《華電國際-公司研究報告-深度火電價值重塑綠電收益可期-230923（43頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《華電國際-公司研究報告-深度火電價值重塑綠電收益可期-230923（43頁）.pdf（43頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、 證券研究報告|公司深度報告 2023 年 09 月 23 日 增持增持（首次）（首次）火電價值重塑，綠電收益可期火電價值重塑，綠電收益可期 周期/環保及公用事業 目標估值：NA 當前股價：5.38 元 公司火電業務公司火電業務受益于受益于成本改善和成本改善和容量電價等容量電價等多元多元交易形式交易形式有望重塑有望重塑價值價值，綠電，綠電投資收益投資收益可可進一步進一步緩沖主業波動緩沖主業波動，增厚業績，增厚業績。首次覆蓋首次覆蓋給予給予“增持增持”投資評級投資評級。華電集團華電集團旗下旗下核心核心平臺，平臺，發電資產全國布局。發電資產全國布局。華電國際是華電集團的常規能源發電業務的整合平臺，

2、被華電集團接管以來已累計完成五次優質發電資產注入，相關資產合計規模超 1 萬兆瓦。公司發電資產遍布全國 12 個省份，控股裝機容量 5475.42 萬千瓦，其中燃煤發電裝機約占 80%，燃氣和水力發電等清潔能源發電裝機約占 20%。公司主營業務穩健發展，營收 5 年間復合增速 6.3%，2022 年實現營收 1070.59 億元，實現歸母凈利扭虧為盈（1 億元）。煤價下行修復火電利潤，煤價下行修復火電利潤，容量電價等政策預期有望增加火電盈利穩定性容量電價等政策預期有望增加火電盈利穩定性。成本端，2023 年以來煤價中樞持續下移，發電機組用煤成本有望繼續優化，公司 2023 年基本實現長協煤炭全

3、覆蓋，合同兌現率大有改觀。收益端，火電上網電價浮動范圍有序擴大，公司主要售電省份電價接近頂格上浮，公司 2022年火電上網電價同比上漲 22.1%，進一步增厚全年火電業績；火電交易形式將趨于更加靈活多元，電力輔助服務、容量電價等政策預期有望增強火電盈利的穩定性。公司在技術改造方面持續投入，有望在新型電力系統推廣落地過程中受益，實現火電價值的重塑。參股華電新能，分享綠電成長機會。參股華電新能，分享綠電成長機會。風電和光伏度電成本下降、消納也在逐步改善，目前仍有較大成長空間；綠電項目總體由電價補貼政策引導轉向供需及市場主導，新能源補貼也隨著核查結果披露后陸續下發，新能源運營商現金流狀況預計將有所改

4、善。華電新能作為整合華電集團新能源開發業務的唯一平臺，有望承載集團“十四五”全部風光裝機目標，預計未來三年新增裝機 6200 萬千瓦，對應裝機量年均復合增速為 40%。華電國際持有華電新能 31.03%的股份，分享優質風光裝機高增長帶來的投資收益增厚，在緩沖主營業務波動的同時，進一步釋放公司業績增長彈性。盈利 預測和估 值：盈利 預測和估 值：我們預計公司 2023-2025 年歸母凈利潤分別為58.23/70.76/78.88 億元，同比增速為 5734.0%/21.5%/11.5%，當前股價對應PE 分別為 9.4x/7.8x/7.0 x，首次覆蓋給予“增持”評級。風險提示：風險提示：長協

5、煤履約率不及預期、上網電價下調、長協煤履約率不及預期、上網電價下調、煤炭價格上漲煤炭價格上漲、投資收投資收益波動風險益波動風險等等。財務財務數據數據與與估值估值 會計年度會計年度 2021 2022 2023E 2024E 2025E 營業總收入(百萬元)104422 107059 113784 119869 123755 同比增長 15%3%6%5%3%營業利潤(百萬元)(8549)(1336)10471 12753 14232 同比增長-226%-84%-884%22%12%歸母凈利潤(百萬元)(4965)100 5823 7076 7888 同比增長-219%-102%5734%22%1

6、1%每股收益(元)-0.49 0.01 0.57 0.69 0.77 PE-11.1 551.3 9.4 7.8 7.0 PB 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 資料來源：公司數據、招商證券 基礎數據基礎數據 總股本（百萬股）10228 已上市流通股（百萬股）8510 總市值（十億元）55.0 流通市值（十億元）45.8 每股凈資產（MRQ）6.7 ROE（TTM）1.5 資產負債率 64.6%主要股東 中國華電集團有限公司 主要股東持股比例 45.17%股價表現股價表現%1m 6m 12m 絕對表現-1-7-15 相對表現-1-1-12 資料來源：公司數據、招商證券 相關相關報告報告

7、宋盈盈宋盈盈 S1090520080001 -30-20-1001020Sep/22Jan/23May/23Aug/23(%)華電國際滬深300華電國際華電國際（600027.SH）敬請閱讀末頁的重要說明 2 公司深度報告 正文正文目錄目錄 一、華電旗下核心平臺，推進優質能源資產整合.6 1、集團常規能源發電平臺，發電資產全國布局.6 2、主營業務穩健發展，業績有望持續修復.10 二、火電：煤價下行修復利潤，容量電價增強盈利穩定性.14 1、有序用電背景下，火電投資裝機加速.14 2、長協保障機制提升履約率，煤價中樞有望下移.16 3、上網電價改革深化，保障火電企業收益.18 4、收益模式多元

8、化，提升火電盈利穩定性.20 三、綠電：風光賦能綠色轉型，裝機規模持續高增.25 1、成本與消納均有改善，風光發電經濟效益凸顯.25 2、綠電項目轉向市場主導，發電企業加快綠色轉型.27 四、推薦邏輯：火電價值重估在即，分享綠電成長收益.30 1、裝機規模穩定增長，度電指標行業領先.30 2、積極參與市場化交易，技改受益電價改革.32 3、參股華電新能，分享綠電成長機會.33 五、盈利預測.37 六、風險提示.40 圖表圖表目錄目錄 圖 1：華電國際歷史沿革.6 圖 2：華電國際股權結構（截至 2022/12/31）.7 圖 3：華電國際裝機規模變化（MW）.8 圖 4：華電國際發電量及同比增

9、速.8 圖 5：華電新能新能源裝機規模變化（MW）.10 圖 6：華電國際長期股權投資及凈收益（億元）.10 圖 7：公司歷年營收及增速.11 圖 8：公司歷年歸母凈利潤及增速.11 圖 9：公司毛利率、凈利率及 ROE（加權）.11 圖 10：公司歷年費用率變化情況.11 TVhUuZtVbWiYtVpNaQ9RbRoMoOnPtQiNrRzQlOpNrM8OnNuNuOnQsPuOqRxP 敬請閱讀末頁的重要說明 3 公司深度報告 圖 11：公司分業務營收占比情況.12 圖 12：公司分業務毛利水平.12 圖 13：公司資產負債率與可比公司對比.12 圖 14：公司經營性現金流與歸母凈利潤

10、比值.12 圖 15：公司現金分紅總額及分紅比例.13 圖 16：公司每股股利（元，含稅）.13 圖 17：歷年火電基本建設投資完成額情況.15 圖 18：歷年火電發電設備容量情況.15 圖 19：2021 年全國各類電源發電裝機和發電量占比.15 圖 20：2021 年全國能源消費結構.15 圖 21：我國煤電新增核準容量（GW）.16 圖 22：我國煤電新增容量及預測.16 圖 23：秦皇島 Q5500 動力煤市場價格變化（單位：元/噸）.17 圖 24：煤炭開采和洗選業固定資產投資累計同比.18 圖 25：全國原煤產量及產能利用率.18 圖 26：北方港和長江口合計煤炭庫存處于高位（單位

11、：萬噸）.18 圖 27：公司各售電地區火電廠上網電價變化（單位：元/兆瓦時，含稅）.19 圖 28：2019 年主要國家工業及居民電價（單位：元/千瓦時）.20 圖 29：“管住中間、放開兩頭”電價機制.21 圖 30：我國電力現貨市場構成.21 圖 31：我國電力現貨結算價格拆分.21 圖 32：各類電力輔助服務品種與補償機制.23 圖 33：我國風電新增裝機和累計裝機情況.25 圖 34：全球風機價格變化趨勢.25 圖 35：我國光伏新增裝機和累計裝機情況.26 圖 36：光伏發電設備進入降價周期.26 圖 37：我國風電和光伏消納能力持續向好.26 圖 38：風電與光伏發電量占比快速提

12、升.26 圖 39：中國風電和光伏 LCOE 領跑全球.27 圖 40：2023 年風光 LCOE 已全面低于傳統能源（美元/MWh）.27 圖 41：2022 年各大發電集團風光累計裝機情況（MW）.29 敬請閱讀末頁的重要說明 4 公司深度報告 圖 42：五大電力集團清潔能源占比及目標.29 圖 43：2022 年各大發電集團獲取風光指標規模（萬千瓦）.29 圖 44：公司控股裝機容量預測.30 圖 45：公司火電裝機分布（按裝機容量）.30 圖 46：山東電力消費量與發電量（億千瓦時）.31 圖 47：2022 年各省電力缺口（億千瓦時）.31 圖 48：同行業公司平均供電煤耗（克/千瓦

