火电、新能源业务装机量、盈利能力均于业内领先:21年公司火电装机及发电量市占率分别为7.9%、7.7%,均为全国第一;同期,风电发电量208.34亿千瓦时(市占率3.18%),光伏发电量35.82亿千瓦时(市占率1.1%),市场领先。 从盈利能力来看,2020年公司单位火电装机盈利220.5元/千瓦;2021年在火电运营商普遍亏损的情况下,公司单位火电装机亏损106.2元/千瓦,单位装机亏损少于华电国际、大唐电力及华润电力。同期,风电装机毛利0.59元/瓦,光伏装机毛利0.36元/瓦,均属业内较高水平。 “十四五”新能源装机目标55GW,仍有3倍增长空间:公司21年新能源装机约14GW;“十四五”目标明确加大新能源布局,2025年新能源累计装机量将达55GW,约占总装机量的33%,其中风电为29GW,年均增速28.8%;光伏26GW,年均增速67.4%。根据公司“十三五”期间年度资本支出完成度情况来看,重点布局领域超预期配置,因此我们认为公司55GW新能源装机目标将大概率超额完成。 未来公司新能源利润总体贡献持续向上:公司21年风电、光伏净利润分别为44、7亿(单GW净利润4.18、2.11亿)。随着新能源上网补贴逐渐退坡,我们预计新能源单位装机盈利能力略有下行:预计光伏2022-2024年单位净利润为1.8、1.7、1.6亿/GW;同期风电为3.5、3.2、3亿/GW,公司未来三年(22-24年)新能源发电将分别贡献62.33/79.59/99.30亿元净利润。 煤价调控叠加电价市场化,预计23年公司扭亏为盈:煤价方面,发改委发布煤炭限价保供政策,明确煤炭价格的“合理区间”,保证火电盈利空间。电价方面,电力市场化改革继续推进,国常会放开电价浮动区间至20%(高耗能企业不受限),在政策推动下江苏、广东、河北2022年度长协电价涨幅均接近20%。鉴于上述背景,我们认为公司23年将重回盈利区间。 盈利预测、估值与评级:我们预计公司2022-2024年的营业收入分别为2,416、2,483、2,557亿元,同比增长18.1%、2.8%、3.0%;综合毛利率分别为4.4%、14.0%、16.4%;预计2022-2024年归母净利润为-36.53、88.53、113.77亿,对应EPS-0.23、0.56、0.72元,当前股价对应PE分别为-/14/11倍。考虑到: 1)公司23年估值14倍PE仍低于行业平均16倍PE估值;2)公司新能源扩张节奏快,均基本完成既定新增装机目标;3)公司新能源及传统电力盈利能力均处于行业前列,首次覆盖,我们给予公司“增持”评级。 风险提示:终端用电需求下滑;新能源转型进度不达预期;煤价长协落实情况不及预期;风电、光伏装机成本大幅提升。 公司盈利预测与估值简表 投资聚焦 关键假设 火电 火电上网价格:在全面放开燃煤发电上网电价,扩大上下浮动范围至20%,高耗能用户不设涨跌限制的背景下,我们假设2022年火电上网电价上涨20%,之后每年保持1%的稳定增长,对应2022-2024年火电上网价格分别为0.476、0.481、0.485元/千瓦时。 煤价:发改委印发《进一步完善煤炭市场价格形成机制》的通知,引导煤炭价格在合理区间运行(即秦皇岛港下水煤(5500千卡)长协交易价每吨570~770元(含税))。根据公司前三季度煤炭成本情况,我们假设2022年煤炭均价较2021年上涨8%(对应入炉秦皇岛5500大卡煤炭894元/吨),2023年同比下降9.5%(假设2023年成本为长协要求上限770元/吨,叠加5%运输费用,对应入炉秦皇岛5500大卡煤价809元/吨),2024年维持2023年水平。 新能源 装机量:公司“十四五”规划年均新增新能源装机量8GW以上。2022年公司计划新增8GW新能源,其中风电约3GW,光伏约5GW。我们假设:22-24年公司风电新增装机量分别为3、4、5GW,累计装机量分别为13.54、17.54、22.54GW;同期光伏新增装机量分别为5、5.5、6GW,累计装机量分别为8.31、13.81、19.81GW。 单位装机盈利能力:公司21年风电、光伏单位净利润为4.18、2.11亿/GW。随着新能源发电补贴退坡,我们预计新能源单位盈利能力稍有下行,假设光伏22-24年单位净利润为1.8、1.7、1.6亿/GW;同期风电为3.5、3.2、3亿/GW。 我们与市场不同之处 市场担心公司“十四五”规划目标宏大,且近几年资本支出均低于计划,因此55GW新能源装机目标可能不能如期完成;而我们认为55GW目标将超额完成。 1)分电力类型来看,公司战略布局重点从火电向新能源转移。主要体现在:从火电资本支出完成量来看,2017-2020年分别为81.7、83.6、55.8、82.9亿,对应占比46.2%、53.7%、21.4%、22.1%;同期,风电和光伏占比分别为33.4%、45.2%、67.6%、69.1%和19.8%、0.75%、10.94%、8.77%。火电资本支出占比逐渐降低彰显公司新能源战略转型趋势确定。2)从配置偏离(计划与实际之差)情况来看,2017-2020年火电均呈超计划完成情况,但比例逐年下降,分别为39.22%、51.81%、33.74%、22.97%;风电负偏离情况也继续向好,同期偏离程度分别为-42.70%、-20.67%、-26.42%、-17.95%。2017-2018年公司明确重点布局火电,因此该阶段火电资本支出均超计划完成;2019-2020年为由火电向新能源战略转移阶段,资本支出总额虽稍低于计划,但新能源资本支出负偏离情况有所收敛;“十四五”明确拓展新能源。因此我们认为可参考2017-2018年火电情况,达成超计划布局,完成“十四五”55GW新能源装机量目标。 