华能国际（600011.SH）

上游成本优化恢复盈利弹性，中特估值利好未来可期

2023年“煤炭+硅料”成本双优化，将有望恢复公司火电业务盈利弹性，加速公司风光装机建设落地与一体化基地布局，此外，“火电灵活性改造”政策、新能源补贴回款、央国企估值重估体系等带来进一步利好，发展前景可期，首次覆盖予以“强烈推荐”评级。

□华能集团旗下火电龙头，营收稳健增长，业绩受煤价影响较大。华能国际是华能集团旗下的主力上市公司资产，发电装机规模约12722.8 万千瓦，其中火电占比约84%，风电约10.7%，光伏约4.9%。近年来，公司营收规模基本保持稳步增长，2022年实现营业收入2467.25亿元，8年间复合增速9.72%。受煤价高企影响，公司2022年整体业绩亏损，全年归母净利润-73.87亿元，同比减亏25.16%，亏损情况有所改善;燃料成本上涨是近两年火电亏损主因。

□煤价调整叠加长协保供，火电回暖助力公司盈利提升。受疫情后全球经济复苏影响，2021-2022年煤炭价格大幅上升，最高点涨幅接近400%；煤炭合同履约情况不及预期，火电企业遭受重创。今年以来，进口煤价下行，公司长协煤签约、履约情况明显好转。预计火电行业将随上游成本优化整体回暖;公司火电板块盈利能力也将有所修复。

□硅价回落加速风光装机规模发展，一体化基地建设前景可期。公司近年来大力发展新能源，2022年新增风电装机309.3万千瓦，光伏296.5万千瓦。受光伏组件价格上行和疫情影响，目前公司新能源装机增长进度不及此前目标预期。预计今年硅料供应放量将加快建设投产进度，全年风光装机增量有望达到 800 万千瓦以上。公司背靠华能集团积极布局清洁能源一体化基地，在数字经济发展带动算力需求的大背景下，清洁能源大基地参与者有望显著受益。

□“灵活性改造”扶持政策叠加新能源补贴落地，央国企估值体系重估利好未来发展。调峰成本优势叠加新能源建设指标，火电灵活性改造政策利好“火转绿”企业；新能源补贴政策逐年落实，改善清洁能源转型发电企业现金回收；“中国特色估值体系”背景下，火电企业估值修复空间大。多重政策叠加利好华能国际，公司成长未来可期。

□盈利预测和估值：我们预计公司2023-2024年归母净利润分别为92、118亿元，增速分别为225%、28%，当前股价对应PE分别为16.5x，12.9x，首次覆盖，给予“强烈推荐”评级。

□风险提示：电价下行及煤价上行风险、项目建设进度或现金回流不及预期。

财务数据与估值

会计年度	2021	2022	2023E	2024E	2025E
营业总收入(百万元) 同比增长	204605	246725	248868	253894	259111
	21%	21%	1%	2%	2%
	(14802)	(10411)	13760	17822	18830
营业利润(百万元) 同比增长归母净利润(百万元)	-254%	30%	232%	30%	6%
	(10264)	(7387)	9228	11828	12473
	-325%	28%	225%	28%	5%
同比增长每股收益(元)	-0.65	-0.47	0.59	0.75	0.79
PE	-14.8	-20.6	16.5	12.9	12.2
PB	1.4	1.4	1.3	1.2	1.1

资料来源：公司数据、招商证券

强烈推荐（首次）

周期/环保及公用事业

目标估值：NA

当前股价：9.7元

基础数据

总股本（万股）	1569809
已上市流通股（万股）	1099771
总市值（亿元）	1523
流通市值（亿元）	1067
每股净资产（MRQ）	8.1
ROE（TTM）	-3.3
资产负债率	71.3%
主要股东	华能国际电力开发公司

主要股东持股比例	32.28%

股价表现

%	1m	6m	12m
绝对表现	11	21	43
相对表现	12	11	40

资料来源：公司数据、招商证券

正文目录

一、公司概况：华能集团旗下火电龙头，转型发展迈向新时代，
1、逾28年发展历程，历经三地上市与转型发展 .5
2、营收能力稳健增长，业绩受煤价影响较大.. ..6
3、华能旗下核心平台，代表集团转型发展先驱. ..8
二、行业趋势：火电行业逐步回暖，新能源市场稳步发展. .10
1、煤价调整叠加长协保供，“三个100%"促进成本可控... .. 10
2、“双碳"推动清洁能源转型，灵活性改造政策影响有望扩大.. .11
3、电价上浮新规效果显著，容量电价变革或将利好火电. .13
三、推荐逻辑：“煤炭+硅料"成本双优化，火电央企政策估值均利好... .. 15
1、火电：长协煤政策保障煤价稳定，行业回暖助力火电龙头盈利修复. .15
2、新能源：硅料价格回落加速风光发展，新能源基地建设潜力可期... ..16
3、政策：“火转绿"调峰收益潜力大，新能源补贴改善公司现金回收.. .. 18
4、估值：中国特色估值体系下，国央企估值重估逻辑利好火电... .21
四、盈利预测... .24
五、风险因素... .26

图表目录

图1：华能国际发展历程， 6
图2：公司营收规模整体稳健增长 .6
图3：主营业务营收占比稳定.. .. 6
图4：火电是公司电力业务主营板块. .6
图5：公司火电装机占比超八成，发电量占比超九成， .6
图6：公司业绩亏损状况有所改善 .7
图7：燃煤板块亏损明显，风光板块利润增长. .7
图8：火电板块近两年亏损，风光板块盈利能力较好. .7
图9：燃料成本上涨是近两年火电板块亏损的主因. .7
图10：受煤价高企影响，公司近两年毛净利率下降.. ..8
图11：近三年来公司财务费用率显著降低. .8
图12:华能国际相关股权结构均围绕华能集团建立 8
图13：华能国际资产及业务范围覆盖全国大部分区域
图14:公司清洁能源装机占比2023年预计超30%. ....9
图15：公司风光板块发售电量占比迅速提... ....
图16:政策加持下2022年动力煤价格回落明显.. .11
图17：我国能源转型持续推进，清洁能源装机不断提高. .11
图18：清洁能源利用小时数与发电量仍有提升空间， .11
图19:部分省份代理购电价格上涨幅度明显. ..14
图 20：公司火电装机规模位居五大发电集团之首... ..5
图21：2022年公司火电发电量仍为行业龙头. .15
图22：公司燃料成本占主营业务成本比例偏高. .15
图 23：煤价指数与公司火电板块毛利率近似负相.. ....:15
图 24:2022年公司长协煤采购占比不及预... ...16
图25:2022年公司多地售电价格明显上 ..16
图 26：新增风电309万千瓦，总规模超大唐新能.. .16
图 27：新增光伏装机近一倍，总规模跻身行业前.. ....16
图 28：组件价上行滞后装机进度，今年价格有所回落.... ..1.7
图29:2023年1-3月国内新增光伏装机同比增长明显.. .17
图30：资本开支新能源为主，风光支出占比60%以上. .17
图31：光伏建设势头迅猛，风电建设维持20%增速... ..17
图 32：预计风电营收增速 20%，光伏年均增速 50%.. .1.7
图33：截至2022年2月各发电集团签约基地规模.. ..18
图34:2022年各发电集团签约一体化项目规模及个数. .18
图35:南方区域电力辅助服务参数表.. ..19
图 36:2022年公司经营性现金流明显改善. ..21
图 37：民企、国企、央企与市场 PB（LF）对比. ..21
图38:A股整体、沪深300、电力（申万）、火力发电（申万）PB（LF）对比， .22
图39:华能国际历史PE Band.. .26
图40:华能国际历史 PB Ba.m...
表1：华能集团旗下各发电企业发电资产概览 .9
表2：近年来中长期合同煤及煤价调控的相关政策.. ...0
表3：对比国电电力，长协煤占比显著影响盈利能力.. ..11
表4:“十四五"期间我国清洁能源规划. .11
表5：五大发电集团积极响应"十四五"可再生能源规划. .12
表6：火电灵活性改造经济性远超其他调峰技术. .12
表7：地方火电灵活性改造配置新能源指标政策. .12
表8：近年来几次上网电价调控的相关政策. ..13
表9：多地年度长协价格延续 20%上浮（元／兆瓦时） ..14
表10：近年来我国部分省区有关发电机组容量补偿机制的政策. .14
表11：十四五风光目标及半，新能源投产招标加速， .17
表12：国家鼓励数据中心采用清洁能源政策梳理.. .18
表13：火电灵活性改造的经济性测算. ..19
表14：国家推动解决新能源欠补问题的政策梳理. .20
表15：央企考核指标体系变迁.. .22
表16：华能国际与主要火电国央企"一利五率"指标对比， .22
表17：未来三年火电运营情况假设及预测. ..24
表18：未来三年电力分板块营收预测.. .25
表19:未来三年盈利简表.. .25

一、公司概况：华能集团旗下火电龙头，转型发展迈向新时代

华能国际电力股份有限公司（简称“华能国际”）是全国五大发电集团之一华能集团旗下的综合性电力运营公司，实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会。自创立之始，公司就以大型发电厂的开发、建设与运营作为主要业务;如今，华能国际已成为国内最大的发电公司之一，也是国内首个在纽约、香港、上海三地上市的发电公司。近年来，公司积极推进战略转型，大力发展清洁能源赛道，成为新时代电力板块不可忽视的龙头企业。

1、逾28年发展历程，历经三地上市与转型发展

华能国际的成立源起于华能集团对海外资本市场的一次大胆探索。1988年8月，中国华能集团公司经国务院批准成立。集团成立初期，其办电方针主要是依托华能国际电力开发公司（现华能国际控股股东）利用外资筹资，帮助地方自建自管电厂，以应对改革开放初期经济飞速发展导致的电力供应不足。1993年，在时任国务院总理李鹏的指示下，华能国际电力开发公司经过仔细研讨与认真调研，决定实施股份制改造，通过发行股票的方式募集更多发展资金，为中国电力事业的未来发展做出更大贡献。

