江苏国信经营亮点有哪些？

装机高成长，创造业绩上限。

1.“5+2”，公司在江苏省内煤电装机接近翻倍

江苏省内主要发电集团火电装机分布较为均衡，截至 2022 年底，江苏国信省 内火电装机 1047.7 万千瓦，占全省火电装机的 10.0%；全年火电完成电量 449.62 亿千瓦时，占全省火电发电量的 9.7%。

截至 2022 年底，公司控股装机容量 1443.70 万千瓦，其中煤电控股装机 1184.50 万千瓦，占比 82.0%；气电控股装机 259.20 万千瓦，占比 18.0%。公司 权益装机容量 948.49 万千瓦，其中煤电权益装机 753.24 万千瓦，占比 79.4%； 气电权益装机 195.24 万千瓦，占比 20.6%。此外，气电机组均位于江苏省内，煤 电机组分布于江苏（控股装机 788.50 万千瓦）、山西（控股装机 396 万千瓦）两 省。据此，公司目前在江苏省内在建+待核准机组合计达 700 万千瓦，若“十四 五”期间全部投产，公司在省内煤电装机规模接近翻倍。

2.江苏煤电重启，利用小时与电价有望维持高位

自“十三五”开始，风光新能源发展提速，江苏省内火电机组建设步伐放缓， 整个“十三五”期间新增火电装机 1699 万千瓦，但 2016、2017 两年即新增 1050 万千瓦，2018-2020 三年仅新增约 649 万千瓦。“十四五”开局前两年江苏火电 机组发展仍未提速，2021-2022 年新增火电机组 358 万千瓦，且江苏省“十四五” 规划中并无煤机规划。 截至 2022 年底，江苏全省总装机 16156 万千瓦，其中，火电装机 10437 万 千瓦，占比 64.4%，较“十三五”初下降 23.2 个百分点。

2021、2022 年连续两年夏季的极端高温少雨气候，国内电力呈现供给偏紧的 现状；而以煤电为主的火电，在保供过程中起到了关键性作用。两次全国性大范围 的“有序用电”之后，政策对于煤电的态度也发生了较大的转变，呼吁“重启”之 声不绝于耳。 在江苏省《江苏省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景 目标纲要》已不再提及的煤电，通过两批次“先立后改”煤电支撑性电源项目方案， 重新确定“十四五”期间江苏省新增煤电装机 17.30GW 的目标。若加上已经核准 预计在“十四五”期间投产的国信射阳港 1*100 万机组及国信滨海 2*100 万机组， 则江苏省新增煤电机组将到达 20.3GW。

我们将利用小时、上网电价、煤价归为影响煤电业绩的核心三要素，在当前江 苏省内电力供应偏紧的局面下，我们预计省内火电机组利用小时有望逐渐提升，上 网电价仍能维持在当前的高位，伴随着电煤价格的回落，火电业绩有望修复。

利用小时，自 2012 年 12 月，四川锦屏—江苏苏州±800 千伏特高压直流工程投运，江 苏开启“特高压时代”。此后，山西雁门关—江苏淮安±800 千伏特高压直流工程、 内蒙古锡盟—江苏泰州±800 千伏特高压直流工程、安徽淮南—江苏南京—上海 1000 千伏特高压交流工程相继建成投运。外来电的快速增长以及快速发展的风光 新能源并网需求挤压省内火电机组的上网空间。

2016-2020 年江苏省火电机组利用小时数持续下降，2020 年下滑至 4262 小 时，但江苏省内火电利用小时数始终高于全国平均水平。近两年因江苏省电力供需 偏紧，火电利用小时数触底反弹。 考虑到煤电机组 2~3 年的建设周期，江苏省新核准的煤电机组在短时间难以 缓解当前的电量供应紧张状况，短期内其他电源增量有限的情况下省内存量火电 机组仍需扛起保供大旗，火电利用小时有望提升。 公司旗下煤电机组普遍位于省内电力负荷中心，保证了各电厂机组较高的利 用小时数，2022 年公司在省内煤电机组利用小时达到 4915 小时，较省内平均、 全国平均分别高出 476、536 小时。

电价，2021 年 10 月 11 日国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市 场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、 下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%。 自 2022 年年度交易起，江苏省省内市场交易电价即按照省内燃煤基准价上浮 约 20%。2022 年，公司在江苏省内煤电机组平均上网电价上浮 7.44 分/千瓦时至 0.4614 元/kW，增幅 19.2%。在当前的电力供应局面下，煤电上网电价仍具备高 位持续能力，公司在江苏省内煤机机组上网电价有望保持当前的电价水平。

煤价，在江苏省内，公司已投产煤电机组主要分布于江苏沿海、沿江一线，成本较低 的水运为煤电项目提供了先天的成本优势。例如，国信扬电位于长江经济带和大运 河文化带交汇点的扬州市，目前是扬州市最大的电、热、粉煤灰资源供给商；靖江 发电旗下的秦港港务是省级煤炭战略储备基地，并于 2022 年建成投运二期工程， 一二期港口吞吐量合计超 2000 万吨、静态储煤能力超 100 万吨。自 2023 年年 初以来，国内港口动力煤价格整体呈下跌趋势，长协煤和现货煤价差缩小，海内外 煤价的倒挂或将进一步催化国内煤价下行。

3.山西机组“鱼”与“熊掌”兼得

2018 年，公司与中煤平朔、同煤集团、山西神头发电以及山西阳光发电共同 投资设立苏晋能源。苏晋能源的注册资本为人民币 60 亿元，其中，公司全部以现 金出资 30.6 亿元，占注册资本的 51％；其余合作方除第一期出资额 2 亿元按股 权比例认缴现金外，剩余出资由各方旗下电厂股权出资。 公司在山西火电控股装机 396 万千瓦，苏晋保德煤电、苏晋朔州煤矸石发电、 苏晋塔山发电作为主体各自运营两台 2*66 万煤电机组。

公司在山西机组主要上网电量通过山西雁门关——江苏淮安±800 千伏特高 压直流工程（“雁淮直流”）送入江苏。2022 年，山西机组完成上网电量 202.55 亿 千瓦时，其中约 180 亿千瓦时通过雁淮直流送入江苏，送苏电价执行江苏省内煤 电市场交易电价扣减输送费用；剩余电量参与山西省内电力现货市场。 2022 年 11 月，国家发改委核定雁淮直流输电价格为 3.59 分/kWh（含税， 含输电环节线损，线损率 2.77%），2023 年江苏省内年度交易成交均价 0.4666 元 /kWh（含税），倒推公司山西机组送苏上网电价约为 0.4188 元/kWh。

若假设山西机组全年完成上网电量 200 亿千瓦时，其中送苏电价执行 0.4188 元/kWh，剩余 20 亿千瓦时电量参与山西省内电力交易执行 0.3984 元/kWh 电价 （参照山西省煤电基准价 0.332 元/kWh 上浮 20%计算得到），则计算山西省内机组平均上网电量约为0.4167元/kWh，较2022年山西机组平均上网电价上浮2.23 分/kWh，增幅 5.7%；预计可增加全年营收 3.95 亿元、考虑 25%所得税率后增加 净利润 2.96 亿元。公司在山西机组均为晋北煤炭基地坑口电厂，煤价优势显著，燃料成本压力较 小。2022 年苏晋能源实现营业收入 72.50 亿元，同比增长 30.2%；实现营业利润 4.60 亿元，全年实现净利润 3.48 亿元，成功扭亏为盈。