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1、 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 证券研究报告|首次覆盖报告 2023 年 08 月 16 日 华能国际华能国际（600011.SH）火电龙头柳暗花明，绿电转型助力成长火电龙头柳暗花明，绿电转型助力成长 全国全国火电火电龙头，加快绿色低碳转型步伐龙头，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。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

2、光营收占比逐渐增大，其中风电营收增长明显。煤价下行，煤价下行，23H1 公司扭亏为盈公司扭亏为盈。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。火电行业龙头，盈利加速修复。火电“压舱石火电“压舱石”作用凸显，盈利修复迎来发展新机作用凸显，盈利修复迎来发展新机遇遇。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。火火电迎电迎来来多重催化多重催化：煤电新增提速迎来抢装潮；成本回

3、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。公司公司火电规模火电规模&区位优势突出，盈利加速修复区位优势突出，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。公司公司加速推进绿色低碳转型，成长空间巨大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“双碳新能源加快发展，助力实现“双碳”

4、目标目标。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。公司公司加快加快绿色低碳转型步伐绿色低碳转型步伐，“火“火+绿绿”协同促发展协同促发展，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

5、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。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0.91/0.97/1.2

6、0 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。财务财务指标指标 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入（百万元）205,079 246,725 262,138 266,929 276,572 增长率 yoy（%）21.0 20.3 6.2 1.8 3.6 归母净利润（百万元）-10,006-7,387 14,218 15,231 18,840 增长率 yoy（%）-319.2 26.2 292.5 7.1

7、 23.7 EPS 最新摊薄（元/股）-0.64-0.47 0.91 0.97 1.20 净资产收益率（%）-10.0-8.0 12.9 12.3 13.1 P/E（倍）-13.9-18.8 9.8 9.1 7.4 P/B（倍）2.4 3.0 2.3 1.8 1.5 资料来源：Wind，国盛证券研究所 注：股价为 2023 年 8 月 15 日收盘价 买入买入（首次首次）股票信息股票信息 行业 电力 8 月 15 日收盘价(元)9.28 总市值(百万元)145,678.31 总股本(百万股)15,698.09 其中自由流通股(%)70.06 30 日日均成交量(百万股)56.53 股价走势股价

8、走势 作者作者 分析师分析师 张津铭张津铭 执业证书编号：S0680520070001 邮箱： 相关研究相关研究 -27%-14%0%14%27%41%55%--08华能国际沪深300 2023 年 08 月 16 日 P.2 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 财务报表和主要财务比率财务报表和主要财务比率 资产负债表（资产负债表（百万元）利润表利润表（百万元）会计会计年度年度 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 会计年度会计年度 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 流动资产流动资产

9、92471 86722 119631 107851 125207 营业收入营业收入 205079 246725 262138 266929 276572 现金 16350 17176 38608 36420 39235 营业成本 205542 239221 221474 224750 229662 应收票据及应收账款 43600 42654 54324 41633 59217 营业税金及附加 1686 1442 1844 1719 1863 其他应收款 3527 2733 4207 2710 4533 营业费用 193 180 211 223 229 预付账款 4436 6611 2658 7

10、890 2433 管理费用 5594 5637 6918 7054 7117 存货 16824 12702 13546 13631 13860 研发费用 1325 1608 1701 1736 1796 其他流动资产 7732 4845 6289 5567 5928 财务费用 8550 9487 10510 10683 11216 非流动资产非流动资产 397876 415884 423953 414136 408326 资产减值损失-89-2732-1973-2325-2300 长期投资 22952 23898 25707 27621 29482 其他收益 2124 1966 1966 19

11、66 1966 固定资产 266348 289312 297387 289595 285652 公允价值变动收益 0 0 0 0 0 无形资产 14189 14699 14637 14669 14640 投资净收益 866 1077 971 1024 998 其他非流动资产 94387 87975 86221 82251 78552 资产处置收益 469 177 228 291 232 资产资产总计总计 490347 502606 543585 521988 533533 营业利润营业利润-14545-10411 24619 26370 30184 流动负债流动负债 186398 171333

12、 229410 231991 261037 营业外收入 820 952 886 919 903 短期借款 91897 83573 128544 125363 157718 营业外支出 295 244 464 526 382 应付票据及应付账款 25774 24368 21215 25464 22018 利润总额利润总额-14020-9703 25041 26764 30705 其他流动负债 68727 63392 79651 81164 81301 所得税-1604 382 6258 6423 5636 非流动非流动负债负债 179778 204729 168847 124328 81759

13、净利润净利润-12416-10085 18783 20341 25069 长期借款 166255 190740 155091 110456 67944 少数股东损益-2410-2698 4565 5110 6229 其他非流动负债 13524 13989 13756 13873 13814 归属母公司净利润归属母公司净利润-10006-7387 14218 15231 18840 负债合计负债合计 366176 376062 398257 356319 342796 EBITDA 23387 30783 58141 61101 65741 少数股东权益 18635 18009 22574 27

14、683 33912 EPS（元/股）-0.64-0.47 0.91 0.97 1.20 股本 15698 15698 15698 15698 15698 资本公积 17643 16608 16608 16608 16608 主要主要财务比率财务比率 留存收益 24479 14889 33673 54014 79082 会计会计年度年度 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 归属母公司股东权益 105535 108535 122754 137985 156825 成长能力成长能力 负债负债和股东权益和股东权益 490347 502606 543585 521988 5335

15、33 营业收入（%）21.0 20.3 6.2 1.8 3.6 营业利润（%）-251.1 28.4 336.5 7.1 14.5 归属母公司净利润（%）-319.2 26.2 292.5 7.1 23.7 获利获利能力能力 毛利率（%）-0.2 3.0 15.5 15.8 17.0 现金现金流量流量表表（百万元）净利率（%）-4.9-3.0 5.4 5.7 6.8 会计年度会计年度 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E ROE（%）-10.0-8.0 12.9 12.3 13.1 经营活动现金流经营活动现金流 6251 32520 34013 68292 41934 R

16、OIC（%）0.4 1.9 6.0 6.7 7.7 净利润-12416-10085 18783 20341 25069 偿债偿债能力能力 折旧摊销 21356 23348 21803 23388 24650 资产负债率（%）74.7 74.8 73.3 68.3 64.3 财务费用 8550 9487 10510 10683 11216 净负债比率（%）225.2 229.9 204.0 151.5 124.8 投资损失-866-1077-971-1024-998 流动比率 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 营运资金变动-7463 8882-16200 15354-17849 速动比率

