【经营情况】

营业收入 652.5亿元（+31%）

归母净利润 -9.6亿元（-130%）

扣非归母净利润 -14.1亿元（-148%）

每股收益 -0.09元/股（-153%）

2022年第一季度，公司生产平稳，发电量价环比提升，单位燃料成本环比下降，煤电板块环比大幅减亏，境外项目效益增长，为统筹推进全年经营发展各项任务打下良好基础。

【发电情况】

境内电厂合计完成上网电量1071.2亿千瓦时（+2.42%）

22Q1风光装机分别新增1.4GW和0.8GW，合计达16.2GW

平均上网电价502.0元/mwh（+19.5%）

市场化交易电量比例89%（+32pct）

发电设备平均利用971h（-32h）

供热量同比增长8.2%

公司发电量上升的主要原因是一季度全国用电需求保持增长，拉动发电侧电量同比上升。公司新能源投产并网容量同比增加，新能源发电量同比快速增长。另外，公司境内电厂落实有关电价支持政策，公司平均结算电价同比、环比皆有所增长。

【燃料情况】

单位燃料成本为361.05元/千瓦时（同比上升52.8%，环比下降17.8%）

公司积极落实国家出台的相关政策，积极与上游供应商进行沟通，努力提升长期活动的覆盖率，同时加强燃料采购成本成本管控，优化燃料库存管理。

【发展情况】

公司持续推进清洁能源项目地开发建设。一季度公司投产和并网发电装机容量242万千瓦，其中风电149万千瓦，光伏89万千瓦，生物质4万千瓦。公司可控发电装机本季度末并网容量达到了121.1GW，风电、光伏并网装机容量达到15GW。

二季度及下半年，公司将坚持稳字当头、稳中求进。统筹安全生产、电力供应建设发展与疫情防控，推进落实安全排查整治，提升发电设备的安全可靠性，坚持效益为先，量价统筹，加强电力营销管理，推动落实交易电价上浮，着力推进煤炭中长期合同的签约兑现工作，优化供应结构，多措并举控制燃料成本。坚持绿色发展，加大清洁能源建设开发力度。积极创新融资手段，拓宽融资渠道，降低融资成本。公司将聚焦效益和质量，推动经营发展和各项工作。

【交流问答】

Q：公司一季度利润分板块情况？疫情对二季度会有什么影响？今年风电光伏新项目配套储能的情况对公司收益率的影响？

A： 税前利润方面，煤电亏损32.7亿元左右，燃气电厂盈利2.2亿左右，风电盈利超过15亿，光伏1.6亿左右，水电和生物质基本盈亏平衡。

火电和新能源项目在资源供应、设备供应、技术人员进场服务方面都受到了疫情的影响，干扰了开工和投产，我们现在在努力推进，完成年初的计划。

Q：今年风电光伏新项目配套储能的情况对公司收益率的影响？

A：配套储能已基本成为新能源项目开发的标配，2021年以来全国有20多个省份明确了新能源配套储能的政策要求，普遍配置在10%-20%。近期储能的价格也有一些波动，根据测算，按照10%两个小时配套将增加风电成本7%左右，约影响全投资收益率1%-1.3%。预计随着国家政策的引导和储能技术的成熟，成本也将逐渐下降。

Q：发改委的303号文5月1号将要生效，公司目前跟煤炭企业的长期合同谈判情况如何，5月1号之后大概有多少的长期采购能落在570到770的范围内，是否会受到运力的影响？

A：五月以后市场与长协的煤炭价差会大幅收窄，下水煤的长协价格回归到合理区间的可能性较大。第一，最近北方港下水煤价回落速度非常明显，截至4月25号，北方港口5500大卡市场煤的平均价格是1150元每吨，比3月10号，也就是今年一季度的最高点1720元每吨下降了33%；第二，五月是全年煤炭价格的淡季，疫情对于用电需求有所扰动；第三，国家对于煤炭价格监管的决心很大，最近基本面的供需矛盾有了明显的缓和，近期国常会特别提出，要运用市场化、法治化的手段，确保煤炭价格在303号文提出的合理价格区间内运行。运力方面，国家给火电企业的运力给予了政策倾斜，给我们的长协合同都配置了基本的运力。截止到3月31号，煤炭长期合同量达到1.5392亿吨，同比增加了6.9%，覆盖需求比例达到了75.1%，剔除进口煤后，长协合同覆盖率达到了96.3%，其中完全符合国家长协定价机制的比例在40%左右。

