华电集团新能源发展战略调整，公司通过资产注入及现金出资方式持有集团旗下新确立新 能源发展平台 31.03%股权（截至 2021 年底）。公司的新能源发展模式由控股转换为参股， 暂时专注于传统能源开发，截至 2021 年底，公司控股装机容量 5335.6 万千瓦，仍系华电 集团旗下最大的全国型 A+H 电力上市公司。2017-2020 年，公司经营业绩稳步提升，2021 年公司因煤价大幅上涨产生大额亏损。
华电国际：华电集团旗下装机规模最大的 A+H 电力上市公司
公司控股股东为华电集团，持股多家优质新能源/煤矿公司。华电国际于 1994 年 6 月 28 日 在山东省济南市注册成立，主要业务为建设、经营发电厂和其它与发电相关的产业，并先 后于 1999 年 6 月和 2005 年 1 月在香港联交所和上交所挂牌上市。公司控股股东为中国华 电集团有限公司，实控人为国务院国有资产监督管理委员会。截至 1Q22，华电集团合计持 有公司 46.81%股权。同时，公司持有多家公司股权，涉及新能源、煤炭行业，对公司发展 具有战略意义。2021 年，公司持股煤矿公司为公司带来投资收益约 19 亿元；2H21，参股 新能源公司为公司贡献投资收益约 7 亿元。
公司系华电集团旗下发电装机规模最大的电力上市公司。截至 2021 年底，华电国际合计控 股装机容量 5335.6 万千瓦（燃煤/燃气/水电 4236/858.9/240.3 万千瓦），远高于集团旗下其 他上市公司，亦是集团旗下唯一一家 A+H 上市电力平台。华电能源的电厂分布在黑龙江省 主要中心城市，全部为火力发电厂；黔源电力专注水电发展，装机集中在贵州省；金山股 份系集火力发电、风力发电、供热和供汽为一体的综合性能源企业，但整体装机规模不大， 发电资产主要分布在辽宁省内；集团前新能源港股上市公司华电福新于 2020 年 9 月 29 日 退市，其新能源资产目前重新整合在公司参股的新能源平台。
集团内部资产重组，公司新能源发展模式从控股转变为参股
通过资产注入和现金出资的方式，公司参股集团旗下新能源发展平台。2021 年 5 月 24 日， 公司出资 212.37 亿元向集团旗下新能源发展平台转让公司新能源资产，认购该平台的新增 注册资本 58.97 亿元，交易完成后公司持有该平台 37.19%股权。重大资产重组后，公司还 陆续出售了新能源相关资产给参股的新能源平台。
获得新能源资产注入后，参股新能源平台收入与归母净利润均大幅提升。华电集团新能源 发展战略调整后，陆续将旗下新能源资产整合至公司参股的新能源平台。截至 1H21，该平 台拥有风电装机 1758.03 万千瓦，光伏装机 373.02 万千瓦，共计 2131.05 万千瓦，我们预 计 2021 年底，其控股装机容量增长至 2750 万千瓦左右。
火电龙头之一，在逆境中砥砺前行
公司火电装机基本保持稳定，可再生能源重新布局。2017-2021 年，公司火电控股装机容 量新增 2810.05 兆瓦，CAGR 仅为 1.14%；火电售电量 CAGR 为 4.19%。截至 2021 年底， 公司火电装机 50949.05 兆瓦，90%以上是 300 兆瓦及以上的大容量、高效率、环境友好 型机组，其中 600 兆瓦及以上的装机比例约占 60%，远高于全国平均水平。因公司将大 量新能源资产注入/出售给集团旗下唯一新能源发展和整合平台，故 2021 年公司可再生能源控股装机容量及售电量大幅下降。
除 2020 年小幅下降，2017-2021 年公司售电收入整体呈直线上涨。2017-2021 年公司售电 收入整体稳定增长，CAGR 为 7.54%。2020 年，公司售电收入同比下降 5.05%，主要系该 年售电量/平均上网电价同比下降 3.42%/2.38%。2021 年，由于全社会用电量上涨及煤价 大幅上升，公司售电量及电价均同比增长，带动公司 2020 年售电收入同比大幅增长 19.17% 至 836.42 亿元。2021 年公司市场化交易电量占比为 63.80%，同比提升 3.8 个百分点，但 2021 年下半年电价市场化改革以来市场化电价较基准电价的普遍上浮仍促使公司平均上网 电价同比增长 6.3%。
2017-2020 年公司归母净利润逐年上升，2021 年大幅下降主要系燃煤成本大幅增长。2021 年公司归母净利润-49.65 亿元，主要系煤炭价格大幅上涨导致公司燃料成本同比增长 74.68%。截至 2021 年底，公司火电装机容量为 5094.9 万千瓦，占公司总装机容量 95.49%， 因此燃料成本对公司盈利影响较大。
