1、 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1 证券研究报告 华电国际华电国际(600027 CH)权益新能源发展迅速，权益新能源发展迅速，有望估值修复有望估值修复 华泰研究华泰研究 首次覆盖首次覆盖 投资评级投资评级(首评首评):):买入买入 目标价目标价(人民币人民币):):4.99 2022 年 5 月 17 日中国内地 发电发电 火电业绩反转及火电业绩反转及参股参股新能源迅速发展有望带动公司估值修复新能源迅速发展有望带动公司估值修复 截至 21 年底，公司控股装机 53.4GW，其中火电装机占比超 95%；我们预计公司 21/25 参股新能源权益装机近 8.5/23G

2、W，公司 22-24 年归母净利51/61/67 亿元。采用分部估值法，我们预计 22 年公司参股新能源公司贡献投资收益 29.3 亿元，公司水电/火电归母净资产为 72/239 亿元，参考可比公司 2022E Wind 一致预期 PE/PB/PB 均值 21.5x/2.0 x/0.9x，给予公司参股新能源权益资产/水电/火电目标 PE/PB/PB 15.1x/1.5x/0.7x（新能源折价考虑公司拥有的为参股资产，水电折价考虑与可比公司水电盈利水平有差距，火电折价考虑可比公司拥有控股新能源资产），公司参股新能源权益资产/水电/火电估值为 442/108/167 亿元。扣除永续债持有者权益 2

3、25 亿元，公司目标市值 492 亿元，对应目标价 4.99 元，给予“买入”评级。2022 年公司年公司火电业火电业绩有望绩有望扭亏，辅助服务长远价值值得挖掘扭亏，辅助服务长远价值值得挖掘 21 年公司因高煤价出现亏损。22 年，我们预计公司入炉标煤单价同比下降12%至 967 元/吨，火电上网电价同比增长 12.4%至 0.493 元/千瓦时（含税），因此 22 年公司火电业绩有望扭亏为盈。双碳背景下，火电机组将逐步由发电主力转换为辅助服务提供者，目前火电企业灵活性改造意愿不强主要系调峰补偿力度不足，我们测算在公司拥有 41%火电装机的山东省，不考虑现货市场，假设生命周期 10 年，300

4、MW/600MW 机组在负荷率 40%和 30%时可获得较好收益，南方调峰补偿仍有提升空间。可再生能源重新布局，可再生能源重新布局，参股参股新能源新能源权益权益资产价值被低估资产价值被低估 21 年，由于集团战略调整，公司新能源发展由控股转变为参股。截至 21 年底，公司持有集团旗下新能源平台 31.01%股权，该平台装机体量与三峡/龙源相当，我们预计其十四五新增风光规模（75GW）高于三峡/龙源，估值应与三峡/龙源并驾齐驱。我们预计公司参股新能源平台 22-24 年将为公司贡献投资收益 29/35/40 亿元（暂假设公司持股该平台比例未来保持不变），即使给予公司参股新能源权益资产 15.1x

5、 22E PE，442 亿元市值高于当前的 377 亿。发展空间大且盈利较有保障的抽水蓄能也系公司未来重要发展方向之一，有助于公司长期价值提升。目标价目标价 4.99 元，元，首次覆盖给予首次覆盖给予“买入”评级“买入”评级 22 年公司火电业绩预计在高电价，较合理煤价的基础上扭亏为盈，我们预计公司 22-24 年归母净利润 51/61/67 亿元，采用分部估值得到公司目标市值 492 亿元，对应目标价 4.99 元，首次覆盖给予“买入”评级。风险提示：煤价下降/电价上涨不及预期；参股新能源平台发展不及预期；对参股新能源平台的持股比例被稀释风险。研究员 王玮嘉王玮嘉 SAC No.S05705

6、17050002 SFC No.BEB090 +86-21-28972079 研究员 黄波黄波 SAC No.S0570519090003 SFC No.BQR122 +86- 联系人 李雅琳李雅琳 SAC No.S0570121040031 联系人 胡知胡知 SAC No.S0570121120004 华泰证券华泰证券 2022 年中期线上策略会年中期线上策略会 基本数据基本数据 目标价(人民币)4.99 收盘价(人民币 截至 5 月 16 日)3.82 市值(人民币百万)37,703 6 个月平均日成交额(人民币百万)389.40 52 周价格范围(人民币)3.15

7、-5.44 BVPS(人民币)6.32 股价走势图股价走势图 资料来源：Wind 经营预测指标与估值经营预测指标与估值 会计年度会计年度 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入(人民币百万)90,744 104,422 109,940 114,147 115,452+/-%(3.11)15.07 5.28 3.83 1.14 归属母公司净利润(人民币百万)4,179(4,965)5,111 6,091 6,669+/-%22.68(218.80)202.93 19.18 9.49 EPS(人民币，最新摊薄)0.42(0.50)0.52 0.62 0.68 ROE(%)

8、6.26(7.42)8.09 9.20 9.55 PE(倍)9.02(7.59)7.38 6.19 5.65 PB(倍)0.52 0.61 0.58 0.55 0.53 EV EBITDA(倍)8.92 63.63 9.47 8.92 8.67 资料来源：公司公告、华泰研究预测 (10)(5)161102356May-21Sep-21Jan-22May-22(%)(人民币)华电国际相对沪深300 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。2 华电国际华电国际(600027 CH)正文目录正文目录 投资概要投资概要.3 区别于市场的观点.3 新能源重大资产重组，主营业务专注传统

9、能源发展新能源重大资产重组，主营业务专注传统能源发展.4 华电国际：华电集团旗下装机规模最大的 A+H 电力上市公司.4 集团内部资产重组，公司新能源发展模式从控股转变为参股.5 火电龙头之一，在逆境中砥砺前行.5 火电盈利有望改善，灵活性改造火电盈利有望改善，灵活性改造行稳致远行稳致远.8 亏损已成过往，2022 年火电盈利有望反转.8 煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益有待挖掘.11 山东火电调峰补偿上涨，华电国际面临较大机遇.14 南方区域提升煤电调峰补偿，仍旧力度不足.15 可再生能源重新布局，参股新能源权益资产价值未充分体现可再生能源重新布局，参股新能源权益资产价值未充分体现.17

10、抽水蓄能为公司重要新发展方向，落实开发项目容量可观.17 参股新能源权益项目增长可期.18 参股新能源权益资产价值被低估参股新能源权益资产价值被低估，2022 年公司有望扭亏为盈年公司有望扭亏为盈.20 2022/2023/2024 年营收有望同比增长 5.3%/3.8%/1.1%.20 预计 2022/2023/2024 年营业成本将同比-9.1%/+3.4%/+1.1%.22 预计 2022/2023/2024 年归母净利润转盈利/同比+19.2%/+9.5%.23 火电业绩改善+参股新能源快速发展，市场价值亟待修复.23 风险提示.25 NBnWbWnVJYnNqQtMaQaO6MsQq

11、QpNmOeRnNyQeRnMmOaQpOoRwMtOmPwMnOuN 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。3 华电国际华电国际(600027 CH)投资概要投资概要 2022 年公司火电业绩有望扭亏为盈，挖掘公司煤电灵活性改造带来新增盈利潜力。年公司火电业绩有望扭亏为盈，挖掘公司煤电灵活性改造带来新增盈利潜力。2022年，我们认为煤价将回归合理水平，假设公司入炉标煤电价同比下降 12%至 967 元/吨；近期煤电市场化电价较基准电价基本顶格上浮 20%，我们预计公司全年火电含税平均上网电价同比上涨 12.4%至 0.493 元/千瓦时。在此情景下，公司 2022 年火

12、电板块有望扭亏为盈。双碳背景下，火电机组将逐步由发电主力转换为辅助服务提供者，目前火电企业灵活性改造意愿不强主要系调峰补偿力度不足。目前公司灵活性改造水平也不高，但若不考虑现货市场，我们测算在公司拥有 41%火电装机的山东省，300MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度调峰补贴收入 319/1274/2230 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度调峰补贴收入 637/2549/4460 万元/年。参股新能源平台参股新能源平台有望成为新能源行业领军者有望成为新能源行业领军者，参股参股新能源新能源权益权益资产价值被显著低估资产价值被显著低估。公司持股集

13、团旗下新能源唯一发展平台 31.03%股权，截至 2021 年底该平台新能源装机预计约27GW，我们预计其十四五末新能源装机有望增加至 75GW，测算其十四五期间营收/归母净利润 CAGR 高达 35%/36%。22-25 年，参股新能源平台预计为公司贡献投资收益29/35/40/43 亿元（暂假设公司持有该平台股权比例未来保持不变）。公司参股新能源平台规模与三峡能源和龙源电力相当，估值可比性较高，2022E 其可比公司 Wind 一致预期 PE为 21.5x，该新能源平台预计未来新能源装机增速高于三峡能源和龙源电力，考虑公司拥有的为参股新能源权益资产，对公司参股新能源权益资产 PE 预期打

14、7 折（15.1x），公司仅参股新能源权益资产市值为 442 亿，较公司 2022 年 5 月 16 日市值 377 亿高出 17%。区别于区别于市场的观点市场的观点 市场对公司煤电灵活性改造带来新增盈利潜力认知不足。市场对公司煤电灵活性改造带来新增盈利潜力认知不足。市场对煤电灵活性改造盈利仍处于悲观状态。虽然十三五期间煤电灵活性改造规模不及预期主要系由于我国各省份辅助服务补偿机制不够完善。但十四五以来，我国多个省份辅助服务补偿水平已上调，目前东北三省、山东等地调峰补偿已处于较高水平。我们以公司拥有 41%火电装机的山东省为例进行了模拟测算，不考虑现货市场，虽然火电参与深度调峰一方面需要带来灵

15、活性改造的固定成本，另一方面调峰过程中低负荷运行会增加燃煤、运维、耗油等变动成本，但我们测算得到 300MW 机组在负荷率 40%和 30%时的灵活性改造成本回收期为 5.79 和 9.88 年，600MW 机组在负荷率 40%和 30%时的灵活性改造成本回收期为 4.59 和 7.7 年，低于生命周期假设 10 年，说明调峰收益已达到不错水平。公司目前灵活性改造水平较低且山东省调峰补偿机制相对较优，辅助服务收益挖掘空间较大。市场对公司市场对公司参股参股新能源新能源权益权益资产估值不够充分。资产估值不够充分。在公司将新能源资产注入集团下唯一新能源发展和整合平台后，市场普遍将公司作为纯火电公司进

16、行估值。公司参股新能源平台在十四五期间将迎来快速发展，即使公司是参股，但仍能够获得丰厚投资收益。因此我们认为市场应该考虑其参股新能源权益资产估值，我们预计 22 年该部分估值 442 亿元，已高于公司当前市值。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。4 华电国际华电国际(600027 CH)新能源重大资产重组，主营业务专注传统能源发展新能源重大资产重组，主营业务专注传统能源发展 华电集团新能源发展战略调整，公司通过资产注入及现金出资方式持有集团旗下新确立新能源发展平台 31.03%股权（截至 2021 年底）。公司的新能源发展模式由控股转换为参股，暂时专注于传统能源开发，截

17、至 2021 年底，公司控股装机容量 5335.6 万千瓦，仍系华电集团旗下最大的全国型 A+H 电力上市公司。2017-2020 年，公司经营业绩稳步提升，2021年公司因煤价大幅上涨产生大额亏损。华电国际：华电集团旗下装机规模最大的华电国际：华电集团旗下装机规模最大的 A+H 电力上市公司电力上市公司 公司控股股东为华电集团，持股多家优质新能源公司控股股东为华电集团，持股多家优质新能源/煤矿公司。煤矿公司。华电国际于 1994 年 6 月 28 日在山东省济南市注册成立，主要业务为建设、经营发电厂和其它与发电相关的产业，并先后于 1999 年 6 月和 2005 年 1 月在香港联交所和上

18、交所挂牌上市。公司控股股东为中国华电集团有限公司，实控人为国务院国有资产监督管理委员会。截至 1Q22，华电集团合计持有公司 46.81%股权。同时，公司持有多家公司股权，涉及新能源、煤炭行业，对公司发展具有战略意义。2021 年，公司持股煤矿公司为公司带来投资收益约 19 亿元；2H21，参股新能源公司为公司贡献投资收益约 7 亿元。图表图表1：华电国际股权结华电国际股权结构图（截至构图（截至 2022 年年 3 月月 31 日）日）注：华电福瑞为华电集团为华电福新港股私有化阶段设立的载体 资料来源：Wind、华泰研究 公司系华电集团旗下公司系华电集团旗下发电装机规模最大的发电装机规模最大的

