華能國際研究報告：電力龍頭厚積薄發，綠色轉型行穩致遠1.華能集團旗艦上市平臺，新能源轉型成效顯著1.1.裝機容量全國第一，火電為主綠電為輔歷史悠久底蘊深厚，火電裝機全球領先。公司成立于1994年6月30日，全稱華能國際電力股份有限公司，先后于1994年、1998年和2001年在紐約、香港和上海三地上市，是我國最大的上市發電公司之一，在五大發電集團各自旗艦上市平臺中，公司總資產及營收均位列第一。截至2021年末，公司擁有可控發電裝機容量11869.5萬千瓦，權益發電裝機容量10387.5萬千瓦，其中燃煤裝機9211.83萬千瓦，包括16臺已投產的世界最先進的百萬千瓦等級的超超臨界機組和國內首次采用的超超臨界二次再熱燃煤發電機組，發電技術及裝機規模全球領先。公司中國境內電廠廣泛分布在26個省、自治區和直轄市，主要位于沿海沿江經濟發達地區；海外業務方面，公司全資擁有新加坡最大的三家發電公司之一中新電力，總裝機200.94萬千瓦，此外負責運營巴基斯坦薩希瓦爾2臺660兆瓦燃煤機組。高煤價致電熱業務虧損，境外電廠盈利能力突出。公司主營構成中，電力及熱力業務占比達94%以上，此外還有少量港口及運輸服務業務。2021年，主要由于煤價大幅上漲，公司電力及熱力業務毛利率大幅下降至-2.79%，同比降低18.37pcts。分區域看，2021年公司中國大陸營業收入為1785.15億元，毛利率為-3.17%；境外業務盈利能力突出，新加坡業務實現營業收入163億元，同比增長50.21%，實現凈利潤1.25億元；巴基斯坦業務實現營業收入52億元，同比增長26.94%，實現凈利潤7.62億元，部分對沖了國內電廠虧損。1.2.背靠央企華能集團，股權結構較為完善華能集團間接控股，合計持股46.23%。公司由中國華能集團通過華能國際電力開發公司（簡稱華能開發）間接控股，間接持股比例36.32%，直接持股比例9.91%，合計46.23%。中國華能集團由國務院國資委全資控股，位列國資委央企名錄第17位，在我國所有發電集團中排名第一。據公司2022年一季報，華能開發為公司第一大股東，持股比例32.28%，華能集團直接持有華能開發75%的股份，間接持有25%的股份；中國華能集團香港有限公司由華能集團100%控股，持有華能國際股權比例為3.01%；華能集團直接持有華能國際股權比例為9.91%，為公司第三大股東。人事方面，公司現任董事長趙克宇曾任華能集團規劃發展部主任、辦公廳主任、黨組辦公室主任兼黨組秘書，公司前任董事長舒印彪曾任國家電網董事長，現任華能集團董事長，公司主要領導在集團有關部門擔任要職凸顯公司在集團層面的重要性，公司作為華能集團最大的上市平臺有望獲得集團的有力支持。華能集團為世界最大火電運營商，積極實施新能源轉型。中國華能集團創立于1985年，為世界最大火電運營商，2020年末火電裝機量1.37億千瓦，目前華能集團可控裝機超過2億千瓦，煤炭產能超過1億噸/年，供熱面積超過9億平方米，資產總額1.31萬億元，擁有58家二級單位、480余家三級企業，5家上市公司（分別為華能國際、內蒙華電、新能泰山、華能水電、長城證券），員工13萬人。華能集團積極實施能源結構轉型，把清潔能源作為主攻方向，以“三型”“三化”大型能源基地開發為主要路徑，目前新能源累計并網超過4640萬千瓦，2021年以來，新增核準備案項目突破5000萬千瓦，實體開工建設突破2000萬千瓦，為實現“十四五”新增8000萬千瓦新能源裝機目標奠定了堅實的基礎。1.3.煤價暴漲壓制利潤，22Q1業績同比改善償債能力下滑，公司借款逐年減少。公司近年來資產負債率保持穩定，2021年由于煤價大幅上漲，公司資產負債率和借款總額均有增加，22Q1底資產負債率74.76%，有息負債率為60.17%，同比分別提升7.01、5.20pcts。公司財務費用占期間費用比例超過一半，財務費用率及期間費用率均呈下降趨勢，盈利能力不斷提升。現金流方面，公司2020年經營性現金流凈額達420.5億元，2021年由于煤價大幅上漲CFO下降至60.3億元，同比降低85.65%，22Q1回升至84.0億元，同比降幅收窄至26.19%。