观华能一叶 知火电春秋

华能国际(600011)为火电行业上市公司第一龙头，截至2017年12月31日，公司火电装机达到9857.74万千瓦，其中燃煤发电8732.5万千瓦，燃气发电1125.24万千瓦(含新加坡大士能源)。由于华能国际冠绝全市场的火电装机容量、覆盖全国23个省区的超大覆盖面，其基本面情况与火电行业契合度非常高，营收增长但业绩下滑的困境基本代表了行业的普遍现况：2017年，公司实现营业收入1524.59亿元，同比增长10.36%(重述后);实现业绩17.93亿元，同比下降82.73%(重述后)。造成公司及行业如此被动局面的主要原因系煤炭价格在2016年下半年大幅上涨后，整个2017年都维持在高位运行，而电价的调整又不足以覆盖煤炭上涨带来的成本提升，导致以公司为首的火电行业大面积业绩下滑。

滩浅困龙，渊深腾蛟，价格因素系公司及行业业绩改善的关键

2017年我国全社会用电量达到63,077亿千瓦时，同比增长6.6%;2018年1-2月，全社会用电量10552亿千瓦时，同比增长13.3%。火电供需环境的改善使发电出力不再如2012-2016年期间一般成为制约火电业绩的因素，受煤价拖累而触底的度电利润成为行业及公司业绩大幅下降的主因，因此价格因素系公司及行业业绩改善的关键：自2017年7月1日以来，全国26个省区披露火电电价上调方案，对于公司的业绩起到积极作用。煤价方面，自2018年2月期间煤价到达高点之后便开启下行，2018年有望在国家部委相关政策的驱动和供需改善下开启系统性下行。电价与煤价两方面的努力或有望缓解煤电顶牛，公司和行业有望实现业绩的改善和行情的走强。

因势利导，公司仍具备发展潜力

2017年，公司现金收购华能集团旗下山东、河南、黑龙江、吉林等地发电资产，产能实现大幅扩张。公司另拟增发募投项目400万千瓦，发电装机容量有望持续增长。除08年亏损使用累计未分配利润分红外，其余年份均将当年归母净利润的一定比例用于分红，一般情况下分红比例维持在50%左右。2017年，公司承诺2018-2020年原则上不低于可分配利润70%的分红，且每股股息不低于0.1元。公司在业绩底部时期扩张产能、提升分红比例，未来业绩及估值有望实现加速修复。

风险提示： 1. 电力供需环境恶化风险;2. 煤炭价格出现系统性上涨风险。

研报原文如下：

华能国际是火电上市公司的第一龙头，截至2017年底燃煤装机容量达到8732.5万千瓦，占全国燃煤电厂装机比重8.91%;境内火电装机(燃煤+燃气发电)装机容量达到9596.8万千瓦，占全国火电装机比重的8.68%，其总装机容量超过排名第二的国电电力(600795)及第三的华电国际(600027)之和。

公司电厂分布在全国23个地区，是火电板块中最具备行业普遍性的公司，地域性的独特因素被压到最低。华能国际远超其他公司的火电装机容量、广泛的电源分布使其成为火电上市公司中最具备行业标杆特性的巨擘，其基本面和行情变动较为直观地反应了火电行业的整体动向。

观华能一叶，知火电春秋

从电荒到过剩，铸就火电供需发展史

华能国际于2001 年底上市，上市之初公司旗下电厂仅13 座，控股装机容量仅1105 万千瓦，权益装机容量1081.35

万千瓦。旗下电厂全为火电厂，除汕头燃机电厂为燃气发电以外，其余均为燃煤电厂。

公司上市的2001 年，正处于我国电力供需相对紧张的时期，主要原因系经济增速与电源建设互相不匹配：

电力建设相对滞后于经济发展：“九五”期间，随着经济发展速度放慢，用电增长随之放缓，中国一度出现了暂时性的电力富余，部分地区出现“窝电”现象，政府于“九五”期间调整了电力建设规模，使得1999-2002年电源增速放缓。

电力消费急剧扩大：在电力相对过剩的几年间，电力富余地区纷纷出台鼓励用电政策，并扶持高耗能产业的发展。同时，国家连续三年投入4000多亿元资金用于城乡电网改造，极大地释放了用电市场潜能。

