華電國際研究報告

華電國際研究報告1、集團常規(guī)能源平臺，多元業(yè)務布局1.1、華電集團旗下常規(guī)能源整合平臺參股模式發(fā)展新能源

國內最大型的綜合性能源公司之一，專注于常規(guī)能源運營。公司于1994年6月在山東省由山東省電力公司等發(fā)起成立，2003年電改后控股股東變更為中國華電集團，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，為國內最大型的綜合性能源企業(yè)之一。2021年公司實現(xiàn)營收1044億元，目前管理運營電源涉及燃煤、燃氣及水電，并通過大比例參股華電新能（持股31.03%）推動新能源發(fā)展。截至2022年3月，公司控股裝機容量約為5336萬千瓦，其中燃煤發(fā)電控股裝機約4236萬千瓦，燃氣發(fā)電控股裝機約859萬千瓦，水力發(fā)電控股裝機約240萬千瓦。華電集團旗下以清潔能源為主的常規(guī)能源整合平臺，華電新能第二大股東。公司控股股東為五大發(fā)電集團之一的華電集團，華電集團以電力、熱力以及煤炭等一次能源為主業(yè)。截至2020年底，集團控股裝機達到1.66億千瓦，其中火電/水電/新能源及其他分別為11429/2741/2436萬千瓦，資產遍布全國30多個省市。華電集團旗下電力上市平臺分別有華電國際、黔源電力、華電能源以及金山股份，后三者分別為貴州省、黑龍江省以及遼寧省區(qū)域上市平臺，僅華電國際為集團旗下全國性上市平臺，資產分布國內十二個省市，同時參股集團旗下唯一新能源整合平臺華電新能（持股31.03%）。2014年公司被確立為華電集團旗下常規(guī)能源核心整合平臺，2021年確立華電國際為集團以清潔能源為主的常規(guī)能源整合平臺。截至2021年底，集團旗下已投運未上市火電資產約52gw、水電資產約22gw。剝離新能源資產并注入華電新能，通過參股方式發(fā)展新能源業(yè)務。2021年，集團在雙碳戰(zhàn)略下重新修訂戰(zhàn)略目標，并進行集團內部資產重整，將華電福新、華電國際旗下全部以及集團旗下部分新能源資產注入華電新能，確立華電新能為集團唯一新能源整合平臺。其中華電國際將其旗下持有的17家新能源公司（截至2020年在運/在建分別為403/175萬千瓦）作價不高于136億元注入華電新能，現(xiàn)金不低于76億，合計212億元出資認購華電新能37.19%股份（華電新能于2021年底引入戰(zhàn)略投資者，公司持股稀釋至31.03%）。截至2021年底，參股公司擁有控股新能源裝機共2737萬千瓦，其中風電2087萬千瓦，光伏651萬千瓦；2021年實現(xiàn)營收216億元，歸母凈利潤72.3億元。華電新能作為集團旗下唯一新能源整合平臺，預計集團十四五新能源計劃將主要由華電新能承擔，公司持有華電新能大額股份，有望通過多能互補方式協(xié)同華電新能發(fā)展并獲取收益。1.2、全新戰(zhàn)略確立抽水蓄能等多元新業(yè)務打造第二成長曲線以火電水電為主的常規(guī)能源運營平臺，新型電力系統(tǒng)下積極發(fā)展抽水蓄能等新業(yè)態(tài)。2018年3月至2021年3月，公司依托氣電、水電以及新能源發(fā)展使得清潔能源裝機占比逐年提升。2021年集團將湖南區(qū)域火電資產注入公司，同時剝離公司新能源，此消彼長下公司2021年清潔能源裝機占比大幅下降。新型電力系統(tǒng)下，公司常規(guī)能源調峰功能凸顯，價值有望被重新定義。