能源行業(yè)之華能國際研究報告

能源行業(yè)之華能國際研究報告全國型電力運營商龍頭，新能源轉(zhuǎn)型穩(wěn)步進行公司系華能集團下最大的全國型綜合電力上市平臺。十三五期間，公司裝機容量穩(wěn)定增長，經(jīng)營凈現(xiàn)金流充沛，分紅比例處于高位，盡管2019-2020年公司歸母凈利潤因計提大額資產(chǎn)減值受到負面影響，但新能源板塊帶動公司2020年歸母凈利同比增長170.7%。2016-2020年，公司新能源轉(zhuǎn)型穩(wěn)步進行，風(fēng)電/光伏可控裝機容量十三五CAGR高達19.3%/110.3%。為支持新能源發(fā)展，十三五期間，公司資本開支大幅增加，但自2017年開始，公司資產(chǎn)負債率持續(xù)降低且財務(wù)費用率維持在6%左右。華能集團旗艦電力上市公司，全國型綜合電力運營商公司系華能集團旗下唯一一家A+H上市電力平臺。華能國際電力開發(fā)公司系公司第一大股東，華能集團持有華能國際電力開發(fā)公司75%的股份，通過直接和間接的方式合計持有公司37.1%股權(quán)。公司擁有華能集團旗下57.7%的發(fā)電裝機，且發(fā)電資產(chǎn)分布廣泛，系華能集團的旗艦電力上市公司。從裝機的角度看，華能國際系華能集團旗下最大的全國型綜合電力上市平臺。截至2020年底，公司可控發(fā)電裝機容量113.4GW，位于華能集團旗下電力上市平臺首位。公司裝機類型廣泛，目前主要是火電，2020年新能源裝機10.6GW，暫低于華能新能源的14.6GW，但我們認為公司未來風(fēng)光裝機將快速提升。此外，公司的發(fā)電資產(chǎn)遍布全國26個省、自治區(qū)和直轄市，系典型的全國型電力運營商；內(nèi)蒙華電主要集中在內(nèi)蒙古七個盟市內(nèi)，屬于區(qū)域型電力上市公司；華能水電系水電發(fā)電上市公司，裝機則主要集中于瀾滄江流域。除資產(chǎn)減值外，整體運營較為平穩(wěn)公司總體可控裝機容量和售電量保持穩(wěn)定增長，新能源板塊發(fā)展迅速。2016-2021年，公司新增可控裝機容量34.8GW，CAGR為6.3%。期間，公司對新能源布局力度不斷加大，公司風(fēng)電/光伏可控裝機容量2016-2021年CAGR高達21.0%/94.6%；公司火電裝機容量增長相對緩慢，2021年其占總裝機比例較2016年直線下降7.1pct。隨著裝機容量的增加，2016-2021年公司售電量以年均（多年同比增速算數(shù)平均值）6.6%的增速同步增長。2016-2021年新能源售電量CAGR高達42.3%，新能源轉(zhuǎn)型穩(wěn)步進行。十三五期間，公司境內(nèi)發(fā)電收入迅速增長后小幅下滑。2016-2018年公司境內(nèi)發(fā)電量收入直線上升，2019-2020年開始小幅下滑，主要系電量略微下降及上網(wǎng)電價降低所致。根據(jù)公司年報，公司2019-2020年電量降低主要系全社會用電需求降低以及清潔能源發(fā)展擠占火電空間。上網(wǎng)電價方面，公司2020年境內(nèi)電廠含稅平均結(jié)算電價為413.63元/千千瓦時，同比下降0.8%，主要系上網(wǎng)電價更低的市場化電量占比提升所致。2021年，公司市場化電量比例較2020年進一步提升，但由于2021年市場化電價開始較基準(zhǔn)電價上浮，故2021年公司境內(nèi)綜合電價同比增長4.4%至431.88元/兆瓦時。2016-2020年公司歸母凈利潤先減后增，近兩年受資產(chǎn)減值損失影響較大。十三五期間，公司火電裝機仍占總體裝機絕大多數(shù)，公司盈利受燃料成本影響較大。