深度报告 | 三要素向好何曾有过？火电行业龙头上演王者归来

三、各维度领跑行业，火电高敏感性受益回弹

（一）装机规模与发售电量全国第一，度电盈利能力强

公司坐拥国内规模最大发电资产，装机结构持续优化。截至 2017 年底，公司发电机组控股装机容量达 10432.1 万千瓦，其中燃煤发电控股装机达 8732.5 万千瓦，占总装机比例达 84%。公司装机规模在同类型企业中具有绝对优势，发电总装机约为装机排名二三企业之和，煤电装机超过排名二三企业之和。除火电机组外，公司还控股水电、风电、太阳能及生物质能等可再生能源发电装机容量达 574.4 万千瓦，清洁能源装机（包含燃气装机）占比由 2012 年的 6.32%提升至 2017 年的 16.29%，装机结构持续优化。

公司二季度投产机组多为新能源，公司装机结构持续优化。公司全资拥有的华能黑龙江双榆光伏所属项目合计 46.6 兆瓦、华能江苏淮阴电厂光伏 30 兆瓦以及公司持股 75%的华能江苏太仓灰场光伏二期 10 兆瓦、公司持股 91.8% 的华能海南澄迈光伏 8 兆瓦、公司持股 50%的吉林镇赉风电场光伏 20 兆瓦、公司持股 90%的山西榆社光伏 10 兆瓦分别于第二季度投入运行。截至 2018 年 6 月 30 日，公司可控发电装机容量为 104,425 兆瓦，权益发电装机容量为 91,894 兆瓦。

公司计划 2018 年至 2020 年仍将保持高额资本开支，持续推进装机增长。2018 年至 2020 年，公司计划资本开支分别为 195 亿、188 亿及 162 亿，实现装机新增 2846 兆瓦、3438 兆瓦及 3573 兆瓦，其中新增煤电装机 1990 兆瓦、 1020 兆瓦及 1700 兆瓦。

公司 2017年发售电量均大幅领先行业。通过近年新建机组的投产和集团资产的注入，截至2017年底，公司104321 兆瓦的控股装机容量和 3945 亿千瓦时的发电量大幅领先其他上市公司。

根据我们的测算，2014 年以来公司的点火价差基本高于全国平均水平，而近年公司的用煤价格增速整体上相较动力煤价格增速略低。一方面由于公司燃煤成本中价格一般偏低的月度长协和年度长协用量占比在 60%以上，从而平滑成本的上涨；另一方面由于公司所处地理位置多为煤炭资源丰富的地区，公司煤炭的运输主要采用陆路运输，因此港口价的大幅上涨并不会直接传导至公司的燃料成本上。

（二）股息率行业领先，高分红计划回报股东

假设 2018 年-2020 年公司实现分红率 70%规划，未来三年公司股息率有望达到 3.2%、5.7%、8.6%（以 2018 年 8 月 10 日股价为基准）。公司分红率稳中有升，近年来均在 34%以上，2017 年较上年大幅提升 17.4 个 pct 至 58% 左右。但由于 2017 年火电行业整体业绩不佳，公司净利润大幅下滑，致股息率由行业领先水平下滑至 1.6%。公司披露的股东回报规划指出：2018 年至 2020 年，在当年盈利且累计未分配利润为正，公司现金流满足经营及发展需求下，每年将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 70%且每股派息不低于 0.1 元人民币。假设公司可实现分红率为 70%的规划，据我们对公司净利润的测算，以 2018 年 8 月 10 日收盘价为基准，未来三年公司股息率有望达到 3.2%、5.7%、8.6%。

