浙能电力采用了怎样的布局策略？

攻守兼备，资产布局彰显战略水准。

1.攻：煤电业绩弹性十足，利润释放有望体现

权益煤电装机利润敏感性分析，直击归母净利润增厚 。火电装机集中于浙江省内，省外装机基本为送浙机组。公司控股及参股火电装机主要集中 于浙江省内，部分电厂分布于新建、宁夏、安徽等省份，但省外装机基本都是电量外送入 浙机组。为了后续更为直观的分析煤电利润弹性对归母净利润影响，我们对截至 2022 年 6 月末公司包含控股、参股火电在内的权益装机进行了整理统计。公司拥有燃气权益装机容 量 429 万千瓦，平均持股比例 59%；拥有煤电权益装机容量 2748 万千瓦，平均持股比例 55%。

燃气成本通过电量电价疏导，盈利关键在机组小时，我们预期未来较为稳定。公司参控股 燃气机组均位于浙江省内，我们梳理了自 2015 年以来浙江省天然气发电上网电价政策，在 电量电价部分，各类型燃气机组上网电价变化主要系考虑各城市天然气门站价格变动。根 据 2021 年 9 月 24 日浙江省发改委发布的《省发展改革委关于优化我省天然气发电上网电 价的通知》（浙发改价格〔2021〕357 号）更是直接将气电价格联动方式列明，分淡旺季， 9F、6F 机组电量电价=天然气到厂价（含管输费，下同）÷4.9×（电源增值税÷气源增值 税）；9E、6B 机组电量电价=天然气到厂价÷4.5×（电源增值税÷气源增值税）。电力市场 运行期间，天然气发电机组电量电价执行电力市场交易电价。基于气价往下游传导机制， 我们认为燃气机组盈利受气价波动影响相对较小。

利用小时影响固定成本度电分摊，随着公司燃气机组利用小时提升其盈利能力有所增强。 以公司控股燃气机组利用小时数作为参考，2017-2019 年，公司控股燃气机组利用小时数 不到 1300 小时，但 2020 年/2021 年分别同比提升 14%/27%至 1443/1834 小时，我们认 为主要系近年来浙江省电力供需趋紧，尤其是在迎峰度夏和迎峰度冬期间。

2022 年长协煤执行比例低/现货煤价高/进口煤价被倒挂，公司整体业绩仍处于亏损状态。 虽然 2022 年 2 月 24 日，国家发改委发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通 知》（发改价格〔2022〕303 号），明确要求秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格 较合理区间为 570～770 元/吨（含税），自 2022 年 5 月 1 日起实施。但煤电企业 2022 年实际在国家发改委价格区间执行的长协比例不高，我们认为总体执行比例高低排序为：煤、 电联营集团公司>大型央国企>省属/区域公司。

按照公司发布的 2022 年业绩预告和电量电价公告我们倒推了公司 2022 年控股浙江省煤电机 组的综合入炉煤价，测算出在 85 元/吨左右运费等其他成本情况下，公司实际符合国家发改 委价格区间的长协执行率在 20%左右。而北方港口 5500 大卡动力煤 2022 年市场均价同比上 涨 22.9%至 1264 元/吨。且 2022 年在国际冲突的影响下国际煤价也处于高位，进口煤甚至 与现货煤价出现倒挂，2022 年印尼/澳洲进口 5500 大卡烟煤库提价平均为 1294/1299 元/吨， 较北方港口 5500 大卡动力煤平均市场价高 30/35 元/吨，沿海电厂进口煤价格优势变劣势。

2023 年国内煤炭现货价格中枢有望下行。2022 年以来，我国原煤生产量一直保持同比增长 态势，且 2022 年前三季度每月原煤产量同比增速基本都在双位数水平。2023 年我国主要煤 炭产地省份中的陕西、陕西、内蒙和新疆四个省份预计合计增产 1.5 亿吨煤炭。截至 2023 年 3 月 28 日，我国秦皇岛港/广州港/曹妃甸港动力煤库存为 620/221/476 万吨，分别同比增长 22%/13%/27%。2022 年煤炭价格高企的重要因素之一系国际煤炭价格受地缘冲突影响大幅 增长，但 2023 年以来广州港印尼/澳洲进口 5500 大卡烟煤库提价均价较广州港 5500 大卡动 力煤市场价均价低 130/125 元/吨，澳煤进口的放开及进口煤价格优势重新凸显有助于补充国 内煤炭市场供给和对国内动力煤市场价下行产生积极影响。因此，我们认为 2023 年国内煤炭 供需格局或处于相对宽松的局面，国内现货煤价中枢有望下行。

