【华泰证券】火电业绩将迎拐点，估值仍具性价比.pdf

2022-11-10

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新能源重大资产重组，主营业务专注传统能源发展

华电集团新能源发展战略调整，公司通过资产注入及现金出资方式持有集团旗下新确立新能源发展平台 31.03%股权（截至 2022 年 6 月底）。公司的新能源发展模式由控股转换为参股，暂时专注于传统能源开发，截至 2022 年 6 月底，公司控股火电及水电装机容量 5341.3 万千瓦，仍系华电集团旗下装机规模最大的全国型 A+H 电力上市公司。2017- 2020 年，公司经营业绩稳步提升，2021 年公司因煤价大幅上涨产生归母净亏损 33.4 亿元， 1H22 火电板块虽仍处于亏损状态，但总归母净利在投资收益加持下已实现 15.8 亿元。

华电国际：华电集团旗下装机规模最大的A+H电力上市公司

公司控股股东为华电集团，参股多家优质新能源/煤矿公司。华电国际于 1994 年 6 月 28 日在山东省济南市注册成立，主要业务为建设、经营发电厂和其它与发电相关的产业，并先后于 1999 年 6 月和 2005 年 1 月在香港联交所和上交所挂牌上市。公司控股股东为中国华电集团有限公司。截至 2022 年 9 月底，华电集团合计持有公司 46.81%股权。同时，公司持有多家公司股权，涉及新能源、煤炭行业，对公司发展具有战略意义。2021 年，公司持股煤矿公司/新能源公司为公司带来投资收益约 19/7 亿元。1H22,公司参股煤矿及新能源平台分别为公司贡献投资收益 11.78/15.89 亿元。

公司系华电集团旗下发电装机规模最大的电力上市公司。截至 2022 年 6 月底，华电国际合计控股装机容量 5341.3 万千瓦（燃煤/燃气/水电 4236/858.9/245.9 万千瓦），远高于集团旗下其他上市公司，亦是集团旗下唯一一家 A+H 上市电力平台。华电能源的电厂分布在黑龙江省主要中心城市，全部为火力发电厂；黔源电力主营业务为水电，装机集中在贵州省；金山股份为综合能源企业，但整体装机规模不大，主要分布在辽宁省；华电福新于 2020 年 9 月 29 日退市，其新能源资产目前重新整合在公司参股的新能源平台。

集团内部资产重组，公司新能源发展模式从控股转变为参股

通过资产注入和现金出资的方式，公司参股集团旗下新能源发展平台。2021 年 5 月 24 日，公司向集团旗下新能源发展平台转让公司新能源资产（对价：212.37 亿元），认购该平台的新增注册资本 58.97 亿元，交易完成后公司持有该平台 37.19%股权。重大资产重组后，公司还陆续出售了新能源相关资产给参股的新能源平台。2021 年 12 月 7 日，该新能源平台于北交所引入战略投资，增资完成后，华电国际持有其股权比例被稀释至 31.03%。获得新能源资产注入后，参股新能源平台收入与归母净利润均大幅提升。华电集团新能源发展战略调整后，陆续将旗下新能源资产整合至公司参股的新能源平台。截至 2021 年底，该平台拥有风电装机 2087 万千瓦，光伏装机 651 万千瓦，共计 2737 万千瓦。

火电龙头之一，在逆境中砥砺前行

公司火电装机基本保持稳定，可再生能源重新布局。2017-2021 年，公司火电控股装机容量新增 2810.05 兆瓦，CAGR 仅为 1.14%；火电售电量 CAGR 为 4.19%。截至 1H22，公司火电装机 50949.05 兆瓦，90%以上是 300 兆瓦及以上的大容量、高效率、环境友好型机组，其中 600 兆瓦及以上的装机比例约占 60%，远高于全国平均水平。因公司将大量新能源资产注入/出售给集团旗下唯一新能源发展和整合平台，故 2021 年公司可再生能源控股装机容量及售电量大幅下降。1H22，公司火电售电量因疫情及全国水电发电量高增影响而同比下滑 7.5%。

除 2020 年小幅下降，2017-2021 年公司售电收入整体呈直线上涨。2017-2021 年公司售电收入整体稳定增长，CAGR 为 7.1%。2020 年，公司售电收入同比下降 4.1%，主要系该年售电量/平均上网电价同比下降 3.4%/2.4%。2021 年，由于全社会用电量上涨及煤价大幅上升，公司售电量及电价均同比增长，带动公司 2021 年售电收入同比大幅增长 16.7% 至 819 亿元。2021 年公司市场化交易电量占比为 63.80%，同比提升 4.2 个百分点，但 2021 年下半年电价市场化改革以来市场化电价较基准电价的普遍上浮仍促使公司平均上网电价同比增长 6.3%。1H22，公司平均上网电价进一步提升至 518.05 元/兆瓦时，带动公司售电收入同比增长 7.8%。

