2023年华润电力研究报告 电源布局优质覆盖全国_环球动态

（一）背靠华润集团，优质火转绿龙头拟分拆绿电

(资料图片仅供参考)

公司控股股东华润集团是我国四大驻港央企之一，公司是集团旗下唯一电力平台， 拟分拆新能源业务上市A股。2000年以来，经过两次“再造华润”，华润集团形成现 有的业务格局，涵盖大消费、综合能源、城市建设运营、大健康、产业金融、科技及 新兴产业六大领域，旗下子公司有8家在香港上市，8家在内地上市，公司是集团旗 下唯一电力上市平台，业务起于火电并加速布局风电、光伏等新能源资产，同时涉 及售电、综合能源服务等领域，是清洁能源转型的龙头企业。截至2022年末，华润 集团直接、间接持股62.95%。2023年3月，公司发布公告称拟分拆全资子公司华润 新能源上市A股，但分拆后仍并表。

截至2022年公司运营权益装机52.58GW，可再生能源装机占比32.3%。公司大力推 进清洁能源转型，加速布局可再生能源发电业务，截至2022年公司运营权益装机 52.58GW，其中：火电35.58GW、风电15.51GW、光伏1.21GW、水电0.28GW，可 再生能源装机占比32.3%。“十四五”期间规划新增可再生能源装机40GW，十四五 末可再生能源装机将超50GW。

聚焦“三角三线”，电源布局优质覆盖全国。公司管理和拥有246家电厂，聚焦“三 个三角区，三条沿线”(京津唐、长三角和珠三角，京广线、东部沿海线和国家特高 压输电沿线地区)布局电源点，旗下发电项目投资区域覆盖全国大部分省区。其中火 电资产主要分布于江苏、河南、河北、湖北一带的中东部地区，资产质量优异，区位 优势显著；风电资产集中在广东、河南、湖北、山东等省份；光伏资产相对较少，分 布于宁夏、黑龙江等省份。

可再生能源贡献售电量增量，2022年可再生能源售电量占比达20.8%。2017-2022 年，公司售电量CAGR为3.0%，其中主要是可再生能源发电贡献增量，售电量CAGR 为23.6%，火电售电量则基本持平。2022年公司完成售电量1846亿千瓦时（同比 +4.1%），其中火电为1461亿千瓦时（同比+2.6%），可再生能源售电量385亿千瓦 时（同比+10.4%），可再生能源售电量占比由2017年的8.4%提升至2022年的20.8%。 2023Q1完成售电量468亿千瓦时（同比+1.9%），风电、光伏发电售电量分别同比 增长20%以上。 各板块利用小时数稳定，且均超行业平均水平。2022年公司火电/风电/光伏利用小时 数分别为4731、2398、1510小时，超过全国平均水平352、177、173小时。其中火 电和光伏的利用小时较2021年持平，风电利用小时数下降66小时，主要系2022年风 资源偏弱。

公司市场化交易电量比例高，且逐年呈上升趋势。公司市场化交易的范围和规模不 断扩大，2022年公司参与市场化交易的电量达1565亿千瓦时，占售电量比例逐年提 升，由2019年的66%提升至2022年的84.8%。对比各火电和绿电公司，公司市场化 交易电量占比较高，因此市场化交易电价变动对公司的影响较大。

2022年市场电平均电价反超标杆上网电价17.7%，2023年各省电价维持顶格上浮。 煤炭价格高企导致近两年各省电价大幅提升，公司市场化平均交易电价较标杆上网 电价的降幅不断收窄，22年反超标杆上网电价17.7%，主要系公司装机大省江苏、广 东等21年起市场化电价较标杆电价价差反转，江苏、广东等地均上浮20%，电价弹 性显著。同时市场化交易电价上涨带动平均电价逐年上升，2022年超过标杆上网电 价15.0%，2023年度多地中长期交易电价均为顶格上浮，公司有望维持高电价。

