電力行業(yè)分析：火電盈利持續(xù)改善綠電加速建設(shè)

電力行業(yè)分析：火電盈利持續(xù)改善，綠電加速建設(shè)一、板塊業(yè)績降幅收窄，火電盈利持續(xù)好轉(zhuǎn)（一）水電業(yè)績大增，板塊利潤降幅收窄2022H1電力板塊歸母凈利潤同比降低13.1%，相比2021年降幅已明顯收窄。根據(jù)梳理GF電力40支樣本股的業(yè)績情況，2022H1電力板塊實現(xiàn)營業(yè)收入7183億元（同比+15.4%）、歸母凈利潤554億元（同比-13.1%），業(yè)績下滑原因主要系煤價仍在高位，即使火電電價大比例上浮后，依然難以覆蓋煤價的全部漲幅；但環(huán)比來看，業(yè)績降幅相比2021年Q4已大幅收窄，2022年Q1/Q2歸母凈利潤增速分別為-22%、-6%，其中火電盈利環(huán)比改善、水電來水偏豐是主因。單季度來看，2022Q1以來盈利改善趨勢明確。從板塊單季度來看，2021Q4為統(tǒng)計近十年以來首次板塊虧損，實現(xiàn)歸母凈利潤-312億元（同比-286%），而2022Q1已經(jīng)盈利轉(zhuǎn)正，歸母凈利潤降幅收窄至22%，二季度環(huán)比繼續(xù)改善，實現(xiàn)歸母凈利潤328億元（同比-6%）。預(yù)期伴隨火電盈利的持續(xù)改善、綠電裝機(jī)規(guī)模放量，往后數(shù)個季度電力板塊業(yè)績有望持續(xù)向上。細(xì)分領(lǐng)域來看：火電恢復(fù)盈利、水電業(yè)績大增支撐板塊利潤，風(fēng)光等細(xì)分板塊保持穩(wěn)健增長。2017至2021年火電營業(yè)收入占電力板塊的比重維持在70%以上，是電力板塊營收、業(yè)績增速的主要驅(qū)動，經(jīng)歷2021年巨虧后，2022年上半年火電板塊恢復(fù)盈利；水電板塊則在來水偏豐下歸母凈利潤大增30.5%；新能源裝機(jī)放量下，雖然風(fēng)資源偏弱，綠電板塊利潤仍保持穩(wěn)定增長。（二）關(guān)注火電盈利反轉(zhuǎn)，綠電成長空間廣闊火電板塊：煤價仍居高位，看好后續(xù)長協(xié)煤比例提升下的盈利反轉(zhuǎn)。2022年，國家在煤炭保供穩(wěn)價的力度持續(xù)提升，火電企業(yè)長協(xié)煤比例保障強(qiáng)化下，火電盈利迎來反轉(zhuǎn)趨勢，2022H1板塊實現(xiàn)歸母凈利潤75億元，其中Q1/Q2分別為32/43億元，環(huán)比持續(xù)改善。雖然二季度煤價出現(xiàn)小幅反彈，部分企業(yè)業(yè)績承壓，但我們預(yù)期伴隨著國家層面在電價、煤價、資金等多環(huán)節(jié)支持火電企業(yè)紓困，長協(xié)煤比例持續(xù)上升下，火電企業(yè)有望迎來數(shù)個季度持續(xù)的環(huán)比改善。水電板塊：2022年全國主要流域來水偏豐，上半年水電板塊歸母凈利潤同比+30.5%。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，來水偏豐下，上半年全國水電利用小時數(shù)1691小時，同比提升195小時（同比+13.0%），水電發(fā)電量同比增長20.3%。主要水電龍頭發(fā)電量大增，長江電力、華能水電、雅礱江水電發(fā)電量分別同比增長33.3%、9.0%、29.6%。水電板塊2022H1實現(xiàn)營業(yè)收入681億元（同比+21.7%）、歸母凈利潤215億元（同比+30.5%）。綠電板塊：風(fēng)資源偏弱、平價項目增多，綠電板塊利潤增速下滑。2022年風(fēng)資源偏弱，疊加上年高基數(shù)影響，根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022H1全國風(fēng)電利用小時數(shù)1154小時，同比降低58小時（同比-4.8%），疊加綠電平價項目增加、市場化交易比例提升，綠電板塊業(yè)績增速下滑，2022H1綠電板塊實現(xiàn)營業(yè)收入654億元（同比+19.0%）、歸母凈利潤150億元（同比+5.8%）。