高耗能行业高速增长，用电结构重型化：高耗能工业已经成为能源消费增长的主导力量，某些高耗能产业发展势头较强，打破了国民经济的综合平衡，超出了资源的支撑能力。

由于我国经济飞速发展，尤其是以高耗能行业为主的重工业发展速度较快，导致电力供应不足，出现“电荒”现象。2004年“电荒”反映出我国电力供需不匹配，能源出现紧缺，带动国家电力投资大幅度上升。

由于供给与需求不匹配，火力发电平均利用小时在“电荒”时期达到峰值，单位机组出力度较高。2004 年，火力发电机组平均利用小时达到5991 小时。

随着2004 年电荒之后电源投资的增大，火电装机容量经历了一系列高速增长：2004-2006

年，火电装机容量同比增速分别达到12.12%、18.23%和26.01%，2007

年回落至14.54%。与此同时，华能国际的装机容量发展与行业基本同步，在2008 年以前出现了装机容量的大幅增长。

进入“十二五”之后，我国经济增速逐年放缓，2015 年国内生产总值为68.91

万亿元，同比增速放缓至6.9%。在我国经济增速放缓的大环境下，各行业出现产能严重过剩，尤其是重型工业中的高耗能产业。在国家“去产能、去库存”的号召下，用电需求增长乏力。2011-2015

年，全社会用电需求同比增幅分别为：12.0%、5.6%、7.5%、3.8%、0.5%，“十二五”末期电力需求增长几乎停滞。

由于装机容量的提升，华能国际自2001 年上市以来发电量和营业收入基本上保持着稳步提升的趋势。主要的例外发生在2013、2014 和2016

年，系我国燃煤发电上网电价从2013

年开始进入下调的趋势，而上述年份公司装机容量增速相对较缓，加之全国供需过剩，公司火电平均利用小时出现显著下滑，营业收入不增反减。

煤价主导华能国际和行业的业绩及行情波动

华能国际的营收变动基本上可以看出公司装机变动以及行业供需变化的趋势，但是业绩的变化却并不一定随营收的增长而同步提升，换言之行业供需格局的变化对于华能国际的业绩不会造成显著影响。从历史上看，公司的业绩基本上随煤价的波动而变动。

历史上，华能国际的业绩历经三次触底，每次都与煤价相关：

第一次触底：2008 年的金融危机时期，能源价格大幅上涨，秦皇岛动力煤(Q5500)价格超过1000 元/吨的历史峰值。2008 年公司亏损37.01

亿元，是公司上市以来唯一一次出现亏损。

第二次触底：2011 年的第二次“电荒”时期。相对于2004

年由供需发展不平衡导致的第一次“电荒”，第二次电荒主要系“计划电”与“市场煤”价格冲突爆发，电厂发电意愿大幅下降所致。2011 年公司业绩仅为12.68

亿元，同比下降64.22%。

第三次触底：2017 年煤炭价格在经历了2016 年大幅上涨之后，由于供需相对偏紧，全年保持高位运行，燃料成本的提升导致公司业绩三度触底。2017

年公司业绩17.93 亿元，同比下降79.66%。

华能国际和火电板块的基本面是煤价的逆周期：我们在深度报告《电力行业“精研致思”系列深度报告之一：火电周期显，水电防御现》中提到，火电行业的业绩受到煤价和利用小时的双周期影响，而且两个影响的方向截然相反：在经济较为景气的时期，火电利用小时提升，利好行业及公司营收;然而此时煤价同样上涨，虽然发改委通过煤电联动机制调节电价以匹配煤价，但是由于调整时间略为滞后，会出现“煤电顶牛”现象。

在两种截然不同的“周期力”作用下，火电行业的业绩变动与两个“周期力”的强弱有关。从历史的情况来看，煤炭价格的“周期力”更加强劲，火电行业的业绩变动与华能国际类似，主要随着煤价的高涨与低落而反向波动，呈现出一定的“逆周期性”。

公司行情走势与火电行业较为一致，与煤价相关度较高

通过进一步对比公司股价与火电行业指数的收益率，可以看到公司作为国内毫无争议的火电龙头企业，在不考虑分红的情况下其行情波动与行业整体走势高度相关。从图形中我们可以比较清晰地看到，以自上市以来的长周期来看公司股价走势基本与中信火电行业指数同时同向变动。唯一的例外发生在公司刚上市不久的2003年至2014年上半年间，这段时间内公司多次发生债转股，一定程度上对于公司股价走势产生影响。

