.51%，较 21H1 降低 3.82pct；ROE 为 2.00%，较21H1同期降低1.33pct。大气治 理板块盈利能力同比下降。
地缘政治因素加大天然气价格上行，价格调整疏导成本压力
2022H1，燃气板块实现营收1612.97亿元，同比增长39.78%；实现归母净利润57.93 亿元，同比增长-17.96%，整体成本压力受地缘政治冲突影响而进一步加大。9 家 重点观察的公司中，4 家公司实现盈利且归母净利润同比增长。新奥股份由于汇 兑损失致财务费用同比大幅增长 919.98%，归母净利润同比下降 26.10%。九丰能 源受 LNG 销售单价同比大幅上涨、LPG 产品量价齐升以及汇兑收益致财务费用同 比大幅下降 591.39%等因素影响，归母净利润同比大幅增长 61.54%。佛燃能源及 成都燃气则通过与政府协商后提价顺利传导成本，归母净利润实现同比增长。
2022H1，由于天然气成本进一步增加而大部分燃气公司向下游传导困难，同时叠 加国内疫情多点散发，宏观经济增长乏力，燃气板块毛利率较 2021 年同期降低 4.90pct 至 13.96%；净利率降低 4.67pct 至 5.65%。由于净利率下降，燃气板块 ROE 较 2021 年同期下降 2.06pct 至 5.38%。
长江电力：来水偏丰驱动业绩大增，乌白电站资产注入有序推进
来水偏丰，收入和业绩大幅增长。截至 2022 年 6 月，长江上游溪洛渡水库来水总 量约 509.70 亿立方米，同比偏丰 74.43%，三峡水库来水总量约 1772.79 亿立方 米，同比偏丰 27.47%。来水偏丰叠加电站优化联合调度运行，公司上半年发电量、 收入和业绩均大幅增长。2022H1，公司发电量为 951.14 亿千瓦时（+33.34%）， 实现营业收入 253.88 亿元（+27.57%），实现归母净利润 112.92 亿元（+32.57%）。 ROE 水平改善，经营性净现金流水平大幅增加。2022H1，公司 ROE 为 6.13%，较 2021 年同期的 4.94%增加 1.19pct，主要由于 2022 年上半年来水偏丰，公司水电 设备利用小时数增加，导致公司净利率及资产周转率水平提升。此外，公司经营 性净现金流 119.89 亿元（+25.62%），增长原因在于来水量大幅增加导致发电量 同比大幅增长，发电收入增加。
乌白电站注入在即，公司水电装机规模再创新高，经营效益有望进一步提升。公 司拟以发行股份及支付现金的方式购买云川公司 100%股权。本次交易完成后，公 司将新增乌东德、白鹤滩两座水电站，合计新增装机 26.2GW，国内累计装机规模 达 71.80GW（+57%）。此外，“乌白”电站资产注入后，在联合调度方面，公司 将由“四库联调”变为“六库联调”，预计调度增发电量将大幅增加，盈利规模 及盈利能力将进一步提升。 能源结构拓展，推进智慧综合能源开发。当前，公司有序推进金沙江下游风光水储一体化可再生能源开发，深入开展水风光互补的运行调度研究；发挥公司大水 电运维核心能力，高质量布局和推进抽水蓄能业务发展；推进智慧综合能源业务， 创新推出城市绿色综合能源管家模式，积极布局“源网荷储”一体化发展。
华能水电：来水偏丰叠加电价上涨，业绩增长超预期
2022H1，公司实现营收 113.30 亿元，同比增长 12.91%；实现归母净利 38.42 亿 元，同比增长 42.64%；实现扣非净利润 39.24 亿元，同比增长 42.56%。公司收入 和业绩大幅增长的原因在于：一是公司发电量同比大幅增长。由于澜沧江流域来 水同比偏丰，其中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；同时，用电需求同比增加，其中云南省内用电需求和西电东送电量均 同比增加。
截至 2022 年 6 月，2022 年上半年公司完成发电量 497.51 亿千瓦时， 同比增加 8.97%，上网电量 493.92 亿千瓦时，同比增加 8.97%。二是受云南省市 场化电价同比上涨影响，公司本期综合结算电价同比增长；三是由于公司持续优 化债务结构，精细化成本管理，着力降本增效，报告期内财务费用同比降低 10.94%；四是受部分电站发电机组、配电设备及水工机械折旧年限到期影响，折 旧费用同比减少 9.21%。
盈利能力显著提升。2022H1，受益于电价上涨及降本增效推进，公司净利率水平 提升，由 2021 年同期的 28.38%增至 2022 上半年的 36.39%，增加 8.01pct。净利 率水平提升促进公司 ROE 增长。公司 ROE 为 5.81%，较 2021 年同期的 4.28%增加 1.53pct。
