火电龙头柳暗花明，绿电转型助力成长

全国火电龙头，加快绿色低碳转型步伐。作为华能集团常规能源整合唯一平台，资源优势明显。公司业务以火电为主，低碳清洁能源比例不断提高。截至2022年，公司燃煤装机占比达73.93%，低碳清洁能源装机占比从2018年的16%提升至26%，火电资本开支回落，低碳清洁能源资本性支出不断增加。风光营收占比逐渐增大，其中风电营收增长明显。煤价下行，23H1公司扭亏为盈。2021-2022年由于燃料成本高企公司亏损。受益于2023年煤炭价格中枢回落和电量同比增长，2023H1公司归母净利润同比大幅增长309.7%。 火电行业龙头，盈利加速修复。火电“压舱石”作用凸显，盈利修复迎来发展新机遇。新旧能源“先立后破”，火电仍是我国电力生产的主要来源。伴随新能源快速装机，电力供需挑战加剧，火电仍承担着保障能源安全的“压舱石”作用。火电迎来多重催化：煤电新增提速迎来抢装潮；成本回落，国内煤价中枢快速回落，海外能源价格持续下行，长协煤保障力度持续加强；电改加速推进，火电调峰收益有望兑现。公司火电规模&区位优势突出，盈利加速修复。公司火电装机容量、火电发电量居行业第一，主要能耗指标表现优于同行业，资产优质优势突出。火电机组多布局在沿海地区，尤其经济发达且电力供需偏紧区域，用电量刚性增长，电价趋涨有支撑。煤价下行和长协煤比例提升缓解成本端压力，2023H1业绩大幅提升，盈利改善还将进一步释放弹性。 公司加速推进绿色低碳转型，成长空间巨大。新能源加快发展，助力实现“双碳”目标。双碳目标牵引下，新能源发电跃升高质量发展新阶段，“十四五”期间风电、太阳能装机容量、发电量增长迅速。同时，新能源产业链价格降幅明显，项目收益率有望提升。绿证/绿电交易/CCER等市场机制完善促进新能源增厚收益。公司加快绿色低碳转型步伐，“火+绿”协同促发展，公司新能源装机容量、发电量远超同行业，增长速度超过全国水平。2022年风电、太阳能发电业务收入分别为137.61亿元和28.28亿元，同比增长35.36%和42.33%，促进公司亏损收窄，新能源业务收入增长潜力大，成为公司盈利能力增长新支撑点。公司风光项目分布广泛，在建工程规模大。2022年重要的新能源在建工程项目37个，大股东华能集团新能源发展成果亮眼，为公司新能源转型提供丰富的经验和资源。 投资建议。公司背靠华能集团，为全国火电运营商龙头，同时“十四五”期间积极规划绿电转型，受市场煤价中枢回落及长协覆盖比例进一步提升影响，叠加电力体制改革深入利好释放，具有盈利修复较高弹性和高增长空间。预计公司2023-2025年营业收入分别为2621亿元、2669亿元、2766亿元，同比增长6.2%，1.8%、3.6%； 归母净利分别为142.18/152.31/188.40亿元，对应2023-2025年EPS分别为0.91/0.97/1.20元，对应2023-2025年PE分别为9.8/9.1/7.4倍，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：装机速度不及预期；火电灵活性改造、绿电交易等行业政策推进不及预期；上游原材料涨价。 财务指标 财务报表和主要财务比率 资产负债表（百万元） 现金流量表（百万元） 1.全国火电龙头，加快绿色低碳转型步伐 1.1.公司发展历程 中国电力龙头企业之一，深耕数十年。公司于1994年6月成立，同年10月在纽交所上市，后分别在1998年1月和2001年11月在香港联交所和上海证券交易所主板上市，成为全国首家三地上市电力企业。2015年陆上风电装机容量超过2100兆瓦，开工建设海上风电和光伏发电。2017年全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。 图表1：华能国际发展历程 1.2.中央国资赋能，管理层经验丰富 公司实际控制方为国务院国资委，直接控股股东是华能集团。华能集团是中国核心电力集团企业之一，作为行业龙头在业务布局、规模效应、资源整合等多方面具有显著优势。 