（报告出品方/分析师：广发证券 郭鹏 许洁 许子怡）一、全国性火电龙头，大力投资绿电建设 （一）火电装机超100GW，经济发达地区占比高 公司是我国电力行业的龙头企业，火电为基础、开拓新能源战略。
公司大股东为华能集团，2021年末控股比例达46.2%。
截至2020年末公司装机（2020年为113.36GW）占集团总装机的57.71%。
华能集团旗下还拥有2个上市公司，内蒙华电（600863.SH）集中于内蒙自治区内，而华能水电（600025.SH）专注于水电业务；华能新能源（2020年末累计可控装机14.63GW）已于2020年2月港股退市。
截至2021年底，公司可控装机容量为118.695GW（同比+4.71%），遍布全国26个省市区，且多集中于沿海经济发达地区。
分电源类型而言，公司火电装机达104.35GW，占全部控股装机的87.92%，其中燃煤装机达到92.11GW；风电、光伏装机分别达到10.54、3.31GW。
截至2020Q1，公司燃煤装机容量境内TOP3省份分别为山东、江苏和河南，装机多集中于经济发达地区。
2021年发电量4573亿千瓦时，占到全国5.46%。
2021全年公司实现境内发电量4573.36亿千瓦时（同比+13.20%），占全国发电量（2021年为83768亿千瓦时）的5.46%；实现境内上网电量4301.65亿千瓦时（同比+13.23%）。
从结构上看，公司火电上网电量占总上网电量的94.38%（2020年为95.58%），风+光上网电量占比升至5.41%（2020年为4.17%）。
（二）煤价高企导致 2021Q4 巨亏，电价上浮空间打开至+20% 受煤价攀高影响，公司2021年业绩大幅亏损103亿元。
2021年公司实现营业收入2046.05亿元，同比+20.75%。
由于公司装机仍以火电为主，2021年下半年煤价高位运行背景下，公司全年业绩亏损102.64亿元。
分季度来看，2021Q4公司营收为596.00 亿元（同比+25.25%），主要系燃煤标杆电价上浮空间由10%调整至20%（2021Q4 售电量同比+2.95%）；但煤价同期更大幅度上涨致Q4业绩大幅亏损110.47亿元。
2021年公司火电营收同比+18.8%，风光业务发展迅猛。
分业务来看，2021年公司火电业务实现营收1771.79亿元（同比+18.75%），占总营收86.60%；风电业务贡献营收101.66亿元（同比+52.32%），占总营收4.97%；光伏业务贡献营收19.87亿元（同比+27.05%），占总营收0.97%。
火电巨亏致公司毛利润由盈转亏至6.76亿元。
2021年公司火电业务毛利润亏损108.60亿元，同比-149.14%；风电业务为62.55亿元，同比+66.62%；光伏业务为11.86亿元，同比+26.44%；水电业务为1.13亿元，同比+15.31%。
2021年公司燃煤机组利用小时同比增加429小时，火电售电量同比+11.82%。
2021年受电力供需紧张与复工复产影响，公司燃煤机组利用小时数提升至4488小时（同比+429小时），火电售电量同比+11.82%，达4060.04亿千瓦时。
电价方面，2021年公司境内平均结算电价升至0.4319元/千瓦时（同比+4.41%），其中计算得出Q4平均结算电价达0.4744元/千瓦时（Q4电价=（全年累计售电量*全年累计电价-前三季度累计售电量*前三季度累计电价）/Q4售电量），同比+13.88%。
根据公司披露的季度电量、电价数据，测算出公司2021年11、12月单月上网电价同比+14.75%、17.38%（分别为0.4806、0.4851元/千瓦时，含税）。
在火电上网电价上浮20%区间打开，电力供需紧张、煤价高企的背景下，预计各地市场交易电价顶格上浮成交概率较大。
火电业务受煤价波动影响大，2021年毛利率同比-20.94个pct。
分业务成本来看，公司火电成本占总营业成本始终在90%以上，这也就决定了公司毛利润与电煤价格直接负相关。
