2023年华能国际研究报告 综合电力运营商加速向新能源业务扩张

1、综合电力运营商加速向新能源业务扩张

1.1、背靠华能集团，重要的综合电力运营平台

华能国际电力股份有限公司成立于 1994 年 06 月 30 日,距今已有 28 年。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。公司中国境内电厂分布在二十六个省份、自治区和直辖市；境外在新加坡全资 拥有一家营运电力公司（大士能源，100%控股），在巴基斯坦投资一家营运电力 公司（如意巴基斯坦能源，间接控股 40%）。截至 2021 年 12 月 31 日，公司拥有 可控发电装机容量 11,869.5 万千瓦，权益发电装机容量 10,387.5 万千瓦。 背靠华能集团，股东背景强大。

公司隶属全国五大发电集团之一的华能集团，截至 2022 年 9 月 30 日，华能集团通过直接和间接的方式合计持有公司 45.2%的股权。 目前华能集团旗下共拥有 3 个上市公司，华能国际（600011.SH）属于综合电力运 营商，内蒙华电(600863.SH)集中于内蒙自治区内，华能水电(600025.SH)专注于水 电业务；华能新能源已于 2020 年 2 月港股退市。

华能国际是华能集团旗下最大的电力公司，且覆盖各类发电类型。从装机量来看， 截至 2021 年底，华能国际可控装机容量 11,869.5 万千瓦，为华能集团旗下公司第 一位；位居第二的华能水电则与公司差距较大，其 2021 年总装机量仅 2,318.4 万 千瓦。另外，公司覆盖火电、风电、光伏、水电等多种发电类型，是华能集团重要 的综合电力运营平台。

1.2、电力业务为主，燃料成本上升致2021年业绩亏损

电力业务为主，收入增长较为稳定。公司主要提供电力、热力及综合能源服务，建 设运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施。 电力业务为公司主营业务，收入常年占比 90%以上。2021 年公司实现营业收入 2,046.05 亿元，同比增加 20.8%；其中电力及热力营业收入 1,936.51 亿元，同比 增加 19.9%，占主营业务收入的 99.8%。2022 年前三季度，公司实现营业收入 1,839.53 亿元，同比增加 26.59%。

2021 年公司电力业务收入同比增长 20%，新能源占比提升显著。2021 年公司电力 收入 1,900.1 亿元，同比增长 20.2%。分业务来看，火电占比 93%，实现收入 1,771.8 亿元，同比增加 18.8%；风电收入 101.7 亿元、光伏收入 19.87 亿元，分别占比 5.4% 和 1%，新能源收入占比逐步提升；而水电和生物质则发展平稳，分别实现收入 3.0 亿元和 4.0 亿元。上网电价方面，2021 年公司境内电厂含税平均结算电价为 0.432 元/千瓦时，相比上年的 0.414 元/千瓦时有所回升。2021 年公司市场化电量占比亦 进一步提升至 61.6%。

2021 年煤价高企，公司业绩亏损。2021 年营业成本 2,053 亿元，同比增长 46.75%； 其中燃料成本 1,465 亿元，同比增加 65%。2021 年公司单位燃料成本为 0.319 元/ 千瓦时，而 2018-2020 年基本维持在 0.220 元/千瓦时左右，系 2021 年煤价高企导 致。受成本上升影响，电力及热力业务毛利率同比下降 18.37pct 至-2.79%；进而 拉低公司总毛利率至-1.53%，同比下降 18.64pct。2021 年公司归母净利润-102.64亿元，同比下降 324.9%。2022 年前三季度公司归母净利润-39.423 亿元，同比下 降 476.56%。

受制于经营亏损，公司 2021 年未分红。2017-2020 年公司现金流情况良好，分红 比例始终保持在 50%以上。2020 年公司经营性现金流同比增加 12.7%至 420.5 亿 元，每股股利 0.18 元，同比增加 33.3%；而 2021 年由于燃料成本的大幅度上涨， 公司出现亏损，且资产负债率同比上升 7pct，因此 21 年公司未分红，为 2001 年 上市以来首次。

