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1、 证券研究报告|公司深度报告 2023 年 09 月 23 日 增持增持(首次)(首次)火电价值重塑,绿电收益可期火电价值重塑,绿电收益可期 周期/环保及公用事业 目标估值:NA 当前股价:5.38 元 公司火电业务公司火电业务受益于受益于成本改善和成本改善和容量电价等容量电价等多元多元交易形式交易形式有望重塑有望重塑价值价值,绿电,绿电投资收益投资收益可可进一步进一步缓冲主业波动缓冲主业波动,增厚业绩,增厚业绩。首次覆盖首次覆盖给予给予“增持增持”投资评级投资评级。华电集团华电集团旗下旗下核心核心平台,平台,发电资产全国布局。发电资产全国布局。华电国际是华电集团的常规能源发电业务的整合平台,
2、被华电集团接管以来已累计完成五次优质发电资产注入,相关资产合计规模超 1 万兆瓦。公司发电资产遍布全国 12 个省份,控股装机容量 5475.42 万千瓦,其中燃煤发电装机约占 80%,燃气和水力发电等清洁能源发电装机约占 20%。公司主营业务稳健发展,营收 5 年间复合增速 6.3%,2022 年实现营收 1070.59 亿元,实现归母净利扭亏为盈(1 亿元)。煤价下行修复火电利润,煤价下行修复火电利润,容量电价等政策预期有望增加火电盈利稳定性容量电价等政策预期有望增加火电盈利稳定性。成本端,2023 年以来煤价中枢持续下移,发电机组用煤成本有望继续优化,公司 2023 年基本实现长协煤炭全
3、覆盖,合同兑现率大有改观。收益端,火电上网电价浮动范围有序扩大,公司主要售电省份电价接近顶格上浮,公司 2022年火电上网电价同比上涨 22.1%,进一步增厚全年火电业绩;火电交易形式将趋于更加灵活多元,电力辅助服务、容量电价等政策预期有望增强火电盈利的稳定性。公司在技术改造方面持续投入,有望在新型电力系统推广落地过程中受益,实现火电价值的重塑。参股华电新能,分享绿电成长机会。参股华电新能,分享绿电成长机会。风电和光伏度电成本下降、消纳也在逐步改善,目前仍有较大成长空间;绿电项目总体由电价补贴政策引导转向供需及市场主导,新能源补贴也随着核查结果披露后陆续下发,新能源运营商现金流状况预计将有所改
4、善。华电新能作为整合华电集团新能源开发业务的唯一平台,有望承载集团“十四五”全部风光装机目标,预计未来三年新增装机 6200 万千瓦,对应装机量年均复合增速为 40%。华电国际持有华电新能 31.03%的股份,分享优质风光装机高增长带来的投资收益增厚,在缓冲主营业务波动的同时,进一步释放公司业绩增长弹性。盈利 预测和估 值:盈利 预测和估 值:我们预计公司 2023-2025 年归母净利润分别为58.23/70.76/78.88 亿元,同比增速为 5734.0%/21.5%/11.5%,当前股价对应PE 分别为 9.4x/7.8x/7.0 x,首次覆盖给予“增持”评级。风险提示:风险提示:长协
5、煤履约率不及预期、上网电价下调、长协煤履约率不及预期、上网电价下调、煤炭价格上涨煤炭价格上涨、投资收投资收益波动风险益波动风险等等。财务财务数据数据与与估值估值 会计年度会计年度 2021 2022 2023E 2024E 2025E 营业总收入(百万元)104422 107059 113784 119869 123755 同比增长 15%3%6%5%3%营业利润(百万元)(8549)(1336)10471 12753 14232 同比增长-226%-84%-884%22%12%归母净利润(百万元)(4965)100 5823 7076 7888 同比增长-219%-102%5734%22%1
6、1%每股收益(元)-0.49 0.01 0.57 0.69 0.77 PE-11.1 551.3 9.4 7.8 7.0 PB 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 资料来源:公司数据、招商证券 基础数据基础数据 总股本(百万股)10228 已上市流通股(百万股)8510 总市值(十亿元)55.0 流通市值(十亿元)45.8 每股净资产(MRQ)6.7 ROE(TTM)1.5 资产负债率 64.6%主要股东 中国华电集团有限公司 主要股东持股比例 45.17%股价表现股价表现%1m 6m 12m 绝对表现-1-7-15 相对表现-1-1-12 资料来源:公司数据、招商证券 相关相关报告报告
7、宋盈盈宋盈盈 S01 -30-20-1001020Sep/22Jan/23May/23Aug/23(%)华电国际沪深300华电国际华电国际(600027.SH)敬请阅读末页的重要说明 2 公司深度报告 正文正文目录目录 一、华电旗下核心平台,推进优质能源资产整合.6 1、集团常规能源发电平台,发电资产全国布局.6 2、主营业务稳健发展,业绩有望持续修复.10 二、火电:煤价下行修复利润,容量电价增强盈利稳定性.14 1、有序用电背景下,火电投资装机加速.14 2、长协保障机制提升履约率,煤价中枢有望下移.16 3、上网电价改革深化,保障火电企业收益.18 4、收益模式多元
8、化,提升火电盈利稳定性.20 三、绿电:风光赋能绿色转型,装机规模持续高增.25 1、成本与消纳均有改善,风光发电经济效益凸显.25 2、绿电项目转向市场主导,发电企业加快绿色转型.27 四、推荐逻辑:火电价值重估在即,分享绿电成长收益.30 1、装机规模稳定增长,度电指标行业领先.30 2、积极参与市场化交易,技改受益电价改革.32 3、参股华电新能,分享绿电成长机会.33 五、盈利预测.37 六、风险提示.40 图表图表目录目录 图 1:华电国际历史沿革.6 图 2:华电国际股权结构(截至 2022/12/31).7 图 3:华电国际装机规模变化(MW).8 图 4:华电国际发电量及同比增
9、速.8 图 5:华电新能新能源装机规模变化(MW).10 图 6:华电国际长期股权投资及净收益(亿元).10 图 7:公司历年营收及增速.11 图 8:公司历年归母净利润及增速.11 图 9:公司毛利率、净利率及 ROE(加权).11 图 10:公司历年费用率变化情况.11 TVhUuZtVbWiYtVpNaQ9RbRoMoOnPtQiNrRzQlOpNrM8OnNuNuOnQsPuOqRxP 敬请阅读末页的重要说明 3 公司深度报告 图 11:公司分业务营收占比情况.12 图 12:公司分业务毛利水平.12 图 13:公司资产负债率与可比公司对比.12 图 14:公司经营性现金流与归母净利润
10、比值.12 图 15:公司现金分红总额及分红比例.13 图 16:公司每股股利(元,含税).13 图 17:历年火电基本建设投资完成额情况.15 图 18:历年火电发电设备容量情况.15 图 19:2021 年全国各类电源发电装机和发电量占比.15 图 20:2021 年全国能源消费结构.15 图 21:我国煤电新增核准容量(GW).16 图 22:我国煤电新增容量及预测.16 图 23:秦皇岛 Q5500 动力煤市场价格变化(单位:元/吨).17 图 24:煤炭开采和洗选业固定资产投资累计同比.18 图 25:全国原煤产量及产能利用率.18 图 26:北方港和长江口合计煤炭库存处于高位(单位
11、:万吨).18 图 27:公司各售电地区火电厂上网电价变化(单位:元/兆瓦时,含税).19 图 28:2019 年主要国家工业及居民电价(单位:元/千瓦时).20 图 29:“管住中间、放开两头”电价机制.21 图 30:我国电力现货市场构成.21 图 31:我国电力现货结算价格拆分.21 图 32:各类电力辅助服务品种与补偿机制.23 图 33:我国风电新增装机和累计装机情况.25 图 34:全球风机价格变化趋势.25 图 35:我国光伏新增装机和累计装机情况.26 图 36:光伏发电设备进入降价周期.26 图 37:我国风电和光伏消纳能力持续向好.26 图 38:风电与光伏发电量占比快速提
12、升.26 图 39:中国风电和光伏 LCOE 领跑全球.27 图 40:2023 年风光 LCOE 已全面低于传统能源(美元/MWh).27 图 41:2022 年各大发电集团风光累计装机情况(MW).29 敬请阅读末页的重要说明 4 公司深度报告 图 42:五大电力集团清洁能源占比及目标.29 图 43:2022 年各大发电集团获取风光指标规模(万千瓦).29 图 44:公司控股装机容量预测.30 图 45:公司火电装机分布(按装机容量).30 图 46:山东电力消费量与发电量(亿千瓦时).31 图 47:2022 年各省电力缺口(亿千瓦时).31 图 48:同行业公司平均供电煤耗(克/千瓦
13、时).31 图 49:同行业公司火电利用小时数(小时).31 图 50:公司各季度上网电价(元/兆瓦时).32 图 51:公司市场化交易电量与占比.32 图 52:公司历年资本性支出(亿元).32 图 53:华电新能收入结构(亿元).33 图 54:华电新能历年归母净利润及增速.33 图 55:华电新能风光上网电量和上网电价.34 图 56:华电新能风光利用小时数(小时).34 图 57:同行业可比公司装机容量对比(万千瓦).34 图 58:华电新能装机容量和发电量占全国市场份额.34 图 59:华电国际股价走势复盘.36 图 60:华电国际历史 PE Band.40 图 61:华电国际历史
14、PB Band.40 表 1:华电集团已注入资产情况.7 表 2:公司控股燃煤及燃气发电机组详细情况.8 表 3:公司控股可再生能源发电机组详细情况.9 表 4:公司 2022 年在运在建机组情况.9 表 5:2022 年各地区限电相关政策梳理.14 表 6:国家发改委有关煤炭保供稳价政策.16 表 7:各地区电力市场化交易价格浮动情况(元/兆瓦时).19 表 8:电力现货市场试点地区所取得主要成果.21 表 9:不同类别容量成本回收机制对比分析.23 表 10:各省份已出台容量补偿政策梳理.23 敬请阅读末页的重要说明 5 公司深度报告 表 11:可再生能源项目将全部参与绿色电力市场化交易.
