华电国际研究报告：扛鼎旧能源涅槃新世界

华电国际研究报告：扛鼎旧能源，涅槃新世界传统能源名门，转型路径独特传统“五大电”之一，火电装机规模领先。华电国际原名山东国际电源开发股份有限公司，是经原国家经济体制改革委员会以体改生[1994]76号《关于设立山东国际电源开发股份有限公司的批复》批准，由山东省电力公司、山东省国际信托投资公司、中国电力信托投资有限公司、山东鲁能开发总公司、枣庄市基本建设投资公司共同作为发起人发起成立的股份公司。随后经过多次重组，于2005年于上交所挂牌上市，截至目前华电集团通过直接及间接的方式共持有公司46.81%的股权，实际控制人为国务院国资委。公司主要业务为建设、经营发电厂和其它与发电相关的产业，主要经营以火力发电为主的发电业务，电力生产与销售是公司主要的收入和利润来源。作为“五大发电集团”中华电集团旗下旗舰上市公司，华电国际也是我国火电头部上市公司之一。经过了2021年新能源资产的剥离之后，公司2021年底控股装机容量5336万千瓦，其中包括了4236万千瓦煤电、859万千瓦气电和240万千瓦水电，公司控股火电装机位列上市电力公司第四位。“三因素”中煤价高弹性，公司业绩近年波动显著。火电公司的业绩受到煤价、电价、利用小时等因素的影响，其中煤价的影响最甚，因此华电国际业绩长期周期性的波动。随着2016年起煤炭供给侧改革的进行，动力煤价格持续上涨，导致公司2016-2017年业绩显著下滑；2018年火电供给侧改革推进，叠加17年中煤电电价实现调整，公司业绩有所改善；2019-2020年虽然煤价高位运行，但趋势向下稳中有降，公司经营业绩持续改善。2021年，受到需求旺盛、煤炭产能释放不足等因素的影响动力煤价持续创新高，导致华电国际全年出现约50亿的业绩亏损。2022年上半年，受益于电价的上浮和标煤单价的环比下降，公司业绩预告称上半年预计盈利14.9-18.2亿元，实现明显改善。参股集团新能源平台，投资收益贡献显著。在2021年上半年新能源资产剥离的过程中，华电国际获得了福新发展（后更名为华电新能）的股权，截至2021年底华电国际的持股比例为31%。来自华电新能的投资收益，也是公司2021年控制亏损金额和2022年实现扭亏的重要原因。2021年和2022年一季度，华电国际联营与合营企业贡献的投资收益分别达到24.71亿元和11.77亿元，其中主要是华电新能源和参股煤矿提供的投资收益，此外2021年新能源资产的转让公司还确认了处置收益30.04亿元。短期预期扰动无忧，静待业绩拐点兑现火电名门旗舰平台，高效资产全国布局煤电机组资产先进，度电煤耗水平具备优势。截至2021年末，公司控股装机5336万千瓦，其中燃煤机组4236万千瓦。公司煤电机组构成中，60万千瓦以上的大型煤电机组占比高达59.57%，其中百万千瓦机组7台，占公司总装机比重达16.68%。高效的煤电机组构成决定了公司机组运行的高效率，2021年公司供电煤耗率达到287.55克/千瓦时，居可比公司低位，而更低的供电煤耗率则相当于在相同的煤价水平下，度电燃料成本更具优势。资产布局纵览，华电聚焦华东。从横向可比的电量分布区域来看，除东北区域以外，公司在全国各个主要区域均有布局，其中超过一半的火电由经济发达的华东区域机组贡献。由于公司火电资产布局的华东以及华中地区电力需求旺盛，因此公司煤电机组运营效果良好，2021年公司煤电机组利用小时达4547小时，五大发电集团旗下上市公司中仅次于国电电力。2017年以来，随着煤价稳步回落，公司火电业务毛利率持续回升。2021年煤炭供需严重错配，秦皇岛5500动力煤平均市场价高达1030元/吨，受制于高企的煤价，公司煤电业务经营严重承压，2021年公司火电业务实现毛利率-9.46%，环比2020年降低26.57个百分点。长协新政稳步推进，业绩释放弹性充足燃料成本系业绩关键，也是风险定价核心矛盾。