1.1 脱身于原山东电力集团，深耕电力市场三十年
公司原名“山东国际电源开发股份有限公司”，于 1994 年由山东电力集团公司（简 称“山东电力”）、山东国际信托投资公司（简称“山东国信”）等五家发起人以共同 投资兴建的山东邹县发电厂和十里泉发电厂作为出资设立。 2002 年，国务院下发《电力体制改革方案》（电改“5 号文”），遵循“厂网分开”的 宗旨成立华能、华电、国电、中电投和大唐五家发电集团，将原国家电力公司的发 电资产按照大体均等的比例划分给前述五家全国性电力央企。2003 年 4 月，华电集 团注册成立，山东电力所持有的公司股权划拨给华电集团；同年，公司更名为“华 电国际电力股份有限公司”，并与华电集团签订协议收购四川广安公司，电力版图首 次扩张至山东省外。
背靠实力雄厚的控股股东，自主投资和并购重组并重实现规模扩张。公司于 1999 年 6 月在香港上市，同年收购了前二大股东所持青岛公司、潍坊公司和莱城电厂的股 权；2005 年 2 月 A 股上市。上市之时控股发电装机规模 863.5 万千瓦，全部为燃煤 发电机组；其中，位于山东省内的火电装机规模占比达 86.1%。到 2023 年底，公司 控股装机容量约为 5844.8 万千瓦，19 年来年均复合增长率达 10.3%，固定资产规模 在上市火电企业中位列第四。电源类型渐趋多样化、清洁能源占比大幅提高——燃 煤、燃气、水电控股装机容量分别为 4675、960、246 万千瓦，清洁能源装机占比 20.5%；在运电力资产遍布全国十二个省、市、自治区及直辖市，其中位于山东、湖 北、安徽省的火电机组分别占比 35.7%、12.2%、8.8%。
7M24 公司公告计划拟通过发行普通股及现金收购集团位于江苏、上海、广东等地的 火电资产，沿海负荷中心布局趋于完善。
7 月 19 日，公司公告拟购买控股股东华电集团持有的华电江苏能源有限公司 80%股 权，福建华电福瑞能源发展有限公司持有上海华电福新能源有限公司 51%股权、上 海华电闵行能源有限公司 100%股权、广州大学城华电新能源有限公司 55%股权、华 电福新广州能源有限公司 55%股权、华电福新江门能源有限公司 70%股权、华电福新 清远能源有限公司 100%股权，以及中国华电集团发电运营有限公司持有的中国华电 集团贵港发电有限公司 100%股权。前述标的公司控股在运火电装机容量共计 1597.3 万千瓦，收购后将增加上市公司装机规模约 27.2%。
以 2024 年 6 月 30 日为基准日，采用资产基础法评估标的资产 100%股权价值约 137.2 亿元，对应 PB 约 1.32 倍。扣除江苏公司 48 亿元永续债后标的资产的交易对价约为 71.7 亿元，公司计划将发行股份付 34.3 亿元，另以现金支付 37.4 亿元。为募集配 套资金，公司计划向不超过 35 名特定对象以 5.05 元/股发行 6.8 亿股，发行后将增 加公司总股本约 6.2%。本次交易募集的配套资金将用于华电望亭 2×66 万千瓦煤电 机组扩建项目、支付本次交易的现金对价、中介机构费用和相关税费。
2023 年底控股股东已投运非上市常规能源资产装机规模达约 6367 万千瓦，占公司 控股装机规模的约 108.2%。为有效解决同业竞争，公司控股股东中国华电承诺，原 则上以省（或区域）为单位，将同一省内（或区域内）的非上市常规能源发电资产 在满足注入条件后的 3 年内注入公司。根据公司发布的《关于中国华电非上市常规 能源发电资产 2023 年度核查情况公告》，截至 2023 年底，中国华电控股的已投运非 上市常规能源资产合计装机规模达约 6367 万千瓦，扣除 7M24 已公告计划收购的约 1597 万千瓦火力发电资产后剩余约 4769 万千瓦、占公司收购完成后控股装机总量 的约 63.8%，未来控股股东资产注入带来的潜在装机增长空间巨大。
1.2 在运发电资产质量良好，同业中具备效率优势