1.3、火电为基，新能源业务快速扩张

火电为主，新能源增速较快。截至 2021 年 12 月 31 日，公司拥有可控发电装机容 量 11,869.5 万千瓦，同比增长 4.7%，其中火电装机量 10,436 万千瓦，占比 87.9%； 新能源装机占比达到 11.67%，同比增长 2.3pct，其中风电 1,054 万千瓦，光伏 331 万千瓦。发电量来看，2021 年公司发电量 4,573 亿千瓦时，同比增长 13.2%，其 中火电占比 94.5%；风电、光伏合计发电量 244.2 亿千瓦时，相比 2017 年时的 81.5 亿千瓦时快速增长，四年 CAGR 为 31.57%。公司持续不断投入各类型电源建设，新能源占比过半。截至 2021 年底公司在建项 目 726.95 万千瓦，其中热电项目 162 万千瓦，光伏项目 75 万千瓦，风电项目 489.95 万千瓦，这些在建项目未来将支持公司电力业务的进一步发展。

资本开支逐渐向新能源倾斜。自 2018 年以来，公司总体资本开支提升明显，由 2018 年的210.76亿元增长至2021年的438.73亿元，对应2018-2021年CAGR为27.7%， 主要原因是新能源投入增加。2021 年公司新能源的资本支出占比高达 62.4%，而 根据公司资本支出计划，2022 年此项占比将进一步上升至 68.24%。资本支出计划 揭示公司新能源发电扩张决心。 公司资产负债率 2021 年同比提升 7pct 至 74.72%，而同行业公司 2021 年资产负 债率均有所上升，系因煤价高位运行，为保证煤炭供应而增加负债。

2、火电业务——行业龙头稳扎稳打，灵活性改造持续推进

2.1、火电为公司第一大业务，装机与发电量业内双双第一

公司火电资产分布广阔。公司在全国 26 个省市自治区均有火电布局，其中位于沿 海沿江经济发达地区的电厂机组利用率高、盈利能力强，是公司的优质火力发电资 产，而且这些区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给、降低发电成本。

公司火电装机规模大，“十四五”期间仍有少量新增装机。截至 2021 年 12 月 31 日，公司在中国境内拥有可控发电装机容量 11,657.6 万千瓦，其中火电装机量 10,224.2 万千瓦，占比达 87.9%；在火电装机中，煤电装机 9,187 万千瓦，占比 89.9%。2017-2021 年公司火电装机量仅新增 445 万千瓦，四年 CAGR 1.6%，由于 短期内火电依旧保持主力电源的地位，且 2021 年公司在建工程中有洋浦热电联产 项目 92 万千瓦，预计“十四五”期间公司仍有少量火电新增装机。

公司火电实力强劲，装机量与发电量双双位居全国第一。根据中电联数据，2021 年全国全口径火电装机容量达 13.0 亿千瓦，华能国际占比 8.1%，为全国第一；从 发电量上来看，2021 年全国火电发电量 56,463 亿千瓦时，其中华能国际火电发电 量 4,320 亿千瓦时，占比 7.7%，同样位列全国第一。公司多年深耕火电，覆盖范围广且市占率高。公司在多地发电量市占率较高，其中 在海南市占率高达 91.7%，在上海、云南、江西亦分别达到 21.4%、18.7%、18.3%。 虽然公司在部分省份市占率不及其他公司，但其火电业务多地开花，分布极为广泛； 公司分布广泛的火电资产亦成为公司布局新能源的基础，利于形成协同效应。

2.2、火电盈利能力强，未来有望扭亏为盈

2.2.1、公司火电业务盈利能力强，营业收入持续提升

2021 年公司火电收入为 1,771.8 亿元，同比增长 18.75%，但由于煤价大幅上涨， 使得火电营业成本同比增长 47.95%，导致火电业务亏损。而 2020 年公司的火电业 务毛利高达 221 亿元。火电业务的盈亏主要受煤炭价格影响。

