華電國(guó)際電力股份研究報(bào)告

華電國(guó)際電力股份研究報(bào)告新能源重大資產(chǎn)重組，主營(yíng)業(yè)務(wù)專注傳統(tǒng)能源發(fā)展華電集團(tuán)新能源發(fā)展戰(zhàn)略調(diào)整，公司通過資產(chǎn)注入及現(xiàn)金出資方式持有集團(tuán)旗下新確立新能源發(fā)展平臺(tái)31.03%股權(quán)（截至2022年6月底）。公司的新能源發(fā)展模式由控股轉(zhuǎn)換為參股，暫時(shí)專注于傳統(tǒng)能源開發(fā)，截至2022年6月底，公司控股火電及水電裝機(jī)容量5341.3萬千瓦，仍系華電集團(tuán)旗下裝機(jī)規(guī)模最大的全國(guó)型A+H電力上市公司。2017-2020年，公司經(jīng)營(yíng)業(yè)績(jī)穩(wěn)步提升，2021年公司因煤價(jià)大幅上漲產(chǎn)生歸母凈虧損33.4億元，1H22火電板塊雖仍處于虧損狀態(tài)，但總歸母凈利在投資收益加持下已實(shí)現(xiàn)15.8億元。華電國(guó)際：華電集團(tuán)旗下裝機(jī)規(guī)模最大的A+H電力上市公司公司控股股東為華電集團(tuán)，參股多家優(yōu)質(zhì)新能源/煤礦公司。華電國(guó)際于1994年6月28日在山東省濟(jì)南市注冊(cè)成立，主要業(yè)務(wù)為建設(shè)、經(jīng)營(yíng)發(fā)電廠和其它與發(fā)電相關(guān)的產(chǎn)業(yè)，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。公司控股股東為中國(guó)華電集團(tuán)有限公司。截至2022年9月底，華電集團(tuán)合計(jì)持有公司46.81%股權(quán)。同時(shí)，公司持有多家公司股權(quán)，涉及新能源、煤炭行業(yè)，對(duì)公司發(fā)展具有戰(zhàn)略意義。2021年，公司持股煤礦公司/新能源公司為公司帶來投資收益約19/7億元。1H22,公司參股煤礦及新能源平臺(tái)分別為公司貢獻(xiàn)投資收益11.78/15.89億元。公司系華電集團(tuán)旗下發(fā)電裝機(jī)規(guī)模最大的電力上市公司。截至2022年6月底，華電國(guó)際

合計(jì)控股裝機(jī)容量5341.3萬千瓦（燃煤/燃?xì)?水電4236/858.9/245.9萬千瓦），遠(yuǎn)高于集團(tuán)旗下其他上市公司，亦是集團(tuán)旗下唯一一家A+H上市電力平臺(tái)。華電能源的電廠分布在黑龍江省主要中心城市，全部為火力發(fā)電廠；黔源電力主營(yíng)業(yè)務(wù)為水電，裝機(jī)集中在貴州??；金山股份為綜合能源企業(yè)，但整體裝機(jī)規(guī)模不大，主要分布在遼寧??；華電福新于2020年9月29日退市，其新能源資產(chǎn)目前重新整合在公司參股的新能源平臺(tái)。集團(tuán)內(nèi)部資產(chǎn)重組，公司新能源發(fā)展模式從控股轉(zhuǎn)變?yōu)閰⒐赏ㄟ^資產(chǎn)注入和現(xiàn)金出資的方式，公司參股集團(tuán)旗下新能源發(fā)展平臺(tái)。2021年5月24日，公司向集團(tuán)旗下新能源發(fā)展平臺(tái)轉(zhuǎn)讓公司新能源資產(chǎn)（對(duì)價(jià)：212.37億元），認(rèn)購(gòu)該平臺(tái)的新增注冊(cè)資本58.97億元，交易完成后公司持有該平臺(tái)37.19%股權(quán)。重大資產(chǎn)重組后，公司還陸續(xù)出售了新能源相關(guān)資產(chǎn)給參股的新能源平臺(tái)。2021年12月7日，該新能源平臺(tái)于北交所引入戰(zhàn)略投資，增資完成后，華電國(guó)際持有其股權(quán)比例被稀釋至31.03%。獲得新能源資產(chǎn)注入后，參股新能源平臺(tái)收入與歸母凈利潤(rùn)均大幅提升。華電集團(tuán)新能源發(fā)展戰(zhàn)略調(diào)整后，陸續(xù)將旗下新能源資產(chǎn)整合至公司參股的新能源平臺(tái)。截至2021年底，該平臺(tái)擁有風(fēng)電裝機(jī)2087萬千瓦，光伏裝機(jī)651萬千瓦，共計(jì)2737萬千瓦?；痣婟堫^之一，在逆境中砥礪前行公司火電裝機(jī)基本保持穩(wěn)定，可再生能源重新布局。2017-2021年，公司火電控股裝機(jī)容量新增2810.05兆瓦，CAGR僅為1.14%；火電售電量CAGR為4.19%。截至1H22，公司火電裝機(jī)50949.05兆瓦，90%以上是300兆瓦及以上的大容量、高效率、環(huán)境友好型機(jī)組，其中600兆瓦及以上的裝機(jī)比例約占60%，遠(yuǎn)高于全國(guó)平均水平。因公司將大量

新能源資產(chǎn)注入/出售給集團(tuán)旗下唯一新能源發(fā)展和整合平臺(tái)，故2021年公司可再生能源控股裝機(jī)容量及售電量大幅下降。1H22，公司火電售電量因疫情及全國(guó)水電發(fā)電量高增影響而同比下滑7.5%。除2020年小幅下降，2017-2021年公司售電收入整體呈直線上漲。2017-2021年公司售電收入整體穩(wěn)定增長(zhǎng)，CAGR為7.1%。2020年，公司售電收入同比下降4.1%，主要系該年售電量/平均上網(wǎng)電價(jià)同比下降3.4%/2.4%。2021年，由于全社會(huì)用電量上漲及煤價(jià)大幅上升，公司售電量及電價(jià)均同比增長(zhǎng)，帶動(dòng)公司2021年售電收入同比大幅增長(zhǎng)16.7%至819億元。2021年公司市場(chǎng)化交易電量占比為63.80%，同比提升4.2個(gè)百分點(diǎn)，但2021年下半年電價(jià)市場(chǎng)化改革以來市場(chǎng)化電價(jià)較基準(zhǔn)電價(jià)的普遍上浮仍促使公司平均上網(wǎng)電價(jià)同比增長(zhǎng)6.3%。1H22，公司平均上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)一步提升至518.05元/兆瓦時(shí)，帶動(dòng)公司售電收入同比增長(zhǎng)7.8%。2017/2021年公司歸母凈利潤(rùn)大幅下降主要系燃煤成本大幅增長(zhǎng)，1H22歸母凈利已轉(zhuǎn)正。2017年公司歸母凈利潤(rùn)同比大幅下降86%，主要系當(dāng)年燃料費(fèi)用、煤炭銷售成本大幅增加；2021年公司歸母凈利潤(rùn)-33.4億元，主要系煤炭?jī)r(jià)格大幅上漲導(dǎo)致公司燃料費(fèi)用同比增長(zhǎng)79.9%。截至2021年底，公司火電裝機(jī)容量為5094.9萬千瓦，占公司總裝機(jī)容量95.49%，因此燃料費(fèi)用對(duì)公司盈利影響較大。1H22，公司歸母凈利潤(rùn)已轉(zhuǎn)正，為15.8億元，主要得益于投資收益貢獻(xiàn)28.9億元。