15、28 表 12:2023 上半年各省绿电交易情况.28 表 13:华电国际 2022-2023H1 在建及核准机组.30 表 14:公司业绩对长协煤比例的敏感性分析.31 表 15:华电新能收入与成本结构预测.34 表 16:销售收入结构预测.37 表 17:盈利预测简表.38 表 18:估值对比表.39 附:财务预测表.42 敬请阅读末页的重要说明 6 公司深度报告 一、一、华电旗下核心平台,推进优质能源资产整合华电旗下核心平台,推进优质能源资产整合 1、集团常规能源发电平台,发电资产全国集团常规能源发电平台,发电资产全国布局布局 华电国际电力股份有限公司经过近华电国际电力股份有限公司经过近
16、 30 年的发展,已经成为中国最大型的上市发年的发展,已经成为中国最大型的上市发电公司之一。电公司之一。公司前身山东国电成立于 1994 年,由中国电力信托投资有限公司与山东省电力公司等几家山东地方企业共同作为发起人,以其在山东省内的发电厂资产作为出资,1999 年山东国电登陆资本市场。2000-2010 年是公司的开拓期,公司积极拓展业务版图,多次参与海外重大能源项目的投资和建设,来自华电集团的优质资产注入进一步助力公司驶入全国性发展的快车道。2010-2020 年是公司的跨越式成长期,公司在产业链中除了纵向延伸收购煤矿资源之外,也开始横向发展清洁能源发电业务,同时发挥产业联动优势、着力推进
17、能源消费端业务。2021 年,公司结合能源转型发展战略,正式剥离风电、光伏等新能源资产并将其注入福新发展(2022 年更名华电新能);重组后华电国际将成为华电集团常规能源发电资产的整合平台,以参股新能源专业平台的方式适应国家“双碳”目标下电力行业长远发展需要。图图 1:华电国际历史沿革华电国际历史沿革 资料来源:公司公告、招商证券 背靠华电集团,公司拥有优质发电资产。背靠华电集团,公司拥有优质发电资产。公司的控股股东为中国华电集团有限公司,持股比例为 46.81%;实际控制人为国务院国资委。华电集团是五大全国性发电企业集团之一,电力资产分布在全国 30 多个省、自治区和直辖市。华电集团主要业务
18、板块包括电力、煤炭、电力工程技术以及金融等;自接管公司以来,华电集团始终把华电国际作为其发展电源项目的主要机构和主力发电企业,已累计完成五次优质发电资产注入,相关资产合计规模超 1 万兆瓦。华电国际背靠华电集团,一方面可受益于产业协同优势,另一方面未来可获得更多集团未上市资产注入。敬请阅读末页的重要说明 7 公司深度报告 图图 2:华电国际股权结构(截至华电国际股权结构(截至 2022/12/31)资料来源:公司公告、招商证券 表表 1:华电集团:华电集团已注入资产情况已注入资产情况 注入资产情况注入资产情况 注入时间注入时间 注入资产规模(注入资产规模(MW)交易对价(亿元)交易对价(亿元)
19、华电湖北发电有限公司 82.5627%股权 2015 年 5,120 38.45 湖北华电武昌热电有限公司 100%股权 2019 年 370 5.71 湖南华电长沙发电有限公司 70%股权 2021 年 1,200 16.90 湖南华电常德发电有限公司 48.89%股权 2021 年 1,320 10.38 湖南华电平江发电有限公司 100%股权 2021 年 2,000 4.18 资料来源:公司公告、招商证券 公司火电发展稳步推进,把握绿色低碳机遇;燃煤发电装机约占公司控股装机容公司火电发展稳步推进,把握绿色低碳机遇;燃煤发电装机约占公司控股装机容量的量的 80%,燃气和燃气和水力发电等清
20、洁能源发电装机约占水力发电等清洁能源发电装机约占 20%。截至 2022 年底,公司发电资产遍布全国 12 个省份,已投入运行的控股发电厂共计 44 家,控股装机容量约 54754.24 兆瓦,主要包括燃煤发电控股装机约 43,700 兆瓦,燃气发电控股装机约 8,589.05 兆瓦,水力发电控股装机约 2,459 兆瓦。公司 2022 全年发电量完成 2,209.32 亿千瓦时,供热量完成 1.67 亿吉焦。在稳步推进火电发展的同时,公司加快调整电源结构并大力拓展抽水蓄能项目资源,2023 年公司董事会审议批准成立抽蓄项目公司和区域售电公司,标志着抽蓄将成为公司重要新发展方向,其装机规模和发
21、电量占比有望提升;公司首个抽蓄项目浙江乌溪江混合式抽水蓄能电站已经取得核准,装机容量 298 兆瓦,预计将于 2027 年投产。敬请阅读末页的重要说明 8 公司深度报告 图图 3:华电国际装机规模变化(:华电国际装机规模变化(MW)图图 4:华电国际发电量及同比增速:华电国际发电量及同比增速 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 注:2022 年发电量按照可比口径较上年同期增长 0.54%表表 2:公司控股燃煤及燃气发电机组详细情况公司控股燃煤及燃气发电机组详细情况 类型类型 发电厂公司名称发电厂公司名称 装机容量装机容量(MW)公司公司拥有拥有 权益权益 机组构成机组构
22、成 燃煤 1 邹县发电厂 2,575 100%1x635 兆瓦+1x600 兆瓦+4x335 兆瓦 2 十里泉发电厂 2,120 100%2x660 兆瓦+2x330 兆瓦+1x140 兆瓦 3 莱城发电厂 1,200 100%4x300 兆瓦 4 奉节发电厂 1,200 100%2x600 兆瓦 5 华电邹县发电有限公司(“邹县公司”)2,000 69%2x1,000 兆瓦 6 华电莱州发电有限公司(“莱州公司”)4,000 75%4x1,000 兆瓦 7 华电潍坊发电有限公司(“潍坊公司”)2,000 64.29%2x670 兆瓦+2x330 兆瓦 8 华电青岛发电有限公司(“青岛公司”)
23、1,220 55%1x320 兆瓦+3x300 兆瓦 9 华电淄博热电有限公司(“淄博公司”)950 100%2x330 兆瓦+2x145 兆瓦 10 华电章丘发电有限公司(“章丘公司”)925 87.50%1x335 兆瓦+1x300 兆瓦+2x145 兆瓦 11 华电滕州新源热电有限公司(“滕州公司”)930 93.26%2x315 兆瓦+2x150 兆瓦 12 华电龙口发电有限公司(“龙口公司”)880 100%4x220 兆瓦 13 四川广安发电有限责任公司(“广安公司”)2,400 80%2x600 兆瓦+4x300 兆瓦 14 华电新乡发电有限公司(“新乡公司”)1,320 98.
24、72%2x660 兆瓦 15 华电漯河发电有限公司(“漯河公司”)660 75%2x330 兆瓦 16 华电渠东发电有限公司(“渠东公司”)660 90%2x330 兆瓦 17 华电国际电力股份有限公司朔州热电分公司(“朔州热电分公司”)701.2 100%2x350 兆瓦+1.2 兆瓦 18 安徽华电宿州发电有限公司(“宿州公司”)1,260 98.27%2x630 兆瓦 19 安徽华电芜湖发电有限公司(“芜湖公司”)2,320 65%1x1,000 兆瓦+2x660 兆瓦 20 安徽华电六安电厂有限公司(“六安公司”)1,320 95%2x660 兆瓦 21 河北华电石家庄裕华热电有限公司
25、(“裕华公司”)600 100%2x300 兆瓦 22 河北华电石家庄鹿华热电有限公司(“鹿华公司”)660 90%2x330 兆瓦+1 兆瓦 010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,0002002020212022燃煤燃气可再生能源-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%05001,0001,5002,0002,5002002020212022发电量(亿千瓦时,左轴)同比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 9 公司深度报告 23 广东华电坪石发电有限公司(“坪石发电公司”)600 100%2x30
26、0 兆瓦 24 广东华电韶关热电有限公司(“韶关热电公司”)700 100%2x350 兆瓦 25 华电湖北发电有限公司(“湖北公司”)6,855.60 82.56%2x680 兆瓦+2x660 兆瓦+2x640 兆瓦+6x330 兆瓦+1x300 兆瓦+2x185 兆瓦+2x122.8 兆瓦 26 湖南华电长沙发电有限公司(“长沙公司”)1,200 70%2x600 兆瓦 27 湖南华电常德发电有限公司(“常德公司”)1,320 48.98%2x660 兆瓦 28 湖南华电平江发电有限公司(“平江公司”)1,000 100%1x1,000 兆瓦 29 华电国际电力股份有限公司天津开发区分公司
27、(“天津开发区分公司”)340 100%2x170 兆瓦 燃气 30 广东华电深圳能源有限公司(“深圳公司”)365 100%1x120 兆瓦+2x82 兆瓦+1x81 兆瓦 31 杭州华电半山发电有限公司(“杭州半山公司”)2,415 64%3x415 兆瓦+3x390 兆瓦 32 杭州华电下沙热电有限公司(“下沙公司”)246 56%1x88 兆瓦+2x79 兆瓦 33 杭州华电江东热电有限公司(“江东公司”)960.5 70%2x480.25 兆瓦 34 华电浙江龙游热电有限公司(“龙游公司”)405 100%1x130.3 兆瓦+2x127.6 兆瓦+1x19.5 兆瓦 35 河北华电
28、石家庄热电有限公司(“石家庄热电公司”)1,310.20 82%2x453.6 兆瓦+2x200 兆瓦+3 兆瓦 36 石家庄华电供热集团有限公司(“石家庄供热集团”)12.55 100%2x4.275 兆瓦+2x2 兆瓦 37 华电佛山能源有限公司(“佛山能源公司”)329 90%4x59 兆瓦+47.5 兆瓦+45.5 兆瓦 38 天津华电福源热电有限公司(“福源热电公司”)400.49 100%2x200 兆瓦+0.49 兆瓦 39 天津华电南疆热电有限公司(“南疆热电公司”)930 65%2x315 兆瓦+1x300 兆瓦 40 广东华电清远能源有限公司(“清远公司”)1,003.20
29、 100%2x501.6 兆瓦 合计合计 52,293.74 资料来源:公司公告、招商证券 表表 3:公司控股公司控股可再生能源发电机组可再生能源发电机组详细情况详细情况 类型类型 发电厂公司名称发电厂公司名称 装机容量装机容量(MW)公司公司拥有拥有 权益权益 机组构成机组构成 水电 1 四川华电泸定水电有限公司(“泸定水电公司”)920 100%4x230 兆瓦 2 四川华电杂谷脑水电开发有限责任公司(“杂谷脑水电公司”)591 64%3x65兆瓦+3x56兆瓦+3x46兆瓦+3x30兆瓦 3 四川华电电力投资有限公司(“四川投资公司”)883 100%3x70兆瓦+3x62兆瓦+3x56
30、兆瓦+3x46兆瓦+3x38兆瓦+3x11兆瓦+4x8.5兆瓦 4 河北华电混合蓄能水电有限公司(“河北水电公司”)65.5 100%1x16 兆瓦+2x15 兆瓦+1x11 兆瓦+2x3.2 兆瓦+1x1.6 兆瓦+0.5 兆瓦 合计合计 2,459.50 资料来源:公司公告、招商证券 表表 4:公司:公司 2022 年在运在建机组情况年在运在建机组情况 燃煤燃煤 燃气燃气 水力水力 在运机组装机容量(兆瓦)43700 8589 2459 在建机组装机容量(兆瓦)5810 2081 298 平均利用小时数(小时)4508 2220 3984 发电量(亿千瓦时)2111.90 97.42 上网
31、电量(亿千瓦时)1974.27 96.18 敬请阅读末页的重要说明 10 公司深度报告 资料来源:公司公告、招商证券 公司通过参股华电新能,分享风电和光伏项目的投资收益。公司通过参股华电新能,分享风电和光伏项目的投资收益。截至 2022 年底,华电新能控股发电项目装机容量为 3,490.84 万千瓦,风电和太阳能发电装机及发电量规模均位于行业前列;其中风电装机容量 2209.11 万千瓦,全国范围市场份额为 6.05%,太阳能发电装机容量 1281.74 万千瓦,市场份额为 3.26%。华电国际参股华电新能享受高速增长的投资收益:2020-2021 年公司长期股权投资从120.07 亿元增至
32、372.50 亿元,系公司于 2021 年出资认购华电新能股权所致;参股华电新能后,2021、2022 年公司投资收益高达 72.42/48.05 亿元,其中华电新能 2022 年贡献 25.94 亿元投资收益。图图 5:华电新能:华电新能新能源装机新能源装机规模变化(规模变化(MW)图图 6:华电国际:华电国际长期股权投资及净收益长期股权投资及净收益(亿元)(亿元)资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 2、主营业务稳健发展,业绩有望主营业务稳健发展,业绩有望持续修复持续修复 整体来看:公司营业收入不改增长态势,归母净利润扭亏为盈整体来看:公司营业收入不改增长态势,归母净
33、利润扭亏为盈,2023 年将持续年将持续修复实现高增长修复实现高增长。公司营业收入从 2017 年的 790.07 亿元稳步增长至 2022 年的1070.59 亿元,年均复合增速为 6.27%,五年累计增长 35.51%;2022 年营收增长主要系煤机电价整体上涨的影响减缓燃料价格持续上涨压力所致。公司归母净利润规模在 2017-2020 年逐年增长,2020 年达到 41.79 亿元,2021 年亏损 49.65亿元主要系煤炭价格大幅上涨所致,2022 年归母净利润扭亏为盈。随着煤价成本下行,公司长协煤履约率以及市场化交易电量占比的提升,2023 年公司业绩有望持续修复。4%4%4%4%5
34、%5%05,00010,00015,00020,00025,000202020212022风电(亿千瓦时,亿千瓦时)太阳能发电(亿千瓦时,左轴)合计市场份额(右轴)05003003504004502002020212022长期股权投资投资收益 敬请阅读末页的重要说明 11 公司深度报告 图图 7:公司历年营收及增速:公司历年营收及增速 图图 8:公司历年归母净利润及增速:公司历年归母净利润及增速 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 毛利率和净利率触底反弹,费用控制持续改善。毛利率和净利率触底反弹,费用控制持续改善。公司毛利率变
35、化趋势与归母净利润相似,2017-2020 年保持增长态势,2021 年营业成本的上涨导致毛利率从16.16%降至-6.16%,2022 年整体毛利率回升至 0.43%,同比增长 6.59pct;整体净利率-0.60%,同比增长 5.87pct,盈利能力有明显边际改善。总费用及费用率方面,公司总费用及费用率保持下降趋势,2022 年公司销售、管理、财务三项费用总额为 56.86 亿元,同比下降 6.60%;期间费用率为 5.31%,同比下降0.52pct。得益于剥离新能源资产后折旧与摊销费用下降以及融资方式创新下融资成本降低,公司近年成本控制能力良好。图图 9:公司毛利率、净利率及:公司毛利率
36、、净利率及 ROE(加权)(加权)图图 10:公司公司历年历年费用率变化情况费用率变化情况 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 分业务来看:公司营收主要由售电、供热及售煤三部分业务营收构成,分业务来看:公司营收主要由售电、供热及售煤三部分业务营收构成,其中售电业务和供热业务占营业收入比例呈现波动上升趋势,2022 年售电业务占比89.20%,供热业务占比 8.38%,而售煤业务占比下降到 1.40%。2020 年至 2022年,公司售电和供热业务的营收均稳步增长。2022 年,公司售电业务营收 954.96亿元,同比增长 14.17%;供热业务营收 89.70 亿元,同
37、比增长 20.12%;售煤业务营收 14.94 亿元,同比下降 87.14%。分业务毛利水平方面,占营收主要组成部分的发电业务毛利率提升明显;供热业务毛利率常年为负,2021 年起受燃煤和天然气价格上涨影响叠加成本传导机制弹性较小,该业务亏损略有扩大;售煤业务贡献毛利较低,系公司在 2022 年煤价上涨背景下缩量经营所致。-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%020,00040,00060,00080,000100,000120,000营业收入/百万元(左轴)增长率/%(右轴)-300%-200%-100%0%100%200%300%400%-6,000-4,000-2,0000
38、2,0004,0006,000归母净利润/百万元(左轴)增长率/%(右轴)-10%-5%0%5%10%15%20%2002020212022毛利率/%净利率/%ROE(加权)0%2%4%6%8%10%20020202120222023H1销售费用率/%管理费用率(不含研发)/%财务费用率/%期间费率/%敬请阅读末页的重要说明 12 公司深度报告-2000%0%2000%4000%6000%8000%10000%12000%-10,000-5,00005,00010,00015,00020,00025,00030,00020020
39、20212022经营性现金流量净额(百万元,左轴)经营性现金流量净额/归母净利润(右轴)图图 11:公司分业务营收占比情况公司分业务营收占比情况 图图 12:公司分业务毛利水平公司分业务毛利水平 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 资产结构优化效果显著。资产结构优化效果显著。公司资产负债率呈先下降后上升趋势,主要是由于公司2021 年发行股份及可转换公司债券购买资产之交易对价中可转换公司债券比例较高,资产负债率整体从 2017 年的 74.38%降低到 2022 年的 68.45%,降幅领先同行业可比公司,2019 年以来维持在 70%以下;近五年资产端流动资产占比提升
40、 1.51pct,负债端流动负债占比下降 4.75pct,彰显公司加快资产结构优化的成效。经营性现金流回正,经营性现金流回正,高分红增厚股东回报高分红增厚股东回报。2022 年公司经营性活动产生现金流入净额为 96.54 亿元,相比上年同期 64.01 亿元的净流出有明显改观,主要因为煤机电价上涨缓解煤炭成本压力。公司实施积极的利润分配办法,现金分红优先于股票股利。根据2020-2022 年股东回报规划,2020-2022 年公司拟每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的 50%,且每股派息不低于 0.20 元人民币。公司股息率从 2018 年以来保持上升趋势,202
41、0-2022 年均高于 4%,2022 年达到 4.25%,在五大发电上市公司中排名首位,高比例分红承诺将为投资者提供稳定收益,有效提振投资者信心。图图 13:公司资产负债率与可比公司对比:公司资产负债率与可比公司对比 图图 14:公司经营性现金流与归母净利润比值公司经营性现金流与归母净利润比值 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 0%20%40%60%80%100%2002020212022售电供热售煤其他业务-40%-20%0%20%40%60%80%100%2002020212022售电供热售煤其他业务50%55%60%
42、65%70%75%80%2002020212022华能国际国电电力大唐发电中国电力华电国际 敬请阅读末页的重要说明 13 公司深度报告 图图 15:公司现金分红总额及分红比例:公司现金分红总额及分红比例 图图 16:公司每股股利(元,含税):公司每股股利(元,含税)资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%4.0%4.5%5.0%05002020212022现金分红总额(亿元,左轴)股息率(右轴)0.000.050.100.150.200.250.
