我们参加了华能国际2022年度业绩电话会议，以便能从其中跟踪到电力和煤炭行业的最新进展情况，尤其是能从侧面帮助我们了解神华经营情况。
电价方面，2023年电价同比涨幅会有一个明显的放缓。根据华能管理层，目前签订的2023年电力年度中长协已锁定市场化交易电量的60%，基本是较基准价顶格上涨20%，但实际电价同比基本变化不大了。2023年预计在整个国家稳物价的大背景下，估计突破20%上线的可能性不大，但是公司可以通过现货、分时段交易来努力提高公司的电价水平（这样的一个变相提高电价的手段是我们之前没有想到的）。
火电方面，随着国内各地在逐渐推出辅助服务、容量电价政策，火电机组的收入模式将从传统的电量电价业务逐渐丰富为电量电价+辅助服务+容量电价的模式，这也意味着未来火电机组收益率的潜在提高。随着新能源并入电网的比例越来越大，电网稳定性的要求也越来越高，再叠加日益增加的用电需求，国内新型储能目前还难以跟上国内电力系统对储能安全性、效率、成本的综合需求。在这样的一个大环境下，火电作为目前国内电力系统的主力军和基本盘，再次凭借其诸多优势重回视野，市场也在重估火电在未来电力系统中的战略性地位。然而近几年火电利用小时数持续下滑，再叠加煤价高企，国内煤电亏损严重，国内火电新增装机和投资严重不足，这为国内的电力能源供应带来隐患。而容量电价、辅助服务的推出无疑有助于提高后续资本对火电机组的积极性。
煤价方面，华能国际目前在致力于煤价的压控，也就是在持续落实303号文。分季度拆分看，2022年华能国际标煤采购单价基本和市场变化趋势一致，Q4还有一个环比上涨。但因为在逐渐加大长协签约率和兑现率，Q4华能的单位燃料成本环比还是有一个明显的下滑。由于目前电价再上涨阻力已开始显现，故需要在煤价（尤其是长协煤）上做一定的让步。煤价的政策风险还是在慢慢积累。
总结起来，大概来看，华能国际2023年电价可能同比中低单位数增长，而单燃成本则可能同比中高单位数下滑，从而释放一定的利润弹性。2023年虽然全社会用电量同比可能中高单位数增长，但电量增量大概率会表现为高增的风电光伏，煤电的电量占比可能维持缓慢且稳定的下滑。对应的煤电机组年利用小时数也难有大的增长。
但不管如何，我们维持认为，无论电价、煤价如何变动，在产业链协同中，神华的煤电一体化优势值得重视。不仅神华煤电产能未来几年会持续快速增长，会不断有新的火电机组投产，带来量上的增加，电价中枢水平在未来几年也有持续提升的预期（2022年整体的电价中枢相较2021年已经是大幅上涨，前3季度基本涨幅在20%，Q4因为基数太高涨幅明显放缓）。在未来量价提升的趋势下，神华的煤电布局使得未来即使煤价中枢出现下滑，发电业务的利润还能一定程度上对冲煤炭业务的下滑。这也是我们一直在强调的神华煤电自供煤能免疫未来可能的煤电博弈，不仅能受益于煤价的上涨，更能受益于后期电价的持续性提升。
正文
Q：怎么看目前的电价趋势？
A：目前签订的2023年电力年度中长协已锁定市场化交易电量的60%，基本是较基准价顶格上涨20%，但实际电价同比基本变化不大了。不过部分省份是实现了超20%的上涨的（即实际电价同比有所增长），例如内蒙古通过高耗能提价、河北/甘肃则通过加大分时电价中高电价时段的比例实现变相涨价（甘肃上浮比例为21.2%，河北为20.8%）。此外广东、重庆、湖南、福建4个省份因2022年Q1基准价顶格上涨执行不够，基数低，今年Q1执行严格会有增长，但Q2起就差不多了。
2023年预计在整个国家稳物价的大背景下，估计突破20%上线的可能性不大，但是公司可以通过现货、分时段交易来努力提高公司的电价水平。
剩余的月度中长协主要取决于煤价的变化，若煤价能深跌至770以下，电价可能不再较基准价顶格20%上涨。现货方面，因去年夏季出现了电力供应紧张的情况，若今年不再紧张，则省间现货交易可能就少，带来扰动。
光伏电价下降较快主要有两个原因。一个就是22年投产的项目应该都是平价的一些并网项目。再一个就是在山东、山西还有甘肃，光伏都已经开始进入了现货市场竞价，也是带来价格下降。
各地现货市场交易规则不同。甘肃和蒙西新能源机组除了分布式和扶贫项目之外，全部都要参与现货。山东是要根据自愿的原则，可以选择去参与现货市场，也可以选择去10%的结算电量参与结算。
Q：单位燃料成本情况如何？煤价情况如何？
A：2022年单位燃料成本为372.56元/MWh（不含税煤机燃机口径）、367元/MWh（煤机口径）。单看Q4，不含税煤机燃机口径为354元/MWh，煤机口径为347元/MWh；Q4环比下滑比较明显（根据三季度交流，Q3煤机燃机口径为381.6元/MWh，Q3含税煤机口径为374元/MWh）。全年煤机口径单燃成本季度拆分Q1、Q2、Q3、Q4分别为359、391、374、347元/MWh。
入炉标煤单价方面（不含税煤机燃机口径），2022年为1249元/吨。单看Q4，入炉标煤单价为1221元/吨（Q3为1239元/吨），环比下滑。全年入炉标煤单价季度拆分Q1、Q2、Q3、Q4分别为1259、1286、1239、1221元/吨。
