能源行业之华能国际研究报告乘风破浪，曙光将至

（报告出品方华泰证券）

全国型电力运营商龙头，新能源转型稳步进行

公司系华能集团下最大的全国型综合电力上市平台。十三五期间，公司装机容量稳定增长， 经营净现金流充沛，分红比例处于高位，尽管 2019-2020 年公司归母净利润因计提大额资 产减值受到负面影响，但新能源板块带动公司 2020 年归母净利同比增长 170.7%。 2016-2020 年，公司新能源转型稳步进行，风电/光伏可控装机容量十三五 CAGR 高达 19.3%/110.3%。为支持新能源发展，十三五期间，公司资本开支大幅增加，但自 2017 年 开始，公司资产负债率持续降低且财务费用率维持在 6%左右。

华能集团旗舰电力上市公司，全国型综合电力运营商

公司系华能集团旗下唯一一家 A+H 上市电力平台。华能国际电力开发公司系公司第一大股 东，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。公司拥有华能集团旗下 57.7%的发电装机，且发电资产分布广泛，系华能 集团的旗舰电力上市公司。

从装机的角度看，华能国际系华能集团旗下最大的全国型综合电力上市平台。截至 2020 年底，公司可控发电装机容量 113.4GW，位于华能集团旗下电力上市平台首位。公司装机 类型广泛，目前主要是火电，2020 年新能源装机 10.6GW，暂低于华能新能源的 14.6GW， 但我们认为公司未来风光装机将快速提升。此外，公司的发电资产遍布全国 26 个省、自治 区和直辖市，系典型的全国型电力运营商；内蒙华电主要集中在内蒙古七个盟市内，属于 区域型电力上市公司；华能水电系水电发电上市公司，装机则主要集中于澜沧江流域。

除资产减值外，整体运营较为平稳

公司总体可控装机容量和售电量保持稳定增长，新能源板块发展迅速。2016-2021 年，公 司新增可控装机容量 34.8GW，CAGR 为 6.3%。期间，公司对新能源布局力度不断加大， 公司风电/光伏可控装机容量 2016-2021 年 CAGR 高达 21.0%/94.6%；公司火电装机容量 增长相对缓慢，2021 年其占总装机比例较 2016 年直线下降 7.1pct。随着装机容量的增加， 2016-2021 年公司售电量以年均（多年同比增速算数平均值）6.6%的增速同步增长。 2016-2021 年新能源售电量 CAGR 高达 42.3%，新能源转型稳步进行。

十三五期间，公司境内发电收入迅速增长后小幅下滑。2016-2018 年公司境内发电量收入 直线上升，2019-2020 年开始小幅下滑，主要系电量略微下降及上网电价降低所致。根据 公司年报，公司 2019-2020 年电量降低主要系全社会用电需求降低以及清洁能源发展挤占 火电空间。上网电价方面，公司 2020 年境内电厂含税平均结算电价为 413.63 元/千千瓦时， 同比下降 0.8%，主要系上网电价更低的市场化电量占比提升所致。2021 年，公司市场化 电量比例较 2020 年进一步提升，但由于 2021 年市场化电价开始较基准电价上浮，故 2021 年公司境内综合电价同比增长 4.4%至 431.88 元/兆瓦时。

2016-2020 年公司归母净利润先减后增，近两年受资产减值损失影响较大。十三五期间， 公司火电装机仍占总体装机绝大多数，公司盈利受燃料成本影响较大。2016-2018 年，公 司归母净利润下降，主要系煤价和电量上升导致燃料成本增加。2019-2020 年，情况与前 三年相反，故公司 2019/2020 年电力及热力服务板块毛利率同比增加 2.3/2.7pct，归母净利 润回暖。但由于公司部分火电厂经营不善或依国家相关产业政策要求需于 2020 年底关停或 等容量替代，公司 2019/2020 年大量计提资产减值损失，还原的资产减值损失占还原资产 减值后归母净利润的 55%/41%。

尽管资本开支大幅增加，公司资产负债率仍呈现下降趋势。2016-2020 年公司资本支出 CAGR 为 11.9%，尤其是 2019 年资本开支同比增长了 52.1%。2017-2020 年，火电项目资本支出 占比降低 13.1pct 至 18.3%；可再生能源建设资本支出逐步占据核心地位，2020 年占比高达 64.4%。根据公司 2020 年年报，2021 年公司资本支出预计达到 564.1 亿元，其中 73.3%将 用于风光项目。尽管公司资本支出大量增加，公司的资产负债率却由 2017 年的 75.6%降低 7.9pct 至 2020 年的 67.7%，近五年财务费用率也保持在 6%左右的相对稳定水平。