13、時）.31 圖 49：同行業公司火電利用小時數（小時）.31 圖 50：公司各季度上網電價（元/兆瓦時）.32 圖 51：公司市場化交易電量與占比.32 圖 52：公司歷年資本性支出（億元）.32 圖 53：華電新能收入結構（億元）.33 圖 54：華電新能歷年歸母凈利潤及增速.33 圖 55：華電新能風光上網電量和上網電價.34 圖 56：華電新能風光利用小時數（小時）.34 圖 57：同行業可比公司裝機容量對比（萬千瓦）.34 圖 58：華電新能裝機容量和發電量占全國市場份額.34 圖 59：華電國際股價走勢復盤.36 圖 60：華電國際歷史 PE Band.40 圖 61：華電國際歷史

14、PB Band.40 表 1：華電集團已注入資產情況.7 表 2：公司控股燃煤及燃氣發電機組詳細情況.8 表 3：公司控股可再生能源發電機組詳細情況.9 表 4：公司 2022 年在運在建機組情況.9 表 5：2022 年各地區限電相關政策梳理.14 表 6：國家發改委有關煤炭保供穩價政策.16 表 7：各地區電力市場化交易價格浮動情況（元/兆瓦時）.19 表 8：電力現貨市場試點地區所取得主要成果.21 表 9：不同類別容量成本回收機制對比分析.23 表 10：各省份已出臺容量補償政策梳理.23 敬請閱讀末頁的重要說明 5 公司深度報告 表 11：可再生能源項目將全部參與綠色電力市場化交易.

15、28 表 12：2023 上半年各省綠電交易情況.28 表 13：華電國際 2022-2023H1 在建及核準機組.30 表 14：公司業績對長協煤比例的敏感性分析.31 表 15：華電新能收入與成本結構預測.34 表 16：銷售收入結構預測.37 表 17：盈利預測簡表.38 表 18：估值對比表.39 附：財務預測表.42 敬請閱讀末頁的重要說明 6 公司深度報告 一、一、華電旗下核心平臺，推進優質能源資產整合華電旗下核心平臺，推進優質能源資產整合 1、集團常規能源發電平臺，發電資產全國集團常規能源發電平臺，發電資產全國布局布局 華電國際電力股份有限公司經過近華電國際電力股份有限公司經過近

16、 30 年的發展，已經成為中國最大型的上市發年的發展，已經成為中國最大型的上市發電公司之一。電公司之一。公司前身山東國電成立于 1994 年，由中國電力信托投資有限公司與山東省電力公司等幾家山東地方企業共同作為發起人，以其在山東省內的發電廠資產作為出資，1999 年山東國電登陸資本市場。2000-2010 年是公司的開拓期，公司積極拓展業務版圖，多次參與海外重大能源項目的投資和建設，來自華電集團的優質資產注入進一步助力公司駛入全國性發展的快車道。2010-2020 年是公司的跨越式成長期，公司在產業鏈中除了縱向延伸收購煤礦資源之外，也開始橫向發展清潔能源發電業務，同時發揮產業聯動優勢、著力推進

17、能源消費端業務。2021 年，公司結合能源轉型發展戰略，正式剝離風電、光伏等新能源資產并將其注入福新發展（2022 年更名華電新能）；重組后華電國際將成為華電集團常規能源發電資產的整合平臺，以參股新能源專業平臺的方式適應國家“雙碳”目標下電力行業長遠發展需要。圖圖 1：華電國際歷史沿革華電國際歷史沿革 資料來源：公司公告、招商證券 背靠華電集團，公司擁有優質發電資產。背靠華電集團，公司擁有優質發電資產。公司的控股股東為中國華電集團有限公司，持股比例為 46.81%；實際控制人為國務院國資委。華電集團是五大全國性發電企業集團之一，電力資產分布在全國 30 多個省、自治區和直轄市。華電集團主要業務

18、板塊包括電力、煤炭、電力工程技術以及金融等；自接管公司以來，華電集團始終把華電國際作為其發展電源項目的主要機構和主力發電企業，已累計完成五次優質發電資產注入，相關資產合計規模超 1 萬兆瓦。華電國際背靠華電集團，一方面可受益于產業協同優勢，另一方面未來可獲得更多集團未上市資產注入。敬請閱讀末頁的重要說明 7 公司深度報告 圖圖 2：華電國際股權結構（截至華電國際股權結構（截至 2022/12/31）資料來源：公司公告、招商證券 表表 1：華電集團：華電集團已注入資產情況已注入資產情況 注入資產情況注入資產情況 注入時間注入時間 注入資產規模（注入資產規模（MW）交易對價（億元）交易對價（億元）

19、華電湖北發電有限公司 82.5627%股權 2015 年 5,120 38.45 湖北華電武昌熱電有限公司 100%股權 2019 年 370 5.71 湖南華電長沙發電有限公司 70%股權 2021 年 1,200 16.90 湖南華電常德發電有限公司 48.89%股權 2021 年 1,320 10.38 湖南華電平江發電有限公司 100%股權 2021 年 2,000 4.18 資料來源：公司公告、招商證券 公司火電發展穩步推進，把握綠色低碳機遇；燃煤發電裝機約占公司控股裝機容公司火電發展穩步推進，把握綠色低碳機遇；燃煤發電裝機約占公司控股裝機容量的量的 80%，燃氣和燃氣和水力發電等清

20、潔能源發電裝機約占水力發電等清潔能源發電裝機約占 20%。截至 2022 年底，公司發電資產遍布全國 12 個省份，已投入運行的控股發電廠共計 44 家，控股裝機容量約 54754.24 兆瓦，主要包括燃煤發電控股裝機約 43,700 兆瓦，燃氣發電控股裝機約 8,589.05 兆瓦，水力發電控股裝機約 2,459 兆瓦。公司 2022 全年發電量完成 2,209.32 億千瓦時，供熱量完成 1.67 億吉焦。在穩步推進火電發展的同時，公司加快調整電源結構并大力拓展抽水蓄能項目資源，2023 年公司董事會審議批準成立抽蓄項目公司和區域售電公司，標志著抽蓄將成為公司重要新發展方向，其裝機規模和發

21、電量占比有望提升；公司首個抽蓄項目浙江烏溪江混合式抽水蓄能電站已經取得核準，裝機容量 298 兆瓦，預計將于 2027 年投產。敬請閱讀末頁的重要說明 8 公司深度報告 圖圖 3：華電國際裝機規模變化（：華電國際裝機規模變化（MW）圖圖 4：華電國際發電量及同比增速：華電國際發電量及同比增速 資料來源：公司公告、招商證券 資料來源：公司公告、招商證券 注：2022 年發電量按照可比口徑較上年同期增長 0.54%表表 2：公司控股燃煤及燃氣發電機組詳細情況公司控股燃煤及燃氣發電機組詳細情況 類型類型 發電廠公司名稱發電廠公司名稱 裝機容量裝機容量（MW）公司公司擁有擁有 權益權益 機組構成機組構

22、成 燃煤 1 鄒縣發電廠 2,575 100%1x635 兆瓦+1x600 兆瓦+4x335 兆瓦 2 十里泉發電廠 2,120 100%2x660 兆瓦+2x330 兆瓦+1x140 兆瓦 3 萊城發電廠 1,200 100%4x300 兆瓦 4 奉節發電廠 1,200 100%2x600 兆瓦 5 華電鄒縣發電有限公司（“鄒縣公司”）2,000 69%2x1,000 兆瓦 6 華電萊州發電有限公司（“萊州公司”）4,000 75%4x1,000 兆瓦 7 華電濰坊發電有限公司（“濰坊公司”）2,000 64.29%2x670 兆瓦+2x330 兆瓦 8 華電青島發電有限公司（“青島公司”）

23、1,220 55%1x320 兆瓦+3x300 兆瓦 9 華電淄博熱電有限公司（“淄博公司”）950 100%2x330 兆瓦+2x145 兆瓦 10 華電章丘發電有限公司（“章丘公司”）925 87.50%1x335 兆瓦+1x300 兆瓦+2x145 兆瓦 11 華電滕州新源熱電有限公司（“滕州公司”）930 93.26%2x315 兆瓦+2x150 兆瓦 12 華電龍口發電有限公司（“龍口公司”）880 100%4x220 兆瓦 13 四川廣安發電有限責任公司（“廣安公司”）2,400 80%2x600 兆瓦+4x300 兆瓦 14 華電新鄉發電有限公司（“新鄉公司”）1,320 98.

