华能国际研究报告：电力龙头厚积薄发绿色转型行稳致远

华能国际研究报告：电力龙头厚积薄发，绿色转型行稳致远1.华能集团旗舰上市平台，新能源转型成效显著1.1.装机容量全国第一，火电为主绿电为辅历史悠久底蕴深厚，火电装机全球领先。公司成立于1994年6月30日，全称华能国际电力股份有限公司，先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，是我国最大的上市发电公司之一，在五大发电集团各自旗舰上市平台中，公司总资产及营收均位列第一。截至2021年末，公司拥有可控发电装机容量11869.5万千瓦，权益发电装机容量10387.5万千瓦，其中燃煤装机9211.83万千瓦，包括16台已投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组，发电技术及装机规模全球领先。公司中国境内电厂广泛分布在26个省、自治区和直辖市，主要位于沿海沿江经济发达地区；海外业务方面，公司全资拥有新加坡最大的三家发电公司之一中新电力，总装机200.94万千瓦，此外负责运营巴基斯坦萨希瓦尔2台660兆瓦燃煤机组。高煤价致电热业务亏损，境外电厂盈利能力突出。公司主营构成中，电力及热力业务占比达94%以上，此外还有少量港口及运输服务业务。2021年，主要由于煤价大幅上涨，公司电力及热力业务毛利率大幅下降至-2.79%，同比降低18.37pcts。分区域看，2021年公司中国大陆营业收入为1785.15亿元，毛利率为-3.17%；境外业务盈利能力突出，新加坡业务实现营业收入163亿元，同比增长50.21%，实现净利润1.25亿元；巴基斯坦业务实现营业收入52亿元，同比增长26.94%，实现净利润7.62亿元，部分对冲了国内电厂亏损。1.2.背靠央企华能集团，股权结构较为完善华能集团间接控股，合计持股46.23%。公司由中国华能集团通过华能国际电力开发公司（简称华能开发）间接控股，间接持股比例36.32%，直接持股比例9.91%，合计46.23%。中国华能集团由国务院国资委全资控股，位列国资委央企名录第17位，在我国所有发电集团中排名第一。据公司2022年一季报，华能开发为公司第一大股东，持股比例32.28%，华能集团直接持有华能开发75%的股份，间接持有25%的股份；中国华能集团香港有限公司由华能集团100%控股，持有华能国际股权比例为3.01%；华能集团直接持有华能国际股权比例为9.91%，为公司第三大股东。人事方面，公司现任董事长赵克宇曾任华能集团规划发展部主任、办公厅主任、党组办公室主任兼党组秘书，公司前任董事长舒印彪曾任国家电网董事长，现任华能集团董事长，公司主要领导在集团有关部门担任要职凸显公司在集团层面的重要性，公司作为华能集团最大的上市平台有望获得集团的有力支持。华能集团为世界最大火电运营商，积极实施新能源转型。中国华能集团创立于1985年，为世界最大火电运营商，2020年末火电装机量1.37亿千瓦，目前华能集团可控装机超过2亿千瓦，煤炭产能超过1亿吨/年，供热面积超过9亿平方米，资产总额1.31万亿元，拥有58家二级单位、480余家三级企业，5家上市公司（分别为华能国际、内蒙华电、新能泰山、华能水电、长城证券），员工13万人。华能集团积极实施能源结构转型，把清洁能源作为主攻方向，以“三型”“三化”大型能源基地开发为主要路径，目前新能源累计并网超过4640万千瓦，2021年以来，新增核准备案项目突破5000万千瓦，实体开工建设突破2000万千瓦，为实现“十四五”新增8000万千瓦新能源装机目标奠定了坚实的基础。1.3.煤价暴涨压制利润，22Q1业绩同比改善偿债能力下滑，公司借款逐年减少。公司近年来资产负债率保持稳定，2021年由于煤价大幅上涨，公司资产负债率和借款总额均有增加，22Q1底资产负债率74.76%，有息负债率为60.17%，同比分别提升7.01、5.20pcts。公司财务费用占期间费用比例超过一半，财务费用率及期间费用率均呈下降趋势，盈利能力不断提升。