受煤价变化影响，2019~2020年公司境内单位燃料成本分别同比下滑5.77%、6.34%，带动毛利率升至12.54%、14.81%；2021年煤价高企，公司入炉标煤单价达1053.25元/吨（含税，同比+52.41%），火电毛利率同比下滑20.94个pct至-6.1%。
风光发电保持50%以上的高毛利率水平。
公司风电、光伏业务近年保持高盈利能力，2021年公司风电、光伏业务分别贡献62.55、11.86亿元毛利润，毛利率分别为61.53%、59.69%。
预计伴随公司十四五期间转型加速，新能源业务具备广阔成长空间。
2021年受燃料成本大幅提升影响，公司归母净利润大幅亏损，当年毛利率、净利率分别下滑至-0.3%、-5.0%。
值得注意的是，2019~2020年公司对部分火电厂计提了大额的资产减值损失（2019年为58.12亿元、2020年为61.14亿元），而2021年资产减值缩减到0.89亿元。
（三）历年经营性现金流充沛，未来聚焦新能源投资 优质火电资产赋予充沛现金流，多年平均在300-400亿元。
尽管公司业绩受煤价影响波动较大，但优质火电资产的持续运营，赋予公司充沛现金流。
受制于公司净利润的大幅亏损，2021年经营性现金流净额为60.33亿元，同比-85.65%。
但观察2016-2020年份，公司投运资产每年较大体量折旧，给予公司稳定且充足的现金流（在300-400亿元之间）；历年收现比也稳定在1倍以上，充沛的现金流给予公司发展新能源强劲的资金支持。
公司聚焦新能源投资，2022年规划投资313亿元。
近年公司风、光电力资本性开支逐年增加，其中2021年风电、光伏资本性支出分别为202.38、71.39亿元，二者占全年资本性支出的62.40%，火电则下降至17.22%。
2022年公司预计风光总支出312.58亿元，占比进一步提升至68.21%。
预计十四五期间公司新能源投、融资及总资产规模仍将提升。
截至2021年末，公司总资产达4900.68亿元，其中在建工程+固定资产达3135亿元（同比+8.09%）；应收账款达398.57亿元（同比+39.19%），其中1年以内应收账款达396.62亿元，占未计提减值损失前应收账款的98.80%；存货达168.24亿元（同比+154.82%），主要为Q4采购的存量高价煤。
截至2021年末公司资产负债率升至74.7%。
截至2021年末公司总负债为3661.76亿元（同比+23.40%），其中长期借款为1368.58亿元（同比+22.11%）；资产负债率提升至74.7%。
受益于公司及时调整融资策略、积极利用专项再贷款等政策因素，测算公司2021年债务部分融资成本同比-0.80个pct至3.56%（利息支出/（长期借款+短期借款+应付债券+一年内到期的非流动负债）*100%），实现降本增效。
二、业绩改善+“储能”属性，火电长期内涵价值提升 （一）需求增长有弹性，长协煤比例有望大幅提升 后疫情时代快速发展下，2021年全国用电量增速升至10.3%。
根据国家统计局披露数据，2021年我国经济持续恢复，国内生产总值比上年增长8.1%，两年平均增长5.1%。
根据中电联披露数据，2021年受经济恢复、上年同期低基数、外贸出口快速增长等因素影响，我国全社会用电量同比增长10.3%；2022年1-2月我国全社会用电量同比增长5.8%。
根据中电联发布的《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计2022年全年全社会用电量约8.7-8.8万亿千瓦时，同比增长5%-6%，用电量仍将呈持续增长态势。
结合当前我国仍以火电为主的电力能源体系结构，短期火电仍将承担“兜底”电源重任。
我们从去年到今年国家对煤炭指导价的不同点入手： 2021年12月3日：发改委发布的《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿）》，提到2022年度5500大卡热值的动力煤港口下水销售基准价为700元/吨（长协价格具体浮动区间为550-850元/吨）。
