2022年华能国际业务布局及发展趋势分析.docx

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2022年华能国际业务布局及发展趋势分析

1.华能国际：

大力推进新能源转型的火电巨头

清洁能源装机占比已达22.4%,燃煤机组结构合理、能效领先

华能国际是国内规模最大的上市发电公司之一，公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市；另外公司在新加坡拥有一家全资电力公司，在巴基斯坦投资一家电力公司。

截至2021年底，公司拥有控股发电装机容量118,695兆瓦，权益发电装机容量103,875兆瓦。

近年来公司大力推进能源结构转型，低碳清洁能源比例不断提高。

风电、太阳能、天然气、水电、生物质发电等低碳清洁能源装机占比，从2018年的16.5%提高至2021年的22.4%o

截至2021年底，公司风电装机容量为10,535兆瓦（其中海上风电2,012兆瓦），太阳能发电装机容量为3,311兆瓦，水电装机容量为368兆瓦，天然气发电装机容量为12,243兆瓦，生物质能源装机容量为120兆瓦。

公司发电装机结构中，目前仍以燃煤发电为主，截至2021年底，可控装机规模为92118兆瓦。

燃煤机组规模结构

合理，小机组比例很低，30万千瓦以下等级占比仅有5.73%；

超过54%是60万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组。

现有的燃煤发电装置技术性能先进、维护保养精良、能耗指标优异、污染排放达标，具有行业领先的能效水平和较强的市场竞争优势。

2021年,公司燃煤机组的生产供电煤耗为290.69克/千瓦时，在国内主要电力企业中保持领先地位；据中电联数据，同期全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为302.5克/千瓦时。

风光装机及发电量快速增长，2021年增速分别为30%、

48%

从新能源发电装机来看，陆上风电从2018年的4838兆瓦增加至2021年的8523兆瓦；海上风电从2018年的300兆瓦增加至2021年的2012兆瓦；光伏发电从2018年的959兆瓦增加至2021年的3311兆瓦。

风光装机合计占比，从2018年的5.75%提高至2021年的11.67%；风光装机容量近三年增速分别为19.5%、46.2%、30.1%0

从新能源发电量来看，风电从2018年的101.05亿千瓦时增加至2021年的208.34亿千瓦时；光伏发电从2018年的11.41亿千瓦时增加至2021年的35.82亿千瓦时。

风光发电量的占比，从2018年的2.61%提高至2021年的5.34%；风光发电量近三年增速分别为12%、31%、48%O

电厂布局区域广，具有一定的区位优势

公司的国内发电资产布局区域较广，截至2021年底，主要分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的电厂，是公司机组利用率高、盈利能力强的优质发电资产。

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。

同时，公司拥有诸多港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转。

从各省燃煤电厂2021年的上网电量来看，排名靠前的包括山东、江苏、浙江、广东、江西、福建、上海，占比分别为21.1%、8.5%、8.1%、7.2%、5.6%、5.3%、5%。

从各省风光电厂2021年的上网电量来看，排名靠前的包括江苏、河南、甘肃、山东、黑龙江、吉林、江西、山西,占比分别为18.4%、14.8%、10.6%、8.2%、6.3%、6%、5.5%、

5.1%。

从公司各省电厂2021年的上网电量在所处省份的占比来看，多个省份占比达到10%左右及以上，反映了在这些省份的市场竞争中，公司具有一定的相对优势。

排名靠前的包括海南、江西、黑龙江、上海、山东、吉林、重庆、甘肃，占比分别为27.9%、12%、11.8%、11.5%、11.1%、10.4%、9.7%、9.6%O

燃料成本占比高，煤价大幅波动增加业绩不确定性

受到煤炭成本大幅波动、利用小时数随需求变化的影响,公司归母净利润的波动较大。

从2015-2020年的数据来看，虽然净利润波动较大，但净经营现金流较为充裕，经营状况相对较差的年份（2018年）也能达到近300亿元的规模，相对较好的年份（2020年）可以达到400亿元以上。

