1.1 华电旗下常规能源整合平台，大比例参股华电新能
华电国际是国内大型的综合性能源上市公司之一。公司发展大致分为三个时期：
1）初创期（1994-2005 年）：成立于山东，经营火电业务起家。华电国际于 1994 年 6 月由山东电力集团、山东省国际信托投资公司等五家发起人共同设立；1999 年 6 月公司在 香港联合交易所上市；2002 年底电力体制改革后，山东电力集团持有的 53.6%股权划转给 华电集团；2005 年 2 月，公司在上交所上市。
2）成长期（2006-2010 年）：致力于实现电源结构多元化和火电业务一体化。2006 年， 公司斥资 3.2 亿元参股华电煤业，成为国内首家煤电一体化企业。同年，公司走出山东向全 国扩张，在四川、宁夏、安徽等地区收购和新建电源项目，以此进入全国性发电企业行列。 随后几年中，公司开始布局水风光发电领域，逐步形成以火电为主，水电、风电和光伏发电 等多元化发电结构。
3）成熟期（2011-2021 年）：扩大各项发电业务经营范围并加大新能源资产投入。2011 年，华电国际斥资 16.9 亿元并购四川水电资产以优化电源结构。2014 年，斥资 120 亿建设 宁夏风电及 300MW 太阳能光伏项目。2015 年，斥资 38 亿向华电集团收购湖北发电（主营 火电）82.6%股权。2021 年 5 月，公司剥离新能源资产，获得华电新能 31%股权，有望继 续享受新能源发展红利。
华电国际是华电集团旗下最大火电公司，同时是集团常规能源发电资产的最终整合平台。 华电集团成立于 2002 年，是国内“五大发电集团”之一，隶属于国务院国资委监管的特大 型中央企业。目前集团涵盖发电、煤炭、金融、科工以及综合能源服务 5 大业务领域，作为 世界 500 强企业之一，具有较强竞争优势。华电国际作为华电集团常规能源发电资产的最终 整合平台和发展常规能源电力的核心企业，可以借助集团资源为公司燃煤火电业务提供煤炭 燃料供应便利，可以享受集团非上市常规能源资产的持续注资。此外，作为国资委间接控股 的央企，债务融资时能享受更低利息成本。
21 年新能源资产整合，持有华电新能 31%股权。21 年 5 月 24 日，公司与华电新能及 其股东华电福新共同签订《华电福新能源发展有限公司之增资扩股协议》，拟出资 212.4 亿 元（其中部分新能源公司的股权作价不高于 136.1 亿元、现金出资不低于 76.3 亿元）向 华电新能转让公司所持有的新能源公司股权，认购华电新能的新增注册资本 59.0 亿元，最 终现金对价 76.9 亿元，获得华电新能 37.2%股权。
同时，公司将其间接持有的相关新能源 公司股权及资产作价 20.8 亿元出售给华电新能，最终对价 22.1 亿元。21 年 10 月 28 日， 公司将相关新能源资产、新能源股权及新能源前期项目（在运 2.6GW、在建 0.33GW）以总 对价约 52.9 亿元出售给华电新能，最终对价 56.1 亿元。21 年 12 月 7 日，华电福新通过 北交所增资引战，成功引入包括中国人寿、中国国新、国家绿色发展基金等在内的 13 家战 略投资者，募集资金 150 亿元，获取华电新能 16.6%股权，华电国际股权稀释至 31.0%。21 年 12 月 17 日，公司将“阳新项目”，“振华项目”及“赤马项目”共计 168MW 在建光伏项 目总对价 3.4 亿元出售给华电新能。截至 21 年年底，除石家庄热电及河北水电公司共计 3.5MW 光伏装机外，公司已完成全部新能源资产剥离。
参股公司华电新能快速发展，21 年公司投资收益大增 11.7倍。21 年末公司长期股权投 资 373 亿元，比年初增加 253 亿元，同比增加 210%，主要系公司于 21 年出资 212 亿元认 购 31%华电新能（前身福清风电）股权所致。21 年底公司投资收益高达 72.4 亿元，同比提 升 1170%。其中长期股权投资收益达 24.7 亿元，处置宁夏灵武和宁夏供热股权获益 47.7 亿 元。21 年华电新能营收和净利大增，为公司贡献高额投资收益。
