2023年华能国际研究报告火电是公司电力业务主营板块

一、华能国际：华能集团旗下火电龙头，转型发展迈向新时代

华能国际电力股份有限公司（简称“华能国际”）是全国五大发电集团之一华能集团旗下的综合性电力运营公司，实 际控制人为国务院国有资产监督管理委员会。自创立之始，公司就以大型发电厂的开发、建设与运营作为主要业务； 如今，华能国际已成为国内最大的发电公司之一，也是国内首个在纽约、香港、上海三地上市的发电公司。近年来， 公司积极推进战略转型，大力发展清洁能源赛道，成为新时代电力板块不可忽视的龙头企业。

1、逾28年发展历程，历经三地上市与转型发展

华能国际的成立源起于华能集团对海外资本市场的一次大胆探索。1988 年 8 月，中国华能集团公司经国务院批准成 立。集团成立初期，其办电方针主要是依托华能国际电力开发公司（现华能国际控股股东）利用外资筹资，帮助地方 自建自管电厂，以应对改革开放初期经济飞速发展导致的电力供应不足。 1994 年 6 月 30 日，华能国际电力股份有限公司正式成立。迄今，公司发展历程大致可以分为三个阶段：

创立上市阶段（1994-2000）：该阶段，公司以多地上市、募集足量发展资金作为主要目标。尽管上市工作十分 艰难，公司经过重重努力，多次在欧美开展路演，最终成功于 1994 年 10 月 6 日在美国纽约证券交易所上市， 并成为当时中国第一批在境外上市且筹资最多的公司，不少电厂的扩建资金问题因此得到了完全解决。为了扩大 在国际资本市场的融资渠道，1998 年 3 月 4 日，公司在香港联合交易所有限公司上市。时逢香港证券市场遭受 亚洲金融风暴重创，公司采用“闪电”配售方式发行 2.5 亿 H 股，筹资约 1.4 亿美元，被评为“1998 年度最佳 股票发行”。依托纽交所与港交所，公司境外直接融资一共筹集到了约 10 亿美元的发展资金。

发展并购阶段（2000-2010）：该阶段，依托境外上市所筹资金，背靠华能集团一系列资产重组计划，公司发电 和业务规模与产能得到了飞速发展，火电成为营收主力。2000 年，公司合并了同为纽交所上市公司的山东华能 发电股份有限公司，成为华能集团旗下唯一的境外上市发电公司；2001 年，进入新阶段的公司决定回归国内 A 股市场，并于 2001 年 12 月 6 日在上海证券交易所上市（股票代码：SH600011）。2002 年至 2014 年间，公司 先后多次收购兼并华能集团、山东电力集团旗下的资产，如石洞口、沁北、井冈山等电厂资产及滇东能源、鲁能 生物等公司股权。2008 年，公司全资收购了新加坡大士能源有限公司，成功将业务版图拓展至海外。

战略转型阶段（2010-至今）：该阶段，公司在维持火电龙头地位的同时逐步推进清洁能源转型。2009 年 9 月 17 日，公司收购华能启东风力发电有限公司 65%股权，开始进行风电项目的投资布局；随后的几年里，公司陆续并 购康保、酒泉、瓦房店、玉门等多处风电资产。2015 年开始，公司开始布局光伏，资本支出计划中新增光伏项 目，且风光资本支出占比明显提升。2016 年底，公司可控风电装机容量 2439 兆瓦，同比增长 241.6%。

2017 年 9 月，公司如东八仙角海上风电 30 万千瓦项目全面进入商业运营阶段，这也是当时亚洲装机容量最大的海上 风电厂。2019 年，华能集团树立了“大力发展新能源，积极发展水电，突破核电发展，优化发展煤电，择优发 展天然气发电”的发展方针；2020 年，华能集团提出“两线、两化”战略，计划于三北地区与东部沿海省份建 设风光火大型一体化清洁能源基地与海上风电发展带。截至 2022 年底，公司装机总规模达 127.2GW，风光装 机规模达 18.9GW，清洁能源占比高达 26.07%。

