华电国际电力股份股票分析，华电国际电力股份有限公司

火电企业21季度开始亏损。由于煤价长期涨价的滞后性以及煤价库存居高不下，火电公司4Q21亏损较上季度进一步扩大，亏损程度与公司火电发电量基本成正比。 2019年4月24日，国家能源局提出：今年我国将大力推进煤电节能减碳改造、灵活改造、供热改造联动，规模化转型升级。煤电将突破2.2亿千瓦。

截至2022年6月末，公司火电装机占比超过95%，分布于全国十个省份，其中41%/6%的火电装机位于山东/广东，全国最大的用电量省份。华电国际于1994年6月28日在山东省济南市注册成立，主营业务为电厂及其他发电相关产业的建设和运营。分别于1999年6月和2005年1月在香港联交所上市，并在上海证券交易所上市。

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我们对抽水蓄能电站调峰成本对基准电价和利用小时数进行了敏感性分析。以公司项目四省0.4143-0.453元/kWh的基准电价计算，在1700-2000利用小时情景下，抽水蓄能电站整体资本内部收益率可高达11.6% -13.3%。与丹麦、德国相比，我国火电机组最低运行负荷较高，调峰能力较弱，表明我国火电机组灵活性仍有提升空间。

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在五大集团中，它是唯一做到这一点的集团。国家能源有3个新能源平台，华能至少有2个，国家电投都是散装的，大唐没有研究过。 2019年5月24日，华电国际完成资产注入后持有新能源平台37.19%的股权。同时，根据各大发电企业“十四五”发展规划，风电规模普遍小于光伏，且考虑到平台已拥有较多风电资产，假设新增风电比例为： 2022年至2025年该平台太阳能装机容量比例为3:7。

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2021年，由于社会用电量增加、煤炭价格大幅上涨，公司售电量、电价同比双双上涨，带动公司售电收入同比大幅增长16.7% 2021年达到819亿元。“十四五”期间，国家对煤电灵活改造提出新要求，火电调节能力潜力巨大。电力规划设计院初步测算显示，“十四五”末，我国每年辅助服务补偿资金将达到800亿元左右，进一步释放火电机组监管潜力。

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2019年12月7日，新能源平台在北交所引入战略投资。增资完成后，华电国际持股比例被稀释至31.03%。 M22公司水力发电量同比下降4%至71.6亿千瓦时。考虑到今年汛期供水较为干燥，水电站蓄水受到负面影响，预计4Q22枯季水力发电量仍将同比下降。预计2022年水电利用小时数为3900小时。 2023-2024年，预计将维持2022年水平。

据国家能源局统计，2021年上半年辅助服务市场交易成本共计110.1亿元，其中调峰和调频成本分别占比84.3%和15.3%，缓解了经营压力。部分煤电企业面临一定压力。

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