现金流方面，公司2020年经营性现金流净额达420.5亿元，2021年由于煤价大幅上涨CFO下降至60.3亿元，同比降低85.65%，22Q1回升至84.0亿元，同比降幅收窄至26.19%。公司近年来资本开支稳步增长，公司CFO+CFF大于资本开支，造血能力及融资能力较强，能够满足公司扩张所需资金。2.以煤为主新能源快速发展，多措并举确保能源安全2.1.必须端牢能源饭碗，煤炭火电地位提升煤炭构成我国能源生产消费主体，为我国能源安全压舱石。我国是典型“富煤、贫油、少气”的国家，2021年煤炭生产总量占我国能源生产总量的67.0%，同比下降0.5个百分点，是原油和天然气产量之和的5.3倍。同时，煤炭也是我国最主要的能源来源，占比虽整体呈下降趋势，但2021年煤炭消费总量仍占我国能源消费总量的56.0%，同比下降0.9个百分点，但仍为原油和天然气消费量之和的2.0倍。我国煤炭自给率常年维持90%以上，2016年以来逐年上升，进口占比逐年降低。电力是我国煤炭最主要用途，煤炭消费占比过半。我国煤炭主要用于动力煤消费和炼焦煤消费，且近十几年来占比逐渐提升，目前原煤产量中约90%用于动力煤消费。动力煤主要用于电力、热力、建材、化工、冶金等行业，其中电力行业是我国煤炭最主要用途，电力行业动力煤消费量占动力煤总消费量的60%以上，占原煤产量55%左右，超过所有其他行业之和。我国电力行业以火电为主，煤电装机占比近半。长期以来，我国电源结构以火力发电为主，2010年前基本保持在80-90%，2010年起随着新能源装机量不断增长，火电发电量占比逐步下降，占比随月份变化稍有不同，一般来讲冬春季发电量占比高于夏秋季，主要由于水电出力具有季节性，丰水期水电出力挤占火电出力。2021年火电发电量5.77万亿千瓦时，占全国发电量比例达71.13%。装机情况来看，近年来我国火电及煤电装机占总装机比例不断下降，2019年火电装机占比首次低于60%，2020年煤电装机占比首次低于50%，2021年煤电装机占比首次低于非化石能源装机占比。虽然以煤电为代表的火电的发电量及装机量占比均不断下降，但仍远超其他电源，依旧构成我国电力行业主体。“先立后破”

纠偏“运动式减碳”，传统能源价值重获肯定。主要由于能耗指标限制以及煤炭供给不足，2021年频发的拉闸限电给经济发展和人民生活带来了比较大的影响。国家多次提出“先立后破”、纠正“运动式减碳”、“能源的饭碗必须端在自己手里”以及“决不允许出现拉闸限电”，明确传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情,要确保能源供应。煤炭是保障我国能源安全的压舱石，煤电是我国电力行业的基石，为保证国家正常发展，在新型低碳生产方式建立之前，煤炭及煤电仍将发挥重要作用。2.2.煤炭火电相反相成，保供稳价成效初显煤炭供给侧改革深化，供需关系紧张。我国煤炭行业长期处于“多、小、散”的局面，小型煤炭生产企业众多，具有一定规模的煤炭生产企业数量比较少。2016年，国家开始煤炭供给侧改革，行业集中度大幅提升，新增产能严格受限。2011-2020我国原煤产量年复合增长率CAGR仅为0.88%，远低于同期我国火力发电量CAGR3.31%，以及GDPCAGR7.26%。去年煤炭供需关系紧张，火电行业出现巨额亏损。由于燃料采购成本占火力发电成本较高，火电行业利润随煤价波动相关性较大，历史上电力行业往往与煤炭行业利润呈较为明显的反向变化关系。2021年动力煤供需关系失衡，煤价整体保持上涨态势，电力行业出现大幅亏损。据中电联统计，2021年全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右，8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，8-11月部分大型发电集团的煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右。五大发电集团中，除国家能源集团凭借煤炭板块实现净利润同比增长6.89%外，其他发电集团净利润均出现同比大幅下滑。此外，五大发电集团资产负债率均有所提高。确保能源安全切实保供稳价，多措并举煤价涨势得以遏制。