核電板塊：市場化交易帶來電價彈性，審批重啟下開啟“量價齊升”。伴隨2019年我國正式重啟核電審批、“十四五”電力規(guī)劃重提積極發(fā)展核電，核電項目審批、建設(shè)迎來高峰期。此外受益于市場化電價上浮，核電機(jī)組的盈利持續(xù)提升，其中江蘇2022年度市場化交易結(jié)果較燃煤基準(zhǔn)價溢價19.4%。量價齊升下，核電板塊2022H1實現(xiàn)營業(yè)收入712億元（同比+6.4%）、歸母凈利潤113億元（同比+11.9%）。（三）基金持倉占比降低，龍頭配置價值突出2022H1電力股基金配置占比降低至0.3%，環(huán)比降低0.46個百分點。從個股來看，2022H1中國核電個股基金配置比例位居板塊首位，基金配置比例0.069%。水電板塊長江電力、川投能源位居第二、四位，基金配置比例為0.050%、0.029%。綠電板塊三峽能源基金配置比例0.030%，位居第三位?；痣姲鍓K華能國際、華電國際、內(nèi)蒙華電、國電電力等基金配置比例為0.027%、0.024%、0.022%、0.015%，位居第5-8位。我們認(rèn)為，預(yù)期2022Q3起，火電盈利有望維持同比、環(huán)比增長趨勢，經(jīng)營現(xiàn)金流已率先回復(fù)正增長，可用于風(fēng)電、光伏等綠電運營項目投資，帶動業(yè)績實現(xiàn)更高成長。二、火電：短期盈利持續(xù)改善，長期價值有望重估我們當(dāng)前強(qiáng)推火電，主要有三大邏輯：短期火電盈利持續(xù)改善，中期綠電轉(zhuǎn)型提升成長性，長期火儲及容量電價補(bǔ)償機(jī)制建立（輔助服務(wù)市場）帶來火電資產(chǎn)重估契機(jī)。關(guān)注火轉(zhuǎn)綠的龍頭（華電國際/華能國際/國電電力等）及區(qū)域公司（皖能電力/寶

新能源/福能股份等）。（一）上半年燃料成本各異致業(yè)績分化，部分火電龍頭恢復(fù)盈利業(yè)績分化，但改善趨勢不變?；痣姲鍓K歸母凈利潤已從2021Q4的巨虧轉(zhuǎn)變?yōu)?022H1盈利75億元。具體來看，上半年板塊營業(yè)收入端依然保持正增長15.5%，主要源于去年10月上網(wǎng)電價上浮空間+20%效應(yīng)顯現(xiàn)，盡管上半年發(fā)電量略下滑；成本端，上半年市場煤價仍維持高位，長協(xié)煤履約比例各家公司有所不同，導(dǎo)致火電公司業(yè)績分化較大；其他業(yè)務(wù)及投資收益端，綠電業(yè)務(wù)普遍保持較快增長，部分公司受益于水電、核電、煤炭等持有股權(quán)收益，Q2業(yè)績持續(xù)改善。其中重點公司華電國際、華能國際、國電電力和大唐發(fā)電2022Q2分別實現(xiàn)歸母凈利潤10.28、-20.52、12.79和18.09億元，Q2環(huán)比Q1增加4.12、-10.96、2.23和22.18億元。具體來看，全國性火電公司國電電力、華電國際上半年標(biāo)煤單價分別為968、1180元/噸，華能國際在1230元/噸左右，因而國電電力上半年火電業(yè)務(wù)恢復(fù)盈利至2.57億元，華電國際則受益于綠電+煤炭參股收益帶動業(yè)績環(huán)比提升，反觀華能國際則受制于沿海電廠進(jìn)口煤比例高、長協(xié)低，火電業(yè)務(wù)稅前利潤虧損近90億元，但綠電稅前利潤近40億元略超預(yù)期。地方公司方面，皖能電力亦受益于高長協(xié)煤（截至6月初85%左右）、業(yè)績環(huán)比大幅改善，福能股份則受益于海風(fēng)投產(chǎn)業(yè)績提升，內(nèi)蒙華電煤電一體化優(yōu)勢顯著