43、302002020212022 敬请阅读末页的重要说明 14 公司深度报告 二、二、火电:煤价下行修复利润,火电:煤价下行修复利润,容量电价增强盈利稳容量电价增强盈利稳定性定性 1、有序用电背景下,火电投资装机加速有序用电背景下,火电投资装机加速 2022 年多地用电负荷创新高,各地区出台限电有序用电保供方案,全国电力供年多地用电负荷创新高,各地区出台限电有序用电保供方案,全国电力供需总体紧平衡。需总体紧平衡。2022 年全国有两轮较大范围的有序用电:7-8 月在疫情后复工复产、极端高温天气和干旱的影响下,社会用电量猛增叠加水力发电量下降,导致21 个省级电网用电负荷创新
44、高,除东北外其余 5 个区域电网均创新高,其中华东、华中区域电力保供形势严峻。进入到 12 月,部分省份受前期水电蓄能持续下滑等因素影响,叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升,电力供需形势较为紧张。为应对电力供需紧平衡的情况,各地不断出台限电政策。尽管 2022 年限电的影响总体上小于 2021 年,但有序用电仍旧给一些地区的高耗能产业带来一定冲击。表表 5:2022 年各地区限电相关政策梳理年各地区限电相关政策梳理 地区地区 时间时间 限电措施限电措施 四川省 2022.8 四川省经济和信息化厅、国网四川省电力公司联合下发 关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知,要求要求 15 日起工业电力
45、用户“让电于民”,停产停工日起工业电力用户“让电于民”,停产停工 6 天天;取消主动错避峰需求响应,在全省(除举枝花、凉山)的 19 个市(州)扩大工业企业让电于民实施范围,对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户(含白名单重点保障企业)实施生产全停(保安负荷除外),放高温假。浙江省 2022.7 浙江省能源局与国网浙江发出节约用电倡议书,并根据用电缺口实际情况启动了有序用电措施;省内多省内多家水泥企业要求采取“停三开四”或是窑磨均停方案家水泥企业要求采取“停三开四”或是窑磨均停方案,让电于民,减少尖峰负荷。2022.8 浙江省发展和改革委员会印发关于同意启动 C 级有序用电的函,文件指出,浙
46、江省 8 月 8 日根据用电缺口实际情况启动 C 级级 1250 万千瓦有序用电措施,万千瓦有序用电措施,8 月月 9 日再视情调整有序用电等级日再视情调整有序用电等级。安徽省 2022.8 安徽省合肥市发改委、国网合肥供电公司发布致全市电力用户节约用电倡议书,称今夏全市电力供需形势紧张,倡导工业企业通过计划检修等方式错避峰让电,主动支持缓解用电高峰时段供电压力。江苏省 2022.8 南京市发布节电倡议书,要求机关事业单位带头节电、工业企业严格科学用电、加强公共场所合理用电提倡家庭生活节约用电。山东省 2022.6 山东省发展和改革委员会、山东省能源局联合印发2022 年全省迎峰度夏有序用电方
47、案。方案中提出,科学组织实施有序用电,确保“限电不限民用”“限电不拉闸”,切实保障居民生活、公共服务和重要用户电力可靠供应。重庆市 2022.8 为全面保障民生用电,确保电网安全,从从 8 月月 15 日至日至 8 月月 24 日各工业企业采取放高温假日各工业企业采取放高温假方式,让电于民,若有调整,另行通知。云南省 2022.9 9 月 10 日起电解铝企业进入第一轮限电模式,初步压减初步压减 10%用电负荷受影响产能达到用电负荷受影响产能达到 50 万吨万吨。2022.9 9 月 16 日起电解铝企业进入第二轮限电模式,压减用电负荷加大至压减用电负荷加大至 15%-30%不等不等。贵州省
48、2022.12 贵州电网发布关于电解铝企业实施负荷管理有关要求的通知,提出在实施负荷管理时重点限制“两高”企业,各电解铝企业暂按各电解铝企业暂按 70 万千瓦总规模调减,约占电解铝总负荷比例约万千瓦总规模调减,约占电解铝总负荷比例约 30%;于 12 月 13 日启动,每日按负荷分配的 20%减负荷,通过五日负荷管理执行到位。2022.12 贵州电网发布关于对电解铝企业进一步实施负荷管理有关要求的通知,限电再度升级,需再按需再按 30 万千万千瓦总规模退槽,预计或影响瓦总规模退槽,预计或影响 20 万吨左右的电解铝产能万吨左右的电解铝产能。辽宁省 2022.6 辽宁省工信厅发布2022 年辽宁
49、省有序用电方案,提出,按照先错峰、后避峰、再限电的顺序实施有序用电。资料来源:各省发改委、新闻、招商证券 电力紧张现象的出现,推动电力系统顶层设计调整,并使得火电建设重回快车道。电力紧张现象的出现,推动电力系统顶层设计调整,并使得火电建设重回快车道。2021 年以来随着多省份缺电现象频发,火电投资回暖:2022 年全国火电基本建设投资完成额为 909 亿元,同比+28.4%,火电新增装机容量 4471 万千瓦,累计装机容量 13.32 亿千瓦,同比+2.7%。另外,政策层面也开始调整电力系统的 敬请阅读末页的重要说明 15 公司深度报告 顶层设计。2023 年 6 月国家能源局发布的新型电力系
50、统发展蓝皮书指出,逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型是化石能源发电的发展方向。蓝皮书明确 2030 年前煤电装机和发电量仍将适度增长,并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。图图 17:历年火电历年火电基本建设投资完成额基本建设投资完成额情况情况 图图 18:历年火电发电设备容量情况历年火电发电设备容量情况 资料来源:国家能源局、招商证券 资料来源:国家能源局、招商证券 在能源结构转型背景之下,火电的托底作用更为明显。在能源结构转型背景之下,火电的托底作用更为明显。从新能源替代能力可靠性来看,预计未来三年新增新能源可靠保障容量不足 4000 万千瓦,新
51、能源尚不具备提供与煤电相当的保障能力。从电网工程来看,特高压跨区输电是解决我国东西部电力供需结构性失衡的有效方式,而目前特高压存量通道平均利用率仅为60%,且“十四五”规划新增的跨省跨区输电通道在短期内难以全面发挥电力保供作用。电力规划设计总院预计 2023、2024 年电力供需紧张地区数量将从 5 个分别增加至 6 个和 7 个。只有通过推动火电作为支撑性电源尽快投产、夯实其托底保供基础,才能压实电力供应保障的基本盘。截至 2022 年,煤电占全国装机比重降至 43.8%,但煤电发电量占比仍高达 58.4%,保守预计到 2025 年前,我国电力安全仍将高度依赖煤电。根据中国社会科学院大学国际
52、能源安全研究中心从发挥煤电兜底作用的角度预测,“十五五”期间全国煤电装机容量将新增 3000万千瓦,并将在 2030 年达峰。图图 19:2021 年全国各类电源发电装机和发电量占比年全国各类电源发电装机和发电量占比 图图 20:2021 年全国能源消费结构年全国能源消费结构 资料来源:中国电力发展报告 2022、招商证券 资料来源:中国电力发展报告 2022、招商证券 新型电力系统发展蓝皮书为煤电装机增长提供确定性指引,新型电力系统发展蓝皮书为煤电装机增长提供确定性指引,2022 年火电核年火电核准加速,准加速,全国煤电布局前景广阔:全国煤电布局前景广阔:对于西部和北部地区,煤电应依托综合能
53、源基地开发项目,以支撑基地内形成风光水火储联合外送;对于东部沿海地区,煤电项目应符合当地用电负荷密度高、电力需求大的特点,保证本地电力供应安全。2022 年我国煤电总核准装机达 90.72GW,是 2021 年获批总量的近 5 倍;2023-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%02004006008001,0001,2001,4001,6002015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022火电投资完成额(亿元)同比(右轴)0%2%4%6%8%10%020,00040,00060,00080,000100,000120,000140,00020
54、15 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022火电装机容量(万千瓦)同比(右轴)0%10%20%30%40%50%60%70%发电装机占比发电量占比56%18%9%17%煤炭石油天然气非化石能源 敬请阅读末页的重要说明 16 公司深度报告-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%00708090煤电新增装机容量(GW,左轴)同比(右轴)00708090100年煤电核准热潮仍在持续,预计 2023-2025 年煤电装机复合增速有望创下近十年来新高。图图 21:我国煤电我国煤电新增新增核准容量核准容量(
55、GW)图图 22:我国煤电新增容量及预测我国煤电新增容量及预测 资料来源:中国电力部门低碳转型 2022 年进展分析、招商证券 资料来源:电规总院、招商证券 2、长协长协保障机制提升履约率保障机制提升履约率,煤价中枢有望,煤价中枢有望下移下移 煤炭保供政策持续,煤炭价格调控机制力保煤炭长协价稳定。煤炭保供政策持续,煤炭价格调控机制力保煤炭长协价稳定。2022 年,国家发改委立足以煤为主的基本国情,创新煤炭价格区间调控机制,加强对电煤价格的调控,以煤炭为“锚”稳定能源等大宗商品价格。煤炭中长期合同制度发挥了煤炭市场的“稳定器”作用。2022 年地缘冲突、气候异常致使全球煤炭需求快速上涨,供需失衡
56、推动煤价上行,创下历史新高;而在煤炭价格调控监管系列措施综合作用下,2022 年国内动力煤中长期合同(5500 大卡下水煤)全年均价为722 元/吨,同比上涨 73 元/吨,年内峰谷差在 9 元/吨左右,国内煤炭价格总体在高位平稳运行较长时间,且价格变化幅度小于国际市场。表表 6:国家发改委有关煤炭:国家发改委有关煤炭保供稳价政策保供稳价政策 类别类别 时间时间 政策名称政策名称 主要内容主要内容 增产能 2022.3 关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知 要求主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供,年内再释放产能3 亿吨以上,其中 1.5 亿吨来自新投产煤矿,另外 1.5 亿吨增量
57、则通过产能核增、停产煤矿复产等方式实现。控价格 2022.2 关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知 在坚持煤炭价格由市场形成的基础上,提出煤炭(国产动力煤)中长期交易价格合理区间。2022.4 关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告 严格执行经国务院批准的长协价每吨长协价每吨570-770元元(对应5500大卡),基准价所有煤炭企业按基准价所有煤炭企业按 675 元元/吨执行,坑口价不得超吨执行,坑口价不得超 700 元元/吨,吨,港口不得超港口不得超 900 元元/吨吨。2022.10 2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案 电煤在长期合同供应方的范围扩大至所有在产的煤炭生产企业;
58、而需求方范围缩小至发电和供暖用煤企业,在 2022 年中长协中受到支持的冶金、建材、化工等行业在 2023 年均不再享受中长协煤炭供应。落实长协 2022.3 关于做好 2022 年煤炭中长期合同监管工作的通知 供需企业要每月线上报送合同履行情况,保证单笔合同月度履约率单笔合同月度履约率不低于不低于 80%、季度和年度履约率不低于、季度和年度履约率不低于 90%。2022.4 关于做好进口煤应急保障中长期合同补签工作的通知 组织补签共计 1.8 亿吨进口煤应急保障中长期合同,优先保障国计民生相关的电力、供热用煤需求。2022.6 关于做好 2022 年电煤中长期合要求全面加强电煤中长期合同签订
59、履约和监管工作,确保能源安全 敬请阅读末页的重要说明 17 公司深度报告 同补签换签和履约监管工作的通知 保供;要求煤炭生产企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的 80%以上,且 2021 年 9 月份以后和 2022 年新核增产能的保供煤矿核增部分要全部签订电煤中长期合同,自有资源量原则上不得低于去年产量水平。2022.11 关于进一步严格做好 2023 年电煤中长期合同签订工作的通知 压紧压实企业主体责任,指导督促供需企业自主衔接资源和签订合同,推动企业签早、签足、签实、签规范,严格执行国家政策要求;要加强对辖区内供需企业中长期合同签订进展情况的跟踪调度,为供需衔接提供便利条件,及时帮