为促进煤价回归正常范围，保障我国能源安全，国家密集出台了一系列针对性政策，如加快释放煤炭产能、确定煤价合理区间、免除进口煤关税、电煤长协全覆盖、增加煤电保供专项再贷款。自去年9月份以来,我国共核增煤炭产能2.2亿吨左右，并增加应急产能约1亿吨，2021年我国原煤产量同比增长5.92%，增速创2011年以来新高，2022年1-5月累计同比增速10.4%，连续4个月保持两位数增长。煤炭开采和洗选业固定资产投资额2022年1-5月累计同比大幅增长40.7%，煤炭产能有望进一步加速释放。库存方面，秦皇岛港库存煤炭回升至570万吨的正常水平，略高于过去两年。预计随着政策效果逐步显现，煤炭供需关系有望得到明显改善。煤价回落较为明显，燃料成本有望控制在合理范围。秦皇岛5500大卡下水煤年度长协价自2021年10月以来持续回落，2022年7月长协价为719元/吨，2022年1-7月平均价格721.00元/吨，同比增长19.97%，相比2021年增长11.21%。主要受国际局势及供需关系影响，国际煤价大幅提升，进口煤价突破历史新高，国内外煤价持续倒挂，未来随国际紧张局势缓解，海外煤价有望回落。综合国内外情况，电煤价格有望控制在合理范围内，火电企业燃料成本同比增速有望持续下降并转负。2.3.电改深化电价上浮，行业逻辑大幅改善电改加速推进，电力商品属性逐步还原。去年以来，随着“双碳”目标的提出与逐步落实，我国电力市场化改革进程明显加快。国家发改委、国家能源局密集出台了一些列电改有关政策文件，进一步完善了电力交易规则，2021年10月扩大燃煤发电市场交易价格为基准价上下浮动原则上均不超过20%，且进一步规定高耗能企业及现货交易电价不受上浮20%限制，困扰电力行业多年的电价问题得到初步解决，能涨能跌的电价市场化运作机制进一步完善，电力商品属性逐渐增强，电力行业逻辑得到较大改善。参考电力市场化发达地区如欧美电价变化趋势，电力平均价格持续稳步增长，发电企业盈利能力有望得到根本改善。市场化交易电量大幅提升，电力营收弹性增强。2021年10月12日，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革的通知》，在发电侧提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，在用电侧提出有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。2022年1-5月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量20229.2亿千瓦时，同比增长48.4%，占全社会用电量比重为60.3%，同比提高18.1个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为16529.6亿千瓦时，同比增长48.8%。受益于电力供需关系紧张导致的电价上涨，电力企业营收弹性有望受益于市场化交易电量占比提升。电力供需持续紧张，电价上浮较为普遍。为缓解火电企业经营压力、保障我国电力安全，在电改的本质要求和发电成本大幅上涨的背景下，2021年7月，各地陆续取消电价“暂不上浮”的规定，允许市场化交易电价上浮10%；10月，国家正式规定电价上浮范围由10%提升至20%，进一步提高了市场化交易电价上下波动范围。根据各地公布的电网代理售电价格，全国绝大部分地区的电网代理购电价格均较当地燃煤基准电价实现了不同程度的上浮，特别是随着我国二季度疫情恢复，全国平均电网代理购电价格已连续两个月实现上涨，平均提升幅度达11.4%，7月份浙江、上海、安徽、天津、河南、海南等地均实现了不低于20%的涨幅，电价提升预计将有效提升各类发电企业的运营收益。3.电价上浮叠加成本改善，火电业绩有望困境反转3.1.煤电装机品质优良，区位资源优势明显煤电机组大量沿海分布，靠近经济发达地区。公司火电机组布局国内多个省市，截至2021年底，公司境内煤电机组分布在全国22个省、自治区和直辖市。