華能國際(600011)為火電行業上市公司第一龍頭，截至2017年12月31日，公司火電裝機達到9857.74萬千瓦，其中燃煤發電8732.5萬千瓦，燃氣發電1125.24萬千瓦(含新加坡大士能源)。由于華能國際冠絕全市場的火電裝機容量、覆蓋全國23個省區的超大覆蓋面，其基本面情況與火電行業契合度非常高，營收增長但業績下滑的困境基本代表了行業的普遍現況：2017年，公司實現營業收入1524.59億元，同比增長10.36%(重述后);實現業績17.93億元，同比下降82.73%(重述后)。造成公司及行業如此被動局面的主要原因系煤炭價格在2016年下半年大幅上漲后，整個2017年都維持在高位運行，而電價的調整又不足以覆蓋煤炭上漲帶來的成本提升，導致以公司為首的火電行業大面積業績下滑。

灘淺困龍，淵深騰蛟，價格因素系公司及行業業績改善的關鍵

2017年我國全社會用電量達到63,077億千瓦時，同比增長6.6%;2018年1-2月，全社會用電量10552億千瓦時，同比增長13.3%。火電供需環境的改善使發電出力不再如2012-2016年期間一般成為制約火電業績的因素，受煤價拖累而觸底的度電利潤成為行業及公司業績大幅下降的主因，因此價格因素系公司及行業業績改善的關鍵：自2017年7月1日以來，全國26個省區披露火電電價上調方案，對于公司的業績起到積極作用。煤價方面，自2018年2月期間煤價到達高點之后便開啟下行，2018年有望在國家部委相關政策的驅動和供需改善下開啟系統性下行。電價與煤價兩方面的努力或有望緩解煤電頂牛，公司和行業有望實現業績的改善和行情的走強。

因勢利導，公司仍具備發展潛力

2017年，公司現金收購華能集團旗下山東、河南、黑龍江、吉林等地發電資產，產能實現大幅擴張。公司另擬增發募投項目400萬千瓦，發電裝機容量有望持續增長。除08年虧損使用累計未分配利潤分紅外，其余年份均將當年歸母凈利潤的一定比例用于分紅，一般情況下分紅比例維持在50%左右。2017年，公司承諾2018-2020年原則上不低于可分配利潤70%的分紅，且每股股息不低于0.1元。公司在業績底部時期擴張產能、提升分紅比例，未來業績及估值有望實現加速修復。

風險提示： 1. 電力供需環境惡化風險;2. 煤炭價格出現系統性上漲風險。

研報原文如下：

華能國際是火電上市公司的第一龍頭，截至2017年底燃煤裝機容量達到8732.5萬千瓦，占全國燃煤電廠裝機比重8.91%;境內火電裝機(燃煤+燃氣發電)裝機容量達到9596.8萬千瓦，占全國火電裝機比重的8.68%，其總裝機容量超過排名第二的國電電力(600795)及第三的華電國際(600027)之和。

公司電廠分布在全國23個地區，是火電板塊中最具備行業普遍性的公司，地域性的獨特因素被壓到最低。華能國際遠超其他公司的火電裝機容量、廣泛的電源分布使其成為火電上市公司中最具備行業標桿特性的巨擘，其基本面和行情變動較為直觀地反應了火電行業的整體動向。

觀華能一葉，知火電春秋

從電荒到過剩，鑄就火電供需發展史

華能國際于2001 年底上市，上市之初公司旗下電廠僅13 座，控股裝機容量僅1105 萬千瓦，權益裝機容量1081.35

萬千瓦。旗下電廠全為火電廠，除汕頭燃機電廠為燃氣發電以外，其余均為燃煤電廠。

公司上市的2001 年，正處于我國電力供需相對緊張的時期，主要原因系經濟增速與電源建設互相不匹配：

電力建設相對滯后于經濟發展：“九五”期間，隨著經濟發展速度放慢，用電增長隨之放緩，中國一度出現了暫時性的電力富余，部分地區出現“窩電”現象，政府于“九五”期間調整了電力建設規模，使得1999-2002年電源增速放緩。

電力消費急劇擴大：在電力相對過剩的幾年間，電力富余地區紛紛出臺鼓勵用電政策，并扶持高耗能產業的發展。同時，國家連續三年投入4000多億元資金用于城鄉電網改造，極大地釋放了用電市場潛能。

