华能国际2022业绩会纪要-调研纪要

华能国际2022年业绩会 财务 中国会计准则下公司实现收入2467.25亿元，由于煤价高企，权益利润为-73.87亿元，扣除其他权益工具收益后每股净收益-0.61元；国际会计准则下录得收入2467.25亿元，权益利润-80.26亿元，扣除其他权益工具收益后每股净收益-0.65元。 分板块信息 （单位：亿元） 年内归母净利润 2022年末归母净资产 煤机 -130 527 燃机 1.5 120 风电 >55 486 光伏 9 106 水电 0.2 6 生物质 -0.9 <9 大士能源 22年实现税前利润18.78亿人民币，同比增加17.14亿人民币；税后净利润为15.5亿元。23年新加坡电力批发市场电价仍保持较高水平，外部环境继续利好。 补贴回收情况 22年补贴收回95亿元，年内未作补贴减值，要看进一步的核查情况决定后续是否做减值处理。补贴核查正在第二轮申诉阶段，公司也有部分项目正在申诉，有结果后再公告细节。 运营 上网电量 公司全年实现上网电量4251.86亿千瓦时，同比下降1.44%；全年平均结算电价509.92/MWh，同比上升18.04%；22年市场化交易电量占比88.4%，同比增加27pcts，全年平均利用小时数为3785小时，同比下降273小时。 电价 光伏电价：22年光伏含税电价为521.14元/MWh，低于21年的633.5元/MWh，主要 原因是22年投产项目全部为平价项目，另外光伏在山东、山西、甘肃开始进入现货市场竞价。甘肃、蒙西除分布式和扶贫项目外要求全部参与现货市场。山东有两种模 式：1）根据自愿原则全电量参与现货；2）按照10%的预计当期电量参与现货市场。公司在这些省份的参与比例暂时没有统计。 煤电电价较标杆上浮20%以上省份：在内蒙地区通过高耗能电价实现上浮高于20%；在河北、甘肃签订的中长期合同是分时段带曲线的，通过增加高电价时段电量比例来实现电价上浮超过20%，其中甘肃上浮比例达到21.2%，河北达到21.8%。 23年预计在国家稳物价的大背景下，中长期合同电价上浮超过20%可能性不大，但可以通过现货市场分时段交易努力提高电价水平。从今年一季度情况来看，广东去年上浮20%没有落实到位，今年努力落实所以一季度电价明显上涨，湖南、重庆、福建也是类似情况，这些地区政策落实到位后二季度电价上升就不会很明显了。 煤电电价展望：目前已签订的中长期合约占总交易电量60%，锁定20%的上浮电价。对于后续的月度交易管理层认为，除非煤价出现大幅下跌（至低于770），否则应该不会出现电价下浮跌破20%的情况。去年应峰度夏期间有长时间高温天气，带来电力供需的紧张，如果今年没有类似极端天气，省间现货收益可能同比减少。 云南电价政策：云南一直实行新能源补火政策，去年是通过向水电、新能源收取补贴资金的形式把煤电价格补贴到上浮20%的水平。今年公司了解到的政策是，补贴资金会照常收取，但云南省希望能增加西电东送的电量，正在与广东省协商，抬高落地电价，向广东省疏导补贴资金。 山东容量补偿：山东所有煤机都要参与现货市场交易，公司也不例外。容量补偿方面，现行规则是先从用户侧收取9.91分/kWh容量补偿，再按机组实际运行和可利用率进行分配，公司实际收到容量补偿略高于9.91分/kWh。 装机规划 22年公司新增装机8614MW，其中新能源约6030MW（风电3090MW，光伏 2940MW）。截至年底，公司可控装机容量127GW，清洁能源占比达到26.07%。 煤电：22年煤机投产2050MW，原本的规划为1400MW（辽宁、山东两个供热机 组），应上海冬季保供要求，增投上海一台650MW机组。燃机22年年底在海南投产一台495MW。23年投产容量没有去年多，煤机上海项目另一台650MW预计在6-7月 投出，以保证华东地区应峰度夏；另外海口洋浦一台燃机几天前已经投产。