公司資本開支大幅增加，但資產(chǎn)負(fù)債率整體下降。2017-2021年公司資本支出CAGR高達(dá)16.09%，資產(chǎn)負(fù)債率卻從2017年的73.9%下降至2021年的65.7%，財(cái)務(wù)費(fèi)用率也呈現(xiàn)持續(xù)降低趨勢(shì)。1H22，公司資產(chǎn)負(fù)債率較2021年底保持平穩(wěn)，財(cái)務(wù)費(fèi)用率較2021年底進(jìn)一步下降至4.1%。2021年公司總資本支出309.75億元，同比增長(zhǎng)49.67%，主要來源于股權(quán)投資的增長(zhǎng)。2021年公司股權(quán)投資165.3億元，主要系用于對(duì)參股新能源平臺(tái)的增資擴(kuò)股。2022年公司安排資本開支預(yù)計(jì)約170億元。2018-2021年，公司經(jīng)營(yíng)現(xiàn)金流同比增速波動(dòng)較大，每股股利持續(xù)上升。2017年，公司經(jīng)營(yíng)業(yè)績(jī)欠佳，經(jīng)營(yíng)現(xiàn)金流和每股股利均同比大幅下降，之后三年逐漸恢復(fù)提升。2021年公司經(jīng)營(yíng)現(xiàn)金流-107.2億元，較2020年的202.86億元同比下降152.8%，主要系電煤價(jià)格大幅上漲給公司帶來大額虧損。但公司2021年仍派發(fā)每股股利0.25元，與2020年一致。1H22，公司經(jīng)營(yíng)活動(dòng)現(xiàn)金凈流量已經(jīng)較2021年由負(fù)轉(zhuǎn)正。市場(chǎng)表現(xiàn)復(fù)盤，估值有望重塑復(fù)盤公司相對(duì)恒生指數(shù)收益，估值有望重塑。我們采用相對(duì)收益觀察2019年10月電價(jià)改革后的公司收益。2019年10月至2020年12月31日，秦皇島動(dòng)力煤價(jià)平均市場(chǎng)價(jià)較低，僅為573元/噸，但受疫情影響，2020年需求偏弱，公司市場(chǎng)表現(xiàn)總體較為低迷。2021年8-9月，公司股價(jià)大漲，相對(duì)收益可觀。受煤價(jià)高企影響，火電企業(yè)面臨大額虧損，投資者給予漲電價(jià)預(yù)期，認(rèn)為電價(jià)上漲能夠?yàn)榛痣姽編磔^大業(yè)績(jī)彈性，但2022年10月8日國(guó)常會(huì)發(fā)布市場(chǎng)化電價(jià)上漲幅度放寬至20%，高耗能行業(yè)電價(jià)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(duì)電價(jià)上漲預(yù)期過高導(dǎo)致政策落地不及預(yù)期。2021年11月底，公司PB估值再次回到相對(duì)較低位置，而后江蘇省/廣東省陸續(xù)公布各自省份2022年電力市場(chǎng)年度交易結(jié)果，煤電及可再生能源市場(chǎng)化電價(jià)均獲得大比例上浮，綠電也首次被納入市場(chǎng)化年度交易，加強(qiáng)了投資者對(duì)電力市場(chǎng)化交易的信心，同時(shí)煤價(jià)快速下跌，公司在此期間股價(jià)不斷上漲。2022年開年后，由于政策利好消息偏少及估值已偏高，電力公司股價(jià)開始回調(diào)，同時(shí)火電公司2021年業(yè)績(jī)預(yù)虧公告頻發(fā)抑制投資熱情，公司估值再次回到布局窗口。2022年4月，公司年報(bào)發(fā)布，2021年虧損落地，隨著國(guó)家發(fā)改委煤價(jià)管控政策的不斷出臺(tái)及趨嚴(yán)，投資者對(duì)2022年火電業(yè)績(jī)扭虧的期待帶動(dòng)公司股價(jià)上漲；2022年7月初，公司參股新能源平臺(tái)于上海證券交易所提交IPO募集說明書促使投資者更加關(guān)注到公司參股新能源平臺(tái)的價(jià)值，同時(shí)來水偏枯帶來的局部區(qū)域缺電問題凸顯火電資產(chǎn)重要性，公司股價(jià)大幅上漲。2022年10月，公司A股三季報(bào)發(fā)布，入爐煤價(jià)下降及火電盈利改善不及市場(chǎng)預(yù)期，且市場(chǎng)對(duì)四季度煤價(jià)下降并不樂觀，公司股價(jià)出現(xiàn)回調(diào)。火電盈利有望改善，靈活性改造行穩(wěn)致遠(yuǎn)截至1H22，公司火電裝機(jī)占比超95%。相較可比公司，公司供電煤耗具有明顯優(yōu)勢(shì)，單位燃料成本由于火電中燃?xì)鈾C(jī)組占比高于可比公司而略偏高。2021年煤價(jià)高漲導(dǎo)致公司產(chǎn)生大額虧損，A股三季報(bào)數(shù)據(jù)顯示1-9M22公司火電板塊仍處于虧損狀態(tài)，4Q22火電業(yè)績(jī)?cè)诟呙簝r(jià)影響下或較難環(huán)比改善，火電板塊扭虧可能需待2023年煤價(jià)下行?；痣姍C(jī)組參與調(diào)峰會(huì)隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)進(jìn)程不斷增加，因此對(duì)煤電靈活性改造要求越來越高，我們認(rèn)為中國(guó)目前靈活性調(diào)節(jié)能力較低的原因或?yàn)闆]有良好的輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，煤電廠改造意愿不足。在我們的模擬測(cè)算情景下，山東省在2021年上調(diào)調(diào)峰補(bǔ)償后，不考慮現(xiàn)貨市場(chǎng)，假設(shè)生命周期10年，300MW/600MW機(jī)組在負(fù)荷率40%和30%時(shí)可獲得較好收益，南方地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制仍有提升空間。公司41%火電裝機(jī)在山東，靈活性改造帶來收益增加潛力有較大挖掘空間。虧損或已見底，23年火電業(yè)績(jī)有望迎來扭虧公司火電裝機(jī)分布于全國(guó)十個(gè)省份。截至2022年6月底，公司火電裝機(jī)占比超95%，分布在全國(guó)十個(gè)省份，其中41%/6%的火電裝機(jī)位于全國(guó)用電大省山東/廣東。2020年和2021年，山東和廣東的全社會(huì)用電量一直穩(wěn)居全國(guó)前二。公司水電裝機(jī)則主要集中在四川省，河北省水電裝機(jī)僅占公司水電總裝機(jī)的3%。公司火電機(jī)組供電煤耗較可比公司更低，但單位燃料成本高于可比公司。2017年-1H22，公司供電煤耗呈現(xiàn)逐年下降趨勢(shì)，且一直低于可比公司華能國(guó)際及華潤(rùn)電力。1H22，公司供電煤耗為283.32g/kWh，較華能國(guó)際和華潤(rùn)電力分別低2.72g/kWh和10.38g/kWh，且公司95臺(tái)燃煤機(jī)組已全部達(dá)到超低排放要求。