（二）加速布局火转绿，可再生能源成为业绩压舱石

新能源售电量提升带动公司业绩持续增长，2017-2022年公司归母净利润CAGR达 8.8%。2021年由于煤价大涨火电成本提升导致火电大幅亏损，公司业绩下滑，但新 能源贡献持续提升，2021年公司归母净利润21.4亿港元（调整后同比-71.8%），2022 年火电减亏，新能源维稳，业绩大幅改善，全年实现归母净利润70.4亿港元（同比 +229%），已接近2020年业绩水平。

火电贡献主要收入，可再生能源分部成为业绩压舱石。火电仍是公司主要的收入来 源，2022年火电收入占比达79%，同时可再生能源成长迅速，成为利润增长主力， 2020年起可再生能源利润已超越火电，2021年可再生能源分部利润同比翻倍，板块 实现利润89.3亿港元，填补火电造成的业绩亏损59.4亿港元，成为稳定业绩的压舱 石，2022年可再生能源业务利润小幅下滑至86.4亿港元，火电业务减亏33.6亿港元 带动公司整体业绩大幅好转。

燃料和折旧是主要的成本来源，煤价上涨导致燃料成本大幅提升。燃料成本和折旧 摊销是公司经营的主要成本，2022年燃料成本、折旧摊销分别占经营成本的68.4%、 15.4%。2022年绿电新增装机放缓，公司折旧摊销基本持平，但煤价全年维持高位， 公司燃料成本增至643亿港元（同比+10.0%），带动经营成本同比增长7.9%至939 亿港元。

2019年公司减值计提金额较大，近年减值以火电为主。公司资产减值主要包括火电、 可再生能源、煤矿三大部分，2019年对河南、江苏和湖南的煤炭资产计提了减值13.27 亿港元（并入火电），当年合计减值22.8亿港元达到峰值，此后主要为对因技术改造 而报废的火电设备计提减值。2022年公司资产减值损失10.45亿港元（同比+141.6%）， 主要是对贵州天润煤矿计提减值4.76亿港元及对五间房西一矿应收资源款计提减值 1.89亿港元。

可再生能源业务盈利性强，净利率稳定在47%左右。受煤价影响，2021年火电板块 由盈转亏，净利率降至-10.3%,反观可再生能源板块净利率提升至47.8%，盈利能力 持续增强。2022年受风电利用小时数下降的影响，可再生能源板块净利率略有降低 至46.9%；火电板块盈利减亏，带动2022年公司整体净利率回升至6.6%。

公司资产以固定资产为主，2017年起应收账款逐年提升。公司资产以固定资产为主， 截至2022年总资产达2834亿港元，其中固定资产为1914亿港元，占总资产的67.5%。 公司应收账款来自于售电电费（集团给予客户60日的赊账期）以及可再生能源项目 的电价补贴。2022年伴随可再生能源项目补贴回款，全年收到补贴87亿元，公司应 收账款有所下降，2022年末应收账款达282亿港元（同比-5.3%），占总资产的10.0%。

截至2022年公司总负债1828亿港元，资产负债率64.5%。公司负债规模增加，长期 借款和短期借款是负债的主要部分。截至2022年公司总负债1828亿港元，长期借款 933亿港元，占总负债的51.0%。公司资产负债率相对平稳，且2017年以来稳中有降， 带息负债率不断下降至39.4%（2020年），2020年以来新能源项目开发建设加速， 带动资产负债率有所回升。截至2022年公司资产负债率达64.5%，其中带息负债率 为46.5%。

清洁能源转型加速，公司资本性开支逐年提升。公司处于清洁能源转型的快速发展 期，风光项目和火电建设带动资本性开支逐年提升。2022年资本性开支同比增加76.1% 至351亿港元，主要系风光项目建设加速，共计开支267亿港元（占总支出的76.2%）， 69亿港元用于火电机组的建设和优化改造（占总支出的19.5%）。2022年由于火电 减亏带来经营性现金流同比+226.6%至242亿港元，火电盈利改善支撑绿电建设，公 司预计2023年资本性开支450亿港元（同比+78.0%），其中风光建设支出306亿港元 （占比68.0%），资本支出维持高位。

