2022年華電國(guó)際研究報(bào)告

1、2022年華電國(guó)際研究報(bào)告1、集團(tuán)常規(guī)能源平臺(tái)，多元業(yè)務(wù)布局1.1、華電集團(tuán)旗下常規(guī)能源整合平臺(tái)參股模式發(fā)展新能源 國(guó)內(nèi)最大型的綜合性能源公司之一，專注于常規(guī)能源運(yùn)營(yíng)。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(guó)華電集團(tuán)，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(guó)內(nèi)最大型的綜合 性能源企業(yè)之一。2021 年公司實(shí)現(xiàn)營(yíng)收 1044 億元，目前管理運(yùn)營(yíng)電源涉及燃煤、燃?xì)?及水電，并通過(guò)大比例參股華電新能（持股 31.03%）推動(dòng)新能源發(fā)展。截至 2022 年 3 月，公司控股裝機(jī)容量約為 53

2、36 萬(wàn)千瓦，其中燃煤發(fā)電控股裝機(jī)約 4236 萬(wàn)千瓦，燃?xì)?發(fā)電控股裝機(jī)約 859 萬(wàn)千瓦，水力發(fā)電控股裝機(jī)約 240 萬(wàn)千瓦。華電集團(tuán)旗下以清潔能源為主的常規(guī)能源整合平臺(tái)，華電新能第二大股東。公司控股 股東為五大發(fā)電集團(tuán)之一的華電集團(tuán)，華電集團(tuán)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(tuán)控股裝機(jī)達(dá)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(wàn)千瓦，資產(chǎn)遍布全國(guó) 30 多個(gè)省市。華電集團(tuán)旗下電力上市平臺(tái)分別有華電國(guó)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(tái)，僅華電國(guó)際為集團(tuán)旗下全

3、國(guó)性上 市平臺(tái)，資產(chǎn)分布國(guó)內(nèi)十二個(gè)省市，同時(shí)參股集團(tuán)旗下唯一新能源整合平臺(tái)華電新能（持 股 31.03%）。2014 年公司被確立為華電集團(tuán)旗下常規(guī)能源核心整合平臺(tái)，2021 年確立 華電國(guó)際為集團(tuán)以清潔能源為主的常規(guī)能源整合平臺(tái)。截至 2021 年底，集團(tuán)旗下已投運(yùn) 未上市火電資產(chǎn)約 52gw、水電資產(chǎn)約 22gw。剝離新能源資產(chǎn)并注入華電新能，通過(guò)參股方式發(fā)展新能源業(yè)務(wù)。2021 年，集團(tuán)在 雙碳戰(zhàn)略下重新修訂戰(zhàn)略目標(biāo)，并進(jìn)行集團(tuán)內(nèi)部資產(chǎn)重整，將華電福新、華電國(guó)際旗下全部以及集團(tuán)旗下部分新能源資產(chǎn)注入華電新能，確立華電新能為集團(tuán)唯一新能源整合平臺(tái)。 其中華電國(guó)際將其旗下持有的 17 家新能

4、源公司（截至 2020 年在運(yùn)/在建分別為 403/175 萬(wàn)千瓦）作價(jià)不高于 136 億元注入華電新能，現(xiàn)金不低于 76 億，合計(jì) 212 億元出資認(rèn)購(gòu) 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(jī)共 2737 萬(wàn)千瓦，其中風(fēng)電 2087 萬(wàn) 千瓦，光伏 651 萬(wàn)千瓦；2021 年實(shí)現(xiàn)營(yíng)收 216 億元，歸母凈利潤(rùn) 72.3 億元。華電新能 作為集團(tuán)旗下唯一新能源整合平臺(tái)，預(yù)計(jì)集團(tuán)十四五新能源計(jì)劃將主要由華電新能承擔(dān)， 公司持有華電新能大額股份，有望通過(guò)多能互補(bǔ)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(wù)打造第二成長(zhǎng)曲線以火電水電為主的常規(guī)能源運(yùn)營(yíng)平臺(tái)，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(jī)占 比逐年提升。2021 年集團(tuán)將湖南區(qū)域火電資產(chǎn)注入公司，同時(shí)剝離公司新能源，此消彼 長(zhǎng)下公司 2021 年清潔能源裝機(jī)占比大幅下降。 新型電力系統(tǒng)下，公司常規(guī)能源調(diào)峰功能凸顯，價(jià)值有望被重新定義。此外，公司將 開拓綜合能源服務(wù)市場(chǎng)，積極參與電網(wǎng)需求側(cè)響應(yīng)，推動(dòng)發(fā)展多能互補(bǔ)等新商業(yè)模式；加 快儲(chǔ)能等綠色發(fā)展新業(yè)態(tài)，大力推進(jìn)抽水蓄能項(xiàng)目發(fā)展。截至 2021 年底