2023 年公司权益煤电利润有望在现货煤价下行、长协和进口煤比例提升的背景下大幅反转。 我们统计截至 2022 年 6 月底，公司权益煤电装机容量中，浙江省占比 80%，新疆/宁夏/ 安徽合计占比 20%，故整体看浙江省燃煤机组盈利变化对权益煤电利润的影响最大，由于 2022 年以来浙江燃煤市场化电价基本较燃煤基准电价顶格上浮，2023 年入炉标煤单价走 势决定盈利变化。

测算的关键假设： 1） 除新疆市场化电价（含税）仍在基准电价 0.25 元/千瓦时（参考新疆煤电运营商天富能 源 2022 年 10 月 28 日发布的关于收到兵团第八师发改委《关于执行〈兵团贯彻落实关 于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革方案〉的通知》公告中新疆火电交易均价）， 假设其余三省燃煤上网电价（含税）较基准电价上浮 20%； 2） 除浙江省利用小时参考 2022 年电量公告倒推基础上不变，其他省份均假设较 2021 年 该省份火电利用小时数增长 10%；

3） 入炉标煤单价假设方面，主要基于华泰证券原材料组对北港 5,500 卡动力煤均价有望从 2022 年的 1,264 元/吨下移至 2023 年 950 元/吨的预期。 浙江：假设 60%长协执行率，729 元/吨长协煤价，30%国内现货比例，950 元/吨 5500 大卡市场煤煤价（含税），10%进口煤比例，900 元/吨 5500 大卡进口煤煤价（2023 年 以来同大卡数广州港印尼/澳洲进口煤库提价明显低于国内现货价格），即入炉标煤单价 （7000 大卡，不含税）为 1000 元/吨； 宁夏：基于宁夏发改委提出宁夏自治区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间为每吨 280-445 元（4500 千卡，含税）。煤炭现货价格合理区间上限按照不得超过中长期交易 价格合理区间上限 50%的规定，最高上限为每吨 668 元。

自 2023 年 3 月 1 日起执行。 假设中场协价格按照 280 和 445 元/吨的均价，中长协比例 60%，现货 40%保守预计按 照 668 元/吨现货煤价上限执行，可得宁夏入炉标煤单价 667 元/吨。 安徽：基于皖能电力 2022 年 6 成以上长协煤，其中执行国家长协价格机制的比例在 8-9 成，入炉标煤单价 1100-1200 元；我们推算，公司浙江省煤电厂入炉标煤单价（考虑 运费 85 元/吨）在类似的长协比例和执行情况下会比皖能高 50 元/吨左右，故在假设浙 江省 1000 元/吨入炉标煤单价基础上假设安徽为 950 元/吨。 4） 其他假设：厂用电率 5.5%，供电煤耗 295 克/千瓦时，除燃料外其他度电成本 0.1 元/ 千瓦时。

基于以上假设，由于公司浙江省权益煤电上网电量占比高达 81%，且浙江省长协煤比例和 进口煤比例提升的空间相对更大，我们进行了 1）公司浙江省入炉标煤单价（对应公司整体 权益煤电净利润）对长协比例/国内现货煤价/进口煤价敏感性分析，2）公司浙江省入炉标 煤单价（对应公司整体权益煤电净利润）对进口煤价格/长协煤比例敏感性分析。

分析：根据 2022 年公司业绩预告归母净利润均值及电量公告，我们倒推公司 2022 年权益 煤电净亏损为-40 亿元。 1)对于测算 1），公司于浙江省长协比例自 2022 年的 20%左右提升至 70%-50%，国内现货 煤价 850-1050 元/吨，进口煤价 800-1000 元/吨时，于浙江省入炉标煤单价 941-1081 元/ 吨，对应公司 2023 年权益煤电净利润 64-29 亿元；长协比例最大，即 100%时，对应浙江 入炉标煤单价 906 元/吨，公司权益煤电净利润 73 亿元。 2)测算 2）显示，在进口煤比例 5%-15%，进口煤价 800-1000 元/吨时，公司浙江入炉标煤 单价为 980-1014 元/吨，公司权益煤电净利润 46-55 亿元。 3)在国内现货煤价高于长协煤价时，长协煤比例提升对公司浙江入炉标煤单价的下行和整体 权益煤电净利润的增厚更有显著。