24、72%2x660 兆瓦 15 華電漯河發電有限公司（“漯河公司”）660 75%2x330 兆瓦 16 華電渠東發電有限公司（“渠東公司”）660 90%2x330 兆瓦 17 華電國際電力股份有限公司朔州熱電分公司（“朔州熱電分公司”）701.2 100%2x350 兆瓦+1.2 兆瓦 18 安徽華電宿州發電有限公司（“宿州公司”）1,260 98.27%2x630 兆瓦 19 安徽華電蕪湖發電有限公司（“蕪湖公司”）2,320 65%1x1,000 兆瓦+2x660 兆瓦 20 安徽華電六安電廠有限公司（“六安公司”）1,320 95%2x660 兆瓦 21 河北華電石家莊裕華熱電有限公司

25、（“裕華公司”）600 100%2x300 兆瓦 22 河北華電石家莊鹿華熱電有限公司（“鹿華公司”）660 90%2x330 兆瓦+1 兆瓦 010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,000201720182019202020212022燃煤燃氣可再生能源-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%05001,0001,5002,0002,500201720182019202020212022發電量(億千瓦時,左軸)同比(右軸)敬請閱讀末頁的重要說明 9 公司深度報告 23 廣東華電坪石發電有限公司（“坪石發電公司”）600 100%2x30

26、0 兆瓦 24 廣東華電韶關熱電有限公司（“韶關熱電公司”）700 100%2x350 兆瓦 25 華電湖北發電有限公司（“湖北公司”）6,855.60 82.56%2x680 兆瓦+2x660 兆瓦+2x640 兆瓦+6x330 兆瓦+1x300 兆瓦+2x185 兆瓦+2x122.8 兆瓦 26 湖南華電長沙發電有限公司（“長沙公司”）1,200 70%2x600 兆瓦 27 湖南華電常德發電有限公司（“常德公司”）1,320 48.98%2x660 兆瓦 28 湖南華電平江發電有限公司（“平江公司”）1,000 100%1x1,000 兆瓦 29 華電國際電力股份有限公司天津開發區分公司

27、（“天津開發區分公司”）340 100%2x170 兆瓦 燃氣 30 廣東華電深圳能源有限公司（“深圳公司”）365 100%1x120 兆瓦+2x82 兆瓦+1x81 兆瓦 31 杭州華電半山發電有限公司（“杭州半山公司”）2,415 64%3x415 兆瓦+3x390 兆瓦 32 杭州華電下沙熱電有限公司（“下沙公司”）246 56%1x88 兆瓦+2x79 兆瓦 33 杭州華電江東熱電有限公司（“江東公司”）960.5 70%2x480.25 兆瓦 34 華電浙江龍游熱電有限公司（“龍游公司”）405 100%1x130.3 兆瓦+2x127.6 兆瓦+1x19.5 兆瓦 35 河北華電

28、石家莊熱電有限公司（“石家莊熱電公司”）1,310.20 82%2x453.6 兆瓦+2x200 兆瓦+3 兆瓦 36 石家莊華電供熱集團有限公司（“石家莊供熱集團”）12.55 100%2x4.275 兆瓦+2x2 兆瓦 37 華電佛山能源有限公司（“佛山能源公司”）329 90%4x59 兆瓦+47.5 兆瓦+45.5 兆瓦 38 天津華電福源熱電有限公司（“福源熱電公司”）400.49 100%2x200 兆瓦+0.49 兆瓦 39 天津華電南疆熱電有限公司（“南疆熱電公司”）930 65%2x315 兆瓦+1x300 兆瓦 40 廣東華電清遠能源有限公司（“清遠公司”）1,003.20

29、 100%2x501.6 兆瓦 合計合計 52,293.74 資料來源：公司公告、招商證券 表表 3：公司控股公司控股可再生能源發電機組可再生能源發電機組詳細情況詳細情況 類型類型 發電廠公司名稱發電廠公司名稱 裝機容量裝機容量（MW）公司公司擁有擁有 權益權益 機組構成機組構成 水電 1 四川華電瀘定水電有限公司（“瀘定水電公司”）920 100%4x230 兆瓦 2 四川華電雜谷腦水電開發有限責任公司（“雜谷腦水電公司”）591 64%3x65兆瓦+3x56兆瓦+3x46兆瓦+3x30兆瓦 3 四川華電電力投資有限公司（“四川投資公司”）883 100%3x70兆瓦+3x62兆瓦+3x56

30、兆瓦+3x46兆瓦+3x38兆瓦+3x11兆瓦+4x8.5兆瓦 4 河北華電混合蓄能水電有限公司（“河北水電公司”）65.5 100%1x16 兆瓦+2x15 兆瓦+1x11 兆瓦+2x3.2 兆瓦+1x1.6 兆瓦+0.5 兆瓦 合計合計 2,459.50 資料來源：公司公告、招商證券 表表 4：公司：公司 2022 年在運在建機組情況年在運在建機組情況 燃煤燃煤 燃氣燃氣 水力水力 在運機組裝機容量（兆瓦）43700 8589 2459 在建機組裝機容量（兆瓦）5810 2081 298 平均利用小時數（小時）4508 2220 3984 發電量（億千瓦時）2111.90 97.42 上網

31、電量（億千瓦時）1974.27 96.18 敬請閱讀末頁的重要說明 10 公司深度報告 資料來源：公司公告、招商證券 公司通過參股華電新能，分享風電和光伏項目的投資收益。公司通過參股華電新能，分享風電和光伏項目的投資收益。截至 2022 年底，華電新能控股發電項目裝機容量為 3,490.84 萬千瓦，風電和太陽能發電裝機及發電量規模均位于行業前列；其中風電裝機容量 2209.11 萬千瓦，全國范圍市場份額為 6.05%，太陽能發電裝機容量 1281.74 萬千瓦，市場份額為 3.26%。華電國際參股華電新能享受高速增長的投資收益：2020-2021 年公司長期股權投資從120.07 億元增至

32、372.50 億元，系公司于 2021 年出資認購華電新能股權所致；參股華電新能后，2021、2022 年公司投資收益高達 72.42/48.05 億元，其中華電新能 2022 年貢獻 25.94 億元投資收益。圖圖 5：華電新能：華電新能新能源裝機新能源裝機規模變化（規模變化（MW）圖圖 6：華電國際：華電國際長期股權投資及凈收益長期股權投資及凈收益（億元）（億元）資料來源：公司公告、招商證券 資料來源：公司公告、招商證券 2、主營業務穩健發展，業績有望主營業務穩健發展，業績有望持續修復持續修復 整體來看：公司營業收入不改增長態勢，歸母凈利潤扭虧為盈整體來看：公司營業收入不改增長態勢，歸母凈

33、利潤扭虧為盈，2023 年將持續年將持續修復實現高增長修復實現高增長。公司營業收入從 2017 年的 790.07 億元穩步增長至 2022 年的1070.59 億元，年均復合增速為 6.27%，五年累計增長 35.51%；2022 年營收增長主要系煤機電價整體上漲的影響減緩燃料價格持續上漲壓力所致。公司歸母凈利潤規模在 2017-2020 年逐年增長，2020 年達到 41.79 億元，2021 年虧損 49.65億元主要系煤炭價格大幅上漲所致，2022 年歸母凈利潤扭虧為盈。隨著煤價成本下行，公司長協煤履約率以及市場化交易電量占比的提升，2023 年公司業績有望持續修復。4%4%4%4%5

34、%5%05,00010,00015,00020,00025,000202020212022風電(億千瓦時,億千瓦時)太陽能發電(億千瓦時,左軸)合計市場份額(右軸)050100150200250300350400450201720182019202020212022長期股權投資投資收益 敬請閱讀末頁的重要說明 11 公司深度報告 圖圖 7：公司歷年營收及增速：公司歷年營收及增速 圖圖 8：公司歷年歸母凈利潤及增速：公司歷年歸母凈利潤及增速 資料來源：公司公告、招商證券 資料來源：公司公告、招商證券 毛利率和凈利率觸底反彈，費用控制持續改善。毛利率和凈利率觸底反彈，費用控制持續改善。公司毛利率變

35、化趨勢與歸母凈利潤相似，2017-2020 年保持增長態勢，2021 年營業成本的上漲導致毛利率從16.16%降至-6.16%，2022 年整體毛利率回升至 0.43%，同比增長 6.59pct；整體凈利率-0.60%，同比增長 5.87pct，盈利能力有明顯邊際改善?？傎M用及費用率方面，公司總費用及費用率保持下降趨勢，2022 年公司銷售、管理、財務三項費用總額為 56.86 億元，同比下降 6.60%；期間費用率為 5.31%，同比下降0.52pct。得益于剝離新能源資產后折舊與攤銷費用下降以及融資方式創新下融資成本降低，公司近年成本控制能力良好。圖圖 9：公司毛利率、凈利率及：公司毛利率

36、、凈利率及 ROE（加權）（加權）圖圖 10：公司公司歷年歷年費用率變化情況費用率變化情況 資料來源：公司公告、招商證券 資料來源：公司公告、招商證券 分業務來看：公司營收主要由售電、供熱及售煤三部分業務營收構成，分業務來看：公司營收主要由售電、供熱及售煤三部分業務營收構成，其中售電業務和供熱業務占營業收入比例呈現波動上升趨勢，2022 年售電業務占比89.20%，供熱業務占比 8.38%，而售煤業務占比下降到 1.40%。2020 年至 2022年，公司售電和供熱業務的營收均穩步增長。2022 年，公司售電業務營收 954.96億元，同比增長 14.17%；供熱業務營收 89.70 億元，同

