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华能国际 2021 年 Q3 业绩会
2021 年前三季度以境内未经审计数据进行的各板块净利润拆分情况:煤电板块亏损 36.80 亿，燃机盈利 8.49 亿，风电板块盈利 31.71 亿，光伏盈利 5.86 亿，水电盈利 0.46 亿，生 物质亏损 4300 万。
Q3 单独来看，煤机亏损 51.49 亿，燃机盈利 2.5 亿，风电盈利 6.57 亿，光伏盈利 2.55 亿， 水电盈利 0.27 亿，生物质亏损 1300 万。
大士能源前三季度完成发电量 80.92 亿 kWh，同比减少 2.24 亿 kWh，实现收入 92.41 亿元， 同比增加 10.98 亿，税前亏损 0.15 亿，同比减少 0.55 亿。大士能源同比利润降低的主要原 因为非经营性增利因素同比减少了 1.67 元。若剔除非经营性因素影响，大士能源前三季度 经营利润同比增加 1.12 亿元。
所得税方面，虽然公司在一二季度取得了盈利，但是目前根据各个区域和电厂的当期盈利 情况，以及对未来一段时间可转回期间的判断，进行了递延所得税处理。
虽然非火电以及新能源板块的经营性现金流快速增长，但是华能国际的经营性现金流主要 来时来自于火电以及水电板块，其他板块目前来看规模仍然较小。公司目前没有单独拆分 火电的经营性现金流数据。
资金方面，2021 年前三季度公司的综合利率同比有所下降，有效控制了资金成本，助力公 司的清洁能源发展。
运营
2021 年第三季度国内电力和煤炭供应持续收紧，公司积极应对挑战，保障安全稳定发电。 公司前三季度实现总发电量 3,231.25 亿 kWh，同比上升 17.11%;平均利用小时为 3,069 小 时，同比增加 337 小时;上网电价同比上升 5.27 元/MWh。迎峰度夏期间火电利用小时数 较高。燃料方面，由于受到多方因素影响，煤价高企，公司在保障长协履约的同时，争取 增量长协。
煤价
公司三季度入炉标煤单价为 1,010.79 元/吨，环比上升约 23%。前三季度的度电燃料成本为 275.94 元/MWh，同比上涨了 33.65%。其中煤机单位成本为 268.89 元/MWh,增加 36.35%。 据公司以煤电现在的电价以及三季度的电量进行的初步测算，公司能实现盈亏平衡的单位 燃料成本为 254.18 元，折入炉标煤约 810 元/吨。
9 月份的入炉标煤成本为 1137.49 元/吨，属于今年极高的水平。10 月煤炭市场出现了一波 快速的跳跃性上行。9 月 30 日北方港 5500 大卡平仓价格为 1750 元/吨，到 10 月 19 号已 经涨到了 2600 元/吨。国际的煤价也联动上行。虽然公司的长协合同对燃料成本起到了压 舱石的作用，但公司认为 10 月份的单位燃料成本或仍将在 9 月的基础上继续上涨。10 月 19 号国家发改委正式发声将通过行政干预稳定煤价。从目前煤炭市场的反应来看，干预已 经起到了比较好的效果。在国家密集的行政调控下，10 月 19 日以来，煤炭价格出现了大 幅回调，26 日北方港 5500 大卡平仓价格已经回到了 2000 元/吨的水平，回落的幅度和速 度较快。考虑到目前国家对高煤价已经是零容忍的态度，管理层认为不排除 10 月之后单 位燃料成本会回落到比较理性的水平。
展望四季度，10 月以来国家层面密集发声，高度重视能源保障工作，包括严禁地方擅自关 停煤矿，严肃纠正运动式减碳等。公司注意到国家煤炭产量有了显著的增长，最新产量一 度达到 1170 万吨的较高水平，和 9 月份的日均 1114 万吨相比有了显著增长。此外，大力 发展新能源也有助于控制煤价。公司相信四季度煤价将逐渐向理性的区间回归。
煤价政策
最近国家煤价相关政策频出。港口煤限价是 10 月 16 号由国家发改会牵头和港口的贸易企 业发起的新倡议。在国家发改委的牵头下，大概有 20 个港口贸易企业签订了今冬明春环 渤海地区煤价承诺书，其中承诺 5500 大卡煤价不高于 1800 元/吨，5000 大卡不高于 1500 元/吨，4500 大卡不高于 1200 元/吨，其他高于 5500 大卡的，不高于 2000 元/吨。
