全球火电龙头屹立，开启二次创业征途，积极转型新能源，从价值股向成长股转变
华能国际是全球最大的火电上市企业，近年来积极转型新能源，公司发展可分为创立期 （1994-2001）、成长期（2001-2014）、转型期（2015-2022）。
在创立期，公司分别于 1994 年、1998 年、2001 年在纽约、香港、内地三地上市，成功筹集了大量资金；公司于 2000 年合并山东华能，成为华能旗下唯一的核心企业。
在成长期，公司大力发展火电业务，建成 了我国首座 4 台 1000MW 火力发电厂、首个 2×600 兆瓦级超临界直接空冷脱硫燃煤机组， 并在 2008 年全资拥有新加坡大士能源公司，逐步拓展海外业务；
2014 年，公司开始大力发 展风光等清洁能源。在 2015 年至今的转型期，公司完成亚洲装机容量最大的海风项目、国 内离岸最远的海风项目等。截至 2021 年底，公司总装机容量为 118.7GW，位列行业第一。
16-21 年公司营收稳定增长，风光业务营收 CAGR 高达 57%。得益于新能源业务迅速 发展，2017-2021 年公司营业收入从 1525 亿元增至 2046 亿元。
历年来火电收入占公司总 发电收入 90%以上，水电收入占比不足 1%，十三五期间，随着公司向新能源转型，风光发 电收入逐年增加，由 2016 年 13 亿元增至 2021 年 122 亿元，CAGR 高达 57%。
总装机规模稳步增加，新能源装机量和发电量显著增长。2017-2021 年公司总装机规模 稳步增长，由 104.3GW 增加至 118.7GW。
国家能源局于 2016 年向能源企业印发《太阳能 发展“十三五”规划》《风电发展“十三五”规划》，提出到 2020 年全国风电装机规模达到 2.1 亿千瓦以上、太阳能发电装机达到 1.1 亿千瓦以上。
公司在十三五期间大力投产风光项 目，风光装机量从 2017 年的 5.4GW 增加至 2021 年的 13.8GW，CAGR 达 26.7%。
公司总 发电量呈波动上升趋势，2017-2020 年发电量由 3945 亿千瓦时增至 4573 亿千瓦时；其中 新能源发电量由 81.5 亿千瓦时增至 244.2 亿千瓦时，CAGR 高达 31.6%。公司电源结构主 要以火电为主，2021 年火电发电量占总发电量 94.5%。
公司境内综合电价 21 年显著增长 4.4%，电力市场化比例增至 62%。随着国家电力市 场化改革，公司电力市场化占比逐年提高，从 2017 年 33.6%提升到 2021 年 61.6%。
公司电价稳定在 410-420 元/兆瓦时区间。在 2021 年全国电力供需紧张的背景下，市场化电 价上浮比例提高至 20%，公司综合电价增长 4.4%至 432 元/兆瓦时。
公司管理层均拥有丰富的能源行业从业经验，经营管理能力强。公司董事长赵克宇于 2020 年担任公司董事长，现任公司董事长、党委书记，曾任华能集团办公厅主任、公司总 经理等职务。
公司名誉董事长舒印彪现任华能集团董事长、党组书记，曾任国家电网董事、 总经理等多个要职，深耕电力行业 40 年。
公司总经理赵平毕业于清华大学热动专业，拥有 丰富的专业知识，2020 年加入华能国际，现任华能山东发电有限公司副总经理,华能国际总 经理等数职。公司管理团队具有丰富的从业经验，有效提高企业的运营水平。
华能旗下最大上市平台，肩负集团转型重任
华能集团合计持有公司 37.1%股权，公司先后在纽约、香港、内地多地上市。截至 2021 年底，华能集团直接和间接方式合计持有华能国际 37.1%股权，香港中央结算（代理人）有 限公司持有 26.2%股权，其他股东共持有公司 28.6%股权。
公司于 1994 年 10 月在美国纽 交所上市；1998 年 1 月，公司外资股在港交所挂牌上市，市值为 175 亿港币；1998 年 3 月 又完成 2.5 亿股外资股的配售和 4 亿股内资股的定向配售；
2001 年 11 月，公司成功发行 3.5 亿股在 A 股上市，市值为 870 亿元人民币。截至 2021 年底，公司总市值超过 1000 亿元。
公司是集团旗下装机规模最大的上市平台，也是集团唯一一家业务全国布局的发电企业。 华能集团旗下有 4 家发电企业，分别为华能国际、华能水电、内蒙华电、华能新能源，其中 华能新能源于 2020 年 2 月从 H 股退市。
截至 2021 年，华能国际装机规模占集团总规模的 60%，是集团内装机规模最大的发电平台。华能水电/内蒙华电/华能新能源装机规模占集团 总装机规模比分别为 11.8%/6.5%/7.6%。
华能水电是集团内的大型水电公司，资产集中于云 南省；内蒙华电发电业务主要向蒙西电网、华北电网、东北电网供电，资产集中于内蒙古；
华能新能源资产位于内蒙古、辽宁、云南等 7 个区域；华能国际境内电厂广泛分布在中国 26 个省、自治区和直辖市，是集团旗下唯一一家全国型综合发电企业。
各大电力集团“十四五”装机规划均聚焦新能源领域，华能集团提出建设世界一流清洁 能源企业战略目标。在国家“双碳”目标的引领下，各大能源集团相继发布“十四五”装机 规划，华能集团在五大集团中总装机规模排名第二。
在 2021 年 1 月的工作会议上，公司明 确提出“加快建设世界一流现代化清洁能源企业”的战略目标，作出“两步走”战略安排， 全力实现“六个新领先”战略任务。
