华能国际 1Q22 业绩会纪要

财务

华能国际于 1Q22 实现收入 652.5 亿元，同比上升 30.54%，归属股东净利润为-9.56 亿元。公司境内电厂合计完成上网电量 1071.17 亿 kWh，同比增长 2.42%。发电设备平均利用小时数为 971 小时，同比减少 32 小时。供热量同比增加 8.22%。

分板块税前利润：煤机亏损 32.7 亿左右，燃气电厂盈利约 2.2 亿左右，风电盈利超过 15

亿，光伏税前盈利约 1.6 亿，水电和生物质基本盈亏平衡。

分板块净资产拆分：煤电 590-600 亿元，风电 430 亿元，光伏 80 亿左右。

公司 1Q22 的经营性现金流为 84 亿元，去年全年为 60 亿左右。84 亿的经营性现金流主要得益于存煤的变动：1）存煤量由 1300 万吨下降到 800 万吨；2）采购单价的下降带来了存货价值的降低。1Q22 公司火电厂的亏损面在60%左右，出现负经营性现金流的电厂数量是远小于出现亏损的数量。个别电厂经营性现金流为负不影响公司整体的现金安全。公司有从总部到地方的整体资金保障方案，目前整个融资渠道保持稳定畅通，融资成本环比下降 6 个

bp。（更多纪要加微信：myoo711）

火电

煤价

一季度公司境内电厂单位燃料成本为 361.01 元/MWh，同比上升 52.8%，环比下降 17.8%。

2022 年一季度公司的原煤（4565 大卡热值）采购单价是 822.52 元/吨，标煤采购单价是

1261.26 元/吨。1Q22 煤机的点火价差边际贡献约 70 元/MWh。

公司预计2Q 的煤炭采购单价在1Q 的基础上会有所回落：1）政策上303 号文的正式生效；

2）基本面上，2Q 的供需矛盾会大幅缓解。由于没有节假日和天气的影响，预计 2Q 国内原煤产量会环比上升。同时，2Q 是传统的煤炭消费淡季，近期电煤消费也出现了明显下降。2Q 煤价的下降幅度还是取决于 303 号文的执行力度。

长协煤方面，截至 3 月 31 日，公司和上游生厂商对接了年度长协合同达 15,392 万吨，同 比增加了 6.9%，覆盖需求比例达到 75.1%。若剔除进口煤，长协合同覆盖率达到了 96.3%。在已经对接的长协合同中，约 40%左右的煤价是在国家制定的 570-770 元/吨以内，剩余的 量正在按照国家相关文件要求进行换改签工作，具体能实现的比例跟 303 号文的执行力度 有关。管理层认为，若中央及地方政府全力推行，公司能有 90%以上的长协能在合理区间内执行。

303 号文中明确了 570-770 元/吨是针对北方港下水煤 5500 大卡的含税价格，各个产地的价格也有各自的合理价格区间。管理层认为，随着供需的明显缓和，下水煤的长协价格回

归到合理区间的可能性较大。国家对煤炭价格监管的决心也很大，国常会也特别提出将要运用市场化、法制化手段确保煤炭价格在合理区间内运行。近期北方港煤价快速下行，4月 25 日的 1150 元/吨较 3 月 10 日的最高点 1720 元/吨下降了 33%。进入 5 月之后，煤炭市场进入淡季，加上疫情对用电需求的扰动，管理层认为市场煤价有进一步回落的空间。

运力方面，确实是存在运力制约的问题。但是国家给长协合同都配置了基本的运力。同时公司也会和集团进行运力的优化配置。后期运力矛盾会逐步地缓解。

近期国家主管部门牵头给进口煤依存度较高的电力集团配置了 1.8 亿吨的进口煤应急保障合同。公司获得的资源占到了全年进口煤总需求的 73%。此外，公司在去年年底和外矿签订了 1000-2000 万吨的进口长协，加起来可以被满足公司的进口煤需求。

展望 2022 年全年，由于十四五期间严格控制煤炭消费，加上清洁能源呈现规模化的增长，公司预计全年煤炭消费的增速会显著放缓。同时供应方面，国内先进产能在持续释放，继