公司近年來資本開支穩步增長，公司CFO+CFF大于資本開支，造血能力及融資能力較強，能夠滿足公司擴張所需資金。2.以煤為主新能源快速發展，多措并舉確保能源安全2.1.必須端牢能源飯碗，煤炭火電地位提升煤炭構成我國能源生產消費主體，為我國能源安全壓艙石。我國是典型“富煤、貧油、少氣”的國家，2021年煤炭生產總量占我國能源生產總量的67.0%，同比下降0.5個百分點，是原油和天然氣產量之和的5.3倍。同時，煤炭也是我國最主要的能源來源，占比雖整體呈下降趨勢，但2021年煤炭消費總量仍占我國能源消費總量的56.0%，同比下降0.9個百分點，但仍為原油和天然氣消費量之和的2.0倍。我國煤炭自給率常年維持90%以上，2016年以來逐年上升，進口占比逐年降低。電力是我國煤炭最主要用途，煤炭消費占比過半。我國煤炭主要用于動力煤消費和煉焦煤消費，且近十幾年來占比逐漸提升，目前原煤產量中約90%用于動力煤消費。動力煤主要用于電力、熱力、建材、化工、冶金等行業，其中電力行業是我國煤炭最主要用途，電力行業動力煤消費量占動力煤總消費量的60%以上，占原煤產量55%左右，超過所有其他行業之和。我國電力行業以火電為主，煤電裝機占比近半。長期以來，我國電源結構以火力發電為主，2010年前基本保持在80-90%，2010年起隨著新能源裝機量不斷增長，火電發電量占比逐步下降，占比隨月份變化稍有不同，一般來講冬春季發電量占比高于夏秋季，主要由于水電出力具有季節性，豐水期水電出力擠占火電出力。2021年火電發電量5.77萬億千瓦時，占全國發電量比例達71.13%。裝機情況來看，近年來我國火電及煤電裝機占總裝機比例不斷下降，2019年火電裝機占比首次低于60%，2020年煤電裝機占比首次低于50%，2021年煤電裝機占比首次低于非化石能源裝機占比。雖然以煤電為代表的火電的發電量及裝機量占比均不斷下降，但仍遠超其他電源，依舊構成我國電力行業主體。“先立后破”

糾偏“運動式減碳”，傳統能源價值重獲肯定。主要由于能耗指標限制以及煤炭供給不足，2021年頻發的拉閘限電給經濟發展和人民生活帶來了比較大的影響。國家多次提出“先立后破”、糾正“運動式減碳”、“能源的飯碗必須端在自己手里”以及“決不允許出現拉閘限電”，明確傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上，要立足以煤為主的基本國情,要確保能源供應。煤炭是保障我國能源安全的壓艙石，煤電是我國電力行業的基石，為保證國家正常發展，在新型低碳生產方式建立之前，煤炭及煤電仍將發揮重要作用。2.2.煤炭火電相反相成，保供穩價成效初顯煤炭供給側改革深化，供需關系緊張。我國煤炭行業長期處于“多、小、散”的局面，小型煤炭生產企業眾多，具有一定規模的煤炭生產企業數量比較少。2016年，國家開始煤炭供給側改革，行業集中度大幅提升，新增產能嚴格受限。2011-2020我國原煤產量年復合增長率CAGR僅為0.88%，遠低于同期我國火力發電量CAGR3.31%，以及GDPCAGR7.26%。去年煤炭供需關系緊張，火電行業出現巨額虧損。由于燃料采購成本占火力發電成本較高，火電行業利潤隨煤價波動相關性較大，歷史上電力行業往往與煤炭行業利潤呈較為明顯的反向變化關系。2021年動力煤供需關系失衡，煤價整體保持上漲態勢，電力行業出現大幅虧損。據中電聯統計，2021年全國煤電企業電煤采購成本額外增加6000億元左右，8月以來大型發電集團煤電板塊整體虧損，8-11月部分大型發電集團的煤電板塊虧損面達到100%，全年累計虧損面達到80%左右。五大發電集團中，除國家能源集團憑借煤炭板塊實現凈利潤同比增長6.89%外，其他發電集團凈利潤均出現同比大幅下滑。此外，五大發電集團資產負債率均有所提高。確保能源安全切實保供穩價，多措并舉煤價漲勢得以遏制。為促進煤價回歸正常范圍，保障我國能源安全，國家密集出臺了一系列針對性政策，如加快釋放煤炭產能、確定煤價合理區間、免除進口煤關稅、電煤長協全覆蓋、增加煤電保供專項再貸款。