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中国电力公司交流

猫猫喵喵3

2022-03-20 17:06:43

中国电力

董事局主席讲话介绍公司经营情况：

公司制定2025、2030、2035的阶段战略目标和战略路径，力争十四五末实现清洁能源装机占比90%，清洁能源收入占比达70%。2021年，公司清洁能源装机首次超过煤电，大力发展光伏风电，投产了宁夏中宁，并网了山东海洋海上发电，开发了安徽小岗村综合智慧能源项目等等。全年清洁能源项目投产330万千瓦，年底在建清洁能源项目超400万千瓦，签约锁定清洁能源项目1000万千瓦，储备资源2000万千瓦。截至2021年底，煤电合并装机容量降低120瓦千瓦，权益容量降低136.8万千瓦，清洁能源合并装机容量达1510万千瓦，占总装机容量52.2%，同比增加8.2个百分点。清洁能源收入120亿元，占总收入35%，归母净利润超20亿元。

2021年，公司在新型储能、绿电交通等领域开辟新业务新跑道。储能方面，控股成立新源智储，实现储能业务规模688兆瓦时，净利润4200万。绿电交通方面，公司正在布局占领换电重卡市场。2021年，公司通过直供电、跨省售电、售电代理等方式销售市场电量，总售电量同比增长12%，售电收入同比增长20%。完成全国首单平价绿证交易，全年累计出售绿证39万张，绿电交易量27.8万千瓦时，平均交易溢价5.3%。国际贡献利润14.8亿元，同比增加70%。但是2021年四季度以来，为保障国家电力，在煤价大幅上涨的背景下，火电板块深度亏损。

新的一年，绿基建、新基建有望优先发力，电力市场化改革进入快车道，火电全部纳入市场交易，新能源市场化更快推进。力争年内新增新能源装机700万千瓦，储备新能源项目资源超7000万千瓦，争取年内煤电装机容量占比降至40%以下。通过长协煤、错峰储煤、净化煤的形式降低燃煤成本；通过项目全过程管理，降低新能源建设成本；通过优化资金运行效率，降低财务费用；通过精细化管理，降低运营成本。尽快落地管理层股权激励机制，探索项目跟投等市场化激励机制。

Q&A

1、公司是否有分拆新能源业务的计划？储能业务的三年增长指引与具体装机情况？

公司没有拆分新能源资产上市的计划。2021年7月布置储能业务，新源智储作为建设方的山东海洋储能电网成功并网。截至2021年，新源智储新增储能业务666兆瓦时。公司通过总包电站、设备集成等方式投资，管理储能项目11个，规模493兆瓦，956兆瓦时。2022年目标落地3-5GW。

2、光伏收入提升22%，但是利润只提升6%，可能是因为电价的下跌。未来光伏电价的判断是什么？既有补贴项目的回报率？储能毛利率目前11%，未来能否维持？

有些光伏电站的投资还未投产，回报率尚不清楚。公司对于光伏电站投资更趋严格，回报率低于10%的项目不投。储能毛利率11%肯定能保持，甚至能提高，2022下半年可以体现出来。

3、今年新能源装机新增700万千瓦，权益装机是多少，资金如何安排？新增装机中风与光的比例是多少，很多地方要求加储能，是否今年增加中间投资？2022年1-2月煤价有多少能按照发改委的要求725块执行？发改委要求中长期煤炭协议处于570-770区间，是否意味着以后月度煤价都会落在此区间？

实际总新增装机900万，700万是风光，200万火电，700万新能源装机中60%光伏，40%风电，光伏组建价格在1.8-1.9元区间，以自建为主。

煤价1-2月仍处于紧平衡状态。2021年，公司煤电板块煤价914元/吨，同比上涨41.34%，涨幅比煤炭三大指数平均涨幅54%低13个百分点，煤电燃料成本278元/兆瓦时，行业中煤耗与度电燃料成本处于较低水平。1-2月煤价没有落到发改委指导的区间内，公司相信会逐渐执行到区间内，公司的长协签约率在90%以上，整体减轻燃料成本压力，同时保障错峰储煤和技改。

4、问项目：三类一区开发计划第一批100GW，第二批455GW的规模正在分配中，公司争取的情况？海上风电方面，公司在广西和山东储备情况？国电投托管公司部分资产，这些资产的后续安排？问机制：机制上与同行相比竞争力在哪？

2月25日在宁夏签订合作框架协议，宁电入湘项目光伏800万千瓦，风电400万千瓦；宁电入皖光伏800万千瓦，风电300万千瓦，共计容量2400万千瓦。同时推进500万千瓦清洁能源基地。储能和绿电交通综合项目在宁夏总容量达到2900万千瓦。公司正在推进库布齐沙漠就地消纳中北部基地、鄂尔多斯新能源基地、腾格里沙漠甘电入浙风光项目的落地。关于海上风电，山东120万的项目得到批准，今年计划投产50万左右。关于资产托管以换来资产的优先收购权，以信贷款境外资产。机制优势：管理上、人才上、产业储能配套上、新能源管理成本上都有显著的优势。

