2023年公用事业行业春季投资策略 跑赢大盘，盈利能力有所修复

核心观点：

回顾2022年，双碳背景下发电结构正不断变化，火电占比下降，绿电占比逐步提升。但年内用电 的区域性、季节性矛盾越发显著，叠加极端高温干旱天气影响，电力供需紧张形势加剧，火电担起保供 重任。此外，年内动力煤、光伏上游价格表现强势，临近年底，煤价有所下行，光伏上游大幅降价。展 望2023年，2023年春季动力煤、光伏上游供需有望继续改善，政策端如火电保供、电力市场化改革、 电力辅助服务和容量电价补偿等政策有望加速推出，电力板块或将迎来业绩改善。

火电：业绩有望扭亏+建设投资加速，运营商及设备商迎来曙光。于运营商而言，用煤成本、光伏 成本、电价三方面有望在2023年持续改善，支撑火电盈利修复，获得新生。于设备商而言，保供背 景下，电力保障强化煤电保供地位，煤电核准节奏开始提速，23M1-3月初我国煤电新增核准 15.6GW，开工4GW，延续22年下半年的高景气度。22年火电投资同比增加35.3%，增速较2021 年提升13.7pp，火电投资额拐点已现，也刺激相关主机设备需求增加，单机价值整体呈现走高趋势， 利好设备商。

光伏：关注上游降价给EPC和运营商带来的机遇。预计2023年硅料产能过剩，有望带动产业链价格 下降。光伏上游降价对EPC和运营商而言均有利：1）初始投资成本会下降，进而带来项目IRR及利 润提升，利好运营商（项目IRR角度而言，在不考虑其他条件时，光伏组件价格每下降0.05元/W， 项目IRR提高0.3%）；2）可开工的项目数量会增加，进而带来装机量的增加，利好EPC和运营商。 水电：增长空间仍存，重视抽水蓄能高规划。今年入夏长江上游地区持续高温干旱是导致水电汛期 来水严重偏枯的主要原因。“十四五”时期抽水蓄能将进入快速发展赛道，截至23年3月初，“十 四五”期间核准的抽水蓄能电站已达93.8GW，据各省报告，“十四五”基本具备核准条件的抽蓄 工程共219项，总规模达2.7亿千瓦，2025年装机规模预计将达62.0GW，5年CAGR为14.2%。

风电：22年招标规模可观，关注23年装机规模释放。22年风机招标容量已近120GW，相较2021 全年增加122%，23年新增装机或大幅改观。25省/市已明确“十四五”时期新增风电装机目标，预 计至2025年，风电装机将新增260GW（不包括未区分风光省份）。此外，风机大型化稳步推进， 将驱动降本加速。 核电：积极有序发展正逐步落实，景气度有望改善。22年下半年核电投资额有所改善，累计同比增 速逐渐提升，12月我国核电投资额累计值为677亿元，累计同比增加25.7% 。22年核电审批速度加 快，已核准10台机组，装机规模合计为12.3GW。此外，根据在建进度，“十四五”时期预计共13 台机组投产，预计投产高峰在2025年。

2022年行业回顾

2022年行业回顾：跑赢大盘，盈利能力有所修复

2022年(1月1日-12月31日）申万公用事业指 数下跌16.4%，跑赢沪深300指数约5.3pp。 横向对比各板块22年相对沪深300指数表现， 申万公用事业指数在所有申万一级行业中相对 排名15/31。 从细分板块看，2022年燃气、水力发电、火力 发电、热力服务、电能综合服务、风力发电以 及光伏发电均下跌，跌幅分别为-13.5%、- 6.3%、-7.2%、-18.8%、-25.0%、-28.8%和 -29.6%。2022年前三季度电力板块实现营收13460亿元（同比+15.9%），归母净利润909亿元（同比 +4.3%）。 相比2021年，电力板块盈利能力有所修复。2021年电力板块营收高增，但归母净利润大幅下滑， 主要系2021年四季度，动力煤价格飙升，火电发电成本大幅上涨，致使板块整体亏损较大。2022 年以来，受益于电价上涨和长协煤落实三个100%要求，火电盈利能力修复带动板块整体盈利能力 提升。

2022Q3，火电板块归母净利同比实现扭亏为盈，水电营收和归母净利同比下滑。2022Q3，火电 实现营收3367亿元（同比+31.0%），归母净利30.0亿元（同比+122.6%），电价上涨+长协低价 煤覆盖比例稳步提升，火电盈利能力修复；2022Q3，水电实现营收433亿元（同比-2.8%），归母 净利148亿元（同比-10.9%），三季度多流域来水同比偏枯，发电量大幅下降，盈利受损。