17、0.3 0.4 0.4 0.3 0.4 其他经营现金流-2909 1964 88-450-153 营运能力营运能力 投资活动投资活动现金流现金流-42875-39971-29082-12051-17713 总资产周转率 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 资本支出 43702 40726 6508-11855-7609 应收账款周转率 5.1 5.7 5.4 5.6 5.5 长期投资-452-445-1809-1914-1861 应付账款周转率 9.9 9.5 9.7 9.6 9.7 其他投资现金流 375 310-24383-25819-27183 每股指标（元）每股指标（元）筹资筹资活

18、动现金流活动现金流 39767 7973-24308-57328-52721 每股收益（最新摊薄）-0.64-0.47 0.91 0.97 1.20 短期借款 25586-8323 4162-2081 1040 每股经营现金流（最新摊薄）0.40 2.07 2.17 4.35 2.67 长期借款 33795 24485-35649-44635-42511 每股净资产（最新摊薄）3.64 2.96 3.86 4.84 6.04 普通股增加 0 0 0 0 0 估值估值比率比率 资本公积增加-909-1035 0 0 0 P/E-13.9-18.8 9.8 9.1 7.4 其他筹资现金流-1870

19、5-7153 7179-10613-11251 P/B 2.4 3.0 2.3 1.8 1.5 现金净增加额现金净增加额 2297 962-19377-1087-28500 EV/EBITDA 18.7 14.5 7.9 6.8 6.2 资料来源：Wind，国盛证券研究所 注：股价为 2023 年 8 月 15 日收盘价 4XiZqWiWkZdUnPnPoN6MdN7NpNrRoMmPkPqQzRfQpOrPaQnMoOMYsQqOwMpNqN 2023 年 08 月 16 日 P.3 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 内容目录内容目录 1.全国火电龙头，加快绿色低碳转型步伐.

20、6 1.1.公司发展历程.6 1.2.中央国资赋能，管理层经验丰富.6 1.3.火电为主，清洁能源比例不断提升.7 1.4.煤价下行，23H1 公司扭亏为盈.8 2.火电：全国火电龙头，盈利加速修复.11 2.1.行业：火电“压舱石”作用凸显，盈利修复迎来发展新机遇.11 2.1.1.火电兜底保供作用凸显.11 2.1.2.长协比例提升&煤价中枢下行，火电盈利加速修复.13 2.1.3.电改加速推进，火电迎多重利好.14 2.2.公司：火电规模&区位优势突出，盈利加速修复.16 2.2.1.公司火电装机与发电量居行业第一，资产优质.16 2.2.2.煤价下行缓解成本端压力，业绩扭亏为盈.18

21、2.3.2.公司上网电价与市场化交易电量齐升，有望增厚收入.20 3.新能源：加速推进绿色低碳转型，成长空间巨大.21 3.1.行业：新能源加快发展，助力实现“双碳”目标.21 3.1.1.双碳目标牵引，新能源装机快速发展.21 3.1.2.新能源产业链价格降幅明显，项目收益率有望提升.23 3.2.公司：加快绿色低碳转型步伐.24 3.2.1.公司新能源业绩表现亮眼，“火绿”协同促发展.24 3.2.2.公司新能源布局广泛，增长空间大.27 4.盈利预测与投资建议.30 4.1.核心假设.30 4.2.盈利预测.30 4.3.投资建议.32 风险提示.32 图表目录图表目录 图表 1：华能国

22、际发展历程.6 图表 2：华能国际股权结构.7 图表 3：公司历年装机结构.7 图表 4：公司 2018-2022 年的各电源发电量情况（亿千瓦时）.8 图表 5：公司 2018-2022 年装机容量变化情况（单位：兆瓦）.8 图表 6：公司 2018-2022 年资本性支出情况（亿元）.8 图表 7：公司营收与同比增速（单位：亿元）.9 图表 8：公司归母净利与同比增速（单位：百万）.9 图表 9：电力行业分产品营收结构.9 图表 10：电力行业分产品成本结构（单位：亿元）.9 图表 11：电力行业分产品毛利结构.10 图表 12：电力行业分产品毛利率变化情况.10 图表 13：公司经营活动

23、产生的现金流量情况（亿元）.10 图表 14：公司分红情况（亿元）.10 图表 15：火电发电量占全国发电量比重.11 2023 年 08 月 16 日 P.4 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 16：火电发电量及同比增速（单位：亿千瓦时）.11 图表 17：各发电电源特点.12 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）.12 图表 19：火电投资增速迎来拐点（单位：亿元）.13 图表 20：新增核准煤电装机规模大幅提升（单位：万千瓦）.13 图表 21：秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价（单位：元/吨）.14 图表 22：秦皇岛港动力煤库存（万吨）

24、.14 图表 23：2022 年度部分省份交易电价（元/千瓦时）.14 图表 24：各省电调峰辅助服务补贴政策.14 图表 25：部分上市公司 2022 年火电装机容量及市占率（单位：兆瓦）.17 图表 26：部分上市公司 2022 年火电发电量及市占率（亿千瓦时）.17 图表 27：部分公司 2022 年发电厂用电率.17 图表 28：部分公司 2022 年生产供电耗煤情况（克/千瓦时）.17 图表 29：截至 2022 年公司火电装机区域分布.18 图表 30：近五年燃料成本及占营业成本比重（单位：亿元）.18 图表 31：公司 2018-2022 年煤炭采购价格（元/吨）.19 图表 3

25、2：公司 2018-2022 年长协煤采购情况（万吨）.19 图表 33：进口煤出口离岸价（美元/吨）.19 图表 34：中国煤炭进口情况（万吨）.19 图表 35：内外贸煤炭价差情况（元/吨）.19 图表 36：公司各省火电发电量分布（单位：亿千瓦时）.20 图表 37：部分公司 2018-2022 年平均上网电价（元/千瓦时）.20 图表 38：公司 2018-2022 年市场化交易电量情况（亿千瓦时）.20 图表 39：新能源发电进入跃升高质量发展新阶段.21 图表 40：全国风电装机容量及同比增速（万千瓦）.22 图表 41：全国太阳能装机容量及同比增速（万千瓦）.22 图表 42：全

26、国风电发电量及同比增速（亿千瓦时）.22 图表 43：全国太阳能发电量及同比增速（亿千瓦时）.22 图表 44：风电、太阳能发电量占全社会用电量比重.23 图表 45：多晶硅产量和产能（万吨）.23 图表 46：硅片、电池、组件产量（GW）.23 图表 47：硅料及组件价格.24 图表 48：部分公司 2022 年风电装机容量（兆瓦）.25 图表 49：部分公司 2022 年太阳能装机容量（兆瓦）.25 图表 50：部分公司 2019-2022 年风电装机容量增速情况.25 图表 51：部分公司 2019-2022 年太阳能装机容量增速情况.25 图表 52：部分公司 2022 年风电发电量（

