2022年華電國際主營業(yè)務(wù)及發(fā)展趨勢分析

1、2022年華電國際主營業(yè)務(wù)及發(fā)展趨勢分析1. 新能源重大資產(chǎn)重組，華電國際主營業(yè)務(wù)專注傳統(tǒng)能源發(fā)展華電集團(tuán)新能源發(fā)展戰(zhàn)略調(diào)整，公司通過資產(chǎn)注入及現(xiàn)金出資方式持有集團(tuán)旗下新確立新 能源發(fā)展平臺 31.03%股權(quán)（截至 2021 年底）。公司的新能源發(fā)展模式由控股轉(zhuǎn)換為參股， 暫時專注于傳統(tǒng)能源開發(fā)，截至 2021 年底，公司控股裝機(jī)容量 5335.6 萬千瓦，仍系華電 集團(tuán)旗下最大的全國型 A+H 電力上市公司。2017-2020 年，公司經(jīng)營業(yè)績穩(wěn)步提升，2021 年公司因煤價大幅上漲產(chǎn)生大額虧損。華電國際：華電集團(tuán)旗下裝機(jī)規(guī)模最大的 A+H 電力上市公司公司控股股東為華電集團(tuán)，持股多家優(yōu)質(zhì)新

2、能源/煤礦公司。華電國際于 1994 年 6 月 28 日 在山東省濟(jì)南市注冊成立，主要業(yè)務(wù)為建設(shè)、經(jīng)營發(fā)電廠和其它與發(fā)電相關(guān)的產(chǎn)業(yè)，并先 后于 1999 年 6 月和 2005 年 1 月在香港聯(lián)交所和上交所掛牌上市。公司控股股東為中國華 電集團(tuán)有限公司，實控人為國務(wù)院國有資產(chǎn)監(jiān)督管理委員會。截至 1Q22，華電集團(tuán)合計持 有公司 46.81%股權(quán)。同時，公司持有多家公司股權(quán)，涉及新能源、煤炭行業(yè)，對公司發(fā)展 具有戰(zhàn)略意義。2021 年，公司持股煤礦公司為公司帶來投資收益約 19 億元；2H21，參股 新能源公司為公司貢獻(xiàn)投資收益約 7 億元。公司系華電集團(tuán)旗下發(fā)電裝機(jī)規(guī)模最大的電力上市公司

3、。截至 2021 年底，華電國際合計控 股裝機(jī)容量 5335.6 萬千瓦（燃煤/燃?xì)?水電 4236/858.9/240.3 萬千瓦），遠(yuǎn)高于集團(tuán)旗下其 他上市公司，亦是集團(tuán)旗下唯一一家 A+H 上市電力平臺。華電能源的電廠分布在黑龍江省 主要中心城市，全部為火力發(fā)電廠；黔源電力專注水電發(fā)展，裝機(jī)集中在貴州??；金山股 份系集火力發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電、供熱和供汽為一體的綜合性能源企業(yè)，但整體裝機(jī)規(guī)模不大， 發(fā)電資產(chǎn)主要分布在遼寧省內(nèi)；集團(tuán)前新能源港股上市公司華電福新于 2020 年 9 月 29 日 退市，其新能源資產(chǎn)目前重新整合在公司參股的新能源平臺。集團(tuán)內(nèi)部資產(chǎn)重組，公司新能源發(fā)展模式從控股轉(zhuǎn)變?yōu)?/p>

4、參股通過資產(chǎn)注入和現(xiàn)金出資的方式，公司參股集團(tuán)旗下新能源發(fā)展平臺。2021 年 5 月 24 日， 公司出資 212.37 億元向集團(tuán)旗下新能源發(fā)展平臺轉(zhuǎn)讓公司新能源資產(chǎn)，認(rèn)購該平臺的新增 注冊資本 58.97 億元，交易完成后公司持有該平臺 37.19%股權(quán)。重大資產(chǎn)重組后，公司還 陸續(xù)出售了新能源相關(guān)資產(chǎn)給參股的新能源平臺。獲得新能源資產(chǎn)注入后，參股新能源平臺收入與歸母凈利潤均大幅提升。華電集團(tuán)新能源 發(fā)展戰(zhàn)略調(diào)整后，陸續(xù)將旗下新能源資產(chǎn)整合至公司參股的新能源平臺。截至 1H21，該平 臺擁有風(fēng)電裝機(jī) 1758.03 萬千瓦，光伏裝機(jī) 373.02 萬千瓦，共計 2131.05 萬千瓦，我

5、們預(yù) 計 2021 年底，其控股裝機(jī)容量增長至 2750 萬千瓦左右?；痣婟堫^之一，在逆境中砥礪前行公司火電裝機(jī)基本保持穩(wěn)定，可再生能源重新布局。2017-2021 年，公司火電控股裝機(jī)容 量新增 2810.05 兆瓦，CAGR 僅為 1.14%；火電售電量 CAGR 為 4.19%。截至 2021 年底， 公司火電裝機(jī) 50949.05 兆瓦，90%以上是 300 兆瓦及以上的大容量、高效率、環(huán)境友好 型機(jī)組，其中 600 兆瓦及以上的裝機(jī)比例約占 60%，遠(yuǎn)高于全國平均水平。因公司將大 量新能源資產(chǎn)注入/出售給集團(tuán)旗下唯一新能源發(fā)展和整合平臺，故 2021 年公司可再生能源控股裝機(jī)容量及售

