2022年中国电力研究报告 火电成本端阶段性变动影响业绩-新能源扩张助力盈利改善

2022年中国电力研究报告火电成本端阶段性变动影响业绩_新能源扩张助力盈利改善1.国家电投集团旗下核心企业与旗舰企业1.1.简介：国家电投集团核心企业和旗舰企业公司主要在中国开发、建设、拥有、经营和管理大型发电厂，从事发电与售电业务。公司于2004年3月在香港注册成立，并于同年10月在香港联合交易所有限公司主板上市。除初期仅从事燃煤发电及售电外，经过多年发展，截至2021年底，公司业务已拓展至水力发电、风力发电、光伏发电、天然气发电、储能、绿电交通及综合能源服务等各个领域，伴随公司规模的不断扩大，其各板块业务均持续有序发展。公司为中央国有企业，实控人为国资委。截至2022年6月30日，国家电投集团分别通过中国电力国际有限公司和国家电投香港财资对公司进行间接控股，合计持股比例为54.35%。其中，中国电力国际有限公司直接持有公司26.16%股份，并通过中国电力发展有限公司间接持有公司24.57%股份，合计持股比例为50.73%。公司为国家电投集团旗舰企业与核心企业。国家电投集团为国有五大发电集团之一，业务涵盖电力、煤炭、铝业、物流、金融、环保及高新产业，是中国唯一同时拥有火电、水电、核电及可再生能源资源的综合能源集团。截至2021年底，公司合并装机规模占集团总装机规模比例为14.8%，在集团旗下全部上市公司中排名第一位,，是国家电投集团旗舰企业与核心电力上市平台。1.2.业务：业务类型与规模持续扩张，清洁能源转型提速公司业务类型与规模持续扩张，截至2021年底，公司业务已涵盖燃煤发电、水力发电、风力发电、光伏发电、天然气发电、储能、绿电交通及综合能源服务等范围，业务分布于国内各大电网区域。截至2021年底，公司权益装机容量为24961MW，同比增加5%，其中清洁能源权益装机容量达11844MW，同比增加26%，占比达47%，同比提高8pct；截至2022年6月30日，公司合并装机容量为32140MW，同比增加13%，其中清洁能源占比达到51%，同比提高4pct，公司清洁能源转型进程加速推进。1.3.财务：火电成本端阶段性变动影响业绩，新能源扩张助力盈利改善营收规模持续扩张，清洁能源营收占比不断提高。伴随公司业务规模不断扩张，其营收规模持续增加，2022H1公司实现营业收入203.05亿元，同比提高22.74%。营收结构方面，由于近年来公司大力发展清洁能源业务，其营收占比不断提高，2022H1公司清洁能源业务营收占比达38.92%，相比于2017年末提高了10.51pct，考虑公司未来发展方向，清洁能源业务营收占比有望持续提高。2021年火电燃料成本上升拖累业绩，2022H1整体利润由亏转盈。由于公司火电板块营收占比较高，因此业绩受燃料价格影响较大，火电成本端阶段性变动会对公司业绩产生显著影响。2021年公司实现归母净利润-6.50亿元，同比降低138.05%，主要原因即在于2021年燃煤价格大幅上涨导致公司燃料成本大幅增加，伴随2022年燃煤价格逐渐下行，叠加公司火电发电量同比降低，清洁能源发电量同比增加，公司业绩逐渐修复，上半年实现归母净利润7.84亿元，整体利润由亏转盈。从板块净利润来看，目前清洁能源业务已成为公司主要利润来源，2022H1年公司火电板块实现净利润-10.96亿元，水电板块实现净利润12.33亿元，风电板块及光伏板块实现净利润14.93亿元，清洁能源业务对公司业绩构成显著支撑。在清洁能源业务净利率远高于火电业务的情况下，伴随未来新能源业务不断扩张，公司盈利能力有望持续改善。投资支出持续增长，资产负债率维持高位。伴随公司业务规模及新能源装机容量的高速扩张，近年来其投资支出不断增长，2022H1公司投资支出现金流量为85.19亿元，同比增长48.36%；同时，为支持公司的高速发展，截至2022H1，其资产负债率为71.93%，公司资产负债率维持高位，并伴有小幅增长。2.火电：压舱石作用凸显，多措并举盈利有望回归合理水平2.1.