【国盛证券】火电龙头柳暗花明，绿电转型助力成长.pdf

2023-08-16

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1. 核心结论：暂居浅滩不足为惧，能源转型王者依然

市场认为公司新能源转型将受到火电业务包袱拖累，“十四五”新能源装机难以快速增长；而我们认为：1）新能源运营项目本质是资源变现，公司火电资产主要集中在用电需求旺盛的沿海经济发达地区，提前占据优质区位（高电价或高利用小时数区域），有助于后续公司在新一轮的项目竞争中获得有利地位。2）新煤价电价体系下，火电业务周期属性弱化，火电的核心财务价值有望从价格弹性转为现金流确定性，火电业务带来的现金流能够为公司新能源转型提供足够的资金支持。3）十四五期间集团受央企可再生能源装机占比政策约束，公司作为集团核心电力上市平台，肩负集团转型使命。此外集团提出“两线”“两化”战略从区位上与国家规划有效协同，新能源装机增长确定性强。

2. 盈利预测

公司主营业务包括境内电力、境内热力、境外火电三大板块，其中核心业务为境内电力业务。我们的关键假设如下：考虑到新能源发电投产开发进度，我们预计公司装机有望持续增长。我们假设公司 2022-2024 年控股装机分别为 12670 / 13470 / 14270 万千瓦，对应增速分别为 6.7% / 6.3% / 5.9%; 2022-2024 年发电量分别为 4527 / 4680 / 4753 亿千瓦时，对应增速分别为-1.9% / 3.4% / 1.6%。我们预计公司 2022-2024 年的营业收入分别为 2210 / 2237 / 2258 亿元，对应增速分别为 8.0% / 1.2% / 1.0%。预计公司 2022-2024 归母净利润分别为 57.78 / 105.85 / 126.34 亿元，EPS 分别为 0.37 / 0.67 / 0.80 元，BPS 分别为 6.89 / 7.23 / 7.63 元。

3. 电力央企龙头，深耕行业数十载

3.1. 老牌电力企业历史悠久

国内旗舰电力央企，三地上市电力平台。华能国际电力股份有限公司（华能国际）是五大发电集团之一——华能集团旗下旗舰上市平台，于 1994 年 6 月成立，并实现三地（纽约、香港、上海）上市。公司最终控股股东为华能集团，实控人为国务院国资委。

公司控股股东华能集团成立于 1988 年，在国家计划中实行单列，首开 “利用外资和集资办电”之先河，装机资产优质。截至 2021 年末，公司装机遍布 26 个省、市及自治区，为华能集团旗下主要的电力上市平台。公司核心业务为电力及热力，2010 年以来上述业务在公司营业收入中的占比 95%~99%，在毛利中的占比 84%~99%。

盈利周期性波动显著，21 年煤价大幅上涨导致亏损严重。2021 年公司营业收入 2046 亿元，2010-2021 年营业收入 CAGR+ 6.3%。受煤炭价格影响，2010-2021 年公司盈利水平呈现强周期性波动。2021 年秦皇岛 5500 大卡动力煤年度均价 867 元/吨，同比+50%，煤炭价格大幅上升影响下公司归母净利润-102.6 亿元，为近十年首次亏损。

3.2. 区位优势明显，风光装机逐年增长

国内机组集中于东部经济发达地区，区位优势明显。公司依托沿海区域电厂起家，历经多年发展，目前公司境内电厂广泛分布在中国二十多个省市及自治区。 2021 年公司装机排名前五的省份分别为山东（21.7 GW）、江苏（11.5 GW）、河南（8.1GW）、江西（6.7 GW）、广东（6.3 GW），上述区域用电需求旺盛，多为特高压电网受端。

能源转型初见成效，风光装机占比提升。近年来，公司致力于能源结构调整，风光装机增长显著。截至 2021 年末，公司可控装机 119 GW、十三五以来 CAGR 6.3%；其中煤电装机 92 GW、十三五以来 CAGR 4.4%，新能源装机 14 GW、十三五 CAGR 36.3%。截至 2021 年末，公司煤电装机占比 77.6%，较 2016 年降低 8.7 ppts；新能源装机占比 11.7%（风电、光伏占比 8.9%、2.8%），较 2016 年提升 8.6 ppts（风电、光伏提升 5.9、 2.7 ppts）。