2016-2018年，公司歸母凈利潤下降，主要系煤價和電量上升導(dǎo)致燃料成本增加。2019-2020年，情況與前三年相反，故公司2019/2020年電力及熱力服務(wù)板塊毛利率同比增加2.3/2.7pct，歸母凈利潤回暖。但由于公司部分火電廠經(jīng)營不善或依國家相關(guān)產(chǎn)業(yè)政策要求需于2020年底關(guān)?；虻热萘刻娲?019/2020年大量計提資產(chǎn)減值損失，還原的資產(chǎn)減值損失占還原資產(chǎn)減值后歸母凈利潤的55%/41%。盡管資本開支大幅增加，公司資產(chǎn)負債率仍呈現(xiàn)下降趨勢。2016-2020年公司資本支出CAGR為11.9%，尤其是2019年資本開支同比增長了52.1%。2017-2020年，火電項目資本支出占比降低13.1pct至18.3%；可再生能源建設(shè)資本支出逐步占據(jù)核心地位，2020年占比高達64.4%。根據(jù)公司2020年年報，2021年公司資本支出預(yù)計達到564.1億元，其中73.3%將用于風(fēng)光項目。盡管公司資本支出大量增加，公司的資產(chǎn)負債率卻由2017年的75.6%降低7.9pct至2020年的67.7%，近五年財務(wù)費用率也保持在6%左右的相對穩(wěn)定水平。近年來公司現(xiàn)金流充沛，每股股利穩(wěn)步提升，現(xiàn)金分紅比例維持高位。2017年，公司業(yè)績降溫，歸母凈利潤大幅縮水，公司每股股利較2016年大幅下降。2018-2020年，公司經(jīng)營業(yè)績回暖，經(jīng)營性凈現(xiàn)金流量穩(wěn)步提升，2020年同比增加12.7%至420.5億元。公司充沛的經(jīng)營性凈現(xiàn)金流為其分紅提供有力支撐，2020年公司每股股利0.18元，同比增加33.3%。同時，2016-2020年，公司分紅比例維持在50%以上，處于行業(yè)高水平之列。2019年分紅比例高達125.7%主要系公司在業(yè)績低迷時期仍保持較高分紅水平。市場表現(xiàn)復(fù)盤，估值重塑必要性凸顯復(fù)盤公司相對上證指數(shù)收益，估值重塑必要性凸顯。我們采用相對收益觀察2019年10月電價改革后的A股和港股火電龍頭企業(yè)相對收益走勢。2019年10月至2020年12月31日，秦皇島動力煤價平均市場價573元/噸，但受疫情影響，2020年需求偏弱，火電龍頭公司市場表現(xiàn)總體較為低迷。2021年8-9月，公司及其他可比公司股價大漲，相對收益可觀，我們判斷該輪增長主要系2021年提出雙碳目標(biāo)后純新能源公司最先開始上漲，當(dāng)綠電股估值相對較貴時，投資者開始關(guān)注估值嚴(yán)重被低估的轉(zhuǎn)型新能源的火電公司，我們對比的5家公司總體上漲趨勢相近，但公司相對收益轉(zhuǎn)正略滯后于其他公司主要系公司火電資產(chǎn)顯著多余其他公司，投資者對火電態(tài)度仍較為悲觀。受煤價高企影響，火電企業(yè)面臨大額虧損，投資者給予漲電價預(yù)期，認為電價上漲能夠為火電公司帶來較大業(yè)績彈性，但10月8日國常會發(fā)布市場化電價上漲幅度放寬至20%，高耗能行業(yè)電價不受該限制的通知后，火電股開始大幅下挫，我們判斷系投資者前期對電價上漲預(yù)期過高導(dǎo)致政策落地不及預(yù)期。2021年11月底，電力公司估值再次回到相對較低位置，股價逐步復(fù)蘇；而后江蘇省/廣東省陸續(xù)公布各自省份2022年電力市場年度交易結(jié)果，煤電及可再生能源市場化電價均獲得大比例上浮，綠電也首次被納入市場化年度交易，加強了投資者對電力市場化交易的信心，同時煤價快速下跌，公司在此期間股價連創(chuàng)新高。