随后，各主产地政府，包括山西、陕西及内蒙，也出台了相应的措施，坑口煤价出现了 200-300 元/吨不等的回落。27 日上午国家发改委价格司召开了会议，进一步明确了动力煤 价格调控细节。干预范围包括动力煤的坑口和终端销售价格。干预的方式是对动力煤坑口 价格实行标准价加上下浮动的限价方式为主。目前设定的标准价位 5500 大卡热值含税价 格 440 元/吨，最高可上浮幅度为 20%。动力煤的终端销售价格由个省级人民政府自主决 定。生产企业可以 440 元/吨的基础价在允许范围内确定坑口价格。其他热值动力煤的基准 价按照 5500 大卡标准与单卡一致的形式进行折算。公司预计这个价格机制会执行至明年 一季度之后。公司认为该政策实施之后，按理论港口煤价应该也会在考虑到运费之后进行 相应的一个限价。但目前港口煤价限价还没有具体措施出台，以最终国家出台的政策为准。
煤炭长协
年度长协和月度长协的概念只针对下水煤。对于路面直达区域的煤炭，没有年度和月度长 协的区别。在公司前三季度执行的下水煤长协中，年度长协占比 42%，月度占比 58%。目 前，公司在国家发改委的统一协调下，正在努力与煤矿对接今年四季度的新增长协合同， 而 2022 年的长协合同还在筹备阶段。目前公司仅在个别区域的需求上还有少量四季度长 协缺口，其余大部分地区都基本做到了四季度中长期合同全覆盖。由于煤炭供应形势仍然 偏紧，公司新签订的四季度中长期合同均采取先锁量再谈价格的策略。
目前国家对四季度新增长协价格的指导性意见是，原则上三季度新增长协以年初长协价格 为指导，最高不能超过年初长协价格的两倍。公司年初签订的长协中，各区域基准价不同。 其中下水煤长协价格是 535 元/吨加上浮动价的调整机制。
库存
今年 9 月 30 号，公司存煤 748 万吨，可用 15 天。10 月 26 号，公司存煤上涨到了 956 万
吨，可用 21 天。
电价
中长期供电合同
从签约的比例来看，月度占比 30%左右，中长期合同占市场交易合同的 70%左右，占总售 电量的 50%左右。
关于明年的中长期合同签订策略，公司并没有想前行一个固定的上浮价格。由于影响电价 的因素主要有燃料成本和电力供需形式，公司目前采取的基本策略是:1)中长期合同电 量希望与电煤长协采购量匹配;2)建立浮动机制，建立燃料成本和电力价格的联动，该 策略对高耗能用户也适用。由于煤价联动机制意味着几乎固定的火电企业利润率，公司也 是在争取相关政策落实的进程中。据公司了解，国家正在制定 2022 年中长期合约签订的 相关政策。
目前广东省的确在明年的年度长协签订中鼓励浮动机制。电价浮动机制早在 2018 年就出 台过，但因为双方对基准电价无法达成一致，所以一直没有得到执行。管理层认为目前浮 动机制面临的最大障碍就是基准价的确定，需要地方政府发挥干预作用。至于已经签订的 年度长协合同，公司也希望根据新的政策来重新签订明年的中长期合同。
高耗能
据初步统计，占售电量的 20-25%左右。但各省的高耗能企业具体目录还未出台，因此还未 有一个确切的数目。
关于高耗能企业对交易电价上浮不受 20%限制政策的接受情况，公司目前已经有谈判成功 的案例。公司在蒙西已经将针对 6 大高耗能企业的电价谈到了上涨 80%。因为近期大宗商 品的价格均大幅上涨，所以这些高耗能行业对这个电价的接受程度较高。
风光市场电交易
2021 年前三季度，公司风电市场交易电量为 29 亿 kWh，交易价格 0.441 元/kWh，降幅 0.123 元/kWh，折扣率为 80.5%(相对于每个项目批复价格，通过加权平均折算)。光伏 交易电量为 3.39 亿 kWh，交易价格 0.655 元/kWh, 降幅 0.039 元/kWh，折扣率 94.1%。
公司参与的绿电交易电量是 0.32 亿 kWh，获得了 0.022 元/kWh 的溢价。
电价展望