2、营收能力稳健增长，业绩受煤价影响较大

公司近年营收规模整体稳健增长，主营业务表现稳定。回顾公司近年来的营收情况，除 2016 年火电行业遭受电价下 调与新能源挤压利用小时数的双重打击，和 2020 年疫情导致的境内外售电量严重下降造成营收负增长之外，公司收 入业绩基本保持稳步增长态势。2022 年，公司实现营业总收入 2467.25 亿元，同比增长 20.31%；近 8 年营收复合 增速达 9.72%。公司业务主要包括燃煤燃气电厂、新能源发电项目的开发、建设、运营，为社会提供电力、热力及综 合能源服务等。其中，电力及热力是公司的主营业务，近年来营收占比稳定维持在 95%以上。

火电是公司电力业务主营板块，营收、装机、电量占比远超其他板块。从不同发电类型来看，以燃煤、燃机发电为主 的火电业务是公司电力热力业务中的主要板块。2022 年，公司燃煤业务营收达 1841.49 亿元，占电力业务总营收的 83.71%；燃机业务营收 185.21 亿元，占比 8.42%；二者合计超过 90%。风电、光伏作为第二、第三板块，其营收 占比仅为 6.26%、0.13%。从装机规模与发电量来看：2022 年，公司火电装机占比超过 80%，发电量占比超过 90%。 相比之下，风电装机为 13268 万千瓦，占比 10.81%；光伏装机为 6276 万千瓦，占比 4.93%。

受燃煤板块影响，公司 2022 年业绩仍亏损，但相比同期有所好转。2022 年，公司实现归母净利润-73.87 亿元，同 比减亏 26.17%，亏损情况有所改善。从不同发电类型来看，2022 年燃煤板块利润总额-173.25 亿元，同比减亏 15%； 燃机板块利润总额 5.75 亿元，同比下降 56%；风电板块利润总额 62.35 亿元，同比增长 27%；光伏板块利润总额 11.48 亿元，同比增长 58%。可见，业绩亏损主要原因系燃煤板块的大额亏损。

风光板块营收能力出色，煤价高企是火电板块亏损主因。从各电力板块毛利率变化趋势来看，2020 年及以前火电板 块毛利率维持在 10%附近，近两年有所下降，2022 年为-3.18%，同比上升了 2.95 个百分点。水电板块毛利率较为 稳定，近年来始终保持在 30%附近；风电、光伏板块毛利率近年来趋向稳定在 60%附近的水平，盈利表现较为出色。 近两年火电板块盈利不佳的主要原因在于煤价的居高不下。2021 年，公司原煤采购综合价格 770.67 元/吨，同比上 涨 60.85%；境内火电厂售电单位燃料成本为 316.36 元/兆瓦时，同比上涨 51.32%。2022 年，煤价水平进一步提高， 公司煤炭采购均价上升 49.26 元/吨；境内火电厂售电单位燃料成本为 372.56 元/兆瓦时，同比上涨 17.73%。因此， 尽管公司单位供电煤耗近年来略有下降，火电板块的盈利表现仍然不佳。

公司毛净利率受煤价影响显著，期间费用率有所下降。作为电力业务的主营板块，公司火电板块盈利能力直接与综合 毛净利率挂钩；近两年受煤价持续高企影响，公司综合毛净利率与 2020 年前相比下滑严重。2022 年，公司综合毛利 率为 3.04%，同比上升了 3.37 个百分点，由负转正；综合净利率为-4.09%，同比上升了 2.10 个百分点；二者变化趋 势与火电板块毛利率较为一致。另一方面，近三年来公司期间费用率有所下降。其中，财务费用率的下降趋势最为明 显。2022 年，公司财务费用率为 3.8%，相比 2020 年累计下降了 1.4 个百分点；管理费用率从 2020 年的 2.9%到 2022 年的 2.3%，略有下降；销售、研发费用率变化相对不大。