1994年6月30日，华能国际电力股份有限公司正式成立。迄今，公司发展历程大致可以分为三个阶段：

》创立上市阶段（1994-2000)：该阶段，公司以多地上市、募集足量发展资金作为主要目标。尽管上市工作十分艰难，公司经过重重努力，多次在欧美开展路演，最终成功于1994年10月6日在美国纽约证券交易所上市，并成为当时中国第一批在境外上市且筹资最多的公司，不少电厂的扩建资金问题因此得到了完全解决。为了扩大在国际资本市场的融资渠道，1998年3月4日，公司在香港联合交易所有限公司上市。时逢香港证券市场遭受亚洲金融风暴重创，公司采用“闪电”配售方式发行2.5亿H股，筹资约1.4亿美元，被评为“1998年度最佳股票发行”。依托纽交所与港交所，公司境外直接融资一共筹集到了约10亿美元的发展资金。

发展并购阶段（2000-2010)：该阶段，依托境外上市所筹资金，背靠华能集团一系列资产重组计划，公司发电和业务规模与产能得到了飞速发展，火电成为营收主力。2000年，公司合并了同为纽交所上市公司的山东华能发电股份有限公司，成为华能集团旗下唯一的境外上市发电公司；2001年，进入新阶段的公司决定回归国内 A股市场，并于2001年12月6日在上海证券交易所上市（股票代码：SH600011）。2002年至2014年间，公司先后多次收购兼并华能集团、山东电力集团旗下的资产，如石洞口、沁北、井冈山等电厂资产及滇东能源、鲁能生物等公司股权。2008年，公司全资收购了新加坡大士能源有限公司，成功将业务版图拓展至海外。

战略转型阶段（2010-至今)：该阶段，公司在维持火电龙头地位的同时逐步推进清洁能源转型。2009年9月17日，公司收购华能启东风力发电有限公司65%股权，开始进行风电项目的投资布局；随后的几年里，公司陆续并购康保、酒泉、瓦房店、玉门等多处风电资产。2015年开始，公司开始布局光伏，资本支出计划中新增光伏项目，且风光资本支出占比明显提升。2016 年底，公司可控风电装机容量2439 兆瓦，同比增长241.6%。2017年9月，公司如东八仙角海上风电30万千瓦项目全面进入商业运营阶段，这也是当时亚洲装机容量最大的海上风电厂。2019年，华能集团树立了“大力发展新能源，积极发展水电，突破核电发展，优化发展煤电，择优发展天然气发电”的发展方针；2020年，华能集团提出“两线、两化”战略，计划于三北地区与东部沿海省份建设风光火大型一体化清洁能源基地与海上风电发展带。截至2022年底，公司装机总规模达127.2GW，风光装机规模达18.9GW，清洁能源占比高达26.07%。

图1：华能国际发展历程

资料来源：企业官网、公司年报、招商证券

2、营收能力稳健增长，业绩受煤价影响较大

公司近年营收规模整体稳健增长，主营业务表现稳定。回顾公司近年来的营收情况，除2016年火电行业遭受电价下调与新能源挤压利用小时数的双重打击，和2020年疫情导致的境内外售电量严重下降造成营收负增长之外，公司收入业绩基本保持稳步增长态势。2022年，公司实现营业总收入2467.25亿元，同比增长20.31%；近8年营收复合增速达9.72%。公司业务主要包括燃煤燃气电厂、新能源发电项目的开发、建设、运营，为社会提供电力、热力及综合能源服务等。其中，电力及热力是公司的主营业务，近年来营收占比稳定维持在95%以上。

图2：公司营收规模整体稳健增长

资料来源：公司年报、招商证券

图3：主营业务营收占比稳定

资料来源：公司年报、招商证券

火电是公司电力业务主营板块，营收、装机、电量占比远超其他板块。从不同发电类型来看，以燃煤、燃机发电为主的火电业务是公司电力热力业务中的主要板块。2022年，公司燃煤业务营收达1841.49亿元，占电力业务总营收的83.71%；燃机业务营收185.21亿元，占比8.42%；二者合计超过 90%。风电、光伏作为第二、第三板块，其营收占比仅为6.26%、0.13%。从装机规模与发电量来看：2022年，公司火电装机占比超过80%，发电量占比超过90%。相比之下，风电装机为13268万千瓦，占比10.81%；光伏装机为6276万千瓦，占比4.93%。

图4：火电是公司电力业务主营板块

图5：公司火电装机占比超八成，发电量占比超九成

资料来源：公司年报、招商证券

受燃煤板块影响，公司2022年业绩仍亏损，但相比同期有所好转。2022年，公司实现归母净利润-73.87亿元，同比减亏26.17%，亏损情况有所改善。从不同发电类型来看，2022年燃煤板块利润总额-173.25亿元，同比减亏15%;燃机板块利润总额5.75亿元,同比下降 56%;风电板块利润总额62.35亿元,同比增长27%;光伏板块利润总额11.48亿元，同比增长58%。可见，业绩亏损主要原因系燃煤板块的大额亏损。

图6：公司业绩亏损状况有所改善

资料来源：公司年报、招商证券

图7：燃煤板块亏损明显，风光板块利润增长

资料来源：公司年报、招商证券

风光板块营收能力出色，煤价高企是火电板块亏损主因。从各电力板块毛利率变化趋势来看，2020 年及以前火电板块毛利率维持在10%附近，近两年有所下降，2022年为-3.18%，同比上升了2.95个百分点。水电板块毛利率较为稳定，近年来始终保持在30%附近；风电、光伏板块毛利率近年来趋向稳定在60%附近的水平，盈利表现较为出色。近两年火电板块盈利不佳的主要原因在于煤价的居高不下。2021年，公司原煤采购综合价格770.67元/吨，同比上涨60.85%；境内火电厂售电单位燃料成本为316.36元/兆瓦时，同比上涨51.32%。2022年，煤价水平进一步提高，公司煤炭采购均价上升49.26元/吨；境内火电厂售电单位燃料成本为372.56 元/兆瓦时，同比上涨17.73%。因此,尽管公司单位供电煤耗近年来略有下降，火电板块的盈利表现仍然不佳。

图8：火电板块近两年亏损，风光板块盈利能力较好

资料来源：公司年报、招商证券

图9：燃料成本上涨是近两年火电板块亏损的主因

资料来源：公司年报、招商证券

公司毛净利率受煤价影响显著，期间费用率有所下降。作为电力业务的主营板块，公司火电板块盈利能力直接与综合毛净利率挂钩；近两年受煤价持续高企影响，公司综合毛净利率与2020年前相比下滑严重。2022年，公司综合毛利率为3.04%，同比上升了3.37个百分点，由负转正；综合净利率为-4.09%，同比上升了2.10个百分点；二者变化趋势与火电板块毛利率较为一致。另一方面，近三年来公司期间费用率有所下降。其中，财务费用率的下降趋势最为明显。2022年，公司财务费用率为3.8%,相比2020年累计下降了1.4个百分点;管理费用率从2020年的2.9%到2022年的2.3%，略有下降；销售、研发费用率变化相对不大。

图10：受煤价高企影响，公司近两年毛净利率下降

资料来源：公司年报、招商证券

图11：近三年来公司财务费用率显著降低

资料来源：公司年报、招商证券

3、华能旗下核心平台，代表集团转型发展先驱

公司是华能集团旗下最核心的全国性电力运营平台。华能集团创立于1989年，是经国务院批准成立的国有重要骨干企业，属于中国五大发电集团之一，发电装机容量排名亚洲第一。集团主营业务包括电源开发、投资、建设、经营和管理，电力（热力）生产和销售，金融、煤炭等，旗下拥有58家二级单位、480余家三级企业。截至2023年4月，华能集团通过直接、间接形式共持有公司股权37.13%。集团旗下另有发电企业3家：内蒙古蒙电华能热电股份有限公司（“内蒙华电”，SH600863）、华能澜沧江水电股份有限公司（“华能水电”，SH600025）、华能新能源股份有限公司（“华能新能源”，2020年从H股退市）。公司发电资产在范围与体量上远超其他3家发电企业，且业务范围遍布全国。2022年底，华能国际资产总计5026亿元；其他3家分别为：内蒙华电407亿元（2022Q3）、华能水电1629亿元、华能新能源1409亿元（2022Q3）。华能集团于2014年承诺，华能国际是华能集团常规能源业务最终整合的唯一平台。

图12：华能国际相关股权结构均围绕华能集团建立

资料来源：公司年报、招商证券

表1：华能集团旗下各发电企业发电资产概览

公司名称	装机容量/万千瓦		业务范围
华能国际（2022年）	煤机	9405.6	发电资产涵盖6种发电类型，业务覆盖全国25个省级行政区；全资拥有新加坡大士能源,参股如意巴基斯坦能源。
	燃机	1273.8
	风电	1362.8
	光伏	637.6
	水电	37
	生物发电	16
内蒙华电（2022H1）	煤机	1140	发电资产集中于内蒙古自治区，业务面向蒙西、华北、东北电网；同时有煤炭产销业务。
	风电	137.6
	光伏	7
华能水电（2022）	水电	2294.88	发电资产集中于云南省，主要业务为澜沧江干流水电，子公司桑河二级水电公司位于柬埔寨。
	风电	23.5
	光伏	38
华能新能源（2022Q3）	风电光伏	1476.47 338.61	发电资产覆盖全国16个省级行政区，仅开展新能源业务。

资料来源：各公司年报、招商证券

图13：华能国际资产及业务范围覆盖全国大部分区域

资料来源：公司年报、招商证券

承担集团转型发展先驱任务，清洁能源装机比例需提速。作为集团常规能源业务整合的核心平台，公司承担了华能集团清洁能源转型的先驱任务。根据华能集团规划部署，2022年初，华能国际制定了在“十四五”末实现清洁能源装机占比45%的目标，风电光伏总装机超过4000万千瓦。截至2022年年底，公司风电可控装机容量为1362.8万千瓦，光伏可控装机容量627.6万千瓦，总计1990.4万千瓦，约为“十四五”目标的一半；公司风光装机占总装机比重为15.64%，清洁能源（含气电、水电）占比为25.95%，距离 45%的目标仍有不小差距。未来三年，公司需力争风光年度新增装机量超过1000 万千瓦，以确保实现“十四五”目标。2023年，公司风电计划开工330 万千瓦，投产140万千瓦；光伏计划开工560 万千瓦，投产670万千瓦。若工程进度符合预期，年底公司清洁能源装机占比将超过30%。

