國電電力火電業(yè)務(wù)經(jīng)營分析

煤電成本優(yōu)勢顯著，電力市場化改革有望增厚利潤。

1. 火電裝機(jī)規(guī)模位居全國前列，多輪置換減值后資產(chǎn)質(zhì)量扎實(shí)

國家能源集團(tuán)旗下常規(guī)能源整合平臺(tái)，控股火電裝機(jī)容量位居全國前列。公司在 2010 年被 確立為集團(tuán)的常規(guī)能源整合平臺(tái)后，得到了母公司“逐步將火電及水電業(yè)務(wù)資產(chǎn)注入國電電 力，以解決同業(yè)競爭”的承諾。上述承諾做出后，中國國電分別在 2010 年，2013 年，2016 年分三輪向公司注入新疆、浙江、江蘇等地的火電資產(chǎn)。2019 年國電電力和國家能源集團(tuán) 控股子公司中國神華分別以 22 家火電公司股權(quán)和 18 家火電公司股權(quán)共同組建北京國電電 力公司，國電電力持股 57.47%。2021 年國家能源集團(tuán)再次將山東、江西、福建、廣東、 海南、湖南等區(qū)域的火電資產(chǎn)注入公司。截至 2023 年，公司的控股火電裝機(jī)裝機(jī)容量達(dá)到 7279.40 萬千瓦，在全國以火電為主營業(yè)務(wù)的上市公司中規(guī)模僅次于華能國際。

公司火電機(jī)組性能優(yōu)良，供電煤耗持續(xù)下降。截至 2023H1，公司 60 萬千瓦以上煤電機(jī)組 68 臺(tái)，占煤電裝機(jī)容量的比重為 71.52%，100 萬千瓦及以上煤電機(jī)組 20 臺(tái)，占煤電裝機(jī) 容量的比重為 28.03%，持續(xù)盈利能力優(yōu)良。2018-2023H1 公司煤電機(jī)組的平均供電煤耗從 297.71 克/千瓦時(shí)下降到 293.19 克/千瓦時(shí)，低于全國 6000 千瓦以上燃煤機(jī)組平均值 8.31 克/千瓦時(shí)，處于全國領(lǐng)先水平。公司在建火電裝機(jī)中，國能舟山電廠三期、博興發(fā)電項(xiàng)目 均采用 60 萬以上的高參數(shù)優(yōu)質(zhì)機(jī)組。遠(yuǎn)期規(guī)劃中，公司持續(xù)布局大型煤電機(jī)組建設(shè)，火電 裝機(jī)結(jié)構(gòu)預(yù)計(jì)持續(xù)優(yōu)化。

置換剝離不良資產(chǎn)，公司火電質(zhì)量盈利能力提升。公司作為國家能源集團(tuán)的常規(guī)能源業(yè)務(wù)整 合平臺(tái)，在從集團(tuán)獲得沿海省份火電的優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)的同時(shí)，逐步向集團(tuán)轉(zhuǎn)移了西北地區(qū)盈利能 力偏弱的火電和金融化工等非主業(yè)、非優(yōu)勢資產(chǎn)。2020 年，公司剝離了盈利能力較差的新 疆，甘肅等火電資產(chǎn)。2021 年公司與集團(tuán)進(jìn)行了大規(guī)模的資產(chǎn)置換，置出金融、化工等非 發(fā)電主業(yè)資產(chǎn)，置入山東、福建等 6 省優(yōu)質(zhì)火電發(fā)電資產(chǎn)。2022 年 8 月，公司向集團(tuán)轉(zhuǎn)移 了長期虧損的寧夏火電資產(chǎn)。從資產(chǎn)的盈利能力看，集團(tuán)在向公司注資時(shí)承諾“注入資產(chǎn)最 近三個(gè)會(huì)計(jì)年度加權(quán)平均凈資產(chǎn)收益率的平均值不低 10%。”公司置出的資產(chǎn)在置出當(dāng)年的 凈利潤總額為-9.49 億元，置入的資產(chǎn)當(dāng)年凈利潤為 24.59 億元，資產(chǎn)置換后公司的盈利能 力明顯提升。

