股份有限公司下属电厂是哪个厂？

股份有限公司下属电厂是哪个厂

接下来具体说说

中国华能旗下的浙江老牌火力发电厂——华能长兴发电厂

浙江老牌火力发电厂——华能长兴发电厂

摄影/邬黎兵

华能长兴电厂位于浙江*长兴县雉城镇，始建于1959年。在50余年的发展历程中，管理体制几经更迭，1999年1月，经资产置换后归中国华能集团公司管理；2002年7月，经资产重组成为华能国际电力股份有限公司全资电厂。

华能长兴电厂原有两台125MW级机组，总装机容量为260MW。2010年8月8日，根据浙江省政府节能减排工作部署，经股份公司、浙江分公司批准，两台现役机组实施永久性关停，并于2010年9月16日成功实施冷却塔爆破拆除。华能长兴电厂新建了两台660MW级超超临界燃煤机组。

2022年，华能长兴电厂适应新能源发展的需要，正式更名为“华能能源开发公司长兴分公司。

华能长兴分公司是华能集团首座高效超超临界燃煤发电厂，秉承“绿色示范、创新引领”理念，运用后工业化设计，集技术创新型、资源节约型、绿色环保型于一身，经济环保指标达到国内同类型机组领先水平，并树立行业标杆。

华电旗下火电龙头，华电国际：煤价回落&电价提升，业绩有望修复

（报告出品方/分析师： 西南证券 王颖婷 ）

1 华电旗下火电龙头，业绩改善弹性大

1.1 华电旗下常规能源整合平台，大比例参股华电新能

华电国际是国内大型的综合性能源上市公司之一。

公司发展大致分为三个时期：

1）初创期（1994-2005年）：成立于山东，经营火电业务起家。

华电国际于1994年 6 月由山东电力集团、山东省国际信托投资公司等五家发起人共同设立；1999年 6 月公司在香港联合交易所上市；2002年底电力体制改*后，山东电力集团持有的 53.6%股权划转给华电集团；2005年 2 月，公司在上交所上市。

2）成长期（2006-2010年）：致力于实现电源结构多元化和火电业务一体化。

2006年，公司斥资3.2亿元参股华电煤业，成为国内首家煤电一体化企业。同年，公司走出山东向全国扩张，在四川、宁夏、安徽等地区收购和新建电源项目，以此进入全国性发电企业行列。随后几年中，公司开始布局水风光发电领域，逐步形成以火电为主，水电、风电和光伏发电等多元化发电结构。

3）成熟期（2011-2021年）：扩大各项发电业务经营范围并加大新能源资产投入。

2011年，华电国际斥资16.9亿元并购四川水电资产以优化电源结构。2014年，斥资120亿建设宁夏风电及 300MW 太阳能光伏项目。2015年，斥资38亿向华电集团收购湖北发电（主营火电）82.6%股权。2021年5月，公司剥离新能源资产，获得华电新能31%股权，有望继续享受新能源发展红利。

华电国际是华电集团旗下最大火电公司，同时是集团常规能源发电资产的最终整合平台。

华电集团成立于2002年，是国内“五大发电集团”之一，隶属于*务*国资委监管的特大型中央企业。目前集团涵盖发电、煤炭、金融、科工以及综合能源服务 5 大业务领域，作为世界 500强企业之一，具有较强竞争优势。

华电国际作为华电集团常规能源发电资产的最终整合平台和发展常规能源电力的核心企业，可以借助集团资源为公司燃煤火电业务提供煤炭燃料供应便利，可以享受集团非上市常规能源资产的持续注资。此外，作为国资委间接控股的央企，债务融资时能享受更低利息成本。

21年新能源资产整合，持有华电新能 31%股权。

21年5月24日，公司与华电新能及其股东华电福新共同签订《华电福新能源发展有限公司之增资扩股协议》，拟出资212.4亿元（其中部分新能源公司的股权作价不高于136.1亿元、现金出资不低于76.3亿元）向华电新能转让公司所持有的新能源公司股权，认购华电新能的新增注册资本59.0亿元，最终现金对价76.9亿元，获得华电新能37.2%股权。同时，公司将其间接持有的相关新能源公司股权及资产作价20.8亿元出售给华电新能，最终对价22.1亿元。

21年10月28日，公司将相关新能源资产、新能源股权及新能源前期项目（在运2.6GW、在建 0.33GW）以总对价约52.9亿元出售给华电新能，最终对价56.1亿元。

21年12月7日，华电福新通过北交所增资引战，成功引入包括中国人寿、中国国新、国家绿色发展基金等在内的13家战略投资者，募集资金150亿元，获取华电新能16.6%股权，华电国际股权稀释至31.0%。

