一、核心看多逻辑

公司的业务为电力，可以拆分为火电和绿电两部分，其他业务相对较小，本着抓主要矛盾的原则，我们不做详细分析。

当前电力行业处于传统能源向新能源转换的发展期，主要看点在于绿电，但火电和绿电都具有很好的投资价值。

（一）火电短期困境反转，长期迎来价值重构，公司作为火电龙头

1、作为绝对的电力龙头，公司火电资产优质。

2、短期看，煤价高位已过，国家管控下煤价控制在合理范围内，火电盈利迎来修复。

3、长期看，煤电定位转为辅助服务，稀缺性凸显，盈利能力也有保障。

（二）绿电迎来高速发展期，公司发展规划迅猛，且现金流充足

1、集团公司对于华能国际的支持。

2、短期看，在建工程支撑短期业绩爆发。

3、长期看，充裕的现金流能支撑起每年8GW的发展规划。

二、公司分析

（一）公司简介

华能国际是我国发电企业龙头，主要经营发电供热业务，并配套港口、航运、增量配网等设施的开发运营。公司成立于1994年，同年发行外资股于纽约上市，1998年在港股上市，2001年A股上市，是国内为数不多的三地上市标的。公司背靠全国五大发电集团公司之一的华能集团，A股上市之初在辽宁、福建、江苏、浙江、广东、山东、上海、河北等地布局火电资产，此后通过吸收集团资产、收购、新建等方式继续进入华中、华南等地区，逐步完成全国26个省区的资产布局，成为全国发电资产规模最大企业。此外，公司在国外还拥有新加坡和巴基斯坦的电力运营公司，公司此前收购的罗源湾海港及码头、陆岛码头、鲁能胶南港等港口码头也保障了公司发电业务的燃料供应优势。

（二）股权架构

华能集团通过直接和间接的方式合计持有公司45.2%股权，前十大股东（包括香港中央结算有限公司）持有84%的股份。

根据申万宏源的研报，华能集团给予华能国际大量支持，经过多次资本运作，集团将自身几乎全部的优质煤电资产注入到上市公司当中，资源禀赋优势明显。截止2020年底，公司拥有华能集团旗下57.7%的发电装机，公司的发电资产遍布全国26个省、自治区和直辖市，系典型的全国型电力运营商，系华能集团的旗舰电力上市公司。

集团旗下另外几家上市公司中，内蒙华电主要集中在内蒙古七个盟市内，属于区域型电力上市公司；华能水电系水电发电上市公司，装机则主要集中于澜沧江流域，新能泰山主要涉及产业园区开发和线缆业务；华能新能源主要从事新能源项目的开发和运营，已于2019年从港股私有化退市，目前处于非上市状态。

（四）公司业务

公司的主要业务就是发电，而且主要集中在国内。

1、装机规模

截至2021年，公司拥有可控发电装机容量118.70GW，权益发电装机容量103.88GW，风电、太阳能、水电和生物质发电等新能源装机容量占总装机容量的比例为12.07%。其中，风电装机容量为10.53GW，太阳能发电装机容量为3.31GW，水电装机容量为0.40GW，生物质能源装机容量为0.12GW。新能源占比从2017年的5.02%提升到2021年的12.07%，呈持续提升的趋势。

截止2021Q3，公司装机79.4%为燃煤发电机组，其中30万千瓦以下等级的占比5.86%，30万千瓦等级的占比37.49%，60万千瓦等级的占比40.87%，100万千瓦等级的占比15.78%。

2、发售电量

2021年全年，公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成售电量4,301.65亿千瓦时，同比增长13.23%；2021年全年公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为431.88元/兆瓦时，同比上升4.41%。2021年全年，公司市场化交易电量比例为61.63%，比去年同期增长3.3个百分点。

公司售电情况如下：

3、盈利结构

根据两次业绩交流会披露的数据，各类机组的净利润统计如下表：

（1）煤电亏损为阶段性，今年会大幅改善。

（2）绿电已经成为净利润贡献的主力，随着绿电装机量的增长，占比会更大。

（3）风电三季度净利润贡献只有6.56亿，主要是因为三季度为风电利用小时数最低的时点，季节性明显。简单拆解：风电盈利=利用小时数*发电功率*电价-设备折旧-维护费用，利用小时数对于净利润影响显著。

4、新增装机

据2020年年报，2021年公司资本性支出计划总额为564.07亿元，其中计划投入风电与光伏的资本支出分别为313.82、99.60亿元。2021年，公司全年新增控股装机容量为5.23GW，新增风光装机容量为3.20GW，占全年新增控股装机容量的比例为61.20%。风光投产情况显著低于此前规划的8.34GW，主要原因为光伏发电项目受产业链价格影响推迟建设。

5、煤电灵活性改造

截至2021年9月底，完成煤电灵活性改造的燃煤机组已经有58台，装机容量18,926MW，占公司燃煤发电机组装机总量的21%。目前公司正在进行灵活性改造的机组是两台30万千瓦机组。公司密切关注电网辅助服务机制和费用服务机制费用的变化和出台，并根据最新政策做出灵活性改造计划的变动。公司前三季度辅助服务收入6.77亿元。

灵活性改造主要针对中小机组，并非所有的煤电机组都需要。按照发改委的规划十四五期间全国改造目标在30-40GW，按照公司在全国5%左右的规模占比，推算改造规模在20GW左右，所需资金130亿左右，对应未来两年每年60-70亿的支出规划。

三、公司看点——火电分析

（一）火电龙头

1、装机规模

2、供电煤耗

（二）短期困境反转

1、火电分析模型

火电企业净利润=[(平均上网电价−煤价×供电煤耗–折旧及其他成本/上网电量)×装机容量×发电设备利用小时数×(1−厂用电率)-财务费用及其他费用]*（1-企业所得税税率）

煤电厂建好后（单位千瓦的投资已定），盈利性就主要看几个变量：发电量（利用小时数）、供电煤耗（与电厂的参数、负荷、环境温度等有关）、煤价、上网电价，此外折旧、人工、运维成本也是一部分但变化不大。

主要影响因素：平均上网电价、煤价及发电设备利用小时数，但由于上网电价和设备利用小时候的波动不是很大，所以实际主要因素只有煤价。

2、电价上涨

由于能源结构从石化能源向电力转移，电力需求的增长会高于经济的增长，而供给端增长主要在风电和光伏利用小时候只有煤电的1/2——1/3，预计短期仍保持供不应求的局面。

3、煤价可控

专题发布会｜介绍进一步完善煤炭市场价格形成机制有关情况

《通知》明确秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易合理价格为570-770元/吨（含税），对应价格中枢670元/吨。与前期2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿（价格区间550-850元/吨）相比，价格中枢下降30元/吨，浮动区间缩小100元/吨。此外，《通知》引导煤炭-电力产业链的价格传导机制建立：引导煤、电价格主要通过中长期交易形成；煤价合理区间内，煤电企业可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。

“煤炭价格合理区间是在充分考虑成本的基础上确定的，兼顾煤、电上下游利益，并与煤电市场化电价机制作了妥善衔接，可以有效实现“上限保电、下限保煤”。这个区间各方面有充分共识。

当煤炭价格达到区间上限每吨770元时，燃煤发电企业在充分传导燃料成本、上网电价合理浮动后，能够保障正常发电运行。当煤炭价格触及区间下限每吨570元时，煤炭企业能够维持稳定生产。同时，留出了足够空间，使煤炭价格能充分反映市场供需变化，有利于充分发挥市场调节作用。”

（三）长期价值重构

1、现金流支持

为了抓住风电平价之前的重要窗口期，加上华能集团作为新能源领域的后来者，集团和公司最近几年的新能源资本支出压力巨大。公司大量的火电装机为新能源投资提供了充沛的现金流。

2、协同效应

全社会用电量的中高速增长和风光等不稳定清洁能源的大规模消纳，导致局部地区可能会出现技术性供电不足，并影响整个电网的运行安全。我国的基础条件和新能源电力供应技术的天然缺陷，决定了未来一段时间内，煤电机组将继续承担基荷电源功能。此外，北方地区在冬季采暖期间，既要保证热力供应，又需要消纳风、光等新能源，煤电的灵活性改造也成为重要选择。

