华电国际(600027)

火电龙头之一，业绩触底回升。 公司背靠华电集团，资产质量和资源禀赋优秀。截至 2017 年底，控股装机容量达 4918 万千瓦。 发电资产主要位于负荷中心和煤炭资源丰富区域，有助于电力消纳和成本控制。 受益量价齐升， 2018Q1 业绩触底回升， 归母净利润 6.9 亿元，同比增长 5707%，业绩回弹态势已然确立。

多因素向好促行业回暖，火电步入上升通道。 2018 年 1-5 月，全国全社会用电量累计 2.66 万亿千瓦时，同比增长 9.8%。我们预计 2018 年全社会用电量同比增速有望达到 8%， 2019-2020 年全社会用电量同比增速将维持在 6%-7%的高水平。 2018-2020 年火电发电量和装机容量年均复合增速分别为 6%和 4.2%，利用小时数将逐步提升至 4341、 4415、 4466，同比增加 132、 74、 51 小时。受益于 2017 年 7 月煤电标杆电价上调和市场化折价幅度收窄，平均上网电价或逐步提升。量价齐升，促使火电行业业绩回暖。

业绩弹性高，稳定分红有保障。 公司对对上网电价（1 分/千瓦时）、标煤单价（10 元/吨）、利用小时数（1%）以及利率（10bp）的业绩弹性分别为 126.6%、44.4%、 17.6%、 3.1%，均处于火电行业较高水平，将充分受益于电价、利用小时数提升和煤价下行。公司历史分红情况稳定， 分红率维持在 40%左右。 随着公司业绩回暖， 2018-2020 年公司的股息率（2018 年 7 月 6 日股价为基准）将恢复至 2.5%、 3.7%、 5.1%。

利用小时数提升可完全抵消煤价上涨，多种情形测算确认底部。 2018H1 华电

国际入炉标煤单价（不含税）约为 30-733 元/吨，同比上涨 10-13 元/吨。 2018H1利用小时数提升约 4%，可以抵消标煤单价（不含税）上涨 16 元/吨带来的成本增长，不仅能完全抵消华电国际上半年入炉标煤单价（不含税）的涨幅，或能带来利润正增长。 我们针对煤价下跌、持平、上涨和下半年用电需求下滑四种情形进行了公司业绩测算，结果显示公司业绩均能实现大幅增长，确认了公司业绩的底部。

公司 PB 处于板块和历史低位，股价支撑较强。 CS 火电 PB 仅为 1.1 倍处于历

史低位，公司 PB 为 0.95 倍处于同行业低位，对股价支撑较强。 公司盈利存大幅回弹预期，安全边际较高。

盈利预测、估值及投资评级

我们预计公司 2018-2020 年实现归母净利润 24.73 亿、 35.64 亿和 49.2 亿元，同比增长 475%、 44%、 38%，对应 PB 为 0.92、 0.86、 0.79，参考 CS 火电板块可比公司 2018 年平均 P/B 为 1.1 倍，给予公司 18 年 1.1 倍 PB，对应目标价为 4.97 元，给予“强推”评级。

风险提示

利用小时数增长不达预期； 煤价大幅上涨风险；上网电价下行风险。

一、发电资产优质，业绩蓄势待发（一）发电资产优质，推进全国布局华电国际成立于 1994 年，于 1999 年在港股上市，2005 年 A 股上市。公司背靠全国五大发电集团公司之一的华电集团，上市之初即是山东省最大的独立发电公司，此后通过新建和收购等方式继续进入华中、华南等地区，步入全国性发电公司行列。公司主要业务为建设、经营发电厂和其他与发电相关的产业，截至 2017 年底，公司投入运行控股发电厂共 60 家，控股装机容量达 4918 万千瓦，发电资产遍布于全国十四个省、市、自治区。

公司发电资产主要位于负荷中心和煤炭资源丰富区域。截至 2017 年底，公司发电机组控股装机容量达 4918 万千瓦，其中燃煤发电控股装机达 3900 万千瓦，燃气机组装机容量达 443 万千瓦，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 575 万千瓦。火力发电机组中 30 万千瓦及以上机组占比高于 90%，60 万千瓦及以上装机占比达 51%，高于全国平均水平，机组供电煤耗逐年下降，厂耗率稳中有降，火电机组性能优良。公司在山东、宁夏以及安徽各有坑口燃煤电厂装机达 257.5、332、126 万千瓦，在煤炭资源丰富的山西省布局燃煤电厂 70 万千瓦。除江苏外，公司在用电量前五的山东、广东、浙江、河北等电力负荷中心均有大型装机布局。

清洁能源装机占比逐步提升，装机结构不断改善。燃气、水电、风电、太阳能及生物质能等清洁能源装机占比由 2011 年的 10.6%提升至 2017 年的 20.9%。截至 2017 年的核准、备案及在建机组中，燃气机组装机容量（499 万千瓦）首次超过燃煤机组（490.4 万千瓦），清洁能源机组装机容量占比达 59%，公司未来装机结构有望持续优化。