37、比增長 20.12%；售煤業務營收 14.94 億元，同比下降 87.14%。分業務毛利水平方面，占營收主要組成部分的發電業務毛利率提升明顯；供熱業務毛利率常年為負，2021 年起受燃煤和天然氣價格上漲影響疊加成本傳導機制彈性較小，該業務虧損略有擴大；售煤業務貢獻毛利較低，系公司在 2022 年煤價上漲背景下縮量經營所致。-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%020,00040,00060,00080,000100,000120,000營業收入/百萬元（左軸）增長率/%（右軸）-300%-200%-100%0%100%200%300%400%-6,000-4,000-2,0000

38、2,0004,0006,000歸母凈利潤/百萬元（左軸）增長率/%（右軸）-10%-5%0%5%10%15%20%201720182019202020212022毛利率/%凈利率/%ROE(加權)0%2%4%6%8%10%2017201820192020202120222023H1銷售費用率/%管理費用率(不含研發)/%財務費用率/%期間費率/%敬請閱讀末頁的重要說明 12 公司深度報告-2000%0%2000%4000%6000%8000%10000%12000%-10,000-5,00005,00010,00015,00020,00025,00030,0002017201820192020

39、20212022經營性現金流量凈額（百萬元,左軸）經營性現金流量凈額/歸母凈利潤（右軸）圖圖 11：公司分業務營收占比情況公司分業務營收占比情況 圖圖 12：公司分業務毛利水平公司分業務毛利水平 資料來源：公司公告、招商證券 資料來源：公司公告、招商證券 資產結構優化效果顯著。資產結構優化效果顯著。公司資產負債率呈先下降后上升趨勢，主要是由于公司2021 年發行股份及可轉換公司債券購買資產之交易對價中可轉換公司債券比例較高，資產負債率整體從 2017 年的 74.38%降低到 2022 年的 68.45%，降幅領先同行業可比公司，2019 年以來維持在 70%以下；近五年資產端流動資產占比提升

40、 1.51pct，負債端流動負債占比下降 4.75pct，彰顯公司加快資產結構優化的成效。經營性現金流回正，經營性現金流回正，高分紅增厚股東回報高分紅增厚股東回報。2022 年公司經營性活動產生現金流入凈額為 96.54 億元，相比上年同期 64.01 億元的凈流出有明顯改觀，主要因為煤機電價上漲緩解煤炭成本壓力。公司實施積極的利潤分配辦法，現金分紅優先于股票股利。根據2020-2022 年股東回報規劃，2020-2022 年公司擬每年以現金方式分配的利潤原則上不少于當年實現的合并報表可分配利潤的 50%，且每股派息不低于 0.20 元人民幣。公司股息率從 2018 年以來保持上升趨勢，202

41、0-2022 年均高于 4%，2022 年達到 4.25%，在五大發電上市公司中排名首位，高比例分紅承諾將為投資者提供穩定收益，有效提振投資者信心。圖圖 13：公司資產負債率與可比公司對比：公司資產負債率與可比公司對比 圖圖 14：公司經營性現金流與歸母凈利潤比值公司經營性現金流與歸母凈利潤比值 資料來源：公司公告、招商證券 資料來源：公司公告、招商證券 0%20%40%60%80%100%201720182019202020212022售電供熱售煤其他業務-40%-20%0%20%40%60%80%100%201720182019202020212022售電供熱售煤其他業務50%55%60%

42、65%70%75%80%201720182019202020212022華能國際國電電力大唐發電中國電力華電國際 敬請閱讀末頁的重要說明 13 公司深度報告 圖圖 15：公司現金分紅總額及分紅比例：公司現金分紅總額及分紅比例 圖圖 16：公司每股股利（元，含稅）：公司每股股利（元，含稅）資料來源：公司公告、招商證券 資料來源：公司公告、招商證券 0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%4.0%4.5%5.0%051015202530201720182019202020212022現金分紅總額(億元,左軸)股息率(右軸)0.000.050.100.150.200.250.

43、30201720182019202020212022 敬請閱讀末頁的重要說明 14 公司深度報告 二、二、火電：煤價下行修復利潤，火電：煤價下行修復利潤，容量電價增強盈利穩容量電價增強盈利穩定性定性 1、有序用電背景下，火電投資裝機加速有序用電背景下，火電投資裝機加速 2022 年多地用電負荷創新高，各地區出臺限電有序用電保供方案，全國電力供年多地用電負荷創新高，各地區出臺限電有序用電保供方案，全國電力供需總體緊平衡。需總體緊平衡。2022 年全國有兩輪較大范圍的有序用電：7-8 月在疫情后復工復產、極端高溫天氣和干旱的影響下，社會用電量猛增疊加水力發電量下降，導致21 個省級電網用電負荷創新

44、高，除東北外其余 5 個區域電網均創新高，其中華東、華中區域電力保供形勢嚴峻。進入到 12 月，部分省份受前期水電蓄能持續下滑等因素影響，疊加寒潮天氣期間取暖負荷快速攀升，電力供需形勢較為緊張。為應對電力供需緊平衡的情況，各地不斷出臺限電政策。盡管 2022 年限電的影響總體上小于 2021 年，但有序用電仍舊給一些地區的高耗能產業帶來一定沖擊。表表 5：2022 年各地區限電相關政策梳理年各地區限電相關政策梳理 地區地區 時間時間 限電措施限電措施 四川省 2022.8 四川省經濟和信息化廳、國網四川省電力公司聯合下發 關于擴大工業企業讓電于民實施范圍的緊急通知，要求要求 15 日起工業電力

45、用戶“讓電于民”，停產停工日起工業電力用戶“讓電于民”，停產停工 6 天天；取消主動錯避峰需求響應，在全省(除舉枝花、涼山)的 19 個市(州)擴大工業企業讓電于民實施范圍，對四川電網有序用電方案中所有工業電力用戶(含白名單重點保障企業)實施生產全停(保安負荷除外)，放高溫假。浙江省 2022.7 浙江省能源局與國網浙江發出節約用電倡議書，并根據用電缺口實際情況啟動了有序用電措施；省內多省內多家水泥企業要求采取“停三開四”或是窯磨均停方案家水泥企業要求采取“停三開四”或是窯磨均停方案，讓電于民，減少尖峰負荷。2022.8 浙江省發展和改革委員會印發關于同意啟動 C 級有序用電的函，文件指出，浙

46、江省 8 月 8 日根據用電缺口實際情況啟動 C 級級 1250 萬千瓦有序用電措施，萬千瓦有序用電措施，8 月月 9 日再視情調整有序用電等級日再視情調整有序用電等級。安徽省 2022.8 安徽省合肥市發改委、國網合肥供電公司發布致全市電力用戶節約用電倡議書，稱今夏全市電力供需形勢緊張，倡導工業企業通過計劃檢修等方式錯避峰讓電，主動支持緩解用電高峰時段供電壓力。江蘇省 2022.8 南京市發布節電倡議書，要求機關事業單位帶頭節電、工業企業嚴格科學用電、加強公共場所合理用電提倡家庭生活節約用電。山東省 2022.6 山東省發展和改革委員會、山東省能源局聯合印發2022 年全省迎峰度夏有序用電方

47、案。方案中提出，科學組織實施有序用電，確?！跋揠姴幌廾裼谩薄跋揠姴焕l”，切實保障居民生活、公共服務和重要用戶電力可靠供應。重慶市 2022.8 為全面保障民生用電，確保電網安全，從從 8 月月 15 日至日至 8 月月 24 日各工業企業采取放高溫假日各工業企業采取放高溫假方式，讓電于民，若有調整，另行通知。云南省 2022.9 9 月 10 日起電解鋁企業進入第一輪限電模式，初步壓減初步壓減 10%用電負荷受影響產能達到用電負荷受影響產能達到 50 萬噸萬噸。2022.9 9 月 16 日起電解鋁企業進入第二輪限電模式，壓減用電負荷加大至壓減用電負荷加大至 15%-30%不等不等。貴州省

48、2022.12 貴州電網發布關于電解鋁企業實施負荷管理有關要求的通知，提出在實施負荷管理時重點限制“兩高”企業，各電解鋁企業暫按各電解鋁企業暫按 70 萬千瓦總規模調減，約占電解鋁總負荷比例約萬千瓦總規模調減，約占電解鋁總負荷比例約 30%；于 12 月 13 日啟動，每日按負荷分配的 20%減負荷，通過五日負荷管理執行到位。2022.12 貴州電網發布關于對電解鋁企業進一步實施負荷管理有關要求的通知，限電再度升級，需再按需再按 30 萬千萬千瓦總規模退槽，預計或影響瓦總規模退槽，預計或影響 20 萬噸左右的電解鋁產能萬噸左右的電解鋁產能。遼寧省 2022.6 遼寧省工信廳發布2022 年遼寧

49、省有序用電方案，提出，按照先錯峰、后避峰、再限電的順序實施有序用電。資料來源：各省發改委、新聞、招商證券 電力緊張現象的出現，推動電力系統頂層設計調整，并使得火電建設重回快車道。電力緊張現象的出現，推動電力系統頂層設計調整，并使得火電建設重回快車道。2021 年以來隨著多省份缺電現象頻發，火電投資回暖：2022 年全國火電基本建設投資完成額為 909 億元，同比+28.4%，火電新增裝機容量 4471 萬千瓦，累計裝機容量 13.32 億千瓦，同比+2.7%。另外，政策層面也開始調整電力系統的 敬請閱讀末頁的重要說明 15 公司深度報告 頂層設計。2023 年 6 月國家能源局發布的新型電力系