2022年開年后，由于政策利好消息偏少及估值已偏高，電力公司開始回調(diào)，同時火電公司2021年業(yè)績預(yù)虧公告頻發(fā)抑制投資熱情，轉(zhuǎn)型新能源公司估值再次回到布局窗口。我們認為無論2021年7月以來公司經(jīng)歷了多少次上漲或回調(diào)，市場對公司的認識在逐步改變，公司由傳統(tǒng)火電龍頭逐步變成轉(zhuǎn)型新能源的電力上市公司，故我們對公司的估值模式也需要改變?yōu)榉植抗乐?。火電資產(chǎn)分布廣泛，主輔承接有序開展公司火電資產(chǎn)廣布全國各省，為電力保供做出較大貢獻。2021年煤價高企導(dǎo)致公司業(yè)績承壓，但煤價飆漲倒逼市場化電價機制改革，我們預(yù)計公司2022年火電上網(wǎng)電價增速（較2020年）將高達兩位數(shù)。發(fā)改委嚴(yán)控煤價，動力煤價逐步趨穩(wěn)，高電價疊加穩(wěn)煤價，我們認為公司2022年業(yè)績彈性較大，公司整體ROE水平或?qū)⒊^2019和2020年。至2030年，我們預(yù)計火電發(fā)電量在中國電力系統(tǒng)中占比仍將接近50%，保供地位不改，更遠期，大部分火電機組或轉(zhuǎn)換為輔助服務(wù)調(diào)峰機組，但公司準(zhǔn)備較為充足，2020年火電輔助服務(wù)收入已占當(dāng)年稅前收入12%，倘若未來輔助服務(wù)激勵機制更加完善，公司火電盈利將翻開新篇章?；痣娰Y產(chǎn)遍布全國，為保障電力供應(yīng)做出較大貢獻公司火電資產(chǎn)分布廣闊，在國內(nèi)多地擁有高市占率，為保障各省市電力供給做出巨大貢獻。2016-2020年，公司的火電可控裝機容量占總可控裝機容量的比例在90%以上，2020年火電可控裝機達到102.3GW。公司火電資產(chǎn)分布廣闊，遍布全國二十三個省、自治區(qū)和直轄市，為各省電力穩(wěn)定安全供給做出較大貢獻，2020年公司火電發(fā)電量3,863億千瓦時，在多個省份火電發(fā)電量市占率達到15%以上。歷史至暗時刻已過，2022年業(yè)績彈性較大2021年秦皇島Q5500動力煤市場均價1028元/噸，同比大幅增長78%。2021年年初，煤價維持了2020年年末的增長態(tài)勢，至2021年1月19日，秦皇島Q5500動力煤市場價高達1043元/噸，而后由于天氣逐步回暖，煤炭庫存提升，煤價下滑至2021年3月1日的568元/噸。自此秦皇島Q5500動力煤市場價一路高漲，最高甚至漲至2593元/噸。我們認為煤價高漲原因包括：1）全球貨幣政策放松導(dǎo)致流動性增加，全球大宗商品價格大幅上漲；

2）疫情緩解，經(jīng)濟回暖刺激煤炭需求增加；3）受碳中和碳達峰政策/礦難/災(zāi)難天氣等影響，產(chǎn)能無法釋放，煤炭總體產(chǎn)量下降。高煤價使公司凈利潤承壓。即使十三五期間公司新能源發(fā)展迅速，公司目前主要收入來源依舊是火電，2020年公司火電收入占境內(nèi)發(fā)電收入90%以上。燃料成本又是火電發(fā)電最主要的成本，因此煤價高企導(dǎo)致公司凈利潤下滑，甚至虧損。公司2Q21實現(xiàn)歸母凈利潤11.6億元，同比-69%但仍未出現(xiàn)虧損主要系由于：1）2Q21市場煤價持續(xù)高漲，但火電企業(yè)煤炭長協(xié)一般能覆蓋50%以上煤炭需求，而且長協(xié)漲價較現(xiàn)貨滯后；2）新能源帶來凈利潤貢獻。3Q21，煤價高企，漲幅進一步擴大，秦皇島Q5500動力煤3Q21市場均價1133元/噸，同比增長97%，火電企業(yè)長協(xié)價格增長也開始反映，公司及A股其他兩家火電龍頭企業(yè)3Q21皆出現(xiàn)虧損，公司虧損程度最大系由于公司火電發(fā)電量顯著高于其他兩家。