【华创证券】拐点将至，静待花开.pdf

2022-03-30

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一、公司介绍

（一）公司沿革与股权结构

公司系华能集团旗下最大的全国型综合电力上市平台。公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂，是中国最大的上市发电公司之一。公司是国内第一个实现在纽约、香港、上海三地上市的发电公司，并且技术经济指标、全员劳动生产率在国内电力行业保持先进水平。截至 2021 年底，公司可控发电装机容量 118.7GW，为华能集团旗下最大的全国型综合电力上市平台。

股东均为国资背景，持股高度集中。截至 2021 年年报发布日，公司实际控制人为国资委，第一大股东系华能国际电力开发公司。中国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。

（二）除 21 年极端年份外，公司经营数据不乏亮点

21 年公司营收稳健提升，归母净利润负增长。2021 年公司实现营业收入 2046.05 亿元，同比增长 20.8%，其中电力及热力业务收入 1936.51 亿元，同比提升 19.88%，营收大幅增长主要受到上网电量增加和结算电价上调两方面因素的驱动。2021 年公司归母净利润为-102.64 亿元，21 年归母净利润的异常波动主要由燃料成本大幅上涨所致。

20 年盈利能力有所修复，21 年受煤价影响 ROE 再次下行。2017-2019 年公司净资产收益率分别为 2.4%、1.7%、1.7%，2020 年净资产收益率提升 2%至 3.8%，盈利能力得到一定程度恢复。2021 年在煤价高涨和发电机组利用小时数降低的影响下，2021 年公司净资产收益率下行至-9.8%。

火电强现金流属性加持下经营性现金流整体稳中向好，投资现金流逐步扩张，偿债能力稳健。2017-2019 年公司经营性现金流量分别为 291.97、288.92、373.24 亿元，2020 年在火电业务强现金流的助力下，经营性现金流净流入增加至 420.5 亿元。2021 年受燃料采购成本大幅上升影响，经营性现金流净流入降至 60.33 亿元。2018-2021 年投资现金流量依次为 205.28、290.34、420.67、426.57 亿元，投资现金流连续四年扩张。与此同时，21 年公司资产负债率为 75%，同比上升 7pct；公司资产周转率为 0.44，同比+0.04 次，总资产营运效率有所提升。（报告来源：未来智库）

二、火电拐点将至，煤价电价共同助力火电业绩修复

（一）复盘 2021：火电亏损面有多大？

主要电企 2021 年亏损情况均较为严重。华能国际 2021 年亏损 102.6 亿。虽然亏损较为严重，但公司火电装机规模装机同样较大，从单位 GW 火电亏损来看华能国际亏损情况处于行业中游水平，单位 GW 火电机组的亏损程度低于上海电力、粤电力及大唐发电。

（二）矛盾在煤价：从现象、本质和展望三个角度解析煤价

1、首先看现象：煤价已经出现下行

2021 年冬季煤价格逐渐回落，预计后续 2500 元/吨的动力煤大概率不会再次出现，同时国家积极制定相关政策引导煤价向合理区间发展。

1）下水煤长协制定政策。12 月 3 日，发改委在全国煤炭交易会公布了 2022 年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿。该意见稿指出：在供给一侧，将核定能力在 30 万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入 2022 年的煤炭长协签订范围；在需求一侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤 100%签订长协。价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，5500 大卡动力煤调整区间在 550-850 元之间，其中下水煤长协基准价为 700 元/ 吨，较此前的 535 元上调约 31%。新一年的动力煤长协价格将实现每月一调。

2）国家煤炭供需政策。21 年 10 月，国家发展改革委研究依法对煤炭价格实行干预措施，随后煤价高位应声下跌。22 年 3 月，国家发展改革委将会同相关部门、煤炭主产区和重点企业持续加大工作力度，从推动手续办理、加强应急储备等多方面完善煤炭产供储销体系，进一步释放优质煤炭产能，强化煤矿生产调度，力争全国煤炭日产量稳定在 1200 万吨以上。