50、統發展藍皮書指出，逐步向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型是化石能源發電的發展方向。藍皮書明確 2030 年前煤電裝機和發電量仍將適度增長，并重點圍繞送端大型新能源基地、主要負荷中心、電網重要節點等區域統籌優化布局。圖圖 17：歷年火電歷年火電基本建設投資完成額基本建設投資完成額情況情況 圖圖 18：歷年火電發電設備容量情況歷年火電發電設備容量情況 資料來源：國家能源局、招商證券 資料來源：國家能源局、招商證券 在能源結構轉型背景之下，火電的托底作用更為明顯。在能源結構轉型背景之下，火電的托底作用更為明顯。從新能源替代能力可靠性來看，預計未來三年新增新能源可靠保障容量不足 4000 萬千瓦，新

51、能源尚不具備提供與煤電相當的保障能力。從電網工程來看，特高壓跨區輸電是解決我國東西部電力供需結構性失衡的有效方式，而目前特高壓存量通道平均利用率僅為60%，且“十四五”規劃新增的跨省跨區輸電通道在短期內難以全面發揮電力保供作用。電力規劃設計總院預計 2023、2024 年電力供需緊張地區數量將從 5 個分別增加至 6 個和 7 個。只有通過推動火電作為支撐性電源盡快投產、夯實其托底保供基礎，才能壓實電力供應保障的基本盤。截至 2022 年，煤電占全國裝機比重降至 43.8%，但煤電發電量占比仍高達 58.4%，保守預計到 2025 年前，我國電力安全仍將高度依賴煤電。根據中國社會科學院大學國際

52、能源安全研究中心從發揮煤電兜底作用的角度預測，“十五五”期間全國煤電裝機容量將新增 3000萬千瓦，并將在 2030 年達峰。圖圖 19：2021 年全國各類電源發電裝機和發電量占比年全國各類電源發電裝機和發電量占比 圖圖 20：2021 年全國能源消費結構年全國能源消費結構 資料來源：中國電力發展報告 2022、招商證券 資料來源：中國電力發展報告 2022、招商證券 新型電力系統發展藍皮書為煤電裝機增長提供確定性指引，新型電力系統發展藍皮書為煤電裝機增長提供確定性指引，2022 年火電核年火電核準加速，準加速，全國煤電布局前景廣闊：全國煤電布局前景廣闊：對于西部和北部地區，煤電應依托綜合能

53、源基地開發項目，以支撐基地內形成風光水火儲聯合外送；對于東部沿海地區，煤電項目應符合當地用電負荷密度高、電力需求大的特點，保證本地電力供應安全。2022 年我國煤電總核準裝機達 90.72GW，是 2021 年獲批總量的近 5 倍；2023-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%02004006008001,0001,2001,4001,6002015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022火電投資完成額(億元)同比(右軸)0%2%4%6%8%10%020,00040,00060,00080,000100,000120,000140,00020

54、15 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022火電裝機容量(萬千瓦)同比(右軸)0%10%20%30%40%50%60%70%發電裝機占比發電量占比56%18%9%17%煤炭石油天然氣非化石能源 敬請閱讀末頁的重要說明 16 公司深度報告-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%0102030405060708090煤電新增裝機容量(GW,左軸)同比(右軸)0102030405060708090100年煤電核準熱潮仍在持續，預計 2023-2025 年煤電裝機復合增速有望創下近十年來新高。圖圖 21：我國煤電我國煤電新增新增核準容量核準容量（

55、GW）圖圖 22：我國煤電新增容量及預測我國煤電新增容量及預測 資料來源：中國電力部門低碳轉型 2022 年進展分析、招商證券 資料來源：電規總院、招商證券 2、長協長協保障機制提升履約率保障機制提升履約率，煤價中樞有望，煤價中樞有望下移下移 煤炭保供政策持續，煤炭價格調控機制力保煤炭長協價穩定。煤炭保供政策持續，煤炭價格調控機制力保煤炭長協價穩定。2022 年，國家發改委立足以煤為主的基本國情，創新煤炭價格區間調控機制，加強對電煤價格的調控，以煤炭為“錨”穩定能源等大宗商品價格。煤炭中長期合同制度發揮了煤炭市場的“穩定器”作用。2022 年地緣沖突、氣候異常致使全球煤炭需求快速上漲，供需失衡

56、推動煤價上行，創下歷史新高；而在煤炭價格調控監管系列措施綜合作用下，2022 年國內動力煤中長期合同（5500 大卡下水煤）全年均價為722 元/噸，同比上漲 73 元/噸，年內峰谷差在 9 元/噸左右，國內煤炭價格總體在高位平穩運行較長時間，且價格變化幅度小于國際市場。表表 6：國家發改委有關煤炭：國家發改委有關煤炭保供穩價政策保供穩價政策 類別類別 時間時間 政策名稱政策名稱 主要內容主要內容 增產能 2022.3 關于成立工作專班推動煤炭增產增供有關工作的通知 要求主要產煤省區和中央企業全力挖潛擴能增供，年內再釋放產能3 億噸以上，其中 1.5 億噸來自新投產煤礦，另外 1.5 億噸增量

57、則通過產能核增、停產煤礦復產等方式實現?？貎r格 2022.2 關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知 在堅持煤炭價格由市場形成的基礎上，提出煤炭（國產動力煤）中長期交易價格合理區間。2022.4 關于明確煤炭領域經營者哄抬價格行為的公告 嚴格執行經國務院批準的長協價每噸長協價每噸570-770元元（對應5500大卡），基準價所有煤炭企業按基準價所有煤炭企業按 675 元元/噸執行，坑口價不得超噸執行，坑口價不得超 700 元元/噸，噸，港口不得超港口不得超 900 元元/噸噸。2022.10 2023 年電煤中長期合同簽訂履約工作方案 電煤在長期合同供應方的范圍擴大至所有在產的煤炭生產企業；

58、而需求方范圍縮小至發電和供暖用煤企業，在 2022 年中長協中受到支持的冶金、建材、化工等行業在 2023 年均不再享受中長協煤炭供應。落實長協 2022.3 關于做好 2022 年煤炭中長期合同監管工作的通知 供需企業要每月線上報送合同履行情況，保證單筆合同月度履約率單筆合同月度履約率不低于不低于 80%、季度和年度履約率不低于、季度和年度履約率不低于 90%。2022.4 關于做好進口煤應急保障中長期合同補簽工作的通知 組織補簽共計 1.8 億噸進口煤應急保障中長期合同，優先保障國計民生相關的電力、供熱用煤需求。2022.6 關于做好 2022 年電煤中長期合要求全面加強電煤中長期合同簽訂

59、履約和監管工作，確保能源安全 敬請閱讀末頁的重要說明 17 公司深度報告 同補簽換簽和履約監管工作的通知 保供；要求煤炭生產企業簽訂的中長期合同數量應達到自有資源量的 80%以上，且 2021 年 9 月份以后和 2022 年新核增產能的保供煤礦核增部分要全部簽訂電煤中長期合同，自有資源量原則上不得低于去年產量水平。2022.11 關于進一步嚴格做好 2023 年電煤中長期合同簽訂工作的通知 壓緊壓實企業主體責任，指導督促供需企業自主銜接資源和簽訂合同，推動企業簽早、簽足、簽實、簽規范，嚴格執行國家政策要求；要加強對轄區內供需企業中長期合同簽訂進展情況的跟蹤調度，為供需銜接提供便利條件，及時幫

60、助協調解決存在的困難和問題。資料來源：政府網站、北極星電力網、招商證券 圖圖 23：秦皇島秦皇島 Q5500 動力煤動力煤市場市場價格價格變化變化（單位：元（單位：元/噸）噸）資料來源：Wind、招商證券 國內產能釋放和國外進口煤增量雙重國內產能釋放和國外進口煤增量雙重保供保供，2023 年年煤價中樞煤價中樞顯著顯著下移，發電機下移，發電機組用煤成本有望組用煤成本有望持續持續改善。改善。煤炭兜底保障作用繼續被置于首位，煤炭安全增產保供的韌性將全面增強。國內煤礦供給方面，能源主管部門 2022 年加快了煤礦建設項目的核準速度，煤炭行業投資額同比明顯提升，煤炭企業生產積極性高漲，國內煤炭總產量約

61、44.5 億噸，同比增長 8%，夯實了煤炭增產保供的產能基礎。長協煤政策方面，進入 2023 年，重點用煤企業長協煤全覆蓋政策更加趨緊，煤電企業普遍加大了長協煤的采購力度。進口煤炭供給方面，2023 年澳洲煤炭進口全面放開，疊加煤炭進口零關稅政策延續至年底，均有利于擴大我國煤炭總體供應量。短期看，在中下游較高庫存的壓力下，三季度電煤價格有望維持相對低位，近期在需求復蘇下價格有所回升，但同比依然維持相對低位；長期看，在經濟刺激和市場信心恢復的背景下，煤炭市場將呈現供需兩增的態勢，且供應端的增量可能會大于需求，動力煤市場供需面將向適度寬松轉化，助力動力煤市場價格中樞向下轉移。05001,0001,

