能源行业之华能国际研究报告

能源行业之华能国际研究报告全国型电力运营商龙头，新能源转型稳步进行公司系华能集团下最大的全国型综合电力上市平台。十三五期间，公司装机容量稳定增长，经营净现金流充沛，分红比例处于高位，尽管2019-2020年公司归母净利润因计提大额资产减值受到负面影响，但新能源板块带动公司2020年归母净利同比增长170.7%。2016-2020年，公司新能源转型稳步进行，风电/光伏可控装机容量十三五CAGR高达19.3%/110.3%。为支持新能源发展，十三五期间，公司资本开支大幅增加，但自2017年开始，公司资产负债率持续降低且财务费用率维持在6%左右。华能集团旗舰电力上市公司，全国型综合电力运营商公司系华能集团旗下唯一一家A+H上市电力平台。华能国际电力开发公司系公司第一大股东，华能集团持有华能国际电力开发公司75%的股份，通过直接和间接的方式合计持有公司37.1%股权。公司拥有华能集团旗下57.7%的发电装机，且发电资产分布广泛，系华能集团的旗舰电力上市公司。从装机的角度看，华能国际系华能集团旗下最大的全国型综合电力上市平台。截至2020年底，公司可控发电装机容量113.4GW，位于华能集团旗下电力上市平台首位。公司装机类型广泛，目前主要是火电，2020年新能源装机10.6GW，暂低于华能新能源的14.6GW，但我们认为公司未来风光装机将快速提升。此外，公司的发电资产遍布全国26个省、自治区和直辖市，系典型的全国型电力运营商；内蒙华电主要集中在内蒙古七个盟市内，属于区域型电力上市公司；华能水电系水电发电上市公司，装机则主要集中于澜沧江流域。除资产减值外，整体运营较为平稳公司总体可控装机容量和售电量保持稳定增长，新能源板块发展迅速。2016-2021年，公司新增可控装机容量34.8GW，CAGR为6.3%。期间，公司对新能源布局力度不断加大，公司风电/光伏可控装机容量2016-2021年CAGR高达21.0%/94.6%；公司火电装机容量增长相对缓慢，2021年其占总装机比例较2016年直线下降7.1pct。随着装机容量的增加，2016-2021年公司售电量以年均（多年同比增速算数平均值）6.6%的增速同步增长。2016-2021年新能源售电量CAGR高达42.3%，新能源转型稳步进行。十三五期间，公司境内发电收入迅速增长后小幅下滑。2016-2018年公司境内发电量收入直线上升，2019-2020年开始小幅下滑，主要系电量略微下降及上网电价降低所致。根据公司年报，公司2019-2020年电量降低主要系全社会用电需求降低以及清洁能源发展挤占火电空间。上网电价方面，公司2020年境内电厂含税平均结算电价为413.63元/千千瓦时，同比下降0.8%，主要系上网电价更低的市场化电量占比提升所致。2021年，公司市场化电量比例较2020年进一步提升，但由于2021年市场化电价开始较基准电价上浮，故2021年公司境内综合电价同比增长4.4%至431.88元/兆瓦时。2016-2020年公司归母净利润先减后增，近两年受资产减值损失影响较大。十三五期间，公司火电装机仍占总体装机绝大多数，公司盈利受燃料成本影响较大。2016-2018年，公司归母净利润下降，主要系煤价和电量上升导致燃料成本增加。2019-2020年，情况与前三年相反，故公司2019/2020年电力及热力服务板块毛利率同比增加2.3/2.7pct，归母净利润回暖。但由于公司部分火电厂经营不善或依国家相关产业政策要求需于2020年底关停或等容量替代，公司2019/2020年大量计提资产减值损失，还原的资产减值损失占还原资产减值后归母净利润的55%/41%。尽管资本开支大幅增加，公司资产负债率仍呈现下降趋势。2016-2020年公司资本支出CAGR为11.9%，尤其是2019年资本开支同比增长了52.1%。2017-2020年，火电项目资本支出占比降低13.1pct至18.3%；可再生能源建设资本支出逐步占据核心地位，2020年占比高达64.4%。