破除煤电“跷跷板”魔咒，华电国际：涅槃重生，价值能否重铸？
（报告出品方/分析师：民生证券 严家源）
01. 豪门旗舰，常规能源整合平台
1.1 起步山东，全国布局
华电国际电力股份有限公司（以下简称“公司”）前身是由山东电力集团公司、山东省国际信托投资公司、山东鲁能开发总公司、我国电力信托投资有限公司及枣庄市基本建设投资公司在1994年共同发起，经原国家经济体制**委员会批准设立的山东国际电源开发股份有限公司。
1999年6月，公司在香**合交易所**上市。2003年4月，原控股股东山东电力集团根据电力体制**的规定，将其持有的53.56%公司股权转至新成立的华电集团，公司名称变更为华电国际电力股份有限公司。2005年2月，公司**上海证券交易所，实现A+H两地上市。
截至2022年末，华电集团直接持有公司总股本的48.61%，为公司控股股东，国资委为公司实控人。
截至2022年末，公司控股装机容量约5475万千瓦，其中燃煤机组约4370万千瓦，燃气机组约859万千瓦，水电机组246万千瓦，燃煤装机约占公司控股装机容量的79.8%。作为起家于山东的电力***，山东省内装机一直约占公司火电装机的半壁江山，截至2022年末，公司在山东省火电装机2070万千瓦，占公司火电总装机约39.6%。
1.2 集团常规电源核心平台，大量火、水电资产有望注入
2021年5月，公司与福新发展及华电福新共同签订《华电福新能源发展有限公司之增资扩股协议》，拟出资212.37亿元，其中风、光资产作价不高于136.09亿元（最终交易对价136.09亿元）、现金出资不低于76.28亿元（最终现金出资对价为76.87亿元），认购福新发展的新增注册资本58.97亿元，取得其37.19%的股权。剥离风、光新能源资产后，控股股东明确公司为集团常规电源最终整合平台，煤电、气电、水电为公司持有的电源类。
截至2022年末，公司已核准及在建装机容量818.91万千瓦，其中煤电581万千瓦，气电208.11万千瓦，公司乌溪江抽蓄项目获得浙江省***核准批复。
除自建资产之外，集团未上市常规能源注入亦是公司体量扩张的重要路径。自2015年起华电集团逐步将湖北、湖南区域合计1001万千瓦的火电资产逐步注入公司。
华电集团作为全国五大发电集团之一，截至2021年末控股装机容量17872万千瓦，其中火电12049万千瓦，水电2879万千瓦，风、光及其他电源类型2944万千瓦。目前集团旗下发电上市平台除公司外，包括新能源平台华电新能，区域性发电公司黔源电力、金山股份、*ST华源。截至2021年底，华电集团旗下尚未证券化的火电、水电资产分别约5544、2315万千瓦。
从装机绝对量看，相比其他发电集团旗下上市平台，公司火电装机略高于大唐发电（5361万千瓦），小于华能国际（10680万千瓦）、国电电力（7184万千瓦）。2021年公司总装机占集团总装机的44.3%，低于华能国际、大唐发电、国电电力，未来仍有进一步提升的空间。
02. 新型电力**下火电价值重估，破除煤电“跷跷板”魔咒
2.1 煤价跌宕，火电起伏
在2021年进行新能源资产剥离前，火电（以煤电为主）在公司总装机中的占比约88%，发电量、上网电量占比约93%，因此煤价主导的燃料成本变化，造成公司业绩大幅波动。
我们将上网电价、煤价、利用小时归为影响煤电业绩的核心三要素，相较于电价变化，受供需影响，煤价波动更加市场化，因此煤电企业业绩随着煤价的变化而周期性变化。
自2016年年中电煤**开始上行，2016年、2017年公司业绩下滑；自2018年初电煤**逐渐下行，公司业绩逐渐修复；但到2021年年中，电煤供应紧张，**飙升，全年公司燃料费支出757.43亿元，同比增长83.0%。但电价调整滞后，公司业绩录得自上市以来最大亏损，2021年全年归母净利润亏损49.65亿元。
2022年，电煤**持续高位震荡，公司燃料成本支出828.66亿元，仍同比增长9.4%。但受益于国家***《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化**的通知》，煤电市场交易电价上下浮动范围打开至20%，公司火电平均上网电价上浮约22%至0.533元/千瓦时，部分冲抵燃料成本的上升，发电及供热业务的毛利亏损大幅收窄至3.93亿元，同比减亏68.20亿元，全年归母净利润约1.00亿元，成功实现扭亏为盈。