（2022H1標(biāo)煤單價為638元/噸）、業(yè)績環(huán)比持續(xù)改善。（二）電力需求有望穩(wěn)步回升，Q3長協(xié)煤比例提升盈利持續(xù)改善用電需求提振、而水電出力不足，預(yù)計火電發(fā)電量有望回升。夏季高溫持續(xù)、用電需求旺盛，根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022年7月全社會用電量同比增長6.3%，1-7月同比增長3.4%。7月全國發(fā)電量同比增長4.5%、1-7月累計同比增長1.4%。7月水電汛期來水偏枯背景下，火電單7月發(fā)電量增速達(dá)到+5.3%、今年1-2月以來單月同比首次回正；水電單7月發(fā)電量增速回落到2.4%（6月同比增速為29%）。8月高溫持續(xù)、多地用電負(fù)荷破新高，預(yù)計火電發(fā)電量同比有望繼續(xù)保持正增長。上半年火電公司上網(wǎng)電量不及同期，電價同比仍在高位保持。考慮當(dāng)前電力供需緊張、且短期仍將保持緊平衡狀態(tài)，下半年火電發(fā)電量、上網(wǎng)電量有望環(huán)比提升，上網(wǎng)電價全年高位保持。電量方面，2022年上半年受疫情及水電多發(fā)影響，全國火電發(fā)電量同比-3.9%。全國性火電公司華能國際、華電國際、國電電力、大唐發(fā)電同期上網(wǎng)電量同比-5.61%、-5.02%、2.81%、-8.18%；地方公司中，上海電力、贛能股份、粵電力上網(wǎng)電量同比-4.61%、-13.80%、-6.46%，福能股份去年年末并網(wǎng)海風(fēng)放量、上網(wǎng)電量同比+1.05%。電價端來看，上半年火電公司上網(wǎng)電價同比高位保持，全國性火電龍頭華能國際、華電國際、國電電力、大唐發(fā)電上網(wǎng)電價同比+20.7%、23.1%、26.0%、16.9%；

地方公司，內(nèi)蒙華電、上海電力、粵電力上網(wǎng)電價同比+33.9%、15.7%、+18.5%。7月原煤產(chǎn)量達(dá)3.73億噸，同比增長16.1%。2021年10月，國務(wù)院出臺多項措施保障煤炭供應(yīng)；結(jié)合2022年全國能源工作會議強(qiáng)調(diào)，要繼續(xù)發(fā)揮煤炭“壓艙石”作用，原煤產(chǎn)量持續(xù)提升，2022年7月單月產(chǎn)量達(dá)3.73億噸（同比+16.1%），2022年至今原煤單月產(chǎn)量均實現(xiàn)超10%以上的同比增速。政策督促煤企加快釋放先進(jìn)產(chǎn)能下，預(yù)計未來2-3年煤炭供需格局有望同比改善。煤價高位持續(xù)，期待長協(xié)煤兌現(xiàn)比例持續(xù)提升優(yōu)化盈利。上半年火電公司用煤成本差異較大，華能國際（進(jìn)口煤占比高）、華電國際、上海電力（進(jìn)口煤占比高）標(biāo)煤單價均在1100元/噸以上，而國電電力（背靠國能集團(tuán)）、內(nèi)蒙華電（煤電一體化）僅為968、638元/噸。根據(jù)百川盈孚和Wind數(shù)據(jù)，目前秦皇島動力煤（Q5500）市場價仍在1200元/噸左右、而年度長協(xié)價格為719元/噸。測算單噸煤價下降100元時，火電公司度電利潤可增加0.03元/千瓦時左右。我們預(yù)計伴隨國家動力煤保供穩(wěn)價政策的持續(xù)加強(qiáng)，Q3火電企業(yè)長協(xié)煤履約率環(huán)比、同比將顯著提升，火電自身基礎(chǔ)盈利能力將不斷改善。（三）火電+新能源大有可為，部分公司已作出突破火電板塊可創(chuàng)造2000億元/年現(xiàn)金流，盈利反轉(zhuǎn)后將是風(fēng)光投資主力軍。2021年火力發(fā)電板塊在歸母凈利潤虧損305億元后僅實現(xiàn)經(jīng)營性現(xiàn)金凈額560億元。