1.2 业绩已实现扭亏，财务有望进一步改善
发电业务营收占比超 8成，21年发电业务毛利润亏损 48.2 亿元。21 年公司主营业务总 营收 1027 亿元，三大主营业务发电、售煤、供热分别实现营收 836 亿元、116 亿元 、74.7 亿元，营收占比分别为 81.4%、11.3%、7.3%。21 年煤价高企导致公司主营业务毛利润大 幅亏损 78.6 亿元，为 5 年内首次亏损。其中发电和供热业务分别亏损 48.2 亿元和 24 亿元，发电业务亏损高达 61.3%。截止 21 年底公司火电装机占比 88.5%，煤电是公司发电业务核 心，且供热业务也多为燃煤供热，因此 21 年煤价高涨导致公司发电和供热业务严重亏损。
公司 22Q1 归母净利润为 6.0 亿元，在行业内率先实现扭亏。17-21 年公司营收稳步增 长，由 17 年的 790 亿元增至 21 年的 1044 亿元，增幅达 32.2%，21 年公司营收首次突破 1000 亿大关。20 年营收同比下降 0.75%，主要是受疫情影响公司机组利用小时数及售电量 下降所致。17-20 年公司归母净利润由 4.3 亿元增至 44.4 亿元，CAGR 高达 118%，但 21 年煤价大涨导致归母净利润严重亏损 49.7 亿元。22 年 Q1 公司归母净利润实现 6 亿元正收 益，在行业内率先实现扭亏，随着下半年煤长协履约率提升以及公司市场化交易电量占比提 升，22 年公司业绩有望进一步修复。
公司煤电装机占比近 8成，21年总售电量增至 2188 亿千瓦时。17-20 年公司总装机呈 现稳步增长趋势，由 17 年的 49.2GW 增长至 20 年的 58.5GW。其中煤电稳定于 40GW 以 上，气电和水风光可再生能源装机规模增长带动公司总装机增长。21 年公司煤机/燃机/水电 装机分别为 42.4GW/8.6GW/2.4GW，其中煤机占比为 79.4%。21年公司剥离全部风光资产， 获得华电新能 31%股权，导致总装机规模同比下降 8.7%。21 年公司总售电量达 2188 亿千 瓦时，创历史新高，同比增长 12.5%。17-21 年公司售电量总体呈现上升势态，但 20 年公 司全年利用小时数同比降低 10.1%，导致售电量同比下降 3.4%。
公司综合上网电价大幅提升，机组利用小时数保持稳定。公司机组利用小时数近 5 年 稳定于 4000 小时水平，20 年受疫情影响全年利用小时数同比下降 8.4%。17-20 年公司 综合上网电价整体在 400 元/MWh 上下波动，无明显增长趋势。从 21 年开始，公司综合上 网电价开始显著爬坡，21 年同比增长 6.3%，22H1 同比显著增长 23.1%，达到 518 元/MWh。 综合上网电价明显上涨主要系燃料成本高企和电力供需紧张形势影响，公司市场化电量占比 从 20 年的 59.6%上升至 21 年的 63.8%。
近年来公司融资成本不断降低，财务费用率也呈现逐年下降趋势。公司期间费用率整体 呈下降趋势，其中公司管理费用率在 17-21 年稳定于 2%左右，而财务费用率 5 年时间内显 著下降 2.3pp。公司财务费用率逐年下降得益于公司中期票据年平均票面利率逐年降低以 及公司营收的逐年增长，公司中期票据年平均票面利率由 17 年的 4.83%降至 22 年的 2.99%，显著下降 1.84pp。22 年公司中期票据年平均票面利率为 2.99%，位于近 5 年 最低水平，相应的，公司财务费用率亦降至近 5 年最低水平。
公司净利率整体保持增长趋势，公司 22Q1 净利率在大型火电企业中排名第二。在公司 营收增长及期间费用降低驱动下，公司净利率在 17-20 年整体保持增长趋势，由 17 年的 1% 增至 20 年的 6.7%，4 年增长 5.7%。相较于可比公司华能国际，公司在 18、19、20 年的净 利率分别高出 1.2pp、3.4pp 和 3.3pp。21 年高煤价导致公司净利严重亏损，5 年内首次负 增长。公司净利率在经历 21 年断崖式下跌后，于 22 年 Q1 实现扭亏。随着煤价回落以及市 场化交易电量占比提升，预计公司盈利能力将进一步提升。
