2022年華能國際業(yè)務(wù)布局及發(fā)展趨勢分析

1、2022年華能國際業(yè)務(wù)布局及發(fā)展趨勢分析1. 華能國際：大力推進新能源轉(zhuǎn)型的火電巨頭清潔能源裝機占比已達 22.4%，燃煤機組結(jié)構(gòu)合理、能效領(lǐng)先華能國際是國內(nèi)規(guī)模最大的上市發(fā)電公司之一，公司中國境內(nèi)電廠廣泛分布在二十六個省、自治 區(qū)和直轄市；另外公司在新加坡?lián)碛幸患胰Y電力公司，在巴基斯坦投資一家電力公司。截至 2021 年底，公司擁有控股發(fā)電裝機容量 118,695 兆瓦，權(quán)益發(fā)電裝機容量 103,875 兆瓦。 近年來公司大力推進能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型, 低碳清潔能源比例不斷提高。風(fēng)電、太陽能、天然氣、水電、 生物質(zhì)發(fā)電等低碳清潔能源裝機占比，從 2018 年的 16.5%提高至 2021 年的 2

2、2.4%。截至 2021 年底，公司風(fēng)電裝機容量為 10,535 兆瓦（其中海上風(fēng)電 2,012 兆瓦），太陽能發(fā)電裝 機容量為 3,311 兆瓦，水電裝機容量為 368 兆瓦，天然氣發(fā)電裝機容量為 12,243 兆瓦，生物質(zhì)能 源裝機容量為 120 兆瓦。公司發(fā)電裝機結(jié)構(gòu)中，目前仍以燃煤發(fā)電為主，截至 2021 年底，可控裝機規(guī)模為 92118 兆瓦。 燃煤機組規(guī)模結(jié)構(gòu)合理，小機組比例很低，30 萬千瓦以下等級占比僅有 5.73%；超過 54%是 60 萬千瓦以上的大型機組，包括 16 臺已投產(chǎn)的世界最先進的百萬千瓦等級的超超臨界機組和國內(nèi)首 次采用的超超臨界二次再熱燃煤發(fā)電機組。現(xiàn)有的燃煤

3、發(fā)電裝置技術(shù)性能先進、維護保養(yǎng)精良、 能耗指標(biāo)優(yōu)異、污染排放達標(biāo)，具有行業(yè)領(lǐng)先的能效水平和較強的市場競爭優(yōu)勢。2021 年，公司 燃煤機組的生產(chǎn)供電煤耗為 290.69 克/千瓦時，在國內(nèi)主要電力企業(yè)中保持領(lǐng)先地位；據(jù)中電聯(lián) 數(shù)據(jù)，同期全國 6000 千瓦及以上電廠供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗為 302.5 克/千瓦時。風(fēng)光裝機及發(fā)電量快速增長，2021 年增速分別為 30%、48%從新能源發(fā)電裝機來看，陸上風(fēng)電從 2018 年的 4838 兆瓦增加至 2021 年的 8523 兆瓦；海上風(fēng)電 從 2018 年的 300 兆瓦增加至 2021 年的 2012 兆瓦；光伏發(fā)電從 2018 年的 959 兆瓦增加

4、至 2021 年的 3311 兆瓦。風(fēng)光裝機合計占比，從 2018 年的 5.75%提高至 2021 年的 11.67%；風(fēng)光裝機容 量近三年增速分別為 19.5%、46.2%、30.1%。從新能源發(fā)電量來看，風(fēng)電從 2018 年的 101.05 億千瓦時增加至 2021 年的 208.34 億千瓦時；光 伏發(fā)電從 2018 年的 11.41 億千瓦時增加至 2021 年的 35.82 億千瓦時。風(fēng)光發(fā)電量的占比，從 2018 年的 2.61%提高至 2021 年的 5.34%；風(fēng)光發(fā)電量近三年增速分別為 12%、31%、48%。電廠布局區(qū)域廣，具有一定的區(qū)位優(yōu)勢公司的國內(nèi)發(fā)電資產(chǎn)布局區(qū)域較廣