公司资本开支大幅增加，但资产负债率整体下降。2017-2021 年公司资本支出 CAGR 高达 16.09%，资产负债率却从 2017 年的 74.4%下降至 2021 年的 66.4%，财务费用率也呈现持 续降低趋势。2021 年公司总资本支出 309.75 亿元，同比增长 49.67%，主要来源于股权投资 的增长。2021 年公司股权投资 165.3 亿元，主要系用于对参股新能源平台的增资扩股。2022 年公司安排资本开支预计约 170 亿元。
2017-2021 年，公司经营现金流同比增速波动较大，每股股利持续上升。2017 年，公司经 营业绩欠佳，经营现金流和每股股利均同比大幅下降，之后三年逐渐恢复提升。2021 年公 司经营现金流-63.51 亿元，较 2020 年的 252.48 亿元同比下降 125.15%，主要系电煤价格 大幅上涨给公司带来巨额亏损。但公司 2021 年仍派发每股股利 0.25 元，与 2020 年一致。
截至 2021 年底，公司火电装机占比高达 95%。相较可比公司，公司供电煤耗具有明显优势， 单位燃料成本由于火电中燃气机组占比高于可比公司而略偏高。2021 年煤价高涨导致公司产 生大额亏损，2022 年在高市场化电价，稳煤价的基础上，公司有望扭亏为盈。在我们的假设 情景下，每 1 分钱电价上涨可以抵消每 21.7 元/吨 5500 大卡煤价上涨对公司归母净利润的负 面影响。火电机组参与调峰会随着新型电力系统建设进程不断增加，因此对煤电灵活性改造 要求越来越高，我国目前灵活性调节能力较低的主要原因系没有良好的辅助服务补偿机制， 煤电厂改造意愿不足。在我们的模拟测算情景下，山东省在 2021 年上调调峰补偿后，不考虑 现货市场，假设生命周期 10 年，300MW/600MW 机组在负荷率 40%和 30%时可获得较好 收益，南方地区调峰补偿机制仍有提升空间。公司 41%火电装机在山东，灵活性改造带来 收益增加潜力有较大挖掘空间。
亏损已成过往，2022 年火电盈利有望反转
公司火电装机分布于全国十个省份。截至 2021 年底，公司火电装机占比约 95%，分布在全 国十个省份，其中 41%/6%的火电装机位于全国用电大省山东/广东。2020 年和 2021 年，山 东和广东的全社会用电量一直稳居全国前二。公司水电装机则主要集中在四川省，河北省水 电装机仅占公司水电总装机的 3%。
公司火电机组供电煤耗较可比公司更低，但单位燃料成本高于可比公司。2017-2021 年，公 司供电煤耗呈现逐年下降趋势，且一直低于可比公司华能国际及华润电力。2021 年，公司供 电煤耗为288g/kWh（同比下降2.85g/kWh），较华能国际和华润电力分别低9g/kWh和3g/kWh， 且公司 95 台燃煤机组已全部达到超低排放要求。单位燃料成本层面，由于各公司将燃煤和燃 机统一核算，而公司燃气机组（燃气机组单位燃料成本显著高于燃煤）占火电装机的比例接 近 17%，显著高于华能国际（12%）和华润电力（1%），故公司单位燃料成本高于可比公司。
2021 年煤价高涨导致公司火电业绩承压。2021 年秦皇岛 Q5500 动力煤市场均价 1028 元/ 吨，同比大幅增长 78%。2021 年，龙头火电企业的长协覆盖率一般在 50%以上，但市场煤 价高涨导致煤炭长协履约降低，火电企业燃煤成本上涨严重，例如华电国际 2021 年单位燃料 成本同比增长 60%。3Q21 火电企业开始亏损，由于煤价长协价格上涨存在滞后性及高煤价 库存等原因，4Q21 火电企业亏损环比进一步扩大，且亏损程度与企业火电发电量基本成正比。
煤价高企倒逼市场化电价改革，4Q21 以来燃煤电价上涨可观。自 2021 年 10 月 8 日，国常 会将市场交易电价上下浮动范围[-10%,+15%]调整为原则上不超过 20%，且高耗能行业不受 上浮 20%限制，各省纷纷响应落实，近期市场化电价基本较基准电价顶格上浮（部分基准电 价较高的省份如广东及有煤电联动机制的湖南上浮比例略低）。
2022 年煤价有望回归较合理水平。2022 年 2 月 25 日，发改委发布《国家发展改革委关于进 一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，提出秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价 格 570-770 元/吨（含税）较为合理（5 月 1 日开始实施）。由于 2022 年以来，煤价又呈现一 定程度上涨，煤电企业签订长协价格实际在 570-770 元/吨的量不大。3 月 18 日，国家发改 委发布消息，部署开展煤炭中长期合同签订履约专项核查，要求发电供热企业年度用煤应实 现中长期供需合同全覆盖，每笔煤炭中长期合同必须在合理区间内明确价格水平或执行价格 机制。我们认为 4-5 月是传统的用电量淡季，疫情影响目前来看可能还会持续，主要流域逐 渐进入汛期水电的冲击还会增加，我们判断火电发电量的负增长 4-5 月仍将持续（3/4 月火电 发电量同比下降 6/12%），利空煤炭需求，有助于煤价回落。