單位燃料成本層面，由于各公司將燃煤和燃機(jī)統(tǒng)一核算，而截至1H22公司燃?xì)鈾C(jī)組（燃?xì)鈾C(jī)組單位燃料成本顯著高于燃煤）占火電裝機(jī)的比例接近17%，顯著高于華能國(guó)際（12%）和華潤(rùn)電力（1%），故公司單位燃料成本高于可比公司。2021年煤價(jià)高漲導(dǎo)致公司火電業(yè)績(jī)承壓。2021年秦皇島Q5500動(dòng)力煤市場(chǎng)均價(jià)1028元/噸，同比大幅增長(zhǎng)78%。因而華電2021年單位燃料成本同比增長(zhǎng)60%。3Q21火電企業(yè)開始虧損，由于煤價(jià)長(zhǎng)協(xié)價(jià)格上漲存在滯后性及高煤價(jià)庫存等原因，4Q21火電企業(yè)虧損環(huán)比進(jìn)一步擴(kuò)大，且虧損程度與企業(yè)火電發(fā)電量基本成正比。2022年，煤電市場(chǎng)化電價(jià)大幅提升使得火電對(duì)煤價(jià)的承受能力更強(qiáng)，但火電扭虧仍有難度。1H22，秦皇島動(dòng)力末煤Q5500平倉(cāng)均價(jià)為1180元/噸，雖然2022年2月24日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的關(guān)于進(jìn)一步完善煤炭市場(chǎng)價(jià)格形成機(jī)制的通知（發(fā)改價(jià)格〔2022〕303號(hào)），明確要求秦皇島港下水煤（5500千卡）中長(zhǎng)期交易價(jià)格較合理區(qū)間為570～770元/噸（含稅），自2022年5月1日起實(shí)施。5月1日后，各發(fā)電企業(yè)煤炭長(zhǎng)協(xié)并未100%在國(guó)家發(fā)改委規(guī)定的價(jià)格區(qū)間執(zhí)行，除煤炭長(zhǎng)協(xié)執(zhí)行率較高的國(guó)電外，華能/華電/大唐火電板塊一二季度均處于虧損狀態(tài)。3Q22秦皇島動(dòng)力末煤Q5500平倉(cāng)均價(jià)1253元/噸，較上半年均價(jià)上漲6.2%，因此各火電企業(yè)入爐煤價(jià)下降及火電盈利改善有限。即使公司3Q22發(fā)電量同比增長(zhǎng)21%帶來除燃料外其他度電成本分?jǐn)傁滦校霠t標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)環(huán)比增長(zhǎng)9.3元/噸至1165元/噸，導(dǎo)致公司火電盈利改善有限，但我們測(cè)算或基本接近盈虧平衡。從整體業(yè)績(jī)看，由于華電來自參股煤礦及新能源公司投資收益較為豐富，2022年前三季度公司整體歸母凈利已轉(zhuǎn)正（A股三季報(bào)口徑）。煤價(jià)高企倒逼市場(chǎng)化電價(jià)改革，燃煤上網(wǎng)電價(jià)4Q21以來上漲可觀，1-9M22持續(xù)位于高位。自2021年10月8日，國(guó)常會(huì)將市場(chǎng)交易電價(jià)上下浮動(dòng)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(shí)，近期市場(chǎng)化電價(jià)多數(shù)較基準(zhǔn)電價(jià)頂格上浮，2022年3-5，8-10月，廣東省月度雙邊協(xié)商交易電價(jià)較基準(zhǔn)電價(jià)上浮程度均為22.3%，甚至超過20%上限。公司層面，1-9M22

華電國(guó)際實(shí)現(xiàn)平均上網(wǎng)電價(jià)0.5166元/千瓦時(shí)（含稅），去年同期為0.4171元/千瓦時(shí)，同比增速達(dá)到23.9%。4Q22煤價(jià)或?qū)⒗^續(xù)保持強(qiáng)勢(shì)，火電扭虧需待2023年煤價(jià)下行。根據(jù)華泰煤炭于2022年10月14日發(fā)布的2023：行業(yè)強(qiáng)α與宏觀弱β的較量：中國(guó)煤炭行業(yè)2023年起供需將有一定幅度寬松化，盡管4Q22煤炭?jī)r(jià)格或?qū)⒗^續(xù)保持強(qiáng)勢(shì)。北港5500卡動(dòng)力煤均價(jià)有望從2022年的1250元/噸下移至2023年的950元/噸。9月以來，5500卡動(dòng)力煤價(jià)格出現(xiàn)明顯上漲，我們認(rèn)為4Q22在水電或因來水偏枯而發(fā)電減少、產(chǎn)地局部疫情及安全事故帶來煤炭供給擾動(dòng)及傳統(tǒng)冬季取暖強(qiáng)支撐下，動(dòng)力煤價(jià)格或仍將處于較高水平，因此火電4Q22盈利環(huán)比改善希望較小，但4Q22的高煤價(jià)或?qū)痣娖髽I(yè)2023年年度電力市場(chǎng)化交易價(jià)格簽訂有利。2023年煤價(jià)下行判斷主要基于：1）供給側(cè)新增煤炭產(chǎn)能釋放帶來邊際供給增量；2）需求側(cè)在海外經(jīng)濟(jì)衰退背景下或迎來下行。我們認(rèn)為2023年煤電市場(chǎng)化交易電價(jià)或仍將處于較高水平，煤價(jià)下行或帶動(dòng)火電行業(yè)扭虧。煤電靈活性改造空間大，輔助服務(wù)收益有待挖掘中國(guó)火電機(jī)組調(diào)峰能力遠(yuǎn)低于世界領(lǐng)先水平，有較大提升空間。丹麥和德國(guó)是煤電靈活性改造較為領(lǐng)先國(guó)家。丹麥從1995年起開始大力發(fā)展煤電靈活性改造，目前處于世界領(lǐng)先水平，其火電機(jī)組以供熱為主，供熱期最低運(yùn)行負(fù)荷可達(dá)15%-20%。德國(guó)裝備制造協(xié)會(huì)針對(duì)煤電靈活性改造制定了改造專項(xiàng)清單，其供熱機(jī)組/純凝機(jī)組最低運(yùn)行負(fù)荷達(dá)到40%/25%。相比于丹麥和德國(guó)，中國(guó)的火電機(jī)組最低運(yùn)行負(fù)荷較高，調(diào)峰能力較弱，說明中國(guó)火電機(jī)組靈活性還有較大提升空間。據(jù)火電機(jī)組靈活性改造形勢(shì)及技術(shù)應(yīng)用（2018年，作者：侯玉亭、李曉博、劉暢等）分析，經(jīng)過靈活性改造，預(yù)計(jì)中國(guó)熱電機(jī)組最低運(yùn)行負(fù)荷可達(dá)到40%-50%，純凝機(jī)組最低運(yùn)行負(fù)荷可達(dá)到30%-35%。全國(guó)煤電靈活性改造進(jìn)程緩慢，嚴(yán)重滯后于國(guó)家“十三五”目標(biāo)。中國(guó)2016年開始煤電靈活性改造試點(diǎn)工作，并在電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃中提出了“三北”地區(qū)煤電靈活性改造2.15億千瓦的目標(biāo)。