华能国际?公司是火电行业绝对龙头，率先受益行业回暖。公司背靠华能集团，资产质量和资源禀赋优秀，截至 2018 年 6 月底控股装机容量达 10442.5 万千瓦，继续巩固火电龙头地位。受高煤价影响，公司 2017 年归母净利润同比减少 82.7% 至 17.93 亿元，而 2018H1 业绩重回增长，受益售电量价齐升，归母净利润同比增长 170.3%至 21.29 亿元，率先受益行业回暖。

以史鉴今，火电王者归来。

我们筛选出了 2003 年以来，SW 火电板块相对上证综指超额收益在 20%以上的 6 次行情。6 次火电行情中有三次体现进攻属性： 2003/3-2004/5、2007/1-2007/5、2014/6-2015/6，平均超额收益为 96.64%。三次体现防御属性：2007/11-2008/3、2008/8-2009/2、2012/5-2012/7，平均超额收益为 27.27%。此前行情均未出现火电三因素同步转好的机会。?

火电三因素同步转好带来前所未有的机会。

2018 年 1-6 月，全国全社会用电量同比增速达 9.4%，用电需求持续高涨势态势继续延续，进一步支撑了我们此前做出的用电量增速预测。火电三因素（利用小时、煤价、电价）陆续转好，利用小时有望维持高增速；煤价近期下滑明显，旺季不旺；《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》构建“基准点价+浮动机制”市场化交易定价机制，有望“筑底”市场化交易电价，同时也要注意到用电需求持续高涨背景下电企议价权提升给交易折价继续收窄带来的可能。?

高股息叠加龙头效应，高弹性助力业绩回弹。

公司装机及发售电量均位于行业首位，度电盈利水平较高，量价优越使得龙头效应显著，同时公司股息率位居行业前列，未来股东激励计划极大保障股东权益。当电价提升 0.01 元/千瓦时，对应的公司净利润增幅达 98.5%；煤价每下降 10 元/吨，公司业绩将正向增长 35.5%。通过测算利用小时数平衡煤价，利用小时数增长 1%，可以平衡掉煤价上涨 4.01 元/吨带来的成本增加。公司 2018H1 煤电利用小时数同比提升 11%，则对应的平衡煤价约为 44 元/吨，利用小时数的提升能够有效对抗煤价上涨，业绩增长的安全边际高。?

盈利预测、估值及投资评级

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。

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。

一、火电行业绝对龙头，率先受益行业崛起 （一）坐拥国内规模最大发电资产，布局全国 26 个省份 华能国际是我国发电企业绝对龙头，主要经营发电供热业务，并配套港口、航运、增量配网等设施的开发运营。公司成立于 1994 年，同年发行外资股于纽约上市，1998 年在港股上市，2001 年 A 股上市，是国内为数不多的三地上市标的。公司背靠全国五大发电集团公司之一的华能集团，A 股上市之初在辽宁、福建、江苏、浙江、广东、山东、上海、河北等地布局火电资产，此后通过吸收集团资产、收购、新建等方式继续进入华中、华南等地区，逐步完成全国 26 个省区的资产布局，控股装机容量达 10432.1 万千瓦，成为全国发电资产规模最大企业。此外，公司在国外还拥有新加坡大士能源公司全资股份，装机规模约 261 万千瓦，占新加坡电力市场 1/5 份额。公司此前收购的罗源湾海港及码头、陆岛码头、鲁能胶南港等港口码头也保障了公司发电业务的燃料供应优势。

公司装机布局全面，范围横跨东北、华北、华东、华中、华南各区域，覆盖全国 26 个省、自治区和直辖市，其中既包括经济发达、用电需求较高的山东、浙江、江苏、广东等省份，还包括燃料资源较为丰富的山西、内蒙等省份，享受用电量高增速和燃料成本相对可控的双重优势。

（二）背靠华能集团，承接集团资产的持续注入 公司最大股东为华能集团，直接和间接持股合计达 46.67%。华能集团创立于 1985 年，是国有大型发电集团。截至 2016 年底，华能集团境内外全资及控股电厂装机容量达 16554 万千瓦，其中境内可控发电装机容量达 16293 万千瓦，约占全国装机容量的 9.9%，2016 年华能集团完成境内发电量 6108 亿千瓦时，同比增长 1.1%，占全国发电量的 10.2%，装机容量及发电规模居我国五大发电企业之首。华能集团旗下共拥有华能国际（火电为主）、*ST 新能（装机仅 104 万千瓦，主营电缆，新增房地产开发业务）、华能水电（主营澜沧江流域水电开发）、内蒙华电（发电资产均位于内蒙）、华能新能源（可再生能源发电为主）5 家上市公司。公司作为集团旗下唯一的全国性火电上市平台，不断承接集团优质资产注入，资源禀赋优势明显。自公司上市以来，截至 2017 年底，公司承接华能集团累计注入营运机组的权益装机约 3639 万千瓦、在建装机容量 366.6 万千瓦以及新项目开发权，公司还获得华能集团参与公司股权融资注入的现金 60 亿人民币。基于公司在集团中地位突出以及避免同业竞争的规范，公司未来还将持续获得华能集团优质资产的注入。