4. 肩负集团转型使命，转型打造第二成长曲线

4.1. 能源转型，迫在眉睫

我国新能源装机“十四五”有望高速增长。受益于政策支持叠加产业链上游降本，我国新能源装机有望进入高速增长期。据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）预测，2025 年我国新能源装机 1095 GW（其中风电 536 GW、光伏 559 GW），新能源装机渗透率 37.1%，较 2020 年提升 12.8 ppts。我们测算我国新能源装机“十四五”年均新增 112 GW（“十三五”72 GW），其中 2021 年仅新增 100GW，预计我国新能源开发有望提速。

央企考核目标驱动集团加速转型。2021 年 12 月，国资委《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》提出：到 2025 年中央企业可再生能源发电装机比重达到 50%以上。2020 年华能集团可再生能源装机占比约 31%，在五大发电集团中排名相对靠后。考虑到火电短期难以大规模退出、水电经济可开发空间有限，我们预计华能集团十四五新能源发展有望提速，以满足考核要求。华能集团明确提出加快建设世界一流现代化清洁能源企业的战略目标，计划“十四五”新增新能源装机 80 GW 以上。

4.2. “两线两化”战略加速能源转型

华能集团提出“两线”“两化”战略积极推进能源结构调整：北线：主要指“三北”地区，以特高压送出通道起点为依托，布局风光煤电输用一体化基地，规划新能源资源约 25 GW；东线：主要围绕东部沿海省份，打造海上风电发展带，规划海上风电资源约 20 GW。国家提出“十四五”大型清洁能源基地主要布局在三北地区（新疆、黄河上游、河西走廊、黄河几字湾、冀北、松辽）、西南地区（金沙江上游、雅砻江流域、金沙江下游）、沿海海上风电（广东、福建、浙江、江苏、山东）。从区位上讲，华能集团新能源发展战略与国家规划有效协同。

4.3. 核心电力上市平台，承载集团转型使命

公司对华能集团财务指标的贡献显著，是集团盈利及现金流的重要来源。 2021 年受煤炭价格上涨影响公司产生历史级亏损，当年财务指标代表性较弱。以 2020 年为例，公司营收占华能集团比重 54%，归母净利润显著高于华能集团，净资产占华能集团比重39%，经营现金流占集团比重69%。

公司顺应集团新能源转型战略，新能源发展提速。公司近年资本性支出扩张，公司计划 2022 年资本性支出金额 458 亿元，2018-2022 年 CAGR 21.2%。公司资本性支出结构中，新能源占比显著提升：2022 年资本开支计划中，新能源占比提升至 68.2%，较 2018 年提升 34.7 ppts；其中风电占比 27.6%、光伏占比 40.6%。

公司有望承载集团绿色低碳转型使命“十，四五”年均新增新能源装机8 GW。截至 2021 年末，公司总可控装机容量占集团比例为 57.6%，近年来，公司新能源（风电、光伏）装机占集团比重逐年提升。截至 2021 年底，公司新能源装机占集团比重 36.2%，同比+2.9 ppts。公司规划“十四五”力争年均新增新能源装机 8 GW（“十三五”仅 1.7GW），对应“十四五”增量新能源装机占集团的比重提升至 50%左右。此外，从公司 2021 年与 2018 年新能源售电量数据占比变化来看，公司顺应集团新能源发展战略，着力布局“两线”地区。

5. 火电现金流及区位优势，助力新能源发展

5.1. 火电调峰价值显现，保障新能源消纳

“火风光”共济优化新型电力系统整体电源供给能力。碳中和政策背景下未来新能源发电高速发展已成为共识，但随着风光发电在电力供给中占比逐步提高，电网消纳压力将持续增长。在新型电力系统中，新能源（风电、光伏）作为主力电源，其出力依赖风光资源禀赋往往波动较大，通过与火电等传统能源耦合，可以充分发挥不同电源间的协调互济能源，进而优化电源整体供给。发改委政策鼓励自建或购买调峰，调峰资源由企业自主选择。2021年8 月国家发展改革委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，明确包括灵活性制造改造的煤电在内的调峰调频资产均可作为承担可再生能源消纳对应的调峰资源，且配置何种类型的调峰资源由发电企业通过市场化方式自主决定和选择。电化学储能发展尚在早期，抽水蓄能受自然资源限制较大，灵活性改造后的火电调峰成为当下最佳选择。目前电化学储能的成本较为昂贵，且安全性亦有待提升。而由于抽水储能受自然资源的限制，在可预见的未来十年内，火电调峰将是电力系统提升调节能力的关键手段和调节能力增量最主要的来源。