2017/2021 年公司归母净利润大幅下降主要系燃煤成本大幅增长，1H22 归母净利已转正。 2017 年公司归母净利润同比大幅下降 86%，主要系当年燃料费用、煤炭销售成本大幅增加；2021 年公司归母净利润-33.4 亿元，主要系煤炭价格大幅上涨导致公司燃料费用同比增长 79.9%。截至 2021 年底，公司火电装机容量为 5094.9 万千瓦，占公司总装机容量 95.49%，因此燃料费用对公司盈利影响较大。1H22，公司归母净利润已转正，为 15.8 亿元，主要得益于投资收益贡献 28.9 亿元。

公司资本开支大幅增加，但资产负债率整体下降。2017-2021 年公司资本支出 CAGR 高达 16.09%，资产负债率却从 2017 年的 73.9%下降至 2021 年的 65.7%，财务费用率也呈现持续降低趋势。1H22，公司资产负债率较 2021 年底保持平稳，财务费用率较 2021 年底进一步下降至 4.1%。2021 年公司总资本支出 309.75 亿元，同比增长 49.67%，主要来源于股权投资的增长。2021 年公司股权投资 165.3 亿元，主要系用于对参股新能源平台的增资扩股。2022 年公司安排资本开支预计约 170 亿元。

2018-2021 年，公司经营现金流同比增速波动较大，每股股利持续上升。2017 年，公司经营业绩欠佳，经营现金流和每股股利均同比大幅下降，之后三年逐渐恢复提升。2021 年公司经营现金流-107.2 亿元，较 2020 年的 202.86 亿元同比下降 152.8%，主要系电煤价格大幅上涨给公司带来大额亏损。但公司 2021 年仍派发每股股利 0.25 元，与 2020 年一致。1H22，公司经营活动现金净流量已经较 2021 年由负转正。

市场表现复盘，估值有望重塑

复盘公司相对恒生指数收益，估值有望重塑。我们采用相对收益观察 2019 年 10 月电价改革后的公司收益。2019 年 10 月至 2020 年 12 月 31 日，秦皇岛动力煤价平均市场价较低，仅为 573 元/吨，但受疫情影响，2020 年需求偏弱，公司市场表现总体较为低迷。2021年8-9月，公司股价大涨，相对收益可观。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 2022 年 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，公司 PB 估值再次回到相对较低位置，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，公司在此期间股价不断上涨。2022 年开年后，由于政策利好消息偏少及估值已偏高，电力公司股价开始回调，同时火电公司 2021 年业绩预亏公告频发抑制投资热情，公司估值再次回到布局窗口。

2022 年 4 月，公司年报发布，2021 年亏损落地，随着国家发改委煤价管控政策的不断出台及趋严，投资者对 2022 年火电业绩扭亏的期待带动公司股价上涨；2022 年 7 月初，公司参股新能源平台于上海证券交易所提交 IPO 募集说明书促使投资者更加关注到公司参股新能源平台的价值，同时来水偏枯带来的局部区域缺电问题凸显火电资产重要性，公司股价大幅上涨。2022 年 10 月，公司 A 股三季报发布，入炉煤价下降及火电盈利改善不及市场预期，且市场对四季度煤价下降并不乐观，公司股价出现回调。

火电盈利有望改善，灵活性改造行稳致远

截至 1H22，公司火电装机占比超 95%。相较可比公司，公司供电煤耗具有明显优势，单位燃料成本由于火电中燃气机组占比高于可比公司而略偏高。

2021 年煤价高涨导致公司产生大额亏损，A 股三季报数据显示 1-9M22 公司火电板块仍处于亏损状态，4Q22 火电业绩在高煤价影响下或较难环比改善，火电板块扭亏可能需待 2023 年煤价下行。火电机组参与调峰会随着新型电力系统建设进程不断增加，因此对煤电灵活性改造要求越来越高，我们认为我国目前灵活性调节能力较低的原因或为没有良好的辅助服务补偿机制，煤电厂改造意愿不足。在我们的模拟测算情景下，山东省在 2021 年上调调峰补偿后，不考虑现货市场，假设生命周期 10 年，300MW/600MW 机组在负荷率 40%和 30%时可获得较好收益，南方地区调峰补偿机制仍有提升空间。公司 41%火电装机在山东，灵活性改造带来收益增加潜力有较大挖掘空间。

亏损或已见底，23年火电业绩有望迎来扭亏

公司火电装机分布于全国十个省份。截至 2022 年 6 月底，公司火电装机占比超 95%，分布在全国十个省份，其中 41%/6%的火电装机位于全国用电大省山东/广东。2020 年和 2021 年，山东和广东的全社会用电量一直稳居全国前二。公司水电装机则主要集中在四川省，河北省水电装机仅占公司水电总装机的 3%。

公司火电机组供电煤耗较可比公司更低，但单位燃料成本高于可比公司。2017 年-1H22，公司供电煤耗呈现逐年下降趋势，且一直低于可比公司华能国际及华润电力。1H22，公司供电煤耗为 283.32g/kWh，较华能国际和华润电力分别低 2.72g/kWh 和 10.38g/kWh，且公司 95 台燃煤机组已全部达到超低排放要求。单位燃料成本层面，由于各公司将燃煤和燃机统一核算，而截至 1H22 公司燃气机组（燃气机组单位燃料成本显著高于燃煤）占火电装机的比例接近 17%，显著高于华能国际（12%）和华润电力（1%），故公司单位燃料成本高于可比公司。