Q：进口煤炭的价格跟国内下水煤价格存在倒挂，且人民币最近贬值较快，公司采购了多少发改委组织的补贴性煤炭，定价机制是什么？

A：进口煤需求能够被满足，从1.8亿吨进口煤应急保障合同中获得的资源大概占公司全年进口煤总需求的73%，还有1000-2000万吨的进口煤由去年底签订的长协合同保障。

Q：关于新能源，发改委新规表示今年新核准风电、光伏项目将延续平价上网，公司能够释放出多少核准项目，对今年新开工项目会产生什么影响？

A：2022年Q1公司已经获取了超过600万千瓦的新风电、光伏项目的核准备案。公司近些年在不断的加大新能源项目开发的力度，通过多种渠道去获取项目资源，后续对于已经取得核准备案的项目，我们将按照各地区的要求加快推进建设。

Q：8GW的新能源投产计划如何在今年各季度之间分配？海风项目是否已经全部投产？

A：今年新能源规划还是803万KW，风电303万KW，其中海上风电135万KW，光伏近500万KW。我们去年有550万KW左右的新能源没有并网，今年一季度我们在陆续的把这部分项目投产，已经确定投产了将近110万KW的风电项目，剩下的也已经开工了。去年，我们很多的项目建设到年终的时候遇到了疫情、材料供应等困难，但很多项目已经开始并网，只不过我们没有完成240小时的考核标准。今年一季度，我们陆续对这部分项目进行投产，进一步拿到电价补贴。一季度虽然有疫情的干扰，我们投产情况仍比较正常；二季度预期光伏+风电共投产200多万KW；三四季度我们希望干扰会减小。截至三月底，我们已经已经完成了630多万KW的设备采购。我们有信心年内完成800万的新能源装机。

Q：公司一季度资本性支出只有89亿，相对去年有所下降，公司今年的资本支出计划是什么？

首先从全年的计划来看，风电和光伏整体的资本支出超过310亿，一季度按现场项目的进度情况，目前完成了资本支出40亿左右。在风电和光伏方面，项目的融资渠道畅通，且成本有保障，一季度公司资金成本率环比下降了6%。

Q：作为龙头企业，公司煤价一季度平均价格1200元/吨，和中电联披露的数据相比似乎没有优势的原因是什么？

热值单位不一样，公司在2022年一季度的原煤采购单价是822.52元每吨，我们的原煤热值是4565大卡，换算到到7000大卡的这个标煤采购单价是1261.26元每吨。中电联上公布的是5500大卡的煤价。

Q：能否从业内的角度展望一下2022年的煤电走势？

A: 1）煤炭消费的增速将显著放缓。由于十四五期间严格合理控制煤炭消费增长的基调已经确立，加上清洁能源呈现规模化增长的态势，因此预计2022年全年煤炭消费的增速会显著放缓。2）电煤市场的供应能力将保持稳定。国内煤炭先进产能正持续释放，继去年四季度新增五亿吨保供产能之后，最近发改委、国务院又提出释放三亿吨煤炭产能的目标。再加上国家大力引导发电、供热用煤的长协合同全覆盖，因此预计电煤市场整体的供应能力是充足稳定的。3）煤炭价格将控制在合理区间。在发改价格〔2022〕303号《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》全面落地以后，预计全年煤炭价格会按照303号文件规定，在一个合理的价格区间内运行。

Q：如何看待“3、4月煤价下降，但7-9月需求回复后可能会暴力反弹到2000元/吨”这一说法？

A：一季度国内煤炭市场价格整体高位波动的原因有两点。1）受国际形势影响，进口煤量减少。1、2月受印尼禁止煤炭出口、俄乌地缘政治冲突升级影响，进口煤的补充能力减弱，对沿海煤炭市场扰动较大。2）国内经济向好，煤炭需求增加。1、2月我国宏观经济持续向好发展，外加极寒天气助力，煤耗居高不下。导致今年1、2月煤价高位运行，并在3月10号达到一季度的高点1720元/吨。

3、4月煤炭下降的原因主要是近期煤炭供需格局发生改变。进入四月份以后，供暖季结束叠加清洁能源的明显增长，大幅抑制了电煤消费。近期沿海煤价也大幅回落，4月25日北方港5500大卡动力煤价为1150元/吨，比今年一季度高点下降了33%。

22年煤价不会再出现像去年大幅上涨的情况。发改委、国务院已经要求今年煤炭要新增三亿吨产能，这将会有效补充进口煤的缺口。303号文件中也有明文规定，当煤炭价格显著上涨或者有可能显著上涨时，发改委将根据价格法第30条等规定及时启动价格干预措施，引导煤炭价格回归合理区间。因此，“需求恢复后煤价会再度大幅上涨”的说法基本不成立。