根据公司2020年年报，2021年公司资本支出预计达到564.1亿元，其中73.3%将用于风光项目。尽管公司资本支出大量增加，公司的资产负债率却由2017年的75.6%降低7.9pct至2020年的67.7%，近五年财务费用率也保持在6%左右的相对稳定水平。近年来公司现金流充沛，每股股利稳步提升，现金分红比例维持高位。2017年，公司业绩降温，归母净利润大幅缩水，公司每股股利较2016年大幅下降。2018-2020年，公司经营业绩回暖，经营性净现金流量稳步提升，2020年同比增加12.7%至420.5亿元。公司充沛的经营性净现金流为其分红提供有力支撑，2020年公司每股股利0.18元，同比增加33.3%。同时，2016-2020年，公司分红比例维持在50%以上，处于行业高水平之列。2019年分红比例高达125.7%主要系公司在业绩低迷时期仍保持较高分红水平。市场表现复盘，估值重塑必要性凸显复盘公司相对上证指数收益，估值重塑必要性凸显。我们采用相对收益观察2019年10月电价改革后的A股和港股火电龙头企业相对收益走势。2019年10月至2020年12月31日，秦皇岛动力煤价平均市场价573元/吨，但受疫情影响，2020年需求偏弱，火电龙头公司市场表现总体较为低迷。2021年8-9月，公司及其他可比公司股价大涨，相对收益可观，我们判断该轮增长主要系2021年提出双碳目标后纯新能源公司最先开始上涨，当绿电股估值相对较贵时，投资者开始关注估值严重被低估的转型新能源的火电公司，我们对比的5家公司总体上涨趋势相近，但公司相对收益转正略滞后于其他公司主要系公司火电资产显著多余其他公司，投资者对火电态度仍较为悲观。受煤价高企影响，火电企业面临大额亏损，投资者给予涨电价预期，认为电价上涨能够为火电公司带来较大业绩弹性，但10月8日国常会发布市场化电价上涨幅度放宽至20%，高耗能行业电价不受该限制的通知后，火电股开始大幅下挫，我们判断系投资者前期对电价上涨预期过高导致政策落地不及预期。2021年11月底，电力公司估值再次回到相对较低位置，股价逐步复苏；而后江苏省/广东省陆续公布各自省份2022年电力市场年度交易结果，煤电及可再生能源市场化电价均获得大比例上浮，绿电也首次被纳入市场化年度交易，加强了投资者对电力市场化交易的信心，同时煤价快速下跌，公司在此期间股价连创新高。2022年开年后，由于政策利好消息偏少及估值已偏高，电力公司开始回调，同时火电公司2021年业绩预亏公告频发抑制投资热情，转型新能源公司估值再次回到布局窗口。我们认为无论2021年7月以来公司经历了多少次上涨或回调，市场对公司的认识在逐步改变，公司由传统火电龙头逐步变成转型新能源的电力上市公司，故我们对公司的估值模式也需要改变为分部估值。火电资产分布广泛，主辅承接有序开展公司火电资产广布全国各省，为电力保供做出较大贡献。2021年煤价高企导致公司业绩承压，但煤价飙涨倒逼市场化电价机制改革，我们预计公司2022年火电上网电价增速（较2020年）将高达两位数。发改委严控煤价，动力煤价逐步趋稳，高电价叠加稳煤价，我们认为公司2022年业绩弹性较大，公司整体ROE水平或将超过2019和2020年。至2030年，我们预计火电发电量在中国电力系统中占比仍将接近50%，保供地位不改，更远期，大部分火电机组或转换为辅助服务调峰机组，但公司准备较为充足，2020年火电辅助服务收入已占当年税前收入12%，倘若未来辅助服务激励机制更加完善，公司火电盈利将翻开新篇章。火电资产遍布全国，为保障电力供应做出较大贡献公司火电资产分布广阔，在国内多地拥有高市占率，为保障各省市电力供给做出巨大贡献。2016-2020年，公司的火电可控装机容量占总可控装机容量的比例在90%以上，2020年火电可控装机达到102.3GW。公司火电资产分布广阔，遍布全国二十三个省、自治区和直辖市，为各省电力稳定安全供给做出较大贡献，2020年公司火电发电量3,863亿千瓦时，在多个省份火电发电量市占率达到15%以上。历史至暗时刻已过，2022年业绩弹性较大2021年秦皇岛Q5500动力煤市场均价1028元/吨，同比大幅增长78%。2021年年初，煤价维持了2020年年末的增长态势，至2021年1月19日，秦皇岛Q5500动力煤市场价高达1043元/吨，而后由于天气逐步回暖，煤炭库存提升，煤价下滑至2021年3月1日的568元/吨。自此秦皇岛Q5500动力煤市场价一路高涨，最高甚至涨至2593元/吨。我们认为煤价高涨原因包括：1）全球货币政策放松导致流动性增加，全球大宗商品价格大幅上涨；