2021 年煤价高涨导致公司火电业绩承压。2021 年秦皇岛 Q5500 动力煤市场均价 1028 元/ 吨，同比大幅增长 78%。因而华电 2021 年单位燃料成本同比增长 60%。3Q21 火电企业开始亏损，由于煤价长协价格上涨存在滞后性及高煤价库存等原因，4Q21 火电企业亏损环比进一步扩大，且亏损程度与企业火电发电量基本成正比。

2022 年，煤电市场化电价大幅提升使得火电对煤价的承受能力更强，但火电扭亏仍有难度。 1H22，秦皇岛动力末煤 Q5500 平仓均价为 1180 元/吨，虽然 2022 年 2 月 24 日，国家发改委发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303 号），明确要求秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格较合理区间为 570～770 元/吨（含税），自 2022 年 5 月 1 日起实施。

5 月 1 日后，各发电企业煤炭长协并未 100%在国家发改委规定的价格区间执行，除煤炭长协执行率较高的国电外，华能/华电/大唐火电板块一二季度均处于亏损状态。3Q22秦皇岛动力末煤 Q5500 平仓均价 1253 元/吨，较上半年均价上涨6.2%，因此各火电企业入炉煤价下降及火电盈利改善有限。即使公司 3Q22 发电量同比增长 21%带来除燃料外其他度电成本分摊下行，但入炉标煤单价环比增长 9.3 元/吨至1165 元/吨，导致公司火电盈利改善有限，但我们测算或基本接近盈亏平衡。从整体业绩看，由于华电来自参股煤矿及新能源公司投资收益较为丰富，2022 年前三季度公司整体归母净利已转正（A 股三季报口径）。

煤价高企倒逼市场化电价改革，燃煤上网电价 4Q21 以来上涨可观，1-9M22 持续位于高位。自 2021 年 10 月 8 日，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，近期市场化电价多数较基准电价顶格上浮，2022 年 3-5，8-10 月，广东省月度双边协商交易电价较基准电价上浮程度均为 22.3%，甚至超过 20%上限。公司层面，1-9M22 华电国际实现平均上网电价 0.5166 元/千瓦时（含税），去年同期为 0.4171 元/千瓦时，同比增速达到 23.9%。

4Q22 煤价或将继续保持强势，火电扭亏需待 2023 年煤价下行。根据华泰煤炭于 2022 年 10 月 14 日发布的《2023：行业强α与宏观弱β的较量》：中国煤炭行业 2023 年起供需将有一定幅度宽松化，尽管 4Q22 煤炭价格或将继续保持强势。北港 5500 卡动力煤均价有望从 2022 年的 1250 元/吨下移至 2023 年的 950 元/吨。

9 月以来，5500 卡动力煤价格出现明显上涨，我们认为 4Q22 在水电或因来水偏枯而发电减少、产地局部疫情及安全事故带来煤炭供给扰动及传统冬季取暖强支撑下，动力煤价格或仍将处于较高水平，因此火电 4Q22 盈利环比改善希望较小，但 4Q22 的高煤价或对火电企业 2023 年年度电力市场化交易价格签订有利。2023 年煤价下行判断主要基于：1）供给侧新增煤炭产能释放带来边际供给增量；2）需求侧在海外经济衰退背景下或迎来下行。我们认为 2023 年煤电市场化交易电价或仍将处于较高水平，煤价下行或带动火电行业扭亏。

煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益有待挖掘

我国火电机组调峰能力远低于世界领先水平，有较大提升空间。丹麦和德国是煤电灵活性改造较为领先国家。丹麦从 1995 年起开始大力发展煤电灵活性改造，目前处于世界领先水平，其火电机组以供热为主，供热期最低运行负荷可达 15%-20%。德国装备制造协会针对煤电灵活性改造制定了改造专项清单，其供热机组/纯凝机组最低运行负荷达到 40%/25%。相比于丹麦和德国，我国的火电机组最低运行负荷较高，调峰能力较弱，说明我国火电机组灵活性还有较大提升空间。据《火电机组灵活性改造形势及技术应用》（2018 年，作者：侯玉亭、李晓博、刘畅等）分析，经过灵活性改造，预计我国热电机组最低运行负荷可达到 40%-50%，纯凝机组最低运行负荷可达到 30%-35%。

全国煤电灵活性改造进程缓慢，严重滞后于国家“十三五”目标。我国 2016 年开始煤电灵活性改造试点工作，并在《电力发展“十三五”规划》中提出了“三北”地区煤电灵活性改造 2.15 亿千瓦的目标。据国家电网《服务新能源发展报告 2021/2020》显示，截至 2020 年底，“三北”地区实际只完成煤电灵活性改造 8241 万千瓦，仅为目标的 38%，其中内蒙古、山西、新疆、甘肃分别仅达到其目标的 2.1%、3.3%、2.4%和 4.1%；截至 2019 年底，煤电灵活性改造试点实际完成约 5340 万千瓦，仅达到规划目标的 31.4%。我们认为煤电灵活性改造落后的主要原因有：调峰辅助服务市场机制仍需要完善、灵活性改造对燃煤机组运行本身带来的负面影响、灵活性改造对煤电企业带来的高成本负担。