近年来公司现金流充沛，每股股利稳步提升，现金分红比例维持高位。2017 年，公司业绩 降温，归母净利润大幅缩水，公司每股股利较 2016 年大幅下降。2018-2020 年，公司经营 业绩回暖，经营性净现金流量稳步提升，2020 年同比增加 12.7%至 420.5 亿元。公司充沛 的经营性净现金流为其分红提供有力支撑，2020 年公司每股股利 0.18 元，同比增加 33.3%。 同时，2016-2020 年，公司分红比例维持在 50%以上，处于行业高水平之列。2019 年分红比 例高达 125.7%主要系公司在业绩低迷时期仍保持较高分红水平。

市场表现复盘，估值重塑必要性凸显

复盘公司相对上证指数收益，估值重塑必要性凸显。我们采用相对收益观察 2019 年 10 月 电价改革后的 A 股和港股火电龙头企业相对收益走势。2019 年 10 月至 2020 年 12 月 31 日， 秦皇岛动力煤价平均市场价 573 元/吨，但受疫情影响，2020 年需求偏弱，火电龙头公司市 场表现总体较为低迷。2021 年 8-9 月，公司及其他可比公司股价大涨，相对收益可观，我 们判断该轮增长主要系 2021 年提出双碳目标后纯新能源公司最先开始上涨，当绿电 股估值相对较贵时，投资者开始关注估值严重被低估的转型新能源的火电公司，我们对比 的 5 家公司总体上涨趋势相近，但公司相对收益转正略滞后于其他公司主要系公司火电资 产显著多余其他公司，投资者对火电态度仍较为悲观。受煤价高企影响，火电企业面临大 额亏损，投资者给予涨电价预期，认为电价上涨能够为火电公司带来较大业绩弹性，但 10 月 8 日国常会发布市场化电价上涨幅度放宽至 20%，高耗能行业电价不受该限制的通知后， 火电股开始大幅下挫，我们判断系投资者前期对电价上涨预期过高导致政策落地不及预期。

2021 年 11 月底，电力公司估值再次回到相对较低位置，股价逐步复苏；而后江苏省/广东 省陆续公布各自省份 2022 年电力市场年度交易结果，煤电及可再生能源市场化电价均获得 大比例上浮，绿电也首次被纳入市场化年度交易，加强了投资者对电力市场化交易的心， 同时煤价快速下跌，公司在此期间股价连创新高。2022 年开年后，由于政策利好消息偏少 及估值已偏高，电力公司开始回调，同时火电公司 2021 年业绩预亏公告频发抑制投资热情， 转型新能源公司估值再次回到布局窗口。我们认为无论 2021 年 7 月以来公司经历了多少次 上涨或回调，市场对公司的认识在逐步改变，公司由传统火电龙头逐步变成转型新能源的 电力上市公司，故我们对公司的估值模式也需要改变为分部估值。（报告来源未来智库）

火电资产分布广泛，主辅承接有序开展

公司火电资产广布全国各省，为电力保供做出较大贡献。2021 年煤价高企导致公司业绩承压， 但煤价飙涨倒逼市场化电价机制改革，我们预计公司 2022 年火电上网电价增速（较 2020 年） 将高达两位数。发改委严控煤价，动力煤价逐步趋稳，高电价叠加稳煤价，我们认为公司 2022 年业绩弹性较大，公司整体 ROE 水平或将超过 2019 和 2020 年。至 2030 年，我们预计火 电发电量在中国电力系统中占比仍将接近 50%，保供地位不改，更远期，大部分火电机组或 转换为辅助服务调峰机组，但公司准备较为充足，2020 年火电辅助服务收入已占当年税前收 入 12%，倘若未来辅助服务激励机制更加完善，公司火电盈利将翻开新篇章。