高耗能行業高速增長，用電結構重型化：高耗能工業已經成為能源消費增長的主導力量，某些高耗能產業發展勢頭較強，打破了國民經濟的綜合平衡，超出了資源的支撐能力。

由于我國經濟飛速發展，尤其是以高耗能行業為主的重工業發展速度較快，導致電力供應不足，出現“電荒”現象。2004年“電荒”反映出我國電力供需不匹配，能源出現緊缺，帶動國家電力投資大幅度上升。

由于供給與需求不匹配，火力發電平均利用小時在“電荒”時期達到峰值，單位機組出力度較高。2004 年，火力發電機組平均利用小時達到5991 小時。

隨著2004 年電荒之后電源投資的增大，火電裝機容量經歷了一系列高速增長：2004-2006

年，火電裝機容量同比增速分別達到12.12%、18.23%和26.01%，2007

年回落至14.54%。與此同時，華能國際的裝機容量發展與行業基本同步，在2008 年以前出現了裝機容量的大幅增長。

進入“十二五”之后，我國經濟增速逐年放緩，2015 年國內生產總值為68.91

萬億元，同比增速放緩至6.9%。在我國經濟增速放緩的大環境下，各行業出現產能嚴重過剩，尤其是重型工業中的高耗能產業。在國家“去產能、去庫存”的號召下，用電需求增長乏力。2011-2015

年，全社會用電需求同比增幅分別為：12.0%、5.6%、7.5%、3.8%、0.5%，“十二五”末期電力需求增長幾乎停滯。

由于裝機容量的提升，華能國際自2001 年上市以來發電量和營業收入基本上保持著穩步提升的趨勢。主要的例外發生在2013、2014 和2016

年，系我國燃煤發電上網電價從2013

年開始進入下調的趨勢，而上述年份公司裝機容量增速相對較緩，加之全國供需過剩，公司火電平均利用小時出現顯著下滑，營業收入不增反減。

煤價主導華能國際和行業的業績及行情波動

華能國際的營收變動基本上可以看出公司裝機變動以及行業供需變化的趨勢，但是業績的變化卻并不一定隨營收的增長而同步提升，換言之行業供需格局的變化對于華能國際的業績不會造成顯著影響。從歷史上看，公司的業績基本上隨煤價的波動而變動。

歷史上，華能國際的業績歷經三次觸底，每次都與煤價相關：

第一次觸底：2008 年的金融危機時期，能源價格大幅上漲，秦皇島動力煤(Q5500)價格超過1000 元/噸的歷史峰值。2008 年公司虧損37.01

億元，是公司上市以來唯一一次出現虧損。

第二次觸底：2011 年的第二次“電荒”時期。相對于2004

年由供需發展不平衡導致的第一次“電荒”，第二次電荒主要系“計劃電”與“市場煤”價格沖突爆發，電廠發電意愿大幅下降所致。2011 年公司業績僅為12.68

億元，同比下降64.22%。

第三次觸底：2017 年煤炭價格在經歷了2016 年大幅上漲之后，由于供需相對偏緊，全年保持高位運行，燃料成本的提升導致公司業績三度觸底。2017

年公司業績17.93 億元，同比下降79.66%。

華能國際和火電板塊的基本面是煤價的逆周期：我們在深度報告《電力行業“精研致思”系列深度報告之一：火電周期顯，水電防御現》中提到，火電行業的業績受到煤價和利用小時的雙周期影響，而且兩個影響的方向截然相反：在經濟較為景氣的時期，火電利用小時提升，利好行業及公司營收;然而此時煤價同樣上漲，雖然發改委通過煤電聯動機制調節電價以匹配煤價，但是由于調整時間略為滯后，會出現“煤電頂牛”現象。

在兩種截然不同的“周期力”作用下，火電行業的業績變動與兩個“周期力”的強弱有關。從歷史的情況來看，煤炭價格的“周期力”更加強勁，火電行業的業績變動與華能國際類似，主要隨著煤價的高漲與低落而反向波動，呈現出一定的“逆周期性”。

公司行情走勢與火電行業較為一致，與煤價相關度較高

通過進一步對比公司股價與火電行業指數的收益率，可以看到公司作為國內毫無爭議的火電龍頭企業，在不考慮分紅的情況下其行情波動與行業整體走勢高度相關。從圖形中我們可以比較清晰地看到，以自上市以來的長周期來看公司股價走勢基本與中信火電行業指數同時同向變動。唯一的例外發生在公司剛上市不久的2003年至2014年上半年間，這段時間內公司多次發生債轉股，一定程度上對于公司股價走勢產生影響。

