火电至暗时刻已过，新能源转型加速推进

公司系华能集团下最大的全国型综合电力上市平台。公司主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营大型发电厂、分布式能源项目及其配套煤矿、港口、航运、管输、增量配电网等设施，销售电力、热力产品予其各自所在地的电网运营企业及工业、居民用户，并向用户提供综合能源服务。公司收入主要来源为电力及热力业务，发电装机结构以火电为主。公司控股股东为华能集团，股东具备较强的资源和资金优势，有助于公司风光清洁能源业务发展。目前，公司正积极进行新能源转型，风光新能源电力装机呈快速增长态势。 火电板块利润有望迎来修复，为新能源业务发展提供支撑。煤价高企导致燃料成本上升，公司火电业务亏损严重。国家出台多项煤炭保供政策，引导煤价回归合理价格区间，公司成本端压力有望得到缓解。同时，电价市场化改革持续推进，市场化交易电价上浮，公司火电业务盈利有望触底反弹。整体而言，火电至暗时刻已过，将为公司新能源转型提供支撑。 积极转型新能源，新能源装机占比不断提升。公司当前业务重心为加快风光新能源发电业务发展，截至2020年，新能源装机占比为10.34%，2021年全年新增控股装机容量为5.23GW，新增风光装机容量为3.20GW，风光营收占比不断增加，预计随着新能源资产逐步投产，新能源业务发力，为公司带来新的盈利增长点。按照公司规划，预计十四五期间将年均新增新能源发电资产8GW，公司风光清洁能源装机规模有望保持快速增长态势，为公司带来新业绩增量。 投资建议：预计2021-2023年公司营业收入分别为1779.13、2081.88、2151.96亿元，分别同比增长5.00%、17.02%、3.37%，归母净利润分别为-100.33、80.25、107.86亿元，分别同比增长-319.77%、179.99%、34.41%，对应EPS分别为-0.64、0.51、0.69，PE分别为-12.03、15.04、11.19倍。公司作为火电转型新能源运营企业，当前股价低估，未来随着燃料成本降低，新能源逐渐投产，公司有望扭亏为盈，业绩保持增长态势。首次覆盖，给予公司“买入”评级。 风险提示：煤价上涨风险，电价下行风险，风光等新能源装机增速不及预期，研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。 1.煤价下行+电价上涨，火电有望迎来盈利修复 1.1煤价高涨致燃料成本上升，业绩出现大幅亏损 华能国际于1994年成立，公司主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营大型燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。目前，公司大力推进新能源业务，清洁能源比例不断提高。 公司收入主要来源为电力及热力业务。2020年，公司电力及热力业务收入为1615.38亿元，占总营业收入的比例为95.34%；港口服务、运输服务和其他业务收入分别为1.98、0.52和76.51亿元，占总营业收入的比例分别为0.12%、0.03%和4.52%。 公司发电装机结构以火电为主，风光新能源电力装机快速增长。据公司公告，截至2021年，公司可控发电装机容量为118.70GW。其中，火电装机容量为104.25GW，风电装机容量为10.53GW，光伏发电装机容量为3.31GW，风光占比超10%。 图表1：2016-2020公司营收结构 图表2：公司装机规模结构 公司实际控制人为华能集团，合计持有公司37.13%股权。华能集团直接持有公司9.91%股权，并通过持有华能国际电力开发公司75%的股权和中国华能集团香港有限公司100%股权间接持有公司27.22%股份；公司大股东为华能国际电力开发公司，持有公司32.28%股权。 公司背靠华能集团，发展新能源具备较强的资源优势。根据华能集团规划，十四五期间，华能集团将新增新能源装机达80GW以上，确保清洁能源装机占比50%以上。 图表3：公司股权结构 2021年前三季度增收不增利。2021年前三季度，公司实现营业收入1450.05亿元，同比增长19%，归母净利润7.83亿元，同比减少91.42%； 第三季度实现营业收入498.9亿元，同比增长16.82%，归母净利润亏损34.99亿元，同比下降幅度达203.05%。亏损主要在于煤炭燃料成本大幅上涨。在环保、碳中和等因素约束下，煤炭产量急剧收缩，加之中澳关系恶化导致煤炭进口量减少，煤炭供需失衡，致使动力煤价格大幅上涨。 燃料成本上升致2021年业绩大幅亏损。公司发布2021年度业绩预告，预计2021年实现归母净利润-98亿元至-117亿元；实现扣非归母净利润-121亿元至-140亿元。2021年公司业绩预亏主要系受外部因素影响，公司境内燃煤采购价格同比大幅上涨。 图表4：2016-2021Q3公司营业收入及增速 图表5：2016-2021Q3公司归母净利润及增速 1.2市场化交易电价上浮叠加煤价下行，公司火电业务有望迎来盈利修复 国家密集出台多项煤炭保供政策，多措并举引导煤炭价格回归合理水平，煤价下行有望缓解公司成本端压力。2021年10月19日以来，国家发改委多次发文，召开专题会议研究制定建立煤炭市场价格长效机制，并加强与燃煤发电市场化电价机制的衔接，研究煤炭企业哄抬价格牟取暴利的界定标准，对违反现行制止牟取暴利规定的价格违法行为，将依法予以严厉处罚。在国家政策引导下，陕西、内蒙古、陕西等煤炭各省纷纷采取措施增产保供，保障煤炭供应。 政策调控下，煤炭库存快速增加，价格逐步回落。