而扣除煤價高漲導(dǎo)致虧損的2021年后，GF火電板塊2020年實現(xiàn)經(jīng)營現(xiàn)金流凈額2031億元（同比+17.0%），凈現(xiàn)比接近5倍，其中龍頭企業(yè)華能國際、國電電力、大唐發(fā)電及華電國際分別實現(xiàn)經(jīng)營性現(xiàn)金流凈額420.50、422.42、267.54和264.66億元。GF火電板塊2020年經(jīng)營現(xiàn)金流凈額超2000億元，按照30%資本金比例可撬動6000億投資，火電企業(yè)是風(fēng)光建設(shè)的主力軍。2022年上半年，板塊經(jīng)營現(xiàn)金流凈額達(dá)836億元，同比已恢復(fù)正增長，火轉(zhuǎn)綠趨勢有望加速。新能源大規(guī)模并網(wǎng)導(dǎo)致電力系統(tǒng)調(diào)峰負(fù)擔(dān)加大，火電靈活性改造是提升系統(tǒng)調(diào)峰能力的重要方式。電力系統(tǒng)需要保持發(fā)電端和負(fù)荷端的動態(tài)平衡，發(fā)電端的調(diào)節(jié)能力必須大于負(fù)荷的變化。而由于風(fēng)光資源受晝夜、天氣、季節(jié)等因素影響，新能源出力存在一定的隨機(jī)性和波動性；以風(fēng)電為例，日波動最大幅度可達(dá)裝機(jī)容量的80%，且呈現(xiàn)“反調(diào)峰”特性。因此在新能源高比例接入電力系統(tǒng)后，系統(tǒng)調(diào)峰負(fù)擔(dān)加大。目前能夠提供調(diào)峰能力的電源主要有火電、水電（含抽水蓄能）、電化學(xué)電池等，而我國以火電為主（中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示2021年火電裝機(jī)容量占比55%）的能源結(jié)構(gòu)，決定了火電靈活性改造是增強(qiáng)系統(tǒng)調(diào)峰能力的重要方式。關(guān)注新能源大規(guī)模并網(wǎng)下棄風(fēng)、棄光，重視火電調(diào)峰、消納能力。全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心數(shù)據(jù)顯示，7月全國風(fēng)電利用率為97.9%，其中蒙西、蒙東、青海、新疆分別為97.7%、93.0%、88.5%、96.5%；同期全國光伏利用率為98.9%，上述地區(qū)分別為99.3%、100%、87.4%、99.4%，各風(fēng)光資源充裕地區(qū)棄風(fēng)、棄光改善程度不一。伴隨新能源大規(guī)模并網(wǎng)，電力系統(tǒng)調(diào)峰負(fù)擔(dān)加大，火電深度調(diào)峰、削峰填谷作用有望凸顯；而新+火打捆交易有助新能源外送消納，寧夏、內(nèi)蒙古、甘肅等多個電力交易中心均已作出突破。部分公司已作出突破，火電+新能源大有可為?！笆奈濉逼陂g火電公司積極轉(zhuǎn)型，全國性龍頭國電電力、華能國際、大唐發(fā)電十四五末風(fēng)光裝機(jī)擬達(dá)42、55、38GW，2021-2025年風(fēng)光裝機(jī)CAGR均在40%以上?；痣?新能源發(fā)展成為趨勢，大唐發(fā)電托克托電廠百萬千瓦級新能源打捆外送項目；皖能電力擬新增可再生能源裝機(jī)4GW，且已獲得皖、新兩地政府疆電外送明確支持；內(nèi)蒙華電具備跨區(qū)域送電、煤電一體化優(yōu)勢，可有效助力公司新能源發(fā)展。三、水電：來水偏豐+成本優(yōu)化，水電業(yè)績大增（一）水電：來水偏豐發(fā)電量提升，市場化交易電價上行2022年上半年主要流域來水偏豐，水電企業(yè)盈利大幅提升。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022年1-6月，全國水電發(fā)電量同比增長20.3%，7月來水偏枯，全國發(fā)電量僅同比增長2.4%。