6、電量大幅下降。除 2020 年小幅下降，2017-2021 年公司售電收入整體呈直線上漲。2017-2021 年公司售電 收入整體穩(wěn)定增長，CAGR 為 7.54%。2020 年，公司售電收入同比下降 5.05%，主要系該 年售電量/平均上網(wǎng)電價同比下降 3.42%/2.38%。2021 年，由于全社會用電量上漲及煤價 大幅上升，公司售電量及電價均同比增長，帶動公司 2020 年售電收入同比大幅增長 19.17% 至 836.42 億元。2021 年公司市場化交易電量占比為 63.80%，同比提升 3.8 個百分點，但 2021 年下半年電價市場化改革以來市場化電價較基準(zhǔn)電價的普遍上浮仍促使公

7、司平均上網(wǎng) 電價同比增長 6.3%。2017-2020 年公司歸母凈利潤逐年上升，2021 年大幅下降主要系燃煤成本大幅增長。2021 年公司歸母凈利潤-49.65 億元，主要系煤炭價格大幅上漲導(dǎo)致公司燃料成本同比增長 74.68%。截至 2021 年底，公司火電裝機(jī)容量為 5094.9 萬千瓦，占公司總裝機(jī)容量 95.49%， 因此燃料成本對公司盈利影響較大。公司資本開支大幅增加，但資產(chǎn)負(fù)債率整體下降。2017-2021 年公司資本支出 CAGR 高達(dá) 16.09%，資產(chǎn)負(fù)債率卻從 2017 年的 74.4%下降至 2021 年的 66.4%，財務(wù)費用率也呈現(xiàn)持 續(xù)降低趨勢。2021 年公司

8、總資本支出 309.75 億元，同比增長 49.67%，主要來源于股權(quán)投資 的增長。2021 年公司股權(quán)投資 165.3 億元，主要系用于對參股新能源平臺的增資擴(kuò)股。2022 年公司安排資本開支預(yù)計約 170 億元。2017-2021 年，公司經(jīng)營現(xiàn)金流同比增速波動較大，每股股利持續(xù)上升。2017 年，公司經(jīng) 營業(yè)績欠佳，經(jīng)營現(xiàn)金流和每股股利均同比大幅下降，之后三年逐漸恢復(fù)提升。2021 年公 司經(jīng)營現(xiàn)金流-63.51 億元，較 2020 年的 252.48 億元同比下降 125.15%，主要系電煤價格 大幅上漲給公司帶來巨額虧損。但公司 2021 年仍派發(fā)每股股利 0.25 元，與 2020

9、 年一致。2. 火電盈利有望改善，華電國際靈活性改造行穩(wěn)致遠(yuǎn)截至 2021 年底，公司火電裝機(jī)占比高達(dá) 95%。相較可比公司，公司供電煤耗具有明顯優(yōu)勢， 單位燃料成本由于火電中燃?xì)鈾C(jī)組占比高于可比公司而略偏高。2021 年煤價高漲導(dǎo)致公司產(chǎn) 生大額虧損，2022 年在高市場化電價，穩(wěn)煤價的基礎(chǔ)上，公司有望扭虧為盈。在我們的假設(shè) 情景下，每 1 分錢電價上漲可以抵消每 21.7 元/噸 5500 大卡煤價上漲對公司歸母凈利潤的負(fù) 面影響?；痣姍C(jī)組參與調(diào)峰會隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)進(jìn)程不斷增加，因此對煤電靈活性改造 要求越來越高，我國目前靈活性調(diào)節(jié)能力較低的主要原因系沒有良好的輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制， 煤電

10、廠改造意愿不足。在我們的模擬測算情景下，山東省在 2021 年上調(diào)調(diào)峰補(bǔ)償后，不考慮 現(xiàn)貨市場，假設(shè)生命周期 10 年，300MW/600MW 機(jī)組在負(fù)荷率 40%和 30%時可獲得較好 收益，南方地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制仍有提升空間。公司 41%火電裝機(jī)在山東，靈活性改造帶來 收益增加潛力有較大挖掘空間。虧損已成過往，2022 年火電盈利有望反轉(zhuǎn)公司火電裝機(jī)分布于全國十個省份。截至 2021 年底，公司火電裝機(jī)占比約 95%，分布在全 國十個省份，其中 41%/6%的火電裝機(jī)位于全國用電大省山東/廣東。2020 年和 2021 年，山 東和廣東的全社會用電量一直穩(wěn)居全國前二。公司水電裝機(jī)則主要集中在

11、四川省，河北省水 電裝機(jī)僅占公司水電總裝機(jī)的 3%。公司火電機(jī)組供電煤耗較可比公司更低，但單位燃料成本高于可比公司。2017-2021 年，公 司供電煤耗呈現(xiàn)逐年下降趨勢，且一直低于可比公司華能國際及華潤電力。2021 年，公司供 電煤耗為288g/kWh（同比下降2.85g/kWh），較華能國際和華潤電力分別低9g/kWh和3g/kWh， 且公司 95 臺燃煤機(jī)組已全部達(dá)到超低排放要求。單位燃料成本層面，由于各公司將燃煤和燃 機(jī)統(tǒng)一核算，而公司燃?xì)鈾C(jī)組（燃?xì)鈾C(jī)組單位燃料成本顯著高于燃煤）占火電裝機(jī)的比例接 近 17%，顯著高于華能國際（12%）和華潤電力（1%），故公司單位燃料成本高于可比公