21年12月17日，公司将“阳新项目”，“振华项目”及“赤马项目”共计168MW在建光伏项目总对价3.4亿元出售给华电新能。

截至21年年底，除石家庄热电及河北水电公司共计3.5MW光伏装机外，公司已完成全部新能源资产剥离。

参股公司华电新能快速发展，21年公司投资收益大增11.7倍。

21年末公司长期股权投资373亿元，比年初增加253亿元，同比增加210%，主要系公司于21年出资 212 亿元认购31%华电新能（前身福清风电）股权所致。

21年底公司投资收益高达72.4亿元，同比提升1170%。其中长期股权投资收益达24.7亿元，处置宁夏灵武和宁夏供热股权获益47.7亿元。

21年华电新能营收和净利大增，为公司贡献高额投资收益。

1.2 业绩已实现扭亏，财务有望进一步改善

发电业务营收占比超 8成，21年发电业务毛利润亏损48.2亿元。

21年公司主营业务总营收1027亿元，三大主营业务发电、售煤、供热分别实现营收836亿元、116亿元、74.7亿元，营收占比分别为81.4%、11.3%、7.3%。

21年煤价高企导致公司主营业务毛利润大幅亏损78.6亿元，为 5 年内首次亏损。其中发电和供热业务分别亏损48.2亿元和24亿元，发电业务亏损高达61.3%。

截止21年底公司火电装机占比88.5%，煤电是公司发电业务核心，且供热业务也多为燃煤供热，因此 21 年煤价高涨导致公司发电和供热业务严重亏损。

公司22Q1归母净利润为6.0亿元，在行业内率先实现扭亏。

17-21年公司营收稳步增长，由17年的790亿元增至21年的1044亿元，增幅达32.2%，21年公司营收首次突破1000亿大关。

20年营收同比下降0.75%，主要是受疫情影响公司机组利用小时数及售电量下降所致。17-20年公司归母净利润由4.3亿元增至44.4亿元，CAGR高达118%，但21年煤价大涨导致归母净利润严重亏损49.7亿元。

22年Q1公司归母净利润实现 6 亿元正收益，在行业内率先实现扭亏，随着下半年煤长协履约率提升以及公司市场化交易电量占比提升，22年公司业绩有望进一步修复。

公司煤电装机占比近 8成，21年总售电量增至 2188 亿千瓦时。

17-20 年公司总装机呈现稳步增长趋势，由 17 年的 49.2GW 增长至 20 年的 58.5GW。其中煤电稳定于 40GW 以上，气电和水风光可再生能源装机规模增长带动公司总装机增长。

21 年公司煤机/燃机/水电装机分别为 42.4GW/8.6GW/2.4GW，其中煤机占比为 79.4%。21年公司剥离全部风光资产，获得华电新能 31%股权，导致总装机规模同比下降 8.7%。21 年公司总售电量达 2188 亿千瓦时，创历史新高，同比增长 12.5%。17-21 年公司售电量总体呈现上升势态，但 20 年公司全年利用小时数同比降低 10.1%，导致售电量同比下降 3.4%。

公司综合上网电价大幅提升，机组利用小时数保持稳定。

公司机组利用小时数近 5 年稳定于 4000 小时水平，20 年受疫情影响全年利用小时数同比下降 8.4%。17-20 年公司综合上网电价整体在 400 元/MWh 上下波动，无明显增长趋势。

从 21 年开始，公司综合上网电价开始显著爬坡，21 年同比增长 6.3%，22H1 同比显著增长 23.1%，达到 518 元/MWh。

综合上网电价明显上涨主要系燃料成本高企和电力供需紧张形势影响，公司市场化电量占比 从 20 年的 59.6%上升至 21 年的 63.8%。

近年来公司融资成本不断降低，财务费用率也呈现逐年下降趋势。

公司期间费用率整体呈下降趋势，其中公司管理费用率在 17-21 年稳定于 2%左右，而财务费用率 5 年时间内显著下降 2.3pp。

公司财务费用率逐年下降得益于公司中期票据年平均票面利率逐年降低以及公司营收的逐年增长，公司中期票据年平均票面利率由 17 年的 4.83%降至 22 年的 2.99%，显著下降 1.84pp。

