华能国际调研会议纪要

华能国际调研会议纪要

运营情况

2021 年上半年公司把握电力需求旺盛的机遇，实现合并收入 951.16 亿元，同比上升 21.17 ，归属权益持有者净利润为 40.19 亿元，同比下降 26.13 ，每股收益为 0.19 元。上半年公司实现售电量 2079.26 亿千瓦时，同比上升 20.8 。公司境内电厂总利用小时数达到 1980 小时，同比增加 263 小时，主要原因是全社会用电量大幅增长。公司所运营的 26 个地区中 22 个地区发电量实现同比正增长，其中 10 个地区增长率超过 20%。清洁能源发电量上升 48.8 。

分板块来看，上半年国内税前利润为 59.74 亿，其中燃煤 22.34 亿元，燃气7.75 亿元，风电 27.22 亿元，光伏 3.56 亿元，水电 0.22 亿元，生物质-0.29亿元；国内净利润为 48.22 亿，其中燃煤 14.68 亿元，燃气 5.98 亿元，风电25.15 亿元，光伏 3.31 亿元，水电 0.2 亿元，生物质-0.29 亿元。其他为能源销售及投资收益等构成。公司持续推进清洁能源项目建设，上半年新增投运风电可控发电装机容量 47 万千瓦，光伏 19 万千瓦及生物质 3 万千瓦。截至 2021 年 6 月底，公司可控发电装机容量为 1.14 亿千瓦，其中低碳清洁能源占比为 21.07%，同比提升 2.9 个百分点。电价方面，二季度公司火电均价为 391.92 元/MWh，同比上升 0.42%。市场交易部分电价为 377.19 元/MWh。2021 年上半年公司市场化交易电量比例为 61.09，同比上升 11.2%个百分点。


发电量指引

今年社会用电量增速超出预期，中电联两次调整了用电量预测，从年初的增加6-7，到一季度的 7-8&，再到现在修改为 10-11%。公司也及时研判了发电形式， 调整了发电量计划。经测算，公司目前预计 2021 年完成发电量 4450 亿千瓦时，同比增加 10.6%，与全国增速基本保持吻合。总利用小时数达 3900 小时，同比增加 150 小时，其中火电利用小时数为 4050 小时，同比增加 200 小时左右。


煤炭
2021 年上半年入炉标煤价格为不含税 791.43 元/吨，二季度标煤均价为821.01 元/吨。上半年公司共采购进口煤 2902 万吨，占比 30.3 ，其中二季度进口煤采购占比为 31 。进口煤及内陆煤上半年平均价差为 175.4 元/吨，分月度看：1 月 333.74 元/吨，2 月 30.46 元/吨，3 月 59 元/吨，4 月 174.9 元/吨， 五月 230 元/吨，6 月 190.5 元/吨。截至 2021 年 6 月末，公司煤炭库存量为 1061 万吨，可供使用 14 天，上年同期为 1290 万吨（17 天）。煤炭库存水平较高位有所下滑，但是整体保持稳定。同时，公司也在积极采取措施补充煤炭库存，包括：1）加强长协合同履约兑现； 2）发挥公司的进口煤优势，抓住进口煤政策宽松时机；3）发挥内部产业链优 势和集团公司煤炭资源优势；4）积极向国家反应煤炭采购中的问题，寻求政策 支持。在供给增速不及需求增速的背景下，2021 年上半年煤价上升较快。公司认为2021 年下半年电力需求仍将稳中有升增加，水电由丰转枯后，火电发电量仍将维持高位。预计下半年在国家保量稳价的政策下，煤炭供应将略有增加，煤价趋于稳定，并有所回调，但回调幅度取决于政策的强度以及供应的增加量。关于煤价对公司火电资产减值的影响，公司认为煤价周期性较强，而减值主要考虑长期的煤价走势，并非根据短期内的煤价波动来判断是否减值。后续公司会密切跟踪煤价走势，研判减值迹象，根据会计准则进行减值测试。