从华能国际的实际项目分布也能发现协同效应的作用。公司的火电基础为风光发展带来优势，其火电市占率高的地区往往风光市占率也更高，如公司海南省火电发电量市占率55.9%，风电市占率也高达19.8%，在市占率第二的上海，具有其最高的光伏市占率27.2%。反观其他公司，由于火电装机量不及华能且装机分布不够广泛，该方面优势不如华能国际明显。

3、辅助服务+容量电价

短期电力供不应求的形势下，煤电的利用小时候还是有保障的。长期来看，火电角色将逐步由主要电源向调频、备用、容量服务提供者转变，电量+辅助服务+容量三重收益共同确保火电合理收益。火电灵活性仍是当前最具备经济性、可规模化的调峰能力，是提升新能源消纳能力的重要手段。“十三五”期间火电灵活性改造规模不及预期，主要是由于市场机制不健全导致经济激励缺失。随着电力市场体系不断完善，中长期交易、现货交易、辅助服务交易、容量补偿等多重机制协调发展，我们认为未来火电的收益模式将从当前以电能量为主逐渐过渡至获取电能量、辅助服务、容量服务三重收入。

（四）今年煤电盈利测算

1、国泰君安20220225测算：

火电行业由于价格机制的历史矛盾，盈利受煤价影响较大，周期性波动明显。我们认为火电产业链价格（煤价、电价）市场化传导机制的建立可有效弱化火电盈利波动。我们的敏感性测算表明（详见表2），在煤价570-770元/吨、基准电价0.37元/千瓦时的条件下，市场电价上浮10%以上可保障火电盈利。从目前已公布的2022年年度长协交易结果来看，各省市场化电价上浮比例10-20%。我们认为随着产业链上下游价格矛盾的疏导，叠加双碳目标下火电电源定位的变化，火电的核心价值有望从价格弹性（强周期性）转为现金流确定性（弱周期性），分红（稳定股息）及再投资（转型新能源）特性突出。

2、我的测算：

按照770元/吨的动力煤价格来测算度电成本：

770元/吨*7000/5500*300g/kwh+0.1元左右其他成本=0.394元/kwh。

2020年的平均售电价格为0.414元/kwh，2021年为0.431元/kwh，江苏省披露的2022年度长协价格0.466元（接近20%）。

按照保守的21年均价算，度电盈利为0.431-0.394=0.037元；按照江苏电价算度电盈利为0.466-0.394=0.072元。实际的度电盈利大概就在这两者之间。

基本可以确定在发改委指导的长协价范围内，煤电是不会亏钱了。

关键是当前长协覆盖的比例，这个重要吗？不重要吗？

四、公司看点——绿电分析

截至2021年底，全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比增长7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦，同比增长20.9%。2021年，全国可再生能源发电装机规模历史性突破10亿千瓦（包含水电），占全国发电总装机容量的比重达到43.5%，可再生能源发展迈上新台阶。2021年我国风电和光伏发电新增装机规模达到1.01亿千瓦，其中风电新增4,757万千瓦，光伏发电新增5,297万千瓦。

（一）绿电公司竞争力分析

根据华泰证券210928研报，新能源运营商核心竞争力的三角评估：运营能力+盈利能力+融资能力。

运营能力：综合体现开发/投资/建设/运维实力。

盈利能力：对风电而言资源区域>运营效率>融资成本，对光伏而言融资成本与电价是关键。

融资能力：保障竞争力的可持续性，杠杆是内在约束，央/国企融资成本壁垒牢固。

1、运营能力：发电量是最简单和直观的指标之一

风电运营商发电量

注：华润电力披露数据为售电量，低于发电量

资料来源：上述公司年报、华泰研究

光伏运营商发电量（GWh）

注：1）华润电力披露数据为售电量，略低于发电量；2）信义能源为计算值

资料来源：上述公司年报、华泰研究

拆解来看，发电量主要与装机规模和利用小时数有关。（1）装机规模，隐含资源开发与投资建设能力、以及项目管理边界，较难形成绝对牢固的竞争壁垒，十三五风光运营市场集中度均有所下降。但十四五期间，随着民营企业的退出，市场的集中度会进入稳定或上升趋势。（2）利用小时数，隐含发电资产质量与电力营销能力，其中风电取决于项目资源禀赋+运营水平，光伏小时数偏离度较小，不同运营商之间的差异主要反映项目分布的不同。

下面我们对利用小时数进行对比分析：

风电运营商利用小时数

资料来源：上述公司年报、国家能源局、华泰研究

2016-2020年全国风电平均利用小时数由1,742小时升至2,097小时，得益于：1）消纳好转带来限电率下降、2）新投产风机发电效率的提升、3）海上风电投产使得行业风电小时数进一步上升。部分区域型风电运营商利用小时数显著高于行业均值，如中闽能源、福能股份，主要得益于福建省优质的陆上与海上风资源。对全国布局的风电运营商而言，我们认为利用小时数的差距既体现出项目布局的不同，也反映出风机检修策略、电力营销手段等方面的差异化。

光伏发电运营商利用小时数

注：信义能源的利用小时数为计算值（发电量/装机容量）

资料来源：上述公司年报、华泰研究

光伏发电利用小时数偏离度较小，不同运营商之间的差异主要反映项目分布的不同。与风电相比，光伏利用小时普遍较小（全国平均1,221小时），且分布较均匀。与风电运营商不同的是，过去五年内，大部分光伏发电运营商未能实现利用小时突破。光伏发电行业利用小时的停滞可归因于光资源的相对固定。因此光伏更加注重转化效率的提高，即单位时间和光照强度内发更多的电。

2、盈利能力：风电主要看资源禀赋与运营效率，光伏主要看融资成本与电价

对风电运营而言，单位净利润反映出资源区域、运营效率与融资成本差异。尽管2016-2020年风电电价补贴逐年退坡，但风电行业单位净利润均值呈上升趋势，得益于：1）技术进步推动折旧占收入比例下降；2）规模效应带来运营成本率下降；3）更低资金成本。福能股份与中闽能源作为区域型运营商，在单位净利润方面大幅领先，体现出强大的资源区位优势；而华润电力/华能国际/三峡能源在全国型运营商中领先。

风电运营商每千瓦净利润（元/KW）

注：1）每千瓦净利润=当年净利润/年末装机规模；2）除华润电力为权益装机规模以外，其余公司为控股装机规模

资料来源：上述公司年报、华泰研究

风电运营商净利率（%）

注：龙源电力、华润电力、大唐新能源为风光合并后的净利率

资料来源：上述公司年报、华泰研究

2017-2020年，光伏发电行业度电净利润逐年降低，与电价补贴逐年退坡的逻辑一致。除了电价的外部因素影响以外，融资成本的重要性高于运维效率。信义能源立足于香港资本市场，融资成本相当于甚至略低于国内的央企/国企，且公司主要采用从母公司或第三方收购成熟电站的经营策略，无需承担项目建设期资金开支与利息支出，每度电/每千瓦净利润均大幅领先。对于未来的光伏发电平价项目而言，融资成本的优势会更加显著。

光伏发电运营商每千瓦净利润（元/KW）

注：每千瓦净利润=当年净利润/年末装机规模

资料来源：上述公司年报、华泰研究

光伏发电运营商度电净利润（元/KWh）

注：度电净利润=净利润/发电量

资料来源：上述公司年报、华泰研究

3、融资能力：杠杆水平是规模扩张的隐性约束，央企融资手段更为丰富

融资能力有3个指标需要关注：

（1）杠杆水平：规模扩张空间的内在约束

新能源发电项目投资的资金来源包括资本金（自有资金）和项目贷款融资，资本金比例通常为20%~40%。央企/国企或是民企在新能源发电项目扩张的时候，除了存量项目带来的经营现金流支持以外，杠杆约束也是重要考量之一。因此经营现金流越高、资产负债率越低的运营商，未来潜在的扩张空间越大。

风电运营商资产负债率

注：1）理论上可扩产风电规模按照2020年经营现金流作为20%资本金、40%资金用于风电投资、每GW风电项目投资70亿元计算（参考三峡能源风电投资成本）；2）中广核新能源资产负债率已超过80%，假设全部用自有资金进行投资；3）中国电建并非以新能源发电投资运营作为主营业务，不具有可比性