（二）股权结构稳定，大股东华电集团实力雄厚

公司最大股东为华电集团，持股 46.84%。华电集团是根据我国 2002 年电力体制改革方案，在原国家电力公司部分发电资产基础上成立的国有大型发电集团。华电集团旗下共拥有华电国际（火电为主）、华电能源（火电及供热为主）、金山股份（火电为主）、黔源电力（水电为主）、华电重工（能源工程为主）、华电福新（可再生能源发电为主）等 6 家上市公司。截至 2017 年底，华电集团运行及在建管理装机容量达 1.46 亿千瓦；其中燃煤机组 8855 万千瓦，占华电集团管理装机容量的 59%；清洁能源占总装机容量的 38.9%，在同类型企业中水电装机、天然气发电装机特别是天然气分布式发电装机最多，装机结构优良。而公司作为集团旗下的龙头火电资产，资源禀赋优秀优势明显。

公司前十股东还包括山东国际信托（8.12%）、中证金（3.65%）、社保基金（0.91%）、中央汇金（0.79%）及申能股份等企业，机构持股占比较高，股权结构稳定。

（三）量价齐升助业绩回暖，费控优秀保障收益质量

公司主要业务是销售电力、热力产品以及煤炭销售。整体来看，2017 年全年公司实现营业收入 790.1 亿，同比增长 24.72%。电力业务占比 79%，供热和售煤业务分别占比 5%和 16%。2018Q1 实现营业收入 224.7 亿元，同比增长 17.6%。

公司2017年受制于煤价高企，综合毛利率同比降低12.1pct至10.5%，实现归母净利润4.3亿元，同比减少87.14%； 2018Q1 毛利率回升至 12.0%，归母净利润受益于燃煤机组上网电价提升及发电量增加回升至 6.87 亿元，同比大幅增长 5707%。

1、电力业务拉动整体增长

（1）电力收入端：受益量价齐升，营业收入触底回升公司电力业务 2017 年实现营业收入 616.34 亿，同比增长 5.97%，收入增长主要来自于发售电量和售电价的双提升。

全社会用电量快速增长带动公司发售电高增速。2017 年全社会用电量同比增长 6.6%，2017 年公司实现发电量/ 上网电量 1917.19 亿千瓦时/1792.85 亿千瓦时，分别同比增长 0.87%/0.82%。2018Q1 全社会用电量同比增长 9.8%，公司受下游需求高增影响，发电量/上网电量分别同比高增 6.66%/6.34%至 480.91 亿千瓦时/447.64 亿千瓦时。而燃煤发电作为电力业务的绝对主力，2017 年煤电实现发电量 1719 亿千瓦时，同比增长 1.01%，占当年发电总量的 89.8%。

上网电价提高助业绩增长。由于 2017 年 7 月发改委上调燃煤机组标杆电价，公司 2017 年全年平均上网电价较上年同期提升 18 元/兆瓦时，至 398.38 元/兆瓦时；2018Q1 平均上网电价为 413.17 元/兆瓦时，较上年同期提升 13.78 元/兆瓦时，因此在燃煤发电量和上网电价双提升的促进下，公司电力业务收入得以不断改善。

（2）电力成本端：燃料成本是主要成本，占比 70%左右

近年来，华电国际燃料成本占电力业务成本的比例在 60%-70%左右。电力业务的主要成本由燃煤成本、折旧摊销、职工薪酬及维修保养修理等构成。根据公司公告，2017 年华电国际的火电度电成本为 0.307 元/千瓦时，燃料成本为 0.222 元/千瓦时，占比 72.3%；折旧成本 0.051 元/千瓦时，占比 16.6%；其他成本包括职工薪酬、维护及检查费用 0.034 元/千瓦时，占比 11.1%。

（3）点火价差触底回升，带动毛利率改善

公司历史点火价差先增后减，2018 年盈利能力重回增长。2013 年以来电价连年下调，但同样处于下降通道的煤价使发电毛利率实现连续增长，而 2016 年以来煤价高企，2017 年电力业务营业成本同比大幅增长 21.1%至 533.2 亿元，点火价差上年同期降低约 0.0397 元/千瓦时至 0.1108 元/千瓦时，电力业务毛利率因而同比大幅下滑 10.83pct 至 13.49%。而 2018 年以来，一方面由于煤价较上年同期涨幅有限，另一方面则由于煤电上网电价提升幅度大于去年同期，因此燃煤发电毛利率有望改善。

2、供热业务基本维稳，盈利能力受煤价影响较大

公司通过热电联产机组向客户提供供热服务，2017年热力业务收入40.26亿元，同比增长16.96%，占总营收5.1%。由于热力业务的终端售价弹性较小，因此供热业务毛利率主要受成本端变动影响，而占比较高的燃煤成本同样对业务盈利能力有所拖累，2017 年供热毛利率同比减少 11.18pct 至-7.87%。

3、售煤业务保持采购功能性，基本盈亏平衡

公司售煤业务主要由旗下煤炭贸易子公司承担，2017 年收入增长主要来源于对华电集团其他公司的煤炭销售增加，基本维持盈亏平衡。由于公司售煤业务 2017 年起承担整个华电集团的煤炭采购，销售量增长叠加煤价上涨，全年售煤收入同比大幅增长 939%至 128.0 亿元。2017 年毛利率虽然提升 22.05pct，但仍处于盈亏平衡的状态。