成本端电煤价格一直是市场对火电三要素中关注的核心点，从历史维度来看，火电行业的业绩也主要是随着电煤价格的高涨与低落而反向波动。也就是说无论是长期还是短期来看，火电成本端压力得到充分释放系火电回归公用事业属性，恢复正常盈利的必要条件，也是当前火电行业关注的核心矛盾。政策监管框架已成，针对痛点逐个破局。5月1日起，国家发改委此前公布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》中关于晋陕蒙地区煤炭出矿价合理区间正式开始执行。然而受合理区间价格与市场价相差较大的影响，虽然中长期合同签订量较往年有大幅提升，但与国家政策相比，仍存在煤炭自有资源量签订不足、不落实中长期交易价格政策、合同履约率不高等突出问题。我们认为，究其原因在于一方面煤炭中长期监管体系仍未完全建立，煤企违反政策成本较低，限制执行政策意愿，并且仍无强有力的政府监管压力；另一方面在市场煤价处于高位背景下，煤企有充足的动力出售接近市场煤价以获取更大的利益。为解决长协新政的落地问题，5月份以来，国家发改委接连发布煤炭价格调控监管政策系列解读，政策组合拳章法清晰，搭配此前对哄抬价格行为的界定，明确了煤炭供需企业应该如何、不能如何、违反如何，政策层面已经形成了对煤炭中长协机制较为完善的约束框架。5月27日国家发改委明确要求辖区内出现企业签订履约情况较差的将纳入地方城市信用监测及信用示范城市评价指标，也就是说签订履约情况会直接影响地方政府的考核，从而进一步压实且增强了地方政府的监督动力和责任意识，未来地方政府对长协煤监管严厉程度或将持续增加。当前电煤供方、需方以及监督方三方责任以及违约后果均已经得到明确，煤炭中长协监管体系完善程度也进一步增加。电改落地叠加负荷短缺，火电资产价值加速彰显市场化改革落地，电价助力半程扭亏。为应对火电行业严重的亏损困境，2021年10月我国新一轮电改拉开帷幕，煤电电价上下浮动范围被进一步扩大，公司综合电价自2021年三季度起显著提升，也印证了电价的高比例上浮。2022年二季度，公司综合电价达到520.76元/兆瓦时，同比上涨23.47%，位于近5年高位，2022年上半年达到518.05元/兆瓦时，同比上涨23.14%。电价上扬有利于公司疏导成本端压力，也是公司2022年上半年扭亏的重要因素。滚滚热浪袭来，负荷紧缺再现。去年多地发生的缺电现象让市场印象深刻，今年入夏以来我国电力紧缺局面再次加剧，7月15日，我国电力负荷再创历史新高，当日最高电力负荷达到12.6亿千瓦，当日发电量达到了285亿千瓦时。进入8月，在持续升高的气温水平下，负荷水平的攀升并未有改善趋势，8月3日，山东省用电负荷达10078万千瓦，年内第6次再创历史新高；8月8日，湖北省年内第六次刷新历史同期新高，全网最大用电负荷高达4846万千瓦，较去年最高值增加403万千瓦。种种迹象表明，高温天气来袭，制冷用电负荷会随之快速提升，叠加复工复产的持续推进，用电需求快速增长，电力紧缺现象或逐步加剧。有序用电拉开序幕，电力缺口值得关注。7月份以来，为缓解电网负荷压力，四川、浙江等省份多地已经启动新一轮有序用电。根据浙江新闻网，8月份以来，浙江省仍在继续推进有序用电的落地执行。与去年相比，今年我国煤炭供给已经明显充裕许多，当前全国25省电厂库存绝对值仍在1亿吨以上，高于近年来同期，而且虽然在日耗水平显著提升的背景下，库存煤可用天数依然维持在15天以上。如果说去年秋季全国大范围的拉闸限电尚能通过煤价高位，电力企业发电积极性不足来解释，当前库存充裕情况下，全国电力供需依然偏紧或只能解释为我国存在供电的硬缺口。实际上，当前疫情对经济仍存负面影响，我国工业经济复工复产也未达到潜在负荷水平，但在此情况下仍存在负荷缺口，其背后也隐含着：站在“十四五”的起点，随着我国经济稳步增长，那么未来负荷的快速攀升将成为不可避免的趋势，而仅在当前我国经济已经处于相对疲弱的背景下，我国已经面临如此的电力紧缺的局面，那么在可预见的未来我国电力面临负荷紧缺或将持续加剧，“十四五”是我国再度迎来电力负荷“硬缺口”的时代。