资料来源：上述公司年报、华泰研究预测

光伏发电运营商资产负债率

注：理论上可扩产风电规模按照2020年经营现金流作为20%资本金、60%资金用于光伏投资、每GW风电项目投资40亿元计算（参考三峡能源风电投资成本）

资料来源：上述公司年报、华泰研究预测

（2）融资成本：直接影响盈利水平，企业属性壁垒牢固

由于信用评级的差异，国内贷款机构给予央企、地方国企、民企的贷款利率差别较大，以国内新能源运营商2016-2020年融资成本均值为例，央企为4.03%、地方国企为4.17%、民企为6.11%。

新能源运营商累计融资成本（%）

注：1）按照公司属性（央企/地方国企/民企）、历史均值（由低到高）排序；2）融资成本=利息支出/带息负债

资料来源：上述公司年报、华泰研究

（3）融资手段：债务融资为主，永续债偏好高于股权融资

新能源运营商的直接融资手段主要包括发行公司债、可转债、永续债以及配股。除公司债/可转债以外，央企运营商更倾向于选择永续债进行筹资，而非增资配股，主要目的在于：1）不稀释原股东股权、2）降低杠杆。从2015年末至2020年末的永续债增幅角度来看，华能国际、中国电建、华电福新、大唐新能源领先，除中国电建以外，三家运营商的永续债增幅占五年累计资本性支出的比例均在20%以上。从同期股本增幅的角度来看，中广核风电、三峡能源领先，占资本性支出的比例分别为15%/8%。

2016-2020 年新能源运营商资本性支出与融资手段 (百万，%）

资料来源：上述公司年报、华泰研究

（4）为什么关注融资能力？——资金密集型行业

华能国际业绩会披露单GW投资：陆风70亿，海风170亿，光伏40亿的水平。各个企业都差不多。

（二）新能源规划迅猛

风电运营商装机容量

注：2025E列”-“表示十四五目标未知或未作预测

资料来源：上述公司年报、国家能源局、华泰研究预测

光伏发电运营商装机容量

注：”-“表示十四五目标未知或未作预测2025E

资料来源：上述公司年报、国家能源局、华泰研究预测

公司规划到2025年达到55GW，平均每年新增装机超过8GW，绝对新增量和增幅排名都是第一。

1、集团公司对于华能国际的支持

公司现有的装机结构、装机区域分布跟集团的新能源发展战略存在巨大协同。集团规划“北线”发展大型风光煤一体化外送基地，需要火电与新能源的充分协同，“东线”方面集团规划多个大型海上风电一体化基地，实际上华能集团沿海的省级公司多数与华能国际下属机构实行两块牌子，一班人马。

华能国际在开拓沿海大型风电基地的工作上存在巨大的优势：1）风火打捆，火电作为主力支撑电源为新能源提供调峰服务；2）多年大型煤电项目建立了扎实的政府关系，有利于项目的获取和建设；3）具备成熟的电力建设运维员工队伍，在火电和新能源项目的开发和运维上可以进行大量协同，降低成本。

2、充裕的现金流支持

（三）短期看，公司在建工程支撑短期业绩爆发

2020年报披露的资本支出计划

公司在多次电话会议中都披露了今年新能源建设不及预期（主要是因为光伏涨价导致内部收益率达不到7%的最低要求），所以很多项目被挤压下来，根据12月份电话会议披露，当前在建5GW，还有8-10GW已核准的项目。

风电光伏的建设周期不长，一般是0.5-2年，因此从各企业的在建工程金额可以大概锁定未来1-2年的新能源业绩。

截止2021H1华能国际有500多亿元的在建工程，绝大部分是风电投资，部分光伏投资，小部分火电投资。这个在建工程的金额在五大四小电力集团里排第二（第一名是单位装机资金投入规模更大的核电公司中国核电）。

所以，公司未来1-2年新能源装机并网的确定性是比较高的，这将会带来最近一两年业绩的爆发。

（四）长期看，充裕的现金流能支撑起每年8GW的发展规划

新能源电力公司一个最大的问题是前期现金流压力非常大，考虑到补贴不能及时到位的问题，前些年现金流均为负值。这也是为什么很多民营企业面对这么好的生意选择退出的原因。

华能国际经营性净现金流超400亿，偿还利息160亿元左右，剩下的400-160=240亿可以用来投资。其中60-70亿用来做灵活性改造，180亿可以用来做新能源投资，按照25%资本金推算，可以撬动总投资720亿，按照风光1:1，单GW投资60亿来算，可以建设12GW。公司规划的每年8GW的建设进度在资金支持方面是没有问题的。所以公司在保障8GW新能源建设的同时，还可以将部分利润分红。

与其他公司相比，华能国际的经营性净现金流最好。这是支持华能国际向新能源转型的坚实后盾。

五、风险分析

（一）市值的天花板

作为典型火电周期股，华能国际之前的市值天花板明显，估值提升空间有限。天花板主要由于煤价、电价、资产减值三座大山的压制。站在当前时点，公司的火电板块是否还会受到压制呢？

1、煤价风险

虽然发改委要求煤电企业长协发电量100%签订煤炭长协，但公司长协煤的具体覆盖率未知，另外，一些中小企业履约意愿不强等原因，一季度公司盈利存在很大的不确定性。

（1）短期的业绩高低重要吗？

（2）相不相信我党的调控能力？（煤矿以国企为主，国家对于国内市场掌控力足够）

目前很明显的一个趋势是：在绿电还不能撑起电力需求的大梁之前，国家会理顺煤电联动的传导机制，目标是促使煤炭价格在合理区间波动，缓解了供需矛盾。未来，度电价差有望保持相对稳定的状态，火电企业盈利性趋稳，资产属性回归公用事业。

2、电价风险

短期各省长协电价已经出炉，电价已经明确是上涨的，风险不大。

在2021年以前，各地开展的电力市场化交易普遍以降价交易为主，通过电力直接交易的方式由发电企业直接让利给终端用户，享受用电成本下降的市场化改革红利。2021年7月起，随着电力供需形势紧张，各地逐渐取消市场化交易电价“暂不上浮”的规定，允许交易电价在燃煤基准价（标杆价）向上浮动至10%。2021年10月，1439号文将市场化电价浮动范围进一步放开至-20%~+20%，此后多地集中竞价成交电价实现顶格交易，标志着“能涨能跌”的市场化电价机制初步形成。未来在电力市场化的趋势越来越清晰，电价更多会基于供需关系的平衡，特别是在绿电成本逐步下降的背景下，电力价格下降的趋势也是很明确的。

对于火电项目而言，失去价格竞争力是只是早晚的问题，但作为辅助服务火电是性价比最高的方案，未来虽然产能会有压缩的空间，但存量的价值仍然不会减弱。

3、资产减值

火电除了博弈本身的强周期性外，另一个重要问题在于资产减值难以预测。最近几年主要火电上市公司的资产减值规模均有不同程度的增加，一方面是煤价、电价趋势恶化的结果，另外一方面国资委自2016年起大力推进“处僵治困”工作，计提大额资产减值属于落实“处僵治困”的附带结果。

公司近年资产减值损失主要构成（亿元）

2019、2020年资产减值规模空前，主要系“处僵治困”临近，集中减值释放资产负债表压力。2019年之前公司资产减值以受可再生能源冲击较为严重的省份为主，2019、2020年资产减值则遍布山西、山东、上海、黑龙江等多个省份，主要系“处僵治困”考核期临近，公司基于经济性考虑一次性淘汰落后机组，计提减值损失所致。

公司当前30万千瓦以下机组的占比5.86%，30万千瓦等级的占比37.49%，60万千瓦等级的占比40.87%，100万千瓦等级的占比15.78%。也就是30万及以下占比仍然多达43.35%。这部分可能仍有不少存在减值的风险。

公司半年报交流

关于煤价对公司火电资产减值的影响，公司认为煤价周期性较强，而减值主要考虑长期的煤价走势，并非根据短期内的煤价波动来判断是否减值。后续公司会密切跟踪煤价走势，研判减值迹象，根据会计准则进行减值测试。

资产减值方面，我们认为公司经过前两年的减值计提，目前资产负债表质量已经得到了较为全面的修复，未来一段时间煤电行业将处于一轮温和的向上周期，公司继续计提大额资产减值的概率较低。