“供不应求、产销两旺”是2004年至2006年煤炭行业最为显著的表现，煤价在供需格局偏紧的催化下逐渐走高。在此时间段内秦皇岛港5500大卡煤炭平仓价从2004年1月23日的315元/吨大幅上涨至2004年7月2日的415元/吨，半年涨幅高达31.75%，并在此后的2年时间内始终稳定在400元/吨以上。

在该时间段，短期公司股价走势或有起伏，但长期来看公司股价相较沪深300指数的超额收益随着煤价维持在400元/吨以上的时间增长而逐渐消失。早期公司股价相较沪深300指数而言仍有一定的超额收益，这或由于前期煤价较低助公司业绩表现相对出色：2004年3月17日，公司公告披露2003年全年累计完成归母净利润54.57亿元，同比大幅增长33.68%。此后，煤价走高对于公司经营情况的影响逐渐传导至资本市场，公司股价超额收益逐渐收敛并最终消失。截至2006年上半年，公司股价区间收益率-17.62%，同期沪深300指数收益率1.98%，公司股价跑输沪深300指数19.60个百分点。

(1)2009年-2011年：煤价持续上涨的代表性周期

自2009年以后，在增值税改革、煤炭资源税的征收改革、人力和环境成本上涨的共同影响下，我国煤炭生产成本持续提升，同时“金融危机”之后的经济复苏一定程度刺激煤炭需求，煤价在此时间段内大幅上涨。截至2011年12月30日，秦皇岛港5500大卡煤炭平仓价达到805元/吨，相较2009年1月9日595元/吨大幅上涨35.29%。

通过分析公司股价在此阶段的走势可以看到，同期沪深300指数虽有波动但仍取得明显收益，但高煤价抬升公司经营成本、压缩利润空间，基本面的恶化导致公司股价无显著行情并明显逊于大盘。截至2011年年底，公司股价区间收益率-20.14%，相较沪深300指数32.58%的收益率跑输52.73个百分点。

(2)2012年-2014年上半年：煤价下行时超额收益显著

进入2012年，随着煤炭行业“黄金周期”的结束，国内煤炭市场供求关系的失衡导致煤价开启下跌通道，在此期间内煤价自2012年1月6日的795元/吨下跌至2014年6月27日的525元/吨，下跌幅度达到33.96%。

在煤价下行的这段时间内，公司业绩得到有效改善，股价走势取得明显超额收益。2012年和2013年，公司分别完成归母净利润58.69亿元和105.20亿元，同比增速分别达到362.74%和79.26%。在基本面向好的背景下，公司股价取得一定超额收益：在2012年至2014年上半年间取得区间收益率10.28%，相较同期沪深300指数-3.64%的收益率跑赢13.92个百分点。

通过图形我们可以发现，除2013年中旬流动性的收紧导致公司股价随沪深300指数迅速下挫外，其余时间内公司股价走势与煤价波动关联度较高，且股价对于煤价波动反应的“时间差”有所收窄，一定程度上说明公司股价对基本面变化的传导效率较此前明显提升。2013年冬季，煤价在季节性因素的催化下短时间内走高，在大盘并未显著波动的情况下公司股价迅速走低并显著跑输沪深300指数，此后随着煤价的回落公司重新获得超额收益行情。

(3)2016年下半年-2017年：大幅上涨的煤价与“虽迟但到”的股价走弱

在去产能政策的持续推进以及环保监管压力之下，2016年三季度我国煤炭价格开启大幅上行：截至2016年12月30日，秦皇岛港5500大卡煤炭平仓价595元/吨，较2016年7月1日400元/吨上涨48.75%。相较于此前煤价压力积极传导至股价走势，本次煤价变动与股价波动之间的“时间差”长达接近1年，其原因或主要有2个方面：首先，不同于此前煤价趋势性加速上涨使得市场预期较为统一，当时煤价刚刚结束长周期的下跌，市场对于煤价未来走势仍有相当大的分歧;其次，由于煤电联动政策的存在，电价调升的预期也一定程度上缓解市场的焦虑。

然而，在业绩表现日益受重视的环境之下，公司受制于行业性因素而业绩表现不佳，行情走势最终在2017年下半年显著逊于沪深300指数，区间取得-10.33%收益率，跑输沪深300指数28.46个百分点。