负荷缺口有迹可循，政策改革有待实施。为应对持续趋紧的供需格局，偏指令性的有序用电调节毫无疑问是高成本的应对举措，紧张的电力供需终归需要政策以及市场共同调节。现货交易推行箭在弦上，急需市场机制调节供需。早在2017年，国家就已经以广东、山西等8个地区作为电力现货市场第一批试点市场，拉开我国电力现货交易市场改革的帷幕。2022年，我国多个电力现货市场开始完成年度的连续试运行，当前来看，以广东省、云南省、山西省等省份的电力现货市场运行已经呈现出常态化的趋势。电力现货市场最重要的职能便是通过电价直接反映出电力供需的情况，通过市场化的方式来让市场主体自主调节电力供需，从而有效改善电力紧张的局面。而在电力现货市场的运行过程中，毫无疑问，具备灵活性调节能力的电源将具备充分的竞争优势，而火电作为其中重要的代表将充分受益于现货市场运行带来的阶段性高电价。以公司主要机组所在的山东省为例，自现货市场持续运行后，现货电价持续高于当地燃煤基准价运行，由于我国现货市场中不受20%的电价上浮限制，3月12日山东省实时交易平均成交价一度高达932厘/兆瓦时（含容量补偿），远高于中长期交易市场中仅20%左右的电价涨幅。如此之高的电价将一方面直接影响到下游电力用户的生产决策，从而调节用电负荷，另一方面也将直接对发电侧具备灵活调节能力的电源收入端形成有力的支撑。容量电价必要性愈加凸显，火电基本收益将到保障。除了参与直接参与现货市场之外，社会、电网以及风光发电企业对火电机组加大调峰力度的呼声持续增加。针对目前煤电调峰积极性不足的现状，我国各地已经开始陆续出台容量电价政策，旨在改善目前煤电调峰经济性有限、煤电改造积极性不佳的问题。但是当前来看，容量电价政策的出台主要集中在现货市场运行的省份，后续随着容量市场的开启或者全国范围内的现货市场的陆续运行，全国范围内的火电容量电价政策出台只是时间问题。在容量电价政策出台后，我们预计将有效改善调峰火电机组的盈利水平以及盈利的稳定性，这将直接改善火电长期以来的“逆周期”属性特点，使其真正地加速回归公用事业属性。在风光能源主导的“新世界”，“旧能源”价值只会更加突出。整体来看，在“碳中和”

目标下，电力供需紧张难以通过发电侧火电装机大幅提升而实现根本扭转，因此对于存量机组的出力改善便成为未来政策重要发力方向。我们认为确保灵活性电源盈利性的相关政策出台便尤为重要，其目的在于保障灵活性电源的正常运行以提升发电侧对电网的负荷支撑能力，而火电作为灵活性电源的核心代表必然会充分受益，偏紧的供需格局也将使得火电电价获得长期支撑，因此我们看好传统能源发电在整个“十四五”期间的长期机会，公司作为全国布局的传统发电运营商重点上市公司，将充分受益于行业的贝塔机遇。行业底部扩张产能，周期成长的弹性代表行业底部加码，装机仍有增量。虽然公司聚焦传统能源业务，行业属性决定装机规模扩张幅度有限，但公司仍积极拓展项目，寻求资产规模的有序扩张。截至2021年末，公司仍有在建装机454.6万千瓦，其中煤电装机449万千瓦，水电装机5.6万千瓦。在建项目投产后，将拉动公司装机规模扩张9.15%。兼具弹性与成长，配置价值待发掘。在长协煤新政落地的预期下，预计各大发电公司都将实现业绩修复，此时从其中优选弹性更优的公司是市场一直在思考的问题。从客观存在的市值角度出发：若从PE估值的逻辑，则如果火电资产的业绩均有相同的PE估值倍数，那么不同电力公司的相同火电归母净利润值对应的市值应该也是一致的；即使从PB的角度出发，如果火电净资产对应的PB估值倍数是一致的，不同电力公司的相同火电归母净利润增值额对应的市值同样也是一致的。所以从业绩的变化对资产价值的影响来看，由于倍数是相同的，进行横向对比时可不再考虑倍数的干扰因素。我们将电价上浮或煤价下降带来的业绩增量除以各电力公司8月13日收盘价对应市值可见，在具备长期成长逻辑的转型火电公司比较中，华电国际的业绩弹性遥遥领先于其他可比公司。多面布局共享成长，彰显优异价值属性积极参股华电新能，转型之路突破常规新能源资产剥离，华电新能另起炉灶。2021年上半年，通过剥离新能源资产，华电国际

