2022年華電國際研究報告

1、2022年華電國際研究報告1、集團常規(guī)能源平臺，多元業(yè)務布局1.1、華電集團旗下常規(guī)能源整合平臺參股模式發(fā)展新能源 國內最大型的綜合性能源公司之一，專注于常規(guī)能源運營。公司于 1994 年 6 月在山 東省由山東省電力公司等發(fā)起成立，2003 年電改后控股股東變更為中國華電集團，并先 后于 1999 年 6 月和 2005 年 1 月在香港聯(lián)交所和上交所掛牌上市，為國內最大型的綜合 性能源企業(yè)之一。2021 年公司實現(xiàn)營收 1044 億元，目前管理運營電源涉及燃煤、燃氣 及水電，并通過大比例參股華電新能（持股 31.03%）推動新能源發(fā)展。截至 2022 年 3 月，公司控股裝機容量約為 53

2、36 萬千瓦，其中燃煤發(fā)電控股裝機約 4236 萬千瓦，燃氣 發(fā)電控股裝機約 859 萬千瓦，水力發(fā)電控股裝機約 240 萬千瓦。華電集團旗下以清潔能源為主的常規(guī)能源整合平臺，華電新能第二大股東。公司控股 股東為五大發(fā)電集團之一的華電集團，華電集團以電力、熱力以及煤炭等一次能源為主業(yè)。 截至 2020 年底，集團控股裝機達到 1.66 億千瓦，其中火電/水電/新能源及其他分別為 11429/2741/2436 萬千瓦，資產遍布全國 30 多個省市。華電集團旗下電力上市平臺分別有華電國際、黔源電力、華電能源以及金山股份，后 三者分別為貴州省、黑龍江省以及遼寧省區(qū)域上市平臺，僅華電國際為集團旗下全

3、國性上 市平臺，資產分布國內十二個省市，同時參股集團旗下唯一新能源整合平臺華電新能（持 股 31.03%）。2014 年公司被確立為華電集團旗下常規(guī)能源核心整合平臺，2021 年確立 華電國際為集團以清潔能源為主的常規(guī)能源整合平臺。截至 2021 年底，集團旗下已投運 未上市火電資產約 52gw、水電資產約 22gw。剝離新能源資產并注入華電新能，通過參股方式發(fā)展新能源業(yè)務。2021 年，集團在 雙碳戰(zhàn)略下重新修訂戰(zhàn)略目標，并進行集團內部資產重整，將華電福新、華電國際旗下全部以及集團旗下部分新能源資產注入華電新能，確立華電新能為集團唯一新能源整合平臺。 其中華電國際將其旗下持有的 17 家新能

4、源公司（截至 2020 年在運/在建分別為 403/175 萬千瓦）作價不高于 136 億元注入華電新能，現(xiàn)金不低于 76 億，合計 212 億元出資認購 華電新能 37.19% 股份（華電新能于 2021 年底引入戰(zhàn)略投資者，公司持股稀釋至 31.03%）。截至 2021 年底，參股公司擁有控股新能源裝機共 2737 萬千瓦，其中風電 2087 萬 千瓦，光伏 651 萬千瓦；2021 年實現(xiàn)營收 216 億元，歸母凈利潤 72.3 億元。華電新能 作為集團旗下唯一新能源整合平臺，預計集團十四五新能源計劃將主要由華電新能承擔， 公司持有華電新能大額股份，有望通過多能互補方式協(xié)同華電新能發(fā)展并

5、獲取收益。1.2、全新戰(zhàn)略確立抽水蓄能等多元新業(yè)務打造第二成長曲線以火電水電為主的常規(guī)能源運營平臺，新型電力系統(tǒng)下積極發(fā)展抽水蓄能等新業(yè)態(tài)。 2018 年 3 月至 2021 年 3 月，公司依托氣電、水電以及新能源發(fā)展使得清潔能源裝機占 比逐年提升。2021 年集團將湖南區(qū)域火電資產注入公司，同時剝離公司新能源，此消彼 長下公司 2021 年清潔能源裝機占比大幅下降。 新型電力系統(tǒng)下，公司常規(guī)能源調峰功能凸顯，價值有望被重新定義。此外，公司將 開拓綜合能源服務市場，積極參與電網需求側響應，推動發(fā)展多能互補等新商業(yè)模式；加 快儲能等綠色發(fā)展新業(yè)態(tài)，大力推進抽水蓄能項目發(fā)展。截至 2021 年底