通过研究煤炭价格变动对于公司股价走势的影响，并按照煤炭价格波动周期对公司股价相较沪深300 指数的超额收益进行详细拆分研究后可以发现：

在股市大幅波动时期(2007 年和2015

年的市场泡沫及泡沫崩溃时期)暂不纳入研究窗口的情况下，公司股价的走势与煤价变动基本呈现反向变动的关系，同时煤价的变动幅度一定程度上与公司股价的波动幅度高度相关。换而言之，煤价变化对于公司股价走势的影响较为明显。

公司股价收益率的变动通常相较煤价波动而言具有一定的延迟，而且延迟往往在煤价上升的时期更为明显。造成这一现象的主要原因或系于市场对于煤炭价格的预期一致与否会对公司股价造成显著影响，而煤价的上涨往往相较下跌而言更难形成统一预期。

相对于煤价，公司机组利用小时的变化与行情基本无关。此处由于早期公司经营数据中并未完全披露利用小时以及机组效率等信息，出于统一口径原因，我们按照公司历年总发电量与装机规模计算得出公司旗下机组各年度利用小时水平。

从上图可以发现，公司旗下机组利用小时变化与公司股价走势的关联度非常低。造成这一现象的主要原因在于：利用小时系反映发电设备生产能力利用程度及其水平的指标，对公司营收影响很大但对业绩影响不显。现阶段困扰我国燃煤发电行业的主要问题便是“计划电，市场煤”，因此时常出现“煤电顶牛”导致燃煤发电厂经营亏损的情况。由于电力工业运行关系居民生活以及工业生产，公司作为国有发电企业的身份和发电行业的公用事业属性共同决定了公司即使是平本发电甚至亏本发电也必须承担应有的社会责任，因此进一步导致了利用小时与公司业绩的脱节。

2017 年：三遇“煤电顶牛”

2017

年在时隔六年之后，出现了第三次“煤电顶牛”。与第一次的经济危机、第二次的需求发展至顶不同，第三次的“煤电顶牛”是我国供给侧改革推进、经济回暖等多方因素共同影响的结果。不过归根结底，煤电顶牛是“市场煤”和“计划电”之间的价格矛盾，在2017

年我国经济回暖的良好环境下，给华能国际和火电行业带来了又一次考验。

2016 年，公司启动了集团公司旗下山东、吉林、黑龙江和河南发电资产的收购，并于2017 年1 月12 日公告交割完成，公司装机容量实现大幅增长。

得益于资产的收购，公司装机容量实现大幅提升，结合在建机组的投产，2017 年底公司装机容量达到10432.1 万千瓦，较2016 年年末提升2058.3

万千瓦，涨幅约24.58%。

装机容量的大幅提升，叠加2017 年全国经济形势向好促进用电需求持续旺盛，公司2017 年全年完成发电量3944.81

亿千瓦时，同比增长25.76%。

公司的发电资产在2017 年实现大幅扩张，市占率显著提升，对公司的营业收入带来显著积极的影响。2017 年，公司实现营业收入1524.59

亿元，同比增长33.95%(重述前)。若不考虑两年之间的装机差异，公司营业收入也实现同比增长10.36%(重述后)。

然而，2017

年公司营业收入虽然实现同比大幅增长，但业绩却出现同比大幅下滑，降幅达到82.73%(重述后)。从公司的利润表结构来看，公司的相关费用率方面并未出现显著变化，业绩下滑主要受到新一轮“煤电顶牛”的影响，成本大幅上涨导致毛利率同比明显下降。