2021年发电量排名前列的省份依次为山东、江苏、浙江、广东、江西、福建、上海，占比依次为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国东部及南部地区，经济较为发达，机组利用率较高，盈利能力较强。此外，公司拥有的诸多港口及码头资源，有利于公司同一库存、发挥淡储旺耗的功能，进一步提升公司盈利能力。机组性能较为先进，煤电装机持续增长。公司燃煤机组中，超过54%是60万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界机组、国内蒸汽参数最高的66万千瓦高效超超临界燃煤机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组。在火电机组中，30万千瓦以下等级的占比5.73%，30万千瓦等级的占比39.43%，60万千瓦等级的占比37.10%，100万千瓦等级的占比17.74%，60万及以上千瓦等级的机组占比超过50%。2021年12月，公司瑞金电厂二期工程（2台100万千瓦超超临界高效二次再热机组）全部建成投运，占2021年底公司境内煤电总装机2.2%，预计2022年全年贡献业绩增量。公司目前煤电主要在建工程包括青岛董家口2台35万千瓦热电联产项目、上海石洞口第一电厂2×65万千瓦等容量煤电替代项目。3.2.电力量价齐升，燃料成本控制效果显著受益于电改深化，公司市场化电量及占比加速提升。随着电改深化，燃煤发电电量原则上全部进入市场，公司燃煤发电电量占比高达88.3%，市场化交易电量及占比大幅提升。2021年及2022年一季度境内电厂市场化交易电量分别为2651、958亿千瓦时，占比分别为61.63%、88.92%。我国主要旗舰上市公司中，市场化交易电量占比同样获得较大幅度提升，2022年一季度国电电力、华电国际、大唐发电市场化交易电量占比分别为94.1%、85.75%、84.93%。电价上浮限制放松，售电价格应声上涨。主要受益于电价上浮范围扩大，叠加电力需求旺盛、全社会用电量同比快速增长、成本端燃料价格高企等因素，公司向下游传导煤价上涨导致的成本增加成效明显，2021年及2022年一季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价分别为431.88、501.96元/兆瓦时（含税），同比分别上升4.41%、19.47%。我国主要旗舰上市公司中，平均上网电价均获得较大幅度提升，2021年及2022年一季度电价平均涨幅分别为6.24%、21.17%。由于去年国内外煤价大幅上涨，燃料成本增长拉低公司毛利率。主要由于动力煤供需紧张及国内外局势，2021年，公司燃料成本为1465.39亿元，较上年同期增长64.71%；公司燃料成本占总成本比例为73.54%，较上年增长8.38%。2021年公司境内燃料成本同比增加571.97亿元，其中售电燃料成本增加525.32亿元，供热等燃料成本增加46.65亿元；境内电厂售电单位燃料成本为316.36元/千千瓦时，较上年同期上涨51.32%。公司电力及热力业务比重较大，营收占比95%左右，2021年燃料费用占电力及热力业务成本比重达76%，占公司总成本比例高达71%，燃料费用的大幅上涨严重拉低了公司的毛利率水平，公司整体毛利率由2020年17.44%大幅下降至-0.33%。同业公司来看，燃料采购标煤单价均有较大幅度上涨。3.3.收入提升成本改善，电力业务困境反转煤价负面影响巨大，21Q4煤价高企加剧煤电业务亏损。主要受2021年四季度煤价过高过快上涨影响，公司煤电板块21Q4大幅亏损176亿元，而21Q1-3亏损额为36亿，四季度亏损额为前三季度累计亏损额的3.9倍。除煤电板块之外，公司其他电力业务板块21Q4合计实现净利润16亿元，全年实现净利润61亿元。22Q1业绩降幅收窄，全年有望逐季改善。主要受益于电价较大幅度提升，叠加煤价相对去年四季度环比回落，公司一季度亏损11亿，同比下降118%，较去年全年降幅322%大幅收窄。其中，煤机板块亏损约32.7亿元，燃机板块盈利约2.2亿元，风电板块盈利超过15亿元，光伏板块约1.6亿元，水电和生物质基本盈亏平衡。