火电资产遍布全国，为保障电力供应做出较大贡献

公司火电资产分布广阔，在国内多地拥有高市占率，为保障各省市电力供给做出巨大贡献。 2016-2020 年，公司的火电可控装机容量占总可控装机容量的比例在 90%以上，2020 年火 电可控装机达到 102.3GW。公司火电资产分布广阔，遍布全国二十三个省、自治区和直辖 市，为各省电力稳定安全供给做出较大贡献，2020 年公司火电发电量 3,863 亿千瓦时，在 多个省份火电发电量市占率达到 15%以上。

历史至暗时刻已过，2022 年业绩弹性较大

2021 年秦皇岛 Q5500 动力煤市场均价 1028 元/吨，同比大幅增长 78%。2021 年年初，煤 价维持了 2020 年年末的增长态势，至 2021 年 1 月 19 日，秦皇岛 Q5500 动力煤市场价高 达 1043 元/吨，而后由于天气逐步回暖，煤炭库存提升，煤价下滑至 2021 年 3 月 1 日的 568 元/吨。自此秦皇岛 Q5500 动力煤市场价一路高涨，最高甚至涨至 2593 元/吨。我们认 为煤价高涨原因包括1）全球货币政策放松导致流动性增加，全球大宗商品价格大幅上涨； 2）疫情缓解，经济回暖刺激煤炭需求增加；3）受碳中和碳达峰政策/矿难/灾难天气等影响， 产能无法释放，煤炭总体产量下降。

高煤价使公司净利润承压。即使十三五期间公司新能源发展迅速，公司目前主要收入来源 依旧是火电，2020 年公司火电收入占境内发电收入 90%以上。燃料成本又是火电发电最主 要的成本，因此煤价高企导致公司净利润下滑，甚至亏损。公司 2Q21 实现归母净利润 11.6 亿元，同比-69%但仍未出现亏损主要系由于1）2Q21 市场煤价持续高涨，但火电企业煤 炭长协一般能覆盖 50%以上煤炭需求，而且长协涨价较现货滞后；2）新能源带来净利润贡 献。3Q21，煤价高企，涨幅进一步扩大，秦皇岛 Q5500 动力煤 3Q21 市场均价 1133 元/ 吨，同比增长 97%，火电企业长协价格增长也开始反映，公司及 A 股其他两家火电龙头企 业 3Q21 皆出现亏损，公司亏损程度最大系由于公司火电发电量显著高于其他两家。

高煤价倒逼电力市场化改革，市场化交易电价上涨。由于 2Q21 和 3Q21 煤价高企，火电 厂面临大面积亏损，火电运营商苦不堪言。受此压力，市场化交易电价较基准电价不上浮 的限制逐渐放开，多个省份允许上浮 10%。2021 年 10 月 8 日，为改革完善煤电价格市场 化形成机制，国常会将市场交易电价上下浮动范围[-10%,+15%]调整为原则上不超过 20%， 且高耗能行业不受上浮 20%限制。各省纷纷响应落实，10 月 15 日，山东、江苏市场化交 易成交均价较基准价分别上浮 19.8%/19.9%。近日，江苏、广东两省分别开展了电力市场 2022 年度交易，火电年度双边协商交易平均成交电价分别为 466.8/497.0 元/兆瓦时，较江 苏/广东基准电价同比上浮 19%/10%，进一步印证 2022 年市场化交易电价上涨趋势。

国家发改委严控煤价，煤价逐步回归合理水平。10 月 19 日以来，国家发改委连发数文表 示将严厉打击煤炭现货市场哄抬物价、扰乱市场经济秩序行为，组织开展煤炭生产、流 通成本和价格调查，并运用《价格法》规定的一切必要手段对煤价进行干预，促使煤价降 到合理水平。2021 年 10 月 19 日-12 月 31 日，秦皇岛动力煤 Q5500 市场价格自 2542.5 元/吨降至 800 元/吨，降幅高达 68.5%。2021 年 12 月 3 日，国家发改委发布了《2022 年 煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》，提出 2022 年煤炭中长期合同将继续坚 持“基准价+浮动价”价格机制，实行月度定价，5500 大卡动力煤调整区间为 550-850 元/ 吨，下水煤合同基准价 700 元/吨（较此前上调约 31%）。这是国家发改委自 2017 年煤炭长 协机制确立后首次上调基准价，并给出明确的浮动区间。我们认为，煤炭长协基准价格的 提高是较为符合未来煤炭供需情况的，给定价格调整区间增强了火电未来盈利的稳定性。