积极推进风光水储一体化发展，有序开发新能源项目。公司发展战略从“专注水 电发展”调整为“水电与新能源并重，风光水储一体化发展”。公司主动扩展风 电、光伏电力项目业务范围，综合利用自身大中型水电站库区及周边土地、水面、 电站送出通道附近、可实现调节补偿等区域的风电、光伏资源，因地制宜开展风 电、光伏项目建设。“十四五”期间，公司拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设 “双千万千瓦”清洁能源基地。预计到 2025 年，公司总装机将达到 3500 万千瓦， 新能源产能大概增加 1100 万千瓦。2022 年预计投 105 亿元，其中水电部分约 55 亿元，风电，光伏等项目战略布局了 50 亿元，年内拟计划开工项目 15 个，新增 新能源装机 130 万千瓦。
川投能源：投资收益大增驱动业绩提升，持续拓展新能源项目
2022H1，公司实现营业收入 4.76 亿元，同比增长 1.81%；实现归母净利润 15.60 亿元，同比增长 19.02%；实现扣非归母净利润 15.34 亿元，同比增长 18.95%。 2022H1，公司控股水电企业累计完成发电量 16.14 亿千瓦时，同比上年减少 10.93%，上网电量 15.84 亿千瓦时，同比上年减少 10.91%；水电企业平均上网电 价 0.23 元/千瓦时，与上年同期相比增加 4.55%。 2022H1，公司营业收入同比增加 0.08 亿元，主要原因在于，一是子公司川投电力 于 2021 年 12 月 31 日新增并表子公司四川玉田能源导致本期营业收入同比增加； 二是子公司交大光芒本期营业收入同比有所增加。此外，公司水电平均上网电价 上涨，有助于公司克服田湾河公司因大坝治理带来的不利影响，实现收入同比小 幅增长。
投资收益大幅增长，驱动业绩提升。2022 年上半年，公司重要参股企业雅砻江公 司中游两河口电站、杨房沟电站实现全部机组投运，受益于发电机组规模增加和 流域来水较好，雅砻江公司实现了发电量与利润总额的大幅增长，公司对应的投 资收益和归母净利润同步大幅增长。2022H1，公司实现投资收益 17.68 亿元，同比大幅增长 25.00%。 持续拓展新能源业务，带来新的业绩增长驱动力。近年来，公司在聚焦水电主业 的同时，持续拓展风力发电、光伏发电等新能源项目。2022 年上半年，公司成功 参与中核集团下属新能源平台公司中核汇能的增资引战，完成投资 16.02 亿元， 取得股比 6.40%；公司自主建设的攀枝花市邮件处理中心分布式光伏项目（600 千 瓦）已于 6 月中旬开工建设，预计今年实现投产发电。
中国核电：量价齐升驱动业绩增长，净利率提升促进ROE改善
量价齐升推动收入和业绩大幅增长。2022H1，公司在运核电机组、新能源装机规 模同比增加带来发电量增加，公司累计发电量 943.50 亿千瓦时（+8.15%），累计 上网电量 894.79 亿千瓦时（+9.53%）；同时，综合平均电价同比提高，公司度电 平均收入为 0.386 元/KWh，较 2021H1 年同期的 0.364 元/KWh，增长 6.01%。受益 于发电量和电价齐升，公司营业收入和业绩实现增长。2022H1，公司实现营业收 入 345.72 亿元（+14.98%），实现归母净利润 54.37 亿元（+17.36%）。
核电装机稳步增长，新核准机组保障未来业绩增长。2022H1，福清核电 6 号机组 投运，公司新增核电装机 1.16GW。截至 2022 年 6 月，公司核电控股在运机组 25 台，装机容量达 23.71GW。同时，公司完成浙江三门 3/4 号机组核准，公司正在 开展前期准备工作的核电机组超过 10 台，截至 2022 年 6 月，公司控股在建项目 机组 8 台，装机容量 8.88GW，控股核准机组一台，装机容量 1.25GW。预计上述项 目未来逐步投运，公司核电业务将有望保持稳健增长态势。
风光新能源成为业绩增长重要驱动力，中核汇能引入战投加快新能源发展。截至 2022 年 6 月，公司风光新能源在运在建项目合计 11.52GW（在运装机容量 8.87GW， 在建装机容量 2.64GW），其中风电、光伏分别为 3.00、8.52GW。公司风光新能源 在建装机容量逐步投运，将推动公司中短期业绩增长。此外，公司完成中核汇能 增资扩股，引入中国人寿、川投能源、浙能电力等 7 家战略投资者，释放公司持 有中核汇能 30%的股权募集资金 75 亿元，增资所募资金将用于风电和光伏储备项 目的开发、建设，以及储能、综合智慧能源、电力增值服务等新业务的开拓，助 力公司完成“十四五”新能源累计投运装机容量 30GW 的规划目标。
三峡能源：业绩持续高增，积极开展储能业务
装机规模高增驱动收入及业绩大幅增长。由于公司风光新能源装机规模快速增长， 尤其是 2021 年含补贴的海风项目装机增长显著，公司收入和业绩实现大幅增长。 2022H1，公司实现营业收入 121.29 亿元（+45.34%），实现归母净利润 50.37 亿 元（+36.62%）。 海风机组投产带动公司毛利率、净利率持续提升。2022H1,公司销售毛利率和净利 率分别为 65.45%、47.21%，同比提升 1.25、2.80pct。主要得益于 2021 年海风机 组新增 3.24GW，而海风项目毛利率较高。