新型电力系统下火电压舱石作用凸显，政策态度出现转变双碳目标下，新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升。双碳目标下，能源结构绿色转型加速，新能源装机规模持续扩张。据国家能源局数据，2021年我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%；截至2021年底，我国可再生能源发电累计装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。新能源出力受制于不稳定性，电力供应能力相对不足。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。随着风电/光伏并网比例提升，常规电源装机容量占比相应降低，而新能源出力稳定性与常规能源相比仍存在明显差距，因此容易导致高峰时段电力供应能力不足。在此情况下，全国多个地区电力供应紧张，甚至出现电力缺口。我们对2021年各省份发用电关系情况进行梳理，可以看出，多个省份虽然装机规模与其最高用电负荷相比存在盈余，但由于新能源装机占比较高，其电力供需水平仍较为紧张，甚至出现供不应求的情况。以青海为例，其省内电力装机与负荷盈余虽达到3142万千瓦，但其新能源装机占比达62%，因此其2021年省内发用电关系仍较为紧张。未来全国电力供应保障压力仍然较大。根据电规总院，结合当前电源、电网工程、投产进度，预计2022年安徽、湖南、江西、重庆、贵州等5个地区负荷高峰时段电力供需紧张；2023年、2024年电力供需紧张地区将分别增加至6个和7个。电力保供压力严峻，政策对火电态度出现转变，强调火电“压舱石”作用。在风光等新能源出力水平相对较低的情况下，仍然需要发挥煤炭在能源中的主体作用，以及煤电在电力系统中的兜底保供作用。2022年3月《政府工作报告》中提出，确保能源供应，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。在3月24日召开的2022年经济形势与电力发展分析预测会上，中电联与国家电网的专家表示，在“双碳”目标下需要正确认识煤电的价值，要适度发展支柱性电源，保障转型期电力供应。2022年8月19日，电规总院发布《未来三年电力供需形势分析》，提出在保证安全的前提下，加快推进明确煤电建设，保障未来三年1.4亿千瓦煤电按期投产，同时尽快新增规划煤电项目落实，适时新增规划一批电源储备项目，夯实托底保供基础，压实电力供应保障的基本盘。从核准情况来看，自2021年Q4以来，火电核准装机速度明显加快。2022Q1-3火电核准装机规模达到52339MW，相比于2021年核准装机规模表现出明显增长。其中，根据北极星电力网数据，公司控股股东国家电投集团2022年1-8月新增火电核准装机达2700MW，在各大电力集团中位居前列。2.2.煤价调控叠加电价上浮，多措并举火电盈利能力有望修复2.2.1.成本端：电煤保供稳价工作持续推进，成本压力有望降低国家政策支持，煤价有望回归合理区间。2021年10月19日，国家发改委发布《国家发展改革委研究依法对煤炭价格实行干预措施》，提出将研究依法对煤炭价格实行干预措施，促进煤炭价格回归合理区间。2022年2月，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，提出了煤炭中长期交易570~770元/吨（含税）的价格区间，引导煤炭价格在合理区间内运行等系列措施。目前，除秦皇岛港以外，山西、陕西、蒙西等8个煤炭资源地区已经提出中长期交易价格合理区间和现货交易价格合理区间上限，此举有助于煤炭价格回落至合理价格区间内。2022年7月，国家发展改革委在视频会议中强调今年电煤中长期合同必须实现三个100%的要求，即签约率100%全覆盖，履约率100%严要求，价格政策100%强执行。8月5日，国家市场监督管理总局发布消息称将组织3个调查组分别赴山西、内蒙古、陕西开展调查，进一步加强电煤价格监管，明确法律红线，规范电煤价格秩序。伴随“长协煤”政策逐步落地及电煤保供稳价工作持续推进，火电企业成本压力有望降低。