19、电力上市公司。电力上市公司。截至 2021 年底，华电国际合计控股装机容量 5335.6 万千瓦（燃煤/燃气/水电 4236/858.9/240.3 万千瓦），远高于集团旗下其他上市公司，亦是集团旗下唯一一家 A+H 上市电力平台。华电能源的电厂分布在黑龙江省主要中心城市，全部为火力发电厂；黔源电力专注水电发展，装机集中在贵州省；金山股份系集火力发电、风力发电、供热和供汽为一体的综合性能源企业，但整体装机规模不大，发电资产主要分布在辽宁省内；集团前新能源港股上市公司华电福新于 2020 年 9 月 29 日退市，其新能源资产目前重新整合在公司参股的新能源平台。图表图表2：截至截至 2021 年

20、底华电集团旗下主要电力公司分电源装机情况（万千瓦）年底华电集团旗下主要电力公司分电源装机情况（万千瓦）华电国际华电国际 福新发展福新发展（预计）（预计）华电能源华电能源 黔源电力黔源电力 金山股份金山股份 火电 5094.91 -648.70 -520.00 水电 240.30 -0.35 -323.35 -风电 2060.00 -46.93 光伏 690.00 -75.00 0.95 合计 5335.56 2750.00 648.70 398.35 567.88 注：国电南自经营业务不涉及发电装机，故未列入上表 资料来源：各公司年报、各公司债券募集说明书、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声

21、明是报告的一部分，请务必一起阅读。5 华电国际华电国际(600027 CH)集团内部资产重组，集团内部资产重组，公司新能源发展模式从控股转变为参股公司新能源发展模式从控股转变为参股 通过资产通过资产注入和注入和现金现金出资出资的方式，公司的方式，公司参股参股集团旗下新能源发展平台集团旗下新能源发展平台。2021 年 5 月 24 日，公司出资 212.37 亿元向集团旗下新能源发展平台转让公司新能源资产，认购该平台的新增注册资本 58.97 亿元，交易完成后公司持有该平台 37.19%股权。重大资产重组后，公司还陆续出售了新能源相关资产给参股的新能源平台。获得新能源资产注入后，获得新能源资产注

22、入后，参股新能源平台参股新能源平台收入与归母净利润均大幅提升。收入与归母净利润均大幅提升。华电集团新能源发展战略调整后，陆续将旗下新能源资产整合至公司参股的新能源平台。截至 1H21，该平台拥有风电装机 1758.03 万千瓦，光伏装机 373.02 万千瓦，共计 2131.05 万千瓦，我们预计 2021 年底，其控股装机容量增长至 2750 万千瓦左右。图表图表3：2018-2021E 公司参股新能源平台分电源装机情况公司参股新能源平台分电源装机情况 图表图表4：2018-2021 年公司参股新能源平台营业收入与归母净利年公司参股新能源平台营业收入与归母净利 注：1）2018 及 2019

23、 年装机容量为追溯后数据；2）2021 年装机为华泰预测值 资料来源：公司公告、参股新能源平台债券募集说明书、华泰研究预测 注：1）2018 年数据为原始数据（数据局限性，未找到追溯版本），2019 年数据为追溯后数据 资料来源:公司公告、参股新能源平台债券募集说明书及年报、华泰研究 火电龙头之一，在逆境中砥砺前行火电龙头之一，在逆境中砥砺前行 公司火电公司火电装机基本装机基本保持稳定，可再生能源重新布局。保持稳定，可再生能源重新布局。2017-2021 年，公司火电控股装机容量新增 2810.05 兆瓦，CAGR 仅为 1.14%；火电售电量 CAGR 为 4.19%。截至 2021 年底，

24、公司火电装机 50949.05 兆瓦，90%以上是 300 兆瓦及以上的大容量、高效率、环境友好型机组，其中 600 兆瓦及以上的装机比例约占 60%，远高于全国平均水平。因公司将大量新能源资产注入/出售给集团旗下唯一新能源发展和整合平台，故 2021 年公司可再生能源控股装机容量及售电量大幅下降。图表图表5：2016-2021 年公司分电源装机情况年公司分电源装机情况 图表图表6：2016-2021 年公司分电源售电量情况年公司分电源售电量情况 注：1）火电包含燃煤和燃气；2）可再生能源包含水电、风电、光伏 资料来源：公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 799 804 1,09

25、7 2,060 116 121 201 690 3 0 0 0 05001,0001,5002,0002,5003,00020021E（万千瓦）风电光伏其他清洁能源1.2 108.7 119.2 211.6 0.4 21.9 29.8 68.4 050020182019（追朔）20202021（亿元）营业收入归母净利润-80%-60%-40%-20%0%20%40%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,000200202021（兆瓦）火电可再生能源火电yoy可再生能源yoy-60%-40

26、%-20%0%20%40%60%80%100%05001,0001,5002,0002,500200202021（亿千瓦时）火电水电风电太阳能火电yoy水电yoy风电yoy太阳能yoy 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。6 华电国际华电国际(600027 CH)除除 2020 年小幅下降年小幅下降，2017-2021 年公司售电收入整体呈直线上涨。年公司售电收入整体呈直线上涨。2017-2021 年公司售电收入整体稳定增长，CAGR 为 7.54%。2020 年，公司售电收入同比下降 5.05%，主要系该年售电量/平均上网电价同比下降 3.42%

27、/2.38%。2021 年，由于全社会用电量上涨及煤价大幅上升，公司售电量及电价均同比增长，带动公司 2020 年售电收入同比大幅增长 19.17%至 836.42 亿元。2021 年公司市场化交易电量占比为 63.80%，同比提升 3.8 个百分点，但2021 年下半年电价市场化改革以来市场化电价较基准电价的普遍上浮仍促使公司平均上网电价同比增长 6.3%。图表图表7：2016-2021 年公司电力收入情况年公司电力收入情况 图表图表8：2016-2021 年公司平均上网电价（含税）及市场化比例年公司平均上网电价（含税）及市场化比例 资料来源：公司公告、华泰研究 资料来源：公司公告、华泰研究

28、 图表图表9：2016-2021 年公年公司还原资产减值司还原资产减值的归母净利润情况的归母净利润情况 注：还原的资产减值=资产减值损失*（1-所得税率）*（1-少数股东损益率）资料来源：公司公告、华泰研究 2017-2020 年公司归母净利润年公司归母净利润逐年上升，逐年上升，2021 年年大幅下降主要系燃煤成本大幅增长大幅下降主要系燃煤成本大幅增长。2021年公司归母净利润-49.65 亿元，主要系煤炭价格大幅上涨导致公司燃料成本同比增长74.68%。截至2021年底，公司火电装机容量为5094.9万千瓦，占公司总装机容量95.49%，因此燃料成本对公司盈利影响较大。公司公司资本开支大幅增

29、加，资本开支大幅增加，但但资产负债率资产负债率整体下降整体下降。2017-2021 年公司资本支出 CAGR 高达16.09%，资产负债率却从 2017 年的 74.4%下降至 2021 年的 66.4%，财务费用率也呈现持续降低趋势。2021 年公司总资本支出 309.75 亿元，同比增长 49.67%，主要来源于股权投资的增长。2021 年公司股权投资 165.3 亿元，主要系用于对参股新能源平台的增资扩股。2022年公司安排资本开支预计约 170 亿元。6.0%12.1%7.0%-5.1%19.2%-10%-5%0%5%10%15%20%25%010,00020,00030,00040,

30、00050,00060,00070,00080,00090,000200202021（百万元）售电收入售电收入yoy4.1%2.2%1.8%-2.4%6.3%37.0%43.9%53.7%59.6%63.8%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%3803853903954004054430435200202021（元/兆瓦时）平均上网电价（含税）平均上网电价yoy市场电量占比430 1,695 3,407 4,179-4,965 256 65 481 948 1,729 686 1,760 3,888 5,127

31、-3,236(6,000)(4,000)(2,000)02,0004,0006,000200202021（百万元）归母净利润还原的资产减值还原资产减值的归母净利润 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。7 华电国际华电国际(600027 CH)图表图表10：2017-2021 年公司分部资本支出年公司分部资本支出 图表图表11：2017-2021 年公司资产负债率及财务费用率年公司资产负债率及财务费用率 注：以上数据来源为公司年报，与华泰模型历史数据口径存在差异 资料来源：公司公告、华泰研究 资料来源：公司公告、华泰研究 2017-2021 年年，公

32、司经营现金流公司经营现金流同比增速波动较大同比增速波动较大，每股股利，每股股利持续持续上升。上升。2017 年，公司经营业绩欠佳，经营现金流和每股股利均同比大幅下降，之后三年逐渐恢复提升。2021 年公司经营现金流-63.51 亿元，较 2020 年的 252.48 亿元同比下降 125.15%，主要系电煤价格大幅上涨给公司带来巨额亏损。但公司 2021 年仍派发每股股利 0.25 元，与 2020 年一致。图表图表12：2016-2021 年公司经营活动现金净流量年公司经营活动现金净流量 图表图表13：2016-2021 年公司每股股利及分红比率年公司每股股利及分红比率 资料来源：公司公告、

33、华泰研究 资料来源：公司公告、华泰研究 120 134 119 156 102 38 40 37 49 43 13 1 7 2 165 0500300350200202021（亿元）基建工程一般技改、环保技改和小型基建股权74.4%70.4%65.6%60.4%66.4%6.4%6.0%5.5%4.9%4.1%0%10%20%30%40%50%60%70%80%200202021资产负债率财务费用率-42.2%39.2%20.1%18.1%-125.2%-140%-120%-100%-80%-60%-40%-20%0%20%40

34、%60%(10,000)(5,000)05,00010,00015,00020,00025,00030,000200202021（百万元）经营活动现金净流量经营活动现金净流量yoy0.02 0.07 0.15 0.25 0.25 41.3%42.0%50.3%75.6%0%10%20%30%40%50%60%70%80%0.000.050.100.150.200.250.30200202021（元/股）每股股利（元）股利分配比率 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。8 华电国际华电国际(600027 CH)火电盈利有望改善，灵

35、活性改造行稳致远火电盈利有望改善，灵活性改造行稳致远 截至 2021 年底，公司火电装机占比高达 95%。相较可比公司，公司供电煤耗具有明显优势，单位燃料成本由于火电中燃气机组占比高于可比公司而略偏高。2021 年煤价高涨导致公司产生大额亏损，2022 年在高市场化电价，稳煤价的基础上，公司有望扭亏为盈。在我们的假设情景下，每 1 分钱电价上涨可以抵消每 21.7 元/吨 5500 大卡煤价上涨对公司归母净利润的负面影响。火电机组参与调峰会随着新型电力系统建设进程不断增加，因此对煤电灵活性改造要求越来越高，我国目前灵活性调节能力较低的主要原因系没有良好的辅助服务补偿机制，煤电厂改造意愿不足。在

36、我们的模拟测算情景下，山东省在 2021 年上调调峰补偿后，不考虑现货市场，假设生命周期 10 年，300MW/600MW 机组在负荷率 40%和 30%时可获得较好收益，南方地区调峰补偿机制仍有提升空间。公司 41%火电装机在山东，灵活性改造带来收益增加潜力有较大挖掘空间。亏损已成过往，亏损已成过往，2022 年火电盈利有望反转年火电盈利有望反转 公司火电装机公司火电装机分布于分布于全国十个省份。全国十个省份。截至 2021 年底，公司火电装机占比约 95%，分布在全国十个省份，其中 41%/6%的火电装机位于全国用电大省山东/广东。2020 年和 2021 年，山东和广东的全社会用电量一直

37、稳居全国前二。公司水电装机则主要集中在四川省，河北省水电装机仅占公司水电总装机的 3%。图表图表14：华电国际装机容量分布图华电国际装机容量分布图（截至（截至 2021 年底）年底）注：1）水电比例=各省水电装机容量/公司水电装机总容量，火电比例=各省火电装机容量/公司火电装机总容量；2）公司控股装机中还有 3.5MW 自用光伏，不在上图展示 资料来源：公司公告、华泰研究 公司火电机组供电煤耗较可比公司公司火电机组供电煤耗较可比公司更低，但单位燃料成本高于可比公司更低，但单位燃料成本高于可比公司。2017-2021 年，公司供电煤耗呈现逐年下降趋势，且一直低于可比公司华能国际及华润电力。202

38、1 年，公司供电煤耗为288g/kWh（同比下降2.85g/kWh），较华能国际和华润电力分别低9g/kWh和3g/kWh，且公司 95 台燃煤机组已全部达到超低排放要求。单位燃料成本层面，由于各公司将燃煤和燃机统一核算，而公司燃气机组（燃气机组单位燃料成本显著高于燃煤）占火电装机的比例接近 17%，显著高于华能国际（12%）和华润电力（1%），故公司单位燃料成本高于可比公司。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。9 华电国际华电国际(600027 CH)图表图表15：2017-2021 年年火电龙头公司供电煤耗对比火电龙头公司供电煤耗对比 图表图表16：2017-202