海上风电发电量大幅增长。2022H1，累计总发电量 244.88 亿千瓦时（+46.71%）。其中，风电发电量 173.40 亿千瓦时（+46.75%），其中陆上风电发电量117.52亿千瓦时（+18.22%），海上风电发电量 55.88 亿千瓦时（+198.03%）；太阳能发 电量 67.86亿千瓦时（+45.65%）；水电发电量 3.47 亿千瓦时（+59.91%）；独立 储能发电 0.15亿千瓦时。
公司新能源装机持续增长，在建风光新能源装机规模较大。截至 2022 年 6 月，公 司累计装机容量达 25.1GW，较 2021 年末增加 9.6%。其中陆上风电装机占 42%，海上风电装机占 18%，光伏发电装机占 39%。在建项目方面，截至 2022 年 6 月， 公司在建项目计划装机容量 15.27GW，其中风电、光伏分别为 7.64、7.63GW。上 述项目建成投运将驱动公司业绩持续快速增长。此外，2022H1，公司新增核准/ 备案项目装机容量 7.30GW，其中风电、光伏、其他（独立储能）分别为 2.91、4.09、 0.30GW，有力保障公司长期业绩增长。深入推动源网荷储一体化，积极开展储能业务。公司深入推动抽水蓄能、新型储 能、氢能等新兴业务发展，当前公司独立储能项目装机容量为 10 万千瓦。新增备 案项目包括独立储能项目计划装机容量 30.1 万千瓦。
龙源电力：风资源下行拖累业绩，风光项目资源储备丰富
会计准则调整致公司业绩同比下降。2022H1，公司实现营收 216.72 亿元，同比增 长 11.69%；实现归母净利润 43.33 亿元，同比增长-17.36%；实行扣非归母净利 润 42.64 亿元，同比增长-17.30%。由于 2022 年上半年风资源较差，风速同比下 降 0.35 米/秒，公司风电设备平均利用小时数为 1173 小时，比 2021 年同期减少 124 小时。受此影响，2022 年上半年，公司累计完成发电量 363.05 亿千瓦时， 其中风电发电量 302.16 亿千瓦时，同比增长 10.25%，风电发电量增幅有限。同 时，公司风电平均上网电价下行，风电平均上网电价 486 元/兆瓦时（不含增值 税），较 2021 年同期风电平均上网电价 494 元/兆瓦时（不含值税）减少 8 元/ 兆瓦时。由于以上因素存在，公司收入增幅有限。
装机规模持续增长，风光项目资源储备丰富。2022 年上半年，公司新增自建项目 控股装机容量 0.13GW，其中风电项目 54MW，光伏项目 76MW；通过资产重组并购 新增风电控股装机容量 1.99GW，并购光伏控股装机容量 10MW。截至 2022 年 6 月， 公司控股装机容量达到 28.83GW，其中风电控股装机容量 25.71GW，火电控股装 机容量 1.88GW，光伏等其他可再生能源控股装机容量 1.24GW。2022 年上半年， 公司累积新签订开发协议 16.49GW。通过竞配及其他方式，争取开发指标容量 3.98GW（其中风电 2.65GW、光伏 1.33GW），分布式光伏备案 1.73GW，累计取得 开发指标 5.71GW。
积极拓展碳交易业务，寻求盈利新模式。2022 年上半年，公司持续拓展碳交易业 务，开展国际自愿减排国际核证碳减排标准（VCS）项目超 1500 万吨减排量开发 工作，开展国家核证自愿减排量（CCER）项目收资工作，对符合 CCER 备案条件 的项目进行资料收集，做好交易准备。 公司作为国家能源集团开发及运营可再生能源发电项目的主要平台，十四五期间 公司将紧跟集团年均新增新能源装机 1400-1600 万千瓦的开发节奏，依靠国家能 源集团资源禀赋，自行开发 3000 万千瓦，叠加集团承诺注入的 2200 万千瓦优质 项目，十四五期间年均新能源新增装机容量或达 1100 万千瓦。
华能国际：高煤价和低利用率拖累业绩，新能源盈利提升23%，欠补发放增强现金流
煤价同比大幅上涨，上半年业绩大幅亏损。2022H1，公司实现营业收入 1169 亿元 （+22.68%）。公司上半年业绩亏损，归属于母公司股东净利润为-30 亿元 （-167.6%），每股收益为-0.26 元。公司营业收入大幅增长得益于电价上浮，公 司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为 505.69 元/兆瓦时(+20.70%)；业绩亏 损主要由于煤价同比大幅上涨，公司上半年原煤采购综合价为 840.27 元/吨（+41.20%），境内火电厂售电单位燃料成本为 376.70 元/兆瓦时（+50.49%）。
新能源业绩持续快速提升，贡献主要盈利。2022H1，公司新增风电/光伏装机 2.0/1.2GW。截至 2021 上半年末，公司控股装机 122.2GW，其中风电 12.5GW（其 中海风 3.2GW），光伏 4.5GW。风电光装机占比也从 2017 年的 5.1%提升至 2021 年的 13.9%；净利润贡献从 2019 年的约 21.3 亿元提升至 2021 年的约 51 亿元； 利润总额从 2021H1 的 32.1 亿元提升至 2022H1 的 39.5 亿元，同比增长 23%。