风电盈利能力在2022Q3显著提升，光伏发电业绩稳步增长。2022Q3，风电板块实现营收214亿元 （同比+3.3%），归母净利32.3亿元（同比+683%），主要系风资源同比增加，利用小时数同比大 幅提升+平均电价稳步提升。2022Q3，光伏发电板块实现营收128亿元（同比+31.2%），归母净 利18.7亿元（同比+35.7%），主要系光资源处于正常水平+光伏装机规模持续增长。 2022年前三季度，核电营收和归母净利同比增速放缓。2022Q3，核电板块实现营收399亿元（同 比+3.3%），归母净利54.8亿元（同比+3.6%）。

火电仍是目前电力系统主体，持 续发挥能源电力压舱石作用。 2022年火电月发电量占比平均 68.7%，占比最高；光伏月发电 量占比平均2.8%，占比最低。 2022年1-12月，火电月发电量 同比增速由负转正，水电由正转 负，12月回正。三季度受高温影 响，电力需求大增，煤电保供， 发电量增速由负转正；罕见高温 致使来水偏枯，水电发电量增速 由正转负，12月回正。 风光发电季节性特征明显，月发 电量平均增速贡献度最大。风光 发电在春秋两季发电量增速有显 著提升。从增速贡献度看，2022 年1-12月，风光月发电量平均增 速贡献度分别为14.2%、11.8%， 位居第一、第二。 核电月发电量占比较为稳定， 2022年1-12月发电量占比平均 5.0%。

2023年行业春季投资策略

2.1、火电：业绩有望扭亏+建设投资加速，运营商及设备商迎来曙光

用煤成本、光伏成本、电价三方面有望在2023年有所改善，支撑火电盈利修复，获得新生。在保供 政策下，23年煤价中枢有望下行，缓解成本压力。其中23年春季煤炭进入传统需求淡季，利好火电 运营商，此外电力市场化改革、电力辅助服务和容量电价补偿等政策有望加速推出，为煤电企业业 绩修复打开空间。光伏上游硅料产能扩张带动产业链价格下行，项目IRR和装机量有望进一步提升， 绿电盈利或将更加清晰，并推动火绿协同发展，加速火电灵活性改造进程，实现盈利模式的转变升 级。

运营商：（1）煤价高位回落，往后看，煤价有望继续下行，缓解成本压力。 煤价高位回落，成本压力有望得到缓解。22年以来受俄乌冲突、国际煤价上涨、进口煤减少、国内干旱高 温天气、电力需求复苏等因素影响，煤炭出现季节性、区域性供求紧张。此背景下，国家出台煤炭稳价保 供政策，煤炭供需紧张矛盾有所缓解，煤价从高位震荡逐步回归新的合理区间（上限），2023年3月7日秦 皇岛Q5500动力煤市场价已降至1120元/吨，考虑到即将迎来传统淡季，预计煤价大幅上涨的可能性较小。

22年前三季度，主要火电公司入炉标煤价格均同比大幅上涨，但环比已开始回落。2021年电煤价格上涨导 致煤电企业电煤采购成本大幅增加，国电电力、内蒙华电、华能国际三家平均涨幅53.7%。22年一季度仍 延续上涨趋势，自二季度以来，入炉标煤价格虽仍处于较高水平，但已开始回落，22年上半年三家平均涨 幅31.1%，较21年涨幅下降22.6pp。随着煤炭稳价保供政策的陆续推进，煤电企业成本压力将有所缓解。

2.2、光伏：关注上游降价给EPC和运营商带来的机遇

22年我国光伏新增装机规模大幅提升。2021年我国光伏新增装机容量为53.1GW，同比增加9.0%； 2022年我国光伏新增装机容量为86.1GW，同比高增62.0%。即便22年光伏上游价格高企，新增装 机规模仍实现大幅提升。 预计“十四五”“十五五”时期我国光伏新增装机规模将持续增长。长期看，在“双碳”目标持续 推进下，大型光伏基地建设等将支撑国内光伏装机需求持续增长，未来行业景气度将持续提升。据 CPIA预测，预计2025年我国光伏新增装机规模在100-125GW，2030年在120-140GW。

