摘要：

投资逻辑

全国布局的优质火电公司，前三季度归母净利大增171%。华能国际是全国最大的火电上市公司，控股装机容量达105991MW。近年来公司营收稳步增长，清洁能源快速发展，供电煤耗和厂用率逐渐下行。公司火电大机组、热电机组数量多，电力市场化程度逐渐提高背景下，未来议价能力强。2019年煤价不断下行，公司盈利大幅度改善，前三季度归母净利大增171%。

用电量长期增长趋势不变，电价新政影响电价约为1%。目前三产和居民用电快速增长拉动整体用电量持续增长；我国电气化率仍将持续提升，经济增长保持6%的增速，预计未来3年我国用电量将保持5%左右增速。预计未来三年存量火电利用小时数仍有上升空间，2020年利用小时数预计提升66小时。市场化交易比例提升情况下，公司火电价格保持坚挺，“基准+浮动”新政策下，预计煤电整体电价下行约1%。

预计2020年煤价下跌50元/吨，完全可抵消新政影响。我国动力煤产量、进口增速大于火电发电量增速，供需处于宽松状态。经济增速下行，煤炭总体需求下滑；国内外动力煤差价持续扩大至80元/吨以上，进一步对国内动力煤价格形成压力。我们预计2020年煤炭均价下跌50元/吨，完全可以抵消新政影响。按照度电煤耗306克/千瓦时计算，则度电煤炭成本降低3.6厘钱。因此煤价下跌11.8元可以完全抵消新政策对华能国际煤价的影响。公司煤价和全国电煤价格指数相关度高，我们测算如果全国电煤价格指数下降40元，公司2019年净利润增加26.26亿元（109%）。

估值有望提升，19年股息率有望达到4.6%。目前公司PB估值仅1.15倍，处历史低点。电价制度改革后，火电成本端的传导将更顺畅，盈利将更稳定，估值水平有望回归公用事业属性，预计提升至1.4-1.6倍。公司2019年度分红宣布后，A股股息率将超过4.6%，港股股息率将超过7%。

投资建议

我们预计2019-2021年公司营业收入、归母净利、EPS分别为1734.83 / 1767.89 / 1844.76亿元、59.51/79.55/91.83亿元，0.38 / 0.51 / 0.59 元。对应PE和PB分别为15.8 / 11.8/ 10.2倍、1.03 / 0.97 / 0.91倍。给予公司19年1.4倍PB，目标价8.1元，首次覆盖，给予“买入”评级。

风险提示

新政策下煤电电价大幅下跌风险；动力煤价格下降幅度不及预期风险；用电量大幅度放缓风险；限售股解禁的风险；资产减值超预期风险。

报告正文：

1.全国布局的优质火电公司，业绩进入改善期

1.1布局全国的火电龙头，控股装机超1亿千瓦

全国最大的发电企业，实际由华能集团控制。华能国际是目前全国最大的火力发电上市公司，是“五大发电集团”之一华能集团旗下最大的火电资产上市平台。截至2019年9月底，华能集团共计持有华电国际34.12%的股份，是其实际控制人2018年公司营收达1699亿元，控股装机容量达105991兆瓦。2018年公司营收达1698.61亿元，其中火电业务营收为1513亿元，占比89%，是公司主营业务。截至2018年底，公司控股装机容量达105991兆瓦，占比全国5.58%；发电量达4305亿千瓦时，占比全国6.34%。公司装机容量和发电量均居于发电上市公司之首。

截至2018年底，公司控股装机容量105991兆瓦中，燃煤发电装机88498兆瓦，占比83.5%；燃气发电10419兆瓦，占比9.83%；风电装机5138兆瓦，占比4.85%；光伏装机959兆瓦，占比0.9%；水电和其它分别占比0.33%、0.59%。

公司营业收入稳步增长，清洁能源收入占比增速快。2014-2016年公司营收受累于用电量低增速及电价下滑，营收短暂下降，2017年后继续保持较快增长，由2010年的1043亿元增长到2018年的1699亿元，CAGR为6.3%。近年来公司清洁能源收入增长较快，由2015年的15.4亿元迅速增长到2018年的55.2亿元，占比从期初的0.9%提升至2018年的4.3%，主要原因系公司近些年来在风电等清洁能源上的大规模资金投入。