此外，公司將開拓綜合能源服務市場，積極參與電網需求側響應，推動發(fā)展多能互補等新商業(yè)模式；加快儲能等綠色發(fā)展新業(yè)態(tài)，大力推進抽水蓄能項目發(fā)展。截至2021年底，公司已獲得抽水蓄能開發(fā)權超千萬千瓦，并在山東、安徽等8各區(qū)域設立9家全資專業(yè)售電公司，2021年完成售電量約750億千瓦時。展望未來，抽水蓄能與售電等服務有望成為公司新的業(yè)績增長點。2、缺電倒逼電改，舊能源價值有望重估2.1、電量緊張負荷更缺，火力發(fā)電調峰地位不可忽視短期電力需求增速下滑，碳中和推動電氣化十四五用電仍有韌性。在碳中和能源革命以前，全社會用電量與GDP發(fā)展休戚相關，2000-2010年受益于經濟高速發(fā)展，全社會用電量CAGR高達12.02%；2011-2020年隨著經濟發(fā)展速度回落，全社會用電量CAGR下滑至5.36%。而2021年碳中和戰(zhàn)略推動能源結構轉型與全社會電氣化加速，全社會用電量增速回升至10.68%。預測，十四五期間中國將構建新發(fā)展格局，一系列舉措將帶動電力需求保持剛性、持續(xù)增長。預計2025年中國全社會用電量為9.5萬億千瓦時，“十四五”期間復合年均增速為4.8%。清潔電源增量無法滿足用電需求增量，火電利用小時數(shù)必須保持較高水平。水電方面，“十四五”最后一輪投產高峰帶來4000千瓦總新增裝機，提供約1600億千瓦時/年發(fā)電增量。核電方面，審批停滯影響開始顯現(xiàn)，“十四五”期間投產11-13臺，只能提供約1000億千瓦時/年發(fā)電增量。新能源方面，中性至樂觀預期“十四五”復合裝機增速20%-30%，但由于新能源裝機基數(shù)較低，十四五期間僅能提供約1700-2600億千瓦時/年發(fā)電增量。綜上清潔能源十四五期間合計僅能支撐年用電增速2.6%-3.6%，而預測十四五期間中國全社會用電復合增速為4.8%，用電需求與清潔電源之間的缺口仍需煤電補齊。但是2017年煤電供給側改革后，煤電裝機增速顯著下滑，在裝機容量增速有限的情況下，我們測算火電利用小時數(shù)必須保持在4600-4700小時，較2021年提升100-200小時，火電資產在發(fā)電結構中不可或缺。除電量緊缺外，負荷緊缺更加棘手，新能源難以支撐瞬時負荷增長。隨著中國空調普及、第三產業(yè)及城鄉(xiāng)居民用電增長（受人類自然作息影響強烈），中國當前用電“日內雙峰、冬夏雙峰”特征日益明顯，最高用電負荷增長速度持續(xù)高于用電量增長速度。但

“十四五”期間中國傳統(tǒng)電源增速不足，主要電源增量為新能源，受“極熱無風、晚峰無光”

特點影響，新能源只能滿足電量需求，對瞬時負荷的支撐能力有限。未來負荷緊張的情況下，火電對于負荷增長的支撐不可忽視。在火電利用小時小幅提升背后，隱藏著重要的調峰責任。在不同裝機及用電結構下，相同的火電利用小時數(shù)所體現(xiàn)出的供應緊張形勢可能大相徑庭：（1）當新能源比例提高時，火電需要應對新能源出力不穩(wěn)定帶來的頻繁波動。這都將導致火電出力波動范圍大幅增加，實際上降低了火電的利用小時數(shù)。（2）尖峰負荷短時負荷高、持續(xù)時間短，如果用火電保證尖峰時段電力供應，也將導致火電利用小時數(shù)下降。因此，未來幾年電力供應緊張形勢要遠比火電利用小時數(shù)小幅提升所體現(xiàn)的嚴重的多，火電承擔著重要的調峰責任，火電資產的價值需要重估。量化測算，我們判斷中國用電負荷增速將大于用電量增速，按照水電保證容量系數(shù)70%、風電10%、光伏0%計算，中國電力系統(tǒng)備用率（負荷冗余量）將持續(xù)下降，負荷平衡缺口將持續(xù)擴大，火電重要性愈加凸顯。