公司坚持长协煤为主控制煤价，燃料成本处于行业中游。面对煤价高企带来的燃料成本上涨，一方面，公司坚持优化长协、提高进口、错峰储煤以有效控制煤价，长协煤兑现率达到90%以上；另一方面，公司持续推动发电机组节能改造，提高机组发电效率。从单位燃料成本来看，2022H1公司供电煤耗率300.95g/KWh，同比降低0.4g/KWh，入炉标煤单价为1101.74元/吨，在行业中处于中游水平。2022年8月18日，公司与中煤集团签署战略合作协议，并就煤电联营进行深入交流，未来双方将发挥中煤集团在两个联营、现代煤化工、技术创新等方面的优势，围绕能源保供、煤电与新能源联营等方面进一步加强务实合作，扎实推进具体合作项目，实现合作共赢。中煤集团作为以煤炭生产为主的大型能源企业，是国内唯一具有煤炭相关全产业链的企业，截至2022年3月末，中煤集团拥有58座生产矿井，核定产能2.3亿吨/年，煤机制造企业位列煤机行业第一位，技术水平和市场占有率国内第一。2018年11月中煤集团曾与中国华能、中国大唐、中国华电、国家电力投资集团、华润电力、国投电力等6家电力央企签订中长期煤炭供需战略合作协议，根据协议，2019-2023年间中煤集团向6家电力企业供应煤炭5亿多吨。公司再次与中煤集团开展签订战略合作协议，未来煤炭燃料成本及机组效率水平有望进一步优化。2.2.2.收入端：电价上浮空间拉大，多措并举推动煤电机组收益回归合理水平2021年10月国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，同时高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电价上涨空间拉大。从区域来看，公司煤电机组主要分布于安徽、河南、湖北、江苏等地，根据国际能源网数据，上述地区2022年10月代理电价分别为461.28元/MWh、454.92元/MWh、549.8元/MWh、468.6元/MWh，相比于燃煤基准价分别上浮20.0%、20.4%、32.1%、19.8%。公司火电上网电价不断提高，盈利能力有望优先回归合理水平。2022H1公司煤电上网电价为401.92元/MWh，同比增长22%，从盈利能力来看，2021年公司火电单位售电毛利为-7.28元/MWh，单位亏损明显低于华能国际、大唐发电、华电国际等公司，公司火电盈利能力在行业中处于领先地位，有望优先回归合理水平。3.水电：聚焦湘黔地区流域开发，22年盈利有望修复3.1.水电装机规模稳中有升，项目集中于湘黔地区公司水电装机集中于湘黔地区。公司自2009年收购五凌电力开始布局水电产业，截至2022年6月30日，公司水电合并装机容量达5451.1MW，权益装机容量达3396.1MW，同比保持稳定。从装机分布来看，公司水电装机主要分布于湖南、贵州、四川、广西等地，其中湖南省装机占比达57%，主要集中于浣水流域梯级水电开发。子公司五凌电力为湖南省最大的水电企业，拥有浣水全流域开发权，装机增长空间可观。湖南省水能资源理论蕴藏量为1533万千瓦，占全国的2.3%，可开发装机容量为1299万千瓦，年发电量为488.9亿千瓦时。其中，在湘、资、沅、澧四大河流中，沅水水系水能资源最为丰富。沅水流域作为长江第三大支流，总流域面积14.4万多平方公里，流经黔、鄂、湘三省及重庆市有关地区注入洞庭湖，总落差1033米，可开发水资源712万千瓦，年发电量270亿千瓦时。从增量来看，一方面，截至2022年6月30日，公司在建水电装机容量为500MW，为浣水最大水电站五强溪水电站的扩机项目，目前已基本完成主体施工与主要设备招标，预计2023年投产，届时五强溪水电站装机规模将增长至1700MW；另一方面，五凌电力已获得湖南省人民政府对湖南省抽水蓄能电站开发的授权，未来依托其优势水电资产，有望开辟新的业务增长点。3.2.电价上浮叠加来水偏丰，量价齐升盈利有望修复2022H1公司水电厂所在流域来水偏丰，带动水电发电量回升。由于21年公司水电厂所在流域年内降水量同比显著下降，公司水电发电量出现下滑，拉低板块业绩。