27、亿千瓦时）.25 图表 53：部分公司 2022 年太阳能发电量（亿千瓦时）.25 图表 54：风电、太阳能收入及同比增速（亿元）.26 图表 55：政府补助（百万元）.26 图表 56：2022 年公司各省风电发电量（单位：亿千瓦时）.27 图表 57：2022 年公司各省光伏发电量（单位：亿千瓦时）.27 图表 58：截至 2022 年公司风光装机区域分布.27 图表 59：华能大安 500MW 风电项目.28 图表 60：华能国际 10 万千瓦江口风电项目.28 图表 61：江苏泗洪领跑者奖励激励基地 4 号.28 图表 62：芮城西陌 15 万千瓦光伏发电项目.28 2023 年 08

28、 月 16 日 P.5 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 63：2022 年重要的新能源在建工程项目.29 图表 64：华能国际盈利预测.31 图表 65：可比公司估值对比（2023-08-10 收盘价）.32 2023 年 08 月 16 日 P.6 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 1.全国火电龙头全国火电龙头，加快绿色低碳转型步伐，加快绿色低碳转型步伐 1.1.公司发展历程公司发展历程 中国电力龙头企业之一，深耕数十年。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 2

29、001 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 资料来源：公司公告，国盛证券研究所 1.2.中央国资赋能，管理层经验丰富中央国资赋能，管理层经验丰富 公司实际控制方为国务公司实际控制方为国务院国资委院国资委，直接，直接控股股东是华能集团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

30、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，公司作为华能集团常规能源整合唯一平台，资源优势明显资源优势明显。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

31、融资注入现金，为公司发展提供强有力的支持。2023 年 08 月 16 日 P.7 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 2：华能国际股权结构 注:上图所列的华能国际控股、参股公司不完全，主要系对其业绩有较大影响的公司 资料来源：公司公告，公司官网，wind，ifind，国盛证券研究所（截至 2023-08-11）1.3.火电为主，清洁能源比例不断提升火电为主，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。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

32、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。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

33、，年复合增长率达到23.8%。图表 3：公司历年装机结构 资料来源：公司公告，国盛证券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.8 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 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）资料来源：公司公告，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，国盛证券研究所 火电资本开支回落，低碳清洁能源资本性支出不断增加火电资本开支回落，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

34、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）资料来源：公司公告，国盛证券研究所 1.4.煤价下行，煤价下行，23H1 公司扭亏为盈公司扭亏为盈 燃料成本下行，燃料成本下行，23H1 扭亏为盈扭亏为盈。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

35、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。2023 年 08 月 16 日 P.9 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 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

36、同比增速（单位：百万）资料来源：公司公告，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，国盛证券研究所 火电仍是最大营收来源，清洁能源盈利能力高位持稳。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：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：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：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

37、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）资料来源：公司公告，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，国盛证券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.10 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 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 资料来源：公司公告，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，国盛证券研究所 分红方面分红方面，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

38、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）资料来源：Wind，国盛证券研究所 资料来源：Wind，国盛证券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.11 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 2.火电：全国火电龙头，火电：全国火电龙头，盈利加速修复盈利加速修复 2.1.行业：行业：火电“压舱石火

39、电“压舱石”作用凸显作用凸显，盈利修复迎来发展新机遇，盈利修复迎来发展新机遇 2.1.1.火电兜底保供作用凸显火电兜底保供作用凸显 新旧能源“先立后破新旧能源“先立后破”，火电仍是我国电力生产的主要来源，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）资料来源：Wind，国盛证券研究

40、所 资料来源：Wind，国盛证券研究所 从电源特点来看从电源特点来看，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

41、长期来看，火电仍承担着保障能源安全的“压舱石“压舱石”作用作用。2023 年 08 月 16 日 P.12 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 17：各发电电源特点 电源电源 优点优点 缺点缺点 水电 可再生清洁能源；发电效率高，发电启动快。工程投资大，建设周期长；地形限制无法建造太大之容量。单机容量为 300MW 左右；电力输出易受天候旱雨之影响。太阳能发电 可再生清洁能源；不必远距离输送；无需消耗燃料和架设输电线路；建设周期短。易受天气影响，发电不稳定；发电成本较高；照射的能量分布密度小；占地面积大。火电 技术成熟；建设周期短；投资较小；环境要求小；发电稳定。环境污染；

42、发电耗能大，效率较低。核电 无空气污染；成本稳定；燃料体积小，运输与储存方便；发电稳定。安全要求高；反应条件严苛；产生放射性废料；热效率低，热污染严重；投资成本高。风电 可再生清洁能源；建设周期短；装机规模灵活。占地面积大；噪声污染；呈现季节特性，发电不稳定；建设成本较高。资料来源：国网，国家能源局，新能源网，华夏气候。全息能源科学研究院，迈贝特新能源，国盛证券研究所 煤电在“十四五煤电在“十四五”后半段迎来新一轮后半段迎来新一轮抢装潮抢装潮。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

43、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火电投资增速迎来拐点，新增核准煤电装机规模新增核准煤电装机规模快速快速提升。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.

44、85%。而而 2023 年上半年火电项目核准规模已超年上半年火电项目核准规模已超 50GW，已，已超过超过 2022 年全年获批总量的年全年获批总量的 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）资料来源：电规总院，wind，国盛证券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.13 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 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）资料来源：wind，国盛证券研究所 资料来源：绿色和平，国盛证券研究所 2.1.2.长协比例提升长协比例提升&煤价中枢下行，煤价中枢

45、下行，火电盈利火电盈利加速加速修复修复 政策发力，长协煤比例进一步提升政策发力，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

46、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。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，电厂去库速度缓慢。多重压力下，我们认为动力煤价格将在 2023 年持续下行至底部震荡，回归至合理区间港口煤炭（5500K）570 元-770 元/吨，叠加考虑到动力煤价格季节性的波动规律，在传统淡季（迎峰度夏结束，迎峰度冬尚未来临）动力煤市场目前仍未有效去化中下游高库存压力，煤价或将随季节性有集中

47、下跌趋势，对于火电企业业绩来看，三季度仍会有集中的修复催化。2023 年 08 月 16 日 P.14 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 21：秦皇岛港动力煤（Q5500）市场价（单位：元/吨）图表 22：秦皇岛港动力煤库存（万吨）资料来源：Wind，国盛证券研究所 资料来源：iFind，国盛证券研究所 2.1.3.电改加速推进，火电迎多重利好电改加速推进，火电迎多重利好 2022 年多地长协电价顶格上浮。年多地长协电价顶格上浮。2021 年 10 月，国家发改委印发关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，燃煤发电市场交易电价上