2021 年四季度新增 5 亿吨保供产能后，近期发改委也提出了要继续增加 3 亿吨先进产能。加上国家大力引导电煤的价格和长协合同全覆盖，管理层认为年内煤炭价格很大可能在合

理区间内运行。1Q22 煤价高位波动的原因主要包括：1）印尼禁止煤炭出口；2）俄乌地缘政治冲突影响，进口煤补充能力减弱；3）极寒天气的助力。3 月以后，随着供需基本面的变化，供暖季结束，近期沿海煤价大幅回落。303 号文中也明确规定了，国家发改会将根据价格法第三十条规定，煤炭价格显著上涨时，会及时启动价格干预措施，引导煤炭价格回归合理区间，管理层认为今年不会在出现去年的煤价大幅上涨的情况。

电价

一季度电价平均结算电价为 501.96 元/MWh，同比上涨 19.47%。该涨幅高于公司年初给出的全年电价上涨幅度主要还是因为一季度煤价还处于高位运行。电网代理购电的价格基本上是按照月度竞价的平均价格执行，基本都实现了 20%的上涨幅度。

展望 2Q22 电价，管理层认为随着 5 月 1 日 303 号文落地，煤价得到控制之后，除已经签订了固定长协的电价之外，市场月度和现货价格会有所下降。

发展

1Q22 公司投产和并网发电装机容量 242 万 kW，其中风电 149 万 kW，光伏 89 万 kW，生物质 4 万 kW。公司可控发电装机含季度末并网容量达到 121GW，风电光伏发电装机容量达到 15GW。

配套储能已基本成为新能源项目开发的标配，20 多个省份都明确了配备储能的要求，普遍配置在 10-20%，两个小时左右的容量。按照公司测算，按照 10%两个小时进行储能配套，将增加风电项目成本 7%左右，影响全投资 IRR 约 1-1.3 个百分点。管理层预计随着国家政策的引导以及储能技术的进一步成熟，储能成本将逐步下降，配套储能以及相关的一些政策对项目经济性的影响也会有所缓解。

公司近年来也在不断加大新能源开发力度，1Q22 公司新获取了风光项目核准备案项目规模超过 600 万 kW。同时，公司积极参加大基地开发，截至 2021 年底，公司纳入国家第一批风光基地的项目规模达到 234 万 kW，其中风电 135 万 kW，光伏 100 万 kW。公司正积极参与今年开展的第二批大基地项目，会适当时候披露相关情况。

公司维持今年新增 303 万 kW 风电（135 万风电），500 万 kW 光伏的目标不变。公司去年有近 500 万 kW 的新能源项目未完成并网，其中近 1.1GW 的风电已经于今年一季度投产，其他的项目均已开工，其中很多项目已经开始并网，只是还未完成公司的 240 小时的考核标准。整体来看，在疫情干扰的情况下，1Q22 的新能源项目投产量仍比较正常，管理层预计 2Q22 能投产约 2GW 的风光项目，剩余的项目则在今年下半年投产。截至 3 月底，公司有约 6.3GW 的项目已经完成了采购和设备订货，对年底完成 8GW 的新能源装机保持信心。

从全年的情况来看，风电和光伏整体资本支出超过 310 亿，一季度按照现场项目的进度来

看已经完成了 40 亿左右。

其他

年初以来国内 28 个省市都受到了不同程度的疫情影响。公司火电和新能源项目的开工、 投产和运营也都受到了影响，公司现在正在努力克服困难，争取今年实现年初计划的水平。

关于疫情对公司发电量的影响，短期来看，3 月份的用电量增速已经比 1-2 月的增速下降了 2.3 个百分点。分区域来看，用电增速出现分化。疫情对沿海地区用电大省的影响更为严重，3 月沿海地区的用电增速只有 1.9%，而公司在沿海区域的装机比例相对较大。4 月份是国内用电需求的传统淡季，加上疫情的影响，工业企业开工率不足，用电需求相对疲弱。随着 6 月进入丰水期，新能源的大发也会对煤电发电量会产生一定影响。公司预计 4月用电增速可能会在 2%左右，5-6 月可能会随着气温的上升会有所反弹。总体来看，公司对全年完成 5-6%的用电增速预测不变。