公司火电机组发电效率高，供电煤耗在同业可比公司中具备优势。截至 2023 年底， 公司在运燃煤发电机组中，百万千瓦级清洁高效机组占比 19.4%；60 万千瓦级机组 占比 43.1%，是公司的主力机组类型。60 万千瓦级机组中，亚临界、超临界、超超 临界机组分别占比12.2%、37.6%、49.9%。公司2023年实现供电煤耗289.34g/kWh， 在同业可比公司中具备优势，主因：①公司热电联产机组占比较高，②公司煤电机 组中 60 万千瓦及以上的大型高效清洁机组占比较高。
相较于国电电力，公司热电联产机组占比更高。2023 年，公司与国电电力分别完成 供热量 1.72 和 1.91 亿吉焦，而火电发电量则分别为 2144.6 和 3729.3 亿千瓦时。 公司供热量与火电发电量的比值明显高于国电电力，说明公司火电装机中热电联产 机组占比较高。一方面，热电联产机组将抽出的蒸汽在冷凝前排出用于供热，减少 了热能折损；另外，供热业务也能起到摊薄供电业务煤耗的作用。据天津开发区管 理委员会政务服务平台报道，公司于 2023 年全面投产的天津南港热电厂 3 台 17 万 千瓦超临界双抽再热背压机组热效率高达 87%，发电标准煤耗 153 克/kWh，大幅低 于纯凝发电机组。
相较于华能国际，公司 60 万千瓦及以上的大型高效机组占比更高。华能国际与公司 供热量与火电发电量的比值相近，说明 60 万千瓦及以上的大型先进煤机占比更高是 公司供电煤耗更低主要原因。截至 2023 年底，公司和华能国际 60 万千瓦及以上机 组分别占比 62.4%和 55.5%。
1.3 “煤电+火绿”双联营，参控股资产共筑业绩增长
公司主营业务为电力生产与销售，近 5年发电收入占总营收的比重维持在 80%左右。
发电收入取决于上网电量及上网电价，2021 年以来量价轮番驱动发电收入增长。 2021 年全社会用电需求高景气，公司当年完成上网电量 2188.2 亿千瓦时、同比增 长 7.7%。2021 年底“1439 号文”出台，明确将煤电上网电价较基准价浮动范围由 上浮不超过 10%、下浮不超过 15%扩大至上下浮动不超过 20%，且高耗能企业和电力 市场交易价格不受上浮 20%限制。在电价上涨的加持下，公司在 2022 年上网电量同 比基本持平的情况下，实现发电收入同比增长 14.0%。2023 年，新投产机组为公司 带来上网电量同比增长 1.21%，抵消上网电价下滑影响，发电收入同比微增 0.7%。 1H24 受可再生能源发电量大增挤出火电需求影响，公司上网电量和上网电价分别同 比下降 6.0%和 3.3%，拖累发电收入同比下降 9.0%。
2022 年售煤收入大幅下降，主因公司 2021 年出售旗下煤炭资产；2023 年起售煤收 入占比已恢复至 10%左右。
2021 年，公司整体出售山西茂华能源投资有限公司（简称“茂华公司”），致使 2022 年售煤收入大幅减少 87.1%、占比由 11.1%下降至 1.4%。根据山西省能源局发布的 《全省生产煤矿生产能力公告》，截至 2020 年 12 月底，茂华公司旗下四家控股煤矿 合计产能 570 万吨/年；其中下梨园煤矿和东易煤矿产能为 90 万吨/年，白芦煤矿和 万通源煤矿则是由产能不足 100 万吨/年的小矿整合而来，且四座煤矿均为井工煤矿。 根据公司于 2021 年 8 月 27 日发布的《关于计提减值准备的公告》，茂华公司四家煤 矿自投产以来，除个别高煤价时段外长期亏损；但因其从投产到出售一直是公司仅 有的在产控股煤矿，致使售煤业务的毛利率长期承压。
10M22，公司控股的内蒙古华通瑞盛能源有限公司（简称“华通瑞盛”）兴旺露天矿 投产；同年 11 月，该矿建设规模由 300 万吨/年核增至 500 万吨/年。2023、1H24， 公司售煤收入已分别恢复至 106.0、56.1 亿元，占比维持在 1 成左右。
公司发电与供热业务毛利率与煤价负相关、售煤业务毛利率与煤价正相关。考虑到 发电和供热均产生燃料成本，我们将两项业务合并计算毛利率。