48、下浮动范围原则上扩大为不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。自 2022 年起，考虑到燃料成本大幅上升及电力供需形势紧张，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。图表 23：2022 年度部分省份交易电价（元/千瓦时）省份省份 2022 年度交易价格年度交易价格 基准电价基准电价 上浮比例上浮比例 海南 0.51576 0.4298 20.00%河北 0.43725 0.3644 19.99%重庆 0.4756 0.3964 19.98%江苏 0.46669 0.391 19.36%陕西 0.42149 0.3545 18.90%广西

49、 0.49162 0.4207 16.86%广东 0.49704 0.453 9.72%资料来源：各省电力交易中心，北极星电力网，陕西省发改委，国盛证券研究所 辅助服务市场机制不断完善，容量电价呼之欲出，火电调峰收益兑现辅助服务市场机制不断完善，容量电价呼之欲出，火电调峰收益兑现。各省市纷纷出台相关的政策措施，助力火电充分发掘容量和调峰特性，驱动火电灵活性改造，并为未来火电盈利再开源。图表 24：各省电调峰辅助服务补贴政策 政策名称 时间 所在地区 负荷率 补偿下限（元/千瓦时）补偿上限（元/千瓦时）华北电力调峰辅助服务市场运营规则 2019.09 北京市、天津市、河北省 70%100%0 0

50、 50%70%0 0.3 2023 年 08 月 16 日 P.15 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 40%50%0 0.4 0%40%0 0.5 山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021 年修订版)(征求意见稿)2021.09 山东 50%70%0 0.1 30%50%0 0.6 0%30%0 0.8 甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则 2021.05 甘肃 40%50%0 0.2 35%40%0 0.3 30%35%0 0.4 20%30%0 0.6 0%20%0 0.8 东北电力辅助服务市场运营规则 2020.12 黑龙江、吉林、辽宁 40%50%0 0.4 0%

51、40%0.4 1 江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）2020.11 江西 45%50%0 0.2 40%45%0 0.3 35%40%0 0.4 30%35%0 0.5 0%30%0 0.6 河南电力调峰辅助服务交易规则（试行）2019.07 河南 40%50%0 0.3 30%40%0.3 0.5 0%30%0.5 0.7 湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）2020.06 湖北 45%50%0 0.2 40%45%0 0.3 35%40%0 0.4 30%35%0 0.5 0%30%0 0.6 重庆电网辅助服务（调峰）交易规则 2019.04 重庆 45%50%0 0.2 40%4

52、5%0 0.3 35%40%0 0.4 30%35%0 0.5 0%30%0 0.6 福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（2022 年修订版）2022.04 福建 55%60%0 0.1 50%55%0 0.2 45%50%0 0.4 40%45%0 0.5 35%40%0 0.6 20%35%0 1 安徽电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）2020.11 安徽 45%50%0 0.3 40%45%0 0.4 35%40%0 0.6 0%35%0 0.8 南方区域电力辅助服务管理实施细则 2022.06 广东 40%50%0.099 0.099 30%40%0.792 0.792 0%

53、30%1.188 1.188 2023 年 08 月 16 日 P.16 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 广西 40%50%0.0495 0.0495 30%40%0.396 0.396 0%30%0.594 0.594 云南 40%50%0.0828 0.0828 30%40%0.6624 0.6624 0%30%0.9936 0.9936 海南 40%50%0.0744 0.0744 30%40%0.5952 0.5952 0%30%0.8928 0.8928 贵州 40%50%0.081 0.081 30%40%0.648 0.648 0%30%0.972 0.972

54、江苏电力辅助服务管理实施细则 2020.06 江苏 常规燃煤发电机组按电力调度指令要求在 72 小时内完成启停机（炉）进行调峰的，按每兆瓦 1000 元的标准进行补偿。浙江省第三方独立主体参与电力辅助 服务市场交易规则（试行）2021.05 浙江 辅助服务价格上限：低谷电价时段填谷调峰 400 元/兆瓦时，高（尖）峰电价时段填谷调峰 500 元/兆瓦时，削峰调峰 500元/兆瓦时，旋转备用 15 元/兆瓦时，一次调频 120 元/兆瓦时，二次调频 60 元/兆瓦时，将根据市场运行情况适时予以调整。资料来源：各省市政府官网，北极星电力网，国盛证券研究所 2.2.公司：火电规模公司：火电规模&区位

55、区位优势突出，盈利加速修复优势突出，盈利加速修复 2.2.1.公司火电装机与发电量居行业第一，资产优质公司火电装机与发电量居行业第一，资产优质 公司火电装机容量、发电量位居行业第一。公司火电装机容量、发电量位居行业第一。装机方面：截至 2022 年末，华能国际境内火电可控发电装机容量为 106956 兆瓦，其中，煤机 94058 兆瓦，燃机 12738 兆瓦，占全国火电装机容量的 8.03%，稳居行业第一。发电方面：2022年，公司境内火电发电量4152亿千瓦时，占全国火电发电量的7%，同样领先全行业。2023 年 08 月 16 日 P.17 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明

56、 图表 25：部分上市公司 2022 年火电装机容量及市占率（单位：兆瓦）图表 26：部分上市公司 2022 年火电发电量及市占率（亿千瓦时）资料来源：公司公告，wind，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，wind，国盛证券研究所 公司重视科研开发，主要能耗指标领先同行业，促进发电提效公司重视科研开发，主要能耗指标领先同行业，促进发电提效。公司通过不断研发创新，推进煤电节能升级改造、高质量供热改造。2022 年公司生产厂用电率为 4.37%，在可比同类公司中属于较低水平。公司持续推广宽负荷高效发电、广义回热等节能先进技术，强化储能调频技术自主研发能力，不断优化节能技术集成应用体系，集中优势资

57、源打造行业能效标杆机组；在超低排放、废水治理等环保改造中，不断优化技术方案，努力降低环保设施的运行能耗水平。2022 年公司供电耗煤为 287.69 克/千瓦时，较上年减少了3.58 克/千瓦时。图表 27：部分公司 2022 年发电厂用电率 图表 28：部分公司 2022 年生产供电耗煤情况（克/千瓦时）资料来源：公司公告，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，wind，国盛证券研究所 机组分布集中沿海地区，区位优势突出机组分布集中沿海地区，区位优势突出。公司境内电厂分布在 26 个省、自治区和直辖市，多数位于沿海沿江地区，经济发展快，用电量和电价水平较高；内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运

58、直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。同时公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。2023 年 08 月 16 日 P.18 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 29：截至 2022 年公司火电装机区域分布 资料来源：公司公告，国盛证券研究所 2.2.2.煤价下行缓解成本端压力，业绩扭亏为盈煤价下行缓解成本端压力，业绩扭亏为盈 成本端压力