5、年初签署售电合同电价情况，平均电价比标准电价多多少？年度季度月度占比？假设电价涨10-15%，盈亏平衡点的数字？目前煤价较高，是否有未来的指引？

2021年发改委将煤电全部市场化，并且大部分省份电价上浮到1.2倍，少数未达到1.2倍，约70%的年度合同电价上涨到1.2倍，贵州和山西合同电价没有上涨至1.2倍但是边际上涨超过20%，整体电价上涨超过20%。2022年1-2月煤电电价同比增长超过20%。各电厂间差异较大，边际收益60-150，盈亏平衡点在90-100之间。根据规则，即使煤价下降了，年度协议的电价也不会下降。现货市场月度电价一般比长协高。去年四季度，为保障社会供电，火电超发15%，但是亏损与平均水平相比少亏10个亿，亏损少于行业水平。今年火电整体会有更好表现，1-2月火电厂大部分有边际收益。主席补充：2022年煤电会有较好表现。

6、储能利用率偏低，从净利润角度来看合理的回报水平是多少？风光IRR储能IRR相比是大致一样还是某个会显著更高？西北风光基地第二批基地项目在组织申报，未来收获的展望？

公司对储能投资有所限制，主要开发独立共享的储能电站、火电辅助的储能电站、城市用户侧的储能电站、以及自己的储能公司的开发。公司努力按照轻资产配置投资，今年下半年储能利润率将显著上升。西北风光基地正在布置，推进开发项目17个，容量2070余万千瓦。推进湖北麻城、辽宁朝阳、贵州黔西南州、山西晋北等激励项目纳入第二批集中开工项目清单。

7、预计今年资本开支有多少？资本负债率较高，资本金开支与债务融资怎么实现？公司参与绿电交易的电量占平台发电量的比例？绿电溢价有多少？绿电应收补贴款有多少，有没有进一步卖给集团的想法？

900万千瓦新增装机中，两台100万千瓦的煤电资本前期已经投资，今年开支较少。整体资本开支380亿，20亿给火电，余下全部新能源。2021年资产负债率70%左右，希望维持70-72的区间，主席补充一定要维持在70左右，通过好的现金流和盈利以及引进合作伙伴来保持稳健负债率。绿电交易全国领先，并且将保持高速增长，绿电溢价5%处于较低水平，事实上在江苏和广东已经超出了煤电1.2倍的溢价，会加快体现绿电绿证的效益。应收补贴款总金额84亿元，21亿于2020年和2021年卖给了集团，账上还有63亿。之所以要把应收账款转让给集团，是因为公司利用集团的评级，发ABN成本更小，因此转让给集团有更大优势。但是下一步，公司没有打算再将应收款转让给集团，集团目前也没有要求。

8、光伏8-10%的收益率是总投资收益率还是资本金收益率？资本开支380个亿，风电与光伏单位资本开支的水平？近期风机成本降幅比较快，是否风电收益率更好，是否今年就能体现效益？长期风光电价走势，国家是否会出台标杆风光电价？

资本金收益率。海上风电成本降低，风电开发将加大力度，光伏依形势锁定资源积极推进。不太可能出台标杆风光电价。

9、380亿资本开支，新增是否全部是权益装机？煤电资产的处置计划？红筹回与员工激励有什么措施？是项目跟投还是上市公司股票激励？

380亿中20亿给火电，剩下给新能源。低效煤电资产减法，方案成熟时会再公布。优质火电将持续持有。有关事项尚无明确时间表。红筹回在时机成熟时布置，尚无明确时间表。股权激励方面，绿电交通板块已经实现管理层持股30%，正在向国家申报相关股权激励的方案。上市公司股权激励正在等待国资委批准，项目跟投持鼓励态度。

10、水电板块，去年来水不好，今年1-2月水电发电量情况？水电参与市场化交易情况，电价是否有跟随市场化交易电价上涨而上涨？21年火电辅助服务收益情况和风光支出情况？

2021年水电发电量210.7亿千瓦时，同比减少14.7%，利用小时3866小时，同比减少14.4%。2022年1-2月水电量与利用小时均同比增长30%，预计2022年水电发电量达208亿千瓦时。2021年水电只有湖南参与市场化交易，今年1-2月没有参与市场化交易，但水电价同比上涨，今年会有一部分市场化电价，但是电价折扣一定会大幅减小。辅助服务市场的收益省与省之间差距较大，收入比较客观，将成为重要的收益来源。风光的辅助服务比较复杂，有些省份由政府按照装机规定收费，有些省份以考核形式出现，辅助服务各省都已经有布置，储能技术服务公司会战占领技术领先优势。

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