Q: 公司目前长协煤的比例大概为多少？满足价格在570-770元/吨区间的合同比例？

A：570-770元/吨的价格区间针对的是下水煤5500大卡，其他原煤类型也有各自的对应区间。目前公司已经对接的长协煤合同量为1.5亿吨，覆盖需求达到75%。其中，完全符合国家降价要求的在40%左右。对于剩余的长期合同，公司会积极进行换、改签工作。303号文件能否全面落地，除了中央，地方政府的配合也是关键。如果中央以及地方政府也能够全力配合，我们认为公司未来90%以上的长期合同都可以在合理价格区间内运行。

Q：公司22年一季度的平均电价涨幅为什么远高于年初的预期？

A：第一季度公司的平均结算电价为501.96元/千瓦时，同比上涨19.47%，主要是因为一季度煤价仍处于高位运行区间。

Q:公司制定的电价涨幅是否与电网的代理购电价格一致？

A：电网代理购电价格目前是按照月度竞价的加权平均来执行的，基本上都实现了20%的上涨幅度。

Q：对22年第二季度电价的展望？

A：如果5月1日303号文件落地之后煤价能够得到控制，除了已经签订的长协价格之外，随市场和煤价波动的月度和现货市场电价会有所下降。

Q：对22年第二季度煤价的展望？

A：预计二季度综合采购原煤单价会在一季度822.52元/吨的基础上有所回落，具体下降幅度主要取决于303号文件的执行力度。主要有两方面的原因：1）从政策上来看，中央平抑煤价的决心大。5月1号以后，303号文件正式生效，公司将执行新的中长协合同价格政策，有利于控制燃料采购成本。2）从基本面上来看，二季度供需矛盾将大幅缓解。从煤炭供应情况来看，二季度煤炭生产将会明显高于一季度。一季度受春节和气候影响，煤炭产量最多能达到年平均产量的90%。二季度不受节假日影响，叠加国家政策的全力支持，预计原煤产量会保持在高位水平。从煤炭消费情况来看，二季度是煤炭消费淡季，叠加风光水持续的高位发力和疫情对用电需求的消极影响，近期煤电消费出现了明显下降。二季度煤炭供需矛盾缓解同步政策发力，预计煤价将实现环比下降。

Q：疫情对全年用电量的影响会有多大？

A：疫情对用电量的影响主要体现在：1）整体用电量增速情况。3月用电量的同比增速比1、2月的增速下降了2.3%。2）分区域用电增速情况。目前疫情对于沿海地区，如江浙沪、广东等用电大省的影响更严重，3月沿海地区的用电增速只有1.9%。3）预期用电量增速。受疫情影响，工业企业开工率较低，并且4月是国内用电需求的淡季，预计4月用电增速在2%左右。5、6月随着气温上升，用电量增速可能会有所好转。总体来看，公司完成全年5%-6%的用电增速目标不变。

Q：目前公司风光大基地项目获取情况如何？

A：截至2021年底，公司纳入国家第一批风光基地建设的项目规模达到234万千瓦，其中风电为135万千瓦，光伏为100万千瓦左右。

Q：在扣除永续债后，公司的新能源板块和煤电板块的净资产规模如何？

A：公司煤电板块的净资产规模为490-560亿元人民币左右，风电板块为430亿元人民币左右，光伏为80亿元人民币左右。

Q: 公司一季度剔除存货减少影响的经营现金流几乎接近为0，如何面对这种经营现金流的压力？

A：公司一季度经营现金流下降主要是由于存货价值整体下降，具体归结为两方面原因：1）存煤量下降。存煤库存从期初的1300多万吨到现在800万吨左右。2)原煤采购价格下降。采购价格下降导致存货余额价值整体下降，最终导致公司经营现金流的下降。

公司资金总体情况平稳，主要体现在两个方面：1）从现金保障情况来看，公司22年一季度经营现金流积极增长，且公司的融资渠道畅通，融资成本相对年初环比下降6bp。2）从亏损面情况来看，一季度火电的亏损面大约在60%左右，意味着煤电板块的经营现金流环比上个季度有大幅改善。

Q: 公司目前是否有经营现金流为负的电厂？

A：公司个别电厂虽然会出现时段性的经营现金流为负，但公司有从总部到地方的现金保障方案，因此不会影响公司整体的资金安全。

Q：煤电联动后，公司点火价差的控制目标如何？

A：煤机的边际贡献一季度大约是在70元左右，这是对点火价差提供的一个参考。