2、其次看本质：煤价上行的本质源自需求旺盛下的供给弹性不足

从需求端来看，地产松动，出口旺盛导致用电激增，集中体现在工业用电的波动，主要体现两个特点：一是规模大，二是增速快。1）规模上：2021 年第二产业用电占比约 68%，是中国用电市场名副其实的“压舱石”，第二产业需求的边际变化很大程度上会影响整个电力市场的供需平衡。2）增速上：我们观察到第二产业的用电量出现了极为明显的波动，由于疫情扰动，我们认为用增速将不具代表性，因此我们通过总用电量的变化观察第二产业的用电变动情况。第二产业用电自 1 月至 7 月出现了极为明显的增长，即便与未受疫情影响的 18、19 年相比仍出现了大幅的波动。我们认为主要原因主要有两个，一是国家对于地产的松动，导致整个地产链的用电需求再次提升，二是疫情错位下，中国的“清零政策”导致出口强劲。第二产业本身对于用电的影响较大，同时又出现了大幅波动，因此我们认为第二产业是导致需求端上升的主要原因。

从供给端来看，总体上由于供给受限导致 21 年煤价整体维持在高位，结构上看已有煤炭产能的释放节奏仍会短期内影响煤价波动。供给侧改革导致煤炭供给缩减，我国煤炭供给处于紧平衡状态。因此一旦平衡被打破，价格弹性的剧烈波动便会显现。即便煤价维持在高位，煤价仍在 2 月、11 月及 22 年 1 月出现了三次下调，在此时间窗口港口库存均不同程度提升，因此现有产能的释放节奏不同也会在短期内影响煤价波动。

3、最后看展望：供需偏紧现象有望改善

从供给来看，分国内和国际两个视角。

1）国内视角：

21 年发改委产能松动煤炭产能，22 年供给端弹性已经逐步显现。自 2021 年三季度动力煤价格快速上涨后，国内动力煤产量随之上升，10 月、11 月、12 月动力煤产量均显著高于去年同期，且较 20 年同期均有 20%以上的增长，国内供给端的弹性逐渐显现。

2）国际视角：

虽国内供给弹性有所松动，但仍受一些 X 因素（X 因素指发生在正常之外却又对结果至关重要的因素）的掣肘，目前来看主要是印尼煤事件的影响。2021 年 12 月 31 日，印度尼西亚能源与矿产资源部（ESDM）突然宣布，因预计今年 1-2 月国内电厂煤炭供应紧张，为了避免煤炭短缺引发电力危机，政府决定禁止所有 1 月的煤炭出口，将所有的煤炭（包括已经在港口准备装船或发运的煤）供应国内电厂。1 月 20 日，印尼能矿局发布公告，考虑印尼国家电力公司以及终端库存有所好转，且对 2021 年各矿山国内市场义务（DMO）完成情况进行评估，宣布对 139 座矿山的出口销售禁令予以撤销。

虽然禁令持续时间较短，但由于 21 年印尼进口煤数量维持在高位，对国内煤炭供应也产生了影响。2021 年全年印尼进口动力煤均维持在高位，对印尼煤的依赖性不断加强导致在印尼宣布进口之后国内煤炭总供给又陷入了较为被动的局面。但从下游电企实际购煤情况来看，1 月拖欠的煤炭供应将于 2 月份补足，印尼煤事件整体对电企影响或较小，但目前 1、2 月份印尼煤进口官方统计数据尚未公布，具体对国内煤炭供给的冲击影响仍需后续进一步验证。

（三）电价要素：电价作用力度与影响半径均被打开

煤价高企倒逼电力市场化改革重启，电价的天花板与作用半径均被打开。煤价三季度不断冲高，电企经营压力不断加大，各地限电频发。随后《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(1439 号文)应声落地。一方面，上浮空间打开；另一方面，更重要的是电改的作用半径也随之扩张。

1、新一轮电改来临，电价作用力度和影响半径均打开

1439 号文不亚于此前的 15 年电改，电价上浮打开叠加取消工商业目录电价是两大最核心看点。

首先电价上浮天花板被打开，主要将贡献 22 年业绩。随着 1439 号文的落地，电价上浮空间被打开，从后续 11、12 月各地月度市场交易来看，电价几近顶格上浮。但由于多地 11 月份来陆续上浮电价，因此电价上升对 21 年业绩的贡献不大，主要贡献 22 年的业绩。

其次电价的作用和影响半径增大。此前电改难以落到实处的原因是工商业可选择购买市场电或执行工商业目录电价。在煤价较低时，市场电在集中竞价的交易模式下往往折价成交，工商业会选择购买价格较低的市场电；但是如果不取消工商业目录电价，在煤价较高时，市场电如果出现溢价情况，工商业可以选择执行电价较低的目录电价。此次 1439 号文同时取消了工商业目录电价，有序引导工商业全部进入市场这一措施有效保障了电价上浮能最终作用到电企，电价的作用和影响半径实现了真正意义上的增大。