2016 年三季度起，我国动力煤价一改此前持续下行的趋势，出现短期内大幅上涨。2016年12 月，我国平均电煤价格指数上涨至534.92

元/吨，创该指数建立以来的新高。进入2017 年以来虽然煤价有所波动，但整体水平仍处于历史高点，尤其远高于2016

年同期水平。公司的燃料成本同样显著上升：2017 年公司煤电发电量为3661.06 亿千瓦时，同比增长25.18%;然而2017 年燃料成本达到927.37

亿元，同比增长37.30%，增长幅度远超发电量增幅。

由于煤价的大幅上涨，公司自2016 年四季度起业绩开始承受较大压力。分季度来看，公司2016

年前三季度仍能保持正常的盈利水准，在四季度由于煤价的大幅上涨公司出现亏损。到2017

年上半年，公司虽然实现单季度业绩扭亏为盈，但仍保持在低位运行的状态。2017

年第三季度，受益于出售股票确认高额投资收益以及经营环境略有好转，公司单季度业绩有所回升。然而，2017

年四季度重新走高的煤价以及所计提的资产减值损失让公司业绩再度下滑。

2017 年，公司营业成本达到1352.09 亿元，同比增长25.11%。其中，燃料成本达到927.37 亿元，同比增长37.30%。2017

年，公司实现归属于上市公司股东净利润17.93亿元，同比减少82.73%;公司全年毛利率11.31%，同比减少10.15 个百分点。分季度来看：

2017 年一季度公司营业收入375.77

亿元，环比增长22.83%;营业成本329.53亿元，环比增长15.44%;毛利率12.30%，环比增加5.61 个百分点。公司业绩于2017

年一季度出现环比改善的重要原因系煤价出现下行。

二季度公司营业收入338.57 亿元，环比减少9.90%;营业成本302.73 亿元，环比减少8.13%;毛利率10.58%，环比减少1.72

个百分点。二季度营收下滑是公司业绩缩水的主因：二季度公司完成售电量856.24 亿千瓦时，环比下降5.38%。

三季度公司营业收入396.41 亿元，环比增长17.08%;营业成本344.58 亿元，环比增加13.82%;毛利率13.07%，环比增加2.49

个百分点。公司三季度营收和业绩的同步提升主要得益于2017 年7 月1 日起全国范围内火电标杆上网电价的上调增厚公司度电利润空间。

四季度公司营业收入413.85 亿元，环比增长4.40%;营业成本375.24 亿元，环比增加8.90%;毛利率9.33%，环比减少3.74

个百分点。我国煤炭价格在四季度的需求旺季再度季节性走高，公司毛利率承压成为业绩下滑的主因。

根据年报披露数据，我们大致拆分2017 年公司各分部的盈利情况。其中，营业税金及附加、销售费用、管理费用和财务费用按照营收占比进行粗略的分拆。

可以看出，公司2017 年除火电业务以外都实现了盈利，而火电虽然毛利仍为正值，但是在按照营收比例扣除各项费用支出之后，税前亏损达到62

亿元左右。火电亏损的子公司无法去为盈利的子公司抵扣所得税，导致公司2017 年综合所得税率达到42.30%，进一步削弱了公司的净利润水平。

度电利润在2017 年大幅下降。从公司各季度的度电利润看，2017 年第一季度-2017

年第四季度，由于煤炭价格的高位运行，公司度电成本较高，度电利润均为负值，表明在煤价较高的情况下电力收入难以覆盖高额成本。其中，第三季度度电利润相对高于其他季度，主因系2017

年7 月1

日起各省区上调燃煤发电标杆上网电价，公司平均电价提升。同时第三季度为用电旺季，公司电量基数较大，有效摊薄了相关固定成本，度电成本水平相对较低。

综上所述，公司作为火电行业龙头上市公司，经营情况基本上反应了行业环境的变化：2017

年公司及行业在经济向好、需求旺盛的促进下，利用小时得到了显著的改善，但由于煤价的大幅攀升及高位运行形成了第三次“煤电顶牛”，成本方面压力较大，火电业务已经基本出现亏损，出现了营收增长但业绩大幅下降的经营困境。

滩浅困龙，渊深腾蛟：价格系行业及公司业绩改善重点

当前，我国用电需求随经济回暖而保持持续增长，火电供给侧改革政策频出，也一定程度上遏制了火电装机容量的增速。供需的持续改善利好火电利用小时，2017年全国火电利用小时实现止跌，公司火电利用小时实现同比提升，产能利用率不再是制约公司及行业业绩的因素。2017年，火电行业及公司受煤价拖累的度电利润是全行业业绩下行乃至亏损的主要原因，因此价格的未来走势(包括煤价和电价)是火电行业及华能国际业绩能否实现改善的重点。

(1)清洁能源持续压制火电利用小时

2013年以来，随着经济增长趋缓和电力需求下降，以及各电源装机容量的持续增长，我国电力供需关系恶化，火电作为发电优先级最低的电源种类，发电空间受到挤压，全国火电利用小时数持续下降。而公司作为火电第一龙头企业，发电装机以煤电为主，同样受到供需关系变化的影响，公司平均利用小时数大幅下降。随着2016年以来的火电供给侧改革效果初显以及2017年电力需求增速较为理想，2017年火电行业利用小时止跌，公司平均利用小时3951小时，同比提升增加30小时。