此外，公司22Q1毛利率、扣非净利率、扣非ROE同比降幅均相比2021年收窄。同业公司来看，22Q1业绩均相比去年全年回升。随着公司持续依据303号文进行煤炭合同换改签工作，预计落在合理价格区间内的合同占比将逐步提升，公司燃料采购价格有望环比持续下降，叠加电力供需紧张导致电价维持高位，公司2022年业绩有望实现逐季改善。4.新能源装机快速增长，打造第二成长曲线4.1.新能源全国布局，装机规模快速增长积极发展新能源，占比持续提升。公司近年来大力实施清洁能源转型战略，2021年新增投运风电装机240.345万千瓦、光伏装机79.9万千瓦，权益装机占比分别达47%、12%。截至2021年底，公司风力发电机组装机容量为1053.5万千瓦（其中海上风电201.2万千瓦）、光伏发电机组装机容量为331.13万千瓦；2021年风电、光伏发电量分别为208.34、35.82亿千瓦时，同比分别上升47.7%、49.8%，售电量分别为198.67、34.08万千瓦，同比分别上升46.8%、46.9%。2022年一季度，公司新能源继续快速发展，新增风电、光伏装机分别为149.17、89.03万千瓦，权益装机占比分别达61%、37%，上网电量分别为62.6、10.87亿千瓦时，同比分别上升17.89%、59.03%。公司预计2022年新增新能源装机803万千瓦，其中风电303万千瓦、光伏500万千瓦。新能源分布较为广泛，利用小时数高于全国平均水平。公司新能源机组广泛分布于全国25个省、自治区和直辖市，其中风电装机分布于19个省市，2021年发电量排名前5位的分别是江苏、河南、甘肃、山东、黑龙江，占公司风电总发电量的63.04%；光伏装机同样分布于19个省市，2021年发电量排名前5位的分别是山西、山东、江西、贵州、江苏，占公司光伏总发电量的70.93%。利用小时数方面，公司风电、光伏利用小时数均高于全国平均水平，2021年分别为2250、1286小时，全国平均水平分别为2246、1163小时。风光毛利率趋同，电价随平价项目增多降低。公司近年来新能源业务毛利率基本保持稳定，风电略有上升、光伏略有下降，2021年由于风资源情况强于往年，光资源弱于往年，风电毛利率反超光伏，毛利率分别为61.53%、59.69%。预计后续随着新能源成本不断降低，毛利率或将保持稳定或提升。平均上网电价方面，随着补贴退坡，光伏平均上网电价降幅较大，目前略高于风电，2021年风电光伏平均上网电价分别为0.51、0.57元/度。预计随着新投产项目均为平价项目，新能源平均上网电价或将走低，但降幅预计逐步降低。海风装机快速增长，大部分装机可享受国补。2017年，公司第一个海上风电项目江苏盐城大丰300MW海风项目成功并网，2019-2021年海风装机分别新增30、30、111.2万千瓦，公司预计2022年新增海风装机135千瓦左右。目前公司大部分海风装机均于2021年底之前并网，预计能够全额获取海风电价补贴。4.2.新能源发展目标远大，绿电转型提升成长属性各大央企发力新能源，华能集团进展顺利。为助力实现能源结构转型，如期实现国家“双碳”目标，各大电力集团基本上均制定了十四五清洁能源发展规划，转型趋势明显。2021年12月30日，国资委印发《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，要求到2025年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上。华能集团重要上市平台，公司地位举足轻重。华能集团目前下属5家上市公司中，电力企业有3家，其中华能水电主要专注于发展水电并依托水电打造水风光综合能源基地，内蒙华电目前经营范围集中于内蒙古地区，公司作为华能集团旗舰上市公司，装机占比较高，地位举足轻重。截至2022年4月，华能集团新能源装机累计并网超过4640万千瓦，截至2022年3月，公司新能源装机量1623万千瓦，超过集团1/3。根据公司规划，2025年末，公司新能源装机达到5500万千瓦，新能源装机占比达到34%，“十四五”期间将新增超过4400万千瓦新能源装机，占集团新增新能源装机规划的55%。多重因素扰动装机进度，储备项目较为充足。