盈利预测与评级 我们预计公司2022-2024年的营业收入分别为2,416、2,483、2,557亿元,同比增长18.1%、2.8%、3.0%;综合毛利率分别为4.4%、14.0%、16.4%;2022-2024年归母净利润为-36.53、88.53、113.77亿,对应EPS-0.23、0.56、0.72元,当前股价对应PE分别为-/14/11倍。考虑到:1)公司23年估值14倍PE仍低于行业平均16倍PE估值,2)公司新能源扩张节奏快,均基本完成既定新增装机目标,3)公司新能源及传统电力盈利能力均处于行业前列,首次覆盖,我们给予公司“增持”评级。 1、综合电力运营商加速向新能源业务扩张 1.1、背靠华能集团,重要的综合电力运营平台 华能国际电力股份有限公司成立于1994年06月30日,距今已有28年。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。公司中国境内电厂分布在二十六个省份、自治区和直辖市;境外在新加坡全资拥有一家营运电力公司(大士能源,100%控股),在巴基斯坦投资一家营运电力公司(如意巴基斯坦能源,间接控股40%)。截至2021年12月31日,公司拥有可控发电装机容量11,869.5万千瓦,权益发电装机容量10,387.5万千瓦。 背靠华能集团,股东背景强大。公司隶属全国五大发电集团之一的华能集团,截至2022年9月30日,华能集团通过直接和间接的方式合计持有公司45.2%的股权。 目前华能集团旗下共拥有3个上市公司,华能国际(600011.SH)属于综合电力运营商,内蒙华电(600863.SH)集中于内蒙自治区内,华能水电(600025.SH)专注于水电业务;华能新能源已于2020年2月港股退市。 图1:公司股权结构(截至2022年9月30日) 华能国际是华能集团旗下最大的电力公司,且覆盖各类发电类型。从装机量来看,截至2021年底,华能国际可控装机容量11,869.5万千瓦,为华能集团旗下公司第一位;位居第二的华能水电则与公司差距较大,其2021年总装机量仅2,318.4万千瓦。另外,公司覆盖火电、风电、光伏、水电等多种发电类型,是华能集团重要的综合电力运营平台。 图2:华能集团旗下电力上市公司分电源可控装机情况(万千瓦,截至2021年底) 1.2、电力业务为主,燃料成本上升致2021年业绩亏损 电力业务为主,收入增长较为稳定。公司主要提供电力、热力及综合能源服务,建设运营燃煤、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。 电力业务为公司主营业务,收入常年占比90%以上。2021年公司实现营业收入2,046.05亿元,同比增加20.8%;其中电力及热力营业收入1,936.51亿元,同比增加19.9%,占主营业务收入的99.8%。2022年前三季度,公司实现营业收入1,839.53亿元,同比增加26.59%。 图3:2017-2022年前三季度营业收入和增长率(亿元) 图4:2017-2022年上半年电力及热力收入、占比 2021年公司电力业务收入同比增长20%,新能源占比提升显著。2021年公司电力收入1,900.1亿元,同比增长20.2%。分业务来看,火电占比93%,实现收入1,771.8亿元,同比增加18.8%;风电收入101.7亿元、光伏收入19.87亿元,分别占比5.4%和1%,新能源收入占比逐步提升;而水电和生物质则发展平稳,分别实现收入3.0亿元和4.0亿元。上网电价方面,2021年公司境内电厂含税平均结算电价为0.432元/千瓦时,相比上年的0.414元/千瓦时有所回升。2021年公司市场化电量占比亦进一步提升至61.6%。 图5 :2017-2021年电力业务收入 图6 :2017-2021年电力业务收入拆分 火电 风电 光伏 水电 生物质 电力业务收入(左,亿元) YOY(右) 1,900.1 2,000 35% 100% 1,800 1,610.4 30% 1,571.8 1,581.3 95% 1,600 25% 1,315.7 1,400 90% 20% 1,200 1,000 15% 85% 800 10% 80% 600 5% 400 75% 0% 200 -5% 70% 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021 资料来源:公司公告,光大证券研究所 资料来源:公司公告,光大证券研究所 2021年煤价高企,公司业绩亏损。2021年营业成本2,053亿元,同比增长46.75%; 其中燃料成本1,465亿元,同比增加65%。2021年公司单位燃料成本为0.319元/千瓦时,而2018-2020年基本维持在0.220元/千瓦时左右,系2021年煤价高企导致。受成本上升影响,电力及热力业务毛利率同比下降18.37pct至-2.79%;进而拉低公司总毛利率至-1.53%,同比下降18.64pct。2021年公司归母净利润-102.64 1.3、火电为基,新能源业务快速扩张 火电为主,新能源增速较快。截至2021年12月31日,公司拥有可控发电装机容量11,869.5万千瓦,同比增长4.7%,其中火电装机量10,436万千瓦,占比87.9%; 新能源装机占比达到11.67%,同比增长2.3pct,其中风电1,054万千瓦,光伏331万千瓦。发电量来看,2021年公司发电量4,573亿千瓦时,同比增长13.2%,其中火电占比94.5%;风电、光伏合计发电量244.2亿千瓦时,相比2017年时的81.5亿千瓦时快速增长,四年CAGR为31.57%。 公司持续不断投入各类型电源建设,新能源占比过半。截至2021年底公司在建项目726.95万千瓦,其中热电项目162万千瓦,光伏项目75万千瓦,风电项目489.95万千瓦,这些在建项目未来将支持公司电力业务的进一步发展。 表1 资本开支逐渐向新能源倾斜。自2018年以来,公司总体资本开支提升明显,由2018年的210