自去年9月份以來,我國共核增煤炭產能2.2億噸左右，并增加應急產能約1億噸，2021年我國原煤產量同比增長5.92%，增速創2011年以來新高，2022年1-5月累計同比增速10.4%，連續4個月保持兩位數增長。煤炭開采和洗選業固定資產投資額2022年1-5月累計同比大幅增長40.7%，煤炭產能有望進一步加速釋放。庫存方面，秦皇島港庫存煤炭回升至570萬噸的正常水平，略高于過去兩年。預計隨著政策效果逐步顯現，煤炭供需關系有望得到明顯改善。煤價回落較為明顯，燃料成本有望控制在合理范圍。秦皇島5500大卡下水煤年度長協價自2021年10月以來持續回落，2022年7月長協價為719元/噸，2022年1-7月平均價格721.00元/噸，同比增長19.97%，相比2021年增長11.21%。主要受國際局勢及供需關系影響，國際煤價大幅提升，進口煤價突破歷史新高，國內外煤價持續倒掛，未來隨國際緊張局勢緩解，海外煤價有望回落。綜合國內外情況，電煤價格有望控制在合理范圍內，火電企業燃料成本同比增速有望持續下降并轉負。2.3.電改深化電價上浮，行業邏輯大幅改善電改加速推進，電力商品屬性逐步還原。去年以來，隨著“雙碳”目標的提出與逐步落實，我國電力市場化改革進程明顯加快。國家發改委、國家能源局密集出臺了一些列電改有關政策文件，進一步完善了電力交易規則，2021年10月擴大燃煤發電市場交易價格為基準價上下浮動原則上均不超過20%，且進一步規定高耗能企業及現貨交易電價不受上浮20%限制，困擾電力行業多年的電價問題得到初步解決，能漲能跌的電價市場化運作機制進一步完善，電力商品屬性逐漸增強，電力行業邏輯得到較大改善。參考電力市場化發達地區如歐美電價變化趨勢，電力平均價格持續穩步增長，發電企業盈利能力有望得到根本改善。市場化交易電量大幅提升，電力營收彈性增強。2021年10月12日，國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，在發電側提出有序放開全部燃煤發電電量上網電價，燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，在用電側提出有序推動工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。2022年1-5月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量20229.2億千瓦時，同比增長48.4%，占全社會用電量比重為60.3%，同比提高18.1個百分點。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為16529.6億千瓦時，同比增長48.8%。受益于電力供需關系緊張導致的電價上漲，電力企業營收彈性有望受益于市場化交易電量占比提升。電力供需持續緊張，電價上浮較為普遍。為緩解火電企業經營壓力、保障我國電力安全，在電改的本質要求和發電成本大幅上漲的背景下，2021年7月，各地陸續取消電價“暫不上浮”的規定，允許市場化交易電價上浮10%；10月，國家正式規定電價上浮范圍由10%提升至20%，進一步提高了市場化交易電價上下波動范圍。根據各地公布的電網代理售電價格，全國絕大部分地區的電網代理購電價格均較當地燃煤基準電價實現了不同程度的上浮，特別是隨著我國二季度疫情恢復，全國平均電網代理購電價格已連續兩個月實現上漲，平均提升幅度達11.4%，7月份浙江、上海、安徽、天津、河南、海南等地均實現了不低于20%的漲幅，電價提升預計將有效提升各類發電企業的運營收益。3.電價上浮疊加成本改善，火電業績有望困境反轉3.1.煤電裝機品質優良，區位資源優勢明顯煤電機組大量沿海分布，靠近經濟發達地區。公司火電機組布局國內多個省市，截至2021年底，公司境內煤電機組分布在全國22個省、自治區和直轄市。