（一）持续投资改造火电，机组高效能优势显著

截至2022年火电权益装机35.6GW，发电量平稳。截至2022年公司火电装机35.6GW， 在建火电权益装机1.54GW（预计在2023年投产），2022年公司火电新增权益装机 3.02GW，主要包括收购甘肃常乐电厂2×1000MW超超临界煤电项目34%的股权（为 了在当地获取更多新能源项目资源），置换获取江苏国能太仓电厂2×600MW超临 界煤电机组40%股权。公司火电售电量通常保持在1400亿千瓦时左右，2022年伴随 新机组的投产火电售电量为1461亿千瓦时，同比增长2.6%。

火电机组主要分布在中东部等经济较发达省份。截至2022年，公司48个火电项目分 布在全国17个省份，重点分布在江苏、河南、河北、湖北、广东等中东部经济较发 达地区。

公司火电机组优质高效，发电利用小时数远超全国平均水平。公司火电机组利用小 时数始终保持较高水平，2017-2018年曾一度接近5000小时，2022年火电利用小时 数提升40小时至4731小时，超出全国火电平均利用小时数352小时。火电发电利用 小时数与全国各火电龙头企业相比仍具优势，火电资产优质且利用高效，60万千瓦 及以上煤电机组占比超97%，其中100万千瓦以上等级机组超57%，远超同业水准。

火电资产不断优化，2017年以来年均火电资本开支约59亿港元。公司火电资本开支 主要为火电建设和煤电技术改造，2017-2022年年均火电建设支出约45亿港元，近两 年火电建设开支扩大，2021、2022年公司火电建设支出分别为49.55、51.89亿港元， 2023年预计支出70亿港元。同时持续进行煤电技术改造，通过增加供热、生物质耦 合等技术对现役火电机组进行改造，从而降低煤耗提升能效水平，2017-2022年年均 煤电技术改造支出约14亿港元，2018年后公司供电煤耗降至300克/千瓦时以下。

2020年公司火电度电税前利润约0.057港元/千瓦时，税前利润率达13.2%。公司火 电机组优质盈利性较高，2017-2020年，煤价正常区间内公司火电度电税前利润约 0.05港元/千瓦时，税前利润率可超10%。2021年煤价大涨后，公司火电度电亏损0.05 港元/千瓦时，2022年电价上涨火电减亏，度电亏损收窄至0.017港元/千瓦时。

热电联产开展售热业务，量价齐升带动供热业务收入增长。其中2021年公司96%的 火电项目开拓了热力市场，覆盖全国28个城市，向居民和工商业用户提供热能服务。 供热业务量价齐升，供热收入逐年提升，2017-2022年售热收入CAGR达16.3%。2022 年售热收入增至80.18亿港元（同比+15.4%），占公司总营收的7.5%，售热量达1.23 亿吉焦，平均售热单价65.21港元/吉焦。

（二）煤价回落长协比例提升，火电业绩有望改善

2022年火电板块营业收入同比+17.9%，受煤价影响业绩亏损25.8亿港元。2022年火 电板块营业收入819.71亿港元（同比+17.9%），主要系售电量同比+2.6%，同时燃 煤电厂平均上网电价同比+20.2%。但火电量价齐升仍难抵高煤价影响，煤价同期上 涨导致火电亏损25.8亿港元，较2021年的亏损有所收窄。

2022年平均标煤单价同比提升10.6%，煤电单位燃料成本上涨10.9%至0.34元/千瓦 时。2021年煤价大涨，公司平均标煤单价同比提升59.5%至1022元/吨，2022进一步 上涨至1130元/吨，导致燃煤电厂单位燃料成本大幅提升，2022年增至339元/兆瓦时 （同比+10.9%），造成火电亏损。