39、1 年年火电龙头公司单位燃料成本对比火电龙头公司单位燃料成本对比 资料来源：各公司公告、华泰研究 资料来源：各公司公告、华泰研究 2021 年煤价高涨导致公司火电业绩承压。年煤价高涨导致公司火电业绩承压。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，龙头火电企业的长协覆盖率一般在 50%以上，但市场煤价高涨导致煤炭长协履约降低，火电企业燃煤成本上涨严重，例如华电国际 2021 年单位燃料成本同比增长 60%。3Q21 火电企业开始亏损，由于煤价长协价格上涨存在滞后性及高煤价库存等原因，4Q21 火电企业亏损环比进一步扩大，且亏损程度与企业

40、火电发电量基本成正比。图表图表17：A 股火电公司股火电公司单季度单季度归母净利与秦皇岛动力煤价归母净利与秦皇岛动力煤价/煤炭库存变化图煤炭库存变化图 资料来源：Wind、华泰研究 煤价高企倒逼市场化电价改革，煤价高企倒逼市场化电价改革，4Q21 以来燃煤电价上涨可观。以来燃煤电价上涨可观。自 2021 年 10 月 8 日，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，近期市场化电价基本较基准电价顶格上浮（部分基准电价较高的省份如广东及有煤电联动机制的湖南上浮比例略低）。图表图表18：各省份近期市场化交易结果

41、节选各省份近期市场化交易结果节选 省份省份 市场化成交价格市场化成交价格 基准电价基准电价 较基准电价浮动较基准电价浮动 交易类型交易类型 江苏 0.469 0.391 19.95%2022 年 4 月月度集中竞价 江苏 0.46669 0.391 19.40%2022 年电力市场年度交易总结果（含双边和和挂牌交易）广东 0.49704 0.453 9.70%2022 年电力市场年度交易总结果 广东 0.548 0.453 20.97%2022 年 4 月月度双边协商交易 冀南 0.43725 0.3644 20.00%2022 年年度电力直接交易 福建省 0.459 0.3932 16.70

42、%2022 年第一阶段（1-7 月）年度双边协商直接交易 辽宁 0.44891 0.3749 19.70%2022 年 2 月月度集中竞价无约束交易 广西 0.491618 0.4207 16.90%2022 年度电力市场化长协交易 湖南 湖南 0.508 0.45 12.90%2022 年 1 月月度双边协商交易 0.539 0.45 19.80%2021 年 12 月月度双边协商交易 资料来源：各省电力交易中心、北极星电力网、华泰研究 30029929529028830630730729972962972752802852902953003053

43、01920202021（g/kWh）华电国际华能国际华润电力2222302272223209300350400200202021（元/兆瓦时）华电国际华能国际华润电力(500)(300)(100)0900(12,000)(10,000)(8,000)(6,000)(4,000)(2,000)02,0004,0006,00009/201912/201903/202006/202009/202012/202003/202106/202109/202112/2021（万

44、吨）（元/吨，百万元）秦皇岛动力煤Q5500市场价秦皇岛煤炭库存（右轴）华能国际归母净利华电国际归母净利大唐发电归母净利 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。10 华电国际华电国际(600027 CH)2022 年煤价有望回归较合理水平年煤价有望回归较合理水平。2022 年 2 月 25 日，发改委发布国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知，提出秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格 570-770 元/吨（含税）较为合理（5 月 1 日开始实施）。由于 2022 年以来，煤价又呈现一定程度上涨，煤电企业签订长协价格实际在 570-770 元/吨

45、的量不大。3 月 18 日，国家发改委发布消息，部署开展煤炭中长期合同签订履约专项核查，要求发电供热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖，每笔煤炭中长期合同必须在合理区间内明确价格水平或执行价格机制。我们认为 4-5 月是传统的用电量淡季，疫情影响目前来看可能还会持续，主要流域逐渐进入汛期水电的冲击还会增加，我们判断火电发电量的负增长 4-5 月仍将持续（3/4 月火电发电量同比下降 6/12%），利空煤炭需求，有助于煤价回落。市场化电价上涨，煤价回归较合理水平，市场化电价上涨，煤价回归较合理水平，2022 年公司有望扭亏为盈。年公司有望扭亏为盈。我们假设公司 2022 年资产减值为 11

46、亿元，入炉标煤单价对应 5500 大卡煤价 760 元/吨，火电上网电价 0.493 元/千瓦时（同比上涨 12%），公司 2022 年归母净利润预计为 51 亿元。由于公司火电机组占比高，对煤价、电价敏感性较大，我们对其盈利进行了敏感性分析，根据分析结果显示，每 50元/吨5500大卡煤价变动/每1分钱电价变动/每2亿元资产减值变动带来公司归母净利润变动分别为 64%/28%/4%。对公司而言，在我们的假设情景下，每 1 分钱电价上涨可以抵消每 21.7元/吨煤价上涨对公司归母净利润的影响。图表图表19：华电国际华电国际 2022 年归母净利润敏感性分析（资产减值损失与煤价，单位：百万元）年

47、归母净利润敏感性分析（资产减值损失与煤价，单位：百万元）资产减值损失（百万元）资产减值损失（百万元）299 499 699 899 1099 1299 1499 1699 1899 煤价（煤价（5500 大卡）大卡）（元（元/吨，含税）吨，含税）910 (4,029)(4,210)(4,391)(4,571)(4,752)(4,933)(5,114)(5,295)(5,476)860 (741)(922)(1,103)(1,284)(1,465)(1,645)(1,826)(2,007)(2,188)810 2,547 2,366 2,185 2,004 1,823 1,642 1,462 1

48、,281 1,100 760 5,834 5,653 5,473 5,292 5,111 4,930 4,749 4,568 4,388 710 9,122 8,941 8,760 8,579 8,399 8,218 8,037 7,856 7,675 660 12,410 12,229 12,048 11,867 11,686 11,505 11,325 11,144 10,963 610 15,697 15,517 15,336 15,155 14,974 14,793 14,612 14,431 14,251 注：中性假设理由见盈利预测部分 资料来源：华泰研究预测 图表图表20：华电国际

49、华电国际 2022 年归母净利润敏感性分析（上网电价与煤价，单位：百万元）年归母净利润敏感性分析（上网电价与煤价，单位：百万元）上网电价（元上网电价（元/度，含税）度，含税）0.453 0.463 0.473 0.483 0.493 0.503 0.513 0.523 0.533 上网电价同比增速上网电价同比增速 3%6%8%10%12%15%17%19%22%煤价（煤价（5500 大卡）大卡）（元（元/吨，含税）吨，含税）910(10,454)(9,029)(7,603)(6,178)(4,752)(3,327)(1,901)(476)950 860(7,167)(5,741)(4,316)

50、(2,890)(1,465)(39)1,387 2,812 4,238 810(3,879)(2,453)(1,028)398 1,823 3,249 4,674 6,100 7,525 760(591)834 2,260 3,685 5,111 6,536 7,962 9,388 10,813 710 2,696 4,122 5,548 6,973 8,399 9,824 11,250 12,675 14,101 660 5,984 7,410 8,835 10,261 11,686 13,112 14,537 15,963 17,388 610 9,272 10,697 12,123 13

51、,548 14,974 16,400 17,825 19,251 20,676 注：中性假设理由见盈利预测部分 资料来源：华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。11 华电国际华电国际(600027 CH)煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益有待挖掘煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益有待挖掘 我国火电机组调峰能力远低于世界领先水平，有较大提升空间。我国火电机组调峰能力远低于世界领先水平，有较大提升空间。丹麦和德国是煤电灵活性改造较为领先国家。丹麦从 1995 年起开始大力发展煤电灵活性改造，目前处于世界领先水平，其火电机组以供热为主，供热期最低运行负荷可达 15

52、%-20%。德国装备制造协会针对煤电灵活性改造制定了改造专项清单，其供热机组/纯凝机组最低运行负荷达到 40%/25%。相比于丹麦和德国，我国的火电机组最低运行负荷较高，调峰能力较弱，说明我国火电机组灵活性还有较大提升空间。据火电机组灵活性改造形势及技术应用（2018 年，作者：侯玉亭、李晓博、刘畅等）分析，经过灵活性改造，预计我国热电机组最低运行负荷可达到40%-50%，纯凝机组最低运行负荷可达到 30%-35%。图表图表21：2018 年年各国火电机组调峰能力比较各国火电机组调峰能力比较 资料来源：火电机组灵活性改造形势及技术应用（2018 年，作者：侯玉亭、李晓博、刘畅等）、华泰研究 全

53、国全国煤电煤电灵活性改造进程缓慢，严重滞后于国家灵活性改造进程缓慢，严重滞后于国家“十三五十三五”目标。目标。我国 2016 年开始煤电灵活性改造试点工作，并在电力发展“十三五”规划中提出了“三北”地区煤电灵活性改造 2.15亿千瓦的目标。截至 2020 年底，“三北”地区实际只完成煤电灵活性改造 8241 万千瓦，仅为目标的 38%，其中内蒙古、山西、新疆、甘肃分别仅达到其目标的 2.1%、3.3%、2.4%和 4.1%；截至 2019 年底，煤电灵活性改造试点实际完成约 5340 万千瓦，仅达到规划目标的 31.4%。煤电灵活性改造严重落后的主要原因有：不健全的调峰辅助服务市场机制、存在不

54、确定性的国家相关政策、灵活性改造对燃煤机组运行本身带来的负面影响、灵活性改造对煤电企业带来的高成本负担。十四五国家对煤电灵活性改造提出新要求，火电调节能力挖掘潜力大。十四五国家对煤电灵活性改造提出新要求，火电调节能力挖掘潜力大。2021 年 11 月，国家发改委、能源局发布关于开展全国煤电机组改造升级的通知，推动煤电行业“三改联动”：节能降耗改造、供热改造和灵活性改造。通知发布了“十四五”期间改造目标，其中煤电机组灵活性改造 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。2022 年 4 月 24 日，国家能源局提出：今年我国将大力推动煤电节能

55、降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，改造升级煤电规模超过 2.2 亿千瓦。国家能源局统计，2021年上半年辅助服务市场交易费用共 110.1 亿元，其中调峰、调频费用各占比 84.3、15.3，一定程度缓解了部分煤电企业经营压力。电力规划设计总院初步测算，“十四五”末期我国辅助服务年补偿资金规模将达到约 800 亿元，进一步释放火电机组的调节潜力。东北、西北、华北、华东、华中等地区已建立区域和省级两级调峰辅助服务市场。东北、西北、华北、华东、华中等地区已建立区域和省级两级调峰辅助服务市场。据国家能源局统计，2019 年上半年，全国除西藏外 31 个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿

56、的发电企业共 4566 家，装机容量共 13.70 亿千瓦，补偿费用共 130.31 亿元，占上网电费总额的 1.47%。南方、东北和西北电力辅助服务补偿总额最高，分别为 46.35 亿、24.93亿、24.20 亿;西北电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为 3.27%，华中最低，为 0.36%。80%80%60%75%20%50%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%热电联产纯凝机组丹麦德国中国 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。12 华电国际华电国际(600027 CH)全国不同地区调峰补偿机制全国不同地区调峰补偿机制存在存在一定差异

57、性。一定差异性。大部分地区调峰补偿标准按照负荷率进行分档；东北三省、新疆除负荷率档位外，还额外考虑火电机组类型以及是否处于供热期；江苏则按照时间跨度以及时段进行补偿，短期调峰补偿高于中长期，峰段高于谷段。华北区域（河北南网、京津唐、山西、蒙西和山东）的基准负荷率高达 70%，大部分地区基准负荷率为 50%左右。除南方区域（广东、广西、贵州、海南、云南）设定具体补偿标准，其他区域均设定报价范围。整体来看，东北三省、山东等地调峰补偿较高，贵州、甘肃等地调峰补偿较低。图表图表22：2019 年上半年电力辅助服务补偿基本情况表年上半年电力辅助服务补偿基本情况表 地域地域 省份省份 发电企业数量发电企业

58、数量（家）（家）装机容量装机容量（万千瓦）（万千瓦）总补偿费用总补偿费用（万元）（万元）补偿费用占比（补偿费用占比（%）总补偿费用占上网总补偿费用占上网电费比重（电费比重（%）调频调频 调峰调峰 备用备用 调压调压 其他其他 华北 河北南网 43 2667 12619 78.67 15.12 0 5.16 1.05 0.55 京津唐 324 9785 41780 51.27 46.82 0.75 0.9 0.26 0.66 蒙西 47 3336 40588 99.28 0 0 0.72 0 1.91 山东 196 6723 49087 16.72 80.86 0 2.41 0 0.88 山西

59、313 7157 40580 40.54 56.14 0 3.24 0.08 1.08 合计合计 923 29668 184653 52.15 45.46 0.17 2.07 0.15 0.92 东北 黑龙江 109 2472 59025 0 100 0 0 0 3.7 吉林 130 2249 33435 0.76 99.24 0 0 0 0.95 辽宁 129 3854 116402 0.15 96.58 3.27 0 0 4.7 蒙东 103 2985 40421 0 100 0 0 0 2.5 合计合计 471 11561 249283 0.17 98.3 1.53 0 0 2.71 西