2）疫情缓解，经济回暖刺激煤炭需求增加；3）受碳中和碳达峰政策/矿难/灾难天气等影响，产能无法释放，煤炭总体产量下降。高煤价使公司净利润承压。即使十三五期间公司新能源发展迅速，公司目前主要收入来源依旧是火电，2020年公司火电收入占境内发电收入90%以上。燃料成本又是火电发电最主要的成本，因此煤价高企导致公司净利润下滑，甚至亏损。公司2Q21实现归母净利润11.6亿元，同比-69%但仍未出现亏损主要系由于：1）2Q21市场煤价持续高涨，但火电企业煤炭长协一般能覆盖50%以上煤炭需求，而且长协涨价较现货滞后；2）新能源带来净利润贡献。3Q21，煤价高企，涨幅进一步扩大，秦皇岛Q5500动力煤3Q21市场均价1133元/吨，同比增长97%，火电企业长协价格增长也开始反映，公司及A股其他两家火电龙头企业3Q21皆出现亏损，公司亏损程度最大系由于公司火电发电量显著高于其他两家。高煤价倒逼电力市场化改革，市场化交易电价上涨。由于2Q21和3Q21煤价高企，火电厂面临大面积亏损，火电运营商苦不堪言。受此压力，市场化交易电价较基准电价不上浮的限制逐渐放开，多个省份允许上浮10%。2021年10月8日，为改革完善煤电价格市场化形成机制，国常会将市场交易电价上下浮动范围[-10%,+15%]调整为原则上不超过20%，且高耗能行业不受上浮20%限制。各省纷纷响应落实，10月15日，山东、江苏市场化交易成交均价较基准价分别上浮19.8%/19.9%。近日，江苏、广东两省分别开展了电力市场2022年度交易，火电年度双边协商交易平均成交电价分别为466.8/497.0元/兆瓦时，较江苏/广东基准电价同比上浮19%/10%，进一步印证2022年市场化交易电价上涨趋势。国家发改委严控煤价，煤价逐步回归合理水平。10月19日以来，国家发改委连发数文表示：将严厉打击煤炭现货市场哄抬物价、扰乱市场经济秩序行为，组织开展煤炭生产、流通成本和价格调查，并运用价格法规定的一切必要手段对煤价进行干预，促使煤价降到合理水平。2021年10月19日-12月31日，秦皇岛动力煤Q5500市场价格自2542.5元/吨降至800元/吨，降幅高达68.5%。2021年12月3日，国家发改委发布了2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿），提出2022年煤炭中长期合同将继续坚持“基准价+浮动价”价格机制，实行月度定价，5500大卡动力煤调整区间为550-850元/吨，下水煤合同基准价700元/吨（较此前上调约31%）。这是国家发改委自2017年煤炭长协机制确立后首次上调基准价，并给出明确的浮动区间。我们认为，煤炭长协基准价格的提高是较为符合未来煤炭供需情况的，给定价格调整区间增强了火电未来盈利的稳定性。煤价趋稳，市场电价上浮，公司2022年业绩弹性大，但火电盈利仍难回到2020年水平。根据国家发改委煤炭中长期合同征求意见稿中规定下水煤合同基准价700元/吨，同时2022年煤炭合约采用中场协，我们假设公司2022年入炉煤价对应5500大卡下水煤价格700元/吨（含税）；2022年煤电上网电价较2020年0.390元/千瓦时上涨18%至0.461元/千瓦时。通过敏感性分析，我们发现归母净利润对不同参数的敏感性由大到小为：每1分钱电价>每10元煤价>每10亿元资产减值损失。此外，我们测算公司2022年还原资产减值后的ROE为8.5%，预计高于2020年6.9%的水平；但就火电板块而言，公司2022年资产减值后的ROE为5.6%，仍低于2020年的6.5%，我们认为主要系2022年公司入炉标煤煤价预测值为891元/吨，仍将显著高于2020年的648元/吨。