龙源电力 2022 年度业绩会纪要-调研纪要

财务2022 年公司实现营业收入 398.62 亿元(人民币)，同比下降 0.03%；EBITDA 为 229.93 亿元，同比增长 2.47%，EBITDA 利润率上升 1.3个百分点至 57.8%；归属 普通股东净利润 49.03 亿元，同比下降 31.69%。分板块业绩风电实现收入 271.91 亿元，同比增长 2.45%；EBITDA 为 221.4 亿元，同比增长 1.3%，EBITDA 利润率下降 1.0 个百分点至 81.4%。火电实现收入 117.16 亿元，同比下降 5.98%，其中煤炭销售 64.23 亿元、售电 售热收入 52.93 亿元；火电板块 EBITDA 为 7.28 亿元，同比上升 36.33%， EBITDA 利润率提升 1.9 个百分点至 6.2%。特许经营权建设实现收入 0.57 亿元，其他收入为 8.98 亿元。两项财务调整– 公司收购国家能源集团 2 吉瓦新能源资产，于 2022 年 1 月份完成交割， 本报告期对去年同期财务数据进行追溯调整；– 根据 IAS 16 新规，在建期电量对外销售收入由抵扣建期成本调整为计入 售电收入，公司相应调整会计准则并对去年同期财务数据追溯调整。融资成本公司密切关注绿色金融政策，主动开展存量贷款置换，2022 年全年平均融资成 本下降 0.59 个百分点至 3.21%。补贴2022 年公司共收回补贴 207.72 亿元，是 2021 年回收额度的 5 倍，主要得益于 国家向中央发电企业拨付的专项补贴资金。截至 22 年年底补贴应收余额为 251.97 亿元，同比减少 28.76 亿元。减值拨备2022 年计入其他经营开支中的减值损失共 20.45 亿元，其中包括：1)乌克兰项 目受到俄乌冲突影响，总减值 6.57 亿元；2)以大代小项目拆除老旧风机后对 固定资产减值 5.9 亿元，对应项目容量 35.61 万千瓦，涉及新疆 15.03 万千瓦、 广东 2.5 万千瓦、宁夏 8.03 万千瓦和江苏陆上 10.05 万千瓦；3)其他固定资产减值共 7.98 亿元。“以大代小”目前主要围绕 1 兆瓦以下、15 年以上的风机，数量接近 3000 台，其中符合改造条件的约 2500 台，未来会加快推动这部分风机的改造，在做 项目回报测算时也会考虑减值拨备的影响。公司也在调整改造节奏，先建成投 运新风机再撤下老风机，以减少资产减值规模。运营装机容量2022 年新增新能源装机 4409.2 兆瓦，详情如下：(兆瓦) 自建 风电 534.4 光伏 1875.2 合计新增 2409.6收购 合计新增1989.6 2524.0 10.0 1885.2 1999.6 4409.2年底控股装机容量达到 31108 兆瓦，其中风电 26192 兆瓦、火电 1875 兆瓦、光 伏 2980 兆瓦，其他可再生能源 61 兆瓦。利用小时数全年风电平均利用小时数为 2296 小时，同比减少 70 小时，主要受到风资源不 佳的影响，22 年平均风速较 21 年下降 0.14 米/秒，风速影响利用小时数 93 小 时；光伏平均利用小时数为 1533 小时，同比增加 78 小时，主要因为去年投运 的光伏项目集中在西北地区，光资源较好。发电量2022 年公司共完成发电量 706.33 亿千瓦时，同比增长 11.61%。其中风电发电 量 583.08 亿千瓦时，同比增长 13.66%；火电发电量105.73 亿千瓦时，同比下 降 1.89%；其他可再生能源发电量 17.52 亿千瓦时，同比增长 44.87%。上网电价2022 年风电平均不含税上网电价为 481.4 元/兆瓦时，同比减少 12.5 元/兆瓦 时；火电平均不含税上网电价为 400.4 元/兆瓦时，同比上涨48.9 元/兆瓦时。风电上网电价下降主要原因是：1)市场电交易规模扩大；2)平价项目增加； 3)低电价区域发电量增加的结构性因素影响。