5、，截至 2021 年底，主要分布在二十六個省、自治區(qū)和直轄市， 其中位于沿海沿江經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)的電廠，是公司機組利用率高、盈利能力強的優(yōu)質(zhì)發(fā)電資產(chǎn)。這 些區(qū)域運輸便利，有利于多渠道采購煤炭、穩(wěn)定供給，降低發(fā)電成本。同時，公司擁有諸多港口 及碼頭資源，對提高集約化燃料管理起到了極大的支持作用，有利于公司統(tǒng)一庫存、發(fā)揮淡儲旺 耗的功能，加速煤炭周轉(zhuǎn)。從各省燃煤電廠 2021 年的上網(wǎng)電量來看，排名靠前的包括山東、江蘇、浙江、廣東、江西、福 建、上海，占比分別為 21.1%、8.5%、8.1%、7.2%、5.6%、5.3%、5%。從各省風(fēng)光電廠2021年的上網(wǎng)電量來看，排名靠前的包括江蘇、河南、甘肅、

6、山東、黑龍江、吉 林、江西、山西，占比分別為 18.4%、14.8%、10.6%、8.2%、6.3%、6%、5.5%、5.1%。從公司各省電廠 2021 年的上網(wǎng)電量在所處省份的占比來看，多個省份占比達到 10%左右及以上， 反映了在這些省份的市場競爭中，公司具有一定的相對優(yōu)勢。排名靠前的包括海南、江西、黑龍 江、上海、山東、吉林、重慶、甘肅，占比分別為 27.9%、12%、11.8%、11.5%、11.1%、 10.4%、9.7%、9.6%。燃料成本占比高，煤價大幅波動增加業(yè)績不確定性受到煤炭成本大幅波動、利用小時數(shù)隨需求變化的影響，公司歸母凈利潤的波動較大。從 2015- 2020 年的數(shù)

7、據(jù)來看，雖然凈利潤波動較大，但凈經(jīng)營現(xiàn)金流較為充裕，經(jīng)營狀況相對較差的年份 （2018 年）也能達到近 300 億元的規(guī)模，相對較好的年份（2020 年）可以達到 400 億元以上。2021 年情況十分特殊，動力煤價格在供給偏緊、需求超預(yù)期的情況下出現(xiàn)大幅上漲，全年 CECI 5500 大卡動力煤指數(shù)均價為 1044 元/噸，漲幅高達 81.3%。在這一極端情況下，公司 2021 年經(jīng) 營業(yè)績大額虧損，同時凈經(jīng)營現(xiàn)金流回落至 60 億元?；痣姷慕?jīng)營模式?jīng)Q定了其成本結(jié)構(gòu)中燃料成本的占比較高，2017-2021 年分別為 69%、71%、 66%、64%、71%；境內(nèi)火電廠售電單位燃料成本分別為

8、201.28、211.04、223.22、209.07、 316.36 元/兆瓦時，其中 2021 年漲幅為 51.32%。與此同時，公司的電價水平較為平穩(wěn)，近五年 的平均上網(wǎng)電價（含稅）分別為 414.01、418.48、417、413.63、431.88 元/兆瓦時； 2021 年電 價上漲的政策始于四季度，我們看到 21 年的平均電價同比已有顯著漲幅（4.41%）。公司火電業(yè)務(wù)毛利率過去主要隨燃料成本波動而變化，2016-2020 年整體大致位于 15%-20%區(qū)間， 由于煤炭供給側(cè)改革后價格一直處于相對高位，公司2016年以后火電毛利率一直處于較低位置。 但近年來，公司逐漸加速風(fēng)電、光

9、伏項目開發(fā)，風(fēng)光發(fā)電的毛利率顯著高于火電；2020 年，風(fēng)電、 光伏、火電的毛利率分別為 56.25%、59.97%、14.81%。平價時代來臨，預(yù)計公司光伏項目毛利 率將從 2017 年超 70%的水平逐漸回落并趨穩(wěn)；風(fēng)電毛利率近幾年隨著海風(fēng)項目投產(chǎn)而略有上升。2. 火電：面臨多重拐點電價機制巨變，彈性提高至 20%且對高耗能不設(shè)上限2021 年，全球能源供應(yīng)緊張，境內(nèi)外煤炭市場供需形勢偏緊，煤價大幅上漲；因電煤價格上漲導(dǎo) 致全國煤電企業(yè)電煤采購成本大幅增加，對煤電企業(yè)形成了巨大沖擊。2021 年 10 月 8 日，國務(wù)院主持召開國務(wù)院常務(wù)會議，提出：改革完善煤電價格市場 化形成機制。有序推