国家下发 1439 号文件以来，公司也要求各区域公司落实该政策。目前已有 27 个省区转发 了国家的文件。从各区域公司反应的情况来看，月度新增交易电价的上涨落实比较顺利， 大部分地区的 11 月份月度交易都能达到 20%以上的涨幅。但是中长期合同的改换签工作， 由于需要协调大量的用户，落实仍需时间，公司也在观望。
关于明年的电价情况，由于受到燃料情况和电力供需形势的影响，而且从国家鼓励的角度 来看，也是希望建立一个大的浮动机制，因此很难确定具体电价。
管理层认为随着市场化的逐步完善，煤机的调峰价值会通过现货价格实现。但煤机同时还 有一个兜底保供的作用，公司正在积极呼吁煤机容量电价或者一个长期的费用补偿机制以 体现这部分的价值。
装机规划
公司前三季度实现风电装机 580MW，光伏 280MW。目前，公司总的装机容量达到 1.15 亿 千瓦，其中清洁能源装机占比达到 21.65%，同比提升 3.04 个百分点。四季度公司将积极 克服疫情、设备供给、项目核准等困难，全力推进项目建设，发挥存量资产的作用并加快 转型升级步伐。
受到指标及疫情防控等影响，公司部分项目投产难度和风险较大，对公司年度的投产任务 产生了不利的影响。公司在四季度会全力推动项目进度，力争完成年度投产目标。
公司十四五的装机目标还没有改变，目前明后年的装机规划也没有改变。今年年底公司会 根据资源获取的情况以及项目收益的情况来确定明年以及后年的年度建设目标。
目前的储能都是围绕新能源项目，以配套的形式进行储能。由于大部分的项目还在建设中， 还没有完整的统计。
截至 2021 年 9 月底，完成煤电灵活性改造的燃煤机组已经有 58 台，装机容量 18,926MW， 占公司燃煤发电机组装机总量的 21%。目前公司正在进行灵活性改造的机组是两台 30 万 千瓦机组。公司密切关注电网辅助服务机制和费用服务机制费用的变化和出台，并根据最 新政策做出灵活性改造计划的变动。公司前三季度辅助服务收入 6.77 亿元。
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2021 年前三季度以境内未经审计数据进行的各板块净利润拆分情况:煤电板块亏损 36.80 亿，燃机盈利 8.49 亿，风电板块盈利 31.71 亿，光伏盈利 5.86 亿，水电盈利 0.46 亿，生 物质亏损 4300 万。
Q3 单独来看，煤机亏损 51.49 亿，燃机盈利 2.5 亿，风电盈利 6.57 亿，光伏盈利 2.55 亿， 水电盈利 0.27 亿，生物质亏损 1300 万。
大士能源前三季度完成发电量 80.92 亿 kWh，同比减少 2.24 亿 kWh，实现收入 92.41 亿元， 同比增加 10.98 亿，税前亏损 0.15 亿，同比减少 0.55 亿。大士能源同比利润降低的主要原 因为非经营性增利因素同比减少了 1.67 元。若剔除非经营性因素影响，大士能源前三季度 经营利润同比增加 1.12 亿元。
所得税方面，虽然公司在一二季度取得了盈利，但是目前根据各个区域和电厂的当期盈利 情况，以及对未来一段时间可转回期间的判断，进行了递延所得税处理。
虽然非火电以及新能源板块的经营性现金流快速增长，但是华能国际的经营性现金流主要 来时来自于火电以及水电板块，其他板块目前来看规模仍然较小。公司目前没有单独拆分 火电的经营性现金流数据。
资金方面，2021 年前三季度公司的综合利率同比有所下降，有效控制了资金成本，助力公 司的清洁能源发展。
运营
2021 年第三季度国内电力和煤炭供应持续收紧，公司积极应对挑战，保障安全稳定发电。 公司前三季度实现总发电量 3,231.25 亿 kWh，同比上升 17.11%;平均利用小时为 3,069 小 时，同比增加 337 小时;上网电价同比上升 5.27 元/MWh。迎峰度夏期间火电利用小时数 较高。燃料方面，由于受到多方因素影响，煤价高企，公司在保障长协履约的同时，争取 增量长协。
煤价