海内外煤价继续下行，煤炭进口量已连续多月保持高位。春节假期后市场煤价持续 回落，根据百川盈孚数据，6月21日秦皇岛动力煤价降至835元/吨（位于近12月以来 8.4%的分位），动力煤印尼烟煤价格持续回落，Q4200换算Q5500的最新价格为820 元/吨，二者价格逐步趋同。根据海关总署统计数据，2023年以来进口煤均超2000吨 /月，5月达到3138万吨，2023M1-5进口煤数量1.37亿吨，同比去年大增91.0%。伴 随海外需求回落，我们看好2023年进口动力煤的持续恢复，持续改善国内动力煤供 需关系，带动长协比例提升从而促进综合用煤成本下降。

2023年初至今北方港口存煤量创新高，广州港口存煤量有所回升。2022年11月起北 方部分港口煤炭场存量开始攀升，2023年初至今秦皇岛港、曹妃甸港、国投京唐港、 黄骅港煤炭场存合计创近年新高，根据秦皇岛煤炭网数据，6月25日北方港库存合计 为1490万吨，位于近12月以来73.9%的分位点。2023年春节节后广州港煤炭场存量 亦开始回升，5月升至今年以来的高位，近期亦有所回落，6月21日广州港库存达298 万吨，近期有所回落。

“963新规”出炉，发改委再次研究部署2023年长协煤供应。根据国际煤炭网新闻报 道，2022年11月17日，国家发改委召开会议，基于10月31日印发的《2023年电煤中 长期合同签约履约工作方案通知》、提出“963”新规，即“9条措施、6个优先、3 个挂钩”。具体来看，新规将电煤中长期合同签约量由26亿增至29亿吨，并且提出 电煤和供热用煤要严格执行“303号”文件和各省出台的限价要求，同时对电煤中长 协给予铁路运力、专项资金、核准产能等6方面优先支持，提出电煤中长期合同要与 电力中长期合同、顶峰发电、三改联动挂钩。我们认为，2022年10月末发布的2023 年电煤中长期合同，较历年已给予更全面清晰的指引、更严厉的惩戒措施，新规的 提出继续夯实长协煤执行履约基础、看好明年煤炭长协煤的供应及履约情况。

电价上浮空间打开至20%，火电盈利恢复迎来窗口期。展望2023年，电力供需紧张、 煤价高企的背景下，电价上浮比例大概会持续（参考广东、江苏、山西、海南等地均 为顶格上浮），为火电提供盈利修复的窗口期。我们看好长协比例提升、现货煤价 下跌叠加电价上涨带来的火电盈利改善，公司火电板块业绩有望困境反转。

电价高位保持+燃料成本改善下，测算火电边际利润有望大幅改善。参考历史数据， 计算2019~2022年公司火电度电税前利润（不考虑汇兑损益）分别为0.039、0.057、 -0.050、-0.017港元/千瓦时，假设公司火电利用小时数在4700小时左右、煤耗同比 持平，当上网电价为0.52元/千瓦时（含税）（对应公司度电收入0.51港元/千瓦时， 不含税）、标煤价格为980元/吨时，对应度电税前利润约0.036元/千瓦时，伴随煤价 的回落，公司火电度电利润边际改善显著。

（三）火储市场空间超 1000 亿元/年，综合服务收入成长空间大

测算十五五末综合辅助服务成本超2800亿元、对应火电综合辅助服务空间超千亿。 根据我们在《时间的煤硅继续演绎，火储价值将被充分挖掘》中的预测，2030年风 光累计发电量超2.80万亿千瓦时（占全部发电量的23.6%）。考虑2022~2030年间， 我国风光发电量占比将由10.9%迅速提升至23.6%（提升12.7个pct），而我国又存在 风光供给与消费地域分布错配、弃风弃光率考核的特点，以及考虑到多种储能的刚 性成本等因素，我们假设度电综合辅助服务成本分别为0.15、0.10、0.05元/千瓦时 时，对应整体市场空间分别为4202、2801、1401亿元/年；火电调峰比例在50%情形 下，对应火电的综合辅助服务收入分别为2101、1401、700亿元。此部分收入是火 电时间调节能力、容量价值等属性的体现，且增长空间挂钩风光的增量发电量，未 来几年的成长性突出。