據(jù)國(guó)家電網(wǎng)服務(wù)新能源發(fā)展報(bào)告2021/2020顯示，截至2020年底，“三北”地區(qū)實(shí)際只完成煤電靈活性改造8241萬千瓦，僅為目標(biāo)的38%，其中內(nèi)蒙古、山西、新疆、甘肅分別僅達(dá)到其目標(biāo)的2.1%、3.3%、2.4%和4.1%；截至2019年底，煤電靈活性改造試點(diǎn)實(shí)際完成約5340萬千瓦，僅達(dá)到規(guī)劃目標(biāo)的31.4%。我們認(rèn)為煤電靈活性改造落后的主要原因有：調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制仍需要完善、靈活性改造對(duì)燃煤機(jī)組運(yùn)行本身帶來的負(fù)面影響、靈活性改造對(duì)煤電企業(yè)帶來的高成本負(fù)擔(dān)。十四五國(guó)家對(duì)煤電靈活性改造提出新要求，火電調(diào)節(jié)能力挖掘潛力大。2021年11月，國(guó)家發(fā)改委、能源局發(fā)布關(guān)于開展全國(guó)煤電機(jī)組改造升級(jí)的通知，推動(dòng)煤電行業(yè)“三改聯(lián)動(dòng)”：節(jié)能降耗改造、供熱改造和靈活性改造。通知發(fā)布了“十四五”期間改造目標(biāo)，其中煤電機(jī)組靈活性改造2億千瓦、增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3000-4000萬千瓦，煤電機(jī)組靈活制造規(guī)模1.5億千瓦。2022年4月24日，國(guó)家能源局提出：今年中國(guó)將大力推動(dòng)煤電節(jié)能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯(lián)動(dòng)”，改造升級(jí)煤電規(guī)模超過2.2億千瓦。國(guó)家能源局統(tǒng)計(jì)，2021年上半年輔助服務(wù)市場(chǎng)交易費(fèi)用共110.1億元，其中調(diào)峰、調(diào)頻費(fèi)用各占比84.3％、15.3％，一定程度緩解了部分煤電企業(yè)經(jīng)營(yíng)壓力。電力規(guī)劃設(shè)計(jì)總院初步測(cè)算，“十四五”末期中國(guó)輔助服務(wù)年補(bǔ)償資金規(guī)模將達(dá)到約800億元，進(jìn)一步釋放火電機(jī)組的調(diào)節(jié)潛力。東北、西北、華北、華東、華中等地區(qū)已建立區(qū)域和省級(jí)兩級(jí)調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)。據(jù)國(guó)家能源局統(tǒng)計(jì)，2019年上半年，全國(guó)除西藏外31個(gè)省（區(qū)、市、地區(qū)）參與電力輔助服務(wù)補(bǔ)償?shù)陌l(fā)電企業(yè)共4566家，裝機(jī)容量共13.70億千瓦，補(bǔ)償費(fèi)用共130.31億元，占上網(wǎng)電費(fèi)總額的1.47%。南方、東北和西北電力輔助服務(wù)補(bǔ)償總額較高，分別為46.35億、24.93億、24.20億;南方輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用占上網(wǎng)電費(fèi)總額比重最高，為3.37%，華中最低，為0.36%。全國(guó)不同地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制存在一定差異性。大部分地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按照負(fù)荷率進(jìn)行分檔；東北三省、新疆除負(fù)荷率檔位外，還額外考慮火電機(jī)組類型以及是否處于供熱期；江蘇則按照時(shí)間跨度以及時(shí)段進(jìn)行補(bǔ)償，短期調(diào)峰補(bǔ)償高于中長(zhǎng)期，峰段高于谷段。華北區(qū)域（河北南網(wǎng)、京津唐、山西、蒙西和山東）的基準(zhǔn)負(fù)荷率高達(dá)70%，大部分地區(qū)基準(zhǔn)負(fù)荷率為50%左右。除南方區(qū)域（廣東、廣西、貴州、海南、云南）設(shè)定具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，其他區(qū)域均設(shè)定報(bào)價(jià)范圍。整體來看，東北三省、山東等地調(diào)峰補(bǔ)償較高，貴州、甘肅等地調(diào)峰補(bǔ)償較低。山東火電調(diào)峰補(bǔ)償上漲，華電國(guó)際面臨較大機(jī)遇火電機(jī)組參與深度調(diào)峰增加燃煤、運(yùn)維、耗油等營(yíng)業(yè)成本。不同參數(shù)、形式的機(jī)組在實(shí)際運(yùn)行中，負(fù)荷率對(duì)成本的影響有所不同，但整體變化趨勢(shì)相同。參考火電機(jī)組深度調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性分析中一臺(tái)300MW亞臨界機(jī)組和一臺(tái)600MW超臨界機(jī)組的測(cè)算數(shù)據(jù)，假設(shè)所有機(jī)組參與深度調(diào)峰的頻次系100次，每次深度調(diào)峰時(shí)長(zhǎng)為6小時(shí)，則300MW機(jī)組負(fù)荷率50%/40%/30%會(huì)分別增加年度營(yíng)業(yè)成本436/683/1099萬元/年，600MW機(jī)組負(fù)荷率50%/40%/30%會(huì)分別增加年度成本690/1096/1681萬元/年。財(cái)務(wù)成本增加主要系假設(shè)靈活性改造的固定成本30%采用自有資金，70%由融資獲得，融資年利率3.5%（參考公司最新發(fā)布的兩期5年期中期票據(jù)的利率分別為3.39%/3.57%）。因此300MW和600MW機(jī)組負(fù)荷率50%/40%/30%會(huì)分別增加年度成本合計(jì)436/756/1319萬元和690/1243/2122萬元。同一臺(tái)機(jī)組，負(fù)荷率越低,經(jīng)濟(jì)成本越大；同一負(fù)荷率，大機(jī)組經(jīng)濟(jì)成本更高。完善輔助服務(wù)機(jī)制，山東能源監(jiān)管辦大幅提升直調(diào)公用火電機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)償。2021年9月3日，山東能源監(jiān)管辦發(fā)布山東電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則(試行)(2021年修訂版)(征求意見稿)，提升了山東省火電機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)償上限。我們?cè)谒姓{(diào)峰收入測(cè)算時(shí)不考慮現(xiàn)貨交易。