2021年發電量排名前列的省份依次為山東、江蘇、浙江、廣東、江西、福建、上海，占比依次為21.24%、8.50%、7.86%、7.02%、5.58%、5.23%、4.97%，前6大省份除江西外均位于我國東部及南部地區，經濟較為發達，機組利用率較高，盈利能力較強。此外，公司擁有的諸多港口及碼頭資源，有利于公司同一庫存、發揮淡儲旺耗的功能，進一步提升公司盈利能力。機組性能較為先進，煤電裝機持續增長。公司燃煤機組中，超過54%是60萬千瓦以上的大型機組，包括16臺已投產的世界最先進的百萬千瓦等級的超超臨界機組、國內蒸汽參數最高的66萬千瓦高效超超臨界燃煤機組和國內首次采用的超超臨界二次再熱燃煤發電機組。在火電機組中，30萬千瓦以下等級的占比5.73%，30萬千瓦等級的占比39.43%，60萬千瓦等級的占比37.10%，100萬千瓦等級的占比17.74%，60萬及以上千瓦等級的機組占比超過50%。2021年12月，公司瑞金電廠二期工程（2臺100萬千瓦超超臨界高效二次再熱機組）全部建成投運，占2021年底公司境內煤電總裝機2.2%，預計2022年全年貢獻業績增量。公司目前煤電主要在建工程包括青島董家口2臺35萬千瓦熱電聯產項目、上海石洞口第一電廠2×65萬千瓦等容量煤電替代項目。3.2.電力量價齊升，燃料成本控制效果顯著受益于電改深化，公司市場化電量及占比加速提升。隨著電改深化，燃煤發電電量原則上全部進入市場，公司燃煤發電電量占比高達88.3%，市場化交易電量及占比大幅提升。2021年及2022年一季度境內電廠市場化交易電量分別為2651、958億千瓦時，占比分別為61.63%、88.92%。我國主要旗艦上市公司中，市場化交易電量占比同樣獲得較大幅度提升，2022年一季度國電電力、華電國際、大唐發電市場化交易電量占比分別為94.1%、85.75%、84.93%。電價上浮限制放松，售電價格應聲上漲。主要受益于電價上浮范圍擴大，疊加電力需求旺盛、全社會用電量同比快速增長、成本端燃料價格高企等因素，公司向下游傳導煤價上漲導致的成本增加成效明顯，2021年及2022年一季度公司中國境內各運行電廠平均上網結算電價分別為431.88、501.96元/兆瓦時（含稅），同比分別上升4.41%、19.47%。我國主要旗艦上市公司中，平均上網電價均獲得較大幅度提升，2021年及2022年一季度電價平均漲幅分別為6.24%、21.17%。由于去年國內外煤價大幅上漲，燃料成本增長拉低公司毛利率。主要由于動力煤供需緊張及國內外局勢，2021年，公司燃料成本為1465.39億元，較上年同期增長64.71%；公司燃料成本占總成本比例為73.54%，較上年增長8.38%。2021年公司境內燃料成本同比增加571.97億元，其中售電燃料成本增加525.32億元，供熱等燃料成本增加46.65億元；境內電廠售電單位燃料成本為316.36元/千千瓦時，較上年同期上漲51.32%。公司電力及熱力業務比重較大，營收占比95%左右，2021年燃料費用占電力及熱力業務成本比重達76%，占公司總成本比例高達71%，燃料費用的大幅上漲嚴重拉低了公司的毛利率水平，公司整體毛利率由2020年17.44%大幅下降至-0.33%。同業公司來看，燃料采購標煤單價均有較大幅度上漲。3.3.收入提升成本改善，電力業務困境反轉煤價負面影響巨大，21Q4煤價高企加劇煤電業務虧損。主要受2021年四季度煤價過高過快上漲影響，公司煤電板塊21Q4大幅虧損176億元，而21Q1-3虧損額為36億，四季度虧損額為前三季度累計虧損額的3.9倍。除煤電板塊之外，公司其他電力業務板塊21Q4合計實現凈利潤16億元，全年實現凈利潤61億元。22Q1業績降幅收窄，全年有望逐季改善。主要受益于電價較大幅度提升，疊加煤價相對去年四季度環比回落，公司一季度虧損11億，同比下降118%，較去年全年降幅322%大幅收窄。其中，煤機板塊虧損約32.7億元，燃機板塊盈利約2.2億元，風電板塊盈利超過15億元，光伏板塊約1.6億元，水電和生物質基本盈虧平衡。此外，公司22Q1毛利率、扣非凈利率、扣非ROE同比降幅均相比2021年收窄。