公司资本结构不断优化，永续债位于行业中位水平。近 5 年公司资产负债率逐渐好转， 已由 17 年的 74.4%降至 22Q1 的 65.4%，5 年内下降 9 个百分点，在同比的 6 家公司中下 降幅度最为显著，表明公司优化资产结构的目标已初显成效。截止 22 年 Q1，公司永续债为 226 亿元，处于同行中位水平。鉴于目前公司资产负债率处于同行较低位水平，未来公司债 务融资空间较大。
2.1 电煤长协履约率提升，火电成本下降可期
全国全口径装机量和发电量持续增长，火电依然是电力供应主力。全国全口径装机容量 从 17 年 1784GW 增至 21 年的 2380GW，CAGR 达 7.5%。从装机量占比来看，火电装机 占比从 17 年的 62%降至 21 年的 55%，但依然占据大半壁江山。全国全口径发电量从 17 年 6.5 万亿千瓦增至 21 年 8.4 万亿千瓦，CAGR 达 6.7%。从发电量占比来看，21 年火电 发电量占比仍然处于 63%的高位水平。无论从装机规模还是从发电量看，火电仍然是当前我 国电力供应的主力，将继续发挥“兜底”作用。
煤价持续走高，公司 ROE 经历 21年大幅亏损后有所回转。10-21 年公司 ROE 与动力 煤年均价格呈明显负相关趋势，10年和 11年动力煤价格指数处于 800元/吨左右的历史高位， 公司 ROE 小幅亏损；12-14 年，煤价处于下降通道时，公司 ROE 持续提升。21 年在煤价 上涨和电价受限双重压力下，公司 ROE 出现大幅亏损。煤价增长带动电价增长，公司 22Q1 市场化交易占比高达 85.8%，综合上网电价提升至 516 元/兆瓦时，ROE 出现明显回转。预计 22 年公司将进一步提升电量市场化交易比例，保持较高上网电价。21 年国家发改委发布 煤长协 100%全覆盖等相关文件对高煤价进行管控，发布燃煤发电上网电价市场化改革通知 放宽电价浮动区间，成本端和销售端同步改善，预计 22 年公司 ROE 将大幅反弹。
煤炭产能不断扩大，稳定国内煤炭供给。21 下半年，国家发改委及各省市逐步采取措 施以加快释放煤炭优质产能，引导煤价回归合理水平。随着晋陕蒙各煤矿企业有序复工复产， 据中国煤炭工业协会数据显示，全国煤炭日产量持续稳定在 1200 万吨以上。21 年各项煤炭 增产增供政策不断出台，规模以上工业原煤产量月度增速不断上扬，22 年 3 月达到 14.8%， 4-5 月增速稍有下降，6 月达到 15.3%的近一年顶峰水平。22 年 7 月电煤保供力度加大，国 务院及发改委出台三个“100%”目标要求（签约率 100%、履约率 100%、价格政策 100%） 推动发电企业燃料成本进一步回落。
煤炭长协履约率有望持续提升，煤价有望回归合理区间。22 年 2 月 25 日，国家发改委 发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确秦皇岛港下水煤价格合理区间 为每吨 570-770 元，山西、陕西和蒙西煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间分别为 370-570 元/吨、320-520 元/吨和 260-460 元/吨，蒙东为 200-300 元/吨。22 年以来，由于现货市场 部分煤炭经营商哄抬价格，煤价居高不下。目前按照煤长协设定的 570-770 元/吨价格签订中长期协议合同的情况并不多。
22 年 3 月 18 日，国家发改委部署开展煤炭中长期合同签约 履行专项核查，要求煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的 80%以上，发电供 热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖。22 年 7 月 1 日，全国煤炭交易中心发布《关 于加快推进 2022 年电煤中长期合同补签换签相关工作的公告》，要求企业应于 7 月 8 日前完 成补签换签相关平台工作，以加快推进 22 年电煤中长期合同补签换签相关工作，尽快达到 三个“100%”的目标要求（签约率 100%、履约率 100%、价格政策 100%）。供给端煤炭 增产增供和煤长协履约率提升，火电成本有望回归合理区间。