10、動燃煤發(fā)電電量全部進入電力市場，在保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價 格穩(wěn)定的前提下，將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過 10%、15%，調(diào)整為原則上均不超 過 20%，并做好分類調(diào)節(jié)，對高耗能行業(yè)可由市場交易形成價格，不受上浮 20%的限制。會議同 時提出：完善地方能耗雙控機制，推動新增可再生能源消費在一定時間內(nèi)不納入能源消費總量。2021 年 10 月 12 日，國家發(fā)改委印發(fā)關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知。 通知指出，按照電力體制改革“管住中間、放開兩頭”的總體要求，進一步深化燃煤發(fā)電上 網(wǎng)電價市場化改革，是發(fā)揮市場機制作用保障電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的關(guān)鍵舉措，是加快電力市場

11、建 設(shè)發(fā)展的迫切要求，是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要支撐。通知明確了四項重要改革措施：（1）有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價。燃煤發(fā)電電量 原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準(zhǔn)價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價。（2）擴 大市場交易電價上下浮動范圍。將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過 10%、下 浮原則上不超過 15%，擴大為上下浮動原則上均不超過 20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮 20%限制。（3）推動工商業(yè)用戶都進入市場。有序推動尚未進入市場的工商業(yè)用戶全部進入電 力市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價。對暫未從電力市場直接購電的工商業(yè)用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購 電。鼓勵地方對小微企

12、業(yè)和個體工商戶用電實行階段性優(yōu)惠政策。（4）保持居民、農(nóng)業(yè)、公益 性事業(yè)用電價格穩(wěn)定。居民（含執(zhí)行居民電價的學(xué)校、社會福利機構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事 業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用電由電網(wǎng)企業(yè)保障供應(yīng)，保持現(xiàn)行銷售電價水平不變。2021 年電價上漲的政策始于四季度，我們看到 21 年的平均電價同比已有顯著漲幅（4.14%）。 從季度拆分來看，1Q21-4Q21 單季度的平均上網(wǎng)電價分別為 419.98、417.62、415.95、474.41 元/兆瓦時，其中四季度環(huán)比大幅提高 14%。我們基于 2021 年各省燃煤上網(wǎng)電量及上網(wǎng)電價，加權(quán)測算得到全年燃煤平均上網(wǎng)電價為 410 元/ 兆瓦時。我們基于燃煤

13、電價漲幅這一單一要素變化，測算了相應(yīng)的業(yè)績彈性，結(jié)果顯示：電價漲 幅 10%將增加歸母凈利潤 82 億元。新長協(xié)煤政策出爐，有望引導(dǎo)煤價回歸合理區(qū)間2021 年底的煤炭中長期合同簽訂履約方案征求意見稿明確：2022 年的煤炭長協(xié)簽訂范圍進一步 擴大，核定能力在 30 萬噸及以上的煤炭生產(chǎn)企業(yè)原則上均被納入簽訂范圍；需求側(cè)，要求發(fā)電 供熱企業(yè)除進口煤以外的用煤 100%簽訂長協(xié)。價格方面，“基準(zhǔn)價+浮動價”的定價機制不變， 新一年的動力煤長協(xié)將每月一調(diào)；5500 大卡動力煤調(diào)整區(qū)間在 550-850 元之間，其中下水煤長協(xié) 基準(zhǔn)價為 700 元/噸，較此前的 535 元上調(diào)約 31%。2022

14、年 2 月，發(fā)改委發(fā)布關(guān)于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知，進一步提出：秦皇 島港下水煤（5500千卡）中長期交易價格的合理區(qū)間為每噸 570-770 元（含稅）。煤炭中長期交 易價格在合理區(qū)間內(nèi)運行時，燃煤發(fā)電企業(yè)可在現(xiàn)行機制下通過市場化方式充分傳導(dǎo)燃料成本變 化，鼓勵在電力中長期交易合同中合理設(shè)置上網(wǎng)電價與煤炭中長期交易價格掛鉤的條款，有效實 現(xiàn)煤、電價格傳導(dǎo)。煤炭價格超出合理區(qū)間時，將充分運用價格法等手段和措施，引導(dǎo)煤炭 價格回歸合理區(qū)間。隨著政策端和基本面共同發(fā)力，煤炭價格上漲除了逐步向電價端部分傳導(dǎo)， 也有望逐漸向合理區(qū)間回歸。華能國際 2021 年單位燃料成本為 316.36