3、华能旗下核心平台，代表集团转型发展先驱

公司是华能集团旗下最核心的全国性电力运营平台。华能集团创立于 1989 年，是经国务院批准成立的国有重要骨干 企业，属于中国五大发电集团之一，发电装机容量排名亚洲第一。集团主营业务包括电源开发、投资、建设、经营和 管理，电力（热力）生产和销售，金融、煤炭等，旗下拥有 58 家二级单位、480 余家三级企业。截至 2023 年 4 月， 华能集团通过直接、间接形式共持有公司股权 37.13%。

集团旗下另有发电企业 3 家：内蒙古蒙电华能热电股份有限 公司、华能澜沧江水电股份有限公司、华能新能源股份有限 公司。公司发电资产在范围与体量上远超其他 3 家发电企业，且业务范围遍 布全国。2022 年底，华能国际资产总计 5026 亿元；其他 3 家分别为：内蒙华电 407 亿元（2022Q3）、华能水电 1629 亿元、华能新能源 1409 亿元（2022Q3）。华能集团于 2014 年承诺，华能国际是华能集团常规能源业务最终整合的 唯一平台。

承担集团转型发展先驱任务，清洁能源装机比例需提速。作为集团常规能源业务整合的核心平台，公司承担了华能集 团清洁能源转型的先驱任务。根据华能集团规划部署，2022 年初，华能国际制定了在“十四五”末实现清洁能源装 机占比 45%的目标，风电光伏总装机超过 4000 万千瓦。截至 2022 年年底，公司风电可控装机容量为 1362.8 万千 瓦，光伏可控装机容量 627.6 万千瓦，总计 1990.4 万千瓦，约为“十四五”目标的一半；公司风光装机占总装机比 重为 15.64%，清洁能源（含气电、水电）占比为 25.95%，距离 45%的目标仍有不小差距。未来三年，公司需力争 风光年度新增装机量超过 1000 万千瓦，以确保实现“十四五”目标。2023 年，公司风电计划开工 330 万千瓦，投 产 140 万千瓦；光伏计划开工 560 万千瓦，投产 670 万千瓦。若工程进度符合预期，年底公司清洁能源装机占比将 超过 30%。

公司清洁能源转型持续推进，风光板块发售电量占比迅速提升。随着公司清洁能源转型过程的持续推进，公司近年来 风电、光伏发电量与上网电量规模不断提升，占总发电量、总上网电量比例也不断提高。2022 年全年，公司风电发 电量 280.68 亿千瓦时，上网电量 274.10 亿千瓦时，同比增长 37.97%；光伏发电量 60.75 亿千瓦时，上网电量 60.06 亿千瓦时，同比增长 76.24%。风电、光伏上网电量占公司总上网电量比例分别为 6.45%、1.41%，同比增长 1.83、 0.62 个百分点；与转型初期（2016 年）相比，分别累计上升了 5.19、1.39 个百分点，转型效果明显。

二、行业趋势：火电行业逐步回暖，新能源市场稳步发展

1、煤价调整叠加长协保供，“三个100%”促进成本可控

煤炭市场价格机制逐年完善，长协煤政策助力火电上游保供。我国自 2016 年开始推进煤炭中长期合同工作，并执行 “基准价+浮动价”的定价机制；2017 年至 2021 年间，5500 大卡动力煤基准价保持为 535 元/吨，价格浮动区间为 500-600 元/吨。2021 年，受疫情后全球经济复苏的影响，煤炭现货价格大幅上升，长协煤履约情况严重不及预期， 火力发电企业遭受重创。为此，2021 年末至 2022 年间，国家发改委多次发布中长期合同（中长协）煤及煤价调控相 关政策，坚决做好火电上游保供工作。

