国电电力火电业务经营分析

煤电成本优势显著，电力市场化改革有望增厚利润。

1. 火电装机规模位居全国前列，多轮置换减值后资产质量扎实

国家能源集团旗下常规能源整合平台，控股火电装机容量位居全国前列。公司在 2010 年被 确立为集团的常规能源整合平台后，得到了母公司“逐步将火电及水电业务资产注入国电电 力，以解决同业竞争”的承诺。上述承诺做出后，中国国电分别在 2010 年，2013 年，2016 年分三轮向公司注入新疆、浙江、江苏等地的火电资产。2019 年国电电力和国家能源集团 控股子公司中国神华分别以 22 家火电公司股权和 18 家火电公司股权共同组建北京国电电 力公司，国电电力持股 57.47%。2021 年国家能源集团再次将山东、江西、福建、广东、 海南、湖南等区域的火电资产注入公司。截至 2023 年，公司的控股火电装机装机容量达到 7279.40 万千瓦，在全国以火电为主营业务的上市公司中规模仅次于华能国际。

公司火电机组性能优良，供电煤耗持续下降。截至 2023H1，公司 60 万千瓦以上煤电机组 68 台，占煤电装机容量的比重为 71.52%，100 万千瓦及以上煤电机组 20 台，占煤电装机 容量的比重为 28.03%，持续盈利能力优良。2018-2023H1 公司煤电机组的平均供电煤耗从 297.71 克/千瓦时下降到 293.19 克/千瓦时，低于全国 6000 千瓦以上燃煤机组平均值 8.31 克/千瓦时，处于全国领先水平。公司在建火电装机中，国能舟山电厂三期、博兴发电项目 均采用 60 万以上的高参数优质机组。远期规划中，公司持续布局大型煤电机组建设，火电 装机结构预计持续优化。

置换剥离不良资产，公司火电质量盈利能力提升。公司作为国家能源集团的常规能源业务整 合平台，在从集团获得沿海省份火电的优质资产的同时，逐步向集团转移了西北地区盈利能 力偏弱的火电和金融化工等非主业、非优势资产。2020 年，公司剥离了盈利能力较差的新 疆，甘肃等火电资产。2021 年公司与集团进行了大规模的资产置换，置出金融、化工等非 发电主业资产，置入山东、福建等 6 省优质火电发电资产。2022 年 8 月，公司向集团转移 了长期亏损的宁夏火电资产。从资产的盈利能力看，集团在向公司注资时承诺“注入资产最 近三个会计年度加权平均净资产收益率的平均值不低 10%。”公司置出的资产在置出当年的 净利润总额为-9.49 亿元，置入的资产当年净利润为 24.59 亿元，资产置换后公司的盈利能 力明显提升。

历经多轮减值，公司资产质量扎实。在 2018-2022 年期间，公司在与国家能源集团进行一 系列的资产置换过程中，对于公司长期亏损和受环保要求限制的资产行了系统性的评估和处 置。叠加国家“十四五”期间加大了对老旧低效机组的淘汰和技术改造的要求，公司关停并 对部分火电资产进行了技术改造。公司在 2018-2022 年间共计提减值 177.31 亿元，减值项 目主要集中于英力特煤业、国电宣威、国电内蒙古晶阳和国电宁夏太阳能的破产清算、辽宁 地区老旧机组的价值评估减值以及各地老旧机组技改带来的固定资产减值。公司近年来经历 了资产质量夯实的“阵痛”，随着几轮大规模的资产减值完成，当前公司应收账款涉及客户 均为地方国家电网等信用良好的大型国企，其他应收款账龄达五年以上的部分已经完全计提 坏账准备，目前资产质量扎实。

2. 背靠集团保障高比例长协煤稳定供应，火电经营同业内领先

控股股东国家能源集团丰富的煤炭资源为公司煤电业务的发展提供燃料保障。国家能源集 团是全球规模最大的煤炭生产公司，拥有煤矿 72 座，其中千万吨以上产能煤矿 25 座，覆 盖了内蒙古、陕西、山西、宁夏、新疆等煤炭主产区，煤炭产能 6.2 亿吨/年，2022 年集团 实现煤炭产量 6 亿吨，同比增长 5.4%。 公司煤电一体化优势显著，长协煤基本实现全覆盖。公司充分受益于国家能源集团“煤电路 港航”一体化产业协同的优势，煤炭等燃料主要通过国家能源集团及其所属单位进行采购， 公司燃料供应得以充分稳定。公司长协煤的覆盖率和履约率均位居火电发电企业前列，2021 年，公司共采购煤炭 1.91 亿吨，其中长协煤总量 1.75 亿吨，占比 92%。2022 年长协煤比 例进一步提升到 97%。2023Q1-3 实现长协煤比例 95%。