60、助协调解决存在的困难和问题。资料来源:政府网站、北极星电力网、招商证券 图图 23:秦皇岛秦皇岛 Q5500 动力煤动力煤市场市场价格价格变化变化(单位:元(单位:元/吨)吨)资料来源:Wind、招商证券 国内产能释放和国外进口煤增量双重国内产能释放和国外进口煤增量双重保供保供,2023 年年煤价中枢煤价中枢显著显著下移,发电机下移,发电机组用煤成本有望组用煤成本有望持续持续改善。改善。煤炭兜底保障作用继续被置于首位,煤炭安全增产保供的韧性将全面增强。国内煤矿供给方面,能源主管部门 2022 年加快了煤矿建设项目的核准速度,煤炭行业投资额同比明显提升,煤炭企业生产积极性高涨,国内煤炭总产量约
61、44.5 亿吨,同比增长 8%,夯实了煤炭增产保供的产能基础。长协煤政策方面,进入 2023 年,重点用煤企业长协煤全覆盖政策更加趋紧,煤电企业普遍加大了长协煤的采购力度。进口煤炭供给方面,2023 年澳洲煤炭进口全面放开,叠加煤炭进口零关税政策延续至年底,均有利于扩大我国煤炭总体供应量。短期看,在中下游较高库存的压力下,三季度电煤价格有望维持相对低位,近期在需求复苏下价格有所回升,但同比依然维持相对低位;长期看,在经济刺激和市场信心恢复的背景下,煤炭市场将呈现供需两增的态势,且供应端的增量可能会大于需求,动力煤市场供需面将向适度宽松转化,助力动力煤市场价格中枢向下转移。05001,0001,
62、5002,0002,5003,000市场价格2020均价2021均价2022均价2023H1均价 敬请阅读末页的重要说明 18 公司深度报告 05001,0001,5002,0002,5003,0003,500北方港合计北方港多年平均长江口合计长江口多年平均图图 24:煤炭开采和洗选业固定资产投资煤炭开采和洗选业固定资产投资累计同比累计同比 图图 25:全国原煤全国原煤产量及产能利用率产量及产能利用率 资料来源:iFinD、招商证券 资料来源:iFinD、招商证券 图图 26:北方港北方港和长江口和长江口合计煤炭库存合计煤炭库存处于高位(单位:万吨)处于高位(单位:万吨)资料来源:iFinD、
63、招商证券 3、上网电价改革深化,保障火电企业上网电价改革深化,保障火电企业收益收益 火电上网电价浮动范围有序扩大,打开电厂盈利空间。火电上网电价浮动范围有序扩大,打开电厂盈利空间。2021 年 10 月,国家发改委价格司发布重磅文件 国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知,通知明确:1)燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市场并通过市场交易,在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价;2)发电侧煤电交易基准价从上浮 10%、下降 15%,扩大为上下浮动均不超过 20%;3)工商业用户全部入市,并将取消目录电价;4)高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。此次改革有利于发
64、挥市场机制作用,理顺煤电关系,疏通煤价成本端向售电价格端传导堵点,打开火电厂商盈利空间。通知发布后,各地发改委相继发布通知推进通知发布后,各地发改委相继发布通知推进当地燃煤发电上网电价改革。当地燃煤发电上网电价改革。在上调电价浮动上限的基础之上,江苏省、黑龙江省、山西省、江西省、湖北省、辽宁省、甘肃省等十余个省份另外明确高耗能企业购电价格可按基础电价的 1.5倍执行。按交易结算口径统计,2022 年全国市场交易电量共 5.25 万亿千瓦时,同比增长 39%,占全社会用电量比重达 60.8%,同比提高 15.4 个百分点。全国燃煤发电机组市场平均交易价格达 0.449 元/千瓦时,较全国平均基准
65、电价上浮约 18.3%,其中多个地区的市场化电价上浮比率达到 20%顶格水平。-10%0%10%20%30%40%50%60%2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月2002220230%10%20%30%40%50%60%70%80%055404550煤炭产量(亿吨)工业产能利用率(右轴)敬请阅读末页的重要说明 19 公司深度报告 表表 7:各地各地区电力市场化区电力市场化交易交易价格价格浮动情况浮动情况(元(元/兆瓦时)兆瓦时)地区地区 燃煤基准价燃煤基准价 2022 2023 均价均价 上浮上浮 均价均价 上浮上浮
66、 江苏 391.0 466.69 19.36%466.64 19.35%浙江 415.3 498.36 20.00%497.73 19.85%广东 463.0 497.04 7.34%553.84 19.62%广西 420.0 491.61 17.05%491.62 17.05%福建 393.2 443.2 12.72%449.5 14.32%陕西 354.5 417.8 17.86%425.4 20.00%海南 429.8 515.76 20.00%515.76 20.00%陕西 355.5 425.4 19.66%420.77 18.36%安徽 384.4 460.44 19.78%460
67、 19.67%蒙西 282.9 339.48 20.00%335.92 18.74%江西 414.3 496.6 19.86%497.17 20.00%山西 332.0 382 15.06%398.08 19.90%全国全国 379.5 449 18.30%资料来源:各省发改委、北极星售电网、各省电力交易中心、招商证券 火电企业充分受益于电价改革。火电企业充分受益于电价改革。2022 年是上网电价新政实施后首个完整年度,以华电国际售电量最高的地区为例,各地火电上网电价均出现上涨,涨幅在10%-35%之间;公司2022全年平均火电上网电价较2021年同比增长约22.1%,这表明公司充分受益于电价
68、上限上浮所带来的售电收入提升。图图 27:公司各公司各售电地区售电地区火电厂火电厂上网上网电价变化电价变化(单位:元(单位:元/兆瓦时,含税)兆瓦时,含税)资料来源:公司公告、招商证券 我国我国销售电价销售电价与发达国家和新兴工业化国家相比仍处于较低水平,存在上涨预期。与发达国家和新兴工业化国家相比仍处于较低水平,存在上涨预期。在工业和居民电价方面,中国电价低于世界平均水平。通常情况下,新能源装机比重越大,电力现货市场差价就会越大,而对电力辅助服务的需求和容量充裕性需求就会更大,电力系统成本就会相应提高。因此,可再生能源占比高的发达国家的电价普遍高于传统能源占比高的发展中国家。随着电力市场化改
69、革的深入以及清洁能源装机量的增加,中国电价经过本轮煤价上涨期之后,仍然可能面临系统性成本上升的压力,电价有望在中长期内延续上升趋势。0%5%10%15%20%25%30%35%40%005006007008009001,000浙江广东天津河北湖南山东湖北四川重庆山西安徽河南20212022同比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 20 公司深度报告 0.00.51.01.52.02.5平均销售电价工业电价居民电价图图 28:2019 年主要国家工业及居民年主要国家工业及居民电价电价(单位:(单位:元元/千瓦时千瓦时)资料来源:我国电价的国际比较分析、招商证券 4、收益模式多元化
70、收益模式多元化,提升火电盈利稳定性提升火电盈利稳定性 火电交易形式将趋于更加灵活多元。火电交易形式将趋于更加灵活多元。中共中央、国务院 2015 年发布的关于进一步深化电力体制改革的若干意见 明确提出了深化电力体制改革的重点和路径,核心在于打破原有的垄断和单一的电力商业模式,引入售电商环节,通过单独核定输配电价,用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用,将部分利润转移给售电公司和用户侧。国家发改委 2021 年发布的国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知中指出,要根据电力体制改革“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,
71、促进真正意义上“能跌能涨”市场化电价机制的建立。为适应电力供应和需求的多元化,国家正在积极探索发展电力现货市场、容量电价机制、辅助服务市场等市场化体系,力争通过市场手段优化电力资源在时间和空间上的配置。电力现货市场:电力现货市场:电力现货市场交易可以促进电力交易的透明度、提供更加清晰的价格信号,优化电力资源配置、提高电力资源的利用效率。电力辅助服务:电力辅助服务:具有深度调峰能力的火电机组,参与电力系统辅助服务,将成为一种新的经营模式和盈利增长点;近期发布的并网主体并网运行管理规定电力系统辅助服务管理办法,将开启我国电力辅助服务市场顶层设计的新构架。容量电价机制:容量电价机制:容量市场作为一种
72、经济激励机制,能使机组获得发电量和辅助服务市场以外的稳定收入,以此鼓励机组建设,使电力系统在面对高峰负荷时有足够发电容量冗余。未来容量电价机制的出台将显著提升火电企业的盈利稳定性。敬请阅读末页的重要说明 21 公司深度报告 图图 29:“管住中间、放开两头”电价机制“管住中间、放开两头”电价机制 资料来源:发改委、招商证券 电力现货市场建设电力现货市场建设如火如荼,具备现货市场条件的省份不断增加如火如荼,具备现货市场条件的省份不断增加。国家发改委和能源局分别于 2017 年和 2021 年发布关于开展电力现货市场建设试点工作的通知和关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知并确立两批共14
73、个地区作为电力现货市场试点对象,今年 9 月,发改委能源局联合发布电力现货市场基本规则(试行),标志着我国电力现货市场顶层指导性文件出台,现货市场将有望加速推进。当前我国有 5 个省份省内现货市场已具备现货市场运行条件,随着现货试点的不断推进,越来越多的省份将逐渐形中长期稳定运行的电力现货市场,预计到 2025 年将有一半的省份具备现货运行条件,现货交易电量占比将持续上升,省间交易规模也将逐步扩大。图图 30:我国电力现货市场构成我国电力现货市场构成 图图 31:我国电力现货结算价格拆分:我国电力现货结算价格拆分 资料来源:北极星售电网、招商证券 资料来源:北极星售电网、招商证券 表表 8:电
74、力现货市场:电力现货市场试点地区试点地区所取得所取得主要成果主要成果 试点试点批次批次 试点试点地区地区 时间节点与进展时间节点与进展 第一批 南方 2018 年 8 月,南方(以广东起步)电力现货市场正式投入试运行 2019 年 5 月,启动现货结算试运行 2022 年 12 月,南方区域电力现货市场首次开展调电试运行(不结算)蒙西 2019 年 6 月,蒙西电力现货市场正式启动模拟试运行 2022 年 6 月,蒙西启动新一轮现货市场连续结算试运行 浙江 2019 年 5 月,浙江电力现货市场启动模拟试运行 2021 年 6 月,浙江电力现货市场顺利完成季度连续结算试运行 2021 年 12
75、 月,浙江电力现货市场正式启动第五次结算试运行 山西 2022 年 12 月,山西电力现货市场实现连续平稳试运行一周年 山东 2019 年 6 月,山东电力现货市场正式启动试运行 2021 年 12 月,山东电力现货市场启动不间断结算试运行 敬请阅读末页的重要说明 22 公司深度报告 福建 2019 年 6 月,福建电力现货市场启动试运行 2020 年 8 月,正式转入不间断结算试运行 四川 2019 年 6 月,四川电力现货市场启动模拟试运行 2022 年 1 月,启动电力现货市场长周期连续结算试运行 甘肃 2020 年 4 月,完成为期一个月长周期结算试运行 第二批 上海 2022 年 7
76、 月,开展为期一周的首次模拟试运行 江苏 2022 年 7 月,完成首次电力现货市场结算试运行 2022 年 9 月,第二次结算试运行(发电侧报量报价、用户侧不报量不报价)安徽 2022 年 3 月,启动模拟试运行(发电侧报量报价,用户侧不报量报价)辽宁 2022 年 6 月,启动第一次模拟试运行 河南 2022 年 11 月,完成第一次短周期调电(结算)试运行 湖北 2022 年 12 月,开展首次调电试运行 资料来源:发改委、北极星电力网、招商证券 以调峰为代表的电力系统辅助服务大有可为。以调峰为代表的电力系统辅助服务大有可为。电力辅助服务根据提供方式可分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服