2.2、夏季電力供需緊張，冬季格局進一步加劇近期多地電網負荷創(chuàng)下歷史記錄，夏季電力供需形勢異常緊張。2022年6-7月，各地電網負荷紛紛創(chuàng)下歷史新高。從8月份來看，8月份一直是中國夏季高負荷月份，加上經濟有望迅速復蘇，國家氣候中心預期高溫天氣有望持續(xù)，我們預計2022年8月電力供需形勢仍將異常緊張。冬季負荷壓力不亞于夏季，電量壓力則更大。從負荷來看，受電采暖占比提升等影響，冬季最高負荷逐年提高，已經不亞于夏季負荷。而且冬季相比于夏季，在負荷供應方面還有如下劣勢：（1）中國冬季是枯水季，水電出力明顯受限；（2）冬季發(fā)生極端寒潮時，可能出現(xiàn)無風或者風機遭遇凝凍出力減少；（3）冬季是用氣高峰，天然氣出力可能受限。因此冬季負荷壓力不亞于夏季。綜上，受冬季負荷增長，水電、氣電出力受限等影響，冬季實際備用率略低于夏季，今年冬季電力供需形勢可能比夏季更為嚴峻。從電量來看，水電明顯偏少，冬季火電電量占比將明顯高于其他月份，加上煤炭還要保證北方供暖，電量壓力比夏季更為嚴峻。2.3、電價機制逐步理順，煤電價值迎來重估煤電具備“壓艙石”功能，在煤電政策調整預期下煤電價值有望迎來重估。如2.1節(jié)所述，我們強調了煤電的“壓艙石”作用：（1）由于清潔能源無法支撐用電需求增長，電量缺口需要火電彌補；（2）尖峰負荷突出，新能源出力不穩(wěn)定，煤電承擔調節(jié)負荷的重任。正是因為煤電如此重要的作用，煤電不應該被認為是“負資產”，一系列針對煤電的政策有望給予煤電相應的價值。2021年限電倒逼電改，燃煤發(fā)電進一步市場化。2021年9月多因素引發(fā)電荒，引爆點源于極端煤價下煤電企業(yè)現(xiàn)金流虧損，“計劃電-市場煤”矛盾集中爆發(fā)。2021年10月11日國家發(fā)改委印發(fā)關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知。除允許電價上浮20%外，文件更重要的是堵住了2015年改革以來的諸多漏洞：1）計劃與市場的雙軌制漏洞；2）地方政府干預交易結果的漏洞。2022煤價持續(xù)高位，Q3電力供應不容有失，國家控煤價決心不容置疑。2022年年初至今中國煤價仍維持高位水平，國家發(fā)改委于2022年2月發(fā)布303號文，后連發(fā)數(shù)文控煤價，并于6月明確“欠一補三”懲罰措施，7月提出三個“100%”要求。當前中國經濟面臨極大下行壓力，Q3決定全年經濟增速，電力供應不容有失。我們認為當前宏觀經濟背景及電力供需格局下，國家控煤價決心不容置疑，短期通過行政手段控制煤價，煤電長協(xié)簽約率、履約率均有望上行，火電盈利能力有望邊際改善。然而，行政手段只能緩解一時困難，電力行業(yè)仍需長效機制。我們分析建立成本傳導機制首先要推進電力市場改革，主要表現(xiàn)在省間市場、現(xiàn)貨市場、容量機制等方面。解決能源轉型下新能源發(fā)電隨機性間歇性矛盾，需要依靠（1）增加聯(lián)網–建設全國電力市場；（2）實時價格信號調節(jié)供需關系–建立電力現(xiàn)貨市場；（3）保障調峰機組收益–建立容量電價機制。建立以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，需要通過上述市場機制緩解新能源發(fā)展導致的能源不可能三角難題——即綠色、經濟、安全目標之間存在權衡關系。在完善的電力市場化機制基礎上，雙碳政策方能自上而下逐步提高約束力度，激勵企業(yè)減碳與新能源投資。