59、纾解成本端压力纾解，2023H1 业绩大幅提升业绩大幅提升。由于火电占比大，燃料为最主要成本开支，近五年燃料成本占营业成本比重超过 60%。近两年因煤价高企，公司燃料成本大幅增加，燃料成本占营业成本比重超过 70%，大大削弱公司盈利能力。2023 年，煤价调控加码电价上涨，控制燃料成本，提高营业收入，推动华能国际火电业务扭亏为盈。图表 30：近五年燃料成本及占营业成本比重（单位：亿元）资料来源：公司公告，wind，国盛证券研究所 沿海电厂占比较大，沿海电厂占比较大，进口煤进口煤放开放开形成价格形成价格冲击，冲击，长协煤比例不断提升，长协煤比例不断提升，公司成本修复公司成本修复仍仍具备弹性具备弹

60、性。公司的火电电厂主要分布在沿江沿海地区，采购市场煤与进口煤占比较大。2021-2022 年在印尼限制煤炭出口和俄乌地缘政治冲突双重事件影响下，海外煤炭供应整体偏紧，进口煤价格持续倒挂，公司煤炭采购价格高企，成本居高不下。今年市场煤价格中枢回落，进口煤供应大幅增长，同时公司持续提升长协煤采购比例，多管齐下燃料成本下降趋势明显，公司 2023H1 实现扭亏为盈，预期下半年有更大成本改善空间，盈利能力还将进一步提升。2023 年 08 月 16 日 P.19 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 31：公司 2018-2022 年煤炭采购价格（元/吨）图表 32：公司 2018-

61、2022 年长协煤采购情况（万吨）资料来源：公司信用评级报告，国盛证券研究所 资料来源：公司信用评级报告，国盛证券研究所 图表 33：进口煤出口离岸价（美元/吨）图表 34：中国煤炭进口情况（万吨）资料来源：Wind，国盛证券研究所 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表 35：内外贸煤炭价差情况（元/吨）资料来源：Wind，国盛证券研究所 大股东华能集团为公司煤炭采购提供保障大股东华能集团为公司煤炭采购提供保障。华能集团优化发展煤炭产业，煤炭产量保持较高水平。同时华能集团不断强化煤电协同效应，内供煤量同比增加 921 万吨，国家重点监管的中长期电煤合同兑现率达到 104%，协同率 62%，

62、协同供应量增幅 15.19%。公司煤炭产能核增 1930 万吨/年，整体煤炭产能突破 1 亿吨/年。伊敏煤矿产能达到 3500万吨/年，为全国最大的露天矿；魏家峁、高头窑煤矿产能突破 1000 万吨/年。2022 年 2023 年 08 月 16 日 P.20 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 公司与华能集团间的燃料和运力的交易总额达到 918.36 亿元人民币。通过集团内部交易，能有效保证公司煤炭供给，减少额外交易成本，降低煤炭采购价格，更有效发挥电煤长协“压舱石”作用，缓解公司成本端压力。2.3.2.公司上网电价与市场化交易电量齐升，有望增厚收入公司上网电价与市场化交易电量

63、齐升，有望增厚收入 火电机组多布局在经济发达火电机组多布局在经济发达且且电力供需电力供需偏紧区域，用电量刚性增长，电价趋涨有支撑偏紧区域，用电量刚性增长，电价趋涨有支撑。截至 2022 年底，公司境内火电机组分布在全国 23 个省、自治区和直辖市，火电发电量占比前 5 的省份依次为山东（20.57%）、江苏（9.16%）、浙江（7.61%）、广东（7.03%）、江西（6.88%），除江西外均位于我国东部及南部地区，经济较为发达，机组利用率较高，盈利能力较强。市场化交易电量与上网电价齐升，市场化交易电量与上网电价齐升，增厚增厚发电收入发电收入。2022 年华能国际中国境内各运行电厂平均上网结算电

64、价为 509.92 元/兆瓦时，同比上升 18.04%。公司平均交易电价 481.4元/千千瓦时，较基准电价上升 19.4%。此外，公司市场化交易电量占公司总上网电量的比例从 2018 年的 43.17%快速攀升到 2022 年的 88.40%，公司的市场竞争力也随之逐步稳固，有效提高公司盈利能力。图表 36：公司各省火电发电量分布（单位：亿千瓦时）资料来源：公司公告，国盛证券研究所 图表 37：部分公司 2018-2022 年平均上网电价（元/千瓦时）图表 38：公司 2018-2022 年市场化交易电量情况（亿千瓦时）资料来源：公司公告，wind，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，国盛证

65、券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.21 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 3.新能源：新能源：加速推进绿色低碳转型，成长空间巨大加速推进绿色低碳转型，成长空间巨大 3.1.行业：新能源行业：新能源加快加快发展，助力实现“双碳发展，助力实现“双碳”目标目标 3.1.1.双碳目标牵引，双碳目标牵引，新能源装机快速发展新能源装机快速发展 2020 年我国提出双碳目标，牵动能源改革，2021 年中央印发关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见提出未来能源结构的远景预期，到“提出未来能源结构的远景预期，到“2023年非化石能源消费比重达到年非化石能源消费比重

66、达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦亿千瓦以上、以上、2060 年非化石能源消费比重达到年非化石能源消费比重达到 80%以上以上”。在双碳政策牵引下，全国可再生能源发展势头良好，发电装机和发电量稳定增长，根据国家能源局，截至 2023 年 6 月，我国可再生能源发电总装机突破 13 亿千瓦，以风电、光伏发电为代表的新能源加快替代传统化石能源，我国可再生能源将加快步入跃升高质量发展新阶段。我国可再生能源将加快步入跃升高质量发展新阶段。图表 39：新能源发电进入跃升高质量发展新阶段 时间时间 政策名称政策名称/会议名称会议名称 内容内容

67、 2017.06 电力发展“十三五”规划 到 2020 年，非化石能源发电装机达到 7.7 亿千瓦左右，占比约 39%，发电量占比提高到 31%。2021.03 关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见 探推进源网荷储一体化，提升保障能力和利用效率。推进多能互补，提升可再生能源消纳水平。2021.03 中央财经委员会第九次会议“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。2021.10 关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见 到 2

68、023 年非化石能源消费比重达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上、2060 年能源利用效率达到国际先进水平，非化石能源消费比重达到 80%以上。2022.03“十四五”现代能源体系规划 大力发展风电、太阳能发电，到 2025 年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到 39%左右。2022.06 “十四五”可再生能源发展规划 2025 年，可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右。“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。2023.04 2023 年能源工作指导意见 煤炭消费

69、比重稳步下降，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.3%左右。非化石能源发电装机占比提高到 51.9%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到 15.3%。稳步推进重点领域电能替代。2023.06 新型电力系统发展蓝皮书 推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过 40%，发电量占比超过 20%。制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至 2030 年）、总体形成期（2030 年至 2045 年）、巩固完善期（2045年至 2060 年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设。资料来源：国家发改委、国家能源局、人民网，国盛证券研究所 可再生能源快速发展，风光装机突破可再生能