同業公司來看，22Q1業績均相比去年全年回升。隨著公司持續依據303號文進行煤炭合同換改簽工作，預計落在合理價格區間內的合同占比將逐步提升，公司燃料采購價格有望環比持續下降，疊加電力供需緊張導致電價維持高位，公司2022年業績有望實現逐季改善。4.新能源裝機快速增長，打造第二成長曲線4.1.新能源全國布局，裝機規模快速增長積極發展新能源，占比持續提升。公司近年來大力實施清潔能源轉型戰略，2021年新增投運風電裝機240.345萬千瓦、光伏裝機79.9萬千瓦，權益裝機占比分別達47%、12%。截至2021年底，公司風力發電機組裝機容量為1053.5萬千瓦（其中海上風電201.2萬千瓦）、光伏發電機組裝機容量為331.13萬千瓦；2021年風電、光伏發電量分別為208.34、35.82億千瓦時，同比分別上升47.7%、49.8%，售電量分別為198.67、34.08萬千瓦，同比分別上升46.8%、46.9%。2022年一季度，公司新能源繼續快速發展，新增風電、光伏裝機分別為149.17、89.03萬千瓦，權益裝機占比分別達61%、37%，上網電量分別為62.6、10.87億千瓦時，同比分別上升17.89%、59.03%。公司預計2022年新增新能源裝機803萬千瓦，其中風電303萬千瓦、光伏500萬千瓦。新能源分布較為廣泛，利用小時數高于全國平均水平。公司新能源機組廣泛分布于全國25個省、自治區和直轄市，其中風電裝機分布于19個省市，2021年發電量排名前5位的分別是江蘇、河南、甘肅、山東、黑龍江，占公司風電總發電量的63.04%；光伏裝機同樣分布于19個省市，2021年發電量排名前5位的分別是山西、山東、江西、貴州、江蘇，占公司光伏總發電量的70.93%。利用小時數方面，公司風電、光伏利用小時數均高于全國平均水平，2021年分別為2250、1286小時，全國平均水平分別為2246、1163小時。風光毛利率趨同，電價隨平價項目增多降低。公司近年來新能源業務毛利率基本保持穩定，風電略有上升、光伏略有下降，2021年由于風資源情況強于往年，光資源弱于往年，風電毛利率反超光伏，毛利率分別為61.53%、59.69%。預計后續隨著新能源成本不斷降低，毛利率或將保持穩定或提升。平均上網電價方面，隨著補貼退坡，光伏平均上網電價降幅較大，目前略高于風電，2021年風電光伏平均上網電價分別為0.51、0.57元/度。預計隨著新投產項目均為平價項目，新能源平均上網電價或將走低，但降幅預計逐步降低。海風裝機快速增長，大部分裝機可享受國補。2017年，公司第一個海上風電項目江蘇鹽城大豐300MW海風項目成功并網，2019-2021年海風裝機分別新增30、30、111.2萬千瓦，公司預計2022年新增海風裝機135千瓦左右。目前公司大部分海風裝機均于2021年底之前并網，預計能夠全額獲取海風電價補貼。4.2.新能源發展目標遠大，綠電轉型提升成長屬性各大央企發力新能源，華能集團進展順利。為助力實現能源結構轉型，如期實現國家“雙碳”目標，各大電力集團基本上均制定了十四五清潔能源發展規劃，轉型趨勢明顯。2021年12月30日，國資委印發《關于推進中央企業高質量發展做好碳達峰碳中和工作的指導意見》，要求到2025年中央企業可再生能源發電裝機比重達到50%以上。華能集團重要上市平臺，公司地位舉足輕重。華能集團目前下屬5家上市公司中，電力企業有3家，其中華能水電主要專注于發展水電并依托水電打造水風光綜合能源基地，內蒙華電目前經營范圍集中于內蒙古地區，公司作為華能集團旗艦上市公司，裝機占比較高，地位舉足輕重。截至2022年4月，華能集團新能源裝機累計并網超過4640萬千瓦，截至2022年3月，公司新能源裝機量1623萬千瓦，超過集團1/3。根據公司規劃，2025年末，公司新能源裝機達到5500萬千瓦，新能源裝機占比達到34%，“十四五”期間將新增超過4400萬千瓦新能源裝機，占集團新增新能源裝機規劃的55%。多重因素擾動裝機進度，儲備項目較為充足。作為公司發展新能源業務的重要平臺，公司計劃“十四五”期間新增新能源裝機4000萬千瓦，占集團總規劃的一半。