“供不應求、產銷兩旺”是2004年至2006年煤炭行業最為顯著的表現，煤價在供需格局偏緊的催化下逐漸走高。在此時間段內秦皇島港5500大卡煤炭平倉價從2004年1月23日的315元/噸大幅上漲至2004年7月2日的415元/噸，半年漲幅高達31.75%，并在此后的2年時間內始終穩定在400元/噸以上。

在該時間段，短期公司股價走勢或有起伏，但長期來看公司股價相較滬深300指數的超額收益隨著煤價維持在400元/噸以上的時間增長而逐漸消失。早期公司股價相較滬深300指數而言仍有一定的超額收益，這或由于前期煤價較低助公司業績表現相對出色：2004年3月17日，公司公告披露2003年全年累計完成歸母凈利潤54.57億元，同比大幅增長33.68%。此后，煤價走高對于公司經營情況的影響逐漸傳導至資本市場，公司股價超額收益逐漸收斂并最終消失。截至2006年上半年，公司股價區間收益率-17.62%，同期滬深300指數收益率1.98%，公司股價跑輸滬深300指數19.60個百分點。

(1)2009年-2011年：煤價持續上漲的代表性周期

自2009年以后，在增值稅改革、煤炭資源稅的征收改革、人力和環境成本上漲的共同影響下，我國煤炭生產成本持續提升，同時“金融危機”之后的經濟復蘇一定程度刺激煤炭需求，煤價在此時間段內大幅上漲。截至2011年12月30日，秦皇島港5500大卡煤炭平倉價達到805元/噸，相較2009年1月9日595元/噸大幅上漲35.29%。

通過分析公司股價在此階段的走勢可以看到，同期滬深300指數雖有波動但仍取得明顯收益，但高煤價抬升公司經營成本、壓縮利潤空間，基本面的惡化導致公司股價無顯著行情并明顯遜于大盤。截至2011年年底，公司股價區間收益率-20.14%，相較滬深300指數32.58%的收益率跑輸52.73個百分點。

(2)2012年-2014年上半年：煤價下行時超額收益顯著

進入2012年，隨著煤炭行業“黃金周期”的結束，國內煤炭市場供求關系的失衡導致煤價開啟下跌通道，在此期間內煤價自2012年1月6日的795元/噸下跌至2014年6月27日的525元/噸，下跌幅度達到33.96%。

在煤價下行的這段時間內，公司業績得到有效改善，股價走勢取得明顯超額收益。2012年和2013年，公司分別完成歸母凈利潤58.69億元和105.20億元，同比增速分別達到362.74%和79.26%。在基本面向好的背景下，公司股價取得一定超額收益：在2012年至2014年上半年間取得區間收益率10.28%，相較同期滬深300指數-3.64%的收益率跑贏13.92個百分點。

通過圖形我們可以發現，除2013年中旬流動性的收緊導致公司股價隨滬深300指數迅速下挫外，其余時間內公司股價走勢與煤價波動關聯度較高，且股價對于煤價波動反應的“時間差”有所收窄，一定程度上說明公司股價對基本面變化的傳導效率較此前明顯提升。2013年冬季，煤價在季節性因素的催化下短時間內走高，在大盤并未顯著波動的情況下公司股價迅速走低并顯著跑輸滬深300指數，此后隨著煤價的回落公司重新獲得超額收益行情。

(3)2016年下半年-2017年：大幅上漲的煤價與“雖遲但到”的股價走弱

在去產能政策的持續推進以及環保監管壓力之下，2016年三季度我國煤炭價格開啟大幅上行：截至2016年12月30日，秦皇島港5500大卡煤炭平倉價595元/噸，較2016年7月1日400元/噸上漲48.75%。相較于此前煤價壓力積極傳導至股價走勢，本次煤價變動與股價波動之間的“時間差”長達接近1年，其原因或主要有2個方面：首先，不同于此前煤價趨勢性加速上漲使得市場預期較為統一，當時煤價剛剛結束長周期的下跌，市場對于煤價未來走勢仍有相當大的分歧;其次，由于煤電聯動政策的存在，電價調升的預期也一定程度上緩解市場的焦慮。

然而，在業績表現日益受重視的環境之下，公司受制于行業性因素而業績表現不佳，行情走勢最終在2017年下半年顯著遜于滬深300指數，區間取得-10.33%收益率，跑輸滬深300指數28.46個百分點。