由于电力和热力定价机制的市场化程度远不及煤炭及天然气，公司发电和供热业务 毛利率大部分情况下与燃料价格反向变动。燃煤发电机组占公司控股装机容量的比 重较高，因此燃料成本的变动主要由煤价变化驱动。2022 年，公司发电和供热业务 的毛利率与煤价同向变动，原因有二：①“1439 号文”出台后，煤电上网电价大幅 上涨；②保供稳价政策支持下，公司电煤长协覆盖率提高，燃料成本涨幅显著低于 市场煤价涨幅。
反之，煤炭生产成本对比煤价而言相对固定，因此公司售煤业务毛利率大部分情况 下与煤价同向变动。2020 年，万通源煤矿发生“11·11”较大透水事故，茂华公司 旗下 4 家煤矿被要求停产整顿，且截至出售日仍未复产，致使 2021 年公司售煤业务 毛利率与煤价反向变动。
自 2006 年起参股煤炭企业股权，公司投资收益对利润总额的贡献率长期与煤价正相 关；2021 年新能源资产剥离后，投资收益对公司利润总额的贡献率大幅提升。
煤电一体化布局，参股煤炭企业投资收益缓解主业经营压力。2006 年，公司前瞻性 布局煤电联营参股华电煤业；2009~2011 年煤价上行周期向上游煤炭产业激进拓展， 先后参股位于宁夏的银星矿业以及位于内蒙古上海庙矿区的福城矿业、长城煤矿、 长城三号矿业和长城五号矿业。2021、2022 年，公司参股煤矿获得的投资收益分别 为 18.3、20.3 亿元，分别同比+535.2%、+11.3%。2021 年的增量主要由 2019 年获得核准的长城三号矿业和长城五号矿业贡献。二者均为露天矿,在煤炭供应紧张的 2021 年已开始生产；但 2023 年受安监趋严和相关生产手续不齐全等问题影响导致 停产，全年参股煤矿投资收益仅 4.2 亿元。
2021 年剥离新能源资产，绿电运营收益从主营利润转入投资收益，使得毛利率与净 利率之差大幅收窄。根据 2021 年年报，公司出资 215.4 亿元参与控股股东子公司福 新发展的增资扩股，以27家新能源公司股权作价138.6 亿元及现金出资 76.9 亿元， 取得其约 37.2%的股权；同时，公司还将间接持有的部分新能源公司股权及资产最 终作价 22.1 亿元出售给福新发展。根据 2021 年 10 月 28 日的《关联交易公告》，公 司拟以总对价约人民币 52.9 亿元出售相关新能源资产、新能源股权，以及 81 家新 能源前期项目；根据 2021 年年报，前述交易所涉及的公司及资产最终交易对价为 56.1 亿元。2023、1H24，公司参股华电新能获取的投资收益分别为 25.9、29.5 亿 元，对利润总额的贡献率分别为 225.6%和 50.8%。
综合来看，公司业绩对煤价波动敏感性高。2021、2022 年，5500 大卡秦皇岛动力煤 平仓价同比分别+50.0%、+48.1%，公司分别实现归母净利润-49.7和 1.0 亿元、同比 分别-218.8%和+102.0%；其中，2022 年业绩改善主因火电上网电价上涨、公司成本 疏导能力改善。2023、1~3Q24，得益于 5500 大卡秦皇岛动力煤平仓价分别同比23.8%、-10.8%，公司 2023 年实现归母净利润 45.2 亿元、同比大增 853.5%，1~3Q24 在营业收入同比下降 6.5%的情况下实现归母净利润 51.6 亿元、同比+14.6%。
2.1 “十四五”能源清洁化转型加速倒逼电力市场化改革持续深化
电力体制改革的直接目标在于理顺电力供需矛盾，根本目标则是在于为用户提供安全可 靠、价格可及、清洁低碳的电力。