市场化电价上涨，煤价回归较合理水平，2022 年公司有望扭亏为盈。我们假设公司 2022 年 资产减值为 11 亿元，入炉标煤单价对应 5500 大卡煤价 760 元/吨，火电上网电价 0.493 元/ 千瓦时（同比上涨 12%），公司 2022 年归母净利润预计为 51 亿元。由于公司火电机组占比 高，对煤价、电价敏感性较大，我们对其盈利进行了敏感性分析，根据分析结果显示，每 50 元/吨 5500 大卡煤价变动/每1 分钱电价变动/每 2亿元资产减值变动带来公司归母净利润变动 分别为 64%/28%/4%。对公司而言，在我们的假设情景下，每 1 分钱电价上涨可以抵消每 21.7 元/吨煤价上涨对公司归母净利润的影响。
煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益有待挖掘
我国火电机组调峰能力远低于世界领先水平，有较大提升空间。丹麦和德国是煤电灵活性 改造较为领先国家。丹麦从 1995 年起开始大力发展煤电灵活性改造，目前处于世界领先水 平，其火电机组以供热为主，供热期最低运行负荷可达 15%-20%。德国装备制造协会针对 煤电灵活性改造制定了改造专项清单，其供热机组/纯凝机组最低运行负荷达到 40%/25%。 相比于丹麦和德国，我国的火电机组最低运行负荷较高，调峰能力较弱，说明我国火电机 组灵活性还有较大提升空间。据《火电机组灵活性改造形势及技术应用》（2018 年，作者： 侯玉亭、李晓博、刘畅等）分析，经过灵活性改造，预计我国热电机组最低运行负荷可达到 40%-50%，纯凝机组最低运行负荷可达到 30%-35%。
全国煤电灵活性改造进程缓慢，严重滞后于国家“十三五”目标。我国 2016 年开始煤电灵活 性改造试点工作，并在《电力发展“十三五”规划》中提出了“三北”地区煤电灵活性改造 2.15 亿千瓦的目标。截至 2020 年底，“三北”地区实际只完成煤电灵活性改造 8241 万千瓦，仅 为目标的 38%，其中内蒙古、山西、新疆、甘肃分别仅达到其目标的 2.1%、3.3%、2.4% 和 4.1%；截至 2019 年底，煤电灵活性改造试点实际完成约 5340 万千瓦，仅达到规划目 标的 31.4%。煤电灵活性改造严重落后的主要原因有：不健全的调峰辅助服务市场机制、 存在不确定性的国家相关政策、灵活性改造对燃煤机组运行本身带来的负面影响、灵活性 改造对煤电企业带来的高成本负担。
十四五国家对煤电灵活性改造提出新要求，火电调节能力挖掘潜力大。2021 年 11 月，国家 发改委、能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，推动煤电行业“三改联动”： 节能降耗改造、供热改造和灵活性改造。通知发布了“十四五”期间改造目标，其中煤电机组灵 活性改造 2 亿千瓦、增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦，煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千 瓦。2022 年 4 月 24 日，国家能源局提出：今年我国将大力推动煤电节能降碳改造、灵活性 改造、供热改造“三改联动”，改造升级煤电规模超过 2.2 亿千瓦。国家能源局统计，2021 年上半年辅助服务市场交易费用共 110.1 亿元，其中调峰、调频费用各占比 84.3％、15.3％， 一定程度缓解了部分煤电企业经营压力。电力规划设计总院初步测算，“十四五”末期我国辅 助服务年补偿资金规模将达到约 800 亿元，进一步释放火电机组的调节潜力。
东北、西北、华北、华东、华中等地区已建立区域和省级两级调峰辅助服务市场。据国家 能源局统计，2019 年上半年，全国除西藏外 31 个省（区、市、地区）参与电力辅助服务 补偿的发电企业共 4566 家，装机容量共 13.70 亿千瓦，补偿费用共 130.31 亿元，占上网 电费总额的 1.47%。南方、东北和西北电力辅助服务补偿总额最高，分别为 46.35 亿、24.93 亿、24.20 亿;西北电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为 3.27%，华中最低， 为 0.36%。