15、元/兆瓦時。我們基于單位燃料成本單一要素變化，測算 了相應(yīng)的業(yè)績彈性，結(jié)果顯示：降幅 5%將增加歸母凈利潤 41 億元；降幅 10%將增加歸母凈利潤 82 億元；降幅 15%將增加歸母凈利潤 123 億元。另據(jù)我們測算，華能國際 2021 年的燃煤發(fā)電標(biāo)煤成本為 1074 元/噸，燃煤發(fā)電的盈虧平衡點在 2021 年的電價水平下為標(biāo)煤 914 元/噸。燃料成本之外，其他成本約為 9.7 分/千瓦時。在此基礎(chǔ)上，我們測算了在電價單一要素影響下，公司燃煤發(fā)電盈虧平衡點的變化。測算結(jié)果顯 示：電價漲幅 10%將使標(biāo)煤盈虧平衡點提高至 1039 元/噸；電價漲幅 15%將使標(biāo)煤盈虧平衡點提 高至 11

16、01 元/噸；電價漲幅 17.5%將使標(biāo)煤盈虧平衡點提高至 1132 元/噸。同時，我們基于 570-770 元/噸的長協(xié)煤合理價格區(qū)間，在不同的長協(xié)合同比例、不同的非長協(xié)煤 價假設(shè)下，測算了可能的入爐標(biāo)煤價格。測算結(jié)果顯示：（1） 若可以實現(xiàn) 100%長協(xié)，則在 770、670 元/噸的價格下，對應(yīng)入爐標(biāo)煤價（不含稅）分 別為 912、799 元/噸。（2） 若可以實現(xiàn) 75%長協(xié)，同時市場現(xiàn)貨煤均價 1000 元/噸，則在 770、670 元/噸的長協(xié)價 格下，對應(yīng)入爐標(biāo)煤價（不含稅）分別為 976、892 元/噸。2030 年前火電利用小時數(shù)有望緩慢上行并維持相對高位公司 2021 年燃

17、煤發(fā)電利用小時達到 4488 小時，遠(yuǎn)超去年及過去五年平均水平；全國 2021 年的 火電發(fā)電小時數(shù)也同比大幅增加。我們認(rèn)為火電的發(fā)電小時數(shù)或已迎來拐點，主要基于：（1） 需求端比較樂觀，一方面我國的能源需求尚未達峰，另一方面在“雙碳”目標(biāo)指引下，“電”在 能源消費中的占比將持續(xù)上升；（2）供給端，水電、核電的增量有限，風(fēng)光新能源雖然規(guī)模增 速很快，但發(fā)電小時數(shù)低，且目前占比不高，短期內(nèi)很難滿足全部的增量用電需求。因此，在 2030 年碳達峰目標(biāo)實現(xiàn)之前，我們認(rèn)為火電的發(fā)電量仍將有所上升，而新增火電產(chǎn)能將持續(xù)放緩， 隨著落后及老舊產(chǎn)能后續(xù)逐漸退出，從而存量機組的產(chǎn)能利用率有望緩慢上行。中電聯(lián)預(yù)

18、計 2022 年全社會用電量同比增長 5%-6%；我們預(yù)計 2022 年增速在 5%左右，2022- 2030 年的年化增速在 4%-5%之間。我們的電量供需平衡拆分結(jié)果顯示，全國火電發(fā)電小時數(shù)有 望從 2022 年的 4347 小時提升至 2030 年的 4641 小時。我們以華能國際 2021 年的煤電發(fā)電小時數(shù) 4488 小時作為基準(zhǔn)情景，對產(chǎn)能利用率波動對度電凈 利潤的影響進行了彈性測算。結(jié)果顯示：在單一要素影響下，利用小時數(shù)降低 15%將減少度電凈 利潤 1.72 分；利用小時數(shù)提高 15%將增加度電凈利潤 1.27 分。我們預(yù)計公司 2030 年前的煤電利 用小時數(shù)將維持在 445