(2)火电装机增长受限，电力行业供需环境改善

2017年，国家发改委及能源局陆续推出政策和相关措施限制火电装机增长速度，2018年3月5日，“两会”上政府工作报告再次指出，化解过剩产能、淘汰落后产能，淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组。3月7日，国家能源局网站发布《2018年能源工作指导意见》，提出2018年煤电投产规模较2017年更进一步减少，淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400万千瓦。未来火电企业内生发展预计将继续受限。

因此在电源装机增长方面，我们维持此前的看法不变：火电新增装机容量将受到相关去产能政策影响，2017年燃煤发电装机投产情况将同比下滑，行业内生发展将继续受限，预计全年装机增长将控制在5%左右，未来则有望进一步下降。

(3)基于电力供需平衡的火电利用小时预测

结合我国用电需求预测、装机增量预测以及清洁能源出力假设，对我国火电利用小时水平进行预测：预计2018-2020年我国火电利用小时分别为4154小时、4177小时4181小时，“十三五”期间略有浮动但幅度不大，整体维持该水平运行。依据如下：

1、2017年起火电装机增速得到有效抑制，且全社会用电需求持续保持旺盛。在较高的需求同比增长下，我国火电利用小时或仍能保持在相对较高的水平。然而，考虑到2017年来水较丰的汛期对于新水利年(2017下半年-2018上半年)的水电出力有着积极的影响，我们判断2017-2018年火电利用小时仍无法实现同比增长。

2、2017年我国用电需求保持在一个非常理想的水平(增速6.57%)，但本着审慎的原则，我们预计2018年起随着宏观经济增速的放缓，用电需求增速将开启下滑，因此火电利用小时基本很难实现反弹。

3、按照国家能源发展“十三五”规划，“十三五”期间取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，同时全国煤电装机规模到2020年力争控制在11亿千瓦以内，火电装机的增长受限将有利于火电利用小时止跌。

煤价已过高点下行，若持续下跌有望促进业绩回升

(1)煤价过旺季之后急促下降

2月以来，秦皇岛煤炭平仓价和环渤海煤炭价格均出现显著的下降，或因煤炭需求旺季进入尾声，供需关系趋于平衡，过高的煤炭价格得到控制。此外国家发改委引导重点产煤省和煤炭企业保持煤矿连续生产和稳定供应，通过调整产能置换指标折算比例等多种方式引导优质煤炭产能加速释放。随着煤炭需求旺季接近尾声，叠加多方力量引导煤炭供需关系理性发展，煤价短期大幅下行。

从中长期看，我们判断随着国家政策持续引导煤炭优质产能释放，煤炭供需关系或将得到改善，2018-2020

年煤炭价格有望进入下行通道。在当前电价调升而煤价趋稳的环境下，公司度电利润水平得到提升，利好公司当期业绩改善。

(2)电价不匹配煤价，仍存在上调的可能

2017年6月16日，国家发改委印发《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》(发改价格[2017]1152号)，拟自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，将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各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，缓解燃煤发电企业经营困难。2017年公司平均上网结算电价为0.41401元/千瓦时，同比提升0.01741元/千瓦时，增幅约4.39%，2017年7月1日全国火电标杆上网电价调升成果已在公司平均上网结算电价中有所体现。

(3)煤电价格联动

我国燃煤发电计划电部分标杆电价目前遵循《国家发展改革委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格[2015]3169号)文件精神，按照煤炭价格和电价联动机制进行调整。文件明确煤电联动的具体内容：

(4)公司具备较高的煤价和电价敏感性，有望深度受益

煤价敏感性：煤价主要影响到公司的燃料成本，在电量和电价等其他假设不变的情况下，煤价的下行对业绩的影响为：降价幅度*上网电量*供电煤耗/(1+增值税率)*(1-所得税率)*(1-少数股东权益比例)。此公式为概念性公式，未加入换算单位需要乘以的系数，以及煤炭热值与标准煤热值之间换算的系数。

