華電國際研究報告：火電盈利有彈性，綠電持股被低估一、火電龍頭，直接持有福新發展31%股權（一）國內火電龍頭，2021年售電量超2100億千瓦時公司定位為華電集團（直接持有公司46.81%股權）的常規能源整合平臺。2021全年完成發電量2328.01億千瓦時，比2020年調整后同期數據增長7.52%；完成上網電量2188.16億千瓦時，比2020年調整后同期數據增長7.67%，居國內行業可比公司前列。截至2021年末，公司可控發電裝機容量達到53.36GW，其中煤電、氣電分別為42.36、8.59GW。2021年公司置換新能源發電資產+增資，持有福新發展37.19%股權（后被稀釋至31.03%），截至2021H1公司權益綠電裝機達6.61GW（2021H1福新發展控股裝機為21.31GW）。2021全年公司上網電量達2188億千瓦時，其中火電占93%。2021全年公司實現發電量2328.01億千瓦時（調整后同比+7.52%），實現上網電量2188.16億千瓦時（調整后同比+7.67%）。公司控股裝機同比減少但發、售電量同比提升，主要系靈武公司（3.32GW火電）及體內新能源資產共計9.76GW出表，但其間所發電量計入所致。分區域來看，公司火電發電機組多分布于山東、安徽、湖北、湖南等地，故發電量、上網電量多集中于上述地區。2021年集團在湖南地區新注入長沙、常德、平江三家公司股權，共計4.52GW煤電機組（其中平江公司2GW在建煤電機組預計2023、2024年投產），公司經營范圍進一步擴大。截至2021年末，公司可控火電裝機達50.95GW，其中燃煤機組42.36GW（占火電機組83.14%）、燃氣機組8.59GW（占火電機組16.86%）。截至2021年末公司煤電發電機組中，9成以上是300MW及以上的大容量、高效率、環境友好型機組，其中600MW及以上的裝機比例近6成，遠高于全國平均水平。（二）2021年受制于煤價大漲，未來業績改善空間大公司2021年營收同比+12.27%，業績受煤價攀高影響同比-212%。2021年公司營業收入首次突破千億達1044.22億元，調整后同比+12.27%；受制于煤價大漲，歸母凈利潤虧損49.65億元，調整后同比-211.80%。公司近年發電業務營收增速下滑，供熱業務保持穩定增長。分業務來看，2021年公司發電業務實現營收836.42億元（同比+13.55%），占總營收80.10%；供熱業務貢獻營收74.68億元（同比+10.61%），占總營收7.15%；售煤業務貢獻營收116.17億元（同比+4.03%），占總營收11.12%。量價齊升帶動發電業務營收同比高增長。2021年公司平均上網電價升至0.43元/千瓦時（同比+6.27%），結合上網電量升至2188.16億千瓦時（調整后同比+7.67%），量價齊升帶動發電業務營收同比提升13.55%。2021年火電發電量同比+9.03%至2169億千瓦時，燃煤機組利用小時數保持在4000以上、燃氣機組利用小時數穩步提升。2021年公司燃煤機組利用小時數升至4547小時，主要是受益于區域需求快速增長，較2020年提升506小時；燃氣機組利用小時數穩步提升，2019~2021年分別為2053、2188及2268小時。經營效率的提高帶動2021年火電發電量達2168.77億千瓦時，調整后同比+9.03%（同期火電新增裝機449MW）。公司標煤價格同比大漲67.5%，導致業績巨虧。2021年公司標煤單價同比大幅提升67.5%至1193元/噸（含稅），導致毛利潤虧損64.35億元（上年同期為盈利155.16億元）；其中發電+供熱業務毛利潤虧損72.13億元，同比下滑145.83%，致發電業務毛利率同比下滑27.44個pct至-5.8%，總毛利率、凈利率同比分別下滑22.84、9.53個pct至-6.16%、-4.76%。Q4電價同比+16%難抵高價煤影響，Q4單季業績大幅虧損66億元。分單季度看，2021年公司平均結算電價升至0.4300元/千瓦時（含稅，下同），同比+6.27%；其中計算得出Q4平均結算電價達0.4685元/千瓦時（Q4電價=（全年累計售電量X全年累計電價-前三季度累計售電量X前三季度累計電價）/Q4售電量），同比+15.94%。電價上浮難抵煤價攀高影響，2021Q4業績大幅虧損65.88億元，同比下滑1152.37%。（三）2021年資產大整合，持股福新發展31%股權公司除新能源資產整合外，還對火電、煤炭資產進行大幅調整。