十四五国家对煤电灵活性改造提出新要求，火电调节能力挖掘潜力大。2021 年 11 月，国家发改委、能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，推动煤电行业“三改联动”：节能降耗改造、供热改造和灵活性改造。通知发布了“十四五”期间改造目标，其中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，煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。2022 年 4 月 24 日，国家能源局提出：今年我国将大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，改造升级煤电规模超过 2.2 亿千瓦。

国家能源局统计，2021 年上半年辅助服务市场交易费用共 110.1 亿元，其中调峰、调频费用各占比 84.3％、15.3％，一定程度缓解了部分煤电企业经营压力。电力规划设计总院初步测算， “十四五”末期我国辅助服务年补偿资金规模将达到约 800 亿元，进一步释放火电机组的调节潜力。

东北、西北、华北、华东、华中等地区已建立区域和省级两级调峰辅助服务市场。据国家能源局统计，2019 年上半年，全国除西藏外 31 个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共 4566 家，装机容量共 13.70 亿千瓦，补偿费用共 130.31 亿元，占上网电费总额的 1.47%。南方、东北和西北电力辅助服务补偿总额较高，分别为 46.35 亿、 24.93 亿、24.20 亿;南方辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为 3.37%，华中最低，为 0.36%。

全国不同地区调峰补偿机制存在一定差异性。大部分地区调峰补偿标准按照负荷率进行分档；东北三省、新疆除负荷率档位外，还额外考虑火电机组类型以及是否处于供热期；江苏则按照时间跨度以及时段进行补偿，短期调峰补偿高于中长期，峰段高于谷段。华北区域（河北南网、京津唐、山西、蒙西和山东）的基准负荷率高达 70%，大部分地区基准负荷率为 50%左右。除南方区域（广东、广西、贵州、海南、云南）设定具体补偿标准，其他区域均设定报价范围。整体来看，东北三省、山东等地调峰补偿较高，贵州、甘肃等地调峰补偿较低。

山东火电调峰补偿上涨，华电国际面临较大机遇

火电机组参与深度调峰增加燃煤、运维、耗油等营业成本。不同参数、形式的机组在实际运行中，负荷率对成本的影响有所不同，但整体变化趋势相同。参考《火电机组深度调峰经济性分析》中一台 300MW 亚临界机组和一台 600MW 超临界机组的测算数据，假设所有机组参与深度调峰的频次系 100 次，每次深度调峰时长为 6 小时，则 300MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度营业成本 436/683/1099 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度成本 690/1096/1681 万元/年。

财务成本增加主要系假设灵活性改造的固定成本 30%采用自有资金，70%由融资获得，融资年利率 3.5%（参考公司最新发布的两期 5 年期中期票据的利率分别为 3.39%/3.57%）。因此 300MW 和 600MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度成本合计 436/756/1319 万元和 690/1243/2122 万元。同一台机组，负荷率越低, 经济成本越大；同一负荷率，大机组经济成本更高。

完善辅助服务机制，山东能源监管办大幅提升直调公用火电机组调峰补偿。2021 年 9 月 3 日，山东能源监管办发布《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021 年修订版)(征求意见稿)》，提升了山东省火电机组调峰补偿上限。我们在所有调峰收入测算时不考虑现货交易。按补偿标准上限、年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 319/1274/2230 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 637/2549/4460 万元/年。同一台机组，深度调峰负荷率越低, 调峰补贴收入越高；同一负荷率，大机组调峰补贴收入更高。

经测算，公司若对山东火电机组进行灵活性改造并提供调峰服务，收益或较好。根据之前调峰成本和补贴收入测算结果，可得出年度调峰利润。根据中电联数据，煤电灵活性改造单位调峰容量成本约为 500-1500 元/千瓦。煤电灵活性改造成本相对于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段更低，具有最高性价比。假设煤电机组原最低运行负荷率为 50%，并且增强最低负荷率至 40%/30%的灵活性改造单位调峰容量成本分别为 1000/1500 元/千瓦，可得出灵活性改造成本。

考虑大多数煤电机组已经运行较长年份，即使进行灵活性改造，也并不能够增加机组寿命，同时不考虑残值，我们假设灵活性改造后煤电机组可使用年限为 10 年。经测算，300MW 和 600MW 机组负荷率 40%、30%时静态投资回收期均小于报废年限（假设 10 年），故可获利；负荷率为 50%时，即使不产生灵活性改造成本，由于调峰补助不足以覆盖调峰成本，调峰将亏损。公司 41%的火电机组集中在山东省，若进行灵活性改造，将最低运行负荷降低至 40%甚至 30%，调峰带来的辅助服务盈利或较好。

