拐点将至，静待花开

公司概要。公司系华能集团旗下最大的全国型综合电力上市平台。华能国际主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂，是中国最大的上市发电公司之一。截至2021年底，公司可控发电装机容量118.7GW，为华能集团旗下最大的全国型综合电力上市平台。 火电拐点将至，煤价电价共同助力火电业绩修复。 1）煤价：国内产能有所缓解，短期受国际扰动。国内来看，21年发改委松动煤炭产能，10-12月动力煤产量较20年同期有20%以上的增长，国内供给端的弹性逐渐显现。但由于印尼煤进口受限之后总供给仍受到一定扰动，印尼煤事件影响消除后煤价有望迎来回落。2）电价：天花板与作用半径均被打开。 一方面，随着1439号文的落地，电价上浮空间被打开，从后续11、12月各地月度市场交易来看，电价几近顶格上浮；另一方面，工商业目录电价被取消，后续将有序引导工商业全部进入市场，使得电力市场化改革的作用和影响半径增大。 从火电复盘看盈利修复到行情上行的传导路径。 从历史复盘来看，煤价和利用小时均可促进ROE的修复。但从股价变动来看，煤价是推升股价修复的核心要素，利用小时提升推动的ROE修复传导到股价的效果并不明显。当前情景与2017年情况较为相似，后续三要素模型更多体现在“煤价高位震荡、利用小时改善、电价提升”上，虽然2017年火电并未出现明显的超额收益，但此次业绩修复同时叠加了新能源的扩张驱动，与17年“表面相似”但实际“大有不同”。 多重优势加持，新能源扩张逐渐加快。行业层面：2021年风光101GW收官，后续增长有望再次实现突破，预计十四五期间风/光CAGR分别为14/16%。 公司层面：当前风光运营竞争逐渐加剧，我们认为老牌电力运营商将基于地域优势实现快速扩张，同时在火电强现金流加持下公司理论扩张规模行业最大，实现十四五40GW的风光装机目标压力并不大。此外公司对应收账款的抵抗能力也优于行业。 盈利预测、估值及投资评级。采用分部估值法，火电部分给予0.8倍PB，对应火电部分市值493亿元；新能源部分参照四家可比公司2022年Wind一致性预期PE均值为17x，由于公司十四五风光发展进程发展较快且有火电部分现金流的强势加持，我们认为存在一定溢价空间，给予20xPE，预计2022年新能源部分可实现利润64.5亿元，对应新能源板块市值为1289亿元。综上，预计2022年公司市值为1782亿元，较当前市值1116亿有60%上浮空间，目标价11.4元。首次覆盖，给予“强推”评级。 风险提示：煤价难以回落、电力市场化改革不及预期、电价上升不及预期、风光推进不及预期等。 主要财务指标 投资主题 报告亮点 对市场争议较大的煤价及电价进行梳理，并复盘历次火电行情，对业绩修复到股价上升的传导路径进行了详细说明。 投资逻辑 火电拐点将至，新能源进军步伐逐渐加快。一方面，煤价电价共同助力火电业绩修复，随着煤价的逐步回落和电价的稳步抬升，火电拐点将至，期待22年火电的反转行情。另一方面，碳中和背景下行业风光运营天花板打开，公司在地域、现金流的多重优势加持下在新能源运营领域预计将实现快速扩张。 关键假设、估值与盈利预测 采用分部估值法，火电部分给予0.8倍PB，对应火电部分市值493亿元；新能源部分参照四家可比公司2022年Wind一致性预期PE均值为17x，由于公司十四五风光发展进程发展较快且有火电部分现金流的强势加持，给予20xPE，预计2022年新能源部分可实现利润64.5亿元，对应新能源板块市值为1289亿元。综上，预计2022年公司市值为1782亿元，较当前市值1116亿有60%上浮空间，目标价11.4元。首次覆盖，给予“强推”评级。 一、公司介绍 （一）公司沿革与股权结构 公司系华能集团旗下最大的全国型综合电力上市平台。公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂，是中国最大的上市发电公司之一。