公司前十股东还包括河北建设投资集团（3.47%）、江苏省投资管理有限责任公司（2.74%）、中证金（2.72%）、福建省投资开发集团有限责任公司（2.45%）等国有控股企业，机构持股占比较高，股权结构稳定。

（三）收入持续增长，毛利率触底回升 公司主要业务是销售电力、热力产品以及港口服务和运输服务。整体来看，2017 年全年公司实现营业收入 1524.6 亿元，同比增长 10.36%。其中电力业务占比约 86.3%，热力业务占比约 11.4%，港口和运输服务占比不到 1%。2018H1 实现营业收入 824 亿元，同比增长 15.36%，电力业务占比提升至 93.34%。受煤价上涨等因素拖累，公司 2017 年实现归母净利润 17.93 亿元，同比减少 82.7%；2018H1 归母净利润随电价同比提升拉动，同比增长 170.3%至 21.29 亿元。

1、量价齐升助推电力业务收入增长

公司电力及热力业务 2017 年实现营业收入 1489 亿元，同比增长 32.0%。收入增长主要来自于煤电发售电量和售电价的双提升。电力业务中，煤电收入同比增长约 30.85%至 1166.76 亿元，占比超 89%，而气电、风电、水电、光伏等可再生能源发电收入近年同样不断提升。

（1）装机容量与利用小时数双提升，火电发电量实现增长

公司 2017 年 1 月完成集团旗下山东、吉林、黑龙江和河南发电资产的交割，此次收购权益装机容量大幅提升 12960.8 兆瓦，其中燃煤机组增加 11764.8 兆瓦，加之公司当年新建机组的投产，2017 年末公司装机容量同比增长 24.6%至 104321 兆瓦。2018 年上半年随着新能源装机的投产，公司可控装机增至 104425 兆瓦，装机结构继续改善。再生能源发电收入近年同样不断提升。

在装机容量增长的同时，公司 2017 年燃煤机组平均利用小时数 4194 小时，同比增长 87 个小时，因此在装机容量和利用小时数的双重驱动下，公司 2017 年煤电发电量同比增长约 25.17%至 3661 亿千瓦时。2018 年上半年，公司，公司中国境内各运行电厂累计完成发电量 2081.67 亿千瓦时，同比增长 11.51%，发电量继续保持高速增长。

（2）燃煤上网电价提升，共促收入增长

煤电上网电价的提升同样贡献 2017年电力收入增长。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 17.4 元/兆瓦时至 414.04 元/兆瓦时；2018H1 平均上网电价为 418.57 元/兆瓦时，较上年同期提升 11.1 元/千瓦时。

因此综合来看，公司 2016 年以前营业收入稳中略降主要由于利用小时数下滑和电价下调的双重负面影响大于装机容量增长带来的增量，从而形成量稳价减的波动状态，而 2017 年以来，三因素共同正向增长，从而使公司电力业务收入得以改善。

2、燃料成本同比趋稳，毛利率触底转好 从以前年度情况来看，由于公司沿海用煤比例相对较低、长协煤占比保持 60%以上，对燃料成本把控能力较强， 2011-2016 年虽然历经电价波动，但度电燃料成本持续减少。同时受益于规模增长和部分资产折旧计提完毕，公司电力业务中折旧成本增长相对较慢，度电摊薄的人工、折旧等成本也相应减少，电力业务总成本 2011-2016 年整体保持下降趋势。2017 年涨幅较高的煤价带动度电燃料成本高增，从而使电热业务成本同比大幅增长 50%至 1329 亿元。

因此从盈利能力来看，2011-2015 年公司收入端小幅波动但成本端持续下降，较高的点火价差助推公司毛利率提升至 2015 年的 29.0%，而 2016、2017 年分别由于收入下滑和煤价大幅上涨，毛利率持续下降。2018H1 在发电量及电价齐升的基础上，公司毛利率同比提升 1.66pct 至 13.15%。

3、费用率稳定下降，资本支出稳中有降现金流保持充裕公司期间费用控制得当，近年维稳趋降。公司 2017 年在收入增长的同时期间费用保持稳健增长，管理费用率较上年同期降低 0.33pct 至 2.60%，财务费用率略增 0.09pct 至 6.17%；2018H1 财务费用率、管理费用率再降，分别较上年同期下降 0.14pct、0.29pct 至 6.19%、2.24%。整体来看公司今年期间费用率仍保持下降态势。

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%，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 7.3%至 292.0 亿元，但 2018H1 随净利润好转重回 5.69%的正增长至 151.16 亿元。2018H1 末现金及等价物余额 161.9 亿元。2018 年全年资本支出预计减少 25.1%，而利息等各类融资性现金净流出约 116.5 亿元，以 H1 经营性净现金流入为基础，假设全年经营性现金流入约 419.6 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望较 2017 年继续好转，从而增强业绩的稳健性。.