回顾过去三次重要电力体制改革节点，直接原因均为电力供需矛盾突出、需以市场 化方式理顺。 1) 2002 年，国务院颁布的《电力体制改革方案》（电改“5 号文”）中明确了电力体制改 革的中长期路线为：通过厂网分离、主辅分离、输配分离、竞价上网四步改革措施 逐步构建起竞争性的电力市场。此次电改的直接导火索是二滩弃水事件——二滩水 电站建设过程中负债率过高，按照当时的还本付息电价政策核定的上网电价比全国 到户城市居民平均消费电价还高、出现上网难题。 2) 2015 年，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发“9 号文”），提出了包括发电计划 放开、电价放开、配售电 放开的“四放开、一独立、 一加强”的改革计划。此次电改的背景在于自 2012 年起，用电需求增速下滑；而 2008~2011 年缺电周期内投资的火电机组集中投产，电力供需走向总体宽松，为竞 争性电力市场的建设试点创造了有利条件。 3) 2021 年“1439 号文”出台，明确燃煤发电电量原则上全部进入市场，并将燃煤发电 市场交易价格浮动范围放宽至上下浮动原则上不超过 20%，且高耗能电价不受上浮 20%限制。此次电改的导火索是 2021 年在出口需求旺盛、极端天气频发和电煤供需 紧张等因素影响下，全国多地电力供需紧张、采取了有序用电和需求响应措施。
能源政策是典型的多目标决策，因此能源领域存在“不可能三角”理论，即能源的用能安全、清洁低碳、价格可及（经济性）不可兼得。但于我国而言，不论是从能 源的安全性、经济性，还是清洁性的角度出发，大力推动能源结构转型、建设新型 电力系统都是必然选择：一来新能源发电设备制造业国产化程度高，可充分保障供 应安全；二来伴随技术进步，新能源发电相比火电已具备成本优势。 可再生能源的大规模应用需要以电能作为介质，而新能源出力具有间歇性和不可预 测性，高比例新能源的接入对电力系统安全运行提出挑战。2021、2022 年两次缺电 的根本原因在于 2011~2020 年间的能源政策在维护用能经济性的同时追求清洁性的 提升，由“不可能三角”理论可知，此间能源系统的安全性必然有所下降。
2023 年是电力供需矛盾点由保供向新能源消纳转换的关键一年。
2023年，全国原煤产量 46.6 亿吨，同比+1.6 亿吨；煤炭进口量 4.7 亿吨，同比+1.8 亿吨。国内外煤炭供应增长助全国煤炭供需格局回归平衡，秦皇岛 5500 大卡动力煤 平仓价均价约966元/吨，同比-302元/吨。同年，全国新增新能源装机量近300GW、 可再生能源（不含抽蓄）装机容量历史性超过煤电。
能源结构转型加速对全国电力供需形势产生深刻影响。新能源资源富集区与负荷中 心区域性错配、出力高峰与负荷高峰时间性错配，未来全国电力供需形势将与“宽 电量、紧电力”的特征长期共存。煤电作为传统电力系统中的基荷电源兼具可靠性 和调节能力，一方面在用电高峰期而可再生能源出力不足时，需要其承担顶峰保供 责任；另外，存量煤电灵活性改造、压降负荷是短期内唯一可快速释放的下调峰资 源。然而，单一电量电价机制下，煤电为新能源让出发电空间导致利用小时数下降、 度电固定成本增加而无法获得合理回报，煤电项目投资积极性不足、电力保供困难 重重。为此，需建立起合理的配套价格机制，使煤电在“备而不用”的转型过程中 仍可获得合理收益。
2023 年国家发改委发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（“1501 号文”），煤电 容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定、全国统一为 330 元 /KW·年。2024~2025 年通过容量电价回收的固定成本比例，全国除四川、云南、重 庆、青海、广西、湖南、河南为 50%（165 元/KW）外，其余省区均为 30%（100 元 /KW）。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。
伴随适应煤电定位转型的价格机制逐步建立，煤电机组收入结构将由单一电量电费 逐步转变为电量电费+容量电费+辅助服务费用，业绩与发电量的相关性下降。
2.2 山东电力现货市场建设进度领先，煤电公用事业化雏形初现
山东作为能耗和碳排放大省，能源清洁化转型进展全国领先。
