华电国际（H）深度：火电龙头，价值常青【国君能源运营】

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行业深度：

本报告导读：

公司火电等传统能源景气度向上，自由现金流优化，股息价值凸显。

投资要点：

首次覆盖，给予“增持”评级：公司以火电引领传统能源发展，经营景气度上行，盈利改善明确、弹性充足，远期稳定性有望强化，预计公司23~25年归属普通股股东EPS 0.52/0.61/0.65元，参考可比公司估值，给予目标价5.30港元，首次覆盖，给予“增持”评级。

做优传统能源，共铸公司价值。公司系华电集团常规能源整合平台，以火电业务为主体。市场认为公司发展火电为主的传统能源，盈利周期性明显，股息价值难以兑现。我们认为，公司火电主业当前景气度向上，公司承担集团火电、水电、抽水蓄能等业务发展，长期盈利稳定性提升趋势明确，高股息价值凸显。

与众不同的信息与逻辑：1）公司短期盈利改善明确、弹性充足，股息价值加快释放：公司火电业务受益于煤价下行，我们测算在假设基准条件下，公司采购现货煤价格每下降50元/吨，公司2023E归母净利润提升约12%；公司长协煤兑现率仍有提升空间，有望带动综合煤价下行。此外公司参股新能源投资收益提升，进一步强化盈利增长。2）火电远期盈利波动有望弱化，夯实长期分红基础：能源转型背景下，火电向调节支撑电源转型，政策或将加快推进容量电价等机制建立，火电长期盈利稳定性有望强化。3）公司具备维持高分红条件及意愿：公司在集团内定位明晰，作为传统能源开发运营主体，当前自身资本开支边际趋缓、现金流充裕，为助力集团顺利实现能源转型发展目标，公司有望维持高比例分红政策，长期股息价值凸显。

催化剂：公司电煤长协履约率提升，现货煤价快速下降；容量电价机制落地，优化火电盈利模式，提升公司火电经营稳定性；无风险利率持续下行。

风险提示：电价低于预期，煤价上涨超预期，参股新能源业绩不及预期，资产减值风险，政策推进容量电价机制不及预期等。

1.核心结论：做优传统能源，共铸公司价值

公司火电等传统能源景气度向上，自由现金流优化，股息价值凸显。市场认为公司发展火电为主的传统能源，盈利周期性明显，股息价值难以兑现。我们认为，1）短期而言公司盈利改善明确、弹性充足，股息价值有望加快释放。长期而言，火电向调节支撑电源转型，容量电价等机制有望强化火电盈利稳定性，公司火电盈利波动有望明显弱化，夯实长期分红基础。2）公司作为集团传统能源开发运营主体，当前资本开支边际趋缓，而集团能源转型目标对资金需求明确，公司具备维持高比例分红政策条件和意愿，长期高股息价值凸显。

2.1. 盈利预测

公司主营业务包括火电、水电、供热等板块，其中核心业务为发电业务。我们假设公司2023~2025年上网电量为2309/2410/2489亿千瓦时，同比+11.5%/+4.4%/+3.3%。预计公司2023~2025年的营业收入分别为1143/1160/1166亿元人民币，对应增速分别为6.7%/1.5%/0.5%。预计公司2023~2025年归属普通股股东净利润（剔除永续债票息）52.7/61.6/65.8 亿元人民币，对应增速- /16.9%/6.8%；EPS 0.52/0.61/0.65元人民币。

2.2. 估值

相对估值法：PE估值法、PB估值法

公司以火电为主业，选取华能国际电力股份、华润电力、大唐发电作为行业可比公司。可比公司2023年平均PE为7.9倍，给予公司对应PE约7.9倍，对应公司估值为4.56港元；可比公司2023年平均PB为0.76倍，对应公司估值为5.16港元（1 HKD=0.9009 CNY）。

绝对估值法：股利贴现法（DDM估值）

我们按照三阶段增长模型对未来华电国际电力股份的分红进行预期。把华电国际电力股份的分红增长在未来可以分为三个阶段：

1）我们预测2023~2025年，公司火电装机仍有增长，抽水蓄能处于建设期，火电改造亦需要一定资本开支，此外参股新能源高速成长期获得分红比例相对较低，假设该阶段公司分红比例为归母净利润的50%。

2）2026~2032年为过渡增长阶段，假设2026~2032年公司归母净利润增速逐从2025年6.8%下降至2.0%；过渡阶段公司抽水蓄能等资产逐步投产，经营现金流提升至较高水平，覆盖资本开能力进一步增强，分红比例提升至60%。

3）2032年后为永续增长阶段，我们假设此阶段分红比例维持60%不变，公司归母净利润同比增速降至0%。

DDM模型估算公司每股内在价值为6.05港元。无风险利率参考美国十年期国债收益率3.6%，假设市场风险溢价7.0%；假设公司β系数为0.95，计算公司的股权成本Ke为10.3%；假设永续增长率假设为0 %。DDM结果显示，公司每股内在价值为6.05港元（1 HKD=0.9009 CNY）。

