火电修复迎业绩拐点，绿电转型供长期动力

华能旗下电力龙头，深耕火电转型新能源。公司隶属“五大发电集团”中的华能集团，是国内最大的上市发电公司之一。2022年公司拥有可控发电装机容量127.23GW，其中煤电装机94.06GW，清洁能源装机容量33.17GW，占比达26.07%，同比提升3.68pct。近年来公司营收平稳增长，但利润受煤价扰动，2021、2022年煤价高位运行，公司分别亏损102.6/73.9亿元；2023 Q1，受益国内市场煤价格加速回落和电价同比上涨，公司盈利能力大幅改善，单季度归母净利润达22.5亿，同比增长335.3%。 煤价中枢下移可期，火电龙头业绩望兑现。2021-2022年煤炭价格大幅上涨，煤电企业亏损严重，在电力保供的大背景下国家出台了一系列政策增加煤炭供应，支持煤电企业缓解成本压力。2023年以来，受国内煤炭增产、澳煤进口放开、需求相对疲软的影响，国内动力煤价格持续下跌，截至6月底，秦港5500卡动力煤较年初下跌345元/吨。煤价中枢下移对公司利润提振作用明显，我们测算在1000/1100/1200/1300元/吨煤价情况下的公司2023年归母净利润水平分别为164.09/100.00/35.91/-28.19亿元，预计今年公司火电盈利将大幅修复。 灵活性改造+组件降价加速绿电转型，助力长期高成长。公司积极响应华能集团号召，大力发展新能源，2018-2022年，公司风电装机量由5.14GW增至13.63GW，CAGR达27.6%，光伏装机由0.96GW增至6.28GW，CAGR达59.9%，新能源装机占比由5.8%增至15.6%。相比其他传统绿电运营商，公司具备丰富的火电资源，充沛的现金流保障绿电项目建设，并可通过积极参与火电灵活性改造获取风光建设指标，成本优势明显。截至2022年底公司在建风光项目超500亿，发展势头强劲，预计今年硅料及组件价格的降低将提高公司新建项目盈利水平，加快建设投产进度。 投资建议与估值：公司火电装机规模位居全国第一，充分受益于煤价中枢下调，火电盈利弹性将明显恢复；随着组件价格的持续走低，公司新能源装机规模与盈利能力都有望显著提高。我们预计公司2023年-2025年的收入分别为2589.76亿元、2623.59亿元、2709.62亿元，营收增速分别达到4.97%、1.31%、3.28%； 2023年起，预计公司业绩将实现扭亏为盈，2023-2025年归母净利润分别为131.51亿元、169.02亿元、195.40亿元。首次覆盖，给予“增持”投资评级。 风险提示：煤炭价格波动风险、电价下调风险、风电、光伏新增装机不及预期等。 股票数据 1.华能旗下电力龙头，深耕火电转型新能源 1.1.三地上市大型央企，清洁能源发展提速 火力发电龙头，积极推动新能源转型。公司是五大发电集团华能集团旗下的综合性电力运营公司，主要在全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂，是国内最大的上市发电公司之一。公司成立于1994年，同年在纽交所挂牌上市，随后分别于1998年和2001年在香港联交所和上交所上市，成为国内首个在纽约、香港、上海三地上市的发电公司。2012年，公司提出到2015年实现燃煤发电与清洁能源发电并举的发展战略；2015年，成功进行光伏发电和海上风电的开工建设。2022年，公司实现清洁能源装机占比26.07%，进一步打造“三型三化”大型清洁能源基地。 图1：公司发展历程 1.2.股权结构集中，华能旗下最大电力平台 股权结构集中，华能集团持有37.13%股权。公司的控股股东是华能国际电力开发公司，最终控股股东为中国华能集团有限公司，截至2023年一季报，华能集团以直接和间接方式共持有公司37.13%股权。公司前五大股东共持有74.99%股权，股权结构集中。公司重大股权投资包含发电、输电、供电、新能源供电、节能环保技术研发等方向。 表1：公司前十大股东持股情况（截至2023Q1）序号股东名称（全称） 图2：公司股权架构（截至2023Q1） 表2：公司重大股权投资 华能集团旗下最大电力平台，可控装机规模占集团总规模57.8%。