集团规划 2025 年总装机规模达到 300GW 以上，清洁 能源装机占比达到 50%以上，碳排放强度较“十三五”下降 20%；到 2035 年，进入世界一 流能源企业前列，发电装机突破 5 亿千瓦，清洁能源装机占比 75%以上。
集团另一子公司华能新能源 2020 年港股退市，集团新能源业务亟待整合。华能集团旗 下另一子公司华能新能源前身为成立于 2002 年 11 月的华能新能源产业控股有限公司，于 2011 年 6 月在港交所主板上市。
2014-2018 年，华能新能源的净利润分别为 11.2 亿元、18.6 亿元、26.6 亿元、30.1 亿元、30.9 亿元，年均增长率超 35%。
尽管华能新能源业绩表现突 出，但由于电价下调和补贴欠款拖累等政策性风险，港股风电板块资产价值被严重低估，华 能新能源在港股上市期间估值一直在 0.6-0.7 倍市净率徘徊，融资能力受限。
2020 年 2 月 24 日，华能新能源从香港联交所退市。退市后，华能集团旗下新能源业务呈现华能国际、华 能新能源、华能水电多头内生式发展状况，既无法集中资源高质量快速发展，也无法难以快 速融得发展急需的资本金，集团新能源业务及资源亟待整合。
近年来新能源发电企业资本运作频繁，引发市场对火电企业新能源资产拆分的担忧。近 年来多家新能源企业谋求单独 A 股上市，相对于港股，A 股拥有估值高、募集资金多、再融 资优势突出等特点，也有利于公司品牌的提升。
2021 年 6 月三峡能源作为纯新能源龙头企 业于 A 股成功上市，募集资金规模约 227 亿，首日市值即突破 1000 亿元，成为中国 A 股市 值最高的新能源上市公司。2021 年底中广核风电和华电福新陆续完成大额战略增资。
22 年 1 月，全球最大的风电运营商龙源电力通过吸收合并方式登录 A 股，打通“A+H”资本通道， 境内外融资渠道更加通畅。
纯新能源企业相比火电转型企业缺少火电带来的经营性现金流及 自主调峰优势，但可获得更高的市场估值便于融资。近年来纯新能源企业纷纷独立上市引发 了市场对火电转型企业新能源资产拆分的担忧。
根据 A股港股现有规定，我们判断短期内华能国际发生新能源资产分拆可能性较小。华 能新能源如在 A 股独立上市，必须要解决和华能国际同业竞争的问题，这就需要华能国际将 新能源业务分拆。
A 股《上市公司分拆规则》中要求“上市公司最近 1 个会计年度合并报 表中按权益享有的拟分拆所属子公司的净利润不得超过归属于上市公司股东的净利润的 50％”。
港股《香港联合交易所有限公司证券上市规则》第 15 项应用指引要求“分拆上市不 会对母公司股东的利益产生不利影响”。
2021 年华能国际整体亏损，火电业务巨亏，新能 源业务局部盈利，不符合 A 股规定中对于 3 年连续盈利和分拆业务收入占比低于 50%的要 求，我们判断短期内华能国际发生新能源资产分拆可能性较小。
财务稳健，新能源投资力度逐年加大
公司归母净利润和 ROE 受煤电周期影响较大，随新能源占比提升，未来利润将更加稳 定。
2008 年受国际金融危机、国际能源原材料价格上涨、国内经济形势等影响，煤炭价格 迅速上涨，至当年 8 月底，煤炭市场价最高达到了年初的两倍，发电成本大幅上涨，同时叠 加国内汶川大地震等，电力行业全面亏损，公司 08 年归母净亏损 37 亿元；
2010-2011 年， 由于煤价暴涨，归母净利润从 35 亿元降至 13 亿元，ROE 从 7.6%降至 2.5%；2012-2015 年煤炭价格有所改善，电力行业迎来了 4 年的景气周期，公司净利润持续改善，2015 年归 母净利润达到峰值 138 亿元，ROE 高达 18.6%；
2016 年由于电煤价格大幅上升，公司净利 润从 2016 年的 88 亿元降至 2018 年的 14 亿元；2019 年煤价中枢开始下行，利润开始回暖， 2020 年受益于燃料成本持续下降，公司归母净利润上涨至 46 亿元，ROE 回升至 4.2%；
2021 年因煤价走高，火电企业都经历了大幅亏损，公司归母净亏损 103 亿元。公司此前火电装机 占总装机规模的绝大部分，受煤电周期影响大，随着今后新能源占比逐渐提升，利润将更加 稳定。
公司管理费用率和财务费用率处于行业低位，财务费用率显著下降。2017-2020 年，公 司管理费用率稳定在 2.5%-3.0%，2021 年公司管理费用上涨至 3.4%，仍处于行业低位。
2017-2020 年公司财务费用率稳定在 5.2%-6.2%，2021 年大幅降至 3.9%，财务费用率的下 降主要是由于近两年公司严控负债，使财务费用中的利息费用减少。
近两年新能源投资力度明显加大，风光资本支出占公司总资本支出超过 60%。公司近年 来在新能源业务上投入了大量资金，2017 年-2021 年公司资本支出整体有较大增长。
其中风 光支出增长显著快于火电，2021 年公司风光支出占总资本支出 62%。2022 年公司计划在光 伏发电上投入 186 亿元，较 2021 年增长 115 亿元，光伏将是公司 2022 年发展的重点。
公司股利支付率稳定在 50%以上，2018-2020 年三年股东回报规划期间股利支付率达 到 100%以上。2012 年公司已明确规定现金分红政策，每年以现金方式分配的利润原则上不 少于当年可分配利润的 50%；