2021年，公司將體內風、光資產注入華電福新能源發展有限公司（現已更名為華電新能源集團股份有限公司），并取得后者37.19%股權；同時收購大股東湖南4.52GW（含在建）火電資產。2021年公司發生資產減值損失29.34億元（同比+83.72%），與過去4年資產減值的總值基本持平；大幅減值主要系公司在出售山西煤礦資產（茂華公司）前，計提較大減值準備影響。受益于增資福新發展，2021年公司長期股權投資同比+209%，投資收益同比+1170%。2021年末公司長期股權投資為372.50億元，比年初增加251.99億元，增幅209.11%，主要原因是增資福新發展的影響；目前公司重要聯營企業包括華電煤業（直接持股11.82%，間接持股1.16%）、華電財務（直接持股14.85%）、銀星煤業（直接持股50%）及福新發展（直接持股31.03%）。2021年公司形成投資收益72.42億元，同比+1170.34%。其中長期股權投資收益達24.71億元，主要系增資福新發展；處置長期股權投資產生的投資收益47.69億元，主要系公司處置寧夏靈武和寧夏供熱股權。2021年公司資產負債率為66.4%，居行業中位數。2021年末公司總負債為1452.94億元，其中長期借款為566.82億元，占總負債的39.01%；資產負債率同比提升6.01個pct至66.39%，考慮系受公司發行可轉債購買資產影響，但仍居于行業平均水平。預計隨著可轉債的陸續轉股，公司資本結構將進一步優化。公司業績受煤價影響波動較大，但投運資產每年較大體量折舊給予公司相對穩定的現金流，歷年固定資產等折舊金額體量均在100億元左右。2021年公司經營性現金流凈額同比-124%，主要是煤電巨虧所致；回顧歷史，2016~2020年公司現金流均保持正流入，收現比始終穩定在1倍以上。2021年公司資本性支出達310億元，其中基建工程投資占33%。公司2016~2020年資本開支保持在年均180億左右，基建工程投資占總開支比例均在70%以上；2021年受股權投資增加影響，全年資本性支出達309.75億元，其中基建工程投資為101.82二、火電盈利有望快速提升，調度調峰屬性將被挖掘（一）長協煤履約率有望提高，火電盈利有望快速提升后疫情時代快速發展下，2021年全國用電量增速升至10.3%。根據國家統計局披露數據，2021年我國經濟持續恢復，國內生產總值比上年增長8.1%，兩年平均增長5.1%。根據中電聯披露數據，2021年受經濟恢復、上年同期低基數、外貿出口快速增長等因素影響，我國全社會用電量同比增長10.3%；2022年1-2月我國全社會用電量同比增長5.8%。根據中電聯發布的《2021-2022年度全國電力供需形勢分析預測報告》，預計2022年全年全社會用電量約8.7~8.8萬億千瓦時，同比增長5%-6%，用電量仍將呈持續增長態勢。結合當前我國仍以火電為主的電力能源體系結構，短期火電仍將承擔“兜底”電源重任。我們從去年到今年國家對煤炭指導價的不同點入手：2021年12月3日：發改委發布的《2022年煤炭中長期合同簽訂履約工作方案(征求意見稿）》，提到2022年度5500大卡熱值的動力煤港口下水銷售基準價為700元/噸（長協價格具體浮動區間為550-850元/噸）。2022年2月24日：通知設定重點地區煤炭出礦環節中長期交易價格合理區間，其中山西地區熱值5500千卡的煤價合理區間為370-570元/噸，陜西為320-520元/噸，蒙西260-460元/噸。2022年3月，國家發改委召集各省發改委、大型煤企、電力企業等開展部署2022年煤炭中長期合同專項核查工作；同月18日下發《關于成立工作專班推動煤炭增產增供有關工作的通知》，提出年內再釋放產能3億噸/年，力爭全國煤炭日產量穩定在1200萬噸以上。比較之后可以發現，一是煤炭價格中樞有下移趨勢，二是浮動區間由300元/噸降至200元/噸。同時在新聞發布會上，發改委提到雖然目前沒有對煤炭現貨價格提出合理區間，但現貨價格不能明顯偏離中長期交易價格合理區間。結合增加煤炭供給、緩解煤電成本壓力為政策主旋律，我們預計火電運營商長協煤比例有望提升。從電價改革政策出發，我們認為從短期和長期來看，有兩大趨勢利好火電運營商：趨勢一：浮動限制逐漸擴大，短期收入端迅速打開天花板。根據國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，原則上燃煤發電電量全部進入電力市場，還將煤電交易電價上下浮動范圍擴大至20%，高耗能企業不受限制。結合當前電力供需緊張、煤價高企的背景下，各地市場交易電價大都上浮到上限，給予火電運營商一定盈利空間。電價上浮+煤價震蕩下行，公司火電2022Q2起業績或將大幅改善。根據公司披露的季度電量、電價數據，測算出公司2021年11、12月單月上網電價同比+11.80%、14.52%