公司清洁能源转型持续推进，风光板块发售电量占比迅速提升。随着公司清洁能源转型过程的持续推进，公司近年来风电、光伏发电量与上网电量规模不断提升，占总发电量、总上网电量比例也不断提高。2022年全年，公司风电发电量280.68亿千瓦时，上网电量274.10亿千瓦时，同比增长37.97%；光伏发电量60.75亿千瓦时，上网电量60.06亿千瓦时，同比增长76.24%。风电、光伏上网电量占公司总上网电量比例分别为6.45%、1.41%，同比增长1.83、0.62个百分点；与转型初期（2016年）相比，分别累计上升了5.19、1.39个百分点，转型效果明显。

图14:公司清洁能源装机占比2023年预计超30%

资料来源：公司年报、招商证券

图15：公司风光板块发售电量占比迅速提升

资料来源：公司年报、招商证券

二、行业趋势：火电行业逐步回暖，新能源市场稳步发展

1、煤价调整叠加长协保供，“三个100%”促进成本可控

煤炭市场价格机制逐年完善，长协煤政策助力火电上游保供。我国自2016年开始推进煤炭中长期合同工作，并执行“基准价+浮动价”的定价机制；2017年至2021年间，5500大卡动力煤基准价保持为535元/吨，价格浮动区间为500-600元/吨。2021年，受疫情后全球经济复苏的影响，煤炭现货价格大幅上升，长协煤履约情况严重不及预期，火力发电企业遭受重创。为此，2021年末至2022年间，国家发改委多次发布中长期合同（中长协）煤及煤价调控相关政策，坚决做好火电上游保供工作。

表2：近年来中长期合同煤及煤价调控的相关政策

时间	名称	主要内容
2021年12月3日	国家发改委经济运行局《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》	煤炭中长期合同5500大卡动力煤基准价由535元/吨调整至700 元/吨（上涨31%）；维持“基准价+浮动价”的定价机制，价格上下浮动区间调整为550-850元/吨。发电供热企业扣除进口煤后实现中长期合同全覆盖；所有核定产能30万吨/年以上的煤矿企业，中长期合同占比应达80%以上。
2022年2月24日	国家发改委《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（303号文件）	明确各重点地区煤炭中长期交易价格合理区间，如秦皇岛 5500 千卡下水煤为 570-770 元/吨，山西 5500 千卡煤炭为 370-570 元/吨；发改委将适时启动价格干预措施引导煤价回归合理区间。
2022年4月30日	格行为的公告》（4号公告）	国家发改委《关于明确煤炭领域经营者哄拾价明确煤炭现货交易销售价格不得超过国家或地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限的50%，否则视为哄抬价格。
2022年5月至6月	国家发改委《煤炭价格调控监管政策系列解读》相关文章	各类煤炭中长期合同，各环节煤炭价格均应在合理价格区间内，不得捆绑销售现货超出区间，不得通过不合理提高流通费用等形式抬高价格，不得通过关联方提高煤炭出售价格；哄拾价格的煤炭经营者将依法处罚。
2022年7月1日	国家发改委“2022年电煤中长期合同换签补签视频会议”	要求严格落实“三个100%”，即电力企业“签约率100%全覆盖”、中长期合同“履约率100%严要求”、煤炭价格合理区间 “100%强执行”。
2022年10月31日	国家发改委《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》	扩大供应方范围，所有在产煤炭生产企业均可参与中长协供应; 5500大卡动力煤下水合同基准价下调至675元/吨；允许中间贸易商在合法合规合理区间内加价销售。

资料来源：国家发改委网站、北极星电力网、招商证券

煤价今年预期有所回落，火电企业长协实现成本可控。回顾动力煤市场价格走势可以发现，2021年之前，煤炭价格虽有波动，但长期稳定在520-530元/吨的区间内；这与国家发改委设定的5500大卡动力煤基准价是相吻合的。2021年，受疫情后全球经济复苏的影响，动力煤价格大幅上升；2021年年底一度超过1000 元/吨。2021年年底至2022年上旬，国家发改委多次出台政策调整动力煤基准价与价格浮动区间，动力煤价格逐步回落至550 元/吨附近。预期2023年火电行业整体煤炭采购均价将跟随动力煤价格走势而有所回落。另一方面，从2022年业绩公布情况来看，火力发电企业长协采购情况与火电板块毛利率、利润额有着紧密联系。以国家能源集团旗下国电电力为参照进行对比。2022年，国电电力共采购煤炭1.95亿吨，其中长协煤1.89亿吨，占比96.9%；相比之下，公司全年长协煤采购占比仅为56.9%。上游成本的不可控，带来的是火电板块利润率的差距。2022年，公司火电毛利率-3.18%，业绩亏损;而国电电力火电毛利率高达9.70%，全年实现归母净利润28.25亿元。受煤价改善影响，2023年以来公司长协煤履约兑现率明显好转；2022年公司长协煤兑现率仅66%，2023年1-2月兑现率超90%。

图16：政策加持下2022年动力煤价格回落明显

资料来源：iFinD、招商证券

表3：对比国电电力，长协煤占比显著影响盈利能力

公司	煤炭采购量（亿吨）	长协煤占比火电毛利率		归母净利润（亿元）
华能国际	总量 1.94 长协煤 1.10	56.9%	-3.18%	-73.87
国电电力	总量 1.95 长协煤 1.89	96.9%	9.70%	28.25

资料来源：各公司年报、招商证券

2、“双碳”推动清洁能源转型，灵活性改造政策影响有望扩大

“十四五”期间我国能源转型工作继续推进，清洁能源装机发电比例逐年提升。清洁能源包括水能、风能、太阳能、核能、生物能、海洋能、地热能、氢能等，其中前四种在我国开发程度相对较高。我国“十四五”规划显示，预计2025年我国非化石能源发电量比重达39%左右，2030年风电、光伏总装机容量将超过12亿千瓦。截至2023年2月，我国风电装机量比重为14.28%，水电、光伏占比各约16%，核电占比约2%，合计48.24%。2022年全年，上述四类清洁能源机组发电量比重合计30.23%。可见，我国清洁能源占比相较“十四五”目标仍有一定差距。

表4：“十四五”期间我国清洁能源规划

时间	名称	主要计划
2022年3月22日	国家发改委、国家能源局关于印发《“十四五” 现代能源体系规划》的通知	到 2025年，将非化石能源发电量比重达到39%左右，非化石能源消费比重提高到20%左右；力争2025年常规水电装机容量达到3.8亿千瓦左右，核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。
2022年5月30日	国家发改委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》	实现到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标；到2025年，公共机构新建建筑屋顶光伏覆盖率力争达到50%。
2022年6月1日	国家发改委、国家能源局等《“十四五”可再生能源发展规划》	到 2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右，约占一次能源消费的18%;可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍。
2023年4月12日	国新办“全面落实党的二十大精神深入推进能源高质量发展”发布会	力争未来五年，非化石能源消费比重年均增长1个百分点；到 2035年，新增电量80%来自非化石能源发电；本世纪中叶，非化石能源成为主体能源。

资料来源：国家发改委网站、北极星电力网、招商证券

图17：我国能源转型持续推进，清洁能源装机不断提高

资料来源：国家能源局、国家统计局、中电联、招商证券

图18：清洁能源利用小时数与发电量仍有提升空间

资料来源：国家能源局、国家统计局、中电联、招商证券

“双碳”战略推动发电企业开展转型，各大电力集团抢占清洁能源赛道。为确保碳达峰、碳中和工作顺利开展，2021年11月27日，国务院国资委下发《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，指出到2025年，中央企业产业结构和能源结构调整优化应取得明显进展，可再生能源发电装机比重达到50%以上。五大发电集团率先响应，根据自身能源结构制定“十四五”可再生能源开发规划。国家电投集团、华电集团计划于2025年底实现清洁能源装机占比60%目标，大唐集团、华能集团、国家能源集团目标则为50%。截至2022年底，国家电投清洁能源占比达65.87%，率先完成目标；华能集团占比排名第四，后续清洁能源规划需适当提速。

表5：五大发电集团积极响应“十四五”可再生能源规划

集团名称	装机情况（亿千瓦）		清洁能源占比主要规划
国家电投	总装机	2.12	65.87%	到2025年，电力装机达到2.2亿千瓦，光伏发电装机达到80GW以上；清洁能源装机比重提升到60%，可再生能源新增装机达到7000-8000万千瓦。
	清洁能源	1.4
华电集团	总装机	1.91	47.2%	“十四五”期间，力争新增新能源装机 7500 万千瓦，“十四五”末非化石能源装机占比力争达到50%，非煤装机（清洁能源）占比接近60%。
	清洁能源	0.9
大唐集团	总装机	1.7	42%	2025 年非化石能源装机超过 50%。
	清洁能源	0.71
华能集团	总装机	2.2	41%	到2025年，发电装机达到3亿千瓦左右，新增新能源装机8000万千瓦以上，确保清洁能源装机占比50%以上。
	清洁能源	0.9
国家能源	总装机	2.88	31%	“十四五”期间目标新增新能源70-80GW，光伏占比近四成，清洁能源占比 50%以上。

	清洁能源	0.89

资料来源：各公司年报、北极星电力网、招商证券

调峰优势叠加风光额度，灵活性改造或将起到关键作用。在发展风电光伏等新能源之外，作为传统大型发电企业主要资产的煤电机组也可以通过灵活性改造的方式参与清洁能源转型。一方面，相比其他调峰方式，火电灵活性改造具有明显的成本优势，可以显著降低新能源机组配置储能的相关成本。经测算，采用电化学储能进行调峰的单位发电成本约为0.6-0.9元/千瓦时，单位投资成本约5500元/千瓦时；若选用抽水蓄能方式，则单位发电成本可降低至0.06元/千瓦时，但单位投资成本上升至6000元/千瓦时。相比之下，火电灵活性改造单位发电成本仅0.05元/千瓦时，单位投资成本约500-1500元/千瓦时，显著低于其他几种方式。另一方面，近年来国内多地政府出台政策，将发电企业火电灵活性改造总量与新能源建设指标挂钩；根据各地不同情况，各省新能源建设指标配置相对于新增调峰容量的倍数在1.4-2.5倍之间不等。随着灵活性改造配置新能源指标政策的陆续落地，火电转型企业在新能源项目的获取上具有相对性优势。考虑到上述两点，未来灵活性改造可能在发电企业清洁能源转型过程中起到关键作用。

表6：火电灵活性改造经济性远超其他调峰技术

调峰方式			单位发电成本（元/Kw·h）单位投资成本（元/千瓦时）单位资源成本（元/千瓦时）
火电灵活性改造	0.05	500-1500	300-500
燃气轮机	0.48	3000	3300
电化学储能	0.6-0.9	5500	1778-2222
抽水蓄能	0.06	6000	5000