高煤價倒逼電力市場化改革，市場化交易電價上漲。由于2Q21和3Q21煤價高企，火電廠面臨大面積虧損，火電運營商苦不堪言。受此壓力，市場化交易電價較基準(zhǔn)電價不上浮的限制逐漸放開，多個省份允許上浮10%。2021年10月8日，為改革完善煤電價格市場化形成機制，國常會將市場交易電價上下浮動范圍[-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，10月15日，山東、江蘇市場化交易成交均價較基準(zhǔn)價分別上浮19.8%/19.9%。近日，江蘇、廣東兩省分別開展了電力市場2022年度交易，火電年度雙邊協(xié)商交易平均成交電價分別為466.8/497.0元/兆瓦時，較江蘇/廣東基準(zhǔn)電價同比上浮19%/10%，進一步印證2022年市場化交易電價上漲趨勢。國家發(fā)改委嚴(yán)控煤價，煤價逐步回歸合理水平。10月19日以來，國家發(fā)改委連發(fā)數(shù)文表示：將嚴(yán)厲打擊煤炭現(xiàn)貨市場哄抬物價、擾亂市場經(jīng)濟秩序行為，組織開展煤炭生產(chǎn)、流通成本和價格調(diào)查，并運用價格法規(guī)定的一切必要手段對煤價進行干預(yù)，促使煤價降到合理水平。2021年10月19日-12月31日，秦皇島動力煤Q5500市場價格自2542.5元/噸降至800元/噸，降幅高達68.5%。2021年12月3日，國家發(fā)改委發(fā)布了2022年煤炭中長期合同簽訂履約工作方案（征求意見稿），提出2022年煤炭中長期合同將繼續(xù)堅持“基準(zhǔn)價+浮動價”價格機制，實行月度定價，5500大卡動力煤調(diào)整區(qū)間為550-850元/噸，下水煤合同基準(zhǔn)價700元/噸（較此前上調(diào)約31%）。這是國家發(fā)改委自2017年煤炭長協(xié)機制確立后首次上調(diào)基準(zhǔn)價，并給出明確的浮動區(qū)間。我們認為，煤炭長協(xié)基準(zhǔn)價格的提高是較為符合未來煤炭供需情況的，給定價格調(diào)整區(qū)間增強了火電未來盈利的穩(wěn)定性。煤價趨穩(wěn)，市場電價上浮，公司2022年業(yè)績彈性大，但火電盈利仍難回到2020年水平。根據(jù)國家發(fā)改委煤炭中長期合同征求意見稿中規(guī)定下水煤合同基準(zhǔn)價700元/噸，同時2022年煤炭合約采用中場協(xié)，我們假設(shè)公司2022年入爐煤價對應(yīng)5500大卡下水煤價格700元/噸（含稅）；2022年煤電上網(wǎng)電價較2020年0.390元/千瓦時上漲18%至0.461元/千瓦時。通過敏感性分析，我們發(fā)現(xiàn)歸母凈利潤對不同參數(shù)的敏感性由大到小為：每1分錢電價>每10元煤價>每10億元資產(chǎn)減值損失。此外，我們測算公司2022年還原資產(chǎn)減值后的ROE為8.5%，預(yù)計高于2020年6.9%的水平；但就火電板塊而言，公司2022年資產(chǎn)減值后的ROE為5.6%，仍低于2020年的6.5%，我們認為主要系2022年公司入爐標(biāo)煤煤價預(yù)測值為891元/噸，仍將顯著高于2020年的648元/噸。未來十年火電保供地位不改，更長遠角色轉(zhuǎn)變有序進行未來十年新能源發(fā)電量增長迅猛，但火電保供地位不改?；趯ξ磥硎觌姽┙o的預(yù)測，我們認為風(fēng)電/光伏裝機將迎來快速增長，十四五/十五五期間年均風(fēng)光裝機增長為149/224GW，至2025/2030年末，風(fēng)光裝機將占總裝機的40%/54%。