龙源电力 2022 年度业绩会纪要-调研纪要

财务 2022年公司实现营业收入398.62亿元(人民币)，同比下降0.03%；EBITDA为229.93亿元，同比增长2.47%，EBITDA利润率上升1.3 个百分点至57.8%；归属普通股东净利润49.03亿元，同比下降31.69%。分板块业绩 风电实现收入271.91亿元，同比增长2.45%；EBITDA为221.4亿元，同比增长1.3%，EBITDA利润率下降1.0个百分点至81.4%。 火电实现收入117.16亿元，同比下降5.98%，其中煤炭销售64.23亿元、售电售热收入52.93亿元；火电板块EBITDA为7.28亿元，同比上升36.33%，EBITDA利润率提升1.9个百分点至6.2%。 特许经营权建设实现收入0.57亿元，其他收入为8.98亿元。两项财务调整 –公司收购国家能源集团2吉瓦新能源资产，于2022年1月份完成交割，本报告期对去年同期财务数据进行追溯调整； –根据IAS16新规，在建期电量对外销售收入由抵扣建期成本调整为计入售电收入，公司相应调整会计准则并对去年同期财务数据追溯调整。融资成本 公司密切关注绿色金融政策，主动开展存量贷款置换，2022年全年平均融资成本下降0.59个百分点至3.21%。补贴 2022年公司共收回补贴207.72亿元，是2021年回收额度的5倍，主要得益于国家向中央发电企业拨付的专项补贴资金。截至22年年底 补贴应收余额为251.97亿元，同比减少28.76亿元。减值拨备 2022年计入其他经营开支中的减值损失共20.45亿元，其中包括：1)乌克兰项目受到俄乌冲突影响，总减值6.57亿元；2)以大代小项目拆除 老旧风机后对固定资产减值5.9亿元，对应项目容量35.61万千瓦，涉及新疆15.03万千瓦、广东2.5万千瓦、宁夏8.03万千瓦和江苏陆 上10.05万千瓦；3)其他固定资产减值共7.98亿元。 “以大代小”目前主要围绕1兆瓦以下、15年以上的风机，数量接近3000台，其中符合改造条件的约2500台，未来会加快推动这部分风机的改造，在做项目回报测算时也会考虑减值拨备的影响。公司也在调整改造节奏，先建成投运新风机再撤下老风机，以减少资产减值规模。 运营 装机容量 2022年新增新能源装机4409.2兆瓦，详情如下： (兆瓦)自建风电534.4光伏1875.2合计新增2409.6 收购合计新增 1989.62524.010.01885.21999.64409.2 年底控股装机容量达到31108兆瓦，其中风电26192兆瓦、火电1875兆瓦、光伏2980兆瓦，其他可再生能源61兆瓦。利用小时数 全年风电平均利用小时数为2296小时，同比减少70小时，主要受到风资源不佳的影响，22年平均风速较21年下降0.14米/秒，风速影响 利用小时数93小时；光伏平均利用小时数为1533小时，同比增加78小时，主要因为去年投运的光伏项目集中在西北地区，光资源较好。发电量 2022年公司共完成发电量706.33亿千瓦时，同比增长11.61%。其中风电发电量583.08亿千瓦时，同比增长13.66%；火电发电量 105.73亿千瓦时，同比下降1.89%；其他可再生能源发电量17.52亿千瓦时，同比增长44.87%。上网电价 2022年风电平均不含税上网电价为481.4元/兆瓦时，同比减少12.5元/兆瓦时；火电平均不含税上网电价为400.4元/兆瓦时，同比上涨 48.9元/兆瓦时。 风电上网电价下降主要原因是：1)市场电交易规模扩大；2)平价项目增加；3)低电价区域发电量增加的结构性因素影响。