煤价今年预期有所回落，火电企业长协实现成本可控。回顾动力煤市场价格走势可以发现，2021 年之前，煤炭价格 虽有波动，但长期稳定在 520-530 元/吨的区间内；这与国家发改委设定的 5500 大卡动力煤基准价是相吻合的。2021 年，受疫情后全球经济复苏的影响，动力煤价格大幅上升；2021 年年底一度超过 1000 元/吨。2021 年年底至 2022 年上旬，国家发改委多次出台政策调整动力煤基准价与价格浮动区间，动力煤价格逐步回落至 550 元/吨附近。预期 2023 年火电行业整体煤炭采购均价将跟随动力煤价格走势而有所回落。

另一方面，从 2022 年业绩公布情况来看，火 力发电企业长协采购情况与火电板块毛利率、利润额有着紧密联系。以国家能源集团旗下国电电力为参照进行对比。 2022 年，国电电力共采购煤炭 1.95 亿吨，其中长协煤 1.89 亿吨，占比 96.9%；相比之下，公司全年长协煤采购占 比仅为 56.9%。上游成本的不可控，带来的是火电板块利润率的差距。2022 年，公司火电毛利率-3.18%，业绩亏损； 而国电电力火电毛利率高达 9.70%，全年实现归母净利润 28.25 亿元。受煤价改善影响，2023 年以来公司长协煤履 约兑现率明显好转；2022 年公司长协煤兑现率仅 66%，2023 年 1-2 月兑现率超 90%。

2、“双碳”推动清洁能源转型，灵活性改造政策影响有望扩大

“十四五”期间我国能源转型工作继续推进，清洁能源装机发电比例逐年提升。清洁能源包括水能、风能、太阳能、 核能、生物能、海洋能、地热能、氢能等，其中前四种在我国开发程度相对较高。我国“十四五”规划显示，预计 2025 年我国非化石能源发电量比重达 39%左右，2030 年风电、光伏总装机容量将超过 12 亿千瓦。截至 2023 年 2 月，我国风电装机量比重为 14.28%，水电、光伏占比各约 16%，核电占比约 2%，合计 48.24%。2022 年全年，上 述四类清洁能源机组发电量比重合计 30.23%。可见，我国清洁能源占比相较“十四五”目标仍有一定差距。

“双碳”战略推动发电企业开展转型，各大电力集团抢占清洁能源赛道。为确保碳达峰、碳中和工作顺利开展，2021 年 11 月 27 日，国务院国资委下发《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，指出到 2025 年，中央企业产业结构和能源结构调整优化应取得明显进展，可再生能源发电装机比重达到 50%以上。五大发电集团 率先响应，根据自身能源结构制定“十四五”可再生能源开发规划。国家电投集团、华电集团计划于 2025 年底实现 清洁能源装机占比 60%目标，大唐集团、华能集团、国家能源集团目标则为 50%。截至 2022 年底，国家电投清洁能 源占比达 65.87%，率先完成目标；华能集团占比排名第四，后续清洁能源规划需适当提速。

调峰优势叠加风光额度，灵活性改造或将起到关键作用。在发展风电光伏等新能源之外，作为传统大型发电企业主要 资产的煤电机组也可以通过灵活性改造的方式参与清洁能源转型。一方面，相比其他调峰方式，火电灵活性改造具有 明显的成本优势，可以显著降低新能源机组配置储能的相关成本。经测算，采用电化学储能进行调峰的单位发电成本 约为 0.6-0.9 元/千瓦时，单位投资成本约 5500 元/千瓦时；若选用抽水蓄能方式，则单位发电成本可降低至 0.06 元/ 千瓦时，但单位投资成本上升至 6000 元/千瓦时。

相比之下，火电灵活性改造单位发电成本仅 0.05 元/千瓦时，单位 投资成本约 500-1500 元/千瓦时，显著低于其他几种方式。另一方面，近年来国内多地政府出台政策，将发电企业火 电灵活性改造总量与新能源建设指标挂钩；根据各地不同情况，各省新能源建设指标配置相对于新增调峰容量的倍数 在 1.4-2.5 倍之间不等。随着灵活性改造配置新能源指标政策的陆续落地，火电转型企业在新能源项目的获取上具有 相对性优势。考虑到上述两点，未来灵活性改造可能在发电企业清洁能源转型过程中起到关键作用。