4、财务费用率控制得当，流动性健康保障整体收益质量

公司期间费用控制良好。公司财务费用占比相对较大，但财务费用率在收入提升背景下控制情况较好，2017 年财务费用同比略增 2.65%至 50.44 亿元，财务费用率较上年同期下降 1.38pct 至 6.38%。2018Q1 财务费用率同样下降 0.41pct 至 5.79%。

公司未来的财务负担有望保持稳定。2017 年公司有息负债余额约为 1206.8 亿元，同比增长 25.3%，假设公司 2018 年有息负债余额增长约 15%，平均财务成本约为历史值 5.1%，资本化的利息支出维稳，则 2018 年财务成本支出额约为 62.0 亿元，同比增长 22.9%。在近年电力业务量价齐升、收入稳步快增的背景下，财务费用率仍有望维持相对稳定的水平，进而提升整体盈利能力。

另外，公司现金流情况维持健康状态。2017 年经营性净现金流受净利润下滑影响同比减少 42.2%至 127.9 亿元，但 Q1 随净利润好转重回 133.1%的高增长至 53.7 亿元。2018Q1 末现金及等价物余额 78.92 亿元。2018 年公司预计资本支出同比增长约 35.7%至 190 亿元，而利息等各类融资性现金流出约 71 亿元，以 Q1 经营性净现金流入为基础，假设全年经营性现金流入约 214.8 亿元，并假设公司新增融资规模与 2017 年持平，则 2018 年全年公司现金流情况将较 2017 年继续好转，从而增强业绩的稳健性。.

二、多因素向好促行业回暖，火电步入上升通道

2018 年火电行业整体景气度有望触底回升，一方面由于供需层面用电需求高增，另一方面则由于政策层面对电价和煤价的导向趋于维持稳定，因此整个行业将受益于量增价稳的逻辑实现增长。

（一）用电需求持续高增速

2018 年 1-5 月，全国全社会用电量累计 2.66 万亿千瓦时，同比增长 9.8%。分产业看，第一产业用电量 263 亿千瓦时，同比增长 10.6%，占全社会用电量的 1%；第二产业用电量 18.3 万亿千瓦时，同比增长 7.8%，占全社会用电量的 68.7%；第三产业用电量 4181 亿千瓦时，同比增长 15.1%，占全社会用电量的 15.7%；城乡居民生活用电量 3889亿千瓦时，同比增长 13.9%，占全社会用电量的 14.6%。第二产业用电量持续保持较高增速，第三产业及居民生用电对用电量同比增速的贡献率稳步提升。

今年来用电量高速增长受到多个阶段性因素影响。一是阶段性去产能造成部分大宗商品价格飙升，获利空间出现，从而带来部分生产企业产能扩张，耗电量增加，这种价格拉动产能继而影响耗电量的情况在钢铁冶炼领域表现的较为明显；二是单位产品的电耗提高，随着工业用煤环保脱硫脱硝要求的提高，单位产品的用电量随之增长；三是受天气原因带来的居民用电迅速增长，1-5 月，城乡居民生活用电量的贡献率达 20.1%；四是贸易战背景下，国际形势的不确定性催生出口型企业加快出口节奏从而带动的用电量提升。

从历史数据来看，2006-2017 年，全社会用电量同比增速呈阶梯状下降趋势，和第二产业用电量增速近乎严格正相关。虽然第二产业用电量占比逐年下降，仍处在 70%左右，是影响全社话仍会用电量的绝对主力。第二产业的主体是制造业，其中用电量占比较高的为：纺织业、化学原料及化学制品制造业、橡胶和塑料制品业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、金属制品业、通用及专用设备制造业、交通运输、电气、电子设备制造业。

第三产业和城乡居民生活用电量占比逐年上升。21 世纪前十年，我国处于经济快速发展阶段，第二产业用电占比快速上升，城乡居民消费占比上升态势有所放缓。进入经济新常态后，经济产业结构持续调整，第三产业和城乡居民生活用电的比重提升加快，2017 年分别达到 14%和 13.6%。美国 2016 年度电力报告显示，美国工业、商业、居民生活用电量占比分别为 25%、35%、36.2%，人均生活用电量 4372 千瓦时/年，全世界居民生活用电量占比约为 25%。 2016 年，我国人均生活用电仅为 584 千瓦时/年，第三产业和城乡居民生活用电占比与发达国家相比仍有一定差距。随着产业结构调整、城镇化和居民生活水平提高，第三产业和居民生活用电对全社会用电量的影响将会持续攀升。

2012 年以来，我国电力消费弹性系数维持小于 1 的水平，这得益于第二产业结构向节能型调整，电气化向高级化转变，用电效率不断提高。第一产业电力消费弹性系数大于 1，主要由于我国农业电气化水平不高，并正处于快速发展阶段。第三产业电力消费弹性系数大于 1，主要由于交运行业电能替代成效明显；商业、金融、公用事业快速发展；电力在环境保护和可持续发展中的作用日益突出。