60、北 甘肃 329 4195 43192 26.22 55.5 8.24 10.04 0 2.1 宁夏 255 3901 54353 36.1 20.84 28.53 14.51 0.02 4.25 青海 300 2819 17717 25.52 14.42 24.69 35.37 0 2.53 陕西 175 3692 60169 36.82 8.69 43.73 10.47 0.29 3.13 新疆 521 5277 66588 25.66 27.2 33.37 13.61 0.16 4.63 合计合计 1580 19883 242019 30.87 25.29 29.74 13.99 0.1

61、2 3.27 华东 安徽 49 3204 8594 47.52 1.74 35.91 13.15 1.68 0.29 福建 120 4975 43350 13.37 70.16 12.52 3.82 0.12 1.17 华东电网 22 2943 4720 54.13 1.47 27.95 11.25 5.21 0.19 江苏 178 10609 24188 43.06 41.29 6.98 8.53 0.15 0.29 上海 54 2372 4673 45.06 42.61 3.48 6.79 2.05 0.28 浙江 54 5730 29820 47.08 19.65 7.69 24.98

62、0.6 0.68 合计合计 477 29833 115345 33.81 42.02 12.12 11.4 0.66 0.49 华中 河南 63 5447 15638 0 50.36 44.7 4.94 0 0.49 湖北 48 3576 3878 48.5 0.96 48.71 1.21 0.62 0.14 湖南 38 2333 18817 24.61 62.9 10.87 1.62 0 1.16 江西 30 2039 3849 78.2 8.05 2.5 11.25 0 0.22 四川 386 5956 1374 76.43 0 1.66 12.31 9.61 0.05 重庆 51 183

63、4 4687 15.53 58.28 7.14 18.28 0.77 0.46 合计合计 616 21184 48243 23.42 47.24 23.59 5.35 0.4 0.36 南方 广东 162 9521 361086 9.17 9.56 81.18 0.03 0.06 4.58 广西 83 3429 41742 3.95 8.13 87.2 0.3 0.42 1.99 贵州 80 4348 28209 28.57 1.72 67.94 1.58 0.19 1.19 海南 16 576 5398 8.07 16.28 75.55 0.1 0 0.92 云南 158 7032 2710

64、7 18.97 0.44 73.24 3.89 3.45 1.07 合计合计 499 24906 463542 35.24 10.44 8.5 80.39 0.37 3.37 全国合计全国合计 4566 137035 1303085 20.73 38.44 36.38 4.23 0.22 1.47 注：绝大多数省份缺乏 1H19 之后的最新数据 资料来源：国家能源局、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。13 华电国际华电国际(600027 CH)图表图表23：各地区现行火电机组调峰补偿政策（上）各地区现行火电机组调峰补偿政策（上）地区地区 发布日期发布日期 档

65、位档位 负荷率负荷率 调峰补偿（元调峰补偿（元/千瓦时）千瓦时）地区地区 发布日期发布日期 档位档位 负荷率负荷率 调峰补偿（元调峰补偿（元/千瓦时）千瓦时）河北南网 2019/9/27 第一档 70%-100%0 蒙西 2021/5/25 第一档 70%-100%0 京津唐 第二档 60%-70%0-0.3 第二档 60%-70%0-0.4 山西 第三档 50%-60%0-0.3 第三档 50%-60%第四档 40%-50%0-0.4 第四档 40%-50%第五档 30%-40%0-0.5 第五档 30%-40%第六档 20%-30%0-0.5 第六档 20%-30%第七档 10%-20%0

66、-0.5 第七档 10%-20%第八挡 0%-10%0-0.5 第八挡 0%-10%山东 2021/9/3 第一档 60%-70%0-0.1 福建 2021/12/28 第一档 55%-60%0-0.1 第二档 50%-60%0-0.1 第二档 50%-55%0-0.2 第三档 40%-50%0-0.6 第三档 45%-50%0-0.4 第四档 30%-40%0-0.6 第四档 40%-45%0-0.5 第五档 20%-30%0-0.8 第五档 35%-40%0-0.6 第六档 10%-20%0-0.8 第六档 20%-35%0-1 第七档 0%-10%0-0.8 甘肃 2021/5/6 第一

67、档 40%-50%0-0.2 安徽 2018/8/22 第一档 45%-50%0-0.3 第二档 35%-40%0-0.3 第二档 40%-45%0-0.4 第三档 30%-35%0-0.4 第三档 35%-40%0-0.6 第四档 20%-30%0-0.6 第四档 30%-35%0-0.8 第五档 0-20%0-0.8 第五档 0%-30%0-1 湖北 2020/6/4 第一档 45%-50%0-0.2 江西 2020/8/3 第一档 45%-50%0-0.2 重庆 2019/4/28 第二档 40%-45%0-0.3 第二档 40%-45%0-0.3 第三档 35%-40%0-0.4 第三

68、档 35%-40%0-0.4 第四档 30%-35%0-0.5 第四档 30%-35%0-0.5 第五档 0%-30%0-6 第五档 20%-30%0-6 广东 2022/3/22 第一档 40%-50%0.099 海南 2022/3/22 第一档 40%-50%0.0744 第二档 30%-40%0.792 第二档 30%-40%0.5952 第三档 0%-30%1.188 第三档 0%-30%0.8928 广西 2022/3/22 第一档 40%-50%0.0495 云南 2022/3/22 第一档 40%-50%0.0828 第二档 30%-40%0.396 第二档 30%-40%0.6

69、624 第三档 0%-30%0.594 第三档 0%-30%0.9936 贵州 2022/3/22 第一档 40%-50%0.0297 河南 2019/8/17 第一档 40%-50%0-0.3 第二档 30%-40%0.2376 第二档 30%-40%0.3-0.5 第三档 0%-30%0.3564 第三档 0%-30%0.5-0.7 宁夏 2021/5/6 第一档 40%-50%0-0.3 青海 2020/12/1 第二档 0%-40%0.3-0.7 资料来源：国家能源局、华泰研究 图表图表24：各地区现行火电机组调峰补偿政策（各地区现行火电机组调峰补偿政策（中中）地区地区 发布日期发布日

70、期 类型类型 时段时段 调峰补偿调峰补偿（元（元/千瓦时）千瓦时）江苏 2020/11/6 中长期 谷段 0-0.25 平段 0-0.6 峰段 0-0.9 短期 大于等于 4 小时 0-1 小于 4 小时 0-2 资料来源：国家能源局、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。14 华电国际华电国际(600027 CH)图表图表25：各地区现行火电机组调峰补偿政策（下）各地区现行火电机组调峰补偿政策（下）地区地区 发布日期发布日期 时期时期 档位档位 火电厂类型火电厂类型 负荷率负荷率 调峰补偿调峰补偿（元（元/千瓦时）千瓦时）黑龙江 2020/12/23 非供热期

71、 第一档 纯凝火电机组 40%-50%0-0.4 吉林 热电机组 40%-48%辽宁 第二档 全部火电机组 0%-40%0.4-1 供热期 第一档 纯凝火电机组 40%-48%0-0.4 热电机组 40%-50%第二档 全部火电机组 0%-40%0.4-1 新疆 2020/1/16 非供热期 第一档 纯凝火电机组 40%-50%0-0.22 热电机组 40%-45%第二档 全部火电机组 0%-40%0.22-0.7 供热期 第一档 纯凝火电机组 40%-45%0-0.22 热电机组 40%-50%第二档 全部火电机组 0%-40%0.22-0.7 资料来源：国家能源局、华泰研究 山东山东火电调

72、峰补偿上涨，华电国际面临火电调峰补偿上涨，华电国际面临较较大机遇大机遇 图表图表26：火电机组深度调峰增加的供电成本测算火电机组深度调峰增加的供电成本测算 300MW 亚临界机组亚临界机组 600MW 超临界机组超临界机组 深度调峰负荷率深度调峰负荷率 50%40%30%50%40%30%深度调峰频率（次深度调峰频率（次/年）年）100 100 100 100 100 100 深度调峰单次时长（小时深度调峰单次时长（小时/次）次）6 6 6 6 6 6 合计合计营业营业成本增加（元成本增加（元/小时）小时）7274 11379 18310 11499 18265 28014 燃煤成本增加（元/

73、小时)3108 4213 4944 7333 9099 10648 主机寿命成本增加（元/小时）166 166 166 166 166 166 维护成本增加（元/小时）4000 7000 10000 4000 9000 14000 耗油成本增加（元/小时）0 0 3200 0 0 3200 年度年度营业营业成本增加（万元成本增加（万元/年）年）436 683 1099 690 1096 1681 财务费用增加（万元财务费用增加（万元/年）年）-74 221 -147 441 合计年度成本增加（万元合计年度成本增加（万元/年）年）436 756 1319 690 1243 2122 注：1）标煤

74、单价按 900 元/吨进行测算，如果标煤单价上升，年度成本增加值预计会小幅增长，从而静态投资回收期变长；2）在30%负荷时通常需投入 1-2 支油枪,耗油按 0.4 吨/小时进行测算；3）假设灵活性改造投资自有资金 30%，融资资金 70%，融资年利率 3.5%资料来源：火电机组深度调峰经济性分析（2019 年，作者：郭庆风）、华泰研究预测 火电机组参与深度调峰增加燃煤、运维、耗油等火电机组参与深度调峰增加燃煤、运维、耗油等营业营业成本成本。不同参数、形式的机组在实际运行中，负荷率对成本的影响有所不同，但整体变化趋势相同。参考火电机组深度调峰经济性分析中一台300MW 亚临界机组和一台 600

75、MW 超临界机组的测算数据，假设所有机组参与深度调峰的频次系 100 次，每次深度调峰时长为 6 小时，则 300MW 机组负荷率50%/40%/30%会分别增加年度营业成本 436/683/1099 万元/年，600MW 机组负荷率50%/40%/30%会分别增加年度成本 690/1096/1681 万元/年。财务成本增加主要系假设灵活性改造的固定成本 30%采用自有资金，70%由融资获得，融资年利率 3.5%。因此 300MW和 600MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度成本合计 436/756/1319 万元和690/1243/2122 万元。同一台机组，负荷率越低,经

76、济成本越大；同一负荷率，大机组经济成本更高。完善辅助服务机制完善辅助服务机制，山东能源监管办大幅山东能源监管办大幅提升提升直调公用火电机组直调公用火电机组调峰补偿。调峰补偿。2021 年 9 月 3日，山东能源监管办发布山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021 年修订版)(征求意见稿)，提升了山东省火电机组调峰补偿上限。我们在所有调峰收入测算时不考虑现货交易。我们在所有调峰收入测算时不考虑现货交易。按补偿标准上限、年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 319/1274/2230 万元/年，600MW 机组负荷率 50

77、%/40%/30%分别可获年度补贴收入 637/2549/4460 万元/年。同一台机组，深度调峰负荷率越低,调峰补贴收入越高；同一负荷率，大机组调峰补贴收入更高。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。15 华电国际华电国际(600027 CH)图表图表27：山东山东火电机组深度调峰补贴收入测算火电机组深度调峰补贴收入测算 300MW 亚临界机组亚临界机组 600MW 超临界机组超临界机组 基准负荷率基准负荷率 70%70%70%70%70%70%深度调峰负荷率深度调峰负荷率 50%40%30%50%40%30%补贴标准（元补贴标准（元/千瓦时千瓦时，不含税，不含税）第一

78、档：60%-70%0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 第二档：50%-60%0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 第三档：40%-50%0 0.53 0.53 0 0.53 0.53 第四档：30%-40%0 0 0.53 0 0 0.53 补贴收入（元补贴收入（元/小时）小时）5,310 21,239 37,168 10,619 42,478 74,336 第一档：60%-70%2,655 2,655 2,655 5,310 5,310 5,310 第二档：50%-60%2,655 2,655 2,655 5,310 5,310 5,310 第三

79、档：40%-50%0 15,929 15,929 0 31,858 31,858 第四档：30%-40%0 0 15,929 0 0 31,858 年度补贴收入（万元年度补贴收入（万元/年）年）319 1,274 2,230 637 2,549 4,460 注：1）实际补贴标准=含税补贴标准/（1+电价增值税），电价增值税为 13%；2）每档补贴收入（元/小时）=额定功率*（档位上限-档位下限）*该档位补贴标准；3）补贴收入（元/小时）=每档补贴收入之和 资料来源：山东能源监管办、华泰研究预测 经测算，经测算，公司公司若对若对山东山东火电机组进行灵活性改造并提供调峰服务，火电机组进行灵活性改造