2018 年公司制定了三年股东回报规划，将 2018-2020 年分红 比率提升到了 70%，且每股股利不低于 0.1 元/股。除 2020 年股息支付率为 62%，2018 和 2019 年均超过 100%。
由于 2021 年公司净利润为负，考虑到公司发展需求，公司审议通过 不分红决议。由于公司未来有大规模新能源装机规划，投资需求大，预计未来股利支付率将 维持 50%左右。
通过降低负债增加权益，资产负债率降至 70%以下。2018 年国家制定了央企资产负债 率警戒线和重点监控线，要求各大央企降低资产负债率，自 2018 年起，公司逐步降低负债 规模，大幅发行作为其他权益工具入账的永续债融资。
2017-2021 年，公司总负债规模持续 下降，权益规模持续增加，其中永续债规模从年 51 亿元增至 484 亿元，2021 年公司永续债 利息为 21.4 亿元；2017-2020 年公司资产负债率从 75.7%降至 67.7%。
2021 年资产负债率 上升到 74.7%，主要是由于煤价暴涨，导致公司现金流显著下降，公司筹资以确保新能源项 目投资不受影响，债务融资规模大幅度增加。
公司计划今后将通过积累自有资金和通过 REITs 等权益融资的方式，使资产负债率回归 70%左右。
可再生能源欠补问题有望得到解决，应收账款将回落至正常区间。火电行业应收账款周 转天数保持在 50 天左右，2016-2021 年公司应收帐款持续增长，由 140 亿元增至 399 亿元， 主要是因为待发放的新能源补贴不断积累。
2021 年起，陆上风电/非户用光伏新项目将不再 享受补贴；2022 年起，新建海风国补取消。
国家财政部 2022 年 3 月发布的《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》明确指出将“推动解决可 再生能源发电补贴资金缺口”，随着可再生能源基金欠补问题得到解决，预计公司应收账款 将回落至正常区间。
公司近 2年计提大额资产减值，剩余火电资产质量良好。在新能源转型的大背景下，火 电资产利用小时数持续走低，经营能力下降，各火电企业的火电资产纷纷出现减值现象。
公司在 2019 年、2020 年大额计提资产减值损失，合计高达 119 亿元。2021 年公司整体经历 大幅亏损，但 2019-2020 年已计提大量减值，在 2021 年资产减值损失仅 0.9 亿元。
由于前 期已充分计提减值准备，剩余火电资产质量较好，预计未来资产减值计提将回归较低水平。
火电行业真龙头，能源保供排头兵， 开发收购双轮驱动，火电规模行业第一
由于国家能源安全保供的需求和以煤为主的国情，火电未来仍将承担着主体能源责任。 我国火电装机容量约占全国电源结构的 54.6%，尽管火电装机增速放缓趋势全面凸显。
火电工业是国民经济发展的重要基础产业，与国民经济和人民日常生活息息相关。截至 2021 年，我国火电累积装机容量达 1349GW，同比增长 4.3%。
根据中电联数据显示，预计 未来按照 2%左右的年增速， 2025 年将突破 1400GW。随着 2021 年 12 月中央经济工作会 议对“运动式减碳”的进一步纠偏，火电在未来长时间内依然是发电量的主要来源，仍将承 担着主体能源责任。
公司火电机组装机规模稳健增长，装机规模远超同行。经过前期的高速发展后， 2017-2021 年公司火电机组装机量增速趋缓，由 99GW 稳增至 104GW。
公司是中国乃至全 球最大的火电运营商，公司相较同行火电规模和装备优势突出，2021年上半年公司以 102GW 的规模大幅领先于同行，上市公司中第二的是国电电力，仅 61GW。公司燃煤机组中，超过 50%是 60 万千瓦以上的大型机组，在全国占比约 9.3%。
公司火电发售电量均为行业第一，远超其他火电发电平台。火电发电方面，2021 年公 司累计完成火电发电量 4320 亿千瓦时，占全国火力发电量的 5.2%。
用 2020 年各火电企业 数据进行横向对比，20 年华能国际累积完成火电发电量 3866 亿千瓦时，占全国火力发电量 的 7.3%，高出国电电力 27.4%。
售电交易方面，自电改 9 号文出台后，售电市场成为各大 能源公司追逐的热点，华能国际也设立了多家能源销售公司，2020 年公司实现火电售电量 3631 万千瓦时，领跑火电行业。
公司是集团常规能源业务最终整合的唯一平台，自上市以来获大股东支持不断。自公司 上市以来，华能集团不断将优质火电资产注入公司，支持公司的持续、稳定、健康发展。
2010 年，华能集团在《关于中国华能集团公司进一步避免与盈进集团控股有限公司同业竞争有关 事项的承诺》中做出进一步承诺，华能国际将被作为华能集团常规能源业务最终整合的唯一 平台。
其中，对于华能集团位于山东省的常规能源业务资产，华能集团承诺将该等资产在盈 利能力改善且条件成熟时注入华能国际。
华能集团持续履行承诺，分别以 93.2/151.1/ 18.0 亿元的成交价于 2014、2016 和 2018 年将华能山东、华能吉林等资产并入公司。截至 2020 年，华能集团累计注入运营机组的权益装机容量已达到 30.2GW。
公司火电机组主要布局东部沿海，匹配高用电负荷地区且多渠道保证煤炭供应。公司中 国境内电厂广泛分布在 23 个省、自治区和直辖市，地域分布广阔。