19、0 小時以上的高位，并有望逐年緩慢提升。3. 新能源：順勢而為，打造“第二成長曲線”電力央企積極布局新能源轉(zhuǎn)型電力供給結(jié)構(gòu)迎來確定性變革，以風(fēng)電、光伏為主的新能源打開長期成長空間，全產(chǎn)業(yè)鏈（制造 端、運營端）都有望受益于碳中和對需求和投資的拉動。雖然光伏、風(fēng)電的系統(tǒng)成本仍有可觀的 下降空間，但巨量的需求（十四五、十五五期間有望新增超過 15 億千瓦裝機）預(yù)計仍將引領(lǐng)數(shù)萬 億級別的投資規(guī)模。我們預(yù)計，2025 年，風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機規(guī)模有望分別達到 5.6 億千瓦、6.1 億千瓦左右； 2030 年，風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機規(guī)模預(yù)計分別達到 9.4 億千瓦、12.1 億千瓦左右。“十四五”期 間，

20、風(fēng)電和太陽能發(fā)電年度合計平均新增裝機規(guī)模預(yù)計達到 1.3 億千瓦左右；“十五五”期間， 風(fēng)電和太陽能發(fā)電年度合計平均新增裝機規(guī)模預(yù)計分別達到 2 億千瓦左右。在新能源投資的長期盛宴中，面臨轉(zhuǎn)型的傳統(tǒng)電企（以五大發(fā)電集團為代表）將成為舉足輕重的 參與者?；痣娨?guī)模增速已趨平緩，且在可見的未來面臨達峰并將逐漸壓縮，新能源投資有望被打 造為“第二成長曲線”。相較于純粹的新能源運營商及民企為主的中上游產(chǎn)業(yè)鏈制造企業(yè)，其顯 著的優(yōu)勢是火電基本盤帶來的強勁現(xiàn)金流、極具競爭力的融資成本、強大的項目資源獲取能力。五大發(fā)電集團都已制定明確的碳達峰時間表以及清潔能源/新能源的轉(zhuǎn)型發(fā)展目標(biāo)。國家電投集團 是提出碳達峰

21、的目標(biāo)時間為 2023 年。我們統(tǒng)計了五大發(fā)電集團及三峽、華潤、中廣核、國投、中核共 10 家主要電力央企的發(fā)電裝機及 新能源占比情況（2020 年底數(shù)據(jù)）。集團口徑來看，風(fēng)電+光伏裝機規(guī)模最大的為國電投，達到 6049 萬千瓦；風(fēng)電+光伏裝機占比最高的是中廣核，超過 38%。預(yù)計公司“十四五”期間新能源裝機復(fù)合增速 36.6%華能集團明確提出：到 2025 年，新增新能源裝機 8000 萬千瓦以上，確保清潔能源裝機占比 50% 以上，碳排放強度較“十三五”下降 20%。作為華能集團旗下的核心上市平臺之一，我們預(yù)計華 能國際“十四五”期間有望新增新能源裝機 4000 萬千瓦。到 2025 年，

22、公司有望實現(xiàn)風(fēng)光裝機規(guī) 模 5065 萬千瓦，新能源裝機占比將從 2020 年的 9.4%提高到 32%；年均新增 800 萬千瓦風(fēng)光裝 機，“十四五”期間新能源裝機復(fù)合增幅為 36.6%。按照我們的預(yù)測，公司 2021 年至 2025 年將合計新增新能源裝機規(guī)模 4000 萬千瓦。我們假設(shè)其 中光伏、陸風(fēng)、海風(fēng)的平均比例分別為 55%、30%、15%，項目建造成本分別為 4000 元/千瓦、 5500 元/千瓦、12000 元/千瓦，五年的總資本開支需求為 2260 億元，平均每年 452 億。若投入 資本金的比例為 20%，平均每年需投入資本金 90 億元；若投入資本金的比例為 30%，平均每年 需投入資本金 136 億元。風(fēng)光新能源開發(fā)之外，“十四五”期間預(yù)計公司仍有較大額度的其他資本開支需求，主要包括火電 和技術(shù)改造：雖然火電項目的新建速度將放緩，但短期不會停止，同時火電靈活性改造等投入可 能上升。我們預(yù)計“十四五”期間風(fēng)光新能源開發(fā)之外的資本開支約為每年 140 億元，在資本