2022年华能国际发展现状及发展趋势分析 华能国际把煤电作为电力供应的稳定器

一、华能国际：全国性火电龙头，大力投资绿电建设

（一）火电装机超 100GW，经济发达地区占比高

公司是我国电力行业的龙头企业，火电为基础、开拓新能源战略。公司大股东为华 能集团，2021年末控股比例达46.2%。截至2020年末公司装机（2020年为113.36GW） 占集团总装机的57.71%。华能集团旗下还拥有2个上市公司，内蒙华电（600863.SH） 集中于内蒙自治区内，而华能水电（600025.SH）专注于水电业务；华能新能源（2020 年末累计可控装机14.63GW）已于2020年2月港股退市。

截至2021年底，公司可控装机容量为118.695GW（同比+4.71%），遍布全国26个 省市区，且多集中于沿海经济发达地区。分电源类型而言，公司火电装机达 104.35GW，占全部控股装机的87.92%，其中燃煤装机达到92.11GW；风电、光伏 装机分别达到10.54、3.31GW。截至2020Q1，公司燃煤装机容量境内TOP3省份分别为山东、江苏和河南，装机多集中于经济发达地区。

2021年发电量4573亿千瓦时，占到全国5.46%。2021全年公司实现境内发电量 4573.36亿千瓦时（同比+13.20%），占全国发电量（2021年为83768亿千瓦时）的 5.46%；实现境内上网电量4301.65亿千瓦时（同比+13.23%）。从结构上看，公司 火电上网电量占总上网电量的94.38%（2020年为95.58%），风+光上网电量占比升 至5.41%（2020年为4.17%）。

（二）煤价高企导致 2021Q4 巨亏，电价上浮空间打开至+20%

受煤价攀高影响，公司2021年业绩大幅亏损103亿元。2021年公司实现营业收入 2046.05亿元，同比+20.75%。由于公司装机仍以火电为主，2021年下半年煤价高位 运行背景下，公司全年业绩亏损102.64亿元。分季度来看，2021Q4公司营收为596.00 亿元（同比+25.25%），主要系燃煤标杆电价上浮空间由10%调整至20%（2021Q4 售电量同比+2.95%）；但煤价同期更大幅度上涨致Q4业绩大幅亏损110.47亿元。

2021年公司火电营收同比+18.8%，风光业务发展迅猛。分业务来看，2021年公司火 电业务实现营收1771.79亿元（同比+18.75%），占总营收86.60%；风电业务贡献营 收101.66亿元（同比+52.32%），占总营收4.97%；光伏业务贡献营收19.87亿元（同 比+27.05%），占总营收0.97%。

火电巨亏致公司毛利润由盈转亏至6.76亿元。2021年公司火电业务毛利润亏损 108.60亿元，同比-149.14%；风电业务为62.55亿元，同比+66.62%；光伏业务为 11.86亿元，同比+26.44%；水电业务为1.13亿元，同比+15.31%。

2021年公司燃煤机组利用小时同比增加429小时，火电售电量同比+11.82%。2021 年受电力供需紧张与复工复产影响，公司燃煤机组利用小时数提升至4488小时（同 比+429小时），火电售电量同比+11.82%，达4060.04亿千瓦时。

电价方面，2021年公司境内平均结算电价升至0.4319元/千瓦时（同比+4.41%），其 中计算得出Q4平均结算电价达0.4744元/千瓦时（Q4电价=（全年累计售电量*全年 累计电价-前三季度累计售电量*前三季度累计电价）/Q4售电量），同比+13.88%。

根据公司披露的季度电量、电价数据，测算出公司2021年11、12月单月上网电价同 比+14.75%、17.38%（分别为0.4806、0.4851元/千瓦时，含税）。在火电上网电价 上浮20%区间打开，电力供需紧张、煤价高企的背景下，预计各地市场交易电价顶 格上浮成交概率较大。

火电业务受煤价波动影响大，2021年毛利率同比-20.94个pct。分业务成本来看，公 司火电成本占总营业成本始终在90%以上，这也就决定了公司毛利润与电煤价格直 接负相关。受煤价变化影响，2019~2020年公司境内单位燃料成本分别同比下滑 5.77%、6.34%，带动毛利率升至12.54%、14.81%；2021年煤价高企，公司入炉标 煤单价达1053.25元/吨（含税，同比+52.41%），火电毛利率同比下滑20.94个pct至 -6.1%。

