華電國際電力股份研究報告

華電國際電力股份研究報告新能源重大資產(chǎn)重組，主營業(yè)務(wù)專注傳統(tǒng)能源發(fā)展華電集團新能源發(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旗下新確立新能源發(fā)展平臺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容量5341.3萬千瓦，仍系華電集團旗下裝機規(guī)模最大的全國型A+H電力上市公司。2017-2020年，公司經(jīng)營業(yè)績穩(wěn)步提升，2021年公司因煤價大幅上漲產(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現(xiàn)15.8億元。華電國際：華電集團旗下裝機規(guī)模最大的A+H電力上市公司公司控股股東為華電集團，參股多家優(yōu)質(zhì)新能源/煤礦公司。華電國際于1994年6月28日在山東省濟南市注冊成立，主要業(yè)務(wù)為建設(shè)、經(jīng)營發(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華電集團有限公司。截至2022年9月底，華電集團合計持有公司46.81%股權(quán)。同時，公司持有多家公司股權(quán)，涉及新能源、煤炭行業(yè)，對公司發(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分別為公司貢獻投資收益11.78/15.89億元。公司系華電集團旗下發(fā)電裝機規(guī)模最大的電力上市公司。截至2022年6月底，華電國際

合計控股裝機容量5341.3萬千瓦（燃煤/燃氣/水電4236/858.9/245.9萬千瓦），遠高于集團旗下其他上市公司，亦是集團旗下唯一一家A+H上市電力平臺。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；黔源電力主營業(yè)務(wù)為水電，裝機集中在貴州??；金山股份為綜合能源企業(yè)，但整體裝機規(guī)模不大，主要分布在遼寧?。蝗A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。集團內(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，公司參股集團旗下新能源發(fā)展平臺。2021年5月24日，公司向集團旗下新能源發(fā)展平臺轉(zhuǎn)讓公司新能源資產(chǎn)（對價：212.37億元），認購該平臺的新增注冊資本58.97億元，交易完成后公司持有該平臺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。2021年12月7日，該新能源平臺于北交所引入戰(zhàn)略投資，增資完成后，華電國際持有其股權(quán)比例被稀釋至31.03%。獲得新能源資產(chǎn)注入后，參股新能源平臺收入與歸母凈利潤均大幅提升。華電集團新能源發(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。截至2021年底，該平臺擁有風電裝機2087萬千瓦，光伏裝機651萬千瓦，共計2737萬千瓦。火電龍頭之一，在逆境中砥礪前行公司火電裝機基本保持穩(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)境友好型機組，其中600兆瓦及以上的裝機比例約占60%，遠高于全國平均水平。因公司將大量

新能源資產(chǎn)注入/出售給集團旗下唯一新能源發(fā)展和整合平臺，故2021年公司可再生能源控股裝機容量及售電量大幅下降。1H22，公司火電售電量因疫情及全國水電發(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，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)電價同比下降3.4%/2.4%。2021年，由于全社會用電量上漲及煤價大幅上升，公司售電量及電價均同比增長，帶動公司2021年售電收入同比大幅增長16.7%至819億元。2021年公司市場化交易電量占比為63.80%，同比提升4.2個百分點，但2021年下半年電價市場化改革以來市場化電價較基準電價的普遍上浮仍促使公司平均上網(wǎng)電價同比增長6.3%。1H22，公司平均上網(wǎng)電價進一步提升至518.05元/兆瓦時，帶動公司售電收入同比增長7.8%。2017/2021年公司歸母凈利潤大幅下降主要系燃煤成本大幅增長，1H22歸母凈利已轉(zhuǎn)正。2017年公司歸母凈利潤同比大幅下降86%，主要系當年燃料費用、煤炭銷售成本大幅增加；2021年公司歸母凈利潤-33.4億元，主要系煤炭價格大幅上漲導致公司燃料費用同比增長79.9%。