2.2 坚持高比例分红
虽然公司业绩受行业特性影响剧烈波动，但始终坚持分红回馈股东，自2012年起分红率始终保持在30%以上，2020年度分红率高达75.8%；2021、2022年即使连续亏损（2022年扣除永续债利息后EPS为亏损），公司仍维持大额分红。2019 -2021年，公司连续三年A股股息率超过4.0%、H股股息率超过10%。2022年公司拟每股派息 0.20 元，以分红公告日 3月 29 日收盘价和汇率测算，则A/H股息率达3.5%/7.0%。
2.3 煤电是保供的“压舱石”
2.3.1 “电荒”下，煤电扛起保供大旗
2020年“双碳”目标提出伊始，在2030碳排放达峰、2060碳中和的中远期目标下，以煤电为主的火电在国内电源装机结构中的角色定位颇为尴尬，“消灭煤电”甚至“火电已死”的讨论不绝于耳，但电源结构的改变远不像想象中的那么简单。
2021、2022年连续两年夏季的极端高温少雨气候，国内电力供给偏紧的现状；而以煤电为主的火电，在保供过程中起到了关键性作用。
两次全国性大范围的“有序用电”之后，政策对于煤电的态度也发生了较大的转变，呼吁“重启”之声不绝于耳，当下，煤电仍是我国电力生产的“压舱石”，截至2022年底，我国煤电装机10.79亿千瓦，占全国装机容量的49.0%，占全社会发电量的60.1%。
从用电侧来看，我国二产用电需求仍占据较**重，2010-2022年二产用电占全社会用电量的比重虽由74.9%降至66.0%，但电力消费结构仍然是“生产型”而非“消费型”，电力需求增速与GDP增速的具有高相关性。随着居民收入水平的提高和终端用能电气化的推动，国内产业结构转型升级，三产以及居民生活用电提升，我国的电力需求将持续增长。
据《“双碳”目标下我国能源电力**发展前景和关键技术》预计，到2030年，我国电力需求将达到约11.1万亿千瓦时，2020-2030年年均复合增长率约4.0%，电力需求的刚性特征更为突出，需要持续不断扩大的电力生产能力才能满足需求。
从建设周期来看，煤电约2-3年、核电约5-7年、大型水电约7-10年，这还不包括耗时更久的前期规划、建设筹备等环节。自白鹤滩电站投产之后，“十四五”乃至“十五五”期间国内大水电投产规模较小。核电机组自2019年重启核准，但也需要等到2025年前后才能开始大规模投产。风电、光伏的建设周期较短，仅需1-2年，但受限于自身的低利用小时特性，对于电量结构的改变远远小于对于装机结构的改变。
煤电作为占据五成装机容量、六成发电量的主力电源，风电、光伏对其在电量结构中的替代作用在短、中期内均难有显现，短期内其他电源增量有限的情况下仍将是我国保证电力安全，满足社会增量需求的核心电源。
2.3.2 电价如期上浮
自2021年以来，面对超预期的需求与局部的供给紧缺，火电始终发挥着中流砥柱的托底保供作用，但成本端也承受着前所未有的压力，据中电联测算，2021年因电煤**上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。
电力的紧缺首先在市场化交易制度下的电价变化中必得到体现。2021年9月10日，山东省发布《关于进一步做好全省2021年电力中长期交易工作有事项的通知》，明确参与市场的燃煤发电电量，具体上网电价最高不超过现行燃煤发电基准**的110%即434.4元/兆瓦时，这其实是对2019年10月21日国家***发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制**的指导意见》 进行了再次明确，但此前各地出于自身利益的考虑，均选择性地只执行了“下浮”，即使在已经出现“缺电”的情况下仍刻意忽视“上浮”条款的存在。
此后，广东、安徽、福建、江苏等地陆续发出通知，重新明确了1658号文的相关条款。9月30日，广东发布10月月度交易结果，成交电量28.70亿千瓦时，统一出清价差为+4.53分千瓦时，即较基准价上浮10%。