资料来源：《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》、《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》、《面向新型电力系统灵活性提升的调峰容量补偿机制设计》、《储能的度电成本和里程成本分析》、招商证券

表7：地方火电灵活性改造配置新能源指标政策

日期	省份	政策名称	政策相关内容
	宁夏	《宁夏回族自治区可再生能源	规划布局建设10个大型风电场和11个光伏园区，强化电网规划与新能源规划有效衔接。
2022/12/05		发展“十四五"规划》	创新开展全国首个风电项目竞争配置工作，运用新能源超短期预测、输电断面稳控、风光火有功协调等先进技术，全面提升新能源消纳能力。
2022/11/02	贵州	《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）》	对未开展灵活性改造的，原则上不配置新能源建设指标；对开展灵活性改造的，按灵活性改造新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标；对拟退役煤电机组不再配置新能源建设指标;对已参与多能互补的煤电项目不重复配置新能源建设指标。有富余调节容量的煤电项目，可按富余调节容量的2倍配置新能源建设指标。
2022/10/12	山西	《山西省支持新能源产业发展 2022年工作方案》	2022 年拟安排风电光伏发电规模400 万千瓦左右，其中：300 万千瓦左右规模用于支持投资建设新能源产业链项目，100万千瓦左右规模用于支持积极推进煤电灵活性改造。
2022/09/05	河南	《关于 2022 年风电和集中式光伏发电项目建设有关事项的通知》	按照各煤电企业通过灵活性改造增加调峰能力的1.4倍配置新能源建设规模，总配置规模约880万千瓦。各煤电企业配置规模一次性下达，原则上应于2025年底前全部完成。
2022/08/01	内蒙古	《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则（2022 年版）》	自治区内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增调节空间，按照新增调节空间1：1确定新能源规模。根据新能源与煤电机组等效出力情况，对计划实施灵活性改造的公用机组，
2022/03/04	新疆	《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0版)》	按照机组灵活性改造后新增调峰能力的1.5倍，配置新能源规模。对主动将燃煤自备机组转为公用应急调峰电源的企业，按照燃煤自备机组规模的1.5 倍配置新能源规模。自备机组转为公用电源后，实施灵活性改造的，按公用机组灵活性改造标准，继续给予新能源规模配置。
2022/03/14	湖北	《关于落实相关政策推进风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》	对煤电企业组煤保电奖励350万千瓦，对新能源装备制造产业建设奖励60 万千瓦，对风光火互补百万千瓦基地后续指标安排300 万千瓦，抽水蓄能项目配套新能源指标安排28万千瓦。风光火互补基地。按照不超过煤电机组（含已完成灵活性改造的煤电）新增
2021/07/26		《关于2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》	调峰容量的2.5倍配套新能源项目。风光水（抽水蓄能）互补基地。按照不超过抽水蓄能电站容量的2倍配套新能源项目。风光火（水）储基地。按照不超过煤电新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目或不超过抽水蓄能电站容量的2倍配套新能源项目。
2021/07/09	山东	《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》	对按计划按标准完成灵活性改造任务的，煤电新增深调能力的10%可作为所属企业新建可再生能源项目的配套储能容量。

资料来源：各省级政府公开信息、招商证券

3、电价上浮新规效果显著，容量电价变革或将利好火电

电价改革新规全年落实，多数省区顶格上浮提升明显。2019年10月，我国取消了运行15年之久的标杆电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。2021年下半年，受疫情后经济复苏、能源转型降碳、煤炭价格上涨等多重因素影响，全国多地出现“能源双控”等限电措施。为保证发电企业利益，2021年10月11日，国家发改委发布 1439 号文，将市场交易电价上下浮动范围调整为原则上均不超过20%，高耗能行业与现货价格不受该范围限制。2022年，各省代理购电价格相较基准价明显上浮，多地年度长协成交价格达到20%顶格上浮，成效显著。

表8：近年来几次上网电价调控的相关政策

时间	名称	主要内容
2019年10月24日	机制改革的指导意见》	将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机国家发改委《关于深化燃煤发电上网电价形成制，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。
2021年6月7日	策有关事项的通知》	国家发改委《关于2021年新能源上网电价政 2021年起，中央财政对新建项目（集中/分布式光伏、陆上风电）不再补贴，实行平价上网；上网电价按当地燃煤发电基准价执行。扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动
2021年10月11日	价市场化改革的通知》（1439号文）	国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。

资料来源：国家发改委网站、北极星电力网、招商证券

图19：部分省份代理购电价格上涨幅度明显

资料来源：公司年报、招商证券

表9：多地年度长协价格延续 20%上浮（元／兆瓦时）

省区	2023年度均价	燃煤基准价	上浮幅度
云南省	376.7	335.8	12.18%
福建省	449.5	393.2	14.32%
广西省	491.61	420.7	16.86%
江苏省	466.64	391	19.35%
广东省	553.88	463	19.63%
浙江省	497.73	415.3	19.85%
海南省	515.76	429.8	20.00%
陕西省	425.4	354.5	20.00%

资料来源：各省电力交易中心、北极星电力网、招商证券

容量电价机制陆续出台，盈利空间扩大利好火电发展。在市场化价格机制的基础上，2022年以来山东、贵州、云南等多地也提出了针对火电机组的容量电价机制，鼓励投资运营火电机组以发挥其“压舱石”作用，保障系统的灵活性与备用裕度。目前，我国电力能量市场遵循“基准价+浮动价”的价格机制，辅助服务市场按启停、深度调峰、旋转备用等不同规则进行价格补偿，火电机组固定成本分摊机制却尚不健全。以往的标杆电价与现在的基准电价均由国家发改委统一制定，对机组建设的固定成本有一定的考量；未来市场化电价机制愈发完善的情况下，容量电价将与能量市场电价、辅助服务市场价格区分开来，进一步扩大火电机组盈利空间，从而利好火电行业发展。

表10：近年来我国部分省区有关发电机组容量补偿机制的政策

时间	政策名称	主要内容
2020.11	见稿）》	广东《广东电力市场容量补对售电公司收取容量补偿费，根据其价差中长期合约外电量收取，容量度电分摊标准可以动偿管理办法（试行，征求意态调整，控制市场的整体价格；收取的容量补偿费，根据各机组的有效容量进行分配，有效容量考虑机组、折旧等情况。
2022.03	山东《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》	山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价基准价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。发电能力充裕时段，容量补偿电价按基准价乘以谷系数K1（0-50%）收取；发电能力紧张时段，按照基准价乘以峰系数K2（150%-200%）收取。
2022.12		燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行云南《云南省燃煤发电市场期按烟煤无烟煤额定装机容量的 40%参与燃煤发电调节容量市场交易（褐煤发电企业暂不化改革实施方案（试行）》参与),并根据市场供需变化动态调整。燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。

资料来源：各省发改委网站、招商证券

三、推荐逻辑：“煤炭+硅料”成本双优化，火电央企政策估值均利好

1、火电：长协煤政策保障煤价稳定，行业回暖助力火电龙头盈利修复

公司火电资产底蕴雄厚，装机发电规模位居行业第一。2002年五大发电集团分家之时，华能集团即拥有最多的发电资产，绝大多数是火电发电资产；此后，华能集团在火电资产体量上一直位居龙头。根据2022年数据，从装机规模上看，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，其中火电机组装机容量约12.9亿千瓦，公司境内火电可控装机容量约104.8吉瓦，占比8.12%，在五大发电集团的核心火力发电企业（国家能源-国电电力、国家电投-中国电力、华电集团-华电国际、大唐集团-大唐发电）中排名第一。从发电量上看，全国全口径火电发电量5.35万亿千瓦时，公司全年境内火电发电量4152.4亿千瓦时，占比7.76%，在五大发电集团中仍位列第一。

图20：公司火电装机规模位居五大发电集团之首

资料来源：各公司年报、招商证券

图 21：2022年公司火电发电量仍为行业龙头

注：中国电力数据为售电量。资料来源：各公司年报、招商证券

煤价压控加速火电行业回暖，公司火电板块盈利能力有望提升。2023年1月5日，中央企业负责人会议指出，2023年中央企业发展目标为“一增一稳四提升”，这也是公司近年的发展目标。实现该目标的核心，一在于提高盈利能力，二在于增加现金回收。火电板块盈利能力，则与其上游成本（煤价）与下游售价（售电价）紧密相关。2022年，公司电力、热力业务燃料成本共计1705亿元，约占主营业务成本的73.33%。结合煤价变化趋势，可以发现煤价指数与公司火电板块毛利率近似呈现负相关关系。

图 22：公司燃料成本占主营业务成本比例偏高

资料来源：公司年报、招商证券

图23：煤价指数与公司火电板块毛利率近似负相关

资料来源：公司年报、iFinD、招商证券

长协煤履约情况改善助力成本可控，多地电价上浮创造盈利空间。2022年，受长协煤政策落地较晚、下水煤市场供应紧张，长协煤/现货煤价格差异较大等多重因素影响，公司长协煤采购计划不及预期，一至四季度长协占比分别为62.73%、54.76%、55.99%、54.88%；部分煤矿兑现积极性差，2022年公司长协煤兑现率仅66%，低于80%的目标。2023年以来，公司长协煤签订、履约情况同期相比明显好转，年度长协签订量约83%，兑现率达90%以上。预计2023年全年公司长协煤兑现率将大幅提升，火电上游煤炭成本将充分可控。售电电价方面，2022年，公司业务范围内多个省区售电价格相较2021年出现明显上浮，半数省份上浮幅度超过15%。预计2023年售电价格整体将维持高位，为公司创造足量火电盈利空间。

