華電國際研究報告：扛鼎舊能源，涅槃新世界傳統能源名門，轉型路徑獨特傳統“五大電”之一，火電裝機規模領先。華電國際原名山東國際電源開發股份有限公司，是經原國家經濟體制改革委員會以體改生[1994]76號《關于設立山東國際電源開發股份有限公司的批復》批準，由山東省電力公司、山東省國際信托投資公司、中國電力信托投資有限公司、山東魯能開發總公司、棗莊市基本建設投資公司共同作為發起人發起成立的股份公司。隨后經過多次重組，于2005年于上交所掛牌上市，截至目前華電集團通過直接及間接的方式共持有公司46.81%的股權，實際控制人為國務院國資委。公司主要業務為建設、經營發電廠和其它與發電相關的產業，主要經營以火力發電為主的發電業務，電力生產與銷售是公司主要的收入和利潤來源。作為“五大發電集團”中華電集團旗下旗艦上市公司，華電國際也是我國火電頭部上市公司之一。經過了2021年新能源資產的剝離之后，公司2021年底控股裝機容量5336萬千瓦，其中包括了4236萬千瓦煤電、859萬千瓦氣電和240萬千瓦水電，公司控股火電裝機位列上市電力公司第四位。“三因素”中煤價高彈性，公司業績近年波動顯著。火電公司的業績受到煤價、電價、利用小時等因素的影響，其中煤價的影響最甚，因此華電國際業績長期周期性的波動。隨著2016年起煤炭供給側改革的進行，動力煤價格持續上漲，導致公司2016-2017年業績顯著下滑；2018年火電供給側改革推進，疊加17年中煤電電價實現調整，公司業績有所改善；2019-2020年雖然煤價高位運行，但趨勢向下穩中有降，公司經營業績持續改善。2021年，受到需求旺盛、煤炭產能釋放不足等因素的影響動力煤價持續創新高，導致華電國際全年出現約50億的業績虧損。2022年上半年，受益于電價的上浮和標煤單價的環比下降，公司業績預告稱上半年預計盈利14.9-18.2億元，實現明顯改善。參股集團新能源平臺，投資收益貢獻顯著。在2021年上半年新能源資產剝離的過程中，華電國際獲得了福新發展（后更名為華電新能）的股權，截至2021年底華電國際的持股比例為31%。來自華電新能的投資收益，也是公司2021年控制虧損金額和2022年實現扭虧的重要原因。2021年和2022年一季度，華電國際聯營與合營企業貢獻的投資收益分別達到24.71億元和11.77億元，其中主要是華電新能源和參股煤礦提供的投資收益，此外2021年新能源資產的轉讓公司還確認了處置收益30.04億元。短期預期擾動無憂，靜待業績拐點兌現火電名門旗艦平臺，高效資產全國布局煤電機組資產先進，度電煤耗水平具備優勢。截至2021年末，公司控股裝機5336萬千瓦，其中燃煤機組4236萬千瓦。公司煤電機組構成中，60萬千瓦以上的大型煤電機組占比高達59.57%，其中百萬千瓦機組7臺，占公司總裝機比重達16.68%。高效的煤電機組構成決定了公司機組運行的高效率，2021年公司供電煤耗率達到287.55克/千瓦時，居可比公司低位，而更低的供電煤耗率則相當于在相同的煤價水平下，度電燃料成本更具優勢。資產布局縱覽，華電聚焦華東。從橫向可比的電量分布區域來看，除東北區域以外，公司在全國各個主要區域均有布局，其中超過一半的火電由經濟發達的華東區域機組貢獻。由于公司火電資產布局的華東以及華中地區電力需求旺盛，因此公司煤電機組運營效果良好，2021年公司煤電機組利用小時達4547小時，五大發電集團旗下上市公司中僅次于國電電力。2017年以來，隨著煤價穩步回落，公司火電業務毛利率持續回升。2021年煤炭供需嚴重錯配，秦皇島5500動力煤平均市場價高達1030元/噸，受制于高企的煤價，公司煤電業務經營嚴重承壓，2021年公司火電業務實現毛利率-9.46%，環比2020年降低26.57個百分點。長協新政穩步推進，業績釋放彈性充足燃料成本系業績關鍵，也是風險定價核心矛盾。