3、电价上浮新规效果显著，容量电价变革或将利好火电

电价改革新规全年落实，多数省区顶格上浮提升明显。2019 年 10 月，我国取消了运行 15 年之久的标杆电价机制， 改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。2021 年下半年，受疫情后经济复苏、能源转型降碳、煤炭价格上涨等 多重因素影响，全国多地出现“能源双控”等限电措施。为保证发电企业利益，2021 年 10 月 11 日，国家发改委发 布 1439 号文，将市场交易电价上下浮动范围调整为原则上均不超过 20%，高耗能行业与现货价格不受该范围限制。 2022 年，各省代理购电价格相较基准价明显上浮，多地年度长协成交价格达到 20%顶格上浮，成效显著。

容量电价机制陆续出台，盈利空间扩大利好火电发展。在市场化价格机制的基础上，2022 年以来山东、贵州、云南 等多地也提出了针对火电机组的容量电价机制，鼓励投资运营火电机组以发挥其“压舱石”作用，保障系统的灵活性 与备用裕度。目前，我国电力能量市场遵循“基准价+浮动价”的价格机制，辅助服务市场按启停、深度调峰、旋转 备用等不同规则进行价格补偿，火电机组固定成本分摊机制却尚不健全。以往的标杆电价与现在的基准电价均由国家 发改委统一制定，对机组建设的固定成本有一定的考量；未来市场化电价机制愈发完善的情况下，容量电价将与能量 市场电价、辅助服务市场价格区分开来，进一步扩大火电机组盈利空间，从而利好火电行业发展。

三、推荐逻辑：“煤炭+硅料”成本双优化，火电央企政策估值均利好 1、火电：长协煤政策保障煤价稳定，行业回暖助力火电龙头盈利修复 公司火电资产底蕴雄厚，装机发电规模位居行业第一。2002 年五大发电集团分家之时，华能集团即拥有最多的发电 资产，绝大多数是火电发电资产；此后，华能集团在火电资产体量上一直位居龙头。根据 2022 年数据，从装机规模 上看，全国全口径发电装机容量 25.6 亿千瓦，其中火电机组装机容量约 12.9 亿千瓦，公司境内火电可控装机容量约 104.8 吉瓦，占比 8.12%，在五大发电集团的核心火力发电企业（国家能源-国电电力、国家电投-中国电力、华电集 团-华电国际、大唐集团-大唐发电）中排名第一。从发电量上看，全国全口径火电发电量 5.35 万亿千瓦时，公司全年 境内火电发电量 4152.4 亿千瓦时，占比 7.76%，在五大发电集团中仍位列第一。

煤价压控加速火电行业回暖，公司火电板块盈利能力有望提升。2023 年 1 月 5 日，中央企业负责人会议指出，2023 年中央企业发展目标为“一增一稳四提升”，这也是公司近年的发展目标。实现该目标的核心，一在于提高盈利能力， 二在于增加现金回收。火电板块盈利能力，则与其上游成本（煤价）与下游售价（售电价）紧密相关。2022 年，公 司电力、热力业务燃料成本共计 1705 亿元，约占主营业务成本的 73.33%。结合煤价变化趋势，可以发现煤价指数 与公司火电板块毛利率近似呈现负相关关系。

长协煤履约情况改善助力成本可控，多地电价上浮创造盈利空间。2022 年，受长协煤政策落地较晚、下水煤市场供 应紧张，长协煤/现货煤价格差异较大等多重因素影响，公司长协煤采购计划不及预期，一至四季度长协占比分别为 62.73%、54.76%、55.99%、54.88%；部分煤矿兑现积极性差，2022 年公司长协煤兑现率仅 66%，低于 80%的目 标。2023 年以来，公司长协煤签订、履约情况同期相比明显好转，年度长协签订量约 83%，兑现率达 90%以上。预 计 2023 年全年公司长协煤兑现率将大幅提升，火电上游煤炭成本将充分可控。售电电价方面，2022 年，公司业务范围内多个省区售电价格相较 2021 年出现明显上浮，半数省份上浮幅度超过 15%。预计 2023 年售电价格整体将维持 高位，为公司创造足量火电盈利空间。