12、司。2021 年煤價高漲導(dǎo)致公司火電業(yè)績承壓。2021 年秦皇島 Q5500 動力煤市場均價 1028 元/ 噸，同比大幅增長 78%。2021 年，龍頭火電企業(yè)的長協(xié)覆蓋率一般在 50%以上，但市場煤 價高漲導(dǎo)致煤炭長協(xié)履約降低，火電企業(yè)燃煤成本上漲嚴(yán)重，例如華電國際 2021 年單位燃料 成本同比增長 60%。3Q21 火電企業(yè)開始虧損，由于煤價長協(xié)價格上漲存在滯后性及高煤價 庫存等原因，4Q21 火電企業(yè)虧損環(huán)比進(jìn)一步擴(kuò)大，且虧損程度與企業(yè)火電發(fā)電量基本成正比。煤價高企倒逼市場化電價改革，4Q21 以來燃煤電價上漲可觀。自 2021 年 10 月 8 日，國常 會將市場交易電價上下浮動范

13、圍-10%,+15%調(diào)整為原則上不超過 20%，且高耗能行業(yè)不受 上浮 20%限制，各省紛紛響應(yīng)落實，近期市場化電價基本較基準(zhǔn)電價頂格上?。ú糠只鶞?zhǔn)電 價較高的省份如廣東及有煤電聯(lián)動機(jī)制的湖南上浮比例略低）。2022 年煤價有望回歸較合理水平。2022 年 2 月 25 日，發(fā)改委發(fā)布國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn) 一步完善煤炭市場價格形成機(jī)制的通知，提出秦皇島港下水煤（5500 千卡）中長期交易價 格 570-770 元/噸（含稅）較為合理（5 月 1 日開始實施）。由于 2022 年以來，煤價又呈現(xiàn)一 定程度上漲，煤電企業(yè)簽訂長協(xié)價格實際在 570-770 元/噸的量不大。3 月 18 日，國家發(fā)改

14、 委發(fā)布消息，部署開展煤炭中長期合同簽訂履約專項核查，要求發(fā)電供熱企業(yè)年度用煤應(yīng)實 現(xiàn)中長期供需合同全覆蓋，每筆煤炭中長期合同必須在合理區(qū)間內(nèi)明確價格水平或執(zhí)行價格 機(jī)制。我們認(rèn)為 4-5 月是傳統(tǒng)的用電量淡季，疫情影響目前來看可能還會持續(xù)，主要流域逐 漸進(jìn)入汛期水電的沖擊還會增加，我們判斷火電發(fā)電量的負(fù)增長 4-5 月仍將持續(xù)（3/4 月火電 發(fā)電量同比下降 6/12%），利空煤炭需求，有助于煤價回落。市場化電價上漲，煤價回歸較合理水平，2022 年公司有望扭虧為盈。我們假設(shè)公司 2022 年 資產(chǎn)減值為 11 億元，入爐標(biāo)煤單價對應(yīng) 5500 大卡煤價 760 元/噸，火電上網(wǎng)電價 0.4

15、93 元/ 千瓦時（同比上漲 12%），公司 2022 年歸母凈利潤預(yù)計為 51 億元。由于公司火電機(jī)組占比 高，對煤價、電價敏感性較大，我們對其盈利進(jìn)行了敏感性分析，根據(jù)分析結(jié)果顯示，每 50 元/噸 5500 大卡煤價變動/每1 分錢電價變動/每 2億元資產(chǎn)減值變動帶來公司歸母凈利潤變動 分別為 64%/28%/4%。對公司而言，在我們的假設(shè)情景下，每 1 分錢電價上漲可以抵消每 21.7 元/噸煤價上漲對公司歸母凈利潤的影響。煤電靈活性改造空間大，輔助服務(wù)收益有待挖掘我國火電機(jī)組調(diào)峰能力遠(yuǎn)低于世界領(lǐng)先水平，有較大提升空間。丹麥和德國是煤電靈活性 改造較為領(lǐng)先國家。丹麥從 1995 年起開

16、始大力發(fā)展煤電靈活性改造，目前處于世界領(lǐng)先水 平，其火電機(jī)組以供熱為主，供熱期最低運行負(fù)荷可達(dá) 15%-20%。德國裝備制造協(xié)會針對 煤電靈活性改造制定了改造專項清單，其供熱機(jī)組/純凝機(jī)組最低運行負(fù)荷達(dá)到 40%/25%。 相比于丹麥和德國，我國的火電機(jī)組最低運行負(fù)荷較高，調(diào)峰能力較弱，說明我國火電機(jī) 組靈活性還有較大提升空間。據(jù)火電機(jī)組靈活性改造形勢及技術(shù)應(yīng)用（2018 年，作者： 侯玉亭、李曉博、劉暢等）分析，經(jīng)過靈活性改造，預(yù)計我國熱電機(jī)組最低運行負(fù)荷可達(dá)到 40%-50%，純凝機(jī)組最低運行負(fù)荷可達(dá)到 30%-35%。全國煤電靈活性改造進(jìn)程緩慢，嚴(yán)重滯后于國家“十三五”目標(biāo)。我國 201

17、6 年開始煤電靈活 性改造試點工作，并在電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃中提出了“三北”地區(qū)煤電靈活性改造 2.15 億千瓦的目標(biāo)。截至 2020 年底，“三北”地區(qū)實際只完成煤電靈活性改造 8241 萬千瓦，僅 為目標(biāo)的 38%，其中內(nèi)蒙古、山西、新疆、甘肅分別僅達(dá)到其目標(biāo)的 2.1%、3.3%、2.4% 和 4.1%；截至 2019 年底，煤電靈活性改造試點實際完成約 5340 萬千瓦，僅達(dá)到規(guī)劃目 標(biāo)的 31.4%。煤電靈活性改造嚴(yán)重落后的主要原因有：不健全的調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制、 存在不確定性的國家相關(guān)政策、靈活性改造對燃煤機(jī)組運行本身帶來的負(fù)面影響、靈活性 改造對煤電企業(yè)帶來的高成本負(fù)擔(dān)。十四

