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上市公司資料
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股票編號 
華潤電力控股有限公司  00836
公司概括
集團主席周俊卿
發行股本(股)4,810M
面值幣種
股票面值
公司業務集團從事開發、建設及經營電廠,包括大型高效的燃煤發電機組及多項清潔及可再生能源項目,以及開發、建設及經營煤礦。

全年業績:
二零一六年,公司擁有人應佔利潤(「淨利潤」)約77.08億港元,較二零一五年的淨利潤約100.25億港元減少23.17億港元或23.1%。二零一六年的每股基本盈利為1.62港元,較二零一五年的每股基本盈利2.10港元下降22.9%。

業務回顧
集團從事開發、建設及經營電廠,包括大型高效的燃煤發電機組、風力發電場、水電站、燃氣發電及光伏發電項目,以及建設及經營煤礦。

二零一六年,全國發電量6.0萬億千瓦時,較二零一五年增長5.2%。其中,火電4.3萬億千瓦時,較二零一五年增長2.4%;風電0.24萬億千瓦時,較二零一五年增長30.1%。

二零一六年,受煤炭行業去產能、國家限制煤炭產量、宏觀經濟尤其是工業生產在下半年開始好轉的影響,國內煤炭市場下半年供應緊張,煤炭價格大幅上漲,但年末國家採取措施之後開始回落。

二零一六年,受火電裝機過剩和水電發電量快速增長等因素影響,全國火電機組的平均利用小時同比下降199小時或4.6%,為4,165小時。集團旗下電廠大部分為高效大型機組,且主要分佈於用電需求較為強勁的地區,具有一定市場優勢。二零一六年,集團旗下全年運營的附屬燃煤電廠滿負荷平均利用小時達到4,922小時,較二零一五年的4,906小時高出0.3%且超出全國火電平均利用小時757小時。

二零一六年,全國風電機組平均利用小時為1,742小時。集團旗下風電場主要位於華東、華中、華南等限電較少區域,全年運營的風電場滿負荷平均利用小時達到2,084小時,超出全國風電機組平均利用小時342小時。

裝機容量增長
於二零一六年十二月三十一日,集團發電廠的運營權益裝機容量由二零一五年底的34,731兆瓦增加至36,184兆瓦。

於二零一六年十二月三十一日,煤電運營權益裝機容量達31,066兆瓦,佔集團總運營權益裝機容量的85.9%,較二零一五年底下降0.8個百分點。風電、燃氣、水電及光伏運營權益裝機容量分別達4,632兆瓦、77兆瓦、280兆瓦及130兆瓦,共佔集團總運營權益裝機容量的14.1%,較二零一五年底提升0.8個百分點。

發電量及售電量
於二零一六年,集團附屬運營發電廠的總發電量為160,571,282兆瓦時,較二零一五年的151,278,105兆瓦時增長6.1%。

按於二零一六年及二零一五年全年投入商業運營的27座附屬燃煤發電廠的同廠同口徑計算,發電量及售電量均增長0.3%。這27座附屬燃煤發電廠於二零一六年的平均滿負荷機組利用小時為4,922小時,較二零一五年的4,906小時增長0.3%。

2016年集團旗下附屬電廠參與直供電的總售電量達到31,212,527兆瓦時,平均直供電電價較參與直供電的電廠的平均電價降幅約為11.0%。隨著電力體制改革的推進,集團加速與控股股東華潤(集團)有限公司(「華潤集團」)旗下業務單元的協同合作,2016年已為包括華潤水泥控股有限公司、華潤微電子有限公司等公司提供直供電服務及在廣東省向電力用戶提供月度集中競價代理服務。2016年,集團旗下附屬電廠為華潤集團系內關連公司提供直供電總量為818,271兆瓦時,佔直供電總量約2.6%。

上網電價下調
自二零一六年一月一日起,中華人民共和國(「中國」)政府對燃煤電廠標杆上網電價進行下調,各地區調整幅度有所差異。集團燃煤電廠所屬區域的電價下調幅度介乎16.5元╱兆瓦時至46.5元╱兆瓦時之間,其中附屬燃煤電廠的標杆上網電價算術平均值下調約32.4元╱兆瓦時,或約7.7%,是造成集團旗下燃煤電廠盈利下降的原因之一。

燃料成本
集團附屬運營燃煤發電廠於二零一六年的平均售電單位燃料成本為每兆瓦時人民幣156.18元,按年增長6.8%。集團附屬運營燃煤發電廠於二零一六年的平均標煤單價為509.86元╱噸,較上年度增長7.8%。

二零一六年,集團旗下附屬燃煤發電廠的平均供電標準煤耗為305.00克╱千瓦時,較二零一五年的306.98克╱千瓦時降低1.98克╱千瓦時或0.6%。

環保費用
於二零一六年,集團附屬燃煤發電廠產生的環保費用總額為人民幣0.95億元,較二零一五年下降21.3%,主要是截至二零一六年十二月三十一日,旗下附屬燃煤電廠共有49台機組合計21,211兆瓦運營權益裝機容量已完成安裝超低排放裝置,佔集團附屬燃煤運營權益裝機容量約78%。