我们预计 2018 年全社会用电量同比增速有望达到 8%，2019-2020 年全社会用电量同比增速将维持在 6%-7%水平。华创宏观组预计 2018-2020 年 GDP 增速分别为 6.6%、6.5%、6.3%。我们结合一季度细分子行业用电量和宏观数据，对第一产业、第二产业、第三产业的产值和用电量进行了预测：2018-2020 年，第二产业生产总值增速延续下跌趋势，分别为 5.5%、5.0%、4.4%，用电量增速分别为 4.9%、4.5%、4.0%；第三产业生产总值维持 8%的较高增速，用电量增速维持 16%左右的高增速水平。结合今年形势及过去 10 年的趋势，我们预计在产业结构调整、城镇化和居民生活水平提高的影响下，第三产业和居民生活用电对全社会用电量的影响将会持续攀升，而环保政策对单位产品能耗的影响也将持续。受今年天气因素及贸易战的影响，同时受益于年初以来各项降低一般工商业电价政策对电力需求的催化，我们预计 2018 年用电量增速有望达到 8%左右，并测算得到 2019-2020 年全社会用电量增速分别为 6.8% 和 6.6%，依然维持较高增速水平。

（二）火电发电量高增速，利用小时有望持续提升

煤电装机去产能持续推进。自 2016 年起，我国相继推出多项政策促进煤电装机去产能，通过建立煤电规划，取消不具备核准条件煤电项目，缓核、缓建一批盈余省份煤电项目，淘汰高污染、高能耗机组来进一步优化煤电装机结构与地域分布。

2016 年 3 月，国家发改委印发《关于促进我国煤电有序发展的通知》，要求建立煤电规划建设风险预警机制，加快落后产能淘汰力度，优先淘汰 30 万千瓦以下运行满 20 年的纯凝机组和运行满 25 年的抽凝热电机组，取消一批不具备核准条件煤电项目，缓核、缓建一批电力盈余省份煤电项目。2016 年 4 月-2017 年 4 月，国家能源局不断缩减煤电装机充裕度，仅湖南、江苏、海南为绿色等级。2016 年 12 月《电力发展“十三”五规划》出台，《规划》严格控制煤电规划建设，2020 年煤电装机力争控制在 11 亿千瓦以内，拟取消和推迟煤电建设项目 1.5 亿千瓦以上，争淘汰落后煤电机组约 2000 万千瓦。此后能源局持续控制煤电机组项目扩张，今年 3 月，能源局印发了《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》，主要涉及控制新建自备电厂、落实交叉补贴和落后产能淘汰等工作。我们预测 2018 年淘汰、关停煤电机组或将大于 400 万千瓦。

我们预测，2018-2020 火电装机年均复合增速约为 4.2%。2015 年以来，火电装机容量增速逐年下降。2017 年火电装机容量为 11.1 亿千瓦，同比增长 4.25%，其中煤电装机 9.9 亿千瓦，燃气发电 7438 万千瓦，其他 4255 万千瓦。

我们根据在建项目进度预测 2018 年火电装机增加 3914 万千瓦，其中煤电 2700 万千瓦，燃气发电 1014 万千瓦，其他 200 万千瓦。2018-2020 年火电装机增速分别为 3.5%、4.5%、4.5%，煤电装机增速为 2.7%、3.8%、3.6%。

风光发电向高质量发展，补贴强度降低，装机增速或将有所降低。2018 年 5 月 18 日，国家能源局发布《关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》，通知明确提出，推行竞争方式配置风电项目，已核准项目不受竞价模式影响，2019 年起新核准集中式陆上风电项目和海上风电项目全部通过竞争方式配置和确定上网电价；支持风能资源丰富地区建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。此项政策出台标志着风电正式进入竞价时代，补贴强度降低的趋势也将促使各地布局风电装机时更多衡量风电电价竞争力，从而一定程度上将降低风电装机的配置增速。

光伏方面，限装机增速、降光伏补贴的趋势逐步明朗。5 月 31 日，国家发改委、财政部及能源局发布《关于 2018 年光伏发电有关事项的通知》，通知指出：（1）合理把握发展节奏，优化光伏发电新增建设规模。暂不安排 2018 年普通光伏电站建设规模，规范分布式光伏发展，今年安排 1000 万千瓦左右规模用于支持分布式光伏项目建设；（2）加快光伏发电补贴退坡，降低补贴强度。自发文之日起，新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低 0.05 元， Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.5 元、0.6 元、0.7 元（含税）；新投运的、采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低 0.05 元，即补贴标准调整为每千瓦时 0.32 元（含税）；符合国家政策的村级光伏扶贫电站（0.5 千瓦及以下）标杆电价保持不变。此次政策一出，各地相继出现分布式光伏规模压缩及补贴下滑的情况。6 月 19 日，为缓冲此前政策的冲击，国家能源局发布了《关于做好光伏发电相关管工作的紧急通知》，通知指出各地、各电网企业应依法规继续做好光伏发电项目并网、（代）备案和地方补贴垫付等工作，不得以项目未纳入国家补贴建设规模范围为由擅自停止。但此番政策使得光伏行业趋势更加明朗，光伏发电规范化已是大势所趋，装机增速大概率将有所放缓。

