【研报】华能国际：火电龙头柳暗花明，绿电转型助力成长

（报告出品方/作者：国盛证券，张津铭）

1. 全国火电龙头，加快绿色低碳转型步伐

1.1.公司发展历程

中国电力龙头企业之一，深耕数十年。公司于 1994 年 6 月成立，同年 10 月在纽交所上 市，后分别在 1998 年 1 月和 2001 年 11 月在香港联交所和上海证券交易所主板上市， 成为全国首家三地上市电力企业。2015 年陆上风电装机容量超过 2100 兆瓦，开工建设 海上风电和光伏发电。2017 年全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——萨希瓦尔燃 煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。

1.2.中央国资赋能，管理层经验丰富

公司实际控制方为国务院国资委，直接控股股东是华能集团。华能集团是中国核心电力 集团企业之一，作为行业龙头在业务布局、规模效应、资源整合等多方面具有显著优势。华能集团直接持有公司 9.91%的股权，通过中国华能集团香港有限公司和华能国际电力 开发公司分别间接持有公司 3.01%和 32.28%的股权。公司作为华能集团常规能源整合唯一平台，资源优势明显。华能集团分别于 2010 年 9 月及 2014 年 6 月出具了与华能国际避免同业竞争的承诺，将华能国际作为华能集团常 规能源业务最终整合的唯一平台并在资产注入、资金等方面对公司大力支持。截至 2022 年底，华能财务公司向公司提供总额为 301.29 亿元的授信，实际发生额 273.08 亿元。公司自上市以来，华能集团不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入 现金，为公司发展提供强有力的支持。

1.3.火电为主，清洁能源比例不断提升

公司主营电力及热力业务，且以火电为主。截至到 2022 年公司可控装机 127228MW， 其 中 燃 煤 、 燃 机 、 风 电 、 光 伏 、 水 电 和 生 物 质 的 装 机 比 例 分 别 是
73.93%/10.01%/10.71%/4.93%/0.29%/0.13%。目前仍以燃煤装机为主，且大机组占 比较大，其中 30 万千瓦以下等级占比 5.50%，30 万千瓦等级占比 40.11%，60 万千瓦 等级的占比 37.03%，100 万千瓦等级的占比 17.37%。积极转型，新能源比例持续提高。2018-2022 年公司的低碳清洁能源装机容量从 16893 兆瓦增长到 33172 兆瓦，占比从 16%到 26%。从发电量来看，2018-2022 年，公司的 低碳清洁能源的发电量从 123.14 亿千瓦时增长到 358.29 亿千瓦时，年复合增长率达到 23.8%。

火电资本开支回落，低碳清洁能源资本性支出不断增加。从 2020 年至今，公司火电资 本性支出减少，低碳清洁能源资本性支出逐年扩大，取代火电成为公司最主要的资本性 支出。2018-2022 年低碳清洁能源年复合增长率达到 28.94%，其中太阳能表现突出， 从 2018 年资本性支出 1.17 亿元增长到 2022 年的 111.68 亿元，年复合增长率高达 148.86%。风电的资本性支出年复合增长率为 15.61%。公司积极推进能源结构转型， 加快绿色低碳转型步伐，构建新的增长空间。

1.4.煤价下行，23H1 公司扭亏为盈

燃料成本下行，23H1扭亏为盈。2020 年公司售电量下降导致当年营业收入减少，而后 两年公司售电量逐年增长，2021 年受燃煤采购价格同比大幅上涨影响，公司全年业绩亏 损。2022 年，受煤炭价格持续高位运行影响，公司盈利能力仍相对较弱，但随着煤电上 网电价的提升以及新能源发电量增长，公司收入规模持续提升且盈利能力有所改善，亏 损幅度较 2021 年有所收窄。受益于 2023 年煤炭价格中枢回落和电量同比增长，以及境 外电力资产盈利提升，2023H1 公司实现归母净利润 63.1 亿元，同比大幅增长 309.7%， 业绩增速突出，扭亏为盈。