其中，山东/江苏/浙江/ 广东火电分布较为集中，2021 年火电发电量分别为 857/405/328/325 千瓦时。公司火电的 主要分布区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给，东部沿海省份聚集着公司机组 利用率高、盈利能力强的优质火力发电资产。
近年新能源逐步挤占火电空间，公司燃煤机组利用小时整体下滑。在煤电去产能和能源 转型的背景下，公司火电利用小时数持续走低。
2010-2016 年全国燃煤发电供需过剩，公司 火电平均利用小时逐年显著下滑，由顶峰的 5564h 降至 4107h；
2017-2020 年，公司燃煤机 组利用小时数呈现波动，基本在 4000-4400h 之间；2021 年社会复产复工带动电力需求上涨， 公司燃煤机组利用小时同比增长 429h,达到 4488h。
公司设备管理水平持续加强，设备可靠性和火电能效水平大幅提高。 2021 年公司安全 生产、技术经济及能耗指标继续保持行业领先，公司境内火电机组平均等效可用率为 93.3%。
公司依托科研技术支持，在超低排放、废水治理等环保改造中，不断优化技术方案，降低环 保排放对能耗指标的影响，生产供电煤耗逐年下降，2021 年仅为 291 克/千瓦时。
目前公司 燃煤机组均已实现了烟气超低排放，平均煤耗、厂用电率、水耗等能耗指标等处于领先地位。
计划煤+市场电，22 年火电业务有望扭亏为盈
火电企业 ROE 与上游煤炭价格呈现明显负相关关系。2008 年国家四万亿基建投资计划 出台后，2009-2011 年煤炭需求增加，煤炭价格不断上涨，也导致火电企业盈利水平逐年下 降。
2012 年国家进入新常态，经济降速提质，2012-2015 年经济增速下滑导致煤炭需求下 降，煤炭价格也有所下降，火电企业公司 ROE 上升，迎来了高景气周期。
2016 年以后，随 着供给侧结构性改革，国家关停了众多中小煤矿，煤价有所上升，火电企业 ROE 有所下滑。
我国煤炭供需关系变动频繁，煤价波动幅度大。2011-2013 年煤矿迎来竣工潮，煤炭行 业高度景气，不断释放产能，煤产量上升至 39.7 亿吨；2013-2015 年国内经济整体疲弱， 煤炭需求下滑，库存大幅累积，煤价持续下行；
2016 年国家推动供给侧改革，落后产能被 淘汰，煤炭产量持续扩大，由 2016 年的 34 亿吨稳步增至 2021 年的 41 亿吨，2021 年由于 我国限制澳煤进口，蒙煤进口量也大幅下滑。
叠加复工复产承接国际大量订单，2021 年电 力供不应求的局面愈演愈烈，煤炭价格也大幅上涨,甚至一度突破 2000 元/吨，屡创历史新高。
根据国家能源局印发的《2022 年能源工作指导意见》，预计 2022 年全国标准煤产量将达到 44.1 亿吨，预计同比增长 6.8%。2022 年煤炭快速扩产有助于煤价回归正常区间。
公司计划煤占比达 55%，火电成本有望得到控制。面对错综复杂的煤炭市场形势，公司 持续提升燃料集约化、精益化管控水平，抓实长协合同签订与履约工作。
近年来，华能国际 长协煤采购占比基本保持在 50%以上的较高水平，2018-2020 年，公司平均煤炭采购价格逐 步下降。
从历史上公司燃料煤长协采购成本和市场煤成本的变动情况看，公司燃料煤采购成 本较市场煤价格波动较窄。公司存货以燃料为主，21 年存货周转天数为 20.5 天，公司未来 实现长协煤 100%覆盖后，火电用煤成本有望快速下降。
电价市场化程度持续提速，2022 年 3月多地上网电价超燃煤基准电价。2004 年前我国 实行一厂一价，政府部门对每个发电厂进行单独定价；2004-2015 年实行标杆电价和煤电联 动；2015-2017 年完善煤电价格联动机制；
2018-2019 年两会提出连续两年下降一般工商业 电价 10%，煤电联动失效；2019 年至今我国采取基准电价+浮动机制，2021 年我国电价市 场化改革持续提速。
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》 指出，扩大市场交易电价上下浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由扩大为上下浮 动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。
2022 年 3 月，国家 电网、南方电网等公司陆续公布 30 地最新的平均上网电价，我国各地区平均上网电价为 0.42 元/千瓦时，上海、湖北、海南三地的平均上网电价突破 0.5 元/千瓦时；
青海和宁夏两地的 平均上网电价仍在 0.3 元/千瓦时以下；除广西为缓解企业经营压力、推进复工复产而降低电价水平之外，其余地区上网电价水平均超过燃煤基准电价，北京、上海等 7 个地区溢价幅度 已经超过 20%。
煤电博弈历史久远，国家持续增强煤炭保供稳价力度。煤炭作为基础性能源，其需求与 宏观经济密切相关，2016 年后伴随着煤炭产业去产能，供需格局优化，煤炭供不应求，煤 价再度回升，直至今日依旧处于上升区间，“市场煤”和“计划电”之间的价格矛盾再次出 现。
2021 年下半年国家持续发布煤炭保供稳价政策，要求煤炭行业增产保供的同时，加强 对煤炭中长期合同履约信用的监管；