煤价趋稳，市场电价上浮，公司 2022 年业绩弹性大，但火电盈利仍难回到 2020 年水平。 根据国家发改委煤炭中长期合同征求意见稿中规定下水煤合同基准价 700 元/吨，同时 2022 年煤炭合约采用中场协，我们假设公司 2022 年入炉煤价对应 5500 大卡下水煤价格 700 元 /吨（含税）；2022 年煤电上网电价较 2020 年 0.390 元/千瓦时上涨 18%至 0.461 元/千瓦时。 通过敏感性分析，我们发现归母净利润对不同参数的敏感性由大到小为每 1 分钱电价>每 10 元煤价>每 10 亿元资产减值损失。此外，我们测算公司 2022 年还原资产减值后的 ROE 为 8.5%，预计高于 2020 年 6.9%的水平；但就火电板块而言，公司 2022 年资产减值后的 ROE 为 5.6%，仍低于 2020 年的 6.5%，我们认为主要系 2022 年公司入炉标煤煤价预测值 为 891 元/吨，仍将显著高于 2020 年的 648 元/吨。

未来十年火电保供地位不改，更长远角色转变有序进行

未来十年新能源发电量增长迅猛，但火电保供地位不改。基于对未来十年电供给的预测， 我们认为风电/光伏装机将迎来快速增长，十四五/十五五期间年均风光装机增长为 149/224GW，至 2025/2030 年末，风光装机将占总装机的 40%/54%。同时，风光装机的 快速增长将带来风光发电量的占比提升，至 2025/2030 年，风光发电量占比将从 2020 年 的 10%提升至 19.6%/31.1%，未来十年风电/光伏发电量 CAGR 分别为 17%/20%。着眼于 2030 年之前，我们认为煤电在十四五期间将仍有少量新增机组，十五五期间煤电装机将逐 步降低至 1056GW，火电发电量虽将从 2020 年的 68%下降到 2030 年的 46%，但仍为主 要保供电源。

更长远时间维度，火电终将由主力电源转换为辅助电源。建设以新能源供给为主体的新型 电力系统系实现双碳目标的必要途径，2060 年碳中和以前，我国的电力结构里还仍将存有 火电装机，但其中绝大数火电都将作为辅助电源以保障电力系统稳定运行。调峰火电机组 需进行灵活性改造，改造技术路线多样，不同机组的改造成本不一。2021 年 11 月 3 日， 国家发改委及国家能源局下发《全国煤电机组改造升级实施方案》，方案明确要求十四五期 间，存量煤电机组灵活性改造完成 2 亿千瓦（增加系统调节能力 3000—4000 万千瓦），煤 电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。但目前火电机组作为主要调峰机组，“两个细则”中仍需 分摊考核及补偿分摊费用。有偿调峰政策各省间有差异，激励性却都不高，因此十三五期 间煤电灵活性改造不及预期。我们认为十四五煤电灵活性改造目标完成与否，以及煤电机 组的长远角色转换进程，很大程度上取决于火电调峰激励机制的完善。

公司灵活性机组改造较为积极，调峰效益可观。截至 2021 年 11 月底，公司约 20%煤电机 组完成灵活性改造工作，根据公司 2020 年底煤电装机 90GW，公司完成灵活性改造的煤电 装机容量为约 18GW，处于行业较为领先水平。2020 年，公司燃煤机组获得辅助服务收入 10.41 亿元（占其当年税前利润的 12%），风光支出 2.3 亿元，总体盈利 8.11 亿元，效益较 为可观。公司煤电装机容量系目前所有 A 股/H 股电力上市公司之最，倘若未来辅助服务激 励机制得到完善，公司煤电机组增收能力或十分可观。（报告来源未来智库）

新能源发展迅速，未来可新增装机潜力大

十三五期间，公司风光发展迅猛，发电量增速和国内市占率涨幅领先其余新能源运营商， 单位净利润位于行业前列。2020 年，公司新能源净利润 28.0 亿元，占公司发电板块净利润 23.4%，十三五新能源布局获得有效进展。我们预计公司十四五将新增新能源装机 44.4GW， 在至今已公布“十四五”规划的上市公司中位列第二。同时，公司深厚的火电底蕴为其获 取新能源资源带来显著优势，公司火电市占率高的省份往往风光市占率也更高。综合考虑 公司 2020 年底现金流以及可扩产资产负债率水平，我们测算其理论上可新增新能源装机 43.5GW，可扩张空间位于新能源运营商首位。

