华能国际研究报告

华能国际研究报告

1大力推进新能源转型的火电巨头

清洁能源装机占比已达22.4%，燃煤机组结构合理、能效领先

华能国际是国内规模最大的上市发电公司之一，公司中国境内电厂

广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市；另外公司在新加坡拥有一

家全资电力公司，在巴基斯坦投资一家电力公司。

截至2021年底，公司拥有控股发电装机容量118,695兆瓦，权益

发电装机容量103,875兆瓦。近年来公司大力推进能源结构转型,低碳

清洁能源比例不断提高。风电、太阳能、天然气、水电、生物质发电

等低碳清洁能源装机占比，从2018年的16.5%提高至2021年的22.4%。

截至2021年底，公司风电装机容量为10,535兆瓦（其中海上风电2,012兆瓦），太阳能发电装机容量为3,311兆瓦，水电装机容量为

368兆瓦，天然气发电装机容量为12,243兆瓦，生物质能源装机容量

为120兆瓦。

公司发电装机结构中，目前仍以燃煤发电为主，截至2021年底，

可控装机规模为92118兆瓦。燃煤机组规模结构合理，小机组比例很低，30万千瓦以下等级占比仅有5.73%；超过54%是60万千瓦以上的

大型机组，包括16台已投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界

机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组。现有的燃煤

发电装置技术性能先进、维护保养精良、能耗指标优异、污染排放达标，具有行业领先的能效水平和较强的市场竞争优势。2021年，公司

燃煤机组的生产供电煤耗为290.69克/千瓦时，在国内主要电力企业

中保持领先地位；据数据，同期全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤

耗为302.5克/千瓦时。

风光装机及发电量快速增长，2021年增速分别为30%、48%

从新能源发电装机来看，陆上风电从2018年的4838兆瓦增加至2021年的8523兆瓦；海上风电从2018年的300兆瓦增加至2021年的2012兆瓦；光伏发电从2018年的959兆瓦增加至2021年的3311兆瓦。风光装机合计占比，从2018年的5.75%提高至2021年的11.67%；风

光装机容量近三年增速分别为19.5%、46.2%、30.1%。

从新能源发电量来看，风电从2018年的101.05亿千瓦时增加至2021年的208.34亿千瓦时；光伏发电从2018年的11.41亿千瓦时增

加至2021年的35.82亿千瓦时。风光发电量的占比，从2018年的

2.61%提高至2021年的5.34%；风光发电量近三年增速分别为12%、31%、48%。

电厂布局区域广，具有一定的区位优势

公司的国内发电资产布局区域较广，截至2021年底，主要分布在

二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的电厂，是公司机组利用率高、盈利能力强的优质发电资产。这些区域运

输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给，降低发电成本。同时，

公司拥有诸多港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的

支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转。

从各省燃煤电厂2021年的上网电量来看，排名靠前的包括山东、

江苏、浙江、广东、江西、福建、上海，占比分别为21.1%、8.5%、

8.1%、7.2%、5.6%、5.3%、5%。

从各省风光电厂2021年的上网电量来看，排名靠前的包括江苏、

河南、甘肃、山东、黑龙江、吉林、江西、山西，占比分别为18.4%、14.8%、10.6%、8.2%、6.3%、6%、5.5%、5.1%。

从公司各省电厂2021年的上网电量在所处省份的占比来看，多个

省份占比达到10%左右及以上，反映了在这些省份的市场竞争中，公司具有一定的相对优势。排名靠前的包括海南、江西、黑龙江、上海、

山东、吉林、重庆、甘肃，占比分别为27.9%、12%、11.8%、11.5%、11.1%、10.4%、9.7%、9.6%。

燃料成本占比高，煤价大幅波动增加业绩不确定性

受到煤炭成本大幅波动、利用小时数随需求变化的影响，公司归母

净利润的波动较大。从2015-2020年的数据来看，虽然净利润波动较大，但净经营现金流较为充裕，经营状况相对较差的年份（2018年）也能达到近300亿元的规模，相对较好的年份（2020年）可以达到

