华能国际：上半年业绩增 170% 火电利用小时持续改善-北极星火力发电网

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事件：公司发布 18 年半年报，上半年公司营收 824.05 亿元，同比增 15.36%；营业成本 715.67 亿元，同比增 13.19%；归母净利 21.29 亿元，同比增 170.29%；EPS 为 0.13 元，同比增 0.08 元。电量增、电价升，致业绩增长。

发电量增长和电价提升共同驱动公司营业收入同比增长 15%

上半年公司发电量 2081.67 亿千瓦时，同比增 11.51%；发电量二季度环比一季度下降；平均上网电价 418.57 元/兆瓦时，同比增 2.72%，上网电价二季度环比一季度下降，推测原因为二季度水电售电量环比增加、燃机售电量环比减少，同时市场化交易扩大所致。目前公司水电度电毛利高于火电，因此水电上网增加，对公司整体业绩具有促进作用。

燃料成本同比小幅增长拖累业绩

上半年公司单位燃料成本同比增 5.84%，燃料成本同比增 75.99 亿元。上半年全国电煤价格指数同比增 5.37%，但二季度环比一季度有所下降。为引导煤价回归绿色区间，发改委多次调控煤价，要求 18 年长协煤在燃料中占比进一步提高，公司燃料成本有望得到控制。

利用小时同比增 132 小时，火电利用小时增速超预期

上半年公司机组利用小时 2020 小时，同比增 132 小时；火电利用小时 2104 小时，同比增 170 小时，燃煤利用小时 2189 小时，同比增 203 小时，燃气利用小时 1236 小时，同比减 79 小时，燃气利用小时下滑的原因为：17 年下半年新增 60.8 万千瓦燃气机组，而燃气发电量增速不及装机增速。

财务费用占营收比重 6.19%，未来有进一步降杠杆空间

上半年公司财务费用 51 亿，同比增加 12.9%。作为最大的电力企业，为满足资本开支、公司运营需求、债务偿还需求，公司需要持续使用债券滚动融资。近几年公司带息负债持续增加，目前已增至 2294 亿元，年度财务费用率均位于 4%以上。未来 3 年，公司新增装机减速，资本支出逐渐降低，降杠杆将成为未来释放业绩的有力抓手。

新收购集团发电资产，未来资产证券化有望进一步推进

公司新收购集团旗下泰山电力机组，装机将进一步提升。华能集团曾承诺将继续将优质资产注入华能国际，以支持公司的可持续发展。盈利预测：我们预计公司 18、19 年归母净利润 64.55、74.75 亿元，对应 EPS 为 0.42、0.49 元，当前 PE 为 17.8x、15.4x。维持目标价 8.7 元，由于近期股价涨幅较大，根据天风评级标准，将评级由“买入”下调为“增持”。

风险提示：宏观经济波动，用电量增速降低，利率上行，煤价居高不下

事件

公司发布 2018 年半年报，上半年公司营业收入为 824.05 亿元，较上年同期上升 15.36%；营业成本为 715.67 亿元，较上年同期上升 13.19%；利润总额为 36.73 亿元，较上年同期上升 112.08%；归母净利为 21.29 亿元，较上年同期上升 170.29%；每股收益为 0.13 元，较上年同期增加 0.08 元。利润上升主要原因为：电量的增长和电价的上升。我们具体点评如下：

1. 发电量增长和电价提升共同驱动公司营业收入同比增长 15%

上半年公司营业收入为 824.05 亿元，较上年同期上升 15.36%，主要原因为电量增长和电价上升。

发改委数据显示，上半年我国用电形势良好，全国全社会用电量同比增长 9.4%。公司作为国内最大的发电上市企业，发电资产分布在二十六个省、自治区和直辖市，主要位于沿海沿江地区、煤炭资源丰富地区或电力负荷中心区域。

上半年，公司完成发电量 2081.67 亿千瓦时，同比增长 11.51%；完成售电量 1963.87 亿千瓦时，同比增长 11.51%。公司发售电量增速高于全国平均水平。其中，燃煤发电量 1913.65 亿千瓦时，同比增 10.84%；燃气发电量 105.6 亿千瓦时，同比增 9.5%；风电发电量 51.35 亿千瓦时，同比增 42.52%；光伏发电量 5.27 亿千瓦时，同比增 247.74%；水电发电量 4.68 亿千瓦时，同比降 13.49%；生物质发电量 1.12 亿千瓦时，同比增 16.67%。但二季度发电量环比一季度略有下降。

上半年，公司平均上网结算电价为 418.57 元/兆瓦时，同比增长 2.72%；一季度，公司平均上网电价 423.55 元/兆瓦时。

二季度上网电价环比一季度有所下降。我们对公司前两季度售电结构进行拆分，发现二季度燃煤售电量占比环比增加 0.04 个百分点，燃气售电量占比环比减少 0.32 个百分点，水电售电量占比环比增加 0.19 个百分点；燃气售电量环比减少，水电售电量环比增加，可能会导致公司平均上网电价降低，此外，市场化交易扩大也可能导致平均上网电价降低。

我们对公司 2014-2017 年各类电源的度电毛利进行测算，发现即使在燃煤标杆上网电价较高、煤价较低的情况下，火电度电毛利仍低于水电和新能源，因此水电、新能源上网增加，对公司整体业绩有一定的促进作用。

2. 燃料成本同比小幅增长拖累业绩

上半年公司单位燃料成本同比上涨 5.84%，燃料成本较上年同期增加 75.99 亿元。此外，营业成本中，维修及材料较上年同期增加 0.06 亿元，人工成本较上年同期增加 1.12 亿元，其他业务支出较上年同期增加 0.71 亿元。

今年上半年以来，动力煤价格居高不下，全国电煤价格指数同比平均增幅为 5.37%，但二季度动力煤价格较一季度有所下降。

上半年公司业绩受煤价拖累，我们对公司单季度度电毛利进行粗略测算，发现 18 年上半年公司度电盈利情况相对 2016Q4-2017 年有明显好转，但二季度由于发电量有所降低、电价增速减少，毛利较一季度有所降低。

为引导煤价回归绿色区间，发改委多次出手调控煤价。2017 年 11 月，发改委《关于推进 2018 年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，支持煤电企业多签中长期合同，中长期合同比例不低于 75%，全年中长期合同履约率应不低于 90%。根据发改委要求，18 年长协煤在燃料中占比将进一步提高，公司燃料成本有望得到控制。

3. 利用小时同比增 132 小时，火电利用小时增速超预期

作为国内最大的发电上市公司，公司装机容量居国内行业可比公司第一。截至 2018 年上半年，公司可控发电装机容量达到 10442.5 万千瓦，其中火电机组达 9857.75 万千瓦（燃煤机组 8755.85 万千瓦，燃气机组 1041.90 万千瓦，燃油机组 60 万千瓦），风电装机容量已达到 457.8 万千瓦，海上风电已投产 30.2 万千瓦，清洁能源比例不断提高。

2014 年以来，公司发电设备利用小时出现了连续 3 年的持续下降，2017 年以来，随着火电去产能的推进，公司火电机组装机增速放缓，同时受益于发电量增速提升，公司机组利用小时逐渐得到修复。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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