2、新能源：硅料价格回落加速风光发展，新能源基地建设潜力可期

公司新能源赛道发展迅猛，装机发电规模跻身行业前列。相比于自分家之时就持有的雄厚火电资产，公司在清洁能源 发电方面的进展相对来说一直较为滞后，华能集团清洁能源装机占比在五大发电集团中仅列第四位。但放眼全行业， 公司凭借近年来大力建设风光项目，在风电、光伏赛道上也已跻身行业前列。从装机规模上来看，2022 年全国并网 风电 3.65 亿千瓦，并网太阳能发电 3.93 亿千瓦。公司可控风电装机容量 1362.8 万千瓦，可控光伏装机容量 627.6 万千瓦，占比分别为 3.73%与 1.61%，在发电企业中装机规模领先。

从发电量上来看，2022 年全国风力发电量 7622.7 亿千瓦时，太阳能发电量 4275.8 亿千瓦时，公司风电发电量 280.68 亿千瓦时，光伏发电量 60.75 亿千瓦时，占比分 别为 3.68%与 1.42%，也在行业中处于领先地位。相比 2021 年，2022 年公司在新能源赛道上整体前进，风电新增 装机 309.3 万千瓦，超过大唐集团旗下大唐新能源；光伏新增装机 296.5 万千瓦，接近 2021 年装机量一倍，一举超 过国家电投集团旗下吉电股份与上海电力。

疫情和组件提价延缓公司投产进度，硅料价格回落加速光伏需求。截至 2022 年年底，公司风电可控装机容量为 1362.8 万千瓦，光伏可控装机容量 627.6 万千瓦，合计仅约 1900 万千瓦，尚未达到“十四五”目标的一半。一方面，过去 两年间全国多地疫情反复，风光产业组件生产、机组安装、并网投产等工程进度受到明显影响；另一方面，2021 年 年初以来，硅料市场供应紧缺带动光伏组件价格持续上行，国内光伏装机进度被迫进一步滞后。2023 年 1 至 3 月， 国内光伏一反“一季度淡季”的常态，新增装机 3366 万千瓦，同比增长 154.81%；随着下半年硅料供应放量，光伏组件价格将回落，带动国内光伏装机需求继续增长，预期公司新能源建设投产速度也将加快。

公司风光资本开支近 4 年超 60%，2023 年投产形势较为乐观。2019 年，华能集团树立了“大力发展新能源，积极 发展水电，突破核电发展，优化发展煤电，择优发展天然气发电”的发展方针。自 2019 年开始，公司资本性支出结 构发生明显变化。2018 年及以前，公司支出以火电机组与技术改造为主，占比超过 60%；2019 年至 2022 年期间， 公司资本性支出以风电、光伏为主，占比连续 4 年超过 60%。

2023 年，公司资本支出计划预计风电 118.36 亿元， 太阳能 140 亿元，占比高达 64.3%。巨额资本性支出下，公司风光项目建设势头迅猛。2023 年，公司风电计划开工 330 万千瓦，投产 140 万千瓦；光伏计划开工 560 万千瓦，投产 670 万千瓦。从 2023 年一季度来看，公司新能源 投产形势整体相比去年更为乐观。根据公司开工、投产计划及行业形势，预测 2023 年全年，风电装机容量增速 20%+， 光伏增速 80%+；2023 年至 2025 年公司风电营收增速将维持在年均 20%+，光伏预计年均增速 50%+。

积极参与可再生能源一体化基地建设，数据中心发展未来可期。公司背靠华能集团，是各大发电集团中布局清洁能源 一体化基地最为积极的企业。2019 年，集团提出“两线、两化”战略，“北线”布局风光煤电输用一体化基地，“东线”着力打造一体化海上风电发展带；2021 年提出“十四五”期间加快建设“世界一流现代化清洁能源企业”战略 目标。截止 2022 年 2 月，华能集团签约一体化基地项目规模达 40GW，在同行中遥遥领先；2022 年全年签约一体 化基地项目合计达 13 个，签约数量排名领先。