公司火电厂主要分布于江苏、广东等沿海用电大省，调峰消纳空间大。以公司2022 年火电售电量1461亿千瓦时为基准，假设30%的电量参与综合辅助服务、度电收入 为0.10元的情形下，火电业务全电量度电收入将增加0.030元；10%、50%参与电量， 则对应火电业务全电量度电收入将分别增加0.010、0.050元。我们预计火电综合辅 助服务的收入将伴随风光上网电量增加而持续增加，而其成本又由存量火电发电环 节分摊，度电成本增长相对有限。

特别的，火电可提供综合辅助服务的基础逻辑在于其在我国发电结构中的绝对高占 比（即使在2030年亦超过50%），同时参与综合辅助服务的电量比例并非100%，甚 至大部分时间低于40%~50%，因而参与综合辅助服务对于火电整体的发电量损失或 利用小时损失并不突出，均摊成本也较为有限。

（一）新能源资源禀赋优良，风光利用小时数引领同行

公司新能源资产以风电为主，近年来风电装机CAGR达22.5%。2017-2022年公司风 电、光伏装机CAGR分别为22.5%、34.5%，均高于全国平均风电、光伏增速（17.5%、 24.9%）。截至2022年末，公司运营风电装机15.5GW、光伏装机1.2GW。

公司新能源项目遍布全国，主要集中于沿海和中部地区。公司风电项目主要集中于 广东、河南、山东、湖北、山西等中部或沿海地区，经济发达用电需求高，利于绿电 消纳，在内蒙古、宁夏等风能资源富集地区亦有分布，同时在浙江苍南开建公司第 一个海风项目华润苍南1#海上风电项目；公司目前光伏装机较小，分布于宁夏、黑 龙江等地。

公司IV类资源区风电装机占比最高，截至2022年装机12.57GW，占比80.5%。根据 风能密度及地形状况，我国陆上风能资源区可分为四大类。内蒙古、新疆、河北、甘 肃、吉林、黑龙江、宁夏七个省区风能资源丰富，省内包括I、II、III类资源区。公司 风电装机规模较高， IV类资源区装机占比最高，截至2022年底，装机12.57GW，占比80.5%；I、II、III类资源区分布比较均匀，合计装机3.05GW,占比19.5%。

新能源资产禀赋优良，风光利用小时数引领同行。公司作为大型发电企业，新能源 资产遍布全国，虽在风能资源优良的Ⅰ-Ⅲ类资源区装机量较少（仅占16%），但凭 借不断优化电源布局、加强项目选址和工程建设管理，使得公司风光利用小时数稳 中有升。其中风电利用小时数与风电龙头企业龙源电力相当甚至略胜一筹，2022年 公司风电利用小时数同比下降2.7%至2398小时，仍超出全国风电平均利用小时数 177小时。光伏发电方面，公司光伏利用小时数远高于全国光伏平均利用小时数， 2022年光伏利用小时数与去年持平为1510小时，超过全国光伏平均利用小时数173 小时。

（二）“十四五”拟新增装机 40GW，新能源增量空间广阔

“十四五”期间公司风光装机复合增速高达35.4%，2025年末新能源装机达51GW。 公司大力发展能源转型，“十四五”期间拟新增可再生能源装机40GW，在水电装机 维持280MW的前提下，到2025年风光装机将超50GW。2022-2025年期间的新能源 装机CAGR为45.0%并且高于行业龙头龙源电力、三峡能源的规划装机增速，亦高于 五大发电集团规划装机增幅，增量空间广阔。

