中煤集團大屯電熱公司多措并舉防治楊柳絮
安全生產2023-05-05
2022 年度電力公司業績：盈虧分化明顯，邊際趨勢向好
1、五大電整體業績：收入增長，業績邊際好轉
2022 年主要受益于電價上漲，我國五大電力上市公司的營業收入均實現穩步增長。其中， 華能國際實現營收 2467.3 億元，同比增長 20.3%;國電電力實現營收 1926.8 億元，同比 增長 14.4%;大唐發電實現營收 1168.3 億元，同比增長 12.8%;中國電力規模較小，營收 增速最快，2022 年實現營收 436.9 億元，同比增長 23.2%。 2022 年五大電盈虧分化明顯，歸母凈利潤均實現向上修復。2022 年國電電力(火電資產 優質，長協煤基本全覆蓋)、中國電力(火電資產優質，大力提升新能源裝機占比)分別 實現歸母凈利潤 27.47 億元、26.85 億元，同比增幅分別達到 239.6%、297.1%;華電國際 小幅盈利，實現歸母凈利潤 0.998 億元，同比增長 102.2%;大唐發電小幅虧損，歸母凈利 潤為-8.71 億元，同比減虧 110.25 億元;華能國際虧損達 100.85 億元，同比實現減虧 25.88 億元。
分電源類型來看，2022 年受燃煤成本高位上行的影響，火電虧損嚴重，但同比普遍減虧。 2022 年國電電力的煤電板塊扭虧為盈，實現凈利潤 37.53 億元(度電盈利 0.0097 元，同比提升 0.025 元)。華能國際由于煤電裝機規模大且長協煤比例低，受現貨市場價格波動 影響大，煤電板塊虧損最為嚴重，凈虧損 173.25 億元(同比減虧 22.24 億元，度電減虧 0.0056 元)，其次為大唐發電，凈虧損 60.53 億元(同比減虧 92.07 億元，度電減虧 0.0447 元)，以及中國電力(火電板塊整體凈虧損 13.9 億元)。 2023Q1 在成本端煤價下降的帶動下，華能國際的煤電板塊僅虧損 0.7 億元(同比減虧 32 億元)，推動公司扭虧為盈，實現歸母凈利潤 22.5 億元(同比增長 335.3%)。我們預計 2023 年在煤價整體可控、電價上漲的情況下電力上市公司業績或將有較大幅度的改善。 清潔能源成為凈利潤貢獻的主力。2022 年各大電力公司新能源(風電、光伏)裝機投產加 速，新能源板塊展現出較好的盈利增長。其中，華能國際新能源板塊合計貢獻凈利潤 72.8 億元(同比+30%)，國電電力新能源板塊貢獻凈利潤 28.5 億元(同比+118.3%)，大唐 發電新能源板塊貢獻凈利潤 27.3 億元(同比+29.2%);受來水較差的影響，2022 年水電 板塊盈利有所下降，但依舊貢獻了較為穩定的盈利，2022 年國電電力水電板塊實現 18.76 億元凈利潤，大唐發電水電板塊實現 16.27 億元凈利潤。
2、傳統能源板塊：電價、煤價雙雙上漲，電煤長協實際覆蓋率仍較低
收入端：電價同比明顯上漲
2022 年五大電上網電價同比上漲明顯，上浮幅度普遍在 18%-20%。2022 年，五大電的煤 電上網電價普遍實現上浮，而由于傳統能源裝機比重較大，2022 年國電電力和華電國際綜合上網電價的上浮最為顯著，其中國電電力上網電價達到 438.88 元/兆瓦時，同比漲幅 21.5%，華電國際上網電價達到 519.25 元/兆瓦時，同比漲幅 20.8%。隨著我國市場化電價 機制的進一步完善，電價上浮空間未來有望逐步打開。
從裝機結構來看，傳統能源裝機量仍占主導地位，近年來各電力公司都在加快清潔能源轉 型步伐。2022 年五大電新增裝機量中大部分為風電、光伏等新能源裝機，華能、大唐、華 電有少量煤電裝機量增加，中國電力及國電電力則轉讓了部分盈利性較差的煤電資產。截 至 2022年底，五大電中國電電力傳統能源裝機占比最高，為 89.1%，中國電力由于其本身 煤電體量小，近年來大力推進轉型后，新能源裝機占比已達 45.5%。
2022 年五大電煤電平均利用小時數小幅下降，為 4560h，同比降低 46h。其中，國電電力 煤電利用小時數最高，為 5158h(同比+40h)，其次為中國電力和華電國際，煤電利用小 時數分別為 4683h(同比+253h)、4508h(同比-39h);受來水較差等因素的影響， 2022 年五大電水電利用小時數普遍下降，平均利用小時數為 3415h(同比-247.8h)。 五大電風電平均利用小時數有所降低，為2254.8h(同比-32.5h)，其中大唐發電的風電利 用小時數超過均值，達到 2420h(同比+132h);五大電光伏發電利用小時數小幅提升， 達到 1346h(同比+6.25h)，其中中國電力光伏發電小時數超過均值，達到 1622h(同比 +48h)。