二、以史鉴今，火电王者归来 （一）回顾历史：那些年，也曾热情似“火” 2017 年是近年来火电行业业绩触底的一年，今年以来，用电量需求持续高涨，煤价逐步得到有效控制，火电行业有望迎来新一波回升，我们将通过复盘从历史角度来纵向比较衡量此次机会空间如何。

我们筛选出了 2003 年以来，SW 火电板块相对上证综指超额收益在 20%以上的 6 次行情：2003 年 3 月-2004 年 5 月、2007 年 1 月-2007 年 5 月、2007 年 11 月-2008 年 3 月、2008 年 8 月-2009 年 2 月、2012 年 5 月-2012 年 7 月、 2014 年 6 月-2015 年 6 月。通过分析这 6 次行情的驱动因素和特点，尽可能对目前这波火电行情的特点和空间进行预测。

火电板块历次跑赢大盘的行情特点大致体现为两种属性：进攻属性和防御属性。进攻属性体现为：火电板块随大盘一同上涨，但是由于盈利能力快速提升，受市场青睐，涨幅超过上证综指。防御属性体现为：经济不景气，电力需求减弱的同时煤价也步入下跌通道，火电盈利能力并没有受到大幅影响，火电板块走势强于大盘。

6 次火电行情中有三次体现进攻属性：2003 年 3 月-2004 年 5 月、2007 年 1 月-2007 年 5 月、2014 年 6 月-2015 年 6 月，超额收益分别为分别 31.24%、122.49%、104.94%，平均超额收益为 96.64%。三次体现防御属性：2007 年 11 月-2008 年 3 月、2008 年 8 月-2009 年 2 月、2012 年 5 月-2012 年 7 月，超额收益分别为分别 27.27%、33.96%、 20.58%，平均超额收益为 27.27%。从 6 次行情可以看出，进攻属性比防御属性行情持续时间要长，超额收益要大。

1、利用小时重要性逐步提升

GDP 增速、全社会用电量增速、火电发电量和火电平均利用小时数从上至下依次影响。全社会用电量受 GDP 增速和用电结构的影响，火电发电量受全社会用电量和新能源发电量（特别是水电）的影响，火电利用小时数由火电发电量和装机容量决定。2000-2007 年，我国成功进行了市场化改革，并于 2001 年加入 WTO，经济进入新的增长周期，GDP 一路攀升至 14.2%，全社会用电量增速和火电发电量增速维持高位，火电利用小时数一度达到 5991 小时，之后装机容量提速，利用小时数开始下行；2008-2015 年，全社会用电量增速和火电发电量增速基本与 GDP 增速趋势保持一致，利用小时数在火电发电量和装机容量综合影响下先升后降；2016 至今，中国经济进入新常态，GDP 维持 6.7%-7%左右增速，用电结构随着产业调整升级发生深刻变化，全社会用电量和火电发电量增速触底回升，在装机容量增速降低的综合作用下，利用小时数逐渐回升。

2005-2016 年，火电营收增加主要依靠装机容量的快速扩张而非利用小时数提升。在过去的 6 次历史行情中，仅有 2003 年 3 月-2004年 5 月期间利用小时数是同比增加的，难道火电行情真的和利用小时数无关？答案是否定的！ 2000 年后，中国经济进入新增长周期，在“经济发展，电力先行”的理念指引下，火电装机增速迅速提升，2006 年一度达到 26%的增速。在如此高的装机增速下，火电利用小时数必然会下行。过去的十几年中，火电盈利的扩张主要依靠装机容量的增加而非利用小时数的提升。

未来几年内，利用小时数料将起到至关重要的作用。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。随着装机增速的下滑，装机容量对业绩增量的贡献率将降低，利用小时数的贡献对火电企业业绩增长至关重要。

未来几年内，利用小时数料将起到至关重要的作用。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。随着装机增速的下滑，装机容量对业绩增量的贡献率将降低，利用小时数的贡献对火电企业业绩增长至关重要。

2、标杆电价造就逆周期属性 标杆电价是为推进电价市场化改革，国家在经营期电价的基础上，对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价的电价政策。2004 年，我国首次公布了各地的燃煤机组发电统一的上网电价水平，并在以后年度根据发电企业燃煤成本的变化进行了适当调整。为理顺煤电价格关系，促进煤炭、电力行业全面、协调、可持续发展，2004 年 12 月国家发展改革委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》。