400亿元以上。

2021年情况十分特殊，动力煤价格在供给偏紧、需求超预期的情

况下出现大幅上涨，全年CECI5500大卡动力煤指数均价为1044元/吨，涨幅高达81.3%。在这一极端情况下，公司2021年经营业绩大额亏损，同时净经营现金流回落至60亿元。

火电的经营模式决定了其成本结构中燃料成本的占比较高，2017-2021年分别为69%、71%、66%、64%、71%；境内火电厂售电单位燃料

成本分别为201.28、211.04、223.22、209.07、316.36元/兆瓦时，

其中2021年涨幅为51.32%。与此同时，公司的电价水平较为平稳，近五年的平均上网电价（含税）分别为414.01、418.48、417、413.63、431.88元/兆瓦时；2021年电价上涨的政策始于四季度，我们看到

21年的平均电价同比已有显著涨幅（4.41%）。

公司火电业务毛利率过去主要随燃料成本波动而变化，2016-2020

年整体大致位于15%-20%区间，由于煤炭供给侧改革后价格一直处于相对高位，公司2016年以后火电毛利率一直处于较低位置。但近年来，

公司逐渐加速风电、光伏项目开发，风光发电的毛利率显著高于火电；2020年，风电、光伏、火电的毛利率分别为56.25%、59.97%、14.81%。平价时代来临，预计公司光伏项目毛利率将从2017年超70%的水平逐

渐回落并趋稳；风电毛利率近几年随着海风项目投产而略有上升。

2火电：面临多重拐点

电价机制巨变，弹性提高至20%且对高耗能不设上限

2021年，全球能源供应紧张，境内外煤炭市场供需形势偏紧，煤

价大幅上涨；因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本大幅增加，对煤电企业形成了巨大冲击。

2021年10月8日，国务院主持召开国务院常务会议，提出：改革

完善煤电价格市场化形成机制。有序推动燃煤发电电量全部进入电力

市场，在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市

场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不

超过20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。会议同时提出：完善地方能耗双控机制，推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。

2021年10月12日，国家发改委印发关于进一步深化燃煤发电上

网电价市场化改革的通知。通知指出，按照电力体制改革“管住中间、放开两头”的总体要求，进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，

是发挥市场机制作用保障电力安全稳定供应的关键举措，是加快电力

市场建设发展的迫切要求，是构建新型电力系统的重要支撑。

通知明确了四项重要改革措施：（1）有序放开全部燃煤发电电量

上网电价。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。（2）扩大市场交易电价

上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超

过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。（3）推动工商业用户都

进入市场。有序推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，

取消工商业目录销售电价。对暂未从电力市场直接购电的工商业用户

由电网企业代理购电。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶

段性优惠政策。（4）保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。居

民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性

事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，保持现行销售电价水平

不变。

2021年电价上涨的政策始于四季度，我们看到21年的平均电价同

比已有显著涨幅（4.14%）。从季度拆分来看，1Q21-4Q21单季度的平

均上网电价分别为419.98、417.62、415.95、474.41元/兆瓦时，其

中四季度环比大幅提高14%。

我们基于2021年各省燃煤上网电量及上网电价，加权测算得到全

年燃煤平均上网电价为410元/兆瓦时。我们基于燃煤电价涨幅这一单

一要素变化，测算了相应的业绩弹性，结果显示：电价涨幅10%将增加归母净利润82亿元。

新长协煤政策出炉，有望引导煤价回归合理区间

2021年底的煤炭中长期合同签订履约方案征求意见稿明确：2022

年的煤炭长协签订范围进一步扩大，核定能力在30万吨及以上的煤炭

生产企业原则上均被纳入签订范围；需求侧，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，新一年的动力煤长协将每月一调；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%。