获得华电新能源公司的股权，截至2021年底华电国际的持股比例达到31.03%。华电新能承接、整合了华电福新、华电国际和华电集团其他直属单位的风光电资产，是中国华电集团风力发电、太阳能发电为主的新能源业务最终整合的唯一平台。目前，华电新能已预披露招股说明书，计划于上交所上市，按照不低于63.53亿股的发行规模来算，此次公开发行后，华电国际持股比例或将回落至26.37%，但获得更多资本加持、从而有望加速成长的华电新能有望持续为公司提供可观的投资收益。募投项目盈利能力极佳，投产后将有效拉动业绩增长。根据华电新能的招股说明书披露，其拟建设的风电及光伏装机容量高达1516.55万千瓦，与公司2022年一季度末在运装机规模相比，拟建项目投产后公司装机规模将扩张55.67%。而且公司拟建项目资本金收益率在9.8%~11.3%左右，具备优异的投资价值，投产后将会有效拉动公司业绩增长。五大发电集团中，唯一新能源整合平台。华电新能是五大发电集团旗下上市公司中唯一一家整合了全集团新能源资产的公司，在双碳目标下各大发电集团都将发力高成长性的新能源运营赛道，而华电新能作为举全集团之力打造的新能源运营平台，得到的资源及支持或将优于其他电力可比公司。集团规划宏伟目标，公司长期增长可期。根据华电集团董事长于2021年3月份透露，“十四五”期间，华电集团将力争新增新能源装机7500万千瓦，而2021年全年华电集团新增新能源装机约508万千瓦，也就是说在2022-2025年的四年间，华电集团需新增6992万千瓦，考虑到黔源电力及乌江水电存在部分水风光一体化项目，则保守预计华电新能源也需要另外新增新能源装机约6500万千瓦，华电新能将无论是从新增装机还是绝对装机都将遥遥领先其他新能源发电公司。资产布局优势明显，盈利能力表现优异。华电新能源发电资产从风光资源禀赋优异的三北、西南区域到消纳优势明显、电价优势明显的中东南区域均有布局，得益于此，公司的毛利率在同行业可比公司中表现优异，略低于海风资产比例较高的三峡能源。从单位装机净利润角度来看，华电新能源发电资产盈利能力也具有较强优势，2021年公司单位装机净利润大幅增长，并且超过三峡能源和龙源电力。大量参控煤矿资产，煤电协同抵御风险参股煤矿资产，另类“煤电联营”。公司在通过参股华电新能布局新能源资产的同时，还参股了大量的煤炭资产。2021年，公司通过参股煤炭公司实现的权益法核算的投资收益高达16.5亿元，有效平滑了公司电力主业在煤价高涨背景下的亏损压力。此外，公司参股项目目前仍有大量在建产能仍未投产，在建项目投产后，预计公司参股煤矿项目贡献投资收益将得到进一步增厚。逆境之中慷慨分红，彰显公司价值属性公司自上市以来，长期坚持稳定分红。2021年，即使在主营业务严重承压的背景下，公司依然坚持慷慨分红，根据公司披露，2021年公司每股派息0.25元，以分红公告日3月25日收盘价3.52元测算，则股息率高达7.1%，分红回报收益可观。实际上自2017年公司火电业务压力得到稳步释放以来，公司分红水平便稳步提升，2020年公司当年分红率高达59%。2019年-2021年，公司已经连续三年股息率超过4.5%，彰显了公司优异的价值属性。未来随着公司在建项目的陆续投产以及投资收益贡献增量业绩，公司派息水平有望进一步提升。投资分析传统能源名门，转型路径独特HYPERLINK"/S/SH600027?from=status_stock_match