风光发电保持50%以上的高毛利率水平。公司风电、光伏业务近年保持高盈利能力， 2021年公司风电、光伏业务分别贡献62.55、11.86亿元毛利润，毛利率分别为61.53%、 59.69%。预计伴随公司十四五期间转型加速，新能源业务具备广阔成长空间。

2021年受燃料成本大幅提升影响，公司归母净利润大幅亏损，当年毛利率、净利率 分别下滑至-0.3%、-5.0%。值得注意的是，2019~2020年公司对部分火电厂计提了 大额的资产减值损失（2019年为58.12亿元、2020年为61.14亿元），而2021年资产 减值缩减到0.89亿元。

（三）历年经营性现金流充沛，未来聚焦新能源投资

优质火电资产赋予充沛现金流，多年平均在300-400亿元。尽管公司业绩受煤价影响 波动较大，但优质火电资产的持续运营，赋予公司充沛现金流。受制于公司净利润 的大幅亏损，2021年经营性现金流净额为60.33亿元，同比-85.65%。但观察2016- 2020年份，公司投运资产每年较大体量折旧，给予公司稳定且充足的现金流（在300- 400亿元之间）；历年收现比也稳定在1倍以上，充沛的现金流给予公司发展新能源 强劲的资金支持。

公司聚焦新能源投资，2022年规划投资313亿元。近年公司风、光电力资本性开支逐 年增加，其中2021年风电、光伏资本性支出分别为202.38、71.39亿元，二者占全年 资本性支出的62.40%，火电则下降至17.22%。2022年公司预计风光总支出312.58 亿元，占比进一步提升至68.21%。预计十四五期间公司新能源投、融资及总资产规 模仍将提升。

截至2021年末，公司总资产达4900.68亿元，其中在建工程+固定资产达3135亿元（同 比+8.09%）；应收账款达398.57亿元（同比+39.19%），其中1年以内应收账款达 396.62亿元，占未计提减值损失前应收账款的98.80%；存货达168.24亿元（同比 +154.82%），主要为Q4采购的存量高价煤。

截至2021年末公司资产负债率升至74.7%。截至2021年末公司总负债为3661.76亿 元（同比+23.40%），其中长期借款为1368.58亿元（同比+22.11%）；资产负债率 提升至74.7%。受益于公司及时调整融资策略、积极利用专项再贷款等政策因素，测 算公司2021年债务部分融资成本同比-0.80个pct至3.56%（利息支出/（长期借款+短 期借款+应付债券+一年内到期的非流动负债）*100%），实现降本增效。

二、华能国际：火电长期内涵价值提升

（一）需求增长有弹性，长协煤比例有望大幅提升

后疫情时代快速发展下，2021年全国用电量增速升至10.3%。根据国家统计局披露 数据，2021年我国经济持续恢复，国内生产总值比上年增长8.1%，两年平均增长 5.1%。根据中电联披露数据，2021年受经济恢复、上年同期低基数、外贸出口快速 增长等因素影响，我国全社会用电量同比增长10.3%；2022年1-2月我国全社会用电 量同比增长5.8%。根据中电联发布的《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测 报告》，预计2022年全年全社会用电量约8.7-8.8万亿千瓦时，同比增长5%-6%，用 电量仍将呈持续增长态势。结合当前我国仍以火电为主的电力能源体系结构，短期 火电仍将承担“兜底”电源重任。

我们从去年到今年国家对煤炭指导价的不同点入手：

2021年12月3日：发改委发布的《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意 见稿）》，提到2022年度5500大卡热值的动力煤港口下水销售基准价为700元/吨（长 协价格具体浮动区间为550-850元/吨）。 2022年2月24日：通知设定重点地区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间，其中山 西地区热值5500千卡的煤价合理区间为370-570元/吨，陕西为320-520元/吨，蒙西 260-460元/吨。 2022年3月，国家发改委召集各省发改委、大型煤企、电力企业等开展部署2022年 煤炭中长期合同专项核查工作；同月18日下发《关于成立工作专班推动煤炭增产增 供有关工作的通知》，提出年内再释放产能3亿吨/年，力争全国煤炭日产量稳定在 1200万吨以上。