公司是国内第一个实现在纽约、香港、上海三地上市的发电公司，并且技术经济指标、全员劳动生产率在国内电力行业保持先进水平。截至2021年底，公司可控发电装机容量118.7GW，为华能集团旗下最大的全国型综合电力上市平台。 图表1公司沿革 股东均为国资背景，持股高度集中。截至2021年年报发布日，公司实际控制人为国资委，第一大股东系华能国际电力开发公司。中国华能集团持有华能国际电力开发公司75%的股份，通过直接和间接的方式合计持有公司37.1%股权。 图表2股权结构 （二）除21年极端年份外，公司经营数据不乏亮点 21年公司营收稳健提升，归母净利润负增长。2021年公司实现营业收入2046.05亿元，同比增长20.8%，其中电力及热力业务收入1936.51亿元，同比提升19.88%，营收大幅增长主要受到上网电量增加和结算电价上调两方面因素的驱动。2021年公司归母净利润为-102.64亿元，21年归母净利润的异常波动主要由燃料成本大幅上涨所致。 图表3 2016-2021营业收入及其增速（亿元） 图表4 2016-2021归母净利及其增速（亿元） 20年盈利能力有所修复，21年受煤价影响ROE再次下行。2017-2019年公司净资产收益率分别为2.4%、1.7%、1.7%，2020年净资产收益率提升2%至3.8%，盈利能力得到一定程度恢复。2021年在煤价高涨和发电机组利用小时数降低的影响下，2021年公司净资产收益率下行至-9.8%。 图表5 2016-2021盈利能力变动 火电强现金流属性加持下经营性现金流整体稳中向好，投资现金流逐步扩张，偿债能力稳健。2017-2019年公司经营性现金流量分别为291.97、288.92、373.24亿元，2020年在火电业务强现金流的助力下，经营性现金流净流入增加至420.5亿元。2021年受燃料采购成本大幅上升影响，经营性现金流净流入降至60.33亿元。2018-2021年投资现金流量依次为205.28、290.34、420.67、426.57亿元，投资现金流连续四年扩张。与此同时，21年公司资产负债率为75%，同比上升7pct；公司资产周转率为0.44，同比+0.04次，总资产营运效率有所提升。 图表6 2016-2021现金流情况（亿元） 图表7 2016-2021资产负债率及周转率变动 二、火电拐点将至，煤价电价共同助力火电业绩修复 （一）复盘2021：火电亏损面有多大？ 主要电企2021年亏损情况均较为严重。华能国际2021年亏损102.6亿。虽然亏损较为严重，但公司火电装机规模装机同样较大，从单位GW火电亏损来看华能国际亏损情况处于行业中游水平，单位GW火电机组的亏损程度低于上海电力、粤电力及大唐发电。 图表8主要电力运营商预亏统计 （二）矛盾在煤价：从现象、本质和展望三个角度解析煤价 1、首先看现象：煤价已经出现下行 2021年冬季煤价格逐渐回落，预计后续2500元/吨的动力煤大概率不会再次出现，同时国家积极制定相关政策引导煤价向合理区间发展。 1）下水煤长协制定政策。12月3日，发改委在全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿。该意见稿指出：在供给一侧，将核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入2022年的煤炭长协签订范围；在需求一侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，5500大卡动力煤调整区间在550-850元之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31%。新一年的动力煤长协价格将实现每月一调。 2）国家煤炭供需政策。21年10月，国家发展改革委研究依法对煤炭价格实行干预措施，随后煤价高位应声下跌。22年3月，国家发展改革委将会同相关部门、煤炭主产区和重点企业持续加大工作力度，从推动手续办理、加强应急储备等多方面完善煤炭产供储销体系，进一步释放优质煤炭产能，强化煤矿生产调度，力争全国煤炭日产量稳定在1200万吨以上。 