70、源快速发展，风光装机突破 8 亿千瓦，成长扩张还在持续。亿千瓦，成长扩张还在持续。根据国家能源局，2023 年 1-6 月，我国可再生能源发电新增装机 1.09 亿千瓦，占全国新增装机的 77%。截至 2023 年 6 月底，我国风电装机 3.9 亿千瓦，太阳能发电装机 4.7 亿千瓦，风电光伏发电总装机突破 8.5 亿千瓦，占全国发电装机的 31.76%。2023 年 1-6 月，风光新增装机 1.01 亿千瓦，占全国新增装机 71.94%。2021 年，国务院就“双碳”目标提出工作意见，到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量目标达到 12 亿千瓦以上。因此在未来 7年左右的时间内，风光

71、装机最少仍有近一倍的增长空间。2023 年 4 月，国家能源局发布 2023 年 08 月 16 日 P.22 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 2023 年能源工作指导意见，提出 2023 年风光发电量占全社会用电量的比重达到15.3%，风光装机增加 1.6 亿千瓦左右。“双碳”目标下，各省市提出了十四五期间风光建设规划，风光装机有望持续增长。图表 40：全国风电装机容量及同比增速（万千瓦）图表 41：全国太阳能装机容量及同比增速（万千瓦）资料来源：Wind，国盛证券研究所 资料来源：iFind，国盛证券研究所 图表 42：全国风电发电量及同比增速（亿千瓦时）图表 43：全国

72、太阳能发电量及同比增速（亿千瓦时）资料来源：Wind，国盛证券研究所 资料来源：Wind，国盛证券研究所 全国风电、太阳能发电量占全社会用电量比重不断上升全国风电、太阳能发电量占全社会用电量比重不断上升。2016-2022 年，全国风电发电量占全社会用电量比重从 3.57%增长到 7.95%，全国太阳能发电量占全社会用电量比重从 0.66%增长到 2.65%，全国风电、太阳能发电量总和占全社会用电量占比在 2022 年首次突破 10%，发展迅猛。全国风电、太阳能发电量占全社会用电量有望在 2023 年达到 15%。2023 年 08 月 16 日 P.23 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本

73、报告末页声明 图表 44：风电、太阳能发电量占全社会用电量比重 资料来源：wind，国盛证券研究所 3.1.2.新能源产业链价格降幅明显，项目收益率有望提升新能源产业链价格降幅明显，项目收益率有望提升 硅料与组件价格持续下降，光伏项目收益率有望提升。硅料与组件价格持续下降，光伏项目收益率有望提升。据硅业分会统计，2022 年底国内硅料已投产产能 118.7 万吨(实际达产后真实产出量将超出 23%)，已经完全满足全年全球组件交流侧 350GW 装机总需求，考虑 2022 年 7 万吨以上库存结转、2023 年 9 万吨进口、东南亚近 2 万吨硅料消耗、2023 年 1-2 季度硅料新产能持续投

74、产 45.8 万吨以上、年度内淡旺季需求差异等因素，2023 年一季度硅料出现过剩，促进硅厂降价清库存。据中国光伏行业协会预测，2023 年随着多晶硅企业技改及新建产能的释放，产量预计将超过 124 万吨，产能将超过 200 万吨。图表 45：多晶硅产量和产能（万吨）图表 46：硅片、电池、组件产量（GW）资料来源：中国光伏行业协会，国盛证券研究所 资料来源：中国光伏行业协会，国盛证券研究所 硅料价格、组件价格降幅明显。硅料价格、组件价格降幅明显。截至 8 月 2 日硅料价格下跌至 69 元/kg，较 2022 年 11月高点 303 元/kg 跌幅高达 77%，硅片（主流品种）跌至 3.44

75、 元/PC，单面单晶 PERC组件(182mm)跌至 1.28 元/W，长期来看，随新增硅料能投放以及硅料价格下行趋势，产业链价格上依然有下行空间。根据中国光伏行业协会，2022 年我国地面光伏系统的初始全投资成本为 4.13 元/W 左右，其中组件约占投资成本的 47.09%，占比较 2021 年上升 1.09pct，随着组件价格下行，光伏项目收益率有望大幅提升。2023 年 08 月 16 日 P.24 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 47：硅料及组件价格 资料来源：Wind，国盛证券研究所 风电方面，长叶片、高塔筒、大功率风机的使用进一步推动风电产业链降本。风电方

76、面，长叶片、高塔筒、大功率风机的使用进一步推动风电产业链降本。继抢装潮过后，风力装备制造行业竞争加剧，带动下游风力发电装备价格下降。同时 2022 年 4月开始，我国钢材综合价格指数下降，风机价格在此影响下呈下降趋势。据金风科技数据统计，2021 年 6 月 30 日，3S 平台机型全市场各整机商的投标均价为 2616 元/千瓦；4S 平台机型全市场各整机商投标均价为 2473 元/千瓦。但到了 2023 年 3 月，全市场风电整机商风电机组投标均价已跌至 1607 元/千瓦。风机大型化将持续推动风电成本下降，风电经济性日益凸显，装机投资吸引力增加。叠加平价时代的到来，风电装机将保持较快增速。

77、3.2.公司：公司：加快绿色低碳转型步伐加快绿色低碳转型步伐 3.2.1.公司新能源业绩表现亮眼，“火公司新能源业绩表现亮眼，“火+绿绿”协同促发展协同促发展 华能国际新能源装机容量远超同行业，增长速度超过全国水平。华能国际新能源装机容量远超同行业，增长速度超过全国水平。近年来华能国际风电和太阳能装机保持高速增长，2022 年公司风电装机 13628MW，太阳能发电装机 6276MW。2019-2022 年，华能国际风电、太阳能装机容量分别以年复合增长率 32%和 66%的速度增长，远超于全国风电、太阳能装机容量年复合增长率 20%和 24%，增速领先全行业。公司 2022 年风电发电量为 2

78、80.68 亿千瓦时，同比增长 34.72%，太阳能发电量为60.8 亿千瓦时，同比增长 69.65%，分别占全国风电发电量的 3.68%和 1.42%，实现快速增长。2023 年 08 月 16 日 P.25 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 48：部分公司 2022 年风电装机容量（兆瓦）图表 49：部分公司 2022 年太阳能装机容量（兆瓦）资料来源：公司公告，Wind，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，Wind，国盛证券研究所 图表 50：部分公司 2019-2022 年风电装机容量增速情况 图表 51：部分公司 2019-2022 年太阳能装机容量增速情况 资