电价方面由于公司的火电装机布局在特定的省份，若按照公司上网电量进行加权平均，则煤电价格联动机制有望为公司带来火电电价平均3.92

分/千瓦时左右的上调幅度。由于煤电联动调价的幅度或将不会全额执行，此处同时考虑每提升1 单位电价(1 分/千瓦时)对火电企业的影响。

在电量、煤价等其他假设不变的情况下，电价的上调对业绩的影响为(此处假设市场化电量不受煤电联动影响)：调价幅度*上网电量*(1-市场化电量占比)/(1+增值税率)*(1-所得税率)*(1-少数股东权益比例)。

可见，公司在电价和煤价方面的业绩敏感性非常高，造成该情况的主要原因系由于煤价和电价的不匹配，公司以装机超过1亿千瓦、售电量达到3714亿千瓦时的超大体量仅能在2017年完成业绩17.93亿元，度电净利润仅有0.48分/千瓦时。大体量、低基数是公司业绩弹性较高的主要原因。

因势利导，伏枥志在千里

提升分红，扩张产能，发展仍旧潜力

公司每年都有现金分红，自2010年以来A股历史股息率平均约为4.09%(股息率按分红预案披露日当天收盘价计算)。除08年亏损使用累计未分配利润分红外，其余年份均将当年归母净利润的一定比例用于分红，一般情况下分红比例维持在50%左右。2017年，公司年报中披露拟按每股0.1元的标准进行分红，而公司2017年EPS仅有0.11元左右，公司的分红比例达到88.14%。

以2017年年报披露日的股价(6.92元)计算，公司2018年提供的股息率约为1.45%。2017年公司大幅度提升分红比例。此外，公司承诺2018-2020年分红原则上不低于可分配利润的70%且不低于0.1元/股，有望在公司未来业绩回升之后提供较为可观的分红收益。

拟增发投资400万千瓦发电项目，公司产能有望得到持续扩张

公司拟发行A股股票数量合计不超过8亿股，募集资金总额不超过50亿元投资新建电厂。本次公司募集资金投资项目包含3个风电项目(江苏大丰海上风电项目、河南渑池凤凰山风电项目、安徽龙池风电项目，总装机50万千瓦)、1个燃气发电项目(广东谢岗燃机，装机2*40万千瓦)和2个燃煤发电项目(海南洋浦热电项目及江西瑞金二期火电项目，装机2*35万千瓦和2*100万千万)。公司募投项目中的3个风电项目分别位于江苏、河南及安徽，并非弃风率较高的“三北”地区;2个煤电项目位于海南省与江西省，在能源局发布的煤电建设风险预警结果中分别为绿色和橙色，未来停工缓建可能性较低;3个火电项目中谢岗项目和洋浦项目均为热电联产机组，依据我国《热电联产管理办法》，其发电量均按“以热定电”原则由电网企业优先收购，利用小时存在保障。

燃煤自备电厂面临整顿，利好公司统调电厂发电

3月22日，国家发展改革委办公厅下发《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》，拟全面整治全国燃煤自备电厂。

(1)从严控制燃煤自备电厂增量

在燃煤自备电厂的新建、扩建项目上，文件的态度十分明确：除国家有特殊政策规定且纳入国家电力建设规划的项目外，原则上不再新(扩)建燃煤自备电厂;京津冀、长三角、珠三角等地区禁止新建燃煤自备电厂。

国家部委在“增量”项目上的控制非常严格：从文件发布之日起，新建燃煤自备电厂但未经批准或未列入规划的，从严问责，并对该省市地区所有发电类项目一律停批。

此外，依据总量控制的原则，燃煤自备电厂项目需纳入国家依据总量控制制定的电力建设规划。按照《电力发展“十三五”规划》，到2020年燃煤发电机组需要控制在11亿千瓦以内。在本文件之前，自备电厂项目或未全面纳入该规划控制，按照本次文件精神，未来自备电厂项目将全面纳入总量控制，挤占燃煤发电总量发展空间，公用煤电机组的新建增速或将进一步趋缓。