2022 年，国家发展改革委明确煤炭价格合理区间，实 现与燃煤发电“基准价+浮动价”电价区间的有效衔接，短期内以“计划煤”和“市场电” 过渡，实现煤价、上网电价、用户电价 “三价联动”，以从根本上理顺煤、电价格关系。
发改委要求 22 年发电供热用煤实现 100%长协，长协煤价控制在 570-770 元/吨区间。 21 年下半年我国煤炭保供政策密集推出，重提煤电联动概念，旨在实现更灵活的煤电成本传 导机制。
21 年 12 月，发改委首次提出 22 年发电企业用煤除进口煤外 100%签订长协，以避 免煤炭价格波动对火电企业燃料成本造成过大影响。22 年 2 月，发改委进一步发布通知， 要求长协煤价控制在 570-770 元/吨区间。
公司市场电交易比例持续提升，火电盈利能力有望提升。2016-2021 年，公司售电单位 燃料成本上涨了 88%，但平均结算电价仅上涨 8.9%，传统“市场煤+计划电”的火电经营 模式导致公司火电业务盈利能力不断下行。
2017-2021 年，公司逐年扩大市场化交易电量规 模，市场化交易电量占比从 34%大幅提升至 62%；平均上网结算电价为 432 元/兆瓦时，同 比上升 4.4%。
随着电力市场改革进程进一步加快，公司正逐步向“计划煤+市场电”转型， 在市场化比例及市场电价提升影响下，未来公司火电业务盈利能力有望提升。
根据测算，随着煤价得到控制且电价维持较高上浮比例， 2022 年公司火电业务有望实 现扭亏为盈。
参考公司 2021 年运营数据，假设公司 2022 年火电装机量为 104GW，火电机 组可利用小时数 4200h，火电发电量 4385 亿千瓦时，上网电量 4128 亿千瓦时，度电耗煤 量 290.69g/KWh。
如果 2022 年全年平均标准煤价控制在 950 元/t，煤电平均上网电价维持 在 0.47 元/kWh 时，公司 2022 年火电业务将扭亏为盈，实现发电净利润 4.2 亿元。
辅助服务机制逐渐成熟，火电调峰产生额外收益
短期来看，火电灵活性改造是电源侧解决新能源消纳问题的有效途径。在电源侧调节手 段中，抽水储能建设周期长，电化学储能建设成本高，相比之下火电灵活性改造是短期内解 决大规模风光消纳问题的有效途径。
依据我国提出的到 2025 年实现非化石能源消费占比提 高到 20%左右的新能源结构调整新目标，预计未来以光伏、风电为发电主力的新型电力系统 将对电力调峰提出更高要求。
火电灵活性改造无疑是短期内提升电力系统调节能力，实现新 能源消纳的有效途径，不仅不会挤占新能源增长空间，而且有助于尽快释放绿电的增长空间， 助力构建新型电力系统。
灵活性改造配套政策不断完善，助力火电机组调峰潜力充分释放。“十三五”规划要求， 我国电机组灵活性改造到 2020 年需实现 2.2 亿千瓦。
2019 年底，我国累计推动完成煤电 灵活性改造约 5775 万千瓦，仅为改造目标的 1/5 左右，主要原因包括改造技术未有突破性 的进展，辅助服务成本传导机制不完善，调峰成本仅在发电侧内部承担，无法激发煤电企业 的积极性。
进入“十四五”时期，为提高电源系统新能源消纳能力，充分挖掘火电机组调峰 潜力，《全国煤电机组改造升级实施方案》中明确要求“十四五”期间存量煤电机组灵活性 改造应改尽改，完成目标 2亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦。
公司是首批火电灵活性改造试点公司之一，现有改造技术领先。公司积极推进火电项目 由主体性电源向调节型电源转型，现有丹东电厂、营口电厂等多个火电灵活性改造项目。
丹东电厂：国家能源局首批灵活性改造试点中的蓄热（水）项目在丹东电厂投运，首次实现 15%额定负荷深度调峰，在深度调峰技术方面实现行业领先。
2016 年至今丹东电厂累计获 得调峰收益 6.08 亿元，持续保持机组单位容量调峰收益领先，实现了技术与收益“双领跑”；
华能大连电厂和营口电厂：分别作为亚临界机组和超临界机组灵活性改造的范本，均 通过优化控制实现了深度调峰，35 万机组和 60 万机组的最低负荷分别达到 25%和 15%额 定出力。
目前，公司还在不断加大科技创新力度，推进供热增容、热电解耦、灵活性改造、 污泥耦合等先进技术广泛应用，推进煤电进一步转型升级。
公司不断推进现役煤电机组“三改联动”，近年来技术改造资本性支出均高于计划值。 公司技术改造的资本性支出主要用来研发供热增容、热电解耦、灵活性改造、污泥耦合等先 进技术。
近十年，公司不断扩大在技术改造项目的资本投入规模，提高技术改造资本占总资 本投入的比例，捕捉市场机遇，升级综合能源服务。
截至 2021Q3 末，公司完成灵活性改造 的机组有 58 台，完成灵活性改造的火电装机容量为 18.9GW，占公司燃煤发电机组总数的 21%。
以山东为例，公司煤电厂调峰贡献率大，单位容量收益较高。随着全国各省市出台了电 力辅助调峰的一些政策文件，给予煤电调峰予以补偿，一些煤电企业可以从中受益。
根据山 东省火电调峰统计数据显示，2019 年华能国际在辅助调峰方面的单位容量收益达到 5727 元/MW，位居行业前茅，而大唐集团在此方面出现亏损。未来随着电力辅助服务价格传导机制 进一步完善，公司有望在电力辅助调峰补偿中获得更多收益。