發展可再生能源項目
於二零一六年,集團繼續增加可再生能源項目的投資,包括開發及建設風電場、光伏電站及水力發電項目。於二零一六年底,集團的風電並網裝機容量達5,227兆瓦(其中已完成試運行並正式投入商業運營的權益裝機容量為4,632兆瓦),在建風電容量為473兆瓦;光伏運營權益裝機容量130兆瓦,在建光伏容量為20兆瓦;水電運營權益裝機容量280兆瓦,在建水電權益裝機容量107兆瓦。

煤礦業務
二零一六年,集團附屬及聯營煤礦合共生產約1,474萬噸煤炭(各煤礦產量加總計算),較二零一五年增加了6.0%。其中,附屬煤礦生產了1,246萬噸煤炭,聯營煤礦生產了228萬噸煤炭。

資本開支
二零一六年,集團的現金資本開支合共約169億港元,其中26億港元用於已運營燃煤機組的超低排放、安全節能、供熱改造等技術改造,約64億港元用於燃煤機組的建設,約75億港元用於風電場、光伏電站及水電站的建設,及約4億港元用於煤礦的改造與基建。

業務展望:
預計二零一七年社會用電量增速將保持平穩。電力供需總體寬鬆,部分地區相對過剩。

二零一六年下半年,受煤炭行業去產能、控產量影響,電煤供需形勢從寬鬆逐步轉為偏緊,電煤市場價格急劇上漲。但考慮到煤炭行業整體供大於求的格局仍未打破,且隨著中國政府採取的一系列包括釋放安全高效先進煤礦產量,加快補充各環節煤炭庫存等措施以保障電煤穩定供應,預計二零一七年電煤價格將會較二零一六年底有所回落,並保持平穩。

二零一七年,集團將持續在所有運營電廠推進精益管理,提升運營效率,不斷改善和優化各項生產經營指標,同時進一步降低排放,積極踐行節能減排的社會責任。二零一七年集團計劃對附屬電廠6台權益裝機容量共1,581兆瓦燃煤機組實施超低排放的改造,以進一步降低二氧化硫、氮氧化物及粉塵的排放。

二零一七年集團沒有新的燃煤機組投產。

於二零一六年底,集團在建燃煤電廠項目包括內蒙古五間房兩台660兆瓦超超臨界機組,集團擁有該項目70%股權,預計將於二零一八年內投產;河北曹妃甸二期兩台1,000兆瓦超超臨界機組,集團擁有該項目90%股權,預計將於二零一八年投產;及錦州項目兩台660兆瓦超超臨界機組,集團擁有該項目50%股權,預計將於二零一九年投產。

集團預計2017年開工兩個熱電聯產項目,包括河北運東兩台350兆瓦機組,集團擁有該項目95%的股權,其熱力供應給河北滄州地區的居民用戶。這些熱用戶需要在2018年供熱季獲得熱力供應;及山東東明兩台350兆瓦機組,集團擁有該項目70%的股權,其熱力及蒸汽將供應給位於山東東明地區的石化項目;這些石化項目需要於2019年3月前獲得熱力供應。

集團將於未來繼續增加可再生能源項目的投資,包括開發及建設風電場、光伏電站及水力發電項目。未來,集團目標是每年投產1,100至1,500兆瓦的可再生能源項目,包括風電場及光伏電站。達成上述目標,集團需獲取有關項目的政府核准、且該等項目需滿足公司對回報率底綫、施工條件等要求,並需按預期實施建設計劃,其中部分條件受制於外部環境。集團的目標是2020年以風電為主的可再生能源項目權益裝機容量約佔集團總運營權益裝機容量的25%。

隨著電力體制改革的推進,集團將積極關注售電側逐步放開及新增配電網業務帶來的發展機遇。

根據集團截止報告日的計劃,預計集團於二零一七年的現金資本開支約為156億港元,其中包括約20億港元用於已運營燃煤機組的節能降耗、提升效率之技術改造,包括超低排放技術改造;約50億港元用於燃煤機組的建設;及約86億港元用於風電場、光伏電站及水電站的建設。集團將根據國家的宏觀經濟情況,特別是國內電力的供需狀況、國家對能源及相關行業的政策及集團的戰略掌控資本開支的節奏,並根據外部市場情況及國家宏觀政策等做及時、必要的調整。

根據集團截止報告日的計劃,集團預計於二零一七年底、二零一八年底及二零一九年底的運營權益裝機容量將達到35,500兆瓦、40,500兆瓦及43,900兆瓦。上述預計裝機規模僅為截止報告日的預期,其落實與完成取決於多項外部因素,包括國家對有關項目的核准、該等項目預期的回報率及項目的建設進度。集團將根據國家的宏觀經濟情況,特別是國內電力的供需狀況、國家對能源及相關行業的政策及集團的戰略對未來裝機的增長計劃,包括機組投產的時間及投產機組的類別做出及時的應對和調整。由於集團於現時已擁有較為成熟的運營規模,預計任何單一機組的投產時間的控制與調整不會對集團整體經營與運作造成重大負面影響。
資料來源於上市公司財務報表
更新日期: 2017/06/21
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金融分類 38771.57 435.53
地產分類 39003.58 425.40
公用分類 55623.59 286.69
工商分類 17140.37 222.00
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