归母净利波动较大，毛利率和净利率周期性变动。公司的归母净利波动较大，2010-2019年期间内的最大值和最小值相差超过10倍；销售毛利率和净利率的走势大致保持一致，呈现周期性波动。两种特征的共同原因是火电业务中燃料成本占比营业成本达70%左右，而动力煤价格呈现周期性波动，因此带动火力发电企业盈利跟随变动。2019年以来动力煤价格持续下行，前三季度公司毛利率和净利率同步上行，归母净利大幅度同比增长171%。

1.2清洁能源占比迅速提升，装机结构不断优化

清洁能源装机发展较快，发电量不断增长。近些年公司响应国家环保政策，重点发展清洁能源，风电、太阳能等清洁能源装机容量和发电量迅速增长。截至2019年9月底，公司非煤机装机容量占比已经达到16.64%， 2015年至2018年发电量复合增速达到150%，增速较快；2018年全年，公司清洁能源（风、光、太阳能等）发电量已经达到123.14亿千瓦时，占总发电量比例达2.86%。

大功率机组占比逐渐提升，供电煤耗和厂用电率逐渐下行。近年来公司逐渐淘汰小功率、低效火电机组。截至2018年底，公司火电机组中，超过 50%是60万千瓦以上的大型机组，包括14台已投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界机组。随着高参数机组占比的逐渐提升，公司的发电煤耗和厂用电率稳步下行，2018年公司这两个指标分别较2010年降低3.74克/千瓦时至288.45克/千瓦时、0.24个百分点至4.34%。发电煤耗和厂用率的下降，有利于公司节约燃料成本，增加收益。

 1.3煤价下行，前三季度业绩大幅改善

用电增幅放缓、外来电大幅提升，三季度发电量同比下滑8.31%。三季度公司发电量共计1068亿度，同比下降8.31%，降幅环比收窄。发电量下滑的原因系占比最大的五个省份山东、江苏、浙江、广东、河南当中，山东、江苏、河南三个地区用电增速放缓、外来电量大幅度增加抢占市场份额。2019年前三季度，受需求下滑、控煤、外来电影响，公司累计完成发电量3021.87亿千瓦时，同比下降7.52%；完成售电量2879.89亿千瓦时，同比下降6.44%。

电价微涨、煤价下行，前三季度业绩大幅提升171%。2019年前三季度虽然电量有所下滑，但是结算电价同比小幅上涨0.14%； 2019年前三季度秦皇岛Q5500(山西产)平仓价较2018年均价同比下降48.4元/吨（7.5%），带动前3季度营业成本在营收增长0.95%的基础上同比下降2.81%，同时毛利率和净利率分别提升3.3、3.1个百分点，归母净利同比提升171%，改善幅度较大。

供电煤耗高，系热电机组占比大。前五大火电上市公司对比来看，华能国际火电装机容量和火电发电量均位居第一位。利用小时数、单位供电煤耗排名明显靠后，主要原因是华能国际煤电装机中，热电机组装机占比接近10%。热点机组在供暖季能获得更高的上网电价、优先保障上网、供热收入，最终提高煤电机组的总体收益水平。

大机组装机占比高，市场化定价机制下议价能力强。华能国际目前共计拥有14台百万千瓦火电机组，远超其它四家火电公司拥有数量。就公司发电量排名前五省份来看，华能国际60万千瓦以上机组占比该省总装机容量比例较高。江苏、浙江、山东、河南、广东占比分别达到3.3%、8.59%、5.81%、6.12%、5.88%；其中华能国际在浙江、河南、广东排名第一，在山东和江苏排名第二。火电定价机制未来完全市场化以后，华能国际将凭借其众多的大机组，更低的发电成本，在市场竞争中相较于竞争对手获得比较优势。

2.需求侧：电量长期增长趋势不变，市场化比例扩大电价坚挺

2.1用电增速趋缓，不改长期增长趋势

今年前三季度全社会用电量增速为4.4%，同比下滑4.5个百分点。我们认为用电量增速下滑的主要原因为：去年的高基数影响、今年夏季气温低、电能替代规模缩小，以及中美贸易摩擦带来的制造业用电下降。