6、，公司已獲得抽 水蓄能開發(fā)權超千萬千瓦，并在山東、安徽等 8 各區(qū)域設立 9 家全資專業(yè)售電公司， 2021 年完成售電量約 750 億千瓦時。展望未來，抽水蓄能與售電等服務有望成為公司新 的業(yè)績增長點。2、缺電倒逼電改，舊能源價值有望重估2.1、電量緊張負荷更缺，火力發(fā)電調峰地位不可忽視短期電力需求增速下滑，碳中和推動電氣化十四五用電仍有韌性。在碳中和能源革命 以前，全社會用電量與 GDP 發(fā)展休戚相關，2000-2010 年受益于經濟高速發(fā)展，全社會 用電量 CAGR 高達 12.02%；2011-2020 年隨著經濟發(fā)展速度回落，全社會用電量 CAGR 下滑至 5.36%。而 2021

7、年碳中和戰(zhàn)略推動能源結構轉型與全社會電氣化加速，全 社會用電量增速回升至 10.68%。中電聯(lián)預測，十四五期間我國將構建新發(fā)展格局，一系 列舉措將帶動電力需求保持剛性、持續(xù)增長。預計 2025 年我國全社會用電量為 9.5 萬億 千瓦時，“十四五”期間復合年均增速為 4.8%。清潔電源增量無法滿足用電需求增量，火電利用小時數(shù)必須保持較高水平。水電方面， “十四五”最后一輪投產高峰帶來 4000 千瓦總新增裝機，提供約 1600 億千瓦時/年發(fā)電增量。核電方面，審批停滯影響開始顯現(xiàn)，“十四五”期間投產 11-13 臺，只能提供約 1000 億千瓦時/年發(fā)電增量。新能源方面，中性至樂觀預期“十四五

8、”復合裝機增速 20%-30%，但由于新能源裝機基數(shù)較低，十四五期間僅能提供約 1700-2600 億千瓦時/ 年發(fā)電增量。綜上清潔能源十四五期間合計僅能支撐年用電增速 2.6%-3.6%，而中電聯(lián)預 測十四五期間我國全社會用電復合增速為 4.8%，用電需求與清潔電源之間的缺口仍需煤 電補齊。但是 2017 年煤電供給側改革后，煤電裝機增速顯著下滑，在裝機容量增速有限 的情況下，我們測算火電利用小時數(shù)必須保持在 4600-4700 小時，較 2021 年提升 100- 200 小時，火電資產在發(fā)電結構中不可或缺。除電量緊缺外，負荷緊缺更加棘手，新能源難以支撐瞬時負荷增長。隨著我國空調普 及、第

9、三產業(yè)及城鄉(xiāng)居民用電增長（受人類自然作息影響強烈），我國當前用電“日內雙 峰、冬夏雙峰”特征日益明顯，最高用電負荷增長速度持續(xù)高于用電量增長速度。但 “十 四五”期間我國傳統(tǒng)電源增速不足，主要電源增量為新能源，受“極熱無風、晚峰無光” 特點影響，新能源只能滿足電量需求，對瞬時負荷的支撐能力有限。未來負荷緊張的情況 下，火電對于負荷增長的支撐不可忽視。在火電利用小時小幅提升背后，隱藏著重要的調峰責任。在不同裝機及用電結構下， 相同的火電利用小時數(shù)所體現(xiàn)出的供應緊張形勢可能大相徑庭：（1）當新能源比例提高 時，火電需要應對新能源出力不穩(wěn)定帶來的頻繁波動。這都將導致火電出力波動范圍大幅 增加，實際上

10、降低了火電的利用小時數(shù)。（2）尖峰負荷短時負荷高、持續(xù)時間短，如果 用火電保證尖峰時段電力供應，也將導致火電利用小時數(shù)下降。因此，未來幾年電力供應 緊張形勢要遠比火電利用小時數(shù)小幅提升所體現(xiàn)的嚴重的多，火電承擔著重要的調峰責任， 火電資產的價值需要重估。量化測算，我們判斷我國用電負荷增速將大于用電量增速，按照水電保證容量系數(shù) 70%、風電 10%、光伏 0%計算，我國電力系統(tǒng)備用率（負荷冗余量）將持續(xù)下降，負荷 平衡缺口將持續(xù)擴大，火電重要性愈加凸顯。2.2、夏季電力供需緊張，冬季格局進一步加劇近期多地電網負荷創(chuàng)下歷史記錄，夏季電力供需形勢異常緊張。2022 年 6-7 月，各 地電網負荷紛紛