新开工项目方面，燃机有4台共3650MW，没有新煤机开工。 新能源：今年的投产形势好于去年，规划2023年风电开工3300MW、投产1400MW；光伏开工5600MW、投产6700MW。公司22年初制定的十四五规划中提出，十四五末新能源装机占比达到45%，因此十四五期间风光新增装机要超过40GW，十四五前两年受到疫情和多重因素影响，装机速度不及预期，后续公司将坚持集中式、分布式并重，自主建设为主的原则，力争十四五后两年年均新增装机超过10GW，以确保45%占比目标的达成。 燃料供应 2022年共采购1.94亿吨原煤，其中长协采购占比56.89%。由于煤炭供应偏紧、公司煤炭采购受到电厂布局等因素限制，22年单位燃料成本升至372.56元/吨，同比上涨17.73%。 煤炭采购比例（全口径，含进口煤） 长协煤 现货 其中：进口煤现货 一季度 62.73%* 37.27% 17.75%** 二季度 54.76% 45.24% 21.24% 三季度 55.99% 44.01% 24.01% 四季度 54.88% 45.12% 26.38% 全年 56.89% 43.11% 22.56% *303号文5月开始执行，一季度长协价格跟现货走，长协价格较高，所以签约、兑现情况都比较好；303号文实行之后价格差异大，履约意愿下降。 **一季度进口煤数量较少，主要受到1月份印尼禁止煤炭出口和2月份俄乌战争全面爆发等黑 天鹅事件扰动。二季度以来随着俄乌冲突和国际恐慌情绪逐渐被消化，进口煤价从2月开始有见顶回落趋势，与国内煤价价差收窄，二季度开始进口煤比例恢复。 燃料成本 （元/吨、元/MWh） 采购端标煤单价 境内除税入炉标煤单价（含燃机） 煤机燃料成本 燃料成本（除税，含燃机） 一季度 1261.26 1259 359 二季度 1350 1286 391 三季度 1277.51 1239 374 四季度 1299.18 1220 347 354 全年 1295.4 1249.4 367 372.56 长协煤 23年初至3月17日，四大矿570-770区间内的年度长协兑现率达到90%，下水煤长协签定量占内贸需求（扣除进口煤）的83%。 2022年下水煤长协签定量占内贸需求的46%，全年下水煤长协兑现率为66%，低于 80%的目标，主要原因是：1）下水煤市场供应比较紧张，长协价与现货价差异较大，部分煤矿，特别是一些地方民企履约积极性比较差；2）长协政策落地比较晚，303号文5月开始执行，长协合同签订周期也比较长，导致全年下水煤长协履约率偏低。 其他 央企改革 关于“一利五率”，公司的落实方向是“一增一稳四提升”，具体需要做到提升盈利、增加现金回收。提升盈利方面，公司致力于煤价压控，即持续落实303号文，同 时保持并提升电价，即落实1439号文；另外持续转型发展，扩大新能源盈利规模也是增利的重要方向。随着电价保持、煤价进一步控制以及补贴回收，公司经营性现金流较上年已有大幅改善，达到325亿元净流入。 碳排放配额 目前的配额是免费分配的，按照基准法，目的是奖优罚劣，排放高于基准配额部分需要额外购买，盈余可以卖出。22年公司有一定盈余可以卖出，在集团框架内会做一些内部交易。另外当前还有一些不确定因素会影响公司交易策略：1）数据方面，国家安排的2022年第三方核查结果还未报出，还有不确定性；2）后续可能有更多政策细则，例如预借、结转相关政策，后续可能会更加细化。 全市场来看配额短缺的公司更多，当前分配方案下，2021年公司已经出现当期短缺。但目前的情况是，相较于煤价碳交易成本占比较小，还未传导出去，后续公司也希望看到成本传导机制，以促进全社会更广泛的节能行动。有偿分配碳排放配额还未纳入日程，因为目前政策只限于发电行业，管理层认为政策纳入其他行业后才可能考虑有偿分配。