图24：2022年公司长协煤采购占比不及预期

资料来源：公司年报、招商证券

图25：2022年公司多地售电价格明显上浮

资料来源：公司年报、招商证券

2、新能源：硅料价格回落加速风光发展，新能源基地建设潜力可期

公司新能源赛道发展迅猛，装机发电规模跻身行业前列。相比于自分家之时就持有的雄厚火电资产，公司在清洁能源发电方面的进展相对来说一直较为滞后，华能集团清洁能源装机占比在五大发电集团中仅列第四位。但放眼全行业，公司凭借近年来大力建设风光项目，在风电、光伏赛道上也已跻身行业前列。从装机规模上来看，2022年全国并网风电3.65亿千瓦，并网太阳能发电3.93亿千瓦。公司可控风电装机容量1362.8万千瓦，可控光伏装机容量 627.6万千瓦，占比分别为3.73%与1.61%，在发电企业中装机规模领先。从发电量上来看，2022年全国风力发电量7622.7亿千瓦时，太阳能发电量4275.8亿千瓦时，公司风电发电量280.68亿千瓦时，光伏发电量60.75亿千瓦时，占比分别为3.68%与1.42%，也在行业中处于领先地位。相比2021年，2022年公司在新能源赛道上整体前进，风电新增装机309.3万千瓦，超过大唐集团旗下大唐新能源；光伏新增装机296.5万千瓦，接近2021年装机量一倍，一举超过国家电投集团旗下吉电股份与上海电力。

图26：新增风电309万千瓦，总规模超大唐新能

注：中国电力数据为售电量。资料来源：公司年报、招商证券

图 27：新增光伏装机近一倍，总规模跻身行业前列

注：中国电力数据为售电量。资料来源：公司年报、招商证券

疫情和组件提价延缓公司投产进度，硅料价格回落加速光伏需求。截至2022年年底,公司风电可控装机容量为1362.8万千瓦，光伏可控装机容量627.6万千瓦，合计仅约1900万千瓦，尚未达到“十四五”目标的一半。一方面，过去两年间全国多地疫情反复，风光产业组件生产、机组安装、并网投产等工程进度受到明显影响；另一方面，2021 年年初以来，硅料市场供应紧缺带动光伏组件价格持续上行，国内光伏装机进度被迫进一步滞后。2023年1至3月，国内光伏一反“一季度淡季”的常态，新增装机3366万千瓦，同比增长154.81%；随着下半年硅料供应放量，光伏组件价格将回落，带动国内光伏装机需求继续增长，预期公司新能源建设投产速度也将加快。

图28：组件价上行滞后装机进度，今年价格有所回落

资料来源：iFinD、招商证券

图29：2023年1-3月国内新增光伏装机同比增长明显

资料来源：iFinD、招商证券

公司风光资本开支近4年超60%，2023年投产形势较为乐观。2019年，华能集团树立了“大力发展新能源，积极发展水电，突破核电发展，优化发展煤电，择优发展天然气发电”的发展方针。自2019年开始，公司资本性支出结构发生明显变化。2018年及以前，公司支出以火电机组与技术改造为主，占比超过60%；2019 年至2022年期间，公司资本性支出以风电、光伏为主，占比连续4年超过60%。2023年，公司资本支出计划预计风电118.36亿元，太阳能140亿元，占比高达64.3%。巨额资本性支出下，公司风光项目建设势头迅猛。2023年，公司风电计划开工330万千瓦，投产140万千瓦；光伏计划开工560万千瓦，投产670万千瓦。从2023年一季度来看，公司新能源投产形势整体相比去年更为乐观。根据公司开工、投产计划及行业形势,预测2023年全年,风电装机容量增速20%+，光伏增速 80%+；2023年至2025年公司风电营收增速将维持在年均20%+，光伏预计年均增速 50%+。

图30：资本开支新能源为主，风光支出占比60%以上

资料来源：公司年报、招商证券

图 31：光伏建设势头迅猛，风电建设维持20%增速

资料来源：公司年报、招商证券

表11：十四五风光目标及半，新能源投产招标加速

机组类型	2022年底装机	占比	“十四五”规划
风电	1362.8万千瓦	13.01%	十四五末实现清洁能源占比45%，风电光伏装机超
光伏	627.6万千瓦	5.99%	过4000万千瓦。
公司近期投产、招标新能源项目
2022年10月9日		山东半岛510MW海上风电项目
2023年3月31日		华能大安500MW风电项目全容量并网
2023年4月11日			华能乐亭整县分布式光伏项目二/三期100MW
2023年4月15日			华能上安电厂尚义县1200MW光伏发电项目

资料来源：北极星电力网、中能联合、招商证券

图32：预计风电营收增速20%，光伏年均增速50%

资料来源：公司年报、招商证券

积极参与可再生能源一体化基地建设，数据中心发展未来可期。公司背靠华能集团，是各大发电集团中布局清洁能源一体化基地最为积极的企业。2019 年，集团提出“两线、两化”战略，“北线”布局风光煤电输用一体化基地，“东线”着力打造一体化海上风电发展带；2021 年提出“十四五”期间加快建设“世界一流现代化清洁能源企业”战略目标。截止2022年2月，华能集团签约一体化基地项目规模达40GW，在同行中遥遥领先；2022年全年签约一体化基地项目合计达13个，签约数量排名领先。而在“双碳”背景下，国家出台了一系列政策推动数据中心通过自建可再生能源设施、绿色电力交易、认购可再生能源绿色电力证书等方式，以提升清洁能源的使用比例。可见，“绿色数据中心+清洁能源一体化大基地”的协同发展模式在未来具备可行性和必然性。在未来数字经济发展带动算力需求的大背景下，作为我国重点发展清洁能源的龙头企业，公司将从清洁能源一体化基地建设中受益明显。

图33：截至2022年2月各发电集团签约基地规模

资料来源：北极星太阳能光伏网、招商证券

图34：2022年各发电集团签约一体化项目规模及个数

资料来源：《2022年企业风光项目清单》、招商证券

表12：国家鼓励数据中心采用清洁能源政策梳理

时间	政策名称	具体内容
2019	心建设的指导意见》	《关于加强绿色数据中鼓励数据中心直接与可再生能源发电企业开展电力交易，购买可再生能源绿色电力证书，实现数据中心行业用能的清洁低碳化。
2020	《关于加快构建全国一体化大数据中心协同创新体系的指导意见》	引导清洁能源开发使用，加快推广应用先进节能技术；推动绿色数据中心建设，加快数据中心节能和绿色化改造。
2021	的若干规定》	北京市《关于进一步加强鼓励数据中心逐步提高可再生能源利用水平。在碳达峰、碳中和的背景下,鼓励2021 数据中心项目节能审查年及以后建成的数据中心，通过自建可再生能源设施、绿色电力交易、认购可再生能源绿色电力证书等方式，逐年提高可再生能源利用比例，在2030年达到100%。

资料来源：工信部、发改委、招商证券

3、政策：“火转绿”调峰收益潜力大，新能源补贴改善公司现金回收

调峰补偿标准超过0.31元/kWh时，深度调峰运行具有经济性。测算中选取300MW煤电机组，假定其灵活性改造后稳定负荷率从50%降至30%（即新增调峰容量60MW）。测算参数如下：

1）运行参数：假设初始年利用小时数为2022年全国火电平均利用小时数4379小时，供电标准煤耗302.5克/千瓦时，厂用电率4%；煤价取秦皇岛港动力煤（5500千卡）中长期交易价格上限0.77元/kg，上网电价取平均燃煤标杆0.37元/kWh上浮20%后的0.45元/kWh。

2）改造参数：假设每减少1%的机组出力，供电煤耗相应增加0.65g/kWh；平均每日调峰时长为2h。假设灵活性改造成本为600元/kW，则机组改造成本为3600万元；设折旧年限为20年，则每年分摊成本180万元。

测算结果表明，当调峰补偿标准为0.40元/kWh时，每年通过调峰增加税前利润407万元；调峰补偿标准降低为0.31元/kwh时，每年税前利润增加30万元。可见在当前假设下，调峰补偿标准超过0.31元/kWh时，火电灵活性改造后

参与深度调峰的经济性开始显现。

表13：火电灵活性改造的经济性测算

基准参数	改造前
装机容量（MW) 300	改造前上网电量 (亿千瓦时)	6.3
利用小时数 4379	改造前燃煤成本 (万元)	18689
供电标准煤耗（g/kwh) 302.5	改造前电费收入 (不含税） (万元)	25106
上网电价（元/kwh） 0.45	改造前税前利润 (万元)	3118
煤价（元/吨） 770	改造后
增值税率 13%	改造后平均煤耗（g/kwh)	315.5
改造前最低稳定负荷率 50%	改造后上网电量 (亿千瓦时)	5.9
改造前平均负荷率 50%	改造后燃煤成本 (万元)	18197
燃煤成本在运营成本中占比 85%	改造后电费收入 (不含税） (万元)	23437
厂用电率 4%	减少出力期间的爬坡速度(%/min)	1.5%
改造参数	爬坡时间（h)	0.2
改造后最小技术出力 (深度调峰负荷率) 30%	调峰补偿电量 (亿千瓦时)	0.4
每减少1%出力煤耗增加 (g/kwh) 0.65	调峰补偿收入 (万元)	1676
平均调峰时长 (小时/日） 2	分摊改造投资 (万元)	180
调峰补偿标准（元/kwh) 0.4	改造后税前利润 (万元)	3525
改造后折旧年限 20	增加税前利润 (万元)	407

资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》、招商证券

大部分区域调峰补偿标准超过盈亏平衡点，“火转绿”企业收益潜力大。受益于火电灵活性改造带来的新能源建设指标与调峰能力，相比于纯绿电运营商，“火电转绿电”企业将具有更大的收益潜力。一方面，正如前文所说，火电灵活性改造相比于其他调峰方式具有显著的成本优势；另一方面，在政策引导下，我国辅助服务市场日趋成熟，多地出台了针对火电机组灵活性改造参与调峰辅助服务的补偿标准。以南方能源监管局印发的《南方区域电力辅助服务管理实施细则》为例，其规定燃煤机组、生物质机组深度调峰出力在额定容量40%\~50%之间的，按照Rs（元/兆瓦时）的标准补偿；深度调峰出力在额定容量30%\~40%之间的，按8×R5（元/兆瓦时）的标准补偿。计算可以发现，若深度调峰出力在额定容量30%\~40%之间,则广东省调峰补偿标准约为0.79元/kWh，广西、云南、贵州、海南分别为0.40、0.66、0.65、0.60元/kWh。可见，大部分区域调峰服务补偿标准超过了前文测算的经济性盈亏平衡点0.31元/kWh，经过灵活性改造的火电机组将拥有新能源机组无法比拟的灵活性与调峰收益空间。随着市场机制的逐步完善与公司火电机组灵活性改造的持续推进，预计公司未来盈利能力将进一步提高。