小水电整治持续推进，水电装机增速较缓。继 2017 年全国多地小水电站关停后，发改委、水利部、能源局于 2018 年 5 月 28 日印发《关于开展长江经济带小水电排查工作的通知》，针对长江静待部分地区存在的小水电开发管理不规范造成的生态环境损害的问题督促相关省份完善小水电管理制度，此项通知意味着我国小水电整治工作将长期持续。而常规水电站按照《2018 年能源工作指导意见》将新增 600 万千瓦，抽水蓄能 130 万千瓦，继续保持较低增速。

核电建设周期长达 5 年，短期内装机变化不大。综合考虑煤电、风光、水电及核电装机建设规划及政策影响，我们预计 2018-2020 年全国电力装机增速将保持在 5%-6%左右，较此前 8%左右的增速有所放缓。

2018-2020 年火电发电量将维持 6%左右的增速，火电发电增长贡献比大于此前。暂不考虑 2018 年风光政策对于风电、光伏装机的影响，仍然假设其装机按照此前预测速度增长，我们根据全社会用电量和高优先级的核电、可再生能源发电的利用小时数，测算出火电的发电量。我们供需分析中预测 2018-2020 年全社会用电量增速分别为 8%、 5.8%和 5.5%，据此测算 2018-2020 年火电发电量增速分别为 7.4%、5.8%、5.7%，年均复合增速 6.3%。在 2018-2020 年的发电增量中，火电发电量同比增速贡献率分别达到 65.5%、59.7%、59.8%，远高于 2014-2016 年水平，火电仍是未来发电增长的主要动力。

我们预测，2018-2020 年火电利用小时数分别为 4341、4415、4466 小时。利用小时数由发电量和时间加权装机容量共同决定。2014-2016 年，火电利用小时数逐年大幅下滑，一方面是因为用电需求增速放缓和可再生能源挤压效应，导致火电发电量减少；另一方面是由于火电装机容量增速依然维持高位。2018-2020 年火电发电量和装机容量年均复合增速分别为 6%和 4.2%，利用小时数在 2018 年有望大幅提升。根据年度预测数据，我们测算出 2018-2020 年火电利用小时数将分别为 4341、4415、4466，同比增加 132、74、51 小时。

（三）标杆电价维持稳定，市场交易折价收窄助推平均上网电价提升

1、电价改革逐步转移至配输电侧，燃煤标杆电价变动概率不大

电改 5 号文推出后，我国电力行业政企不分、厂网不分的问题逐步得到解决，初步形成了电力市场主体多元化的竞争格局。2015 年 3 月 15 日，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，意见指出：要在发电侧和售电侧开展有效竞争，严格执行并适时完善省级电网输配电价制度，加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革，力争 2018 年完成。电力体制改革开始向电价方面侧重。2016 年 3 月 1 日，北京电力交易中心、广州电力交易中心挂牌成立，广州率先进行有售电公司参与的电力月度竞价交易，输配电价改革试点进一步扩大。 2016 年 10 月 8 日，发改委及国家能源局印发《售电公司准入与退出管理办法》及《有序放开配电网业务管理办法》，售电侧市场化改革全面启动。2017 年以来，我国持续在调整电价结构方面出台政策。2017 年 6 月 16 日，发改委出台《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》指出自 2017 年 7 月 1 日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难。

目前，一般工商业电价下调主要是输配电和政府基金让利，没有涉及发电企业。2018 年以来，发改委及财政部先后出台政策降低输配电价。发改委出台《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，主要在电网环节收费和输配电价格方面降价约 430 亿元。财政部 4 月 17 日发布《关于降低部分政府性基金征收标准的通知》，在按照《财政部关于降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准的通知》（财税〔2017〕51 号）降低 25%的基础上，再统一降低 25%，政府基金让利金额约 122 亿元。5 月 15 日，发改委印发了《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》，该项措施涉及金额约 216 亿元。

今年燃煤标杆电价大概率不会调整。2004 年，我国推出煤电联动机制，明确每年燃煤标杆上网电价依据煤电关系定期调整。煤电价格联动机制建立以来，由于电煤价格上涨，2004 年-2011 年曾连续 7 次上调燃煤机组上网电价，并相应提高工商业销售电价。2013 年至 2016 年，电煤价格持续走低，连续 4 次下调上网电价，共下调每千瓦时 7.44 分钱。在 2017 年 6 月 16 日，发改委出台《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》指出自 2017 年 7 月 1 日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难，此项政策使全国煤电标杆电价平均提高约 1.1 分/千瓦时。电煤价格上涨的背景下，燃煤标杆上网电价几无下调空间；而在降成本的大环境中，燃煤标杆电价上调也几无可能。

2、市场化折价幅度逐步收窄，或助平均上网电价提升从市场化交易电价的角度来看，市场化交易电量折价自 2017 年以来逐步收窄。2018 年 6 月份电力市场化集中竞价交易有广西、山东、安徽、江苏及贵州等省份。其中，广西、安徽及江苏均呈现出申报电量需求旺盛的状态，安徽省用电端申报电量甚至约为发电端申报电量的 2 倍，与此对应的是集中竞价最终出清价格与当地燃煤机组上网标杆电价价差收窄，广西、山东、江苏、贵州、福建等地价差分别为 1.085、0.89、1.4、0.35、1.4 分/千瓦时，安徽省该项价差仅为 0.06 分/千瓦时，几乎等同于标杆电价。

