國電電力火電業務經營分析

煤電成本優勢顯著，電力市場化改革有望增厚利潤。

1. 火電裝機規模位居全國前列，多輪置換減值后資產質量扎實

國家能源集團旗下常規能源整合平臺，控股火電裝機容量位居全國前列。公司在 2010 年被 確立為集團的常規能源整合平臺后，得到了母公司“逐步將火電及水電業務資產注入國電電 力，以解決同業競爭”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。2019 年國電電力和國家能源集團 控股子公司中國神華分別以 22 家火電公司股權和 18 家火電公司股權共同組建北京國電電 力公司，國電電力持股 57.47%。2021 年國家能源集團再次將山東、江西、福建、廣東、 海南、湖南等區域的火電資產注入公司。截至 2023 年，公司的控股火電裝機裝機容量達到 7279.40 萬千瓦，在全國以火電為主營業務的上市公司中規模僅次于華能國際。

公司火電機組性能優良，供電煤耗持續下降。截至 2023H1，公司 60 萬千瓦以上煤電機組 68 臺，占煤電裝機容量的比重為 71.52%，100 萬千瓦及以上煤電機組 20 臺，占煤電裝機 容量的比重為 28.03%，持續盈利能力優良。2018-2023H1 公司煤電機組的平均供電煤耗從 297.71 克/千瓦時下降到 293.19 克/千瓦時，低于全國 6000 千瓦以上燃煤機組平均值 8.31 克/千瓦時，處于全國領先水平。公司在建火電裝機中，國能舟山電廠三期、博興發電項目 均采用 60 萬以上的高參數優質機組。遠期規劃中，公司持續布局大型煤電機組建設，火電 裝機結構預計持續優化。

置換剝離不良資產，公司火電質量盈利能力提升。公司作為國家能源集團的常規能源業務整 合平臺，在從集團獲得沿海省份火電的優質資產的同時，逐步向集團轉移了西北地區盈利能 力偏弱的火電和金融化工等非主業、非優勢資產。2020 年，公司剝離了盈利能力較差的新 疆，甘肅等火電資產。2021 年公司與集團進行了大規模的資產置換，置出金融、化工等非 發電主業資產，置入山東、福建等 6 省優質火電發電資產。2022 年 8 月，公司向集團轉移 了長期虧損的寧夏火電資產。從資產的盈利能力看，集團在向公司注資時承諾“注入資產最 近三個會計年度加權平均凈資產收益率的平均值不低 10%。”公司置出的資產在置出當年的 凈利潤總額為-9.49 億元，置入的資產當年凈利潤為 24.59 億元，資產置換后公司的盈利能 力明顯提升。

歷經多輪減值，公司資產質量扎實。在 2018-2022 年期間，公司在與國家能源集團進行一 系列的資產置換過程中，對于公司長期虧損和受環保要求限制的資產行了系統性的評估和處 置。疊加國家“十四五”期間加大了對老舊低效機組的淘汰和技術改造的要求，公司關停并 對部分火電資產進行了技術改造。公司在 2018-2022 年間共計提減值 177.31 億元，減值項 目主要集中于英力特煤業、國電宣威、國電內蒙古晶陽和國電寧夏太陽能的破產清算、遼寧 地區老舊機組的價值評估減值以及各地老舊機組技改帶來的固定資產減值。公司近年來經歷 了資產質量夯實的“陣痛”，隨著幾輪大規模的資產減值完成，當前公司應收賬款涉及客戶 均為地方國家電網等信用良好的大型國企，其他應收款賬齡達五年以上的部分已經完全計提 壞賬準備，目前資產質量扎實。

2. 背靠集團保障高比例長協煤穩定供應，火電經營同業內領先

控股股東國家能源集團豐富的煤炭資源為公司煤電業務的發展提供燃料保障。國家能源集 團是全球規模最大的煤炭生產公司，擁有煤礦 72 座，其中千萬噸以上產能煤礦 25 座，覆 蓋了內蒙古、陜西、山西、寧夏、新疆等煤炭主產區，煤炭產能 6.2 億噸/年，2022 年集團 實現煤炭產量 6 億噸，同比增長 5.4%。 公司煤電一體化優勢顯著，長協煤基本實現全覆蓋。公司充分受益于國家能源集團“煤電路 港航”一體化產業協同的優勢，煤炭等燃料主要通過國家能源集團及其所屬單位進行采購， 公司燃料供應得以充分穩定。公司長協煤的覆蓋率和履約率均位居火電發電企業前列，2021 年，公司共采購煤炭 1.91 億噸，其中長協煤總量 1.75 億噸，占比 92%。2022 年長協煤比 例進一步提升到 97%。2023Q1-3 實現長協煤比例 95%。