6、，公司已獲得抽 水蓄能開發(fā)權(quán)超千萬(wàn)千瓦，并在山東、安徽等 8 各區(qū)域設(shè)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(shí)。展望未來(lái)，抽水蓄能與售電等服務(wù)有望成為公司新 的業(yè)績(jī)?cè)鲩L(zhǎng)點(diǎn)。2、缺電倒逼電改，舊能源價(jià)值有望重估2.1、電量緊張負(fù)荷更缺，火力發(fā)電調(diào)峰地位不可忽視短期電力需求增速下滑，碳中和推動(dòng)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(huì)用電量與 GDP 發(fā)展休戚相關(guān)，2000-2010 年受益于經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展，全社會(huì) 用電量 CAGR 高達(dá) 12.02%；2011-2020 年隨著經(jīng)濟(jì)發(fā)展速度回落，全社會(huì)用電量 CAGR 下滑至 5.36%。而 2021

7、年碳中和戰(zhàn)略推動(dòng)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型與全社會(huì)電氣化加速，全 社會(huì)用電量增速回升至 10.68%。中電聯(lián)預(yù)測(cè)，十四五期間我國(guó)將構(gòu)建新發(fā)展格局，一系 列舉措將帶動(dòng)電力需求保持剛性、持續(xù)增長(zhǎng)。預(yù)計(jì) 2025 年我國(guó)全社會(huì)用電量為 9.5 萬(wàn)億 千瓦時(shí)，“十四五”期間復(fù)合年均增速為 4.8%。清潔電源增量無(wú)法滿足用電需求增量，火電利用小時(shí)數(shù)必須保持較高水平。水電方面， “十四五”最后一輪投產(chǎn)高峰帶來(lái) 4000 千瓦總新增裝機(jī)，提供約 1600 億千瓦時(shí)/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(chǎn) 11-13 臺(tái)，只能提供約 1000 億千瓦時(shí)/年發(fā)電增量。新能源方面，中性至樂(lè)觀預(yù)期“十四五

8、”復(fù)合裝機(jī)增速 20%-30%，但由于新能源裝機(jī)基數(shù)較低，十四五期間僅能提供約 1700-2600 億千瓦時(shí)/ 年發(fā)電增量。綜上清潔能源十四五期間合計(jì)僅能支撐年用電增速 2.6%-3.6%，而中電聯(lián)預(yù) 測(cè)十四五期間我國(guó)全社會(huì)用電復(fù)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(bǔ)齊。但是 2017 年煤電供給側(cè)改革后，煤電裝機(jī)增速顯著下滑，在裝機(jī)容量增速有限 的情況下，我們測(cè)算火電利用小時(shí)數(shù)必須保持在 4600-4700 小時(shí)，較 2021 年提升 100- 200 小時(shí)，火電資產(chǎn)在發(fā)電結(jié)構(gòu)中不可或缺。除電量緊缺外，負(fù)荷緊缺更加棘手，新能源難以支撐瞬時(shí)負(fù)荷增長(zhǎng)。隨著我國(guó)空調(diào)普 及、第

9、三產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)居民用電增長(zhǎng)（受人類自然作息影響強(qiáng)烈），我國(guó)當(dāng)前用電“日內(nèi)雙 峰、冬夏雙峰”特征日益明顯，最高用電負(fù)荷增長(zhǎng)速度持續(xù)高于用電量增長(zhǎng)速度。但 “十 四五”期間我國(guó)傳統(tǒng)電源增速不足，主要電源增量為新能源，受“極熱無(wú)風(fēng)、晚峰無(wú)光” 特點(diǎn)影響，新能源只能滿足電量需求，對(duì)瞬時(shí)負(fù)荷的支撐能力有限。未來(lái)負(fù)荷緊張的情況 下，火電對(duì)于負(fù)荷增長(zhǎng)的支撐不可忽視。在火電利用小時(shí)小幅提升背后，隱藏著重要的調(diào)峰責(zé)任。在不同裝機(jī)及用電結(jié)構(gòu)下， 相同的火電利用小時(shí)數(shù)所體現(xiàn)出的供應(yīng)緊張形勢(shì)可能大相徑庭：（1）當(dāng)新能源比例提高 時(shí)，火電需要應(yīng)對(duì)新能源出力不穩(wěn)定帶來(lái)的頻繁波動(dòng)。這都將導(dǎo)致火電出力波動(dòng)范圍大幅 增加，實(shí)際上

10、降低了火電的利用小時(shí)數(shù)。（2）尖峰負(fù)荷短時(shí)負(fù)荷高、持續(xù)時(shí)間短，如果 用火電保證尖峰時(shí)段電力供應(yīng)，也將導(dǎo)致火電利用小時(shí)數(shù)下降。因此，未來(lái)幾年電力供應(yīng) 緊張形勢(shì)要遠(yuǎn)比火電利用小時(shí)數(shù)小幅提升所體現(xiàn)的嚴(yán)重的多，火電承擔(dān)著重要的調(diào)峰責(zé)任， 火電資產(chǎn)的價(jià)值需要重估。量化測(cè)算，我們判斷我國(guó)用電負(fù)荷增速將大于用電量增速，按照水電保證容量系數(shù) 70%、風(fēng)電 10%、光伏 0%計(jì)算，我國(guó)電力系統(tǒng)備用率（負(fù)荷冗余量）將持續(xù)下降，負(fù)荷 平衡缺口將持續(xù)擴(kuò)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(jìn)一步加劇近期多地電網(wǎng)負(fù)荷創(chuàng)下歷史記錄，夏季電力供需形勢(shì)異常緊張。2022 年 6-7 月，各 地電網(wǎng)負(fù)荷紛紛