浙江省火电龙头地位稳固，十四五投产煤电容量预计占全省的 63%。浙江省为民营经济大省，用电需求大。2016 年，浙江省全社会用电量占全国总用电量的 6.5%， 人均用电量高达 0.69 万千瓦时，不仅高于江苏、上海、广东、山东等东部沿海省市，也高 于英国、西班牙、意大利等西方发达国家。2017-2022 年，浙江省经济形势持续向好，用 电量不断增加，2021 年浙江省用电量达 5514 亿千瓦时，成为全国第四个用电量突破 5000 亿千瓦时的省份。2018-2022 年，浙江省用电量一直处于全国第四位，在社会用电量增加 的同时，由于外购电规划及省内清洁能源装机增长，浙江省内火电发电量有一定波动，2022 年火力发电量达 3054.9 亿千瓦时，同比增长 10.25%。

2023 年迎峰度夏/度冬期间浙江省电力供需或仍处于偏紧状态，但不必过于担忧高省间电价 传导问题。我们统计了 2013-2022 年浙江省电力供需情况，其中多数全社会用电量增速高 于电力供给（发电量和外购电之和）增速。2022 年 7-8 月，在极端高温少雨天气叠加经济 恢复增长的影响下，浙江省电力供需形势紧张，出现在省间现货市场高价购电保供的情形， 8 月浙江全电力市场清算亏损 38.44 亿，此前有方案讨论让下游火电企业分摊亏损，即煤电 上网电价下降，但最终直接传导至下游工商业客户分摊 33.44 亿元。

2023 年，根据中电联 发布的《2023 年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计 2023 年全国电力供需总体偏紧， 迎峰度夏/度冬期间华东地区电力供需偏紧。我们认为用电高峰时期浙江省电力供需仍将处 于偏紧状态，但不用过于担忧若出现高省间现货价格须由煤电企业分摊电网亏损，因为煤 电企业已经连续亏损 2021 和 2022 年两年，本身经营负担重，且目前电力供应中煤电仍是 最为重要的支撑电源。

浙江省煤电龙头地位稳固，十四五公司预计投产全省新增煤电装机容量的 63%。根据浙江 十四五电力发展规划，十四五期间浙江煤电新增装机容量为 632 万千瓦，气电新增装机容 量为 700 万千瓦，新增火电装机容量共 1332 万千瓦。十四五期间火电与核电新增指标有望 为公司发展提供新的机遇。目前，公司预计在十四五期间投产 400 万千瓦燃煤机组，分别 为乐清电厂三期高效超超临界燃煤机组工程 2*100 万千瓦，六横电厂二期超超临界二次再 热高效机组工程 2*100 万千瓦，占十四五浙江煤电新增装机容量的 63%。燃气主要涉及两 个项目的搬迁改造工作，单机容量有所提升，搬迁改造后运营效率有望提升。

资产优质减值少，利润可释放性高。2017-2020 年，代表性火电龙头资产减值耽误利润增长，浙能电力利润释放显著更优。2021 年煤价跃升，火电企业亏损较为严重，计提火电资产减值情有可原。2017-2020 年，火电 公司盈利的年份，华能国际、华电国际与国电电力等代表性全国型火电龙头计提了大量资 产减值损失，原因包括电力需求、竞争加剧、政府对煤电限制政策等因素导致三家电力企 业的子公司机组建设受阻、经营业绩下滑乃至破产。而浙能电力计提最多的一年不超过 2 亿元，显著低于上述三家公司，2017-2021 年浙能电力盈利指标 EPS、ROE（摊薄）均高 于其他三家公司。

2.守：参股多家核电公司，投资收益贡献稳定

截至目前公司权益核电装机容量247万千瓦，未来新增权益装机规模可观。即使不考虑中国核能电力股份有限公司的新增容量（我国两大核电上市公司之一，潜在项目多，难以明确统计），我们预计公司参股核电新项目完全投产后其权益核电装机容量将新增约327万千瓦。

核电项目利润相对稳定，是公司业绩的压舱石。只要不出现需要长时间检修的重大问题， 核电项目运营相对平稳；铀价为各核电公司和其集团签订的长协价格，因此也较难出现像 煤电一样利润受煤价波动影响大的情形，故核电项目经营业绩相对稳定。2017-2021 年， 除 2019 年因三门核电检修影响公司核电投资收益外，公司核电投资收益贡献整体呈现上升 趋势。2017-2020 年公司整体正常盈利年份，公司核电投资收益占归母净利润的比例在 21% 以上，占权益法核算总投资收益的 44%以上。2021 年公司因高煤价产生亏损，但参股核电 仍贡献 14.1 亿归母净利润。