图表9秦港Q5500动力煤及动力煤期货价格走势（元/吨） 2、其次看本质：煤价上行的本质源自需求旺盛下的供给弹性不足 从需求端来看，地产松动，出口旺盛导致用电激增，集中体现在工业用电的波动，主要体现两个特点：一是规模大，二是增速快。1）规模上：2021年第二产业用电占比约68%，是中国用电市场名副其实的“压舱石”，第二产业需求的边际变化很大程度上会影响整个电力市场的供需平衡。2）增速上：我们观察到第二产业的用电量出现了极为明显的波动，由于疫情扰动，我们认为用增速将不具代表性，因此我们通过总用电量的变化观察第二产业的用电变动情况。从下图可以看到，第二产业用电自1月至7月出现了极为明显的增长，即便与未受疫情影响的18、19年相比仍出现了大幅的波动。我们认为主要原因主要有两个，一是国家对于地产的松动，导致整个地产链的用电需求再次提升，二是疫情错位下，中国的“清零政策”导致出口强劲。第二产业本身对于用电的影响较大，同时又出现了大幅波动，因此我们认为第二产业是导致需求端上升的主要原因。 图表10 2021年各产业用电（%） 图表11 2018-2021年二产每月用电变动（亿千瓦时） 从供给端来看，总体上由于供给受限导致21年煤价整体维持在高位，结构上看已有煤炭产能的释放节奏仍会短期内影响煤价波动。供给侧改革导致煤炭供给缩减，我国煤炭供给处于紧平衡状态。因此一旦平衡被打破，价格弹性的剧烈波动便会显现。即便煤价维持在高位，煤价仍在2月、11月及22年1月出现了三次下调，在此时间窗口港口库存均不同程度提升，因此现有产能的释放节奏不同也会在短期内影响煤价波动。 图表12煤价已有所下浮 3、最后看展望：供需偏紧现象有望改善 从供给来看，分国内和国际两个视角。 1）国内视角： 21年发改委产能松动煤炭产能，22年供给端弹性已经逐步显现。自2021年三季度动力煤价格快速上涨后，国内动力煤产量随之上升，10月、11月、12月动力煤产量均显著高于去年同期，且较20年同期均有20%以上的增长，国内供给端的弹性逐渐显现。 图表13 2018年至今动力煤每月产量（万吨） 2）国际视角： 虽国内供给弹性有所松动，但仍受一些X因素（X因素指发生在正常之外却又对结果至关重要的因素）的掣肘，目前来看主要是印尼煤事件的影响。2021年12月31日，印度尼西亚能源与矿产资源部（ESDM）突然宣布，因预计今年1-2月国内电厂煤炭供应紧张，为了避免煤炭短缺引发电力危机，政府决定禁止所有1月的煤炭出口，将所有的煤炭（包括已经在港口准备装船或发运的煤）供应国内电厂。1月20日，印尼能矿局发布公告，考虑印尼国家电力公司以及终端库存有所好转，且对2021年各矿山国内市场义务（DMO）完成情况进行评估，宣布对139座矿山的出口销售禁令予以撤销。 虽然禁令持续时间较短，但由于21年印尼进口煤数量维持在高位，对国内煤炭供应也产生了影响。2021年全年印尼进口动力煤均维持在高位，对印尼煤的依赖性不断加强导致在印尼宣布进口之后国内煤炭总供给又陷入了较为被动的局面。但从下游电企实际购煤情况来看，1月拖欠的煤炭供应将于2月份补足，印尼煤事件整体对电企影响或较小，但目前1、2月份印尼煤进口官方统计数据尚未公布，具体对国内煤炭供给的冲击影响仍需后续进一步验证。 图表14 2018年-2021年印尼煤月度进口量（万吨） （三）电价要素：电价作用力度与影响半径均被打开 煤价高企倒逼电力市场化改革重启，电价的天花板与作用半径均被打开。煤价三季度不断冲高，电企经营压力不断加大，各地限电频发。随后《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(1439号文)应声落地。一方面，上浮空间打开；另一方面，更重要的是电改的作用半径也随之扩张。 1、新一轮电改来临，电价作用力度和影响半径均打开 1439号文不亚于此前的15年电改，电价上浮打开叠加取消工商业目录电价是两大最核心看点。 首先电价上浮天花板被打开，主要将贡献22年业绩。随着1