11、創(chuàng)下歷史新高。從 8 月份來看，8 月份一直是我國夏季高負荷月份，加上 經濟有望迅速復蘇，國家氣候中心預期高溫天氣有望持續(xù)，我們預計 2022 年 8 月電力供 需形勢仍將異常緊張。冬季負荷壓力不亞于夏季，電量壓力則更大。從負荷來看，受電采暖占比提升等影響， 冬季最高負荷逐年提高，已經不亞于夏季負荷。而且冬季相比于夏季，在負荷供應方面還 有如下劣勢：（1）我國冬季是枯水季，水電出力明顯受限；（2）冬季發(fā)生極端寒潮時， 可能出現(xiàn)無風或者風機遭遇凝凍出力減少；（3）冬季是用氣高峰，天然氣出力可能受限。 因此冬季負荷壓力不亞于夏季。綜上，受冬季負荷增長，水電、氣電出力受限等影響，冬 季實際備用率略低

12、于夏季，今年冬季電力供需形勢可能比夏季更為嚴峻。從電量來看，水 電明顯偏少，冬季火電電量占比將明顯高于其他月份，加上煤炭還要保證北方供暖，電量 壓力比夏季更為嚴峻。2.3、電價機制逐步理順，煤電價值迎來重估煤電具備“壓艙石”功能，在煤電政策調整預期下煤電價值有望迎來重估。如 2.1 節(jié) 所述，我們強調了煤電的“壓艙石”作用：（1）由于清潔能源無法支撐用電需求增長， 電量缺口需要火電彌補；（2）尖峰負荷突出，新能源出力不穩(wěn)定，煤電承擔調節(jié)負荷的 重任。正是因為煤電如此重要的作用，煤電不應該被認為是“負資產”，一系列針對煤電 的政策有望給予煤電相應的價值。 2021 年限電倒逼電改，燃煤發(fā)電進一步

13、市場化。2021 年 9 月多因素引發(fā)電荒，引 爆點源于極端煤價下煤電企業(yè)現(xiàn)金流虧損，“計劃電-市場煤”矛盾集中爆發(fā)。2021 年 10 月 11 日國家發(fā)改委印發(fā)關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知。除 允許電價上浮 20%外，文件更重要的是堵住了 2015 年改革以來的諸多漏洞：1）計劃與 市場的雙軌制漏洞；2）地方政府干預交易結果的漏洞。2022 煤價持續(xù)高位，Q3 電力供應不容有失，國家控煤價決心不容置疑。2022 年年 初至今我國煤價仍維持高位水平，國家發(fā)改委于 2022 年 2 月發(fā)布 303 號文，后連發(fā)數(shù)文 控煤價，并于 6 月明確“欠一補三”懲罰措施，7 月提出三個

14、“100%”要求。當前我國 經濟面臨極大下行壓力，Q3 決定全年經濟增速，電力供應不容有失。我們認為當前宏觀經濟背景及電力供需格局下，國家 控煤價決心不容置疑，短期通過行政手段控制煤價，煤電長協(xié)簽約率、履約率均有望上行， 火電盈利能力有望邊際改善。然而，行政手段只能緩解一時困難，電力行業(yè)仍需長效機制。我們分析建立成本傳 導機制首先要推進電力市場改革，主要表現(xiàn)在省間市場、現(xiàn)貨市場、容量機制等方面。 解決能源轉型下新能源發(fā)電隨機性間歇性矛盾，需要依靠（1）增加聯(lián)網 建設全國電 力市場；（2）實時價格信號調節(jié)供需關系 建立電力現(xiàn)貨市場；（3）保障調峰機組 收益 建立容量電價機制。建立以新能源為主體的