77、务,基本电力辅助服务为并网主体义务提供,不进行补偿,有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供,其中有功平衡服务特别是调频、调峰是我国电力辅助服务中应用最多的方式,目前已经建立较为完善的市场机制。对于火电企业而言,火电灵活性改造是技术较为成熟、运行性价比高的调峰手段。虽然各地调峰服务标准有一定差异,但大部分区域的调峰辅助服务的补偿上限满足火电灵活性改造的经济性要求,对应更高的盈利弹性。2014 年,东北率先启动调峰辅助服务市场,2016 年以来,东北、福建、山西、新疆、山东、甘肃、西北、南方等多个电力辅助服务市场相继获批,并逐步开始建设。多地区跟进配套辅助服务补偿政策,目前我国统一的辅助服
78、务规则体系基本形成;截至 2022 年底,我国电力辅助服务实现了 6 大区域、33 个省区电网的全覆盖。在电力辅助服务市场范围扩大的同时,市场交易电量与费用也随着可再生能源接入比例的升高而增加,近年来各地出台的政策均对火电深度调峰补偿标准进行提高,例如南方区域 2022 版电力辅助服务管理实施细则相比于 2020版将 30%-40%负荷率档位的调峰补偿提高 6 倍以上,将 0-30%档位的补偿提高9 倍以上。补偿标准的提高直接使电厂通过灵活性改造带来的辅助服务收入占比迅速提高,目前华能国际和皖能电力已开始披露调峰调频等辅助服务收入,两家公司 2022 年分别实现电力辅助服务收入 14.73 亿
79、元和 4000 万元,2023 年有望保持增长势头。敬请阅读末页的重要说明 23 公司深度报告 图图 32:各类电力辅助服务品种与补偿机制各类电力辅助服务品种与补偿机制 资料来源:国家能源局、招商证券 容量电价机制给予火电合理成本保障固定资产投资回收。容量电价机制给予火电合理成本保障固定资产投资回收。随着省内新型电力系统和电力现货市场建设,电力容量充裕度问题愈发严峻:一方面,稳定调节电源出现短缺的迹象,当新能源接近零边际成本大范围接入电网时,燃煤机组退役次数增多,因缺乏固定成本回收而不能保障火电市场的生存空间,存量火电向调节或备用机组过渡的通道被阻断,使得存量火电更加倾向于报废,从而加剧了峰荷
80、时期的容量缺口;另一方面,由于电源建设具有周期较长的特点,若用存量电力市场的竞争来指导增量电源的开发,时间上的滞后性则会导致周期性发电容量余缺。容量成本回收机制是解决容量充裕度问题的重要手段,可通过回收一部分固定成本和变动成本来规避电力市场中长期风险。容量成本回收一般可分为稀缺电价、容量补偿、容量市场和可靠性期权机制,我国以容量成本补偿机制为主,目前山东、广东和云南等地在进行初步尝试,未来或将有更多省份出台相关政策,容量机制也会趋于成熟,发挥保障火电企业稳定经营的“稳定器”作用。表表 9:不同类别容量成本回收机制对比分析不同类别容量成本回收机制对比分析 原理原理 优势优势 劣势劣势 适用环境适
81、用环境 稀缺电价稀缺电价 机制机制 价格上限高,允许出现尖峰价格 简单,无需预测容量需求,充分激励电源 产生极高电价,不确定性高,发用侧均有高风险 市场监管力强风险承受度高市场设计与行政管制平衡 容量补偿容量补偿 机制机制 政府机构根据电源结构、需求预测制定补偿标准,按装机或有效容量补偿 简单,有序引导电源投资、减小现货电能量价格波动 补贴标准无法反映发电客量的时空价值 电源收入预期稳定,电价影响可控,机制建设难度小 容量市场容量市场 机制机制 事先根据可靠性需求、机组净成本等制定需求曲线,市场形成容量价格 终端用电价格稳定,价格机制可灵活反容量的时空价值 需制定容量需求曲线、用户承担最大需求
82、容量对应成本 需求预测精准、信息披露程度高、市场监管能力强 可靠性期权可靠性期权 机制机制 事先签订期权合同、用户支付期权费,现货价高于行权价时发电商返回差额 通过合同保障价格稳定,解决发用侧价格接受程度不同的问题 需要具备完善市场规则及金融法规 市场机制完善,电价扭曲少 资料来源:电力容量成本回收机制建设路径探讨、招商证券 表表 10:各省份已出台:各省份已出台容量补偿政策容量补偿政策梳理梳理 地区地区 时间时间 政策名称政策名称 主要内容主要内容 广东广东 2020.12 广东电力市场容量补偿管理办法(试用户侧容量电费按照各售电公司当月价差中长期合约外电 敬请阅读末页的重要说明 24 公司
83、深度报告 行 征求意见稿)量及容量度电分摊标准收取容量电费,售电公司容量电费=售电公司当月价差中长期合约外电量容量度电分摊标准,售电公司当月价差中长期合约外电量为负时置零。山东山东 2022.4 关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知 山东容量市场运行前,参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取,电价标准暂定为每千瓦时 0.0991 元(含税)。云南云南 2022.12 云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易,并根据市场供需变化动态调整;燃煤发电调节容量价格由买卖双方在 220 元/千瓦年上下浮动 30%
84、区间范围内自主协商形成。资料来源:北极星售电网、政府网站、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 25 公司深度报告-100%-50%0%50%100%150%200%05003003504002014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022累计装机(GW,左轴)新增装机(GW,左轴)新增同比(右轴)三、三、绿电:风光赋能绿色转型,装机规模绿电:风光赋能绿色转型,装机规模持续高增持续高增 1、成本与消纳均有改善,风光发电经济效益凸显成本与消纳均有改善,风光发电经济效益凸显 风电:“十四五”时期风电装机布局侧重点明显,大基地建设成为装机主力
85、。风电:“十四五”时期风电装机布局侧重点明显,大基地建设成为装机主力。2021年以来,国内风电机组单瓦价格经历了连续两年的大幅下滑,2021/2022 年风电机组均价同比下降 50%/25%。在降本增效模式的驱动下,我国风电装机量持续增长,截至 2022 年末,我国风电累计装机容量达 3.65 亿千瓦,相比上年增长11.28%。新增装机量方面,经过 2021 年抢装潮后 2022 年海上风电开发建设短暂进入阶段性低谷期,2023 年风电装机需求回暖,2023H1 国内新增 22.99GW装机,同比增长 77.67%。我国风电装机布局侧重点明显,9 大清洁能源基地和 5大海上风电基地将成“十四五
86、”时期的装机主力;沙戈荒大规模基地建设、分散式风电均成为新焦点,配合储能、绿氢和需求负荷端使风电应用场景进一步扩大。各省已发布“十四五”风电装机规划合计 310GW,2022-2025 年平均每年新增装机超70GW;据CWEA预测,2023年国内风电新增装机规模有望达70-80GW。图图 33:我国风电新增装机和累计装机情况我国风电新增装机和累计装机情况 图图 34:全球风机价格变化趋势:全球风机价格变化趋势 资料来源:华电新能招股书、招商证券 资料来源:IEA、招商证券 光伏:集中式光伏电站即将放量,分布式屋顶光伏潜力十足,市场需求与产业链光伏:集中式光伏电站即将放量,分布式屋顶光伏潜力十足
87、,市场需求与产业链降价共振。降价共振。2013-2022 年,我国太阳能光伏发电新增装机容量连续 10 年稳居世界第一,截至 2022 年底我国太阳能光伏发电累计装机容量达到 392.61GW,稳居全球首位。在需求端,随着光伏发电全面进入平价时代,叠加“碳中和”目标的推动以及大基地的开发模式,集中式光伏电站有可能迎来新一轮发展热潮;此外,随着光伏在建筑、交通等领域的融合发展,叠加整县推进政策的推动,分布式项目仍将保持一定的市场份额。在成本端,2022 年底以来新建硅料产能逐步释放,硅业分会预计 2023 年国内多晶硅产量保守有 146 万吨,对应约 562GW光伏装机;截至 2023 年 6
88、月底,多晶硅价格相比于年初已累计下降 66.32%。与此同时,光伏电池片和组件价格相继大幅回落并进入下行通道,以 182mm 尺寸单晶 PERC 为例,2023H1 电池和组件的平均价格已分别累计下降17.65%/23.50%。整体来看,市场需求与产业链降价共振,光伏装机有望开启高斜率增长。0.000.200.400.600.801.001.20050100150200风机价格指数(左轴)欧洲风机平均售价(百万美元/兆瓦,右轴)中国风机平均售价(百万美元/兆瓦,右轴)敬请阅读末页的重要说明 26 公司深度报告-100%-50%0%50%100%150%200%050030
89、03504004502014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022累计装机(GW,左轴)新增装机(GW,左轴)新增同比(右轴)0%2%4%6%8%10%12%14%05001,0001,5002,0002,5002002020212022风电平均利用小时数(左轴)光伏平均利用小时数(左轴)弃风率(右轴)弃光率(右轴)0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0002000212022光伏发电量(亿千瓦时,左轴)风电
90、发电量(亿千瓦时,左轴)光伏发电量占比(右轴)风电发电量占比(右轴)图图 35:我国光伏新增装机和累计装机情况我国光伏新增装机和累计装机情况 图图 36:光伏发电设备进入降价周期:光伏发电设备进入降价周期 资料来源:华电新能招股书、招商证券 资料来源:Wind、PVInfoLink、招商证券 风光发电量占比提升,弃风弃光问题明显改善,保障新能源发电盈利能力。风光发电量占比提升,弃风弃光问题明显改善,保障新能源发电盈利能力。我国电源结构加快由以煤为主向多元化、绿色化转变,风电光伏发电总装机不断创造纪录,风光发电量占比呈现快速上升趋势。2022 年我国风电、光伏发电量达到1.19 万亿千瓦时,较
91、2021 年增加 2073 亿千瓦时,同比增长 21%,占全社会用电量的 13.8%,同比提高 2 个百分点,接近全国城乡居民生活用电量。在可再生能源消费和输电通道等方面多项政策引导下,近年来我国弃风率和弃光率有所降低,新能源消纳持续向好。根据国家能源局统计,全国平均弃风率由 2016 年的17%下降 2022 年的 3.2%;全国平均弃光率由 2016 年的 10%下降至 2022 年的1.7%,弃风、弃光率均显著下降,风电、太阳能光伏平均利用小时数实现有效提升,新能源发电企业的盈利能力获得提升。图图 37:我国风电和光伏消纳能力持续向好我国风电和光伏消纳能力持续向好 图图 38:风电与光伏
92、发电量占比快速提升风电与光伏发电量占比快速提升 资料来源:中电联、国家能源局、坎德拉、招商证券 资料来源:国家能源局、招商证券 风电和光伏度电成本下降,体现发电性价比优势。风电和光伏度电成本下降,体现发电性价比优势。风电和光伏装机规模逐渐扩大的同时,技术发展、供应链水平提高以及零部件环节优化共同推动风光整体成本下降。据国际可再生能源署(IRENA)数据,2021 年新增陆上风电项目的全球加权平均平准化度电成本(LCOE)同比下降 15%至 0.033 美元/千瓦时,而新的公用事业规模太阳能光伏发电的成本同比下降 13%至 0.048 美元/千瓦时,海上风电下降 13%至 0.075 美元/千瓦
93、时。其中,中国 2021 年新建陆上风电项目LCOE 约为 0.028 美元/千瓦时,太阳能光伏发电项目 LCOE 约为 0.034 美元/千瓦时,均低于煤炭发电的 LCOE(约为 0.077 美元/千瓦时),表明我国风光具0.000.501.001.502.002.500500300350Jan-21Mar-21May-21Jul-21Sep-21Nov-21Jan-22Mar-22May-22Jul-22Sep-22Nov-22Jan-23Mar-23May-23多晶硅致密料平均价(元/kg,左轴)单晶PERC电池片(182mm)平均价(元/W,右轴)单面单晶PERC
94、组件(182mm)平均价(元/W,右轴)敬请阅读末页的重要说明 27 公司深度报告 备发电性价比优势。图图 39:中国风电和光伏:中国风电和光伏 LCOE 领跑全球领跑全球 图图 40:2023 年风光年风光 LCOE 已全面低于传统能源已全面低于传统能源(美元(美元/MWh)资料来源:IEA、招商证券 资料来源:BNEF、招商证券 2、绿电项目转向市场主导,发电企业加快绿色转型绿电项目转向市场主导,发电企业加快绿色转型 绿电项目绿电项目总体由电价补贴政策引导转向供需及市场主导,新能源补贴也随着核查总体由电价补贴政策引导转向供需及市场主导,新能源补贴也随着核查结果披露后陆续下发,新能源运营商现