采购标煤单价方面（煤机口径），2022年为1295.4元/吨（煤机口径）。单看Q4，采购标煤单价（煤机口径）为1299.18元/吨（Q3为1277元/吨），环比增长。全年采购标煤单价（煤机口径）季度拆分Q1、Q2、Q3、Q4分别为1261.26、1350、1277.51、1299.18元/吨。
公司目前仍然致力于煤价的压控，也就是在持续落实303号文。
Q：煤炭采购量情况？能否拆一下长协、现货、进口的占比？
A：煤炭采购量分拆（2022年原煤采购量为1.94亿吨）。Q1、Q2、Q3、Q4、2022全年长协占比为62.75%、54.76%、55.99%、54.88%、56.89%（Q1占比高，主要是当时303号文5月才出，长协价与市场价差距不大，所以执行较顺利；但后期随着长协价与市场价差价拉大，比例就下降）；现货（包括进口，括号中为进口）为37.27%（17.75%）、45.24%（21.24%）、44.01%（24.01%）、45.12%（26.38%）、43.11%（22.56%）。
Q：长协签约率、兑现率情况？
A：2022年下水煤长协签约率为46%（占国内贸易比例），兑现率为66%。低于80%的目标，主要就是2022年下水市场供应比较紧张，特别是长协价格和现货价格的差异较大，部分的煤矿，特别是一些地方的民营矿，兑现积极性比较差，兑现率低。此外，2022年长协价格政策落地比较晚，公司长协签订周期也比较长，完成签约的时间也比较晚，导致全年下水煤长期合同的兑现量较低。
2023年起截止至3月17日，下水煤长协签约率为83%，兑现率约90%（4大煤矿长协口径）。
Q：新能源装机情况及规划？
A：2022风电、光伏新增装机3.09、2.94GW。
2023计划。2023年风电计划开工3.3GW，投产1.4GW；光伏计划开工5.6GW，投产6.7GW。当然这个也要看物资供应情况，特别是新能源领域里面光伏组件的价格。这将影响公司建设的速度。
“十四五”期间新增超40GW，前几年受制于各种因素低于计划，后2年计划新增年均超10GW。
Q：火电新增装机情况？
A：2022煤电新投产2.05GW。本来一开始是计划1.4GW（分别是辽宁和山东的两个项目供热机组投产），但应上海市冬季保供要求，增投了上海一台0.65GW万的机组。
2023年煤电新投产没有2022年多，是上海另一台0.65GW的机组，预计能在2023年6、7月份投产，以保证华东地区的迎峰度夏。2023年没有新开工煤电项目，但有4个燃机项目（合计3.56GW）。
Q：能否按煤机、燃机、风电等拆分以下归母净利润和净资产？
A：2022归母净利润拆分。煤机-130亿元，燃机1.5亿元，风电超55亿元，光伏约9亿元，水电约0.2亿元，生物质约-0.9亿元。
净资产拆分。煤机527亿元，燃机120亿元，风电486亿元，光伏106亿元，水电6亿元，生物质不到9亿元。
Q：2022开展补贴核查，对于公司来说怎么评估可能的风险？以及怎么应对？对于公司而言未来是不是可能会出现这方面的减值风险？
A：关于可再生能源补贴回收的情况，2022年公司总体回收金额大约是95个亿（根据三季度业绩交流，回收了88亿元，Q4回收速度似乎放缓）。后续是否会出现减值等情况，要看政策的进一步核查和落实情况。现在补贴核查的工作正处于第二轮的申诉阶段，最终的结果还都没有公布（公司有一些项目也在进行申诉）。等在最终的公布结果出来之后，公司再及时予以发布。
Q：刚刚发布了电力碳排放配额，还是免费分配，这是否意味着如果公司的排放量小于配额，就不会增加成本，甚至可以出售获益？然后公司预计最后会对公司的利润有什么影响吗？
A：关于发电行业配额分配，它现在虽然是免费分配的，但是它用的是基准法。就相当于它给一个基准，如果公司机组在这个基准之下，相当于公司的配额就是盈余的，就可以出售获益。如果公司排放的水平是高于基准的，就相当于公司要去市场去买，补齐这个配额缺口。从公司整体的情况看，可能会适量的卖出配额，因为公司会在集团大的框架内去做一些内部的交易。
然后最后再补充一下刚才我说的。其实目前还存在两方面的变动的因素。第一方面就是数据。因为现在2021年的数据已经定了核定了，2022年的数据还没有报出。国家最后会组织第三方进行核查，数据后续可能还会调整。这是一个数据方面的问题。另外一个就是政策方面，目前发布的方案提到了几个政策，后续可能会有一些细则出来，也会影响我们的交易的决策。比如说它里面提到了预借，还有结转，还有一些配额的分年度的这些政策。这些没有说的特别细，后续公司会根据政策来优化交易策略。
整体看，碳配额公司可能是平衡略多一点，但是从全市场来看的话，其实整个还是要短缺的。2021年其实公司已经出现了这个短缺。
碳配额有偿分配其实目前应该是没有提上日程。因为目前碳市场只纳入了发电行业，在纳入其他行业之后，可能再考虑有偿分配。