2021年情况十分特殊，动力煤价格在供给偏紧、需求超预期的情况下出现大幅上涨，全年CECI5500大卡动力煤指数均价为1044元/吨，涨幅高达81.3%。

在这一极端情况下，公司2021年经营业绩大额亏损，同时净经营现金流回落至60亿元。

火电的经营模式决定了其成本结构中燃料成本的占比较高，2017-2021年分别为69%、71%、66%、64%、71%；境内火电厂售电单位燃料成本分别为201.28、211.04、223.22、209.07、316.36元/兆瓦时,其中2021年涨幅为51.32%。

与此同时，公司的电价水平较为平稳，近五年的平均上网电价（含税）分别为414.01、418.48、417、413.63、431.88元/兆瓦时；2021年电价上涨的政策始于四季度，我们看到21年的平均电价同比已有显著涨幅（4.41%）。

公司火电业务毛利率过去主要随燃料成本波动而变化，2016-2020年整体大致位于15%-20%区间，由于煤炭供给侧改革后价格一直处于相对高位，公司2016年以后火电毛利率一直处于较低位置。

但近年来，公司逐渐加速风电、光伏项目开发，风光发电的毛利率显著高于火电；2020年，风电、光伏、火电的毛利率分别为56.25%、59.97%、14.81%。

平价时代来临，预计公司光伏项目毛利率将从2017年超70%的水

平逐渐回落并趋稳；风电毛利率近几年随着海风项目投产而略有上升。

2.火电：

面临多重拐点

电价机制巨变，弹性提高至20%且对高耗能不设上限

2021年，全球能源供应紧张，境内外煤炭市场供需形势偏紧，煤价大幅上涨；因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本大幅增加，对煤电企业形成了巨大冲击。

2021年10月8日，国务院主持召开国务院常务会议，提出：

改革完善煤电价格市场化形成机制。

有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%,调整为原则上均不超过20%,并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。

会议同时提出：

完善地方能耗双控机制，推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。

2021年10月12日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。

《通知》指出，按照电力体制改革“管住中间、放开两头”的总体要求，进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，是发挥市场机制作用保障电力安全稳定供应的关键举措，是加快电力市场建设发展的迫切要求，是构建新型电力系统的重要支撑。

《通知》明确了四项重要改革措施：

（1）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。

燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

（2）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%,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

（3）推动工商业用户都进入市场。

有序推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。

对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电。

鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。

（4）保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。

居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农

业用电由电网企业保障供应，保持现行销售电价水平不变。

2021年电价上涨的政策始于四季度，我们看到21年的平均电价同比已有显著涨幅（4.14%）。

从季度拆分来看，1Q21-4Q21单季度的平均上网电价分别为419.98、417.62、415.95、474.41元/兆瓦时，其中四季度环比大幅提高14%。

我们基于2021年各省燃煤上网电量及上网电价，加权测算得到全年燃煤平均上网电价为410元/兆瓦时。

我们基于燃煤电价涨幅这一单一要素变化，测算了相应的业绩弹性，结果显示：

电价涨幅10%将增加归母净利润82亿元。

新长协煤政策出炉，有望引导煤价回归合理区间

2021年底的煤炭中长期合同签订履约方案征求意见稿明确：

2022年的煤炭长协签订范围进一步扩大，核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上均被纳入签订范围；需求侧,要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。

价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，新一年的动力煤长协将每月一调；5500大卡动力煤调整区间在550-850元之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31%o