預計煤電容量電價將是未來的必然趨勢，進一步轉變煤電收益結構。新能源保證容量系數(shù)較低，而儲能成本較高，在保供壓力與決心下，預期政策上將進一步轉變煤電收益結構，設置容量電價。更細分來看，國際上發(fā)電容量成本的回收通常采用三類機制：稀缺電價、容量市場、容量成本補償；國內目前的基本思路是以容量成本補償（政府制定容量電價標準）為主，未來逐步探索容量市場。從結果來看，容量電價有利于保護能耗水平存在劣勢但具有一定靈活性調節(jié)能力的發(fā)電資源，提高設備利用率，利好煤電盈利能力修復?，F(xiàn)貨市場改革暢通火電成本傳導機制，山東地區(qū)日前加權平均電價高于標桿電價。以公司火電裝機容量最大的山東為例，山東省為中國首批電力現(xiàn)貨市場試點城市，于2019年6月21日啟動試運行；2021年12月山東省總消費量676億千瓦時，其中中長期交易量與日前現(xiàn)貨交易量分別約為275、200億千瓦時；2022年1月1日山東省正式進入長周期連續(xù)結算試運行。電價方面，2022年6月18日-7月18日山東電力現(xiàn)貨市場日前加權電價均高于燃煤標桿價，高電價在用電緊張下或將延續(xù)。從長遠角度來看，在現(xiàn)貨市場良好的價格傳導機制下，電力市場機制將更加完善。南方兩個細則發(fā)布，提高調峰補償、明確成本疏導，火電有望受益。2022年6月南方能監(jiān)局發(fā)布南方版“兩個細則”（南方區(qū)域電力并網運行管理實施細則、南方區(qū)域電力輔助服務管理實施細則等），在其列舉的所有輔助服務類型中，最重要的就是調峰。本次“兩個細則”大幅提高燃煤機組深度調峰補償標準，尤其是深度調峰40%以下提升至792元/MWh和1188元/MWh。此次“兩個細則”解決輔助服務費用成本傳導問題，按照“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，分攤主體引入市場化電力用戶，發(fā)電側并網主體將直接受益。煤電與氣電運行原理存在相似性，容量電價有助于穩(wěn)定煤電企業(yè)利潤。以江蘇為例，在2018年11月以前，江蘇省一直執(zhí)行單一制天然氣發(fā)電機組標桿電價，在這一政策機制下，發(fā)電企業(yè)在天然氣價格低時，多發(fā)電就能多盈利；天然氣價格高過邊際利潤時，發(fā)電企業(yè)陷入集體虧損，發(fā)得多就虧得多。此電價模式下，企業(yè)效益受氣價波動影響大，企業(yè)經營非常不穩(wěn)定。氣電當時的困境與如今的煤電存在相似性，隨著江蘇于2018年11月實施兩部制氣電電價起，氣電行業(yè)面臨的生存壓力也得到了緩解。若煤電容量電價政策的實施，同樣將有助于穩(wěn)定煤電企業(yè)的利潤穩(wěn)定，助力優(yōu)質煤電企業(yè)走出困境。3、短期看煤價回歸合理，中長期看火電盈利模式變革3.1、背靠華電集團從山東走向全國的火電龍頭國內第四大火電企業(yè)，華電集團持續(xù)注入火電資產增厚公司業(yè)績。截至2022年3月，公司火電控股裝機5095萬千瓦，為國內第四大火電企業(yè)，僅次于華能國際、國電電力與