综合PE、PB和DDM三种方法，我们给予公司目标价5.30港元，首次覆盖给予“增持”评级。

2. 火电龙头承载集团常规能源发展

2.1. 华电集团旗下火电龙头

公司是全国性火电龙头。华电国际电力股份是华电集团旗下火电龙头公司，前身于1994年在山东成立，公司分别于1999年和2005年在香港联交所和上交所挂牌上市，实现 A+H 两地上市。公司通过自身扩张和华电集团优质资产相继注入，先后将业务开拓至四川、宁夏、安徽等地，华电国际成为全国性发电企业。

公司由华电集团直接控股，参股华电新能。公司直接控股股东为中国五大发电集团之一的华电集团，实控人为国务院国资委。截至1Q23末，华电集团控股46.70%（A股45.83%、H股0.87%）。公司参股华电集团旗下新能源整合平台华电新能，截至1Q23末持股比例31.03%。

2.2. 顺应集团发展，立足传统能源

公司定位华电集团旗下常规电源最终整合平台，专注传统能源业务。公司配合集团整体业务板块规划，2021年公司将表内新能源业务分拆完成。通过新能源资产注入及现金出资方式共持有华电新能31.0%股权（交易对价136.1亿元，其中现金出资对价76.9亿元），公司新能源发展模式由控股转换为参股, 未来将通过大比例参股新能源专业平台享受发展收益。未来公司将被明确定位华电集团内常规电源最终整合平台，公司直接运营和开发的电源类型主要包括火电、水电、抽水蓄能等。

公司以火电为主体，稳步拓展常规能源。截至2022 年末，公司控股装机容量合计 54.8 GW，公司以火电为主体业务，其中燃煤机组43.7 GW（占比79.8%），燃气机组8.6 GW（占比15.7%），水电2.5 GW（占比4.6%）。火电业务稳步发展，2017~2022年火电装机增加8.9 GW。2022 年，公司完成上网电量 2070亿千瓦时，同比-5.5%，其中火电1974亿千瓦时，同比+ 6.5%；水电96亿千瓦时，同比+1.3%。

截至2022年末，火电装机主要分布于山东（占火电装机比例36.0%）、安徽（占火电装机比例13.1%）、浙江（占火电装机比例9.4%）、湖北（占火电装机比例7.7%）等省份。公司水电装机规模仅占全部装机4.6%，主要分布在四川。

公司向火电上游延申拓展煤炭资源，保障部分供应。公司主要通过参股等方式加大对煤炭资源的掌握，同时提升投资收益，平抑煤价波动对公司利润的影响。其中核心资产为公司持有华电集团主要煤炭供应主体华电煤业12.98%股权（华电煤业2021年煤炭产量5165万吨）。我们测算公司2022年主要参股煤炭投资净收益约20.35亿元，同比+23.0%，有效降低了公司主业在成本高企下的亏损压力。此外为控制煤炭采购价格，公司与华电集团共同成立华电集团北京燃料物流有限公司，并由其进行统一燃料采购，发挥集约化和规模化优势，有利于保障公司煤炭供应。

2.3. 公司火电持续扩张，集团非上市资产规模可观

公司当前自主建设项目以火电为主。公司目前获准及在建机组以煤电机组为主，截止2022年末，公司获准及在建煤电机组共5.8 GW，燃气机组共2.1 GW，抽水蓄能机组0.3 GW。根据项目建设周期及公司投产规划，我们预计火电未来2~3年内逐步投产。

除自建开发之外，集团非上市常规能源资产注入有望助力公司实现扩张。公司控股股东华电集团作为五大发电集团之一，截止2022年末，控股装机容量约191 GW。根据避免同业竞争承诺，计划将旗下相关符合条件的常规资产注入公司，2015~2021年，华电集团逐步将湖北、湖南区域合计10.3 GW火电等资产逐步注入公司。此外公司公告，截至2021年末，华电集团控股已投运未上市常规电源资产约61 GW，通过筛选和审查，大规模火电、水电资产有望在条件成熟后注入，助力公司扩张。

对比行业可比公司，公司火电装机规模和占集团装机比例或仍有较大提升空间。截止2022年末，公司火电装机容量43.7 GW，与其他五大集团旗下核心上市公司相比较低。同时，我们测算截至2021年末，华电集团未上市火电装机占比达60%以上，与其他五大集团对比，占比较高。我们认为，公司依托集团发展经营优质火电资产，相对可比公司未来装机提升空间较大。