全国不同地区调峰补偿机制存在一定差异性。大部分地区调峰补偿标准按照负荷率进行分 档；东北三省、新疆除负荷率档位外，还额外考虑火电机组类型以及是否处于供热期；江 苏则按照时间跨度以及时段进行补偿，短期调峰补偿高于中长期，峰段高于谷段。华北区 域（河北南网、京津唐、山西、蒙西和山东）的基准负荷率高达 70%，大部分地区基准负荷 率为 50%左右。除南方区域（广东、广西、贵州、海南、云南）设定具体补偿标准，其他区 域均设定报价范围。整体来看，东北三省、山东等地调峰补偿较高，贵州、甘肃等地调峰 补偿较低。
山东火电调峰补偿上涨，华电国际面临较大机遇
火电机组参与深度调峰增加燃煤、运维、耗油等营业成本。不同参数、形式的机组在实际 运行中，负荷率对成本的影响有所不同，但整体变化趋势相同。参考《火电机组深度调峰 经济性分析》中一台 300MW 亚临界机组和一台 600MW 超临界机组的测算数据，假设所有 机组参与深度调峰的频次系 100 次，每次深度调峰时长为 6 小时，则 300MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度营业成本 436/683/1099 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度成本 690/1096/1681 万元/年。财务成本增加主要系假设灵 活性改造的固定成本 30%采用自有资金，70%由融资获得，融资年利率 3.5%。因此 300MW 和 600MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度成本合计 436/756/1319 万元和 690/1243/2122 万元。同一台机组，负荷率越低, 经济成本越大；同一负荷率，大机组经济 成本更高。
完善辅助服务机制，山东能源监管办大幅提升直调公用火电机组调峰补偿。2021 年 9 月 3 日，山东能源监管办发布《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021 年修订版)(征求意 见稿)》，提升了山东省火电机组调峰补偿上限。我们在所有调峰收入测算时不考虑现货交易。 按补偿标准上限、年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30% 分别可获年度补贴收入 319/1274/2230 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别 可获年度补贴收入 637/2549/4460 万元/年。同一台机组，深度调峰负荷率越低, 调峰补贴 收入越高；同一负荷率，大机组调峰补贴收入更高。
经测算，公司若对山东火电机组进行灵活性改造并提供调峰服务，收益或较好。根据之前 调峰成本和补贴收入测算结果，可得出年度调峰利润。根据中电联数据，煤电灵活性改造 单位调峰容量成本约为 500-1500 元/千瓦。煤电灵活性改造成本相对于抽水蓄能、气电、 储能电站等其他系统调节手段更低，具有最高性价比。假设煤电机组原最低运行负荷率为 50%，并且增强最低负荷率至 40%/30%的灵活性改造单位调峰容量成本分别为 1000/1500 元/千瓦，可得出灵活性改造成本。考虑大多数煤电机组已经运行较长年份，即使进行灵活 性改造，也并不能够增加机组寿命，同时不考虑残值，我们假设灵活性改造后煤电机组可 使用年限为 10 年。经测算，300MW 和 600MW 机组负荷率 40%、30%时静态投资回收期 均小于报废年限（假设 10 年），故可获利；负荷率为 50%时，即使不产生灵活性改造成本， 由于调峰补助不足以覆盖调峰成本，调峰将亏损。公司 41%的火电机组集中在山东省，若 进行灵活性改造，将最低运行负荷降低至 40%甚至 30%，调峰带来的辅助服务盈利或较好。
南方区域提升煤电调峰补偿，仍旧力度不足
为进一步鼓励煤电机组灵活性改造，南方能源监管局提升南方区域深度调峰补偿。2022 年 3 月 22 日，南方能源监管局发布《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则（征 求意见稿）》，提升广东、广西、云南、贵州、海南各省的煤电深度调峰补偿。以其中调峰 补偿最高的广东为例，第一档由 0.066 元/千瓦时提高至 0.099 元/千瓦时;第二档由 0.132 元/千瓦时提高至 0.792 元/千瓦时；新增第三档 1.188 元/千瓦时。根据广东新补偿标准，按 年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度 补贴收入 0/158/1419 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 0/315/2839 万元/年，远低于山东补贴收入。