18、五國家對煤電靈活性改造提出新要求，火電調(diào)節(jié)能力挖掘潛力大。2021 年 11 月，國家 發(fā)改委、能源局發(fā)布關(guān)于開展全國煤電機(jī)組改造升級的通知，推動煤電行業(yè)“三改聯(lián)動”： 節(jié)能降耗改造、供熱改造和靈活性改造。通知發(fā)布了“十四五”期間改造目標(biāo)，其中煤電機(jī)組靈 活性改造 2 億千瓦、增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力 3000-4000 萬千瓦，煤電機(jī)組靈活制造規(guī)模 1.5 億千 瓦。2022 年 4 月 24 日，國家能源局提出：今年我國將大力推動煤電節(jié)能降碳改造、靈活性 改造、供熱改造“三改聯(lián)動”，改造升級煤電規(guī)模超過 2.2 億千瓦。國家能源局統(tǒng)計，2021 年上半年輔助服務(wù)市場交易費用共 110.1 億元，其

19、中調(diào)峰、調(diào)頻費用各占比 84.3、15.3， 一定程度緩解了部分煤電企業(yè)經(jīng)營壓力。電力規(guī)劃設(shè)計總院初步測算，“十四五”末期我國輔 助服務(wù)年補(bǔ)償資金規(guī)模將達(dá)到約 800 億元，進(jìn)一步釋放火電機(jī)組的調(diào)節(jié)潛力。東北、西北、華北、華東、華中等地區(qū)已建立區(qū)域和省級兩級調(diào)峰輔助服務(wù)市場。據(jù)國家 能源局統(tǒng)計，2019 年上半年，全國除西藏外 31 個省（區(qū)、市、地區(qū)）參與電力輔助服務(wù) 補(bǔ)償?shù)陌l(fā)電企業(yè)共 4566 家，裝機(jī)容量共 13.70 億千瓦，補(bǔ)償費用共 130.31 億元，占上網(wǎng) 電費總額的 1.47%。南方、東北和西北電力輔助服務(wù)補(bǔ)償總額最高，分別為 46.35 億、24.93 億、24.20 億;

20、西北電力輔助服務(wù)補(bǔ)償費用占上網(wǎng)電費總額比重最高，為 3.27%，華中最低， 為 0.36%。全國不同地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制存在一定差異性。大部分地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按照負(fù)荷率進(jìn)行分 檔；東北三省、新疆除負(fù)荷率檔位外，還額外考慮火電機(jī)組類型以及是否處于供熱期；江 蘇則按照時間跨度以及時段進(jìn)行補(bǔ)償，短期調(diào)峰補(bǔ)償高于中長期，峰段高于谷段。華北區(qū) 域（河北南網(wǎng)、京津唐、山西、蒙西和山東）的基準(zhǔn)負(fù)荷率高達(dá) 70%，大部分地區(qū)基準(zhǔn)負(fù)荷 率為 50%左右。除南方區(qū)域（廣東、廣西、貴州、海南、云南）設(shè)定具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，其他區(qū) 域均設(shè)定報價范圍。整體來看，東北三省、山東等地調(diào)峰補(bǔ)償較高，貴州、甘肅等地調(diào)峰 補(bǔ)償較低。山東火

21、電調(diào)峰補(bǔ)償上漲，華電國際面臨較大機(jī)遇火電機(jī)組參與深度調(diào)峰增加燃煤、運維、耗油等營業(yè)成本。不同參數(shù)、形式的機(jī)組在實際 運行中，負(fù)荷率對成本的影響有所不同，但整體變化趨勢相同。參考火電機(jī)組深度調(diào)峰 經(jīng)濟(jì)性分析中一臺 300MW 亞臨界機(jī)組和一臺 600MW 超臨界機(jī)組的測算數(shù)據(jù)，假設(shè)所有 機(jī)組參與深度調(diào)峰的頻次系 100 次，每次深度調(diào)峰時長為 6 小時，則 300MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%會分別增加年度營業(yè)成本 436/683/1099 萬元/年，600MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%會分別增加年度成本 690/1096/1681 萬元/年。財務(wù)成本增加主要系假設(shè)靈 活性改

22、造的固定成本 30%采用自有資金，70%由融資獲得，融資年利率 3.5%。因此 300MW 和 600MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%會分別增加年度成本合計 436/756/1319 萬元和 690/1243/2122 萬元。同一臺機(jī)組，負(fù)荷率越低, 經(jīng)濟(jì)成本越大；同一負(fù)荷率，大機(jī)組經(jīng)濟(jì) 成本更高。完善輔助服務(wù)機(jī)制，山東能源監(jiān)管辦大幅提升直調(diào)公用火電機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)償。2021 年 9 月 3 日，山東能源監(jiān)管辦發(fā)布山東電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(試行)(2021 年修訂版)(征求意 見稿)，提升了山東省火電機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)償上限。我們在所有調(diào)峰收入測算時不考慮現(xiàn)貨交易。 按補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)上限、年深度調(diào)峰

23、時長 600 小時/年進(jìn)行測算，300MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30% 分別可獲年度補(bǔ)貼收入 319/1274/2230 萬元/年，600MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%分別 可獲年度補(bǔ)貼收入 637/2549/4460 萬元/年。同一臺機(jī)組，深度調(diào)峰負(fù)荷率越低, 調(diào)峰補(bǔ)貼 收入越高；同一負(fù)荷率，大機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)貼收入更高。經(jīng)測算，公司若對山東火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造并提供調(diào)峰服務(wù)，收益或較好。根據(jù)之前 調(diào)峰成本和補(bǔ)貼收入測算結(jié)果，可得出年度調(diào)峰利潤。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，煤電靈活性改造 單位調(diào)峰容量成本約為 500-1500 元/千瓦。煤電靈活性改造成本相對于抽水蓄能、氣電、 儲能電站等