3.1. 参股华电新能，分享新能源成长红利

华电新能长期成长空间广阔，参股提升投资收益。在“双碳”和能源转型背景下，2021年国资委发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，提出到2025年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上。华电集团提出“十四五”期间，力争新增新能源装机75 GW，期末非化石能源装机占比力争达到50%。截至2022年末华电集团控股装机190.5 GW，火电装机约122.1 GW，新能源装机约37.5 GW（其中2021~2022年新增13.2 GW），水电装机约30.1GW。华电新能作为华电集团唯一新能源上市主体，截至1H22末，装机规模27.2 GW，近年装机快速增长。华电新能承载了集团实现能源转型的任务，随着华电新能装机规模快速提升，公司参股新能源收益空间有望打开。

3. 火电拨云见日，盈利模式有望优化

3.1. 公司主业盈利仍有上行空间，受益于成本下行弹性凸显

公司通过煤价压力测试，盈利触底反弹。2021年以来受煤炭价格高企等因素影响，公司业绩大幅亏损。2022年公司营业收入1071亿元，同比+3.8%；归属普通股股东净利润-9.3亿元，同比大幅减亏（2021年归属普通股股东净利润-43.7亿元）。2022年受益于长协煤覆盖和执行比例提升以及电价上浮，公司主业盈利触底后逐步修复，叠加投资收益增长等因素，公司盈利有所回升。

2023年以来煤价下行明显，我们预计市场煤价下行叠加长协煤兑现率提升，公司火电主业盈利上行弹性凸显。1Q23公司毛利率4.2%，同比+2.4 ppts；净利率3.7%，同比+2.0 ppts；1Q23火电业务受益于煤价下行盈利显著改善，我们测算公司主业净利润率回升至-0.01%，同比+2.4 ppts，是带动公司盈利修复的主要因素。但参考历史均值和合理水平，我们认为受益于成本端稳步改善下，公司火电主业盈利仍有修复空间。

我们测算2023年公司购买现货煤价以及实际长协煤占比动对公司归母净利润影响：1）我们测算在假设基准条件下（长协占比70%），公司采购现货煤价格每下降50元/吨，2023E归母净利润提升约12%；2）我们测算在假设基准条件下（现货煤价950元/吨），公司购买合理价格区间长协煤占比提升10 ppts，2023E归母净利润约+14%。我们认为，公司长协煤合同实际兑现率提升，现货煤价持续下行，盈利提升弹性显著。

3.2. 电力市场化推进疏导成本压力，稳定点火价差预期

电价市场化机制强化，疏导成本端压力助力公司业绩改善，有利于稳定点火价差。受益于国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，政策将煤电市场交易电价上下浮动范围提升至20%，同时推动量市场化比例提升。2022年公司平均含税上网电价约0.519元/千瓦时（其中我们测算火电电价约0.535元/千瓦时），同比+20.8%；市场化比例提升至82.0%。虽然相对于市场化程度更高的煤炭价格相比，电价调整相对滞后，但整体电量市场化比例提升、电价浮动机制完善，有效疏导了成本端压力，冲抵燃料成本的上升。我们认为随着电力市场化改革推进，有利于稳定点火价差，公司火电盈利稳定性长期有望得到强化。

3.3. 电力供需形势或持续偏紧，火电盈利模式有望优化

预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。根据中电联预测：1）到2025年全国全社会用电最大负荷为16.3亿千瓦，较2022年新增3.4亿千瓦；2）正常气候情况下2023年我国最大电力负荷13.7亿千瓦左右，同比增加0.8亿千瓦（若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能同比增加1.0亿千瓦左右）。根据我们电力负荷平衡表测算，除火电外2023-2025年新增可用电源装机夏季为0.81亿千瓦，冬季为0.76亿千瓦。从电力负荷平衡视角，我们预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧，由于核电及抽蓄等可控电源工期较长、新型储能成本仍处于较高水平，我们预计“十四五”期间发挥火电特别是煤电机组的调节能力仍是实现电力高峰期瞬时电力平衡最为现实可行的路径。

稳定火电盈利预期，强化火电投资动力，容量电价政策呼之欲出。在煤电机组定位从基荷机组向调节性机组转变过程中，“纯电量电价”定价机制已无法保障煤电机组的合理利润率，亟需容量充裕性机制（容量电价）来保障其稳定盈利预期，顺利向调节型电源转型。2022年11月《电力现货市场基本规则》（征求意见稿）提出各地按照国家要求并结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。2023年两会期间国家发改委做出《关于2022年国民经济和社会发展执行情况与2023年国民经济和社会发展计划草案的报告》并经审议通过，提出做好能源资源安全保障，提升电力生产供应能力，加强各类电源特别是煤电等可靠性电源建设，研究建立发电侧容量补偿机制。