根据我们的模拟测算，南方区域提升后的调峰补偿仍不足。同样不考虑现货市场，深度调 峰所增加的成本仍采用《火电机组深度调峰经济性分析》中的测算数据，结合广东年度补 贴收入，可以计算出年度调峰毛利润。300MW 和 600MW 机组在负荷率 50%、40%的情况 下都产生调峰亏损，调峰补贴收入不足以弥补调峰所增加的变动成本。虽然 300MW 和 600MW 机组在负荷率 30%的情况下调峰利润为正，但是静态投资回收期均超出了报废年 限（假设 10 年），并不能覆盖灵活性改造的固定成本。广东的调峰补偿在南方区域最高， 我们测算仍旧产生亏损，故推测南方区域其他省份（广西、云南、海南、贵州）也会产生 亏损。我们认为南方需进一步提高调峰补助以激励煤电灵活性改造。
自集团新能源发展战略调整，公司新能源发展模式由控股转换为参股，截至 2021 年底，公 司参股新能源权益装机近 853 万千瓦，2021 年 7-12 月参股新能源权益资产为公司贡献投 资收益约 7 亿元。我们预计公司 2025 年参股新能源权益装机为 2327 万千瓦，来自参股新 能源平台收益贡献或达 43 亿元。此外，抽水蓄能为公司未来重要发展方向，抽水蓄能发展 空间大且收益较有保障，公司已有 4 个抽水蓄能项目（约 300 万千瓦）进入可研阶段，1002 万千瓦抽蓄项目列入十四五和十五五项目储备和项目规划。
抽水蓄能为公司重要新发展方向，落实开发项目容量可观
新型电力系统建设下，抽水蓄能作为调峰电源发展潜力较大。国家发改委、能源局印发的 《“十四五”现代能源体系规划》明确，加快推进抽水蓄能电站建设，推动已纳入规划、条 件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设，完善抽水蓄能价格形成机制。抽蓄能中长期发展规 划（2021-2035 年）中提到，我国计划到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上； 到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右。国家能源局数据显示，截至 2021 年底，全国抽 水蓄能装机 36GW，同比增长 13.24%。据国际能源网统计，目前省级续建和即将投建的抽水 蓄能项目加总起来已经超过 100GW，投资额超 6000 亿。（报告来源：未来智库）
公司已紧密开展抽水蓄能项目部署。公司管理层于 2021 年业绩会提到公司已有 4 个抽水蓄 能项目进入可研阶段，分别位于浙江、湖北、湖南和广东，装机容量约 300 万千瓦。列入 十四五和十五五项目储备和项目规划的抽水蓄能项目，公司落实开发权约 1002 万千瓦。
抽水蓄能执行两部制电价，收益有最低保障。2021 年 04 月 30 日，国家发改委发布《关于 进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633 号），意见指出坚持并 优化抽水蓄能两部制电价政策，及抽蓄电价=容量电价+电量电价。容量电价主要用来回收 抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，核价参数标准为按照 40 年经营期核算的 6.5% 资本金内部收益率。电量电价部分：抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，没 有现货市场的引入竞争机制形成电量电价（抽水消耗电量可由电网提供，按燃煤发电基准 价的 75%执行；上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行）。结合上述抽 蓄电价政策，我们认为抽蓄电站获利具有一定保障性。
参股新能源权益项目增长可期
公司持有参股新能源平台 31.01%股权。2021 年 5 月 24 日，华电国际完成资产注入后持有 参股新能源平台 37.19%股权。2021 年 12 月 7 日，该平台于北交所增资引战，增资完成后， 华电国际持有其股权比例被稀释至 31.01%。公司参股新能源平台为华电集团旗下唯一新能源 业务发展与整合平台，以风电资产为主。截至 1H21，该平台拥有新能源装机容量合计 2131.05 万千瓦，其中风电装机容量占比 82.5%，为其目前主要新能源发电装机类型，剩余容量均为光 伏装机。该平台的风电项目绝大多数位于我国规划的风资源条件优越的“八大风电基地”，包括 新疆、甘肃、蒙西、吉林等资源富集区。