火电有望业绩翻转，欠补逐渐解决增强现金流。2 月 24 日，发改委发布《关于进 一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，根据《价格法》等相关法律法规规定， 现就进一步完善煤炭市场价格形成机制，促进秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长 期交易价格在合理区间 570～770 元/吨（含税）。引导煤、电价格主要通过中长 期交易形成，随着严格履约，火电企业业绩有望翻转，赛道迎来重估。2022H1 经 营性净现金流 201 亿元，同比增长 5%，主要得益于应收账款和应收票据减少。
大唐发电：新能源和水电表现亮眼，季度盈利能力环比大幅提升
公司为火电龙头企业，正快速发展新能源。风电和光伏装机容量由 2017 年底的 257 万千瓦发展至 2022H1 的 721 万千瓦，增加了 464 万千瓦，装机占比达 10.5%； 风电和光伏年售电量由 2017 年底的 52 亿千瓦时发展至 2022H1 的 70 亿千瓦时， 增加了 18 亿千瓦时，售电量占比达 6.1%。 新能源和水电板块量价齐升，贡献主要利润，季度环比实现扭亏为盈。2022H1 水 电、风电、光伏发电量分别同比增长 8.8%、7.5%、55.9%。2022H1 市场化交易电 量比例达85%，平均上网电价同比增加16.9%。2022H1风电和光伏利润总额为15.58 亿元，水电利润总额为 12.69 亿元，分别增长 30.7%、19.0%。公司自 2021Q3 开 始连续亏损，2022Q2 实现净利润 18.1 亿，相比 2022Q1 大幅增长 22.2 亿，季度 盈利能力强势反弹，实现扭亏为盈。
“十四五”期间规划新增新能源装机 30GW，新能源装机预计大幅提速。2021 年和 202H1 新增新能源装机共计 100 万千瓦，若完成 3000 万千瓦的装机规划， 2022H2-2025 每年平均新增装机超 800 万千瓦。 ROE 略有下降，经营性现金流表现较好。2022H1 公司 ROE 为 2.1%，同比下降 0.16pct，主要是受到净利率下降的影响。2022H1 经营性净现金流入 128.56 亿元， 同比增长 19.5%，主要因为增值税留底退税大幅增加。 控制煤价在合理区间，火电有望迎来业绩翻转。发改委发布《关于进一步完善煤 炭市场价格形成机制的通知》，促进秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价 格在合理区间 570～770 元/吨（含税）。火电业务盈利有望迎来反转，赛道迎来 重估。
华润电力：火电盈利环比去年下半年大幅改善，可再生能源贡献主要利润
火电燃料成本大幅上涨，上半年净利润同比减少。2022H1，公司实现营业收入 506.7 亿港元（+35.7%），净利润 43.7 亿港元（-14.4%）。净利润同比减少主要 是由于煤价同比大幅上涨，导致火电燃料成本上升。 火电半年度环比盈利情况改善，公司整体环比扭亏为盈。2021H2 公司净亏损 35.1 亿港元，严重影响 2021 年度整体业绩。2022H1 公司净利润 43.7 亿港元，环比扭 亏为盈，整体净利率为 8.6%，恢复至 2020H2 水平。火电部分，2021H2 净亏损 71.5亿港元，2022H1 净亏损 20.3 亿港元，同比减少亏损 71.7%。 燃料成本和度电收入环比增加，火电业务净利率大幅改善。2022H1 相较于 2021H2， 火电业务度电燃料成本下降，度电收入上升，火电业务净利率也由 2021H2 的 -19.1%回升至-5.2%，出现较明显的改善。
新能源装机占比持续提升，可再生能源贡献主要盈利。2022H1 风电和光伏装机占 比由 2017 年的 16.4%提升至 32.0%，可再生能源净利润贡献由 2021H1 的 49.89 亿港元提升至 2022H1 的 52.80 亿港元，同比增长 5.8%。公司从 2020 年初公告并 多次提出“十四五”期间，目标新增 40GW 可再生能源装机，2025 年末可再生能 源装机占比超过 50%，随着新能源装机提升、绿电交易和碳交易推进，公司的利 润结构将持续优化。
中国电力：新能源及储能加快发展，下半年火电或迎盈利修复
收入稳健增长，业绩受煤价影响大幅下跌，风光发电业绩增长冲抵火电亏损影响。 2022H1，公司实现营业收入 203.05 亿元（+19.68%），归母净利润 8.50 亿元 （-44.87%）。由于煤价较高，公司燃料成本维持高位，火电板块出现亏损，拖累 公司整体业绩表现。从分部净利润来看，2021H1，火电-10.96 亿元（-756.29%）、 水电 12.33 亿元（+17.32%）、风电 8.56 亿元（-7.86%）、光伏 6.37 亿元（44.77%）、 储能 2.35 亿元，公司风电业务净利润同比下降主要是受会计准则调整影响。