4、碳市场风险

全国碳排放权交易市场已经启动，公司作为火电装机量非常高的电力公司，碳排放指标的压力可能会非常大。另外公司30万千瓦及以下的机组占比43%，碳排放水平较高机组将会增加碳交易履约成本，碳排放水平较低的机组可获得减排收益，可能存在较大的碳排放指标压力。

公司整体能源利用水平处于行业领先水平，2019-2020年度整体碳交易履约成本与其他同类公司相比应处于较好水平。但2021年及后续年度配额分配方案尚未出台，不排除未来配额发放逐渐收紧，造成发电成本增加的风险。

公司能做的一方面是加强新能源机组的装机，一方面是对小机组进行清理和灵活性改造，提高机组的碳排放标准。

5、公共事业属性限定了公司暴利的空间

当前新能源毛利率大多40%以上，甚至60%以上，净利率也大多在20%以上。但这仅是行业发展初期的状态，而且是基于对资金投入非常大的背景下，这种状态不会一直持续的。所以短期公司/行业高增长可期，但不能简单惯性外推到5年/10年。等绿电行业能够稳定满足主要供电需求之后，绿电也会回归公共服务属性，国家必将控制其盈利，为民生、生产提供利润空间。

（二）永续债的低PB幻象

1、归母净利润和EPS的偏差

问题出在永续债。实质是债，但表现形式为权益，可以影响负债率和每股收益。

2、实际PB测算

3、永续债的特点

（1）最大的特点：永续债在财报中体现为权益，而非负债。

（2）存在利差：当前利差在收窄。

（3）高信用等级特性

发不发永续债首先是有没有资质的问题，对于有资格的企业也存在两方面的考量：1、负债率，2、资金成本（初始利差）。更多需要在这两者中找一个平衡点。

（4）当前处于收缩状态

2021年12月18日，国务院国资委召开中央企业负责人会议，国务院国资委党委书记、主任郝鹏表示，明年要严控债务风险，强化资产负债率约束，有序压减永续债规模，推动高负债子企业负债率尽快回归合理水平。

4、华能国际的负债压力如何？

债券融资信息统计

最近3年到期债券500多亿。但大部分的债券都是短融和中期，永续债的基础期限也大部分都是3年。所以这个3年内500亿到期并不是什么大的问题。

永续债规模480亿，今年到期61.7亿。

负债多就一定债务压力大吗？公司具有持续债券融资的能力，债券中有相当一部分是发短融来降低公司的融资成本。公司的永续债也都是在初始期限到期后赎回，而未展期到高利息的阶段。

如何判断一个公司实际负债压力的大小？不是看负债规模/负债率，而是看债务成本。

5、辩证看分红

公司的经营现金流主要有三个去向：资本支出、还债和分红。一般而言，资本支出和还债的压力对公司的分红能力构成了某种意义上的制约。

但华能国际强劲的经营现金流为维持较高的派息以及进行较大规模的新能源资本支出提供了充足保障，高派息与高成长得到兼顾。

公司已经完成了2018-2020年每年分红比例不低于70%的承诺，站在当前火电向绿电转型的关键时点，成长性是首要之务，加大资本支出控制分红更符合我们股东的利益。

（三）同业竞争的困局

后续如何演化？华能国际的新能源业务是否会被剥离？还是新能源公司并入？

1、新能源剥离，专注火电

分拆华能国际和华能水电旗下新能源资产，然后华能新能源引入战投后整体独立在Ａ股上市，这个对华能集团来说是最好的方案。毕竟新股上市才是快速融资的捷径。根据华能集团旗下新能源装机规模和发电量及未来增速，参考中广核风电200亿元引资和三峡能源上市250亿融资规模，华能新能源上市至少可募集600亿元以上资金，未来几年再增发一、二次，发展所需资金就有保障了。

华能新能源是华能集团发展新能源业务的最终唯一整合平台？

这是2012年华能新能源刚上市的时候的规划，后面再也没有提起过。

（1）一次性买断？

可能性比较低：

A：高管2020年在交流会说过暂时不会剥离。

B：公司未来发展方向就是新能源。

C：损害中小股东利益会被小股东起诉，特别是港股市场。

2013年华润集团前董事长宋林等20位高管曾因高价收购瑕疵资产问题被香港6位小股东告上法庭，国资委强调避免这种情况。（起底华润董事长宋林再次被实名举报的背后）

如果要把集团内所有新能源业务并入到新能源公司需要面临3家上市公司股东的质疑，操作难度更大。

（2）股权置换？

如果价格合适的话，对于上市公司的影响不大，只是在利润表上体现为主营业务利润还是投资收益的问题，如果价格低同样面临上市公司股东质疑的问题。

2、保持当前状态不变

（1）新能源公司不上市

华能集团十四五期间计划新能源装机量80G，资金需求巨大和急迫，如果像现在这样由华能国际、华能新能源、华能水电多头内生式发展新能源，一是无法集中资源高质量快速发展；二是无法利用新能源公司的资产融资。影响集团层面整体的发展规划。

这种方案华能国际的状态变化，凭借上市公司融资优势，他是集团里面最受益的。

（2）新能源公司单独上市

新能源公司单独上市是在无法拆分合并背景下的次优方案。但当前同业竞争是IPO审核的红线，基本不可行。当年华能水电打擦边球（有同业但不会发生竞争）过会就引起不小的争议，如果新能源公司单独上市缺少一个合理解释。

所以，这个方案缺乏可行性。

3、分别注入三家上市公司

如果此方案落实，有火电优势和资金优势、业务布局广泛的华能国际应该会是收益最多的公司。

4、全部注入华能国际

这是我们最期待的方案。

梦想还是要有的，万一实现了呢？

（四）管理能力的盲盒

1、效益数据不佳

火电样本公司 2020 年盈利情况

资料来源：Wind，海通证券研究所

风电运营商每千瓦净利润（元/KW）

注：1）每千瓦净利润=当年净利润/年末装机规模；2）除华润电力为权益装机规模以外，其余公司为控股装机规模

资料来源：上述公司年报、华泰研究

光伏发电运营商每千瓦净利润（元/KW）

注：每千瓦净利润=当年净利润/年末装机规模

资料来源：上述公司年报、华泰研究

从以上数据看，虽然口径上会有偏差，但华能国际的运营效率确实算不上优秀。

2、没有股权激励，管理层动力可能不足

另外，从资产减值的情况看，公司管理层对于业绩的诉求不是很强烈。

主要火电公司资产及信用减值损失情况（单位：亿元）

注：华润电力单位为港元，其余为人民币

3、点评

作为三地上市的公众公司，公司受到境内外三个上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和总经理班子组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间权责分明、各司其职、相互制衡、运转协调的运行机制。公司完善健全的治理结构，保障了公司的规范化运作。

公司所处的行业资源性决定了其竞争不会很激烈，更多的是借助强大的央企背景，合规开展业务。同时，行业内的适当的对标竞争决定了其不能懒政。管理能力虽然缺乏亮点，但应该不会出现明显的瑕疵。