截至2021年底，公司火電裝機容量為5094.9萬千瓦，占公司總裝機容量95.49%，因此燃料費用對公司盈利影響較大。1H22，公司歸母凈利潤已轉(zhuǎn)正，為15.8億元，主要得益于投資收益貢獻28.9億元。公司資本開支大幅增加，但資產(chǎn)負債率整體下降。2017-2021年公司資本支出CAGR高達16.09%，資產(chǎn)負債率卻從2017年的73.9%下降至2021年的65.7%，財務(wù)費用率也呈現(xiàn)持續(xù)降低趨勢。1H22，公司資產(chǎn)負債率較2021年底保持平穩(wěn)，財務(wù)費用率較2021年底進一步下降至4.1%。2021年公司總資本支出309.75億元，同比增長49.67%，主要來源于股權(quán)投資的增長。2021年公司股權(quán)投資165.3億元，主要系用于對參股新能源平臺的增資擴股。2022年公司安排資本開支預計約170億元。2018-2021年，公司經(jīng)營現(xiàn)金流同比增速波動較大，每股股利持續(xù)上升。2017年，公司經(jīng)營業(yè)績欠佳，經(jīng)營現(xiàn)金流和每股股利均同比大幅下降，之后三年逐漸恢復提升。2021年公司經(jīng)營現(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)營活動現(xiàn)金凈流量已經(jīng)較2021年由負轉(zhuǎn)正。市場表現(xiàn)復盤，估值有望重塑復盤公司相對恒生指數(shù)收益，估值有望重塑。我們采用相對收益觀察2019年10月電價改革后的公司收益。2019年10月至2020年12月31日，秦皇島動力煤價平均市場價較低，僅為573元/噸，但受疫情影響，2020年需求偏弱，公司市場表現(xiàn)總體較為低迷。2021年8-9月，公司股價大漲，相對收益可觀。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期，認為電價上漲能夠為火電公司帶來較大業(yè)績彈性，但2022年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期過高導致政策落地不及預期。2021年11月底，公司PB估值再次回到相對較低位置，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，電力公司股價開始回調(diào)，同時火電公司2021年業(yè)績預虧公告頻發(fā)抑制投資熱情，公司估值再次回到布局窗口。2022年4月，公司年報發(fā)布，2021年虧損落地，隨著國家發(fā)改委煤價管控政策的不斷出臺及趨嚴，投資者對2022年火電業(yè)績扭虧的期待帶動公司股價上漲；2022年7月初，公司參股新能源平臺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的價值，同時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，公司股價大幅上漲。2022年10月，公司A股三季報發(fā)布，入爐煤價下降及火電盈利改善不及市場預期，且市場對四季度煤價下降并不樂觀，公司股價出現(xiàn)回調(diào)。火電盈利有望改善，靈活性改造行穩(wěn)致遠截至1H22，公司火電裝機占比超95%。相較可比公司，公司供電煤耗具有明顯優(yōu)勢，單位燃料成本由于火電中燃氣機組占比高于可比公司而略偏高。2021年煤價高漲導致公司產(chǎn)生大額虧損，A股三季報數(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)績在高煤價影響下或較難環(huán)比改善，火電板塊扭虧可能需待2023年煤價下行?；痣姍C組參與調(diào)峰會隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)進程不斷增加，因此對煤電靈活性改造要求越來越高，我們認為中國目前靈活性調(diào)節(jié)能力較低的原因或為沒有良好的輔助服務(wù)補償機制，煤電廠改造意愿不足。在我們的模擬測算情景下，山東省在2021年上調(diào)調(diào)峰補償后，不考慮現(xiàn)貨市場，假設(shè)生命周期10年，300MW/600MW機組在負荷率40%和30%時可獲得較好收益，南方地區(qū)調(diào)峰補償機制仍有提升空間。公司41%火電裝機在山東，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)績有望迎來扭虧公司火電裝機分布于全國十個省份。截至2022年6月底，公司火電裝機占比超95%，分布在全國十個省份，其中41%/6%的火電裝機位于全國用電大省山東/廣東。2020年和2021年，山東和廣東的全社會用電量一直穩(wěn)居全國前二。公司水電裝機則主要集中在四川省，河北省水電裝機僅占公司水電總裝機的3%。公司火電機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，且一直低于可比公司華能國際及華潤電力。