公司火电盈利能力在同行业处领先地位。从历史看，华能国际是国内管理最优的电 力公司之一，其盈利能力一直位居行业前列，2020 年公司毛利率 14.8%，次于华 电国际 17.1%，属行业内较高水平。2021 年火电全行业亏损，公司火电毛利率 -6.13%，整体亏损程度在行业中偏低。从单位装机盈利来看，2020 年公司单位火 电装机盈利 220.5 元/千瓦，为行业内较高水平；2021 年在火电运营商普遍亏损的 情况下，公司单位火电装机亏损 106.2 元/千瓦，相比其他公司亏损较少。

2.2.2、煤价调控叠加电价上升，火电盈利能力有望回暖

过去：上网电价相对稳定，燃料成本上升压制公司盈利能力。燃料成本是火电公司 最主要的成本，2021 年公司燃料成本占总成本的 71.4%。由于燃料价格上涨，公 司燃料成本同比增加 65%，拉动公司营业成本同比增长 46.75%；虽然 2021 年公 司境内电厂含税平均结算电价 0.432 元/千瓦时相比上年的 0.414 元/千瓦时上涨 3.8%，同时营业收入同比增加 20.8%，但远低于营业成本增速，公司盈利能力承压。

3、新能源业务：积极推进新能源转型，未来发展潜力大

3.1、顺应“双碳”目标，积极推进新能源转型

在“双碳”的大目标下，我国政策积极推动能源结构优化，引导电力供给侧的新能 源转型。国家能源局提出到 2030 年，我国非化石能源占一次能源消费比重达到 25%。 根据国网能源院预测：2025 年，我国新能源发电量占比接近 20%；2030 年，新能 源装机容量占比将由2020年的24%提高至41%，发电量占比由9.5%提高至22%； 2060 年，新能源装机容量占比将达到 70%，发电量占比将达到 58%。

公司大力推进能源结构转型，新能源占比不断提高。新能源营收占比从 2018 年约 3%上升到 2021 年超过 6%。2021 年，风电收入 101.7 亿元、光伏收入 19.87 亿元， 分别占比 5.4%和 1%；水电和生物质则发展平稳，分别实现 3.0 亿和 4.0 亿元的营 业收入。截至 2021 年，公司风电装机容量 10.54GW，光伏装机容量 3.31GW；新 能源装机容量占比从 2017 年的 5.26%提升到 2021 年的 11.67%，呈持续提升的趋 势。

3.2、新能源业务业内领先，“十四五”发展潜力大

3.2.1、当下：装机量、发电量行业内双双领先，发电市占率逐渐突破

公司风电项目数量行业领先。根据前瞻产业研究院，风电场行业依据企业的风电场 数量划分，可分为 3 个竞争梯队：其中，风电场数量大于 300 个的企业有国家能源 集团、大唐集团；风电场数量在 100-300 个之间的企业有国家电投、中国广核、华 能集团、华润电力、华电集团和三峡集团等；其余企业的风电场数量在 100 个以下。 风电、光伏装机及发电量行业领先。公司 2017-2021 年风电发电量 CAGR 22.4%。 截至 2021 年，风电发电量 208.34 亿千瓦时，市占率 3.18%，2016-2021 年境内发 电量市占率提升 1.6pct，于所选 13 家风电运营商中排名第 4。光伏方面，公司 2017-2021 年光伏发电量 CAGR 45.3%，呈快速增长；2021 年，公司光伏发电量境 内市占率为 1.1%，相比 2016 年的 0.1%提升 1.0pct，在所选 12 家光伏运营商中 排名第 6。

2021 年，公司风电与光伏在多个省份的市占率均有所提高。风电方面，浙江实现风 电新增布局，发电量137GWH，市占率2.8%；海南风电市占率由12.1%提升至19.2%， 上升幅度较大；河南的风电发电量则实现翻倍，市占率由 8.1%上升至 10.6%。光 伏方面，公司山西光伏机组发电量增长 300GWH，市占率上升 1pct 至 4.5%；吉林、 江西亦分别提升 1.9pct、1.7pct。