（二）对电/煤价格敏感度高，利用小时平衡煤价保障业绩确定性增长

我们测算得出公司的业绩对电价和煤价的敏感性高，因此电价的提升和煤价下行都将为公司带来高速增长，同时，利用小时数的增加能够有效抵消煤价上涨对业绩的影响。

1、电价敏感性高，2017 年调价助业绩回弹

以公司 2017 年数据为基础，假设其他因素维稳，每当电价提升 0.01 元/千瓦时，对应的净利润增幅达 98.5%。

我们通过梳理各省 2017 年煤电标杆电价的变动，以公司在各省装机容量加权计算得 2017 年煤电标杆电价涨幅约为 0.0071 元/千瓦时。由于电价变动受到 CPI、宏观经济调控等影响，加之今年降成本的大环境，煤电联动较难落实，电价调整空间较小。因此 2018 年公司平均上网电价将主要受 2017 年 7 月标杆电价上调的影响，2018Q1 公司平均上网电价同比增长 3.5%（+1.38 分/千瓦时）至 0.4132 元预/千瓦时，预计 2018 全年平均电价增幅约为 0.0071 元/ 千瓦时，净利润将同比增长 69.9%至 36.47 亿元。

同时，公司市场化交易电量占比在 2018 年预计将进一步提升，但折价幅度将有所缩窄。因此整体来看，在电价稳中微升的预期之下，公司业绩对电价的高敏感度将有力地推动业绩上行。

 2、煤价敏感性较高，规模效应下煤价涨幅可控

在成本端，煤价对公司盈利能力的影响较电价相对较弱，但从绝对额角度考虑，煤价每下降 10 元/吨，公司业绩将正向增长 44.4%，其对业绩的提振幅度同样较为可观。

根据前文的分析，虽然今年煤炭景气度高叠加供需基本面偏紧，煤价上行压力仍在，但根据此前对公司用煤成本的分析，占比相对较低的港口煤和现货煤使公司成本更为可控。同时，若以现货、月度长协与年度长协 4：3：3 的比例计算综合煤价，以秦皇岛动力煤（Q5500）为例，2018 年 1 月份综合价格比去年同期高 70 元/吨，而到 6 月累计综合价格比去年同期高 24 元/吨，价差仍处于收窄态势。

3、高利用小时数平衡煤价——利用小时数增长有效对抗煤价上涨

（1）利用小时数 V.S.煤价

利用小时数和煤价对火电业绩作用相反。由于火电企业在装机容量不变的情况下，折旧、人工等成本不会大幅波动，利用小时数的增加将度电折旧和其他成本摊薄，从而使火电边际利润增加。而火电发电量的增加将使火电利用小时数提升，也同时会促使煤价上涨。考虑到利用小时数、发电量的增长对煤价的涨幅影响难以确定，为了探究利用小时数和煤价相互作用的强弱，我们再次引入利用小时平衡煤价进行动态分析。

公司利用小时数提升 1%与标煤单价（不含税）上涨 4.01 元/吨，作用方向相反，大小相同。在公司 2017 年 4194 小时火电机组利用小时的基础上，若利用小时数增长 1%，则对应的标煤单价（不含税）需上涨 4.01 元/吨以上才能抵消利用小时数增长带来的增量利润。

（2）不同煤价下的多情景分析：收益增长确定性强

公司 2018H1 煤电利用小时数同比提升 11%，我们预计今年全年公司火电机组利用小时增速将达到 9%，为进一步探究公司业绩的确定性，在不同煤价的情况下测算了公司业绩增长的情况：

 情况一（煤价同比持平）：电量-煤量增速差与 2017 年持平，煤炭平均价格与 2017 年相比变动不大，利用小时数实现 9%的增长，归母净利润增幅约 222%

根据此前我们提出的电量-煤量增速差概念，2018 年煤炭行业预计新增产量约 1.0 亿吨，国内进口煤量约 2.7-3.0 亿吨，煤炭可供应量增速为 3.4%，电量-煤量增速差为 4%，略低于去年 4.12%，因此我们预测今年煤炭平均价格与去年相比不会有大幅波动。在煤价维稳、利用小时数增长的推动下，公司归母净利润将同比增长 222%至 57.76 亿元， ROE 提升 5.1 个 pct 至 7.4%。