26省/市已明确“十四五”时期新增光伏装机目标，预计至2025年，光伏装机将新增479GW（不 包括未区分风光省份）。22年1月国家发改委发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确大力推 进风光基地建设。而后，国家发改委、国家能源局发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型 风电光伏基地规划布局方案》提出，到2030年，规划建设风光基地总装机约455GW，其中“十四 五”和“十五五”时期分别规划建设总装机约200GW和255GW。目前，根据已知26省/市的光伏 装机规划，预计至2025年，光伏装机共新增479GW（不包括未区分风光省份），其中云南省以 64.0GW的装机目标排在首位。

随着上游产能持续扩张，光伏 系统初始全投资将逐渐降低。 据硅业分会和各公司公告数据 显示，预计2023年我国多晶硅 产能可达240万吨/年，国内企 业产量可达146万吨，假设1万 吨 硅 料 能 支 撑 组 件 产 出 3.6/3.8/4.0/4.2GW ， 那 么 国 内146万吨硅料分别对应组件 产 出 526/555/584/613GW ， 有望带动装机增长需求。由于 硅料中途停产会导致较高成本， 具有持续性生产的特点，预计 未来国内硅料产能会持续扩张， 将支撑组件产出增加。据《中 国光伏产业路线图》数据，组 件约占投资成本的 46%，随着 上游硅料产能持续扩张，带动 组件价格逐步下降至合理水平， 光伏系统初始全投资也将逐渐 降低。

从光伏发电行业上游来看，2 月以来，多晶硅料、硅片、电 池片价格均有所上升，组件价 格略有回升。3月1日，多晶硅 致密料均价为230元/kg，较1 月底上涨53.3%，较11月中旬 高价303元/kg下跌24.1%；单 晶硅片 182mm/150μm 、 210mm/150μm 均价分别为 6.22、8.20元/pc，较1月底上 涨40.4%、41.9%，较10月底 高价7.52和9.71元/pc均下跌 17.3% ；电池片 182mm 、 210mm均价均为1.09元/W， 较1月底上涨28.2%，较11月 中旬高价1.35和1.34元/W下 跌 19.3%和 18.7%； 182mm 、 210mm单面单晶PERC组件价 格均为1.75元/W，较1月底持 平， 较11月中旬高价1.98元 /W均下跌11.6% 。

2.3、水电：增长空间仍存，重视抽水蓄能高规划

22年夏季气温创历史新高，全社会用电量增长加 大负荷压力。22年夏季(6月1日至8月31日)，全 国平均气温22.3℃，较常年同期偏高1.1℃，为 1961年以来历史同期最高。高温天气导致全社会 用电量明显增长，8月全社会用电量达8520亿千 瓦时，同比增长12.0%，用电负荷大增。 全国平均降水量为1961年以来同期第二少。今年 夏季全国 平均 降水量290.6 毫米， 较常年 同期 (331.5毫米)减少12.3%，水力发电受到挑战，逐 渐显现出电力供应不足问题。

今年入夏长江上游地区持续高温干旱是导致水电汛期来水严重偏枯的主要原因。22年夏三峡水库水 位、入库出库流量下降明显。 水位：2023年三峡水库水位下降明显。22年三峡水库水位均值为158.1米，相较21年同比下降4.1 米，且22年6月12日，三峡水库水位达到了近两年的最低值145.13米。目前23年水位整体处于偏低 水平。 入库出库流量：2022年三峡水库入库出库流量较前两年明显降低。22年6月28日三峡水库入库流量 达到峰值34000立方米/秒，相较21年峰值54000立方米/秒和20年峰值75000立方米/秒分别下降 20000立方米/秒和41000立方米/秒。22年6月29日三峡水库出库流量达到峰值31700立方米/秒， 相较21年峰值33300立方米/秒和2020年峰值49200立方米/秒分别下降1600立方米/秒和17500立 方米/秒。

截至23年3月初，“十四五”期间核准的抽水蓄能电站已达93.8GW。据各省报告，“十四五”基 本具备核准条件的抽蓄工程共219项，总规模达2.7亿千瓦。截至23年3月初，“十四五”已核准68 座抽水蓄能电站，总装机规模93.8GW，项目投资规模超6000亿元。其中，2021年核准电站11个， 装机规模合计13.8GW，投资金额约898亿元；2022年核准电站48个，装机规模合计68.9GW，投 资金额约4514亿元；23年初至今已核准电站9个，装机规模合计11.1GW，投资规模超700亿元。 按照省份来看浙江和湖北核准的抽水蓄能装机已超10GW，居于前列；按照时间来看，普遍下半 年核准的抽水蓄能装机较多，其中22H2达到60.8GW。