市场化交易2022 年风电市场化交易电量为 227.25 亿千瓦时，占风电发电量 38.97%；平均 结算电价 422.4 元/兆瓦时，同比提高 22.2 元/兆瓦时。市场化交易以省内直接交易和跨省外送为主，占到全部市场交易的 73.1%，价 格折让 20-50 元/兆瓦时左右。公司将进一步推动直接交易，尤其对大电力用 户，会通过电力交易平台直接与其签订中长期合约，以确保电价保持在合理水 平。 现货交易方面，2022 年公司现货交易 24 亿千瓦时，占全部市场化交易 10%左 右，平均交易电价 420 元/兆瓦时。某些区域电价折让问题确实存在，比如山东 在光伏出力高峰时段电价折让较多，这部分电量比较小，公司也在积极推动储 能建设，以适应现货市场的发展。储能电源侧配储各地政策不统一，多数要求 10-20%*2 小时进行配储，极少数区域要 求 4 小时。另外山西、山东推出独立储能电站，目前还是示范项目，后续政策 将陆续出台。用户侧储能取决于峰谷价差，有些区域峰谷价差甚至达到 700 元/ 兆瓦时，意味着用户侧配储具备经济性。公司加大储能开发，推动子公司储能装置共享，在今年年初成立龙源电力共享 储能技术有限公司，负责全部储能装置的集中统托管、运营。储能成本也呈现 下行趋势，当前技术路线以电化学储能为主，成本受碳酸锂价格影响较大，公 司今年第一批招标 1200 兆瓦时电化学储能装置成本同比下降近 15%。项目造价风电：2022 年合共采购 570 万千瓦风机，平均采购价格在 2180 元/千瓦，同比 下降 13%，海风风机价格下降较多，降幅达到 3700 元/千瓦。平均采购价下降 较多的主要原因是单机容量提高，2022 年主流陆上风机单机容量在 6.25-6.5 兆瓦，未来可能达到 7-8 兆瓦，继续上升的空间不大，因此陆上风机价格下探 空间有限，海上风机情况相反，价格还会进一步大幅下降。管理层预计陆上风 机合理价格在 1500 元/千瓦左右，海上风机在 3300-3500 元/千瓦。光伏：2022 年组件采购价格在 1.88-2.1 元/瓦，进入 23 年组件价格有所下 降，目前来到 1.75 元/瓦。管理层预计组件价格今年还会继续下探，但是降到 21 年 1.2 元/瓦的水平是有难度的，组件价格一旦下降会刺激装机需求，最终 价格还要看供需的平衡。大基地项目储备第一批沙戈荒大基地项目中，公司获得宁电入乡的腾格里项目开发权，该项目 新能源总装机容量为 1300 万千瓦，第一期 100 万千瓦已经投产，预计全项目将 在 24 年底投运。第二批大基地项目中，公司取得了陇西的巴丹吉林项目开发区，该项目新能源 总装机容量 1100 万千瓦，规划在 25 年底之前投运，下一步公司将与能源集团 下属的国能甘肃公司合作推动。与火电项目的调峰协同对所有大基地项目都是新课题，公司将用腾格里项目做出一系列示范，包括风光火储一体化示范、沙漠生态修复示范、科技创新示范、文化旅游示范等。海风发展规划截至 2022 年底，公司海上风电在运容量共 259 万千瓦，其中江苏 219 万千瓦、 福建 40 万千瓦。目前已获得开发指标的项目有江苏射阳100 万千瓦、海南东方 50 万千瓦、福建马祖 30 万千瓦、天津海上风电 30 万千瓦。近期海南还有 15 万千瓦风电项目即将获得开发指标。海上风电竞争形势目前确实非常严峻，公 司会在坚守收益率底线的前提下全力争取项目资源。火电资产整合22 年初公司回 A 上市时做出承诺，要将火电资产在集团层面重新整合，这也符 合国家能源集团的安排，公司已经会信守承诺整合火电资产，具体方式可以是 分部整合，也可能与风电资产一并整合，方案还在酝酿阶段。辅助服务费用2022 年两个细则考核费用占比同比下降 2.67 个百分点，同时公司积极在功率 预测方面进行部署和改进，使得一部分地区的电厂在考核中反而获得奖励。公 司也在利用储能方式降低调峰调频方面的考核比例。