华能集团拥有3家电力板块上市公司，分别为华能国际、内蒙华电、华能水电。公司国内业务广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市，此外在新加坡和巴基斯坦各投资一家电力公司；内蒙华电发电资产集中于内蒙古自治区九个盟市；华能水电国内业务均在云南省，海外业务集中于柬埔寨、缅甸。2022年，华能集团可控装机超过2.2亿千瓦，其中公司可控装机规模占集团总规模的57.8%，是集团内装机规模最大的发电公司。 表3：华能集团旗下电力公司装机情况 1.3.深耕电力热力领域，煤价上涨带来业绩扰动 深耕电力领域，加快绿色低碳转型。公司主营业务包括电力及电热、港口服务、运输服务等。2022年，电力、热力销售收入约占营业收入的95%，可控发电装机容量127.23GW，其中清洁能源装机容量33.17GW，占比达到26.07%，同比提升3.68pct。 营收整体平稳增长，23Q1盈利能力大幅改善。2018年至2022年，公司营收从1698.61亿元增长至2467.25亿元，年复合增长率达为9.78%，保持平稳增长。2022年营收同比增长20.31%，主要由电价上涨驱动。2018年至2022年，公司归母净利润由14.39亿元下降至-73.87亿元，2022年比2021年同期减亏26.17%，但全年仍处于业绩亏损状态，主要原因是2022年煤价仍居高位，公司煤电业务亏损较大。2023Q1，受益国内市场煤价格加速回落和电价同比上涨，公司实现利润总额31.29亿元，相比2022年同期的-9.20亿元实现扭亏为盈，其中境内燃煤发电板块所得利润减亏97.86%；归母净利润22.50亿元，同比增长335.30%。 图3：2018-2023Q1营业收入（亿元）及增速（右轴） 图4：2018-2023Q1归母净利润（亿元）及增速（右轴） 深耕电力领域，营收占比基本维持95%以上。公司主营业务为电力及热力销售、港口服务及运输服务等，其中电力及热力为主要收入来源。2018年至2022年公司电力及热力贡献营收由1672.41亿元增长至2351.94亿元，年复合增长率为8.90%，营收占比基本保持在95%以上。2022年，电力及热力营收占比为95.33%，较上年增长0.68pct，港口服务和运输服务占公司总营收比例分别为0.10%和0.02%。其他业务收入包括粉煤灰、燃料及材料销售收入、租赁收入等，近四年贡献营收占比均在4.50%以上。 图5：2018-2022公司分业务营业收入（亿元） 图6：2018-2022公司分业务营业收入占比 公司毛利率、净利率企稳回升。2021年由于原煤采购成本大幅上涨，公司营业成本较2020年增长46.41%，毛利率和净利率出现大幅下滑。2021年到2023年Q1，公司毛利率和净利率情况有所改善，呈现回升态势。分业务来看，电力及热力毛利率触底反弹，2022年毛利率已由负转正，达1.22%，相比2021年增长4.01pct；港口服务业务毛利率由2018年的24.42%增长至2022年的36.53%； 运输服务业务毛利率近三年稳定在10%左右，其他业务毛利率整体呈现下滑趋势，由2018年的64.21%下降至2022年的40.36%。 图7：2018-2023Q1年公司总体毛利率和净利率 图8：2018-2022年公司分产品毛利率 图9：2018-2022公司分产品毛利结构 控费能力出色，期间费用率逐年下降。2018年至2023Q1，公司期间费用分别为147.9亿元、154.4亿元、146.0亿元、156.6亿元、169.1亿元、36.8亿元； 期间费用率呈逐年下降趋势，由2018年的8.71%下降至2022年的6.85%，其中管理费用率 、 财务费用率整体都呈下降趋势 ，2018-2022年分别下降0.21pct/2.3pct；销售费用率整体较低，总体维持在0.1%以下。 