中煤集团大屯电热公司多措并举防治杨柳絮
安全生产2023-05-05
2022 年度电力公司业绩：盈亏分化明显，边际趋势向好
1、五大电整体业绩：收入增长，业绩边际好转
2022 年主要受益于电价上涨，我国五大电力上市公司的营业收入均实现稳步增长。其中， 华能国际实现营收 2467.3 亿元，同比增长 20.3%;国电电力实现营收 1926.8 亿元，同比 增长 14.4%;大唐发电实现营收 1168.3 亿元，同比增长 12.8%;中国电力规模较小，营收 增速最快，2022 年实现营收 436.9 亿元，同比增长 23.2%。 2022 年五大电盈亏分化明显，归母净利润均实现向上修复。2022 年国电电力(火电资产 优质，长协煤基本全覆盖)、中国电力(火电资产优质，大力提升新能源装机占比)分别 实现归母净利润 27.47 亿元、26.85 亿元，同比增幅分别达到 239.6%、297.1%;华电国际 小幅盈利，实现归母净利润 0.998 亿元，同比增长 102.2%;大唐发电小幅亏损，归母净利 润为-8.71 亿元，同比减亏 110.25 亿元;华能国际亏损达 100.85 亿元，同比实现减亏 25.88 亿元。
分电源类型来看，2022 年受燃煤成本高位上行的影响，火电亏损严重，但同比普遍减亏。 2022 年国电电力的煤电板块扭亏为盈，实现净利润 37.53 亿元(度电盈利 0.0097 元，同比提升 0.025 元)。华能国际由于煤电装机规模大且长协煤比例低，受现货市场价格波动 影响大，煤电板块亏损最为严重，净亏损 173.25 亿元(同比减亏 22.24 亿元，度电减亏 0.0056 元)，其次为大唐发电，净亏损 60.53 亿元(同比减亏 92.07 亿元，度电减亏 0.0447 元)，以及中国电力(火电板块整体净亏损 13.9 亿元)。 2023Q1 在成本端煤价下降的带动下，华能国际的煤电板块仅亏损 0.7 亿元(同比减亏 32 亿元)，推动公司扭亏为盈，实现归母净利润 22.5 亿元(同比增长 335.3%)。我们预计 2023 年在煤价整体可控、电价上涨的情况下电力上市公司业绩或将有较大幅度的改善。 清洁能源成为净利润贡献的主力。2022 年各大电力公司新能源(风电、光伏)装机投产加 速，新能源板块展现出较好的盈利增长。其中，华能国际新能源板块合计贡献净利润 72.8 亿元(同比+30%)，国电电力新能源板块贡献净利润 28.5 亿元(同比+118.3%)，大唐 发电新能源板块贡献净利润 27.3 亿元(同比+29.2%);受来水较差的影响，2022 年水电 板块盈利有所下降，但依旧贡献了较为稳定的盈利，2022 年国电电力水电板块实现 18.76 亿元净利润，大唐发电水电板块实现 16.27 亿元净利润。
2、传统能源板块：电价、煤价双双上涨，电煤长协实际覆盖率仍较低
收入端：电价同比明显上涨
2022 年五大电上网电价同比上涨明显，上浮幅度普遍在 18%-20%。2022 年，五大电的煤 电上网电价普遍实现上浮，而由于传统能源装机比重较大，2022 年国电电力和华电国际综合上网电价的上浮最为显著，其中国电电力上网电价达到 438.88 元/兆瓦时，同比涨幅 21.5%，华电国际上网电价达到 519.25 元/兆瓦时，同比涨幅 20.8%。随着我国市场化电价 机制的进一步完善，电价上浮空间未来有望逐步打开。
从装机结构来看，传统能源装机量仍占主导地位，近年来各电力公司都在加快清洁能源转 型步伐。2022 年五大电新增装机量中大部分为风电、光伏等新能源装机，华能、大唐、华 电有少量煤电装机量增加，中国电力及国电电力则转让了部分盈利性较差的煤电资产。截 至 2022年底，五大电中国电电力传统能源装机占比最高，为 89.1%，中国电力由于其本身 煤电体量小，近年来大力推进转型后，新能源装机占比已达 45.5%。
2022 年五大电煤电平均利用小时数小幅下降，为 4560h，同比降低 46h。其中，国电电力 煤电利用小时数最高，为 5158h(同比+40h)，其次为中国电力和华电国际，煤电利用小 时数分别为 4683h(同比+253h)、4508h(同比-39h);受来水较差等因素的影响， 2022 年五大电水电利用小时数普遍下降，平均利用小时数为 3415h(同比-247.8h)。 五大电风电平均利用小时数有所降低，为2254.8h(同比-32.5h)，其中大唐发电的风电利 用小时数超过均值，达到 2420h(同比+132h);五大电光伏发电利用小时数小幅提升， 达到 1346h(同比+6.25h)，其中中国电力光伏发电小时数超过均值，达到 1622h(同比 +48h)。