西北地区补偿报价上限较高，未来随着特高压大电网的建成，更多地区的火电机组将参 与新能源消纳的任务。
截至 2021 年底，东北、西北地区对有偿调峰服务市场机制设计的基 本思路一致，均由各机组报价，调度机构按需获取，火电机组日内运行深度调峰产品价格执 行政府指导下的市场定价机制。
火电机组日内运行深度调峰产品采用“阶梯式”价格机制。 发电企业在各档限价区间内自愿浮动报价，具体分档及报价上、下限各省（区）存在一定差 异，报价下限基本在 0 元/千瓦时左右，报价上限在 1 元/千瓦时左右。
由于我国目前主要的 新能源装机分布在西北地区，西北地区完成灵活性改造的火电机组比例已经较高，新能源消 纳能力趋于饱和。
未来随着特高压大电网的建成, 西北地区的风光电量输送到其他省份，更 多地区的火电机组将参与新能源消纳的任务，其他地区的辅助服务补偿机制也将不断完善。
未来随着辅助服务补偿政策的完善，火电灵活性改造项目收益率有望提升。在抽汽改造 和电锅炉水蓄热系统的改造方案之下，以典型的装机容量 700MW 的火电灵活性改造项目为 例进行收益测算。
参考《发电技术》、《汽轮机技术》等学术杂志的相关研究，假设改造后基准负荷 50%，深度调峰负荷 30%，采暖负荷 140 MW，年储热时长 1000h，储能效率 75%。
可以获得辅助服务补偿费用的基准为 0.3 元/KWh，上网电价 0.4 元/KWh。灵活性改造全投 资成本 150 元/kW，每年运营维护成本占固定资产比例为 15%，调峰耗煤 330 g/KW，标煤 价格 800 元/t，企业综合税收负担率 35%。
在折旧年限为 20 年，折旧残值为 5%的情况下， 公司火电灵活性项目的全投资 IRR 为 15.1%。未来随着煤价下行，辅助服务补偿费用提升， 火电灵活性改造项目的全投资 IRR 将上升至 20%以上，有较高的投资价值。
根据测算，未来火电调峰有望为公司带来可观的额外收益。公司 2021 年 Q3 业绩会披 露，2021Q1-3公司完成 58台灵活性改造机组，完成灵活性改造的火电装机容量为 18.9GW， 占公司燃煤发电机组总数的 21%，获得调峰收益 6.77 亿元，预计 2021 年全年获得调峰收 益 9.03 亿元。
未来随着煤价下行，辅助服务补偿费用提升，假设 2022 年公司火电灵活性改 造占比达到 25%，预计年调峰收益为 12.08 亿元；假设 2025 年公司火电灵活性改造占比达 到 35%，预计年调峰收益将达到 22.57 亿元。
公司 2021 年煤电装机量为 92.1GW，占全国 总装机容量的 7.1%。在“十四五”全国火电灵活性改造 200GW 的目标下。
按照公司火电 装机 7.1%的市占率，预计公司将在 2020-2025 年实现火电灵活性改造 14.2GW 的增量，这 与我们 2025 年公司火电灵活性改造占比达到 35%的假设情况基本一致。
加速发力新能源，多能互补协同强，新能源占比快速提升，装机增速行业领先
能耗双控及“双碳目标”持续推进，行业新能源装机规模高速增长。2020 年国家提出 “双碳”目标后，各企业纷纷加快新能源装机速度，2015-2021 年中国新能源装机量由 173GW 增至 635GW，CAGR 达 24%；
据国家能源局数据统计，得益于上游装备制造业成 本下降，近 10 年来陆上风电和光伏发电项目单位千瓦平均造价分别下降 30%和 75%左右。
根据中电联《电力行业“十四五”发展规划研究》预测，2025 年风电、光伏发电装机量将 分别达到 380GW 和 400GW，2030 年中国风电、太阳能发电总装机量有望达到 1200GW。
公司新能源装机规模和发电规模快速增加。公司近年来新能源装机量和发电量规模逐年 增加,2017-2021 年新能源装机量由 5.4GW 增至 13.8GW，CAGR 达 26.4%；
新能源装机占 比由 5.2%增至 11.6%；同期新能源发电量由 82 亿千瓦时增至 244 亿千瓦时，CAGR 高达 43.2%。预计公司 22 年后每年风光新增装机将保持在 8GW 以上水平，十四五期间风光装机 增量达 40GW 以上。
公司打造“三型三化”大型清洁能源基地，新能源装机规划位居行业前列。华能集团于 2019 年提出重点布局新能源“两线”“两化”战略，即在北线建设风光煤输用一体化大型清 洁能源基地，在东线打造投资建设运维一体化海上风电发展带。
2020 年公司提出以“四个 革命、一个合作”能源安全新战略为根本遵循，进一步打造“基地型、清洁型、互补型”及 “集约化、数字化、标准化”大型清洁能源基地。
公司“十四五”新能源装机目标为 55GW， 2021 年公司新能源装机 13.8GW，十四五期间仍需新增 41.2GW。
在建工程规模行业第一，重点项目风光项目占比近 8 成，反映公司中期快速增长趋势。 2021 年底公司在建工程规模为 501 亿元；以 2021Q3 数据作对比，公司在建工程规模行业 排名第一，大幅领先同行。
公司重点在建项目中，风电项目占比达 56%，光伏项目占比 22%， 风光合计占比 78%。风光项目投产周期较短，通常为 0.5-2 年，因此，公司的在建工程反映 了公司未来两年风光装机规模将会快速增长的趋势。
存量资产布局良好，度电利润大幅增加