高比例长协煤覆盖率和签约率稳定公司燃料成本。2021-2022 年，现货煤价大幅上涨，2021 年长江口5500含税提库年均价为1125.9元/吨，相较于2020年622.5元/吨上涨了约80.9%， 2022 年均价依旧维持在 1352 元/吨的高位，同比上涨 20%。在此背景下，公司 2021 年入 炉煤单价900.42元/吨，同比上涨64%。2022年入炉煤单价978.78元/吨，同比仅上涨8.7%， 较同行上涨幅度小，凸显出公司背靠集团长协煤高比例稳定供应带来的成本优势。2023 年 由于海外煤进口量大幅增长叠加国内保供政策持续，港口煤价出现显著下行。2023H1 公司 入炉煤价下降到 944.4 元/吨，同比下降 23.82 元/吨。从单位燃料成本来看，2022 年公司单 位燃煤成本仅为 296.5 元/兆瓦时，相较于华能国际，华电国际，大唐发电等公司的燃煤成 本低约 100 元/兆瓦时。高长协覆盖率、低且稳定的燃料成本优势有助于公司火电板块的稳 健经营。

3.电力市场化改革深入推进，公司售电价格多维度受益

电量电价：现货煤价震荡收窄，火电“困境反转”起步伊始，电量电价有望维持较高上浮 比例。2021-2022 年火电板块整体严重亏损后，受益于 2023 年电价顶格上浮和煤价同比下 行，火电迎来初步“困境反转”，归母净利实现同比大幅好转。但相较于前两年的巨额亏损， 当年的反转仍然体量较小，严重受损的资产负债表仍亟待修复。展望 2024 年，国内煤炭供 需或将持续保持紧平衡态势，现货煤价有望实现高位区间震荡；年度长协电量电价在现货煤 价的高位浮动支撑下有望实现高比例上浮，叠加煤电容量电价机制落地带来度电约 2 分左右 的收益，整体电价有望与 2023 年电价情况接近，部分地区有望接续实现 20%顶格上浮。

电力市场化改革加速推进，公司长期受益于电改红利，综合售电价格有望稳步提升。自 2021 年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（1439 号文）要 求燃煤发电电量全部进入市场后，公司市场化电量比例从 2021 年的 63.10%提高到 2022 年的 93.50%。同时，公司的上网电价自 2020 年以来逐年呈上涨趋势，2022 年公司煤电上 网电价为 461.73 元/兆瓦时，同比上涨 23.6%。该文件同时要求推动工商业用户全部进入电 力市场，按照市场价格购电。公司的火电机组主要分布于浙江、江苏、安徽等用户负荷集 中、电价承受能力强的东部省份。2022 年，公司在江苏、浙江、安徽三个电力消费大省火 力发电量占火电发电总量的 49.04%。随着未来电力市场化改革的进一步深化，东部沿海地 区的电价将因煤价高位企稳而有望同步高比例上浮，公司火电板块营业收入有望长期受益。

公司技改投入全国领先，电改加速下煤电有望通过辅助服务和容量电价获益。公司积极响 应国家能源转型和“双碳”目标，包括灵活性改造在内的技术改造支出在全国处于领先地位。根据中电联理事会工作部发布的《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》，30 万、60 万千 瓦亚临界机组具有调节特性好、安全系数高的优势,适合实施灵活性改造。目前公司 60 万千 瓦以下的煤电机组尚有 2071.61 万千瓦，且主要分布于辽宁、山西、内蒙等风光装机大省。 小机组进行灵活性改造后可以通过辅助服务等手段获得收益补偿。在煤电机组利用小时数未 来长期走低的背景下，煤电容量电价政策出台，辅助服务市场机制有望推广。长期来看， 随着高比例新能源接入电力系统，顶峰机组容量需求和辅助服务需求有望持续增长，煤电 容量电价和辅助服务费用总量长期或将呈扩张趋势，未来公司煤电机组收益有望持续获得 增厚补充。