今年年初以来来水情况好转，公司水电发电量回升，2022H1年公司水电装机利用小时数为2379小时，同比提高138小时，发电量为129.69亿千瓦时，同比提高6.17%。电价方面，由于2016年以来湖南省多次下调水电上网电价，公司水电上网电价进入下行通道，2020年公司水电平均上网电价为244.05元/MWh，达到历史低谷。而2021年以来，一方面，公司处于湖南省的水电厂分摊当地政府对辅助服务市场的电费补偿同比减少；另一方面，公司水电板块参与电价较低的市场交易销售电量比例有所降低，公司水电上网电价下行趋势扭转，开始企稳回升，2021年及2022H1水电上网电价分别为256.35元/MWh，262.29元/MWh，分别同比提高5.04%、0.31%。另外，湖南省发改委2020年12月印发《关于我省水电标杆上网电价有关问题的通知》，重新明确了湖南省2020年12月1日以后并网发电的水电项目标杆上网电价标准，其标杆上网电价范围为0.33-0.38元/千瓦时，相比于原水电电价存在明显上浮。因此，我们预计未来公司水电上网电价有望继续抬升。电价上浮叠加来水偏丰，量价齐升盈利有望修复。2022H1公司水电板块实现营业收入33.67亿元，同比增长6.42%，实现净利润12.33亿元，同比增长17.32%。量价齐升背景下公司水电板块盈利或将得到有效修复，业绩有望增长。4.新能源：风光装机规模快速扩张，清洁能源转型提速4.1.双碳目标加速能源电力结构转型，风光装机增长空间广阔碳中和、碳达峰承诺下，电力部门深度脱碳是必经之路。经济增长背景下我国能源需求不断增加，而我国当前能源结构仍然以化石能源为主。据IEA发布的2019年数据，我国能源消费产生的二氧化碳排放量中，电力与热力部门碳排放占比高达53%，电力部门深度脱碳是实现碳中和的重要途径。目前我国电源结构仍以火电为主，其发电量中占主要地位。2021年全年发电量8.38万亿千瓦时，其中火电5.65万亿千瓦时，占比67.41%，水电1.34万亿千瓦时，占比16%，风电0.66万亿千瓦时，占比7.83%，光伏0.33万亿千瓦时，占比3.9%，核电0.41万亿千瓦时，占比4.86%，清洁能源发电量占比共计32.59%，比重仍然较小。因此提高可再生能源发电占比，是电力部门实现能源减排的必由之路。碳中和承诺驱动能源加速转型，风、光装机容量快速扩张。在一次能源消费和碳排放的双重约束下，风电累计装机规模已经由2016年1.5亿千瓦提升至2021年3.3亿千瓦，2016-2021年CAGR达17.4%；光伏累计装机规模由2016年0.8亿千瓦提升至2021年3.1亿千瓦，2016-2021年CAGR达32.1%。截至2021年底，我国可再生能源发电累计装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。各地区风、光装机规划明确，“十四五”期间增长空间仍然广阔。2022年4月18日，国家能源局综合司下发《关于开展省级“十四五”可再生能源发展规划备案的通知》，要求各省报备本地区的“十四五”可再生能源发展规划。据智汇光伏统计，截至2022年4月，已有超20个省份明确提出风电、光伏发展规划，总新增装机规模接近6亿千瓦，“十四五”期间增长空间仍然广阔。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2025年，我国清洁能源装机量将达到17亿千瓦，其中风电装机容量将达到5.36亿千瓦，2020-2025年CAGR达13.7%；光伏装机容量将达到5.51亿千瓦，2020-2025年CAGR达16.8%。4.2.公司风光装机规模快速扩张，资产优质性突出公司抓住能源转型窗口期，风光装机规模快速扩张。截至2021年底，公司新能源权益装机容量达7654.8MW，同比增长42.3%，2016-2021年CAGR达61.2%。其中，风电权益装机容量为3364.6MW，同比增长69.0%；光伏发电权益装机容量为4290.2MW，同比增长26.6%。