通過研究煤炭價格變動對于公司股價走勢的影響，并按照煤炭價格波動周期對公司股價相較滬深300 指數的超額收益進行詳細拆分研究后可以發現：

在股市大幅波動時期(2007 年和2015

年的市場泡沫及泡沫崩潰時期)暫不納入研究窗口的情況下，公司股價的走勢與煤價變動基本呈現反向變動的關系，同時煤價的變動幅度一定程度上與公司股價的波動幅度高度相關。換而言之，煤價變化對于公司股價走勢的影響較為明顯。

公司股價收益率的變動通常相較煤價波動而言具有一定的延遲，而且延遲往往在煤價上升的時期更為明顯。造成這一現象的主要原因或系于市場對于煤炭價格的預期一致與否會對公司股價造成顯著影響，而煤價的上漲往往相較下跌而言更難形成統一預期。

相對于煤價，公司機組利用小時的變化與行情基本無關。此處由于早期公司經營數據中并未完全披露利用小時以及機組效率等信息，出于統一口徑原因，我們按照公司歷年總發電量與裝機規模計算得出公司旗下機組各年度利用小時水平。

從上圖可以發現，公司旗下機組利用小時變化與公司股價走勢的關聯度非常低。造成這一現象的主要原因在于：利用小時系反映發電設備生產能力利用程度及其水平的指標，對公司營收影響很大但對業績影響不顯。現階段困擾我國燃煤發電行業的主要問題便是“計劃電，市場煤”，因此時常出現“煤電頂牛”導致燃煤發電廠經營虧損的情況。由于電力工業運行關系居民生活以及工業生產，公司作為國有發電企業的身份和發電行業的公用事業屬性共同決定了公司即使是平本發電甚至虧本發電也必須承擔應有的社會責任，因此進一步導致了利用小時與公司業績的脫節。

2017 年：三遇“煤電頂牛”

2017

年在時隔六年之后，出現了第三次“煤電頂牛”。與第一次的經濟危機、第二次的需求發展至頂不同，第三次的“煤電頂牛”是我國供給側改革推進、經濟回暖等多方因素共同影響的結果。不過歸根結底，煤電頂牛是“市場煤”和“計劃電”之間的價格矛盾，在2017

年我國經濟回暖的良好環境下，給華能國際和火電行業帶來了又一次考驗。

2016 年，公司啟動了集團公司旗下山東、吉林、黑龍江和河南發電資產的收購，并于2017 年1 月12 日公告交割完成，公司裝機容量實現大幅增長。

得益于資產的收購，公司裝機容量實現大幅提升，結合在建機組的投產，2017 年底公司裝機容量達到10432.1 萬千瓦，較2016 年年末提升2058.3

萬千瓦，漲幅約24.58%。

裝機容量的大幅提升，疊加2017 年全國經濟形勢向好促進用電需求持續旺盛，公司2017 年全年完成發電量3944.81

億千瓦時，同比增長25.76%。

公司的發電資產在2017 年實現大幅擴張，市占率顯著提升，對公司的營業收入帶來顯著積極的影響。2017 年，公司實現營業收入1524.59

億元，同比增長33.95%(重述前)。若不考慮兩年之間的裝機差異，公司營業收入也實現同比增長10.36%(重述后)。

然而，2017

年公司營業收入雖然實現同比大幅增長，但業績卻出現同比大幅下滑，降幅達到82.73%(重述后)。從公司的利潤表結構來看，公司的相關費用率方面并未出現顯著變化，業績下滑主要受到新一輪“煤電頂牛”的影響，成本大幅上漲導致毛利率同比明顯下降。