公司风光资源储备充裕，光伏将接力风电引领下一轮装机增长。截至2022年末，公 司风电在运/在建/核准分别为15.51/4.86/5.02GW，光伏在运/在建/备案分别为 1.21/5.60/49.07GW。2017年以来，风电运营装机逐年增长，公司风电项目陆续投产， 风电增速有所放缓。而光伏项目截至2022年末,投产+在建装机共计6.82GW，核准或 备案装机高达49.1GW（是已投运装机的45倍）,开发潜力巨大，将接力风电开启下 一轮装机增长。

预计光伏产业链供给过剩，全年价格趋势仍呈现明显下降。根据PVinfoLink数据，组 件出口量连续三月衰退，此前由于需求不景气带动多晶硅、硅片价格均出现高位回 落，近期有所调整，6月21日182mm单晶组件现货价格降至1.43元/片。根据 PVinfoLink《2023光伏市况更新》观点，虽厂商调整开工率有可能造成短期价格波 动，但受到供给过剩影响，全年价格趋势仍呈现明显下降。展望未来，我们认为伴 随组件价格的下降以及储能成本陆续清晰，需求释放或可期。

硅料价格下降可提升项目盈利能力，预计将有效加快新增装机投产节奏。测算不同 投资水平下光伏项目的IRR水平，主要假设：（1）光伏系统效率首年衰减2.5%，首 年以后每年衰减0.6%；（2）运营期25年，折旧年限25年；（3）年利用小时数1300 小时（无弃光），上网电价0.4元/千瓦时（含税）；（4）贷款利率4.5%，贷款年限 15年。根据以上假设，当光伏单位投资为4.6元/W时，项目资本金IRR为7.0%，若单 位投资降低0.5元/W至4.1元/W，IRR提升2.6pct至9.6%。若硅料价格见顶后回落， IRR将进一步改善。

绿电发电量占比提升带来消纳问题，火电调峰助力资源获取。近期电改政策频发， 结合山东在五一期间出现的连续22小时负电价、新能源消纳预警中心4月风电、光伏 利用率环比下降等事件，电改核心是聚焦于绿电发电量占比迅速提升过程中带来的 电网不稳定、新能源消纳、辅助服务定价等问题，正是我国新型电力系统发展、改革 的重点方向。

电力系统需要多时间尺度调节，各类灵活性资源具有不同的技术特性，故适应新型 电力系统发展需要对灵活性资源进行多维度配置。调频、调峰、备用的时间尺度依 次提升。火电是电力系统的“压舱石”，是调频、调峰、备用的主体，由于近年来新 能源快速发展，调频速率和折返次数提高，调峰深度加大，导致火电在调频调峰方 面压力提升。电化学储能和抽水蓄能具有较强的调频调峰能力，是火电的有益补充， 但由于电化学储能一般配置2-4小时、抽水蓄能库容8小时左右，故难以满足日以上 级别备用需求。需求侧响应依托用户侧资源参与电力系统调节，调节速率相对有限， 将主要满足部分调峰和备用需求。氢能主要通过电解水制氢和氢燃料电池参与电力 系统调节，若能够实现氢能长时间低成本的制备和存储，则氢能能够广泛满足调频、调峰、备用需求。在调峰方面，火电（进行灵活性改造）、抽水蓄能、电化学储能、 需求侧响应均可实现；火储具备小时级别以上较长周期调节优势。

部分省份已出台针对火电机组调峰、消纳的政策补偿。展望我国电改的政策思路， 特别是如山东、云南、甘肃、新疆等地已经出台的政策，均不断强调针对辅助综合 服务、特别是调峰、消纳的政策，其中多地明确对火电机组调峰给予补贴/容量电 价。公司火电资产遍布中东部地区17个省份，与绿电资产分布区域重叠度高，凭借 自有火电带来的调峰消纳能力，公司在绿电资源获取中具备更强的竞争力。