按補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)上限、年深度調(diào)峰時(shí)長(zhǎng)600小時(shí)/年進(jìn)行測(cè)算，300MW機(jī)組負(fù)荷率50%/40%/30%分別可獲年度補(bǔ)貼收入319/1274/2230萬元/年，600MW機(jī)組負(fù)荷率50%/40%/30%分別可獲年度補(bǔ)貼收入637/2549/4460萬元/年。同一臺(tái)機(jī)組，深度調(diào)峰負(fù)荷率越低,調(diào)峰補(bǔ)貼收入越高；同一負(fù)荷率，大機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)貼收入更高。經(jīng)測(cè)算，公司若對(duì)山東火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造并提供調(diào)峰服務(wù)，收益或較好。根據(jù)之前調(diào)峰成本和補(bǔ)貼收入測(cè)算結(jié)果，可得出年度調(diào)峰利潤(rùn)。根據(jù)數(shù)據(jù)，煤電靈活性改造單位調(diào)峰容量成本約為500-1500元/千瓦。煤電靈活性改造成本相對(duì)于抽水蓄能、氣電、儲(chǔ)能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段更低，具有最高性價(jià)比。假設(shè)煤電機(jī)組原最低運(yùn)行負(fù)荷率為50%，并且增強(qiáng)最低負(fù)荷率至40%/30%的靈活性改造單位調(diào)峰容量成本分別為1000/1500元/千瓦，可得出靈活性改造成本?？紤]大多數(shù)煤電機(jī)組已經(jīng)運(yùn)行較長(zhǎng)年份，即使進(jìn)行靈活性改造，也并不能夠增加機(jī)組壽命，同時(shí)不考慮殘值，我們假設(shè)靈活性改造后煤電機(jī)組可使用年限為10年。經(jīng)測(cè)算，300MW和600MW機(jī)組負(fù)荷率40%、30%時(shí)靜態(tài)投資回收期均小于報(bào)廢年限（假設(shè)10年），故可獲利；負(fù)荷率為50%時(shí)，即使不產(chǎn)生靈活性改造成本，由于調(diào)峰補(bǔ)助不足以覆蓋調(diào)峰成本，調(diào)峰將虧損。公司41%的火電機(jī)組集中在山東省，若進(jìn)行靈活性改造，將最低運(yùn)行負(fù)荷降低至40%甚至30%，調(diào)峰帶來的輔助服務(wù)盈利或較好。南方區(qū)域提升煤電調(diào)峰補(bǔ)償，仍舊力度不足為進(jìn)一步鼓勵(lì)煤電機(jī)組靈活性改造，南方能源監(jiān)管局提升南方區(qū)域深度調(diào)峰補(bǔ)償。2022年3月22日，南方能源監(jiān)管局發(fā)布南方區(qū)域新型儲(chǔ)能并網(wǎng)運(yùn)行及輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則（征求意見稿），提升廣東、廣西、云南、貴州、海南各省的煤電深度調(diào)峰補(bǔ)償。以其中調(diào)峰補(bǔ)償最高的廣東為例，第一檔由0.066元/千瓦時(shí)提高至0.099元/千瓦時(shí);第二檔由0.132元/千瓦時(shí)提高至0.792元/千瓦時(shí)；新增第三檔1.188元/千瓦時(shí)。根據(jù)廣東新補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，按年深度調(diào)峰時(shí)長(zhǎng)600小時(shí)/年進(jìn)行測(cè)算，300MW機(jī)組負(fù)荷率50%/40%/30%分別可獲年度補(bǔ)貼收入0/158/1419萬元/年，600MW機(jī)組負(fù)荷率50%/40%/30%分別可獲年度補(bǔ)貼收入0/315/2839萬元/年，遠(yuǎn)低于山東補(bǔ)貼收入。根據(jù)我們的模擬測(cè)算，南方區(qū)域提升后的調(diào)峰補(bǔ)償仍不足。同樣不考慮現(xiàn)貨市場(chǎng)，深度調(diào)峰所增加的成本仍采用火電機(jī)組深度調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性分析中的測(cè)算數(shù)據(jù)，結(jié)合廣東年度補(bǔ)貼收入，可以計(jì)算出年度調(diào)峰毛利潤(rùn)。300MW和600MW機(jī)組在負(fù)荷率50%、40%的情況下都產(chǎn)生調(diào)峰虧損，調(diào)峰補(bǔ)貼收入不足以彌補(bǔ)調(diào)峰所增加的變動(dòng)成本。雖然300MW和600MW機(jī)組在負(fù)荷率30%的情況下調(diào)峰利潤(rùn)為正，但是靜態(tài)投資回收期均超出了報(bào)廢年限（假設(shè)10年），并不能覆蓋靈活性改造的固定成本。廣東的調(diào)峰補(bǔ)償在南方區(qū)域最高，我們測(cè)算仍舊產(chǎn)生虧損，故推測(cè)南方區(qū)域其他省份（廣西、貴州等）也會(huì)產(chǎn)生虧損。可再生能源重新布局，參股新能源權(quán)益資產(chǎn)價(jià)值未充分體現(xiàn)自集團(tuán)新能源發(fā)展戰(zhàn)略調(diào)整，公司新能源發(fā)展模式由控股轉(zhuǎn)換為參股，截至2021年底，公司參股新能源權(quán)益裝機(jī)近849萬千瓦，2021年7-12月參股新能源權(quán)益資產(chǎn)為公司貢獻(xiàn)投資收益約7億元。我們預(yù)計(jì)公司2025年參股新能源權(quán)益裝機(jī)為2323萬千瓦，來自參股新能源平臺(tái)收益貢獻(xiàn)或達(dá)37億元。此外，抽水蓄能為公司未來重要發(fā)展方向，公司已有1002萬千瓦抽蓄項(xiàng)目列入十四五和十五五項(xiàng)目?jī)?chǔ)備和項(xiàng)目規(guī)劃，我們測(cè)算這些項(xiàng)目的資本金整體IRR或高達(dá)11.6%-13.3%，全部投產(chǎn)后或?qū)楣久磕曦暙I(xiàn)凈利潤(rùn)約18億元。抽水蓄能為公司重要新發(fā)展方向，落實(shí)開發(fā)項(xiàng)目容量可觀新型電力系統(tǒng)建設(shè)下，抽水蓄能作為調(diào)峰電源發(fā)展?jié)摿^大。國(guó)家發(fā)改委、能源局印發(fā)的