未来十年火电保供地位不改，更长远角色转变有序进行未来十年新能源发电量增长迅猛，但火电保供地位不改。基于对未来十年电供给的预测，我们认为风电/光伏装机将迎来快速增长，十四五/十五五期间年均风光装机增长为149/224GW，至2025/2030年末，风光装机将占总装机的40%/54%。同时，风光装机的快速增长将带来风光发电量的占比提升，至2025/2030年，风光发电量占比将从2020年的10%提升至19.6%/31.1%，未来十年风电/光伏发电量CAGR分别为17%/20%。着眼于2030年之前，我们认为煤电在十四五期间将仍有少量新增机组，十五五期间煤电装机将逐步降低至1056GW，火电发电量虽将从2020年的68%下降到2030年的46%，但仍为主要保供电源。更长远时间维度，火电终将由主力电源转换为辅助电源。建设以新能源供给为主体的新型电力系统系实现双碳目标的必要途径，2060年碳中和以前，中国的电力结构里还仍将存有火电装机，但其中绝大数火电都将作为辅助电源以保障电力系统稳定运行。调峰火电机组需进行灵活性改造，改造技术路线多样，不同机组的改造成本不一。2021年11月3日，国家发改委及国家能源局下发全国煤电机组改造升级实施方案，方案明确要求十四五期间，存量煤电机组灵活性改造完成2亿千瓦（增加系统调节能力3000—4000万千瓦），煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。但目前火电机组作为主要调峰机组，“两个细则”中仍需分摊考核及补偿分摊费用。有偿调峰政策各省间有差异，激励性却都不高，因此十三五期间煤电灵活性改造不及预期。我们认为十四五煤电灵活性改造目标完成与否，以及煤电机组的长远角色转换进程，很大程度上取决于火电调峰激励机制的完善。公司灵活性机组改造较为积极，调峰效益可观。截至2021年11月底，公司约20%煤电机组完成灵活性改造工作，根据公司2020年底煤电装机90GW，公司完成灵活性改造的煤电装机容量为约18GW，处于行业较为领先水平。2020年，公司燃煤机组获得辅助服务收入10.41亿元（占其当年税前利润的12%），风光支出2.3亿元，总体盈利8.11亿元，效益较为可观。公司煤电装机容量系目前所有A股/H股电力上市公司之最，倘若未来辅助服务激励机制得到完善，公司煤电机组增收能力或十分可观。新能源发展迅速，未来可新增装机潜力大十三五期间，公司风光发展迅猛，发电量增速和国内市占率涨幅领先其余新能源运营商，单位净利润位于行业前列。2020年，公司新能源净利润28.0亿元，占公司发电板块净利润23.4%，十三五新能源布局获得有效进展。我们预计公司十四五将新增新能源装机44.4GW，在至今已公布“十四五”规划的上市公司中位列第二。同时，公司深厚的火电底蕴为其获取新能源资源带来显著优势，公司火电市占率高的省份往往风光市占率也更高。综合考虑公司2020年底现金流以及可扩产资产负债率水平，我们测算其理论上可新增新能源装机43.5GW，可扩张空间位于新能源运营商首位。十三五期间公司风光发展势头迅猛，国内市占率提升最大十三五期间，公司风光发电量增速及国内市占率涨幅领先其余风光运营商。十三五期间，公司风光发电量增速迅猛，国内市占率提升亮眼。风电方面，2016-2020年公司发电量国内市占率提升1.4pct，位于风电运营商首位，2017-2020年发电量CAGR38.2%，仅次于

中国电力，但公司2020年风电发电量规模141.0亿千瓦时，是中国电力(41.5亿千瓦时)的三倍有余。光伏方面，公司2017-2020年光伏发电量CAGR142.6%，位于光伏运营商首位，2016-2020年国内市占率提升0.8pct，在光伏运营商中位列第二，考虑到公司新能源

布局中心将转向光伏领域，预计未来光伏板块表现将更为亮眼。从多个维度考察，公司风光项目盈利能力均处于行业前列。风电方面，除海风装机较多的