三产和居民用电增速较快，成为拉动用电增长主力。近些年来三产和居民用电占比逐渐增大，由2010年的23%上升至2019年前三季度的32%。经济增速下行的同时，二产用电增速受累逐渐放缓；三产和居民用电持续保持较高增速，成为拉动用电量持续增长的主力，2019年前三季度三产和居民生活用电分别同比增长8.7%、6.3%，高于全社会总体用电增速。

预计2019年全年用电量增速约5%。我们根据往年用电量变化的上下半年季节性特征和规律，在已知2019年上半年的基础上，利用半年比例预测2019年全年用电量。我们通过分行业和分区域用半年度比例系数法进行预测，得出2019年全年用电量增速达5.1%-5.3%，预计2019年上下半年增速将基本持平，下半年用电量同比增速预计为5.2%-5.6%，下半年用电量占全年用电量的比重预计将为52.9%。

总体上，第二产业受经济情况影响更大，2019年上半年拉动用电量呈现更大的波动性；第一、第三产业较为稳定，在不同经济情况下表现出更好的韧性。

气化比例不断提升，经济增速仍然较高，用电量增速保持稳定增长。电力发展“十三五”规划提出到2020年我国电气化率要达到27%，2018年电气化率为21%，提升空间较大。在能源消耗总量不变的前提下，电气化率每提升一个百分点，用电量将上升4.76%。预计未来3年内我国经济增速仍然将保持在6%左右的增速，经济持续增长保证了用电量的上涨。基于电气化率的不断提升假设和经济增速在6%左右的假设，我们预计未来3年用电量仍将保持5%左右的增速。

2.2 2020年火电新增装机下降，利用小时数预计提升66小时

能源消耗结构持续改善，煤炭消费占比逐渐降低。我国能源储量“多煤少油缺气”特征明显，因此长期以来能源消费结构中煤炭占比超过70%，煤炭的大量使用带来了严重的环境污染问题。“十三五“能源规划中明确了未来要逐渐降低煤炭在一次能源消耗结构中的占比，到2020年煤炭占比降低至58%。2018年我国一次能源消费结构中，煤炭占比首次低于60%，降低至59%，预计今后将会持续降低。

受限于环保政策，未来新增火电机组有限。能源发展“十三五”规划提出，到2020年非化石能源装机、发电量占比要分别达到39%、31%；火电装机容量、发电量占比相应将进一步下降。截至2019年9月底，火电发电量占比已经由2015年的75.69%下降至2019年的72.54%。当前环保政策日趋严格的背景下，新增装机主要以新能源（风光）为主，2016年下半年以来，新增火电装机同比增速持续低迷。

我们预计2020年新增火电装机预计在33GW左右，现有火电机组将因此受益，利用小时数预计将上涨66小时。

水电开发接近尾声，未来增量十分有限。我国水电资源主要集中在“十三大水电基地”，可装机容量占比全国达一半以上。十三大水电基地全部规划水电装机容量约为2.86亿千瓦，目前已投产机组装机容量达1.55亿千瓦，在建机组装机容量为0.62亿千瓦，已建和在建占比达76%，且水电站的开发顺序一般为从易到难，具备经济开发价值的剩余水电资源已所剩不多。2021年前后，乌东德、白鹤滩、两河口、杨房沟将陆续投产，在此以后预计将再无大型水利电站投产。

核电建设周期较长，开发进度滞后于规划。核电站从开工到投产一般需耗时6年左右，整个周期较长。截至2019年6月底，我国在运核电机组达45台，装机容量4590万千瓦；在建机组11台，装机容量1218万千瓦。按照电力发展“十三五”规划，到2020年核电装机达到5800万千瓦，预计这一目标要到2022年才能实现，比计划时间晚两年左右。

