转型已现成效弱化煤价上涨拖累，储能争取先发优势

2021 年营收增长稳健，净利润受煤价拖累。全年收入稳中有升，业绩较快增长。2021 全年实现营收 347.34 亿元（+22.2%），归母净利润-5.16 亿元（-130.2%），公司营收保持增长，受煤价上涨影响，火电板块亏损较大，拖累整体利润。 清洁能源装机提升，2022 年将进一步加速。截止 2021 年末，公司合并装机容量 28931.9MW，同比增加 2086.1MW。2021 年公司风电、光伏发电及气电的合并装机容量分别增加 1972、1217、121MW，而煤电则减少 1200MW，清洁能源合并装机容量占比净增长 8.18pct。其中，清洁能源包括水电、风电、光伏发电及气电合并装机 15091.9MW，占比较上年提升 8.18pct 至 52.16%。根据公司指引，2022 年新能源装机有望达到 7GW。 转型成效体现，弱化煤价上涨对整体业绩影响。从分部收入来看，风电 34.0亿元（+68.9%）、光伏 33.3 亿元（+22.0%）、火电 220.7 亿元（+24.6%）、水电 53.5 亿元（-10.5%）、储能 5.8 亿元。从分部净利润来看，风电 12.58亿元（+86.1%）、光伏 5.74 亿元（+6.2%）、火电-20.84 亿元（-498.6%）、水电 9.46 亿元（-38.8%）、储能 0.42 亿元。煤电单位燃料成本上涨 40.9%至 278。总燃料成本增加人民币 70.6 亿元，达到 185 亿元左右，其中中煤价上涨因素导致约 53 亿元成本上涨。 公司布局储能已现成效，具备先发优势，打通辅助服务未雨绸缪。公司与北京海博思创成立新源智储并持股 51%。主要从事储能电站的项目开发与投资，设备研发、工程承包和运营。首个承建项目海阳 101MW/202MWh 储能电站已实现并网。公司成立以来开展储能业务规模近 688MWh，目前公司通过 EPC 总包、电站设备集成等方式参与建设或投资项目 11 个，年内收入 5.8 亿元，净利润 4200 万，经营利润率 11%，净利率约 7.2%。2022 目标落地 3GW 以上储能项目，并进一步发挥技术动能，轻资产技术服务和运营，提升利润水平。 此外，新源智储承建格尔木 100MW/200MWh 共享储能电站，后续有望借此开展电网侧辅助服务业务，为公司未来新能源及储能协同发展积累经验。 风险提示：新能源及储能项目建设不及预期、煤价大幅上涨、电价下降风险。 投资建议：预计公司 2022-2024 年归母净利润 27.2/37.0/47.8 亿元，2023及 2024 年同比增速 36.1%/29.2%；摊薄 EPS 为 0.28/0.38/0.49 元，当前股价对应 PE14.4/10.5/8.2x。公司煤电盈利有望迎来拐点，新能源及储能加速发展，给予 2022 年约 15-16 倍 PE，对应合理估值约 5.1-5.5 港元。首次覆盖，给予“买入”评级。 盈利预测和财务指标 中国电力国际发展有限公司，是一家于2004年3月根据香港《公司条例》在香港注册成立的公共事业公司。公司作为国家电投旗下唯一全国性电力投资开发及运营平台，经多年不断发展，公司的业务从火电业务拓展至水力发电、风力发电、光伏发电、储能等综合能源业务。 公司2004年在香港联交所主板上市 ， 截止2021年末 ， 公司合并装机容量28931.9MW，同比增加2086.1MW。其中，清洁能源包括水电、风电、光伏发电及气电合并装机15091.9MW，占比较上年提升8.18pct至52.16%。2021年内公司风电、光伏发电及气电的合并装机容量分别增加1971.7MW、1217.2兆瓦及121.2MW，而煤电则减少1200MW。 公司于2020年5月被纳入恒生大中型股价值50指数，2021年12月公司配售10.3亿股，募集资金约39亿元。截止2021年末公司总股本108亿股，国家电力投资集团有限公司为公司最终控股股东，持股54.35%。 图1：公司股权结构 全年收入稳中有升，业绩较快增长。2018全年实现营收347.34亿元（+22.18%），归母净利润-5.16亿元（-130.19%），公司营收保持增长，受煤价上涨影响，火电板块亏损较大，拖累整体利润。 图2：公司营业收入及增速（单位：亿元、%） 图3：公司归母净利及增速（单位：亿元、%） 从分部收入来看，风电34.0亿元（+68.9%）、光伏33.3亿元（+22.0%）、火电220.7亿元（+24.6%）、水电53.5亿元（-10.5%）、储能5.8亿元。 从分部净利润来看，风电12.58亿元（+86.1%）、光伏5.74亿元（6.2%）、火电-20.84亿元（-498.6%）、水电9.46亿元（-38.8%）、储能0.42亿元。 受装机增长和运营效率提升，公司风电和光伏业绩快速增长。火电分部亏损主要集中在煤电，煤电约30GW，对应亏损20.84亿元，平均1GW亏损约1.5亿元，低于行业整体平均2亿元的亏损程度，主要得益于公司煤价控制和煤耗控制以及良好的装机运营能力。水电受来水影响，营收及净利润均有下滑。 图4：公司分部收入（单位：亿元） 图5：公司分部净利润（单位：亿元） 随着公司近年转型新能源发电业务，盈利能力不断提升，2020年公司经营利润率和净利率已分别提升至21.5%和10.0%，但由于火电整体2021年净利润亏损20.8亿元，2021年公司经营利润率下降至9.1%，净利率降至0.5%。ROE方面，公司近年稳定提升，至2020年达5.4%，净利率下滑导致ROE降至-1.5%。资产负债率较高达70.31%，较上年末略有下降。 图6：公司经营利润率及净利率下滑 图7：ROE随净利率下滑 经营承压下融资性现金流大幅增长。2021年度公司现金及现金等价物净增加4.35亿元，经营活动净现金为13.4亿元，较2020年的55.0亿元降幅较大。投资活动净现金185.2亿元较2020年157.7亿元有所增长。