2022年2月24日：通知设定重点地区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间，其中山西地区热值5500千卡的煤价合理区间为370-570元/吨，陕西为320-520元/吨，蒙西260-460元/吨。
2022年3月，国家发改委召集各省发改委、大型煤企、电力企业等开展部署2022年煤炭中长期合同专项核查工作；同月18日下发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，提出年内再释放产能3亿吨/年，力争全国煤炭日产量稳定在1200万吨以上。
比较之后可以发现，一是煤炭价格中枢有下移趋势，二是浮动区间由300元/吨降至200元/吨。
同时在新闻发布会上，发改委提到虽然目前没有对煤炭现货价格提出合理区间，但现货价格不能明显偏离中长期交易价格合理区间。
结合增加煤炭供给、缓解煤电成本压力为政策主旋律，我们预计动力煤长协煤比例会提升。
（二）电价市场化改革继续，调度调峰政策不断完善 从电价改革政策出发，我们认为从短期和长期来看，有两大趋势利好火电运营商： 趋势一：浮动限制逐渐扩大，短期收入端迅速打开天花板。
根据国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，原则上燃煤发电电量全部进入电力市场，还将煤电交易电价上下浮动范围扩大至20%，高耗能企业不受限制。
结合当前电力供需紧张、煤价高企的背景下，各地市场交易电价大都上浮到上限，火电上网电价得到有效提高。
趋势二：现货交易+辅助服务市场建设提速，火电调度调峰机制有望理顺。
2017年，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方地区（以广东起步）等8个地区作为第一批试点市场；2021年5月，扩大试 点范围至上海等6省市。
辅助服务经济收益缺位，抑制火电灵活性改造发展。
目前国内火电灵活性改造的核心经济驱动力在于调峰辅助服务费用的影响，各地调峰服务标准差异明显，导致改造积极性也各异。
新版两个细则印发，火电改造成本机制有望理顺，给予运营商合理利润水平。
公司把煤电作为电力供应的稳定器和压舱石，十四五加快煤电结构优化升级。
截至2021年底，公司燃煤发电机组中30万千瓦以下等级的占比5.73%，30万千瓦等级的占比39.43%，60万千瓦等级的占比37.10%，100万千瓦等级的占比17.74%。
公司燃煤发电机组中包括16台百万千瓦超超临界机组，以及高参数高效超超临界机组和国 内首次采用的超超临界二次再热机组。
根据公司规划，未来将向清洁高效煤电、灵活性调峰、热电冷多联产、污泥耦合发电、综合能源服务等方向发展。
伴随我国电力现货市场及辅助服务市场逐步完善，火电机组调峰调频盈利增量的弹性增大。
根据公司2020年公开业绩电话会所述，公司燃煤机组辅助服务收入达10.42亿，预计十四五期间调峰机组将大幅增加。
假设改造后机组年均调峰180次，单次时长6小时，300600MW机组启停调峰补贴分别为80110万元/次、成本分别为6090元/次，煤价保持800元/吨、机组运行负荷率在35%时，测算得出300MW火电机组的IRR为4.37%，高于600MW火电机组的IRR3.32%。
结合公司体内控股机组容量30万及其以下的燃煤机组仍有41.60GW，我们认为未来公司优质大型火电机组应充分发挥其低煤耗、高效率发电优势，保持自我造血能力；中小型火电机组积极灵活性改造，可以通过辅助服务市场提升中长期内在价值。
三、火电有力支撑下，未来 4 年绿电装机增速超40% （一）行业能源结构调整下，十四五风光运营商迎发展新机 最新碳达峰方案提出加快建设新型电力系统，大力发展新能源。
2021年10月26日，《2030年前碳达峰行动方案》，提出2030年我国风光装机需达12亿千瓦，12亿千瓦则是2030年风光装机的下限。