11、創(chuàng)下歷史新高。從 8 月份來(lái)看，8 月份一直是我國(guó)夏季高負(fù)荷月份，加上 經(jīng)濟(jì)有望迅速?gòu)?fù)蘇，國(guó)家氣候中心預(yù)期高溫天氣有望持續(xù)，我們預(yù)計(jì) 2022 年 8 月電力供 需形勢(shì)仍將異常緊張。冬季負(fù)荷壓力不亞于夏季，電量壓力則更大。從負(fù)荷來(lái)看，受電采暖占比提升等影響， 冬季最高負(fù)荷逐年提高，已經(jīng)不亞于夏季負(fù)荷。而且冬季相比于夏季，在負(fù)荷供應(yīng)方面還 有如下劣勢(shì)：（1）我國(guó)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(shí)， 可能出現(xiàn)無(wú)風(fēng)或者風(fēng)機(jī)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(fù)荷壓力不亞于夏季。綜上，受冬季負(fù)荷增長(zhǎng)，水電、氣電出力受限等影響，冬 季實(shí)際備用率略低

12、于夏季，今年冬季電力供需形勢(shì)可能比夏季更為嚴(yán)峻。從電量來(lái)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(yán)峻。2.3、電價(jià)機(jī)制逐步理順，煤電價(jià)值迎來(lái)重估煤電具備“壓艙石”功能，在煤電政策調(diào)整預(yù)期下煤電價(jià)值有望迎來(lái)重估。如 2.1 節(jié) 所述，我們強(qiáng)調(diào)了煤電的“壓艙石”作用：（1）由于清潔能源無(wú)法支撐用電需求增長(zhǎng)， 電量缺口需要火電彌補(bǔ)；（2）尖峰負(fù)荷突出，新能源出力不穩(wěn)定，煤電承擔(dān)調(diào)節(jié)負(fù)荷的 重任。正是因?yàn)槊弘娙绱酥匾淖饔?，煤電不?yīng)該被認(rèn)為是“負(fù)資產(chǎn)”，一系列針對(duì)煤電 的政策有望給予煤電相應(yīng)的價(jià)值。 2021 年限電倒逼電改，燃煤發(fā)電進(jìn)一步

13、市場(chǎng)化。2021 年 9 月多因素引發(fā)電荒，引 爆點(diǎn)源于極端煤價(jià)下煤電企業(yè)現(xiàn)金流虧損，“計(jì)劃電-市場(chǎng)煤”矛盾集中爆發(fā)。2021 年 10 月 11 日國(guó)家發(fā)改委印發(fā)關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知。除 允許電價(jià)上浮 20%外，文件更重要的是堵住了 2015 年改革以來(lái)的諸多漏洞：1）計(jì)劃與 市場(chǎng)的雙軌制漏洞；2）地方政府干預(yù)交易結(jié)果的漏洞。2022 煤價(jià)持續(xù)高位，Q3 電力供應(yīng)不容有失，國(guó)家控煤價(jià)決心不容置疑。2022 年年 初至今我國(guó)煤價(jià)仍維持高位水平，國(guó)家發(fā)改委于 2022 年 2 月發(fā)布 303 號(hào)文，后連發(fā)數(shù)文 控煤價(jià)，并于 6 月明確“欠一補(bǔ)三”懲罰措施，7 月提出三個(gè)

14、“100%”要求。當(dāng)前我國(guó) 經(jīng)濟(jì)面臨極大下行壓力，Q3 決定全年經(jīng)濟(jì)增速，電力供應(yīng)不容有失。我們認(rèn)為當(dāng)前宏觀經(jīng)濟(jì)背景及電力供需格局下，國(guó)家 控煤價(jià)決心不容置疑，短期通過(guò)行政手段控制煤價(jià)，煤電長(zhǎng)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(shí)困難，電力行業(yè)仍需長(zhǎng)效機(jī)制。我們分析建立成本傳 導(dǎo)機(jī)制首先要推進(jìn)電力市場(chǎng)改革，主要表現(xiàn)在省間市場(chǎng)、現(xiàn)貨市場(chǎng)、容量機(jī)制等方面。 解決能源轉(zhuǎn)型下新能源發(fā)電隨機(jī)性間歇性矛盾，需要依靠（1）增加聯(lián)網(wǎng) 建設(shè)全國(guó)電 力市場(chǎng)；（2）實(shí)時(shí)價(jià)格信號(hào)調(diào)節(jié)供需關(guān)系 建立電力現(xiàn)貨市場(chǎng)；（3）保障調(diào)峰機(jī)組 收益 建立容量電價(jià)機(jī)制。建立以新能源為主體的