2.3 电价：市场化交易电价降幅收窄，“基准+浮动”电价下行风险可控

市场化电量占比逐渐提升，火电结算电价逐步回升。2015年新电改文件出台，政府开始大力推行电力市场化交易机制。华能国际发电种类以煤电为主，市场化交易电量占比上升较快，2019年前三季度公司电量市场化比例已经达到51.23%。公司火电上网不含税电价自2016年以来，保持小幅回升态势，由2016年底的0.32元/千瓦时上升到2018年的0.36元/千瓦时，火电结算电价保持坚挺。

定价机制趋于理性，竞价价差不断收窄。公司发电量市场化交易占比提升的同时，火电价格却保持回升态势。原因主要有两点，一是增值税率连续下调，由原来的17%降低至13%，不含税价格有所上升；二是市场化交易趋于理性，价格逐渐回归价值，竞价价差不断收窄。广东省自2018年初以来，市场化交易电量逐渐攀升，但是交易电价价差却不断收窄，已经创下4年来的新低。

“基准+浮动”新政施行，煤电最大市场化占比理论值为80%。改革举措第三条指出“燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行”的电量部分，这部分电量主要为优先发电，包括“为满足调峰调频和电网安全需要，调峰调频电量优先发电；为保障供热需要，非统调燃煤热电联产机组实行‘以热定电’电量优先发电；超低排放的燃煤机组奖励电量优先发电”。预计上述优先供电量在20%左右，则符合市场化条件的煤电发电量比重约为80%，即理论煤电最大市场化比重为80%。

约50%的电量执行现有市场化规定，“基准价+上下浮动”的电量最大为30%。改革举措第四条指明“燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按现行市场化规则执行。”具备入市条件的燃煤发电量执行“基准+上下浮动”规则。“现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，具备市场交易条件的，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价（含挂牌交易）等市场化方式在‘基准价+上下浮动’范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。”据此，“基准价+上下浮动”的电量最大为30%（理论市场化电率80%- 已市场化电率50%）。

“基准价+上下浮动”的煤电发电量约在10%-30%区间。必须指出的是，上述电量是由双方签订协议确定。我们认为今年至多实现前几年的年均市场化率，约占煤电电量的10%：一是大多数中小企业客户对电价不敏感，在不清楚市场化的结果时，会抱有观望态度；二是市场化对发电商和电网都会带来降价可能，二者都不会积极推动市场化。综上所述，执行“基准价+上下浮动”电价的煤电发电量约在10%-30%区间，即5000亿千瓦时-1.5万亿千瓦时。

华能国际执行“基准价+上下浮动”的煤电发电量约在24%以内。2019年前三季度，华能国际煤电发电量占比为91%，市场化交易电量比例为51.23%，对应煤电市场化比例约为56%（大部分参与市场化电量为煤电）。假设公司煤电发电量中，优先供电量占比和全国水平相同即为20%；那么华能国际受“基准价+上下浮动”影响的电量在24%以内。

2020年华能国际综合电价降幅不超过4厘钱。按照上面的假设，我们做最悲观的假设，即2020年华能国际有10%的煤电实行“基准价+浮动“政策，降幅为10%，则煤电总体电价降幅约为1%。按照2018年煤电电量3953亿千瓦时来计算，该部分导致华能国际营收减少14.3亿元，对应2020年华能国际综合电价降幅为3.3厘钱。

电力供需格局由宽松转紧，首轮或许不会大幅度、大范围降价。市场化意味着还原电力商品属性，由市场供需决定价格。2017年一季度以来，大型发电集团在市场交易的煤电平均价格不断小幅攀升，一定程度上反映了市场逐渐偏紧。2019年一季度多个省份的煤电价格折价率在5%之内，验证了我们的观点，即电力供需驱紧，火电电价不具备大幅度折价市场条件。预计新政策实行以后，2020年出现大范围、大幅度的降价现象。

综上所述，我们认为，首轮电价受煤价、电厂盈利水平、市场供需等影响，政府定价电量的平均降价区间在5%之内，大范围、大幅度降价的概率较小。预计明年华能国际将有10%的煤电发电量新市场化，悲观假设下降价幅度为10%；煤电电价整体降幅约为1%，降价金额约为3.6厘钱。煤价下降11.8元/吨，按照度电煤耗306克/千瓦时计算，则度电煤炭成本降低3.6厘钱。因此我们认为煤价下跌11.8元可以完全抵消新政策对华能国际煤价的影响。