根据中电联公布数据，2021年我国风电和太阳能发电装机容量为3.28亿千瓦和3.07亿千瓦，合计6.35亿千瓦。
则未来9年内我国光伏风电至少有5.65亿千瓦增量空间，2021-2030年风光装机复合增速可达7.3%。
以此复合增速计算，到十四五末，保守预测下我国风光装机最低可达8.43亿千瓦。
图 44：2030年我国风电、光伏行业装机需达12亿千瓦预计十四五、十五五期间，风电每年新增50GW，2025、2030年风电累计装机分别达528.48、778.48GW。
截至2021年底，我国风电累计并网装机328.48GW，同比增长16.7%。
根据2021年5月18日世界风能协会副主席、中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在电气风电上市答谢会的发言“预计未来十年将有年均5000万千瓦（50GW）新增风电装机”，以此测算十四五末风电累计装机达528GW，较2021年328GW增长60.89%；十五五末累计装机达778GW，较2021年增长136.99%。
预计十四五末，我国海上风电累计装机较十三五末涨幅达2.46倍。
根据“十四五”规划，我国将主要在广东、福建、浙江、江苏、山东等地区开发海上风电基地，各省也均出台相关政策规划，到2025年江苏海上风电新增8GW、浙江新增4.5GW主要为海上风电、广东海上风电力争达18GW等。
2021年为海上风电国补最后一年，受抢装影响新增较大，当年新增15.09GW（彭博口径）。
根据彭博新能源预测，我国2025年海上风电累计装机将达到39.11GW，2021-2025年均CAGR达10.34%。
海上风电占风电比例也将由十三五末的4.01%提升至十四五末的7.40%，发展前景广阔。
根据CPIA乐观情况预测，2025年光伏累计装机达681.56GW，较2021年增长1.22倍。
截至2021年底，我国光伏累计并网装机306.56GW，同比增长21.0%。
根据中国光伏行业协会（CPIA）预测，十四五期间乐观情况下，光伏行业2022~2025年每年分别新增75、90、100、110GW（年均新增93.75GW），十四五末累计装机达681.56GW，较2021年增长122.33%。
总体来看，若在乐观情况下（风光累计装机上限=前一年累计值+CPIA乐观情况下预计当年新增装机值+风电年新增50GW），2025年末我国风光装机即达1210GW；若在中观情况下（风光累计装机上限=前一年累计值+CPIA保守情况下预计当年新增装机值+风电年新增50GW），2025年末我国风光装机达1135GW；若按照2030年12亿千瓦（1200GW）的最低底线目标，则2021~2023年风光装机CAGR为7.3%，对应2025年末我国风光装机达843GW。
行业能源结构调整下，十四五风光运营商发展空间广阔。
（二）火电做支撑，十四五拟新增装机40GW+ 十四五末新能源装机达55GW，2021-2025装机年均CAGR达41.18%。
根据公司官网披露的2020年业绩电话会公开信息，提出到2025年新能源装机达到55GW（新能源装机占比达34%），其中风电装机29GW（占总装机17%）、光伏装机26GW（占总装机16%），年均新增新能源装机8GW以上。
风、光装机占总装机比例将由2021年的8.88%、2.79%，提升至2025年的17%、16%，十四五具备高成长潜力。
2021年新增风光装机3.20GW，2022年公司拟新增风光装机8GW。
2021年由于光伏组件价格较高、施工资源紧张，极端天气和疫情干扰等因素，公司新增风光装机3.20GW，不及年均增长8GW预期；但绝大部分已经开工建设，预计2022Q1可实现并网投运。
公司2022年预计资本性支出总额为458.25亿元，其中风电126.49亿元、光伏186.09亿元，风光加总占比资本性支出总额的68.21%。
伴随光伏、风电在电力系统中渗透率不断提高，调峰、调频等辅助服务不可忽视。