15、新型電力系統(tǒng)，需要通過上述市場 機制緩解新能源發(fā)展導致的能源不可能三角難題即綠色、經濟、安全目標之間存 在權衡關系。在完善的電力市場化機制基礎上，雙碳政策方能自上而下逐步提高約束力 度，激勵企業(yè)減碳與新能源投資。預計煤電容量電價將是未來的必然趨勢，進一步轉變煤電收益結構。新能源保證容量 系數(shù)較低，而儲能成本較高，在保供壓力與決心下，預期政策上將進一步轉變煤電收益結 構，設置容量電價。更細分來看，國際上發(fā)電容量成本的回收通常采用三類機制：稀缺電 價、容量市場、容量成本補償；國內目前的基本思路是以容量成本補償（政府制定容量電 價標準）為主，未來逐步探索容量市場。從結果來看，容量電價有利于保護能耗水

16、平存在 劣勢但具有一定靈活性調節(jié)能力的發(fā)電資源，提高設備利用率，利好煤電盈利能力修復?，F(xiàn)貨市場改革暢通火電成本傳導機制，山東地區(qū)日前加權平均電價高于標桿電價。以 公司火電裝機容量最大的山東為例，山東省為我國首批電力現(xiàn)貨市場試點城市，于 2019 年 6 月 21 日啟動試運行；2021 年 12 月山東省總消費量 676 億千瓦時，其中中長期交 易量與日前現(xiàn)貨交易量分別約為 275、200 億千瓦時；2022 年 1 月 1 日山東省正式進入 長周期連續(xù)結算試運行。電價方面，2022 年 6 月 18 日-7 月 18 日山東電力現(xiàn)貨市場日前 加權電價均高于燃煤標桿價，高電價在用電緊張下或將延

17、續(xù)。從長遠角度來看，在現(xiàn)貨市 場良好的價格傳導機制下，電力市場機制將更加完善。南方兩個細則發(fā)布，提高調峰補償、明確成本疏導，火電有望受益。2022 年 6 月南 方能監(jiān)局發(fā)布南方版“兩個細則”（南方區(qū)域電力并網運行管理實施細則、南方區(qū) 域電力輔助服務管理實施細則等），在其列舉的所有輔助服務類型中，最重要的就是調 峰。本次“兩個細則”大幅提高燃煤機組深度調峰補償標準，尤其是深度調峰 40%以下提 升至 792 元/MWh 和 1188 元/MWh。此次“兩個細則”解決輔助服務費用成本傳導問 題，按照“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，分攤主體引入市場化電力用戶， 發(fā)電側并網主體將直接受益。

18、煤電與氣電運行原理存在相似性，容量電價有助于穩(wěn)定煤電企業(yè)利潤。以江蘇為例， 在 2018 年 11 月以前，江蘇省一直執(zhí)行單一制天然氣發(fā)電機組標桿電價，在這一政策機 制下，發(fā)電企業(yè)在天然氣價格低時，多發(fā)電就能多盈利；天然氣價格高過邊際利潤時，發(fā) 電企業(yè)陷入集體虧損，發(fā)得多就虧得多。此電價模式下，企業(yè)效益受氣價波動影響大，企 業(yè)經營非常不穩(wěn)定。氣電當時的困境與如今的煤電存在相似性，隨著江蘇于 2018 年 11月實施兩部制氣電電價起，氣電行業(yè)面臨的生存壓力也得到了緩解。若煤電容量電價政策 的實施，同樣將有助于穩(wěn)定煤電企業(yè)的利潤穩(wěn)定，助力優(yōu)質煤電企業(yè)走出困境。3、短期看煤價回歸合理，中長期看火電盈

19、利模式變革3.1、背靠華電集團從山東走向全國的火電龍頭國內第四大火電企業(yè)，華電集團持續(xù)注入火電資產增厚公司業(yè)績。截至 2022 年 3 月， 公司火電控股裝機 5095 萬千瓦，為國內第四大火電企業(yè)，僅次于華能國際、國電電力與 大唐發(fā)電。自 2014 年集團向公司承諾其常規(guī)能源最終整合平臺地位后，2015-2021 年集 團先后三次向公司注入湖北、湖南區(qū)域優(yōu)質火電資產，集團資產注入不僅使得公司完成了 湖北湖南區(qū)域的業(yè)務布局，由于注入公司凈資產收益率需高于華電國際，則注入后將增厚 公司業(yè)績。截至 2021 年底，集團內已投運非上市火電資產裝機高達 5165 萬千瓦，主要 分布在江蘇、內蒙古、新疆