华能集团直接持有公司9.91%的股权，通过中国华能集团香港有限公司和华能国际电力开发公司分别间接持有公司3.01%和32.28%的股权。 公司作为华能集团常规能源整合唯一平台，资源优势明显。华能集团分别于2010年9月及2014年6月出具了与华能国际避免同业竞争的承诺，将华能国际作为华能集团常规能源业务最终整合的唯一平台并在资产注入、资金等方面对公司大力支持。截至2022年底，华能财务公司向公司提供总额为301.29亿元的授信，实际发生额273.08亿元。 公司自上市以来，华能集团不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，为公司发展提供强有力的支持。 图表2：华能国际股权结构 1.3.火电为主，清洁能源比例不断提升 公司主营电力及热力业务，且以火电为主。截至到2022年公司可控装机127228MW，其中燃煤 、 燃机 、 风电 、 光伏 、 水电和生物质的装机比例分别是73.93%/10.01%/10.71%/4.93%/0.29%/0.13%。目前仍以燃煤装机为主，且大机组占比较大，其中30万千瓦以下等级占比5.50%，30万千瓦等级占比40.11%，60万千瓦等级的占比37.03%，100万千瓦等级的占比17.37%。 积极转型，新能源比例持续提高。2018-2022年公司的低碳清洁能源装机容量从16893兆瓦增长到33172兆瓦，占比从16%到26%。从发电量来看，2018-2022年，公司的低碳清洁能源的发电量从123.14亿千瓦时增长到358.29亿千瓦时，年复合增长率达到23.8%。 图表3：公司历年装机结构 图表4：公司2018-2022年的各电源发电量情况（亿千瓦时） 图表5：公司2018-2022年装机容量变化情况（单位：兆瓦） 火电资本开支回落，低碳清洁能源资本性支出不断增加。从2020年至今，公司火电资本性支出减少，低碳清洁能源资本性支出逐年扩大，取代火电成为公司最主要的资本性支出。2018-2022年低碳清洁能源年复合增长率达到28.94%，其中太阳能表现突出，从2018年资本性支出1.17亿元增长到2022年的111.68亿元，年复合增长率高达148.86%。风电的资本性支出年复合增长率为15.61%。公司积极推进能源结构转型，加快绿色低碳转型步伐，构建新的增长空间。 图表6：公司2018-2022年资本性支出情况（亿元） 1.4.煤价下行，23H1公司扭亏为盈 燃料成本下行，23H1扭亏为盈。2020年公司售电量下降导致当年营业收入减少，而后两年公司售电量逐年增长，2021年受燃煤采购价格同比大幅上涨影响，公司全年业绩亏损。2022年，受煤炭价格持续高位运行影响，公司盈利能力仍相对较弱，但随着煤电上网电价的提升以及新能源发电量增长，公司收入规模持续提升且盈利能力有所改善，亏损幅度较2021年有所收窄。受益于2023年煤炭价格中枢回落和电量同比增长，以及境外电力资产盈利提升，2023H1公司实现归母净利润63.1亿元，同比大幅增长309.7%，业绩增速突出，扭亏为盈。 图表7：公司营收与同比增速（单位：亿元） 图表8：公司归母净利与同比增速（单位：百万） 火电仍是最大营收来源，清洁能源盈利能力高位持稳。 营收结构方面：电力及热力业务占比达95.3%，以火电为主，但随着公司向清洁能源转型，风电和光伏发电的营收占比逐渐增大，其中风电营收增长明显，从2018年占整体营收的3%逐步扩张到2022年的6%。 利润贡献方面：近两年，受煤价上涨影响，火电处于大幅亏损状态，风电成为公司利润的主要来源。 盈利能力方面：由于2021年前集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电并网项目均享受补贴政策，公司风、光毛利率维持在50%以上水平。 图表9：电力行业分产品营收结构 图表10：电力行业分产品成本结构（单位：亿元） 图表11：电力行业分产品毛利结构 图表12：电力行业分产品毛利率变化情况 分红方面，公司现金分红政策规定公司在当年盈利及累计未分配利润为正，且公司现金流可以满足公司正常经营和可持续发展的情况下，现金分红比例不少于当年实现的合并报表可分配利润的50%。