截至 2021 年底，公司参股新能源权益装机预计为 853 万千瓦，十四五末或增长至 2327 万 千瓦。2021 年底，待公司参股新能源平台完成华电集团内部资产注入、资产收购及在建项 目投运后，我们预计其 2021 年底新能源装机为 2750 万千瓦，由于公司持有该平台 31.03% 股权，公司截至 2021 年底的参股新能源权益装机容量接近 853 万千瓦。我们预计该平台十 四五末新能源装机规模有望达到 7500 万千瓦，则公司十四五末参股新能源权益装机有望达 到 2327 万千瓦（暂假设公司对参股新能源平台持股比例未来保持不变）。
我们预计公司参股新能源平台 2022-2025 年新增新能源装机 15/12.5/10/10GW，风：光=3： 7。我们预计该平台十四五末将拥有 75GW 新能源装机，由于近两年，华电集团正陆续整合 新能源资产于公司参股新能源平台，我们假设其 2022-2025 年新增新能源装机容量为先快 后慢的态势。同时，根据各大发电公司十四五发展规划普遍风电小于光伏，且考虑该平台 风电资产已较多，假设 2022-2025 年该平台风：光新增装机比例为 3：7。
利用小时方面，由于 2021 年为大风年，我们预计其 2021 年风电利用小时为 2348 小时， 同比增加 200 小时，2022 年预计下降 40 小时至 2308 小时，且未来保持平稳；同时，我 们预计该平台 2021/2022 年光伏利用小时分别同比持平/增长 20 小时，未来保持不变。由 于 2021 年仍陆续有集团新能源资产整合进入公司参股新能源平台（预计大多数为带补贴项 目），我们认为 2021 年其风电上网电价或上涨至 0.46 元/千瓦时，而光伏项目由于该平台 存量项目电价已较高且高电价项目容量基数较低，我们预计 2021 年其光伏电价同比下降至 0.679 元/千瓦时。对于 2022-2025 年风光项目的平均上网电价，我们假设新增风电/光伏项 目均为含税上网电价 0.4 元/千瓦时的平价项目，存量项目保持已有上网电价不变，加权平 均得到每年的平均上网电价。
我们测算公司参股新能源平台十四五新能源收入 CAGR 为 35%。基于以上对公司参股新能 源平台十四五期间风电/光伏装机容量、利用小时和上网电价的假设，我们预计其 2021-2025 年电力销售业务营收 CAGR 为 35%。同时，我们假设该平台其他非电力销售业务营收 2021-2025 年 均 保 持 不 变 。 因 此 ， 该 平 台 2021-2025 年 营 收 分 别 为
211.6/318.3/407.7/476.3/535.3 亿元。毛利率方面，我们预计随着该平台未来平价新能源项 目增加，电力销售业务毛利率将从 2021 年的 55%下降至 2025 年的 49%；而热力业务由 于 2019-2020 年毛利率均为-600%+，我们假设其 2022-2025 年维持该水平；非热力业务 2019-2020 年毛利率波动较大，假设 2022-2025 年为 55%，接近 2019 及 2020 年平均值。
我们预计公司参股新能源权益资产贡献的归母净利润将由 2021 年大约 7 亿元提升至 2025 年的 43 亿。我们基于上述核心假设，预计 2022-2025 年公司参股新能源公司归母净利润为 94.4/114.0/128.1/139.5 亿元，十四五 CAGR36%。2021 年该平台只有 7-12 月为华电国际 贡献投资收益（约 7 亿元），至 2025 年，我们预计该平台可为华电国际贡献投资收益 43 亿元。
我们预计公司 2022-2024 年归母净利润 51/61/67 亿元，其中 2022-2024 年投资收益分别 为 44/50/54 亿元。采用分部估值法，2022 年我们预计公司参股新能源权益资产归母净利润 贡献为 29.3 亿元，参考 2022E 可比公司 Wind 一致预期 PE 均值为 21.5x，考虑公司拥有 的为参股新能源资产，即使对公司参股新能源资产 PE 预期打 7 折（15.1x），公司参股新能 源权益资产市值为 442 亿；预计 2022 年公司水电/火电归母净资产为 72/239 亿元，参考可 比公司 2022E Wind 一致预期 PB 均值 2.0x/0.9x，给予公司水电/火电目标 PB 1.5x/0.7x（水 电折价考虑与可比公司水电资产盈利水平有一定差距，火电折价考虑可比公司有控股新能 源资产），公司水电/火电板块估值为 108/167 亿元。公司参股新能源权益资产/火电/水电估 值合计 717 亿元，扣除永续债持有者权益 225 亿元，公司目标市值 492 亿元，对应目标价 4.99 元。
2022/2023/2024 年营收有望同比增长 5.3%/3.8%/1.1%