1H22，公司供電煤耗為283.32g/kWh，較華能國際和華潤電力分別低2.72g/kWh和10.38g/kWh，且公司95臺燃煤機組已全部達到超低排放要求。單位燃料成本層面，由于各公司將燃煤和燃機統(tǒng)一核算，而截至1H22公司燃氣機組（燃氣機組單位燃料成本顯著高于燃煤）占火電裝機的比例接近17%，顯著高于華能國際（12%）和華潤電力（1%），故公司單位燃料成本高于可比公司。2021年煤價高漲導致公司火電業(yè)績承壓。2021年秦皇島Q5500動力煤市場均價1028元/噸，同比大幅增長78%。因而華電2021年單位燃料成本同比增長60%。3Q21火電企業(yè)開始虧損，由于煤價長協(xié)價格上漲存在滯后性及高煤價庫存等原因，4Q21火電企業(yè)虧損環(huán)比進一步擴大，且虧損程度與企業(yè)火電發(fā)電量基本成正比。2022年，煤電市場化電價大幅提升使得火電對煤價的承受能力更強，但火電扭虧仍有難度。1H22，秦皇島動力末煤Q5500平倉均價為1180元/噸，雖然2022年2月24日，國家發(fā)改委發(fā)布的關(guān)于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知（發(fā)改價格〔2022〕303號），明確要求秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期交易價格較合理區(qū)間為570～770元/噸（含稅），自2022年5月1日起實施。5月1日后，各發(fā)電企業(yè)煤炭長協(xié)并未100%在國家發(fā)改委規(guī)定的價格區(qū)間執(zhí)行，除煤炭長協(xié)執(zhí)行率較高的國電外，華能/華電/大唐火電板塊一二季度均處于虧損狀態(tài)。3Q22秦皇島動力末煤Q5500平倉均價1253元/噸，較上半年均價上漲6.2%，因此各火電企業(yè)入爐煤價下降及火電盈利改善有限。即使公司3Q22發(fā)電量同比增長21%帶來除燃料外其他度電成本分攤下行，但入爐標煤單價環(huán)比增長9.3元/噸至1165元/噸，導致公司火電盈利改善有限，但我們測算或基本接近盈虧平衡。從整體業(yè)績看，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股三季報口徑）。煤價高企倒逼市場化電價改革，燃煤上網(wǎng)電價4Q21以來上漲可觀，1-9M22持續(xù)位于高位。自2021年10月8日，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，近期市場化電價多數(shù)較基準電價頂格上浮，2022年3-5，8-10月，廣東省月度雙邊協(xié)商交易電價較基準電價上浮程度均為22.3%，甚至超過20%上限。公司層面，1-9M22

華電國際實現(xiàn)平均上網(wǎng)電價0.5166元/千瓦時（含稅），去年同期為0.4171元/千瓦時，同比增速達到23.9%。4Q22煤價或?qū)⒗^續(xù)保持強勢，火電扭虧需待2023年煤價下行。根據(jù)華泰煤炭于2022年10月14日發(fā)布的2023：行業(yè)強α與宏觀弱β的較量：中國煤炭行業(yè)2023年起供需將有一定幅度寬松化，盡管4Q22煤炭價格或?qū)⒗^續(xù)保持強勢。北港5500卡動力煤均價有望從2022年的1250元/噸下移至2023年的950元/噸。9月以來，5500卡動力煤價格出現(xiàn)明顯上漲，我們認為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及傳統(tǒng)冬季取暖強支撐下，動力煤價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的高煤價或?qū)痣娖髽I(yè)2023年年度電力市場化交易價格簽訂有利。2023年煤價下行判斷主要基于：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)濟衰退背景下或迎來下行。我們認為2023年煤電市場化交易電價或仍將處于較高水平，煤價下行或帶動火電行業(yè)扭虧。煤電靈活性改造空間大，輔助服務(wù)收益有待挖掘中國火電機組調(diào)峰能力遠低于世界領(lǐng)先水平，有較大提升空間。丹麥和德國是煤電靈活性改造較為領(lǐng)先國家。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，其火電機組以供熱為主，供熱期最低運行負荷可達15%-20%。德國裝備制造協(xié)會針對煤電靈活性改造制定了改造專項清單，其供熱機組/純凝機組最低運行負荷達到40%/25%。相比于丹麥和德國，中國的火電機組最低運行負荷較高，調(diào)峰能力較弱，說明中國火電機組靈活性還有較大提升空間。據(jù)火電機組靈活性改造形勢及技術(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，預計中國熱電機組最低運行負荷可達到40%-50%，純凝機組最低運行負荷可達到30%-35%。