“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃明確，加快推進(jìn)抽水蓄能電站建設(shè)，推動(dòng)已納入規(guī)劃、條件成熟的大型抽水蓄能電站開工建設(shè)，完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制。抽蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）中提到，中國(guó)計(jì)劃到2025年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬千瓦以上；到2030年，投產(chǎn)總規(guī)模1.2億千瓦左右。國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，截至2021年底，全國(guó)抽水蓄能裝機(jī)36GW，同比增長(zhǎng)13.24%。據(jù)國(guó)際能源網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，目前省級(jí)續(xù)建和即將投建的抽水蓄能項(xiàng)目加總起來已經(jīng)超過100GW，投資額超6000億。公司已緊密開展抽蓄項(xiàng)目部署，規(guī)劃1002萬千瓦全部投產(chǎn)后或?qū)⒚磕曦暙I(xiàn)18億凈利潤(rùn)。公司管理層于2021年業(yè)績(jī)會(huì)提到公司已有4個(gè)抽水蓄能項(xiàng)目進(jìn)入可研階段，分別位于浙江、湖北、湖南和廣東，裝機(jī)容量合計(jì)約300萬千瓦。列入十四五和十五五項(xiàng)目?jī)?chǔ)備和項(xiàng)目規(guī)劃的抽水蓄能項(xiàng)目，公司落實(shí)開發(fā)權(quán)約1002萬千瓦。按照我們以下對(duì)抽水蓄能電站盈利測(cè)算模型，40年運(yùn)營(yíng)期抽蓄電站平均單位凈利潤(rùn)約為0.18元/W，待公司規(guī)劃容量

（假設(shè)均為控股裝機(jī)）全部投產(chǎn)，每年凈利潤(rùn)貢獻(xiàn)為18億元。抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價(jià)，收益有最低保障。2021年4月30日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)文關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見（2023年開始實(shí)施），指出要“以兩部制電價(jià)政策為主體，進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制，以競(jìng)爭(zhēng)性方式形成電量電價(jià)，將容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收，同時(shí)強(qiáng)化與電力市場(chǎng)建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動(dòng)抽水蓄能電站進(jìn)入市場(chǎng)”。兩部制電價(jià)=容量電價(jià)+電量電價(jià)。容量電費(fèi)回收的是除抽發(fā)運(yùn)行成本外的綜合性成本。電量電價(jià)用于回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本，以體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)峰服務(wù)的價(jià)值。根據(jù)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行與否，抽水電價(jià)及上網(wǎng)電價(jià)所執(zhí)行的電價(jià)政策不同。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行機(jī)制下，電量電價(jià)盈利主要取決于峰谷價(jià)差大小，峰谷價(jià)差越大，盈利越好。在無現(xiàn)貨市場(chǎng)背景下，由于抽蓄電站存在25%能量轉(zhuǎn)換損耗（抽水電價(jià)=75%燃煤基準(zhǔn)電價(jià)，上網(wǎng)電價(jià)=燃煤基準(zhǔn)電價(jià)），容量電價(jià)盈利占抽蓄電站盈利的絕大部分。容量電價(jià)測(cè)算：根據(jù)發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)文所規(guī)定的容量電價(jià)計(jì)算機(jī)制，按6.5%核定經(jīng)營(yíng)期內(nèi)部收益率；年凈現(xiàn)金流=年現(xiàn)金流入－年現(xiàn)金流出（均不含稅），其中年現(xiàn)金流入為實(shí)現(xiàn)累計(jì)凈現(xiàn)金流折現(xiàn)值為零時(shí)的年平均收入水平，包括固定資產(chǎn)殘值（僅經(jīng)營(yíng)期最后一年計(jì)入）；年現(xiàn)金流出=資本金投入+償還的貸款本金+利息支出+運(yùn)行維護(hù)費(fèi)+稅金及附加?；谖覀兊暮诵募僭O(shè)，使用excel單變量求解得到抽蓄電站容量電價(jià)為0.574元/W。抽水蓄能電站的造價(jià)及貸款利率是影響容量電價(jià)的關(guān)鍵因素。我們進(jìn)行了有關(guān)抽蓄電站造價(jià)與借貸利率的容量電價(jià)敏感性分析，在4.2%-4.8%的借貸利率、5-7元/W的造價(jià)的不同情景下，抽蓄電站的容量電價(jià)約為0.474-0.683元/W。抽蓄電站容量電價(jià)保證生命周期內(nèi)至少6.5%的資本金IRR，整體IRR（算上電量電價(jià)盈利）與利用小時(shí)及電價(jià)正相關(guān)。我們進(jìn)行了關(guān)于基準(zhǔn)電價(jià)及利用小時(shí)數(shù)的抽水蓄能電站調(diào)峰成本敏感性分析，基于公司有項(xiàng)目的四個(gè)省份0.4143-0.453元/千瓦時(shí)的基準(zhǔn)電價(jià)，1700-2000的利用小時(shí)情景下，抽蓄電站的資本金整體IRR可高達(dá)11.6%-13.3%。參股新能源權(quán)益項(xiàng)目增長(zhǎng)可期公司持有參股新能源平臺(tái)31.03%股權(quán)。2021年5月24日，華電國(guó)際完成資產(chǎn)注入后持有參股新能源平臺(tái)37.19%股權(quán)。2021年12月7日，該平臺(tái)于北交所引入戰(zhàn)略投資，增資完成后，華電國(guó)際持有其股權(quán)比例被稀釋至31.03%。根據(jù)公司參股新能源平臺(tái)招股說明書申報(bào)稿，待其IPO發(fā)行后，華電國(guó)際對(duì)其持股比例將由31.03%進(jìn)一步稀釋至21.7%-26.4%（由于IPO具體發(fā)行時(shí)間未定，后續(xù)相關(guān)測(cè)算均暫不考慮本次稀釋）。公司參股新能源平臺(tái)為華電集團(tuán)旗下唯一新能源業(yè)務(wù)發(fā)展與整合平臺(tái)，以風(fēng)電資產(chǎn)為主。