成本端：2022 年煤价继续上涨，长协覆盖率有待提升
2022 年四大电力公司中，长协煤比例较低的华能国际入炉标煤单价最高，达 1411.4 元/吨 (含燃机)，长协煤基本全覆盖的国电电力入炉标煤单价最低，为 978.8 元/吨。煤价继续 上涨，加之长协签约率、履约率都有待提升，火电企业的成本端煤价压力较明显。2023 年 随着长协兑现率的提升，以及成本端进口煤价同比回落、现货煤价中枢回落，各大电力公 司业绩有望实现明显的改善。 五大电供电煤耗总体呈下降趋势，发电效率持续提升。2022 年五大电供电煤耗平均值为 292.61 克/千瓦时(同比-0.7 克/千瓦时)，较 2019 年下降 7.3 克/千瓦时。2022 年供电煤 耗最低的为华电国际，供电煤耗 287.11 克/千瓦时(同比-0.44 克/千瓦时)，降幅最大的为 华电国际，为 287.69 克/千瓦时(同比-3 克/千瓦时)。
3、新能源板块：装机进度有待加快，已成为净利润贡献的主力
目前我国电力集团发展新能源主要有两种模式，典型代表分别为华能、华电： 华电集团将传统能源和新能源分拆到两个上市公司平台分别发展。旗下的上市公司华电国际、华电新能分别经营传统能源和新能源发电业务。华电国际为华电集团旗下整合发展传 统能源业务的上市平台，截至 2022 年底煤电装机量 4370 万千瓦(占比 79.8%)、气电装 机量 858.9 万千瓦(占比 15.7%) 、水电装机量 246 万千瓦(占比 4.5%) ，此外，华电 国际持有华电新能约 31%的股权，通过股权投资的方式获取新能源高速发展带来的收益。 华电新能为华电集团旗下新能源业务最终整合的平台，承担集团发展新能源的任务，截至 2022 年 6 月底风电装机量 2066.7 万千瓦(占比 74%)，光伏装机量 727 万千瓦(占比 26%)。 华能集团将传统能源和新能源融合到同一上市公司平台发展。华能集团旗下的上市公司华 能国际同时承担了发展传统能源及新能源的任务，截至 2022 年底公司煤电装机量 9406 万 千瓦(占比 73.9%)，气电装机量 1273.8 万千瓦(占比 10%)，风电装机量 1362.8 万千 瓦(占比 10.7%)，光伏装机量 628 万千瓦(占比 4.9%)，水电装机量 37 万千瓦(占比 0.3%)，生物质发电装机量 16 万千瓦(占比 0.1%)。
2022 年华能、大唐、国电三家电力上市公司分别新增新能源装机量 603 万千瓦、121.2 万 千瓦、315.3 万千瓦，新增速度明显加快。 三大电“十四五”(2021-2025 年)期间规划新增新能源装机量合计为 10500 万千瓦时， 截至 2022 年底已完成 1536.7 万千瓦时(进度 14.6%)，进度明显滞后。由于 2021 年十 四五规划刚推出，2022 年受疫情影响装机节奏，以及新能源产业链上游价格大涨，火电业 务亏损拖累现金流等多重因素的影响，各大电力企业的十四五新能源投资规划进展较慢。 从各家已公布的“十四五”新能源装机规划来看，华能国际的新能源装机目标最高，“十四五” 期间规划新增新能源装机 4000 万千瓦，截至 2022 年底已完成 933 万千瓦，进度约 23.3%， 未来三年至少需新增新能源装机 3067 万千瓦才能完成目标;大唐发电进度最慢，截至 2022 年已新增新能源装机量 199 万千瓦，进度约 6.6%，目标完成面临一定压力。值得关 注的是，2023 年各大电力公司或将进行“十四五”规划的中期调整，届时十四五新能源装机 规划目标或有一定程度调整的可能性。
未来三年新能源装机规模及盈利贡献有望提速。假设华能、大唐、国电三家上市公司未来 新增的新能源装机量中风电光伏比例为 4:6，风光维持 22 年的发电小时数，平均发电小时 数分别为 1770/1841/1731h;平均上网电价 520 元/兆瓦时;成本收入比为 45%。以完成 “十四五”新能源装机规划量 90%的情况为例，我们预计 2023-2025 年华能国际新增装机 量分别为 800/900/1000 万千瓦，新增毛利贡献分别达到 38.3/43.1/47.8 亿元;我们预计 23-25 年大唐发电新增装机量分别为 400/800/1300 万千瓦，新增毛利贡献分别达到 19.7/39.5/64.1 亿元;我们预计 23-25 年国电电力新增装机量分别为 600/900/1200 万千瓦， 新增毛利贡献分别达到 27.9/41.9/55.9 亿元。
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