22 年公司中期票据年平均票面利率为 2.99%，位于近 5 年最低水平，相应的，公司财务费用率亦降至近 5 年最低水平。

公司净利率整体保持增长趋势，公司 22Q1 净利率在大型火电企业中排名第二。

在公司营收增长及期间费用降低驱动下，公司净利率在 17-20 年整体保持增长趋势，由 17 年的 1% 增至 20 年的 6.7%，4 年增长 5.7%。

相较于可比公司华能国际，公司在 18、19、20 年的净利率分别高出 1.2pp、3.4pp 和 3.3pp。21 年高煤价导致公司净利严重亏损，5 年内首次负增长。公司净利率在经历 21 年断崖式下跌后，于 22 年 Q1 实现扭亏。

随着煤价回落以及市场化交易电量占比提升，预计公司盈利能力将进一步提升。

公司资本结构不断优化，永续债位于行业中位水平。

近 5 年公司资产负债率逐渐好转，已由 17 年的 74.4%降至 22Q1 的 65.4%，5 年内下降 9 个百分点，在同比的 6 家公司中下降幅度最为显著，表明公司优化资产结构的目标已初显成效。

截止 22 年 Q1，公司永续债为 226 亿元，处于同行中位水平。鉴于目前公司资产负债率处于同行较低位水平，未来公司债务融资空间较大。

2 煤价回落&电价提升，火电业绩有望修复

2.1 电煤长协履约率提升，火电成本下降可期

全国全口径装机量和发电量持续增长，火电依然是电力供应主力。

全国全口径装机容量从17年1784GW 增至21年的 2380GW，CAGR 达7.5%。从装机量占比来看，火电装机占比从17年的62%降至21年的55%，但依然占据大半壁江山。

全国全口径发电量从17年6.5万亿千瓦增至21年8.4万亿千瓦，CAGR达6.7%。从发电量占比来看，21年火电发电量占比仍然处于63%的高位水平。无论从装机规模还是从发电量看，火电仍然是当前我国电力供应的主力，将继续发挥“兜底”作用。

煤价持续走高，公司ROE经历21年大幅亏损后有所回转。

10-21年公司ROE与动力煤年均价格呈明显负相关趋势，10年和11年动力煤价格指数处于800元/吨左右的历史高位，公司ROE小幅亏损；12-14年，煤价处于下降通道时，公司ROE持续提升。

21年在煤价上涨和电价受限双重压力下，公司ROE出现大幅亏损。煤价增长带动电价增长，公司22Q1市场化交易占比高达85.8%，综合上网电价提升至516元/兆瓦时，ROE出现明显回转。预计 22 年公司将进一步提升电量市场化交易比例，保持较高上网电价。

21年国家发改委发布煤长协100%全覆盖等相关文件对高煤价进行管控，发布燃煤发电上网电价市场化改*通知放宽电价浮动区间，成本端和销售端同步改善，预计22年公司ROE将大幅反弹。

煤炭产能不断扩大，稳定国内煤炭供给。

21下半年，国家发改委及各省市逐步采取措施以加快释放煤炭优质产能，引导煤价回归合理水平。随着晋陕蒙各煤矿企业有序复工复产，据中国煤炭工业协会数据显示，全国煤炭日产量持续稳定在1200万吨以上。

21年各项煤炭增产增供政策不断出台，规模以上工业原煤产量月度增速不断上扬，22年3月达到 14.8%，4-5月增速稍有下降，6月达到15.3%的近一年顶峰水平。

22年7月电煤保供力度加大，*务*及发改委出台三个“100%”目标要求（签约率100%、履约率100%、价格政策100%）推动发电企业燃料成本进一步回落。

煤炭长协履约率有望持续提升，煤价有望回归合理区间。

22年2月25日，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确秦皇岛港下水煤价格合理区间为每吨570-770元，山西、陕西和蒙西煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间分别为370-570元/吨、320-520元/吨和260-460元/吨，蒙东为200-300元/吨。

22年以来，由于现货市场 部分煤炭经营商哄抬价格，煤价居高不下。

目前按照煤长协设定的570-770元/吨价格签订中长期协议合同的情况并不多。22年3月18 日，国家发改委部署开展煤炭中长期合同签约履行专项核查，要求煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，发电供热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖。

22年7月1日，全国煤炭交易中心发布《关于加快推进 2022 年电煤中长期合同补签换签相关工作的公告》，要求企业应于 7 月 8 日前完成补签换签相关平台工作，以加快推进 22 年电煤中长期合同补签换签相关工作，尽快达到三个“100%”的目标要求（签约率 100%、履约率 100%、价格政策 100%）。供给端煤炭增产增供和煤长协履约率提升，火电成本有望回归合理区间。

2.2 市场化交易提升上网电价，盈利反转指日可待

全社会用电量持续增长和电力市场化改*不断推进，行业发展前景良好。全社会用电量自 17 年 6.3 万亿千瓦时提升至 21 年 8.3 万亿千瓦时，5 年增幅 31.7%。中电联预计 22 年全国全社会用电量达 8.7-8.8 万亿千瓦，同比增长 5%-6%，增长趋势将延续。