20、等地，若未來滿足條件時注入公司將持續(xù)增厚公司業(yè)績。起于山東，有望受益于山東輔助服務市場；走向全國，借助集團實力實現(xiàn)擴張。公司 原為山東省電力公司絕對控股的地方電力運營商，于 2003 年電力體制改革后劃分給華電 集團。自成立以來公司在山東省火電控股裝機一直占據(jù)公司火電控股裝機總量絕對份額， 2004 年占比高達 58%，后經過自建與集團注入資產等，公司資產擴張至國內十二個省份， 截至 2022 年 3 月山東省火電控股裝機仍占據(jù)公司 37%份額，其他火電資產主要分布在電 力負荷中心或煤礦區(qū)域附近。 山東作為公司優(yōu)勢省份，其電力輔助服務市場環(huán)境直接影響公司業(yè)績。一方面，山東 作為國內用電大省、新

21、能源裝機大省，火電維護電力系統(tǒng)穩(wěn)定的作用尤其重要；另一方面， 山東電力體制機制一直走在國內前列，于 2021 年 9 月推出電力輔助服務管理辦法，公司 有望在山東省電力體制改革市場中受益?；痣姍C組改造升級，供電煤耗改善成績優(yōu)異。截至 2022 年 3 月，公司 30 萬千瓦及 以上火電機組占比超過 90%，60 萬千瓦裝機占比約 60%，且全部燃煤機組達到超低排放 要求，30 萬千瓦及以下的機組已全部完成供熱改造，為公司參與市場競爭奠定了優(yōu)勢。 公司持續(xù)進行火電機組改造，2017-2021 年供電煤耗持續(xù)下降，截至 2021 年底，公司全 部燃煤機組均達到超低排放要求，供電煤耗累計完成 288

22、 克/千瓦時，同比降低 2 克/千瓦 時，在國內火電龍頭公司中煤耗最低。參控股多家煤礦公司，提高煤炭來源保障同時貢獻業(yè)績。公司參控股了多家煤炭企業(yè)， 權益產能超過 1244 萬噸/年，2021 年權益收益超過 13.3 億元，其中最核心的為華電煤 業(yè)集團。華電煤業(yè)與公司為同一控股股東，年產能 5000 萬噸/年，為國內第 13 大煤礦企 業(yè)，并在智能化建設中卓有建設，于 2020 年獲得第六屆中國工業(yè)大獎表彰獎。另外公司 控股的興旺露天煤礦于 2021 年 11 月由集團批準復工復產，2022 年將按照 60 萬噸/年組 織生產，同時 2022 年 9 月起實施 300 萬噸/年技術改造工程，

23、預計 2023 年實現(xiàn)滿產。 公司通過參控股煤炭企業(yè)提高對煤炭資源的保障，在煤價高位時期能夠有效控制燃料成本， 同時為公司提供投資收益。3.2、極高煤價致嚴重虧損，電價上漲疊加缺電業(yè)績修復彈性巨大現(xiàn)階段公司業(yè)績仍以火電為絕對主導，2021 年煤價高漲致公司錄得極值虧損。公司 發(fā)電業(yè)務為標準的“一火獨大”模式，長期以火力發(fā)電為主，2021 年火電發(fā)電量占比超 過 90%。盡管 2021 年 10 月發(fā)改委發(fā)文將電價漲幅放開至 20%，但由于電力交易的特殊 性，早在年初已簽訂長協(xié)（未漲價），使得公司 2021 年全年平均上網電價漲幅僅 6.27%， 而公司入爐標煤漲幅達到 71%，遠超上網電價漲幅

24、；同時公司多家煤電廠經營不善，計提 資產減值，多重壓力下使得 2021 年公司虧損達到 49.65 億元，扣非后虧損 83.68 億元， 為歷史極值。計提大額減值主要系全資煤礦企業(yè)股權處置，現(xiàn)存參控股煤礦資產優(yōu)質無減值憂慮。 2021 年公司各類減值損失超過 34 億元，較去年同期翻倍，出現(xiàn)大額損失主要由于公司全 資煤礦企業(yè)茂華公司長期虧損，進行股權處置；另一方面由于煤價高企致使多個公司火電 廠經營不良計提減值。2017-2021 年經過多家煤礦資產處置，目前參控股煤礦中核心企 業(yè)華電煤業(yè)業(yè)績優(yōu)良暫無減值風險；控股的興旺露天煤礦于 2018 年 7 月獲得初步設計批 復，2021 年 11 月