同時，風(fēng)光裝機的快速增長將帶來風(fēng)光發(fā)電量的占比提升，至2025/2030年，風(fēng)光發(fā)電量占比將從2020年的10%提升至19.6%/31.1%，未來十年風(fēng)電/光伏發(fā)電量CAGR分別為17%/20%。著眼于2030年之前，我們認為煤電在十四五期間將仍有少量新增機組，十五五期間煤電裝機將逐步降低至1056GW，火電發(fā)電量雖將從2020年的68%下降到2030年的46%，但仍為主要保供電源。更長遠時間維度，火電終將由主力電源轉(zhuǎn)換為輔助電源。建設(shè)以新能源供給為主體的新型電力系統(tǒng)系實現(xiàn)雙碳目標(biāo)的必要途徑，2060年碳中和以前，中國的電力結(jié)構(gòu)里還仍將存有火電裝機，但其中絕大數(shù)火電都將作為輔助電源以保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。調(diào)峰火電機組需進行靈活性改造，改造技術(shù)路線多樣，不同機組的改造成本不一。2021年11月3日，國家發(fā)改委及國家能源局下發(fā)全國煤電機組改造升級實施方案，方案明確要求十四五期間，存量煤電機組靈活性改造完成2億千瓦（增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3000—4000萬千瓦），煤電機組靈活制造規(guī)模1.5億千瓦。但目前火電機組作為主要調(diào)峰機組，“兩個細則”中仍需分?jǐn)偪己思把a償分?jǐn)傎M用。有償調(diào)峰政策各省間有差異，激勵性卻都不高，因此十三五期間煤電靈活性改造不及預(yù)期。我們認為十四五煤電靈活性改造目標(biāo)完成與否，以及煤電機組的長遠角色轉(zhuǎn)換進程，很大程度上取決于火電調(diào)峰激勵機制的完善。公司靈活性機組改造較為積極，調(diào)峰效益可觀。截至2021年11月底，公司約20%煤電機組完成靈活性改造工作，根據(jù)公司2020年底煤電裝機90GW，公司完成靈活性改造的煤電裝機容量為約18GW，處于行業(yè)較為領(lǐng)先水平。2020年，公司燃煤機組獲得輔助服務(wù)收入10.41億元（占其當(dāng)年稅前利潤的12%），風(fēng)光支出2.3億元，總體盈利8.11億元，效益較為可觀。公司煤電裝機容量系目前所有A股/H股電力上市公司之最，倘若未來輔助服務(wù)激勵機制得到完善，公司煤電機組增收能力或十分可觀。新能源發(fā)展迅速，未來可新增裝機潛力大十三五期間，公司風(fēng)光發(fā)展迅猛，發(fā)電量增速和國內(nèi)市占率漲幅領(lǐng)先其余新能源運營商，單位凈利潤位于行業(yè)前列。2020年，公司新能源凈利潤28.0億元，占公司發(fā)電板塊凈利潤23.4%，十三五新能源布局獲得有效進展。我們預(yù)計公司十四五將新增新能源裝機44.4GW，在至今已公布“十四五”規(guī)劃的上市公司中位列第二。同時，公司深厚的火電底蘊為其獲取新能源資源帶來顯著優(yōu)勢，公司火電市占率高的省份往往風(fēng)光市占率也更高。綜合考慮公司2020年底現(xiàn)金流以及可擴產(chǎn)資產(chǎn)負債率水平，我們測算其理論上可新增新能源裝機43.5GW，可擴張空間位于新能源運營商首位。十三五期間公司風(fēng)光發(fā)展勢頭迅猛，國內(nèi)市占率提升最大十三五期間，公司風(fēng)光發(fā)電量增速及國內(nèi)市占率漲幅領(lǐng)先其余風(fēng)光運營商。十三五期間，公司風(fēng)光發(fā)電量增速迅猛，國內(nèi)市占率提升亮眼。風(fēng)電方面，2016-2020年公司發(fā)電量國內(nèi)市占率提升1.4pct，位于風(fēng)電運營商首位，2017-2020年發(fā)電量CAGR38.2%，僅次于