售电业务为公司主要收入来源。公司业务分为售电、供热、供煤及其他。2018-2020 年， 售电发电业务年均贡献公司营收的 79%左右，为公司主要收入来源，其中火电发电仍占主 导地位。2021 年，即使新能源资产于 6 月底剥离，可再生能源收入同比下降 14.2%，但由 于全社会用电需求同比大幅增长 10.3%，公司火电售电量同比增长 14.6%，上网电价同比 增长 6.6%至 0.438 元/千瓦时，火电量价齐升仍带动公司 2021 年营业收入同比增长 5.3%。 对于供热业务，由于 2021 年其收入同比增速下降 4.4 个百分点至 12.2%，我们预计 2022-2024 年其同比增速维持在 8.2%。由于公司 2021 年处置了一家煤炭公司山西茂华， 公司 2021 年供煤收入同比下滑 7.4%，我们预计 2022-2024 年该业务营收基本维持不变。 综上，我们认为公司 2022-2024 年将实现营收 1099/1141/1155 亿元。
预计 2022-2023 年仍有煤电机组增加。截至 21 年底，公司在建煤电机组 4,490MW，其中 广东汕头两台 660MW，湖南平江两台 1000MW，山东龙口一台 660MW，公司之后暂无新 增煤电装机计划。我们预计广东汕头 2*660MW 及湖南平江 2*1000MW 煤电机组于 2022 年投产，剩余一台机组于 2023 年投产，除此之外预计公司 2022-2024 暂无其他新增装机。 2022 年受疫情影响，我们认为全社会用电需求增速将同比放缓，预计公司 2022 年火电利 用小时同比下降 6%，2023-2024 年预计维持 2022 年水平。由于 2021 年水电利用小时为 4215 小时， 同比下降 357 小时。考虑去年来水偏枯，今年一季度以来来水已明显改善， 预计 2022 年水电利用小时 4400 小时，2023-2024 年预计维持 2022 年水平。因此，公司 2022-2024 年售电量预计同比-4.7%/+3.9%/0.6%。
2022 年燃煤发电量原则上全部进入市场交易，上网电价将大幅提升。根据 2021 年 10 月 12 日国家发改委“发改价格〔2021〕1439 号”文件，燃煤发电电量原则上全部进入电力 市场，且市场化电价上限由 10%提升至 20%，高耗能电价无上下浮动限制。从已经签订的 各省年度市场交易长协电价及月度市场化交易价格看，除了基准电价较高省份例如广东省 的年度长协价格没有顶格上浮 20%，其他省份市场化电价及广东省 4 月月度市场化电价均 接近顶格上浮。根据公司指引，公司全年市场化电量占比在 80%-85%，考虑水电售电量占 比 5%左右（假设不参与市场化），我们假设公司火电市场化比例为 85%，且其中 70%/30% 市场化电量的长协/月度和现货电价较公司基准电价 0.43 元/千瓦时上浮 18%/15%（对月度 和现货上浮比例预期更低主要系考虑后期煤价下降市场化电价可能同比下降），因此我们预 计 2022 年公司火电含税平均上网电价同比上涨 12.4%至 0.493 元/千瓦时 ，23-24 年暂预 计不变。关于可再生能源电价，由于 2022 年开始公司可再生能源板块只有水电，预计其含 税上网电价为 0.25 元/千瓦时，且 2023-2024 年保持稳定。
预计 2022/2023/2024 年营业成本将同比 -9.1%/+3.4%/+1.1%
公司的总营业成本主要来自燃料成本和折旧摊销。煤炭价格自 2021 年初开始上涨。秦皇岛 动力煤（Q5500）2021 年的平均市场价格为 1028 元/吨，同比上涨 78%。2021 年/1Q22 公司入炉标煤单价同比增长约 70.7%/40%+至 1099/1196 元/吨。根据国家发改委 2022 年 2 月 24 日的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，煤炭中长协交易价格为 570-770 元/吨（含税，秦皇岛港 5500 大卡下水煤）较为合理，该通知 5 月 1 日起执行。 同时，2022 年发电企业用煤原则上需要 100%由中长协覆盖。我们认为发电企业仍将有少 量进口煤或现货煤，但大多数量煤炭中长协交易价格应该能够落在国家发改委规定的 570-770 元/吨区间，预计公司 2022 年入炉标煤电价同比下降 12%至 967 元/吨（对应 550 大卡煤价 760 元/吨），2023-2024 年暂预计维持不变。我们测算公司煤电机组发电煤耗 2021 年同比下降 8.3%至 299 克/千瓦时，预计 2022 年同比下降 2 克/千瓦时后维持不变。因此 公司 2022-2024 年燃煤机组单位燃料成本均为 0.288 元/千瓦时。