碳交易

由于原定 6 月底完成的碳排放核查工作目前还未全部完成，且碳排放配额计划于 9 月底正式下发，因此 9 月之后才能知道华能的碳排放配额盈缺情况。目前公司根据自身排放量和国家政策核算的结果来看，华能的整体配额应为盈余， 但由于配额还未下达，盈余的具体数额将于之后公布。7 月中全国碳交易市场上线后，碳交易价格略高于试点市场的平均价（但低于北京、上海等部分地区的价格），但公司认为这个价格不一定代表着未来的碳价走势，因为政府所公布的交易价格的是于交易所内挂牌成交的价格，并未将大宗交易囊括在内。公司预计国家可能会按照整体平衡偏紧的情况下发配额， 但不排除发电企业通过节能降耗使整体供需变为略宽松的情况，因此未来的碳价走势及供需情况仍有不确定性。公司认为今年下半年碳市场的成交量将有进一步释放。但考虑到配额可以滚动至第二年使用，因此也不排除出现部分发电企业惜售配额的情况，从而使供应减少，碳价走高。总体来说，碳交易市场存在一些不确定性，但华能在火电行业中属于领先企业，公司有信心在碳市场上获得应有的收益。
展望未来，公司认为碳市场价格的核心取决于供需关系。从供给的角度讲，配 额和 CCER 是构成供给的主要来源。而需求主要为碳排放量，其受社会用电量、发电行业结构调整速度（火电占比）、火电企业的节能降排情况等因素影响。 公司认为目前影响碳价的主要有 3 个较大的不确定性因素：1）CCER 市场什么时候再次重启；2）除发电行业之外的其他行业何时被纳入；3）什么时候纳入 金融性的交易。现在可以确定的趋势是未来免费配额会缩减，收费配额会增加。华能会通过调结构（提高可再生能源占比）、加强碳排放管理、优化交易策略 等方式，尽力提高公司在碳交易市场的表现。节能减排的技术路径上，公司坚定不移地加快绿色转型及清洁能源的比例，同时公司也积极发挥专业技术优势，对存量火电机组开展技术改造和技术革新，包括但不限于：1）积极挖掘现有设备的节能潜力，提高各种设备的能源效率；2）根据电力市场的需求实施灵活性改造，对电网的安全稳定需求予以更加积极优质的响应；3）加强和推进供热改造；4）积极地探索和实施生物质燃料和煤电的耦合发电。公司从这些方面积极推进技术上的进步，积极降低单位发电量的碳排放强度。正如第一季度所通报，公司争取在十四五期间煤电供电煤耗取得 5g 左右的下降，燃煤发电。公司预计 2021 年技术改造投入为69 亿元，并将在近几年保持该投入强度。

新能源

公司近年来坚持大力发展新能源，提出了十四五期间每年 800 万千瓦左右的新能源装机目标，预计到 2025 年末总新能源装机达到 5500 万千瓦。公司会结合每年的装机目标进行投产安排。2021 年公司新能源装机目标为 834 万千瓦，其中 558.6 万千瓦为风电，275.8 万千瓦为光伏项目。公司于 2021 年上半年新取得的可再生能源资源达 688.3 万千瓦。截至 2021 年 6 月底可再生能源在建项目
为 392 万千瓦风电及 116 万千瓦光伏。
2021 年上半年光伏组件的大幅涨价对公司已经完成采购的项目影响不大，少部分受到影响的项目也会在后续通过延迟建设等措施减少影响。海上风电方面， 根据公司所了解的情况，目前江苏省政府还没有给出地方补贴的政策导向。在今年年底国家补贴结束后，公司后续仍将持续关注海上风电项目，目前也在广东、浙江、江苏、广西、福建等地积极沟通获取资源。公司会在确定政策方向（补贴）及投资建设成本之后，结合公司投资收益率要求，进行投资开发决策。
公司坚持以效益优先，目前可再生能源的投资要求为全投资项目收益高于融资成本 2 个百分点以上，即收益率为 6.5-7，较之前略有下降但变化不大。
单位造价方面，由于华能与供应商签订的是区间协议合同价格，因此价格波动小于没有市场价。2021 年上半年公司 3 兆瓦风机采购价格为 2300-2400 左右，光伏为低于每瓦 1.8 元。风电造价约 6000-7000 元/kW，光伏为 3900-4100 元/kW。


其他
公司 2021 年上半年辅助服务净收入为 5.96 亿，同比略有下降，主要是因为风光支出略有增加以及东北地区设定了补贴上限。2021 年上半年增加应收补贴 30.93 亿，回收 1.02 亿，截至 6 月底，应收补贴余额为 118.83 亿元。同时，公司上半年运营现金净流入 191 亿，投资支出为170 亿，整体上保持自由现金流盈余。