2021年10月11日国家***印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化**的通知》，将燃煤发电市场交易**浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%。
受益于上网电价的调整，我们测算公司平均上网电价自4Q21起，单季度逐季增长，1Q23达到0.5309元/千瓦时。不考虑山东省的现货报价，公司主要售电区域当前市场化电价仍较当地燃煤基准价上浮约20%，当前的高电价有望延续。
2.4 新型电力**下煤电调峰价值重估
随着居民收入水平的提高和终端用能电气化的推动，国内产业结构转型升级，三产以及居民生活用电提升，我国的电力需求持续增长的同时，电网的电力负荷也随之发生变化。同时随着新能源尤其是光伏装机的快速增长，燃煤火电机组开始承担起更多的调峰任务。
当光照充足时，午间光伏大发时段煤机需要尽可能地压降出力来促进新能源消纳；到了晚间负荷高峰时期，光伏出力降为0，此时又需要煤机来顶峰。服务需求的快速提升，结合部分地区火电容量电价的试点探索，火电的角色定位将由基核电源加速向调峰电源转变。
2023年1月甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》，我们以此为例，测算煤电调峰收益情况。
随着煤电机组参与调峰，在不同的调峰负荷下，机组煤耗、维护成本等指标亦同样发生变化。参考《火电机组深度调峰经济性分析》对一台300MW亚临界机组和一台600MW超临界机组的测算数据，为保证数据可靠性，相关成本仍依据文中假设，设定机组调峰天数非供热季与供热季分别为20、20天，假设当前机组入炉标煤单价为900元/吨。
根据中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500-1500元之间。假设：
目前甘肃煤电机组最低负荷已达到50%。
30万千瓦机组灵活性改造至40%/30%调峰能力单位容量成本分别为900/1000元；60万千瓦机组灵活性改造至40%/30%调峰能力单位容量成本分别为1200/1300元。
灵活性改造资本金比例30%，资金成本3.5%，借款期限10年，且改造后机组剩余使用期限10年。
暂不考虑参与调峰交易后机组燃料、运维等成本增加，仅以调峰收入测算灵活性改造收益，30万、60万机组在深度改造至30%时，才会有正调峰收益，此时IRR分别为29.1%、13.5%。
当考虑参与调峰交易后机组燃料、运维等成本增加，此时调峰收入并不足以覆盖机组参与调峰后增加成本，煤电机组参与调峰积极性受到压制。
当前症结的根本在于现阶段煤电承担了大部分能源转型成本，煤电机组参与调峰辅助服务仍需政策的进一步推进，长期而言政策端需调高辅助服务补偿，提高煤电机组ROE以提高煤电***的参与积极性。
近几年，国内两大抽蓄龙头国网新源、南网能源ROE分别在5%、8%左右，我们认为在给予煤电机组合理的调峰容量补偿收益时，可以参考抽蓄的合理收益率。
03. 分享华电新能高速发展成果
3.1 资产注入+现金注资参股华电新能
华电新能是由华电（福清）风电重组改制设立，自成立之初到2021年12月历经十一次增资、两次增资引战，发展为华电集团新能源整合运营平台，肩负集团“3060”下的转型重任。
截至1Q22，华电新能整合集团旗下风光装机合计2724万千瓦，一举超越国能投旗下的龙源电力成为国内最大的风光***，其中，风电装机2058万千瓦，光伏装机666万千瓦。
3.2 优质资产整合，装机驱动增长
在完成整合后，华电新能新能源项目广泛分布于全国30个省区，并主要集中于“三北”地区及福建、广东等沿海省市。此外，华电新能在西班牙拥有2.8万千瓦的风电资产。
国家***按照风能、太阳能资源状况与工程建设条件，将全国分为四类风能资源区与三类太阳能资源区，华电新能装机规模较大的***、新疆、甘肃、河北、宁夏5省风能、光能资源丰富，涵盖Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风能资源区与Ⅰ、Ⅱ类太阳能资源区。