比较之后可以发现，一是煤炭价格中枢有下移趋势，二是浮动区间由300元/吨降至 200元/吨。同时在新闻发布会上，发改委提到虽然目前没有对煤炭现货价格提出合 理区间，但现货价格不能明显偏离中长期交易价格合理区间。结合增加煤炭供给、 缓解煤电成本压力为政策主旋律，我们预计动力煤长协煤比例会提升。

（二）电价市场化改革继续，调度调峰政策不断完善

从电价改革政策出发，我们认为从短期和长期来看，有两大趋势利好火电运营商：

趋势一：浮动限制逐渐扩大，短期收入端迅速打开天花板。根据国家发改委发布《关 于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，原则上燃煤发电电量全部进 入电力市场，还将煤电交易电价上下浮动范围扩大至20%，高耗能企业不受限制。 结合当前电力供需紧张、煤价高企的背景下，各地市场交易电价大都上浮到上限， 火电上网电价得到有效提高。

趋势二：现货交易+辅助服务市场建设提速，火电调度调峰机制有望理顺。2017年， 国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》， 选择南方地区（以广东起步）等8个地区作为第一批试点市场；2021年5月，扩大试 点范围至上海等6省市。辅助服务经济收益缺位，抑制火电灵活性改造发展。目前国 内火电灵活性改造的核心经济驱动力在于调峰辅助服务费用的影响，各地调峰服务 标准差异明显，导致改造积极性也各异。新版两个细则印发，火电改造成本机制有 望理顺，给予运营商合理利润水平。

公司把煤电作为电力供应的稳定器和压舱石，十四五加快煤电结构优化升级。截至 2021年底，公司燃煤发电机组中30万千瓦以下等级的占比5.73%，30万千瓦等级的 占比39.43%，60万千瓦等级的占比37.10%，100万千瓦等级的占比17.74%。公司燃 煤发电机组中包括16台百万千瓦超超临界机组，以及高参数高效超超临界机组和国 内首次采用的超超临界二次再热机组。根据公司规划，未来将向清洁高效煤电、灵 活性调峰、热电冷多联产、污泥耦合发电、综合能源服务等方向发展。

随我国电力现货市场及辅助服务市场逐步完善，火电机组调峰调频盈利增量的弹 性增大。根据公司2020年公开业绩电话会所述，公司燃煤机组辅助服务收入达10.42 亿，预计十四五期间调峰机组将大幅增加。假设改造后机组年均调峰180次，单次时 长6小时，300\600MW机组启停调峰补贴分别为80\110万元/次、成本分别为60\90元 /次，煤价保持800元/吨、机组运行负荷率在35%时，测算得出300MW火电机组的IRR 为4.37%，高于600MW火电机组的IRR3.32%。

结合公司体内控股机组容量30万及其以下的燃煤机组仍有41.60GW，我们认为未来 公司优质大型火电机组应充分发挥其低煤耗、高效率发电优势，保持自我造血能力； 中小型火电机组积极灵活性改造，可以通过辅助服务市场提升中长期内在价值。

三、火电有力支撑下，未来 4 年绿电装机增速超 40%

（一）行业能源结构调整下，十四五风光运营商迎发展新机

最新碳达峰方案提出加快建设新型电力系统，大力发展新能源。2021年10月26日， 国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》，提出2030年我国风光装机需达12亿千瓦， 12亿千瓦则是2030年风光装机的下限。根据中电联公布数据，2021年我国风电和太 阳能发电装机容量为3.28亿千瓦和3.07亿千瓦，合计6.35亿千瓦。则未来9年内我国 光伏风电至少有5.65亿千瓦增量空间，2021-2030年风光装机复合增速可达7.3%。 以此复合增速计算，到十四五末，保守预测下我国风光装机最低可达8.43亿千瓦。