作为公司发展新能源业务的重要平台，公司计划“十四五”期间新增新能源装机4000万千瓦，占集团总规划的一半。2021年，主要由于“十四五”开局之年各地发展规划落地时间较晚、光伏组件价格上涨、施工资源紧张以及极端天气和疫情扰动等原因，按照并网口径公司去年未能完成装机目标，仅新增320万千瓦新能源装机。然而由于去年四季度进入试运营但未完成240小时考核标准的机组纳入统计范围，公司22Q1新增并网新能源装机238万千瓦，占全年新增新能源装机803万千瓦目标的30%。据公司统计，2021年公司共获取新能源项目核准备案的项目规模超过2500万千瓦，占“十四五”计划新增新能源装机规模的62.5%，此外截至2021年底公司有234万千瓦新能源项目纳入国家第一批风光大基地建设，其中风电约135万千瓦、光伏约100万千瓦。后续随着项目持续获取以及凭借公司背景加持，公司新能源储备项目规模或仍将快速增长，满足公司“十四五”规划要求。宏观利率下行趋势明显，公司资金成本持续走低。电力行业属于资本密集型行业，发展新能源所需资金数额较大，为最大程度利用自有资金，业内一般采用20%资本金+80%债务融资的方式筹集项目开发所需资金，资金成本对项目资本金IRR影响较大。主要受近年来宏观利率下行因素影响，叠加公司稳定的AAA信用评级以及强大的股东背景，公司整体融资利率水平维持较低水平且不断走低，22Q1公司资金成本率环比下降了6pcts。除金融负债外，公司曾发行480亿永续债作为权益工具，保持了公司资产负债率的稳定。同业方面，公司债务融资成本（财务费用/有息负债）及财务费用率均较低，通过债务融资发展新能源有一定资金成本优势。资本开支向新能源倾斜，充沛现金流提供有力支撑。为保障新能源装机快速增长，公司2022年风电、光伏计划资本开支合计达312.58亿元，较2021年实际资本开支提升14.2%，能够支撑约30GW新能源项目开工，其中一季度已完成41亿元。现金流方面，由于去年煤价大幅上涨，公司经营性现金流净额（CFO）同比下降85.65%，随着一季度煤价环比下降及电价提升，公司22Q1现金流同比降幅收窄至26.19%，达到84亿元，根据推算，今年公司CFO预计将达到300亿元以上。除自身造血能力较强外，公司融资渠道畅通，在去年CFO大幅降低的情况下，借款融资、债券融资分别同比增长19.68%、143.13%，有效补充了公司现金，保障了公司正常运营和资本开支。此外，为盘活已有资产、降低资产负债率、补充现金流，公司拟发行交易所权益并表型类REITs，目前正在进行管理人招标工作。公司作为五大发电集团上市平台，有望先期享受国家新能源补贴发放及留抵退税政策，公司现金流有望得到进一步补充。5.装机多元布局，ESG表现突出5.1.气电业务稳步扩张，水电受益来水偏丰燃机发电量同比大幅提升，气电业务持续扩张。公司境内燃气电厂分布与全国11个省、自治区、直辖市，其中北京、天津、广东、重庆、山西发电量位居前五，占境内燃机总发电量比重81.37%。截止2021年底，公司天然气发电装机容量为1224.26万千瓦，占总装机比例10.31%，境内天然气发电装机容量为1036.67万千瓦，占境内总装机比例为8.99%；2021年发电量2755.87亿千瓦时，占比6.03%，同比提升23.45%。公司在气源气价落实、环保要求严、电价承受能力强、调峰需求大的地区，重点布局气电项目。在燃机装机规模较大的区域，综合考虑利用既有管道天然气、LNG接收站、自建LNG接收站，或与上游供气方合作开发等方式，探索气、电一体化发展模式。目前主要在建项目为洋浦天然气热电联产项目，装机容量2×495MW。水电分布较为集中，今年来水偏丰发电量涨幅较大。公司水电机组按发电量排序分布于湖南、湖北、安徽、海南、吉林、云南、辽宁6省，其中海南、湖北、安徽合计占比74.05%。截止2022年3月底，公司水电装机容量为36.95万千瓦，占比0.31%。主要由于来水偏枯，2021年水电发电量为9.25亿千瓦时，同比减少4.54%。主要受益于来水偏丰，22Q1水电上网电量1.88亿千瓦时，同比上升41.35%。5.2.境外业务表现亮眼，煤