15、新型電力系統(tǒng)，需要通過(guò)上述市場(chǎng) 機(jī)制緩解新能源發(fā)展導(dǎo)致的能源不可能三角難題即綠色、經(jīng)濟(jì)、安全目標(biāo)之間存 在權(quán)衡關(guān)系。在完善的電力市場(chǎng)化機(jī)制基礎(chǔ)上，雙碳政策方能自上而下逐步提高約束力 度，激勵(lì)企業(yè)減碳與新能源投資。預(yù)計(jì)煤電容量電價(jià)將是未來(lái)的必然趨勢(shì)，進(jìn)一步轉(zhuǎn)變煤電收益結(jié)構(gòu)。新能源保證容量 系數(shù)較低，而儲(chǔ)能成本較高，在保供壓力與決心下，預(yù)期政策上將進(jìn)一步轉(zhuǎn)變煤電收益結(jié) 構(gòu)，設(shè)置容量電價(jià)。更細(xì)分來(lái)看，國(guó)際上發(fā)電容量成本的回收通常采用三類機(jī)制：稀缺電 價(jià)、容量市場(chǎng)、容量成本補(bǔ)償；國(guó)內(nèi)目前的基本思路是以容量成本補(bǔ)償（政府制定容量電 價(jià)標(biāo)準(zhǔn)）為主，未來(lái)逐步探索容量市場(chǎng)。從結(jié)果來(lái)看，容量電價(jià)有利于保護(hù)能耗水

16、平存在 劣勢(shì)但具有一定靈活性調(diào)節(jié)能力的發(fā)電資源，提高設(shè)備利用率，利好煤電盈利能力修復(fù)?，F(xiàn)貨市場(chǎng)改革暢通火電成本傳導(dǎo)機(jī)制，山東地區(qū)日前加權(quán)平均電價(jià)高于標(biāo)桿電價(jià)。以 公司火電裝機(jī)容量最大的山東為例，山東省為我國(guó)首批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)城市，于 2019 年 6 月 21 日啟動(dòng)試運(yùn)行；2021 年 12 月山東省總消費(fèi)量 676 億千瓦時(shí)，其中中長(zhǎng)期交 易量與日前現(xiàn)貨交易量分別約為 275、200 億千瓦時(shí)；2022 年 1 月 1 日山東省正式進(jìn)入 長(zhǎng)周期連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行。電價(jià)方面，2022 年 6 月 18 日-7 月 18 日山東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)日前 加權(quán)電價(jià)均高于燃煤標(biāo)桿價(jià)，高電價(jià)在用電緊張下或?qū)⒀?/p>

17、續(xù)。從長(zhǎng)遠(yuǎn)角度來(lái)看，在現(xiàn)貨市 場(chǎng)良好的價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制下，電力市場(chǎng)機(jī)制將更加完善。南方兩個(gè)細(xì)則發(fā)布，提高調(diào)峰補(bǔ)償、明確成本疏導(dǎo)，火電有望受益。2022 年 6 月南 方能監(jiān)局發(fā)布南方版“兩個(gè)細(xì)則”（南方區(qū)域電力并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則、南方區(qū) 域電力輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則等），在其列舉的所有輔助服務(wù)類型中，最重要的就是調(diào) 峰。本次“兩個(gè)細(xì)則”大幅提高燃煤機(jī)組深度調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，尤其是深度調(diào)峰 40%以下提 升至 792 元/MWh 和 1188 元/MWh。此次“兩個(gè)細(xì)則”解決輔助服務(wù)費(fèi)用成本傳導(dǎo)問(wèn) 題，按照“誰(shuí)提供、誰(shuí)獲利；誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔(dān)”的原則，分?jǐn)傊黧w引入市場(chǎng)化電力用戶， 發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體將直接受益。

18、煤電與氣電運(yùn)行原理存在相似性，容量電價(jià)有助于穩(wěn)定煤電企業(yè)利潤(rùn)。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(jī)組標(biāo)桿電價(jià)，在這一政策機(jī) 制下，發(fā)電企業(yè)在天然氣價(jià)格低時(shí)，多發(fā)電就能多盈利；天然氣價(jià)格高過(guò)邊際利潤(rùn)時(shí)，發(fā) 電企業(yè)陷入集體虧損，發(fā)得多就虧得多。此電價(jià)模式下，企業(yè)效益受氣價(jià)波動(dòng)影響大，企 業(yè)經(jīng)營(yíng)非常不穩(wěn)定。氣電當(dāng)時(shí)的困境與如今的煤電存在相似性，隨著江蘇于 2018 年 11月實(shí)施兩部制氣電電價(jià)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(jià)政策 的實(shí)施，同樣將有助于穩(wěn)定煤電企業(yè)的利潤(rùn)穩(wěn)定，助力優(yōu)質(zhì)煤電企業(yè)走出困境。3、短期看煤價(jià)回歸合理，中長(zhǎng)期看火電盈

19、利模式變革3.1、背靠華電集團(tuán)從山東走向全國(guó)的火電龍頭國(guó)內(nèi)第四大火電企業(yè)，華電集團(tuán)持續(xù)注入火電資產(chǎn)增厚公司業(yè)績(jī)。截至 2022 年 3 月， 公司火電控股裝機(jī) 5095 萬(wàn)千瓦，為國(guó)內(nèi)第四大火電企業(yè)，僅次于華能國(guó)際、國(guó)電電力與 大唐發(fā)電。自 2014 年集團(tuán)向公司承諾其常規(guī)能源最終整合平臺(tái)地位后，2015-2021 年集 團(tuán)先后三次向公司注入湖北、湖南區(qū)域優(yōu)質(zhì)火電資產(chǎn)，集團(tuán)資產(chǎn)注入不僅使得公司完成了 湖北湖南區(qū)域的業(yè)務(wù)布局，由于注入公司凈資產(chǎn)收益率需高于華電國(guó)際，則注入后將增厚 公司業(yè)績(jī)。截至 2021 年底，集團(tuán)內(nèi)已投運(yùn)非上市火電資產(chǎn)裝機(jī)高達(dá) 5165 萬(wàn)千瓦，主要 分布在江蘇、內(nèi)蒙古、新疆