山东能源消费总量和碳排放总量均占全国总量的约 10%，是全国重要的碳排放大省。 大力发展新能源是山东省实现“碳排放双控”的必然之选。2018~2023 年，山东新 能源装机规模从 25.1GW 增长至 82.8GW、年均复合增速达 27.0%；新能源装机占比从 19.1%提升至 39.9%，预计到 2024 年底山东新能源装机规模将历史性超过煤电。
在能源结构快速转型的背景下，山东省增量用电需求主要由新能源满足。2018~2023 年间，山东省发电量由 5218 亿千瓦增长至 6481 亿千瓦时，其中新能源/火电/核电 增量贡献率分别为 63.6%/21.2%/12.6%。新能源发电量占比由 6.7%提升 11.1pcts 至 17.8%，而火电发电量占比则从 92.5%下降 13.9pcts 至 78.6%。受清洁能源电量挤压， 山东火电利用小时数从 2018 年的高于全国平均约 329 小时，下降至 2023 年低于全 国平均约 134 小时。
两部制电价先行者，山东已实现对煤电机组全容量补偿。
2019 年，山东在电力现货市场试运行中发现参与启停的火电机组无法回收固定成本 的问题。为补偿煤机让渡发电空间所造成的经济损失、保证电力系统长期容量的充 裕性，省发改委于 4M20 印发《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》 （鲁发改价格〔2020〕622 号），明确了在山东容量市场运行前，参与电力现货市场 的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，收取标准暂定为 0.0991 元/kWh（含税）。 3M22 印发的鲁发改价格〔2022〕247 号替代了鲁发改价格〔2020〕622 号，二者的 不同之处在于：2020 版容量电价补偿机组仅限煤电，而 2022 版容量电价补偿机组 为参与电力现货市场的各类电源机组、按可用容量进行分配。12M23 发布《完善山 东省容量电价机制有关事项》，提出“加强山东现行市场化容量补偿电价机制与煤电 容量电价机制的衔接”，将用户侧容量补偿电价由 0.0991 元/kWh 下调至 0.0705 元 /kWh，2024 年起执行。
山东省能监办披露 2023 年全省煤电机组分配市场化容量补偿费用 250.9 亿元；截至 2022 年底，全省电网直调火电装机约 6000 万千瓦，估算得出山东火电容量电价在 400 元/KW·年以上。对比全国统一煤电容量电价机制所设定的 100、165 元/KW·年 两档，山东已实现对煤电机组全部固定费用的补偿。
电量电价方面，电力市场化改革背景下，煤电上网电价取决于成本和供需。电力市 场中，头部发电企业定价后，中小型供应商通常采取价格跟进策略。公司作为起源 于山东的发电集团，先发优势显著。截至 3Q24，山东电网直调公用机组中，前四大 发电公司分别为华能集团、华电集团、国能集团和大唐集团，Top-4 指标值达约 88.7%。发电侧行业集中度较高使公司得以避免在电力市场中遭遇恶性竞争所致的量 价风险。
新版《山东电力市场规则（试行）》（以下简称“《规则》”）对“市场力行为事前监 管”，引入价格监管机制的同时明确了允许供需紧张时段提高合理收益率。
山东省已实现对火电全容量补偿，现货市场报价应更贴近边际可变成本。9M23《电 力现货市场基本规则（试行）》中针对“市场限价”提出“未建立容量成本回收机制 的地区，市场限价应考虑机组固定成本回收”，换言之，基于合理收益的考虑，明确 了容量定价与现货定价存在联动。4M24 发布的《规则》中针对“市场力行为事前监 管”提出“触发价格管制机制后，选定管制发电机组，将其日前市场报价替换为核 定成本价格后重新组织市场出清”，对现货报价形成约束、规避极端电价。同时，也 明确了核定成本报价与供需比呈正相关，即允许供需紧张时段提高合理收益率。
新版《规则》下，山东电力现货市场能够更加真实地反映电能量的成本和供需，起 到价格发现的作用，从而为电力中长协签订提供指引，最终形成一个能涨能跌、成 本传导及时、收益合理稳定的电力市场。