(2)强力规范存量燃煤自备电厂

文件首先要求各地开展违法违规燃煤自备电厂问题排查，主要针对1)违规建设方面的问题;2)违规运营方面的问题;3)违规变更方面的问题;4)违规配套方面的问题。

违规建设：包括未核先建、违规核准、批建不符、开工手续不全等问题，在建的一律停止建设;中发9号文之后未批准或未列入规划的新建燃煤自备电厂，一律停建停运。

违规运营：未按照规定取得电力业务许可证(发电类)的燃煤自备电厂，所发电量不得上网交易，电网企业不得收购其电量。

违规变更：严禁以任何名义将公用电厂转为燃煤自备电厂。

违规配套：禁止依托燃煤自备电厂建设增量配电网、局域网、微电网或专用供电线路。

在过去很长一段时间内，挤占公用发电市场却不像公用电厂一样承担相应的费用和社会公共责任是自备电厂备受争议的地方。足额缴纳和公用电厂一样的依法合规设立政府性价基金并承担交叉补贴、环保调峰以及让路清洁能源发电等责任，一直以来是政府出台相关政策和文件规范自备电厂管理的核心导向。

按照规定，自备电厂应当需要缴纳政府性基金及附加费用，然而长期以来自备电厂“普遍未按规定缴纳政府性基金及附加”。造成该现象的原因或由于自备电厂电能输送到用电部门不需要通过电网，而政府性基金及附加费用主要附加在销售电价中由电网公司代为收取，自备电厂较易规避所致。

此外，文件中针对严格执行交叉补贴政策、环保改造要求、承担电网安全调峰和清洁能源消纳责任等方面提出详细要求，按照同等对待自备电厂与公用电厂的原则切实解决自备电厂“野蛮发展”、冲击正常供电市场秩序和安全的问题。本次征求意见稿未来若能够实现落地，在自备电厂装机规模较大、发电占比较多的省份如山东、新疆等地区，公用电厂将有望受益于自备电厂整顿或关停所释放出的发电空间，利好统调机组利用小时水平回暖。

国家部委对于自备电厂的态度，从2017年起发生了大幅度的转变。本次文件的出台要求从严限制燃煤自备电厂的新建，规范自备电厂的运营，以及淘汰落后产能。在我国，以山东、新疆、内蒙古、广西、甘肃等地的燃煤自备电厂最为发达，其中以新疆和山东为首。本文件正式执行之后，预计上述省区所受的影响最大，或将有大量的燃煤自备电厂面临停运甚至淘汰的风险。

燃煤自备电厂的停运及淘汰，预计将在短期内释放出大量的发电空间到公用电厂，利好统调电厂的利用小时提升。而截至2017年底，华能国际在山东的燃煤发电机组达到1780万千瓦，占公司全部燃煤机组的20.38%，公司有望深度受益于燃煤自备电厂进入整顿状态后的发电空间释放。

芥子纳须弥，解铃还须系铃人

华能国际为火电行业上市公司第一龙头，其冠绝全市场的火电装机容量、覆盖全国23个省区的超大覆盖面，使公司基本面情况及行情走势与火电行业契合度非常高，具有非常理想的代表性。纵观公司上市以来的发展历史，俨然是火电行业发展的缩影，颇有“纳须弥于芥子”之感。自2001年上市以来，公司的业绩和营收波动趋势与火电行业基本一致，在2008、2011和2017三次“煤电顶牛”的时期，均随行业一起出现业绩大幅下降的情况。在基本面之外，公司的行情走势也与火电行业表现一致，呈现出与煤价的“逆周期”特性，利用小时的波动和电价的调整对行情影响甚微。

2017年是华能国际和火电行业第三次遭遇“煤电顶牛”，业绩出现大幅下滑。由于煤价的涨幅较大，公司及行业的度电利润水平受到严重压缩。虽然供需的改善在2017年大幅提振了公司和行业的发电出力，但对于成本侧的压力的缓解却只属杯水车薪。2017年公司和行业业绩触底，反弹和复苏的主要动力只能来自于价格空间的改善，在目前煤电联动调升电价实施较为困难的环境下，煤价的下行是公司和行业业绩改善的重要风向标，“解铃还须系铃人”。

投资建议

对于公司未来的经营情况，我们作出如下判断：

1、我们判断火电行业利用小时在“十三五”期间基本持平，2018年或会出现略微下降。通过2018年一季度的发电量水平来看，目前用电需求仍然旺盛，公司利用小时应可同比持平，或有望实现提升;

2、煤价自过2018年2月高点以来持续快速下跌，我们判断2018年煤价有望开启长期的系统性下行，公司业绩有望深度受益;

3、截至目前，煤电联动政策调整电价尚未落地，未来仍有希望调整电价，但是可能性越来越低，我们暂不考虑煤电联动政策落地的可能。