2022年已有山东、云南等部分省份尝试开展不同类型的煤电容量补偿机制。为稳定火电盈利预期，强化火电投资动力，我们认为在当前完善电力保供机制及现货市场建设加速的时间节点，全国性容量电价机制政策出台已是呼之欲出。（详见我们2023年3月的报告《容量电价：拨云见日，价值重构—电力专题系列报告（七）》）。

山东为全国首个单独规定燃煤机组容量电价的省份，公司山东装机占比较高，受益容量电价补偿，盈利稳定性有望提升。2019年6月山东省首次开展电力现货交易试运行，由于在试运行阶段发现参与启停的火电机组固定成本无法回收，2020年4月山东省发改委《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》(征求意见稿)首次提出：参与电力现货市场的燃煤发电机组试行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为0.0991元/千瓦时；此后进一步明确可用容量的计算方式以及向用户侧收取等具体补偿模式。截至2022年末山东省火电装机约117 GW，公司位于山东火电装机约18.8 GW，公司火电装机的36%。我们认为，容量补偿机制对于煤电机组的意义主要在于盈利稳定性的优化，而非盈利水平抬升，公司山东火电占比较高，具备相对优势，后续全国性政策有望出台有利于提升公司整体盈利稳定性。

4. 综合布局传统能源，共铸公司价值常青

4.1.布局抽水蓄能及水电，长期经营要素稳健

抽水蓄能为国家未来重点开发领域之一，增长空间广阔，公司获取项目资源领先。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》指出，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。2022年1月29日，国家发改委、能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。根据中国水电抽水蓄能行业分会数据，截至2023年2月，“十四五”期间已核准抽水蓄能电站项目67个以上，装机规模合计9219万千瓦以上，其中华电集团获取抽水蓄能项目资源位列五大发电集团之首，公司作为华电集团抽水蓄能开发主要平台，长期规模增长空间有望打开。

当前政策明确抽水蓄能价格形成机制，保障项目合理收益率，公司长期盈利确定性提升。2021年5月，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》，明确抽水蓄能两部制电价政策。2023年5月，发改委核定并发布在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站新一轮监管周期的容量电价。本次核定是新的抽水蓄能价格机制后，首次公布核定的容量电价，有利于政策落实，强化抽水蓄能盈利稳定预期，公司后续抽水蓄能电站开发盈利稳定性有望提升。

公司以火电为主体，综合各类发展传统能源，共铸价值常青。除抽水蓄能外，公司背靠华电集团，水电贡献仍有提升空间。一方面，公司直接控股开发水电（截至2022年末2.5 GW），并且作为集团常规能源整合平台，有望通过集团注入提升装机规模（截至2021年末华电集团水电装机约28.8 GW）。另一方面，通过参股华电金沙江上游水电开发有限公司12%股权，分享增长空间。华电金沙江上游水电主要负责金上川藏段梯级电站和沿江风光电资源的开发建设和管理（水电超10 GW、风光超30 GW）。公司以火电为主体，开发、整合传统能源，长期经营稳健性优势凸显。

4.2.公司经营趋稳，长期股东回报有望提升

公司重视股东回报，制定高额分红计划。公司自2012年起分红率保持在30%以上，长期维持高分红比例。2021年公司进一步制定《2020~2022年股东回报规划》，明确每年以现金方式分配的利润的最低比例与绝对金额。2020年度分红率高达75.8%，2021~2022年公司及行业面临整体亏损，公司仍维持较高绝对分红金额。

高分红政策有望延续，公司长期股息价值凸显。一方面，公司当前火电主业经营改善，有望带动经营现金流实现增长，长期盈利模式优化、稳健性有望提升；布局抽水蓄能、水电等稳健资产，长期经营要素稳定，支撑盈利稳健性强化，奠定持续高分红基础。另一方面，公司2022年资本开支约137亿元，其中基建工程投资和技改投资，2023年资本开支计划约130亿元，公司资本开支强度边际放缓，有望延续高分红政策，长期股息价值凸显。我们测算，公司H股2022年分红对应当前股息率约5.9%，在行业可比公司中居首。我们预计在公司盈利增长的背景下，有望维持较高的现金分红比例，当前估值对应股息率仍有提升空间，长期股息价值凸显。

5. 风险提示

电价低于预期风险：电力市场化推进，电价受政策及市场影响增加，可能出现电价下降超预期风险。

煤价上涨超预期：公司火电业务受煤价上涨影响可能出现盈利下滑或亏损的风险。

参股新能源业绩不及预期：若参股新能源公司装机进度和盈利低于预期，可能导致公司盈利及分红可能不及预期。

资产减值风险：公司火电利用率受全社会用电需求影响，可能出现不利变动；公司煤价、电价价格可能出现不利波动，以上等因素可能影响公司火电盈利，火电资产存在计提减值风险。

政策风险：政策调整和出台容量电价机制、调整煤价和电价机制可能不及预期。

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