20、等地，若未來(lái)滿足條件時(shí)注入公司將持續(xù)增厚公司業(yè)績(jī)。起于山東，有望受益于山東輔助服務(wù)市場(chǎng)；走向全國(guó)，借助集團(tuán)實(shí)力實(shí)現(xiàn)擴(kuò)張。公司 原為山東省電力公司絕對(duì)控股的地方電力運(yùn)營(yíng)商，于 2003 年電力體制改革后劃分給華電 集團(tuán)。自成立以來(lái)公司在山東省火電控股裝機(jī)一直占據(jù)公司火電控股裝機(jī)總量絕對(duì)份額， 2004 年占比高達(dá) 58%，后經(jīng)過(guò)自建與集團(tuán)注入資產(chǎn)等，公司資產(chǎn)擴(kuò)張至國(guó)內(nèi)十二個(gè)省份， 截至 2022 年 3 月山東省火電控股裝機(jī)仍占據(jù)公司 37%份額，其他火電資產(chǎn)主要分布在電 力負(fù)荷中心或煤礦區(qū)域附近。 山東作為公司優(yōu)勢(shì)省份，其電力輔助服務(wù)市場(chǎng)環(huán)境直接影響公司業(yè)績(jī)。一方面，山東 作為國(guó)內(nèi)用電大省、新

21、能源裝機(jī)大省，火電維護(hù)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(jī)制一直走在國(guó)內(nèi)前列，于 2021 年 9 月推出電力輔助服務(wù)管理辦法，公司 有望在山東省電力體制改革市場(chǎng)中受益。火電機(jī)組改造升級(jí)，供電煤耗改善成績(jī)優(yōu)異。截至 2022 年 3 月，公司 30 萬(wàn)千瓦及 以上火電機(jī)組占比超過(guò) 90%，60 萬(wàn)千瓦裝機(jī)占比約 60%，且全部燃煤機(jī)組達(dá)到超低排放 要求，30 萬(wàn)千瓦及以下的機(jī)組已全部完成供熱改造，為公司參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)奠定了優(yōu)勢(shì)。 公司持續(xù)進(jìn)行火電機(jī)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(jī)組均達(dá)到超低排放要求，供電煤耗累計(jì)完成 288

22、 克/千瓦時(shí)，同比降低 2 克/千瓦 時(shí)，在國(guó)內(nèi)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(lái)源保障同時(shí)貢獻(xiàn)業(yè)績(jī)。公司參控股了多家煤炭企業(yè)， 權(quán)益產(chǎn)能超過(guò) 1244 萬(wàn)噸/年，2021 年權(quán)益收益超過(guò) 13.3 億元，其中最核心的為華電煤 業(yè)集團(tuán)。華電煤業(yè)與公司為同一控股股東，年產(chǎn)能 5000 萬(wàn)噸/年，為國(guó)內(nèi)第 13 大煤礦企 業(yè)，并在智能化建設(shè)中卓有建設(shè)，于 2020 年獲得第六屆中國(guó)工業(yè)大獎(jiǎng)表彰獎(jiǎng)。另外公司 控股的興旺露天煤礦于 2021 年 11 月由集團(tuán)批準(zhǔn)復(fù)工復(fù)產(chǎn)，2022 年將按照 60 萬(wàn)噸/年組 織生產(chǎn)，同時(shí) 2022 年 9 月起實(shí)施 300 萬(wàn)噸/年技術(shù)改造工程，

23、預(yù)計(jì) 2023 年實(shí)現(xiàn)滿產(chǎn)。 公司通過(guò)參控股煤炭企業(yè)提高對(duì)煤炭資源的保障，在煤價(jià)高位時(shí)期能夠有效控制燃料成本， 同時(shí)為公司提供投資收益。3.2、極高煤價(jià)致嚴(yán)重虧損，電價(jià)上漲疊加缺電業(yè)績(jī)修復(fù)彈性巨大現(xiàn)階段公司業(yè)績(jī)?nèi)砸曰痣姙榻^對(duì)主導(dǎo)，2021 年煤價(jià)高漲致公司錄得極值虧損。公司 發(fā)電業(yè)務(wù)為標(biāo)準(zhǔn)的“一火獨(dú)大”模式，長(zhǎng)期以火力發(fā)電為主，2021 年火電發(fā)電量占比超 過(guò) 90%。盡管 2021 年 10 月發(fā)改委發(fā)文將電價(jià)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(zhǎng)協(xié)（未漲價(jià)），使得公司 2021 年全年平均上網(wǎng)電價(jià)漲幅僅 6.27%， 而公司入爐標(biāo)煤漲幅達(dá)到 71%，遠(yuǎn)超上網(wǎng)電價(jià)漲幅