（分別為0.4873、0.4922元/千瓦時）。預計在2022年火電上網電價上浮20%區間打開，電力供需緊張、煤價高企的背景下，各地市場交易電價頂格上浮成交概率較大。煤炭價格方面，伴隨煤炭生產加快恢復，政策要求加大供給、控制價格合理區間，預計煤價震蕩下行的概率加大。因此我們認為，同比2021年上半年（電價上漲補償煤價漲幅）、環比2021年四季度（電價上漲煤價下行），考慮政策執行滯后性，公司2021年Q2起盈利改善幅度有望超出市場預期。我們對公司2022年燃煤發電業務，從上網電價、利用小時數、標煤單價三個指標進行敏感性測算，則2022年燃煤發電業務毛利潤模型中樞值為44.36億元，對應平均上網電價為0.479元/千瓦時（含稅），對應利用小時數為4411小時，對應標煤單價為1097.43元/噸（含稅）。（二）新建機組+集團注入，裝機增長仍存空間截至2021年末，公司在建裝機容量4.55GW，其中火電在建裝機容量為4.49GW；此外，2014年8月大股東華電集團承諾“將按照有利于解決同業競爭、避免發生實質性同業競爭的原則，原則上以省（或區域）為單位，將同一省內（或區域內）的相關資產注入本公司”。截至2021年末，華電集團已經向公司注入了湖北區域和湖南區域合計10.01GW常規能源資產；預計伴隨在建機組的建成投運及集團常規能源的繼續注入下，公司控股裝機規模還將提升。2021年7月，公司完成收購大股東湖南區域火電資產。長沙公司，常德公司及平江公司的協議對價分別為16.90億元、10.38億元及4.18億元（合計31.46億元），最終交易對價合計為34.95億元，此次交易單位權益裝機價格約10.02億元/GW；合計凈資產約35.67億元，對應0.98倍PB。截至2020年末，中國華電控股的發電企業中，已投運非上市常規能源發電資產（不包括中國華電控股的區域常規能源上市公司所在區域的相關非上市常規能源發電資產和業務）達57.40GW，其中長沙、常德公司共計2.52GW火電已注入公司。參考承諾“中國華電將在非上市常規能源發電資產滿足資產注入條件后三年內，完成向本公司的注資工作”，且注入條件之一為“中國華電的該等資產的凈資產收益率不低于華電國際同類資產的平均水平”。若以本次摸排計算，集團體內非上市火電及水電在運裝機容量達54.88GW，未來有望在滿足條件的情況下陸續注入，改善公司財務狀況、增強持續盈利能力。（三）新型電力系統預期下，火電調峰調度屬性將被挖掘經濟補償與電價制度不完善，掣肘我國火電靈活性改造發展。伴隨我國新型電力系統加速建設，風光裝機占比不斷提高，電網調峰需求逐年增大。早在2016年6月我國就啟動了火電機組靈活性改造試點工作，涉及丹東電廠等22個項目（共計46臺機組，約18.18GW）。根據《國家電網服務新能源發展報告》，“十三五”期間國家電網經營區內累計完成火電機組改造1.62億千瓦，僅完成4億千瓦火電機組深度調峰改造目標的40%。經濟補償與電價市場機制的缺位是改造推行不暢的原因之一。現貨交易+輔助服務市場建設提速，長期火電改造成本機制有望理順。2017年，國家發改委、國家能源局聯合發布了《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方地區（以廣東起步）等8個地區作為第一批試點市場；2021年5月，擴大試點范圍至上海等6省市。輔助服務經濟收益缺位，抑制火電靈活性改造發展。目前國內火電靈活性改造的核心經濟驅動力在于調峰輔助服務費用的影響，各地調峰服務標準差異明顯，導致改造積極性也各異。新版兩個細則印發，火電改造成本機制有望理順，給予運營商合理利潤水平。2021年11月國家發改委、能源局印發的《全國煤電機組改造升級實施方案》中，明確存量煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成2億千瓦，實現煤電靈活機組靈活制造規模1.5億千瓦，煤電機組累計改\制造規模3.5億千瓦。