（四）多措施疏导煤价上涨动因，煤价预期与去年持平

从煤电关系上来看，2016 年前动力煤价格与火电发电量增速同步变动，2015 年末-2017 年动力煤价格与电量- 煤量增速差较为统一。我们将近十年的动力煤价格与火电发电量、煤炭可供量增速比较发现：2008-2015 年期间，秦 皇岛港动力末煤平仓价（Q5500）从 2011 年 11 月最高点 860 元/吨到 2015 年 11 月最低点 351 元/吨，对应火电发电 量增速由 2011 年的 13.9%到 2015 年的-2.8%，发电量增速每波动 1 个百分点，秦皇岛港动力末煤平仓价（Q5500） 平均波动 30.5 元/吨；2015-2017 年，秦皇岛港动力末煤平仓价（Q5500）从 2015 年 11 月最低点 351 元/吨到 2016 年 11 月最高点 741 元/吨到，电量-煤量增速差由 2015 年的 0.78%到 2016 年的 7.28%，电量-煤量增速差每波动 1 个 百分点，秦皇岛港动力末煤平仓价（Q5500）平均波动 60 元/吨。

整体来看，前五个月电量-煤量 2.9%的增速差与去年同期基本持平。如果 2018 年全年电量-煤量增速差与去年保 持基本一致，加之供需基本面基本维持紧平衡状态，我们预测今年煤价与去年相比将不会有大幅波动。

中长协煤价对电煤成本影响加大，有助于维持火电燃料成本稳定。2017 年 11 月，国家发改委发布《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。其中，中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的 75%以上。合同一经签订必须严格履行，全年中长期合同履约率应不低于 90%。按照下限测算，中长协煤价对发电企业的电煤成本影响程度为 68%。

今年 4 月中下旬以来，煤炭价格特别是电煤价格持续上涨从而给发电企业经营带来压力。为缓解电煤矛盾，发改委 5 月份开始积极采取措施稳定煤价。5 月 18 日，发改委经济运行调节局负责人在回应近期煤价上涨过快问题时表示，将采取增产量、增产能、增运力、增长协、增清洁能源、调库存、减耗煤、强监管、推联营等 9 项措施，进一步稳定煤炭市场，促进市场煤价回归合理区间。5 月 21 日，煤电工作会议召开，会议主要讨论了控制电煤价格措施：（1）新增 2 亿至 3 亿吨铁路配置运力的产运需三方长协合同；（2）要求神华、中煤等主要煤企带头把 5500 大卡的月度长协价格降到绿色区间 570 元/吨以内；（3）要求于各央企、重点省属电厂不要高价抢购电煤，在现有基础上降低 5 天左右库存，以稳定煤炭市场平抑煤价；（4）在进口煤方面，要求在不超去年总量的基础上定向支持发电企业。并要求各方执行，力争在 6 月 10 号前将 5500 大卡北方港平仓价引导到 570 元/吨以内。5 月 22 日，国家发改委与国家市场监管总局联合发布《关于公布煤炭市场违法违规行为举报方式的通知》，公布了煤炭市场违法违规行为举报方式，表示为进一步规范煤炭市场秩序，有关部门将加强煤炭市场监管，严厉打击违法违规炒作煤价、囤积居奇等行为。

具体落实上，为响应国家保供稳价政策，大秦线自年初以来基本保持满负荷运行。5 月 19 日起，张唐铁路煤炭运输引入万吨大列，对环渤海港口煤炭供应提供有效补充。截至 6 月 13 日，大秦线运量维持在 131.53 万吨，较去年同期高近 17 万吨，张唐铁路接入 22 大列也有近 10 万吨的净增量。除保障运量外，太原局、呼和局还同时加大了对长协煤、平价煤的保障力度，力促优质低价货源加速运转。

（五）点火价差企稳回升，火电企业利润水平有望改善

煤电度电利润由点火价差决定，点火价差受到上网电价及燃料成本的影响。上网电价由标杆电价和市场电价加权得到，市场交易电价一般在标杆电价的基础上有一定折让，2017 年，市场交易电量累计 1.63 万亿千瓦时，占比 26%。2016 年 1 月以来，电煤价格指数不断攀升，全国平均点火价差也随之下降。2017 年 7 月 1 日起，全国煤电标杆电价平均上调约 1.1 分/千瓦时，全国平均点火价差也随之增长。

2018 年 5 月煤电全国平均点火价差为 0.1296 元/千瓦时，同比增长 0.96%。2018 年以来，点火价差从 2 月份的 0.1127 分/千瓦时逐步提升至 5 月的 0.1296 元/千瓦时，逐步回升至 2017 年以来的较高水平，实现企稳回升。从电价和煤价两个角度来看，目前市场化电价价差正在逐步缩小，市场化电价对整体上网电价的侵蚀有望就此触底；煤价方面，前文我们通过电量-煤量增速差的分析并结合目前政策趋势，预测今年煤价与去年相比将不会有大幅波动。因而，全国平均点火价差有望企稳回升。