2016 年三季度起，我國動力煤價一改此前持續下行的趨勢，出現短期內大幅上漲。2016年12 月，我國平均電煤價格指數上漲至534.92

元/噸，創該指數建立以來的新高。進入2017 年以來雖然煤價有所波動，但整體水平仍處于歷史高點，尤其遠高于2016

年同期水平。公司的燃料成本同樣顯著上升：2017 年公司煤電發電量為3661.06 億千瓦時，同比增長25.18%;然而2017 年燃料成本達到927.37

億元，同比增長37.30%，增長幅度遠超發電量增幅。

由于煤價的大幅上漲，公司自2016 年四季度起業績開始承受較大壓力。分季度來看，公司2016

年前三季度仍能保持正常的盈利水準，在四季度由于煤價的大幅上漲公司出現虧損。到2017

年上半年，公司雖然實現單季度業績扭虧為盈，但仍保持在低位運行的狀態。2017

年第三季度，受益于出售股票確認高額投資收益以及經營環境略有好轉，公司單季度業績有所回升。然而，2017

年四季度重新走高的煤價以及所計提的資產減值損失讓公司業績再度下滑。

2017 年，公司營業成本達到1352.09 億元，同比增長25.11%。其中，燃料成本達到927.37 億元，同比增長37.30%。2017

年，公司實現歸屬于上市公司股東凈利潤17.93億元，同比減少82.73%;公司全年毛利率11.31%，同比減少10.15 個百分點。分季度來看：

2017 年一季度公司營業收入375.77

億元，環比增長22.83%;營業成本329.53億元，環比增長15.44%;毛利率12.30%，環比增加5.61 個百分點。公司業績于2017

年一季度出現環比改善的重要原因系煤價出現下行。

二季度公司營業收入338.57 億元，環比減少9.90%;營業成本302.73 億元，環比減少8.13%;毛利率10.58%，環比減少1.72

個百分點。二季度營收下滑是公司業績縮水的主因：二季度公司完成售電量856.24 億千瓦時，環比下降5.38%。

三季度公司營業收入396.41 億元，環比增長17.08%;營業成本344.58 億元，環比增加13.82%;毛利率13.07%，環比增加2.49

個百分點。公司三季度營收和業績的同步提升主要得益于2017 年7 月1 日起全國范圍內火電標桿上網電價的上調增厚公司度電利潤空間。

四季度公司營業收入413.85 億元，環比增長4.40%;營業成本375.24 億元，環比增加8.90%;毛利率9.33%，環比減少3.74

個百分點。我國煤炭價格在四季度的需求旺季再度季節性走高，公司毛利率承壓成為業績下滑的主因。

根據年報披露數據，我們大致拆分2017 年公司各分部的盈利情況。其中，營業稅金及附加、銷售費用、管理費用和財務費用按照營收占比進行粗略的分拆。

可以看出，公司2017 年除火電業務以外都實現了盈利，而火電雖然毛利仍為正值，但是在按照營收比例扣除各項費用支出之后，稅前虧損達到62

億元左右。火電虧損的子公司無法去為盈利的子公司抵扣所得稅，導致公司2017 年綜合所得稅率達到42.30%，進一步削弱了公司的凈利潤水平。

度電利潤在2017 年大幅下降。從公司各季度的度電利潤看，2017 年第一季度-2017

年第四季度，由于煤炭價格的高位運行，公司度電成本較高，度電利潤均為負值，表明在煤價較高的情況下電力收入難以覆蓋高額成本。其中，第三季度度電利潤相對高于其他季度，主因系2017

年7 月1

日起各省區上調燃煤發電標桿上網電價，公司平均電價提升。同時第三季度為用電旺季，公司電量基數較大，有效攤薄了相關固定成本，度電成本水平相對較低。

綜上所述，公司作為火電行業龍頭上市公司，經營情況基本上反應了行業環境的變化：2017

年公司及行業在經濟向好、需求旺盛的促進下，利用小時得到了顯著的改善，但由于煤價的大幅攀升及高位運行形成了第三次“煤電頂牛”，成本方面壓力較大，火電業務已經基本出現虧損，出現了營收增長但業績大幅下降的經營困境。

灘淺困龍，淵深騰蛟：價格系行業及公司業績改善重點

當前，我國用電需求隨經濟回暖而保持持續增長，火電供給側改革政策頻出，也一定程度上遏制了火電裝機容量的增速。供需的持續改善利好火電利用小時，2017年全國火電利用小時實現止跌，公司火電利用小時實現同比提升，產能利用率不再是制約公司及行業業績的因素。2017年，火電行業及公司受煤價拖累的度電利潤是全行業業績下行乃至虧損的主要原因，因此價格的未來走勢(包括煤價和電價)是火電行業及華能國際業績能否實現改善的重點。

(1)清潔能源持續壓制火電利用小時

2013年以來，隨著經濟增長趨緩和電力需求下降，以及各電源裝機容量的持續增長，我國電力供需關系惡化，火電作為發電優先級最低的電源種類，發電空間受到擠壓，全國火電利用小時數持續下降。而公司作為火電第一龍頭企業，發電裝機以煤電為主，同樣受到供需關系變化的影響，公司平均利用小時數大幅下降。隨著2016年以來的火電供給側改革效果初顯以及2017年電力需求增速較為理想，2017年火電行業利用小時止跌，公司平均利用小時3951小時，同比提升增加30小時。