24、其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段更低，具有最高性價比。假設(shè)煤電機(jī)組原最低運行負(fù)荷率為 50%，并且增強(qiáng)最低負(fù)荷率至 40%/30%的靈活性改造單位調(diào)峰容量成本分別為 1000/1500 元/千瓦，可得出靈活性改造成本?？紤]大多數(shù)煤電機(jī)組已經(jīng)運行較長年份，即使進(jìn)行靈活 性改造，也并不能夠增加機(jī)組壽命，同時不考慮殘值，我們假設(shè)靈活性改造后煤電機(jī)組可 使用年限為 10 年。經(jīng)測算，300MW 和 600MW 機(jī)組負(fù)荷率 40%、30%時靜態(tài)投資回收期 均小于報廢年限（假設(shè) 10 年），故可獲利；負(fù)荷率為 50%時，即使不產(chǎn)生靈活性改造成本， 由于調(diào)峰補(bǔ)助不足以覆蓋調(diào)峰成本，調(diào)峰將虧損。公司 41%的火電機(jī)組集中在山

25、東省，若 進(jìn)行靈活性改造，將最低運行負(fù)荷降低至 40%甚至 30%，調(diào)峰帶來的輔助服務(wù)盈利或較好。南方區(qū)域提升煤電調(diào)峰補(bǔ)償，仍舊力度不足為進(jìn)一步鼓勵煤電機(jī)組靈活性改造，南方能源監(jiān)管局提升南方區(qū)域深度調(diào)峰補(bǔ)償。2022 年 3 月 22 日，南方能源監(jiān)管局發(fā)布南方區(qū)域新型儲能并網(wǎng)運行及輔助服務(wù)管理實施細(xì)則（征 求意見稿），提升廣東、廣西、云南、貴州、海南各省的煤電深度調(diào)峰補(bǔ)償。以其中調(diào)峰 補(bǔ)償最高的廣東為例，第一檔由 0.066 元/千瓦時提高至 0.099 元/千瓦時;第二檔由 0.132 元/千瓦時提高至 0.792 元/千瓦時；新增第三檔 1.188 元/千瓦時。根據(jù)廣東新補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，按 年

26、深度調(diào)峰時長 600 小時/年進(jìn)行測算，300MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%分別可獲年度 補(bǔ)貼收入 0/158/1419 萬元/年，600MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%分別可獲年度補(bǔ)貼收入 0/315/2839 萬元/年，遠(yuǎn)低于山東補(bǔ)貼收入。根據(jù)我們的模擬測算，南方區(qū)域提升后的調(diào)峰補(bǔ)償仍不足。同樣不考慮現(xiàn)貨市場，深度調(diào) 峰所增加的成本仍采用火電機(jī)組深度調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性分析中的測算數(shù)據(jù)，結(jié)合廣東年度補(bǔ) 貼收入，可以計算出年度調(diào)峰毛利潤。300MW 和 600MW 機(jī)組在負(fù)荷率 50%、40%的情況 下都產(chǎn)生調(diào)峰虧損，調(diào)峰補(bǔ)貼收入不足以彌補(bǔ)調(diào)峰所增加的變動成本。雖然 300MW 和

27、600MW 機(jī)組在負(fù)荷率 30%的情況下調(diào)峰利潤為正，但是靜態(tài)投資回收期均超出了報廢年 限（假設(shè) 10 年），并不能覆蓋靈活性改造的固定成本。廣東的調(diào)峰補(bǔ)償在南方區(qū)域最高， 我們測算仍舊產(chǎn)生虧損，故推測南方區(qū)域其他省份（廣西、云南、海南、貴州）也會產(chǎn)生 虧損。我們認(rèn)為南方需進(jìn)一步提高調(diào)峰補(bǔ)助以激勵煤電靈活性改造。3. 可再生能源重新布局，華電國際參股新能源權(quán)益資產(chǎn)價值未充分體現(xiàn)自集團(tuán)新能源發(fā)展戰(zhàn)略調(diào)整，公司新能源發(fā)展模式由控股轉(zhuǎn)換為參股，截至 2021 年底，公 司參股新能源權(quán)益裝機(jī)近 853 萬千瓦，2021 年 7-12 月參股新能源權(quán)益資產(chǎn)為公司貢獻(xiàn)投 資收益約 7 億元。我們預(yù)計公司

28、2025 年參股新能源權(quán)益裝機(jī)為 2327 萬千瓦，來自參股新 能源平臺收益貢獻(xiàn)或達(dá) 43 億元。此外，抽水蓄能為公司未來重要發(fā)展方向，抽水蓄能發(fā)展 空間大且收益較有保障，公司已有 4 個抽水蓄能項目（約 300 萬千瓦）進(jìn)入可研階段，1002 萬千瓦抽蓄項目列入十四五和十五五項目儲備和項目規(guī)劃。抽水蓄能為公司重要新發(fā)展方向，落實開發(fā)項目容量可觀新型電力系統(tǒng)建設(shè)下，抽水蓄能作為調(diào)峰電源發(fā)展?jié)摿^大。國家發(fā)改委、能源局印發(fā)的 “十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃明確，加快推進(jìn)抽水蓄能電站建設(shè)，推動已納入規(guī)劃、條 件成熟的大型抽水蓄能電站開工建設(shè)，完善抽水蓄能價格形成機(jī)制。抽蓄能中長期發(fā)展規(guī) 劃（2021-