95、金流状况预计将有所改善结果披露后陆续下发,新能源运营商现金流状况预计将有所改善。绿电交易方面,2023 年 2 月,国家发改委、财政部、国家能源局联合下发关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知,规定可再生能源项目(含有补贴项目、平价上网项目)将全部参与绿色电力市场化交易。通知 将绿电保障小时数内的电量纳入参与绿电市场交易的范围;为鼓励享受国家可再生能源补贴的项目参与绿电交易,这类项目的补贴可以优先兑付,其中,绿电交易结算电量占上网电量比例超过 50%且不低于本地区绿电结算电量平均水平的绿电项目,由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴。可再生能源补贴方面,2022 年 3
96、 月,国家发改委、财政部办公厅、国家能源局综合司联合印发关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知,在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作,发电企业自查范围为截止到2021 年底已并网,有补贴需求的风电、集中式光伏发电和生物质发电项目。国家能源局在 2023 年能源工作重点任务中已明确,要“完成可再生能源补贴核查”。随着可再生能源补贴核查工作的推进,针对合规项目的补贴发放进度和力度明显提高。2023 年 6 月,财政部发布关于下达 2023 年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知,本次下达补助资金合计约 26.9亿元;2023 年 8 月,部分项目陆续收到开展 2023 年第一次集中结算
97、补贴电费的通知。以上政策的出台和推进,标志着可再生能源补贴拖欠问题有望尽快得到解决,从而改善新能源运营商的现金流和资金情况。0500300 敬请阅读末页的重要说明 28 公司深度报告 表表 11:可再生能源项目将全部参与绿色电力市场化交易:可再生能源项目将全部参与绿色电力市场化交易 项目类别项目类别 参与绿电交易方式参与绿电交易方式 享受国家可再生能源补贴项目 电网保障性收购 保障小时以内 电网统一参加绿电交易或结算机构统一参加绿证交易(交易溢价及收益等额冲抵补贴)保障小时以外 全部参与绿电交易 自愿参与绿电交易 继续享受补贴资格 绿电交易价格=煤电基准价+绿电溢价(溢价
98、等额冲抵补贴)自愿放弃补贴资格 绿电交易价格=煤电基准价+绿电溢价(全部归发电企业所有)平价上网项目 全部参与绿电交易 资料来源:智汇光伏、政府网站、招商证券 表表 12:2023 上半年各省绿电上半年各省绿电交易情况交易情况 地区地区 绿电交易量绿电交易量(亿千亿千瓦时瓦时)绿电绿电平均交易电价平均交易电价(元元/兆瓦时兆瓦时)较燃煤标杆电价上浮较燃煤标杆电价上浮 新疆新疆 0.65 281 12%宁夏宁夏 1.7 268.5 3%陕西陕西 15.85 425.85 20%山东山东 6.16-冀北冀北 88.14 442.34 19%湖南湖南 8.07 539.08 20%江西江西 8.8
99、497.17 20%安徽安徽 5.15 440 14%广西广西 14.92 525 25%资料来源:国际能源网、招商证券 各大发电集团均提出加快推进绿色转型,积极布局新能源发电装机,助力“双碳”各大发电集团均提出加快推进绿色转型,积极布局新能源发电装机,助力“双碳”目标的实现。目标的实现。2021 年底,国资委对央企下达重点任务,要求到 2025 年可再生能源发电装机比重达到 50%以上,因此 2022 年以来,中央企业特别是以“五大六小”为代表的能源央企正抓紧清洁能源转型速度。其中风光装机方面,2022 年各大发电集团在风电、光伏上网电量大多都有大幅增长。各大发电集团“十四五”期间新能源规划
100、的装机目标普遍介于 70-80GW,对应年新增目标 14-16GW。在宏大任务目标的推动下,各企业一方面积极整合全国优势资源、布局可再生能源基地,另一方面在各省市新能源指标获取方面精益求精、积累项目储备。根据北极星太阳能光伏网统计,2022 年共有 19 个省(区/市)相继发布各类型风光开发项目指标合计超过 240GW,而六大发电集团共计斩获规模超过 100GW,约占 2022 年各类项目指标的一半,成为风光开发建设的中坚力量:中国华电、国家能源、国家电投均获得 20GW 以上指标,中国华能和三峡集团也获得 10GW以上。敬请阅读末页的重要说明 29 公司深度报告 图图 41:2022 年年各
101、大各大发电集团风光发电集团风光累计累计装机情况装机情况(MW)资料来源:索比光伏、招商证券 图图 42:五大电力集团清洁能源占比及目标:五大电力集团清洁能源占比及目标 图图 43:2022 年各大发电集团获取风光指标规模(万千瓦)年各大发电集团获取风光指标规模(万千瓦)资料来源:索比光伏、招商证券 资料来源:北极星太阳能光伏网、招商证券 02,0004,0006,0008,00010,00012,000国家电投 国家能源 中国华能 中国华电 中国大唐 三峡集团中节能中广核国投电力风电装机光伏装机0%10%20%30%40%50%60%70%国家能源国家电投中国华能中国华电中国大唐2022202
102、505001,0001,5002,0002,500中国华电国家能源国家电投中国华能三峡集团中国大唐 敬请阅读末页的重要说明 30 公司深度报告 四、四、推荐逻辑:火电价值重估在即,推荐逻辑:火电价值重估在即,分享绿电成长收分享绿电成长收益益 1、装机规模稳定增长,装机规模稳定增长,度电指标行业领先度电指标行业领先 公司装机规模稳定增长,公司装机规模稳定增长,2023 年迎来年迎来火电火电集中投产集中投产。根据公司 2023 年中报披露的在建项目,我们预测 2023-2025 年公司将新增 4561/2130/2000 兆瓦火电装机容量,同比增速分别为 8.3%/3.6%/3.3%。2023 年
103、将成为公司新增产能集中放量期,在 2023 年上半年,公司持股 100%的平江发电公司的一台 1000 兆瓦燃煤发电机组、持股 51%的汕头公司的两台 680 兆瓦燃煤发电机组以及持股 100%的天津开发区分公司的一台 170 兆瓦燃煤发电机组已投入商业运营。表表 13:华电国际:华电国际 2022-2023H1 在建及核准机组在建及核准机组 公司名称公司名称 计划装机容量计划装机容量(兆瓦兆瓦)机组构成机组构成 投产时间投产时间 惠州公司 1070 两台 535 兆瓦燃气机组 2024 上半年 青岛公司 1011.08 两台 505.54 兆瓦燃气机组 2023 年底 章丘热电 800 两台
104、 400 兆瓦燃气机组 一台机组 2023Q4,一台机组 2024Q3 汕头公司 1320 两台 660 兆瓦煤电机组 2023 上半年 2000 两台 1,000 兆瓦煤电机组 2025 年底 龙口公司 1320 两台 660 兆瓦煤电机组 一台机组 2023 年,一台机组 2024 年 平江公司 1000 一台 1,000 兆瓦煤电机组 2023 上半年 天津开发区分公司 170 一台 170 兆瓦煤电机组 2023 上半年 乌溪江公司 298 298 兆瓦抽水蓄能发电机组 2027 年全容量投产 合计合计 8989.08 资料来源:公司公告、政府网站、北极星电力网、招商证券 图图 44:
105、公司公司控股控股装机容量装机容量预测预测 图图 45:公司公司火电装机分布火电装机分布(按装机容量)(按装机容量)资料来源:公司公告、政府网站、北极星电力网、招商证券 注:根据公司 2022 年报和 2023 半年报披露在建项目推算 资料来源:公司公告、招商证券 注:装机容量数据截至 2022 年底 公司公司火电机组平均利用小时数高于全国平均,并且持续提升运营效率、降低供电火电机组平均利用小时数高于全国平均,并且持续提升运营效率、降低供电煤耗。煤耗。利用小时数方面,由于公司火电项目集中在全国电力缺口最大的山东省,省外拓展主要在经济相对发达地区,下游需求有保障,因此公司火电利用小时数较全国平均高
106、出 129小时。运营效率方面,2022年公司供电煤耗累计完成 287.110%1%2%3%4%5%6%7%8%9%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00020222023E2024E2025E控股装机量(兆瓦)同比(右轴)38%14%10%8%7%6%5%5%3%2%2%山东湖北安徽浙江湖南广东河北河南天津重庆山西 敬请阅读末页的重要说明 31 公司深度报告 克/千瓦时,厂用电率为 5.03%,领先于同行业发电企业和全国平均水平。图图 46:山东山东电力消费量与发电量电力消费量与发电量(亿千瓦时)(亿千瓦时)图图 47:2022 年年各省电力缺口(
107、各省电力缺口(亿千瓦时亿千瓦时)资料来源:iFinD、招商证券 资料来源:iFinD、招商证券 图图 48:同行业公司同行业公司平均供电煤耗平均供电煤耗(克(克/千瓦时)千瓦时)图图 49:同行业公司火电利用小时数同行业公司火电利用小时数(小时)(小时)资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 公司签订煤炭采购框架协议控制燃煤成本公司签订煤炭采购框架协议控制燃煤成本,2023 年基本实现长协煤炭合同全覆年基本实现长协煤炭合同全覆盖盖。我们以华电国际 2022 年煤电发电量和煤耗为参照,测算在 2023 年长协煤比例提升效果下的利润提升弹性。由于公司火电厂主要分布在内陆地区
108、、进口煤使用较少,且 2022 年长协煤履约率在 60%左右,因此我们以进口煤 0%、长协煤 60%、现货煤 40%的情况作为业绩基准。假设 2023 全年国产现货煤单价、长协煤单价分别为 880 和 720 元/吨,测算结果表明,长协煤履约率每提升 5%可以使入炉标煤单价降低约 10 元/吨,税后利润增厚约 4 亿元;按照公司 2023 年归母净利润一致预期计算,业绩增厚弹性对应约 6.7%。表表 14:公司公司业绩对业绩对长协煤长协煤比例比例的敏感性分析的敏感性分析 长协煤比例长协煤比例 60%65%70%75%80%85%90%入炉标煤单价入炉标煤单价(元元/吨吨)1061.45 105
109、1.27 1041.09 1030.91 1020.73 1010.55 1000.36 入炉标煤单价入炉标煤单价变化变化(元元/吨吨)0.00-10.18-20.36-30.55-40.73-50.91-61.09 单位燃料成本单位燃料成本(元元/兆瓦时兆瓦时)304.8 301.8 298.9 296.0 293.1 290.1 287.2 单位燃料成本单位燃料成本变化变化(元元/兆瓦时兆瓦时)0.00 -2.92-5.85-8.77-11.69-14.62-17.54 增加营业利润增加营业利润(亿元亿元)0.00 5.16 10.32 15.48 20.63 25.79 30.95 增加
110、税后利润增加税后利润(亿元亿元)0.00 3.87 7.74 11.61 15.48 19.34 23.21 资料来源:公司公告、招商证券 02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,00001,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000山东电力消费量山东发电量山东电力缺口(右轴)02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,000山东广东浙江江苏河北上海北京河南湖南重庆辽宁江西天津广西27528028529029530030530022华能国际大
111、唐发电中国电力国电电力华电国际01,0002,0003,0004,0005,0006,0002002020212022华能国际大唐发电国电电力全国平均华电国际 敬请阅读末页的重要说明 32 公司深度报告 2、积极参与市场化交易,技改受益电价改革积极参与市场化交易,技改受益电价改革 公司装机所在省份电价公司装机所在省份电价接近顶格上浮,接近顶格上浮,市场化交易比例市场化交易比例仍有仍有上涨弹性上涨弹性。随着 2021年发改委电价改革政策的出台,2022 年全年公司上网电价为 519 元/兆瓦时,同比上涨 20.7%,其中火电上网电价达到 535 元/兆瓦,同比上涨 22.1