从资本开支角度来看，清洁能源板块（水电、风电、光伏发电及储能）资本性支出达到149.4亿元（2020年141.4亿元）占投资支出的主要部分。 融资活动净现金176.1亿元，较2020年103.5亿元大幅提升。主要是由于提取银行借贷、处置一家附属公司权益所得款项（25.8亿元）及配售普通股（31.5亿元）所得现金流入增加所致。 煤电板块亏损程度从单位燃料成本观察来看，从197上涨40.9%至278。总燃料成本增加人民币70.6亿元，达到185亿元左右，其中中煤价上涨因素导致约53亿元成本上涨，剩余主要为发电量增加用煤总量增加。 图8：公司现金流情况 图9：流动资产周转情况（元/兆瓦时） 煤炭市场长协价格形成机制发布，力争煤电用煤全覆盖，火电盈利有望迎来拐点。 2022年2月24日，国家发展改革委发布《进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，主要指出： 1）秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570~770元（含税）较为合理，引导煤炭价格在合理区间运行； 2）引导煤、电价格主要通过中长期交易形成。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； 3）健全煤炭价格调控机制，包括提升供需调节能力、强化市场预期管理、加强市场监管。 此外，3月18日国家发展改革委部署开展煤炭中长期合同签订履约专项核查，要求各地和有关企业要对照整改。要签足中长期合同，煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，发电供热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖。要签实中长期合同，每笔煤炭中长期合同必须在合理区间内明确价格水平或执行价格机制。要规范签订中长期合同，要严格合同履约。 新机制下加强执行力度，确保煤电稳定在合理区间，且全长协覆盖后，利于煤企及电企实现双赢。 公司布局储能已现成效，具备先发优势 2021年8月，公司与北京海博思创科技股份有限公司成立新源智储能源发展(北京)有限公司，公司持股51%。主要从事储能电站的项目开发与投资，以及整个电站的设备研发、组装集成、工程承包和运营。首个承建项目海阳101MW/202MWh储能电站已实现并网。整体来看，公司2021年7月开展储能业务以来，规模近688MWh，目前公司通过EPC总包、电站设备集成等方式参与投资管理建设的项目有11个。实现收入达5.8亿元，净利润4200万，经营利润率达11%，净利率约7.2%。2022公司目标落地项目3-5GW，进一步增加研发投入发挥技术动能，采取轻资产运营模式，提升利润率水平。 此外，新源智储承建青海省单体容量最大的共享储能项目，格尔木100MW/200MWh储能电站。后续新源智储有望进一步借此开展电网侧辅助服务业务，为公司未来新能源及储能协同发展积累经验，通过辅助服务等丰富业务模式，为公司创造新增长点。 盈利预测及投资建议： 假设前提： （1）根据公司装机规划及指引，2022和2023年分别投产7GW和7.5GW，2024-2025年分别投产约7.8GW和7.9GW。其中风电及光伏预计为4:6。水电每年平均增长约200MW，火电预计2022年投产2GW火电。 （2）风电利用小时2020及2021年大幅提升，分别达到2110、2355小时，预计未来有所略有回落基本保持平稳，预计2021-2023年平均光伏利用小时分别为2200、2150、2150小时。 光伏利用小时2020及2021年大幅提升，分别达到1433、1547小时，预计未来有所略有回落基本保持平稳，预计2021-2023年平均光伏利用小时分别为1460、1450、1450小时。 （3）假设新能源存量项目电价基本维持不变。新投产的新能源项目均为平价机组，假设电价约0.35元/千瓦时。火电完全市场化交易，电价将有所上浮，假设电价约0.37元/千瓦时。 （4）煤价方面根据政策5500千卡港口煤价570-700元的基准合理区间，预计未来煤价回归合理，比2021年278元/MWh有所降低，2022-2023年单位燃料成本约258、253、248元。 表1：未来三年盈利预测表 基于上述假设，我们预计，公司2022-2024年营业收入394/446/489亿元，同比增速10.0/13.3/9.6%；归母净利润27.2/37.0/47.8亿元，2023及2024年同比增速36.1%/29.2%，摊薄EPS0.28/0.38/0.49元，当前股价对应PE14.4/10.5/8.2x。 选择在港股上市火电转型新能源公司，华润电力、华能国际电力股份、华电国际电力股份作为可比公司，以上公司均为央企电力上市企业，运营规模、企业治理、融资成本具有较强可比性。中国电力火电资产负担相对较轻，公司清洁能源装机占比较高，包括水电、风电、光伏发电及气电合并装机15091.9MW，高达52.16%，公司分部净利润中清洁能源占比较高，当前公司盈利能力，以及转型进度相对优于华能国际电力股份、华润电力等火电转型新能源类公司，预计公司公司估值高于该类公司。 此外，公司规划至十四五末实现清洁能源装机占比90%、清洁能源收入占比70%的发展目标，未来有望转型为新能源运营企业，且发展储能及煤电实现煤电及新能源优化组合，更具稳定、清洁、安全优势，未来估值有望提升至新能源运营公司水平，选择龙源电力作为可比公司。 公司目前估值预计介于火电转型类和新能源类公司之间。此外公司煤电盈利有望迎来拐点，新能源及储能加速发展。给予公司2022年约15-16倍PE，对应合理估值约5.1-5.5港元。首次覆盖，给予“买入”评级。 表1：可比公司估值表 附表：财务预测与估值 资产负债表（百万元） 免责声明