图35：南方区域电力辅助服务参数表

附表1

南方区域电力辅助服务参数表

参数类型	细则中对应的符号	单位	广东省	广西区	云南省	贵州省	海南省
当年累计抽发利用小时数调节系数	H		1	1	1	1	1
当年累计抽水利用小时数调节系数	H2		1	1	1	1	1
一次调频超额积分电量补偿标准	R1	万元/兆瓦时	15	15	15	15	15
AGC服务调节容量补偿标准	R2	元/兆瓦时	12	5	5	10	10
AGC服务调节电量补偿标准	R3	元/兆瓦时	80	20	40	80	80
启停调峰补偿标准	P4	万元/万千瓦	25	25	2.5	3.5	2.5
深度调峰补偿标准	R5	元/兆瓦时	99	49.5	82.8	81	74.4
旋转备用补偿标准	R6	元/兆瓦时	30	15	27.6（火电）/66.5（水电）	27	22
冷备用补偿标准	R7	元/兆瓦时	2.5	2.5	2.5	5	2.5
转动惯量补偿标准	R8	元/兆瓦秒方时	0.0054	0.0054	0.0060	0.0054	0.0054
自动电压控制（AVC)容量补偿标准	R9	万元/每月/每台	0.5	0.5	0.5	0.5	0.5
自动电压控制（AVC)	R10	元/兆瓦时	0.1	0.1	0.1	0.1	0.1

资料来源：国家能源局南方监管局、招商证券

第二、三批可再生能源补贴核查落地，新能源欠补缺口有望逐步解决。自2012年《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》颁布以来，我国先后出台了多项针对风电、光伏等可再生能源进行电价补助的政策措施。2017年国内新能源迅猛发展时，欠补问题开始显现，缺口不断扩大。据中国可再生能源学会统计，截至2021年底，拖欠的可再生能源补贴累计约4000亿元。目前，我国风电、光伏已经全面进入平价发展阶段，但可再生能源发电补贴缺口额在不断增加。2022年3月,财政部发布《关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案的报告》,明确指出要推动解决可再生能源发电补贴资金缺口；国家发改委联合财政部、国务院国资委，授权成立了北京和广州两个可再生能源发展结算服务公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题；随后，国家开展了可再生能源发电补贴核查工作，严厉打击可再生能源骗补的行为。2022年10月，信用中国发布《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》,公示第一批经核查确认的合规项目共计7344个。分类型来看，共包含3778个风电项目、2591个光伏项目和975个生物质项目。2023年4月18日与26日，国家电网先后发布了2023年第二批、第三批可再生能源发电补贴项目清单。其中，第二批共21个项目，包含4个风电项目、14个光伏项目与3个生物质项目；第三批共7117个项目，包含1个分布式风电项目、7116个分布式光伏项目。

表14：国家推动解决新能源欠补问题的政策梳理

时间	发布部门	会议/政策名称	具体内容
2022.03	国家财政部	《关于 2021年中央和地方预算执行情况与 2022 年中央和地方预算草案推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。的报告》
	国家发改委、国家财政部、国家能源局	作的通知》	《开展可再生能源发电补贴自查工决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，进一步摸清可再生能源发电补贴底数。
	国家财政部	《2022 年中央政府性基金支出预算表》	“其他政府性基金支出"为 4528.52 亿元，相比于 2021年执行数增加约 3600亿，历史欠补问题有望得到解决。
2022.06	国家财政部	《关于下达 2022年可再生电价附加补助地方资金预算的通知》	本次下达总计新能源补贴资金38.7亿元。其中，风电15.5亿元、光伏 22.8亿元、生物质 3824万元。
2022.07	国家电网	《国家电网有限公司关于2022 年年度预算第1次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》	2022 年年度预算第1次请款，财政部共预计拨付公司可再生能源电价附加补助资金年度预算 399 亿元，其中：风力发电105亿元、太阳能发电 260 亿元、生物质能发电33.5亿元。
2022.11	国家财政部	《财政部关于提前下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》	各地要严格按照预算管理要求，尽快将补贴资金拨付至电网企业或公共可再生能源独立电力系统项目企业。2023年，风电项目补助合计20.46亿元，光伏发电25.8亿元，生物质发电0.84亿元，合计 47.1亿元。
2023.01	国家电网、南方电网	《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》	第一批可再生能源补贴合规项目清单可再生能源补贴项目共7335个，其中国家电网清单中可再生能源项目共6821个，南网合规清单中可再生能源项目共514个。
2023.04	国家电网	《关于公布 2023年第二批可再生能源发电补贴项目清单的公告》	此次纳入2023年第二批可再生能源发电补贴清单的项目共21个，核准/备案容量1284兆瓦，其中：风力发电项目4个，太阳能发电项目14个，生物质发电项目3个。
2023.04	国家电网	《关于公布 2023年第三批可再生能源发电补贴项目清单的报告》	此次纳入2023年第三批可再生能源发电补贴清单的分布式项目共7117个，核准/备案容量6672兆瓦，其中：分布式风力发电项目1个，分布式光伏发电项目7116个。

资料来源：国家财政部、国家电网、南方电网、招商证券

新能源回款政策逐步落地，公司现金流情况明显改善。伴随2022年多次可再生能源电价附加补助资金年度预算的拨付，公司可再生能源补贴回款陆续收回，现金流情况得到明显改善。2022年，公司经营性活动现金净流量325.20亿元，同比增加262.69亿元，相比2021年同期增长439.53%，与公司收回可再生能源补贴同比增加之间存在直接联系。经营性现金净流入的大幅增加有力支撑了公司资本性开支，净融资额大幅减少。2022年，公司筹资性现金净流量79.73亿元，同比减少317.94亿元。预计未来随着可再生能源补贴回款政策的逐年落实，叠加煤价回落、电价上浮等因素影响，公司现金流状况将进一步改善。

图36：2022年公司经营性现金流明显改善

资料来源：公司年报、招商证券

4、估值：中国特色估值体系下，国央企估值重估逻辑利好火电

重资产国央企估值处历史地位，火电国央企估值修复空间大。央国企是我国国民经济的重要支柱,对于推动经济发展、促进就业、保障民生至关重要。但由于央国企普遍集中在传统行业，多为重资产运营，且在传统的考核制体系下，央国企更注重资产和收入规模的扩大，对成长性和盈利能力的重视程度不足，导致国企尤其是上市央企估值普遍较低。对比民企、国企、央企与市场PB（LF)，可以发现国央企估值显著低于民企与市场整体估值水平，且处于历史低位。若进一步对比电力行业和市场整体的估值水平，可发现电力（申万）、万得全A、沪深300 的 PB（LF）中位数分别为1.53x、1.92x、1.58x，电力行业整体估值低于行业平均水平；子版块中，火力发电的 PB（LF）中位数仅为0.91x,显著低于行业平均水平，存在较大的估值修复空间。

图37：民企、国企、央企与市场PB（LF）对比

资料来源：wind、招商证券

图38:A股整体、沪深300、电力（申万）、火力发电（申万）PB（LF）对比

资料来源：wind、招商证券

“中国特色估值体系”调整考核体系，公司“一利五率”指标有较大提升预期。2022年11月21日，中国证监会主席易会满首次提出要“探索建立具有中国特色的估值体系”，呼呼围绕企业成长性与盈利能力，建立评估导向更加科学、明确的央国企估值体系。2023年1月，国资委将中央企业2023年主要经营指标由原来的“两利四率”调整为“一利五率”，并提出了“一增一稳四提升”的年度经营目标；这也是华能国际 2023年的经营目标。调整后，主要经营指标中不再纳入净利率，营业收入利润率替换为净资产收益率，并且新增营业现金比率指标。在该考核体系下，股权激励到位、盈利能力强、现金流状况好、发力“双碳”目标加速新能源转型的火电央企有望显著受益。2022年，华能国际“一利五率”指标分别为：利润总额-97.03亿元，资产负债率74.82%，研发投入强度0.65%，全员劳动生产率（取薪酬总额占营业收入比率计算）7.03%，营业现金比率13.18%，净资产收益率-18.5%。考核指标变化下，公司财务指标有望进一步改善。

表15：央企考核指标体系变迁

年份	2019年	2020年	2021年两利四率
考核指标	两利一率	两利三率
	两利：利润总额、净利润一率：资产负债率	两利：利润总额、净利润三率:资产负债率、营业收入利润率、研发投入强度	两利：利润总额、净利润四率：资产负债率、营业收入利润率、研发投入强度、全员劳动生产率
年份	2022年		2023年
考核指标	两利四率		一利五率
	两利：利润总额、净利润四率：资产负债率、营业收入利润率、研发投入强度、全员劳动生产率		两利：利润总额五率：资产负债率、研发投入强度、全员劳动生产率、营业现金比率、净资产收益率
	两增一控三提高		一增一稳四提升一增：确保利润总额增速高于全国GDP 增速
	两增：利润总额和净利润增速高于国民经济增速一控：资产负债率可控，控制线65% 三提高：营业收入利润率、全员劳动生产率、研发投入强度
考核要求	进一步提高		一稳：资产负债率总体保持稳定四提升：ROE、研发投入强度、全员劳动生产率、营业现金比率进一步提升

资料来源：国务院国资委、招商证券

表16：华能国际与主要火电国央企“一利五率”指标对比

利润总额（亿元）	2020年	2021年	2022年	资产负债率（%）	2020年	2021年	2022年
华能国际	88.14	-142.77	-97.03	华能国际	67.71	74.72	74.82
大唐发电	72.05	-112.68	-0.20	大唐发电	67.40	74.27	74.98
国电电力	104.02	-15.23	102.51	国电电力	66.83	72.06	73.29
华电国际	70.44	-84.26	-11.50	华电国际	60.37	66.39	68.45
中国电力	38.26	5.33	33.44	中国电力	70.64	70.31	67.56

研发投入强度（%）	2020年	2021年	2022年
华能国际	0.39	0.65	0.65
大唐发电	0.04	0.23	0.25
国电电力	0.71	0.79	0.76
华电国际	-	0.00	-
中国电力	■	0.60	-
营业现金比率（%）	2020年	2021年	2022年
华能国际	24.82	2.95	13.18
大唐发电	27.98	7.97	17.52
国电电力	31.37	14.38	20.47
华电国际	27.82	6.08	9.02
中国电力	19.35	3.86	13.11