成本端：2022 年煤價繼續上漲，長協覆蓋率有待提升
2022 年四大電力公司中，長協煤比例較低的華能國際入爐標煤單價最高，達 1411.4 元/噸 (含燃機)，長協煤基本全覆蓋的國電電力入爐標煤單價最低，為 978.8 元/噸。煤價繼續 上漲，加之長協簽約率、履約率都有待提升，火電企業的成本端煤價壓力較明顯。2023 年 隨著長協兌現率的提升，以及成本端進口煤價同比回落、現貨煤價中樞回落，各大電力公 司業績有望實現明顯的改善。 五大電供電煤耗總體呈下降趨勢，發電效率持續提升。2022 年五大電供電煤耗平均值為 292.61 克/千瓦時(同比-0.7 克/千瓦時)，較 2019 年下降 7.3 克/千瓦時。2022 年供電煤 耗最低的為華電國際，供電煤耗 287.11 克/千瓦時(同比-0.44 克/千瓦時)，降幅最大的為 華電國際，為 287.69 克/千瓦時(同比-3 克/千瓦時)。
3、新能源板塊：裝機進度有待加快，已成為凈利潤貢獻的主力
目前我國電力集團發展新能源主要有兩種模式，典型代表分別為華能、華電： 華電集團將傳統能源和新能源分拆到兩個上市公司平臺分別發展。旗下的上市公司華電國際、華電新能分別經營傳統能源和新能源發電業務。華電國際為華電集團旗下整合發展傳 統能源業務的上市平臺，截至 2022 年底煤電裝機量 4370 萬千瓦(占比 79.8%)、氣電裝 機量 858.9 萬千瓦(占比 15.7%) 、水電裝機量 246 萬千瓦(占比 4.5%) ，此外，華電 國際持有華電新能約 31%的股權，通過股權投資的方式獲取新能源高速發展帶來的收益。 華電新能為華電集團旗下新能源業務最終整合的平臺，承擔集團發展新能源的任務，截至 2022 年 6 月底風電裝機量 2066.7 萬千瓦(占比 74%)，光伏裝機量 727 萬千瓦(占比 26%)。 華能集團將傳統能源和新能源融合到同一上市公司平臺發展。華能集團旗下的上市公司華 能國際同時承擔了發展傳統能源及新能源的任務，截至 2022 年底公司煤電裝機量 9406 萬 千瓦(占比 73.9%)，氣電裝機量 1273.8 萬千瓦(占比 10%)，風電裝機量 1362.8 萬千 瓦(占比 10.7%)，光伏裝機量 628 萬千瓦(占比 4.9%)，水電裝機量 37 萬千瓦(占比 0.3%)，生物質發電裝機量 16 萬千瓦(占比 0.1%)。
2022 年華能、大唐、國電三家電力上市公司分別新增新能源裝機量 603 萬千瓦、121.2 萬 千瓦、315.3 萬千瓦，新增速度明顯加快。 三大電“十四五”(2021-2025 年)期間規劃新增新能源裝機量合計為 10500 萬千瓦時， 截至 2022 年底已完成 1536.7 萬千瓦時(進度 14.6%)，進度明顯滯后。由于 2021 年十 四五規劃剛推出，2022 年受疫情影響裝機節奏，以及新能源產業鏈上游價格大漲，火電業 務虧損拖累現金流等多重因素的影響，各大電力企業的十四五新能源投資規劃進展較慢。 從各家已公布的“十四五”新能源裝機規劃來看，華能國際的新能源裝機目標最高，“十四五” 期間規劃新增新能源裝機 4000 萬千瓦，截至 2022 年底已完成 933 萬千瓦，進度約 23.3%， 未來三年至少需新增新能源裝機 3067 萬千瓦才能完成目標;大唐發電進度最慢，截至 2022 年已新增新能源裝機量 199 萬千瓦，進度約 6.6%，目標完成面臨一定壓力。值得關 注的是，2023 年各大電力公司或將進行“十四五”規劃的中期調整，屆時十四五新能源裝機 規劃目標或有一定程度調整的可能性。
未來三年新能源裝機規模及盈利貢獻有望提速。假設華能、大唐、國電三家上市公司未來 新增的新能源裝機量中風電光伏比例為 4:6，風光維持 22 年的發電小時數，平均發電小時 數分別為 1770/1841/1731h;平均上網電價 520 元/兆瓦時;成本收入比為 45%。以完成 “十四五”新能源裝機規劃量 90%的情況為例，我們預計 2023-2025 年華能國際新增裝機 量分別為 800/900/1000 萬千瓦，新增毛利貢獻分別達到 38.3/43.1/47.8 億元;我們預計 23-25 年大唐發電新增裝機量分別為 400/800/1300 萬千瓦，新增毛利貢獻分別達到 19.7/39.5/64.1 億元;我們預計 23-25 年國電電力新增裝機量分別為 600/900/1200 萬千瓦， 新增毛利貢獻分別達到 27.9/41.9/55.9 億元。
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