图10：2018-2023Q1公司各项费用（亿元） 图11：2018-2023Q1公司费用率情况 加大研发投入，夯实研发人才队伍建设。近几年公司加大研发投入，2018到2022年公司研发费用由0.46亿元增长至16.08亿元，年复合增长率达142.9%，研发费用率分别为0.03%/0.04%/0.39%/0.65%/0.65%，整体稳步提升。截止2022年末，公司研发人员数量达13060人，占公司总人数的22.88%。研发人员中本科及以上占比86.16%，40岁以下占比41.96%，高素质人才和年轻血液为公司创新提供持续动力。 图12：2018-2023Q1研发费用（亿元）及增速（右轴） 图13：2022年公司研发人员学历结构（单位：人） 图14：2022年公司研发人员年龄结构（单位：人） 2022年经营活动现金流大幅增长，资产负债率维持70%左右。2018年至2023Q1，公司经营活动产生的现金流量净额分别为288.92亿元、373.24亿元、420.50亿元、60.33亿元、325.20亿元、61.38亿元。2021年由于燃料采购成本大幅上升，现金流入减少，导致经营现金流大幅下降；2022年，经营现金流净额同比增长439.04%，回归正常水平。资产负债率方面，近年来公司负债率整体维持在70%以上，2023Q1资产负债率较2022年底下降3.52pct至71.30%。 图15：2018-2023Q1经营现金流量净额（亿元）及增速（右轴）图16：2018-2023Q1资产负债率 2.煤价中枢下移可期，火电龙头业绩望兑现 2.1.电力保供形势严峻，火电“压舱石”地位稳固 电力需求持续增长，未来空间依旧巨大。从电力需求侧来看，2022年尽管受疫情、气候变化等因素影响，我国用电量仍然保持增长态势，全社会用电量达86372亿千瓦时，同比增长3.67%。据国网能源院预测，2025年、2035年、2050年、2060年，我国电力需求分别达到约9.8万亿千瓦时、12.4万亿千瓦时、13.9万亿千瓦时、13.3万亿千瓦时，仍具有巨大的上升空间。 图17：近年全国全社会用电量及未来预测（单位：万亿千瓦时） 电力保供压力较大，火电压舱石地位稳固。据电规总院预计，未来两年全国电力供应保障压力仍然较大，按照装机平衡考虑，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2023年安徽、湖南、江西、重庆、贵州、冀南6个地区负荷高峰时段电力供需紧张，2023年、2024年电力供应偏紧地区分别为17个和10个。因此，立足我国基本国情，为应对电力供需紧张现状，仍需夯实煤电托底保供基础，压实电力工业保障的基本盘。当前火力仍是我国主力电源，截至2022年底，火电装机量为13.3亿千瓦，占全国总装机容量的52.06%，发电量为58531亿千瓦时，占全国总发电量的69.77%。 图18：2023年和2024年全国电力供需形势 图19：2013-2022年全国各发电类型发电量（亿千瓦时） 图20：2022年全国各发电类型发电量占比 2.2.火力发电绝对龙头，多维优势提升盈利能力 作为火电行业龙头企业，我们认为公司具备规模、利用率、地域、创新四大优势： （1）规模优势：燃煤大型发电机组占比超54%，火电装机规模遥遥领先。 2018年至2022年，公司火电可控装机容量稳定增长，由99.52GW增长至106.96GW，其中煤机94.06GW，燃机12.74GW。燃煤发电机组中，60万千瓦等级的占比37.03%，100万千瓦等级的占比17.37%，60万千瓦以上的大型机组占比为54.40%，包括16台已投产的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用超超临界二次再热技术的燃煤发电机组。与同业对比来看，公司火电装机规模领先，是唯一一家火电装机规模超过100GW的上市企业。 图21：2018-2022年火电可控发电装机容量（GW） 图22：公司与同行业火电装机容量对比（GW，截至2022年底） （2）利用率优势：优化机组