（三）拟分拆绿电上市 A 股，融资加速绿电建设并提高分红能力

公司拟分拆全资子公司华润新能源上市 A 股，分拆后华润新能源仍然纳入公司合并 报表范围。公司提出十四五期间新增 4000 万千瓦可再生能源装机的规划，截至 2022年末，距离目标仍有 34GW 的差距，未来存在较大的资本支出，过去两年煤价高企 也影响了公司火电业务的现金流，本次分拆上市既能融资支撑绿电建设，也可以提 高公司后续的分红能力。 绿电龙头公司 PE 估值在 20-25 倍。三峡能源、龙源电力分别于 2021 年 6 月、2022 年 1 月上市，由于绿电市场空间广阔，公司成长性突出，市场赋予绿电龙头较高估 值水平，2022 年 4 月之前，两者 PE 估值始终维持在 30 倍以上。但伴随硅料价格 居高不下，光伏投资成本大幅提高，叠加新能源发电量快速提升带来日益严峻的消 纳问题，各省陆续要求新增新能源项目配备储能，进一步提升新能源项目投资成本， 由此引发市场担忧新能源项目的盈利水平，两大龙头公司估值逐渐回落至接近 20 倍 （PE-TTM）水平。当前电改政策陆续出台明确调峰消纳成本、光伏产业链价格下降， 绿电建设提速，绿电公司估值有望回升。

2022年公司新能源业务股东应占利润为76.8亿港元（未审计），假设港币兑人民币 汇率0.9，对应人民币利润为72.06亿元，参考龙源电力和三峡能源当前估值，假设 发行市盈率15倍，在发股比例30%的情况下（发行后公司持有华润新能源70%股 权），预计融资规模311亿元，假设新项目贷款比例70%，则可撬动资金1037亿 元，假设风电/光伏单位投资成本分别为6000/4000元/千瓦，则可建设风电17GW或 光伏26GW，叠加可再生能源业务自有现金流，基本可满足后续绿电项目建设。

成长与分红兼备，火电业绩反转+绿电分拆融资，分红能力有望大幅提升。公司火电 业务现金流充裕，在保障新能源建设资金的同时仍能保持较高比例的分红。2018年 后，公司绿电建设资金需求提升，分红总额有所降低，但股利支付率仍保持在40% 左右，明显高于纯绿电企业。煤价下降后火电业绩反转，同时绿电上市A股融资缓解 资本支出压力，公司分红和股息率有望逐渐修复。

（一）关键业务核心假设

1.火电业务

装机：截至2022年末，公司火电权益装机35.58GW，考虑2022年底公司在建火电装 机1544MW，假设全部投产后无新增火电装机。 发电量：2022年公司煤电平均利用小时数4731小时，同比提升40小时（同比+0.8%）， 全年售电量1461亿千瓦时，考虑公司煤电机组优质利用小时数高，假设煤电2023年 起利用小时数保持平稳。 上网电价：公司市场化交易比例高，2022年提升至84.8%，考虑政策要求煤电全部 参与市场化交易，假设未来公司煤电全部参与市场化交易。2022年煤价高企，上半 年公司市场电较标杆电价上浮17.7%，伴随煤价逐渐下降，假设市场电价上浮幅度逐 渐降低。

2.新能源业务

装机：截至2022年末，公司风电权益装机15.51GW，光伏权益装机1.21GW，公司 规划十四五期间新增可再生能源装机40GW，截至2022年末，公司风电在建装机4.86W、光伏在建装机5.60GW，核准备案装机量超40GW。假设2023-2025年年均 新增风电装机3GW，伴随硅料价格下降光伏项目建设提速，年均新增光伏装机8GW。 发电量：假设存量风电项目2023年后利用小时数同比增长2%，之后保持稳定，存量 光伏项目利用小时数稳定在1394小时。假设新增陆上风电利用小时数2300小时，新 增光伏利用小时数1300小时（均以售电量计算，并考虑装机投产节奏）。 上网电价：假设风电光伏历史项目上网电价保持稳定，新增项目平价上网。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

标签：