新能源业务稳步开拓，集团资产注入促进新能源业务发展。截至 2022 年 6 月，清 洁能源合并装机容量为 16.30GW，在公司总装机容量中占比为 50.72%，同比增加 3.62pct。2022H1，公司资本资开支 81.55 亿元（+14.09%），其中用于清洁能源 板块的资本开支为 62.74 亿元（+19.32%），占比为 76.93%，风光新能源业务投 资力度较大。此外，公司将以 74.53 亿元收购国家电投旗下中电新能源、中电国 际新能源所属的风电、光伏和垃圾发电等清洁能源资产 2.15GW。此次收购有助于 公司清洁能源发展战略加快落地，清洁能源占比进一步提升。
储能业务落地快速发展，为公司带来新的业绩增长点。2022H1，新源智储落地 10 个 储能 项目 ，合 计容 量 570MW/1137MWh， 正在 开发 项目 11 个 ，合 计容量 1150MW/2500MWh，预计多个在建项目将于年内投入商业运营，促进公司业绩增长。 长协覆盖率提升及电价上浮，H2 公司火电业务有望迎来盈利修复。国家政策大力 推动煤炭调价保供，预计随着“3 个 100%”政策要求落地，煤炭新长协换改签完 成，公司煤炭燃料成本压力将有所缓解。同时，煤电市场化交易电价上浮，2022H1， 公司煤电平均结算价为 401.92 元/MWh，提高 72.48 元/MWh，上浮 22.00%，助力 公司对冲燃料成本压力。
文山电力：投资收益减少影响盈利，重大资产重组获证监会核准，南网储能平台建成在即
供电业务量价提升，上半年营收同比增加。2022H1，公司实现营业收入 11.62 亿 元（+11.05%）。2022H1 公司自发电量 2.5 亿千瓦时，同比增加 0.9 亿千瓦时， 外购电量 28.2 亿千瓦时，同比增长 0.5 亿千瓦时。2022H1 平均售电价为 0.383 元/千瓦时，同比提升 4.3%。 购电单价增加、投资收益大幅减少，上半年净利润同比减少。2022H1 平均购电价 位 0.187 元/千瓦时，同比增加 6.4%。2022H1 投资收益 600 万元，同比大幅减少 1629 万元。2022H1 公司实现归母净利润 1.02 亿元，同比减少 16.8%。
净利率下滑拖累 ROE。2022H1 公司 ROE4.6%，同比下滑 0.9pct，主要由于净利率 下滑，2022H1 销售净利率为 8.8%，较 2021H1 减少 2.9pct。 重大资产置换已获证监会核准批复，储能平台建成在即。公司重大资产置换已于 8 月 26 日获得证监会核准批复，拟置入资产与拟置出资产交易价格的差额合计 135.86 亿元，发行价格 6.51 元/股，重组将于 12 个月内完成。 本次交易完成后，上市公司将新增已全部投产运营的 7 座抽水蓄能电站，装机容 量合计为 1028 万千瓦，1 座已取得核准、主体工程已开工的抽水蓄能电站，装机 容量 120 万千瓦，预计于 2025 年建成投产；11 座抽水蓄能电站进入前期工作阶 段，总装机容量 1260 万千瓦，将于“十四五”到“十六五”陆续建成投产；2 座 装机容量合计 192 万千瓦的可发挥调峰调频功能的水电站；30MW/62MWh 的电网侧 独立储能电站。
湖北能源：火电拖累业绩，水电及新能源表现亮眼
水电和新能源发电量增加，公司营收同比大幅增长。2022H1，公司实现营业收入 136.5 亿元（+29.6%），营收增长来自于水电和新能源发电以及煤炭贸易业务收 入增加。上半年来水偏丰，2022H1 水电发电量 78.93 亿千瓦时，同比增加 10.08%， 清江水电净利润 9 亿元，同比增长 17%。新能源发电量为 17.47 千瓦时，同比增 长 57.12%。实现净利润 3.14 亿元。2022 年，计划通过自建或收购的方式新增新 能源装机 208 万千瓦。 受累于火电亏损，公司整体净利润同比下降。2022H1,公司实现归母净利润 14.4 亿元，同比减少 2.1 亿元（-12.8%）。发电量受疫情影响，湖北省用电需求不旺， 三峡留鄂及新能源电量增加，挤占省内火电发电空间，火电发电量为 81.01 亿千 瓦时，同比下降 24.73%。火力发电净利润-3.04 亿元，同比减少 5.07 亿元。
股权激励和股票回购彰显信心。股权激励授予价格为每股 2.39 元，业绩考核条件， 2020-2024 年营业收入复合增长率不低于 15%。回购资金不低于 5 亿元，不超过 10 亿元，回购股票予以注销。 抽水蓄能项目正在稳步推进。湖北抽蓄资源丰富，“十四五”抽水蓄能规划建设 容量全省第一，公司背靠三峡及湖北国资目前核准+签约项目资源高达 6 个，装机 容量达 740 万千瓦，其中罗田平坦原、长阳清江抽蓄项目均已获得核准，南漳张 家坪项目已完成预可研。
芯能科技：电价上涨驱动分布式光伏业绩大增，积极布局独立储能运营