火电是目前电力平衡的主要提供方。电力（负荷）平衡是瞬时平衡，电力是否平衡取决于本区域内可用装机能否满足电力尖峰负荷需求。我国用电负荷系统季度层面呈现夏季冬季双高峰，日度层面呈现中午夜晚双高峰特点，而风光出力受自然因素限制在月度及日度层面都无法与用电负荷完全匹配。火电以化石能源为燃料，其出力在一定范围内能够灵活调节，可调可控性良好，能够在风光无法出力时提供亟需的电力支持。

火电与新能源多能互补协同出力发挥兜底保障作用。多能互补特性是指火电与风光等不稳定电源协同出力能够起到相互补充、协调互济的作用。在大基地项目建设时，依托存量的火电项目，充分利用火电调节能力，优化配比风电、光伏装机容量以及输电容量，能够最大程度地促进风电和光伏消纳利用水平。

政策推动火电灵活性转变，强调火电改造与大基地项目配合。2021年11 月《全国煤电机组改造升级实施方案》发布，指出 “十四五”期间应完成煤电机组灵活性改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦。 “十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。目前火电的调峰能力已逐步得到政策重视。此外，政策指出统筹考虑大型风电光伏基地项目外送和就近消纳调峰需要，强调火电与大基地项目密切配合。火电助力企业获取新能源开发指标。以湖北省近期公布的新能源大基地项目为例，火电的兜底保供能力及调频调峰能力均有助于帮助企业获得新能源开发指标。10 个大基地项目中风光火互补基地指标 700 万千瓦，煤电企业组煤保电奖励指标 350 万千瓦。所有大基地项目均使用火电机组作为灵活调节设备，且火电机组提供方与获得大基地项目指标的企业为同一集团旗下。

广西省火电机组煤保电可在新能源竞争性配置评分中加分。2021年底广西壮族自治区能源局发布关于征求广西 2022 年度陆上风电、集中式光伏发电竞争性配置评分办法意见稿，其评分体系中明确对申报企业集团公司控股公用火电 2021 年迎峰度夏及度冬期间所有机组加权平均利用率赋分，平均负荷率在 70%及以上的最高可以加 10 分，显示出广西省对火电机组煤在电力系统中发挥兜底保障作用的肯定。

火电机组有望成为获取新能源项目指标的直接竞争力。除湖北省外，在陕西渭南，大唐集团通过降低火电利用小时数、实施火电机组灵活性改造获得 350 万千瓦省内消纳新能源基地中 200 万千瓦的新能源开发建设指标。在内蒙古包头市，《包头市 2021 年火电灵活性改造配套新能源项目竞争性配置公告》公布拟对火电灵活性改造配套 38 万千瓦新能源项目进行竞争性配置。我们预计未来风光火多能互补大基地形式将陆续在多省推广，火电机组有望成为获取新能源项目指标的直接竞争力。公司发挥火电调峰优势，大力争取灵活性改造配套新能源项目。华能集团自身亦重视火电调峰对争取项目资源的促进作用。董事长舒印彪在 2022 年华能集团会议报告中指出，在推动完成新能源发展任务时，应发挥火电调峰优势，大力争取灵活性改造配套新能源项目。预计未来公司将充分发挥自身火电资产优势，助力新能源发展。

5.2. 火电龙头具备区位先发优势

火电龙头不可忽视的区位先发优势。火电作为全国的主力电源，许多地区此前甚至当下电源结构中只有火电机组。火电公司在当地扎根时间长，深耕当地电力市场，与当地政府及电网系统均有长期的合作关系。在全国大力发展新能源的形势下，拥有火电机组的企业在争取新能源项目时相比外来进入者具备不可忽略的先发主场优势。存量火电资产助力公司新能源发展。就华能自身而言，以 2021 年发电量情况测算，在其主动开展新能源发电业务的省份（以公司新能源发电市占率超过 1%的省份为主动开展新能源运营业务的省份），火电市场占有率较高，新能源发电的市占率也往往处于较高水平，显示出存量火电资产带来的先发优势。在华能国际火电市场占有率最高（27.22%）的省份海南，其新能源发电市占率亦为最高（40.82%）。