公司三季度入炉标煤单价为 1,010.79 元/吨，环比上升约 23%。前三季度的度电燃料成本为 275.94 元/MWh，同比上涨了 33.65%。其中煤机单位成本为 268.89 元/MWh,增加 36.35%。 据公司以煤电现在的电价以及三季度的电量进行的初步测算，公司能实现盈亏平衡的单位 燃料成本为 254.18 元，折入炉标煤约 810 元/吨。
9 月份的入炉标煤成本为 1137.49 元/吨，属于今年极高的水平。10 月煤炭市场出现了一波 快速的跳跃性上行。9 月 30 日北方港 5500 大卡平仓价格为 1750 元/吨，到 10 月 19 号已 经涨到了 2600 元/吨。国际的煤价也联动上行。虽然公司的长协合同对燃料成本起到了压 舱石的作用，但公司认为 10 月份的单位燃料成本或仍将在 9 月的基础上继续上涨。10 月 19 号国家发改委正式发声将通过行政干预稳定煤价。从目前煤炭市场的反应来看，干预已 经起到了比较好的效果。在国家密集的行政调控下，10 月 19 日以来，煤炭价格出现了大 幅回调，26 日北方港 5500 大卡平仓价格已经回到了 2000 元/吨的水平，回落的幅度和速 度较快。考虑到目前国家对高煤价已经是零容忍的态度，管理层认为不排除 10 月之后单 位燃料成本会回落到比较理性的水平。
展望四季度，10 月以来国家层面密集发声，高度重视能源保障工作，包括严禁地方擅自关 停煤矿，严肃纠正运动式减碳等。公司注意到国家煤炭产量有了显著的增长，最新产量一 度达到 1170 万吨的较高水平，和 9 月份的日均 1114 万吨相比有了显著增长。此外，大力 发展新能源也有助于控制煤价。公司相信四季度煤价将逐渐向理性的区间回归。
煤价政策
最近国家煤价相关政策频出。港口煤限价是 10 月 16 号由国家发改会牵头和港口的贸易企 业发起的新倡议。在国家发改委的牵头下，大概有 20 个港口贸易企业签订了今冬明春环 渤海地区煤价承诺书，其中承诺 5500 大卡煤价不高于 1800 元/吨，5000 大卡不高于 1500 元/吨，4500 大卡不高于 1200 元/吨，其他高于 5500 大卡的，不高于 2000 元/吨。
随后，各主产地政府，包括山西、陕西及内蒙，也出台了相应的措施，坑口煤价出现了 200-300 元/吨不等的回落。27 日上午国家发改委价格司召开了会议，进一步明确了动力煤 价格调控细节。干预范围包括动力煤的坑口和终端销售价格。干预的方式是对动力煤坑口 价格实行标准价加上下浮动的限价方式为主。目前设定的标准价位 5500 大卡热值含税价 格 440 元/吨，最高可上浮幅度为 20%。动力煤的终端销售价格由个省级人民政府自主决 定。生产企业可以 440 元/吨的基础价在允许范围内确定坑口价格。其他热值动力煤的基准 价按照 5500 大卡标准与单卡一致的形式进行折算。公司预计这个价格机制会执行至明年 一季度之后。公司认为该政策实施之后，按理论港口煤价应该也会在考虑到运费之后进行 相应的一个限价。但目前港口煤价限价还没有具体措施出台，以最终国家出台的政策为准。
煤炭长协
年度长协和月度长协的概念只针对下水煤。对于路面直达区域的煤炭，没有年度和月度长 协的区别。在公司前三季度执行的下水煤长协中，年度长协占比 42%，月度占比 58%。目 前，公司在国家发改委的统一协调下，正在努力与煤矿对接今年四季度的新增长协合同， 而 2022 年的长协合同还在筹备阶段。目前公司仅在个别区域的需求上还有少量四季度长 协缺口，其余大部分地区都基本做到了四季度中长期合同全覆盖。由于煤炭供应形势仍然 偏紧，公司新签订的四季度中长期合同均采取先锁量再谈价格的策略。
目前国家对四季度新增长协价格的指导性意见是，原则上三季度新增长协以年初长协价格 为指导，最高不能超过年初长协价格的两倍。公司年初签订的长协中，各区域基准价不同。 其中下水煤长协价格是 535 元/吨加上浮动价的调整机制。
库存
今年 9 月 30 号，公司存煤 748 万吨，可用 15 天。10 月 26 号，公司存煤上涨到了 956 万
吨，可用 21 天。
电价
中长期供电合同