对于燃气机组，由于天然气价格 2022 年仍较高，我们预计其 2022 年单位燃料成本同比增 长 5%至 0.579 元/千瓦时。因此，公司 2022-2024 年燃料费预计为 664/689/693 亿元，同 比-12.3%/+3.8%/0.6%。关于折旧，由于公司 2021 年 6 月底剥离了 700 万千瓦以上新能源 装机，我们预计 2022 年完整年度折旧将同比下降，2023-2024 随着新增煤电机组投产，折 旧有小幅上升。综上所述， 我 们 预 计 公 司 2021/2022/2023 年 总 营 业 成 本 同 比 -9.1%/+3.4%/+1.1%。
预计 2022/2023/2024 年归母净利润转盈利/同比+19.2%/+9.5%
我们预计公司资产减值占营业收入比例将不断下降。随着公司煤电机组建设及对外投资如 抽水蓄能项目的增加，我们预计公司财务费用仍将同比增长，但由于公司信用较好，借贷 利率和发债利率具有优势，我们预计其财务费用率 2022-2024 年基本稳定在 4%左右。管 理费用方面，由于 2019-2021 年管理费用率较为稳定，我们预计公司 2022-2024 年管理费 用率与 2021 年持平。2021 年，公司计提资产减值损失 29 亿元，主要系 1H21 公司为煤矿 计提减值，我们认为可能还由于有些火电厂近年来盈利能力较差，随着公司已经不断对那 些盈利差的火电厂计提减值，我们预计 2022-2024 年资产减值占营业收入比例将不断下降， 分别为 1%/0.8%/0.6%。
投资收益为公司未来重要业绩增长来源之一。2021 年，公司投资收益为 72 亿元，同比上 涨 1178%，其中参股新能源公司贡献 7-12 月投资收益约 7 亿元，公司参股的多家煤矿公司 贡献 19 亿投资收益，剩余约 48 亿由资产处置产生。2022 年-2024 年，预计公司参股新能 源权益资产贡献投资收益为 29/35/40 亿元（假设公司参股比例不变）。由于公司参股的煤炭 公司华电煤业今年预计剥离旗下锦兴煤业，我们测算公司 2021 年扣除锦兴煤业的来自参股 煤炭公司投资收益为 16.6 亿元，假设 2022 年公司扣除锦兴煤业后来自煤炭公司的投资收 益同比下降 12%（与煤价假设一致），且 2023-2024 年该收益保持不变， 2022-2024 年公 司来自煤炭公司投资收益预计为 14.6 亿元。因此公司 2022-2024 年投资收益合计 44/50/54 亿元。预计公司 2022-2024 年归母净利润 51/61/67 亿元，转盈利/同比+19.2%/+9.5%。
火电业绩改善+参股新能源快速发展，市场价值亟待修复
公司当前市值已显著低于参股新能源权益资产价值。2022 年，我们预计公司参股新能源权 益资产归母净利润贡献为 29.3 亿元。我们预计公司参股新能源平台截至 2021 年底新能源 装机 27.5GW，至 2025 年，将达约 75GW；截至 2021 年底龙源电力/公司参股新能源平台 新能源装机近 25/23GW，2025 年末我们预计为 54/49GW。公司参股新能源公司规模与三 峡能源和龙源电力相当，估值可比性较高，2022E 其可比公司 Wind 一致预期 PE 均值为 21.5x，我们预计该平台未来新能源装机增量高于三峡能源和龙源电力，考虑公司拥有的为 参股新能源权益资产，PE 预期打 7 折（15.1x），公司仅参股新能源权益资产市值为 442 亿， 较公司 2022 年 5 月 16 日市值 377 亿高出 17%。
水电板块：由于目前 A 股仅长江电力为纯水电资产，用 2019 年长江电力并购秘鲁 LDS 公 司前的净资产预测公司水电净资产，长江电力 2019 年单位千瓦水电净资产为 3297 元，公 司截至 2021 年底水电装机 240.3 万千瓦，预计其净资产为 79 亿元，由于公司水电权益比 例为 91%，其水电归母净资产为 72.2 亿元。参考可比公司 2022 年 Wind 一致预期 PB 均 值 2.0x，考虑公司水电资产质量距离可比公司资产有一定差距，给予公司水电板块 2022E PB 1.5x，对应水电市值 108 亿元。
火电板块：截至 2021 年底，公司按照持股比例计算的重要联营公司净资产份额 290 亿元， 假设 2022 年投资收益 44 亿元，预计公司 2022 年按照持股比例计算的重要联营公司净资 产份额为 334 亿元。我们预计公司 2022 年底归母净资产 645 亿元，扣除水电及重要联营 公司部分得到公司 2022 年火电归母净资产 239 亿元。参考可比公司 2022 年 Wind 一致预 期 PB 均值 0.9x，考虑可比公司虽然火电装机占比非常高，但体内仍有控股新能源资产， 给予公司火电板块 0.7x 2022E PB，对应火电市值 167 亿元。
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