浙能电力火电业绩经营情况如何？

电力供需紧张，火电量增、价稳、成本稳中有降。

1.火电机组优质高效，需求扩大催化电量增长

装机端：公司火电装机32.91GW，60万千瓦以上煤机占比超80%。根据公司定期报 告，截至2022年末，公司火电装机32.91GW，其中煤电装机28.88GW（占比87.2%）， 气电装机4.04GW（占比12.2%）。近年公司不断推进火电机组提质增效，开展提参 数改造及增效扩容等，截至2022年末，公司煤电机组中100万千瓦以上机组共6台， 装机占比21.3%，60-100万千瓦的机组占比61.5%，60万千瓦以上煤电机组合计占比 超80%，远超同业高容量机组占比。30万千瓦以下机组主要为滨海热电及临港热电 厂运营的热电联产机组，低容量燃煤机组例如镇海3-6号机组均已关停。

2022年末公司在建机组主要为浙能乐清电厂三期工程，项目装机2GW，两台机组已 于2023年6月13日完全建成投产。其余重要在建项目包括中煤舟山二期2台1GW二次 再热超超临界机组，预计2024年投产，同时三期工程正在规划中；嘉兴电厂四期扩 建项目，装机2GW，预计十四五期间投产；此外还有部分燃机搬迁以及机组改造项 目，单机容量有所提升，搬迁后运营效率提高。根据已公布在建煤电机组装机，预计 全投产后公司煤电装机有望达36.88GW、气电装机达4.25GW，火电总装机超40GW

电量端：公司主营业务为火电，浙江省内火电发电量份额不断提升。根据经营数据 公告，2023年公司火电发电量1630亿千瓦时（同比+7.3%），其中浙江省内为1455 亿千瓦时（同比+7.7%）、占浙江省火电发电量的45.6%。火电作为浙江省发电量占 比70%以上的主力电源，出力保供、兜底效益明显；近年伴随风光装机投产，浙江省 内风光发电量占比由2020年的2.2%升至2023年的5.7%、挤压火电发电空间，但公 司于省内火电发电量市场份额不断提升。

受电力供需紧张影响，公司火电机组近年高负荷运行，利用小时大幅增加。2022年 受极端高温天气等影响，公司燃煤机组平均负荷率达87.4%，同比上升13.9个百分点； 2022年公司燃煤机组利用小时达5410小时，同比提升31小时，处于同业较高水平， 高出全国火电平均利用小时数（4594小时）816小时；燃气机组利用小时1618小时 （同比-10.4%），火电平均利用小时数4923小时，较2021年提升7小时。从供电煤 耗来看，2022年公司供电煤耗296.1克/千瓦时，略高于其他全国性火电龙头。

电量电力“双缺”，浙江省用电需求扩大。浙江省用电需求具有基数大、增速快的特 点，从电量侧来看，18-20年用电量均值为4690亿千瓦时，2021年受上半年拉尼娜 寒冬，下半年高温、能耗双控等因素影响，用电量增加约700亿千瓦时至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，2022年用电量进一步提升至 5799亿千瓦时，2023年1-11月已达5621亿千瓦时、预计全年用电量继续增长。电力 侧，2021年起浙江省用电负荷超1亿千瓦，达10022万千瓦，2022年持续提升至10190 万千瓦，成为第三个用电负荷破亿千瓦的省份，迎峰度夏、度冬期间电力供不应求。

电价端：公司火电电量集中地区电力供需均较为紧张，预计2024年度电价有望高位 保持。分地区来看，公司煤电机组分布在浙江、安徽、宁夏、新疆四地，2023年浙 江省电力市场年度交易参考价为0.4977元/千瓦时，较基准价上浮19.8%，预计全年 电价高位保持。根据国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制 的通知》，2024年煤电容量电价开始执行，公司煤电布局四地容量电价均为100元/ 千瓦·年；参考江苏2024年度电量电价上浮15.8%、容量占比5.9%、合计上浮21.7%， 预计浙江2024年度电价保持相对高位。

浙江省气电实行两部制电价，测算22年公司气电平均上网电价0.7138元/千瓦时。公 司天然气发电集中在浙江省，其余三地仅分布煤电。参考浙江省发改委《关于调整 天然气发电机组上网电价的通知》，综合燃气机组的容量电价和电量电价，测算公 司气电平均上网电价约为0.7138（元/千瓦时，不含税）。

2.成本改善叠加煤电联动，容量电价进一步提升稳定性

成本端：现货煤价持续走低，进口煤“量增价减”是公司盈利修复的核心驱动力。 2021-2022年公司长协煤占比低、国内现货煤价高、进口煤价倒挂三方面因素共同导 致公司业绩亏损。2023年国内现货煤价持续走低，全年均值为981元/吨，较2022年 均值1260元/吨下降279元/吨（降幅22.2%）；且公司作为沿海电厂，进口煤采购具 有优势，2023年进口煤“量增价减”（全年进口动力煤同比大增62%）；同时年度 长协煤履约有所改善，成本端的改善带动公司盈利快速修复。展望2024年，预计2023 上半年高现货煤价同比基数效应有望展现，全年用煤成本同比仍具备改善空间、稳 定当前火电盈利水平。

2024年起煤电两部制电价开始执行，公司有望获得超18亿元容量补偿、进一步增强 煤电盈利稳定性。两部制电价下，容量电价绑定煤电固定成本，煤电机组固定成本 为全国统一的330元/千瓦·年，公司煤电机组分布在浙江、安徽、宁夏、新疆四地， 2024~2025年容量补偿均为100元/千瓦·年，按照权益比例计算后，2024、2025年 有望获得18.41亿元煤电容量补偿收入，折度电补偿在1.5分钱左右，煤电盈利稳定性 有望增强。

2022年火电供热量突破3000万吨，供热收入达77亿元。公司火电机组除发电外，供 热业务稳步增长。2022年伴随滨电8号锅炉、滨海热电厂三期项目的投产，公司实现供热量3075万吨（同比+5.4%），供热收入77.2亿元（同比+25.5%），占总营收的 9.6%。近年来供热业务始终是为公司创造稳定营收和利润的重要分部，19-22年供热 量、供热收入的复合增速分别为9.4%、28.1%，毛利率常年稳定在22%-25%。截至 2023年6月末，在建供热项目包括温电供热二期、滨电热网四期等，项目建设进度均 超50%，后续投产后将继续进一步释放产能。