中國電力，但公司2020年風(fēng)電發(fā)電量規(guī)模141.0億千瓦時，是中國電力(41.5億千瓦時)的三倍有余。光伏方面，公司2017-2020年光伏發(fā)電量CAGR142.6%，位于光伏運營商首位，2016-2020年國內(nèi)市占率提升0.8pct，在光伏運營商中位列第二，考慮到公司新能源

布局中心將轉(zhuǎn)向光伏領(lǐng)域，預(yù)計未來光伏板塊表現(xiàn)將更為亮眼。從多個維度考察，公司風(fēng)光項目盈利能力均處于行業(yè)前列。風(fēng)電方面，除海風(fēng)裝機較多的

福能股份/中閩能源，公司單位凈利潤處于行業(yè)第一梯隊，度電凈利潤/每千瓦凈利潤/凈利率分別達到了0.157元/kWh，285元/kW，33.4%，而福能股份/中閩能源單位利潤較高主要系福建省海風(fēng)資源優(yōu)渥且海風(fēng)利用小時數(shù)顯著高于陸風(fēng)。光伏方面，公司存量資產(chǎn)較低，尚不具備規(guī)模效應(yīng)，整體來說成本不占優(yōu)勢，但公司光伏度電凈利潤仍位于光伏運營商第三。作為全國性布局的風(fēng)光運營商，我們認為單位凈利潤的高低，主要反映出運營效率與融資成本的差異，華能國際處于領(lǐng)先地位。在十三五新能源發(fā)展的基礎(chǔ)上，2021年以來公司風(fēng)光業(yè)務(wù)增速可觀，鋪墊十四五藍圖。公司2020/2021年新增新能源裝機3.36/3.20GW，2021年新增裝機量低于公司年初預(yù)期8.34GW，主要系由于2021年新能源指標(biāo)下發(fā)較晚，光伏組件價格較高，新增新能源裝機低于預(yù)期其實系行業(yè)較為普遍現(xiàn)象。2021年，公司風(fēng)電電量增速位于可比公司中的中游水平，光伏電量增速僅高于三峽能源。我們認為主要系由于公司2021年新增光伏裝機較少

（0.8GW）。但公司2021年新增風(fēng)電裝機中大部分系海上風(fēng)電（我們歸納大概為2GW以上），2022年預(yù)計將帶來較大程度發(fā)電量/盈利效益提升。十四五公司新能源發(fā)展?jié)摿Υ蠊臼奈逍履茉囱b機規(guī)劃仍位于同行前列，發(fā)展?jié)摿Υ?。截?020年底，公司風(fēng)電/光伏裝機規(guī)模達到8.1/2.5GW，合計10.6GW，位于行業(yè)前列。根據(jù)公司2020年度業(yè)績會所公布的十四五新能源規(guī)劃：年均新增新能源裝機800萬千瓦以上，至2025年，公司新能源裝機達到5500萬千瓦，其中風(fēng)光分別2900/2600萬千瓦左右；我們預(yù)計公司十四五期間將新增風(fēng)電/光伏裝機20.9/23.5GW，合計44.4GW，在至今已公布“十四五”規(guī)劃的上市公司中位列第二。若公司能夠?qū)崿F(xiàn)十四五期間的裝機目標(biāo)，至2025年底，公司新能源裝機將達到55GW的規(guī)模，僅次于中國電力，將領(lǐng)跑其余電力上市公司。公司深耕發(fā)電行業(yè)多年，對各地電力穩(wěn)定供應(yīng)做出較大貢獻，獲取新能源資源能力強。公司火電資產(chǎn)廣布二十三個省、自治區(qū)和直轄市，多地市占率處于高位，為各地電力安全穩(wěn)定供應(yīng)做出了較大貢獻。