从签约的比例来看，月度占比 30%左右，中长期合同占市场交易合同的 70%左右，占总售 电量的 50%左右。
关于明年的中长期合同签订策略，公司并没有想前行一个固定的上浮价格。由于影响电价 的因素主要有燃料成本和电力供需形式，公司目前采取的基本策略是:1)中长期合同电 量希望与电煤长协采购量匹配;2)建立浮动机制，建立燃料成本和电力价格的联动，该 策略对高耗能用户也适用。由于煤价联动机制意味着几乎固定的火电企业利润率，公司也 是在争取相关政策落实的进程中。据公司了解，国家正在制定 2022 年中长期合约签订的 相关政策。
目前广东省的确在明年的年度长协签订中鼓励浮动机制。电价浮动机制早在 2018 年就出 台过，但因为双方对基准电价无法达成一致，所以一直没有得到执行。管理层认为目前浮 动机制面临的最大障碍就是基准价的确定，需要地方政府发挥干预作用。至于已经签订的 年度长协合同，公司也希望根据新的政策来重新签订明年的中长期合同。
高耗能
据初步统计，占售电量的 20-25%左右。但各省的高耗能企业具体目录还未出台，因此还未 有一个确切的数目。
关于高耗能企业对交易电价上浮不受 20%限制政策的接受情况，公司目前已经有谈判成功 的案例。公司在蒙西已经将针对 6 大高耗能企业的电价谈到了上涨 80%。因为近期大宗商 品的价格均大幅上涨，所以这些高耗能行业对这个电价的接受程度较高。
风光市场电交易
2021 年前三季度，公司风电市场交易电量为 29 亿 kWh，交易价格 0.441 元/kWh，降幅 0.123 元/kWh，折扣率为 80.5%(相对于每个项目批复价格，通过加权平均折算)。光伏 交易电量为 3.39 亿 kWh，交易价格 0.655 元/kWh, 降幅 0.039 元/kWh，折扣率 94.1%。
公司参与的绿电交易电量是 0.32 亿 kWh，获得了 0.022 元/kWh 的溢价。
电价展望
国家下发 1439 号文件以来，公司也要求各区域公司落实该政策。目前已有 27 个省区转发 了国家的文件。从各区域公司反应的情况来看，月度新增交易电价的上涨落实比较顺利， 大部分地区的 11 月份月度交易都能达到 20%以上的涨幅。但是中长期合同的改换签工作， 由于需要协调大量的用户，落实仍需时间，公司也在观望。
关于明年的电价情况，由于受到燃料情况和电力供需形势的影响，而且从国家鼓励的角度 来看，也是希望建立一个大的浮动机制，因此很难确定具体电价。
管理层认为随着市场化的逐步完善，煤机的调峰价值会通过现货价格实现。但煤机同时还 有一个兜底保供的作用，公司正在积极呼吁煤机容量电价或者一个长期的费用补偿机制以 体现这部分的价值。
装机规划
公司前三季度实现风电装机 580MW，光伏 280MW。目前，公司总的装机容量达到 1.15 亿 千瓦，其中清洁能源装机占比达到 21.65%，同比提升 3.04 个百分点。四季度公司将积极 克服疫情、设备供给、项目核准等困难，全力推进项目建设，发挥存量资产的作用并加快 转型升级步伐。
受到指标及疫情防控等影响，公司部分项目投产难度和风险较大，对公司年度的投产任务 产生了不利的影响。公司在四季度会全力推动项目进度，力争完成年度投产目标。
公司十四五的装机目标还没有改变，目前明后年的装机规划也没有改变。今年年底公司会 根据资源获取的情况以及项目收益的情况来确定明年以及后年的年度建设目标。
目前的储能都是围绕新能源项目，以配套的形式进行储能。由于大部分的项目还在建设中， 还没有完整的统计。
截至 2021 年 9 月底，完成煤电灵活性改造的燃煤机组已经有 58 台，装机容量 18,926MW， 占公司燃煤发电机组装机总量的 21%。目前公司正在进行灵活性改造的机组是两台 30 万 千瓦机组。公司密切关注电网辅助服务机制和费用服务机制费用的变化和出台，并根据最 新政策做出灵活性改造计划的变动。公司前三季度辅助服务收入 6.77 亿元。
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