2022年2月，发改委发布关于进一步完善煤炭市场价格形成机制

的通知，进一步提出：秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格

的合理区间为每吨570-770元（含税）。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。煤炭价

格超出合理区间时，将充分运用价格法等手段和措施，引导煤炭价格

回归合理区间。随着政策端和基本面共同发力，煤炭价格上涨除了逐

步向电价端部分传导，也有望逐渐向合理区间回归。

华能国际2021年单位燃料成本为316.36元/兆瓦时。我们基于

单位燃料成本单一要素变化，测算了相应的业绩弹性，结果显示：降

幅5%将增加归母净利润41亿元；降幅10%将增加归母净利润82亿元；降幅15%将增加归母净利润123亿元。

另据我们测算，华能国际2021年的燃煤发电标煤成本为1074元

/吨，燃煤发电的盈亏平衡点在2021年的电价水平下为标煤914元/吨。燃料成本之外，其他成本约为9.7分/千瓦时。

在此基础上，我们测算了在电价单一要素影响下，公司燃煤发电盈

亏平衡点的变化。测算结果显示：电价涨幅10%将使标煤盈亏平衡点提高至1039元/吨；电价涨幅15%将使标煤盈亏平衡点提高至1101元/吨；电价涨幅17.5%将使标煤盈亏平衡点提高至1132元/吨。

同时，我们基于570-770元/吨的长协煤合理价格区间，在不同的

长协合同比例、不同的非长协煤价假设下，测算了可能的入炉标煤价格。测算结果显示：

（1）若可以实现100%长协，则在770、670元/吨的价格下，对应

入炉标煤价（不含税）分别为912、799元/吨。

（2）若可以实现75%长协，同时市场现货煤均价1000元/吨，则

在770、670元/吨的长协价格下，对应入炉标煤价（不含税）分别为976、892元/吨。

2030年前火电利用小时数有望缓慢上行并维持相对高位

公司2021年燃煤发电利用小时达到4488小时，远超去年及过去五

年平均水平；全国2021年的火电发电小时数也同比大幅增加。我们认

为火电的发电小时数或已迎来拐点，主要基于：（1）需求端比较乐观，一方面中国的能源需求尚未达峰，另一方面在“双碳”目标指引下，“电”在能源消费中的占比将持续上升；（2）供给端，水电、核电的

增量有限，风光新能源虽然规模增速很快，但发电小时数低，且目前

占比不高，短期内很难满足全部的增量用电需求。因此，在2030年碳

达峰目标实现之前，我们认为火电的发电量仍将有所上升，而新增火

电产能将持续放缓，随着落后及老旧产能后续逐渐退出，从而存量机

组的产能利用率有望缓慢上行。

预计2022年全社会用电量同比增长5%-6%；我们预计2022年增速

在5%左右，2022-2030年的年化增速在4%-5%之间。我们的电量供需平衡拆分结果显示，全国火电发电小时数有望从2022年的4347小时提

升至2030年的4641小时。

我们以华能国际2021年的煤电发电小时数4488小时作为基准情景，对产能利用率波动对度电净利润的影响进行了弹性测算。结果显

示：在单一要素影响下，利用小时数降低15%将减少度电净利润1.72分；利用小时数提高15%将增加度电净利润1.27分。我们预计公司2030年前的煤电利用小时数将维持在4450小时以上的高位，并有望逐年缓慢提升。

3新能源：顺势而为，打造“第二成长曲线”

电力央企积极布局新能源转型

电力供给结构迎来确定性变革，以风电、光伏为主的新能源打开长期成长空间，全产业链（制造端、运营端）都有望受益于碳中和对需求和投资的拉动。虽然光伏、风电的系统成本仍有可观的下降空间，但巨量的需求（十四五、十五五期间有望新增超过15亿千瓦装机）预计仍将引领数万亿级别的投资规模。

我们预计，2025年，风电、太阳能发电装机规模有望分别达到5.6亿千瓦、6.1亿千瓦左右；2030年，风电、太阳能发电装机规模预计分别达到9.4亿千瓦、12.1亿千瓦左右。“十四五”期间，风电和太阳能发电年度合计平均新增装机规模预计达到1.3亿千瓦左右；“十五五”期间，风电和太阳能发电年度合计平均新增装机规模预计分别达到2亿千瓦左右。

