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中广核新能源业绩会纪要–20220321

2023-03-23未知机构℡***
中广核新能源业绩会纪要–20220321

中广核新能源2022业绩会纪要财务 2022年公司实现收入24.3亿美元,同比增长43.4%;EBITDA为9.31亿美元,同比增长34.5%;实现净利润(剔除一次性调整)2.76亿美元,同比增长34%;每股收益达到45.99美分,同比增长35.9%;公司建议派息比率为归母净利润的20%。 分板块看,2022年风电板块增长迅速,实现收入6.93亿美元,同比增长38.6%,其中2021年底投运的两个海风项目贡献收入约2亿美元;太阳能板块录得收入1.37亿美元,主要由于美元升值的影响,账面同比微跌,实际人民币收入同比增长5%左右;韩国业务收入13.77亿美元,同比增长63.9%,主要得益于“气电联动”政策,电价跟随燃气价格上涨;燃煤、热电联产及燃气业务 实现收入1.51亿美元,同比基本持平;水电录得0.19亿美元,同比微跌。经营利润方面,风电和韩国业务表现尤为突出。 年内风电实现经营利润3.95亿 美元,同比增长33.8%;韩国业务实现经营利润1.16亿美元,同比上涨 123.1%,其中生物质发电贡献利润约0.48亿美元;水电经营利润实现0.08亿美元,同比略微下降。 补贴核查 前期核查非常严格,例如某公司得到批复33台1.5MW(49.5MW),随着技术 进步该公司实际安装25台2MW(50MW),超出批复0.5MW,在初期核查时会被定为“批小建大”,后期此情况不再算作违规,核查标准也更加清晰。 容量方面,公司约5600MW风光装机中,近800MW为平价项目,不需要补 贴;约3000MW已经进入合规名单;剩余2000MW项目大部分正在申请补贴。 IFRS16追溯调整 16号准则要求调试期发电量不能用来冲抵在建成本,应计为收入。风电项目调 试期在1-3个月左右,遇到年末、节假日等调试期会略长。一般大项目,例如海风项目,调试期间发电量还是比较可观的,预计未来新准则对收入的影响维持在当前水平(6000万美元左右)。 运营 装机容量2022年公司总权益装机为8987MW,同比增长6.9%,其中风电4419MW,占比49.2%;光伏1187MW,占比13.2%,清洁能源合共占比达到82.6%。年内新增 风光权益装机619.7MW,其中风电569.7MW,光伏50MW。 未来每年新增投产将保持在500-1000MW之间,公司会以两倍项目储备保证实现装机增长(2000MW保1000MW)。2023年新增装机中风电、光伏比例预计为1:1,区域上会更加侧重中东部地区。 资本开支方面,按1000MW新增装机计算,风光项目平均造价约5元/W。公司在四大银行信用两行,融资成本较低,管理层相信每年1000MW新增装机下资产负债率也是可控的。 发电、供热量 年内公司实现发电量19190GWh,同比增长5.7%。供热量实现308.7万吨,去年同期为329.9万吨,同比微降。 平均利用小时数 各板块利用小时数总体保持平稳。风电平均利用小时数为2284(全国平均为2221),同比减少99小时,主要受到区域性布局影响,甘肃省同比下降较多(- 11.9%)。光伏平均利用小时数为1414(全国平均为1337),同比减少26小时,主要受到公司布局向中东部地区迁移的影响。 电价 风电板块加权平均电价(含税)为0.57元/kWh,比去年同期高0.03元/kWh,主要得益于2021年底投运的两个海上风电项目电价较高(0.85元/kWh);光伏 平均电价(含税)为0.64元/kWh,比去年同期低0.02元/kWh,主要因为新增 项目均为平价项目;水电平均电价(含税)为0.3元/kWh,同比持平;热电联产项目平均电价(含税)同比微涨至0.47元/kWh。 煤价 受到年内煤价上升的影响,公司平均标煤价格达到1437元/吨,同比增长 17.1%。 韩国业务 受到燃气价格上涨及“气电联动”政策影响,韩国业务平均电价(含税)达到 252韩元/kWh,去年同期为117韩元/kWh。利用小时数为4065小时,同比下降556小时。气电联动最终带来经营利润的上升,年内韩国板块录得经营利润 1.16亿美元,同比增长123.1%。市场化交易 全行业来看,市场化交易比例在逐步提升。公司市场化交易电量占比约45%,高于之前的30%。同时公司积极参与绿电交易,绿电平均溢价在0.02元/kWh左右,与某国际化公司签订的10年长期绿电合约更是实现了0.076元/kWh的溢价。 储能 中广核集团层面,当前电源侧强制配储超过1GW,共享储能约500MW(其中 山东约200MW,湖北约200MW,安徽约100MW)。在批共享储能接近1GW,目前两部制电价尚未明确,公司所有储能项目均按成本计,尚未考虑潜在收 益。