公司的火電基礎(chǔ)為風(fēng)光發(fā)展帶來優(yōu)勢，其火電市占率高的地區(qū)往往風(fēng)光市占率也更高，如公司海南省火電發(fā)電量市占率55.9%，風(fēng)電市占率也高達19.8%，在市占率第二的上海，具有其最高的光伏市占率27.2%。反觀其他公司，由于火電裝機量不及華能且裝機分布不夠廣泛，該方面優(yōu)勢不如華能國際明顯。公司火電現(xiàn)金流充沛，新能源可擴張空間最大。新能源發(fā)電項目投資的資金來源包括資本金（自有資金）和項目貸款融資，資本金比例通常為20%~40%。央企/國企或是民企在新能源發(fā)電項目擴張的時候，除了存量項目帶來的經(jīng)營現(xiàn)金流支持以外，杠桿約束也是重要考量之一。因此經(jīng)營現(xiàn)金流越高、資產(chǎn)負債率越低的運營商，未來潛在的擴張空間越大。而經(jīng)營現(xiàn)金流不足、資產(chǎn)負債率過高的運營商，將不得不通過增發(fā)、債轉(zhuǎn)股等方式降低杠桿水平。華能國際

2020年經(jīng)營凈現(xiàn)金流4.2億元，我們測算其1H21資產(chǎn)負債率為66.7%，預(yù)計擴產(chǎn)后資產(chǎn)負債率達到70.9%，風(fēng)電/光伏理論上可擴產(chǎn)12GW/31.5GW，可擴張空間位于風(fēng)光運營商首位。新能源發(fā)展勢如破竹，估值修復(fù)進行時2021年公司凈利預(yù)計因高煤價出現(xiàn)大額虧損，2022年煤價趨穩(wěn)，煤電電價上漲，疊加新能源板塊發(fā)展，三因素推動公司2022年業(yè)績觸底反彈。公司新能源板塊發(fā)展迅速，雖火電仍作為公司營收主要來源，至2023年，公司新能源營收貢獻將較2020年提升6.5pct至11.3%，歸母凈利潤貢獻將達到75%以上。采用分部估值法，根據(jù)公司2022年新能源/火電板塊歸母凈利/歸母權(quán)益預(yù)測值63.3/547.6億元，分別給予2022EPE/PB20x/0.8x，預(yù)計公司2022年總市值1703.8億元，對應(yīng)2022E股價10.85元。2021/2022/2023年收入有望同比+16.4%/+12.2%/+2.1%境內(nèi)發(fā)電業(yè)務(wù)為公司主要收入來源。公司業(yè)務(wù)分為電力與熱力、港口、運輸及其他。2018-2020年，境內(nèi)發(fā)電業(yè)務(wù)年均貢獻公司營收的82%，為公司主要收入來源，其中燃煤發(fā)電仍占主導(dǎo)地位。2021年，全社會用電需求同比大幅增長10.3%，公司境內(nèi)售電量同比增長13.2%，上網(wǎng)電價同比增長4.41%至431.88元/兆瓦時，我們預(yù)計量價齊升將帶動公司2021年營業(yè)收入同比增長16.4%。2020年風(fēng)電/光伏業(yè)務(wù)占營收比例為3.9%/0.9%，隨著公司風(fēng)光裝機的增長，我們預(yù)計公司風(fēng)電/光伏營收占比至2023年將提升至8.1%/3.2%。除境內(nèi)發(fā)電業(yè)務(wù)外，公司其他業(yè)務(wù)體量較小，我們預(yù)計這些業(yè)務(wù)2021-2023年基本維持穩(wěn)定運行。綜上，我們認為公司2021-2023年將實現(xiàn)營收1972.2/2212.3/2258.1億元，同比增長16.4%/12.2%/2.1%。多因素導(dǎo)致公司2021年新增風(fēng)光裝機低于預(yù)期。