火电仍是最大营收来源，清洁能源盈利能力高位持稳。营收结构方面：电力及热力业务占比达 95.3%，以火电为主，但随着公司向清洁能 源转型，风电和光伏发电的营收占比逐渐增大，其中风电营收增长明显，从 2018 年占整体营收的 3%逐步扩张到 2022 年的 6%。利润贡献方面：近两年，受煤价上涨影响，火电处于大幅亏损状态，风电成为公司 利润的主要来源。盈利能力方面：由于 2021 年前集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准 陆上风电并网项目均享受补贴政策，公司风、光毛利率维持在 50%以上水平。

分红方面，公司现金分红政策规定公司在当年盈利及累计未分配利润为正，且公司现金 流可以满足公司正常经营和可持续发展的情况下，现金分红比例不少于当年实现的合并 报表可分配利润的 50%。2021-2022 年，出于归属于本公司股东的净利润为负、公司转 型发展的投资需求以及资产负债率上升等原因，公司决议不分红。随着公司业绩扭亏为 盈，盈利能力提升，预期未来将回归合理分红水平。

2. 火电：全国火电龙头，盈利加速修复

2.1.行业：火电“压舱石”作用凸显，盈利修复迎来发展新机遇

2.1.1.火电兜底保供作用凸显

新旧能源“先立后破”，火电仍是我国电力生产的主要来源。尽管在双碳目标牵引下， 近年来新能源装机快速增长，火电发电量占比下降，但截至 2022 年，火电发电量占全 国发电量比重仍超过 65%，依旧为我国电力生产的主力。尤其近年来我国电力需求刚性 增长，高峰期负荷压力较大，火电出力依然保持着较明显的增速。

从电源特点来看，与火电相比，风电、光伏等新能源发电具有可变性、间歇性和随机性 等特点，使得新能源发电具有不稳定性和难预测性。因此，随着新能源占比的不断提升， 给电力系统带来的挑战也随之加剧。2021 和 2022 年连续两年的夏季限电事件，反映目 前能源供应冗余度不够，电源系统配置不足，电力供需挑战加剧。火电因其稳定和灵活 调峰能力，作为“压舱石”在能源供应体系中的重要性逐步显现。据电规总院报道，未 来三年，预计新增新能源可靠保障容量不足 4000 万千瓦，新能源尚不具备提供与煤电 相当的保障能力，长期来看，火电仍承担着保障能源安全的“压舱石”作用。

煤电在“十四五”后半段迎来新一轮抢装潮。煤电新增装机从“十一五”至今呈回落趋 势，“十三五”期间，已经从年均新增 6400 万千瓦回落至年均新增 3600 万千瓦，导致 托底保障能力减弱。但基于电力供需偏紧格局下火电“压舱石”的必要性，政策端释放 信号：2022年到2023年每年至少核准8000万千瓦煤电项目，2024年至少投产一批8000 万千瓦煤电。火电投资增速迎来拐点，新增核准煤电装机规模快速提升。根据国家能源局，2022 年全 国火电投资完成额提升至 909 亿元，同比增长 28.4%。据绿色和平统计，2021 年全国 新增核准煤电装机约 18.55GW，同比减少了 57.66%，较“十三五”期间核准装机减少 34.91%。但在 2021 年 9 月限电频发后，2021Q4 火电核准进度明显加快，Q4 装机量较 前三季度总和还要高出 45.85%。而 2023 年上半年火电项目核准规模已超 50GW，已 超过 2022 年全年获批总量的 55.6%。

2.1.2.长协比例提升&煤价中枢下行，火电盈利加速修复

政策发力，长协煤比例进一步提升。2022 年 2 月，国家发改委印发《关于进一步完善煤 炭市场价格形成机制的通知》，明确港口煤炭（5500K）中长期交易价格合理区间为 570 元-770 元/吨，并表示将运用《价格法》调控煤炭市场价格。2022 年 10 月，国家发改 委印发《2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案》，进一步加强电煤中长期合同签订、 履约和监管工作，并要求电煤中长期合同实现发电供热企业全年用煤量签约、电煤中长 期合同月度履约率以及执行国家电煤中长期合同价格政策的“三个 100%”。在量方面规 定煤企长约签订量不应低于自有资源量的 80%，不低于动力煤资源量的 75%，充足的 动力煤长协货源保障电企降低原料成本，平抑成本价格波动。