80、并提供调峰服务，收益或较好收益或较好。根据之前调峰成本和补贴收入测算结果，可得出年度调峰利润。根据中电联数据，煤电灵活性改造单位调峰容量成本约为 500-1500 元/千瓦。煤电灵活性改造成本相对于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段更低，具有最高性价比。假设煤电机组原最低运行负荷率为50%，并且增强最低负荷率至 40%/30%的灵活性改造单位调峰容量成本分别为 1000/1500元/千瓦，可得出灵活性改造成本。考虑大多数煤电机组已经运行较长年份，即使进行灵活性改造，也并不能够增加机组寿命，同时不考虑残值，我们假设灵活性改造后煤电机组可使用年限为 10 年。经测算，300MW 和 600

81、MW 机组负荷率 40%、30%时静态投资回收期均小于报废年限（假设 10 年），故可获利；负荷率为 50%时，即使不产生灵活性改造成本，由于调峰补助不足以覆盖调峰成本，调峰将亏损。公司 41%的火电机组集中在山东省，若进行灵活性改造，将最低运行负荷降低至 40%甚至 30%，调峰带来的辅助服务盈利或较好。图表图表28：山东煤电山东煤电灵活性改造灵活性改造静态投资回收期测算静态投资回收期测算 300MW 亚临界机组亚临界机组 600MW 超临界机组超临界机组 深度调峰负荷率深度调峰负荷率 50%40%30%50%40%30%年度调峰利润（万元年度调峰利润（万元/年）年）-118 518 911

82、 -53 1306 2338 煤电灵活性改造单位调峰容量成本（元煤电灵活性改造单位调峰容量成本（元/千瓦）千瓦）-1000 1500 -1000 1500 灵活性改造成本（万元）灵活性改造成本（万元）-3000 9000 -6000 18000 静态投资回收期（年）静态投资回收期（年）-5.79 9.88 -4.59 7.70 注：1）因假设原最低运行负荷为 50%，故深度调峰负荷 50%时不需灵活性改造；2）灵活性改造成本=煤电灵活性改造单位调峰容量成本*（原最低运行负荷率-改造后最运行低负荷率）*额定功率；3）静态投资回收期=灵活性改造成本/年度调峰利润 资料来源：中国电力企业联合会、华泰

83、研究预测 南方区域提升煤电调峰补偿南方区域提升煤电调峰补偿，仍旧力度不足仍旧力度不足 为进一步鼓励为进一步鼓励煤电机组灵活性改造煤电机组灵活性改造，南方能源监管局提升南方区域深度调峰补偿。，南方能源监管局提升南方区域深度调峰补偿。2022 年3 月 22 日，南方能源监管局发布 南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则（征求意见稿），提升广东、广西、云南、贵州、海南各省的煤电深度调峰补偿。以其中调峰补偿最高的广东为例，第一档由 0.066 元/千瓦时提高至 0.099 元/千瓦时;第二档由 0.132元/千瓦时提高至 0.792 元/千瓦时；新增第三档 1.188 元/千瓦时。根据广东新

84、补偿标准，按年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 0/158/1419 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入0/315/2839 万元/年，远低于山东补贴收入。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。16 华电国际华电国际(600027 CH)图表图表29：广东煤电广东煤电机组深度调峰补贴收入测算机组深度调峰补贴收入测算 300MW 亚临界机组亚临界机组 600MW 超临界机组超临界机组 基准负荷率基准负荷率 50%50%50%50%50%50%深度调峰负荷率深度

85、调峰负荷率 50%40%30%50%40%30%补贴标准（元补贴标准（元/千瓦时千瓦时，不含税，不含税）第一档：40%-50%0 0.09 0.09 0 0.09 0.09 第二档：30%-40%0 0 0.70 0 0 0.70 补贴收入（元补贴收入（元/小时）小时）0 2628 23655 0 5257 47310 第一档：40%-50%0 2628 2628 0 5257 5257 第二档：30%-40%0 0 21027 0 0 42053 年度补贴收入（万元年度补贴收入（万元/年）年）0 158 1419 0 315 2839 注：1）实际补贴标准=含税补贴标准/（1+电价增值税），

86、电价增值税为 13%；2）每档补贴收入（元/小时）=额定功率*（档位上限-档位下限）*该档位补贴标准；3）补贴收入（元/小时）=每档补贴收入之和 资料来源：南方能源监管局、华泰研究预测 根据我们的模拟测算根据我们的模拟测算，南方区域提升后的调峰补偿仍不足南方区域提升后的调峰补偿仍不足。同样不考虑现货市场，深度调峰所增加的成本仍采用火电机组深度调峰经济性分析中的测算数据，结合广东年度补贴收入，可以计算出年度调峰毛利润。300MW 和 600MW 机组在负荷率 50%、40%的情况下都产生调峰亏损，调峰补贴收入不足以弥补调峰所增加的变动成本。虽然 300MW 和600MW 机组在负荷率 30%的情

87、况下调峰利润为正，但是静态投资回收期均超出了报废年限（假设 10 年），并不能覆盖灵活性改造的固定成本。广东的调峰补偿在南方区域最高，我们测算仍旧产生亏损，故推测南方区域其他省份（广西、云南、海南、贵州）也会产生亏损。我们认为南方需进一步提高调峰补助以激励煤电灵活性改造。图表图表30：广东广东煤电灵活性改造煤电灵活性改造静态投资回收期测算静态投资回收期测算 300MW 亚临界机组亚临界机组 600MW 超临界机组超临界机组 深度调峰负荷率深度调峰负荷率 50%40%30%50%40%30%年度调峰利润（万元年度调峰利润（万元/年）年）-436 -599 100 -690 -928 717 煤电

88、灵活性改造单位调峰容量成本（元煤电灵活性改造单位调峰容量成本（元/千瓦）千瓦）-1000 1500 -1000 1500 灵活性改造成本（万元）灵活性改造成本（万元）-3000 9000 -6000 18000 静态投资回收期（年）静态投资回收期（年）-89.83 -25.11 注：1）因假设原最低运行负荷为 50%，故深度调峰负荷 50%时不需灵活性改造；2）灵活性改造成本=煤电灵活性改造单位调峰容量成本*（原最低运行负荷率-改造后最运行低负荷率）*额定功率；3）静态投资回收期=灵活性改造成本/年度调峰利润 资料来源：中国电力企业联合会、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部

89、分，请务必一起阅读。17 华电国际华电国际(600027 CH)可再生能源重新布局，可再生能源重新布局，参股参股新能源新能源权益权益资产资产价价值未充分体现值未充分体现 自集团新能源发展战略调整，公司新能源发展模式由控股转换为参股，截至 2021 年底，公司参股新能源权益装机近 853 万千瓦，2021 年 7-12 月参股新能源权益资产为公司贡献投资收益约 7 亿元。我们预计公司 2025 年参股新能源权益装机为 2327 万千瓦，来自参股新能源平台收益贡献或达 43 亿元。此外，抽水蓄能为公司未来重要发展方向，抽水蓄能发展空间大且收益较有保障，公司已有 4 个抽水蓄能项目（约 300 万千

90、瓦）进入可研阶段，1002万千瓦抽蓄项目列入十四五和十五五项目储备和项目规划。抽水蓄能为公司重要新发展方向抽水蓄能为公司重要新发展方向，落实开发项目容量可观，落实开发项目容量可观 新型电力系统建设下，抽水蓄能新型电力系统建设下，抽水蓄能作为调峰电源发展潜力较大作为调峰电源发展潜力较大。国家发改委、能源局印发的“十四五”现代能源体系规划明确，加快推进抽水蓄能电站建设，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设，完善抽水蓄能价格形成机制。抽蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）中提到，我国计划到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1

91、.2 亿千瓦左右。国家能源局数据显示，截至 2021 年底，全国抽水蓄能装机 36GW，同比增长 13.24%。据国际能源网统计，目前省级续建和即将投建的抽水蓄能项目加总起来已经超过 100GW，投资额超 6000 亿。图表图表31：2017-2021 年我国抽水蓄能装机规模年我国抽水蓄能装机规模 图表图表32：省级续建和即将投建的抽水蓄能规模（截至省级续建和即将投建的抽水蓄能规模（截至 2022 年年 4 月）月）资料来源：各年度全国可再生能源电力发展监测评价报告、华泰研究 资料来源：国际能源网、华泰研究 公司已紧密开展公司已紧密开展抽水蓄能抽水蓄能项目部署项目部署。公司管理层于 2021

92、年业绩会提到公司已有 4 个抽水蓄能项目进入可研阶段，分别位于浙江、湖北、湖南和广东，装机容量约 300 万千瓦。列入十四五和十五五项目储备和项目规划的抽水蓄能项目，公司落实开发权约 1002 万千瓦。抽水蓄能抽水蓄能执行执行两部制电价两部制电价，收益有最低保障，收益有最低保障。2021 年 04 月 30 日，国家发改委发布关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格2021633 号），意见指出坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，及抽蓄电价=容量电价+电量电价。容量电价主要用来回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，核价参数标准为按照 40年经营期核算的6.5%资本金内部收益率。电

93、量电价部分：抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，没有现货市场的引入竞争机制形成电量电价（抽水消耗电量可由电网提供，按燃煤发电基准价的 75%执行；上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行）。结合上述抽蓄电价政策，我们认为抽蓄电站获利具有一定保障性。0%2%4%6%8%10%12%14%05540200202021（GW）抽水蓄能装机规模yoy0554045广东山西河南河北福建湖北重庆甘肃湖南新疆贵州山东江苏江西安徽（GW）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。18 华电国际华电国际(60

94、0027 CH)参股新能源参股新能源权益项目增长可期权益项目增长可期 公司持有公司持有参股新能源平台参股新能源平台 31.01%股权。股权。2021 年 5 月 24 日，华电国际完成资产注入后持有参股新能源平台 37.19%股权。2021 年 12 月 7 日，该平台于北交所增资引战，增资完成后，华电国际持有其股权比例被稀释至 31.01%。公司参股新能源平台为华电集团旗下唯一新能源业务发展与整合平台，以风电资产为主。截至 1H21，该平台拥有新能源装机容量合计 2131.05万千瓦，其中风电装机容量占比 82.5%，为其目前主要新能源发电装机类型，剩余容量均为光伏装机。该平台的风电项目绝大

95、多数位于我国规划的风资源条件优越的“八大风电基地”，包括新疆、甘肃、蒙西、吉林等资源富集区。截至截至 2021 年底，年底，公司公司参股新能源权益参股新能源权益装机装机预计为预计为 853 万千瓦，十四五末或增长至万千瓦，十四五末或增长至 2327 万万千瓦。千瓦。2021 年底，待公司参股新能源平台完成华电集团内部资产注入、资产收购及在建项目投运后，我们预计其 2021 年底新能源装机为 2750 万千瓦，由于公司持有该平台 31.03%股权，公司截至 2021 年底的参股新能源权益装机容量接近 853 万千瓦。我们预计该平台十四五末新能源装机规模有望达到 7500 万千瓦，则公司十四五末参

96、股新能源权益装机有望达到 2327 万千瓦（暂假设公司对参股新能源平台持股比例未来保持不变）。我们预计我们预计公司参股新能源平台公司参股新能源平台 2022-2025年新增新能源装机年新增新能源装机 15/12.5/10/10GW，风：光风：光=3：7。我们预计该平台十四五末将拥有 75GW 新能源装机，由于近两年，华电集团正陆续整合新能源资产于公司参股新能源平台，我们假设其 2022-2025 年新增新能源装机容量为先快后慢的态势。同时，根据各大发电公司十四五发展规划普遍风电小于光伏，且考虑该平台风电资产已较多，假设 2022-2025 年该平台风：光新增装机比例为 3：7。利用小时方面，由

97、于 2021 年为大风年，我们预计其 2021 年风电利用小时为 2348 小时，同比增加 200 小时，2022 年预计下降 40 小时至 2308 小时，且未来保持平稳；同时，我们预计该平台 2021/2022 年光伏利用小时分别同比持平/增长 20 小时，未来保持不变。由于 2021 年仍陆续有集团新能源资产整合进入公司参股新能源平台（预计大多数为带补贴项目），我们认为 2021 年其风电上网电价或上涨至 0.46 元/千瓦时，而光伏项目由于该平台存量项目电价已较高且高电价项目容量基数较低，我们预计 2021 年其光伏电价同比下降至0.679 元/千瓦时。对于 2022-2025 年风光

98、项目的平均上网电价，我们假设新增风电/光伏项目均为含税上网电价 0.4 元/千瓦时的平价项目，存量项目保持已有上网电价不变，加权平均得到每年的平均上网电价。图表图表33：公司参股新能源平台风电业务公司参股新能源平台风电业务经营情况预测经营情况预测 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 期末控股装机容量（万千瓦）804 1097 2060 2510 2885 3185 3485 发电量（亿千瓦时）169 221 371 527 623 700 770 平均利用小时数（小时）2099 2148 2348 2308 2308 2308 2308 上网电量（亿