十三五期间公司风光发展势头迅猛，国内市占率提升最大

十三五期间，公司风光发电量增速及国内市占率涨幅领先其余风光运营商。十三五期间， 公司风光发电量增速迅猛，国内市占率提升亮眼。风电方面，2016-2020 年公司发电量国 内市占率提升 1.4pct，位于风电运营商首位，2017-2020 年发电量 CAGR 38.2%，仅次于 中国电力，但公司 2020 年风电发电量规模 141.0 亿千瓦时，是中国电力(41.5 亿千瓦时)的 三倍有余。光伏方面，公司 2017-2020 年光伏发电量 CAGR 142.6%，位于光伏运营商首 位，2016-2020 年国内市占率提升 0.8pct，在光伏运营商中位列第二，考虑到公司新能源 布局中心将转向光伏领域，预计未来光伏板块表现将更为亮眼。

从多个维度考察，公司风光项目盈利能力均处于行业前列。风电方面，除海风装机较多的 福能股份/中闽能源，公司单位净利润处于行业第一梯队，度电净利润/每千瓦净利润/净利率 分别达到了 0.157 元/kWh，285 元/kW，33.4%，而福能股份/中闽能源单位利润较高主要 系福建省海风资源优渥且海风利用小时数显著高于陆风。光伏方面，公司存量资产较低， 尚不具备规模效应，整体来说成本不占优势，但公司光伏度电净利润仍位于光伏运营商第 三。作为全国性布局的风光运营商，我们认为单位净利润的高低，主要反映出运营效率与 融资成本的差异，华能国际处于领先地位。

在十三五新能源发展的基础上，2021 年以来公司风光业务增速可观，铺垫十四五蓝图。公 司 2020/2021 年新增新能源装机 3.36/3.20GW，2021 年新增装机量低于公司年初预期 8.34GW，主要系由于 2021 年新能源指标下发较晚，光伏组件价格较高，新增新能源装机 低于预期其实系行业较为普遍现象。2021 年，公司风电电量增速位于可比公司中的中游水 平，光伏电量增速仅高于三峡能源。我们认为主要系由于公司 2021 年新增光伏装机较少 （0.8GW）。但公司 2021 年新增风电装机中大部分系海上风电（我们归纳大概为 2GW 以 上），2022 年预计将带来较大程度发电量/盈利效益提升。

十四五公司新能源发展潜力大

公司十四五新能源装机规划仍位于同行前列，发展潜力大。截至 2020 年底，公司风电/光 伏装机规模达到 8.1/2.5GW，合计 10.6GW，位于行业前列。根据公司 2020 年度业绩会所 公布的十四五新能源规划年均新增新能源装机 800 万千瓦以上，至 2025 年，公司新能源 装机达到 5500 万千瓦，其中风光分别 2900/2600 万千瓦左右；我们预计公司十四五期间 将新增风电/光伏装机 20.9/23.5GW，合计 44.4GW，在至今已公布“十四五”规划的上市 公司中位列第二。若公司能够实现十四五期间的装机目标，至 2025 年底，公司新能源装机 将达到 55GW 的规模，仅次于中国电力，将领跑其余电力上市公司。

公司深耕发电行业多年，对各地电力稳定供应做出较大贡献，获取新能源资源能力强。公 司火电资产广布二十三个省、自治区和直辖市，多地市占率处于高位，为各地电力安全稳 定供应做出了较大贡献。公司的火电基础为风光发展带来优势，其火电市占率高的地区往 往风光市占率也更高，如公司海南省火电发电量市占率 55.9%，风电市占率也高达 19.8%， 在市占率第二的上海，具有其最高的光伏市占率 27.2%。反观其他公司，由于火电装机量 不及华能且装机分布不够广泛，该方面优势不如华能国际明显。

公司火电现金流充沛，新能源可扩张空间最大。新能源发电项目投资的资金来源包括资本 金（自有资金）和项目贷款融资，资本金比例通常为 20%~40%。央企/国企或是民企在新 能源发电项目扩张的时候，除了存量项目带来的经营现金流支持以外，杠杆约束也是重要 考量之一。因此经营现金流越高、资产负债率越低的运营商，未来潜在的扩张空间越大。 而经营现金流不足、资产负债率过高的运营商，将不得不通过增发、债转股等方式降低杠 杆水平。华能国际 2020 年经营净现金流 4.2 亿元，我们测算其 1H21 资产负债率为 66.7%， 预计扩产后资产负债率达到 70.9%，风电/光伏理论上可扩产 12GW/31.5GW，可扩张空间位 于风光运营商首位。