分地区来看，火电发电量前五名省区点火价差均高于全国平均水平。2018 年 5 月，全国平均点火价差排名前五位省区分别为：海南（0.1768 元/千瓦时）、蒙东（0.1612 元/千瓦时）、广东（0.1586 元/千瓦时）、冀北（0.1535 元/千瓦时）、上海（0.1488 元/千瓦时）。2018 年 1-5 月份火力累计发电量前五名的省区分别是：山东（392 亿千瓦时）、江苏（344 亿千瓦时）、内蒙古（325 亿千瓦时）、广东（287 亿千瓦时）、浙江（229 亿千瓦时），对应点火价差分别为：0.1296 元/千瓦时、0.1334 元/千瓦时、0.1331 元/千瓦时、0.1586 元/千瓦时、0.1392 元/千瓦时。公司在山东、广东、浙江、河北均布局有大型装机，有望受益于点火价差扩大带来的业绩提升。

三、业绩弹性强，短期+长期逻辑兼备

（一）短期受益电价和利用小时数提升，长期受益煤价下行

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，利用小时数提升能够有效抵消煤价上涨对业绩的影响。

1、标杆电价提升和市场交易折价收窄，助公司业绩触底回升

以公司 2017 年数据为基础，假设其他因素稳定，每当电价提升 0.01 元/千瓦时，对应的净利润增幅达 126.6%。

我们通过梳理各省 2017 年煤电标杆电价的变动，以公司在各省发电量加权计算得 2017 年 7 月煤电标杆电价上调幅度约为 0.014 元/千瓦时。由于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/千瓦时，预计 2018 全年平均上网电价增幅约为 0.007 元/千瓦时，对净利润产生约 7 亿元的贡献。

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

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。

2018 年综合煤价与 2017 年价差在逐步收窄。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， 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，价差处于收窄态势。

华电国际未来煤价涨幅有限，有回落趋势。一方面由于公司主要电厂采用当地煤以及陆路运输煤，运费可控性更强；另一方面由于公司长协煤占比达 60%，在现货价格上涨时对公司成本起到一定的稳定作用。2018Q1 华电国际入炉标煤单价为 748 元/吨，2018 年 4-6 月有所回落。我们预计 2018 年上半年入炉标煤单价为 730-733 元/吨，公司煤价处于回落态势。

3、利用小时数提升或可完全抵消煤价上涨，多种情形测算确认底部

（1）2018H1 利用小时数提升可完全抵消煤价上涨引入

利用小时平衡煤价，探究利用小时数和煤价作用强弱。由于火电企业在装机容量不变的情况下，折旧、职工薪酬及维修保养修理等其他成本不会大幅波动，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。为了探究利用小时数和煤价相互作用的强弱，我们引入利用小时数平衡煤价（与利用小时数变动 1%作用大小相同的综合煤价同向变动值）进行分析。

华电国际利用小时数平衡煤价为 4 元/吨，2018H1 利用小时数提升可完全抵消煤价上涨。经测算，在公司 2017 年 4502 小时火电机组利用小时的基础上，若利用小时数增长 1%，可以平衡掉标煤单价（不含税）上涨 4 元/吨带来的成本增长。2017H1 和 2018H1 华电国际入炉标煤单价（不含税）分别约为 720 元/吨、730-733 元/吨，2018H1 利用小时数提升约 4%。按照利用小时平衡煤价的概念，利用小时数提升 4%可以抵消标煤单价（不含税）上涨 16 元/ 吨的成本增长，将完全抵消华电国际上半年入炉标煤单价（不含税）的涨幅，或能带来利润增长。

（2）不同煤价下的多情形分析：收益增长确定性较强

为进一步探究公司业绩的确定性，我们假设公司全年利用小时数提升 4%（公司 Q1 利用小时数增 4%），在不同煤价的情况下测算了公司业绩增长的情况：

情形一（煤价同比下降）：下半年 5500 大卡北方港平仓价维持在 570 元/吨，全年煤价下跌 16 元/吨，利用小时数维持同比 4%的增长，公司归母净利润增幅 449%

若根据发改委 5 月 21 日的要求：“力争在 6 月 10 日前将 5500 大卡北方港平仓价引导至 570 元/吨以内”，我们假设下半年煤价维稳在 570 元/吨，则全年电煤成本较去年下降约 2.5%，对应标煤单价（不含税）将下降约 15-17 元 /吨，在利用小时数增长和煤价降低的联合作用下，公司归母净利润将达 23.6 亿元，对应增幅达 449%。

情形二（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，利用小时数仍维持 4%的增长，归母净利润增幅约 347%

根据前文煤价-电价增速差的概念，动力煤价格与电量-煤量增速差较为统一，据国家统计局数据，1-4 月份火电发电量同比增长 7.1%，煤炭可供量同比增长约 4.2%，电量-煤量增速差为 2.9%，与去年同期持平。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 347%至 19.2 亿元

 情形三（下半年用电需求增速回落）：下半年用电需求增速回落，火电利用小时数增速下滑 1%至 3%，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 472%

若全年火电利用小时数增速下降 1%，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 472%至 24.6 亿元。