成本端電煤價格一直是市場對火電三要素中關注的核心點，從歷史維度來看，火電行業的業績也主要是隨著電煤價格的高漲與低落而反向波動。也就是說無論是長期還是短期來看，火電成本端壓力得到充分釋放系火電回歸公用事業屬性，恢復正常盈利的必要條件，也是當前火電行業關注的核心矛盾。政策監管框架已成，針對痛點逐個破局。5月1日起，國家發改委此前公布的《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》中關于晉陜蒙地區煤炭出礦價合理區間正式開始執行。然而受合理區間價格與市場價相差較大的影響，雖然中長期合同簽訂量較往年有大幅提升，但與國家政策相比，仍存在煤炭自有資源量簽訂不足、不落實中長期交易價格政策、合同履約率不高等突出問題。我們認為，究其原因在于一方面煤炭中長期監管體系仍未完全建立，煤企違反政策成本較低，限制執行政策意愿，并且仍無強有力的政府監管壓力；另一方面在市場煤價處于高位背景下，煤企有充足的動力出售接近市場煤價以獲取更大的利益。為解決長協新政的落地問題，5月份以來，國家發改委接連發布煤炭價格調控監管政策系列解讀，政策組合拳章法清晰，搭配此前對哄抬價格行為的界定，明確了煤炭供需企業應該如何、不能如何、違反如何，政策層面已經形成了對煤炭中長協機制較為完善的約束框架。5月27日國家發改委明確要求轄區內出現企業簽訂履約情況較差的將納入地方城市信用監測及信用示范城市評價指標，也就是說簽訂履約情況會直接影響地方政府的考核，從而進一步壓實且增強了地方政府的監督動力和責任意識，未來地方政府對長協煤監管嚴厲程度或將持續增加。當前電煤供方、需方以及監督方三方責任以及違約后果均已經得到明確，煤炭中長協監管體系完善程度也進一步增加。電改落地疊加負荷短缺，火電資產價值加速彰顯市場化改革落地，電價助力半程扭虧。為應對火電行業嚴重的虧損困境，2021年10月我國新一輪電改拉開帷幕，煤電電價上下浮動范圍被進一步擴大，公司綜合電價自2021年三季度起顯著提升，也印證了電價的高比例上浮。2022年二季度，公司綜合電價達到520.76元/兆瓦時，同比上漲23.47%，位于近5年高位，2022年上半年達到518.05元/兆瓦時，同比上漲23.14%。電價上揚有利于公司疏導成本端壓力，也是公司2022年上半年扭虧的重要因素。滾滾熱浪襲來，負荷緊缺再現。去年多地發生的缺電現象讓市場印象深刻，今年入夏以來我國電力緊缺局面再次加劇，7月15日，我國電力負荷再創歷史新高，當日最高電力負荷達到12.6億千瓦，當日發電量達到了285億千瓦時。進入8月，在持續升高的氣溫水平下，負荷水平的攀升并未有改善趨勢，8月3日，山東省用電負荷達10078萬千瓦，年內第6次再創歷史新高；8月8日，湖北省年內第六次刷新歷史同期新高，全網最大用電負荷高達4846萬千瓦，較去年最高值增加403萬千瓦。種種跡象表明，高溫天氣來襲，制冷用電負荷會隨之快速提升，疊加復工復產的持續推進，用電需求快速增長，電力緊缺現象或逐步加劇。有序用電拉開序幕，電力缺口值得關注。7月份以來，為緩解電網負荷壓力，四川、浙江等省份多地已經啟動新一輪有序用電。根據浙江新聞網，8月份以來，浙江省仍在繼續推進有序用電的落地執行。與去年相比，今年我國煤炭供給已經明顯充裕許多，當前全國25省電廠庫存絕對值仍在1億噸以上，高于近年來同期，而且雖然在日耗水平顯著提升的背景下，庫存煤可用天數依然維持在15天以上。如果說去年秋季全國大范圍的拉閘限電尚能通過煤價高位，電力企業發電積極性不足來解釋，當前庫存充裕情況下，全國電力供需依然偏緊或只能解釋為我國存在供電的硬缺口。實際上，當前疫情對經濟仍存負面影響，我國工業經濟復工復產也未達到潛在負荷水平，但在此情況下仍存在負荷缺口，其背后也隱含著：站在“十四五”的起點，隨著我國經濟穩步增長，那么未來負荷的快速攀升將成為不可避免的趨勢，而僅在當前我國經濟已經處于相對疲弱的背景下，我國已經面臨如此的電力緊缺的局面，那么在可預見的未來我國電力面臨負荷緊缺或將持續加劇，“十四五”是我國再度迎來電力負荷“硬缺口”的時代。