全国市场化交易电量占比逐年提升，5 年增幅 20.1%，22 年 1-4 月占比达 60.8%。用电量的稳步增长及市场化交易占比的大幅提升有助于营造良好行业发展前景，助力 22 年电力行业业绩反转。

从 21 年下半年开始，高煤价带动公司火电平均上网电价不断上涨。

公司电量市场化交易占比由 17 年的 37.3%增至 22Q1 的 85.8%，增幅高达 48.5%。主要系 21 年煤价高涨导致公司燃煤成本居高不下，公司通过提升电量市场化比例增厚收入以缓解燃煤高成本压力。

公司火电平均上网电价整体呈上升趋势，5 年增幅达 34%。

20 年电价下降 25.3 元/兆瓦时，降幅明显。一方面，发改委发布燃煤电价改*意见，在基准价基础上上浮不超过 10%，下浮不超过 15%，且 20 年暂不上浮；另一方面，为促进疫情后经济恢复，国家要求 20 年降低工业企业电价，两方面综合压低公司火电上网电价。

22 年全国大部分省市地区市场化电价上浮显著，电价上涨助力公司盈利修复。

21 年煤价高企导致以火电为主的发电企业大幅亏损，为缓解“煤电价格联动”机制失效的问题，同年 10 月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改*的通知》，将市场化电价浮动区间由[-10%,15%]放宽至[-20%,20%]，并且高耗能企业浮动上限不受 20%限制。

22 年以来，各省市纷纷响应落实新的定价机制，如： 在 22 年 7 月天津市的双边协商交易中，基准价 0.366 元/千瓦时，市场化交易电价定位 0.480 元/千瓦时，上浮31.4%。河北、浙江、江苏等用电大省市场化电价均保持较高比例上浮。公司火力发电厂主要集中于山东和湖北地区，7 月两地电价分别上浮 4.0%和 11.3%，电价保持上浮将助力公司盈利修复。

3 持股31%华电新能，投资收益丰厚稳定

3.1 华电新能营收净利双增，戴维斯双击效应渐显

参股企业华电新能业绩持续向好，21年净利增速高达 77.5%。

公司 21 年完成新能源资产剥离后，持有华电新能 31.0%股权。21 年华电新能总营收 216 亿元，增速达 31.4%。主要系 21 年华电新能受让华电国际、华电福新及中国华电约 197 亿新能源资产，风光装机规模大幅提升。发电量大幅增长及风电平均上网电价提升是推动公司营收大增的核心原因。

21 年华电新能净利润 78.4 亿元，增速高达 77.5%，高出营收增速 1 倍多。主要系营收增长，营收成本增速放缓以及投资收益同比大增约 13.4 亿元所致。未来伴随 1517 万千瓦风光项目陆续投产，华电新能业绩将持续向好，有望为公司贡献持续稳定的分红收益。

21年华电新能实现净利 78.4 亿元，超过三峡能源和龙源电力位居行业净利靠前。

21年华电新能实现营收 216 亿元，低于龙源电力营收 372 亿元，但高于三峡能源和大唐新能源营收 155 亿元和 116 亿元。同年公司净利润达到 78.4 亿元，超过龙源电力净利 72.6 亿元，在 4 家可比公司中位于首位，主要系华电新能营收及投资收益同比大增。

华电新能营收相比龙源电力低出 156 亿元，但净利却高出其 5.8 亿元，表明华电新能具备优异的盈利能力，相对同行公司更具竞争优势。

参考可比公司估值，华电新能总市值有望达到 1600 亿元。

截至 22 年 3 月底，公司总资产 2218 亿元，净资产 652 亿元，若按三峡能源 2.43PB 及龙源电力 2.67PB 均值估值，总市值有望达到 1663 亿元。21 年公司营收 216 亿元，归母净利润 72.3 亿元，若按三峡能源 26.1PE 及龙源电力 28.5PE 均值估值，总市值有望达到 1974 亿元。

华电国际所持股份价值有望超 400 亿，未来投资收益丰厚。

21 年 5 月，华电国际旗下新能源资产剥离注入华电新能，获华电新能源 37%股权。21 年 12 月，华电福新增资引战 150 亿元，华电国际所持股份稀释至 31%。

本次 A 股上市，华电新能源计划发行股票数量为发行后总股本 15%-30%，预计华电国际所持股份将被稀释至 22%-26%，股权价值有望超过 400 亿。华电新能源的快速发展将持续为华电国际贡献高额投资回报，公司长期股权投资收益有望在 21 年 24.7 亿的基础上持续增长。