煤炭价格在2021年10月上旬快速上涨，在2021年10月15日达到顶峰2592.5元/吨，在10月下旬和11月大幅下降并在此后保持价格平稳，截至2022年2月8日，秦皇岛动力煤（Q5500）价格为1010元/吨；同时，煤炭库存在11月保持增长态势，此后逐步降低，截至2022年2月8日，煤炭库存为460万吨。 图表6：：秦皇岛动力煤价(Q5500)走势（元/吨） 图表7：秦皇岛煤炭库存（万吨） 电力市场化改革持续推进，助力电力运营企业效益提升。2021年10月11日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出实现煤电100%市场化交易，且煤电交易价格浮动范围扩大至上下浮动20%，高耗能行业不受20%限制。2021年10月以来，多地电力市场化交易价格较基准价上涨达20%，如江苏、浙江、安徽、湖北等省份。电价市场化政策落地，市场化交易电价胜负，有助于公司疏导成本压力。此外，社会用能电气化趋势推动电力需求持续增长，预计市场化电价维持在较高水平。 多省年度长协电价实现顶格上浮，2022年火电电价上行趋势确定，火电利润有望迎来修复。2021年12月23日，江苏电力交易中心公布《2022年江苏市场电力年度交易结果》，市场年度总交易量为2647.29亿kWh，成交均价为466.69元/MWh，较该省燃煤基准价391元/兆瓦时上涨19.36%；据北极星售电网，广东、河北、广西2022年年度交易总成交均价较各省基准价均实现大幅上涨，其中河北省较燃煤基准价溢价19.99%。整体而言，2022年国内电价中枢有望上移，公司火电业务盈利有望迎来修复。火电板块盈利修复将有助于提升公司现金流水平，为公司风光清洁能源发展提供有力支撑。 图表8：2021年部分省份煤电成交价格情况（元/kWh） 图表9：2022年部分省份年度长协电价情况 公司2021年平均上网结算电价、售电量和市场化交易电量比例均有所提升。据公司公告，2021年，公司国内各运行电厂平均上网结算电价为431.88元/MWh，同比上升4.41%；公司国内各运行电厂按合并报表口径累计完成售电量4301.65亿千瓦时，同比增长13.23%；公司市场化交易电量比例为61.63%，较去年同期提高3.3个百分点。在市场化交易电价上浮背景下，预计公司2022年结算电价有望维持在高位，有助于公司火电业务板块的成本疏导，推动火电板块盈利修复。 图表10：2017-2021年平均上网结算电价 图表11：2017-2021年市场化交易电量比例（%） 2.积极转型发展风光新能源，拓展业绩新增量 2.1清洁能源发力，推动公司业绩提升 新能源装机占比不断提高。据公司公告，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。 图表12：新能源装机容量和占比 2021年新增可控股装机主要为风光新能源。双碳背景下，公司积极推进新能源转型，不断加大在新能源领域的资本投入。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。 图表13：2021年公司新增装机容量结构 2.2公司在火电转型新能源企业中竞争力较强 从新能源装机容量看，在目前国内火电转型新能源企业中，华能国际处于领先态势。据公司公告，截至2021年6月，风光新能源装机容量为11.30GW。其次，据各公司2021年半年报，华润电力新能源装机容量累计超过10GW，吉电股份、上海电力、福能股份新能源装机规模分别为6.21、6.14、1.17GW。 图表14：火电转型新能源企业风光新能源装机规模及占比 从短期看，由于风电、光伏项目的投产周期较短，一般为0.5-2年，公司的在建工程对明年业绩具有重要影响。截至2021年上半年，公司风光新能源在建工程金额为254.10亿元 ， 海上风电在建工程装机规模为2.8GW，处于行业领先水平。从在建工程角度来看，公司装机规模有望快速增长。 图表15：华能国际重点在建工程情况（亿元） 3.投资建议 核心假设：基于公司各项业务过往收入状况及公司未来发展战略方向，结合行业发展趋势和行业市场现状格局，我们对公司主要业务的收入及毛利率情况做出以下假设： 传统电力板块：装机规模方面，根据公司过往火电装机增长情况，预计未来公司燃煤装机仍会有小幅增长，其他类型的发电机组则保持稳定，因而假设公司2021-2023年燃煤机组的装机规模分别为92.01、92.51、93.01GW，燃气、水电、生物质等发电机组的装机规模稳定为12.24、0.37、0.12GW。利用小时数方面，参考各类发电机组过往的利用小时数情况，假设2021-2023年燃煤、燃气、水电、生物质发电机组的利用小时数分别保持为3850、1750、2500、7500小时。电价方面，由于近期煤电市场化交易电价上浮，预计2021-2023年燃煤机组的上网结算电价分别为0.40、0.46、0.46元/kwh，其他类型发电机组的电价则变化不大，燃气、水电、生物质发电机组的电价保持为0.66、0.37、0.66元/kwh。 风光新能源发电板块：装机规模方面，新能源发电是公司未来重点发力方向，根据公司规划，假设2021-2023年公司风电装机规模分别为10.53、14.53、18.53GW，光伏装机规模分别为3.31、8.31、13.31GW。 利用小时数方面，未来公司海上风电项目投产，将有望推动公司风电利用小时数增长，因而假设公司2021-2023年未来风电利用小时数分别为1700、1800、1850小时，光伏发电的利用小时数则保持为950小时。 电价方面，随着未来平价上网的项目增加，预计风电和光伏的电价将会有所下降，而风电方面由于2021年有海上风电项目并