2.4、风电：22年招标规模可观，关注23年装机规模释放

22年1-12月风电新增装机容量为37.0GW，同比减少21.3%，全年新增装机略不及预期。2020年 风电新增装机容量为72.4GW，相较2020年，2022年风电新增装机容量接近2020年的一半，全年 新增装机略不及预期。我们认为主要系2022年各地疫情反复，尤其内蒙古、新疆等陆上风电主要省 份在9月底以来疫情持续反弹，抑制了风电项目的建设进度，对风电装机产生较大影响。 22年初以来风机招标容量已达119.9GW，相较2021全年增加122%，23年新增装机或大幅改观。 22年1-12月风机招标容量119.9GW已超过2019年的历史最高水平65.2GW，创历史新高。相较 2021全年增加122%，23年新增装机或将大幅提升。

22年全国风电弃风率为3.2%，维持在较低水平，风电消纳利用水平整体较高。自2016年以来出台 了一系列推动新能源消纳的政策后，我国弃风率便呈逐步下降趋势，由2016年的17.0%一路下降到 2019年的4.0%，2020年至今一直维持在3.0%-3.5%区间，风电消纳利用水平整体较高。 对风电消纳问题的担忧是影响风电装机的因素之一，如今弃风率维持在较低水平，未来风电装机持 续性增强。

22年5-12月陆风含塔筒和不含塔筒机组月度中标 均价呈反向变化，海风机组中标均价自9月以来 逐渐上行，23年2月风电发电企业设备成本总体 有所上行。22年5-12月数据显示，陆风含塔筒和 不含塔筒的月度中标均价呈反向变动，23年2月 风电陆风含塔筒和不含塔筒，以及海风中标均价 同步上行。海风机组中标均价自9月以来呈上涨 趋势，其中2月中标均价为4116元/kW，环比 +8%。 22年下半年，铁矿石、钢材价格整体下行，风电 上游成本回落，产业链降本压力有所缓解。

风机大型化稳步推进，驱动降本加速。过去十 年，我国风电机组朝大型化方向加速发展，成 为推动风电成本下降的主要路径。2021年，我 国风电机组最大单机容量、叶片长度与轮毂高 度分别达到16MW、123米、170米，海上/陆 上风机平均单机容量为5.6/3.1MW。 从22年风机最新招标数据看，目前我国海上风 机已开始向8-10MW等级迈进，陆上风机也在 向4-5MW等级发展，大功率趋势明确。

2.5、核电：积极有序发展正逐步落实，景气度有望改善

22年下半年核电投资额有所改善，累计同比增速逐渐提升。22年5月，我国核电投资额累计值为 161亿元，累计同比减少5.7%，6月核电投资额累计值为230亿元，累计同比增加1.9%，同比由负 转正，此后一直保持缓慢提升趋势，12月我国核电投资额累计值为677亿元，累计同比增加25.7%。 核电开启积极有序发展新阶段，22年已核准10台机组，装机规模合计为12.3GW。2022年核电审 批速度加快，4月国常会核准山东海阳、浙江三门、广东陆丰3个核电新建项目，共计6台机组；9月 核准广东廉江一期、福建漳州二期2个核电新建项目，共计4台机组。22年我国新核准核电机组数已 达10台，装机规模合计为12.3GW，积极有序发展政策正逐步落实。

“十四五”时期在建机组预计投产高峰在2025年。受2011年福岛核事故影响，我国乃至全球都重 新审视了核安全问题，对核电发展慎之又慎，我国2016-2017年未审批新核电机组，新一轮审批 2018年底才重启。根据在建进度，2021年我国投产3台核电机组，2022年投产2台，2023年预计 投产1台，2024年预计投产1台，2025年预计为在建机组投产高峰，或将投产6台。

2023年重点企业分析

华能国际：火电龙头转型，业务协同发展

投资逻辑： 1）随着煤价控制和电价上浮，公司火电业务22年有望扭亏为盈，火电价值有望重估；2）新能源高速 发展打开成长空间，十四五风光装机目标55GW，20-25年CAGR达39%，装机增速、在建工程、度电 利润等指标行业领先；3）火电新能源协同效应显著，经营性现金流较为充沛，为新能源发展提供充足 资本金，多能互补带来项目获取优势。

华电国际：火电修复弹性强，绿电持股收益高

投资逻辑： 1）华电集团旗下常规能源发电平台，22Q3公司实现归母净利润23.2亿元，领先于行业实现扭亏，业 绩改善弹性大；2）2022年前三季度公司综合上网电价同比增长23.8%，煤价回落叠加电价提升，推动 公司盈利能力不断修复；3）华电新能筹划上市，公司所持31%股权测算价值有望超400亿，投资收益 丰厚稳定。