2021年起我国大部分省份均对新建风光项目提出配储要求，并给予一定政策倾斜支持。
公司作为传统火电龙头，截至2021年底体内控股机组容量30万及其以下的燃煤机组41.60GW，灵活性改造空间广阔；届时公司灵活性改造调峰机组不仅可以获得调峰收益，还可以助力新能源项目的获批、为消纳难题解决后顾之忧。
此外，公司传统火电业务现金流充沛，测算存量火电项目可提供年均300亿元左右的现金流净额。
假设2022-2025年公司新建光伏项目单位造价为3695~3370元/千瓦，项目所需资本金为30%，则火电业务带来的现金流可支持每年27~28GW光伏建设； 假设新建陆风项目单位造价为5571~4782元/千瓦，项目所需资本金为30%，则可支持每年18~19GW陆风建设；假设新建海风项目单位造价为16265~12000元/千瓦，项目所需资本金为30%，则可支持6~8GW海风建设。
四、盈利预测与估值核心假设如下：考虑各机组年内并网时间不同问题，设置累计在运装机规模、有效在运装机规模两个口径，其中累计在运装机规模：为年末累计并网装机容量，时点数据； 有效在运装机规模：为考虑时间加权的年末并网装机容量，历史值为根据公司披露的各项目发电量及利用小时数计算所得，预测新增值假设均为年初并网。
（一）火力发电业务 截至2021年底，公司可控火电装机104.35GW（其中煤机92.11GW），结合公司“适应能源转型变革要求，实施绿色转型战略”，假设2022~2024年火电新增装机容量为2.00、1.00、1.00GW，境外装机保持不变，2024年累计在运装机达108.35GW。
（二）风力发电业务 其中，陆上风电业务：截至2021年底，公司陆上风电装机为8.52GW。
结合公司“十四五”期间每年年均新增风电4.17GW（2025年计划风电装机达29GW，占总装机比例为17%）的目标，假设2022~2024年陆风新增装机容量为1.65、2.00、2.00GW，2024年累计在运装机达14.17GW。
其中，海上风电业务：截至2021年底，公司海上风电装机为2.01GW。
结合公司“十四五”期间每年年均新增风电4.17GW（2025年计划风电装机达29GW，占总装机比例为17%）的目标，假设2022~2024年海风新增装机容量为1.35、1.00、1.00GW，2024年累计在运装机达5.36GW。
（三）光伏发电业务 截至2021年底，公司光伏装机为3.31GW。
结合公司“十四五”期间每年年均新增光伏4.70GW（2025年计划光伏装机达26GW，占总装机比例为16%）的目标，假设2022~2024年光伏每年新增装机容量为5GW，2024年累计在运装机达18.31GW。
预计公司2022~2024年营收CAGR为4.81%，业绩CAGR为26.29%，2022~2024年EPS分别为0.51、0.65及0.82元/股，按最新收盘价对应PE分别为14、11、9倍。
公 司是国内电力龙头，火电盈利有望快速回升，且全力加快绿电建设。
参考同业估值水平，给予公司2022年20倍PE，对应10.26元/股合理价值，对应H股4.93港币/股合理价值（按照4月1日AH股溢价比）。
五、风险提示 煤价持续上行风险：由于公司的主营业务为火电生产，因此盈利水平受电煤价格影响较大。
虽然预计未来一段时间内，随着煤炭行业下游需求的放缓和煤炭新增产能的增加，我国煤炭市场供求整体形势将相对宽松，煤炭价格将处于平稳态势，但也不排除煤炭价格的再次大幅上涨挤压公司的盈利空间，给公司带来盈利水平波动的风险。
项目建设不及预期风险：由于电力行业是资本密集型行业，公司投资在建的项目具有投资额较大、建设周期长等特点。
在项目建设期间，如出现原材料价格、资金成本、劳动力成本上涨，或者遇到不可抗拒的自然灾害、意外事故或者政府政策、宏观经济政策的改变以及其他不可预见的困难或情况，都将导致在建项目总成本上升，建设期延长，使在建项目风险加大。
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