截至2021年底，該平臺(tái)擁有新能源裝機(jī)容量合計(jì)2737萬千瓦，其中風(fēng)電裝機(jī)容量占比76.2%，為其目前主要新能源發(fā)電裝機(jī)類型，剩余容量均為光伏裝機(jī)。該平臺(tái)的風(fēng)電項(xiàng)目絕大多數(shù)位于中國(guó)規(guī)劃的風(fēng)資源條件優(yōu)越的“八大風(fēng)電基地”，包括新疆、甘肅、蒙西、吉林等資源富集區(qū)。截至2021年底，公司參股新能源權(quán)益裝機(jī)預(yù)計(jì)為849萬千瓦，十四五末或增長(zhǎng)至2323萬千瓦。截至2021年底，該平臺(tái)擁有新能源裝機(jī)容量合計(jì)2737萬千瓦，由于公司持有該平臺(tái)31.03%股權(quán)，公司截至2021年底的參股新能源權(quán)益裝機(jī)容量接近849萬千瓦。我們預(yù)計(jì)該平臺(tái)十四五末新能源裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到7487萬千瓦，則公司十四五末參股新能源權(quán)益裝機(jī)有望達(dá)到2323萬千瓦。我們預(yù)計(jì)公司參股新能源平臺(tái)2022-2025年新增新能源裝機(jī)15/12.5/10/10GW，風(fēng)：光=3：7。我們預(yù)計(jì)該平臺(tái)十四五末將擁有近75GW新能源裝機(jī)，由于近兩年，華電集團(tuán)正陸續(xù)整合新能源資產(chǎn)于公司參股新能源平臺(tái)，我們假設(shè)其2022-2025年新增新能源裝機(jī)容量為先快后慢的態(tài)勢(shì)。同時(shí)，根據(jù)各大發(fā)電公司十四五發(fā)展規(guī)劃普遍風(fēng)電小于光伏，且考慮該平臺(tái)風(fēng)電資產(chǎn)已較多，假設(shè)2022-2025年該平臺(tái)風(fēng)：光新增裝機(jī)比例為3：7。利用小時(shí)方面：2021年公司參股新能源平臺(tái)風(fēng)電利用小時(shí)2245小時(shí)，同比增長(zhǎng)157小時(shí)，主要由于2021年為大風(fēng)年；今年以來，中國(guó)整體來風(fēng)同比偏差，根據(jù)發(fā)布的

2022年1-6月電力工業(yè)運(yùn)行簡(jiǎn)況，1H22中國(guó)風(fēng)電平均利用小時(shí)同比下降58小時(shí)至1154小時(shí)，因此我們預(yù)計(jì)該新能源平臺(tái)2022年風(fēng)電利用小時(shí)同比下降40小時(shí)至2205小時(shí)，且未來保持平穩(wěn)；同時(shí)，該平臺(tái)2021年光伏利用小時(shí)數(shù)為1344小時(shí)，1H22中國(guó)光伏平均利用小時(shí)同比上升30小時(shí)至690小時(shí)，因此我們預(yù)計(jì)該平臺(tái)2022年光伏利用小時(shí)同比增長(zhǎng)20小時(shí)至1364小時(shí)，未來保持不變。上網(wǎng)電價(jià)方面：2021年，公司參股新能源平臺(tái)實(shí)現(xiàn)風(fēng)電/光伏平均不含稅上網(wǎng)電價(jià)0.45/0.67元/千瓦時(shí)。對(duì)于2022-2025年風(fēng)光項(xiàng)目的平均上網(wǎng)電價(jià)，我們假設(shè)新增風(fēng)電/光伏項(xiàng)目均為含稅上網(wǎng)電價(jià)0.4元/千瓦時(shí)的平價(jià)項(xiàng)目，存量項(xiàng)目保持已有上網(wǎng)電價(jià)不變，加權(quán)平均得到每年的平均上網(wǎng)電價(jià)。我們測(cè)算公司參股新能源平臺(tái)十四五新能源收入CAGR為24%?；谝陨霞僭O(shè)，我們預(yù)計(jì)公司參股新能源平臺(tái)風(fēng)電/光伏2021-2025年?duì)I收CAGR分別為18%/41%，公司總營(yíng)收2021-2025年CAGR為24%。成本方面，2020-2021年，該平臺(tái)風(fēng)電/光伏度電成本均呈現(xiàn)下行趨勢(shì)，我們預(yù)計(jì)2022年隨著一批15GW新能源項(xiàng)目投產(chǎn)，公司運(yùn)維費(fèi)用等規(guī)模效應(yīng)顯現(xiàn)，風(fēng)電/光伏度電成本分別同比下降2%/5%至0.199/0.255元/千瓦時(shí)，2023-2025年風(fēng)電/光伏度電成本每年分別同比下降0.5%/1%。但2022-2025年，該平臺(tái)風(fēng)電和光伏毛利率仍將隨著平價(jià)項(xiàng)目增加帶來的平均電價(jià)下行而下降，公司整體毛利率將從2021年的56%下降至2025年的46%。我們預(yù)計(jì)公司參股新能源權(quán)益資產(chǎn)貢獻(xiàn)的歸母凈利潤(rùn)將由2021年大約7億元提升至2025年的37億元。我們基于上述核心假設(shè)，預(yù)計(jì)2022-2025年公司參股新能源公司歸母凈利潤(rùn)為88/101/110.7/119.5億元，十四五CAGR24%。2021年該平臺(tái)只有7-12月為華電國(guó)際貢獻(xiàn)投資收益（約7億元），至2025年，我們預(yù)計(jì)將貢獻(xiàn)37億元。參股新能源權(quán)益資產(chǎn)可對(duì)標(biāo)綠電龍頭，1-9M22公司整體已扭虧我們預(yù)計(jì)公司2022-2024年歸母凈利潤(rùn)31/57/67億元，其中2022-2024年投資收益分別為54/57/59億元。采用分部估值法，2022年我們預(yù)計(jì)公司參股新能源權(quán)益資產(chǎn)歸母凈利潤(rùn)貢獻(xiàn)為27億元，參考2022E可比公司W(wǎng)ind一致預(yù)期PE均值為14.7x，考慮公司擁有的為參股新能源資產(chǎn)，給予公司參股新能源資產(chǎn)13x2022EPE，公司參股新能源權(quán)益資產(chǎn)市值為355億元；預(yù)計(jì)2022年公司水電/火電歸母凈資產(chǎn)為74/266億元，參考可比公司2022EWind一致預(yù)期PB均值1.9x/0.7x，給予公司水電/火電目標(biāo)PB1.5x/0.4x（水電折價(jià)考慮與可比公司水電資產(chǎn)盈利水平有一定差距，火電折價(jià)考慮可比公司有控股新能源資產(chǎn)），公司水電/火電板塊估值為111/106億元。公司參股新能源權(quán)益資產(chǎn)/火電/水電估值合計(jì)572億元，扣除永續(xù)債持有者權(quán)益233.6億元，公司目標(biāo)市值339億元（368億港元），對(duì)應(yīng)目標(biāo)價(jià)3.73港元。2022/2023/2024年?duì)I收有望同比增長(zhǎng)6.3%/4.7%/1.3%售電業(yè)務(wù)為公司主要收入來源。公司主營(yíng)業(yè)務(wù)分為售電、售熱、售煤。