高比例長協煤覆蓋率和簽約率穩定公司燃料成本。2021-2022 年，現貨煤價大幅上漲，2021 年長江口5500含稅提庫年均價為1125.9元/噸，相較于2020年622.5元/噸上漲了約80.9%， 2022 年均價依舊維持在 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900.42元/噸，同比上漲64%。2022年入爐煤單價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長協煤高比例穩定供應帶來的成本優勢。2023 年 由于海外煤進口量大幅增長疊加國內保供政策持續，港口煤價出現顯著下行。2023H1 公司 入爐煤價下降到 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，相較于華能國際，華電國際，大唐發電等公司的燃煤成 本低約 100 元/兆瓦時。高長協覆蓋率、低且穩定的燃料成本優勢有助于公司火電板塊的穩 健經營。

3.電力市場化改革深入推進，公司售電價格多維度受益

電量電價：現貨煤價震蕩收窄，火電“困境反轉”起步伊始，電量電價有望維持較高上浮 比例。2021-2022 年火電板塊整體嚴重虧損后，受益于 2023 年電價頂格上浮和煤價同比下 行，火電迎來初步“困境反轉”，歸母凈利實現同比大幅好轉。但相較于前兩年的巨額虧損， 當年的反轉仍然體量較小，嚴重受損的資產負債表仍亟待修復。展望 2024 年，國內煤炭供 需或將持續保持緊平衡態勢，現貨煤價有望實現高位區間震蕩；年度長協電量電價在現貨煤 價的高位浮動支撐下有望實現高比例上浮，疊加煤電容量電價機制落地帶來度電約 2 分左右 的收益，整體電價有望與 2023 年電價情況接近，部分地區有望接續實現 20%頂格上浮。

電力市場化改革加速推進，公司長期受益于電改紅利，綜合售電價格有望穩步提升。自 2021 年《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（1439 號文）要 求燃煤發電電量全部進入市場后，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，公司的上網電價自 2020 年以來逐年呈上漲趨勢，2022 年公司煤電上 網電價為 461.73 元/兆瓦時，同比上漲 23.6%。該文件同時要求推動工商業用戶全部進入電 力市場，按照市場價格購電。公司的火電機組主要分布于浙江、江蘇、安徽等用戶負荷集 中、電價承受能力強的東部省份。2022 年，公司在江蘇、浙江、安徽三個電力消費大省火 力發電量占火電發電總量的 49.04%。隨著未來電力市場化改革的進一步深化，東部沿海地 區的電價將因煤價高位企穩而有望同步高比例上浮，公司火電板塊營業收入有望長期受益。

公司技改投入全國領先，電改加速下煤電有望通過輔助服務和容量電價獲益。公司積極響 應國家能源轉型和“雙碳”目標，包括靈活性改造在內的技術改造支出在全國處于領先地位。根據中電聯理事會工作部發布的《煤電機組靈活性運行與延壽運行研究》，30 萬、60 萬千 瓦亞臨界機組具有調節特性好、安全系數高的優勢,適合實施靈活性改造。目前公司 60 萬千 瓦以下的煤電機組尚有 2071.61 萬千瓦，且主要分布于遼寧、山西、內蒙等風光裝機大省。 小機組進行靈活性改造后可以通過輔助服務等手段獲得收益補償。在煤電機組利用小時數未 來長期走低的背景下，煤電容量電價政策出臺，輔助服務市場機制有望推廣。長期來看， 隨著高比例新能源接入電力系統，頂峰機組容量需求和輔助服務需求有望持續增長，煤電 容量電價和輔助服務費用總量長期或將呈擴張趨勢，未來公司煤電機組收益有望持續獲得 增厚補充。