 情况二（利用小时数、煤价同跌）：火电利用小时数增速下滑 1%至 8%，煤价同步下跌，且跌幅将超利用小时数平衡煤价，归母净利润同比增长 317%

 若全年火电利用小时数增速低于预期 1 个 pct，同样根据电量-煤量增速差概念，火电发电量增速下降 1pct，现货煤价将下跌约 60 元/吨。若只考虑现货煤价下跌，则全年综合煤价下跌约 24 元/吨，远超利用小时平衡煤价，公司归母净利润仍将同比增长 317%至 74.78 亿元，ROE 同比提升 7.2 个 pct 至 9.5%。

 情况三（煤价同比上涨）：全年综合煤价同比上涨 2%，利用小时数保持 9%的增长，归母净利润增幅约 165%

若利用小时数实现 9%的增速，全年综合价格比去年同比上涨 2%的情况，由于利用小时数带来的边际收益更为显著，仍完全能够平衡掉煤价上涨带来的成本增长，2018 全年公司归母净利润预计同比增长 165%至 47.48 亿元， ROE 提升 3.8 个 pct 至 6.1%。

四、盈利预测及投资建议

（一）短期量价齐升，长期价稳量增

 2018 上半年，公司合并营业收入为 824.05 亿元，较上年同期上升 15.36%；归母净利润为 21.29 亿元，较上年同期上升 170.29%，上半年公司完成售电量 1963.87 亿千瓦时，同比增长 11.51%；平均上网结算电价为 418.57 元/兆瓦时（含税），同比增长 2.72%。

电力：我们预计公司 2018-2020 年时间加权控股装机分别增长 5960、3045 和 2289 兆瓦，对应增长 5.97%、2.88% 和 2.1%；预计利用小时数将企稳回升，2018 年-2020 年分别增长 205、42、42，对应增长 5.2%、1%、1%。则对应总发电量约为 4395、4567、4710 亿千瓦时，厂耗维稳，售电量 4139、4301、4436 亿千瓦时，电价（不含税）0.362、 0.362、0.36 元/千瓦时，则对应售电收入 1496.55、1557.67、1597.21 亿元，同比增长 13.71%、4.08%和 2.54%。

成本方面，我们根据煤价变动趋势预计 2018 年燃料成本中综合煤价小幅上涨 1.9%至 726 元/吨，2019 年与 2020 年煤价分别同比下降 4.1%、5.7%至 697 和 657 元/吨，而度电耗煤 2018-2020 年每年下降 1 克/千瓦时至 305、304、 303 克/千瓦时。则燃料成本同比上涨 12.95%、-0.34%和-2.61%至 1047.44、1043.92 和 1016.63 亿元；折旧摊销、职工薪酬、维修等成本保持正常增长。因此在电价稳中微升、煤价先稳后降的驱动下公司 2018-2020 年售电业务毛利率分别为 9.44%、12.36%和 15.52%。

热力：公司供热业务近年一直保持较高水平。2017 年因煤价高企毛利率由此前 70%左右降至 43%，我们预计煤价未来将先微幅增长再继续下降，从而保守估计 2018 年热力业务毛利率微幅下跌 1%至 42%，2019-2020 年热力业务毛利率略微提升 2%和 3%至 44%和 47%。

港口运输：港口运输是公司辅助性业务，且业务规模小，因此我们预计 2018-2020 年未来港口运输业务毛利率维持-3%的水平。

（二）投资建议

我们预测公司 2018-2020 的归母净利润分别为 48.19、86.45、129.7 亿元（原预测分别为 50.1、80.3、109.4 亿元），同比增长 169%、79%、50%，对应 EPS 为 0.32、0.57、0.85 元/股（原预测为 0.33、0.53、0.72 元/股），对应 PE 为 21.9、12.2、8.1 倍，对应 PB 为 1.3、1.2、1.2 倍，2003 年至今华能国际平均 PB 为板块平均 PB 的 1.5 倍，参考 SW 火电板块可比公司 2018 年平均 PB 为 1.1 倍，故给予公司 18 年 1.7 倍 PB，对应目标价 8.88 元/股，股价受市场情绪影响超跌，基于公司基本面维持优秀，未来空间较大，上调至“强推”评级。

五、风险提示

煤价大幅上涨；利用小时数增长不达预期；上网电价下行。