公司为优质工商业分布式光伏运营商，业务毛利稳步提升。2018 年上市后，公司 经历了业务转型，从原来的光伏组件生产商发展为自有光伏电站运营商，2021 年 公司分布式光伏电站发电收入为 4.08 亿元，占主营业务收入的 93.8%。公司目前 聚焦自持电站业务，逐步扩大高毛利率的自持分布式光伏电站规模，业务毛利率 由 2017 年的 23.4%提升至 54.8%。 光伏发电业务大幅增长，业绩表现亮眼。2022H1 实现光伏发电收入 2.43 亿元， 同比增加 27.2%，光伏发电毛利 1.60 亿元，同比增加 39.0%，毛利率达 65.6%。 2022H1 公司实现营收 2.94 亿元，同比增加 38.3%；归母净利润 0.80 亿元，同比 增加 33.5%。
电价增长使得度电收入反弹，发电毛利率大幅增加。受益于电价上调，2022H1 公司光伏发电度电收入 0.79 元，较 2021H1 提高 0.07 元，同比增长 9.6%，出现了 较大程度的反弹。2022H1 发电毛利率 65.6%，较 2021H1 提高 5.7pct。切入储能赛道先发优势明显，未来“虚拟电厂”业务有望贡献二次增长曲线。工 商业储能贴近于工商业用户侧进行谷充峰放，可实现分布式“虚拟电厂”功能。 公司作为分布式光伏专业运营商，自持 662MW 分布式光伏装机，同时拥有 GW 级的 分布式客户资源，已形成分布式的供电用电商业模式，因此具备先发优势。公司 预计 2022 年落地 40-50MWh 规模储能项目，有望在未来贡献业务利润。
吉电股份：业绩稳健增长，稳步拓展氢能、储能及抽水蓄能业务
新能源装机占比提升，降低火电拖累影响，业绩实现稳健增长。2022H1，公司实 现营收 77.01 亿元，同比增长 20.86%；实现归母净利润 7.54 亿元，同比增长 0.91%； 实现扣非归母净利润 7.47 亿元，同比增长 3.18%。截至 2022 年 6 月，公司新能 源装机容量为 8.91GW，占总装机比例为 72.96%，新能源板块利润持续增长，支撑 公司经营发展的作用更加凸显。 公司明确“十四五”发展战略，大力发展新能源，到 2025 年初步建成氢能产业全 产业链。装机规模超过 2,000 万千瓦以上，清洁能源比重超过 90%，生物质能、 电能替代实现良好应用。今年以来，公司已成立 2 家经营新能源、储能、智慧能 源为主的子公司，加速二次转型步伐。
稳步拓展氢能、储能及抽水蓄能业务。2022 年上半年，公司积极推进大安化工园 区千万千瓦新能源制氢基地项目、白城绿电园区千万千瓦新能源消纳基地项目、 吉林汪清抽水蓄能项目、清洁能源协同供给示范项目、吉西基地鲁固直流白城外 送风光热一体化项目，并取得积极进展。其中，吉林汪清 5GW 抽水蓄能项目已于 地方政府签订合作协议，预计一期规模 1.8GW，计划投资额 127 亿元。同时，结 合地方“十四五”规划目标，统筹中韩示范区氢能产业基地项目，抢占氢能发展 先机，实现氢能业务快速发展。此外，公司于 2022 年 3 月发布公告，拟与智源创 投、北盛股份、太湖能谷、中吉慧能成立合资公司——吉电智晟储能有限公司（暂 定名），发展储能电站业务，合资公司注册资本金 1 亿元，公司按持股比例 60% 以现金方式出资。通过发挥各股东方优势，助力公司储能业务持续健康发展。
协鑫能科：燃料成本上行拖累业绩增长，加快发展移动能源业务
2022H1，公司实现营收 50.30 亿元，同比增长-17.19%；归母净利润 3.87 亿元， 同比增长-22.30%；扣非归母净利润 1.17 亿元，同比-73.37%。公司业绩同比有所 降低，主要受燃料价格上涨影响，公司继续合理控制发电量。2022 年上半年，公 司完成结算电量 48.91 亿千瓦时，同比减少 35.28%。此外，公司实现投资收益 2.63 亿元，成为业绩增长的重要驱动因素。
多措并举对冲燃料成本上升压力，持续开发清洁能源项目。2022 年上半年，公司 积极采取措施，加大原料长协等精细化采购稳定价格，持续拓展热用户积极争取 供热价格、电价政策，消化成本压力；同时，对外拓展污泥掺烧、固废处置、热 水供应等多元业务；并加大资产质量优化力度，形成了新的利润增长点，上述举 措有效弥补了因燃料价格上涨带来的负面影响。公司长期以来持续大力开发投资 风力发电、垃圾发电、燃机热电联产等各类清洁能源项目，截至 2022 年 6 月，公 司并网总装机容量为 3807.24MW，其中：燃机热电联产 2437.14MW，风电 862.10MW， 生物质发电 60MW，垃圾发电 116MW，燃煤热电联产 332MW。
移动能源业务加快发展。2022 年上半年，公司整合汽车生产、电池制造、出行平 台、物流企业等行业以及政府资源，聚焦出租车、网约车、重卡、轻卡换电场景， 携手吉利、福田、三一、东风、货拉拉、宁德时代、地上铁等整车生产、出行平 台、电池制造、物流行业等头部企业，拓展钢厂、煤矿、电厂等重点应用场景， 布局长三角、粤港澳大湾区、川渝等重点区域及重点城市。截至目前，建成乘用 车换电站 18 座，商用车换电站 12 座，商用车充电场站 1 座。随着新能源汽车保 有量增加，换电需求将持续释放，公司移动能源业务有望快速发展。