2.2 市场化交易提升上网电价，盈利反转指日可待
全社会用电量持续增长和电力市场化改革不断推进，行业发展前景良好。全社会用电量 自 17 年 6.3 万亿千瓦时提升至 21 年 8.3 万亿千瓦时，5 年增幅 31.7%。中电联预计 22 年 全国全社会用电量达 8.7-8.8 万亿千瓦，同比增长 5%-6%，增长趋势将延续。全国市场化交 易电量占比逐年提升，5 年增幅 20.1%，22 年 1-4 月占比达 60.8%。用电量的稳步增长及市 场化交易占比的大幅提升有助于营造良好行业发展前景，助力 22 年电力行业业绩反转。
从 21 年下半年开始，高煤价带动公司火电平均上网电价不断上涨。公司电量市场化交 易占比由 17 年的 37.3%增至 22Q1 的 85.8%，增幅高达 48.5%。主要系 21 年煤价高涨导 致公司燃煤成本居高不下，公司通过提升电量市场化比例增厚收入以缓解燃煤高成本压力。 公司火电平均上网电价整体呈上升趋势，5 年增幅达 34%。20 年电价下降 25.3 元/兆瓦时， 降幅明显。一方面，发改委发布燃煤电价改革意见，在基准价基础上上浮不超过 10%，下浮 不超过 15%，且 20 年暂不上浮；另一方面，为促进疫情后经济恢复，国家要求 20 年降低 工业企业电价，两方面综合压低公司火电上网电价。
22 年全国大部分省市地区市场化电价上浮显著，电价上涨助力公司盈利修复。 21 年煤 价高企导致以火电为主的发电企业大幅亏损，为缓解“煤电价格联动”机制失效的问题，同 年 10 月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将市场 化电价浮动区间由[-10%, 15%]放宽至[-20%, 20%]，并且高耗能企业浮动上限不受 20%限制。 22 年以来，各省市纷纷响应落实新的定价机制，如：在 22 年 7 月天津市的双边协商交易中， 基准价 0.366 元/千瓦时，市场化交易电价定位 0.480 元/千瓦时，上浮 31.4%。河北、浙江、 江苏等用电大省市场化电价均保持较高比例上浮。公司火力发电厂主要集中于山东和湖北地 区，7 月两地电价分别上浮 4.0%和 11.3%，电价保持上浮将助力公司盈利修复。
3.1 华电新能营收净利双增，戴维斯双击效应渐显
参股企业华电新能业绩持续向好，21年净利增速高达 77.5%。公司 21 年完成新能源资 产剥离后，持有华电新能 31.0%股权。21 年华电新能总营收 216 亿元，增速达 31.4%。主 要系 21 年华电新能受让华电国际、华电福新及中国华电约 197 亿新能源资产，风光装机规 模大幅提升。发电量大幅增长及风电平均上网电价提升是推动公司营收大增的核心原因。21 年华电新能净利润 78.4 亿元，增速高达 77.5%，高出营收增速 1 倍多。主要系营收增长， 营收成本增速放缓以及投资收益同比大增约 13.4 亿元所致。未来伴随 1517 万千瓦风光项目 陆续投产，华电新能业绩将持续向好，有望为公司贡献持续稳定的分红收益。
21 年华电新能实现净利 78.4 亿元，超过三峡能源和龙源电力位居行业净利第一。21 年华电新能实现营收 216 亿元，低于龙源电力营收 372 亿元，但高于三峡能源和大唐新能源 营收 155 亿元和 116 亿元。同年公司净利润达到 78.4 亿元，超过龙源电力净利 72.6 亿元， 在 4 家可比公司中位于首位，主要系华电新能营收及投资收益同比大增。华电新能营收相比 龙源电力低出 156 亿元，但净利却高出其 5.8 亿元，表明华电新能具备优异的盈利能力，相 对同行公司更具竞争优势。