截至2022年3月末，华电新能在前述5省合计风光装机1319万千瓦，占比48.2%；若加上起步的福建、广东两个沿海省份，7省合计风光装机1599万千瓦，占比58.4%，接近总装机的六成。
受益于较好的风光资源， 2021年华电新能风、光利用小时数分别为2245、1344小时，较全国风、光平均利用小时数分别高出13、63小时。
自 2015 年起风电、光伏标杆电价/指导价经历了多次下调，华电新能注入光伏资产多集中于“三北”地区，新机组对于平均上网电价的影响较大，2021年光伏平均上网电价降至0.67元/kWh（不含***）。同期风电平均上网电价保持稳中有升趋势主要是2021年高电价的江苏、山东等沿海省市风电资产注入，2021 年风电平均上网电价达到 0.45 元/千瓦时（不含***）。
装机驱动增长，华电新能的营收、利润保持稳步提升的良好发展势头，2022年实现营业收入244.53亿元，同比增长13.2%，2019-2022年复合增长率达17.3%；实现归母净利润84.58亿元，同比增长17.0%，2019-2022年复合增长率达37.1%。
3.3 华电集团转型平台，十四五新增风光 75GW
2021年11月27日，国资委印发《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》（国资发科创〔2021〕93号），主要目标包括：
Ø 到2025年，中央企业产业结构和能源结构调整优化取得明显进展，重点行业能源利用效率大幅提升，新型电力**加快构建，绿色低碳技术研发和推广应用取得积极进展；中央企业万元产值综合能耗比2020年下降15%，万元产值二氧化碳排放比2020年下降18%，可再生能源发电装机比重达到50%以上，战略性新兴产业营收比重不低于30%，为实现碳达峰奠定坚实基础。
Ø 到2030年，中央企业全面绿色低碳转型取得显著成效，产业结构和能源结构调整取得重大进展，重点行业企业能源利用效率接近世界一流企业先进水平，绿色低碳技术取得重大突破，绿色低碳产业规模与比重明显提升，中央企业万元产值综合能耗大幅下降，万元产值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，中央企业二氧化碳排放量整体达到峰值并实现稳中有降，有条件的中央企业力争碳排放率先达峰。
Ø 到2060年，中央企业绿色低碳循环发展的产业体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，能源利用效率达到世界一流企业先进水平，形成绿色低碳核心竞争优势，为国家顺利实现碳中和目标作出积极贡献。
截至2020年底，华电集团控股装机16606万千瓦，其中火电、水电、风光分别为11429、2741、2436万千瓦，在不考虑火电、水电装机变化的前提下，假设2021-2025年集团新增装机全部为风电和光伏，则加上2020年底2741万千瓦的水电装机，5年需新增风、光装机容量6252万千瓦，才能达到国资委制定的2025年50%可再生能源装机比例考核目标。
面对考核压力，华电集团提出“十四五”期间力争新增新能源装机7500万千瓦，2021年集团新增风光装机508万千瓦，但新能源装机规模与占比仍位于五大发电集团末尾，2021年底风光装机占比仅为16.5%，若完成75GW新增装机规划，华电新能作为集团新能源运营平台，2022-2025年华电新能或将新增近70GW装机。
华电新能将募集资金主要集中于四大项目群建设，合计投产规模达1517万千瓦，根据在建工程披露进度，目前已有11个项目在建，预计2022年底之前投产，合计装机规模373.8万千瓦。
根据规划目标，我们预计2023-2026年，华电新能每年新增装机将达到1000、1360、1500、1500万千瓦，年度归母净利润将达到106/108/117/132亿元，对应华电国际投资收益为33/34/36/41亿元。
3.4 参股核电或有惊喜
在主营风光业务之外，2020年11月华电福新将其持有的福清核电39%股权和三门核电10%股权无偿划转给华电新能。2021年，华电新能按权益法核算的长期股权投资收益金额13.38亿元，占公司年度投资收益的98.3%，占当年利润总额的15.6%，来自参股核电的稳定的投资收益与现金分红。