62、5002,0002,5003,000市場價格2020均價2021均價2022均價2023H1均價 敬請閱讀末頁的重要說明 18 公司深度報告 05001,0001,5002,0002,5003,0003,500北方港合計北方港多年平均長江口合計長江口多年平均圖圖 24：煤炭開采和洗選業固定資產投資煤炭開采和洗選業固定資產投資累計同比累計同比 圖圖 25：全國原煤全國原煤產量及產能利用率產量及產能利用率 資料來源：iFinD、招商證券 資料來源：iFinD、招商證券 圖圖 26：北方港北方港和長江口和長江口合計煤炭庫存合計煤炭庫存處于高位（單位：萬噸）處于高位（單位：萬噸）資料來源：iFinD、

63、招商證券 3、上網電價改革深化，保障火電企業上網電價改革深化，保障火電企業收益收益 火電上網電價浮動范圍有序擴大，打開電廠盈利空間?；痣娚暇W電價浮動范圍有序擴大，打開電廠盈利空間。2021 年 10 月，國家發改委價格司發布重磅文件 國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知，通知明確：1）燃煤發電的電量原則上要全部進入電力市場并通過市場交易，在“基準價+上下浮動”的范圍內形成上網電價；2）發電側煤電交易基準價從上浮 10%、下降 15%，擴大為上下浮動均不超過 20%；3）工商業用戶全部入市，并將取消目錄電價；4）高耗能企業市場交易電價不受上浮 20%限制。此次改革有利于發

64、揮市場機制作用，理順煤電關系，疏通煤價成本端向售電價格端傳導堵點，打開火電廠商盈利空間。通知發布后，各地發改委相繼發布通知推進通知發布后，各地發改委相繼發布通知推進當地燃煤發電上網電價改革。當地燃煤發電上網電價改革。在上調電價浮動上限的基礎之上，江蘇省、黑龍江省、山西省、江西省、湖北省、遼寧省、甘肅省等十余個省份另外明確高耗能企業購電價格可按基礎電價的 1.5倍執行。按交易結算口徑統計，2022 年全國市場交易電量共 5.25 萬億千瓦時，同比增長 39%，占全社會用電量比重達 60.8%，同比提高 15.4 個百分點。全國燃煤發電機組市場平均交易價格達 0.449 元/千瓦時，較全國平均基準

65、電價上浮約 18.3%，其中多個地區的市場化電價上浮比率達到 20%頂格水平。-10%0%10%20%30%40%50%60%2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月201920202021202220230%10%20%30%40%50%60%70%80%05101520253035404550煤炭產量(億噸)工業產能利用率(右軸)敬請閱讀末頁的重要說明 19 公司深度報告 表表 7：各地各地區電力市場化區電力市場化交易交易價格價格浮動情況浮動情況（元（元/兆瓦時）兆瓦時）地區地區 燃煤基準價燃煤基準價 2022 2023 均價均價 上浮上浮 均價均價 上浮上浮

66、 江蘇 391.0 466.69 19.36%466.64 19.35%浙江 415.3 498.36 20.00%497.73 19.85%廣東 463.0 497.04 7.34%553.84 19.62%廣西 420.0 491.61 17.05%491.62 17.05%福建 393.2 443.2 12.72%449.5 14.32%陜西 354.5 417.8 17.86%425.4 20.00%海南 429.8 515.76 20.00%515.76 20.00%陜西 355.5 425.4 19.66%420.77 18.36%安徽 384.4 460.44 19.78%460

67、 19.67%蒙西 282.9 339.48 20.00%335.92 18.74%江西 414.3 496.6 19.86%497.17 20.00%山西 332.0 382 15.06%398.08 19.90%全國全國 379.5 449 18.30%資料來源：各省發改委、北極星售電網、各省電力交易中心、招商證券 火電企業充分受益于電價改革?；痣娖髽I充分受益于電價改革。2022 年是上網電價新政實施后首個完整年度，以華電國際售電量最高的地區為例，各地火電上網電價均出現上漲，漲幅在10%-35%之間；公司2022全年平均火電上網電價較2021年同比增長約22.1%，這表明公司充分受益于電價

68、上限上浮所帶來的售電收入提升。圖圖 27：公司各公司各售電地區售電地區火電廠火電廠上網上網電價變化電價變化（單位：元（單位：元/兆瓦時，含稅）兆瓦時，含稅）資料來源：公司公告、招商證券 我國我國銷售電價銷售電價與發達國家和新興工業化國家相比仍處于較低水平，存在上漲預期。與發達國家和新興工業化國家相比仍處于較低水平，存在上漲預期。在工業和居民電價方面，中國電價低于世界平均水平。通常情況下，新能源裝機比重越大，電力現貨市場差價就會越大，而對電力輔助服務的需求和容量充裕性需求就會更大，電力系統成本就會相應提高。因此，可再生能源占比高的發達國家的電價普遍高于傳統能源占比高的發展中國家。隨著電力市場化改

69、革的深入以及清潔能源裝機量的增加，中國電價經過本輪煤價上漲期之后，仍然可能面臨系統性成本上升的壓力，電價有望在中長期內延續上升趨勢。0%5%10%15%20%25%30%35%40%01002003004005006007008009001,000浙江廣東天津河北湖南山東湖北四川重慶山西安徽河南20212022同比(右軸)敬請閱讀末頁的重要說明 20 公司深度報告 0.00.51.01.52.02.5平均銷售電價工業電價居民電價圖圖 28：2019 年主要國家工業及居民年主要國家工業及居民電價電價（單位：（單位：元元/千瓦時千瓦時）資料來源：我國電價的國際比較分析、招商證券 4、收益模式多元化

70、收益模式多元化，提升火電盈利穩定性提升火電盈利穩定性 火電交易形式將趨于更加靈活多元?；痣娊灰仔问綄②呌诟屿`活多元。中共中央、國務院 2015 年發布的關于進一步深化電力體制改革的若干意見 明確提出了深化電力體制改革的重點和路徑，核心在于打破原有的壟斷和單一的電力商業模式，引入售電商環節，通過單獨核定輸配電價，用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用，將部分利潤轉移給售電公司和用戶側。國家發改委 2021 年發布的國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知中指出，要根據電力體制改革“管住中間、放開兩頭”的總體要求，進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革，

71、促進真正意義上“能跌能漲”市場化電價機制的建立。為適應電力供應和需求的多元化，國家正在積極探索發展電力現貨市場、容量電價機制、輔助服務市場等市場化體系，力爭通過市場手段優化電力資源在時間和空間上的配置。電力現貨市場：電力現貨市場：電力現貨市場交易可以促進電力交易的透明度、提供更加清晰的價格信號，優化電力資源配置、提高電力資源的利用效率。電力輔助服務：電力輔助服務：具有深度調峰能力的火電機組，參與電力系統輔助服務，將成為一種新的經營模式和盈利增長點；近期發布的并網主體并網運行管理規定電力系統輔助服務管理辦法，將開啟我國電力輔助服務市場頂層設計的新構架。容量電價機制：容量電價機制：容量市場作為一種

72、經濟激勵機制，能使機組獲得發電量和輔助服務市場以外的穩定收入，以此鼓勵機組建設，使電力系統在面對高峰負荷時有足夠發電容量冗余。未來容量電價機制的出臺將顯著提升火電企業的盈利穩定性。敬請閱讀末頁的重要說明 21 公司深度報告 圖圖 29：“管住中間、放開兩頭”電價機制“管住中間、放開兩頭”電價機制 資料來源：發改委、招商證券 電力現貨市場建設電力現貨市場建設如火如荼，具備現貨市場條件的省份不斷增加如火如荼，具備現貨市場條件的省份不斷增加。國家發改委和能源局分別于 2017 年和 2021 年發布關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知和關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知并確立兩批共14

73、個地區作為電力現貨市場試點對象，今年 9 月，發改委能源局聯合發布電力現貨市場基本規則（試行），標志著我國電力現貨市場頂層指導性文件出臺，現貨市場將有望加速推進。當前我國有 5 個省份省內現貨市場已具備現貨市場運行條件，隨著現貨試點的不斷推進，越來越多的省份將逐漸形中長期穩定運行的電力現貨市場，預計到 2025 年將有一半的省份具備現貨運行條件，現貨交易電量占比將持續上升，省間交易規模也將逐步擴大。圖圖 30：我國電力現貨市場構成我國電力現貨市場構成 圖圖 31：我國電力現貨結算價格拆分：我國電力現貨結算價格拆分 資料來源：北極星售電網、招商證券 資料來源：北極星售電網、招商證券 表表 8：電

74、力現貨市場：電力現貨市場試點地區試點地區所取得所取得主要成果主要成果 試點試點批次批次 試點試點地區地區 時間節點與進展時間節點與進展 第一批 南方 2018 年 8 月，南方（以廣東起步）電力現貨市場正式投入試運行 2019 年 5 月，啟動現貨結算試運行 2022 年 12 月，南方區域電力現貨市場首次開展調電試運行（不結算）蒙西 2019 年 6 月，蒙西電力現貨市場正式啟動模擬試運行 2022 年 6 月，蒙西啟動新一輪現貨市場連續結算試運行 浙江 2019 年 5 月，浙江電力現貨市場啟動模擬試運行 2021 年 6 月，浙江電力現貨市場順利完成季度連續結算試運行 2021 年 12