2022年2月，发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，进一步提出：

秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格的合理区间为每吨570-770元（含税）。

煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。

煤炭价格超出合理区间时，将充分运用《价格法》等手段和措施，引导煤炭价格回归合理区间。

随着政策端和基本面共同发力，煤炭价格上涨除了逐步向电价端部分传导，也有望逐渐向合理区间回归。

华能国际2021年单位燃料成本为316.36元/兆瓦时。

我们基于单位燃料成本单一要素变化，测算了相应的业绩弹性,

结果显示：

降幅5%将增加归母净利润41亿元；降幅10%将增加归母净利润82亿元；降幅15%将增加归母净利润123亿

yGo

另据我们测算，华能国际2021年的燃煤发电标煤成本为1074元/吨，燃煤发电的盈亏平衡点在2021年的电价水平下为标煤914元/吨。

燃料成本之外，其他成本约为9.7分/千瓦时。

在此基础上，我们测算了在电价单一要素影响下，公司燃煤发电盈亏平衡点的变化。

测算结果显示：

电价涨幅10%将使标煤盈亏平衡点提高至1039元/吨；电价涨幅15%将使标煤盈亏平衡点提高至1101元/吨；电价涨幅17.5%将使标煤盈万平衡点提高至1132兀/吨。

同时，我们基于570-770元/吨的长协煤合理价格区间，在不同的长协合同比例、不同的非长协煤价假设下，测算了可能的入炉标煤价格。

测算结果显示：

（1）若可以实现100%长协，则在770、670元/吨的价格下，对应入炉标煤价（不含税）分别为912、799元/吨。

（2）若可以实现75%长协，同时市场现货煤均价1000元/吨，则在770、670元/吨的长协价格下，对应入炉标煤价（不含税）分别为976、892元/吨。

2030年前火电利用小时数有望缓慢上行并维持相对高位

公司2021年燃煤发电利用小时达到4488小时，远超去年及过去五年平均水平；全国2021年的火电发电小时数也同比大幅增加。

我们认为火电的发电小时数或已迎来拐点，主要基于：

（1）需求端比较乐观，一方面我国的能源需求尚未达峰，另一方面在“双碳”目标指引下，“电”在能源消费中的占比将持续上升；

（2）供给端，水电、核电的增量有限，风光新能源虽然规模增速很快，但发电小时数低，且目前占比不高，短期内很难满足全部的增量用电需求。

因此，在2030年碳达峰目标实现之前，我们认为火电的发电量仍将有所上升，

而新增火电产能将持续放缓，随着落后及老旧产能后续逐渐退出，从而存量机组的产能利用率有望缓慢上行。

中电联预计2022年全社会用电量同比增长5%-6%；我们预计2022年增速在5%左右，2022-2030年的年化增速在4%-5%之间。

我们的电量供需平衡拆分结果显示，全国火电发电小时数有望从2022年的4347小时提升至2030年的4641小时。

我们以华能国际2021年的煤电发电小时数4488小时作为基准情景，对产能利用率波动对度电净利润的影响进行了弹性测算。

结果显示：

在单一要素影响下，利用小时数降低15%将减少度电净利润1.72分；利用小时数提高15%将增加度电净利润1.27分。

我们预计公司2030年前的煤电利用小时数将维持在4450小时以上的高位，并有望逐年缓慢提升。

3.新能源：

顺势而为，打造“第二成长曲线”

电力央企积极布局新能源转型

电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源打开长期成长空间，全产业链（制造端、运营端）都有望受益于碳中和对需求和投资的拉动。

虽然光伏、风电的系统成本仍有可观的下降空间，但巨量的需求（十四五、十五五期间有望新增超过15亿千瓦装机）预计仍将引领数万亿级别的投资规模。

我们预计，2025年，风电、太阳能发电装机规模有望分别达到5.6亿千瓦、6.1亿千瓦左右；2030年，风电、太阳能发电装机规模预计分别达到9.4亿千瓦、12.1亿千瓦左右。

“十四五”期间，风电和太阳能发电年度合计平均新增装机规模预计达到1.3亿千瓦左右；“十五五”期间，风电和太阳能发电年度合计平均新增装机规模预计分别达到2亿千瓦左右。