动力煤供需持续修复，中长期煤价回归合理区间。2023 年上半年动力煤市场经历了双重 压力测试，一是进口煤增量远超预期，库存压力增加显著，二是下游需求不及预期，电 厂去库速度缓慢。多重压力下，我们认为动力煤价格将在 2023 年持续下行至底部震荡， 回归至合理区间港口煤炭（5500K）570 元-770 元/吨，叠加考虑到动力煤价格季节性的 波动规律，在传统淡季（迎峰度夏结束，迎峰度冬尚未来临）动力煤市场目前仍未有效 去化中下游高库存压力，煤价或将随季节性有集中下跌趋势，对于火电企业业绩来看， 三季度仍会有集中的修复催化。

2.1.3.电改加速推进，火电迎多重利好

2022 年多地长协电价顶格上浮。2021 年 10 月，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》，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，燃煤发电 市场交易电价上下浮动范围原则上扩大为不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上 浮 20%限制。自 2022 年起，考虑到燃料成本大幅上升及电力供需形势紧张，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。

辅助服务市场机制不断完善，容量电价呼之欲出，火电调峰收益兑现。各省市纷纷出台 相关的政策措施，助力火电充分发掘容量和调峰特性，驱动火电灵活性改造，并为未来 火电盈利再开源。

2.2.公司：火电规模&区位优势突出，盈利加速修复

2.2.1.公司火电装机与发电量居行业第一，资产优质

公司火电装机容量、发电量位居行业第一。装机方面：截至 2022 年末，华能国际境内火电可控发电装机容量为 106956 兆瓦， 其中，煤机 94058 兆瓦，燃机 12738 兆瓦，占全国火电装机容量的 8.03%，稳居 行业第一。发电方面：2022年，公司境内火电发电量4152亿千瓦时，占全国火电发电量的7%， 同样领先全行业。

公司重视科研开发，主要能耗指标领先同行业，促进发电提效。公司通过不断研发创新， 推进煤电节能升级改造、高质量供热改造。2022 年公司生产厂用电率为 4.37%，在可 比同类公司中属于较低水平。公司持续推广宽负荷高效发电、广义回热等节能先进技术， 强化储能调频技术自主研发能力，不断优化节能技术集成应用体系，集中优势资源打造 行业能效标杆机组；在超低排放、废水治理等环保改造中，不断优化技术方案，努力降 低环保设施的运行能耗水平。2022 年公司供电耗煤为 287.69 克/千瓦时，较上年减少了 3.58 克/千瓦时。

机组分布集中沿海地区，区位优势突出。公司境内电厂分布在 26 个省、自治区和直辖 市，多数位于沿海沿江地区，经济发展快，用电量和电价水平较高；内陆电厂大多分布 在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。同时公司拥有港 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，减少滞期费用。此外，公司在新加坡全资拥有一 家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以 形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。

2.2.2.煤价下行缓解成本端压力，业绩扭亏为盈

成本端压力纾解，2023H1 业绩大幅提升。由于火电占比大，燃料为最主要成本开支， 近五年燃料成本占营业成本比重超过 60%。近两年因煤价高企，公司燃料成本大幅增加， 燃料成本占营业成本比重超过 70%，大大削弱公司盈利能力。2023 年，煤价调控加码 电价上涨，控制燃料成本，提高营业收入，推动华能国际火电业务扭亏为盈。