99、千瓦时）164 218 365 520 614 690 759 厂用电率 2.9%1.5%1.5%1.5%1.5%1.5%1.5%平均上网电价（不含税，元/千瓦时）0.420 0.440 0.460 0.441 0.429 0.421 0.413 yoy 4.8%4.5%-4.1%-2.6%-2.0%-1.7%收入（亿元）收入（亿元）69 96 168 229 263 290 314 yoy 39.2%74.9%36.4%15.0%10.2%8.0%注：2019 年数据根据 2020 年情况进行了追溯；但 2019/2020 年数据未根据 2021 年情况追溯 资料来源：公司参股新能源平台债券

100、募集说明书、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。19 华电国际华电国际(600027 CH)图表图表34：公司参股新能源平台光伏业务公司参股新能源平台光伏业务经营情况预测经营情况预测 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 期末控股装机容量（万千瓦）121 201 690 1740 2615 3315 4015 发电量（亿千瓦时）17 30 66 184 329 449 554 平均利用小时数（小时）1416 1493 1493 1513 1513 1513 1513 上网电量（亿千瓦时）17 29 65 180 3

101、23 440 544 厂用电率 2.9%1.9%1.9%1.9%1.9%1.9%1.9%平均上网电价（不含税，元/千瓦时）0.811 0.799 0.679 0.483 0.440 0.418 0.404 yoy -1.5%-15.0%-28.9%-8.9%-5.0%-3.4%收入（亿元）收入（亿元）14 23 44 87 142 184 220 yoy 73.5%88.5%96.6%63.2%29.4%19.4%注：2019 年数据根据 2020 年情况进行了追溯；但 2019/2020 年数据未根据 2021 年情况追溯 资料来源：公司参股新能源平台债券募集说明书、华泰研究预测 我们测算我

102、们测算公司参股新能源平台公司参股新能源平台十四五新能源收入十四五新能源收入 CAGR 为为 35%。基于以上对公司参股新能源平台十四五期间风电/光伏装机容量、利用小时和上网电价的假设，我们预计其 2021-2025年电力销售业务营收 CAGR 为 35%。同时，我们假设该平台其他非电力销售业务营收2021-2025年 均 保 持 不 变。因 此，该 平 台2021-2025年 营 收 分 别 为211.6/318.3/407.7/476.3/535.3 亿元。毛利率方面，我们预计随着该平台未来平价新能源项目增加，电力销售业务毛利率将从 2021 年的 55%下降至 2025 年的 49%；而热

103、力业务由于 2019-2020 年毛利率均为-600%+，我们假设其 2022-2025 年维持该水平；非热力业务2019-2020 年毛利率波动较大，假设 2022-2025 年为 55%，接近 2019 及 2020 年平均值。图表图表35：公司公司参股新能源平台参股新能源平台盈利预测盈利预测 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 营收营收 主营业务小计主营业务小计 10,828 11,876 21,134 31,801 40,749 47,619 53,507 电力销售 10,827 11,875 20,944 31,611 40,559 47,

104、429 53,317 热力收入 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 非热力收入 1 1 190 190 190 190 190 其他业务小计其他业务小计 45 46 24 24 24 24 24 合计合计 10,872 11,922 21,159 31,825 40,774 47,644 53,532 营收营收 yoy 主营业务小计主营业务小计 10%78%50%28%17%12%电力销售 10%76%51%28%17%12%热力收入 -4%9%0%0%0%0%非热力收入 1%23551%0%0%0%0%其他业务小计其他业务小计 4%-47%0%0%0%0%合计合计 10%

105、77%50%28%17%12%毛利率毛利率 主营业务小计主营业务小计 49%50%55%52%51%50%49%电力销售 49%50%55%52%51%50%49%热力-660%-616%-616%-616%-616%-616%-616%非热力 22%83%55%55%55%55%55%其他业务小计其他业务小计 60%51%47%47%47%47%47%合计合计 49%50%55%52%51%50%49%归母净利润归母净利润 2,192 2,981 6,843 9,441 11,395 12,810 13,954 yoy 20.2%25.0%32.3%29.7%27.9%26.9%26.1%归

106、属于华电国际净利润归属于华电国际净利润 2,930 3,536 3,975 4,330 华电国际华电国际持股比例持股比例 31.03%31.03%31.03%31.03%注：2019 年数据根据 2020 年情况进行了追溯；但 2019/2020 年数据未根据 2021 年情况追溯 资料来源：公司公告、公司参股新能源平台债券募集说明书、华泰研究预测 我们预计我们预计公司公司参股参股新能源新能源权益权益资产贡献的归母净利润资产贡献的归母净利润将由将由 2021 年大约年大约 7 亿元提升至亿元提升至 2025年的年的 43 亿。亿。我们基于上述核心假设，预计 2022-2025 年公司参股新能源

107、公司归母净利润为94.4/114.0/128.1/139.5 亿元，十四五 CAGR36%。2021 年该平台只有 7-12 月为华电国际贡献投资收益（约 7 亿元），至 2025 年，我们预计该平台可为华电国际贡献投资收益 43亿元。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。20 华电国际华电国际(600027 CH)参股参股新能源新能源权益权益资产价值被低估，资产价值被低估，2022 年公司有望扭亏为盈年公司有望扭亏为盈 我们预计公司 2022-2024 年归母净利润 51/61/67 亿元，其中 2022-2024 年投资收益分别为 44/50/54 亿元。采用分部估值

108、法，2022 年我们预计公司参股新能源权益资产归母净利润贡献为 29.3 亿元，参考 2022E 可比公司 Wind 一致预期 PE 均值为 21.5x，考虑公司拥有的为参股新能源资产，即使对公司参股新能源资产 PE 预期打 7 折（15.1x），公司参股新能源权益资产市值为 442 亿；预计 2022 年公司水电/火电归母净资产为 72/239 亿元，参考可比公司 2022E Wind 一致预期 PB 均值 2.0 x/0.9x，给予公司水电/火电目标 PB 1.5x/0.7x（水电折价考虑与可比公司水电资产盈利水平有一定差距，火电折价考虑可比公司有控股新能源资产），公司水电/火电板块估值为

109、 108/167 亿元。公司参股新能源权益资产/火电/水电估值合计 717 亿元，扣除永续债持有者权益 225 亿元，公司目标市值 492 亿元，对应目标价4.99 元，首次覆盖给予“买入”评级。2022/2023/2024 年营收有望同比年营收有望同比增长增长 5.3%/3.8%/1.1%售电售电业务为公司主要收入来源。业务为公司主要收入来源。公司业务分为售电、供热、供煤及其他。2018-2020 年，售电发电业务年均贡献公司营收的 79%左右，为公司主要收入来源，其中火电发电仍占主导地位。2021 年，即使新能源资产于 6 月底剥离，可再生能源收入同比下降 14.2%，但由于全社会用电需求

110、同比大幅增长 10.3%，公司火电售电量同比增长 14.6%，上网电价同比增长 6.6%至 0.438 元/千瓦时，火电量价齐升仍带动公司 2021 年营业收入同比增长 5.3%。对于供热业务，由于 2021 年其收入同比增速下降 4.4 个百分点至 12.2%，我们预计2022-2024 年其同比增速维持在 8.2%。由于公司 2021 年处置了一家煤炭公司山西茂华，公司 2021 年供煤收入同比下滑 7.4%，我们预计 2022-2024 年该业务营收基本维持不变。综上，我们认为公司 2022-2024 年将实现营收 1099/1141/1155 亿元。图表图表36：我们测算公司我们测算公

111、司 2021/2022/2023 年收入年收入同比同比增长增长 5.3%/3.8%/1.1%2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入 百万元 93,654 90,744 104,422 109,940 114,147 115,452 yoy%6.0 (3.1)15.1 5.3 3.8 1.1 售电 百万元 73,919 70,185 83,642 88,605 92,150 92,738 yoy%7.0 (5.1)19.2 5.9 4.0 0.6 火电 百万元 68,603 64,450 78,724 86,288 89,833 90,421 yoy%7.3

112、(6.1)22.1 9.6 4.1 0.7 可再生能源 百万元 5,316 5,735 4,918 2,317 2,317 2,317 yoy%2.6 7.9 (14.2)(52.9)-供热 百万元 5,711 6,656 7,468 8,081 8,743 9,460 yoy%16.3 16.6 12.2 8.2 8.2 8.2 供煤 百万元 12,842 12,541 11,617 11,559 11,559 11,559 yoy%(4.1)(2.3)(7.4)(0.5)-其他 百万元 1,183 1,362 1,695 1,695 1,695 1,695 资料来源：公司公告、华泰研究预测

113、 预计预计 2022-2023 年仍有煤电机组增加。年仍有煤电机组增加。截至 21 年底，公司在建煤电机组 4,490MW，其中广东汕头两台 660MW，湖南平江两台 1000MW，山东龙口一台 660MW，公司之后暂无新增煤电装机计划。我们预计广东汕头 2*660MW 及湖南平江 2*1000MW 煤电机组于 2022年投产，剩余一台机组于 2023 年投产，除此之外预计公司 2022-2024 暂无其他新增装机。2022 年受疫情影响，我们认为全社会用电需求增速将同比放缓，预计公司 2022 年火电利用小时同比下降 6%，2023-2024 年预计维持 2022 年水平。由于 2021 年

114、水电利用小时为4215 小时，同比下降 357 小时。考虑去年来水偏枯，今年一季度以来来水已明显改善，预计 2022 年水电利用小时 4400 小时，2023-2024 年预计维持 2022 年水平。因此，公司2022-2024 年售电量预计同比-4.7%/+3.9%/0.6%。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。21 华电国际华电国际(600027 CH)2022 年年燃煤发电量原则上全部燃煤发电量原则上全部进入市场交易，上网电价将大幅提升。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20211439 号”文件，燃煤发电电

115、量原则上全部进入电力市场，且市场化电价上限由 10%提升至 20%，高耗能电价无上下浮动限制。从已经签订的各省年度市场交易长协电价及月度市场化交易价格看，除了基准电价较高省份例如广东省的年度长协价格没有顶格上浮 20%，其他省份市场化电价及广东省 4 月月度市场化电价均接近顶格上浮。根据公司指引，公司全年市场化电量占比在 80%-85%，考虑水电售电量占比 5%左右（假设不参与市场化），我们假设公司火电市场化比例为 85%，且其中 70%/30%市场化电量的长协/月度和现货电价较公司基准电价 0.43 元/千瓦时上浮 18%/15%（对月度和现货上浮比例预期更低主要系考虑后期煤价下降市场化电价

116、可能同比下降），因此我们预计 2022 年公司火电含税平均上网电价同比上涨 12.4%至 0.493 元/千瓦时，23-24 年暂预计不变。关于可再生能源电价，由于 2022 年开始公司可再生能源板块只有水电，预计其含税上网电价为 0.25 元/千瓦时，且 2023-2024 年保持稳定。图表图表37：公司售电业务核心假设公司售电业务核心假设 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 控股装机容量 MW 56,565 58,448 53,353 56,672 57,332 57,332 火电 MW 50,109 50,500 50,949 54,269 54,929 5

117、4,929 燃煤 MW 43,235 43,160 42,360 45,680 46,340 46,340 燃机 MW 6,874 7,340 8,589 8,589 8,589 8,589 可再生能源 MW 6,506 7,948 2,403 2,403 2,403 2,403 利用小时 小时 3,978 3,644 4,066 4,036 4,047 4,049 yoy%(6.7)(8.4)11.6 (0.7)0.3 0.0 火电 小时 4,191 3,820 4,164 3,914 3,927 3,929 yoy%(7.5)(8.8)9.0 (6.0)0.3 0.0 燃煤 小时 4,51

118、2 4,041 4,547 4,365 4,365 4,365 yoy%(6.9)(10.4)12.5 (4.0)-燃机 小时 2,053 2,188 2,268 2,245 2,245 2,245 yoy%28.1 6.6 3.7 (1.0)-可再生能源 小时 2,385 2,435 3,077 4,400 4,400 4,400 发电量 亿千瓦时 2,151 2,073 2,328 2,220 2,307 2,321 yoy%2.5 (3.6)12.3 (4.6)3.9 0.6 火电 亿千瓦时 1,999 1,897 2,169 2,114 2,201 2,216 yoy%2.1 (5.1

119、)14.3 (2.5)4.1 0.7 燃煤 亿千瓦时 1,883 1,746 1,944 1,922 2,008 2,023 燃机 亿千瓦时 123 156 195 193 193 193 可再生能源 亿千瓦时 152 176 159 106 106 106 售电量 亿千瓦时 2,014 1,946 2,188 2,085 2,166 2,179 yoy%2.8 (3.4)12.5 (4.7)3.9 0.6 火电 亿千瓦时 1,864 1,772 2,031 1,980 2,061 2,075 yoy%2.3 (5.0)14.6 (2.5)4.1 0.7 厂用电率%6.7 6.6 6.4 6.