标杆电价造就了火电的逆周期属性。标杆电价即所谓计划电价，虽然建立了煤电联动机制，但调整频率与快速波动的煤价相比仍然过低，这也造就了火电的逆周期属性。如标杆电价不进行调整，当煤价下跌时，火电点火价差增加，盈利能力增强；当煤价上涨时，火电点火价差降低，盈利能力减弱。所以说，标杆电价让火电企业有时欢喜有时忧。

一半火电行情与标杆电价上调有关。从 2004 年至今我国燃煤机组上网电价共计调整 15 次，其中 11 次上调 4 次下调。标杆电价上调的低频率、稀缺性，也让市场对电价调整倍加关注，几乎每次电价大幅上调都会带来一波火电行情。2007 年 1 月-2007 年 5 月、2008 年 8 月-2009 年 2 月、2012 年 5 月-2012 年 7 月、2014 年 6 月-2015 年 6 月的 3 次行情均与电价上调有关系。

3、成也煤价，败也煤价 2003 年以来，秦皇岛港:山西优混(Q5500K):平仓价平均为 555.6 元/吨，最高点出现在 2008 年 7 月为 995 元/吨，最低点出现在 2003 年 6 月为 260.5 元/吨。伴随着煤价的涨跌，点火价差反向变动，也显著影响火电企业业绩。2007 年 1 月-2007 年 5 月、2008 年 8 月-2009 年 2 月、2012 年 5 月-2012 年 7 月、2014 年 6 月-2015 年 6 月出现的 4 次行情均与煤价下跌有关。而煤价上涨也会造成火电盈利能力变弱，从而引起股价下跌。

（二）火电三要素齐向好，这次大不一样过去的 6 次行情中，无论进攻属性还是防御属性行情尚未遇到三要素齐向好的情况。这次三要素同时向好，或将引起一轮前所未有的火电行情。

1、定价权提升

“基准电价+浮动机制”提升火电定价权，火电资产向优发展。国家发展改革委、国家能源局近日联合出台了《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》。《通知》指出完善中长期合同交易电量价格调整机制。交易双方在自主自愿、平等协商的基础上，在合同中约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格、产品价格联动或随其他因素调整等多种形式的市场价格形成机制。通过煤电联动的浮动机制提高火电企业定价权，保证火电现金流和业绩稳定，火电的周期属性减弱，资产向优转变。

标杆电价上调叠加市场化交易折价收窄，助推平均上网电价提升。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，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。

2、持续提升的利用小时数 2018 上半年，火电利用小时数同比增加 116 小时，提升 5.8%。1-6 月，全国全社会用电量 3.23 万亿千瓦时，同比增长 9.4%；火电发电量 2.39 万亿千瓦时，同比增长 8%；火电平均利用小时为 2126 小时，比上年同期增加 116 小时，同比提升 5.8%；

随着装机容量增速放缓，全社会用电量增速维持高位，未来三年利用小时数将持续提升。根据我们电力供需模型预测 2018-2020 年全社会用电量增速有望分别达到 8%、6.8%和 6.6%，火电发电量增速分别为 7.4%、5.8%、5.7%，火电装机容量增速分别为 3.5%、4.5%、4.5%，火电利用小时数分别为 4341、4415、4466 小时，燃煤机组利用小时数分别为 4486、4582、4654 小时。火电机组特别是燃煤机组的利用小时数仍将持续提升。

3、煤价持续下行 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%。

发改委多项措施望力促煤价回落至绿色区间。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具体措施，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。6 月初，国家能源集团称，将外购煤长协价格控制在黄色区间（600 元/吨以内），全力稳定煤炭市场形势、保障社会用煤安全。

近期煤价下滑明显，煤炭库存充足。截至 8 月 1 日，环渤海动力煤指数 5500 大卡综合平均价格为 567 元/吨，较上周下跌 1 元/吨，在此前多周持平之后连续三周下跌；截至 8 月 6 日，秦皇岛山西产 5500 大卡动力煤价格为 593 元/吨，较 6 月底下跌 83 元/吨，较今年来煤价最高点（2 月 2 日）下跌 172 元/吨；截至 8 月 6 日，18 年 9 月交割的动力煤合约报价 598 元/吨，较 6 月底下跌 49.2 元/吨。8 月 7 日，秦皇岛港煤炭库存为 664.5 万吨，同比增加 10.29%，较年中最低值增加 177.5 万吨；6 大发电集团库存合计达 1529 万吨，同比增加 30.7%，较年中最低点增加 688 万吨，港口及电厂煤炭库存充足。

在全社会用电量保持高速增长背景下，电煤需求旺盛仍然未能支撑煤价保持在较高水平，在用电高峰过后，电煤需求收缩背景下，煤价将更难回归高位水平。

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。

来源:华创证券 作者:王祎佳、庞天一、凌晨、黄秀杰