112、%。在山东、浙江、广东等主要售电区域,当地平均上网电价接近 20%顶格上浮。2022 年公司市场化交易电量占比为 82.0%,低于可比公司平均水平(华能国际 88.4%/国电电力 93.2%/大唐发电 80.9%);伴随市场化交易比例的进一步提升,电价端仍能为公司业绩提供上涨弹性。图图 50:公司各季度上网电价公司各季度上网电价(元(元/兆瓦时)兆瓦时)图图 51:公司市场化交易电量公司市场化交易电量与占比与占比 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 公司在技术改造方面持续投入,有望在山东容量电价补偿推广落地过程中受益。公司在技术改造方面持续投入,有望在山东容量电价补偿推
113、广落地过程中受益。公司近年来在技术改造方面保持稳定的投资规模,2017-2022 年每年用于一般技改、环保技改和小型基建投资的资本支出稳定在 40 亿元左右。公司近 40%的装机容量位于山东省,因而有望受益于山东容量电价补偿机制。图图 52:公司历年资本性支出(亿元)公司历年资本性支出(亿元)资料来源:公司公告、招商证券 -5%0%5%10%15%20%25%30%00500600上网电价同比(右轴)0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%02004006008001,0001,2001,4001,6001,80020020
114、20212022市场化交易电量(亿千瓦时)占比(右轴)05003003502002020212022基建工程投资技改参股股权投资 敬请阅读末页的重要说明 33 公司深度报告 3、参股华电新能,分享绿电成长机会参股华电新能,分享绿电成长机会 华电新能华电新能增资引战加码新能源增资引战加码新能源,华电国际持有华电新能华电国际持有华电新能 31.03%的的股份股份。华电新能的前身华电(福清)风电由华电福新出资设立,作为中国华电主要的新能源平台,华电福新于 2012 年成功在港股上市。2020 年,华电集团为推动新能源发展提速、加快实现低碳转型,将华电福新自
115、港股退市,并以华电新能为新能源整合平台,强力推动中国华电系统内新能源资产重组。2020-2021 年,华电新能完成多轮新能源资产注入,并成功引入 13 家战略投资者;其中,华电国际以持有的部分新能源公司股权向华电新能增资,并向华电新能出售相关新能源公司股权及资产。从股权结构来看,中国华电通过其全资子公司华电福瑞间接控制华电新能52.40%的股份,通过华电国际间接控制华电新能 31.03%的股份,合计控制华电新能 83.43%的股份。华电新能营收和利润华电新能营收和利润稳步提升稳步提升。2019-2022 年,公司营业收入从 151.62 亿元增长至 244.53 亿元,年均复合增速为 17.3
116、%;公司归母净利润持续增长,2022 年达到 84.58 亿元,2019-2022 年复合增速为 37.1%。图图 53:华电新能华电新能收入结构(亿元)收入结构(亿元)图图 54:华电华电新能新能历年归母净利润历年归母净利润及增速及增速 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 华电新能风光装机资源优质华电新能风光装机资源优质。华电新能的业务基本全面覆盖了新能源几乎所有类型项目(集中式、大基地、海上风电、分散式风电、分布式光伏、农林渔光互补复合项目等),项目资源遍布全国,从风光资源禀赋优异的三北、西南区域到消纳优势明显、电价优势明显的中东南区域均有布局。截至 2022 年末
117、,华电新能整合集团旗下风光装机合计 3490.84 万千瓦,装机规模在风光运营商中领先,在国内风电行业市占率超过 6%,太阳能发电行业市占率超过 3%;其中,风电装机 2209.11 万千瓦,光伏装机 1281.74 万千瓦。得益于优质的项目资源,华电新能的平均利用小时数总体高于全国平均。050030020022风电光伏其他0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%00708090200222022H1 2023H1归母净利润(亿元)同比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 34 公司深度报告 图
118、图 55:华电新能华电新能风光风光上网电量和上网电价上网电量和上网电价 图图 56:华电新能风光华电新能风光利用小时数利用小时数(小时)(小时)资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、国家能源局、电规总院、招商证券 图图 57:同行业可比公司装机容量对比(万千瓦)同行业可比公司装机容量对比(万千瓦)图图 58:华电新能装机容量和发电量占全国市场份额华电新能装机容量和发电量占全国市场份额 资料来源:公司公告、招商证券 注:数据截至 2022 年末 资料来源:公司公告、招商证券 装机量驱动业绩增长,装机量驱动业绩增长,华电新能为华电国际华电新能为华电国际显著显著贡献投资收益贡献投资收益增
119、量增量。根据华电集团的碳达峰行动方案,集团将在“十四五”期间实现新增新能源装机 7500 万千瓦。华电新能作为整合华电集团新能源开发业务的唯一平台,预计将承载集团的全部风光装机目标。2021-2022 年,华电集团累计完成约 1300 万千瓦的新能源装机;为追赶“十四五”目标,我们预计华电新能 2023-2025 年将合计新增约6200 万千瓦装机,未来三年平均每年须增加约 2100 万千瓦。根据该规划目标,假设未来三年新增项目容量分别为 1800/2100/2400 万千瓦且能够如期投产,我们预计华电新能 2023-2025 年归母净利为 106.12/131.86/163.37 亿元,同比
120、增速为 25.5%/24.2%/23.9%;按照当前持股比例,对应华电国际的投资收益为32.93/40.91/50.69 亿元。表表 15:华电新能华电新能收入收入与成本与成本结构预测结构预测 单位:亿元单位:亿元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 风电业务风电业务 营业收入营业收入 176.04 194.65 223.66 275.15 335.99 装机量(万千瓦)2087 2209 3109 4159 5359 利用小时数 2245 2204 2224 2244 2264 发电量(亿千瓦时)408.27 469.76 541.35 697.68 941.62 上
121、网电量(亿千瓦时)389.78 431.27 508.32 655.13 884.18 0.00.20.40.60.800500202020212022风电上网电量(亿千瓦时)光伏上网电量(亿千瓦时)风电上网电价(元/千瓦时,右轴)光伏上网电价(元/千瓦时,右轴)05001,0001,5002,0002,500202020212022风电利用小时风电全国平均光伏利用小时光伏全国平均05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000华电新能龙源电力三峡能源大唐新能源节能风电风电光伏0%1%2%3%4%5%6%202020212022装机容量发电量
122、 敬请阅读末页的重要说明 35 公司深度报告 平均上网电价(元/度)0.45 0.45 0.44 0.42 0.38 营业成本营业成本 79.30 89.00 105.12 132.07 164.63 毛利率 63.1%54.3%53.0%52.0%51.0%光伏业务光伏业务 营业收入营业收入 39.10 47.50 103.77 134.08 173.90 装机量(万千瓦)656 1282 2182 3232 4432 利用小时数 1344 1405 1425 1445 1465 发电量(亿千瓦时)61.49 81.49 214.71 315.26 473.45 上网电量(亿千瓦时)58.3
123、1 79.96 206.12 302.65 454.51 平均上网电价(元/度)0.67 0.59 0.50 0.44 0.38 营业成本营业成本 15.72 21.45 57.07 75.08 99.12 毛利率 40.2%45.2%45.0%44.0%43.0%其他业务其他业务 营业收入营业收入 1.54 2.38 2.26 2.15 2.04 营业成本营业成本 1.38 1.13 1.53 1.91 2.37 合计合计 营业收入营业收入 216.68 244.53 329.69 411.38 511.93 增速 31.3%12.9%34.8%24.8%24.4%营业成本营业成本 146.
124、35 164.50 229.61 287.16 358.20 增速 24.7%12.4%39.6%25.1%24.7%归母净利润归母净利润 72.51 84.58 106.12 131.86 163.37 增速 77.7%16.7%25.5%24.2%23.9%资料来源:公司数据、招商证券 华电新能上市对华电国际股价影响复盘:华电新能上市对华电国际股价影响复盘:华电国际在 2021 年 5 月剥离新能源资产至华电新能后,新能源业务改为以投资收益形式计入公司利润。公司估值受到电价、煤价、投资收益等多因素影响。除因资产处置带来的一次性投资收益外,华电新能高额投资收益屡次缓冲主营业务波动,持续的业绩
125、增长为公司股价起到催化作用。2022 年 7 月华电新能启动 IPO 申报工作,若后续进展顺利,或将对公司估值形成正向推动。华电新能通过拆分上市将实现集团新能源资产布局的优化调整,同时借助资本市场进行扩张,发挥专业化大平台优势。进入到 2023 年,随着火电业务盈利逐步修复,以及华电新能上市带来的潜在投资收益增厚,公司基本面有望明显改善,业绩增长弹性将得到释放。敬请阅读末页的重要说明 36 公司深度报告 图图 59:华电华电国际股价走势复盘国际股价走势复盘 资料来源:iFinD、公司公告、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 37 公司深度报告 五、五、盈利预测盈利预测 火电业务价值重塑,参股绿电
126、分享火电业务价值重塑,参股绿电分享业绩增长业绩增长。华电国际作为华电集团的常规能源发电平台,持续推进能源资产整合,被华电集团接管以来已累计完成五次优质发电资产注入,相关资产合计规模超 1 万兆瓦。公司把握绿色低碳机遇,在稳步推进火电发展的同时,加快调整电源结构并大力拓展抽水蓄能项目资源。2021 年公司结合能源转型发展战略,剥离新能源资产并参股华电新能,转而以投资收益的形式分享风电和光伏项目的成长机会。火电业务:火电业务:成本端,煤价中枢下移,发电机组用煤成本有望继续优化,公司2023 年基本实现长协煤炭全覆盖,合同兑现率大有改观。收益端,火电上网电价浮动范围有序扩大,公司装机所在省份电价接近
127、顶格上浮,2022 年火电上网电价同比上涨 22.1%,伴随市场化交易比例的进一步提升,电价端仍能为公司业绩提供上涨弹性;火电交易形式将趋于更加灵活多元,电力辅助服务、容量电价等机制将显著提升火电盈利稳定性。公司在技术改造方面持续投入,有望新型电力系统推广落地过程中受益,实现火电价值的重塑。绿电绿电业务(参股):业务(参股):风电和光伏度电成本下降、消纳逐渐改善,体现发电性价比优势;绿电项目总体由电价补贴政策引导转向供需及市场主导,新能源补贴有望陆续发放,利好新能源运营商现金流状况。华电国际持有华电新能31.03%的股份,分享优质风光装机资源和高增装机量带来的投资收益增厚,在缓冲主营业务波动的
128、同时,或将使公司业绩增长弹性得到释放。盈利预测假设:盈利预测假设:利用小时数方面,考虑到山东省电力缺口逐年扩大,但是新能源上网电量有压缩火电利用小时数的可能,假设 2023-2025 年公司火电机组利用小时数逐年下降 20 小时。装机方面,结合公司在建产能规划,我们假设2023-2025 年公司火电新增装机分别为 456/213/200 万千瓦。上网电价方面,公司主要售电省份基本实现上网电价顶格上浮,而公司市场化交易电量占比仍有提升空间,因此假设公司 2023 年煤电平均上网电价将提升 2%;考虑到容量电价政策有望出台,因此假设公司 2024-2025 年煤电上网电价保持不变。成本方面,考虑到
129、煤价中枢下行以及公司长协煤合同兑现率提升,但由于公司 2023 上半年高价煤库存对全年标煤成本有所拖累,假设 2023-2025 年公司标煤单价下降至1035/990/980 元/吨。投资收益方面,公司主要参股新能源和煤矿;综合考虑华电新能业绩稳定高增长和上市后公司股权比例稀释,以及煤矿产量暂时不及预期的影响,预计 2023-2025 年投资收益为 45/46/55 亿元。基于以上假设,我们预计公司未来三年,公司电力业务营业收入增速为 5.8%/5.2%/2.9%,火电毛利率有所改善,水电毛利率总体持平,供热毛利率随燃煤成本下降有所恢复。预计公司 2023-2025 年归母净利润分别为 58.