25、復工復產，將于 2022 年 9 月開始技改擴建，興旺露天煤礦經嚴格審查 后批準擴建，預計其短期內減值風險較低。2021 年公司經營性現(xiàn)金流表現(xiàn)不佳，或與公司電源結構單一有關。2021 年煤價大幅 上漲且長期維持高位，使得火電運營商均出現(xiàn)不同程度的虧損，但龍頭火電企業(yè)中僅華電 國際經營性現(xiàn)金流為負，我們推測這可能與公司電源結構相關，其他火電企業(yè)均擁有不同 規(guī)模的新能源裝機與水電裝機，為其補充經營性現(xiàn)金流，而華電國際火電裝機占比最高， 達到 95%。 2021 年公司單位燃料成本高于可比公司，由于單位燃料成本包含燃煤與燃氣成本， 一方面公司燃機裝機占比遠高于其他火電龍頭，使得公司單位燃料成本長期

26、高于其他火電 企業(yè)；另一方面，可能是因為公司長協(xié)煤覆蓋率較低。電價有望維持高位漲幅，同時煤價下滑與長協(xié)率提升將助力火電運營商走出至暗時刻。 從實踐上，自 2021 年 10 月放開電價以來，我國多省電價頂格上浮，且漲幅延續(xù)至 2022 年 6 月。我們統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)公司主要售電區(qū)域最新市場化交易電價呈不同幅度的上漲，火電維 持在 20%漲幅上下。并且公司市場化交易電量持續(xù)提升，2022 年一季度，公司市場化交 易電量占比達到 85.75%。市場化交易電價上漲以及公司市場化交易電量提升將推動公司上網平均價提升，從而提振業(yè)績。十四五期間我國電力供給將長期緊張，有望支撐市場化 電價維持高位。電價維持高位漲

27、幅，電量短期下滑，長協(xié)比例提升預期下 Q3 有望反彈。公司發(fā)布 22H1 業(yè) 績 公 告 ， 預 計 22H1 扣 非 后 歸 母 凈 利 10.9-14.2 億元（調整后 yoy +2%+33%），優(yōu)于華能國際（預計扣非后歸母凈利虧損 3540.4 億元）。單季度來看， 公司扣非歸母凈利由 21Q4 虧損 74.14 億元扭轉至 22Q1 盈利 4.5 億元，預計 22Q2 盈利 6.4-9.7 億元。根據(jù)公司經營數(shù)據(jù)與煤價情況，我們推測 22Q1 較 21Q4 好轉主要受電價 上漲影響，22Q2 受影響電量下滑火電業(yè)績或繼續(xù)承壓。電量方面，公司 2022H1 火電上網電量 898.45 億

28、千瓦時，調整后同比下滑 5.51%， 其中 22Q1、22Q2 分別完成 524.73、410.51 億千瓦時，電量下滑主要系影響，但 由于公司火電機組主要分布在山東等地，受影響優(yōu)于同行，隨 Q3 復工復產推進，電 量有望好轉。電價方面，公司 2022Q1 與 2022Q2 平均上網電價分別為 0.5159 元/千瓦 時（yoy +22.93%）、0.5208 元/千瓦時（yoy +23.47%），電價維持高位漲幅且持續(xù)好 轉，我們判斷在今年電力供需偏緊情況下，火電電價有望維持高位漲幅。煤價方面，盡管 2022Q2 煤價仍然高于歷史均值，但較 2022Q1 已有明顯好轉，由于公司進口煤極少，若

29、限價內長協(xié)煤比例持續(xù)提升，則綜合入爐煤價有望進一步下降，若公司電價維持不變， 2022Q3 火電業(yè)績或將持續(xù)反彈。我們測算公司綜合入爐煤單價（5500 大卡）每降低 100 元/噸，歸母凈利潤可增加 46.71 億元。假設公司 2022 年煤電發(fā)電量為 2200 億千瓦時，度電煤耗為 290 克/千瓦 時（標煤），煤電分部歸母凈利潤占凈利潤比例為 65%，則公司綜合入爐煤價（5500 大 卡）每降低 100 元/噸，可為公司帶來 46.71 億元歸母凈利潤增厚。我們測算公司符合 770 元/噸限價標準的長協(xié)煤占比每提升 10%，綜合入爐煤價可降 低 38.5 元/噸，對應年化歸母凈利潤增厚 1