沿海电厂占比较大，进口煤放开形成价格冲击，长协煤比例不断提升，公司成本修复仍 具备弹性。公司的火电电厂主要分布在沿江沿海地区，采购市场煤与进口煤占比较大。2021-2022 年在印尼限制煤炭出口和俄乌地缘政治冲突双重事件影响下，海外煤炭供应 整体偏紧，进口煤价格持续倒挂，公司煤炭采购价格高企，成本居高不下。今年市场煤 价格中枢回落，进口煤供应大幅增长，同时公司持续提升长协煤采购比例，多管齐下燃 料成本下降趋势明显，公司 2023H1 实现扭亏为盈，预期下半年有更大成本改善空间， 盈利能力还将进一步提升。

大股东华能集团为公司煤炭采购提供保障。华能集团优化发展煤炭产业，煤炭产量保持 较高水平。同时华能集团不断强化煤电协同效应，内供煤量同比增加 921 万吨，国家重 点监管的中长期电煤合同兑现率达到 104%，协同率 62%，协同供应量增幅 15.19%。公司煤炭产能核增 1930 万吨/年，整体煤炭产能突破 1 亿吨/年。伊敏煤矿产能达到 3500 万吨/年，为全国最大的露天矿；魏家峁、高头窑煤矿产能突破 1000 万吨/年。2022 年公司与华能集团间的燃料和运力的交易总额达到 918.36 亿元人民币。通过集团内部交易， 能有效保证公司煤炭供给，减少额外交易成本，降低煤炭采购价格，更有效发挥电煤长 协“压舱石”作用，缓解公司成本端压力。

2.3.2.公司上网电价与市场化交易电量齐升，有望增厚收入

火电机组多布局在经济发达且电力供需偏紧区域，用电量刚性增长，电价趋涨有支撑。截至 2022 年底，公司境内火电机组分布在全国 23 个省、自治区和直辖市，火电发电量 占比前 5 的省份依次为山东（20.57%）、江苏（9.16%）、浙江（7.61%）、广东（7.03%）、 江西（6.88%），除江西外均位于我国东部及南部地区，经济较为发达，机组利用率较高， 盈利能力较强。市场化交易电量与上网电价齐升，增厚发电收入。2022 年华能国际中国境内各运行电厂 平均上网结算电价为 509.92 元/兆瓦时，同比上升 18.04%。公司平均交易电价 481.4 元/千千瓦时，较基准电价上升 19.4%。此外，公司市场化交易电量占公司总上网电量的 比例从 2018 年的 43.17%快速攀升到 2022 年的 88.40%，公司的市场竞争力也随之逐 步稳固，有效提高公司盈利能力。

3. 新能源：加速推进绿色低碳转型，成长空间巨大

3.1.行业：新能源加快发展，助力实现“双碳”目标

3.1.1.双碳目标牵引，新能源装机快速发展

2020 年我国提出双碳目标，牵动能源改革，2021 年中央印发《关于完整准确全面贯彻 新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出未来能源结构的远景预期，到“2023 年非化石能源消费比重达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦 以上、2060 年非化石能源消费比重达到 80%以上”。在双碳政策牵引下，全国可再生 能源发展势头良好，发电装机和发电量稳定增长，根据国家能源局，截至 2023 年 6 月， 我国可再生能源发电总装机突破 13 亿千瓦，以风电、光伏发电为代表的新能源加快替 代传统化石能源，我国可再生能源将加快步入跃升高质量发展新阶段。

可再生能源快速发展，风光装机突破 8 亿千瓦，成长扩张还在持续。根据国家能源局， 2023 年 1-6 月，我国可再生能源发电新增装机 1.09 亿千瓦，占全国新增装机的 77%。截至 2023 年 6 月底，我国风电装机 3.9 亿千瓦，太阳能发电装机 4.7 亿千瓦，风电光伏 发电总装机突破 8.5 亿千瓦，占全国发电装机的 31.76%。2023 年 1-6 月，风光新增装 机 1.01 亿千瓦，占全国新增装机 71.94%。2021 年，国务院就“双碳”目标提出工作 意见，到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量目标达到 12 亿千瓦以上。因此在未来 7 年左右的时间内，风光装机最少仍有近一倍的增长空间。2023 年 4 月，国家能源局发布《2023 年能源工作指导意见》，提出 2023 年风光发电量占全社会用电量的比重达到 15.3%，风光装机增加 1.6 亿千瓦左右。“双碳”目标下，各省市提出了十四五期间风光 建设规划，风光装机有望持续增长。

