华电国际2022业绩会纪要

华电国际2022业绩会纪要

财务

2022年公司实现收入 1059亿元，同比提高 经营费用为 13.99亿元，同比下降 归属普通股东净亏损 9.32亿元，同比大幅减亏 33.47亿元。 董事会建议 末期派息每股 0.2元（含税）。

投资收益

22年投资收益 为 48.05亿元 ，同比减少 24.54亿元 。 剔除 21年处置长期股权的一次性收益 16.83亿元后， 22年参股股权 的投资 收益同比增加 22.29亿元。

分板块看

1）华电新能投资收益 25.94亿元，同比增加 19.18亿元，如果将公司控股的风光板块 利润 算做归母利润，华电新能投资收益同比增加 8.76亿元，增幅 约 2）煤炭板块投资收益 24.35亿元，同比略增 0.14亿元； 3）非煤、非电板块投资收益 1.85亿元，同比增加 0.29亿元。 投资收益已成为公司利润的重要来源。

资本支出

22年公司实际资本支出为 137.49亿元，其中基建工程投资 94.44亿元、一般技改 /环保技改和小型基建投资 41.79亿元、参股股权投资 1.26亿元。 23年公司规划 资本支出 130亿元，主要投入在建火电项目、抽水蓄能项目前期和技术改造。

现金流

2022年 公司经营活动产生的现金流为 96.5亿元，同比减少，主要原因是 1结构调整，公司 控股 的 风光 资产 划归华电新能 对经营现金流有影响 2）四季度发电量下降、煤价上涨，经营现金流下滑较多 。

22年四季度 情况

四季度业绩环比大幅下降，主要原因是

1）四季度发电量环比下降 135亿千瓦时，影响利润近 14亿元； 2）煤价、气价升高 四季度入炉标煤单价环比增长约 50元 /吨， 影响利润 11亿元 左右 3）年末根据相关会计准则对长期资产进行减值，影响利润约 10亿元 。

运营

装机

2022年新增装机年新增装机140万千瓦，其中燃煤万千瓦，其中燃煤134万千瓦、万千瓦、水电水电5.6万千瓦。截至年万千瓦。截至年底公司装机总量达到底公司装机总量达到5475万千瓦，其中燃煤万千瓦，其中燃煤4370万千瓦、燃气万千瓦、燃气859万千瓦、万千瓦、水电水电246万千瓦，清洁能源（燃气、水电）装机占比达到万千瓦，清洁能源（燃气、水电）装机占比达到20.2%。。

在建项目

在建项目共共819万千瓦，其中燃煤万千瓦，其中燃煤581万千瓦、燃气万千瓦、燃气208万千瓦、抽水蓄能万千瓦、抽水蓄能30万千瓦。万千瓦。23年计划投产年计划投产湖南平江一台湖南平江一台100万千瓦、广东汕头两台万千瓦、广东汕头两台660万千瓦、万千瓦、天津开发区一台天津开发区一台17万千瓦，其余在建机组将在万千瓦，其余在建机组将在2023-24年陆续投产。年陆续投产。

项目储备方面，

项目储备方面，22年新核准火电机组年新核准火电机组包括包括广东汕头广东汕头两两台台100万千瓦、安徽芜湖万千瓦、安徽芜湖一台一台100万千瓦；同时公司在多个省份开展万千瓦；同时公司在多个省份开展1500万千瓦抽水蓄能项目的前期工万千瓦抽水蓄能项目的前期工作，目前浙江一台作，目前浙江一台30万千瓦混合抽蓄项目已获核准。万千瓦混合抽蓄项目已获核准。

利用小时数

2022年公司发电机组平均利用小时数为年公司发电机组平均利用小时数为4117小时，其中燃煤机组小时，其中燃煤机组4508小时、小时、燃气机组燃气机组2220小时小时、水电机组、水电机组3984小时小时。。

发电量/上网电量上网电量

2022年公司实现发电量年公司实现发电量2209亿千瓦时，同比增长亿千瓦时，同比增长0.54%；上网电量；上网电量2070亿千亿千瓦时，同比增长瓦时，同比增长0.32%。。公司完成供热量公司完成供热量1.67亿吉焦，同比增长亿吉焦，同比增长16.08%；供热；供热单价为单价为58.65元元/吉焦，同比提高吉焦，同比提高5.57元元/吉焦吉焦。。