全國煤電靈活性改造進程緩慢，嚴重滯后于國家“十三五”目標。中國2016年開始煤電靈活性改造試點工作，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。據(jù)國家電網(wǎng)服務(wù)新能源發(fā)展報告2021/2020顯示，截至2020年底，“三北”地區(qū)實際只完成煤電靈活性改造8241萬千瓦，僅為目標的38%，其中內(nèi)蒙古、山西、新疆、甘肅分別僅達到其目標的2.1%、3.3%、2.4%和4.1%；截至2019年底，煤電靈活性改造試點實際完成約5340萬千瓦，僅達到規(guī)劃目標的31.4%。我們認為煤電靈活性改造落后的主要原因有：調(diào)峰輔助服務(wù)市場機制仍需要完善、靈活性改造對燃煤機組運行本身帶來的負面影響、靈活性改造對煤電企業(yè)帶來的高成本負擔。十四五國家對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，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知，推動煤電行業(yè)“三改聯(lián)動”：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，其中煤電機組靈活性改造2億千瓦、增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3000-4000萬千瓦，煤電機組靈活制造規(guī)模1.5億千瓦。2022年4月24日，國家能源局提出：今年中國將大力推動煤電節(jié)能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯(lián)動”，改造升級煤電規(guī)模超過2.2億千瓦。國家能源局統(tǒng)計，2021年上半年輔助服務(wù)市場交易費用共110.1億元，其中調(diào)峰、調(diào)頻費用各占比84.3％、15.3％，一定程度緩解了部分煤電企業(yè)經(jīng)營壓力。電力規(guī)劃設(shè)計總院初步測算，“十四五”末期中國輔助服務(wù)年補償資金規(guī)模將達到約800億元，進一步釋放火電機組的調(diào)節(jié)潛力。東北、西北、華北、華東、華中等地區(qū)已建立區(qū)域和省級兩級調(diào)峰輔助服務(wù)市場。據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2019年上半年，全國除西藏外31個?。▍^(qū)、市、地區(qū)）參與電力輔助服務(wù)補償?shù)陌l(fā)電企業(yè)共4566家，裝機容量共13.70億千瓦，補償費用共130.31億元，占上網(wǎng)電費總額的1.47%。南方、東北和西北電力輔助服務(wù)補償總額較高，分別為46.35億、24.93億、24.20億;南方輔助服務(wù)補償費用占上網(wǎng)電費總額比重最高，為3.37%，華中最低，為0.36%。全國不同地區(qū)調(diào)峰補償機制存在一定差異性。大部分地區(qū)調(diào)峰補償標準按照負荷率進行分檔；東北三省、新疆除負荷率檔位外，還額外考慮火電機組類型以及是否處于供熱期；江蘇則按照時間跨度以及時段進行補償，短期調(diào)峰補償高于中長期，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）的基準負荷率高達70%，大部分地區(qū)基準負荷率為50%左右。除南方區(qū)域（廣東、廣西、貴州、海南、云南）設(shè)定具體補償標準，其他區(qū)域均設(shè)定報價范圍。整體來看，東北三省、山東等地調(diào)峰補償較高，貴州、甘肅等地調(diào)峰補償較低。山東火電調(diào)峰補償上漲，華電國際面臨較大機遇火電機組參與深度調(diào)峰增加燃煤、運維、耗油等營業(yè)成本。不同參數(shù)、形式的機組在實際運行中，負荷率對成本的影響有所不同，但整體變化趨勢相同。參考火電機組深度調(diào)峰經(jīng)濟性分析中一臺300MW亞臨界機組和一臺600MW超臨界機組的測算數(shù)據(jù)，假設(shè)所有機組參與深度調(diào)峰的頻次系100次，每次深度調(diào)峰時長為6小時，則300MW機組負荷率50%/40%/30%會分別增加年度營業(yè)成本436/683/1099萬元/年，600MW機組負荷率50%/40%/30%會分別增加年度成本690/1096/1681萬元/年。財務(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機組負荷率50%/40%/30%會分別增加年度成本合計436/756/1319萬元和690/1243/2122萬元。同一臺機組，負荷率越低,經(jīng)濟成本越大；同一負荷率，大機組經(jīng)濟成本更高。