预计十四五、十五五期间，风电每年新增50GW，2025、2030年风电累计装机分别 达528.48、778.48GW。截至2021年底，我国风电累计并网装机328.48GW，同比增 长16.7%。根据2021年5月18日世界风能协会副主席、中国可再生能源学会风能专业 委员会秘书长秦海岩在电气风电上市答谢会的发言“预计未来十年将有年均5000万 千瓦（50GW）新增风电装机”，以此测算十四五末风电累计装机达528GW，较2021 年328GW增长60.89%；十五五末累计装机达778GW，较2021年增长136.99%。

预计十四五末，我国海上风电累计装机较十三五末涨幅达2.46倍。根据“十四五” 规划，我国将主要在广东、福建、浙江、江苏、山东等地区开发海上风电基地，各省 也均出台相关政策规划，到2025年江苏海上风电新增8GW、浙江新增4.5GW主要为 海上风电、广东海上风电力争达18GW等。2021年为海上风电国补最后一年，受抢 装影响新增较大，当年新增15.09GW（彭博口径）。根据彭博新能源预测，我国2025年海上风电累计装机将达到39.11GW，2021-2025年均CAGR达10.34%。海上风电 占风电比例也将由十三五末的4.01%提升至十四五末的7.40%，发展前景广阔。

根据CPIA乐观情况预测，2025年光伏累计装机达681.56GW，较2021年增长1.22倍。 截至2021年底，我国光伏累计并网装机306.56GW，同比增长21.0%。根据中国光伏 行业协会（CPIA）预测，十四五期间乐观情况下，光伏行业2022~2025年每年分别 新增75、90、100、110GW（年均新增93.75GW），十四五末累计装机达681.56GW， 较2021年增长122.33%。

总体来看，若在乐观情况下（风光累计装机上限=前一年累计值+CPIA乐观情况下预 计当年新增装机值+风电年新增50GW），2025年末我国风光装机即达1210GW；若 在中观情况下（风光累计装机上限=前一年累计值+CPIA保守情况下预计当年新增装 机值+风电年新增50GW），2025年末我国风光装机达1135GW；若按照2030年12亿 千瓦（1200GW）的最低底线目标，则2021~2023年风光装机CAGR为7.3%，对应 2025年末我国风光装机达843GW。行业能源结构调整下，十四五风光运营商发展空 间广阔。

（二）火电做支撑，十四五拟新增装机 40GW+

十四五末新能源装机达55GW，2021-2025装机年均CAGR达41.18%。根据公司官 网披露的2020年业绩电话会公开信息，提出到2025年新能源装机达到55GW（新能 源装机占比达34%），其中风电装机29GW（占总装机17%）、光伏装机26GW（占 总装机16%），年均新增新能源装机8GW以上。风、光装机占总装机比例将由2021 年的8.88%、2.79%，提升至2025年的17%、16%，十四五具备高成长潜力。

2021年新增风光装机3.20GW，2022年公司拟新增风光装机8GW。2021年由于光伏 组件价格较高、施工资源紧张，极端天气和疫情干扰等因素，公司新增风光装机 3.20GW，不及年均增长8GW预期；但绝大部分已经开工建设，预计2022Q1可实现 并网投运。公司2022年预计资本性支出总额为458.25亿元，其中风电126.49亿元、 光伏186.09亿元，风光加总占比资本性支出总额的68.21%。

伴随光伏、风电在电力系统中渗透率不断提高，调峰、调频等辅助服务不可忽视。 2021年起我国大部分省份均对新建风光项目提出配储要求，并给予一定政策倾斜支 持。公司作为传统火电龙头，截至2021年底体内控股机组容量30万及其以下的燃煤 机组41.60GW，灵活性改造空间广阔；届时公司灵活性改造调峰机组不仅可以获得 调峰收益，还可以助力新能源项目的获批、为消纳难题解决后顾之忧。

此外，公司传统火电业务现金流充沛，测算存量火电项目可提供年均300亿元左右的 现金流净额。假设2022-2025年公司新建光伏项目单位造价为3695~3370元/千瓦，项目所需资本金为30%，则火电业务带来的现金流可支持每年27~28GW光伏建设； 假设新建陆风项目单位造价为5571~4782元/千瓦，项目所需资本金为30%，则可支 持每年18~19GW陆风建设；假设新建海风项目单位造价为16265~12000元/千瓦，项 目所需资本金为30%，则可支持6~8GW海风建设。

（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。）