国电电力：火电成本占优，水风光高速发展

投资逻辑： 1）背靠国家能源集团，充分利用产业协同效应，22Q3公司长协煤覆盖率100%，入炉煤价显著低于同 行；2）新能源业务全面提速，“十四五”新能源规划新增装机35GW，21-25年风光装机CAGR高达 55%，增速位居行业前列；3） 特高压时代水电消纳水平提高，叠加市场化电价上行趋势，公司水电板 块盈利水平有望进一步提升。

内蒙华电：煤电联营盈利显著，绿电业务扬帆起航

投资逻辑： 1）煤炭产能翻倍，营收将大幅提高；2）煤电联营成本优势明显，市场化交易持续推高电价，预计22 年火电净利润将增加约15亿；3）大基地政策叠加集团赋能，火电区域规模优势突出，有望利用火电灵 活性进行调峰，打造风光储一体化项目，实现25年新能源装机比例不低于50%目标。

青达环保：火电灵活性改造稀缺标的，开辟第二增长曲线

投资逻辑： 1）2022年1-11月实现火电投资额736亿元，同比增长38.3%，2021Q4以来火电装机核准进度加快， 风电、光伏发展带动调峰需求增加，预计十四五火电灵活性改造市场规模在60-180亿元；2）公司传统 炉渣和烟气处理业务保持平稳，并布局火电灵活性改造，全负荷脱硝业务高速发展，整机销售量不断提 升，带动公司2022-2024年归母净利润复合增速达46.1%；3）公司加大研发投入，并打入五大集团等 大型发电企业的供应链，形成技术与渠道优势。

广宇发展：转型新能源，开启新征程

投资逻辑： 1）公司通过置换鲁能新能源转型新能源发电，预计十四五期间计划新增装机30GW，装机量CAGR约 60%；2）鲁能新能源发电量快速增长，机组运行效率提升，2020年平均利用小时数为2086小时，同 比增长7.0%，带动盈利能力持续改善，2021H1净利率和ROE分别升至52%和8.9%，达到头部企业水 平；3）鲁能新能源加大研发投入，构建多能互补集成优化能力、深远海风电开发能力、先进储能技术 等方面构建起核心优势。

三峡能源：新能源发电领军者，集团赋能护城河稳固

投资逻辑： 1）风光装机高增速，带动业绩持续上升，公司22H1总装机达25.1GW，“十四五”有望突破50GW， 22Q3公司归母净利润为61.7亿，同比增长36.5%；2）海上风电引领者，22H1公司海风装机达4.6GW， 市场份额为17.2%，在政策利好和技术加持下海风优势有望持续扩大；3）公司资源和资金优势显著， 产业链布局带来整合红利，多维优势利于公司提高电站运营效率和盈利水平。

林洋能源：智能电表稳健发展，储能光伏破浪前行

投资逻辑： 1）智能电表2022年1-11月电网中标金额已达11亿，业务国内外双轮驱动；2）光伏运营自持1.6GW， 在手已核准资源增至3.4GW，储备资源超6GW，22年EPC业务有望受益组件降价而加快储备资源开发， 布局TOPCon光伏电池生产，计划2023M7和2024M3各投产6GW产能；3）储能上游亿纬林洋年产 10GWh储能电池已如期投产，中游公司先后中标能建2.7亿及预中标中电国际5亿订单，下游以“集中 式共享储能电站”发展建立合作，22H1纯储备资源超4GWh。

长江电力：乌白电站注入在即，六库联调增发提效

投资逻辑： 1）乌白水电站注入在即，公司装机规模有望升至71.8GW，发电量有望增至1113亿kwh，“六库联调” 有效减少弃水，整体利润有望增厚超120亿；2）聚焦“水风光储”多能互补，凭借金沙江下游优质资 源进行拓展，充沛现金流及低融资成本，为项目拓展提供支撑；3）横纵双向投资拓展，降本提效显著， 22Q3累计长投账面价值达654.6亿，贡献投资收益达41.8亿元。

中国核电：核电业务量稳价增，风光业务高速跨越

投资逻辑： 1）背靠中核集团，集团完整产业链优势全方位支撑公司业务发展；2）公司核电业务量稳价升，预计 2025年核电装机容量达到26.1GW， 2021年市场化电量占比快速增至38.3%，具备技术、资金和牌照 多重壁垒；3）公司新能源十四五规划装机高速增长，CAGR 42%居行业前列，资源获取能力强，资金 充足且22Q3融资成本仅2.3%，充分支撑新能源项目扩张。

编辑：荣耀2020