而后地方政策陸續公布，內蒙古、新疆、貴州、黑龍江、山東等地均提出明確改造目標，其中山東省提出2022年“完成節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造各200萬千瓦以上”。結合公司600MW以下煤電機組裝機占煤電總裝機的40.4%，且多集中于山東等地，預計伴隨輔助服務經濟收益的歸位，公司可通過靈活性改造、參與調峰凸顯火電長期價值。三、福新發展持續高增長，公司坐享投資收益（一）雙碳目標驅動下，十四五風光運營商迎發展新機最新碳達峰方案提出加快建設新型電力系統，大力發展新能源。2021年10月26日，國務院發布《2030年前碳達峰行動方案》，提出2030年我國風光裝機需達12億千瓦，12億千瓦則是2030年風光裝機的下限。根據中電聯公布數據，2021年我國風電和太陽能發電裝機容量為3.28億千瓦和3.07億千瓦，合計6.35億千瓦。則未來9年內我國光伏風電至少有5.65億千瓦增量空間，2021-2030年風光裝機復合增速可達7.3%。以此復合增速計算，到十四五末，保守預測下我國風光裝機最低可達8.43億千瓦。總體來看，若在樂觀情況下（風光累計裝機上限=前一年累計值+CPIA樂觀情況下預計當年新增裝機值+風電年新增50GW），2025年末我國風光裝機即達1210GW；若在中觀情況下（風光累計裝機上限=前一年累計值+CPIA保守情況下預計當年新增裝機值+風電年新增50GW），2025年末我國風光裝機達1135GW；若按照2030年12億千瓦（1200GW）的最低底線目標，則2021~2023年風光裝機CAGR為7.3%，對應2025年末我國風光裝機達843GW。行業能源結構調整下，十四五風光運營商發展空間廣闊。（二）集團新能源業務整合，公司持股31%福新發展福新發展，華電集團清潔能源業務的唯一最終整合平臺。福新發展前身為華電（福清）風電有限公司，系由華電新能源于2009年8月出資設立的風電項目公司。2015年10月，華電新能源將福新發展全部股權轉讓至原華電福新能源股份有限公司（華電新能源母公司，華電福新前身）。福新發展通過非公開協議轉讓和無償劃轉兩種方式，取得華電福新及華電集團下屬部分全資及控股子公司股權，成為華電集團發展清潔能源業務的唯一最終整合平臺。華電國際出資212億元參股福新發展37%股份。2021年5月24日，公司與福新發展及華電福新共同簽訂《華電福新能源發展有限公司之增資擴股協議》，擬出資212.37億元，其中出資公司作價不高于136.09億元、現金出資不低于76.28億元（最終現金出資對價為76.87億元），認購福新發展的新增注冊資本58.97億元，取得其37.19%的股權（剩余62.81%股權由華電福新持有）；同時公司將其間接持有的新能源公司股權及資產，擬作價20.82億元（最終對價為22.09億元）出售給福新發展。福新發展引入中國人壽等13家戰略投資者并變更為股份制公司，華電國際持股比例稀釋至31.03%。2021年12月7日，福新發展增資引戰項目正式簽約，成功引入中國人壽、中國國新、國家綠色發展基金、南方電網等13家戰投（共獲取16.57%股權），募集資金達到150億元，超募30億元。2022年3月8日公司名稱由華電福新能源發展有限公司變更為華電新能源集團股份有限公司，已完成工商變更登記。截至2021H1華電國際出售間接持有的新能源公司股權、新能源資產共計7.12GW，其中在運風光裝機4.51GW，在建風光裝機2.61GW。華電福新無償劃轉、華電集團協議轉讓、華電國際作價出資等多種方式資產注入福新發展后，截至2021H1，福新發展控股裝機達21.31GW公共聯系人，其中風電17.58GW，光伏3.73GW。2021年10月28日，華電國際將第二批新能源資產、新能源股權及新能源前期項目（在運2.55GW、在建0.325GW），擬以總對價約52.89億元的價格出售給福新發展（最終交易對價56.08億元）。2021年12月17日，華電國際將黃石光伏公司、韶關南雄公司等共計168MW在建光伏項目，以總對價約3.35億元出售給福新發展。截至2021年末華電國際完成體內所有新能源資產的轉移（僅剩石家莊熱電及河北水電公司共計3.5MW光伏裝機）。（三）福新發展高成長可期，公司坐享投資收益福新發展處于高速成長期，2021年凈利率達35%。福新發展2019~2021年實現營收分別為108.72、119.22及211.59億元，實現凈利潤分別為22.84、31.12及74.29億元，營收及業績