2、计划电价时代渐行渐远，市场主导能力提升

电力市场化改革时电价上涨的基石，电价有望实现由价值决定价格，供需反应波动。1）我国电力行业目前公用事业的属性较为明显，市场化改革后，市场化电部分几乎全部为折价成交，相当于变相降低标杆电价让利下游企业。电力改革不断深入后，电力有望回归商品属性，回归价值决定价格，用户对电力质量的不同需求决定不同电价（比如有不间断电力需求的用户相较需求灵活的电力用户支付合理的溢价等）。2）电价由市场的短期供需决定。以美国为例，美国电价呈现出明显的季节特征，夏季用电需求旺盛，年内电价峰值相较于低谷提价幅度在 8%左右。目前我国电价上浮一般要经由各地政府部分层层审批，且只有市场化交易部分才有上浮空间。未来电价并入市场轨道后，电价调整将更为灵活，将交由市场疏导成本变动。在电价可以实现由价值决定价格，供需反应波动后，电价上浮才能够被真正意义上打开。

（四）三要素将何去何从？——两个长协保障火电亏损收窄

我们如何预测未来走势？基于当前情况我们认为和 2017 年情形较为类似。电力供需偏紧情况下利用小时数有望回升，同时叠加电价上浮，煤价大概率会在高位企稳，火电亏损情况有望缓解，业绩修复逐步开启。

两个长协保障火电亏损收窄。12 月 3 日，发改委在全国煤炭交易会公布了 2022 年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿。该意见稿指出：在供给一侧，将核定能力在 30 万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入 2022 年的煤炭长协签订范围；在需求一侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤 100%签订长协。价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，5500 大卡动力煤调整区间在 550-850 元之间，其中下水煤长协基准价为 700 元/吨，煤价长协有望将电企成本保障在合理范围。同时叠加电价上浮后长协电价能够合理保障收入，2022 年火电亏损较 2021 年有望收窄至盈亏平衡。

（五）复盘历次火电行情，盈利修复到行情上行的传导路径几何？

从历史复盘来看，煤价和利用小时均可促进 ROE 的修复。2008 年至今火电共有三次较为显著的业绩修复，分别在 09 年、13 年和 19 年。09 和 13 年的业绩修复逻辑较为相似，即均由煤价推动的 ROE 的提升。18、19 年煤价整体表现较为稳定，主要由利用小时的改善推动的 ROE 的修复。

但从股价变动来看，煤价是推升股价修复的核心要素，利用小时的提升推动的 ROE 修复传导到股价的效果并不明显。当前情景与 2017 年情况较为相似，后续三要素模型更多体现在“煤价高位震荡、利用小时改善、电价提升”上，虽然 2017 年火电并未出现明显的超额收益，但此次业绩修复同时叠加了新能源的扩张驱动，与 17 年“表面相似”但实际“大有不同”。（报告来源：未来智库）

三、新能源为矛，风光进程逐渐加快

（一）行业：风光 21 年百万 GW 收官，22 年增长依然可期

1、风光 21 年增长成绩单亮眼，1 月再超预期

2021 年全年风光新增装机 101GW，其中风电 48GW、光伏 53GW，三大发展趋势：1）海风新增装机 1.7GW，是此前累计装机的 1.8 倍；2）分布式光伏新增 29GW，新增首次超过集中式，占光伏装机的 55%；3）100GW 规模的风光大基地已开工建设 75GW。

一月份数据来看，风光装机情况同样乐观。2022 年一月份新增风光装机 12GW，即便 2022 年 1 月数据与前年前两个月数据对比，依然远超往年新增装机的节奏。

2、十四五期间增长空间广阔

风电方面，预计至 2025 年，风电装机将达 5.4 亿千瓦，较目前实现翻番，复合增速 13.8%；至 2050 年，风机装机将达到 19.7 亿千瓦，复合增速 6.7%。光伏方面，2021 年国内新增装机预计达 55-65GW，十四五期间光伏年均新增装机或将在 70-90GW 之间，到 2025 年国内光伏新增装机最高可达 110GW，乐观情况下光伏新增装机较当前水平有望实现倍增。