完善輔助服務(wù)機制，山東能源監(jiān)管辦大幅提升直調(diào)公用火電機組調(diào)峰補償。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)市場運營規(guī)則(試行)(2021年修訂版)(征求意見稿)，提升了山東省火電機組調(diào)峰補償上限。我們在所有調(diào)峰收入測算時不考慮現(xiàn)貨交易。按補償標準上限、年深度調(diào)峰時長600小時/年進行測算，300MW機組負荷率50%/40%/30%分別可獲年度補貼收入319/1274/2230萬元/年，600MW機組負荷率50%/40%/30%分別可獲年度補貼收入637/2549/4460萬元/年。同一臺機組，深度調(diào)峰負荷率越低,調(diào)峰補貼收入越高；同一負荷率，大機組調(diào)峰補貼收入更高。經(jīng)測算，公司若對山東火電機組進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)峰成本和補貼收入測算結(jié)果，可得出年度調(diào)峰利潤。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于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段更低，具有最高性價比。假設(shè)煤電機組原最低運行負荷率為50%，并且增強最低負荷率至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)煤電機組已經(jīng)運行較長年份，即使進行靈活性改造，也并不能夠增加機組壽命，同時不考慮殘值，我們假設(shè)靈活性改造后煤電機組可使用年限為10年。經(jīng)測算，300MW和600MW機組負荷率40%、30%時靜態(tài)投資回收期均小于報廢年限（假設(shè)10年），故可獲利；負荷率為50%時，即使不產(chǎn)生靈活性改造成本，由于調(diào)峰補助不足以覆蓋調(diào)峰成本，調(diào)峰將虧損。公司41%的火電機組集中在山東省，若進行靈活性改造，將最低運行負荷降低至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)峰補償，仍舊力度不足為進一步鼓勵煤電機組靈活性改造，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)域新型儲能并網(wǎng)運行及輔助服務(wù)管理實施細則（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)峰補償。以其中調(diào)峰補償最高的廣東為例，第一檔由0.066元/千瓦時提高至0.099元/千瓦時;第二檔由0.132元/千瓦時提高至0.792元/千瓦時；新增第三檔1.188元/千瓦時。根據(jù)廣東新補償標準，按年深度調(diào)峰時長600小時/年進行測算，300MW機組負荷率50%/40%/30%分別可獲年度補貼收入0/158/1419萬元/年，600MW機組負荷率50%/40%/30%分別可獲年度補貼收入0/315/2839萬元/年，遠低于山東補貼收入。根據(jù)我們的模擬測算，南方區(qū)域提升后的調(diào)峰補償仍不足。同樣不考慮現(xiàn)貨市場，深度調(diào)峰所增加的成本仍采用火電機組深度調(diào)峰經(jīng)濟性分析中的測算數(shù)據(jù)，結(jié)合廣東年度補貼收入，可以計算出年度調(diào)峰毛利潤。300MW和600MW機組在負荷率50%、40%的情況下都產(chǎn)生調(diào)峰虧損，調(diào)峰補貼收入不足以彌補調(diào)峰所增加的變動成本。雖然300MW和600MW機組在負荷率30%的情況下調(diào)峰利潤為正，但是靜態(tài)投資回收期均超出了報廢年限（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)峰補償在南方區(qū)域最高，我們測算仍舊產(chǎn)生虧損，故推測南方區(qū)域其他省份（廣西、貴州等）也會產(chǎn)生虧損?？稍偕茉粗匦虏季郑瑓⒐尚履茉礄?quán)益資產(chǎn)價值未充分體現(xiàn)自集團新能源發(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)為公司貢獻投資收益約7億元。我們預計公司2025年參股新能源權(quán)益裝機為2323萬千瓦，來自參股新能源平臺收益貢獻或達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1002萬千瓦抽蓄項目列入十四五和十五五項目儲備和項目規(guī)劃，我們測算這些項目的資本金整體IRR或高達11.6%-13.3%，全部投產(chǎn)后或?qū)楣久磕曦暙I凈利潤約18億元。