燃料成本居高不下拖累业绩，三季度单季度亏损

前三季度收入和净利润均同比提升。前三季度公司实现营业收入872.5亿，同比提升15.86%，归母净利润7.64亿，同比提升418.54%。 单三季度收入同比环比提高，净利润同比扭亏、环比由盈利转亏。三季度单季，公司实现营收316.5亿，同比提高27.87%，环比提高22.69%；归母净利润-6.4亿，去年同期为-16.2亿，亏损幅度大幅缩小，2022二季度为18.1亿，环比出现较大幅度的亏损，主要原因为煤炭成本高居不下，火电发电量提高导致亏损增加，且三季度投资收益减少。 公司毛利率下降、净利润提升，管理费率和财务费用率略有下降。公司前三季度毛利率7.90%，同比减少0.67pct，净利率0.66%，同比提高0.79pct。 销售费用率略微提高，从0.06%提升至0.10%；管理费用率为1.76%，同比减少0.22pct；财务费用率为5.74%，同比减少0.73pct。 公司为火电龙头企业，正快速发展新能源。公司火电机组是最占比最高的发电主体，但近年来新能源装机规模发展迅速。风电和光伏装机容量由2017年底的257万千瓦发展至2022H1的721万千瓦，增加了464万千瓦，装机占比达10.5%；前三季度风电光伏上网电量合计102亿度，同比增加22.7%，占比达5.5%。 控制煤价在合理区间，火电有望迎来业绩翻转。2022年2月24日，发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，根据《价格法》等相关法律法规规定，现就进一步完善煤炭市场价格形成机制，促进秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格在合理区间570～770元/吨（含税）。火电业务盈利有望迎来反转，赛道迎来重估。 风险提示：装机规模增长不及预期；电价大幅下降；燃料成本大幅提升。 投资建议：因火电燃料价格高居不下，三季度单季度产生亏损，下调盈利预测，我们预计2022-2024归母净利润14.2、36.2、40.7亿元（原值39.4、57.2、68.8），EPS为0.08、0.20、0.22元，当前股价对应PE为36、14、12倍，给予公司2023年16-18倍PE，对应权益市值579-652亿元，对应3.13-3.52元/股合理价格，较当前股价有15%-29%溢价空间，给予“买入”评级。 盈利预测和财务指标 前三季度收入和净利润均同比提升。前三季度公司实现营业收入872.5亿，同比提升15.86%，归母净利润7.64亿，同比提升418.54%。 图1：公司营业收入及增速（单位：亿元） 图2：公司归母净利润及增速（单位：亿元） 单三季度收入同比环比提高，净利润同比扭亏、环比由盈利转亏。三季度单季，公司实现营收316.5亿，同比提高27.87%，环比提高22.69%；归母净利润-6.4亿，去年同期为-16.2亿，亏损幅度大幅缩小，2022二季度为18.1亿，环比出现较大幅度的亏损，主要原因为煤炭成本高居不下，火电发电量提高导致亏损增加，且三季度投资收益减少。 图3：公司单季度营业收入情况（单位：亿元） 图4：公司单季度净利润情况（单位：亿元） 公司毛利率下降、净利润提升，管理费率和财务费用率略有下降。公司前三季度毛利率7.90%，同比减少0.67pct，净利率0.66%，同比提高0.79pct。销售费用率略微提高，从0.06%提升至0.10%；管理费用率为1.76%，同比减少0.22pct； 财务费用率为5.74%，同比减少0.73pct。 图5：公司毛利率、净利率情况 图6：公司三项费用率情况 ROE略有改善，经营性现金流同比增加。公司前三季度加权ROE为-0.93%，同比增加1.69pct，其中主要因为净利率改善。前三季度经营性现金净流入189.1亿，同比增加16.7%，投资性现金金流出108.3亿，同比增加46.4%，融资性现金流净流出87.7亿。 图7：公司ROE及杜邦分析 图8：公司现金流情况（单位：亿元） 公司为火电龙头企业，正快速发展新能源。公司火电机组是最占比最高的发电主体，但近年来新能源装机规模发展迅速。