而在“双碳”背景下，国家出台了一系列政策推动数据中心通过自建 可再生能源设施、绿色电力交易、认购可再生能源绿色电力证书等方式，以提升清洁能源的使用比例。可见，“绿色 数据中心+清洁能源一体化大基地”的协同发展模式在未来具备可行性和必然性。在未来数字经济发展带动算力需求 的大背景下，作为我国重点发展清洁能源的龙头企业，公司将从清洁能源一体化基地建设中受益明显。

3、政策：“火转绿”调峰收益潜力大，新能源补贴改善公司现金回收

调峰补偿标准超过 0.31 元/kWh 时，深度调峰运行具有经济性。测算中选取 300MW 煤电机组，假定其灵活性改造后 稳定负荷率从 50%降至 30%（即新增调峰容量 60MW）。测算参数如下： 1）运行参数：假设初始年利用小时数为 2022 年全国火电平均利用小时数 4379 小时，供电标准煤耗 302.5 克/千瓦 时，厂用电率 4%；煤价取秦皇岛港动力煤（5500 千卡）中长期交易价格上限 0.77 元/kg，上网电价取平均燃煤 标杆 0.37 元/kWh 上浮 20%后的 0.45 元/kWh。

2）改造参数：假设每减少 1%的机组出力，供电煤耗相应增加 0.65 g/kWh；平均每日调峰时长为 2h。假设灵活性改 造成本为 600 元/kw，则机组改造成本为 3600 万元；设折旧年限为 20 年，则每年分摊成本 180 万元。 测算结果表明，当调峰补偿标准为 0.40 元/kWh 时，每年通过调峰增加税前利润 407 万元；调峰补偿标准降低为 0.31 元/kwh 时，每年税前利润增加 30 万元。可见在当前假设下，调峰补偿标准超过 0.31 元/kWh 时，火电灵活性改造后参与深度调峰的经济性开始显现。

大部分区域调峰补偿标准超过盈亏平衡点，“火转绿”企业收益潜力大。受益于火电灵活性改造带来的新能源建设指 标与调峰能力，相比于纯绿电运营商，“火电转绿电”企业将具有更大的收益潜力。一方面，正如前文所说，火电灵 活性改造相比于其他调峰方式具有显著的成本优势；另一方面，在政策引导下，我国辅助服务市场日趋成熟，多地出 台了针对火电机组灵活性改造参与调峰辅助服务的补偿标准。

以南方能源监管局印发的《南方区域电力辅助服务管理 实施细则》为例，其规定燃煤机组、生物质机组深度调峰出力在额定容量 40%~50%之间的，按照5（元/兆瓦时）的 标准补偿；深度调峰出力在额定容量 30%~40%之间的，按8 × 5（元/兆瓦时）的标准补偿。计算可以发现，若深度 调峰出力在额定容量 30%~40%之间，则广东省调峰补偿标准约为 0.79 元/kWh，广西、云南、贵州、海南分别为 0.40、 0.66、0.65、0.60 元/kWh。可见，大部分区域调峰服务补偿标准超过了前文测算的经济性盈亏平衡点 0.31 元/kWh， 经过灵活性改造的火电机组将拥有新能源机组无法比拟的灵活性与调峰收益空间。随着市场机制的逐步完善与公司火 电机组灵活性改造的持续推进，预计公司未来盈利能力将进一步提高。