六、估值

1、PB估值

由于去年净利润为负，PE失去参考价值，我们来看一下PB。

港股PB0.82倍，小幅高于中位值0.74；A股PB1.79，小幅高于中位值1.3；考虑永续债的影响，实际PB分别为1.1和3左右。

同行业比较，华能也仍然偏高。

我理解PB偏高的原因在于其成长确定性的溢价（扩张意愿及扩张的实力）。

如果看PB，其实还是按照传统火电估值来看待，当前华能国际的主要看点在于其向新能源的转型，更多是看其成长性，所以看PEG更合适。

2、PEG估值

按照wind一致预期，最近两年的peg分别为0.08和0.35性价比非常高。

如果完全按照成长股来估值可能太乐观了，我们考虑公司公共事业属性，23年能给到20倍估值，那空间也非常大了。

3、火电/绿电分开估值

借用华泰证券的估值数据

该估值方法依据的是2022年业绩，如果考虑2023年持续的成长性，可以给与更高的估值。

七、总结

1、当前面临从火电向绿电转型的行业性机会，可以带来公司业绩的大幅提升。

2、公司凭借火电带来稳定的现金流可以大力支持绿电的发展，这是华能国际领先很多纯绿电公司的关键竞争力之一。

3、公司的火电业务也面临价值重构的机会，可以增厚公司的估值，并非拖累。

4、按照传统的PB/PE来看，公司估值偏贵，但考虑到期高成长的确定性，这个溢价是合理的

一、核心看多逻辑

公司的业务为电力，可以拆分为火电和绿电两部分，其他业务相对较小，本着抓主要矛盾的原则，我们不做详细分析。

当前电力行业处于传统能源向新能源转换的发展期，主要看点在于绿电，但火电和绿电都具有很好的投资价值。

（一）火电短期困境反转，长期迎来价值重构，公司作为火电龙头

1、作为绝对的电力龙头，公司火电资产优质。

2、短期看，煤价高位已过，国家管控下煤价控制在合理范围内，火电盈利迎来修复。

3、长期看，煤电定位转为辅助服务，稀缺性凸显，盈利能力也有保障。

（二）绿电迎来高速发展期，公司发展规划迅猛，且现金流充足

1、集团公司对于华能国际的支持。

2、短期看，在建工程支撑短期业绩爆发。

3、长期看，充裕的现金流能支撑起每年8GW的发展规划。

二、公司分析

（一）公司简介

华能国际是我国发电企业龙头，主要经营发电供热业务，并配套港口、航运、增量配网等设施的开发运营。公司成立于1994年，同年发行外资股于纽约上市，1998年在港股上市，2001年A股上市，是国内为数不多的三地上市标的。公司背靠全国五大发电集团公司之一的华能集团，A股上市之初在辽宁、福建、江苏、浙江、广东、山东、上海、河北等地布局火电资产，此后通过吸收集团资产、收购、新建等方式继续进入华中、华南等地区，逐步完成全国26个省区的资产布局，成为全国发电资产规模最大企业。此外，公司在国外还拥有新加坡和巴基斯坦的电力运营公司，公司此前收购的罗源湾海港及码头、陆岛码头、鲁能胶南港等港口码头也保障了公司发电业务的燃料供应优势。

（二）股权架构

华能集团通过直接和间接的方式合计持有公司45.2%股权，前十大股东（包括香港中央结算有限公司）持有84%的股份。

根据申万宏源的研报，华能集团给予华能国际大量支持，经过多次资本运作，集团将自身几乎全部的优质煤电资产注入到上市公司当中，资源禀赋优势明显。截止2020年底，公司拥有华能集团旗下57.7%的发电装机，公司的发电资产遍布全国26个省、自治区和直辖市，系典型的全国型电力运营商，系华能集团的旗舰电力上市公司。

集团旗下另外几家上市公司中，内蒙华电主要集中在内蒙古七个盟市内，属于区域型电力上市公司；华能水电系水电发电上市公司，装机则主要集中于澜沧江流域，新能泰山主要涉及产业园区开发和线缆业务；华能新能源主要从事新能源项目的开发和运营，已于2019年从港股私有化退市，目前处于非上市状态。

（四）公司业务

公司的主要业务就是发电，而且主要集中在国内。

1、装机规模

截至2021年，公司拥有可控发电装机容量118.70GW，权益发电装机容量103.88GW，风电、太阳能、水电和生物质发电等新能源装机容量占总装机容量的比例为12.07%。其中，风电装机容量为10.53GW，太阳能发电装机容量为3.31GW，水电装机容量为0.40GW，生物质能源装机容量为0.12GW。新能源占比从2017年的5.02%提升到2021年的12.07%，呈持续提升的趋势。

截止2021Q3，公司装机79.4%为燃煤发电机组，其中30万千瓦以下等级的占比5.86%，30万千瓦等级的占比37.49%，60万千瓦等级的占比40.87%，100万千瓦等级的占比15.78%。

2、发售电量

2021年全年，公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成售电量4,301.65亿千瓦时，同比增长13.23%；2021年全年公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为431.88元/兆瓦时，同比上升4.41%。2021年全年，公司市场化交易电量比例为61.63%，比去年同期增长3.3个百分点。

公司售电情况如下：

3、盈利结构

根据两次业绩交流会披露的数据，各类机组的净利润统计如下表：

（1）煤电亏损为阶段性，今年会大幅改善。

（2）绿电已经成为净利润贡献的主力，随着绿电装机量的增长，占比会更大。

（3）风电三季度净利润贡献只有6.56亿，主要是因为三季度为风电利用小时数最低的时点，季节性明显。简单拆解：风电盈利=利用小时数*发电功率*电价-设备折旧-维护费用，利用小时数对于净利润影响显著。

4、新增装机

据2020年年报，2021年公司资本性支出计划总额为564.07亿元，其中计划投入风电与光伏的资本支出分别为313.82、99.60亿元。2021年，公司全年新增控股装机容量为5.23GW，新增风光装机容量为3.20GW，占全年新增控股装机容量的比例为61.20%。风光投产情况显著低于此前规划的8.34GW，主要原因为光伏发电项目受产业链价格影响推迟建设。

5、煤电灵活性改造

截至2021年9月底，完成煤电灵活性改造的燃煤机组已经有58台，装机容量18,926MW，占公司燃煤发电机组装机总量的21%。目前公司正在进行灵活性改造的机组是两台30万千瓦机组。公司密切关注电网辅助服务机制和费用服务机制费用的变化和出台，并根据最新政策做出灵活性改造计划的变动。公司前三季度辅助服务收入6.77亿元。

灵活性改造主要针对中小机组，并非所有的煤电机组都需要。按照发改委的规划十四五期间全国改造目标在30-40GW，按照公司在全国5%左右的规模占比，推算改造规模在20GW左右，所需资金130亿左右，对应未来两年每年60-70亿的支出规划。

三、公司看点——火电分析

（一）火电龙头

1、装机规模

2、供电煤耗

（二）短期困境反转

1、火电分析模型

火电企业净利润=[(平均上网电价−煤价×供电煤耗–折旧及其他成本/上网电量)×装机容量×发电设备利用小时数×(1−厂用电率)-财务费用及其他费用]*（1-企业所得税税率）

煤电厂建好后（单位千瓦的投资已定），盈利性就主要看几个变量：发电量（利用小时数）、供电煤耗（与电厂的参数、负荷、环境温度等有关）、煤价、上网电价，此外折旧、人工、运维成本也是一部分但变化不大。

主要影响因素：平均上网电价、煤价及发电设备利用小时数，但由于上网电价和设备利用小时候的波动不是很大，所以实际主要因素只有煤价。

2、电价上涨

由于能源结构从石化能源向电力转移，电力需求的增长会高于经济的增长，而供给端增长主要在风电和光伏利用小时候只有煤电的1/2——1/3，预计短期仍保持供不应求的局面。

3、煤价可控

专题发布会｜介绍进一步完善煤炭市场价格形成机制有关情况

《通知》明确秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易合理价格为570-770元/吨（含税），对应价格中枢670元/吨。与前期2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿（价格区间550-850元/吨）相比，价格中枢下降30元/吨，浮动区间缩小100元/吨。此外，《通知》引导煤炭-电力产业链的价格传导机制建立：引导煤、电价格主要通过中长期交易形成；煤价合理区间内，煤电企业可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。

“煤炭价格合理区间是在充分考虑成本的基础上确定的，兼顾煤、电上下游利益，并与煤电市场化电价机制作了妥善衔接，可以有效实现“上限保电、下限保煤”。这个区间各方面有充分共识。

当煤炭价格达到区间上限每吨770元时，燃煤发电企业在充分传导燃料成本、上网电价合理浮动后，能够保障正常发电运行。当煤炭价格触及区间下限每吨570元时，煤炭企业能够维持稳定生产。同时，留出了足够空间，使煤炭价格能充分反映市场供需变化，有利于充分发挥市场调节作用。”

（三）长期价值重构

1、现金流支持

为了抓住风电平价之前的重要窗口期，加上华能集团作为新能源领域的后来者，集团和公司最近几年的新能源资本支出压力巨大。公司大量的火电装机为新能源投资提供了充沛的现金流。

2、协同效应

全社会用电量的中高速增长和风光等不稳定清洁能源的大规模消纳，导致局部地区可能会出现技术性供电不足，并影响整个电网的运行安全。我国的基础条件和新能源电力供应技术的天然缺陷，决定了未来一段时间内，煤电机组将继续承担基荷电源功能。此外，北方地区在冬季采暖期间，既要保证热力供应，又需要消纳风、光等新能源，煤电的灵活性改造也成为重要选择。