（二）公司成长性凸显，多重优势加持

1、风光扩张进程加快

资本开支连年向风光倾斜，2022 年风光资本开支占比有望达七成。公司资本开支由 2018 年 211 亿快速上升至 2022 年的 458 亿，其中风光资本开支占比也快速提升，有望由 2018年的 34%上升至 2022 年的 68%，其中 2019 年风光资本开支占比提升幅度最为限制，较上年相比提升 27%。风光装机提升速度与资本开支相互印证。2019 年风光装机占总装机的比例也出现显著提升，截至 2021 年，公司风光装机占总装机比例已达 11.7%。

风光在建项目众多，海风、陆风、光伏均有推进。当前公司在建项目总规模约 5GW，其中海风约 2.3GW，光伏约 0.7GW，陆风约 2GW。整体来看，海风项目平均单位 GW 投资额大约在 170-190 亿元的水平，陆风/光伏项目单位 GW 投资额大部分保持在 60-80 亿元的水平。

2、区位优势助力公司快速扩张

火电区位加持，政府关系优势显著。当前风光运营市场竞争逐渐加剧，运营商在项目核准时面临的不确定性也逐渐加大，我们认为老牌电力运营商在获得项目核准方面优势较大。一方面，中国电厂的地域分布特征往往是五大四小一家占据一地；另一方面，火电是纳税大户往往与当地政府关系较好。基于上述两个特征，某地域如果有风光建造指标运营商会基于政府关系的优势获取项目建造的核准。从公司发电的分布情况来看也印证了这一观点。

公司火电的售电量与风光售电量的分布基本一致。整体上看，公司各种类型售电量在全国分布较为均衡，东北、华北、华东、华南均有分布，西南西北分布较少。风光分布与公司火电售电数据基本一致。

3、资金面：火电现金流加持，抵抗补贴能力凸显

3.1、火电强现金流属性促进强扩张步伐

华能理论扩张规模最大，从理论装机测算来看，实现十四五 40GW 的风光装机目标压力并不大。我们按照现金流的 40%用于风光项目投资，项目投资资本金比例 20%来计算各公司下一年度的理论扩产规模。通过测算，基于 2020 年的现金流情况来看，21 年华能的扩产能力为 12.3GW，远超其他电力运营商。同时按照当前年居 12GW 以上的扩产能力，我们认为公司实现 40GW 新增装机的十四五目标压力并不大。

3.2、应收账款压力显著小于纯风光运营商

主要体现在两个特征：一是占比低，二是增速慢。1）从占比来看，转型中的火电运营商的应收账款占营收的比例要远小于纯新能源运营商，火电转型运营商应收账款占营收的集中基本保持在 20%左右的水平，远低于纯新能源运营商动辄 80%-100%的比例。2）从增长来看，众多运营商应收账款占营收的比重在 20 年都出现了较为明显的上升，而华能基本保持了16-19年的水平，侧面反映了公司对补贴拖欠的承受能力要高于其他运营商。

四、盈利预测

火电板块：由于火电资产较难拆分，我们选取四家新能源可比公司，通过计算新能源板块的净资产倒推出公司火电资产。公司截至 2021 的归属母公司股东权益为 1130 亿元，减去新能源板块归母权益 446 亿元后得出近似公司火电资产约 684 亿元。考虑到后续十四五期间火电增长有限，我们假设新增火电机组资产增加对冲掉现有存量机组的折旧，剔除 10%少数股东权益后，最终火电资产将维持在 616 亿元。

新能源板块：公司未公布新能源板块盈利情况，参考行业一致性预期，按照风光业务净利率 35%的水平进行测算，2022 年对应新能源板块收入约 184.17 亿元，22 年新能源板块预计净利润约 64.5 亿元。

新能源部分：参照四家可比公司 2022 年 Wind 一致性预期 PE 均值为 17x，由于公司十四五风光发展进程发展较快，十四五共计新增装机 40GW，处于行业领先的水平；此外公司还有火电部分现金流的强势加持，融资压力小于其他公司，因此应当存在一定溢价空间，给予 20x PE（溢价率 17%）。预计 2022 年新能源部分可实现利润 64.5 亿元，对应新能源板块市值为 1289 亿元。综上，预计 2022 年公司市值为 1782 亿元，较当前市值 1116 亿有 60%上浮空间，目标价 11.4 元。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）