第二、三批可再生能源补贴核查落地，新能源欠补缺口有望逐步解决。2017 年国内 新能源迅猛发展时，欠补问题开始显现，缺口不断扩大。据中国可再生能源学会统计，截至 2021 年底，拖欠的可再 生能源补贴累计约 4000 亿元。目前，我国风电、光伏已经全面进入平价发展阶段，但可再生能源发电补贴缺口额在 不断增加。2022 年 3 月，财政部发布《关于 2021 年中央和地方预算执行情况与 2022 年中央和地方预算草案的报告》， 明确指出要推动解决可再生能源发电补贴资金缺口；国家发改委联合财政部、国务院国资委，授权成立了北京和广州 两个可再生能源发展结算服务公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题；随后，国家开展了可再生能源发电补贴核查 工作，严厉打击可再生能源骗补的行为。

2022 年 10 月，信用中国发布《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确 认的合规项目清单的公告》，公示第一批经核查确认的合规项目共计 7344 个。分类型来看，共包含 3778 个风电项目、 2591 个光伏项目和 975 个生物质项目。2023 年 4 月 18 日与 26 日，国家电网先后发布了 2023 年第二批、第三批 可再生能源发电补贴项目清单。其中，第二批共 21 个项目，包含 4 个风电项目、14 个光伏项目与 3 个生物质项目； 第三批共 7117 个项目，包含 1 个分布式风电项目、7116 个分布式光伏项目。

新能源回款政策逐步落地，公司现金流情况明显改善。伴随 2022 年多次可再生能源电价附加补助资金年度预算的拨 付，公司可再生能源补贴回款陆续收回，现金流情况得到明显改善。2022 年，公司经营性活动现金净流量 325.20 亿 元，同比增加 262.69 亿元，相比 2021 年同期增长 439.53%，与公司收回可再生能源补贴同比增加之间存在直接联 系。经营性现金净流入的大幅增加有力支撑了公司资本性开支，净融资额大幅减少。2022 年，公司筹资性现金净流 量 79.73 亿元，同比减少 317.94 亿元。预计未来随着可再生能源补贴回款政策的逐年落实，叠加煤价回落、电价上 浮等因素影响，公司现金流状况将进一步改善。

4、估值：中国特色估值体系下，国央企估值重估逻辑利好火电

重资产国央企估值处历史地位，火电国央企估值修复空间大。央国企是我国国民经济的重要支柱，对于推动经济发展、 促进就业、保障民生至关重要。但由于央国企普遍集中在传统行业，多为重资产运营，且在传统的考核制体系下，央 国企更注重资产和收入规模的扩大，对成长性和盈利能力的重视程度不足，导致国企尤其是上市央企估值普遍较低。 对比民企、国企、央企与市场 PB（LF），可以发现国央企估值显著低于民企与市场整体估值水平，且处于历史低位。 若进一步对比电力行业和市场整体的估值水平，可发现电力（申万）、万得全 A、沪深 300 的 PB（LF）中位数分别 为 1.53x、1.92x、1.58x，电力行业整体估值低于行业平均水平；子版块中，火力发电的 PB（LF）中位数仅为 0.91x， 显著低于行业平均水平，存在较大的估值修复空间。

“中国特色估值体系”调整考核体系，公司“一利五率”指标有较大提升预期。2022 年 11 月 21 日，中国证监会主 席易会满首次提出要“探索建立具有中国特色的估值体系”，呼吁围绕企业成长性与盈利能力，建立评估导向更加科 学、明确的央国企估值体系。2023 年 1 月，国资委将中央企业 2023 年主要经营指标由原来的“两利四率”调整为 “一利五率”，并提出了“一增一稳四提升”的年度经营目标；这也是华能国际 2023 年的经营目标。

调整后，主要经 营指标中不再纳入净利率，营业收入利润率替换为净资产收益率，并且新增营业现金比率指标。在该考核体系下，股 权激励到位、盈利能力强、现金流状况好、发力“双碳”目标加速新能源转型的火电央企有望显著受益。2022 年， 华能国际“一利五率”指标分别为：利润总额-97.03 亿元，资产负债率 74.82%，研发投入强度 0.65%，全员劳动生 产率（取薪酬总额占营业收入比率计算）7.03%，营业现金比率 13.18%，净资产收益率-18.5%。考核指标变化下， 公司财务指标有望进一步改善。

（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。）