29、2035 年）中提到，我國計劃到 2025 年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模 6200 萬千瓦以上； 到 2030 年，投產(chǎn)總規(guī)模 1.2 億千瓦左右。國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，截至 2021 年底，全國抽 水蓄能裝機(jī) 36GW，同比增長 13.24%。據(jù)國際能源網(wǎng)統(tǒng)計，目前省級續(xù)建和即將投建的抽水 蓄能項目加總起來已經(jīng)超過 100GW，投資額超 6000 億。公司已緊密開展抽水蓄能項目部署。公司管理層于 2021 年業(yè)績會提到公司已有 4 個抽水蓄 能項目進(jìn)入可研階段，分別位于浙江、湖北、湖南和廣東，裝機(jī)容量約 300 萬千瓦。列入 十四五和十五五項目儲備和項目規(guī)劃的抽水蓄能項目，公司落實開發(fā)權(quán)約 1002

30、 萬千瓦。抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價，收益有最低保障。2021 年 04 月 30 日，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于 進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見（發(fā)改價格2021633 號），意見指出堅持并 優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策，及抽蓄電價=容量電價+電量電價。容量電價主要用來回收 抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得合理收益，核價參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)為按照 40 年經(jīng)營期核算的 6.5% 資本金內(nèi)部收益率。電量電價部分：抽水電價、上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算，沒 有現(xiàn)貨市場的引入競爭機(jī)制形成電量電價（抽水消耗電量可由電網(wǎng)提供，按燃煤發(fā)電基準(zhǔn) 價的 75%執(zhí)行；上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)收購，上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行）。結(jié)合

31、上述抽 蓄電價政策，我們認(rèn)為抽蓄電站獲利具有一定保障性。參股新能源權(quán)益項目增長可期公司持有參股新能源平臺 31.01%股權(quán)。2021 年 5 月 24 日，華電國際完成資產(chǎn)注入后持有 參股新能源平臺 37.19%股權(quán)。2021 年 12 月 7 日，該平臺于北交所增資引戰(zhàn)，增資完成后， 華電國際持有其股權(quán)比例被稀釋至 31.01%。公司參股新能源平臺為華電集團(tuán)旗下唯一新能源 業(yè)務(wù)發(fā)展與整合平臺，以風(fēng)電資產(chǎn)為主。截至 1H21，該平臺擁有新能源裝機(jī)容量合計 2131.05 萬千瓦，其中風(fēng)電裝機(jī)容量占比 82.5%，為其目前主要新能源發(fā)電裝機(jī)類型，剩余容量均為光 伏裝機(jī)。該平臺的風(fēng)電項目絕大多數(shù)位

32、于我國規(guī)劃的風(fēng)資源條件優(yōu)越的“八大風(fēng)電基地”，包括 新疆、甘肅、蒙西、吉林等資源富集區(qū)。截至 2021 年底，公司參股新能源權(quán)益裝機(jī)預(yù)計為 853 萬千瓦，十四五末或增長至 2327 萬 千瓦。2021 年底，待公司參股新能源平臺完成華電集團(tuán)內(nèi)部資產(chǎn)注入、資產(chǎn)收購及在建項 目投運后，我們預(yù)計其 2021 年底新能源裝機(jī)為 2750 萬千瓦，由于公司持有該平臺 31.03% 股權(quán)，公司截至 2021 年底的參股新能源權(quán)益裝機(jī)容量接近 853 萬千瓦。我們預(yù)計該平臺十 四五末新能源裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到 7500 萬千瓦，則公司十四五末參股新能源權(quán)益裝機(jī)有望達(dá) 到 2327 萬千瓦（暫假設(shè)公司對參股新能

33、源平臺持股比例未來保持不變）。我們預(yù)計公司參股新能源平臺 2022-2025 年新增新能源裝機(jī) 15/12.5/10/10GW，風(fēng)：光=3： 7。我們預(yù)計該平臺十四五末將擁有 75GW 新能源裝機(jī)，由于近兩年，華電集團(tuán)正陸續(xù)整合 新能源資產(chǎn)于公司參股新能源平臺，我們假設(shè)其 2022-2025 年新增新能源裝機(jī)容量為先快 后慢的態(tài)勢。同時，根據(jù)各大發(fā)電公司十四五發(fā)展規(guī)劃普遍風(fēng)電小于光伏，且考慮該平臺 風(fēng)電資產(chǎn)已較多，假設(shè) 2022-2025 年該平臺風(fēng)：光新增裝機(jī)比例為 3：7。利用小時方面，由于 2021 年為大風(fēng)年，我們預(yù)計其 2021 年風(fēng)電利用小時為 2348 小時， 同比增加 200

34、小時，2022 年預(yù)計下降 40 小時至 2308 小時，且未來保持平穩(wěn)；同時，我 們預(yù)計該平臺 2021/2022 年光伏利用小時分別同比持平/增長 20 小時，未來保持不變。由 于 2021 年仍陸續(xù)有集團(tuán)新能源資產(chǎn)整合進(jìn)入公司參股新能源平臺（預(yù)計大多數(shù)為帶補(bǔ)貼項 目），我們認(rèn)為 2021 年其風(fēng)電上網(wǎng)電價或上漲至 0.46 元/千瓦時，而光伏項目由于該平臺 存量項目電價已較高且高電價項目容量基數(shù)較低，我們預(yù)計 2021 年其光伏電價同比下降至 0.679 元/千瓦時。對于 2022-2025 年風(fēng)光項目的平均上網(wǎng)電價，我們假設(shè)新增風(fēng)電/光伏項 目均為含稅上網(wǎng)電價 0.4 元/千瓦時的平價