在新能源投资的长期盛宴中，面临转型的传统电企（以五大发电集团为代表）将成为举足轻重的参与者。

火电规模增速已趋平缓，且在可见的未来面临达峰并将逐渐压缩，新能源投资有望被打造为“第二成长曲线”。

相较于纯粹的新能源运营商及民企为主的中上游产业链制造企业，其显著的优势

五大发电集团都已制定明确的碳达峰时间表以及清洁能源/新能源的转型发展目标。

国家电投集团是提出碳达峰的目标时间为2023年。

我们统计了五大发电集团及三峡、华润、中广核、国投、中核共10家主要电力央企的发电装机及新能源占比情况

（2020年底数据）。

集团口径来看，风电+光伏装机规模最大的为国电投，达到6049万千瓦；风电+光伏装机占比最高的是中广核，超过38%。

预计公司“十四五”期间新能源装机复合增速36.6%

是火电基本盘带来的强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。

华能集团明确提出：

到2025年，新增新能源装机8000万千瓦以上，确保清洁能源装机占比50%以上，碳排放强度较“十三五”下降20%o作为华能集团旗下的核心上市平台之一,我们预计华能国际“十四五”期间有望新增新能源装机4000万

千瓦。

到2025年，公司有望实现风光装机规模5065万千瓦,新能源装机占比将从2020年的9.4%提高到32%；年均新增800万千瓦风光装机，“十四五”期间新能源装机复合增幅为36.6%O

按照我们的预测，公司2021年至2025年将合计新增新能源装机规模4000万千瓦。

我们假设其中光伏、陆风、海风的平均比例分别为55%、30%、15%,项目建造成本分别为4000元/千瓦、5500元/千瓦、12000元/千瓦，五年的总资本开支需求为2260亿元，平均每年452亿。

若投入资本金的比例为20%,平均每年需投入资本金90亿元；若投入资本金的比例为30%,平均每年需投入资本金136亿元。

风光新能源开发之外，“十四五”期间预计公司仍有较大额度的其他资本开支需求，主要包括火电和技术改造：

虽然火电项目的新建速度将放缓，但短期不会停止，同时火电灵活性改造等投入可能上升。

我们预计“十四五”期间风光新能源开发之外的资本开支约为每年140亿元，在资本金比例20%、30%的情形下，平均每年分别需要投入资本金28亿元、42亿元。

总计的每年资本金投入需求为118亿元-178亿元。

基于公司的现金流状况，一旦煤、电价格机制理顺，公司火电经营恢复正常水平，预计公司仅靠内生增长即可满足资金需求。

22-25年新能源预计有望贡献净利润70、90、110、132

亿元

“十四五”期间年均新增800万千瓦风光装机的假设下，

我们预计2022-2025年公司新能源装机分别达到2185、3065、4025、5065万千瓦。

其中风电分别达到1413.5、1809.5、

2241.5、2709.7万千瓦；光伏分别达到771.1、1255.1、1783.1、2355.3万千瓦。

在此基础上我们预计2022-2025年公司风电发电量分别达到277.54、362.59、455.74、557.01亿千瓦时;光伏发电量分别达至U70.87、130.28、195.36、266.1亿千瓦时。

据我们测算，2021年，公司风电、光伏的度电净利润分别为0.221、0.205元/千瓦时。

考虑到平价项目占比的逐渐提高，预计2022-2025年风电、光伏的平均度电净利润将逐年小幅降低；其中风电的度电净利润分别为0.215、0.204、0.194、

0184元/千瓦时;光优的度电净利润分别为0.185、0.155、

0.137、0.130元/千瓦时。

进一步测算结果显示，2022年-2025年风电的净净利润分别为57.24、71.04、84.83、98.49亿元;光伏的净利润分别为12.58、19.42、25.63、33.16亿元。

新能源合计净利润预计将达到70、90、110、132亿元。