资料来源：各公司年报、招商证券

全员劳动生产率（%）	2020年	2021年	2022年
华能国际	8.41	8.10	7.03
大唐发电	8.22	8.54	7.66
国电电力	9.04	8.20	7.58
华电国际	7.06	6.81	6.85
中国电力	10.35	9.65	8.79
净资产收益率（%）	2020年	2021年	2022年
华能国际	3.81	-19.15	-18.5
大唐发电	4.50	-30.14	-6.24
国电电力	4.90	-3.29	6.09
华电国际	7.03	-13.67	-2.12
中国电力	5.06	-1.82	5.28

四、盈利预测

上游“煤炭+硅料”双重成本优化背景下，公司火电盈利弹性有望恢复，新能源盈利规模有望扩大；叠加相关政策与中特估值体系利好，2023年公司业绩有望扭亏为盈。

华能国际是我国五大发电集团之一华能集团旗下的核心全国性电力运营商。自2002年国家电力公司分家以来，公司火电资产体量始终位于行业龙头位置。进入转型发展期后，公司加大新能源发电业务资本支出，风电、光伏发电资产规模迅速扩张。2022年虽然整体煤价较2021年高点有所回落，但整体煤价依然维持高位；公司长协煤签订量、兑现率不及预期，进口煤价上行进一步拉高燃料成本，火电板块利润总额为负。从2023年一季度来看，公司长协煤签订、履约情况明显优于2022年，进口煤价格也呈现明显下行趋势；上游燃料成本可控情况下，公司火电板块利润将可能迎来修复反转。公司新能源板块资产规模、营收利润增速明显。从2023年一季度来看，公司新能源投产情况符合预期。在疫情缓解、光伏组件价格回落的背景下，新能源盈利规模有望扩大。此外，火电灵活性改造政策下，“火转绿”企业具有新能源建设指标配置与低成本调峰能力的双重收益；中国特色估值体系下，火电国央企估值修复空间大；二者对公司均利好。上述多重因素叠加，公司盈利能力未来可期。

考虑到清洁能源转型大背景下新能源装机规模、上网电量增速较快，挤压火电利用小时数的可能，我们假设2023至2025年，公司煤电机组利用小时数逐年下降至4050/3950/3850小时，燃气机组利用小时数分别下降150、100、50小时；风电、光伏机组利用小时数则逐年上涨50小时。基于公司新能源机组建设与投产规划，我们假设2023至2025年，公司或风电装机增长分别为300、400、350万千瓦，光伏装机增长分别为550、400、450万千瓦。考虑到大多数地区电价上浮达到顶格20%幅度，且上浮后的电价水平依然难以维持火电盈利，长协煤履约比例提升预计不会对电价产生较大影响，因此假设各类型发电机组上网电价基本维持不变。考虑到低效率燃煤机组淘汰及技术改造，假设燃煤机组单位供电煤耗逐年下降0.5克/千瓦时。考虑到长协煤采购占比将显著提高,假设2023年标煤单价同比下降15%,2024年同比下降2%，2025年维持不变。考虑到如上假设，我们预计未来三年，风电营业收入增速分别为22.78%、27.53%、19.63%，光伏营收增速分别为76.84%、41.02%、34.95%；火电毛利率将回归10%左右水平，风电、光伏毛利率继续维持60%左右水平。2023年起，公司业绩将扭亏为盈,2023-2025年公司实现归母净利润分别为92.28、118.28、124.73亿元，每股收益分别为0.59、0.75、0.79元，当前股价对应PE分别为16.5x，12.9x，12.2x，首次覆盖，给予“强烈推荐”评级。

表17：未来三年火电运营情况假设及预测

	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023E	2024E	2025E
营业收入（亿元）	984.18	1271.49	1512.93	1539.95	1491.99	1771.79	2026.70	1980.59	1963.79	1949.00
煤电板块（亿元）	887.97	1165.21	1377.59	1411.87	1351.56	1595.02	1841.49	1814.45	1779.02	1743.11
装机容量（万千瓦）	7207.74	8742.50	8836.50	8809.50	8987.46	9198.47	9392.25	9442.25	9492.25	9542.25
利用小时数（小时）	4057.57	4187.66	4473.93	4214.58	4049.77	4388.97	4132.33	4050.00	3950.00	3850.00
发电量（亿千瓦时）	2924.59	3661.06	3953.39	3712.83	3639.72	4037.18	3881.19	3824.11	3749.44	3673.77
厂用电率	5.92%	5.97%	5.95%	4.27%	6.14%	6.24%	6.24%	6.24%	6.24%	6.24%
上网电量（亿千瓦时）	2751.33	3442.45	3718.25	3554.41	3416.07	3785.26	3638.93	3585.49	3515.47	3444.52
上网电价（元/度）	0.323	0.338	0.370	0.397	0.396	0.421	0.506	0.506	0.506	0.506
气电板块（亿元）	96.21	106.28	135.34	128.08	140.43	176.77	185.21	166.14	184.77	205.89
装机容量（万千瓦）	627.11	854.31	854.31	854.31	1036.81	1036.67	1086.21	1086.21	1264.21	1442.21
利用小时数（小时）	2603.69	2228.59	2643.19	2347.63	2155.36	2661.11	2496.85	2250.00	2150.00	2100.00
发电量（亿千瓦时）	163.28	190.39	225.81	200.56	223.47	275.87	271.21	244.40	271.81	302.86
厂用电率	2.37%	4.65%	2.68%	2.86%	4.76%	2.61%	2.85%	3.30%	3.30%	3.30%
上网电量（亿千瓦时）	159.41	181.54	219.76	194.83	212.83	268.67	263.48	236.33	262.84	292.87
上网电价（元/度）	0.604	0.585	0.616	0.657	0.660	0.658	0.703	0.703	0.703	0.703
营业成本（亿元）	831.26	1232.33	1390.15	1319.08	1255.61	1884.45	2093.59	1859.29	1849.17	1865.09
煤电板块（亿元）	723.41	1098.12	1201.39	1143.38	1074.69	1606.88	1806.05	1595.36	1558.67	1544.93
固定资产折旧（亿元）	138.39	167.86	169.66	169.14	172.56	176.61	225.41	226.61	227.81	229.01
单位供电煤耗（克/度）	307.69	306.48	307.03	307.21	307.08	306.69	303.69	304.50	304.00	303.50
标煤单价（元/吨）	584.7	778.7	796.6	763.2	720.5	1068.2	1249	1061.65	1040.4	1040.4
燃料成本（亿元）	494.98	821.56	909.41	833.38	755.81	1240.07	1380.28	1159.09	1111.90	1087.67
维修成本（亿元）	36.04	52.46	53.02	52.86	53.92	55.19	56.35	56.65	56.95	57.25
人工成本（亿元）	54	56.25	69.3	88	92.4	135	144	153	162	171
气电板块（亿元）	107.85	134.21	188.76	175.71	180.91	277.57	287.54	263.94	290.50	320.16
固定资产折旧（亿元）	6.02	8.20	8.20	8.20	9.95	9.95	10.43	10.43	12.14	13.85
供电气耗（立方米/度）	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25
单位气价（元/立方米）	2.10	2.30	2.80	2.80	2.60	3.30	3.50	3.50	3.50	3.50
燃料成本（亿元）	83.69	104.39	153.83	136.38	138.34	221.65	230.55	206.79	229.98	256.26
维修成本（亿元）	3.14	5.13	5.13	5.13	6.22	6.22	6.52	6.52	7.59	8.65
人工成本（亿元）	15.00	16.50	21.60	26.00	26.40	39.75	40.05	40.20	40.80	41.40

资料来源：公司数据、招商证券

表18：未来三年电力分板块营收预测

单位：亿元	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023E	2024E	2025E
火电	984.18	1271.49	1512.93	1539.95	1491.99	1771.79	2026.70	1980.59	1963.79	1949.00
——增速	=	29.19%	18.99%	1.79%	-3.11%	18.75%	14.39%	-2.28%	-0.85%	-0.75%
煤电	887.97	1165.21	1377.59	1411.87	1351.56	1595.02	1841.49	1814.45	1779.02	1743.11
-—增速	-	31.22%	18.23%	2.49%	-4.27%	18.01%	15.45%	-1.47%	-1.95%	-2.02%
气电	96.21	106.28	135.34	128.08	140.43	176.77	185.21	166.14	184.77	205.89
-一增速	1	10.47%	27.35%	-5.37%	9.64%	25.88%	4.77%	-10.30%	11.21%	11.43%
风电	16.41	35.51	43.78	52.50	66.74	101.66	137.61	168.96	215.48	257.77
一增速	=	116.39%	23.29%	19.92%	27.12%	52.32%	35.36%	22.78%	27.53%	19.63%
水电	3.23	3.17	3.50	2.80	3.14	3.01	2.79	2.97	2.97	2.97
-—增速	1	-1.86%	10.41%	-20.00%	12.14%	-4.14%	-7.31%	6.51%	0.00%	0.00%
光伏	0.53	4.25	7.87	10.40	15.64	19.87	28.28	50.01	70.52	95.17
-—增速		701.89%	85.18%	32.15%	50.38%	27.05%	42.33%	76.84%	41.02%	34.95%
生物发电	-	-	-	-		-	4.45	4.47	4.50	4.52

资料来源：公司数据、招商证券

表19：未来三年盈利简表

单位：亿元	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023E	2024E	2025E
营业收入	1138.14	1524.59	1698.61	1734.85	1694.39	2046.05	2467.25	2488.68	2538.94	2591.11
营业成本	893.9	1352.09	1506.59	1481.72	1398.81	2052.81	2392.21	2189.48	2200.61	2238.78
营业税金及附加	11.78	13.76	18.07	18.33	17.95	16.86	14.42	19.19	20.31	20.73
销售费用	0.16	0.17	0.42	1.17	1.48	1.93	1.80	1.99	2.03	2.07
管理费用	33.36	39.69	42.33	45.54	49.46	55.94	56.37	62.22	63.47	64.78
研发费用	-	-	0.46	0.65	6.68	13.25	16.08	16.18	16.50	16.84
财务费用	69.21	94.06	104.70	107.09	88.36	85.50	94.87	89.59	88.86	90.69
资产减值损失	-12.05	-11.26	-11.32	-57.45	-61.95	2.77	-26.04	-2.08	0.70	0.70
公允价值变动净收益	-0.13	-0.03	-0.20	0.19	-0.02	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
投资收益	23.83	22.12	15.73	14.13	16.94	8.22	10.77	10.71	10.71	10.71
其他收益	5.30	6.25	9.17	9.65	21.24	19.66	19.66	19.66	19.66	19.66
营业利润	141.39	40.95	36.48	46.39	96.28	-148.02	-104.11	137.60	178.22	188.30
营业外收入	9.81	3.94	1.76	3.91	2.85	8.20	9.52	9.52	9.52	9.52
营业外支出	7.54	7.70	3.88	2.18	10.99	2.95	2.44	2.93	2.93	2.93
利润总额	143.66	37.20	34.36	48.13	88.14	-142.77	-97.03	144.19	184.81	194.89
所得税	35.80	15.73	10.29	24.35	31.10	-16.04	3.82	28.84	36.96	38.98
少数股东损益	19.72	3.53	9.69	6.91	11.39	-24.09	-26.98	23.07	29.57	31.18
归属于母公司净利润	88.14	17.93	14.39	16.86	45.65	-102.64	-73.87	92.28	118.28	124.73
每股收益（元）	0.58	0.12	0.09	0.11	0.29	-0.65	-0.47	0.59	0.75	0.79