35、項目，存量項目保持已有上網(wǎng)電價不變，加權(quán)平 均得到每年的平均上網(wǎng)電價。我們測算公司參股新能源平臺十四五新能源收入 CAGR 為 35%?；谝陨蠈緟⒐尚履?源平臺十四五期間風(fēng)電/光伏裝機(jī)容量、利用小時和上網(wǎng)電價的假設(shè)，我們預(yù)計其 2021-2025 年電力銷售業(yè)務(wù)營收 CAGR 為 35%。同時，我們假設(shè)該平臺其他非電力銷售業(yè)務(wù)營收 2021-2025 年 均 保 持 不 變 。 因 此 ， 該 平 臺 2021-2025 年 營 收 分 別 為211.6/318.3/407.7/476.3/535.3 億元。毛利率方面，我們預(yù)計隨著該平臺未來平價新能源項 目增加，電力銷售業(yè)務(wù)毛利率將從

36、2021 年的 55%下降至 2025 年的 49%；而熱力業(yè)務(wù)由 于 2019-2020 年毛利率均為-600%+，我們假設(shè)其 2022-2025 年維持該水平；非熱力業(yè)務(wù) 2019-2020 年毛利率波動較大，假設(shè) 2022-2025 年為 55%，接近 2019 及 2020 年平均值。我們預(yù)計公司參股新能源權(quán)益資產(chǎn)貢獻(xiàn)的歸母凈利潤將由 2021 年大約 7 億元提升至 2025 年的 43 億。我們基于上述核心假設(shè)，預(yù)計 2022-2025 年公司參股新能源公司歸母凈利潤為 94.4/114.0/128.1/139.5 億元，十四五 CAGR36%。2021 年該平臺只有 7-12 月

37、為華電國際 貢獻(xiàn)投資收益（約 7 億元），至 2025 年，我們預(yù)計該平臺可為華電國際貢獻(xiàn)投資收益 43 億元。4. 參股新能源權(quán)益資產(chǎn)價值被低估，2022年華電國際有望扭虧為盈我們預(yù)計公司 2022-2024 年歸母凈利潤 51/61/67 億元，其中 2022-2024 年投資收益分別 為 44/50/54 億元。采用分部估值法，2022 年我們預(yù)計公司參股新能源權(quán)益資產(chǎn)歸母凈利潤 貢獻(xiàn)為 29.3 億元，參考 2022E 可比公司 Wind 一致預(yù)期 PE 均值為 21.5x，考慮公司擁有 的為參股新能源資產(chǎn)，即使對公司參股新能源資產(chǎn) PE 預(yù)期打 7 折（15.1x），公司參股新能 源

38、權(quán)益資產(chǎn)市值為 442 億；預(yù)計 2022 年公司水電/火電歸母凈資產(chǎn)為 72/239 億元，參考可 比公司 2022E Wind 一致預(yù)期 PB 均值 2.0 x/0.9x，給予公司水電/火電目標(biāo) PB 1.5x/0.7x（水 電折價考慮與可比公司水電資產(chǎn)盈利水平有一定差距，火電折價考慮可比公司有控股新能 源資產(chǎn)），公司水電/火電板塊估值為 108/167 億元。公司參股新能源權(quán)益資產(chǎn)/火電/水電估 值合計 717 億元，扣除永續(xù)債持有者權(quán)益 225 億元，公司目標(biāo)市值 492 億元，對應(yīng)目標(biāo)價 4.99 元。2022/2023/2024 年營收有望同比增長 5.3%/3.8%/1.1%售電

39、業(yè)務(wù)為公司主要收入來源。公司業(yè)務(wù)分為售電、供熱、供煤及其他。2018-2020 年， 售電發(fā)電業(yè)務(wù)年均貢獻(xiàn)公司營收的 79%左右，為公司主要收入來源，其中火電發(fā)電仍占主 導(dǎo)地位。2021 年，即使新能源資產(chǎn)于 6 月底剝離，可再生能源收入同比下降 14.2%，但由 于全社會用電需求同比大幅增長 10.3%，公司火電售電量同比增長 14.6%，上網(wǎng)電價同比 增長 6.6%至 0.438 元/千瓦時，火電量價齊升仍帶動公司 2021 年營業(yè)收入同比增長 5.3%。 對于供熱業(yè)務(wù)，由于 2021 年其收入同比增速下降 4.4 個百分點至 12.2%，我們預(yù)計 2022-2024 年其同比增速維持在

40、8.2%。由于公司 2021 年處置了一家煤炭公司山西茂華， 公司 2021 年供煤收入同比下滑 7.4%，我們預(yù)計 2022-2024 年該業(yè)務(wù)營收基本維持不變。 綜上，我們認(rèn)為公司 2022-2024 年將實現(xiàn)營收 1099/1141/1155 億元。預(yù)計 2022-2023 年仍有煤電機(jī)組增加。截至 21 年底，公司在建煤電機(jī)組 4,490MW，其中 廣東汕頭兩臺 660MW，湖南平江兩臺 1000MW，山東龍口一臺 660MW，公司之后暫無新 增煤電裝機(jī)計劃。我們預(yù)計廣東汕頭 2*660MW 及湖南平江 2*1000MW 煤電機(jī)組于 2022 年投產(chǎn)，剩余一臺機(jī)組于 2023 年投產(chǎn)，