新能源运营项目本质是资源变现。在影响单一新能源运营项目收益率的四大核心要素利用小时数、电价、建造成本和贷款利率中，建造成本全国趋于一致。新能源运营主要参与方各大电力集团均为资信水平最高的企业，贷款利率方面亦难以相较其他主要竞争对手产生决定性优势。利用小时数及电价均与项目区位密切相关，也是项目收益率差异的主要来源。我们认为在后续新能源项目竞争中，区位优势将会变得愈发重要，提前卡位占据优质资源区（高电价或高利用小时数区域）将在新一轮的项目竞争中获得有利地位。公司提前卡位全国优质新能源运营区域。公司火电资产主要集中在用电需求旺盛、电价较高的沿海经济发达地区。公司前五大装机省份不仅是我国 GDP 最高的五个省份，也是五大用电需求大省。一方面该部分省份用电需求旺盛，不必担心新能源项目的消纳问题。另一方面经济强省电价承受能力较强，不仅燃煤基准价位于较高水平，后续随着电力交易市场化进程加速，其市场化电价亦有望保持在较高水平。

5.3. 周期属性弱化，现金流价值彰显

煤炭价格飙升，公司连续四季度亏损。2021年下半年以来煤炭价格维持高位震荡，由于火电业务仍为公司营业收入的主体部分，且火电业务利润情况受燃料成本波动较大，在公司境内燃煤采购价格同比大幅上涨的情况下，3Q21-2Q22 公司连续四季度亏损。

电价上行空间打开，2022 年长协电价普遍大幅上行。2021年10月国家发改委将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制，电价上行空间打开。从部分省份公布的 2022 年年度长协电价公布结果来看，年度长协电价普遍上浮至较高水平。

发改委明确煤炭价格合理区间。2022 年 2 月 25 日国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，通知明确三项重点政策：一是引导煤炭价格在合理区间运行，即秦港 5500 中长期交易价格每吨 570~770 元；二是完善煤、电价格传导机制；三是健全煤炭价格调控机制。火电业务周期属性弱化，现金流价值彰显。火电行业由于价格机制的历史矛盾，过往历史中盈利受煤价影响较大，周期性波动明显。我们认为新政策下火电产业链价格（煤价、电价）市场化传导机制的建立可有效弱化火电盈利波动，随着产业链上下游价格矛盾的疏导，叠加双碳目标下火电电源定位的变化，火电的核心财务价值有望从价格弹性（强周期性）转为现金流确定性（弱周期性）。通过敏感性分析，我们发现对于公司归母净利润而言，电价每上浮 1 分/千瓦时，归母净利润大约上涨 13 亿元；煤价每上浮 10 元/吨，归母净利润大约下跌 8.6 亿元。对公司点火价差而言，电价每上浮 1 分/千瓦时，点火价差增加 0.88 分/千瓦时；煤价每上浮 10 元/吨，点火价差减少 0.33 分/千瓦时。

煤炭中长期合同占比提升，预计后续火电盈利趋于稳定。2022年6月以来，国家发改委多次表示全面开展煤炭价格调控监管拉网式调查，抓好煤炭价格政策落地见效；中国煤炭工业协会、中国煤炭运销协会要求会员单位扎实做好中长期合同签约履约工作，确保兑现；全国煤炭交易中心通知要求煤炭交易各方，严格落实长协签订量，煤炭生产企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的 80％以上。我们预计随着政策端发力，公司煤炭中长期合同履约率进一步提升，长期来看公司煤电盈利有望逐步修复且趋于稳定。

火电业务可用经营性现金流远高于净利润。我们预计华能国际历史级亏损在煤电价格新政下较难再现，以正常年份 2020 年为例，当年净利润 57 亿元，同期计提折旧金额为 205 亿元，扣除分配股利、利润或偿付利息支付现金后的可用经营活动现金流净额为 332 亿元，数额远高于净利润。

公司经营性现金流支撑“十四五”新能源开发规划绰绰有余。我们预计华能国际 2022-2025 年每年新增新能源装机 8GW 左右，假设公司后续风电每年新增 5GW，光伏每年新增 3GW，风电建造成本 6000 元/千瓦，光伏建造成本 4000 元/千瓦，则每年需要 420 亿元资本开支。公司经营性现金流叠加适量债务融资足以支撑每年的资本开支，我们预计公司后续依赖外部股权融资获取建设资金的概率较低。依托资深行业龙头地位，公司债务融资成本较低。新能源发电作为重资产行业，项目建设需要大量债务融资，公司依托行业龙头地位，债务融资成本较低。纵向来看，2021 年公司平均债务融资成本为 3.21%，连续三年下降，且较十年期国债到期收益率差值收窄。横向对比行业内可比火电及新能源上市公司，公司 2021 年融资成本低于其他火电公司，可与纯新能源发电公司媲美。

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