(2)火電裝機增長受限，電力行業供需環境改善

2017年，國家發改委及能源局陸續推出政策和相關措施限制火電裝機增長速度，2018年3月5日，“兩會”上政府工作報告再次指出，化解過剩產能、淘汰落后產能，淘汰關停不達標的30萬千瓦以下煤電機組。3月7日，國家能源局網站發布《2018年能源工作指導意見》，提出2018年煤電投產規模較2017年更進一步減少，淘汰高污染、高能耗的煤電機組約400萬千瓦。未來火電企業內生發展預計將繼續受限。

因此在電源裝機增長方面，我們維持此前的看法不變：火電新增裝機容量將受到相關去產能政策影響，2017年燃煤發電裝機投產情況將同比下滑，行業內生發展將繼續受限，預計全年裝機增長將控制在5%左右，未來則有望進一步下降。

(3)基于電力供需平衡的火電利用小時預測

結合我國用電需求預測、裝機增量預測以及清潔能源出力假設，對我國火電利用小時水平進行預測：預計2018-2020年我國火電利用小時分別為4154小時、4177小時4181小時，“十三五”期間略有浮動但幅度不大，整體維持該水平運行。依據如下：

1、2017年起火電裝機增速得到有效抑制，且全社會用電需求持續保持旺盛。在較高的需求同比增長下，我國火電利用小時或仍能保持在相對較高的水平。然而，考慮到2017年來水較豐的汛期對于新水利年(2017下半年-2018上半年)的水電出力有著積極的影響，我們判斷2017-2018年火電利用小時仍無法實現同比增長。

2、2017年我國用電需求保持在一個非常理想的水平(增速6.57%)，但本著審慎的原則，我們預計2018年起隨著宏觀經濟增速的放緩，用電需求增速將開啟下滑，因此火電利用小時基本很難實現反彈。

3、按照國家能源發展“十三五”規劃，“十三五”期間取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上，同時全國煤電裝機規模到2020年力爭控制在11億千瓦以內，火電裝機的增長受限將有利于火電利用小時止跌。

煤價已過高點下行，若持續下跌有望促進業績回升

(1)煤價過旺季之后急促下降

2月以來，秦皇島煤炭平倉價和環渤海煤炭價格均出現顯著的下降，或因煤炭需求旺季進入尾聲，供需關系趨于平衡，過高的煤炭價格得到控制。此外國家發改委引導重點產煤省和煤炭企業保持煤礦連續生產和穩定供應，通過調整產能置換指標折算比例等多種方式引導優質煤炭產能加速釋放。隨著煤炭需求旺季接近尾聲，疊加多方力量引導煤炭供需關系理性發展，煤價短期大幅下行。

從中長期看，我們判斷隨著國家政策持續引導煤炭優質產能釋放，煤炭供需關系或將得到改善，2018-2020

年煤炭價格有望進入下行通道。在當前電價調升而煤價趨穩的環境下，公司度電利潤水平得到提升，利好公司當期業績改善。

(2)電價不匹配煤價，仍存在上調的可能

2017年6月16日，國家發改委印發《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》(發改價格[2017]1152號)，擬自2017年7月1日起，取消向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金，將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低25%，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿上網電價，緩解燃煤發電企業經營困難。2017年公司平均上網結算電價為0.41401元/千瓦時，同比提升0.01741元/千瓦時，增幅約4.39%，2017年7月1日全國火電標桿上網電價調升成果已在公司平均上網結算電價中有所體現。

(3)煤電價格聯動

我國燃煤發電計劃電部分標桿電價目前遵循《國家發展改革委關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》(發改價格[2015]3169號)文件精神，按照煤炭價格和電價聯動機制進行調整。文件明確煤電聯動的具體內容：

(4)公司具備較高的煤價和電價敏感性，有望深度受益

煤價敏感性：煤價主要影響到公司的燃料成本，在電量和電價等其他假設不變的情況下，煤價的下行對業績的影響為：降價幅度*上網電量*供電煤耗/(1+增值稅率)*(1-所得稅率)*(1-少數股東權益比例)。此公式為概念性公式，未加入換算單位需要乘以的系數，以及煤炭熱值與標準煤熱值之間換算的系數。