南方区域提升煤电调峰补偿，仍旧力度不足

为进一步鼓励煤电机组灵活性改造，南方能源监管局提升南方区域深度调峰补偿。2022 年 3 月 22 日，南方能源监管局发布《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》，提升广东、广西、云南、贵州、海南各省的煤电深度调峰补偿。以其中调峰补偿最高的广东为例，第一档由 0.066 元/千瓦时提高至 0.099 元/千瓦时;第二档由 0.132 元/千瓦时提高至 0.792 元/千瓦时；新增第三档 1.188 元/千瓦时。根据广东新补偿标准，按年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 0/158/1419 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 0/315/2839 万元/年，远低于山东补贴收入。

根据我们的模拟测算，南方区域提升后的调峰补偿仍不足。同样不考虑现货市场，深度调峰所增加的成本仍采用《火电机组深度调峰经济性分析》中的测算数据，结合广东年度补贴收入，可以计算出年度调峰毛利润。300MW 和 600MW 机组在负荷率 50%、40%的情况下都产生调峰亏损，调峰补贴收入不足以弥补调峰所增加的变动成本。虽然 300MW 和 600MW 机组在负荷率 30%的情况下调峰利润为正，但是静态投资回收期均超出了报废年限（假设 10 年），并不能覆盖灵活性改造的固定成本。广东的调峰补偿在南方区域最高，我们测算仍旧产生亏损，故推测南方区域其他省份（广西、贵州等）也会产生亏损。

可再生能源重新布局，参股新能源权益资产价值未充分体现

自集团新能源发展战略调整，公司新能源发展模式由控股转换为参股，截至 2021 年底，公司参股新能源权益装机近 849 万千瓦，2021 年 7-12 月参股新能源权益资产为公司贡献投资收益约 7 亿元。我们预计公司 2025 年参股新能源权益装机为 2323 万千瓦，来自参股新能源平台收益贡献或达 37 亿元。此外，抽水蓄能为公司未来重要发展方向，公司已有 1002 万千瓦抽蓄项目列入十四五和十五五项目储备和项目规划，我们测算这些项目的资本金整体 IRR 或高达 11.6%-13.3%，全部投产后或将为公司每年贡献净利润约 18 亿元。

抽水蓄能为公司重要新发展方向，落实开发项目容量可观

新型电力系统建设下，抽水蓄能作为调峰电源发展潜力较大。国家发改委、能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》明确，加快推进抽水蓄能电站建设，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设，完善抽水蓄能价格形成机制。抽蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）中提到，我国计划到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右。国家能源局数据显示，截至 2021 年底，全国抽水蓄能装机 36GW，同比增长 13.24%。据国际能源网统计，目前省级续建和即将投建的抽水蓄能项目加总起来已经超过 100GW，投资额超 6000 亿。

公司已紧密开展抽蓄项目部署，规划 1002 万千瓦全部投产后或将每年贡献 18 亿净利润。公司管理层于 2021 年业绩会提到公司已有 4 个抽水蓄能项目进入可研阶段，分别位于浙江、湖北、湖南和广东，装机容量合计约 300 万千瓦。列入十四五和十五五项目储备和项目规划的抽水蓄能项目，公司落实开发权约 1002 万千瓦。按照我们以下对抽水蓄能电站盈利测算模型，40 年运营期抽蓄电站平均单位净利润约为 0.18 元/W，待公司规划容量（假设均为控股装机）全部投产，每年净利润贡献为 18 亿元。

抽水蓄能执行两部制电价，收益有最低保障。2021 年 4 月 30 日，国家发改委发布发改价格〔2021〕633 号文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（2023 年开始实施），指出要“以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”。

两部制电价=容量电价+电量电价。容量电费回收的是除抽发运行成本外的综合性成本。电量电价用于回收抽水、发电的运行成本，以体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。根据电力现货市场运行与否，抽水电价及上网电价所执行的电价政策不同。电力现货市场运行机制下，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好。在无现货市场背景下，由于抽蓄电站存在 25%能量转换损耗（抽水电价=75%燃煤基准电价，上网电价=燃煤基准电价），容量电价盈利占抽蓄电站盈利的绝大部分。

容量电价测算：根据发改价格〔2021〕633 号文所规定的容量电价计算机制，按 6.5%核定经营期内部收益率；年净现金流=年现金流入－年现金流出（均不含税），其中年现金流入为实现累计净现金流折现值为零时的年平均收入水平，包括固定资产残值（仅经营期最后一年计入）；年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。基于我们的核心假设，使用 excel 单变量求解得到抽蓄电站容量电价为 0.574 元/W。抽水蓄能电站的造价及贷款利率是影响容量电价的关键因素。我们进行了有关抽蓄电站造价与借贷利率的容量电价敏感性分析，在 4.2%-4.8%的借贷利率、5-7 元/W 的造价的不同情景下，抽蓄电站的容量电价约为 0.474-0.683 元/W。

抽蓄电站容量电价保证生命周期内至少 6.5%的资本金 IRR，整体 IRR（算上电量电价盈利）与利用小时及电价正相关。我们进行了关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析，基于公司有项目的四个省份 0.4143-0.453 元/千瓦时的基准电价，1700- 2000 的利用小时情景下，抽蓄电站的资本金整体 IRR 可高达 11.6%-13.3%。