負荷缺口有跡可循，政策改革有待實施。為應對持續趨緊的供需格局，偏指令性的有序用電調節毫無疑問是高成本的應對舉措，緊張的電力供需終歸需要政策以及市場共同調節。現貨交易推行箭在弦上，急需市場機制調節供需。早在2017年，國家就已經以廣東、山西等8個地區作為電力現貨市場第一批試點市場，拉開我國電力現貨交易市場改革的帷幕。2022年，我國多個電力現貨市場開始完成年度的連續試運行，當前來看，以廣東省、云南省、山西省等省份的電力現貨市場運行已經呈現出常態化的趨勢。電力現貨市場最重要的職能便是通過電價直接反映出電力供需的情況，通過市場化的方式來讓市場主體自主調節電力供需，從而有效改善電力緊張的局面。而在電力現貨市場的運行過程中，毫無疑問，具備靈活性調節能力的電源將具備充分的競爭優勢，而火電作為其中重要的代表將充分受益于現貨市場運行帶來的階段性高電價。以公司主要機組所在的山東省為例，自現貨市場持續運行后，現貨電價持續高于當地燃煤基準價運行，由于我國現貨市場中不受20%的電價上浮限制，3月12日山東省實時交易平均成交價一度高達932厘/兆瓦時（含容量補償），遠高于中長期交易市場中僅20%左右的電價漲幅。如此之高的電價將一方面直接影響到下游電力用戶的生產決策，從而調節用電負荷，另一方面也將直接對發電側具備靈活調節能力的電源收入端形成有力的支撐。容量電價必要性愈加凸顯，火電基本收益將到保障。除了參與直接參與現貨市場之外，社會、電網以及風光發電企業對火電機組加大調峰力度的呼聲持續增加。針對目前煤電調峰積極性不足的現狀，我國各地已經開始陸續出臺容量電價政策，旨在改善目前煤電調峰經濟性有限、煤電改造積極性不佳的問題。但是當前來看，容量電價政策的出臺主要集中在現貨市場運行的省份，后續隨著容量市場的開啟或者全國范圍內的現貨市場的陸續運行，全國范圍內的火電容量電價政策出臺只是時間問題。在容量電價政策出臺后，我們預計將有效改善調峰火電機組的盈利水平以及盈利的穩定性，這將直接改善火電長期以來的“逆周期”屬性特點，使其真正地加速回歸公用事業屬性。在風光能源主導的“新世界”，“舊能源”價值只會更加突出。整體來看，在“碳中和”

目標下，電力供需緊張難以通過發電側火電裝機大幅提升而實現根本扭轉，因此對于存量機組的出力改善便成為未來政策重要發力方向。我們認為確保靈活性電源盈利性的相關政策出臺便尤為重要，其目的在于保障靈活性電源的正常運行以提升發電側對電網的負荷支撐能力，而火電作為靈活性電源的核心代表必然會充分受益，偏緊的供需格局也將使得火電電價獲得長期支撐，因此我們看好傳統能源發電在整個“十四五”期間的長期機會，公司作為全國布局的傳統發電運營商重點上市公司，將充分受益于行業的貝塔機遇。行業底部擴張產能，周期成長的彈性代表行業底部加碼，裝機仍有增量。雖然公司聚焦傳統能源業務，行業屬性決定裝機規模擴張幅度有限，但公司仍積極拓展項目，尋求資產規模的有序擴張。截至2021年末，公司仍有在建裝機454.6萬千瓦，其中煤電裝機449萬千瓦，水電裝機5.6萬千瓦。在建項目投產后，將拉動公司裝機規模擴張9.15%。兼具彈性與成長，配置價值待發掘。在長協煤新政落地的預期下，預計各大發電公司都將實現業績修復，此時從其中優選彈性更優的公司是市場一直在思考的問題。從客觀存在的市值角度出發：若從PE估值的邏輯，則如果火電資產的業績均有相同的PE估值倍數，那么不同電力公司的相同火電歸母凈利潤值對應的市值應該也是一致的；即使從PB的角度出發，如果火電凈資產對應的PB估值倍數是一致的，不同電力公司的相同火電歸母凈利潤增值額對應的市值同樣也是一致的。所以從業績的變化對資產價值的影響來看，由于倍數是相同的，進行橫向對比時可不再考慮倍數的干擾因素。我們將電價上浮或煤價下降帶來的業績增量除以各電力公司8月13日收盤價對應市值可見，在具備長期成長邏輯的轉型火電公司比較中，華電國際的業績彈性遙遙領先于其他可比公司。多面布局共享成長，彰顯優異價值屬性積極參股華電新能，轉型之路突破常規新能源資產剝離，華電新能另起爐灶。2021年上半年，通過剝離新能源資產，華電國際