3.2 装机规模逐渐提升，盈利能力领先同行

“双碳目标”迎未来，“十四五规划”创新机。

21年10月，*务*印发《2030年前碳达峰行动方案》，方案指出“十四五”期间要推进煤炭消费替代和转型升级，全面推进风光大规模开发，争取到30年风光装机总容量达12亿千瓦以上。

我国风光装机容量过去 5 年CAGR达21.5%。按30年最低达 1200GW 计算，未来9年我国风光装机量有 560GW 以上增长空间，年均CAGR可达7.2%。

预计到十四五末期，我国风光装机量可达 846GW 以上。

17到21年我国风光发电量平均增速为8.8%，以此计算，预计25年，风光发电量将达到13769亿千瓦。双碳目标引领下，十四五期间，我国新能源发电企业将迎来新的发展机遇。

21年华电新能风光装机规模增至27.4GW，位居同行新能源公司首位。近3年，华电新能不断受让华电福新、华电国际以及中国华电注入的新能源资产，风光装机规模不断提升，已由19年的 16.9GW 增长至21年的27.4GW，CAGR达27.3%。

华电新能最前身为福清风电，以风电业务为主，目前华电新能风电装机规模显著高于光伏装机规模。21年风电装机为20.9GW，占比高达76.3%。

截至21年底，华电新能27.4GW的风光装机规模位居同行新能源公司首位，相比两大新能源上市公司龙头三峡能源和龙源电力分别高出4.5GW和2.6GW，华电新能上市后有望成为风光装机规模最大的上市公司。

华电新能 15.2GW 募投项目主要分布于三北地区，25年底风光装机目标 100GW。22年华电新能拟以公开上市方式股权融资，以满足经营规模扩大的资金需求。

在拟募集资金中， 210亿元拟用于风力发电、太阳能发电项目，90亿拟用于补充流动资金。公司募投风光发电 项目在全国23个省市地区进行布局，重点布局在新*、甘肃、青海等三北地区。

未来随着华电新能风光项目陆续投产，总装机规模将不断提升。

十四五期间，华电新能提出“五个1” 发展目标，其中装机规模发展目标为预计到 25 年底新能源总装机将达到 100GW，CAGR 约为38.2%。

华电新能净利率和 ROE 持续增长，有望带来丰厚稳定的投资回报。

华电新能净利率由 19 年的23%提升至2021年的 36.3%，2 年提升13.3%。21年净利率增长最快接近 10%，主要系华电新能营收大增 31.4%以及核电投资获益 13.4 亿元所致。19-21 年，华电新能 ROE 由 8.7%提升至12.7%，2 年增长4%。

近 2 年华电新能 ROE 显著高于同行新能源公司，一方面，华电新能净资产扩大，盈利提升带动 ROE 增长；另一方面，华电新能债务水平较高，财务杠杆加大也是 ROE 增长原因之一。未来伴随 1517 万千瓦风光项目持续投产，及所投资核电企业稳定分红，华电新能净利率将进一步增长，有望为华电国际持续贡献高额投资回报。

4 盈利预测与估值

4.1 盈利预测

关键假设：

假设 1： 公司火电燃料成本不断下降，公司火电盈利能力逐步恢复。未来三年电力业务收入增长率分别为5%/3%/1%，未来三年毛利率分别为11%/12%/13%；

假设 2： 公司火电供电煤耗及利用小时数均保持稳定，未来三年供电煤耗保持在288克/千瓦时，未来三年发电机组利用小时数保持在4066小时；

假设 3： 公司参股的华电新能保持高速发展，未来三年贡献投资收益分别26/30/35亿元；

假设 4： 公司计提资产减值保持稳定，未来三年资产减值损失均保持在15亿。

基于以上假设，我们预测公司 2022-2024 年分业务收入成本如下表：

4.2 相对估值

我们选取火电行业中的三家主流公司作为对比，2022年三家公司平均 PB 为1.7倍。

考虑到公司已在22Q1率先实现扭亏，随着电煤长协履约率提升，公司盈利有望进一步修复，但是可比公司均持有部分新能源资产，而公司仅通过参股形式获取新能源资产收益，考虑一定折价，保守起见我们给予公司2022年1.3倍PB，对应目标价5.23元。

5 风险提示

煤价上涨风险、电价下跌风险、华电新能业绩不及预期风险。

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以上就是股份有限公司下属电厂是哪个厂？的详细内容，希望通过阅读小编的文章之后能够有所收获！