从华能国际的实际项目分布也能发现协同效应的作用。公司的火电基础为风光发展带来优势，其火电市占率高的地区往往风光市占率也更高，如公司海南省火电发电量市占率55.9%，风电市占率也高达19.8%，在市占率第二的上海，具有其最高的光伏市占率27.2%。反观其他公司，由于火电装机量不及华能且装机分布不够广泛，该方面优势不如华能国际明显。

3、辅助服务+容量电价

短期电力供不应求的形势下，煤电的利用小时候还是有保障的。长期来看，火电角色将逐步由主要电源向调频、备用、容量服务提供者转变，电量+辅助服务+容量三重收益共同确保火电合理收益。火电灵活性仍是当前最具备经济性、可规模化的调峰能力，是提升新能源消纳能力的重要手段。“十三五”期间火电灵活性改造规模不及预期，主要是由于市场机制不健全导致经济激励缺失。随着电力市场体系不断完善，中长期交易、现货交易、辅助服务交易、容量补偿等多重机制协调发展，我们认为未来火电的收益模式将从当前以电能量为主逐渐过渡至获取电能量、辅助服务、容量服务三重收入。

（四）今年煤电盈利测算

1、国泰君安20220225测算：

火电行业由于价格机制的历史矛盾，盈利受煤价影响较大，周期性波动明显。我们认为火电产业链价格（煤价、电价）市场化传导机制的建立可有效弱化火电盈利波动。我们的敏感性测算表明（详见表2），在煤价570-770元/吨、基准电价0.37元/千瓦时的条件下，市场电价上浮10%以上可保障火电盈利。从目前已公布的2022年年度长协交易结果来看，各省市场化电价上浮比例10-20%。我们认为随着产业链上下游价格矛盾的疏导，叠加双碳目标下火电电源定位的变化，火电的核心价值有望从价格弹性（强周期性）转为现金流确定性（弱周期性），分红（稳定股息）及再投资（转型新能源）特性突出。

2、我的测算：

按照770元/吨的动力煤价格来测算度电成本：

770元/吨*7000/5500*300g/kwh+0.1元左右其他成本=0.394元/kwh。

2020年的平均售电价格为0.414元/kwh，2021年为0.431元/kwh，江苏省披露的2022年度长协价格0.466元（接近20%）。

按照保守的21年均价算，度电盈利为0.431-0.394=0.037元；按照江苏电价算度电盈利为0.466-0.394=0.072元。实际的度电盈利大概就在这两者之间。

基本可以确定在发改委指导的长协价范围内，煤电是不会亏钱了。

关键是当前长协覆盖的比例，这个重要吗？不重要吗？

四、公司看点——绿电分析

截至2021年底，全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比增长7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦，同比增长20.9%。2021年，全国可再生能源发电装机规模历史性突破10亿千瓦（包含水电），占全国发电总装机容量的比重达到43.5%，可再生能源发展迈上新台阶。2021年我国风电和光伏发电新增装机规模达到1.01亿千瓦，其中风电新增4,757万千瓦，光伏发电新增5,297万千瓦。

（一）绿电公司竞争力分析

根据华泰证券210928研报，新能源运营商核心竞争力的三角评估：运营能力+盈利能力+融资能力。

运营能力：综合体现开发/投资/建设/运维实力。

盈利能力：对风电而言资源区域>运营效率>融资成本，对光伏而言融资成本与电价是关键。

融资能力：保障竞争力的可持续性，杠杆是内在约束，央/国企融资成本壁垒牢固。

1、运营能力：发电量是最简单和直观的指标之一

风电运营商发电量

注：华润电力披露数据为售电量，低于发电量

资料来源：上述公司年报、华泰研究

光伏运营商发电量（GWh）

注：1）华润电力披露数据为售电量，略低于发电量；2）信义能源为计算值

资料来源：上述公司年报、华泰研究

拆解来看，发电量主要与装机规模和利用小时数有关。（1）装机规模，隐含资源开发与投资建设能力、以及项目管理边界，较难形成绝对牢固的竞争壁垒，十三五风光运营市场集中度均有所下降。但十四五期间，随着民营企业的退出，市场的集中度会进入稳定或上升趋势。（2）利用小时数，隐含发电资产质量与电力营销能力，其中风电取决于项目资源禀赋+运营水平，光伏小时数偏离度较小，不同运营商之间的差异主要反映项目分布的不同。

下面我们对利用小时数进行对比分析：

风电运营商利用小时数

资料来源：上述公司年报、国家能源局、华泰研究

2016-2020年全国风电平均利用小时数由1,742小时升至2,097小时，得益于：1）消纳好转带来限电率下降、2）新投产风机发电效率的提升、3）海上风电投产使得行业风电小时数进一步上升。部分区域型风电运营商利用小时数显著高于行业均值，如中闽能源、福能股份，主要得益于福建省优质的陆上与海上风资源。对全国布局的风电运营商而言，我们认为利用小时数的差距既体现出项目布局的不同，也反映出风机检修策略、电力营销手段等方面的差异化。

光伏发电运营商利用小时数

注：信义能源的利用小时数为计算值（发电量/装机容量）

资料来源：上述公司年报、华泰研究

光伏发电利用小时数偏离度较小，不同运营商之间的差异主要反映项目分布的不同。与风电相比，光伏利用小时普遍较小（全国平均1,221小时），且分布较均匀。与风电运营商不同的是，过去五年内，大部分光伏发电运营商未能实现利用小时突破。光伏发电行业利用小时的停滞可归因于光资源的相对固定。因此光伏更加注重转化效率的提高，即单位时间和光照强度内发更多的电。

2、盈利能力：风电主要看资源禀赋与运营效率，光伏主要看融资成本与电价

对风电运营而言，单位净利润反映出资源区域、运营效率与融资成本差异。尽管2016-2020年风电电价补贴逐年退坡，但风电行业单位净利润均值呈上升趋势，得益于：1）技术进步推动折旧占收入比例下降；2）规模效应带来运营成本率下降；3）更低资金成本。福能股份与中闽能源作为区域型运营商，在单位净利润方面大幅领先，体现出强大的资源区位优势；而华润电力/华能国际/三峡能源在全国型运营商中领先。

风电运营商每千瓦净利润（元/KW）

注：1）每千瓦净利润=当年净利润/年末装机规模；2）除华润电力为权益装机规模以外，其余公司为控股装机规模

资料来源：上述公司年报、华泰研究

风电运营商净利率（%）

注：龙源电力、华润电力、大唐新能源为风光合并后的净利率

资料来源：上述公司年报、华泰研究

2017-2020年，光伏发电行业度电净利润逐年降低，与电价补贴逐年退坡的逻辑一致。除了电价的外部因素影响以外，融资成本的重要性高于运维效率。信义能源立足于香港资本市场，融资成本相当于甚至略低于国内的央企/国企，且公司主要采用从母公司或第三方收购成熟电站的经营策略，无需承担项目建设期资金开支与利息支出，每度电/每千瓦净利润均大幅领先。对于未来的光伏发电平价项目而言，融资成本的优势会更加显著。

光伏发电运营商每千瓦净利润（元/KW）

注：每千瓦净利润=当年净利润/年末装机规模

资料来源：上述公司年报、华泰研究

光伏发电运营商度电净利润（元/KWh）

注：度电净利润=净利润/发电量

资料来源：上述公司年报、华泰研究

3、融资能力：杠杆水平是规模扩张的隐性约束，央企融资手段更为丰富

融资能力有3个指标需要关注：

（1）杠杆水平：规模扩张空间的内在约束

新能源发电项目投资的资金来源包括资本金（自有资金）和项目贷款融资，资本金比例通常为20%~40%。央企/国企或是民企在新能源发电项目扩张的时候，除了存量项目带来的经营现金流支持以外，杠杆约束也是重要考量之一。因此经营现金流越高、资产负债率越低的运营商，未来潜在的扩张空间越大。

风电运营商资产负债率

注：1）理论上可扩产风电规模按照2020年经营现金流作为20%资本金、40%资金用于风电投资、每GW风电项目投资70亿元计算（参考三峡能源风电投资成本）；2）中广核新能源资产负债率已超过80%，假设全部用自有资金进行投资；3）中国电建并非以新能源发电投资运营作为主营业务，不具有可比性