電價方面由于公司的火電裝機布局在特定的省份，若按照公司上網電量進行加權平均，則煤電價格聯動機制有望為公司帶來火電電價平均3.92

分/千瓦時左右的上調幅度。由于煤電聯動調價的幅度或將不會全額執行，此處同時考慮每提升1 單位電價(1 分/千瓦時)對火電企業的影響。

在電量、煤價等其他假設不變的情況下，電價的上調對業績的影響為(此處假設市場化電量不受煤電聯動影響)：調價幅度*上網電量*(1-市場化電量占比)/(1+增值稅率)*(1-所得稅率)*(1-少數股東權益比例)。

可見，公司在電價和煤價方面的業績敏感性非常高，造成該情況的主要原因系由于煤價和電價的不匹配，公司以裝機超過1億千瓦、售電量達到3714億千瓦時的超大體量僅能在2017年完成業績17.93億元，度電凈利潤僅有0.48分/千瓦時。大體量、低基數是公司業績彈性較高的主要原因。

因勢利導，伏櫪志在千里

提升分紅，擴張產能，發展仍舊潛力

公司每年都有現金分紅，自2010年以來A股歷史股息率平均約為4.09%(股息率按分紅預案披露日當天收盤價計算)。除08年虧損使用累計未分配利潤分紅外，其余年份均將當年歸母凈利潤的一定比例用于分紅，一般情況下分紅比例維持在50%左右。2017年，公司年報中披露擬按每股0.1元的標準進行分紅，而公司2017年EPS僅有0.11元左右，公司的分紅比例達到88.14%。

以2017年年報披露日的股價(6.92元)計算，公司2018年提供的股息率約為1.45%。2017年公司大幅度提升分紅比例。此外，公司承諾2018-2020年分紅原則上不低于可分配利潤的70%且不低于0.1元/股，有望在公司未來業績回升之后提供較為可觀的分紅收益。

擬增發投資400萬千瓦發電項目，公司產能有望得到持續擴張

公司擬發行A股股票數量合計不超過8億股，募集資金總額不超過50億元投資新建電廠。本次公司募集資金投資項目包含3個風電項目(江蘇大豐海上風電項目、河南澠池鳳凰山風電項目、安徽龍池風電項目，總裝機50萬千瓦)、1個燃氣發電項目(廣東謝崗燃機，裝機2*40萬千瓦)和2個燃煤發電項目(海南洋浦熱電項目及江西瑞金二期火電項目，裝機2*35萬千瓦和2*100萬千萬)。公司募投項目中的3個風電項目分別位于江蘇、河南及安徽，并非棄風率較高的“三北”地區;2個煤電項目位于海南省與江西省，在能源局發布的煤電建設風險預警結果中分別為綠色和橙色，未來停工緩建可能性較低;3個火電項目中謝崗項目和洋浦項目均為熱電聯產機組，依據我國《熱電聯產管理辦法》，其發電量均按“以熱定電”原則由電網企業優先收購，利用小時存在保障。

燃煤自備電廠面臨整頓，利好公司統調電廠發電

3月22日，國家發展改革委辦公廳下發《燃煤自備電廠規范建設和運行專項治理方案(征求意見稿)》，擬全面整治全國燃煤自備電廠。

(1)從嚴控制燃煤自備電廠增量

在燃煤自備電廠的新建、擴建項目上，文件的態度十分明確：除國家有特殊政策規定且納入國家電力建設規劃的項目外，原則上不再新(擴)建燃煤自備電廠;京津冀、長三角、珠三角等地區禁止新建燃煤自備電廠。

國家部委在“增量”項目上的控制非常嚴格：從文件發布之日起，新建燃煤自備電廠但未經批準或未列入規劃的，從嚴問責，并對該省市地區所有發電類項目一律停批。

此外，依據總量控制的原則，燃煤自備電廠項目需納入國家依據總量控制制定的電力建設規劃。按照《電力發展“十三五”規劃》，到2020年燃煤發電機組需要控制在11億千瓦以內。在本文件之前，自備電廠項目或未全面納入該規劃控制，按照本次文件精神，未來自備電廠項目將全面納入總量控制，擠占燃煤發電總量發展空間，公用煤電機組的新建增速或將進一步趨緩。