项目分布方面，公司在全国多省份布局新能源发电项目，地区优势保障电力消纳。截至2021年底，公司风电项目覆盖省份达13个，光伏发电项目覆盖省份达18个，从区域来看，公司新能源发电项目多位于中东部经济较发达地区，用电需求量较大，从而能够有效保障项目消纳水平。根据数据，公司新能源项目所在地中，11个省份风光利用率达到99%以上，其中7个省份风光利用率达到100%。利用小时数高于平均水平，发电水平维持高位。依托于全国多省份项目布局及项目所在地的消纳能力，公司风光发电可利用小时数不断提高。2021年公司风电可利用小时数为2355小时，同比增长11.6%，高于全国平均水平109小时；光伏发电可利用小时数为1547小时，同比增长8.0%，高于全国平均水平384小时。4.3.清洁能源发展目标明确，优质资产注入助力转型提速公司制定了明确的清洁能源发展目标，从装机占比来看，公司计划到2025年清洁能源装机占比超过90%，相比于2021年提高超过37.8pct，到2030年清洁能源装机占比超过95%；从收入结构来看，公司计划到2025年清洁能源业务收入占比超过70%。从项目储备来看，截至2022年6月30日，公司在建项目合并装机容量达6541.6MW，正处于前期工作的项目合并装机容量达9804.3MW，全部为清洁能源项目（不包括期内尚未完成收购的清洁能源项目）。考虑到水电资源相对有限及其项目建设周期较长，我们认为公司清洁能源业务增量或将主要来自新能源发电业务，未来公司风光装机规模有望持续快速扩张。优质资产注入助力公司清洁能源转型提速。2022年6月30日，公司分别与中电新能源、中电国际新能源签订收购协议，拟每股约4.4港元向中电新能源增发股份，交易作价57.8亿人民币，标的资产为中电新能源旗下附属资产；拟通过现金收购中电国际新能源旗下资产，交易作价16.7亿元。总标的资产共约2.15GW清洁能源资产，包括风电、光伏发电及少量环保发电资产，其中风电资产约1.61GW，光伏资产约0.35GW。交割完成后公司清洁能源装机占比预计将提高3.32%，公司清洁能源发展目标有望加快实现。截至2022年9月23日，公司已完成13家目标公司的股权交割，合计装机规模为764.8MW，占全部资产比例为35.5%，其中风电478.5MW，光伏发电214.3MW，环保发电72MW。从资产价值来看，该收购对公司较为有利，有望显著增厚业绩。一方面，根据资产评估情况，2021年标的资产合计税后利润为5.96亿元，归母净利润达5.23亿元，相对于公司-6.50亿归母净利润增量显著，资产对应PE为14倍；另一方面，标的资产合计净资产为84.46亿元，对应ROE为7.06%，高于公司当前ROE水平，同时标的资产负债率仅为49.25%，处于较低水平，ROE仍具备提升空间。从支付方式来看，公司收购标的资产所产生的现金流出仅为16.7亿元，仅为标的资产归母净利润的3.2倍，而截至2022H1，公司期末现金余额为85.8亿元，相比于支付资金较为充裕，因此我们预计本次收购不会对公司现金流状况产生较大影响。4.4.“风光水火储”多能互补，一体化发展打开成长空间国家能源局确定以沙漠、戈壁、荒漠区域为重点布局大型风电光伏基地，“十四五”期间建设规模达到4.5亿千瓦级。同时其项目建设条件趋于严格：一方面，要求依托外送通道消纳的项目应基于在运、在建，或已核准输电通道，配套风电光伏装机规模与通道输电能力相匹配，并落实消纳市场；另一方面，要求配套煤电灵活性改造、水电、抽水蓄能、新型储能等调峰措施，与基地项目同步实施。公司常规能源与新能源业务协同发展，项目获取能力有望提升。公司的火电资产在内蒙古、宁夏、浙江、云南等区域均有重点布置，新能源发展可充分利用上述区域内的煤炭电源、火电机组的调峰能力及现有的外送通道优势，实施“火电+新能源+调峰”开发战略，争取更多基地项目落地，实现公司新能源跨越式发展。同时，公司重点发力储能产业，“风光水火储”一体化发展格局形成。公司抢抓新型电力系统下新能源配储的重大机遇，与中国储能领域能量规模第一的北京海博思创科技股份有限公司成立新源智储，重点发力