24、；同時(shí)公司多家煤電廠經(jīng)營(yíng)不善，計(jì)提 資產(chǎn)減值，多重壓力下使得 2021 年公司虧損達(dá)到 49.65 億元，扣非后虧損 83.68 億元， 為歷史極值。計(jì)提大額減值主要系全資煤礦企業(yè)股權(quán)處置，現(xiàn)存參控股煤礦資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)無(wú)減值憂慮。 2021 年公司各類減值損失超過(guò) 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(zhǎng)期虧損，進(jìn)行股權(quán)處置；另一方面由于煤價(jià)高企致使多個(gè)公司火電 廠經(jīng)營(yíng)不良計(jì)提減值。2017-2021 年經(jīng)過(guò)多家煤礦資產(chǎn)處置，目前參控股煤礦中核心企 業(yè)華電煤業(yè)業(yè)績(jī)優(yōu)良暫無(wú)減值風(fēng)險(xiǎn)；控股的興旺露天煤礦于 2018 年 7 月獲得初步設(shè)計(jì)批 復(fù)，2021 年 11 月

25、復(fù)工復(fù)產(chǎn)，將于 2022 年 9 月開始技改擴(kuò)建，興旺露天煤礦經(jīng)嚴(yán)格審查 后批準(zhǔn)擴(kuò)建，預(yù)計(jì)其短期內(nèi)減值風(fēng)險(xiǎn)較低。2021 年公司經(jīng)營(yíng)性現(xiàn)金流表現(xiàn)不佳，或與公司電源結(jié)構(gòu)單一有關(guān)。2021 年煤價(jià)大幅 上漲且長(zhǎng)期維持高位，使得火電運(yùn)營(yíng)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(guó)際經(jīng)營(yíng)性現(xiàn)金流為負(fù)，我們推測(cè)這可能與公司電源結(jié)構(gòu)相關(guān)，其他火電企業(yè)均擁有不同 規(guī)模的新能源裝機(jī)與水電裝機(jī)，為其補(bǔ)充經(jīng)營(yíng)性現(xiàn)金流，而華電國(guó)際火電裝機(jī)占比最高， 達(dá)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?xì)獬杀荆?一方面公司燃機(jī)裝機(jī)占比遠(yuǎn)高于其他火電龍頭，使得公司單位燃料成本長(zhǎng)期

26、高于其他火電 企業(yè)；另一方面，可能是因?yàn)楣鹃L(zhǎng)協(xié)煤覆蓋率較低。電價(jià)有望維持高位漲幅，同時(shí)煤價(jià)下滑與長(zhǎng)協(xié)率提升將助力火電運(yùn)營(yíng)商走出至暗時(shí)刻。 從實(shí)踐上，自 2021 年 10 月放開電價(jià)以來(lái)，我國(guó)多省電價(jià)頂格上浮，且漲幅延續(xù)至 2022 年 6 月。我們統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)公司主要售電區(qū)域最新市場(chǎng)化交易電價(jià)呈不同幅度的上漲，火電維 持在 20%漲幅上下。并且公司市場(chǎng)化交易電量持續(xù)提升，2022 年一季度，公司市場(chǎng)化交 易電量占比達(dá)到 85.75%。市場(chǎng)化交易電價(jià)上漲以及公司市場(chǎng)化交易電量提升將推動(dòng)公司上網(wǎng)平均價(jià)提升，從而提振業(yè)績(jī)。十四五期間我國(guó)電力供給將長(zhǎng)期緊張，有望支撐市場(chǎng)化 電價(jià)維持高位。電價(jià)維持高位漲

27、幅，電量短期下滑，長(zhǎng)協(xié)比例提升預(yù)期下 Q3 有望反彈。公司發(fā)布 22H1 業(yè) 績(jī) 公 告 ， 預(yù) 計(jì) 22H1 扣 非 后 歸 母 凈 利 10.9-14.2 億元（調(diào)整后 yoy +2%+33%），優(yōu)于華能國(guó)際（預(yù)計(jì)扣非后歸母凈利虧損 3540.4 億元）。單季度來(lái)看， 公司扣非歸母凈利由 21Q4 虧損 74.14 億元扭轉(zhuǎn)至 22Q1 盈利 4.5 億元，預(yù)計(jì) 22Q2 盈利 6.4-9.7 億元。根據(jù)公司經(jīng)營(yíng)數(shù)據(jù)與煤價(jià)情況，我們推測(cè) 22Q1 較 21Q4 好轉(zhuǎn)主要受電價(jià) 上漲影響，22Q2 受影響電量下滑火電業(yè)績(jī)或繼續(xù)承壓。電量方面，公司 2022H1 火電上網(wǎng)電量 898.45 億