 情形四（煤价同比上涨）：全年综合煤价同比提高 20 元/吨，利用小时数保持 4%的增长，归母净利润增幅约 221%

若利用小时数仍保持 5.2%的增速，而下半年煤价持续上涨，即便下半年现货/月度长协/年度长协分别维持在 700/620/570 元/吨，全年综合价格比去年同期高 20 元/吨的极端情况，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 221%至 13.8 亿元。

（二）行业对比：高弹性+量价向好

此前我们对公司自身的业绩弹性、利用小时数平衡煤价等进行了分析，进一步我们通过行业内的对比发现：（1）公司业绩弹性在行业内处于较高水平；（2）公司利用小时数的增速提升明显；（3）公司整体点火价差高于全国平均水平，成本把控较为优秀。

1、敏感性：公司业绩弹性在主要火电企业中处于较高水平

通过对比同行业内其他公司业绩对各关键变量的敏感性，我们发现，以 2017 年各公司数据为基础，公司对电价、煤价、利用小时数和利率的业绩敏感性均位于行业前列，仅次于业绩基数相对较小的皖能电力。

从利用小时数平衡煤价来看，公司的平衡煤价在行业中处于中游偏上的位置，约 4 元的单位平衡煤价为企业提供了足够应对煤价上涨的安全边际。

2、利用小时数：公司利用小时数增速重回行业平均水平，拉动电量增速爬升

公司发电量增速在经历 2016 年触底后逐步提高，利用小时数的增速提升是主要贡献因素。公司火电利用小时数整体保持高于行业的水平，2018Q1 利用小时数增速达 4%。2018 年在用电需求高增驱动下，公司利用小时数增速有望维持较高增速。

3、点火价差：公司点火价差与行业趋势一致，将触底回升

公司的点火价差与行业趋势一致，用煤价格增速整体上相与动力煤价格同步增长。2014-2016 年公司用煤价格增幅低于动力煤价格增幅。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。随着电价提升和煤价下行，公司点火价差将触底回升。

（三）预计未来三年股息率逐步提升，PB 降至历史低点安全边际较高

1、稳定分红率保障股东回报

预计 2018-2020 年公司的股息率（2018 年 7 月 6 日股价为基准）将恢复至 2.5%、3.7%、5.1%。公司历史分红情况稳定，维持在 40%左右。2017 年分红率较上年提高 1.16pct 至 41.27%，但是由于 2017 年公司利润大幅下滑，因此当年分红绝对额减少至 0.018 元（含税），股息率仅为 0.5%。若假设公司维持 40%左右的分红率政策，根据对公司业绩的相关测算，我们预计 2018-2020 年公司的股息率恢复至 2.5%、3.7%、5.1%。

2、公司估值处于板块和历史低位

板块估值处于历史低位，公司处于同行业低位，对股价支撑较强。受 2017 年煤价大涨的影响，火电板块的业绩大幅下滑，火电板块 PB 值也随之大幅下跌至 1.1 倍，目前 CS 火电的 PB 至已位于十年来的底部。公司目前 PB 约为 0.95 倍，纵向对比来看，仍处于近十年来的低位，但公司盈利仍存大幅回弹预期，安全边际较高；而在同行业中看，公司的 PB 在十大发电企业中仅高于建投能源、申能股份和皖能电力，估值修复预期强烈。

四、盈利预测及投资建议

（一）盈利预测

电力：我们预计公司 2018-2020 年控股装机分别增长 545、288 和 337 万千瓦，对应增长 11.1%、5.3%和 5.9%；利用小时数分别提升 2%、0%、0%；总发电量约为 2113、2282、2410 亿千瓦时；厂耗率稳定，上网电量 1976、2134、 2253 亿千瓦时；受益 2017 年 7 月煤电标杆电价上调，电价（不含税）分别为 0.353、0.352、0.351 元/千瓦时；则对应售电收入 698、750、789 亿元，同比增长 13%、7%和 5%。

成本方面，我们预计 2018-2019 年标煤单价分别下跌 2.2%、2.5%和 3.3%；度电耗煤维持在不到 300 克/千瓦时的水平上，每年下降 1 克/千瓦时；折旧摊销、职工薪酬、维修等成本保持正常增长。因此，公司 2018-2020 年售电业务毛利率分别为 18.3%、20%和 22.3%。

供热：公司供热业务近年一直保持稳健增长，我们预计未来三年将保持约 5%的年均增速，但盈利能力在现阶段煤价下仍将承压，预计未来 2018-2020 年供热业务毛利率-8.0%、-6.8%和-3.0%。

煤炭：受煤价上涨影响，公司 2017 年煤炭业务收入同比增长 939%，我们预计今年煤炭景气度仍较高，考虑到公司煤炭新增产能释放尚需时间，因此我们预计 2018-2020 年售煤业务收入保持稳定，同时由于煤炭贸易受煤价波动影响较大，且毛利率相对较低，我们预计未来售煤业务毛利率维持 0%的水平。

（二）投资建议

我们预计公司 2018-2020 年实现归母净利润 24.73 亿、35.64 亿和 49.2 亿元，同比增长 475%、44%、38%，对应 PB 为 0.92、0.86、0.79，参考 CS 火电板块可比公司 2018 年平均 P/B 为 1.1 倍，给予公司 18 年 1.1 倍 PB，对应目标价为 4.97 元，给予“强推”评级。