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。