电力行业华能国际研究报告

电力行业华能国际研究报告一、公司介绍（一）公司沿革与股权结构公司系华能集团旗下最大的全国型综合电力上市平台。公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂，是中国最大的上市发电公司之一。公司是国内第一个实现在纽约、香港、上海三地上市的发电公司，并且技术经济指标、全员劳动生产率在国内电力行业保持先进水平。截至2021年底，公司可控发电装机容量118.7GW，为华能集团旗下最大的全国型综合电力上市平台。股东均为国资背景，持股高度集中。截至2021年年报发布日，公司实际控制人为国资委，第一大股东系华能国际电力开发公司。中国华能集团持有华能国际电力开发公司75%的股份，通过直接和间接的方式合计持有公司37.1%股权。（二）除21年极端年份外，公司经营数据不乏亮点21年公司营收稳健提升，归母净利润负增长。2021年公司实现营业收入2046.05亿元，同比增长20.8%，其中电力及热力业务收入1936.51亿元，同比提升19.88%，营收大幅增长主要受到上网电量增加和结算电价上调两方面因素的驱动。2021年公司归母净利润为-102.64亿元，21年归母净利润的异常波动主要由燃料成本大幅上涨所致。20年盈利能力有所修复，21年受煤价影响ROE再次下行。2017-2019年公司净资产收益率分别为2.4%、1.7%、1.7%，2020年净资产收益率提升2%至3.8%，盈利能力得到一定程度恢复。2021年在煤价高涨和发电机组利用小时数降低的影响下，2021年公司净资产收益率下行至-9.8%。火电强现金流属性加持下经营性现金流整体稳中向好，投资现金流逐步扩张，偿债能力稳健。2017-2019年公司经营性现金流量分别为291.97、288.92、373.24亿元，2020年在火电业务强现金流的助力下，经营性现金流净流入增加至420.5亿元。2021年受燃料采购成本大幅上升影响，经营性现金流净流入降至60.33亿元。2018-2021年投资现金流量依次为205.28、290.34、420.67、426.57亿元，投资现金流连续四年扩张。与此同时，21年公司资产负债率为75%，同比上升7pct；公司资产周转率为0.44，同比+0.04次，总资产营运效率有所提升。二、火电拐点将至，煤价电价共同助力火电业绩修复（一）复盘2021：火电亏损面有多大？主要电企2021年亏损情况均较为严重。华能国际

2021年亏损102.6亿。虽然亏损较为严重，但公司火电装机规模装机同样较大，从单位GW火电亏损来看华能国际亏损情况处于行业中游水平，单位GW火电机组的亏损程度低于上海电力、粤电力及大唐发电。（二）矛盾在煤价：从现象、本质和展望三个角度解析煤价1、首先看现象：煤价已经出现下行2021年冬季煤价格逐渐回落，预计后续2500元/吨的动力煤大概率不会再次出现，同时国家积极制定相关政策引导煤价向合理区间发展。1）下水煤长协制定政策。12月3日，发改委在全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿。该意见稿指出：在供给一侧，将核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入2022年的煤炭长协签订范围；在需求一侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，5500大卡动力煤调整区间在550-850元之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31%。新一年的动力煤长协价格将实现每月一调。2）国家煤炭供需政策。21年10月，国家发展改革委研究依法对煤炭价格实行干预措施，随后煤价高位应声下跌。22年3月，国家发展改革委将会同相关部门、煤炭主产区和重点企业持续加大工作力度，从推动手续办理、加强应急储备等多方面完善煤炭产供储销体系，进一步释放优质煤炭产能，强化煤矿生产调度，力争全国煤炭日产量稳定在1200万吨以上。2、其次看本质：煤价上行的本质源自需求旺盛下的供给弹性不足从需求端来看，地产松动，出口旺盛导致用电激增，集中体现在工业用电的波动，主要体现两个特点：一是规模大，二是增速快。1）规模上：2021年第二产业用电占比约68%，是中国用电市场名副其实的“压舱石”，第二产业需求的边际变化很大程度上会影响整个电力市场的供需平衡。2）增速上：我们观察到第二产业的用电量出现了极为明显的波动，由于疫情扰动，我们认为用增速将不具代表性，因此我们通过总用电量的变化观察第二产业的用电变动情况。第二产业用电自1月至7月出现了极为明显的增长，即便与未受疫情影响的18、19年相比仍出现了大幅的波动。我们认为主要原因主要有两个，一是国家对于地产的松动，导致整个地产链的用电需求再次提升，二是疫情错位下，中国的“清零政策”导致出口强劲。