参股新能源权益项目增长可期

公司持有参股新能源平台 31.03%股权。2021 年 5 月 24 日，华电国际完成资产注入后持有参股新能源平台 37.19%股权。2021 年 12 月 7 日，该平台于北交所引入战略投资，增资完成后，华电国际持有其股权比例被稀释至 31.03%。根据公司参股新能源平台招股说明书申报稿，待其 IPO 发行后，华电国际对其持股比例将由 31.03%进一步稀释至 21.7%- 26.4%（由于 IPO 具体发行时间未定，后续相关测算均暂不考虑本次稀释）。公司参股新能源平台为华电集团旗下唯一新能源业务发展与整合平台，以风电资产为主。截至 2021 年底，该平台拥有新能源装机容量合计 2737 万千瓦，其中风电装机容量占比 76.2%，为其目前主要新能源发电装机类型，剩余容量均为光伏装机。该平台的风电项目绝大多数位于我国规划的风资源条件优越的“八大风电基地”，包括新疆、甘肃、蒙西、吉林等资源富集区。

截至 2021 年底，公司参股新能源权益装机预计为 849 万千瓦，十四五末或增长至 2323 万千瓦。截至 2021 年底，该平台拥有新能源装机容量合计 2737 万千瓦，由于公司持有该平台 31.03%股权，公司截至 2021 年底的参股新能源权益装机容量接近 849 万千瓦。我们预计该平台十四五末新能源装机规模有望达到 7487 万千瓦，则公司十四五末参股新能源权益装机有望达到 2323 万千瓦。

我们预计公司参股新能源平台 2022-2025 年新增新能源装机 15/12.5/10/10GW，风：光 =3：7。我们预计该平台十四五末将拥有近 75GW 新能源装机，由于近两年，华电集团正陆续整合新能源资产于公司参股新能源平台，我们假设其 2022-2025 年新增新能源装机容量为先快后慢的态势。同时，根据各大发电公司十四五发展规划普遍风电小于光伏，且考虑该平台风电资产已较多，假设 2022-2025 年该平台风：光新增装机比例为 3：7。

利用小时方面：2021 年公司参股新能源平台风电利用小时 2245 小时，同比增长 157 小时，主要由于 2021 年为大风年；今年以来，我国整体来风同比偏差，根据中电联发布的《2022 年 1-6 月电力工业运行简况》，1H22 我国风电平均利用小时同比下降 58 小时至 1154 小时，因此我们预计该新能源平台 2022 年风电利用小时同比下降 40 小时至 2205 小时，且未来保持平稳；同时，该平台 2021 年光伏利用小时数为 1344 小时，1H22 我国光伏平均利用小时同比上升 30 小时至 690 小时，因此我们预计该平台 2022 年光伏利用小时同比增长 20 小时至 1364 小时，未来保持不变。

上网电价方面：2021 年，公司参股新能源平台实现风电/光伏平均不含税上网电价 0.45/0.67 元/千瓦时。对于 2022-2025 年风光项目的平均上网电价，我们假设新增风电/光伏项目均为含税上网电价 0.4 元/千瓦时的平价项目，存量项目保持已有上网电价不变，加权平均得到每年的平均上网电价。

我们测算公司参股新能源平台十四五新能源收入 CAGR 为 24%。基于以上假设，我们预计公司参股新能源平台风电/光伏 2021-2025 年营收 CAGR 分别为 18%/41%，公司总营收 2021-2025 年 CAGR 为 24%。成本方面，2020-2021 年，该平台风电/光伏度电成本均呈现下行趋势，我们预计 2022 年随着一批 15GW 新能源项目投产，公司运维费用等规模效应显现，风电/光伏度电成本分别同比下降 2%/5%至 0.199/0.255 元/千瓦时，2023-2025 年风电/光伏度电成本每年分别同比下降 0.5%/1%。但 2022-2025 年，该平台风电和光伏毛利率仍将随着平价项目增加带来的平均电价下行而下降，公司整体毛利率将从 2021 年的 56%下降至 2025 年的 46%。

我们预计公司参股新能源权益资产贡献的归母净利润将由 2021 年大约 7 亿元提升至 2025 年的 37 亿元。我们基于上述核心假设，预计 2022-2025 年公司参股新能源公司归母净利润为 88/101/110.7/119.5 亿元，十四五 CAGR24%。2021 年该平台只有 7-12 月为华电国际贡献投资收益（约 7 亿元），至 2025 年，我们预计将贡献 37 亿元。