资料来源：上述公司年报、华泰研究预测

光伏发电运营商资产负债率

注：理论上可扩产风电规模按照2020年经营现金流作为20%资本金、60%资金用于光伏投资、每GW风电项目投资40亿元计算（参考三峡能源风电投资成本）

资料来源：上述公司年报、华泰研究预测

（2）融资成本：直接影响盈利水平，企业属性壁垒牢固

由于信用评级的差异，国内贷款机构给予央企、地方国企、民企的贷款利率差别较大，以国内新能源运营商2016-2020年融资成本均值为例，央企为4.03%、地方国企为4.17%、民企为6.11%。

新能源运营商累计融资成本（%）

注：1）按照公司属性（央企/地方国企/民企）、历史均值（由低到高）排序；2）融资成本=利息支出/带息负债

资料来源：上述公司年报、华泰研究

（3）融资手段：债务融资为主，永续债偏好高于股权融资

新能源运营商的直接融资手段主要包括发行公司债、可转债、永续债以及配股。除公司债/可转债以外，央企运营商更倾向于选择永续债进行筹资，而非增资配股，主要目的在于：1）不稀释原股东股权、2）降低杠杆。从2015年末至2020年末的永续债增幅角度来看，华能国际、中国电建、华电福新、大唐新能源领先，除中国电建以外，三家运营商的永续债增幅占五年累计资本性支出的比例均在20%以上。从同期股本增幅的角度来看，中广核风电、三峡能源领先，占资本性支出的比例分别为15%/8%。

2016-2020 年新能源运营商资本性支出与融资手段 (百万，%）

资料来源：上述公司年报、华泰研究

（4）为什么关注融资能力？——资金密集型行业

华能国际业绩会披露单GW投资：陆风70亿，海风170亿，光伏40亿的水平。各个企业都差不多。

（二）新能源规划迅猛

风电运营商装机容量

注：2025E列”-“表示十四五目标未知或未作预测

资料来源：上述公司年报、国家能源局、华泰研究预测

光伏发电运营商装机容量

注：”-“表示十四五目标未知或未作预测2025E

资料来源：上述公司年报、国家能源局、华泰研究预测

公司规划到2025年达到55GW，平均每年新增装机超过8GW，绝对新增量和增幅排名都是第一。

1、集团公司对于华能国际的支持

公司现有的装机结构、装机区域分布跟集团的新能源发展战略存在巨大协同。集团规划“北线”发展大型风光煤一体化外送基地，需要火电与新能源的充分协同，“东线”方面集团规划多个大型海上风电一体化基地，实际上华能集团沿海的省级公司多数与华能国际下属机构实行两块牌子，一班人马。

华能国际在开拓沿海大型风电基地的工作上存在巨大的优势：1）风火打捆，火电作为主力支撑电源为新能源提供调峰服务；2）多年大型煤电项目建立了扎实的政府关系，有利于项目的获取和建设；3）具备成熟的电力建设运维员工队伍，在火电和新能源项目的开发和运维上可以进行大量协同，降低成本。

2、充裕的现金流支持

（三）短期看，公司在建工程支撑短期业绩爆发

2020年报披露的资本支出计划

公司在多次电话会议中都披露了今年新能源建设不及预期（主要是因为光伏涨价导致内部收益率达不到7%的最低要求），所以很多项目被挤压下来，根据12月份电话会议披露，当前在建5GW，还有8-10GW已核准的项目。

风电光伏的建设周期不长，一般是0.5-2年，因此从各企业的在建工程金额可以大概锁定未来1-2年的新能源业绩。

截止2021H1华能国际有500多亿元的在建工程，绝大部分是风电投资，部分光伏投资，小部分火电投资。这个在建工程的金额在五大四小电力集团里排第二（第一名是单位装机资金投入规模更大的核电公司中国核电）。

所以，公司未来1-2年新能源装机并网的确定性是比较高的，这将会带来最近一两年业绩的爆发。

（四）长期看，充裕的现金流能支撑起每年8GW的发展规划

新能源电力公司一个最大的问题是前期现金流压力非常大，考虑到补贴不能及时到位的问题，前些年现金流均为负值。这也是为什么很多民营企业面对这么好的生意选择退出的原因。

华能国际经营性净现金流超400亿，偿还利息160亿元左右，剩下的400-160=240亿可以用来投资。其中60-70亿用来做灵活性改造，180亿可以用来做新能源投资，按照25%资本金推算，可以撬动总投资720亿，按照风光1:1，单GW投资60亿来算，可以建设12GW。公司规划的每年8GW的建设进度在资金支持方面是没有问题的。所以公司在保障8GW新能源建设的同时，还可以将部分利润分红。

与其他公司相比，华能国际的经营性净现金流最好。这是支持华能国际向新能源转型的坚实后盾。

五、风险分析

（一）市值的天花板

作为典型火电周期股，华能国际之前的市值天花板明显，估值提升空间有限。天花板主要由于煤价、电价、资产减值三座大山的压制。站在当前时点，公司的火电板块是否还会受到压制呢？

1、煤价风险

虽然发改委要求煤电企业长协发电量100%签订煤炭长协，但公司长协煤的具体覆盖率未知，另外，一些中小企业履约意愿不强等原因，一季度公司盈利存在很大的不确定性。

（1）短期的业绩高低重要吗？

（2）相不相信我党的调控能力？（煤矿以国企为主，国家对于国内市场掌控力足够）

目前很明显的一个趋势是：在绿电还不能撑起电力需求的大梁之前，国家会理顺煤电联动的传导机制，目标是促使煤炭价格在合理区间波动，缓解了供需矛盾。未来，度电价差有望保持相对稳定的状态，火电企业盈利性趋稳，资产属性回归公用事业。

2、电价风险

短期各省长协电价已经出炉，电价已经明确是上涨的，风险不大。

在2021年以前，各地开展的电力市场化交易普遍以降价交易为主，通过电力直接交易的方式由发电企业直接让利给终端用户，享受用电成本下降的市场化改革红利。2021年7月起，随着电力供需形势紧张，各地逐渐取消市场化交易电价“暂不上浮”的规定，允许交易电价在燃煤基准价（标杆价）向上浮动至10%。2021年10月，1439号文将市场化电价浮动范围进一步放开至-20%~+20%，此后多地集中竞价成交电价实现顶格交易，标志着“能涨能跌”的市场化电价机制初步形成。未来在电力市场化的趋势越来越清晰，电价更多会基于供需关系的平衡，特别是在绿电成本逐步下降的背景下，电力价格下降的趋势也是很明确的。

对于火电项目而言，失去价格竞争力是只是早晚的问题，但作为辅助服务火电是性价比最高的方案，未来虽然产能会有压缩的空间，但存量的价值仍然不会减弱。

3、资产减值

火电除了博弈本身的强周期性外，另一个重要问题在于资产减值难以预测。最近几年主要火电上市公司的资产减值规模均有不同程度的增加，一方面是煤价、电价趋势恶化的结果，另外一方面国资委自2016年起大力推进“处僵治困”工作，计提大额资产减值属于落实“处僵治困”的附带结果。

公司近年资产减值损失主要构成（亿元）

2019、2020年资产减值规模空前，主要系“处僵治困”临近，集中减值释放资产负债表压力。2019年之前公司资产减值以受可再生能源冲击较为严重的省份为主，2019、2020年资产减值则遍布山西、山东、上海、黑龙江等多个省份，主要系“处僵治困”考核期临近，公司基于经济性考虑一次性淘汰落后机组，计提减值损失所致。

公司当前30万千瓦以下机组的占比5.86%，30万千瓦等级的占比37.49%，60万千瓦等级的占比40.87%，100万千瓦等级的占比15.78%。也就是30万及以下占比仍然多达43.35%。这部分可能仍有不少存在减值的风险。

公司半年报交流

关于煤价对公司火电资产减值的影响，公司认为煤价周期性较强，而减值主要考虑长期的煤价走势，并非根据短期内的煤价波动来判断是否减值。后续公司会密切跟踪煤价走势，研判减值迹象，根据会计准则进行减值测试。

资产减值方面，我们认为公司经过前两年的减值计提，目前资产负债表质量已经得到了较为全面的修复，未来一段时间煤电行业将处于一轮温和的向上周期，公司继续计提大额资产减值的概率较低。