新能源发展势如破竹，估值修复进行时

2021 年公司净利预计因高煤价出现大额亏损，2022 年煤价趋稳，煤电电价上涨，叠加新 能源板块发展，三因素推动公司 2022 年业绩触底反弹。公司新能源板块发展迅速，虽火电 仍作为公司营收主要来源，至 2023 年，公司新能源营收贡献将较 2020 年提升 6.5pct 至 11.3%，归母净利润贡献将达到 75%以上。采用分部估值法，根据公司 2022 年新能源/火 电板块归母净利/归母权益预测值 63.3/547.6 亿元，分别给予 2022E PE/PB 20x/0.8x，预 计公司 2022 年总市值 1703.8 亿元，对应 2022E 股价 10.85 元。

2021/2022/2023 年收入有望同比+16.4%/+12.2%/+2.1%

境内发电业务为公司主要收入来源。公司业务分为电力与热力、港口、运输及其他。 2018-2020 年，境内发电业务年均贡献公司营收的 82%，为公司主要收入来源，其中燃煤 发电仍占主导地位。2021 年，全社会用电需求同比大幅增长 10.3%，公司境内售电量同比 增长 13.2%，上网电价同比增长 4.41%至 431.88 元/兆瓦时，我们预计量价齐升将带动公 司 2021 年营业收入同比增长 16.4%。2020 年风电/光伏业务占营收比例为 3.9%/0.9%，随 着公司风光装机的增长，我们预计公司风电/光伏营收占比至 2023 年将提升至 8.1%/3.2%。 除境内发电业务外，公司其他业务体量较小，我们预计这些业务 2021-2023 年基本维持稳 定运行。综上，我们认为公司 2021-2023 年将实现营收 1972.2/2212.3/2258.1 亿元，同比 增长 16.4%/12.2%/2.1%。

多因素导致公司 2021 年新增风光装机低于预期。根据公司 2021 年全年售电量完成情况公 告，公司 2021 年新增煤电/风电/光伏装机 210.58（其中 200 万千瓦为新增装机，剩余部分 为扩容）/240.32/79.9 万千瓦，风光新增装机低于公司年初定下的 834 万千瓦（含海风 246 万千瓦）目标，主要系 2021 年风光资源指标下发偏晚及光伏组件价格较高，全行业大都存 在新增装机低于预期情况，公司不是个例。据我们测算公司 2021 年并网海风项目 200 万千 瓦以上，由于还需试运行合格才能正式投产，实际 2021 年投产海风装机约 110 万千瓦。公 司曾于 2020 年度业绩会提到预计十四五期间年均新增风光装机 800 万千瓦以上，我们预 计公司 2022/2023 年新增风电装机 400/500 万千瓦，新增光伏装机 400/550 万千瓦。

海风投产预计进一步提升公司风电利用小时数。2021 年全社会用电需求同比 10.3%增长带 动火电发电量明显提升，2022 年-2023 年，我们预计全社会用电需求同比增速将放缓至 5% 左右，因此，我们假设 2022/2023 年公司煤电利用小时数同比下降 3.4%/2.3%。2022 年我 们预计公司海风装机为 330 万千瓦，较 2020/2021 年的 90/200 万千瓦有明显提升。根据 《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，海风合理年均利用小时数可达 2600 小时（实际可高于此平均值），而不同风区陆风平均合理利用小时 2100 小时（实际 2020 年包含海风的全国平均风电利用小时 2097 小时），因此，即使 2021 年作为大风年利用小 时较高，我们认为公司海风装机的提升能够促进其 2022 年风电利用小时同比提升 1.4%至 2229 小时。随着弃光率的下降以及公司新增优质光伏装机增长，我们预计公司 2022 年光 伏利用小时将同比提升 1.7%至 1214 小时。我们保守预计公司 2023 年风电/光伏利用小时 数维持 2022 年水平。