根據(jù)公司2021年全年售電量完成情況公告，公司2021年新增煤電/風(fēng)電/光伏裝機210.58（其中200萬千瓦為新增裝機，剩余部分為擴容）/240.32/79.9萬千瓦，風(fēng)光新增裝機低于公司年初定下的834萬千瓦（含海風(fēng)246萬千瓦）目標(biāo)，主要系2021年風(fēng)光資源指標(biāo)下發(fā)偏晚及光伏組件價格較高，全行業(yè)大都存在新增裝機低于預(yù)期情況，公司不是個例。據(jù)我們測算公司2021年并網(wǎng)海風(fēng)項目200萬千瓦以上，由于還需試運行合格才能正式投產(chǎn)，實際2021年投產(chǎn)海風(fēng)裝機約110萬千瓦。公司曾于2020年度業(yè)績會提到：預(yù)計十四五期間年均新增風(fēng)光裝機800萬千瓦以上，我們預(yù)計公司2022/2023年新增風(fēng)電裝機400/500萬千瓦，新增光伏裝機400/550萬千瓦。海風(fēng)投產(chǎn)預(yù)計進一步提升公司風(fēng)電利用小時數(shù)。2021年全社會用電需求同比10.3%增長帶動火電發(fā)電量明顯提升，2022年-2023年，我們預(yù)計全社會用電需求同比增速將放緩至5%左右，因此，我們假設(shè)2022/2023年公司煤電利用小時數(shù)同比下降3.4%/2.3%。2022年我們預(yù)計公司海風(fēng)裝機為330萬千瓦，較2020/2021年的90/200萬千瓦有明顯提升。根據(jù)

關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見，海風(fēng)合理年均利用小時數(shù)可達2600小時（實際可高于此平均值），而不同風(fēng)區(qū)陸風(fēng)平均合理利用小時2100小時（實際2020年包含海風(fēng)的全國平均風(fēng)電利用小時2097小時），因此，即使2021年作為大風(fēng)年利用小時較高，我們認為公司海風(fēng)裝機的提升能夠促進其2022年風(fēng)電利用小時同比提升1.4%至2229小時。隨著棄光率的下降以及公司新增優(yōu)質(zhì)光伏裝機增長，我們預(yù)計公司2022年光伏利用小時將同比提升1.7%至1214小時。我們保守預(yù)計公司2023年風(fēng)電/光伏利用小時數(shù)維持2022年水平。2022年燃煤發(fā)電量全部進入市場交易，上網(wǎng)電價將大幅提升。根據(jù)2021年10月12日國家發(fā)改委“發(fā)改價格〔2021〕1439號”文件，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，且上下浮動范圍由[-15%,+10%]修改為[-20%.+20%]，高耗能電價無上下浮動限制。由于文件下發(fā)時間已為4Q21，我們預(yù)計相較于2020年燃煤上網(wǎng)電價，2022年上漲幅度將高于2021年，2021-2023年煤電上網(wǎng)電價同比增長3.2%/14.3%/0%至0.403/0.461/0.461元/千瓦。由于2021年公司新增風(fēng)光裝機中可能還有部分2020年底并網(wǎng)但未投運的帶補貼項目以及2021年投產(chǎn)海風(fēng)項目上網(wǎng)電價為0.85元/千瓦時（顯著高于公司2020年底風(fēng)光電價0.555元/千瓦時），我們預(yù)計2021年風(fēng)電/光伏上網(wǎng)電價仍將同比上漲0.06/0.02元/千瓦時。2022年開始，隨著平價風(fēng)電光伏項目進一步增加，我們預(yù)計風(fēng)光電價將下行。預(yù)計2021/2022/2023年運營成本將同比變動+38.4%/-4.4%/-0.3%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）2021年