2016年9月19日，***公室就《核电管理条例（送审稿）》公开征求意见。该条例自2008年10月国家能源局组织开展立法研究和法规起草工作开始，酝酿了8年时间，反复博弈、讨论和修改，其中最大的争议之一就是核电牌照准入门槛的设置。而条例送审稿中明确提出鼓励核电项目投资主体多元化的原则，并在第四章首次明确了核电项目投资主体的准入条件。2019年2月1日，国家能源局印发《能源行业深入推进依法治理工作的实施意见》，要求大力推进《核电管理条例》的立法审查工作。
除中核、中广核、国电投三家拥有核电运营牌照以外，五大发电集团的其余四家、地方能源集团等，只能通过参股的方式参与核电站开发建设，并不能占据主导地位，但是各家发电企业对于核电牌照的追求仍孜孜不倦。
按照《核电管理条例（送审稿）》的相关细则要求，五大发电中的大唐、华电、华能三位巨头已基本满足控股核电站的要求。若华电集团拿下核电牌照，按照目前华电新能在集团内部的定位，有望成为集团的核电运营平台，打造核风光并举发展模式。
04. 盈利预测与报告总结
4.1 盈利预测假设与业务拆分
对于公司主营业务的盈利预测，可分为火电、水电两大业务板块。对于公司利润影响较大的华电新能投资收益使用前述盈利预测。
4.1.1 火电
对于公司2023-2026年主营火电（不含供热）板块的营收、成本预测，做以下几点假设：
Ø 新增装机：截至2022年末，公司已核准及在建装机容量818.91万千瓦，其中煤电581万千瓦，气电208.11万千瓦；
Ø 上网电价：维持目前的电价水平。
由此得到公司2023-2026年主营火电（不含供热）板块业务的收入预测如下：
4.1.2 水电
对于公司2023-2026年主营水电板块的营收、成本预测，做以下几点假设：
Ø新增装机：公司乌溪江抽蓄项目获得浙江省***核准批复，但考虑抽蓄项目建设周期，预计2026年之前不会投产，装机维持现在装机规模；
Ø上网电价：维持目前的电价水平。
由此得到公司2023-2026年主营水电板块业务的收入预测如下：
综上，加上对公司利润影响较小的售煤与其他业务，对公司利润影响较大的投资收益的测算已在前述章节测算，得到公司2023-2026年盈利预测：
4.2 估值分析
4.2.1 相对估值
选取A股主要火电***华能国际、国电电力、大唐发电、浙能电力、粤电力A作为可比上市公司，对应2023年PE均值为15.5倍。参考公司历史估值，给予公司2023年A股14.0倍PE，对应目标价7.28元。
公司在A+H两地上市，观察 A+H 两地上市的火电***华能、大唐，A/H 平均溢价率约230%，高于公司目前A/H溢价率，参考公司历史A/H溢价率与同业溢价率，给予公司H股7.0倍PE，对应目标价4.17港元/股（汇率使用2023年05月05日汇率港币兑人民币0.8806）。
4.2.2 绝对估值
采用DCF法进行估值，关键假设如下，参考10年期国债的收益率，考虑到利率波动，出于审慎性原则，***利率假定为2.80%，β系数假定为0.7。
测算得到公司每股价值为7.58元，对应2023年PE为14.5倍。
4.3 报告总结
公司作为华电集团旗下常规电源整合平台，集团仍有超60GW资产待装入上市平台。
作为煤电装机占比八成的“大火电”，煤价波动对于公司业绩的影响短期内难以避免，但即使业绩承压依然坚持高比例分红，铸就了公司投资价值的安全边际下限。而在新型电力**下，煤电作为国内快速提升的新能源装机**的调峰选择，有望通过辅助服务、现货交易、容量电价等方式实现价值重估，将提高公司投资价值的上限。
此外，通过参股华电新能分享其发展成果，高额投资收益将形成公司利润的安全垫。预计公司23/24/25年EPS分别为0.52/0.57/0.60元，对应2023年5月05日收盘价PE分别12.2/11.3/10.7倍。给予公司A/H股14.0/7.0倍PE，目标价7.28元/4.17港元。
05. 风险提示
1）宏观经济承压降低用电需求。