大唐發(fā)電。自2014年集團向公司承諾其常規(guī)能源最終整合平臺地位后，2015-2021年集團先后三次向公司注入湖北、湖南區(qū)域優(yōu)質火電資產，集團資產注入不僅使得公司完成了湖北湖南區(qū)域的業(yè)務布局，由于注入公司凈資產收益率需高于華電國際，則注入后將增厚公司業(yè)績。截至2021年底，集團內已投運非上市火電資產裝機高達5165萬千瓦，主要分布在江蘇、內蒙古、新疆等地，若未來滿足條件時注入公司將持續(xù)增厚公司業(yè)績。起于山東，有望受益于山東輔助服務市場；走向全國，借助集團實力實現(xiàn)擴張。公司原為山東省電力公司絕對控股的地方電力運營商，于2003年電力體制改革后劃分給華電集團。自成立以來公司在山東省火電控股裝機一直占據(jù)公司火電控股裝機總量絕對份額，2004年占比高達58%，后經過自建與集團注入資產等，公司資產擴張至國內十二個省份，截至2022年3月山東省火電控股裝機仍占據(jù)公司37%份額，其他火電資產主要分布在電力負荷中心或煤礦區(qū)域附近。山東作為公司優(yōu)勢省份，其電力輔助服務市場環(huán)境直接影響公司業(yè)績。一方面，山東作為國內用電大省、新能源裝機大省，火電維護電力系統(tǒng)穩(wěn)定的作用尤其重要；另一方面，山東電力體制機制一直走在國內前列，于2021年9月推出電力輔助服務管理辦法，公司有望在山東省電力體制改革市場中受益?；痣姍C組改造升級，供電煤耗改善成績優(yōu)異。截至2022年3月，公司30萬千瓦及以上火電機組占比超過90%，60萬千瓦裝機占比約60%，且全部燃煤機組達到超低排放要求，30萬千瓦及以下的機組已全部完成供熱改造，為公司參與市場競爭奠定了優(yōu)勢。公司持續(xù)進行火電機組改造，2017-2021年供電煤耗持續(xù)下降，截至2021年底，公司全部燃煤機組均達到超低排放要求，供電煤耗累計完成288克/千瓦時，同比降低2克/千瓦時，在國內火電龍頭公司中煤耗最低。參控股多家煤礦公司，提高煤炭來源保障同時貢獻業(yè)績。公司參控股了多家煤炭企業(yè)，權益產能超過1244萬噸/年，2021年權益收益超過13.3億元，其中最核心的為華電煤業(yè)集團。華電煤業(yè)與公司為同一控股股東，年產能5000萬噸/年，為國內第13大煤礦企業(yè)，并在智能化建設中卓有建設，于2020年獲得第六屆中國工業(yè)大獎表彰獎。另外公司控股的興旺露天煤礦于2021年11月由集團批準復工復產，2022年將按照60萬噸/年組織生產，同時2022年9月起實施300萬噸/年技術改造工程，預計2023年實現(xiàn)滿產。公司通過參控股煤炭企業(yè)提高對煤炭資源的保障，在煤價高位時期能夠有效控制燃料成本，同時為公司提供投資收益。3.2、極高煤價致嚴重虧損，電價上漲疊加缺電業(yè)績修復彈性巨大現(xiàn)階段公司業(yè)績仍以火電為絕對主導，2021年煤價高漲致公司錄得極值虧損。公司發(fā)電業(yè)務為標準的“一火獨大”模式，長期以火力發(fā)電為主，2021年火電發(fā)電量占比超過90%。盡管2021年10月發(fā)改委發(fā)文將電價漲幅放開至20%，但由于電力交易的特殊性，早在年初已簽訂長協(xié)（未漲價），使得公司2021年全年平均上網電價漲幅僅6.27%，而公司入爐標煤漲幅達到71%，遠超上網電價漲幅；同時公司多家煤電廠經營不善，計提資產減值，多重壓力下使得2021年公司虧損達到49.65億元，扣非后虧損83.68億元，為歷史極值。計提大額減值主要系全資煤礦企業(yè)股權處置，現(xiàn)存參控股煤礦資產優(yōu)質無減值憂慮。2021年公司各類減值損失超過34億元，較去年同期翻倍，出現(xiàn)大額損失主要由于公司全資煤礦企業(yè)茂華公司長期虧損，進行股權處置；另一方面由于煤價高企致使多個公司火電廠經營不良計提減值。2017-2021年經過多家煤礦資產處置，目前參控股煤礦中核心企業(yè)華電煤業(yè)業(yè)績優(yōu)良暫無減值風險；控股的興旺露天煤礦于2018年7月獲得初步設計批復，2021年11月復工復產，將于2022年9月開始技改擴建，興旺露天煤礦經嚴格審查后批準擴建，預計其短期內減值風險較低。