资料来源：公司数据、招商证券

五、风险因素

我们认为未来公司主要的风险因素在于燃料成本不可控风险、电价下行调整风险、项目建设不及预期、现金回收不及预期三个方面。

1）燃料成本不可控风险：公司火电业务盈利能力与燃料成本强相关，燃煤机组燃料成本主要受煤炭采购均价制约。一方面，公司通过长协煤合同签订提前锁定煤价，能够降低采购均价；另一方面，煤炭市场价格波动将影响现货煤、进口煤采购均价。长协煤兑现率不及预期，煤炭现货市场异常波动等，都将造成火电业务燃料成本的不可控风险，进而对公司经营产生不利影响。

2）电价下行调整风险：公司发电业务收入受电价影响较大，若煤价下行导致电价向下调整，将导致盈利修复不及预期。2022年因火电成本高企，市场化交易电价多地区涨幅都在20%左右，若后续盈利能力改善，市场化交易电价也有下行可能，都将对公司收入产生不利影响。

3）项目建设不及预期：公司“十四五”规划预期风电、光伏装机总量合计超过4000万千瓦，截至2022年底公司风光装机约1900万千瓦，进度相对滞后。同为竞争对手的发电企业近年来纷纷开展清洁能源转型，抢占清洁能源发电赛道。若新能源项目建设、投产进度不及预期，将会对公司新能源板块盈利能力产生不利影响。

4）现金回收不及预期：2022年，公司经营性现金流净额约325亿，相较去年有明显改善，但仍不及2020年及以前水平。公司现金流回收与国家财政对新能源项目补贴回款紧密相关。若补贴回款进度不及预期，有可能对公司资金周转，后续资本开支等产生不利影响。

图39:华能国际历史PEBand

资料来源：公司数据、招商证券

图40:华能国际历史PBBand

资料来源：公司数据、招商证券

附：财务预测表
资产负债表

单位：百万元	2021	2022	2023E	2024E	2025E
流动资产	92471	86722	92112	89712	95138
现金	16350	17176	23794	20282	24339
交易性投资	652	45	45	45	45
应收票据	3743	2792	2816	2873	2932
应收款项	39857	39862	40188	41000	41842
其它应收款	3527	2733	2757	2813	2871
存货	16824	12702	11618	11677	11880
其他	11516	11412	10893	11022	11229
非流动资产	397597	415884	436721	457568	476761
长期股权投资	22904	23898	23898	23898	23898
固定资产	266133	289312	311533	331920	350625
无形资产商誉	25424	26218	24887	25389	25911
其他	83137	76456	76403	76361	76327
资产总计	490068	502606	528833	547281	571898
流动负债	186398	171333	186025	192827	207768
短期借款	91897	83573	122121	128763	143156
应付账款	25774	24368	22303	22416	22805
预收账款	3275	3349	3065	3081	3134
其他	65453	60043	38536	38567	38673
长期负债	179778	204729	204729	204729	204729
长期借款	136858	151678	151678	151678	151678
其他	42920	53051	53051	53051	53051
负债合计	366176	376062	390753	397556	412496
股本	15698	15698	15698	15698	15698
资本公积金	66061	78691	78691	78691	78691
留存收益	23497	14146	23375	32063	38622
少数股东权益	18636	18009	20316	23273	26391
归属于母公司所有者权益	105256	108535	117764	126452	133011
负债及权益合计	490068	502606	528833	547281	571898

现金流量表

单位：百万元	2021	2022	2023E	2024E	2025E
经营活动现金流	6033	32520	42328	47928	50772
净利润	(12673)	(10085)	11536	14785	15591
折旧摊销	21351	23348	26554	28244	29969
财务费用	8755	9708	8959	8886	9069
投资收益	(837)	(1077)	(3037)	(3037)	(3037)
营运资金变动	(7919)	11125	(1684)	(952)	(821)
其它	(2644)	(500)	1	2	2
投资活动现金流	(42657)	(39971)	(44355)	(46056)	(46125)
资本支出	(43484)	(40726)	(47392)	(49093)	(49162)
其他投资	827	755	3037	3037	3037
筹资活动现金流	39767	7973	8644	(5383)	(590)
借款变动	39661	(5115)	17604	6643	14392
普通股增加	0	0	0	0	0
资本公积增加	(910)	12630	0	0	0
股利分配	(2826)	0	0	(3140)	(5914)
其他	3842	458	(8959)	(8886)	(9069)
现金净增加额	3143	521	6618	(3511)	4056

资料来源：公司数据、招商证券

利润表

单位：百万元	2021	2022	2023E	2024E	2025E
营业总收入	204605	246725	248868	253894	259111
营业成本	205281	239221	218948	220061	223878
营业税金及附加	1686	1442	1991	2031	2073
营业费用	193	180	199	203	207
管理费用	5594	5637	6222	6347	6478
研发费用	1325	1608	1618	1650	1684
财务费用	8550	9487	8959	8886	9069
资产减值损失	277	(2604)	(208)	70	70
公允价值变动收益	0	0	0	0	0
其他收益	2124	1966	1966	1966	1966
投资收益	822	1077	1071	1071	1071
营业利润	(14802)	(10411)	13760	17822	18830
营业外收入	820	952	952	952	952
营业外支出	295	244	293	293	293
利润总额	(14277)	(9703)	14419	18481	19489
所得税	(1604)	382	2884	3696	3898
少数股东损益	(2409)	(2698)	2307	2957	3118
归属于母公司净利润	(10264)	(7387)	9228	11828	12473

主要财务比率

	2021	2022	2023E	2024E	2025E
年成长率
营业总收入	21%	21%	1%	2%	2%
营业利润	-254%	30%	232%	30%	6%
归母净利润	-325%	28%	225%	28%	5%
获利能力
毛利率	-0.3%	3.0%	12.0%	13.3%	13.6%
净利率	-5.0%	-3.0%	3.7%	4.7%	4.8%
ROE	-9.0%	-6.9%	8.2%	9.7%	9.6%
ROIC	-1.5%	-0.3%	4.6%	5.1%	5.0%
偿债能力
资产负债率	74.7%	74.8%	73.9%	72.6%	72.1%
净负债比率	51.8%	51.0%	51.8%	51.2%	51.6%
流动比率	0.5	0.5	0.5	0.5	0.5
速动比率	0.4	0.4	0.4	0.4	0.4
营运能力
总资产周转率	0.4	0.5	0.5	0.5	0.5
存货周转率	17.5	16.2	18.0	18.9	19.0
应收账款周转率	5.1	5.7	5.8	5.8	5.8
应付账款周转率	9.9	9.5	9.4	9.8	9.9
每股资料(元)
EPS	-0.65	-0.47	0.59	0.75	0.79
每股经营净现金	0.38	2.07	2.70	3.05	3.23
每股净资产	6.70	6.91	7.50	8.06	8.47
每股股利	0.00	0.00	0.20	0.38	0.40
估值比率
PE	-14.8	-20.6	16.5	12.9	12.2
PB	1.4	1.4	1.3	1.2	1.1
EV/EBITDA	36.6	24.5	11.0	9.8	9.3

分析师承诺

负责本研究报告的每一位证券分析师，在此申明，本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与，未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。

宋盈盈：CFA，清华大学环境工程本硕，北京大学国发院经济学双学士。2018-2020年，任招商证券环保公用事业行业分析师。2020-2022年任招商证券美妆时尚行业分析师，重点覆盖珠宝、医美、美妆板块，2022年团队新财富排名第四位。2023年起任招商证券环保公用事业行业首席分析师。

评级说明

报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后6-12个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普 500 指数为基准。具体标准如下：

股票评级

强烈推荐：预期公司股价涨幅超越基准指数20%以上

增持：预期公司股价涨幅超越基准指数5-20%之间

中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于±5%之间

减持：预期公司股价表现弱于基准指数5%以上

行业评级

推荐：行业基本面向好，预期行业指数超越基准指数

中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数

回避：行业基本面转弱，预期行业指数弱于基准指数

重要声明

本报告由招商证券股份有限公司（以下简称“本公司”）编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息，但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价，在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外，本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。

上游成本优化恢复盈利弹性，中特估值利好未来可期

财务数据与估值

强烈推荐（首次）

股价表现

相关报告

正文目录

图表目录

一、公司概况：华能集团旗下火电龙头，转型发展迈向新时代

1、逾28年发展历程，历经三地上市与转型发展

2、营收能力稳健增长，业绩受煤价影响较大

3、华能旗下核心平台，代表集团转型发展先驱

二、行业趋势：火电行业逐步回暖，新能源市场稳步发展

1、煤价调整叠加长协保供，“三个100%”促进成本可控

2、“双碳”推动清洁能源转型，灵活性改造政策影响有望扩大

3、电价上浮新规效果显著，容量电价变革或将利好火电

三、推荐逻辑：“煤炭+硅料”成本双优化，火电央企政策估值均利好

1、火电：长协煤政策保障煤价稳定，行业回暖助力火电龙头盈利修复

2、新能源：硅料价格回落加速风光发展，新能源基地建设潜力可期

3、政策：“火转绿”调峰收益潜力大，新能源补贴改善公司现金回收

4、估值：中国特色估值体系下，国央企估值重估逻辑利好火电

四、盈利预测

五、风险因素

分析师承诺

评级说明

股票评级

行业评级

重要声明

招商证券-华能国际(600011)上游成本优化恢复盈利弹性，中特估值利好未来可期-230428.pdf