电力工业作为国民经济运转的支柱之一，供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响。发电企业经营状况与经济周期的相关性较高，经济下行周期将可能导致全社会用电需求减少，降低公司发电设备利用小时数，影响公司的盈利能力。
2）燃料**上涨提高运营成本。
公司发电设备基本由燃煤机组和燃气机组构成，煤炭及天然气**波动对公司营业成本影响较大；煤炭去产能政策造成供应大幅下降，优质产能的释放进度落后，且环保限产进一步压制了煤炭供应，导致了电煤**难以得到有效控制。
3）电力市场竞争降低上网电价。
随着电力体制**的深入，电力市场竞争加剧，交易电量及价差扩大，拉低公司平均上网电价，降低营业收入。
4）风光消纳压制机组出力。
风光装机的增长，电网消纳压力增大，火电更多承担调峰电源作用，火电的利用小时下降。
5）华电集团获取核电牌照不及预期。
因核电审批流程涉及行政部门较多，对于申请者资质考核要求高，华电集团获得核电运营牌照可能延期。
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报告选自【远瞻智库】
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深交所2022年11月23日交易***息显示，美能能源因属于当日换手率达到20%的证券而登上**榜。美能能源当收22.92元，涨跌幅为9.98%，换手率47.30%，振幅12.57%，成交额4.9
11月30日美能能源（001299）**榜数据：机构净买入6.49万元
沪深交易所2022年11月30日公布的交易***息显示，美能能源（001299）因日换手率达到20%的前5只证券登上**榜。此次是近5个交易日内第5次上榜。截至2022年11月30日收盘，美能能源(0
美能能源将开启申购：上半年增收不增利，预计上市时市值20亿元
10月17日，陕西美能清洁能源集团股份有限公司（下称“美能能源”，SZ:001299）披露发行公告，并将于2022年10月18日开启申购。本次上市，美能能源的发行价为10.69元/股，发行市盈率20.
美能能源（001299）11月15日主力资金净卖出2095.05万元
截至2022年11月15日收盘，美能能源(001299)报收于20.1元，下跌1.03%，换手率21.43%，成交量10.05万手，成交额2.01亿元。11月15日的资金流向数据方面，主力资金净流出2
深交所2022年10月31日交易***息显示，美能能源因属于无**涨跌幅**的证券而登上**榜。美能能源当收15.39元，涨跌幅为43.97%，换手率7.15%，振幅23.95%，成交额5142.
陕西又一城燃公司IPO过会，美能能源“内生式增长”成效几何？
华夏时报（www.chinatimes.net.cn）记者 苗诗雨 陆肖肖 北京报道继陕天然气（002267.SZ）后，陕西第二家区域性城燃公司即将于近日上市发售。天然气资源和油气资源丰富的陕西地区，
加码新能源领域投资 美能能源拟投建集团总部暨西安智慧能源研究院
本报记者 殷高峰11月14日，美能能源发布公告称，公司与西安高新区管委会拟签订《美能能源总部暨西安智慧能源研究院建设项目协议书》，公司计划在西安高新区上市企业园建设美能能源总部暨西安智慧能源研究院，总
多主力现身**榜，美能能源换手率达55.10%（11-25）
深交所2022年11月25日交易***息显示，美能能源因属于连续三个交易日内收盘**涨幅偏离值累计20%、当日换手率达到20%的证券而登上**榜。美能能源当收24.83元，涨跌幅为10.01%，换
多主力现身**榜，美能能源换手率达32.22%（05-29）
深交所2023年5月29日交易***息显示，美能能源因属于当日换手率达到20%的证券而登上**榜。美能能源当收18.72元，涨跌幅为3.43%，换手率32.22%，振幅12.43%，成交额2.73
11月7日美能能源（001299）**榜数据：机构净卖出1216.39万元
沪深交易所2022年11月7日公布的交易***息显示，美能能源（001299）因日换手率达到20%的前5只证券登上**榜。此次是近5个交易日内第3次上榜。截至2022年11月7日收盘，美能能源(001