全国风电、太阳能发电量占全社会用电量比重不断上升。2016-2022 年，全国风电发电 量占全社会用电量比重从 3.57%增长到 7.95%，全国太阳能发电量占全社会用电量比重 从 0.66%增长到 2.65%，全国风电、太阳能发电量总和占全社会用电量占比在 2022 年 首次突破 10%，发展迅猛。全国风电、太阳能发电量占全社会用电量有望在 2023 年达 到 15%。

3.1.2.新能源产业链价格降幅明显，项目收益率有望提升

硅料与组件价格持续下降，光伏项目收益率有望提升。据硅业分会统计，2022 年底国内 硅料已投产产能 118.7 万吨(实际达产后真实产出量将超出 2~3%)，已经完全满足全年 全球组件交流侧 350GW 装机总需求，考虑 2022 年 7 万吨以上库存结转、2023 年 9 万 吨进口、东南亚近 2 万吨硅料消耗、2023 年 1-2 季度硅料新产能持续投产 45.8 万吨以 上、年度内淡旺季需求差异等因素，2023 年一季度硅料出现过剩，促进硅厂降价清库存。据中国光伏行业协会预测，2023 年随着多晶硅企业技改及新建产能的释放，产量预计将 超过 124 万吨，产能将超过 200 万吨。

硅料价格、组件价格降幅明显。截至 8 月 2 日硅料价格下跌至 69 元/kg，较 2022 年 11 月高点 303 元/kg 跌幅高达 77%，硅片（主流品种）跌至 3.44 元/PC，单面单晶 PERC 组件(182mm)跌至 1.28 元/W，长期来看，随新增硅料能投放以及硅料价格下行趋势， 产业链价格上依然有下行空间。根据中国光伏行业协会，2022 年我国地面光伏系统的初 始全投资成本为 4.13 元/W 左右，其中组件约占投资成本的 47.09%，占比较 2021 年上 升 1.09pct，随着组件价格下行，光伏项目收益率有望大幅提升。

风电方面，长叶片、高塔筒、大功率风机的使用进一步推动风电产业链降本。继抢装潮 过后，风力装备制造行业竞争加剧，带动下游风力发电装备价格下降。同时 2022 年 4 月开始，我国钢材综合价格指数下降，风机价格在此影响下呈下降趋势。据金风科技数 据统计，2021 年 6 月 30 日，3S 平台机型全市场各整机商的投标均价为 2616 元/千瓦；4S 平台机型全市场各整机商投标均价为 2473 元/千瓦。但到了 2023 年 3 月，全市场风 电整机商风电机组投标均价已跌至 1607 元/千瓦。风机大型化将持续推动风电成本下降， 风电经济性日益凸显，装机投资吸引力增加。叠加平价时代的到来，风电装机将保持较 快增速。

3.2.公司：加快绿色低碳转型步伐

3.2.1.公司新能源业绩表现亮眼，“火+绿”协同促发展

华能国际新能源装机容量远超同行业，增长速度超过全国水平。近年来华能国际风电和 太阳能装机保持高速增长，2022 年公司风电装机 13628MW，太阳能发电装机 6276MW。2019-2022 年，华能国际风电、太阳能装机容量分别以年复合增长率 32%和 66%的速 度增长，远超于全国风电、太阳能装机容量年复合增长率 20%和 24%，增速领先全行 业。公司 2022 年风电发电量为 280.68 亿千瓦时，同比增长 34.72%，太阳能发电量为 60.8 亿千瓦时，同比增长 69.65%，分别占全国风电发电量的 3.68%和 1.42%，实现快 速增长。

新能源发电收入快速增长。2022 年风电、太阳能发电业务收入分别为 137.61 亿元和 28.28 亿元，同比增长 35.36%和 42.33%，支撑公司盈利能力，使公司亏损收窄，成为 公司新的收入增长点。2019 年华能集团聚焦绿色转型，布局“两线”“两化”战略，大 力发展新能源，此后华能国际新能源业务发展迅猛，成为华能国际收入增长新动力。