30、7.98 億元。根據(jù)業(yè)績數(shù)據(jù)推算（火電小幅虧 損，總利潤為正），我們分析公司 2022 年一季度符合港口 770 元/噸限價標準的長協(xié)煤 炭比例在 40%左右（假設剩余部分符合港口 1155 元/噸限價標準）。我們測算當公司符 合 770 元/噸的長協(xié)煤比例每提升 10%，對應綜合煤價（5500 大卡）可下降 38.5 元/噸， 在電價不變情況下，歸母凈利潤可提升 17.98 億元。若公司符合 770 元/噸限價標準的的 長協(xié)煤比例分別提升至 70%/80%/90%，相較 40%情況下的年化歸母凈利潤可分別新增 53.95/71.93/89.91 億元。3.3、缺電倒逼電改，公司有望享受煤電盈

31、利模式改革復工復產疊加高溫天氣，公司火電機組主要區(qū)域負荷創(chuàng)新高。隨著復產復工及創(chuàng)紀錄 高溫天氣持續(xù)，近期多地電網創(chuàng)下歷史負荷新高，公司火電裝機主要省份山東與廣東最高 負荷均創(chuàng)歷史新高，四川省最高負荷超過去年同期，盡管 2021-2022 年多省已出臺輔助 服務政策，但當前我國電力供需格局仍異常緊張，8 月 6 日，浙江省發(fā)改委發(fā)布關于統(tǒng) 一啟動 C 級有序用電的函，根據(jù) 8 月 8 日用電缺口同意啟動 C 級 1250 萬千瓦有序用電 措施。山東作為公司火電裝機占比最大的省份，面臨嚴峻的新能源消納壓力。山東省 2021 年總裝機達到 173.34GW，其中火電約 116GW，占比 66.9%，

32、新能源總裝機 52.85GW， 風電、光伏分別為 19.42GW 和 33.43GW，總計占比達到 30.49%，其它電源包括水電、 核電等占比較低，分別為 1.68GW 和 2.5GW。預計到 2025 年，山東省電力總裝機將達 到 210GW，其中新能源裝機預計可達 90GW，占比將達到 43%。與之相比，同樣作為用 電大省，廣東省 2025 年預計電力總裝機 180GW，其中新能源裝機 42GW，占比僅 24%， 而廣東省的抽水蓄能和燃氣發(fā)電裝機量都位居全國第一，在新能源消納方面，山東省面臨 著比其它東部沿海省份更大的壓力。山東省外來電主要通過特高壓電網接受華北、西北、東北的外來電力。通

33、過800kV 扎魯特青州（10000MW）接受東北送電，通過800kV 上海廟臨沂（10000MW）和660kV 銀川東青島（4000MW）接受西北送電，通過濟南天津南、濟南石家莊、 棗莊石家莊共 6 回 1000kV 線路接受華北電網送電。到 2025 年，隨著隴東山東特高 壓直流以及現(xiàn)有直流通道送電能力進一步提升，預計山東省年外來受電量將達到 1700 億 千瓦時。由于特高壓直流輸電基本不具備調峰能力，大量的外來電也給山東省調峰帶來了 很大的壓力。綜上所述，在未來電源和電網規(guī)劃下，山東省電力系統(tǒng)仍面臨以下問題：1）山東省 新能源裝機規(guī)劃量很高，煤電現(xiàn)有裝機量全國第一，在用電低谷時要壓低煤電

34、出力，給電 網調峰帶來了較大的困難。2）隨著 2025 年隴東山東特高壓直流建成，以及現(xiàn)有直流 通道利用率提高，山東省外來電比例將進一步提高。特高壓直流基本不具備調峰能力，也 給山東電網調峰帶來了很大的壓力。我們認為，極高的調峰壓力將為山東省火電容量電價 的推行提供有利背景。容量市場暫未運行，山東現(xiàn)貨電力市場容量補償機制率先推行。山東省發(fā)改委于 2022 年 3 月 30 日發(fā)布關于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關事項的通知，通知規(guī)定山 東容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側收取，電價標準 暫定為每千瓦時 0.0991 元。發(fā)電側方面，綜合考慮發(fā)電機組類型、投產年限、可用