3.2.2、未来：“十四五”新能源装机目标55GW，风光并举齐步发展

“十三五”期间，发电业务资本支出计划基本完成。公司未披露“十三五”具体规 划，但当年年报会提及公司第二年资本支出计划。从总量上来看，公司 2016-2020 年发电业务资本支出计划分别为 151.0、175.2、154.2、282.2、404.2 亿；2017-2020 年（2016 年数据未披露）最终完成量分别为 176.9、155.8、261.0、374.8 亿。每 年完成偏离度（计算公式：偏离度=（实际完成量-计划完成量）/计划完成量）10% 之内，基本完成既定目标。

分电力类型来看，战略布局重点从火电向新能源转移。主要体现在：1）从火电资 本支出完成额来看，2017-2020 年分别为 81.7、83.6、55.8、82.9 亿，对应占比 46.2%，53.7%，21.4%，22.1%；同期，风电和光伏占比分别为 33.4%、45.2%、 67.6%、69.1%和 19.8%、0.75%、10.94%、8.77%。火电资本支出占比逐渐降低 彰显公司新能源战略转型趋势确定。2）从配置偏离（计划与实际之差）情况来看， 2017-2020 年火电均呈超计划完成情况，但比例逐年下降，分别为 39.22%、51.81%、 33.74%、22.97%；风电负偏离情况也继续向好，同期偏离程度分别为-42.70%、 -20.67%、-26.42%、-17.95%。

2017-2018 年明确重点布局火电，因此火电资本支出完成量占比较计划均超额完成； 2019-2020 年由火电向新能源战略转移阶段，总量虽少量未完成，但新能源资本支 出负偏离情况有所收敛；“十四五”明确拓展新能源。因此我们认为可参考 2017-2018 年火电情况，达成超计划布局，完成“十四五”55GW 新能源装机量目标。 “十四五”明确新能源扩张战略，55GW 装机量有望突破。公司发布“十四五”目 标，明确加大新能源布局，2025 年累计新能源装机量将达 55GW，约占公司总装机 量的 33%；其中风电为 29GW，“十四五”期间年均增速 28.8%，光伏 26GW，“十 四五”期间年均增速 67.4%。横向来看，公司“十四五”新能源新增目标领先行业； 从“十三五”年度资本支出完成度来看，重点布局领域往往实现超计划配置，因此 我们认为 55GW 新能源装机目标大概率将超额完成。

公司持续投入新能源建设，新能源资本支出占比提升。新能源建设逐步占据公司资 本支出的核心地位，2021 年资本支出中新能源建设支出占比高达 62.4%，而根据 资本支出计划，2022 年此项占比将上升至 68.24%。

过去以建设风电为主，未来风光并举。按以往资本支出来看，风电远高于光伏，因 此 2021 年风电、光伏装机量差距较大，分别为 10.54、3.31GW。而根据 2021 年 披露的资本支出计划，公司 2022 年风电资本支出计划为 126.49 亿元，光伏资本支 出计划则为 186.09 亿元，光伏资本投入计划同比增长 160%，未来有望风光并举。 结合公司“十四五”规划，我们预计 2022-2025 年风电及光伏累计装机量分别为 13.54、17.54、22.54、29.00GW 及 8.31、13.81、19.81、26.00GW。

公司近年来更多投入海上风电项目。公司自 2019 年起开始布局海上风电，至 2021 年，全容量并网的风电项目中，有 65%为海上风电项目。由于海上风电项目投资成 本相比陆上风电更高，2019-2021 年公司风电单位装机投资有明显提高；而 2022 年海上风电补贴取消，随着提高风轮直径、单机容量以及工程水平等海上风电技术 发展，预期海上风电成本将持续下降。