绿电补贴回收，公司现金流大幅改善。公司 2021 年与收益相关的政府补贴为 17.81 亿 元，相较 2020 年增长 208%，2022 年相较 2021 年略有回落。2022 年与收益相关的政 府补助中，主要为供热补贴 4.34 亿元，关停备用补偿人民币 3.89 亿元，电煤补贴人民 币 3.11 亿元，增值税减免退税人民币 2.03 亿元，稳岗补贴人民币 0.14 亿元以及各公司 收到的煤炭保障金人民币 0.1 亿元。

3.2.2.公司新能源布局广泛，增长空间大

十四五新能源新增目标 55GW，增长空间广阔。华能集团“十四五”目标提出新增新能 源装机 8000 万千瓦以上，华能国际新增新能源装机 5500 万千瓦，新增装机空间大，且 随着“十四五”进入后半程，预计未来两年装机将提速。2022 年重要的新能源在建工程 项目 37 个，预算额 570.57 亿元，相较于 2021 年增长 143.36 亿元，新能源新建项目快 速增长。风光项目资源优质。公司新能源项目广泛分布在 25 个省、自治区和直辖市，以东部沿 海地区和北部地区为主，主要优势有：一是广东、福建、浙江、江苏、湖北、湖南等地 经济和工商业发达，用电需求大、电价上浮有支撑，二是最大化利用当地风光资源，如 北部平坦地形的风电场建设难度要小、成本低。

华能集团支持公司新能源转型，可提供丰富的经验和资源。大股东华能集团在新能源转 型上成果颇丰。2019 年 3 月，华能集团与甘肃省政府成功签署《陇东能源基地建设合作 协议》，陇东清洁能源基地是我国首个清洁主导、“风光火储输”多能互补、千万千瓦级 的综合能源基地。中电联发布关于公布 2021 年度电力行业风电运行指标对标结果的通 知，2021 年华能集团 A 级风电场数量排名第二，集团 A 级风电场比例在五大发电集团 中排名第一。

4.盈利预测

4.1.核心假设

公司为全国火电运营商龙头，同时“十四五”期间积极寻求清洁能源转型，不断扩大新 能源装机规模，受益于 2023 年以来煤炭价格中枢下行和硅料及光伏组件价格快速下降， 有望实现盈利修复，且弹性空间较大。

（1）火电板块：在电力保供背景下，我们预计 2023-2025 年公司长协煤覆盖比例将 逐 年 增 长 ， 同 时 未 来 火 电 装 机 将 有 小 幅 增 加 ， 2023-2025 年 装 机 规 模 为 107.45/109.45/111.74GW；而“十四五”期间电力供需偏紧格局下，火电利用小时数仍 将保持较高水平，预计燃煤发电 2023-2025 年分别为 4226/4226/4176 小时，燃机发电 利用小时将保持稳定；2022 年公司上网结算电价已经有近 20%的涨幅，我们预计在现 有电价政策下后续趋于稳定，但一旦电改相关政策推进，仍有上涨空间。

（2）清洁能源板块：公司致力于新能源转型，并且在“十四五”期间保持风电光伏 装机较快增速，2023 年已为“十四五”中期，我们预计后两年装机增速将会进一步提升 以完成公司的十四五装机目标。叠加硅料及光伏组件价格加速下降，以及 CCER 和绿电 交易机制进一步推广，公司的新能源项目盈利能力将进一步增强。我们预计 2023-2025 风电与光伏装机规模增量分别为 2.5/3.5/5GW 和 6/8/10GW，风光利用小时数仍将保持 稳定。

4.2.盈利预测

基于以上假设，我们预计公司 2023-2025 年营业收入分别为 2621/2669/2766 亿元，同 比增长 6.2%，1.8%和 3.6%，毛利率分别为 15.5%、15.8%和 17.0%。