抽水蓄能為公司重要新發(fā)展方向，落實開發(fā)項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，加快推進抽水蓄能電站建設(shè)，推動已納入規(guī)劃、條件成熟的大型抽水蓄能電站開工建設(shè)，完善抽水蓄能價格形成機制。抽蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）中提到，中國計劃到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。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2021年底，全國抽水蓄能裝機36GW，同比增長13.24%。據(jù)國際能源網(wǎng)統(tǒng)計，目前省級續(xù)建和即將投建的抽水蓄能項目加總起來已經(jīng)超過100GW，投資額超6000億。公司已緊密開展抽蓄項目部署，規(guī)劃1002萬千瓦全部投產(chǎn)后或?qū)⒚磕曦暙I18億凈利潤。公司管理層于2021年業(yè)績會提到公司已有4個抽水蓄能項目進入可研階段，分別位于浙江、湖北、湖南和廣東，裝機容量合計約300萬千瓦。列入十四五和十五五項目儲備和項目規(guī)劃的抽水蓄能項目，公司落實開發(fā)權(quán)約1002萬千瓦。按照我們以下對抽水蓄能電站盈利測算模型，40年運營期抽蓄電站平均單位凈利潤約為0.18元/W，待公司規(guī)劃容量

（假設(shè)均為控股裝機）全部投產(chǎn)，每年凈利潤貢獻為18億元。抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價，收益有最低保障。2021年4月30日，國家發(fā)改委發(fā)布發(fā)改價格〔2021〕633號文關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（2023年開始實施），指出要“以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場”。兩部制電價=容量電價+電量電價。容量電費回收的是除抽發(fā)運行成本外的綜合性成本。電量電價用于回收抽水、發(fā)電的運行成本，以體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)峰服務(wù)的價值。根據(jù)電力現(xiàn)貨市場運行與否，抽水電價及上網(wǎng)電價所執(zhí)行的電價政策不同。電力現(xiàn)貨市場運行機制下，電量電價盈利主要取決于峰谷價差大小，峰谷價差越大，盈利越好。在無現(xiàn)貨市場背景下，由于抽蓄電站存在25%能量轉(zhuǎn)換損耗（抽水電價=75%燃煤基準電價，上網(wǎng)電價=燃煤基準電價），容量電價盈利占抽蓄電站盈利的絕大部分。容量電價測算：根據(jù)發(fā)改價格〔2021〕633號文所規(guī)定的容量電價計算機制，按6.5%核定經(jīng)營期內(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)金流入為實現(xiàn)累計凈現(xiàn)金流折現(xiàn)值為零時的年平均收入水平，包括固定資產(chǎn)殘值（僅經(jīng)營期最后一年計入）；年現(xiàn)金流出=資本金投入+償還的貸款本金+利息支出+運行維護費+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為0.574元/W。抽水蓄能電站的造價及貸款利率是影響容量電價的關(guān)鍵因素。我們進行了有關(guān)抽蓄電站造價與借貸利率的容量電價敏感性分析，在4.2%-4.8%的借貸利率、5-7元/W的造價的不同情景下，抽蓄電站的容量電價約為0.474-0.683元/W。抽蓄電站容量電價保證生命周期內(nèi)至少6.5%的資本金IRR，整體IRR（算上電量電價盈利）與利用小時及電價正相關(guān)。我們進行了關(guān)于基準電價及利用小時數(shù)的抽水蓄能電站調(diào)峰成本敏感性分析，基于公司有項目的四個省份0.4143-0.453元/千瓦時的基準電價，1700-2000的利用小時情景下，抽蓄電站的資本金整體IRR可高達11.6%-13.3%。參股新能源權(quán)益項目增長可期公司持有參股新能源平臺31.03%股權(quán)。2021年5月24日，華電國際完成資產(chǎn)注入后持有參股新能源平臺37.19%股權(quán)。2021年12月7日，該平臺于北交所引入戰(zhàn)略投資，增資完成后，華電國際持有其股權(quán)比例被稀釋至31.03%。根據(jù)公司參股新能源平臺招股說明書申報稿，待其IPO發(fā)行后，華電國際對其持股比例將由31.03%進一步稀釋至21.7%-26.4%（由于IPO具體發(fā)行時間未定，后續(xù)相關(guān)測算均暫不考慮本次稀釋）。公司參股新能源平臺為華電集團旗下唯一新能源業(yè)務(wù)發(fā)展與整合平臺，以風電資產(chǎn)為主。