2019-2021年，售電發(fā)電業(yè)務(wù)年均貢獻(xiàn)公司營(yíng)收的80%左右，為公司主要收入來源，其中火電發(fā)電仍占主導(dǎo)地位。2021年，即使新能源資產(chǎn)于6月底剝離，可再生能源收入同比下降，但由于全社會(huì)用電需求同比大幅增長(zhǎng)10.3%（國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)），公司火電售電量同比增長(zhǎng)14.6%，上網(wǎng)電價(jià)同比增長(zhǎng)6.6%至0.438元/千瓦時(shí)，火電量?jī)r(jià)齊升仍帶動(dòng)公司2021年?duì)I業(yè)收入同比增長(zhǎng)13%。對(duì)于售熱業(yè)務(wù)，由于2021年其收入同比增速下降4.4個(gè)百分點(diǎn)至12.2%，我們預(yù)計(jì)2022-2024年其同比增速維持在8.2%。由于公司2021年處置了一家煤炭公司山西茂華，公司2021年供煤收入同比下滑7.4%，1H22公司財(cái)務(wù)報(bào)告披露由于煤炭貿(mào)易量大幅下降導(dǎo)致收入和成本均同比下降，其中煤炭銷售成本同比下降87.3%至9.8億元，我們預(yù)計(jì)2H22該業(yè)務(wù)將保持1H22的同比下滑態(tài)勢(shì)，對(duì)應(yīng)2022年售煤收入同比下降83%至19.8億元，2023-2024年暫預(yù)計(jì)維持不變。綜上，我們認(rèn)為公司2022-2024年將實(shí)現(xiàn)營(yíng)收1073/1123/1138億元。預(yù)計(jì)2022-2023年仍有煤電機(jī)組增加。截至2022年6月底，公司在建煤電機(jī)組4,490MW，其中廣東汕頭兩臺(tái)660MW，湖南平江兩臺(tái)1000MW，山東龍口一臺(tái)660MW，天津開發(fā)區(qū)分公司三臺(tái)170MW。我們預(yù)計(jì)廣東汕頭2*660MW及湖南平江2*1000MW煤電機(jī)組于2022年投產(chǎn)，山東龍口一臺(tái)機(jī)組于2023年投產(chǎn)，天津開發(fā)區(qū)三臺(tái)于2024年投產(chǎn)；此外，公司還有青島公司兩臺(tái)505.54MW燃?xì)鈾C(jī)組在建，我們預(yù)計(jì)其于2023年投產(chǎn)。公司1-9M22火電發(fā)電量同比增長(zhǎng)4%，我們假設(shè)公司4Q22火電發(fā)電量同比增長(zhǎng)5%左右，因此預(yù)計(jì)公司2022年燃煤/燃?xì)鈾C(jī)組利用小時(shí)分別同比持平/-4%，2023-2024年預(yù)計(jì)維持2022年水平，因此2022-2024年火電利用小時(shí)分別同比-2.7%/+0.4%/-0.8%。由于2021年水電利用小時(shí)為4215小時(shí)，同比下降357小時(shí)。1-9M22公司水電發(fā)電量同比下降4%至71.6億千瓦時(shí)，考慮今年汛期來水偏枯，水電站蓄水受到一定負(fù)面影響，預(yù)計(jì)4Q22枯水期水電發(fā)電量仍將同比下滑，預(yù)計(jì)2022年水電利用小時(shí)3900小時(shí)，2023-2024年預(yù)計(jì)維持2022年水平。因此，公司2022-2024年售電量預(yù)計(jì)同比-2.1%/+5.0%/1.1%。1-9M22公司綜合上網(wǎng)電價(jià)同比增長(zhǎng)至0.517元/千瓦時(shí)，預(yù)計(jì)4Q22將仍處于較高水平。由于2022年燃煤發(fā)電量原則上全部進(jìn)入市場(chǎng)且全國(guó)多數(shù)省份燃煤市場(chǎng)化電價(jià)基本頂格20%上浮，1-9M22公司實(shí)現(xiàn)平均上網(wǎng)電價(jià)0.517元/千瓦時(shí)，我們預(yù)計(jì)2022年公司火電含稅平均上網(wǎng)電價(jià)同比上漲19.8%至0.525元/千瓦時(shí)，2023-2024年燃煤和燃?xì)鈾C(jī)組上網(wǎng)電量結(jié)構(gòu)較2022年變化導(dǎo)致火電上網(wǎng)電價(jià)變?yōu)?.522/0.52元/千瓦時(shí)。關(guān)于可再生能源電價(jià)，由于2022年開始公司可再生能源板塊只有水電，預(yù)計(jì)其含稅上網(wǎng)電價(jià)為0.25元/千瓦時(shí)，且2023-2024年保持穩(wěn)定。因此公司2022-2024年平均含稅上網(wǎng)電價(jià)將高達(dá)0.51元/千瓦時(shí)。預(yù)計(jì)2022/2023/2024年?duì)I業(yè)成本將同比-6.3%/+1.1%/持平公司的營(yíng)業(yè)支出主要來自燃料成本和折舊攤銷。煤炭?jī)r(jià)格自2021年初開始上漲。秦皇島動(dòng)力煤（Q5500）2021年的平均市場(chǎng)價(jià)格為1028元/噸，同比上漲78%。2021年公司入爐標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)同比增長(zhǎng)約70.7%至1099元/噸。1Q22/2Q22/3Q22，公司分別實(shí)現(xiàn)入爐標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)1196/1155.75/1165元/噸，前三季度入爐煤價(jià)呈現(xiàn)“V”字型波動(dòng)；1-9M22公司入爐標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)為1174元/噸，我們預(yù)計(jì)4Q22煤炭現(xiàn)貨價(jià)格或仍處于高位，關(guān)鍵在于簽署煤價(jià)在國(guó)家發(fā)改委價(jià)格區(qū)間內(nèi)的煤炭長(zhǎng)協(xié)履約率能否進(jìn)一步提升，假設(shè)2022年公司入爐標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)同比增長(zhǎng)6.0%至1165元/噸，2023-2024年預(yù)計(jì)分別同比下降5.4%/2.0%至1103/1081元/噸。我們測(cè)算公司煤電機(jī)組發(fā)電煤耗2021年同比下降8.3%至299克/千瓦時(shí)，預(yù)計(jì)2022-2024年分別同比下降2/1/1克/千瓦時(shí)。因此公司2022-2024年燃煤機(jī)組單位燃料成本分別為0.346/0.327/0.319元/千瓦時(shí)。對(duì)于燃?xì)鈾C(jī)組，由于天然氣價(jià)格2022年以來仍同比大幅上漲，我們預(yù)計(jì)其2022年單位燃料成本同比增長(zhǎng)19%至0.579元/千瓦時(shí)。因此，公司2022-2024年燃料費(fèi)預(yù)計(jì)為802/805/797億元，同比