3.3、新能源盈利能力领先，未来ROE有提升空间

火电盈利能力制约因素多，而新能源发电盈利能力相对稳定。我们选取新能源发电 为主的企业（三峡能源、浙江新能、新天绿能）与传统火电运营商（华能国际、华 电国际、申能股份）2016 年至 2022H1 的 ROE 进行对比：2016 年新能源运营商与 传统火电运营商盈利能力基本持平，自2017年始新能源的盈利能力明显高于火电。 公司“十四五”目标新能源装机 55GW，新能源装机量占比提升至 33%，公司 ROE 有进一步提升空间。

公司新能源单位装机毛利处于行业前列。2021 年，公司风电单位装机毛利 0.59 元/ 瓦，风电毛利率 61.63%，高于行业平均水平。光伏单位装机毛利 0.36 元/瓦，光 伏毛利率 59.69%，亦属行业内较高水平。公司新能源盈利能力快速增长，风电业 务毛利润 2017-2021 年 CAGR 达到 35.2%，毛利率提升 8.9pct；光伏方面，公司 自 2015 年部署光伏机组，光伏业务毛利润 2017-2021 年 CAGR 达 38.3%。

4、盈利预测

1） 境内电力及热力业务 a. 未来装机量变化假设 根据：1）公司在建工程情况，2）“双碳”背景下，公司转型清洁能源综合运营商 趋势确定，3）公司在 2021 年业绩发布会中提出：“十四五”期间年均新增新能源 装机量 8GW 以上；2022 年公司计划新增 8GW 新能源，其中风电约 3GW，光伏 约 5GW。我们假设：2022-2024 年生物质及水电装机量不变；火电装机量 22 年增 长 140 万千瓦（大连 2*35 万千瓦的机组和青岛 2*35 万千瓦的机组）达 10,364.2 万千瓦，2023 年增加 92 万千瓦（洋浦热电联产项目 92 万千瓦）达 10,456.2 万千 瓦，2024 年火电装机量维持 2023 年水平；风电装机量分别为 13.54、17.54、 22.54GW，同比增长 28.5%（3GW）、29.5%（4GW）、28.5%（5GW）；同期光 伏装机量分别为 8.31、13.81、19.81GW，同比增长 151.01%（5GW）、66.2%（5.5GW）、 43.4%（6GW）。

b. 影响电力业务营收主要变量的假设 由于新能源发电上网占比逐渐提升，挤压火电利用小时数；我们假设 2022 年煤电 利用小时数较 2021 年下降 100 小时，至 4,294 小时；2023 及 2024 年逐年下降 100 小时，分别为 4,194、4,094 小时。燃气 2022 年利用小时数较 2021 年下降 61 小 时，至 2,600 小时；2023 及 2024 年维持 2600 小时。综合煤电及燃气利用小时数 变化情况，2022-2024 年火电利用小时数分别为 4,125、4,022、3,933 小时。

2018-2021 年间生物质能平均利用小时数 6,000 小时左右，我们假设 2022-2024 年 该发电类型维持 6,000 小时水平。受益于：1）风电、光伏技术继续完善，2）不断 布局海上风电，在山东、浙江等光照资源较丰富地区建设光伏项目；我们假设公司 2022-2024 年风电、光伏利用小时数均逐年增加 50 小时。2022/2023/2024 年对应 风电利用小时数为 2,028/2078/2128 小时，光伏为 1,132/1,182/1,232 小时。

综合各发电类型装机容量及利用小时数估算，预计公司 2022-2024 年的境内发电量 分别为 4,661、4,750、4,853 亿千瓦时，同比增速分别为 1.9%、1.9%、2.2%。除生物质能以外的各电力类型 2022 年厂用电率较 2021 年稍有下降，火电、风电、光 伏厂用电率分别为 6%、4%、3%，并在 2023—2024 年维持该水平。 假设 2022-2024 年年均不含税上网电价分别为 0.479、0.484、0.488 元/千瓦时，同 比+11.88%、+0.98%、+0.94%。