2024 年，山东电力市场现货均价在个别月份走低，引发市场对山东火电机组盈利能 力的担忧。但我们认为山东电力现货市场均价偏低是风电出力旺季与用电负荷淡季 重合的结果、市场均价并不能反映当地火电机组在现货市场中的交易电价水平。
由于山东省能源结构转型节奏较快，现货价格受新能源出力变化的影响较大。山东电力现货市场均价与风电现货交易均价的相关性较高，主因山东 电力现货市场高价时段主要集中在光伏出力开始衰减、用电负荷开始上升的晚高峰 时段。风电能够全天候出力但缺乏可调节性，使其在 2~4M24、11M24 等出力旺季暨 负荷淡季期间成为晚高峰时段的边际定价机组，从而导致山东电力现货市场交易均 价走低。一方面，这说明山东电力现货市场交易均价并不能代表当地火电机组在现 货市场中的平均交易电价水平；另外，山东也已实现对火电机组的全容量补偿，当 现货价格低于可变成本时，即便停机也具备固定成本回收能力。
3.1 一体化经营成本可控性提升，25 年火电盈利有望持续改善
火电业绩的波动性源自成本端的煤价和收入端的电价调整频率不同。过去火电业绩 周期性波动的原因被提炼为“市场煤与计划电之间的矛盾”。2021 年出台的“1439 号文”推动燃煤发电量全部进入市场，“计划电”已然化身“市场电”，但现阶段平 滑火电业绩的波动性仍需从成本控制和价格传导两方面入手，原因有二： 1) 根据国家发展改革委、国家能源局发布的《关于做好 2024 年电力中长期合同签约履约工作的通知》，2024 年各地燃煤发电企业年度电力中长期合同签约电量应不低于 上一年度上网电量的 80%，全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量 的 90%。过高的年度交易电量比例致使已然市场化的燃煤发电量的电价调整频率仍 然与煤价调整频率不匹配，使得电力年度交易合同签订后，火电企业年内经营业绩 对煤价波动的敏感性较高。 2) “1439 号文”虽然扩大了燃煤发电市场中长期交易价格上下浮动范围，但电价波动 幅度仍然受到限制。在面对类似 2022 年的极端现货煤价时，成本传导能力仍显不足。
电煤长协高度依赖国有煤矿执行，公司作为五大电力央企之一具备长协资源优势。 2021 年国内出现阶段性煤炭供应紧张局面后，煤炭增产保供稳价政策密集出台。其 中，于 2M22发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（简称“303号 文”）中明确了秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格的合理区间为 570～ 770 元/吨（含税）。然而自 4Q21 以来，市场煤价基本保持在长协价格区间上限以上 高位运行。 长协价与市场价长期倒挂，意味着承担保供责任的煤炭生产企业将面临大额机会成 本；国有企业通常政治站位较高，因此电煤长协保供多由煤炭国央企执行。“五大” 发电集团内部均有煤矿资源，同时与外部煤炭国央企长期深度合作，可获得电煤长 协资源倾斜。2022 和 2023 年，公司长协煤占比分别达约 60%和 70%。
预计 2025 年市场煤价中枢约 780 元/吨，公司主业盈利有望持续改善。 发改委和能源局发布的《关于做好 2025 年电力中长期合同签约履约工作的通知》中 要求燃煤发电企业 2025 年电力中长期合同签约比例不低于本地区考虑年度发用电平 衡后燃煤发电机组年度预计上网电量的 80%，并提出各地在 12 月 25 日前按时完成本 地区 2025 年年度电力中长期合同签约。虽然中长期交易电量比例要求较 24 年有所 放宽但仍高达 80%，因此各地年度长协电价签订后，公司年内业绩向上的弹性取决 于市场煤价的下行空间。 历史上看，11 月煤价高点及次年淡季煤价低点决定次年煤价中枢。2021 年以来，由 于动力煤供需格局持续偏紧，贸易商倾向于提前博弈下游冬储补库需求导致迎峰度 冬市场煤价高点前移。若考虑今年 10 月动力煤市场价上行至 865 元/吨后止涨，并 考虑市场煤价低于长协价后，电煤长协履约或存在困难，预计 25 年煤价中枢约 780 元/吨左右。 基于公司长协煤占比 60%的假设，当 2025 年市场煤均价下降至 780 元/吨时，若公司 火电平均上网电价降幅小于 14.5 元/MWh，则 25 年火电点火价差将继续扩大。