在新能源投资的长期盛宴中，面临转型的传统电企（以五大发电集团为代表）将成为举足轻重的参与者。火电规模增速已趋平缓，且在可见的未来面临达峰并将逐渐压缩，新能源投资有望被打造为“第二成长曲线”。相较于纯粹的新能源运营商及民企为主的中上游产业链制造企业，其显著的优势是火电基本盘带来的强劲现金流、极具竞争力的融资成本、强大的项目资源获取能力。

五大发电集团都已制定明确的碳达峰时间表以及清洁能源/新能源的转型发展目标。国家电投集团是提出碳达峰的目标时间为2023年。

我们统计了五大发电集团及三峡、华润、中广核、国投、中核共

10家主要电力央企的发电装机及新能源占比情况（2020年底数据）。集团口径来看，风电+光伏装机规模最大的为国电投，达到6049万千瓦；风电+光伏装机占比最高的是中广核，超过38%。

预计公司“十四五”期间新能源装机复合增速36.6%

华能集团明确提出：到2025年，新增新能源装机8000万千瓦以上，确保清洁能源装机占比50%以上，碳排放强度较“十三五”下降20%。

作为华能集团旗下的核心上市平台之一，我们预计华能国际“十四五”期间有望新增新能源装机4000万千瓦。到2025年，公司有望实现风

光装机规模5065万千瓦，新能源装机占比将从2020年的9.4%提高到32%；年均新增800万千瓦风光装机，“十四五”期间新能源装机复合

增幅为36.6%。

按照我们的预测，公司2021年至2025年将合计新增新能源装机规

模4000万千瓦。我们假设其中光伏、陆风、海风的平均比例分别为55%、30%、15%，项目建造成本分别为4000元/千瓦、5500元/千瓦、12000元/千瓦，五年的总资本开支需求为2260亿元，平均每年452亿。若投入资本金的比例为20%，平均每年需投入资本金90亿元；若投入

资本金的比例为30%，平均每年需投入资本金136亿元。

风光新能源开发之外，“十四五”期间预计公司仍有较大额度的其

他资本开支需求，主要包括火电和技术改造：虽然火电项目的新建速

度将放缓，但短期不会停止，同时火电灵活性改造等投入可能上升。

我们预计“十四五”期间风光新能源开发之外的资本开支约为每年140亿元，在资本金比例20%、30%的情形下，平均每年分别需要投入资本

金28亿元、42亿元。总计的每年资本金投入需求为118亿元-178亿

元。基于公司的现金流状况，一旦煤、电价格机制理顺，公司火电经

营恢复正常水平，预计公司仅靠内生增长即可满足资金需求。

22-25年新能源预计有望贡献净利润70、90、110、132亿元

“十四五”期间年均新增800万千瓦风光装机的假设下，我们预计2022-2025年公司新能源装机分别达到2185、3065、4025、5065万千瓦。其中风电分别达到1413.5、1809.5、2241.5、2709.7万千瓦；光

伏分别达到771.1、1255.1、1783.1、2355.3万千瓦。

在此基础上我们预计2022-2025年公司风电发电量分别达到

277.54、362.59、455.74、557.01亿千瓦时；光伏发电量分别达到

70.87、130.28、195.36、266.1亿千瓦时。

据我们测算，2021年，公司风电、光伏的度电净利润分别为0.221、0.205元/千瓦时。考虑到平价项目占比的逐渐提高，预计2022-2025

年风电、光伏的平均度电净利润将逐年小幅降低；其中风电的度电净

利润分别为0.215、0.204、0.194、0.184元/千瓦时；光伏的度电净

利润分别为0.185、0.155、0.137、0.130元/千瓦时。

进一步测算结果显示，2022年-2025年风电的净净利润分别为

57.24、71.04、84.83、98.49亿元；光伏的净利润分别为12.58、19.42、25.63、33.16亿元。新能源合计净利润预计将达到70、90、110、132亿元。