2021年，主要由于“十四五”開局之年各地發展規劃落地時間較晚、光伏組件價格上漲、施工資源緊張以及極端天氣和疫情擾動等原因，按照并網口徑公司去年未能完成裝機目標，僅新增320萬千瓦新能源裝機。然而由于去年四季度進入試運營但未完成240小時考核標準的機組納入統計范圍，公司22Q1新增并網新能源裝機238萬千瓦，占全年新增新能源裝機803萬千瓦目標的30%。據公司統計，2021年公司共獲取新能源項目核準備案的項目規模超過2500萬千瓦，占“十四五”計劃新增新能源裝機規模的62.5%，此外截至2021年底公司有234萬千瓦新能源項目納入國家第一批風光大基地建設，其中風電約135萬千瓦、光伏約100萬千瓦。后續隨著項目持續獲取以及憑借公司背景加持，公司新能源儲備項目規模或仍將快速增長，滿足公司“十四五”規劃要求。宏觀利率下行趨勢明顯，公司資金成本持續走低。電力行業屬于資本密集型行業，發展新能源所需資金數額較大，為最大程度利用自有資金，業內一般采用20%資本金+80%債務融資的方式籌集項目開發所需資金，資金成本對項目資本金IRR影響較大。主要受近年來宏觀利率下行因素影響，疊加公司穩定的AAA信用評級以及強大的股東背景，公司整體融資利率水平維持較低水平且不斷走低，22Q1公司資金成本率環比下降了6pcts。除金融負債外，公司曾發行480億永續債作為權益工具，保持了公司資產負債率的穩定。同業方面，公司債務融資成本（財務費用/有息負債）及財務費用率均較低，通過債務融資發展新能源有一定資金成本優勢。資本開支向新能源傾斜，充沛現金流提供有力支撐。為保障新能源裝機快速增長，公司2022年風電、光伏計劃資本開支合計達312.58億元，較2021年實際資本開支提升14.2%，能夠支撐約30GW新能源項目開工，其中一季度已完成41億元。現金流方面，由于去年煤價大幅上漲，公司經營性現金流凈額（CFO）同比下降85.65%，隨著一季度煤價環比下降及電價提升，公司22Q1現金流同比降幅收窄至26.19%，達到84億元，根據推算，今年公司CFO預計將達到300億元以上。除自身造血能力較強外，公司融資渠道暢通，在去年CFO大幅降低的情況下，借款融資、債券融資分別同比增長19.68%、143.13%，有效補充了公司現金，保障了公司正常運營和資本開支。此外，為盤活已有資產、降低資產負債率、補充現金流，公司擬發行交易所權益并表型類REITs，目前正在進行管理人招標工作。公司作為五大發電集團上市平臺，有望先期享受國家新能源補貼發放及留抵退稅政策，公司現金流有望得到進一步補充。5.裝機多元布局，ESG表現突出5.1.氣電業務穩步擴張，水電受益來水偏豐燃機發電量同比大幅提升，氣電業務持續擴張。公司境內燃氣電廠分布與全國11個省、自治區、直轄市，其中北京、天津、廣東、重慶、山西發電量位居前五，占境內燃機總發電量比重81.37%。截止2021年底，公司天然氣發電裝機容量為1224.26萬千瓦，占總裝機比例10.31%，境內天然氣發電裝機容量為1036.67萬千瓦，占境內總裝機比例為8.99%；2021年發電量2755.87億千瓦時，占比6.03%，同比提升23.45%。公司在氣源氣價落實、環保要求嚴、電價承受能力強、調峰需求大的地區，重點布局氣電項目。在燃機裝機規模較大的區域，綜合考慮利用既有管道天然氣、LNG接收站、自建LNG接收站，或與上游供氣方合作開發等方式，探索氣、電一體化發展模式。目前主要在建項目為洋浦天然氣熱電聯產項目，裝機容量2×495MW。水電分布較為集中，今年來水偏豐發電量漲幅較大。公司水電機組按發電量排序分布于湖南、湖北、安徽、海南、吉林、云南、遼寧6省，其中海南、湖北、安徽合計占比74.05%。截止2022年3月底，公司水電裝機容量為36.95萬千瓦，占比0.31%。主要由于來水偏枯，2021年水電發電量為9.25億千瓦時，同比減少4.54%。主要受益于來水偏豐，22Q1水電上網電量1.88億千瓦時，同比上升41.35%。5.2.境外業務表現亮眼，煤