上半年長江上游溪洛渡水庫來水同比偏豐74.43%，三峽水庫來水同比偏豐27.47%；瀾滄江流域烏弄龍斷面來水同比偏豐兩成、小灣及糯扎渡斷面來水同比偏豐超三成。發(fā)電量增長帶動下，水電公司盈利提升，長江電力、華能水電、雅礱江水電、桂冠電力歸母凈利潤分別同比提高31.6%、42.6%、25.9%、54.0%。上半年來水偏豐，7-8月份來水轉(zhuǎn)枯。7-8月份南方地區(qū)主要流域來水轉(zhuǎn)枯，以三峽水庫為例，上半年三峽水庫平均入庫流量同比提升25.4%，平均出庫流量同比提升15.3%。但7月份來水轉(zhuǎn)枯，7-8月三峽水庫平均入庫流量同比降低42.1%，平均出庫流量同比降低44.6%，水位已經(jīng)接近死水位145米。水電市場化交易電價上行，1-8月份云南省市場化交易電價同比提升9.0%。云南省作為我國首批電力體制改革綜合試點省份，電力市場化程度高，伴隨供需格局改善，電價中樞上行，根據(jù)昆明電力交易中心數(shù)據(jù)，2022年1-8月份云南省內(nèi)市場化交易平均電價0.2287元/千瓦時，同比提高1.88分/千瓦時（同比+9.0%）。電力市場化改革持續(xù)推進(jìn)，雅礱江錦官電源組送蘇落地電價形成機(jī)制改為“基準(zhǔn)落地電價+浮動電價”。2022年8月，江蘇省發(fā)改委發(fā)文完善雅礱江錦官電源組送蘇電價形成機(jī)制，浮動電價根據(jù)市場化交易電價與燃煤基準(zhǔn)價之差變動，2022年8月1日起，錦官電源組送蘇上網(wǎng)電價為0.3195元/千瓦時（此前為0.2811元/千瓦時，漲幅13.7%）。根據(jù)雅礱江水電債券募集說明書，錦官電源組合計裝機(jī)容量10.8GW，其中6.4GW送江蘇，4.4GW留川渝，享受較高電價，此次電價機(jī)制完善和電價提升將直接提升公司利潤。（二）成本優(yōu)化下行空間打開，經(jīng)營現(xiàn)金流穩(wěn)定提升成本端來看，水電公司成本以折舊和財務(wù)費用為主，占總成本50%以上。伴隨全國水電開發(fā)進(jìn)入后半程，主要水電站運營穩(wěn)定，部分水電站迎來折舊到期高峰；同時水電公司償還債務(wù)優(yōu)化債務(wù)結(jié)構(gòu)，財務(wù)費用逐漸降低。三峽、糯扎渡等水電站機(jī)組逐漸到期，十四五長江電力、華能水電迎來折舊下行期。水電站折舊以大壩和機(jī)器設(shè)備為主，大壩的折舊年限通常在40-50年，機(jī)器設(shè)備折舊年限在20年以內(nèi)，同時由于水電站實際運營時間遠(yuǎn)超折舊年限，折舊到期后將釋放利潤。十四五期間，長江電力三峽電站、華能水電功果橋、小灣、糯扎渡、龍開口水電站機(jī)器設(shè)備將逐漸到期。2022H1，長江電力折舊費用同比減少3.01億元（同比降低5.2%），華能水電折舊費用同比減少2.67億元（同比降低9.0%）。長江電力和華能水電部分電站機(jī)組折舊年限于十四五期間逐漸到期。長江電力使用年限平均法對固定資產(chǎn)進(jìn)行折舊，其中三峽大壩、向家壩大壩和溪洛渡大壩的折舊年限均為45年，葛洲壩大壩為50年，大壩折舊年限遠(yuǎn)低于實際使用年限；此外，水輪機(jī)、發(fā)電機(jī)的折舊年限均為18年。三峽水電站機(jī)組自2003年起逐漸投產(chǎn)，預(yù)計于2021年開始折舊年限逐漸到期。華能水電水電站水輪發(fā)電機(jī)折舊年限在12年左右，在十四五期間，功果橋、小灣、糯扎渡、龍開口水電站水輪機(jī)折舊將陸續(xù)計提完畢，暫不考慮在建托巴電站和光伏項目，預(yù)測到2025年，公司存量水電站機(jī)組折舊相比2021年將降低9億元左右。2022年上半年水電板塊財務(wù)費用小幅提升，多數(shù)水電公司財務(wù)費用降低。