(2)強力規范存量燃煤自備電廠

文件首先要求各地開展違法違規燃煤自備電廠問題排查，主要針對1)違規建設方面的問題;2)違規運營方面的問題;3)違規變更方面的問題;4)違規配套方面的問題。

違規建設：包括未核先建、違規核準、批建不符、開工手續不全等問題，在建的一律停止建設;中發9號文之后未批準或未列入規劃的新建燃煤自備電廠，一律停建停運。

違規運營：未按照規定取得電力業務許可證(發電類)的燃煤自備電廠，所發電量不得上網交易，電網企業不得收購其電量。

違規變更：嚴禁以任何名義將公用電廠轉為燃煤自備電廠。

違規配套：禁止依托燃煤自備電廠建設增量配電網、局域網、微電網或專用供電線路。

在過去很長一段時間內，擠占公用發電市場卻不像公用電廠一樣承擔相應的費用和社會公共責任是自備電廠備受爭議的地方。足額繳納和公用電廠一樣的依法合規設立政府性價基金并承擔交叉補貼、環保調峰以及讓路清潔能源發電等責任，一直以來是政府出臺相關政策和文件規范自備電廠管理的核心導向。

按照規定，自備電廠應當需要繳納政府性基金及附加費用，然而長期以來自備電廠“普遍未按規定繳納政府性基金及附加”。造成該現象的原因或由于自備電廠電能輸送到用電部門不需要通過電網，而政府性基金及附加費用主要附加在銷售電價中由電網公司代為收取，自備電廠較易規避所致。

此外，文件中針對嚴格執行交叉補貼政策、環保改造要求、承擔電網安全調峰和清潔能源消納責任等方面提出詳細要求，按照同等對待自備電廠與公用電廠的原則切實解決自備電廠“野蠻發展”、沖擊正常供電市場秩序和安全的問題。本次征求意見稿未來若能夠實現落地，在自備電廠裝機規模較大、發電占比較多的省份如山東、新疆等地區，公用電廠將有望受益于自備電廠整頓或關停所釋放出的發電空間，利好統調機組利用小時水平回暖。

國家部委對于自備電廠的態度，從2017年起發生了大幅度的轉變。本次文件的出臺要求從嚴限制燃煤自備電廠的新建，規范自備電廠的運營，以及淘汰落后產能。在我國，以山東、新疆、內蒙古、廣西、甘肅等地的燃煤自備電廠最為發達，其中以新疆和山東為首。本文件正式執行之后，預計上述省區所受的影響最大，或將有大量的燃煤自備電廠面臨停運甚至淘汰的風險。

燃煤自備電廠的停運及淘汰，預計將在短期內釋放出大量的發電空間到公用電廠，利好統調電廠的利用小時提升。而截至2017年底，華能國際在山東的燃煤發電機組達到1780萬千瓦，占公司全部燃煤機組的20.38%，公司有望深度受益于燃煤自備電廠進入整頓狀態后的發電空間釋放。

芥子納須彌，解鈴還須系鈴人

華能國際為火電行業上市公司第一龍頭，其冠絕全市場的火電裝機容量、覆蓋全國23個省區的超大覆蓋面，使公司基本面情況及行情走勢與火電行業契合度非常高，具有非常理想的代表性。縱觀公司上市以來的發展歷史，儼然是火電行業發展的縮影，頗有“納須彌于芥子”之感。自2001年上市以來，公司的業績和營收波動趨勢與火電行業基本一致，在2008、2011和2017三次“煤電頂牛”的時期，均隨行業一起出現業績大幅下降的情況。在基本面之外，公司的行情走勢也與火電行業表現一致，呈現出與煤價的“逆周期”特性，利用小時的波動和電價的調整對行情影響甚微。

2017年是華能國際和火電行業第三次遭遇“煤電頂牛”，業績出現大幅下滑。由于煤價的漲幅較大，公司及行業的度電利潤水平受到嚴重壓縮。雖然供需的改善在2017年大幅提振了公司和行業的發電出力，但對于成本側的壓力的緩解卻只屬杯水車薪。2017年公司和行業業績觸底，反彈和復蘇的主要動力只能來自于價格空間的改善，在目前煤電聯動調升電價實施較為困難的環境下，煤價的下行是公司和行業業績改善的重要風向標，“解鈴還須系鈴人”。

投資建議

對于公司未來的經營情況，我們作出如下判斷：

1、我們判斷火電行業利用小時在“十三五”期間基本持平，2018年或會出現略微下降。通過2018年一季度的發電量水平來看，目前用電需求仍然旺盛，公司利用小時應可同比持平，或有望實現提升;

2、煤價自過2018年2月高點以來持續快速下跌，我們判斷2018年煤價有望開啟長期的系統性下行，公司業績有望深度受益;

3、截至目前，煤電聯動政策調整電價尚未落地，未來仍有希望調整電價，但是可能性越來越低，我們暫不考慮煤電聯動政策落地的可能。