3. 煤价持续下行，火电乘风再起

3.1 供给充足需求疲软，煤价有望长期下行

供给趋于宽松，价格持续承压。2019年前三个季度，动力煤的进口量和国内产量的累计同比增长率分别为17.34%、6.17%，维持在较高水平，供给较为宽松。动力煤的主要消耗行业为火力发电，消耗量占比在60%以上。今年前三季度火力发电的累计同比增速仅为0.5%，增速大幅度放缓，需求较为疲软。在动力煤供给较快增长、需求低迷的背景下，其价格预计将进一步下降。

总需求放缓，高热煤涌入电煤市场，促动煤价格下降。2019年前三季度全社会整体煤耗量增速仅为0.7%，较2018年增速下滑2.7个百分点；电力行业耗煤增速为-0.2%，较2018年增速下降6.8个百分点。预计对煤炭需求的放缓将导致更多的工业用高热值煤炭涌入动力煤市场，火力发电企业将采购更多的高热值煤进行参配发电，降低燃料成本，动力煤价格因此承压。

三大国外动煤价格指数齐跌，进口和国产动煤价差超80元/吨。截至目前，三大国外动力煤价格指数较年初价格下降幅度约为32%，降幅较为明显。秦皇岛Q5500动力煤平仓价较年初价格下降幅度约为6.3%。2019年2月初开始，国内外动力煤价差由期初的31.8元上涨至目前超过80元，最高点一度接近170元。国内外动力煤的大额价差，将驱动电厂更多的采购进口动力煤降低燃料成本，国产动煤价格将有所下降。

3.2火电业绩弹性大，盈利有望大幅提升

煤价和全国电煤价格指数相关度高，弹性系数为0.82。将华能国际近四年的单吨煤价和全国电煤价格指数进行线性分析发现，两者走势高度相关，达到0.96，即解释程度达96%。系数为0.82，即当全国电煤价格指数变动10元，华能国际的单吨燃料成本将下降8.2元。系数小于1主要原因系公司积极发挥长期协定的作用，稳定煤炭采购价格，严格控制煤价风险。

电力业务毛利率和电煤价格指数负相关，弹性系数为-0.098。用华能国际过去四年的电力业务毛利率和全国电煤价格指数进行线性关系分析，为0.92，解释程度较高。系数为-0.0983，意味着平均而言，电煤价格指数每下降100元，华能国际的电力业务毛利率将上升9.83%。动力煤价格的降低，将带来发电业务毛利率的大幅度上升。

全国电煤价格指数每下降20元，华能国际2019年净利润增加13.12亿元。在假设2019年除电煤价格指数以外的因素都不发生变化的基础上，我们对煤价降幅进行假设并测算净利润变动。测算结果得出，当电煤价格指数每变动20元，即变动3.77%，公司净利润将增加13.12亿元（54.51%），弹性较大。

3.3 业绩迅速修复，PB估值有望抬升

煤价电价双轨制，加剧火电板块利润波动性。受“市场煤、管制电”的机制影响，计划经济背景下，煤电企业难以及时将价格传导至下游用户，导致火电板块盈利、PE估值波动性明显高于公共事业与水电板块。

火电股因盈利确定性低归类周期股，PE估值适用性差，股价主要由EPS驱动。市盈率估值的使用条件客观上需要经营稳定，而“市场煤、管制电”双轨制下，火电股具有明显的周期属性。图中可以看到华能国际的股价和PE(TTM)相关度明显较差；而EPS指标和股价相关度则较高，两者大部分时间都同向波动。随着煤价的下降带动EPS的上升，将驱动公司股价跟随上涨。

PB处于历史低点，市场化改革将促进估值回归公用事业本质。目前公司的PB（MRQ）为1.15倍，接近16年来的最低点，比PB(MRQ)16年来的均值1.97倍低42%，安全边际较高。火电定价市场化改革之后，燃料成本将会更加顺畅地传导至用电下游，火电股的盈利将更加稳定，估值将向公用事业和水电板块靠拢。目前火电整体PB0.99倍，低于公用事业、水电0.5、1.2倍，提升空间较大。