福能股份/中闽能源，公司单位净利润处于行业第一梯队，度电净利润/每千瓦净利润/净利率分别达到了0.157元/kWh，285元/kW，33.4%，而福能股份/中闽能源单位利润较高主要系福建省海风资源优渥且海风利用小时数显著高于陆风。光伏方面，公司存量资产较低，尚不具备规模效应，整体来说成本不占优势，但公司光伏度电净利润仍位于光伏运营商第三。作为全国性布局的风光运营商，我们认为单位净利润的高低，主要反映出运营效率与融资成本的差异，华能国际处于领先地位。在十三五新能源发展的基础上，2021年以来公司风光业务增速可观，铺垫十四五蓝图。公司2020/2021年新增新能源装机3.36/3.20GW，2021年新增装机量低于公司年初预期8.34GW，主要系由于2021年新能源指标下发较晚，光伏组件价格较高，新增新能源装机低于预期其实系行业较为普遍现象。2021年，公司风电电量增速位于可比公司中的中游水平，光伏电量增速仅高于三峡能源。我们认为主要系由于公司2021年新增光伏装机较少

（0.8GW）。但公司2021年新增风电装机中大部分系海上风电（我们归纳大概为2GW以上），2022年预计将带来较大程度发电量/盈利效益提升。十四五公司新能源发展潜力大公司十四五新能源装机规划仍位于同行前列，发展潜力大。截至2020年底，公司风电/光伏装机规模达到8.1/2.5GW，合计10.6GW，位于行业前列。根据公司2020年度业绩会所公布的十四五新能源规划：年均新增新能源装机800万千瓦以上，至2025年，公司新能源装机达到5500万千瓦，其中风光分别2900/2600万千瓦左右；我们预计公司十四五期间将新增风电/光伏装机20.9/23.5GW，合计44.4GW，在至今已公布“十四五”规划的上市公司中位列第二。若公司能够实现十四五期间的装机目标，至2025年底，公司新能源装机将达到55GW的规模，仅次于中国电力，将领跑其余电力上市公司。公司深耕发电行业多年，对各地电力稳定供应做出较大贡献，获取新能源资源能力强。公司火电资产广布二十三个省、自治区和直辖市，多地市占率处于高位，为各地电力安全稳定供应做出了较大贡献。公司的火电基础为风光发展带来优势，其火电市占率高的地区往往风光市占率也更高，如公司海南省火电发电量市占率55.9%，风电市占率也高达19.8%，在市占率第二的上海，具有其最高的光伏市占率27.2%。反观其他公司，由于火电装机量不及华能且装机分布不够广泛，该方面优势不如华能国际明显。公司火电现金流充沛，新能源可扩张空间最大。新能源发电项目投资的资金来源包括资本金（自有资金）和项目贷款融资，资本金比例通常为20%~40%。央企/国企或是民企在新能源发电项目扩张的时候，除了存量项目带来的经营现金流支持以外，杠杆约束也是重要考量之一。因此经营现金流越高、资产负债率越低的运营商，未来潜在的扩张空间越大。而经营现金流不足、资产负债率过高的运营商，将不得不通过增发、债转股等方式降低杠杆水平。华能国际

2020年经营净现金流4.2亿元，我们测算其1H21资产负债率为66.7%，预计扩产后资产负债率达到70.9%，风电/光伏理论上可扩产12GW/31.5GW，可扩张空间位于风光运营商首位。新能源发展势如破竹，估值修复进行时2021年公司净利预计因高煤价出现大额亏损，2022年煤价趋稳，煤电电价上涨，叠加新能源板块发展，三因素推动公司2022年业绩触底反弹。公司新能源板块发展迅速，虽火电仍作为公司营收主要来源，至2023年，公司新能源营收贡献将较2020年提升6.5pct至11.3%，归母净利润贡献将达到75%以上。采用分部估值法，根据公司2022年新能源/火电板块归母净利/归母权益预测值63.3/547.6亿元，分别给予2022EPE/PB20x/0.8x，预计公司2022年总市值1703.8亿元，对应2022E股价10.85元。2021/2022/2023年收入有望同比+16.4%/+12.2%/+2.1%境内发电业务为公司主要收入来源。公司业务分为电力与热力、港口、运输及其他。