41、除此之外預(yù)計公司 2022-2024 暫無其他新增裝機(jī)。 2022 年受疫情影響，我們認(rèn)為全社會用電需求增速將同比放緩，預(yù)計公司 2022 年火電利 用小時同比下降 6%，2023-2024 年預(yù)計維持 2022 年水平。由于 2021 年水電利用小時為 4215 小時， 同比下降 357 小時?？紤]去年來水偏枯，今年一季度以來來水已明顯改善， 預(yù)計 2022 年水電利用小時 4400 小時，2023-2024 年預(yù)計維持 2022 年水平。因此，公司 2022-2024 年售電量預(yù)計同比-4.7%/+3.9%/0.6%。2022 年燃煤發(fā)電量原則上全部進(jìn)入市場交易，上網(wǎng)電價將大幅提升。根據(jù)

42、2021 年 10 月 12 日國家發(fā)改委“發(fā)改價格20211439 號”文件，燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力 市場，且市場化電價上限由 10%提升至 20%，高耗能電價無上下浮動限制。從已經(jīng)簽訂的 各省年度市場交易長協(xié)電價及月度市場化交易價格看，除了基準(zhǔn)電價較高省份例如廣東省 的年度長協(xié)價格沒有頂格上浮 20%，其他省份市場化電價及廣東省 4 月月度市場化電價均 接近頂格上浮。根據(jù)公司指引，公司全年市場化電量占比在 80%-85%，考慮水電售電量占 比 5%左右（假設(shè)不參與市場化），我們假設(shè)公司火電市場化比例為 85%，且其中 70%/30% 市場化電量的長協(xié)/月度和現(xiàn)貨電價較公司基準(zhǔn)電價

43、0.43 元/千瓦時上浮 18%/15%（對月度 和現(xiàn)貨上浮比例預(yù)期更低主要系考慮后期煤價下降市場化電價可能同比下降），因此我們預(yù) 計 2022 年公司火電含稅平均上網(wǎng)電價同比上漲 12.4%至 0.493 元/千瓦時 ，23-24 年暫預(yù) 計不變。關(guān)于可再生能源電價，由于 2022 年開始公司可再生能源板塊只有水電，預(yù)計其含 稅上網(wǎng)電價為 0.25 元/千瓦時，且 2023-2024 年保持穩(wěn)定。預(yù)計 2022/2023/2024 年營業(yè)成本將同比 -9.1%/+3.4%/+1.1%公司的總營業(yè)成本主要來自燃料成本和折舊攤銷。煤炭價格自 2021 年初開始上漲。秦皇島 動力煤（Q5500）2

44、021 年的平均市場價格為 1028 元/噸，同比上漲 78%。2021 年/1Q22 公司入爐標(biāo)煤單價同比增長約 70.7%/40%+至 1099/1196 元/噸。根據(jù)國家發(fā)改委 2022 年 2 月 24 日的關(guān)于進(jìn)一步完善煤炭市場價格形成機(jī)制的通知，煤炭中長協(xié)交易價格為 570-770 元/噸（含稅，秦皇島港 5500 大卡下水煤）較為合理，該通知 5 月 1 日起執(zhí)行。 同時，2022 年發(fā)電企業(yè)用煤原則上需要 100%由中長協(xié)覆蓋。我們認(rèn)為發(fā)電企業(yè)仍將有少 量進(jìn)口煤或現(xiàn)貨煤，但大多數(shù)量煤炭中長協(xié)交易價格應(yīng)該能夠落在國家發(fā)改委規(guī)定的 570-770 元/噸區(qū)間，預(yù)計公司 2022 年

45、入爐標(biāo)煤電價同比下降 12%至 967 元/噸（對應(yīng) 550 大卡煤價 760 元/噸），2023-2024 年暫預(yù)計維持不變。我們測算公司煤電機(jī)組發(fā)電煤耗 2021 年同比下降 8.3%至 299 克/千瓦時，預(yù)計 2022 年同比下降 2 克/千瓦時后維持不變。因此 公司 2022-2024 年燃煤機(jī)組單位燃料成本均為 0.288 元/千瓦時。對于燃?xì)鈾C(jī)組，由于天然氣價格 2022 年仍較高，我們預(yù)計其 2022 年單位燃料成本同比增 長 5%至 0.579 元/千瓦時。因此，公司 2022-2024 年燃料費預(yù)計為 664/689/693 億元，同 比-12.3%/+3.8%/0.6%。

46、關(guān)于折舊，由于公司 2021 年 6 月底剝離了 700 萬千瓦以上新能源 裝機(jī)，我們預(yù)計 2022 年完整年度折舊將同比下降，2023-2024 隨著新增煤電機(jī)組投產(chǎn)，折 舊有小幅上升。綜上所述， 我 們 預(yù) 計 公 司 2021/2022/2023 年 總 營 業(yè) 成 本 同 比 -9.1%/+3.4%/+1.1%。預(yù)計 2022/2023/2024 年歸母凈利潤轉(zhuǎn)盈利/同比+19.2%/+9.5%我們預(yù)計公司資產(chǎn)減值占營業(yè)收入比例將不斷下降。隨著公司煤電機(jī)組建設(shè)及對外投資如 抽水蓄能項目的增加，我們預(yù)計公司財務(wù)費用仍將同比增長，但由于公司信用較好，借貸 利率和發(fā)債利率具有優(yōu)勢，我們預(yù)計其財務(wù)費用率 2022-2024 年基本穩(wěn)定在 4%左右。管 理費用方面，由于 2019-2021 年管理費用率較為穩(wěn)定，我們預(yù)計公司 2022-2024 年管理費 用率與