市场化交易 2022年风电市场化交易电量为227.25亿千瓦时，占风电发电量38.97%；平均结算电价422.4元/兆瓦时，同比提高22.2元/兆瓦时。 市场化交易以省内直接交易和跨省外送为主，占到全部市场交易的73.1%，价格折让20-50元/兆瓦时左右。公司将进一步推动直接交易，尤其对大电力用户，会通过电力交易平台直接与其签订中长期合约，以确保电价保持在合理水平。 现货交易方面，2022年公司现货交易24亿千瓦时，占全部市场化交易10%左右，平均交易电价420元/兆瓦时。某些区域电价折让问题确实存在，比如山东在光伏出力高峰时段电价折让较多，这部分电量比较小，公司也在积极推动储能建设，以适应现货市场的发展。 储能 电源侧配储各地政策不统一，多数要求10-20%*2小时进行配储，极少数区域要求4小时。另外山西、山东推出独立储能电站，目前还是示范项目，后续政策将陆续出台。用户侧储能取决于峰谷价差，有些区域峰谷价差甚至达到700元/兆瓦时，意味着用户侧配储具备经济性。 公司加大储能开发，推动子公司储能装置共享，在今年年初成立龙源电力共享储能技术有限公司，负责全部储能装置的集中统托管、运营。储能成本也呈现下行趋势，当前技术路线以电化学储能为主，成本受碳酸锂价格影响较大，公司今年第一批招标1200兆瓦时电化学储能装置成本同比下降近15%。 项目造价 风电：2022年合共采购570万千瓦风机，平均采购价格在2180元/千瓦，同比下降13%，海风风机价格下降较多，降幅达到3700元/千瓦。平均采购价下降较多的主要原因是单机容量提高，2022年主流陆上风机单机容量在6.25-6.5兆瓦，未来可能达到7-8兆瓦，继续上升的空间不大，因此陆上风机价格下探空间有限，海上风机情况相反，价格还会进一步大幅下降。管理层预计陆上风机合理价格在1500元/千瓦左右，海上风机在3300-3500元/千瓦。 光伏：2022年组件采购价格在1.88-2.1元/瓦，进入23年组件价格有所下降，目前来到1.75元/瓦。管理层预计组件价格今年还会继续下 探，但是降到21年1.2元/瓦的水平是有难度的，组件价格一旦下降会刺激装机需求，最终价格还要看供需的平衡。大基地项目储备 第一批沙戈荒大基地项目中，公司获得宁电入乡的腾格里项目开发权，该项目新能源总装机容量为1300万千瓦，第一期100万千瓦已经投产，预计全项目将在24年底投运。 第二批大基地项目中，公司取得了陇西的巴丹吉林项目开发区，该项目新能源总装机容量1100万千瓦，规划在25年底之前投运，下一步公司将与能源集团下属的国能甘肃公司合作推动。 与火电项目的调峰协同对所有大基地项目都是新课题，公司将用腾格里项目做出一系列示范，包括风光火储一体化示范、沙漠生态修复示范、科技创新示范、文化旅游示范等。 海风发展规划 截至2022年底，公司海上风电在运容量共259万千瓦，其中江苏219万千瓦、福建40万千瓦。目前已获得开发指标的项目有江苏射阳 100万千瓦、海南东方50万千瓦、福建马祖30万千瓦、天津海上风电30万千瓦。近期海南还有15万千瓦风电项目即将获得开发指标。海上风电竞争形势目前确实非常严峻，公司会在坚守收益率底线的前提下全力争取项目资源。 火电资产整合 22年初公司回A上市时做出承诺，要将火电资产在集团层面重新整合，这也符合国家能源集团的安排，公司已经会信守承诺整合火电资产，具体方式可以是分部整合，也可能与风电资产一并整合，方案还在酝酿阶段。 辅助服务费用 2022年两个细则考核费用占比同比下降2.67个百分点，同时公司积极在功率预测方面进行部署和改进，使得一部分地区的电厂在考核中反而获得奖励。公司也在利用储能方式降低调峰调频方面的考核比例。