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

29、限價(jià)內(nèi)長(zhǎng)協(xié)煤比例持續(xù)提升，則綜合入爐煤價(jià)有望進(jìn)一步下降，若公司電價(jià)維持不變， 2022Q3 火電業(yè)績(jī)或?qū)⒊掷m(xù)反彈。我們測(cè)算公司綜合入爐煤?jiǎn)蝺r(jià)（5500 大卡）每降低 100 元/噸，歸母凈利潤(rùn)可增加 46.71 億元。假設(shè)公司 2022 年煤電發(fā)電量為 2200 億千瓦時(shí)，度電煤耗為 290 克/千瓦 時(shí)（標(biāo)煤），煤電分部歸母凈利潤(rùn)占凈利潤(rùn)比例為 65%，則公司綜合入爐煤價(jià)（5500 大 卡）每降低 100 元/噸，可為公司帶來(lái) 46.71 億元?dú)w母凈利潤(rùn)增厚。我們測(cè)算公司符合 770 元/噸限價(jià)標(biāo)準(zhǔn)的長(zhǎng)協(xié)煤占比每提升 10%，綜合入爐煤價(jià)可降 低 38.5 元/噸，對(duì)應(yīng)年化歸母凈利潤(rùn)增厚 1

30、7.98 億元。根據(jù)業(yè)績(jī)數(shù)據(jù)推算（火電小幅虧 損，總利潤(rùn)為正），我們分析公司 2022 年一季度符合港口 770 元/噸限價(jià)標(biāo)準(zhǔn)的長(zhǎng)協(xié)煤 炭比例在 40%左右（假設(shè)剩余部分符合港口 1155 元/噸限價(jià)標(biāo)準(zhǔn)）。我們測(cè)算當(dāng)公司符 合 770 元/噸的長(zhǎng)協(xié)煤比例每提升 10%，對(duì)應(yīng)綜合煤價(jià)（5500 大卡）可下降 38.5 元/噸， 在電價(jià)不變情況下，歸母凈利潤(rùn)可提升 17.98 億元。若公司符合 770 元/噸限價(jià)標(biāo)準(zhǔn)的的 長(zhǎng)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(rùn)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(fù)工復(fù)產(chǎn)疊加高溫天氣，公司火電機(jī)組主要區(qū)域負(fù)荷創(chuàng)新高。隨著復(fù)產(chǎn)復(fù)工及創(chuàng)紀(jì)錄 高溫天氣持續(xù)，近期多地電網(wǎng)創(chuàng)下歷史負(fù)荷新高，公司火電裝機(jī)主要省份山東與廣東最高 負(fù)荷均創(chuàng)歷史新高，四川省最高負(fù)荷超過(guò)去年同期，盡管 2021-2022 年多省已出臺(tái)輔助 服務(wù)政策，但當(dāng)前我國(guó)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(guān)于統(tǒng) 一啟動(dòng) C 級(jí)有序用電的函，根據(jù) 8 月 8 日用電缺口同意啟動(dòng) C 級(jí) 1250 萬(wàn)千瓦有序用電 措施。山東作為公司火電裝機(jī)占比最大的省份，面臨嚴(yán)峻的新能源消納壓力。山東省 2021 年總裝機(jī)達(dá)到 173.34GW，其中火電約 116GW，占比 66.9%，

32、新能源總裝機(jī) 52.85GW， 風(fēng)電、光伏分別為 19.42GW 和 33.43GW，總計(jì)占比達(dá)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(yù)計(jì)到 2025 年，山東省電力總裝機(jī)將達(dá) 到 210GW，其中新能源裝機(jī)預(yù)計(jì)可達(dá) 90GW，占比將達(dá)到 43%。與之相比，同樣作為用 電大省，廣東省 2025 年預(yù)計(jì)電力總裝機(jī) 180GW，其中新能源裝機(jī) 42GW，占比僅 24%， 而廣東省的抽水蓄能和燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)量都位居全國(guó)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(lái)電主要通過(guò)特高壓電網(wǎng)接受華北、西北、東北的外來(lái)電力。通

33、過(guò)800kV 扎魯特青州（10000MW）接受東北送電，通過(guò)800kV 上海廟臨沂（10000MW）和660kV 銀川東青島（4000MW）接受西北送電，通過(guò)濟(jì)南天津南、濟(jì)南石家莊、 棗莊石家莊共 6 回 1000kV 線路接受華北電網(wǎng)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(jìn)一步提升，預(yù)計(jì)山東省年外來(lái)受電量將達(dá)到 1700 億 千瓦時(shí)。由于特高壓直流輸電基本不具備調(diào)峰能力，大量的外來(lái)電也給山東省調(diào)峰帶來(lái)了 很大的壓力。綜上所述，在未來(lái)電源和電網(wǎng)規(guī)劃下，山東省電力系統(tǒng)仍面臨以下問(wèn)題：1）山東省 新能源裝機(jī)規(guī)劃量很高，煤電現(xiàn)有裝機(jī)量全國(guó)第一，在用電低谷時(shí)要壓低煤電

34、出力，給電 網(wǎng)調(diào)峰帶來(lái)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(lái)電比例將進(jìn)一步提高。特高壓直流基本不具備調(diào)峰能力，也 給山東電網(wǎng)調(diào)峰帶來(lái)了很大的壓力。我們認(rèn)為，極高的調(diào)峰壓力將為山東省火電容量電價(jià) 的推行提供有利背景。容量市場(chǎng)暫未運(yùn)行，山東現(xiàn)貨電力市場(chǎng)容量補(bǔ)償機(jī)制率先推行。山東省發(fā)改委于 2022 年 3 月 30 日發(fā)布關(guān)于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知，通知規(guī)定山 東容量市場(chǎng)運(yùn)行前，參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶側(cè)收取，電價(jià)標(biāo)準(zhǔn) 暫定為每千瓦時(shí) 0.0991 元。發(fā)電側(cè)方面，綜合考慮發(fā)電機(jī)組類型、投產(chǎn)年限、可用