75、 月，浙江電力現貨市場正式啟動第五次結算試運行 山西 2022 年 12 月，山西電力現貨市場實現連續平穩試運行一周年 山東 2019 年 6 月，山東電力現貨市場正式啟動試運行 2021 年 12 月，山東電力現貨市場啟動不間斷結算試運行 敬請閱讀末頁的重要說明 22 公司深度報告 福建 2019 年 6 月，福建電力現貨市場啟動試運行 2020 年 8 月，正式轉入不間斷結算試運行 四川 2019 年 6 月，四川電力現貨市場啟動模擬試運行 2022 年 1 月，啟動電力現貨市場長周期連續結算試運行 甘肅 2020 年 4 月，完成為期一個月長周期結算試運行 第二批 上海 2022 年 7

76、 月，開展為期一周的首次模擬試運行 江蘇 2022 年 7 月，完成首次電力現貨市場結算試運行 2022 年 9 月，第二次結算試運行（發電側報量報價、用戶側不報量不報價）安徽 2022 年 3 月，啟動模擬試運行（發電側報量報價，用戶側不報量報價）遼寧 2022 年 6 月，啟動第一次模擬試運行 河南 2022 年 11 月，完成第一次短周期調電（結算）試運行 湖北 2022 年 12 月，開展首次調電試運行 資料來源：發改委、北極星電力網、招商證券 以調峰為代表的電力系統輔助服務大有可為。以調峰為代表的電力系統輔助服務大有可為。電力輔助服務根據提供方式可分為基本電力輔助服務和有償電力輔助服

77、務，基本電力輔助服務為并網主體義務提供，不進行補償，有償電力輔助服務可通過固定補償或市場化方式提供，其中有功平衡服務特別是調頻、調峰是我國電力輔助服務中應用最多的方式，目前已經建立較為完善的市場機制。對于火電企業而言，火電靈活性改造是技術較為成熟、運行性價比高的調峰手段。雖然各地調峰服務標準有一定差異，但大部分區域的調峰輔助服務的補償上限滿足火電靈活性改造的經濟性要求，對應更高的盈利彈性。2014 年，東北率先啟動調峰輔助服務市場，2016 年以來，東北、福建、山西、新疆、山東、甘肅、西北、南方等多個電力輔助服務市場相繼獲批，并逐步開始建設。多地區跟進配套輔助服務補償政策，目前我國統一的輔助服

78、務規則體系基本形成；截至 2022 年底，我國電力輔助服務實現了 6 大區域、33 個省區電網的全覆蓋。在電力輔助服務市場范圍擴大的同時，市場交易電量與費用也隨著可再生能源接入比例的升高而增加，近年來各地出臺的政策均對火電深度調峰補償標準進行提高，例如南方區域 2022 版電力輔助服務管理實施細則相比于 2020版將 30%-40%負荷率檔位的調峰補償提高 6 倍以上，將 0-30%檔位的補償提高9 倍以上。補償標準的提高直接使電廠通過靈活性改造帶來的輔助服務收入占比迅速提高，目前華能國際和皖能電力已開始披露調峰調頻等輔助服務收入，兩家公司 2022 年分別實現電力輔助服務收入 14.73 億

79、元和 4000 萬元，2023 年有望保持增長勢頭。敬請閱讀末頁的重要說明 23 公司深度報告 圖圖 32：各類電力輔助服務品種與補償機制各類電力輔助服務品種與補償機制 資料來源：國家能源局、招商證券 容量電價機制給予火電合理成本保障固定資產投資回收。容量電價機制給予火電合理成本保障固定資產投資回收。隨著省內新型電力系統和電力現貨市場建設，電力容量充裕度問題愈發嚴峻：一方面，穩定調節電源出現短缺的跡象，當新能源接近零邊際成本大范圍接入電網時，燃煤機組退役次數增多，因缺乏固定成本回收而不能保障火電市場的生存空間，存量火電向調節或備用機組過渡的通道被阻斷，使得存量火電更加傾向于報廢，從而加劇了峰荷

80、時期的容量缺口；另一方面，由于電源建設具有周期較長的特點，若用存量電力市場的競爭來指導增量電源的開發，時間上的滯后性則會導致周期性發電容量余缺。容量成本回收機制是解決容量充裕度問題的重要手段，可通過回收一部分固定成本和變動成本來規避電力市場中長期風險。容量成本回收一般可分為稀缺電價、容量補償、容量市場和可靠性期權機制，我國以容量成本補償機制為主，目前山東、廣東和云南等地在進行初步嘗試，未來或將有更多省份出臺相關政策，容量機制也會趨于成熟，發揮保障火電企業穩定經營的“穩定器”作用。表表 9：不同類別容量成本回收機制對比分析不同類別容量成本回收機制對比分析 原理原理 優勢優勢 劣勢劣勢 適用環境適

81、用環境 稀缺電價稀缺電價 機制機制 價格上限高，允許出現尖峰價格 簡單，無需預測容量需求，充分激勵電源 產生極高電價，不確定性高，發用側均有高風險 市場監管力強風險承受度高市場設計與行政管制平衡 容量補償容量補償 機制機制 政府機構根據電源結構、需求預測制定補償標準，按裝機或有效容量補償 簡單，有序引導電源投資、減小現貨電能量價格波動 補貼標準無法反映發電客量的時空價值 電源收入預期穩定，電價影響可控，機制建設難度小 容量市場容量市場 機制機制 事先根據可靠性需求、機組凈成本等制定需求曲線，市場形成容量價格 終端用電價格穩定，價格機制可靈活反容量的時空價值 需制定容量需求曲線、用戶承擔最大需求

82、容量對應成本 需求預測精準、信息披露程度高、市場監管能力強 可靠性期權可靠性期權 機制機制 事先簽訂期權合同、用戶支付期權費，現貨價高于行權價時發電商返回差額 通過合同保障價格穩定，解決發用側價格接受程度不同的問題 需要具備完善市場規則及金融法規 市場機制完善，電價扭曲少 資料來源：電力容量成本回收機制建設路徑探討、招商證券 表表 10：各省份已出臺：各省份已出臺容量補償政策容量補償政策梳理梳理 地區地區 時間時間 政策名稱政策名稱 主要內容主要內容 廣東廣東 2020.12 廣東電力市場容量補償管理辦法（試用戶側容量電費按照各售電公司當月價差中長期合約外電 敬請閱讀末頁的重要說明 24 公司

83、深度報告 行 征求意見稿）量及容量度電分攤標準收取容量電費，售電公司容量電費=售電公司當月價差中長期合約外電量容量度電分攤標準，售電公司當月價差中長期合約外電量為負時置零。山東山東 2022.4 關于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知 山東容量市場運行前，參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取，電價標準暫定為每千瓦時 0.0991 元（含稅）。云南云南 2022.12 云南省燃煤發電市場化改革實施方案（試行）燃煤發電企業最大發電能力和最小發電能力之間的可調節空間參與調節容量市場交易，并根據市場供需變化動態調整；燃煤發電調節容量價格由買賣雙方在 220 元/千瓦年上下浮動 30%

84、區間范圍內自主協商形成。資料來源：北極星售電網、政府網站、招商證券 敬請閱讀末頁的重要說明 25 公司深度報告-100%-50%0%50%100%150%200%0501001502002503003504002014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022累計裝機(GW,左軸)新增裝機(GW,左軸)新增同比(右軸)三、三、綠電：風光賦能綠色轉型，裝機規模綠電：風光賦能綠色轉型，裝機規模持續高增持續高增 1、成本與消納均有改善，風光發電經濟效益凸顯成本與消納均有改善，風光發電經濟效益凸顯 風電：“十四五”時期風電裝機布局側重點明顯，大基地建設成為裝機主力

85、。風電：“十四五”時期風電裝機布局側重點明顯，大基地建設成為裝機主力。2021年以來，國內風電機組單瓦價格經歷了連續兩年的大幅下滑，2021/2022 年風電機組均價同比下降 50%/25%。在降本增效模式的驅動下，我國風電裝機量持續增長，截至 2022 年末，我國風電累計裝機容量達 3.65 億千瓦，相比上年增長11.28%。新增裝機量方面，經過 2021 年搶裝潮后 2022 年海上風電開發建設短暫進入階段性低谷期，2023 年風電裝機需求回暖，2023H1 國內新增 22.99GW裝機，同比增長 77.67%。我國風電裝機布局側重點明顯，9 大清潔能源基地和 5大海上風電基地將成“十四五