4、碳市场风险

全国碳排放权交易市场已经启动，公司作为火电装机量非常高的电力公司，碳排放指标的压力可能会非常大。另外公司30万千瓦及以下的机组占比43%，碳排放水平较高机组将会增加碳交易履约成本，碳排放水平较低的机组可获得减排收益，可能存在较大的碳排放指标压力。

公司整体能源利用水平处于行业领先水平，2019-2020年度整体碳交易履约成本与其他同类公司相比应处于较好水平。但2021年及后续年度配额分配方案尚未出台，不排除未来配额发放逐渐收紧，造成发电成本增加的风险。

公司能做的一方面是加强新能源机组的装机，一方面是对小机组进行清理和灵活性改造，提高机组的碳排放标准。

5、公共事业属性限定了公司暴利的空间

当前新能源毛利率大多40%以上，甚至60%以上，净利率也大多在20%以上。但这仅是行业发展初期的状态，而且是基于对资金投入非常大的背景下，这种状态不会一直持续的。所以短期公司/行业高增长可期，但不能简单惯性外推到5年/10年。等绿电行业能够稳定满足主要供电需求之后，绿电也会回归公共服务属性，国家必将控制其盈利，为民生、生产提供利润空间。

（二）永续债的低PB幻象

1、归母净利润和EPS的偏差

问题出在永续债。实质是债，但表现形式为权益，可以影响负债率和每股收益。

2、实际PB测算

3、永续债的特点

（1）最大的特点：永续债在财报中体现为权益，而非负债。

（2）存在利差：当前利差在收窄。

（3）高信用等级特性

发不发永续债首先是有没有资质的问题，对于有资格的企业也存在两方面的考量：1、负债率，2、资金成本（初始利差）。更多需要在这两者中找一个平衡点。

（4）当前处于收缩状态

2021年12月18日，国务院国资委召开中央企业负责人会议，国务院国资委党委书记、主任郝鹏表示，明年要严控债务风险，强化资产负债率约束，有序压减永续债规模，推动高负债子企业负债率尽快回归合理水平。

4、华能国际的负债压力如何？

债券融资信息统计

最近3年到期债券500多亿。但大部分的债券都是短融和中期，永续债的基础期限也大部分都是3年。所以这个3年内500亿到期并不是什么大的问题。

永续债规模480亿，今年到期61.7亿。

负债多就一定债务压力大吗？公司具有持续债券融资的能力，债券中有相当一部分是发短融来降低公司的融资成本。公司的永续债也都是在初始期限到期后赎回，而未展期到高利息的阶段。

如何判断一个公司实际负债压力的大小？不是看负债规模/负债率，而是看债务成本。

5、辩证看分红

公司的经营现金流主要有三个去向：资本支出、还债和分红。一般而言，资本支出和还债的压力对公司的分红能力构成了某种意义上的制约。

但华能国际强劲的经营现金流为维持较高的派息以及进行较大规模的新能源资本支出提供了充足保障，高派息与高成长得到兼顾。

公司已经完成了2018-2020年每年分红比例不低于70%的承诺，站在当前火电向绿电转型的关键时点，成长性是首要之务，加大资本支出控制分红更符合我们股东的利益。

（三）同业竞争的困局

后续如何演化？华能国际的新能源业务是否会被剥离？还是新能源公司并入？

1、新能源剥离，专注火电

分拆华能国际和华能水电旗下新能源资产，然后华能新能源引入战投后整体独立在Ａ股上市，这个对华能集团来说是最好的方案。毕竟新股上市才是快速融资的捷径。根据华能集团旗下新能源装机规模和发电量及未来增速，参考中广核风电200亿元引资和三峡能源上市250亿融资规模，华能新能源上市至少可募集600亿元以上资金，未来几年再增发一、二次，发展所需资金就有保障了。

华能新能源是华能集团发展新能源业务的最终唯一整合平台？

这是2012年华能新能源刚上市的时候的规划，后面再也没有提起过。

（1）一次性买断？

可能性比较低：

A：高管2020年在交流会说过暂时不会剥离。

B：公司未来发展方向就是新能源。

C：损害中小股东利益会被小股东起诉，特别是港股市场。

2013年华润集团前董事长宋林等20位高管曾因高价收购瑕疵资产问题被香港6位小股东告上法庭，国资委强调避免这种情况。（起底华润董事长宋林再次被实名举报的背后）

如果要把集团内所有新能源业务并入到新能源公司需要面临3家上市公司股东的质疑，操作难度更大。

（2）股权置换？

如果价格合适的话，对于上市公司的影响不大，只是在利润表上体现为主营业务利润还是投资收益的问题，如果价格低同样面临上市公司股东质疑的问题。

2、保持当前状态不变

（1）新能源公司不上市

华能集团十四五期间计划新能源装机量80G，资金需求巨大和急迫，如果像现在这样由华能国际、华能新能源、华能水电多头内生式发展新能源，一是无法集中资源高质量快速发展；二是无法利用新能源公司的资产融资。影响集团层面整体的发展规划。

这种方案华能国际的状态变化，凭借上市公司融资优势，他是集团里面最受益的。

（2）新能源公司单独上市

新能源公司单独上市是在无法拆分合并背景下的次优方案。但当前同业竞争是IPO审核的红线，基本不可行。当年华能水电打擦边球（有同业但不会发生竞争）过会就引起不小的争议，如果新能源公司单独上市缺少一个合理解释。

所以，这个方案缺乏可行性。

3、分别注入三家上市公司

如果此方案落实，有火电优势和资金优势、业务布局广泛的华能国际应该会是收益最多的公司。

4、全部注入华能国际

这是我们最期待的方案。

梦想还是要有的，万一实现了呢？

（四）管理能力的盲盒

1、效益数据不佳

火电样本公司 2020 年盈利情况

资料来源：Wind，海通证券研究所

风电运营商每千瓦净利润（元/KW）

注：1）每千瓦净利润=当年净利润/年末装机规模；2）除华润电力为权益装机规模以外，其余公司为控股装机规模

资料来源：上述公司年报、华泰研究

光伏发电运营商每千瓦净利润（元/KW）

注：每千瓦净利润=当年净利润/年末装机规模

资料来源：上述公司年报、华泰研究

从以上数据看，虽然口径上会有偏差，但华能国际的运营效率确实算不上优秀。

2、没有股权激励，管理层动力可能不足

另外，从资产减值的情况看，公司管理层对于业绩的诉求不是很强烈。

主要火电公司资产及信用减值损失情况（单位：亿元）

注：华润电力单位为港元，其余为人民币

3、点评

作为三地上市的公众公司，公司受到境内外三个上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和总经理班子组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间权责分明、各司其职、相互制衡、运转协调的运行机制。公司完善健全的治理结构，保障了公司的规范化运作。

公司所处的行业资源性决定了其竞争不会很激烈，更多的是借助强大的央企背景，合规开展业务。同时，行业内的适当的对标竞争决定了其不能懒政。管理能力虽然缺乏亮点，但应该不会出现明显的瑕疵。

六、估值

1、PB估值

由于去年净利润为负，PE失去参考价值，我们来看一下PB。

港股PB0.82倍，小幅高于中位值0.74；A股PB1.79，小幅高于中位值1.3；考虑永续债的影响，实际PB分别为1.1和3左右。

同行业比较，华能也仍然偏高。

我理解PB偏高的原因在于其成长确定性的溢价（扩张意愿及扩张的实力）。

如果看PB，其实还是按照传统火电估值来看待，当前华能国际的主要看点在于其向新能源的转型，更多是看其成长性，所以看PEG更合适。

2、PEG估值

按照wind一致预期，最近两年的peg分别为0.08和0.35性价比非常高。

如果完全按照成长股来估值可能太乐观了，我们考虑公司公共事业属性，23年能给到20倍估值，那空间也非常大了。

3、火电/绿电分开估值

借用华泰证券的估值数据

该估值方法依据的是2022年业绩，如果考虑2023年持续的成长性，可以给与更高的估值。

七、总结

1、当前面临从火电向绿电转型的行业性机会，可以带来公司业绩的大幅提升。

2、公司凭借火电带来稳定的现金流可以大力支持绿电的发展，这是华能国际领先很多纯绿电公司的关键竞争力之一。

3、公司的火电业务也面临价值重构的机会，可以增厚公司的估值，并非拖累。

4、按照传统的PB/PE来看，公司估值偏贵，但考虑到期高成长的确定性，这个溢价是合理的