35、狀態(tài) 等因素，以容量補(bǔ)償方式補(bǔ)償發(fā)電機(jī)組固定成本。隨著容量市場(chǎng)的發(fā)展，公司有望獲得容 量電價(jià)兜底，業(yè)績(jī)將更加穩(wěn)定。4、集團(tuán)資產(chǎn)重整，參股華電新能（31%）打開成長(zhǎng)空間華電新能為華電集團(tuán)旗下唯一新能源資產(chǎn)整合平臺(tái)。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(qiáng)強(qiáng)聯(lián)合重組而成，于 2012 年成功在港 股上市。2020 年，為推動(dòng)新能源發(fā)展提速，加快實(shí)現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型，華電福新自港股退市。 2020-2021 年華電新能通過(guò)無(wú)償劃轉(zhuǎn)、非公開協(xié)議增資以及非公開協(xié)議轉(zhuǎn)讓等方式，合 計(jì)受讓華電福新、華電國(guó)際、中國(guó)華電及其附屬公司超 2500 萬(wàn)千瓦裝機(jī)，華電新能被確 立為華電

36、集團(tuán)旗下唯一新能源資產(chǎn)整合平臺(tái)。截至 2021 年底，華電新能控股裝機(jī)達(dá)到 2737 萬(wàn)千瓦，裝機(jī)規(guī)模僅次于龍?jiān)措娏Α?華電新能資產(chǎn)遍布國(guó)內(nèi) 30 個(gè)省市，其中風(fēng)電項(xiàng)目主要位于新疆、甘肅、內(nèi)蒙古以及吉林 等風(fēng)資源富集區(qū)，2019-2021 年風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)維持在 2000 小時(shí)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(rùn)達(dá)到 2.86 億元，高于三峽能源（2.68 億元/GW）、龍?jiān)措娏Γ?.1 億元/GW）。華電集團(tuán)十四五規(guī)劃新增 75GW 新能源，華電新能計(jì)劃裝機(jī)達(dá)到 100GW。根據(jù)集 團(tuán)和華電新能的規(guī)劃，華電集團(tuán)明確“十四五”新增新能源裝機(jī) 7500 萬(wàn)千

37、瓦；而華電新 能規(guī)劃至 2025 年末，新能源裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到 1 億千瓦級(jí)，利潤(rùn)確保突破 100 億元級(jí)，凈 資產(chǎn)收益率達(dá)到 10%。截至 2022 年 3 月底，華電新能在建新能源合計(jì) 325.55 萬(wàn)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(zhǎng)。華電新能作為華 電集團(tuán)核電業(yè)務(wù)的投資平臺(tái)，未來(lái)發(fā)展重點(diǎn)也在于通過(guò)參股方式擴(kuò)大核電市場(chǎng)權(quán)益。截至 2021 年 6 月底，華電新能擁有核電在運(yùn)權(quán)益裝機(jī)達(dá) 240 萬(wàn)千瓦，目前華電新能持有福清核電站 39%股權(quán)、三門核電站 10%股權(quán)，另外還持有協(xié)合新能源 9.79%的股權(quán)，受參股 公司盈利增長(zhǎng)的

38、影響，2021 年華電新能對(duì)聯(lián)營(yíng)企業(yè)和合營(yíng)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(quán)益法進(jìn)行核算，公司將享 受被投資企業(yè)（華電新能）當(dāng)期實(shí)現(xiàn)的凈利潤(rùn)，因此華電新能業(yè)績(jī)的高速增長(zhǎng)將直接帶來(lái) 華電國(guó)際投資收益的高增。從下兩圖可以看出，由于資產(chǎn)注入增厚利潤(rùn)，2021 年華電新 能實(shí)現(xiàn)凈利潤(rùn) 78.4 億元，較去年增長(zhǎng) 77%，當(dāng)年華電國(guó)際對(duì)聯(lián)營(yíng)合營(yíng)企業(yè)的投資收益也 大幅增長(zhǎng)，達(dá)到約 25 億元。5、抽水蓄能打開水電第二成長(zhǎng)空間，多元新興業(yè)務(wù)再發(fā)力集團(tuán)旗下已投運(yùn)未上市水電高達(dá) 22GW，公司作為集團(tuán)旗下常規(guī)能源最終整合平臺(tái)， 存在資產(chǎn)注入可能。截至 2020 年底，集團(tuán)擁有在運(yùn)水電 2741 萬(wàn)千瓦，其中華電國(guó)際在 四川與河北擁有 240 萬(wàn)千瓦，黔源電力在貴州擁有 323 萬(wàn)千瓦，其余 2178 萬(wàn)千瓦為未 上市裝機(jī)，集中在烏江水電與金中公司。2021 年 6 月集團(tuán)確立公司以清潔能源為主的常規(guī)能源整合平臺(tái)地位后，公司在年報(bào) 中提出將“依托水電、氣電實(shí)質(zhì)性提升清潔能