79、料来源：公司公告，Wind，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，Wind，国盛证券研究所 图表 52：部分公司 2022 年风电发电量（亿千瓦时）图表 53：部分公司 2022 年太阳能发电量（亿千瓦时）资料来源：公司公告，Wind，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，Wind，国盛证券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.26 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 新能源发电收入快速增长新能源发电收入快速增长。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%，支撑公司盈利能力，使公司亏损收窄，成为公司

80、新的收入增长点。2019 年华能集团聚焦绿色转型，布局“两线”“两化”战略，大力发展新能源，此后华能国际新能源业务发展迅猛，成为华能国际收入增长新动力。图表 54：风电、太阳能收入及同比增速（亿元）资料来源：wind，国盛证券研究所 绿电补贴回收，公司现金流大幅改善。绿电补贴回收，公司现金流大幅改善。公司 2021 年与收益相关的政府补贴为 17.81 亿元，相较 2020 年增长 208%，2022 年相较 2021 年略有回落。2022 年与收益相关的政府补助中，主要为供热补贴 4.34 亿元，关停备用补偿人民币 3.89 亿元，电煤补贴人民币 3.11 亿元，增值税减免退税人民币 2.0

81、3 亿元，稳岗补贴人民币 0.14 亿元以及各公司收到的煤炭保障金人民币 0.1 亿元。图表 55：政府补助（百万元）资料来源：wind，国盛证券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.27 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 3.2.2.公司新能源布局广泛，增长空间大公司新能源布局广泛，增长空间大 十四五新能源新增目标十四五新能源新增目标 55GW，增长空间广阔，增长空间广阔。华能集团“十四五”目标提出新增新能源装机 8000 万千瓦以上，华能国际新增新能源装机 5500 万千瓦，新增装机空间大，且随着“十四五”进入后半程，预计未来两年装机将提速。2022 年重要的新能源

82、在建工程项目 37 个，预算额 570.57 亿元，相较于 2021 年增长 143.36 亿元，新能源新建项目快速增长。风光项目资源优质。风光项目资源优质。公司新能源项目广泛分布在 25 个省、自治区和直辖市，以东部沿海地区和北部地区为主，主要优势有：一是广东、福建、浙江、江苏、湖北、湖南等地经济和工商业发达，用电需求大、电价上浮有支撑，二是最大化利用当地风光资源，如北部平坦地形的风电场建设难度要小、成本低。图表 56：2022 年公司各省风电发电量（单位：亿千瓦时）图表 57：2022 年公司各省光伏发电量（单位：亿千瓦时）资料来源：公司公告，国盛证券研究所 资料来源：公司公告，国盛证券研

83、究所 图表 58：截至 2022 年公司风光装机区域分布 资料来源：公司公告，国盛证券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.28 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 59：华能大安 500MW 风电项目 图表 60：华能国际 10 万千瓦江口风电项目 资料来源：华能国际官网，国盛证券研究所 资料来源：华能国际官网，国盛证券研究所 图表 61：江苏泗洪领跑者奖励激励基地 4 号 图表 62：芮城西陌 15 万千瓦光伏发电项目 资料来源：华能国际官网，国盛证券研究所 资料来源：华能国际官网，国盛证券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.29 请仔细阅读本报告末页

84、声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 63：2022 年重要的新能源在建工程项目 项目 预算数（亿元）工程进度 射阳海上风电项目 54.61 89%庄河海上风电场项目(二号海域)51.95 99%庄河海上风电场项目(四号海域)66.39 97%苍南海上风电项目(四号海域)84.64 100%玉环清港光伏项目 5.90 100%通榆风电项目一期 12.99 100%通榆良井子风电 23.49 100%华能吉鲁大安项目 29.44 75%华能五莲 200MW 光伏项目 8.28 66%聊城高唐风电项目 7.50 90%丰城湖塘乡渔光互补项目 6.33 100%通榆风电项目二期 6.37 100%江口

85、风电项目 6.95 100%黄冈黄梅县渔光互补复合光伏项目 4.89 100%那坡羊加山风电项目 6.64 90%苍南海上风电项目（二号海域）41.44 26%大庆经开区风电项目 19.67 73%阳洁户用光伏项目 8.93 69%陈河农光互补光伏项目 11.48 50%永新县莲洲光伏项目 5.58 99%华能大石桥高坎风电项目 11.49 43%开封阳昭户用光伏项目 8.83 36%融水四荣风电项目 6.20 90%阳源户用光伏项目 9.12 34%枣阳地面光伏项目（一期）7.59 85%华能杨岭农光互补光伏项目 5.06 79%山盐寿光光伏项目 7.42 55%潮安归湖渔光互补光伏项目 3

86、.66 76%华能怀高光伏项目 4.97 55%枣阳地面光伏项目（二期）3.74 76%蒙城县薛湖风电场（二期）4.01 59%黄冈黄梅县渔光互补发电项目（二期）5.79 41%华能高青唐坊牧光互补光伏发电项目 4.23 76%华能长沙新能源光伏项目 4.09 56%华能应县光伏发电项目 4.52 77%富源北风电项目（二期）13.86 17%华能武冈光伏发电项目 2.55 87%合计：570.57 资料来源：公司公告，国盛证券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.30 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 华能集团支持公司新能源转型，可提供丰富的经验和资源。华能集团支持公

87、司新能源转型，可提供丰富的经验和资源。大股东华能集团在新能源转型上成果颇丰。2019 年 3 月，华能集团与甘肃省政府成功签署陇东能源基地建设合作协议，陇东清洁能源基地是我国首个清洁主导、“风光火储输”多能互补、千万千瓦级的综合能源基地。中电联发布关于公布 2021 年度电力行业风电运行指标对标结果的通知，2021 年华能集团 A 级风电场数量排名第二，集团 A 级风电场比例在五大发电集团中排名第一。4.盈利预测与投资建议盈利预测与投资建议 4.1.核心假设核心假设 公司为全国火电运营商龙头，同时“十四五”期间积极寻求清洁能源转型，不断扩大新能源装机规模，受益于2023年以来煤炭价格中枢下行和

88、硅料及光伏组件价格快速下降，有望实现盈利修复，且弹性空间较大。（1）火电板块：）火电板块：在电力保供背景下，我们预计 2023-2025 年公司长协煤覆盖比例将逐 年 增 长，同 时 未 来 火 电 装 机 将 有 小 幅 增 加，2023-2025 年 装 机 规 模 为107.45/109.45/111.74GW；而“十四五”期间电力供需偏紧格局下，火电利用小时数仍将保持较高水平，预计燃煤发电 2023-2025 年分别为 4226/4226/4176 小时，燃机发电利用小时将保持稳定；2022 年公司上网结算电价已经有近 20%的涨幅，我们预计在现有电价政策下后续趋于稳定，但一旦电改相关