浙富控股：原料价格上涨致业绩下行，危废产能持续扩张
2022H1，公司实现营业收入 78.04 亿元，同比增长 13.05%，归母净利润 6.57 亿 元，同比增长-49.35%；扣非归母净利润 5.83 亿元，同比增长-45.52%。公司营业 成本同比增长 36.87%，主要资源化产品销量上升及资源化产品的原材料价格上升 而综合影响，公司危废处置及资源化业务毛利率较 2021 年同期下降 7.57pct 至 15.79%。此外，公司管理同比大幅增加 34.23%至 2.16 亿元，资产减值损失 1.29 亿元，亦对业绩增长带来一定负向影响。
危废产能持续扩张，产能居于行业首位。公司前端现有产能 178 万吨，处于同行 业第一。2019-2020 年为公司产能投放高峰期，产能年均复合增长率为 107.6%。 在建筹建产能充足，公司还在陆续落地危废处置前端项目，主要包括：湖南郴州 （37 万吨，2020 年 4 月已取得环评和土地证）、辽宁大连（30 万吨，2021 年 5 月已取得环评和土地证）、四川德阳（30 万吨，开拓中，尚未取得环评），与目 前已投运的产能合计 275 万吨。截至 2021 年底，合计产能仍为行业第一。公司产 能规模较大，具备较强的领先优势。随着监管趋严，危废处理行业需求持续增长， 危废处置能力供不应求，公司作为危废处理头部企业，有望持续受益。公司危废 资源化业务覆盖从危废-合金-再生金属的全产业链，也已规划由危废提纯电池级 硫酸镍、硫酸钴、碳酸锂的产线，有望受益于新能源汽车行业爆发式增长。
抽水蓄能迎来快速发展，公司水电设备迎来发展机遇。根据《抽水蓄能中长期发 展规划（2021-2035 年）》，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上； 到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右。公司作为抽水蓄能第一梯队设备制造商， 与三峡建工签订合作协议，在抽水蓄能、水电、新能源及环保方面建立长期战略 合作关系，业务放量可期。
高能环境：经营发展稳健，现金流同比大幅改善
2022H1，公司实现营收 39.93 亿元，同比增长 18.55%；归母净利润 4.44 亿元， 同比增长 13.80%；扣非归母净利润 4.15 亿元，同比增长 8.86%。公司固废危废资 源化利用板块及生活垃圾处理运营板块收入增长，驱动公司收入增长。2022 年上 半年，公司固废危废资源化利用、固废危废无害化处置、生活垃圾处理分别实现 营业收入 16.70、1.77、5.12 亿元，分别同比增长 51.80%、13.43%、9.25%。然 而，由于固废危废资源化板块原辅材料成本增加，上述业务毛利率有所下降，导 致业绩增速低于营收。2022 年上半年，公司固废危废资源化利用、固废危废无害 化处置、生活垃圾处理板块毛利率分别为 14.22%、32.62%、39.96%，分别同比减 少 4.62、12.89、1.09pct。此外，公司财务费用、管理费用分别同比增加 25.72%、 14.18%，在一定程度上影响业绩增长。
经营性现金流大幅改善。2022H1，公司经营性净现金流为 5.97 亿元，同比大幅增长 505.44%。公司经营性净现金流大幅改善的原因在于，一方面由于上年同期购 入原材料较多，且该部分原材料在上年同期尚未完全加工成产品售出导致经营活 动产生的现金流量净额较小；另一方面，由于公司 2022 年一季度收回部分上年 末销售款项及部分以前年度支付的大额保证金；此外公司新增投运的垃圾焚烧发 电项目，增加了公司经营性现金流入。
新签工程订单大幅增长，保障业绩持续增长。2022 年上半你，公司新签工程订单 20.67 亿元，同比增长 67%。其中，固废处理工程新签订单 15 亿元，环境修复工 程新签订单 5.67 亿元，随着工程项目的实施，将为业绩增长提供支撑和保障。 定增成功发行，推动固危废资源化项目和垃圾焚烧发电项目加快投运。目前，公 司成功非公开发行 2.46 亿股，募资 27.58 亿元，募集资金主要用于固危废资源化 项目和垃圾焚烧发电项目。随着募集资金到位，公司将加快固危废资源化项目和 垃圾焚烧发电项目建设投运，推动公司业绩进一步增长。
瀚蓝环境：固废处理业务持续高增，Q2能源业务扭亏为盈