歷經(jīng)多輪減值，公司資產(chǎn)質(zhì)量扎實(shí)。在 2018-2022 年期間，公司在與國家能源集團(tuán)進(jìn)行一 系列的資產(chǎn)置換過程中，對于公司長期虧損和受環(huán)保要求限制的資產(chǎn)行了系統(tǒng)性的評估和處 置。疊加國家“十四五”期間加大了對老舊低效機(jī)組的淘汰和技術(shù)改造的要求，公司關(guān)停并 對部分火電資產(chǎn)進(jìn)行了技術(shù)改造。公司在 2018-2022 年間共計(jì)提減值 177.31 億元，減值項(xiàng) 目主要集中于英力特煤業(yè)、國電宣威、國電內(nèi)蒙古晶陽和國電寧夏太陽能的破產(chǎn)清算、遼寧 地區(qū)老舊機(jī)組的價(jià)值評估減值以及各地老舊機(jī)組技改帶來的固定資產(chǎn)減值。公司近年來經(jīng)歷 了資產(chǎn)質(zhì)量夯實(shí)的“陣痛”，隨著幾輪大規(guī)模的資產(chǎn)減值完成，當(dāng)前公司應(yīng)收賬款涉及客戶 均為地方國家電網(wǎng)等信用良好的大型國企，其他應(yīng)收款賬齡達(dá)五年以上的部分已經(jīng)完全計(jì)提 壞賬準(zhǔn)備，目前資產(chǎn)質(zhì)量扎實(shí)。

2. 背靠集團(tuán)保障高比例長協(xié)煤穩(wěn)定供應(yīng)，火電經(jīng)營同業(yè)內(nèi)領(lǐng)先

控股股東國家能源集團(tuán)豐富的煤炭資源為公司煤電業(yè)務(wù)的發(fā)展提供燃料保障。國家能源集 團(tuán)是全球規(guī)模最大的煤炭生產(chǎn)公司，擁有煤礦 72 座，其中千萬噸以上產(chǎn)能煤礦 25 座，覆 蓋了內(nèi)蒙古、陜西、山西、寧夏、新疆等煤炭主產(chǎn)區(qū)，煤炭產(chǎn)能 6.2 億噸/年，2022 年集團(tuán) 實(shí)現(xiàn)煤炭產(chǎn)量 6 億噸，同比增長 5.4%。 公司煤電一體化優(yōu)勢顯著，長協(xié)煤基本實(shí)現(xiàn)全覆蓋。公司充分受益于國家能源集團(tuán)“煤電路 港航”一體化產(chǎn)業(yè)協(xié)同的優(yōu)勢，煤炭等燃料主要通過國家能源集團(tuán)及其所屬單位進(jìn)行采購， 公司燃料供應(yīng)得以充分穩(wěn)定。公司長協(xié)煤的覆蓋率和履約率均位居火電發(fā)電企業(yè)前列，2021 年，公司共采購煤炭 1.91 億噸，其中長協(xié)煤總量 1.75 億噸，占比 92%。2022 年長協(xié)煤比 例進(jìn)一步提升到 97%。2023Q1-3 實(shí)現(xiàn)長協(xié)煤比例 95%。

高比例長協(xié)煤覆蓋率和簽約率穩(wěn)定公司燃料成本。2021-2022 年，現(xiàn)貨煤價(jià)大幅上漲，2021 年長江口5500含稅提庫年均價(jià)為1125.9元/噸，相較于2020年622.5元/噸上漲了約80.9%， 2022 年均價(jià)依舊維持在 1352 元/噸的高位，同比上漲 20%。在此背景下，公司 2021 年入 爐煤單價(jià)900.42元/噸，同比上漲64%。2022年入爐煤單價(jià)978.78元/噸，同比僅上漲8.7%， 較同行上漲幅度小，凸顯出公司背靠集團(tuán)長協(xié)煤高比例穩(wěn)定供應(yīng)帶來的成本優(yōu)勢。2023 年 由于海外煤進(jìn)口量大幅增長疊加國內(nèi)保供政策持續(xù)，港口煤價(jià)出現(xiàn)顯著下行。2023H1 公司 入爐煤價(jià)下降到 944.4 元/噸，同比下降 23.82 元/噸。從單位燃料成本來看，2022 年公司單 位燃煤成本僅為 296.5 元/兆瓦時(shí)，相較于華能國際，華電國際，大唐發(fā)電等公司的燃煤成 本低約 100 元/兆瓦時(shí)。高長協(xié)覆蓋率、低且穩(wěn)定的燃料成本優(yōu)勢有助于公司火電板塊的穩(wěn) 健經(jīng)營。