按类型看，1.火电上网价：在全面放开燃煤发电 上网电价，扩大上下浮动范围至 20%背景下，我们假设 2022-2024 年火电上网价 格分别为 0.476、0.481、0.485 元/千瓦时，同比+20%、+1%、+1%。2.可再生能 源上网电价：国家对于新能源上网电价补贴逐渐退坡、取消，假设风电、光伏分别 于 2023、2024 年全面取消补贴，对应 2022-2024 年风电上网价 0.504、0.499、 0.498 元/千瓦时，同期光伏发电上网价格分别为 0.555、0.531、0.520 元/千瓦时。 同期，水电及生物质能上网电价假设不变。 综上，我们预计公司 2022-2024 年境内电力业务营收分别为 2,103、2,167、2,237 亿，同比增长 21.1%、3.0%、3.2%。

c. 影响电力业务营业成本主要变量的假设 2021 年煤炭价格大涨导致公司盈利能力受损；近期国家发展改革委印发《进一步完 善煤炭市场价格形成机制》的通知，旨在研究依法对煤炭价格实行干预措施，促进 煤炭价格回归合理区间（秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格每吨 570~770 元（含税））。

根据公司前三季度煤炭成本情况，我们假设 2022 年煤炭均价较 2021 年上涨 8%，2023 年同比下降 9.5%（假设 2023 年成本为长协要求上限 770 元/吨， 叠加 5%运输费用，对应入炉 5500 大卡煤价 809 元/吨），2024 年维持 2023 年水 平。假设 2022-2024 年平均供电煤耗维持 2021 年 291 克/千瓦时的水平。假设 2022 年风电单位装机营业成本为前三年平均值 378 元/千瓦，2023、2024 年风电单位装 机营业成本为前三年平均值，分别为 369、373 元/千瓦；2022 年光伏组件成本高 企，我们假设 2022 年光伏单位装机营业成本较上年上升 20%为 290 元/千瓦，2023 年下降 5%为 276 元/千瓦，并在 24 年维持该水平。

2） 境外电力及热力业务 公司境外业务主要包括：在新加坡全资拥有一家营运电力公司（大士能源，100% 控股），在巴基斯坦投资一家营运电力公司（如意巴基斯坦能源，间接控股 40%）。 2020 年境外电力及热力业务营收并表为 105 亿元。2021 年新加坡业务营业收入同 比增加 54.61 亿元，较上年同期增长 50.21%；巴基斯坦业务营业收入同比增加 11.12 亿元，较上年同期增长 26.94%。2021 年境外电力及热力业务并表增长收入 59 亿元，对应 2021 年境外电力及热力业务营收 164 亿元，我们假设 2022-2024年营收维持 164 亿元，2022-2024 年营业成本及毛利润维持 2021 年水平，分别为 151 及 13 亿元。

3） 其他业务 其他业务主要为港口服务及运输服务业务，我们假设 2022-2024 年平稳运营。 综上，我们预计公司 2022-2024 年的营业收入分别为 2,416、2,483、2,557 亿元， 同比增长 18.1%、2.8%、3.0%；综合毛利率分别为 4.4%、14.0%、16.4%。

2021 年煤价高企导致公司亏损 126.73 亿，我们预计公司 23 年扭亏为盈，净利润 大幅增长。2021 年风电、光伏单位装机净利润分别为 4.2 亿及 2.1 亿/GW。随着新 能源发电补贴退坡，我们假设新能源单位盈利能力有所下行：光伏 2022-2024 年单 位装机净利润为 1.8、1.7、1.6 亿/GW；同期风电为 3.5、3.2、3 亿/GW。 少数股东权益： 根据公司 2021 年披露的在建工程，未并网风电、光伏项目装机量分别为 1.95 及 0.45GW，权益装机量分别为 1.83 及 0.39GW，对应少数股东权益比例 6.2%及 13.0%。 假设 2022 年新增风电、光伏少数股东比例分别为 6.2%、13.0%；叠加 2021 年装 机量水平，我们推算 2022 年风电、光伏少数股东权益比例分别为 6.67%及 13.50%。 公司通过自建方式加速布局新能源业务，我们假设 23-24 年风电、光伏少数股东权 益比例稍有下降，分别为 6.5%及 13.0%。

（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。）