2022H1，公司实现营收 61.35 亿元，同比增长 34.81%，主要受益于漳州北、乌兰 察布等新项目自 2021 年下半年陆续投产、2022 年上半年年新增常德项目一期 500 吨/日以及开平餐厨项目一期投产、环卫业务收入增加，同时天然气销量增加及销 售均价提升，也促进了收入增长；实现归母净利润 5.50 亿元，同比增长-12.34%； 扣非归母净利润 5.50 亿元，同比增长-9.69%。营业收入同比增长而净利润同比减 少的在于，2022 年上半年，天然气业务受国际能源价格持续上涨因素影响，天然 气综合采购成本不断攀升，而受限于限价政策，天然气业务一季度亏损 1.6 亿元， 天然气业务第二季度进销价差倒挂情况得到扭转，第二季度环比扭亏为盈，但能 源业务上半年仍亏损约 0.9 亿元，较去年同期同比下降 1.8 亿元。
坚定执行“大固废”战略，积极进行业务拓展。截至 2022 年 6 月，公司生活垃圾 焚烧发电在手订单合计规模 34250 吨/日（不含参股项目），其中已投产项目规模 为 26050 吨/日（2022 年上半年投产 500 吨/日），在建项目规模 3350 吨/日，筹 建项目规模 1450 吨/日，未建项目规模 3400 吨/日。未来随着在建、筹建、未建 项目建成投运，公司收入和业绩将进一步增长。
关于天然气业务，经公司与各方积极沟通，自 3 月中下旬起工业客户部分气量天 然气销售均价有所提升，2022 年 4 月，天然气购、销差价倒挂情况得到扭转。公 司将继续积极应对天然气业务发展挑战：一方面，积极向政府主管部门沟通理顺 天然气价格机制，并已取得积极进展，2022 年 7 月，佛山市发改局发布《关于动 态调整管道天然气非居民销售价格最高限价的通知》，从 2022 年 7 月 1 日起，佛 山市管道天然气非居民销售价格最高限价调整为 4.28 元/立方米；另一方面，积 极推进上游优质气源供应多元化和结构多样化，打造稳健的气源保障体系。在上 述措施下，公司将争取实现能源业务 2022 年盈亏平衡。
积极拓展氢能业务。公司在建设运营 5 个加氢站（3.5 吨/日）及具备氢能环卫车 应用场景的基础上，积极探索固废处理业务与能源业务的协同，2022 年启动在佛 山南海建设一个设计规模年产约 2200 吨氢气的制氢项目，形成制氢、加氢、用氢 一体化模式。
新天绿能：风资源下降致风电净利润下降，天然气业务表现亮眼
2022H1，公司实现营收 102.25 亿元，同比增长 19.66%；实现归母净利润 16.17 亿元，同比增长-5.29%，实现扣非归母净利润 16.09 亿元，同比增长-5.29%。公 司业绩同比下降，原因主要在于上半年风电板块可利用小时数较上年同期下降影响，风光业务板块净利润同比大幅下降。
2022H1，风电及光伏板块实现净利润 14.48 亿元，同比下降 17.01%，主要是上半 年风电板块可利用小时数较上年同期下降影响。2022 年上半年，公司控股风电场 实现发电量 75.75 亿千瓦时，同比增长 0.37%；控股风电场可利用小时数为 1349 小时，较上年度同期下降 84 小时。截至 2022 年 6 月，公司风电累计控股装机容 量为 5.68GW，累计管理装机容量 5.87GW。2022 年上半年，新增转风电商业运营 项目容量 0.20GW，新增核准控股风电项目 0.27GW，新增风电协议容量 3.3GW。截 至 2020 年 6 月，风电在建项目容量总计 0.67GW，累计核准未开工项目容量 1.62GW， 累计取得风电指标容量已达 7.31GW，风资源协议总容量达 52.40GW。
2022H1，公司天然气业务板块实现净利润 5.93 亿元，同比增加 43.60%，主要是 天然气板块上半年售气量较上年同期增加，同时单方毛利有所上升影响。2022 年 上半年，公司天然气业务总输气量为 24.56 亿立方米，较上年同期增长 7.18%， 其中售气量 21.87 亿立方米，较上年同期增长 3.00%。截至 2022 年 6 月，公司累 计运营管线 7934.83 公里，累计运营 CNG 母站 6 座、CNG 子站 3 座、LNG 加注站 3 座、L-CNG 合建站 2 座。同时，多个天然气重点项目建设持续推进，省内“一张 网”布局逐步成型，唐山 LNG 项目接收站一阶段工程项目总体进度完成 84%。 光伏、储能业务稳步发展。
光伏业务方面，2022 年上半年，公司新增光伏备案容 量 0.30GW；与沧州青县、渤海新区签订多能互补一体化项目协议，与湖南永州、 广东珠江、内蒙赤峰签订光伏项目开发协议，新增光伏协议容量 3.60GW，累计光 伏协议容量为 15.80GW。截至 2022 年 6 月，公司累计运营 0.12GW 光伏发电项目， 累计管理装机容量 0.29GW。储能业务方面，公司参股投资建设河北丰宁抽水蓄能 电站项目，电站设计总装机容量 3.60GW，分两期开发，每期开发 1.80GW，承担 电力系统调峰、填谷等抽水蓄能功能。截至 2022 年 6 月，河北丰宁抽水蓄能电站 项目完成 7 号机发电机吊装，1 号、2 号机组甩 100%负荷实验顺利完成。同时， 新增抽水蓄能协议容量 1.20GW。此外，公司积极尝试探索开展新型储能项目投资 工作，重点研究开发飞轮储能等技术及项目。
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