獲得華電新能源公司的股權，截至2021年底華電國際的持股比例達到31.03%。華電新能承接、整合了華電福新、華電國際和華電集團其他直屬單位的風光電資產，是中國華電集團風力發電、太陽能發電為主的新能源業務最終整合的唯一平臺。目前，華電新能已預披露招股說明書，計劃于上交所上市，按照不低于63.53億股的發行規模來算，此次公開發行后，華電國際持股比例或將回落至26.37%，但獲得更多資本加持、從而有望加速成長的華電新能有望持續為公司提供可觀的投資收益。募投項目盈利能力極佳，投產后將有效拉動業績增長。根據華電新能的招股說明書披露，其擬建設的風電及光伏裝機容量高達1516.55萬千瓦，與公司2022年一季度末在運裝機規模相比，擬建項目投產后公司裝機規模將擴張55.67%。而且公司擬建項目資本金收益率在9.8%~11.3%左右，具備優異的投資價值，投產后將會有效拉動公司業績增長。五大發電集團中，唯一新能源整合平臺。華電新能是五大發電集團旗下上市公司中唯一一家整合了全集團新能源資產的公司，在雙碳目標下各大發電集團都將發力高成長性的新能源運營賽道，而華電新能作為舉全集團之力打造的新能源運營平臺，得到的資源及支持或將優于其他電力可比公司。集團規劃宏偉目標，公司長期增長可期。根據華電集團董事長于2021年3月份透露，“十四五”期間，華電集團將力爭新增新能源裝機7500萬千瓦，而2021年全年華電集團新增新能源裝機約508萬千瓦，也就是說在2022-2025年的四年間，華電集團需新增6992萬千瓦，考慮到黔源電力及烏江水電存在部分水風光一體化項目，則保守預計華電新能源也需要另外新增新能源裝機約6500萬千瓦，華電新能將無論是從新增裝機還是絕對裝機都將遙遙領先其他新能源發電公司。資產布局優勢明顯，盈利能力表現優異。華電新能源發電資產從風光資源稟賦優異的三北、西南區域到消納優勢明顯、電價優勢明顯的中東南區域均有布局，得益于此，公司的毛利率在同行業可比公司中表現優異，略低于海風資產比例較高的三峽能源。從單位裝機凈利潤角度來看，華電新能源發電資產盈利能力也具有較強優勢，2021年公司單位裝機凈利潤大幅增長，并且超過三峽能源和龍源電力。大量參控煤礦資產，煤電協同抵御風險參股煤礦資產，另類“煤電聯營”。公司在通過參股華電新能布局新能源資產的同時，還參股了大量的煤炭資產。2021年，公司通過參股煤炭公司實現的權益法核算的投資收益高達16.5億元，有效平滑了公司電力主業在煤價高漲背景下的虧損壓力。此外，公司參股項目目前仍有大量在建產能仍未投產，在建項目投產后，預計公司參股煤礦項目貢獻投資收益將得到進一步增厚。逆境之中慷慨分紅，彰顯公司價值屬性公司自上市以來，長期堅持穩定分紅。2021年，即使在主營業務嚴重承壓的背景下，公司依然堅持慷慨分紅，根據公司披露，2021年公司每股派息0.25元，以分紅公告日3月25日收盤價3.52元測算，則股息率高達7.1%，分紅回報收益可觀。實際上自2017年公司火電業務壓力得到穩步釋放以來，公司分紅水平便穩步提升，2020年公司當年分紅率高達59%。2019年-2021年，公司已經連續三年股息率超過4.5%，彰顯了公司優異的價值屬性。未來隨著公司在建項目的陸續投產以及投資收益貢獻增量業績，公司派息水平有望進一步提升。投資分析傳統能源名門，轉型路徑獨特HYPERLINK"/S/SH600027?from=status_stock_match