2021-2022年，出于归属于本公司股东的净利润为负、公司转型发展的投资需求以及资产负债率上升等原因，公司决议不分红。随着公司业绩扭亏为盈，盈利能力提升，预期未来将回归合理分红水平。 图表13：公司经营活动产生的现金流量情况（亿元） 图表14：公司分红情况（亿元） 2.火电：全国火电龙头，盈利加速修复 2.1.行业：火电“压舱石”作用凸显，盈利修复迎来发展新机遇 2.1.1.火电兜底保供作用凸显 新旧能源“先立后破”，火电仍是我国电力生产的主要来源。尽管在双碳目标牵引下，近年来新能源装机快速增长，火电发电量占比下降，但截至2022年，火电发电量占全国发电量比重仍超过65%，依旧为我国电力生产的主力。尤其近年来我国电力需求刚性增长，高峰期负荷压力较大，火电出力依然保持着较明显的增速。 图表15：火电发电量占全国发电量比重 图表16：火电发电量及同比增速（单位：亿千瓦时） 从电源特点来看，与火电相比，风电、光伏等新能源发电具有可变性、间歇性和随机性等特点，使得新能源发电具有不稳定性和难预测性。因此，随着新能源占比的不断提升，给电力系统带来的挑战也随之加剧。2021和2022年连续两年的夏季限电事件，反映目前能源供应冗余度不够，电源系统配置不足，电力供需挑战加剧。火电因其稳定和灵活调峰能力，作为“压舱石”在能源供应体系中的重要性逐步显现。据电规总院报道，未来三年，预计新增新能源可靠保障容量不足4000万千瓦，新能源尚不具备提供与煤电相当的保障能力，长期来看，火电仍承担着保障能源安全的“压舱石”作用。 图表17：各发电电源特点 煤电在“十四五”后半段迎来新一轮抢装潮。煤电新增装机从“十一五”至今呈回落趋势，“十三五”期间，已经从年均新增6400万千瓦回落至年均新增3600万千瓦，导致托底保障能力减弱。但基于电力供需偏紧格局下火电“压舱石”的必要性，政策端释放信号：2022年到2023年每年至少核准8000万千瓦煤电项目，2024年至少投产一批8000万千瓦煤电。 火电投资增速迎来拐点，新增核准煤电装机规模快速提升。根据国家能源局，2022年全国火电投资完成额提升至909亿元，同比增长28.4%。据绿色和平统计，2021年全国新增核准煤电装机约18.55GW，同比减少了57.66%，较“十三五”期间核准装机减少34.91%。但在2021年9月限电频发后，2021Q4火电核准进度明显加快，Q4装机量较前三季度总和还要高出45.85%。而2023年上半年火电项目核准规模已超50GW，已超过2022年全年获批总量的55.6%。 图表18：煤电建设积极性不高，导致托底保障能力减弱（万千瓦） 图表19：火电投资增速迎来拐点（单位：亿元） 图表20：新增核准煤电装机规模大幅提升（单位：万千瓦） 2.1.2.长协比例提升&煤价中枢下行，火电盈利加速修复 政策发力，长协煤比例进一步提升。2022年2月，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确港口煤炭（5500K）中长期交易价格合理区间为570元-770元/吨，并表示将运用《价格法》调控煤炭市场价格。2022年10月，国家发改委印发《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》，进一步加强电煤中长期合同签订、履约和监管工作，并要求电煤中长期合同实现发电供热企业全年用煤量签约、电煤中长期合同月度履约率以及执行国家电煤中长期合同价格政策的“三个100%”。在量方面规定煤企长约签订量不应低于自有资源量的80%，不低于动力煤资源量的75%，充足的动力煤长协货源保障电企降低原料成本，平抑成本价格波动。 动力煤供需持续修复，中长期煤价回归合理区间。2023年上半年动力煤市场经历了双重压力测试，一是进口煤增量远超预期，库存压力增加显著，二是下游需求不及预期，电厂