2021年公司經營性現(xiàn)金流表現(xiàn)不佳，或與公司電源結構單一有關。2021年煤價大幅上漲且長期維持高位，使得火電運營商均出現(xiàn)不同程度的虧損，但龍頭火電企業(yè)中僅華電國際經營性現(xiàn)金流為負，我們推測這可能與公司電源結構相關，其他火電企業(yè)均擁有不同規(guī)模的新能源裝機與水電裝機，為其補充經營性現(xiàn)金流，而華電國際火電裝機占比最高，達到95%。2021年公司單位燃料成本高于可比公司，由于單位燃料成本包含燃煤與燃氣成本，一方面公司燃機裝機占比遠高于其他火電龍頭，使得公司單位燃料成本長期高于其他火電企業(yè)；另一方面，可能是因為公司長協(xié)煤覆蓋率較低。電價有望維持高位漲幅，同時煤價下滑與長協(xié)率提升將助力火電運營商走出至暗時刻。從實踐上，自2021年10月放開電價以來，中國多省電價頂格上浮，且漲幅延續(xù)至2022年6月。我們統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)公司主要售電區(qū)域最新市場化交易電價呈不同幅度的上漲，火電維持在20%漲幅上下。并且公司市場化交易電量持續(xù)提升，2022年一季度，公司市場化交易電量占比達到85.75%。市場化交易電價上漲以及公司市場化交易電量提升將推動公司上網平均價提升，從而提振業(yè)績。十四五期間中國電力供給將長期緊張，有望支撐市場化電價維持高位。電價維持高位漲幅，電量短期下滑，長協(xié)比例提升預期下Q3有望反彈。公司發(fā)布22H1業(yè)績公告，預計22H1扣非后歸母凈利10.9-14.2億元（調整后yoy+2%~+33%），優(yōu)于華能國際（預計扣非后歸母凈利虧損35~40.4億元）。單季度來看，公司扣非歸母凈利由21Q4虧損74.14億元扭轉至22Q1盈利4.5億元，預計22Q2盈利6.4-9.7億元。根據(jù)公司經營數(shù)據(jù)與煤價情況，我們推測22Q1較21Q4好轉主要受電價上漲影響，22Q2受疫情影響電量下滑火電業(yè)績或繼續(xù)承壓。電量方面，公司2022H1火電上網電量898.45億千瓦時，調整后同比下滑5.51%，其中22Q1、22Q2分別完成524.73、410.51億千瓦時，電量下滑主要系疫情影響，但由于公司火電機組主要分布在山東等地，受疫情影響優(yōu)于同行，隨Q3復工復產推進，電量有望好轉。電價方面，公司2022Q1與2022Q2平均上網電價分別為0.5159元/千瓦時（yoy+22.93%）、0.5208元/千瓦時（yoy+23.47%），電價維持高位漲幅且持續(xù)好轉，我們判斷在今年電力供需偏緊情況下，火電電價有望維持高位漲幅。煤價方面，盡管2022Q2煤價仍然高于歷史均值，但較2022Q1已有明顯好轉，由于公司進口煤極少，若限價內長協(xié)煤比例持續(xù)提升，則綜合入爐煤價有望進一步下降，若公司電價維持不變，2022Q3火電業(yè)績或將持續(xù)反彈。我們測算公司綜合入爐煤單價（5500大卡）每降低100元/噸，歸母凈利潤可增加46.71億元。假設公司2022年煤電發(fā)電量為2200億千瓦時，度電煤耗為290克/千瓦時（標煤），煤電分部歸母凈利潤占凈利潤比例為65%，則公司綜合入爐煤價（5500大卡）每降低100元/噸，可為公司帶來46.71億元歸母凈利潤增厚。