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火电1Q23复苏只是开始，水电稳健性较高。22年受国际地缘冲突和来水偏枯的影响煤价高企，火电/水电板块业绩表现平淡。1Q23火电业绩改善明显，大水电顶住蓄能不足的压力利润均正增长；我们看好2Q23火电业绩继续修复，水电在去年高基数背景下稳健增长。 火电：1Q23的复苏只是开始 考虑库存因素1Q23煤炭现货价格其实是同比上涨的，但是我们看到火电上市公司均出现较大程度的同比扭亏或高增长，主要还是受益于进口煤和国内长协履约兑现情况好转，尚有部分火电企业一季度业绩恶化。只要煤价现货价格可以维持在当前位置，我们判断火电企业2Q23业绩环比改善、同比更大幅度扭亏或增长应该是大概率事件（正文图5）。根据长江防汛抗旱总指挥部5月3日会议，2023年汛期降水量总体偏少，旱重于涝，我们判断2023电力供需依然偏紧，但是重演2022缺电事件概率较低。 水电：主流域大电站稳健性较高 在蓄能不足的背景下，金沙江/雅砻江/澜沧江流域主要电力上市公司1Q23业绩均正增长，龙头水库调节能力凸显（以雅砻江为例，根据官网信息，两河口枯期放水使下游增发90亿度电）。 来水风险：不必过于担忧 对火电和水电短期共同的风险就是来水，会造成水电电量低于预期，火电顶峰出力也可能带动煤价上涨，尤其是4月底云南多地发布橙色干旱预警。根据云南省应急管理厅，2023年以来云南省平均降雨量较常年同期偏少六成，平均气温较常年同期偏高0.8℃。但是我们要强调，2020-21云南省水电发电量只占到全国的20%，水电大省四川目前预测汛期降雨只比多年平均略偏少。我们在正文也有过测算，假设今年来水恢复到正常水平，今年电力行业耗煤的增量只需要一季度进口煤增量即可覆盖；假设今年来水情况和去年一样差，电力耗煤增量也只需今年一季度进口煤+国内产煤增量即可覆盖。 风险提示：煤炭价格大幅波动；极端性气候事件。 火电：22年盈利寻底，1Q23复苏初现 2021年初以来，动力煤价一路飙升，秦皇岛5500kcal煤价从2021年采暖季结束最低的573元/上涨至2021年底的1650元/吨，随后在发改委的有效措施下出现回落。2022年的地缘冲突和极端气候事件又支撑去年全年煤价高位运行。2022年9月以来，海外煤价随欧洲暖冬及LNG库存高位开始回落，带动国内秦皇岛煤价在2022年10月底阶段性见顶，沿海电厂率先受益。虽然因为库存原因（2022入冬前普遍在20天以上）大部分电力企业4Q22尚未出现明显的成本拐点，但是1Q23火电企业成本改善初现端倪。
根据我们对Wind电力行业成分股的统计，火电板块在4Q21创下历史亏损新高，随着电价上涨2022年有明显减亏（归母净利1-3Q22为正主要是受到上市公司内其余非火电业务的拉动，例如新能源发电）。4Q22火电板利润由正转负主要是受到1）煤价在汛期来水不及预期后的明显上涨，2）年底大幅计提减值；1Q23 的利润出现较大幅度同比增长（513%同比），显示出煤价的同比回落已经逐渐开始体现在成本端。
我们认为火电板块1Q23的业绩改善只是个开始。根据我们的计算，考虑半个月库存周期，1Q23的现货采购价格其实是同比上涨的（煤价在4Q22阶段性见顶高位回落），所以1Q23成本端改善较为明显的公司主要是受益于长协比例提升和进口煤。只要国内外现货价格稳定在当前的位置，我们判断大部分公司2Q23的成本改善会更加明显。
1Q23的业绩改善只是个开始，从沿海电厂较多的公司华能国际/浙能电力/粤电力的报表中推算，一季度火电仍处于盈亏平衡线；从山东电厂较多的华电国际报表层面看，控股火电已经实现微利。虽然内陆电厂为主的建投能源/晋控电力等1Q23业绩同比恶化，我们认为主要是受到高价库存和长协改善较迟的影响。
水电：韧性强于预期，蓄能较低背景下业绩稳健 受2022来水偏枯、主要流域蓄能不足的影响，1Q23全国水电发电量同比下滑8%；但是大水电流域金沙江和雅砻江都实现了双位数增长，长江电力六座电站发电量同比增长18%，雅砻江发电量同比增长33%，大水电中仅华能水电澜沧江电量下滑11%；明显优于小水电，代表性上市公司黔源电力/桂冠电力/湖北能源水电1Q23下滑67%/33%/59%。大水电的稳健表现带动水电板块1Q23收入/利润同比增长23%/22%。
根据气象中心4月的预测，今年汛期降水呈南北两条多雨带,长江中游降水明显偏少；松花江流域、嫩江流域、黄河中下游、海河流域、珠江流域可能出现较重汛情,长江中游可能出现区域性气象干旱。根据气象中心的判断，我们预期今年来水会相对去年改善，但是局部干旱的风险依然较大。所以我们认为，今年水电来水与业绩改善是较大概率事件，但出于气候难以预测的风险考虑，我们主要推荐稳健性较高的大水电资产。 南方降雨可能偏少。根据长江防汛抗旱总指挥部5/3日会议的预测，2023年汛期（4月至10月），长江流域气候年景总体偏差，旱重于涝；主汛期（6月至8月）降水偏少，长江上游基本正常，中下游偏少，多雨区主要位于长江上游西南部、两湖水系南部，长江中游干流附近降水明显偏少。其中，上游北部、金沙江中下游、两湖流域南部和太湖南部偏多一至二成；流域其他大部偏少一至三成，少雨中心位于中游干流区间，偏少二至三成。 北方降雨可能偏多。据央视新闻4/28消息，水利部黄河水利委员预测：受北方主雨带和“三重拉尼娜”事件持续减弱等影响，今年黄河中下游发生严重汛情的可能性大，降水较常年同期明显偏多，其中山西陕西区间偏多二到五成。 来水：风险可控，不用对煤价归于担心 根据我们对2023中国电量的预测，2023年电量增长在5%-6%的情况下，如果水电来水恢复到历史平均水平，新增风光装机160GW的中性假设下，2023全年中国煤电电量增长约500亿度。进一步假设燃气发电如果没有任何增粘，火电需要发力的1071亿度全部由煤电承担，需额外消耗标煤约0.35亿吨——需求端的增量，不考虑国内增产，仅2023年一季度的进口煤增量就可以覆盖（1Q23进口原煤1.02亿吨，去年同期0.52亿吨）。
假设2023年来水情况2022一样（利用小时持平），2023全年新增煤电发电量在860-1400亿度之间（差额在燃气发电），需要消耗标煤0.25-0.43亿吨，只要一季度的供给增量即可满足（进口煤增加0.5亿吨，自产原煤增加0.7亿吨），所以我们认为煤炭的供需紧平衡缓解2023只是时间问题。
风险提示 煤炭价格大幅波动： 俄乌冲突等是22年以来煤炭价格超预期上涨重要影响因素，若未来地缘紧张局势延续或发生较大变化，以及欧洲和中国气候有突发变化，可能导致煤炭需求短期超预期。 来水不及预期： 2022年中国经历了百年难得一遇的高温和旱情，虽然中国气象局预测今年来水会有明显同比改善，但气候因素多变，可能会成为较难控制的因素。 相关研报 王玮嘉 S0570517050002 | BEB090 黄波 S0570519090003 | BQR122 |
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