参股新能源权益资产可对标绿电龙头，1-9M22 公司整体已扭亏

我们预计公司 2022-2024 年归母净利润 31/57/67 亿元，其中 2022-2024 年投资收益分别为 54/57/59 亿元。采用分部估值法，2022 年我们预计公司参股新能源权益资产归母净利润贡献为 27 亿元，参考 2022E 可比公司 Wind 一致预期 PE 均值为 14.7x，考虑公司拥有的为参股新能源资产，给予公司参股新能源资产 13x 2022E PE，公司参股新能源权益资产市值为 355 亿元；预计 2022 年公司水电/火电归母净资产为 74/266 亿元，参考可比公司 2022E Wind 一致预期 PB 均值 1.9x/0.7x，给予公司水电/火电目标 PB 1.5x/0.4x（水电折价考虑与可比公司水电资产盈利水平有一定差距，火电折价考虑可比公司有控股新能源资产），公司水电/火电板块估值为 111/106 亿元。公司参股新能源权益资产/火电/水电估值合计 572 亿元，扣除永续债持有者权益 233.6 亿元，公司目标市值 339 亿元（368 亿港元），对应目标价 3.73 港元。

2022/2023/2024年营收有望同比增长6.3%/4.7%/1.3%

售电业务为公司主要收入来源。公司主营业务分为售电、售热、售煤。2019-2021 年，售电发电业务年均贡献公司营收的 80%左右，为公司主要收入来源，其中火电发电仍占主导地位。2021 年，即使新能源资产于 6 月底剥离，可再生能源收入同比下降，但由于全社会用电需求同比大幅增长 10.3%（国家能源局数据），公司火电售电量同比增长 14.6%，上网电价同比增长 6.6%至 0.438 元/千瓦时，火电量价齐升仍带动公司 2021 年营业收入同比增长 13%。对于售热业务，由于 2021 年其收入同比增速下降 4.4 个百分点至 12.2%，我们预计 2022-2024 年其同比增速维持在 8.2%。

由于公司 2021 年处置了一家煤炭公司山西茂华，公司 2021 年供煤收入同比下滑 7.4%，1H22 公司财务报告披露由于煤炭贸易量大幅下降导致收入和成本均同比下降，其中煤炭销售成本同比下降 87.3%至 9.8 亿元，我们预计 2H22 该业务将保持 1H22 的同比下滑态势，对应 2022 年售煤收入同比下降 83% 至 19.8 亿元，2023-2024 年暂预计维持不变。综上，我们认为公司 2022-2024 年将实现营收 1073/1123/1138 亿元。

预计 2022-2023 年仍有煤电机组增加。截至 2022 年 6 月底，公司在建煤电机组 4,490MW，其中广东汕头两台 660MW，湖南平江两台 1000MW，山东龙口一台 660MW，天津开发区分公司三台 170MW。我们预计广东汕头 2*660MW 及湖南平江 2*1000MW 煤电机组于 2022 年投产，山东龙口一台机组于 2023 年投产，天津开发区三台于 2024 年投产；此外，公司还有青岛公司两台 505.54MW 燃气机组在建，我们预计其于 2023 年投产。

公司 1-9M22 火电发电量同比增长 4%，我们假设公司 4Q22 火电发电量同比增长 5%左右，因此预计公司 2022 年燃煤/燃气机组利用小时分别同比持平/-4%，2023-2024 年预计维持 2022 年水平，因此 2022-2024 年火电利用小时分别同比-2.7%/+0.4%/-0.8%。由于 2021 年水电利用小时为 4215 小时，同比下降 357 小时。1-9M22 公司水电发电量同比下降 4% 至 71.6 亿千瓦时，考虑今年汛期来水偏枯，水电站蓄水受到一定负面影响，预计 4Q22 枯水期水电发电量仍将同比下滑，预计 2022 年水电利用小时 3900 小时，2023-2024 年预计维持 2022 年水平。因此，公司 2022-2024 年售电量预计同比-2.1%/+5.0%/1.1%。

1-9M22 公司综合上网电价同比增长至 0.517 元/千瓦时，预计 4Q22 将仍处于较高水平。由于 2022 年燃煤发电量原则上全部进入市场且全国多数省份燃煤市场化电价基本顶格 20% 上浮，1-9M22 公司实现平均上网电价 0.517 元/千瓦时，我们预计 2022 年公司火电含税平均上网电价同比上涨 19.8%至 0.525 元/千瓦时，2023-2024 年燃煤和燃气机组上网电量结构较 2022 年变化导致火电上网电价变为 0.522/0.52 元/千瓦时。关于可再生能源电价，由于 2022 年开始公司可再生能源板块只有水电，预计其含税上网电价为 0.25 元/千瓦时，且 2023-2024 年保持稳定。因此公司 2022-2024 年平均含税上网电价将高达 0.51 元/千瓦时。

预计2022/2023/2024年营业成本将同比-6.3%/+1.1%/持平

公司的营业支出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 年的平均市场价格为 1028 元/吨，同比上涨 78%。2021 年公司入炉标煤单价同比增长约 70.7%至 1099 元/吨。1Q22/2Q22/3Q22，公司分别实现入炉标煤单价 1196/1155.75/1165 元/吨，前三季度入炉煤价呈现“V”字型波动；1-9M22 公司入炉标煤单价为 1174 元/吨，我们预计 4Q22 煤炭现货价格或仍处于高位，关键在于签署煤价在国家发改委价格区间内的煤炭长协履约率能否进一步提升，假设 2022 年公司入炉标煤单价同比增长 6.0%至 1165 元/吨，2023-2024 年预计分别同比下降 5.4%/2.0%至 1103/1081 元/吨。我们测算公司煤电机组发电煤耗 2021 年同比下降 8.3%至 299 克/千瓦时，预计 2022-2024 年分别同比下降 2/1/1 克/千瓦时。因此公司 2022-2024 年燃煤机组单位燃料成本分别为 0.346/0.327/0.319 元/千瓦时。