截至2021年底，該平臺擁有新能源裝機容量合計2737萬千瓦，其中風電裝機容量占比76.2%，為其目前主要新能源發(fā)電裝機類型，剩余容量均為光伏裝機。該平臺的風電項目絕大多數(shù)位于中國規(guī)劃的風資源條件優(yōu)越的“八大風電基地”，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)益裝機預計為849萬千瓦，十四五末或增長至2323萬千瓦。截至2021年底，該平臺擁有新能源裝機容量合計2737萬千瓦，由于公司持有該平臺31.03%股權(quán)，公司截至2021年底的參股新能源權(quán)益裝機容量接近849萬千瓦。我們預計該平臺十四五末新能源裝機規(guī)模有望達到7487萬千瓦，則公司十四五末參股新能源權(quán)益裝機有望達到2323萬千瓦。我們預計公司參股新能源平臺2022-2025年新增新能源裝機15/12.5/10/10GW，風：光=3：7。我們預計該平臺十四五末將擁有近75GW新能源裝機，由于近兩年，華電集團正陸續(xù)整合新能源資產(chǎn)于公司參股新能源平臺，我們假設(shè)其2022-2025年新增新能源裝機容量為先快后慢的態(tài)勢。同時，根據(jù)各大發(fā)電公司十四五發(fā)展規(guī)劃普遍風電小于光伏，且考慮該平臺風電資產(chǎn)已較多，假設(shè)2022-2025年該平臺風：光新增裝機比例為3：7。利用小時方面：2021年公司參股新能源平臺風電利用小時2245小時，同比增長157小時，主要由于2021年為大風年；今年以來，中國整體來風同比偏差，根據(jù)發(fā)布的

2022年1-6月電力工業(yè)運行簡況，1H22中國風電平均利用小時同比下降58小時至1154小時，因此我們預計該新能源平臺2022年風電利用小時同比下降40小時至2205小時，且未來保持平穩(wěn)；同時，該平臺2021年光伏利用小時數(shù)為1344小時，1H22中國光伏平均利用小時同比上升30小時至690小時，因此我們預計該平臺2022年光伏利用小時同比增長20小時至1364小時，未來保持不變。上網(wǎng)電價方面：2021年，公司參股新能源平臺實現(xiàn)風電/光伏平均不含稅上網(wǎng)電價0.45/0.67元/千瓦時。對于2022-2025年風光項目的平均上網(wǎng)電價，我們假設(shè)新增風電/光伏項目均為含稅上網(wǎng)電價0.4元/千瓦時的平價項目，存量項目保持已有上網(wǎng)電價不變，加權(quán)平均得到每年的平均上網(wǎng)電價。我們測算公司參股新能源平臺十四五新能源收入CAGR為24%?；谝陨霞僭O(shè)，我們預計公司參股新能源平臺風電/光伏2021-2025年營收CAGR分別為18%/41%，公司總營收2021-2025年CAGR為24%。成本方面，2020-2021年，該平臺風電/光伏度電成本均呈現(xiàn)下行趨勢，我們預計2022年隨著一批15GW新能源項目投產(chǎn)，公司運維費用等規(guī)模效應(yīng)顯現(xiàn)，風電/光伏度電成本分別同比下降2%/5%至0.199/0.255元/千瓦時，2023-2025年風電/光伏度電成本每年分別同比下降0.5%/1%。但2022-2025年，該平臺風電和光伏毛利率仍將隨著平價項目增加帶來的平均電價下行而下降，公司整體毛利率將從2021年的56%下降至2025年的46%。我們預計公司參股新能源權(quán)益資產(chǎn)貢獻的歸母凈利潤將由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)，預計2022-2025年公司參股新能源公司歸母凈利潤為88/101/110.7/119.5億元，十四五CAGR24%。2021年該平臺只有7-12月為華電國際貢獻投資收益（約7億元），至2025年，我們預計將貢獻37億元。參股新能源權(quán)益資產(chǎn)可對標綠電龍頭，1-9M22公司整體已扭虧我們預計公司2022-2024年歸母凈利潤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年我們預計公司參股新能源權(quán)益資產(chǎn)歸母凈利潤貢獻為27億元，參考2022E可比公司W(wǎng)ind一致預期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；預計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一致預期PB均值1.9x/0.7x，給予公司水電/火電目標PB1.5x/0.4x（水電折價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572億元，扣除永續(xù)債持有者權(quán)益233.6億元，公司目標市值339億元（368億港元），對應(yīng)目標價3.73港元。