电价

2022年综合平均上网电价为年综合平均上网电价为519.25元元/兆瓦时，同比增加兆瓦时，同比增加86.28元元/兆瓦时。煤兆瓦时。煤机市场交易电价较基准价上浮机市场交易电价较基准价上浮21.17%。燃机平均电价提高。燃机平均电价提高22.66%至至836.46元元/兆瓦时（包括调峰收益）。兆瓦时（包括调峰收益）。22年年四季度电价与全年平均水平接近。四季度电价与全年平均水平接近。

截至目前，公司共签订23年年度长协电量年年度长协电量1300亿千瓦时，占全年计划发电量亿千瓦时，占全年计划发电量60%左右，平均电价较基准价上浮左右，平均电价较基准价上浮21.1%。。计划计划23年年全年中长协（年度、月全年中长协（年度、月度）交易电量占比不低于度）交易电量占比不低于90%，，2022年中长协交易电量实际达到年中长协交易电量实际达到95%。。

燃料成本

2022年公司入炉年公司入炉综合综合标煤单价为标煤单价为1299.94元元/吨吨，，同比增长同比增长134.27元元/吨，其中吨，其中煤折标煤单价为煤折标煤单价为1183元元/吨，同比增长吨，同比增长84.2元元/吨吨；供电煤耗；供电煤耗287.11克克/千瓦千瓦时；全年燃料成本为时；全年燃料成本为828.66亿元，同比增长亿元，同比增长10.95%。。2022年四季度燃料成本年四季度燃料成本为为384.57元元/兆瓦时兆瓦时，其中煤机，其中煤机354.92元元/兆瓦时兆瓦时，燃机，燃机682.49元元/兆瓦时兆瓦时。。

22年年公司公司煤机亏损面煤机亏损面68.75%，利润方面，利润方面煤机煤机全年全年亏损亏损45.87亿元，燃机亿元，燃机全年全年亏亏损损9亿元亿元。。未来公司控制燃料成本的方法包括未来公司控制燃料成本的方法包括1）提高大矿之外的长协煤兑现）提高大矿之外的长协煤兑现率；2）加大华电集团资产煤供应量；）加大华电集团资产煤供应量；3）高度关注市场煤变化，运费高的时候）高度关注市场煤变化，运费高的时候市场煤比长协煤更有优势。市场煤比长协煤更有优势。

长协煤

2022年公司合计采购原煤年公司合计采购原煤8930万吨，其中万吨，其中7100万吨签订长协合约，在万吨签订长协合约，在发改委发改委规定价格区间内兑现规定价格区间内兑现5300万吨，长协覆盖率万吨，长协覆盖率60%。大矿兑现率明显更高，。大矿兑现率明显更高，22年与大矿签订长协年与大矿签订长协3400-3500万吨，兑现率接近万吨，兑现率接近90%。贸易商长协做的比较。贸易商长协做的比较少，兑现率不好少，兑现率不好把控。把控。22年公司采购进口煤年公司采购进口煤230万吨，主要集中在山东、广东万吨，主要集中在山东、广东区域，区域，23年到目前还没有采购进口煤。年到目前还没有采购进口煤。

公司预计23年煤机发电量同比略有增长，计划采购原煤年煤机发电量同比略有增长，计划采购原煤9100万吨，已签订长万吨，已签订长协合约协合约8900万吨，全部落在规定价格区间内。万吨，全部落在规定价格区间内。从从23年一季度运行结果来看，年一季度运行结果来看，公司入炉公司入炉煤价逐月下降，发电量基本持平。煤价逐月下降，发电量基本持平。

展望23年煤炭价格，管理层认为会在年煤炭价格，管理层认为会在22年基础上继续下行，向合理价格区间年基础上继续下行，向合理价格区间回归，但下降幅度不好判断，一方面回归，但下降幅度不好判断，一方面22年新核准煤电装机以及进口煤增加使得年新核准煤电装机以及进口煤增加使得23年煤炭供应增长；另一方面煤电需求同样增长，年煤炭供应增长；另一方面煤电需求同样增长，用电量与用电量与GDP增速相关度增速相关度高，需重点高，需重点关注水泥、化工、钢铁等行业的用电需求。关注水泥、化工、钢铁等行业的用电需求。