3.2 煤电资本开支高峰期已过，23 年公司自由现金流规模转正
“双碳”目标下煤电资本开支高峰期已过+剥离新能源资产，资本开支需求大幅下降。 2015~2022 年，公司资本性支出规模始终维持在 100 亿元以上。较高的资本性支出 规模使得公司在 2018~2020 年经营性现金流净额持续增长的过程中，企业自由现金 流仍为负。然而： 1) 考虑到“2030 年实现碳达峰、2060 年实现碳中和”的目标以及煤电 30~40 年的设计 寿命，煤电装机规模在 2025 年前后达峰方能实现固定资产投资冗余最小化。基于此， 预计“十五五”火电投资完成额将较“十四五”大幅回落。公司层面看，其在本轮 火电投资热中并不激进：截至 1H24，公司在建的火电项目仅 4 个，合计装机容量约 373 万千瓦。基于气电机组投资成本 2200 元/KW、煤电机组投资成本 3300 元/KW 的 假设，公司在建火电项目所需总投资约 89.4亿元，按照两年建设工期计算，公司24、 25 年在建火电项目年均资本开支需求约 44.7 亿元。 2) 2021 年公司剥离新能源发电资产后，不再作为集团承担新能源发电项目开发的主体， 资本开支压力大幅缓解。能源转型的背景下，风电、光伏装机规模是各大发电集团 主要增长点所在。然而公司在 2021 年剥离新能源发电资产后，以参股的形式共享集 团新能源发展的成果，但不再直接承担新能源发电项目开发和建设相关的资本开支， 大幅减轻了公司的资本开支压力，使其资本开支规模在 2023 年下降到了过去 9 年中 的最低水平。加之主营业务盈利改善，公司自由现金流转正。
集团能源转型压力和央企市值管理考核的要求下，公司中长期分红比例有望提升。
华电集团计划在“十四五”期间力争新增新能源装机 75GW。按照 2020 年底新能源 累计装机规模 2436 万千瓦计算，即到 2025 年集团将力争实现新能源累计装机规模 达 9936 万千瓦。根据《中国华电集团有限公司 2024 年面向专业投资者公开发行科 技创新可续期公司债券（第三期）募集说明书》，截至 2023 年底华电集团风电及其 他机组累计装机规模约 5630 万千瓦，距离完成十四五目标还需新增新能源装机约 43GW。考虑到常规能源发电资产不存在电费补贴问题、资金周转情况良好，并且伴 随火电定位转型和市场化价格机制逐步完善，未来盈利稳定性有望提升；在集团旗 下新能源平台上市受阻的情况下，大股东或有意愿提升其分红水平以补充新能源开 发所需的资本开支需求。
2024 年 1 月 29 日，国务院国资委召开中央企业、地方国资委考核分配工作会议。会 上提出，在前期试点探索、积累经验的基础上，将全面推开上市公司市值管理考核。 公司作为五大电力央企之一将积极响应。根据 2024 年 6 月 18 日发布的最新版《公 司章程》，在无重大现金支出且不影响公司正常经营的基础上，在公司当年实现的净 利润为正数、当年末公司累计未分配利润为正数且公司经营活动现金流量为正的情 况下，公司应当进行现金分红。在满足现金分红条件下，公司发展阶段属成熟期且 无重大资金支出安排时，现金分红比例应不低于 80%；公司处于成熟期且有重大资 金支出安排时，现金分红比例应不低于 40%；公司处于成长期且有重大资金支出安 排时，现金分红比例应不低于 20%。公司上市以来至 2023 年间实现净利润为正数的 年份累计分红比例达约 42.8%，未来股利支付率仍有提升空间。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