3.4 分红比例超70%，股息率有望超过4.6%

分红率较高，盈利持续改善，股息率有望超过4.6%。公司承诺在：在当年盈利及累计 未分配利润为正，且公司现金流可以满足公司正常经营和可持续发展的情况下，2018-2020年分红比例达到70%。目前华能国际A股的股息率在1.83%左右，按照2019年70%的分红比例假设，预期股息率将达到4.65%，港股的预期股息率将达到7%。随着公司业绩的持续改善，股息率还将继续上行。

LPR改革推动利率下行，估值有望提升。贷款在我国社融存量中占比接近 70%，是我国实体企业融资的最重要来源，因此利率在信贷市场中的传导效率是决定利率渠道疏通的最重要因素。新的LPR利率政策开始施行后，央行将可以通过影响MLF利率，来引导整个市场的实际融资利率下行。在风险偏好不变的情况下，贴现率下行，估值将跟随股息率一起上升。

4. 盈利预测

利用小时数假设：2019年1-3季度公司煤电、气电、水电、风电、光伏利用小时分别同比-269、-145、-344、-41和+166小时，其中第3季度煤电利用小时同比-106小时,降幅收窄，预计今年全年煤机利用小时数下降250小时。2020年浙江、江苏电量回升，总体电力供给趋紧，预计煤电利用小时数回升20个小时，2021年继续回升20个小时。气电利用小时数分别变动-100、0、0小时。水电利用小时数分别变动-350、0、0小时。风光利用小时数假设不变。

电价假设：风、光伏、生物质、水电、燃气电价假设不变。假设煤电电价2019、2020、2021变动分别为+1分、-1%，0。2019年预计火电折价继续缩小，火电整体电价延续此前趋势，继续上行1分钱。2020年煤电电价受基准+浮动定价机制影响，煤电整体电价降1%（悲观假设）。2021年电价保持不变。

巴基斯坦项目：上半年巴基斯坦项目收入25.18亿元，成本17.66亿元。2019-2021年预计收入分别为50、60、60亿元。

煤价假设方法1：2018全年秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q5500):山西产平仓均价为647，我们做出偏保守的煤价预测，预计2019-2021均价分别为606、564、550元/吨。根据两者之间的线性回归公式，预测出2019-2021华能用煤单价分别为728.92元/吨、704.22元/吨、695.99元/吨，降幅分别为5.3%、3.4%、1.2%。

煤价假设方法2：公司进口煤和国内煤分别约占总量的25%和75%。我们假设国内煤当中有15%（占总量）是下水煤，剩余60%是内陆煤，内陆煤中有2/3由年度长协价格进行定价。我们根据CCI进口5500（含税）、秦皇岛动力煤Q5500平仓价(山西产)、年度长协价：CCTD秦皇岛动力煤（Q5500）、电煤价格指数：全国，分别赋予相应的权重并作出相应价格变动假设。计算得出2019-2021年公司用煤单价将分别下降10.58%、5.4%、3.9%;对应华能国际用煤单吨成本分别为690、653、627元/吨。

预测方法一应用计量方法得出相关关系，解释程度较高。方法二考虑了公司的用煤结构，并选择相应的煤价指数进行关联并赋予相应的权重，将这些增量信息反应到了预测当中。

由于煤价下跌带来成本的下降，我们预计今年四季度将扭转去年四季度亏损的情况。我们预计2019-2021年公司营业收入、归母净利、EPS分别为1734.83/ 1767.89 / 1844.76亿元、59.51/79.55/91.83亿元，0.38 / 0.51 / 0.59 元。对应PE和PB分别为15.8 / 11.8 / 10.2倍、1.03 / 0.97 / 0.91倍。给予公司19年1.4倍PB，目标价8.1元，首次覆盖，给予“买入”评级。

5. 风险提示

新政策下煤电电价大幅下跌风险；动力煤价格下降幅度不及预期风险；用电量大幅度放缓风险；利用小时数大幅度下降风险；资产减值超预期的风险。

2019年10月15日，公司4.98亿股限售股解禁的风险。

来源：两山搬运工