89、政策推进，仍有上涨空间。（2）清洁能源板块：）清洁能源板块：公司致力于新能源转型，并且在“十四五”期间保持风电光伏装机较快增速，2023 年已为“十四五”中期，我们预计后两年装机增速将会进一步提升以完成公司的十四五装机目标。叠加硅料及光伏组件价格加速下降，以及 CCER 和绿电交易机制进一步推广，公司的新能源项目盈利能力将进一步增强。我们预计 2023-2025风电与光伏装机规模增量分别为 2.5/3.5/5GW 和 6/8/10GW，风光利用小时数仍将保持稳定。4.2.盈利预测盈利预测 基于以上假设，我们预计公司 2023-2025 年营业收入分别为 2621/2669/2766 亿元，同比

90、增长 6.2%，1.8%和 3.6%，毛利率分别为 15.5%、15.8%和 17.0%。2023 年 08 月 16 日 P.31 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 64：华能国际盈利预测 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 电力及热力电力及热力 营业收入（亿元）营业收入（亿元）1937 2361 2500 2542 2632 Yoy 19.9%21.9%6.3%1.7%3.5%营业成本（亿元）营业成本（亿元）1990 2323 2136 2165 2209 Yoy 46.0%16.7%-8.1%1.3%2.1%毛利率毛利率-2.8%1.6%14

91、.6%14.8%16.0%港口服务港口服务 营业收入（亿元）营业收入（亿元）2 3 3 3 3 Yoy 22.2%7.0%10.0%10.0%10.0%营业成本（亿元）营业成本（亿元）2 2 2 2 2 Yoy 16.7%6.5%10.0%10.0%10.0%毛利率毛利率 36.4%36.7%36.7%36.7%36.7%运输服务运输服务 营业收入（亿元）营业收入（亿元）1 0 1 1 1 Yoy 15.4%-26.7%15.0%10.0%10.0%营业成本（亿元）营业成本（亿元）1 0 0 1 1 Yoy 22.7%-25.9%14.9%10.0%10.0%毛利率毛利率 10.0%9.1%1

92、0.0%10.0%10.0%其他其他 营业收入（亿元）营业收入（亿元）107 112 118 124 130 Yoy 39.2%-3.0%5.0%5.0%5.0%营业成本（亿元）营业成本（亿元）60 67 77 74 78 Yoy 80.5%11.1%14.4%5.0%5.0%毛利率毛利率 43.4%35.2%35.0%35.0%35.0%公司合计公司合计 营业收入（亿元）营业收入（亿元）2046 2467 2621 2669 2766 Yoy 20.8%20.6%6.2%1.8%3.6%营业成本（亿元）营业成本（亿元）2053 2392 2215 2,248 2297 Yoy 46.8%16

93、.5%-7.4%1.5%2.2%毛利率毛利率-0.3%3.0%15.5%15.8%17.0%营业费用营业费用 0.09%0.07%0.08%0.08%0.08%管理费用管理费用 2.73%2.28%2.64%2.64%2.57%研发费用研发费用 0.65%0.65%0.65%0.65%0.65%归母净利润（百万元）归母净利润（百万元）-10006 -7387 14218 15231 18840 Yoy-319.2%26.2%292.5%7.1%23.7%资料来源：wind，国盛证券研究所 2023 年 08 月 16 日 P.32 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 4.3.投资

94、建议投资建议 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，低于可比公司，公司具有资源优势和盈利修复弹性，首次

95、覆盖，给予“买入”评级。图表 65：可比公司估值对比（2023-08-10 收盘价）PE EPS（元元/股股）代码 公司 股价（元）总 市 值（亿元）2022A 2023E 2024E 2025E 2022A 2023E 2023E 2024E 600795.SH 国电电力 3.69 658.13 26.96 9.34 7.78 6.8 0.16 0.4 0.47 0.54 601991.SH 大唐发电 3.03 452.23-125.88 15.81 11.21 9.13-0.02 0.19 0.27 0.33 600323.SH 华电国际 5.63 533.99 581.45 10.9 8

96、.82 7.59 0.01 0.52 0.64 0.74 行业平均 12.02 9.27 7.84 0.37 688501.SH 华能国际 8.84 1164.09-9.76 9.11 7.37 -0.47 0.91 0.97 1.20 资料来源：Wind，国盛证券研究所，（其中国电电力、大唐发电、华电国际预测来自于 Wind 一致性预期）风险提示风险提示 1.装机速度不及预期。公司可能因为前期手续、项目资源协商不及预期等因素，影响电源装机速度。2.火电灵活性改造、绿电交易等行业政策推进不及预期。支持火电灵活性改造和绿电交易的政策在推行落地时效果不及政策预期。3.上游原料涨价。钢材及煤炭的采购

97、价格若出现较大波动，会给公司的经营业绩带来一定影响。2023 年 08 月 16 日 P.33 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 免责声明免责声明 国盛证券有限责任公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告的信息均来源于本公司认为可信的公开资料，但本公司及其研究人员对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，可能会随时调整。在不同时期，本公

98、司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司力求报告内容客观、公正，但本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议,本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其本公司的关联机

99、构可能会持有本报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本报告版权归“国盛证券有限责任公司”所有。未经事先本公司书面授权，任何机构或个人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。任何机构或个人如引用、刊发本报告，需注明出处为“国盛证券研究所”，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。分析师声明分析师声明 本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的任何观点均精准地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法，结论不受任何第三方的授意或影响。我们所得报酬的任何部分无

100、论是在过去、现在及将来均不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。投资评级说明投资评级说明 投资建议的评级标准投资建议的评级标准 评级评级 说明说明 评级标准为报告发布日后的 6 个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中 A 股市场以沪深 300 指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准，美股市场以标普 500 指数或纳斯达克综合指数为基准。股票评级 买入 相对同期基准指数涨幅在 15%以上 增持 相对同期基准指数涨幅在 5%15%之间 持有 相对同期基准指数涨幅在-5%+

101、5%之间 减持 相对同期基准指数跌幅在 5%以上 行业评级 增持 相对同期基准指数涨幅在 10%以上 中性 相对同期基准指数涨幅在-10%+10%之间 减持 相对同期基准指数跌幅在 10%以上 国盛证券研究所国盛证券研究所 北京北京 上海上海 地址：北京市东城区永定门西滨河路 8 号院 7 楼中海地产广场东塔 7 层 邮编：100077 邮箱： 地址：上海市浦明路 868 号保利 One56 1 号楼 10 层 邮编：200120 电话： 邮箱： 南昌南昌 深圳深圳 地址：南昌市红谷滩新区凤凰中大道 1115 号北京银行大厦 邮编：330038 传真： 邮箱： 地址：深圳市福田区福华三路 100 号鼎和大厦 24 楼 邮编：518033 邮箱：