我們測算公司符合770元/噸限價標準的長協(xié)煤占比每提升10%，綜合入爐煤價可降低38.5元/噸，對應年化歸母凈利潤增厚17.98億元。根據(jù)業(yè)績數(shù)據(jù)推算（火電小幅虧損，總利潤為正），我們分析公司2022年一季度符合港口770元/噸限價標準的長協(xié)煤炭比例在40%左右（假設剩余部分符合港口1155元/噸限價標準）。我們測算當公司符合770元/噸的長協(xié)煤比例每提升10%，對應綜合煤價（5500大卡）可下降38.5元/噸，在電價不變情況下，歸母凈利潤可提升17.98億元。若公司符合770元/噸限價標準的的長協(xié)煤比例分別提升至70%/80%/90%，相較40%情況下的年化歸母凈利潤可分別新增53.95/71.93/89.91億元。3.3、缺電倒逼電改，公司有望享受煤電盈利模式改革復工復產疊加高溫天氣，公司火電機組主要區(qū)域負荷創(chuàng)新高。隨著復產復工及創(chuàng)紀錄高溫天氣持續(xù)，近期多地電網創(chuàng)下歷史負荷新高，公司火電裝機主要省份山東與廣東最高負荷均創(chuàng)歷史新高，四川省最高負荷超過去年同期，盡管2021-2022年多省已出臺輔助服務政策，但當前中國電力供需格局仍異常緊張，8月6日，浙江省發(fā)改委發(fā)布關于統(tǒng)一啟動C級有序用電的函，根據(jù)8月8日用電缺口同意啟動C級1250萬千瓦有序用電措施。山東作為公司火電裝機占比最大的省份，面臨嚴峻的新能源消納壓力。山東省2021年總裝機達到173.34GW，其中火電約116GW，占比66.9%，新能源總裝機52.85GW，風電、光伏分別為19.42GW和33.43GW，總計占比達到30.49%，其它電源包括水電、核電等占比較低，分別為1.68GW和2.5GW。預計到2025年，山東省電力總裝機將達到210GW，其中新能源裝機預計可達90GW，占比將達到43%。與之相比，同樣作為用電大省，廣東省2025年預計電力總裝機180GW，其中新能源裝機42GW，占比僅24%，而廣東省的抽水蓄能和燃氣發(fā)電裝機量都位居全國第一，在新能源消納方面，山東省面臨著比其它東部沿海省份更大的壓力。山東省外來電主要通過特高壓電網接受華北、西北、東北的外來電力。通過±800kV扎魯特~青州（10000MW）接受東北送電，通過±800kV上海廟~臨沂（10000MW）和±660kV銀川東~青島（4000MW）接受西北送電，通過濟南~天津南、濟南~石家莊、棗莊~石家莊共6回1000kV線路接受華北電網送電。到2025年，隨著隴東—山東特高壓直流以及現(xiàn)有直流通道送電能力進一步提升，預計山東省年外來受電量將達到1700億千瓦時。由于特高壓直流輸電基本不具備調峰能力，大量的外來電也給山東省調峰帶來了很大的壓力。綜上所述，在未來電源和電網規(guī)劃下，山東省電力系統(tǒng)仍面臨以下問題：1）山東省

新能源裝機規(guī)劃量很高，煤電現(xiàn)有裝機量全國第一，在用電低谷時要壓低煤電出力，給電網調峰帶來了較大的困難。2）隨著2025年隴東—山東特高壓直流建成，以及現(xiàn)有直流通道利用率提高，山東省外來電比例將進一步提高。特高壓直流基本不具備調峰能力，也給山東電網調峰帶來了很大的壓力。我們認為，極高的調峰壓力將為山東省火電容量電價的推行提供有利背景。容量市場暫未運行，山東現(xiàn)貨電力市場容量補償機制率先推行。山東省發(fā)改委于2022年3月30日發(fā)布關于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關事項的通知，通知規(guī)定山東容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側收取，電價標準暫定為每千瓦時0.0991元。