35、狀態(tài) 等因素，以容量補償方式補償發(fā)電機組固定成本。隨著容量市場的發(fā)展，公司有望獲得容 量電價兜底，業(yè)績將更加穩(wěn)定。4、集團資產重整，參股華電新能（31%）打開成長空間華電新能為華電集團旗下唯一新能源資產整合平臺。華電新能（前身華電福新）成立 于 2010 年，由華電新能源公司與華電福建公司強強聯(lián)合重組而成，于 2012 年成功在港 股上市。2020 年，為推動新能源發(fā)展提速，加快實現(xiàn)低碳轉型，華電福新自港股退市。 2020-2021 年華電新能通過無償劃轉、非公開協(xié)議增資以及非公開協(xié)議轉讓等方式，合 計受讓華電福新、華電國際、中國華電及其附屬公司超 2500 萬千瓦裝機，華電新能被確 立為華電

36、集團旗下唯一新能源資產整合平臺。截至 2021 年底，華電新能控股裝機達到 2737 萬千瓦，裝機規(guī)模僅次于龍源電力。 華電新能資產遍布國內 30 個省市，其中風電項目主要位于新疆、甘肅、內蒙古以及吉林 等風資源富集區(qū)，2019-2021 年風電利用小時數(shù)維持在 2000 小時以上。良好的資源使得 其盈利能力表現(xiàn)優(yōu)于同行，2021 年單 GW 凈利潤達到 2.86 億元，高于三峽能源（2.68 億元/GW）、龍源電力（2.1 億元/GW）。華電集團十四五規(guī)劃新增 75GW 新能源，華電新能計劃裝機達到 100GW。根據(jù)集 團和華電新能的規(guī)劃，華電集團明確“十四五”新增新能源裝機 7500 萬千

37、瓦；而華電新 能規(guī)劃至 2025 年末，新能源裝機規(guī)模將達到 1 億千瓦級，利潤確保突破 100 億元級，凈 資產收益率達到 10%。截至 2022 年 3 月底，華電新能在建新能源合計 325.55 萬千瓦， 總投資規(guī)模 224.64 億元。 除此之外，華電新能還參股核電公司，充分受益于核電的盈利增長。華電新能作為華 電集團核電業(yè)務的投資平臺，未來發(fā)展重點也在于通過參股方式擴大核電市場權益。截至 2021 年 6 月底，華電新能擁有核電在運權益裝機達 240 萬千瓦，目前華電新能持有福清核電站 39%股權、三門核電站 10%股權，另外還持有協(xié)合新能源 9.79%的股權，受參股 公司盈利增長的

38、影響，2021 年華電新能對聯(lián)營企業(yè)和合營企業(yè)的投資收益約 13.4 億元。公司是華電新能第二大股東，持股比例約 31.03%，采用權益法進行核算，公司將享 受被投資企業(yè)（華電新能）當期實現(xiàn)的凈利潤，因此華電新能業(yè)績的高速增長將直接帶來 華電國際投資收益的高增。從下兩圖可以看出，由于資產注入增厚利潤，2021 年華電新 能實現(xiàn)凈利潤 78.4 億元，較去年增長 77%，當年華電國際對聯(lián)營合營企業(yè)的投資收益也 大幅增長，達到約 25 億元。5、抽水蓄能打開水電第二成長空間，多元新興業(yè)務再發(fā)力集團旗下已投運未上市水電高達 22GW，公司作為集團旗下常規(guī)能源最終整合平臺， 存在資產注入可能。截至 2020 年底，集團擁有在運水電 2741 萬千瓦，其中華電國際在 四川與河北擁有 240 萬千瓦，黔源電力在貴州擁有 323 萬千瓦，其余 2178 萬千瓦為未 上市裝機，集中在烏江水電與金中公司。2021 年 6 月集團確立公司以清潔能源為主的常規(guī)能源整合平臺地位后，公司在年報 中提出將“依托水電、氣電實質性提升清潔能