风电和光伏装机容量由2017年底的257万千瓦发展至2022H1的721万千瓦，增加了464万千瓦，装机占比达10.5%；前三季度风电光伏上网电量合计102亿度，同比增加22.7%，占比达5.5%。 图9：2017-2022H1装机容量情况（单位：万千瓦） 图10：2017-2022Q3上网电量情况（亿千瓦时） “十四五”期间规划新增新能源装机30GW，新能源装机预计大幅提速。2021年和202H1新增新能源装机共计100万千瓦，距离3000万千瓦有较大差距，若要完成3000万千瓦的装机规划，2022H2-2025每年平均新增装机超800万千瓦。 控制煤价在合理区间，火电有望迎来业绩翻转。2022年2月24日，发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，根据《价格法》等相关法律法规规定，现就进一步完善煤炭市场价格形成机制，促进秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格在合理区间570～770元/吨（含税）。煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。火电业务盈利有望迎来反转，赛道迎来重估。 投资建议：因火电燃料价格高居不下，三季度单季度产生亏损，下调盈利预测，我们预计2022-2024归母净利润14.2、36.2、40.7亿元（原值39.4、57.2、68.8），EPS为0.08、0.20、0.22元，当前股价对应PE为37、15、13倍，给予公司2023年16-18倍PE，对应权益市值579-652亿元，对应3.13-3.52元/股合理价格，较当前股价有15%-29%溢价空间，给予“买入”评级。 表1：可比公司估值表 估值的风险 我们采取相对估值方法计算得出公司的合理估值在3.13-3.52元之间，但该估值是建立在较多假设前提的基础上计算而来的，特别是对公司未来几年的业务成本和业务收入加入了很多个人的判断： 1、相对估值时我们选取了与公司业务相同或相近的公司进行比较，选取了可比公司2022年PE水平作为相对估值的参考，同时考虑公司增发的因素、公司成长性，对行业平均动态PE进行修正。 2、考虑到公司新能源装机规划目标较大，同时公司为央企背景，因此假设规划可以得到100%执行，但新能源建设具有一定不确定性，如光伏组件价格持续高位、风电资源竞争激烈等，公司新能源装机规模增速可能不及预期。 3、随着电力市场化交易的不断推进，新能源电力的不稳定性导致在电力市场化交易中相较传统能源具备一定劣势，因此存在电价大幅下跌的风险。同时市场上也在推进新能源配储能的进程，一定程度上将给新能源的建设成本增加压力，也有可能造成新能源装机进展不及预期。 4、煤炭价格持续高位，发改委2022年2月发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，给出秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格在合理区间570～770元/吨（含税），但煤炭市场存在不确定性，有可能出现燃料价格下跌不及预期的情况。 5、考虑公司新能源装机规模及增速，给予公司16-18倍PE，可能未充分考虑市场整体估值偏高的风险。 盈利预测的风险 在对公司火电、水电及新能源项目未来盈利预测中，我们设定了很多参数，这些参数为基于历史数据及对未来变化的个人判断： 1、我们认为若国家从煤炭供给侧对电力运营上游进行调控，电力市场化推进不及预期可能导致电价的上浮不及我们预期； 2、若新能源投运增长不及预期，可能影响公司业绩增长； 3、若新能源当年来风、光照条件较差，可能影响公司当年新能源分部的业绩。 4、若水电来水较差，可能影响公司当年水电分部的业绩。 经营及其它风险 1、电价波动风险。上网电价是影响公司盈利能力的重要因素。我国发电企业上网电价受到政府的严格监管，未来随着电力改革的深入及竞价上网的实施，可能导致公司的上网电价水平发生变化，这将可能影响公司的盈利水平。 政策风险。随着对新能源与传统能源公平竞争的互生越来越大，新能源配比储能将大大增加成本，从而影响新能源盈利不及预期。 附表：财务预测与估值 资产负债表（百万元） 利润表（百万元） 现金流量表（百万元）