2022/2023/2024年營收有望同比增長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)年均貢獻公司營收的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，但由于全社會用電需求同比大幅增長10.3%（國家能源局數(shù)據(jù)），公司火電售電量同比增長14.6%，上網(wǎng)電價同比增長6.6%至0.438元/千瓦時，火電量價齊升仍帶動公司2021年營業(yè)收入同比增長13%。對于售熱業(yè)務(wù)，由于2021年其收入同比增速下降4.4個百分點至12.2%，我們預計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公司財務(wù)報告披露由于煤炭貿(mào)易量大幅下降導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，我們預計2H22該業(yè)務(wù)將保持1H22的同比下滑態(tài)勢，對應(yīng)2022年售煤收入同比下降83%至19.8億元，2023-2024年暫預計維持不變。綜上，我們認為公司2022-2024年將實現(xiàn)營收1073/1123/1138億元。預計2022-2023年仍有煤電機組增加。截至2022年6月底，公司在建煤電機組4,490MW，其中廣東汕頭兩臺660MW，湖南平江兩臺1000MW，山東龍口一臺660MW，天津開發(fā)區(qū)分公司三臺170MW。我們預計廣東汕頭2*660MW及湖南平江2*1000MW煤電機組于2022年投產(chǎn)，山東龍口一臺機組于2023年投產(chǎn)，天津開發(fā)區(qū)三臺于2024年投產(chǎn)；此外，公司還有青島公司兩臺505.54MW燃氣機組在建，我們預計其于2023年投產(chǎn)。公司1-9M22火電發(fā)電量同比增長4%，我們假設(shè)公司4Q22火電發(fā)電量同比增長5%左右，因此預計公司2022年燃煤/燃氣機組利用小時分別同比持平/-4%，2023-2024年預計維持2022年水平，因此2022-2024年火電利用小時分別同比-2.7%/+0.4%/-0.8%。由于2021年水電利用小時為4215小時，同比下降357小時。1-9M22公司水電發(fā)電量同比下降4%至71.6億千瓦時，考慮今年汛期來水偏枯，水電站蓄水受到一定負面影響，預計4Q22枯水期水電發(fā)電量仍將同比下滑，預計2022年水電利用小時3900小時，2023-2024年預計維持2022年水平。因此，公司2022-2024年售電量預計同比-2.1%/+5.0%/1.1%。1-9M22公司綜合上網(wǎng)電價同比增長至0.517元/千瓦時，預計4Q22將仍處于較高水平。由于2022年燃煤發(fā)電量原則上全部進入市場且全國多數(shù)省份燃煤市場化電價基本頂格20%上浮，1-9M22公司實現(xiàn)平均上網(wǎng)電價0.517元/千瓦時，我們預計2022年公司火電含稅平均上網(wǎng)電價同比上漲19.8%至0.525元/千瓦時，2023-2024年燃煤和燃氣機組上網(wǎng)電量結(jié)構(gòu)較2022年變化導致火電上網(wǎng)電價變?yōu)?.522/0.52元/千瓦時。關(guān)于可再生能源電價，由于2022年開始公司可再生能源板塊只有水電，預計其含稅上網(wǎng)電價為0.25元/千瓦時，且2023-2024年保持穩(wěn)定。因此公司2022-2024年平均含稅上網(wǎng)電價將高達0.51元/千瓦時。預計2022/2023/2024年營業(yè)成本將同比-6.3%/+1.1%/持平公司的營業(yè)支出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年的平均市場價格為1028元/噸，同比上漲78%。2021年公司入爐標煤單價同比增長約70.7%至1099元/噸。1Q22/2Q22/3Q22，公司分別實現(xiàn)入爐標煤單價1196/1155.75/1165元/噸，前三季度入爐煤價呈現(xiàn)“V”字型波動；1-9M22公司入爐標煤單價為1174元/噸，我們預計4Q22煤炭現(xiàn)貨價格或仍處于高位，關(guān)鍵在于簽署煤價在國家發(fā)改委價格區(qū)間內(nèi)的煤炭長協(xié)履約率能否進一步提升，假設(shè)2022年公司入爐標煤單價同比增長6.0%至1165元/噸，2023-2024年預計分別同比下降5.4%/2.0%至1103/1081元/噸。我們測算公司煤電機組發(fā)電煤耗2021年同比下降8.3%至299克/千瓦時，預計2022-2024年分別同比下降2/1/1克/千瓦時。因此公司2022-2024年燃煤機組單位燃料成本分別為0.346/0.327/0.319元/千瓦時。對于燃氣機組，由于天然氣價格2022年以來仍同比大幅上漲，我們預計其2022年單位燃料成本同比增長19%至0.579元/千瓦時。因此，公司2022-2024年燃料費預計為802/805/797億元，同比