120、4 6.4 6.4 可再生能源 亿千瓦时 150 174 157 105 105 105 厂用电率%1.2 1.1 1.1 0.9 0.9 0.9 平均上网电价 元/千瓦时 0.414 0.405 0.430 0.480 0.481 0.481 yoy%1.8 (2.4)6.3 11.7 0.1 0.0 火电 元/千瓦时 0.419 0.411 0.438 0.493 0.493 0.493 yoy%2.5 (1.8)6.6 12.4 -可再生能源 元/千瓦时 0.403 0.373 0.353 0.250 0.250 0.250 注：公司 2021 年控股装机还有 3.5MW 自用光伏机组未

121、在表中列示，主要系其自用不产生售电量 资料来源：公司公告、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。22 华电国际华电国际(600027 CH)预计预计 2022/2023/2024 年营业成本年营业成本将同比将同比-9.1%/+3.4%/+1.1%公司的总营业成本主要公司的总营业成本主要来自来自燃料成本和折旧摊销。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%。2021 年/1Q22公司入炉标煤单价同比增长约 70.7%/40%+至 1099/1196 元/吨。

122、根据国家发改委 2022 年 2月 24 日的关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知，煤炭中长协交易价格为570-770 元/吨（含税，秦皇岛港 5500 大卡下水煤）较为合理，该通知 5 月 1 日起执行。同时，2022 年发电企业用煤原则上需要 100%由中长协覆盖。我们认为发电企业仍将有少量进口煤或现货煤，但大多数量煤炭中长协交易价格应该能够落在国家发改委规定的570-770 元/吨区间，预计公司 2022 年入炉标煤电价同比下降 12%至 967 元/吨（对应 550大卡煤价 760 元/吨），2023-2024 年暂预计维持不变。我们测算公司煤电机组发电煤耗 2021年同比下降 8

123、.3%至 299 克/千瓦时，预计 2022 年同比下降 2 克/千瓦时后维持不变。因此公司 2022-2024 年燃煤机组单位燃料成本均为 0.288 元/千瓦时。对于燃气机组，由于天然气价格 2022 年仍较高，我们预计其 2022 年单位燃料成本同比增长 5%至 0.579 元/千瓦时。因此，公司 2022-2024 年燃料费预计为 664/689/693 亿元，同比-12.3%/+3.8%/0.6%。关于折旧，由于公司 2021 年 6 月底剥离了 700 万千瓦以上新能源装机，我们预计 2022 年完整年度折旧将同比下降，2023-2024 随着新增煤电机组投产，折旧 有 小 幅 上

124、 升。综 上 所 述，我 们 预 计 公 司 2021/2022/2023 年 总 营 业 成 本 同 比-9.1%/+3.4%/+1.1%。图表图表38：我们测算公司我们测算公司 2021/2022/2023 年总营业成本同比年总营业成本同比-9.1%/+3.4%/+1.1%2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 总成本 百万元 80,482 76,076 110,857 100,793 104,242 105,357 yoy%3.9 (5.5)45.7 (9.1)3.4 1.1 燃料费 百万元 45,950 41,394 75,743 66,424 68,922

125、69,336 yoy%2.2 (9.9)83.0 (12.3)3.8 0.6 燃煤成本 百万元 39,445 36,612 64,855 55,260 57,758 58,173 单位燃料成本 元/千瓦时 0.210 0.210 0.329 0.288 0.288 0.288 发电煤耗 克/千瓦时 305 327 299 297 297 297 入炉标煤单价 元/吨 689 644 1,099 967 967 967 yoy%(4.3)(6.6)70.7 (12.0)-秦皇岛 Q5500 煤价 元/吨 587 577 1,028 850 850 850 yoy%(9.3)(1.8)78.3 (

126、17.3)-燃气成本 百万元 6,505 4,782 10,888 11,164 11,164 11,164 单位燃料成本 元/千瓦时 0.530 0.308 0.551 0.579 0.579 0.579 度电气耗 方/千瓦时 0.232 0.150 0.232 0.232 0.232 0.232 气价 元/方 2.3 2.1 2.4 2.5 2.5 2.5 折旧与摊销 百万元 11,546 11,415 11,111 9,679 10,180 10,714 资料来源：公司公告、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。23 华电国际华电国际(600027 C

127、H)预计预计 2022/2023/2024 年年归母净利润归母净利润转盈利转盈利/同比同比+19.2%/+9.5%我们预计公司资产减值占营业收入比例将不断下降。我们预计公司资产减值占营业收入比例将不断下降。随着公司煤电机组建设及对外投资如抽水蓄能项目的增加，我们预计公司财务费用仍将同比增长，但由于公司信用较好，借贷利率和发债利率具有优势，我们预计其财务费用率 2022-2024 年基本稳定在 4%左右。管理费用方面，由于 2019-2021 年管理费用率较为稳定，我们预计公司 2022-2024 年管理费用率与 2021 年持平。2021 年，公司计提资产减值损失 29 亿元，主要系 1H21

128、 公司为煤矿计提减值，我们认为可能还由于有些火电厂近年来盈利能力较差，随着公司已经不断对那些盈利差的火电厂计提减值，我们预计 2022-2024 年资产减值占营业收入比例将不断下降，分别为 1%/0.8%/0.6%。图表图表39：我们测算公司我们测算公司 2022/2023/2024 年归母净利润转盈利年归母净利润转盈利/同比同比+19.2%/+9.5%2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 管理费用 百万元 1,719 1,774 1,807 1,902 1,975 1,998 费用率%1.8 2.0 1.7 1.7 1.7 1.7 财务费用 百万元 5,189 4

129、,433 4,279 4,395 4,592 4,749 费用率%5.5 4.9 4.1 4.0 4.0 4.1 资产减值损失 百万元 (782)(1,597)(2,934)(1,099)(913)(693)占营收比例%0.8 1.8 2.8 1.0 0.8 0.6 投资收益 百万元 780.5 566.7 7,242.1 4,392.7 4,998.9 5,438.0 yoy%(14.3)(27.4)1,178.0 (39.3)13.8 8.8 净利润 百万元 4,439 5,777 (6,754)5,426 6,570 7,209 yoy%95.4 30.1 (216.9)-21.1 9.

130、7 归母净利润 百万元 3,407 4,179 (4,965)5,111 6,091 6,669 yoy%101.0 22.7 (218.8)-19.2 9.5 资料来源：公司公告、华泰研究预测 投资收益为公司未来重要业绩增长来源之一。投资收益为公司未来重要业绩增长来源之一。2021 年，公司投资收益为 72 亿元，同比上涨 1178%，其中参股新能源公司贡献 7-12 月投资收益约 7 亿元，公司参股的多家煤矿公司贡献 19 亿投资收益，剩余约 48 亿由资产处置产生。2022 年-2024 年，预计公司参股新能源权益资产贡献投资收益为 29/35/40 亿元（假设公司参股比例不变）。由于公

131、司参股的煤炭公司华电煤业今年预计剥离旗下锦兴煤业，我们测算公司 2021 年扣除锦兴煤业的来自参股煤炭公司投资收益为 16.6 亿元，假设 2022 年公司扣除锦兴煤业后来自煤炭公司的投资收益同比下降 12%（与煤价假设一致），且 2023-2024 年该收益保持不变，2022-2024 年公司来自煤炭公司投资收益预计为 14.6 亿元。因此公司 2022-2024 年投资收益合计 44/50/54亿元。预计公司 2022-2024 年归母净利润 51/61/67 亿元，转盈利/同比+19.2%/+9.5%。火电业绩改善火电业绩改善+参股参股新能源快速发展，市场价值亟待修复新能源快速发展，市场

132、价值亟待修复 公司当前市值已显著低于公司当前市值已显著低于参股参股新能源新能源权益权益资产价值。资产价值。2022 年，我们预计公司参股新能源权益资产归母净利润贡献为 29.3 亿元。我们预计公司参股新能源平台截至 2021 年底新能源装机 27.5GW，至 2025 年，将达约 75GW；截至 2021 年底龙源电力/公司参股新能源平台新能源装机近 25/23GW，2025 年末我们预计为 54/49GW。公司参股新能源公司规模与三峡能源和龙源电力相当，估值可比性较高，2022E 其可比公司 Wind 一致预期 PE 均值为21.5x，我们预计该平台未来新能源装机增量高于三峡能源和龙源电力，

133、考虑公司拥有的为参股新能源权益资产，PE 预期打 7 折（15.1x），公司仅参股新能源权益资产市值为 442 亿，较公司 2022 年 5 月 16 日市值 377 亿高出 17%。图表图表40：参股参股新能源资产可比公司估值表新能源资产可比公司估值表 股价（元股价（元/股）股）市值市值(mn)市盈率市盈率(x)市净率市净率(x)ROE(%)公司名称公司名称 股票代码股票代码 2022/5/16 2022/5/16 22E 23E 22E 23E 22E 23E 龙源电力 001289 CH 20.74 173,842 22.3 18.7 2.5 2.2 11%12%三峡能源 600905

134、CH 5.96 170,581 20.8 17.0 2.2 2.0 11%12%平均值平均值 21.5 17.9 2.4 2.1 11%12%注：可比公司盈利预测来自 Wind 一致预测 资料来源：Wind、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。24 华电国际华电国际(600027 CH)水电板块：水电板块：由于目前 A 股仅长江电力为纯水电资产，用 2019 年长江电力并购秘鲁 LDS 公司前的净资产预测公司水电净资产，长江电力 2019 年单位千瓦水电净资产为 3297 元，公司截至 2021 年底水电装机 240.3 万千瓦，预计其净资产为 79 亿元

135、，由于公司水电权益比例为 91%，其水电归母净资产为 72.2 亿元。参考可比公司 2022 年 Wind 一致预期 PB 均值 2.0 x，考虑公司水电资产质量距离可比公司资产有一定差距，给予公司水电板块 2022E PB 1.5x，对应水电市值 108 亿元。图表图表41：水电资产可比公司估值表水电资产可比公司估值表 股价（元股价（元/股）股）市值市值(mn)市盈率市盈率(x)市净率市净率(x)ROE(%)公司名称公司名称 股票代码股票代码 2022/5/16 2022/5/16 22E 23E 22E 23E 22E 23E 华能水电 600025 CH 6.84 123,120 17.

136、9 16.4 1.9 1.7 10%11%川投能源 600674 CH 11.42 50,318 14.0 12.7 1.5 1.4 11%11%长江电力 600900 CH 22.99 522,835 18.2 16.9 2.7 2.5 15%15%平均值平均值 16.7 15.3 2.0 1.9 12%12%注：可比公司盈利预测来自 Wind 一致预测 资料来源：Wind、华泰研究预测 图表图表42：火电资产可比公司估值表火电资产可比公司估值表 股价（元股价（元/股）股）市值市值(mn)市盈率市盈率(x)市净率市净率(x)ROE(%)公司名称公司名称 股票代码股票代码 2022/5/16

137、2022/5/16 22E 23E 22E 23E 22E 23E 华能国际 600011 CH 6.96 109,259 13.7 10.4 1.0 0.9 7%9%国电电力 600795 CH 3.24 57,787 11.2 8.3 0.8 0.7 11%13%建投能源 000600 CH 4.21 7,543-30.7 20.8 0.8 0.8-3%4%平均值平均值 -1.9 13.2 0.9 0.8 5%9%注：可比公司盈利预测来自 Wind 一致预测 资料来源：Wind、华泰研究预测 火电板块：火电板块：截至 2021 年底，公司按照持股比例计算的重要联营公司净资产份额 290 亿

138、元，假设 2022 年投资收益 44 亿元，预计公司 2022 年按照持股比例计算的重要联营公司净资产份额为 334 亿元。我们预计公司 2022 年底归母净资产 645 亿元，扣除水电及重要联营公司部分得到公司 2022 年火电归母净资产 239 亿元。参考可比公司 2022 年 Wind 一致预期 PB 均值 0.9x，考虑可比公司虽然火电装机占比非常高，但体内仍有控股新能源资产，给予公司火电板块 0.7x 2022E PB，对应火电市值 167 亿元。采用分部估值法，采用分部估值法，公司目标市值公司目标市值 492 亿元，目标价亿元，目标价 4.99 元。元。由于煤炭资产估值较低，保守起

139、见不考虑其估值。考虑公司自身火电和水电资产以及参股新能源权益资产，公司总市值717 亿元，剔除永续债所有者权益 225 亿元，公司目标市值 492 亿元，对应目标价 4.99 元。图表图表43：分部估值分部估值 单位单位 2022E 参股新能源权益资产归母净利润 百万元 2,930 PE 倍 15.1 新能源市值 百万元 44,163 水电归母净资产 百万元 7,222 PB 倍 1.5 水电板块市值 百万元 10,833 火电归母净资产 百万元 23,875 PB 倍 0.7 火电板块市值 百万元 16,713 总市值 百万元 71,709 永续债权益 百万元 22,473 目标市值 百万元