2022H1水電板塊財務(wù)費用同比增加1.33億元（同比+1.9%），主要系國投電力財務(wù)費用增加較多，兩楊電站投產(chǎn)后利息支出費用化，2022H1國投電力財務(wù)費用同比增加6.22億元（同比+32.5%），而長江電力、華能水電、桂冠電力等無新增水電的公司，財務(wù)費用均有9%以上的降幅。板塊資產(chǎn)負(fù)債率持續(xù)降低，2022H1板塊資產(chǎn)負(fù)債率降低2.6pct至53.4%。水電站穩(wěn)定運營后，公司逐漸降低負(fù)債規(guī)模，優(yōu)化債務(wù)結(jié)構(gòu)，利用低利率負(fù)債置換存量債務(wù)降低融資成本，2022H1板塊總資產(chǎn)達(dá)8807億元，總負(fù)債達(dá)4706億元，資產(chǎn)負(fù)債率53.4%（同比降低2.6pct），主要水電公司資產(chǎn)負(fù)債率均呈現(xiàn)下降趨勢，其中長江電力資產(chǎn)負(fù)債率44.9%遠(yuǎn)低于行業(yè)平均水平，川投能源擴(kuò)大投資資產(chǎn)負(fù)債率逐漸提高。水電板塊現(xiàn)金流穩(wěn)定且充裕，2015-2021年年均經(jīng)營現(xiàn)金流凈額超800億元。2021年受來水偏枯以及國投電力火電虧損影響，水電板塊經(jīng)營現(xiàn)金流凈額降低至747億元，龍頭企業(yè)長江電力、華能水電、國投電力經(jīng)營現(xiàn)金流凈額分別達(dá)357、165、146億元。2022年上半年，水電板塊經(jīng)營現(xiàn)金流凈額同比增長22.0%至350億元。四、綠電+核電：綠電高成長，核電盈利優(yōu)化（一）綠電：“雙碳”目標(biāo)加速綠能建設(shè)，風(fēng)光迎來建設(shè)高峰期2022H1綠電板塊營業(yè)收入和歸母凈利潤分別同比增長19.0和5.8%。受風(fēng)資源偏弱、平價項目增多、市場化交易比例提升等因素影響，上半年風(fēng)電和光伏運營商業(yè)績增減不一。其中三峽能源、龍源電力2022H1分別實現(xiàn)歸母凈利潤50.37、43.33億元。由于上半年新增投產(chǎn)風(fēng)光裝機(jī)2.10GW及2021年末并網(wǎng)裝機(jī)放量，同時風(fēng)光裝機(jī)較均衡，三峽能源上半年上網(wǎng)電量同比+46.5%，歸母凈利潤同比+36.6%；由于龍源電力以風(fēng)電裝機(jī)為主，上半年受風(fēng)資源偏弱影響較大，疊加煤價大漲成本上升，2022H1歸母凈利潤同比降低17.4%。伴隨裝機(jī)放量、組件價格下行，綠電成長屬性依舊突出。2022年至今風(fēng)光新增裝機(jī)保持高增速，1-7月風(fēng)光新增裝機(jī)分別同比增長18.8%、110.3%。伴隨我國能源轉(zhuǎn)型的加速推進(jìn)，新增風(fēng)光裝機(jī)保持高增速，根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022年1-7月風(fēng)電累計新增裝機(jī)14.9GW，同比增長18.8%；光伏累計新增裝機(jī)37.7GW，同比增長110.3%。裝機(jī)增長帶動風(fēng)光發(fā)電量提升，風(fēng)資源偏弱風(fēng)電發(fā)電量增速下滑。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022年1-7月，全國風(fēng)電發(fā)電量累計同比增長7.7%，光伏發(fā)電量累計同比增長13.0%。由于風(fēng)資源偏弱，1-7月全國風(fēng)電利用小時數(shù)同比降低68小時（同比-5.0%），導(dǎo)致風(fēng)電發(fā)電量增速低于上年同期。2022H1綠電板塊應(yīng)收賬款達(dá)1110億元，其中龍源電力、三峽能源應(yīng)收賬款分別為297、270億元。