3.電力市場化改革深入推進(jìn)，公司售電價(jià)格多維度受益

電量電價(jià)：現(xiàn)貨煤價(jià)震蕩收窄，火電“困境反轉(zhuǎn)”起步伊始，電量電價(jià)有望維持較高上浮 比例。2021-2022 年火電板塊整體嚴(yán)重虧損后，受益于 2023 年電價(jià)頂格上浮和煤價(jià)同比下 行，火電迎來初步“困境反轉(zhuǎn)”，歸母凈利實(shí)現(xiàn)同比大幅好轉(zhuǎn)。但相較于前兩年的巨額虧損， 當(dāng)年的反轉(zhuǎn)仍然體量較小，嚴(yán)重受損的資產(chǎn)負(fù)債表仍亟待修復(fù)。展望 2024 年，國內(nèi)煤炭供 需或?qū)⒊掷m(xù)保持緊平衡態(tài)勢，現(xiàn)貨煤價(jià)有望實(shí)現(xiàn)高位區(qū)間震蕩；年度長協(xié)電量電價(jià)在現(xiàn)貨煤 價(jià)的高位浮動(dòng)支撐下有望實(shí)現(xiàn)高比例上浮，疊加煤電容量電價(jià)機(jī)制落地帶來度電約 2 分左右 的收益，整體電價(jià)有望與 2023 年電價(jià)情況接近，部分地區(qū)有望接續(xù)實(shí)現(xiàn) 20%頂格上浮。

電力市場化改革加速推進(jìn)，公司長期受益于電改紅利，綜合售電價(jià)格有望穩(wěn)步提升。自 2021 年《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》（1439 號(hào)文）要 求燃煤發(fā)電電量全部進(jìn)入市場后，公司市場化電量比例從 2021 年的 63.10%提高到 2022 年的 93.50%。同時(shí)，公司的上網(wǎng)電價(jià)自 2020 年以來逐年呈上漲趨勢，2022 年公司煤電上 網(wǎng)電價(jià)為 461.73 元/兆瓦時(shí)，同比上漲 23.6%。該文件同時(shí)要求推動(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電 力市場，按照市場價(jià)格購電。公司的火電機(jī)組主要分布于浙江、江蘇、安徽等用戶負(fù)荷集 中、電價(jià)承受能力強(qiáng)的東部省份。2022 年，公司在江蘇、浙江、安徽三個(gè)電力消費(fèi)大省火 力發(fā)電量占火電發(fā)電總量的 49.04%。隨著未來電力市場化改革的進(jìn)一步深化，東部沿海地 區(qū)的電價(jià)將因煤價(jià)高位企穩(wěn)而有望同步高比例上浮，公司火電板塊營業(yè)收入有望長期受益。

公司技改投入全國領(lǐng)先，電改加速下煤電有望通過輔助服務(wù)和容量電價(jià)獲益。公司積極響 應(yīng)國家能源轉(zhuǎn)型和“雙碳”目標(biāo)，包括靈活性改造在內(nèi)的技術(shù)改造支出在全國處于領(lǐng)先地位。根據(jù)中電聯(lián)理事會(huì)工作部發(fā)布的《煤電機(jī)組靈活性運(yùn)行與延壽運(yùn)行研究》，30 萬、60 萬千 瓦亞臨界機(jī)組具有調(diào)節(jié)特性好、安全系數(shù)高的優(yōu)勢,適合實(shí)施靈活性改造。目前公司 60 萬千 瓦以下的煤電機(jī)組尚有 2071.61 萬千瓦，且主要分布于遼寧、山西、內(nèi)蒙等風(fēng)光裝機(jī)大省。 小機(jī)組進(jìn)行靈活性改造后可以通過輔助服務(wù)等手段獲得收益補(bǔ)償。在煤電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)未 來長期走低的背景下，煤電容量電價(jià)政策出臺(tái)，輔助服務(wù)市場機(jī)制有望推廣。長期來看， 隨著高比例新能源接入電力系統(tǒng)，頂峰機(jī)組容量需求和輔助服務(wù)需求有望持續(xù)增長，煤電 容量電價(jià)和輔助服務(wù)費(fèi)用總量長期或?qū)⒊蕯U(kuò)張趨勢，未來公司煤電機(jī)組收益有望持續(xù)獲得 增厚補(bǔ)充。