公司新能源资产布局优势显著，机组主要分布与风光资源较好的地区。项目所处区域的 风光资源丰富与否会极大影响设备在该地的风光利用小时和公司效益，根据国际风力发电网 的资源分类，公司风力发电量在最大风能资源区和次大风能资源区占比达到 52%；
光伏发电 量在资源很丰富带和较丰富带占比达到 88%。公司风光资产大量布局在我国风光资源较为丰 富的地区，装机区位好，能够有效利用我国风光资源。
海风装机量行业领先，22 年计划投产海风 1.35GW，未来海风盈利空间广阔。目前我 国风电装机以陆上风电为主，实现海风发电的企业较少，最大因素是海上风电的技术难度和 造价成本较高。
相比陆风，海风有着风能资源丰富、可利用面积广阔、产出和利用小时高、 不占用土地等优势。根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，海风合理 年均利用小时数可达 2600h，较陆风高 500h。
根据彭博新能源财经预计，2022 年后陆风将 进入平台期，大部分增长将来自海上风电项目，海上风电将成为未来风电主要发展目标。公 司拥有亚洲装机容量最大的海上风电项目，并建成投产了国内离岸最远的海上风电项目。
海 风装机规模在 2021 年达到 2.0GW，装机量占公司总风电装机量 19.1%。作为海风两大龙头 之一，预计公司 22 年海风投产规模将达到 1.35GW，公司未来发展前景和盈利空间广阔。
设备整机中标价格不断下降，公司 21年新能源度电利润大幅增加，处于行业领先水平。 近两年来，公司新能源设备整机成本大幅下降，中标单价从 2019H1 的 716 万元/MW 降至 2022H1 的 253 万元/MW，已下降 65%。
设备成本的下降及公司项目本身优质，提升了公司 新能源项目的盈利水平，2021 年公司新能源度电利润为 0.21 元/千瓦时，同比上涨 0.04 元/ 千瓦时，且领先于同行。
充沛现金流推动新能源转型，融资成本不断下降
充沛的经营性现金流是火电转型新能源企业的独特优势。资金不足是绿电运营商目前面 临的核心问题，行业经营活动现金流量净额排名靠前的华能国际、中国电力、大唐发电均为 火电转型企业 。
2017-2020 年现金流规模均大幅超过纯绿电龙头龙源电力和三峡能源。公 司 2017-2020 年经营活动现金流量净额在行业内均排名第一，2020 年高达 421 亿元，现金 流优势显著；
2021 年由于燃料成本大幅提升，公司经营活动现金流量净额大幅降低至 60 亿 元，随着煤炭价格机制和电力市场的逐步完善，未来火电业务的稳定经营性现金流将为公司 转型新能源业务带来源源不断的动力。
公司每年折旧超 200亿，可为新能源发展提供充沛资本金，推动资产转型。对比同行， 华能国际、国电电力等火电企业的折旧金额显著高于纯新能源企业龙源电力和三峡能源，是 因为火电企业大规模的火电资产每年需计提大量折旧。
公司 2017-2020 年折旧规模均排名行 业第一，2021 年折旧金额达到 210 亿元。作为火电转型新能源企业，公司现有大规模的火 电资产每年固定计提巨额折旧费用能为新能源投资提供充足的资本金保障。
公司资产负债率有望再降至 70%以下，释放了大量融资空间。新一轮国资国企改革背 景下，国资委于 2018 年提出《中央企业资产负债率分类管控工作方案》，制定了严格的央企 分行业资产负债率警戒线。
2020 年公司已将资产负债率压至 68%，2021 年由于煤价高企， 公司现金流不足进而大规模借债使资产负债率上涨到 75%，随着煤炭价格机制及电力市场的 完善，未来公司资产负债率有望逐步回到 70%以下。
新能源补贴发放及平价时代到来，公司应收款大约 400 亿。近年来新能源补贴等政策支 持下，产业迅速发展，但随着新能源装机规模不断扩大，新能源补贴规模也逐年大幅增长， 造成大量补贴尚未发放，各公司应收帐款规模余额逐年大幅增加。
2021Q3 公司应收帐款余 额已高达 340 亿元，位列行业第一；2021 年末公司应收账款进一步扩大至 399 亿元。
2021 年，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确自 2021 年 起对新备案集中式光伏电站、工业式项目和新核准陆上风电项目不再进行补贴，实行平价上 网。
2022 年起，新建海风国补取消。随着平价项目落地和发展，以及未来随着新能源补贴 逐渐发放，各电力企业的现金流状况均会得到改善。
三地上市央企融资渠道广阔，融资成本下降。公司是国内首个在美国、香港、内地三地 上市的电力公司，能够在三个平台进行融资，融资渠道优势显著。
作为央企，公司有 着天然的融资能力和融资成本的优势，通过横向对比，电力行业内主要央企或国企的累计融 资成本均在 5%以下（融资成本通过利息费用除以带息债务计算）。
2011-2020 年公司累计融 资成本呈波动下降趋势，其中 2019-2021 年融资成本从 4.4%降至 3.1%。21 年累计融资成 本大幅下降的原因是公司 21 年新增负债较多，部分结算利息并非按全年计算。
截至 2022 年 3 月 19 日，公司 2022 年已通过发行超短期融资券和中期票据共筹资 125 亿元，短期债 券和中期票据平均利率仅为 2.0%和 3.3%。
未来随着上游组件价格降幅边际效益减弱，在上网电价稳定的情况下，融资成本将是衡 量新能源项目收益水平的关键因素。现分别假设一个风电项目和一个光伏项目，测算融资成 本和上网电价两大关键影响因素对项目内部收益率（IRR）的影响。