風(fēng)電光伏運營商應(yīng)收賬款快速提升，截至2022H1，板塊應(yīng)收賬款達(dá)1110億元，占板塊總資產(chǎn)比例達(dá)13.7%，相比2021年底增加184億元。作為綠電龍頭，龍源電力、三峽能源帶補(bǔ)貼項目較多，2022H1應(yīng)收賬款分別達(dá)297、270億元，上半年分別新增27、77億元。補(bǔ)貼回收改善現(xiàn)金流，保障后續(xù)項目建設(shè)。隨著風(fēng)光步入平價時代，國補(bǔ)拖欠問題有望逐步解決，疊加裝機(jī)不斷擴(kuò)張，板塊現(xiàn)金流持續(xù)改善，上半年龍源電力收到補(bǔ)貼款114億元，經(jīng)營現(xiàn)金流凈額同比提升88.3%，三峽能源裝機(jī)快速擴(kuò)張，經(jīng)營現(xiàn)金流凈額同比提升49.0%。2022H1綠電板塊經(jīng)營現(xiàn)金流凈額329億元，同比增加72.4%。2022年7月15日，國家電網(wǎng)發(fā)布2022年第一批補(bǔ)貼資金399億元。2022年8月，發(fā)改委等三部委發(fā)文，設(shè)立北京、廣州可再生能源發(fā)展結(jié)算服務(wù)有限公司，統(tǒng)籌解決可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼問題。隨著補(bǔ)貼下發(fā)，風(fēng)光運營商現(xiàn)金流有望持續(xù)改善。（二）核電：機(jī)組核準(zhǔn)加速，市場化電價提升優(yōu)化盈利能力核市場化交易帶來電價彈性，開啟“量價齊升”。伴隨核電機(jī)組有序投產(chǎn)，2022H1中國廣核實現(xiàn)營收366.22億元（同比-0.7%）、歸母凈利潤59.04億元（同比+7.4%），中國核電實現(xiàn)營收345.72億元（調(diào)整后同比+15%）、歸母凈利潤54.37億元（調(diào)整后同比+17.4%）。受益于市場化電價上升+度電成本下降，核電盈利能力提升，2022H1核電業(yè)績增速均超過營收增速。2022H1核電電價提升，企業(yè)盈利持續(xù)上修。以中國廣核為例，2022年寧德1-4號機(jī)組、防城港1-2號機(jī)組、紅沿河1-4號機(jī)組全部上網(wǎng)電量參與電力市場交易，2022H1市場化交易電量占總上網(wǎng)電量比例已達(dá)到55%，同比增長17.1pct。2021年底來受燃煤基準(zhǔn)價上浮空間提升至20%催化，根據(jù)廣東電力交易中心披露2022年度交易情況，2022年廣東省內(nèi)年度市場化交易平均電價已達(dá)到0.497元/千瓦時，相較核電計劃電價實現(xiàn)反轉(zhuǎn)。市場化交易比例提升+電價反轉(zhuǎn)下，2022H1公司核電平均上網(wǎng)電價已達(dá)到0.373元/千瓦時，同比上漲5.5%。核電成本穩(wěn)定可控，2022H1核電度電成本下降至0.1782元/千瓦時。核電成本主要包括固定資產(chǎn)折舊、運維及核燃料，以中國廣核為例，近三年核電度電折舊穩(wěn)定在0.062元/千瓦時左右。上半年核電公司通過管理改進(jìn)和技術(shù)創(chuàng)新，持續(xù)降低核電站運維成本，充分實現(xiàn)核電的經(jīng)濟(jì)性，2022H1核電度電成本下降至0.178元/千瓦時，電價上升+度電成本下降提升核電企業(yè)盈利能力。截至2022H1我國核電裝機(jī)達(dá)55.81GW，上半年一次性核準(zhǔn)6臺機(jī)組。根據(jù)中國核能行業(yè)協(xié)會，上半年福清6號機(jī)組、紅沿河6號機(jī)組相繼投產(chǎn)，截至2022H1我國核電裝機(jī)已達(dá)到55.81GW，其中中國核電23.71GW、中國廣核29.38GW。此外2022年4月底國常會一次性核準(zhǔn)三門3-4號、陸豐