2022 年燃煤发电量全部进入市场交易，上网电价将大幅提升。根据 2021 年 10 月 12 日国 家发改委“发改价格〔2021〕1439 号”文件，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通 过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，且上下浮动范围由[-15%,+10%] 修改为[-20%.+20%]，高耗能电价无上下浮动限制。由于文件下发时间已为 4Q21，我们预 计相较于 2020 年燃煤上网电价，2022 年上涨幅度将高于 2021 年，2021-2023 年煤电上 网电价同比增长 3.2%/14.3%/0%至 0.403/0.461/0.461 元/千瓦。由于 2021 年公司新增风 光装机中可能还有部分 2020 年底并网但未投运的带补贴项目以及 2021 年投产海风项目上 网电价为 0.85 元/千瓦时（显著高于公司 2020 年底风光电价 0.555 元/千瓦时），我们预计 2021 年风电/光伏上网电价仍将同比上涨 0.06/0.02 元/千瓦时。2022 年开始，随着平价风 电光伏项目进一步增加，我们预计风光电价将下行。

预计 2021/2022/2023 年运营成本将同比变动+38.4%/-4.4%/-0.3%

公司的总营业成本主要来自燃料成本和折旧摊销。煤炭价格自 2021 年初开始上涨。秦皇岛 动力煤（Q5500）2021 年的平均市场价格为 1028 元/吨，同比上涨 78%。由于公司 2021 年上半年长协煤覆盖约 70%，实际履约 60%，而长协煤价较市场煤价有一定折扣，我们预 计公司 2021 年入炉标煤煤价也将同比大幅增长 52.4%，但上涨程度小于市场煤价。根据国 家发改委煤炭中长期合同征求意见稿中规定下水煤合同基准价 700 元/吨，同时 2022 年煤 炭合约采用中场协，我们假设公司 2022/2023 年入炉煤价对应 5500 大卡下水煤价格 700 元/吨（含税）。同时，假设供热燃料成本占电力燃料成本的比例在 2021-2023 年均为 17.3%。 我们预计公司 2021-2023 年燃料成本同比+64.2%/-8.2%/-1.7%。

我们预计公司 2021/2022/2023 年运营成本同比+38.4%/-4.4%/-0.3%。折旧摊销作为公司 另一主要成本，我们认为随着越来越多的风电/光伏装机容量并网，其将保持上升趋势。随 着火电资产陆续完成折旧，风电/光伏机组将成为折旧的主要来源。

预计 2021/2022/2023 年归母净利润亏损/转盈利/同比+27.4%

预计公司 2021 年因高煤价亏损，2022 年归母净利转盈利且弹性大。公司于 2021 年 1 月 29 日发布 2021 年业绩预亏公告，称受外部因素影响，本公司境内燃煤采购价格同比大幅 上涨，2021 年归母净利润预计为-117 亿至-98 亿元。由于 2021 年公司亏损，且风光新项 目发展需要大量资金，我们预计公司融资需求提升，财务费用将于 2021-2023 年呈逐年增 长态势。2019/2020 年公司已计提大量资产减值，占公司营收比例分别为 3.4%/3.6%，我 们预计 2022/2023 年该比例为 1.1%。9M21 公司风电/光伏已实现净利润 31.7/5.9 亿元， 4Q21 风光发电量为 2021 年四个季度之最，光伏发电量略逊于 Q2 和 Q3，根据我们前文对 公司风电 / 光 伏 利 用 小 时 及 电 价 判 断 ， 我 们 预 计 2021-2023 年风电净利润率为 39.7%/39.2%/37.2%，光伏净利润率为 32.6%/31.6%/30.4%。因此，2021-2023 年，公司 风电净利润将同比增长 86.0%/33.3%/18.4%至 43.0/57.3/67.9 亿元，光伏净利润将同比增 长 55.6%/72.7%/69.9%至 7.5/13.0 /22.1 亿元。

至 2023 年，公司新能源归母净利润贡献超 75%。2020 年公司整体少数股东损益占净利润 比值为 20%，由于公司新能源项目多为全资项目，且股权比例较高，我们假设公司新能源 项目少数股东比例为 10%。因此，2021-2023 年公司新能源归母净利润 45.5/63.3/81.0 亿 元，2022-2023 年占公司总归母净利润比例分别为 75.7%/76.0%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关息，请参阅报告原文。）

详见报告原文。     

精选报告来源【未来智库】。