对于燃气机组，由于天然气价格 2022 年以来仍同比大幅上涨，我们预计其 2022 年单位燃料成本同比增长 19%至 0.579 元/千瓦时。因此，公司 2022-2024 年燃料费预计为 802/805/797 亿元，同比+7.6%/+0.4%/-0.9%。关于折旧，由于公司 2021 年 6 月底剥离了 700 万千瓦以上新能源装机，我们预计 2022 年完整年度折旧将同比下降，2023-2024 随着新增煤电机组投产，折旧有小幅上升。对于 2022-2024 年管理费用率/职工新出费用率及维修保养费用率，参考 1-9M22 三项费用的同比节省，我们预计呈现下行趋势。综上所述，我们预计公司 2021/2022/2023 年总营业成本同比-6.3%/+1.1%/持平。

预计2022/2023/2024年归母净利润转盈利/同比+81.7%/+18.8%

投资收益成为公司利润重要组成部分。2019-2021 年，公司财务费用率呈现下行趋势， 2020/2021 年分别同比下降 0.6/0.8pp，我们预计 2022 年财务费用率将同比下降 0.2 个百分点至 4.0%，后续随着公司对外投资如抽水蓄能项目的增加，我们预计公司财务费用仍将同比增长，但由于公司信用较好，借贷利率和发债利率具有优势，我们预计其财务费用率 2022-2024 年基本在 3.9%-4.0%。2021 年，公司投资收益为 72 亿元，同比上涨 1178%，其中参股新能源公司贡献 7-12 月投资收益约 7 亿元，公司参股的多家煤矿公司贡献 19 亿投资收益，剩余约 46 亿由资产处置产生。2022 年-2024 年，预计公司参股新能源权益资产贡献投资收益为 27/31/34 亿元（假设公司参股比例不变）。

1H22，公司参股煤矿公司贡献投资收益 13 亿元（1Q22/2Q22 分别为 5.1/7.9 亿元）,考虑公司参股的煤炭公司华电煤业今年预计剥离旗下锦兴煤业，假设 2022 年公司来自煤炭公司投资收益预计为 27 亿元，2023/2024 年公司参股煤矿投资收益同比增速与我们对公司同期入炉标煤单价同比增速一致。因此公司 2022-2024 年投资收益合计 54/57/59 亿元。预计公司 2022-2024 年归母净利润 31/57/67 亿元，转盈利/同比+81.7%/+18.8%。

火电业绩改善+参股新能源快速发展，市场价值仍有修复空间

2022 年，我们预计公司参股新能源权益资产归母净利润贡献为 27 亿元。公司参股新能源平台截至 2021 年底新能源装机 27.4GW，至 2025 年，将达约 75GW；截至 2021 年底龙源电力/三峡能源新能源装机近 25/23GW，2025 年末我们预计为 52/49GW。公司参股新能源公司规模与三峡能源和龙源电力相当，估值可比性较高，2022E 其可比公司 Wind 一致预期 PE 均值为 14.7x，我们预计该平台 2022-2025 年新能源装机增量（48GW）高于三峡能源（26GW）和龙源电力（28GW），考虑公司拥有的为参股新能源权益资产，给予公司参股新能源权益资产 2022E PE 13x，对应市值为 355 亿元。

水电板块：由于目前 A 股仅长江电力为纯水电资产，用 2019 年长江电力并购秘鲁 LDS 公司前的净资产预测公司水电净资产，长江电力 2019 年单位千瓦水电净资产为 3297 元，公司截至 1H22 水电装机 245.9 万千瓦，我们测算其 2022 年净资产为 79 亿元，由于公司水电权益比例为 91%，其水电归母净资产为 73.8 亿元。参考可比公司 2022 年 Wind 一致预期 PB 均值 1.9x，考虑公司水电资产质量距离可比公司资产有一定差距，给予公司水电板块 2022E PB 1.5x，对应水电市值 111 亿元。

火电板块：我们预计公司 2022 年火电归母净资产 266 亿元。参考可比公司 2022 年 Wind 一致预期 PB 均值 0.7x，考虑可比公司虽然火电装机占比非常高，但体内仍有控股新能源资产，给予公司火电板块 0.4x 2022E PB，对应火电市值 106 亿元。采用分部估值法，公司目标市值 368 亿港元，目标价 3.73 港元。考虑公司自身火电和水电资产以及参股新能源权益资产，公司总市值 572 亿元，剔除永续债所有者权益 233.6 亿元，公司目标市值 339 亿元，即 368 亿港元，对应目标价 3.73 港元。

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