130、23/70.76/78.88亿元,同比增速为 5734.0%/21.5%/11.5%,当前股价对应 PE 分别为 9.4x/7.8x/7.0 x,首次覆盖给予“增持”评级。表表 16:销售收入结构预测:销售收入结构预测 单位:亿元单位:亿元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入营业收入 1044.22 1070.59 1137.84 1198.69 1237.55 增速 15.1%2.5%6.3%5.3%3.2%电力业务收入电力业务收入 807.63 954.96 1010.30 1062.40 1093.64 敬请阅读末页的重要说明 38 公司深度报告 增速
131、15.5%18.2%5.8%5.2%2.9%火电火电业务收入业务收入 788.71 934.29 988.37 1039.34 1069.41 增速 18.5%5.8%5.2%2.9%装机量(万千瓦)5070.65 5229.37 5685.37 5898.37 6098.37 利用小时数 4277.11 4038.53 3872.44 3961.06 3959.14 发电量(亿千瓦时)2168.77 2111.90 2201.63 2336.38 2414.43 厂用电率 6.36%6.52%6.53%6.56%6.57%上网电量(亿千瓦时)2030.73 1974.27 2057.82 2
132、183.20 2255.80 平均上网电价(元/度)0.39 0.47 0.48 0.48 0.47 水电水电业务收入业务收入 18.92 20.67 21.92 23.07 24.23 增速 9.2%6.1%5.2%5.0%装机量(万千瓦)240.35 245.95 245.95 245.95 245.95 利用小时数 4215.00 3984.00 4014.00 4044.00 4074.00 发电量(亿千瓦时)97.65 97.42 98.72 99.46 100.20 厂用电率 0.98%1.27%1.27%1.27%1.27%上网电量(亿千瓦时)96.69 96.18 97.47
133、98.20 98.92 平均上网电价(元/度)0.20 0.21 0.22 0.23 0.24 供热供热业务收入业务收入 74.68 89.71 103.66 114.28 122.39 增速 20.1%15.6%10.2%7.1%供热量(亿吉焦)1.54 1.67 1.79 1.89 1.99 供热单价(元/吉焦)48.49 53.72 58.01 60.33 61.54 售煤业务收入售煤业务收入 116.17 14.94 13.45 12.10 12.10 增速 -87.1%-10.0%-10.0%0.0%其他业务收入其他业务收入 45.74 10.98 10.43 9.91 9.42 资
134、料来源:公司数据、招商证券 表表 17:盈利预测简表:盈利预测简表 单位:亿元单位:亿元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入营业收入 1044.22 1070.59 1137.84 1198.69 1237.55 营业成本 1108.57 1065.99 1003.37 1035.53 1062.85 营业税金及附加 10.24 8.80 11.38 11.99 12.38 营业费用 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 管理费用 18.07 16.39 17.42 18.36 18.95 研发费用 0.03 0.00 0.00 0.00 0.00
135、 财务费用 42.79 40.47 45.51 50.94 55.69 资产减值损失-31.46-9.78-10.40-10.95-11.31 公允价值变动收益-0.37 0.10 0.10 0.10 0.10 其他收益 9.38 9.34 9.93 10.46 10.80 投资收益 72.42 48.05 44.93 46.05 55.05 营业利润营业利润 -85.49-13.36 104.71 127.53 142.32 营业外收入 4.71 2.75 2.92 3.08 3.18 营业外支出 3.48 0.89 1.14 1.20 1.24 利润总额利润总额 -84.26-11.50
136、106.50 129.41 144.27 所得税-16.72-5.12 26.63 32.35 36.07 少数股东损益-17.89-7.38 21.65 26.30 29.32 归属于母公司净利润归属于母公司净利润 -49.65 1.00 58.23 70.76 78.88 EPS(元)(元)-0.49 0.01 0.57 0.69 0.77 资料来源:公司数据、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 39 公司深度报告 表表 18:估值对比表:估值对比表 公司公司 代码代码 市值市值(亿元)(亿元)EPS PE PB(MRQ)ROE(TTM)22A 23E 24E 22A 23E 24E 华电国
137、际 600027.SH 509.69 0.01 0.57 0.69 551.28 9.45 7.78 1.45 2.7%华能国际 600011.SH 1,051.98-0.47 0.83 0.99-16.17 10.03 8.31 2.42 3.7%国电电力 600795.SH 663.49 0.16 0.40 0.49 26.96 9.12 7.56 1.42 7.5%大唐发电 601991.SH 407.26-0.02 0.19 0.27-125.88 14.71 10.46 1.76-1.0%中国电力 2380.HK 333.69 0.20 0.33 0.46 14.59 8.63 6.
138、11 0.67 6.8%平均平均 -0.03 0.44 0.55-25.13 10.62 8.11 1.57 4.2%资料来源:公司数据、招商证券 注:选取收盘价基准日期为 2023/09/22 敬请阅读末页的重要说明 40 公司深度报告 六、六、风险提示风险提示 我们认为未来公司主要的风险因素在于长协煤履约率不及预期、上网电价下调风险、电力辅助服务经济性降低、容量电价政策落地不及预期、投资收益波动风险五个方面。1)长协煤履约率长协煤履约率不及预期不及预期:公司主营火电业务中煤电占比较高,为抵御现货煤价格波动影响,公司采取提前签订长协煤合同的方式锁定低价煤炭供应。若公司长协煤履约率不及预期,将
139、提高现货煤采购比例,从而提升燃料成本。2)上网电价上网电价下调下调风险风险:若宏观经济恢复速度不达预期,可能影响全社会用电需求,导致电力供需失衡;煤炭价格持续低位也将影响下一年中长期交易电价的涨幅,在电力市场化的背景下,上网电价可能将有所下调,给企业经营业绩带来负面影响。3)煤炭价格上涨风险煤炭价格上涨风险:火电企业成本端煤炭价格影响较大,若煤炭价格大幅上行,将对火电企业盈利能力产生较大影响。4)电力辅助服务电力辅助服务经济性经济性降低降低:电力辅助服务市场有望打开公司火电业务成长空间,但由于相关政策尚未明晰,且目前辅助服务电网交易处于起步阶段,导致当前火电承担了大部分能源转型成本。随着后续政
140、策和规则跟进,若辅助服务补偿标准低于火电企业燃料和运维成本,将影响火电机组参与辅助服务的积极性。5)容量电价政策落地不及预期容量电价政策落地不及预期:容量电价的推出将优化火电企业盈利结构,企业获得的容量费用将计入收益,运营商盈利稳定性增强。若容量电价政策落地不及预期,则将导致企业无法及时获得相应收入,火电业务的盈利波动性将提高。6)投资收益波动风险投资收益波动风险:公司参股华电新能分享新能源发电项目投资收益。若华电新能风光项目的审批、建设和并网投产进度落后于华电集团“十四五”新能源装机目标,则将使公司投资收益增速放缓。图图 60:华电国际华电国际历史历史 PE Band 图图 61:华电国际华
141、电国际历史历史 PB Band 资料来源:公司数据、招商证券 资料来源:公司数据、招商证券 90 x130 x175x220 x265x-200-150-0Sep/20Mar/21Sep/21Mar/22Sep/22Mar/23(元)1.3x1.5x1.6x1.8x2.0 x0Sep/20Mar/21Sep/21Mar/22Sep/22Mar/23(元)敬请阅读末页的重要说明 41 公司深度报告 敬请阅读末页的重要说明 42 公司深度报告 附:财务预测表附:财务预测表 资产负债表资产负债表 单位:百万元 2021 2022 2023E 2024
142、E 2025E 流动资产流动资产 29579 29230 31072 47246 64753 现金 6091 6282 8346 24565 42524 交易性投资 0 0 0 0 0 应收票据 4 30 0 0 0 应收款项 9049 11938 12495 12565 12355 其它应收款 2142 831 884 931 961 存货 6116 3937 3698 3817 3918 其他 6177 6211 5648 5368 4995 非流动资产非流动资产 189282 194032 206925 215194 221125 长期股权投资 37250 41033 43084 452
143、38 47500 固定资产 123026 125748 135676 140147 142052 无形资产商誉 7658 7646 6881 6193 5574 其他 21348 19605 21283 23616 25998 资产总计资产总计 218860 223262 237997 262441 285877 流动负债流动负债 65663 63092 53891 55980 57391 短期借款 27645 27985 29743 31334 32349 应付账款 14803 16614 15638 16139 16565 预收账款 1876 2029 1910 1971 2023 其他
144、21340 16464 6601 6536 6454 长期负债长期负债 79631 89721 107286 122846 137589 长期借款 56682 59740 72240 81740 89240 其他 22949 29982 35046 41106 48349 负债合计负债合计 145294 152813 161177 178825 194980 股本 9870 9870 10228 10228 10228 资本公积金 35620 36496 36496 36496 36496 留存收益 16340 13148 16997 21161 25511 少数股东权益 11736 1093
145、5 13100 15730 18662 归 属 于 母 公 司 所 有 者 权 益 61830 59514 63721 67885 72235 负债及权益合计负债及权益合计 218860 223262 237997 262441 285877 现金流量表现金流量表 单位:百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 经营活动现金流经营活动现金流(6351)9654 16279 20517 21786 净利润(6754)(638)7988 9706 10820 折旧摊销 10997 9616 10270 10944 11214 财务费用 4595 4056 4551 5094
146、5569 投资收益(7242)(4805)(5496)(5661)(6595)营运资金变动(5875)2100(914)542 849 其它(2071)(674)(120)(110)(70)投资活动现金流投资活动现金流(6395)(8509)(17489)(13391)(10446)资本支出(13301)(10423)(19435)(14728)(12500)其他投资 6906 1914 1946 1336 2054 筹资活动现金流筹资活动现金流 11922(1183)3274 9093 6619 借款变动 15856(2721)4435 11091 8516 普通股增加 7 0 358 0
147、0 资本公积增加(2568)876 0 0 0 股利分配(2466)(2467)(1974)(2911)(3538)其他 1093 3130 455 914 1641 现金净增加额现金净增加额(824)(37)2064 16219 17959 利润表利润表 单位:百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 营业总收入营业总收入 104422 107059 113784 119869 123755 营业成本 110857 106599 100337 103553 106285 营业税金及附加 1024 880 1138 1199 1238 营业费用 0 0 0 0 0 管理费
148、用 1807 1639 1742 1836 1895 研发费用 3 0 0 0 0 财务费用 4279 4047 4551 5094 5569 资产减值损失(3146)(978)(1040)(1095)(1131)公 允 价 值 变 动 收 益 (37)10 10 10 10 其他收益 938 934 993 1046 1080 投资收益 7242 4805 4493 4605 5505 营业利润营业利润(8549)(1336)10471 12753 14232 营业外收入 471 275 292 308 318 营业外支出 348 89 114 120 124 利润总额利润总额(8426)(
149、1150)10650 12941 14427 所得税(1672)(512)2663 3235 3607 少数股东损益(1789)(738)2165 2630 2932 归 属 于 母 公 司 净 利 润归 属 于 母 公 司 净 利 润 (4965)100 5823 7076 7888 主要财务比率主要财务比率 2021 2022 2023E 2024E 2025E 年成长率年成长率 营业总收入 15%3%6%5%3%营业利润-226%-84%-884%22%12%归母净利润-219%-102%5734%22%11%获利能力获利能力 毛利率-6.2%0.4%11.8%13.6%14.1%净利率
150、-4.8%0.1%5.1%5.9%6.4%ROE-7.4%0.2%9.5%10.8%11.3%ROIC-2.1%1.4%6.4%7.0%7.2%偿债能力偿债能力 资产负债率 66.4%68.4%67.7%68.1%68.2%净负债比率 45.2%44.8%43.9%44.0%43.4%流动比率 0.5 0.5 0.6 0.8 1.1 速动比率 0.4 0.4 0.5 0.8 1.1 营运能力营运能力 总资产周转率 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 存货周转率 26.2 21.2 26.3 27.6 27.5 应收账款周转率 10.9 10.2 9.3 9.6 9.9 应付账款周转率 6.
151、9 6.8 6.2 6.5 6.5 每股资料每股资料(元元)EPS-0.49 0.01 0.57 0.69 0.77 每股经营净现金-0.62 0.94 1.59 2.01 2.13 每股净资产 6.05 5.82 6.23 6.64 7.06 每股股利 0.24 0.19 0.28 0.35 0.39 估值比率估值比率 PE-11.1 551.3 9.4 7.8 7.0 PB 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 EV/EBITDA 34.5 18.2 8.7 7.7 7.1 资料来源:公司数据、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 43 公司深度报告 分析师分析师承诺承诺 负责本研究报告的每
152、一位证券分析师,在此申明,本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与,未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。评级评级说明说明 报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系,基于报告发布日后 6-12 个月内公司股价(或行业指数)相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中,A 股市场以沪深 300 指数为基准;香港市场以恒生指数为基准;美国市场以标普 500 指数为基准。具体标准如下:股票股票评级评级 强烈推荐:预期公司股价涨幅超越基准指数 20%以上 增持:预期公司股价涨幅超越基准指数 5-20%之间 中性:预期公司股价变动幅度相对基准指数
153、介于 5%之间 减持:预期公司股价表现弱于基准指数 5%以上 行业评级行业评级 推荐:行业基本面向好,预期行业指数超越基准指数 中性:行业基本面稳定,预期行业指数跟随基准指数 回避:行业基本面转弱,预期行业指数弱于基准指数 重要重要声明声明 本报告由招商证券股份有限公司(以下简称“本公司”)编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息,但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设,不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考,并不构成对所述证券买卖的出价,在任何情况下,本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外,本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易,还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。本报告版权归本公司所有。本公司保留所有权利。未经本公司事先书面许可,任何机构和个人均不得以任何形式翻版、复制、引用或转载,否则,本公司将保留随时追究其法律责任的权利。