140、 49,236 股份数 百万股 9,870 目标价 元 4.99 目标空间%31%资料来源：华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。25 华电国际华电国际(600027 CH)风险提示风险提示 煤价超预期及长协煤保障不及预期。煤价超预期及长协煤保障不及预期。虽然国家要求煤炭供应长协 100%覆盖煤电用煤需求，但实际情况可能不及预期，公司采购市场煤的价格或将高于长协价格。煤价虽自发改委严控煤价以来大幅下降，但近期有小幅上涨趋势，公司实际煤炭采购成本或高于预期。煤电煤电电价电价上涨不及预期。上涨不及预期。2022 年燃煤发电量原则上全部进入市场，且多地市场化价格较

141、基准电价顶格上浮，我们预计 2022 年公司火电电价同比增长 12.4%，实际有不及预期可能。参股参股新能源平台的新能源平台的股权比例股权比例被被稀释风险。稀释风险。若后续公司参股新能源平台因发展新能源资金需求再次股权融资，公司持股比例有被稀释风险。参股新能源平台参股新能源平台发展不及预期。发展不及预期。我们预计公司参股新能源平台十四五末新能源装机 7500 万千瓦，任务较重且现在新能源竞争激烈，存在不达预期风险。图表图表44：华电国际华电国际 PE-Bands 图表图表45：华电国际华电国际 PB-Bands 资料来源：Wind、华泰研究 资料来源：Wind、华泰研究 (18)(9)0918

142、May 19Nov 19May 20Nov 20May 21Nov 21(人民币)华电国际5x10 x15x20 x25x02468May 19Nov 19May 20Nov 20May 21Nov 21(人民币)华电国际0.4x0.5x0.6x0.7x0.8x 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。26 华电国际华电国际(600027 CH)盈利预测盈利预测 资产负债表资产负债表 利润表利润表 会计年度会计年度(人民币百万人民币百万)2020 2021 2022E 2023E 2024E 会计年度会计年度(人民币百万人民币百万)2020 2021 2022E 2023E

143、 2024E 流动资产流动资产 24,856 29,579 28,671 30,428 32,211 营业收入营业收入 90,744 104,422 109,940 114,147 115,452 现金 6,679 6,091 6,160 6,756 9,679 营业成本 76,076 110,857 100,793 104,242 105,357 应收账款 10,110 9,049 8,264 8,647 7,965 营业税金及附加 1,119 1,024 1,078 1,119 1,132 其他应收账款 1,311 2,142 2,129 2,305 2,268 营业费用 0.00 0.0

144、0 0.00 0.00 0.00 预付账款 842.65 2,067 2,022 2,223 2,070 管理费用 1,774 1,807 1,902 1,975 1,998 存货 2,347 6,116 5,958 6,382 6,090 财务费用 4,433 4,279 4,395 4,592 4,749 其他流动资产 3,566 4,114 4,139 4,115 4,140 资产减值损失(1,597)(2,934)(1,099)(913.18)(692.71)非流动资产非流动资产 209,755 189,282 195,101 205,179 215,300 公允价值变动收益(1.25

145、)(37.23)0.00 0.00 0.00 长期投资 12,007 37,250 42,143 47,642 53,580 投资净收益 566.68 7,242 4,393 4,999 5,438 固定投资 156,043 123,026 125,345 131,282 136,875 营业利润营业利润 6,765(8,549)5,506 6,743 7,400 无形资产 11,886 7,217 6,993 6,752 6,499 营业外收入 560.04 470.99 494.54 519.26 545.23 其他非流动资产 29,819 21,789 20,620 19,503 18,

146、346 营业外支出 280.60 347.83 347.83 347.83 347.83 资产总计资产总计 234,611 218,860 223,771 235,607 247,511 利润总额利润总额 7,044(8,426)5,653 6,915 7,598 流动负债流动负债 59,129 65,663 63,872 69,031 73,398 所得税 1,267(1,672)226.67 344.66 388.54 短期借款 20,779 27,645 27,645 27,645 27,645 净利润净利润 5,777(6,754)5,426 6,570 7,209 应付账款 17,1

147、33 12,392 10,754 10,285 9,957 少数股东损益 1,597(1,789)314.97 478.93 539.90 其他流动负债 21,218 25,627 25,474 31,102 35,796 归属母公司净利润 4,179(4,965)5,111 6,091 6,669 非流动负债非流动负债 82,517 79,631 83,375 86,036 89,411 EBITDA 18,328 2,571 17,747 19,631 20,982 长期借款 64,403 56,682 60,426 63,087 66,462 EPS(人民币，基本)0.42(0.50)0

148、.52 0.62 0.68 其他非流动负债 18,114 22,949 22,949 22,949 22,949 负债合计负债合计 141,646 145,294 147,247 155,068 162,809 主要财务比率主要财务比率 少数股东权益 20,876 11,736 12,051 12,530 13,070 会计年度会计年度(%)2020 2021 2022E 2023E 2024E 股本 9,863 9,870 9,870 9,870 9,870 成长能力成长能力 资本公积 13,543 13,106 13,106 13,106 13,106 营业收入(3.11)15.07 5.

149、28 3.83 1.14 留存公积 23,761 16,067 18,780 22,065 25,669 营业利润 23.14(226.38)164.40 22.47 9.74 归属母公司股东权益 72,089 61,830 64,473 68,009 71,632 归属母公司净利润 22.68(218.80)202.93 19.18 9.49 负债和股东权益负债和股东权益 234,611 218,860 223,771 235,607 247,511 获利能力获利能力(%)毛利率 16.16(6.16)8.32 8.68 8.74 现金流量表现金流量表 净利率 6.37(6.47)4.94

150、5.76 6.24 会计年度会计年度(人民币百万人民币百万)2020 2021 2022E 2023E 2024E ROE 6.26(7.42)8.09 9.20 9.55 经营活动现金经营活动现金 25,248(6,351)13,723 15,898 17,010 ROIC 3.62(4.97)5.62 6.31 6.67 净利润 5,777(6,754)5,426 6,570 7,209 偿债能力偿债能力 折旧摊销 11,284 10,997 9,679 10,180 10,714 资产负债率(%)60.37 66.39 65.80 65.82 65.78 财务费用 4,433 4,279

151、 4,395 4,592 4,749 净负债比率(%)112.84 155.17 154.72 155.09 154.76 投资损失(566.68)(7,242)(4,393)(4,999)(5,438)流动比率 0.42 0.45 0.45 0.44 0.44 营运资金变动 2,684(9,329)(1,327)(385.88)(165.12)速动比率 0.33 0.27 0.27 0.27 0.28 其他经营现金 1,638 1,699(56.21)(58.36)(59.03)营运能力营运能力 投资活动现金投资活动现金(18,051)(6,395)(11,105)(15,259)(15,3

152、97)总资产周转率 0.39 0.46 0.50 0.50 0.48 资本支出(18,654)(13,301)(10,433)(14,553)(14,650)应收账款周转率 8.76 10.90 12.70 13.50 13.90 长期投资(131.28)(2,248)(4,893)(5,499)(5,938)应付账款周转率 4.47 7.51 8.71 9.91 10.41 其他投资现金 734.19 9,154 4,221 4,793 5,191 每股指标每股指标(人民币人民币)筹资活动现金筹资活动现金(7,164)11,922(2,549)(43.85)1,311 每股收益(最新摊薄)0

153、.42(0.50)0.52 0.62 0.68 短期借款(3,288)6,866 0.00 0.00 0.00 每股经营现金流(最新摊薄)2.56(0.64)1.39 1.61 1.72 长期借款(220.77)(7,721)3,743 2,661 3,375 每股净资产(最新摊薄)7.30 6.26 6.53 6.89 7.26 普通股增加 0.00 6.88 0.00 0.00 0.00 估值比率估值比率 资本公积增加 215.42(437.20)0.00 0.00 0.00 PE(倍)9.02(7.59)7.38 6.19 5.65 其他筹资现金(3,871)13,207(6,292)(

154、2,705)(2,064)PB(倍)0.52 0.61 0.58 0.55 0.53 现金净增加额 32.90(823.76)69.59 595.44 2,924 EV EBITDA(倍)8.92 63.63 9.47 8.92 8.67 资料来源：公司公告、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。27 华电国际华电国际(600027 CH)免责免责声明声明 分析师声明分析师声明 本人，王玮嘉、黄波，兹证明本报告所表达的观点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一

155、般声明及披露一般声明及披露 本报告由华泰证券股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来

156、，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司不是 FINRA 的注册会员，其研究分析师亦没有注册为 FINRA 的研究分析师/不具有 FINRA 分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资

157、决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。华泰及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关系。在法律许可的情况下，华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该

158、公司招揽业务。华泰的销售人员、交易人员或其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。有关该方面的具体披露请参照本报告尾部。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员，也并非意图发送、发布给因可得到、

159、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“华泰证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港中国香港 本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控

160、股（香港）有限公司向符合证券及期货条例及其附属法律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股（香港）有限公司受香港证券及期货事务监察委员会监管，是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股（香港）有限公司联系。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。28 华电国际华电国际(600027 CH)香港香港-重要监管披露重要监管披露 华泰金融控股（香港）有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。华电国际（600027 CH）：华泰金融控股

161、（香港）有限公司、其子公司和/或其关联公司在本报告发布日担任标的公司证券做市商或者证券流动性提供者。有关重要的披露信息，请参华泰金融控股（香港）有限公司的网页 https:/.hk/stock_disclosure 其他信息请参见下方“美国“美国-重要监管披露”重要监管披露”。美国美国 在美国本报告由华泰证券（美国）有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券（美国）有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局（FINRA）的注册会员。对于其在美国分发的研究报告，华泰证券（美国）有限公司根据1934 年证券交易法（修订版）第 15a-6 条规定以及美国证券交易委员会人员解释，对

162、本研究报告内容负责。华泰证券（美国）有限公司联营公司的分析师不具有美国金融监管（FINRA）分析师的注册资格，可能不属于华泰证券（美国）有限公司的关联人员，因此可能不受 FINRA 关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券（美国）有限公司是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。任何直接从华泰证券（美国）有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士，应通过华泰证券（美国）有限公司进行交易。美国美国-重要监管披露重要监管披露 分析师王玮嘉、黄波本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。分

163、析师及相关人士与本报告所提及的标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括 FINRA定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利能力获得薪酬，包括源自公司投资银行业务的收入。华电国际（600027 CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司在本报告发布日之前 12 个月内曾向标的公司提供投资银行服务并收取报酬。华电国际（600027 CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司在本报告发布日担任标的公司证券做市商或者证券流动性提供者。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或不时会以自身或代理形式向客户出售及购买华泰证

164、券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券（或任何相关投资）头寸，并可能不时进行增持或减持该证券（或投资）。因此，投资者应该意识到可能存在利益冲突。评级说明评级说明 投资评级基于分析师对报告发布日后 6 至 12 个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期（A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数），具体如下：行业评级行业

165、评级 增持：增持：预计行业股票指数超越基准 中性：中性：预计行业股票指数基本与基准持平 减持：减持：预计行业股票指数明显弱于基准 公司评级公司评级 买入：买入：预计股价超越基准 15%以上 增持：增持：预计股价超越基准 5%15%持有：持有：预计股价相对基准波动在-15%5%之间 卖出：卖出：预计股价弱于基准 15%以上 暂停评级：暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策 无评级：无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。29 华电国际华电国际(60002

166、7 CH)法律实体法律实体披露披露 中国中国：华泰证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：941011J 香港香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809 美国美国：华泰证券（美国）有限公司为美国金融业监管局（FINRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231 华泰证券股份有限公司华泰证券股份有限公司 南京南京 北京北京 南京市建邺区江东中路228号华泰证券广场1号楼/邮政编码：210019 北

167、京市西城区太平桥大街丰盛胡同28号太平洋保险大厦A座18层/邮政编码：100032 电话：86 25 83389999/传真：86 25 83387521 电话：86 10 63211166/传真：86 10 63211275 电子邮件：ht- 电子邮件：ht- 深圳深圳 上海上海 深圳市福田区益田路5999号基金大厦10楼/邮政编码：518017 上海市浦东新区东方路18号保利广场E栋23楼/邮政编码：200120 电话：86 755 82493932/传真：86 755 82492062 电话：86 21 28972098/传真：86 21 28972068 电子邮件：ht- 电子邮件：ht- 华泰金融控股（香港）有限公司华泰金融控股（香港）有限公司 香港中环皇后大道中 99 号中环中心 58 楼 5808-12 室 电话：+852-3658-6000/传真：+852-2169-0770 电子邮件： http:/.hk 华泰证券华泰证券（美国美国）有限公司有限公司 美国纽约哈德逊城市广场 10 号 41 楼（纽约 10001）电话：+212-763-8160/传真：+917-725-9702 电子邮件:Huataihtsc- http:/www.htsc- 版权所有2022年华泰证券股份有限公司