参考可比公司估值，华电新能总市值有望达到 1600 亿元。截至 22 年 3 月底，公司总 资产 2218 亿元，净资产 652 亿元，若按三峡能源 2.43PB 及龙源电力 2.67PB 均值估值， 总市值有望达到 1663 亿元。21 年公司营收 216 亿元，归母净利润 72.3 亿元，若按三峡能 源 26.1PE 及龙源电力 28.5PE 均值估值，总市值有望达到 1974 亿元。
华电国际所持股份价值有望超 400 亿，未来投资收益丰厚。21 年 5 月，华电国际旗下 新能源资产剥离注入华电新能，获华电新能源 37%股权。21 年 12 月，华电福新增资引战 150 亿元，华电国际所持股份稀释至 31%。本次 A 股上市，华电新能源计划发行股票数量为 发行后总股本 15%-30%，预计华电国际所持股份将被稀释至 22%-26%，股权价值有望超过 400 亿。华电新能源的快速发展将持续为华电国际贡献高额投资回报，公司长期股权投资收 益有望在 21 年 24.7 亿的基础上持续增长。
3.2 装机规模逐渐提升，盈利能力领先同行
“双碳目标”迎未来，“十四五规划”创新机。 21 年 10 月，国务院印发《2030 年前碳 达峰行动方案》，方案指出“十四五”期间要推进煤炭消费替代和转型升级，全面推进风光 大规模开发，争取到 30 年风光装机总容量达 12 亿千瓦以上。我国风光装机容量过去 5 年 CAGR 达 21.5%。按 30 年最低达 1200GW 计算，未来 9 年我国风光装机量有 560GW 以上 增长空间，年均 CAGR 可达 7.2%。预计到十四五末期，我国风光装机量可达 846GW 以上。 17 到 21 年我国风光发电量平均增速为 8.8%，以此计算，预计 25 年，风光发电量将达到 13769 亿千瓦。双碳目标引领下，十四五期间，我国新能源发电企业将迎来新的发展机遇。
21 年华电新能风光装机规模增至 27.4GW，位居同行新能源公司首位。近 3 年，华电 新能不断受让华电福新、华电国际以及中国华电注入的新能源资产，风光装机规模不断提升， 已由 19 年的 16.9GW 增长至 21 年的 27.4GW，CAGR 达 27.3%。华电新能最前身为福清 风电，以风电业务为主，目前华电新能风电装机规模显著高于光伏装机规模。21 年风电装机 为 20.9GW，占比高达 76.3%。截至 21 年底，华电新能 27.4GW 的风光装机规模位居同行 新能源公司首位，相比两大新能源上市公司龙头三峡能源和龙源电力分别高出 4.5GW 和 2.6GW，华电新能上市后有望成为风光装机规模最大的上市公司。
华电新能 15.2GW 募投项目主要分布于三北地区，25 年底风光装机目标 100GW。22 年华电新能拟以公开上市方式股权融资，以满足经营规模扩大的资金需求。在拟募集资金中， 210 亿元拟用于风力发电、太阳能发电项目，90 亿拟用于补充流动资金。公司募投风光发电 项目在全国 23 个省市地区进行布局，重点布局在新疆、甘肃、青海等三北地区。未来随着 华电新能风光项目陆续投产，总装机规模将不断提升。十四五期间，华电新能提出“五个 1” 发展目标，其中装机规模发展目标为预计到 25 年底新能源总装机将达到 100GW，CAGR 约为 38.2%。
华电新能净利率和 ROE 持续增长，有望带来丰厚稳定的投资回报。华电新能净利率由 19 年的 23%提升至 2021 年的 36.3%，2 年提升 13.3%。21 年净利率增长最快接近 10%， 主要系华电新能营收大增 31.4%以及核电投资获益 13.4 亿元所致。19-21 年，华电新能 ROE 由 8.7%提升至 12.7%，2 年增长 4%。近 2 年华电新能 ROE 显著高于同行新能源公司，一 方面，华电新能净资产扩大，盈利提升带动 ROE 增长；另一方面，华电新能债务水平较高， 财务杠杆加大也是 ROE 增长原因之一。未来伴随 1517 万千瓦风光项目持续投产，及所投资 核电企业稳定分红，华电新能净利率将进一步增长，有望为华电国际持续贡献高额投资回报。
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