2018-2020年，境内发电业务年均贡献公司营收的82%，为公司主要收入来源，其中燃煤发电仍占主导地位。2021年，全社会用电需求同比大幅增长10.3%，公司境内售电量同比增长13.2%，上网电价同比增长4.41%至431.88元/兆瓦时，我们预计量价齐升将带动公司2021年营业收入同比增长16.4%。2020年风电/光伏业务占营收比例为3.9%/0.9%，随着公司风光装机的增长，我们预计公司风电/光伏营收占比至2023年将提升至8.1%/3.2%。除境内发电业务外，公司其他业务体量较小，我们预计这些业务2021-2023年基本维持稳定运行。综上，我们认为公司2021-2023年将实现营收1972.2/2212.3/2258.1亿元，同比增长16.4%/12.2%/2.1%。多因素导致公司2021年新增风光装机低于预期。根据公司2021年全年售电量完成情况公告，公司2021年新增煤电/风电/光伏装机210.58（其中200万千瓦为新增装机，剩余部分为扩容）/240.32/79.9万千瓦，风光新增装机低于公司年初定下的834万千瓦（含海风246万千瓦）目标，主要系2021年风光资源指标下发偏晚及光伏组件价格较高，全行业大都存在新增装机低于预期情况，公司不是个例。据我们测算公司2021年并网海风项目200万千瓦以上，由于还需试运行合格才能正式投产，实际2021年投产海风装机约110万千瓦。公司曾于2020年度业绩会提到：预计十四五期间年均新增风光装机800万千瓦以上，我们预计公司2022/2023年新增风电装机400/500万千瓦，新增光伏装机400/550万千瓦。海风投产预计进一步提升公司风电利用小时数。2021年全社会用电需求同比10.3%增长带动火电发电量明显提升，2022年-2023年，我们预计全社会用电需求同比增速将放缓至5%左右，因此，我们假设2022/2023年公司煤电利用小时数同比下降3.4%/2.3%。2022年我们预计公司海风装机为330万千瓦，较2020/2021年的90/200万千瓦有明显提升。根据

关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见，海风合理年均利用小时数可达2600小时（实际可高于此平均值），而不同风区陆风平均合理利用小时2100小时（实际2020年包含海风的全国平均风电利用小时2097小时），因此，即使2021年作为大风年利用小时较高，我们认为公司海风装机的提升能够促进其2022年风电利用小时同比提升1.4%至2229小时。随着弃光率的下降以及公司新增优质光伏装机增长，我们预计公司2022年光伏利用小时将同比提升1.7%至1214小时。我们保守预计公司2023年风电/光伏利用小时数维持2022年水平。2022年燃煤发电量全部进入市场交易，上网电价将大幅提升。根据2021年10月12日国家发改委“发改价格〔2021〕1439号”文件，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，且上下浮动范围由[-15%,+10%]修改为[-20%.+20%]，高耗能电价无上下浮动限制。由于文件下发时间已为4Q21，我们预计相较于2020年燃煤上网电价，2022年上涨幅度将高于2021年，2021-2023年煤电上网电价同比增长3.2%/14.3%/0%至0.403/0.461/0.461元/千瓦。由于2021年公司新增风光装机中可能还有部分2020年底并网但未投运的带补贴项目以及2021年投产海风项目上网电价为0.85元/千瓦时（显著高于公司2020年底风光电价0.555元/千瓦时），我们预计2021年风电/光伏上网电价仍将同比上涨0.06/0.02元/千瓦时。2022年开始，随着平价风电光伏项目进一步增加，我们预计风光电价将下行。预计2021/2022/2023年运营成本将同比变动+38.4%/-4.4%/-0.3%公司的总营业成本主要来自燃料成本和折旧摊销。煤炭价格自2021年初开始上涨。秦皇岛动力煤（Q5500）2021年