第二产业本身对于用电的影响较大，同时又出现了大幅波动，因此我们认为第二产业是导致需求端上升的主要原因。从供给端来看，总体上由于供给受限导致21年煤价整体维持在高位，结构上看已有煤炭产能的释放节奏仍会短期内影响煤价波动。供给侧改革导致煤炭供给缩减，中国煤炭供给处于紧平衡状态。因此一旦平衡被打破，价格弹性的剧烈波动便会显现。即便煤价维持在高位，煤价仍在2月、11月及22年1月出现了三次下调，在此时间窗口港口库存均不同程度提升，因此现有产能的释放节奏不同也会在短期内影响煤价波动。3、最后看展望：供需偏紧现象有望改善从供给来看，分国内和国际两个视角。1）国内视角：21年发改委产能松动煤炭产能，22年供给端弹性已经逐步显现。自2021年三季度动力煤价格快速上涨后，国内动力煤产量随之上升，10月、11月、12月动力煤产量均显著高于去年同期，且较20年同期均有20%以上的增长，国内供给端的弹性逐渐显现。2）国际视角：虽国内供给弹性有所松动，但仍受一些X因素（X因素指发生在正常之外却又对结果至关重要的因素）的掣肘，目前来看主要是印尼煤事件的影响。2021年12月31日，印度尼西亚能源与矿产资源部（ESDM）突然宣布，因预计今年1-2月国内电厂煤炭供应紧张，为了避免煤炭短缺引发电力危机，政府决定禁止所有1月的煤炭出口，将所有的煤炭（包括已经在港口准备装船或发运的煤）供应国内电厂。1月20日，印尼能矿局发布公告，考虑印尼国家电力公司以及终端库存有所好转，且对2021年各矿山国内市场义务（DMO）完成情况进行评估，宣布对139座矿山的出口销售禁令予以撤销。虽然禁令持续时间较短，但由于21年印尼进口煤数量维持在高位，对国内煤炭供应也产生了影响。2021年全年印尼进口动力煤均维持在高位，对印尼煤的依赖性不断加强导致在印尼宣布进口之后国内煤炭总供给又陷入了较为被动的局面。但从下游电企实际购煤情况来看，1月拖欠的煤炭供应将于2月份补足，印尼煤事件整体对电企影响或较小，但目前1、2月份印尼煤进口官方统计数据尚未公布，具体对国内煤炭供给的冲击影响仍需后续进一步验证。（三）电价要素：电价作用力度与影响半径均被打开煤价高企倒逼电力市场化改革重启，电价的天花板与作用半径均被打开。煤价三季度不断冲高，电企经营压力不断加大，各地限电频发。随后关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知(1439号文)应声落地。一方面，上浮空间打开；另一方面，更重要的是电改的作用半径也随之扩张。1、新一轮电改来临，电价作用力度和影响半径均打开1439号文不亚于此前的15年电改，电价上浮打开叠加取消工商业目录电价是两大最核心看点。首先电价上浮天花板被打开，主要将贡献22年业绩。随着1439号文的落地，电价上浮空间被打开，从后续11、12月各地月度市场交易来看，电价几近顶格上浮。但由于多地11月份来陆续上浮电价，因此电价上升对21年业绩的贡献不大，主要贡献22年的业绩。其次电价的作用和影响半径增大。此前电改难以落到实处的原因是工商业可选择购买市场电或执行工商业目录电价。在煤价较低时，市场电在集中竞价的交易模式下往往折价成交，工商业会选择购买价格较低的市场电；但是如果不取消工商业目录电价，在煤价较高时，市场电如果出现溢价情况，工商业可以选择执行电价较低的目录电价。此次1439号文同时取消了工商业目录电价，有序引导工商业全部进入市场这一措施有效保障了电价上浮能最终作用到电企，电价的作用和影响半径实现了真正意义上的增大。2、计划电价时代渐行渐远，市场主导能力提升电力市场化改革时电价上涨的基石，电价有望实现由价值决定价格，供需反应波动。1）中国电力行业目前公用事业的属性较为明显，市场化改革后，市场化电部分几乎全部为折价成交，相当于变相降低标杆电价让利下游企业。电力改革不断深入后，电力有望回归商品属性，回归价值决定价格，用户对电力质量的不同需求决定不同电价（比如有不间断电力需求的用户相较需求灵活的电力用户支付合理的溢价等）。2）电价由市场的短期供需决定。以美国为例，美国电价呈现出明显的季节特征，夏季用电需求旺盛，年内电价峰值相较于低谷提价幅度在8%左右。目前中国电价上浮一般要经由各地政府部分层层审批，且只有市场化交易部分才有上浮空间。未来电价并入市场轨道后，电价调整将更为灵活，将交由市场疏导成本变动。在电价可以实现由价值决定价格，供需反应波动后，电价上浮才能够被真正意义上打开。（四）三要素将何去何从？——两个长协保障火电亏损收窄我们如何预测未来走势？基于当前情况我们认为和2017年情形较为类似。电力供需偏紧情况下利用小时数有望回升，同时叠加电价上浮，煤价大概率会在高位企稳，火电亏损情况有望缓解，业绩修复逐步开启。两个长协保障火电亏损收窄。12月3日，发改委在全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿。该意见稿指出：在供给一侧，将核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入2022年的煤炭长协签订范围；在需求一侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，5500大卡动力煤调整区间在550-850元之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，煤价长协有望将电企成本保障在合理范围。同时叠加电价上浮后长协电价能够合理保障收入，2022年火电亏损较2021年有望收窄至盈亏平衡。（五）复盘历次火电行情，盈利修复到行情上行的传导路径几何？从历史复盘来看，煤价和利用小时均可促进ROE的修复。2008年至今火电共有三次较为显著的业绩修复，分别在09年、13年和19年。09和13年的业绩修复逻辑较为相似，即均由煤价推动的ROE的提升。18、19年煤价整体表现较为稳定，主要由利用小时的改善推动的ROE的修复。但从股价变动来看，煤价是推升股价修复的核心要素，利用小时的提升推动的ROE修复传导到股价的效果并不明显。当前情景与2017年情况较为相似，后续三要素模型更多体现在“煤价高位震荡、利用小时改善、电价提升”上，虽然2017年火电并未出现明显的超额收益，但此次业绩修复同时叠加了新能源的扩张驱动，与17年“表面相似”但实际“大有不同”。三、新能源为矛，风光进程逐渐加快（一）行业：风光21年百万GW收官，22年增长依然可期1、风光21年增长成绩单亮眼，1月再超预期2021年全年风光新增装机101GW，其中风电48GW、光伏53GW，三大发展趋势：1）海风新增装机1.7GW，是此前累计装机的1.8倍；2）分布式光伏新增29GW，新增首次超过集中式，占光伏装机的55%；3）100GW规模的风光大基地已开工建设75GW。一月份数据来看，风光装机情况同样乐观。2022年一月份新增风光装机12GW，即便2022年1月数据与前年前两个月数据对比，依然远超往年新增装机的节奏。2、十四五期间增长空间广阔风电方面，预计至2025年，风电装机将达5.4亿千瓦，较目前实现翻番，复合增速13.8%；

至2050年，风机装机将达到19.7亿千瓦，复合增速6.7%。光伏方面，2021年国内新增装机预计达55-65GW，十四五期间光伏年均新增装机或将在70-90GW之间，到2025年国内光伏新增装机最高可达110GW，乐观情况下光伏新增装机较当前水平有望实现倍增。（二）公司成长性凸显，多重优势加持1、风光扩张进程加快资本开支连年向风光倾斜，2022年风光资本开支占比有望达七成。公司资本开支由2018年211亿快速上升至2022年的458亿，其中风光资本开支占比也快速提升，有望由2018年的34%上升至2022年的68%，其中2019年风光资本开支占比提升幅度最为限制，较上年相比提升27%。风光装机提升速度与资本开支相互印证。2019年风光装机占总装机的比例也出现显著提升，截至2021年，公司风光装机占总装机比例已达11.7%。风光在建项目众多，海风、陆风、光伏均有推进。当前公司在建项目总规模约5GW，其中海风约2.3GW，光伏约0.7GW，陆风约2GW。整体来看，海风项目平均单位GW投资额大约在170-190亿元的水平，陆风/光伏项目单位GW投资额大部分保持在60-80亿元的水平。2、区位优势助力公司快速扩张火电区位加持，政府关系优势显著。当前风光运营市场竞争逐渐加剧，运营商在项目核准时面临的不确定性也逐渐加大，我们认为老牌电力运营商在获得项目核准方面优势较大。一方面，中国电厂的地域分布特征往往是五大四小一家占据一地；另一方面，火电是纳税大户往往与当地政府关系较好。基于上述两个特征，某地域如果有风光建造指标运营商会基于政府关系的优势获取项目建造的核准。从公司发电的分布情况来看也印证了这一观点。公司火电的售电量与风光售电量的分布基本一致。整体上看，公司各种类型售电量在全国分布较为均衡，东北、华北、华东、华南均有分布，西南西北分布较少。风光分布与公司火电售电数据基本一致。3、资金面：火电现金流加持，抵抗补贴能力凸显3.1、火电强现金流属性促进强扩张步伐华能理论扩张规模最大，从理论装机测算来看，实现十四五40GW的风光装机目标压力并不大。我们按照现金流的40%用于风光项目投资，项目投资资本金比例20%来计算各公司下一年度的理论扩产规模。通过测算，基于2020年的现金流情况来看，21年华能的扩产能力为12.3GW，远超其他电力运营商。同时按照当前年居12GW以上的扩产能力，我们认为公司实现40GW新增装机的十四五目标压力并不大。3.2、应收账款压力显著小于纯风光运营商主要体现在两个特征：一是占比低，二是增速慢。1）从占比来看，转型中的火电运营商的应收账款占营收的比例要远小于纯新