假设风电项目装机量 300MW，光伏项目装机量 130MW。参考行业均值，假设风电和光伏项目的可利用小时数分 别为 2200h 和 1300h，上网电价占比均为 95%。
2021 年国家发改委发布通知，对新建集中 式光伏、工商业分布式光伏、陆上风电项目实行平价上网，上网电价按当地燃煤发电基准价 执行，参考 2021 年南网区域煤电交易基准平均值，假设两个项目上网电价为 0.4 元/kWh。
以公司 2021 年的融资成本 3.1%作为两个项目的融资成本。在上述假设基础上对两个项目进 行收入测算，得到风电项目权益 IRR 和全投资 IRR 分别为 15.3%和 7.5%，光伏项目权益 IRR 和全投资 IRR 分别为 14.4%和 7.0%。
进一步测算新能源项目权益 IRR 对融资成本和上网电价的敏感性。经测算，融资成本 每降低 0.5pp，风电和光伏项目权益 IRR 可增加 0.3%左右。上网电价每增加 10%，风电和 光伏项目权益 IRR 将分别增加 2.0%和 2.2%。
融资成本和上网电价对新能源项目 IRR 都有较大影响。国家规定新能源上网电价按当地燃煤发电基准价执行，未来上浮空间不大。
过去 由于上游组件成本等初始投资建设成本迅速下降推动风光项目快速增长，在未来上游组件成 本降幅可能出现边际递减的情况下，融资成本将成为权衡新能源项目盈利能力的重要指标。
多能互补及火电调峰优势，推动新能源项目获取
公司可实现多能互补及自主调峰，在新能源项目获取上优势显著，多省份新能源项目招 标要求配套火电灵活性改造指标。
我国电力系统综合效率不高，各电源互补互济不足，调峰 能力严重缺乏是是我国新能源消纳问题的重要原因，为此国家提倡新能源和常规能源一体化 协调发展，充分发挥常规电站的调节性能。
内蒙古自治区于 2021 年发布推进火电灵活性改 造细则，强调新能源建设规模应与燃煤电厂新增能力相匹配，并于 2022 年进行火电灵活性 改造配套新能源项目招标；
湖北省于 2021 年 10 月规划了 10 个百万千瓦基地，均位于火电 厂附近，2022 年给予煤电企业组煤保电奖励共 350 万千瓦。
通过火电灵活性改造来解决新 能源的调峰能力，是当前政策重点推动内容，在十四五期间，火电灵活性改造和促进新“风 光火储一体化”是提升电源系统调节能力的关键部分及当下新能源发展的重点项目。
公司拥有大规模火电资产，新能源项目获取潜力大。公司火电资产遍布全国 22 个地区， 分布广阔，规模庞大。2021 年火电发电量总计 4320 亿千瓦时，风光发电量总计 244 亿千瓦 时，占火电发电量 5.7。
其中山东省火电发电量规模最大，共 857 亿千瓦时，风光发电量仅 20 亿千瓦时，占其火电发电量 2.4%；江苏省风光发电量最多，共 45 亿千瓦时，占其火电 发电量 11.1%。
庞大的火电资产规模和发电量规模，使得公司有很大潜力通过灵活性改造充 分发挥火电机组的调节作用，解决新能源消纳问题，发挥出巨大的协同作用，在新能源项目 招标上占有优势。
华能集团在建的华能陇东能源基地是我国首个千万千瓦级“风光火储”多能互补综合能 源基地。华能集团于 2019 年 3 月与甘肃省政府签署华能陇东能源基地建设项目合作协议， 并于 2021 年 12 月正式开工。
基地规划装机规模超 10GW，其中清洁能源装机占比超 80%， 计划“十四五”期间全部建成投产，是我国首个千万千瓦级的“风光火储”综合能源基地。 陇东能源基地是集团“两线”“两化”战略北线的首个项目。
据集团称，华能将在项目建设 中与产业链上下游开展联合创新，探索多能互补能源基地发展模式，使之成为“一带一路” 上的多能互补示范区。由此可见，陇东能源基地对华能集团，以及我国风光火一体化发展有 重着要的战略意义。
盈利预测
对于公司电力及热力业务，我们结合过往运营数据，以及当前电价和煤炭供需情况，按 能源类型对分部收入及成本进行了以下关键假设：
假设 1：对于燃煤机组，2022-2024 年装机量保持稳定，利用小时数逐年下降，分别为 4328/4265/4239 小时，含税电价逐年下降，分别为每千瓦时 0.4700/0.4600/0.4300 元；
假设 2：对于燃气机组，2022-2024 年装机量、利用小时数及含税电价均保持稳定；
假设 3：对于风电机组，2022-2024 年装机量每年分别增长 3/4/5GW，得益于海风投产 和新能源消纳问题的改善，利用小时数逐年增加，分别为 2334/2369/2391 小时，由于平价 项目占比提升，含税电价逐年下降，分别为每千瓦时 0.5700/0.5600/0.5500 元；
假设 4：对于光伏机组，2022-2024 年装机量每年分别增长 5/6/7GW，得益于新能源消 纳问题的改善，利用小时数逐年增加，分别为 1320/1335/1366 小时，由于平价项目占比提 升，含税电价逐年下降，分别为每千瓦时 0.6400/0.6200/0.6000 元；
假设 5：对于水电机组，2022-2024 年装机量、利用小时数及含税电价均保持稳定；
假设 6：对于煤炭燃料成本，2022-2024 年入炉标煤价格逐年下降至正常区间，分别为 每吨 950/900/800 元。