發(fā)電側方面，綜合考慮發(fā)電機組類型、投產年限、可用狀態(tài)等因素，以容量補償方式補償發(fā)電機組固定成本。隨著容量市場的發(fā)展，公司有望獲得容量電價兜底，業(yè)績將更加穩(wěn)定。4、集團資產重整，參股華電新能（31%）打開成長空間華電新能為華電集團旗下唯一新能源資產整合平臺。華電新能（前身華電福新）成立于2010年，由華電新能源公司與華電福建公司強強聯(lián)合重組而成，于2012年成功在港股上市。2020年，為推動新能源發(fā)展提速，加快實現(xiàn)低碳轉型，華電福新自港股退市。2020-2021年華電新能通過無償劃轉、非公開協(xié)議增資以及非公開協(xié)議轉讓等方式，合計受讓華電福新、華電國際、中國華電及其附屬公司超2500萬千瓦裝機，華電新能被確立為華電集團旗下唯一新能源資產整合平臺。截至2021年底，華電新能控股裝機達到2737萬千瓦，裝機規(guī)模僅次于龍源電力。華電新能資產遍布國內30個省市，其中風電項目主要位于新疆、甘肅、內蒙古以及吉林等風資源富集區(qū)，2019-2021年風電利用小時數(shù)維持在2000小時以上。良好的資源使得其盈利能力表現(xiàn)優(yōu)于同行，2021年單GW凈利潤達到2.86億元，高于三峽能源（2.68億元/GW）、龍源電力（2.1億元/GW）。華電集團十四五規(guī)劃新增75GW

新能源，華電新能計劃裝機達到100GW。根據(jù)集團和華電新能的規(guī)劃，華電集團明確“十四五”新增新能源裝機7500萬千瓦；而華電新能規(guī)劃至2025年末，新能源裝機規(guī)模將達到1億千瓦級，利潤確保突破100億元級，凈資產收益率達到10%。截至2022年3月底，華電新能在建新能源合計325.55萬千瓦，總投資規(guī)模224.64億元。除此之外，華電新能還參股核電公司，充分受益于核電的盈利增長。華電新能作為華電集團核電業(yè)務的投資平臺，未來發(fā)展重點也在于通過參股方式擴大核電市場權益。截至2021年6月底，華電新能擁有核電在運權益裝機達240萬千瓦，目前華電新能持有福清核電站39%股權、三門核電站10%股權，另外還持有協(xié)合新能源

9.79%的股權，受參股公司盈利增長的影響，2021年華電新能對聯(lián)營企業(yè)和合營企業(yè)的投資收益約13.4億元。公司是華電新能第二大股東，持股比例約31.03%，采用權益法進行核算，公司將享受被投資企業(yè)（華電新能）當期實現(xiàn)的凈利潤，因此華電新能業(yè)績的高速增長將直接帶來

華電國際投資收益的高增。從下兩圖可以看出，由于資產注入增厚利潤，2021年華電新能實現(xiàn)凈利潤78.4億元，較去年增長77%，當年華電國際對聯(lián)營合營企業(yè)的投資收益也大幅增長，達到約25億元。5、抽水蓄能打開水電第二成長空間，多元新興業(yè)務再發(fā)力集團旗下已投運未上市水電高達22GW，公司作為集團旗下常規(guī)能源最終整合平臺，存在資產注入可能。截至2020年底，集團擁有在運水電2741萬千瓦，其中華電國際在四川與河北擁有240萬千瓦，黔源電力在貴州擁有323萬千瓦，其余2178萬千瓦為未上市裝機，集中在烏江水電與金中公司。2021年6月集團確立公司以清潔能源為主的常規(guī)能源整合平臺地位后，公司在年報中提出將“依托水電、氣電實質性提升清潔能源裝機占比”，此