86、”時期的裝機主力；沙戈荒大規?；亟ㄔO、分散式風電均成為新焦點，配合儲能、綠氫和需求負荷端使風電應用場景進一步擴大。各省已發布“十四五”風電裝機規劃合計 310GW，2022-2025 年平均每年新增裝機超70GW；據CWEA預測，2023年國內風電新增裝機規模有望達70-80GW。圖圖 33：我國風電新增裝機和累計裝機情況我國風電新增裝機和累計裝機情況 圖圖 34：全球風機價格變化趨勢：全球風機價格變化趨勢 資料來源：華電新能招股書、招商證券 資料來源：IEA、招商證券 光伏：集中式光伏電站即將放量，分布式屋頂光伏潛力十足，市場需求與產業鏈光伏：集中式光伏電站即將放量，分布式屋頂光伏潛力十足

87、，市場需求與產業鏈降價共振。降價共振。2013-2022 年，我國太陽能光伏發電新增裝機容量連續 10 年穩居世界第一，截至 2022 年底我國太陽能光伏發電累計裝機容量達到 392.61GW，穩居全球首位。在需求端，隨著光伏發電全面進入平價時代，疊加“碳中和”目標的推動以及大基地的開發模式，集中式光伏電站有可能迎來新一輪發展熱潮；此外，隨著光伏在建筑、交通等領域的融合發展，疊加整縣推進政策的推動，分布式項目仍將保持一定的市場份額。在成本端，2022 年底以來新建硅料產能逐步釋放，硅業分會預計 2023 年國內多晶硅產量保守有 146 萬噸，對應約 562GW光伏裝機；截至 2023 年 6

88、月底，多晶硅價格相比于年初已累計下降 66.32%。與此同時，光伏電池片和組件價格相繼大幅回落并進入下行通道，以 182mm 尺寸單晶 PERC 為例，2023H1 電池和組件的平均價格已分別累計下降17.65%/23.50%。整體來看，市場需求與產業鏈降價共振，光伏裝機有望開啟高斜率增長。0.000.200.400.600.801.001.20050100150200風機價格指數(左軸)歐洲風機平均售價(百萬美元/兆瓦,右軸)中國風機平均售價(百萬美元/兆瓦,右軸)敬請閱讀末頁的重要說明 26 公司深度報告-100%-50%0%50%100%150%200%05010015020025030

89、03504004502014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022累計裝機(GW,左軸)新增裝機(GW,左軸)新增同比(右軸)0%2%4%6%8%10%12%14%05001,0001,5002,0002,500201720182019202020212022風電平均利用小時數(左軸)光伏平均利用小時數(左軸)棄風率(右軸)棄光率(右軸)0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,00020152016201720182019202020212022光伏發電量(億千瓦時,左軸)風電

90、發電量(億千瓦時,左軸)光伏發電量占比(右軸)風電發電量占比(右軸)圖圖 35：我國光伏新增裝機和累計裝機情況我國光伏新增裝機和累計裝機情況 圖圖 36：光伏發電設備進入降價周期：光伏發電設備進入降價周期 資料來源：華電新能招股書、招商證券 資料來源：Wind、PVInfoLink、招商證券 風光發電量占比提升，棄風棄光問題明顯改善，保障新能源發電盈利能力。風光發電量占比提升，棄風棄光問題明顯改善，保障新能源發電盈利能力。我國電源結構加快由以煤為主向多元化、綠色化轉變，風電光伏發電總裝機不斷創造紀錄，風光發電量占比呈現快速上升趨勢。2022 年我國風電、光伏發電量達到1.19 萬億千瓦時，較

91、2021 年增加 2073 億千瓦時，同比增長 21%，占全社會用電量的 13.8%，同比提高 2 個百分點，接近全國城鄉居民生活用電量。在可再生能源消費和輸電通道等方面多項政策引導下，近年來我國棄風率和棄光率有所降低，新能源消納持續向好。根據國家能源局統計，全國平均棄風率由 2016 年的17%下降 2022 年的 3.2%；全國平均棄光率由 2016 年的 10%下降至 2022 年的1.7%，棄風、棄光率均顯著下降，風電、太陽能光伏平均利用小時數實現有效提升，新能源發電企業的盈利能力獲得提升。圖圖 37：我國風電和光伏消納能力持續向好我國風電和光伏消納能力持續向好 圖圖 38：風電與光伏

92、發電量占比快速提升風電與光伏發電量占比快速提升 資料來源：中電聯、國家能源局、坎德拉、招商證券 資料來源：國家能源局、招商證券 風電和光伏度電成本下降，體現發電性價比優勢。風電和光伏度電成本下降，體現發電性價比優勢。風電和光伏裝機規模逐漸擴大的同時，技術發展、供應鏈水平提高以及零部件環節優化共同推動風光整體成本下降。據國際可再生能源署（IRENA）數據，2021 年新增陸上風電項目的全球加權平均平準化度電成本（LCOE）同比下降 15%至 0.033 美元/千瓦時，而新的公用事業規模太陽能光伏發電的成本同比下降 13%至 0.048 美元/千瓦時，海上風電下降 13%至 0.075 美元/千瓦

93、時。其中，中國 2021 年新建陸上風電項目LCOE 約為 0.028 美元/千瓦時，太陽能光伏發電項目 LCOE 約為 0.034 美元/千瓦時，均低于煤炭發電的 LCOE（約為 0.077 美元/千瓦時），表明我國風光具0.000.501.001.502.002.50050100150200250300350Jan-21Mar-21May-21Jul-21Sep-21Nov-21Jan-22Mar-22May-22Jul-22Sep-22Nov-22Jan-23Mar-23May-23多晶硅致密料平均價(元/kg,左軸)單晶PERC電池片(182mm)平均價(元/W,右軸)單面單晶PERC

94、組件(182mm)平均價(元/W,右軸)敬請閱讀末頁的重要說明 27 公司深度報告 備發電性價比優勢。圖圖 39：中國風電和光伏：中國風電和光伏 LCOE 領跑全球領跑全球 圖圖 40：2023 年風光年風光 LCOE 已全面低于傳統能源已全面低于傳統能源（美元（美元/MWh）資料來源：IEA、招商證券 資料來源：BNEF、招商證券 2、綠電項目轉向市場主導，發電企業加快綠色轉型綠電項目轉向市場主導，發電企業加快綠色轉型 綠電項目綠電項目總體由電價補貼政策引導轉向供需及市場主導，新能源補貼也隨著核查總體由電價補貼政策引導轉向供需及市場主導，新能源補貼也隨著核查結果披露后陸續下發，新能源運營商現

95、金流狀況預計將有所改善結果披露后陸續下發，新能源運營商現金流狀況預計將有所改善。綠電交易方面，2023 年 2 月，國家發改委、財政部、國家能源局聯合下發關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知，規定可再生能源項目（含有補貼項目、平價上網項目）將全部參與綠色電力市場化交易。通知 將綠電保障小時數內的電量納入參與綠電市場交易的范圍；為鼓勵享受國家可再生能源補貼的項目參與綠電交易，這類項目的補貼可以優先兌付，其中，綠電交易結算電量占上網電量比例超過 50%且不低于本地區綠電結算電量平均水平的綠電項目，由電網企業審核后可優先兌付中央可再生能源補貼?？稍偕茉囱a貼方面，2022 年 3

96、 月，國家發改委、財政部辦公廳、國家能源局綜合司聯合印發關于開展可再生能源發電補貼自查工作的通知，在全國范圍內開展可再生能源發電補貼核查工作，發電企業自查范圍為截止到2021 年底已并網，有補貼需求的風電、集中式光伏發電和生物質發電項目。國家能源局在 2023 年能源工作重點任務中已明確，要“完成可再生能源補貼核查”。隨著可再生能源補貼核查工作的推進，針對合規項目的補貼發放進度和力度明顯提高。2023 年 6 月，財政部發布關于下達 2023 年可再生能源電價附加補助地方資金預算的通知，本次下達補助資金合計約 26.9億元；2023 年 8 月，部分項目陸續收到開展 2023 年第一次集中結算

97、補貼電費的通知。以上政策的出臺和推進，標志著可再生能源補貼拖欠問題有望盡快得到解決，從而改善新能源運營商的現金流和資金情況。050100150200250300 敬請閱讀末頁的重要說明 28 公司深度報告 表表 11：可再生能源項目將全部參與綠色電力市場化交易：可再生能源項目將全部參與綠色電力市場化交易 項目類別項目類別 參與綠電交易方式參與綠電交易方式 享受國家可再生能源補貼項目 電網保障性收購 保障小時以內 電網統一參加綠電交易或結算機構統一參加綠證交易（交易溢價及收益等額沖抵補貼）保障小時以外 全部參與綠電交易 自愿參與綠電交易 繼續享受補貼資格 綠電交易價格=煤電基準價+綠電溢價（溢價

98、等額沖抵補貼）自愿放棄補貼資格 綠電交易價格=煤電基準價+綠電溢價（全部歸發電企業所有）平價上網項目 全部參與綠電交易 資料來源：智匯光伏、政府網站、招商證券 表表 12：2023 上半年各省綠電上半年各省綠電交易情況交易情況 地區地區 綠電交易量綠電交易量(億千億千瓦時瓦時)綠電綠電平均交易電價平均交易電價(元元/兆瓦時兆瓦時)較燃煤標桿電價上浮較燃煤標桿電價上浮 新疆新疆 0.65 281 12%寧夏寧夏 1.7 268.5 3%陜西陜西 15.85 425.85 20%山東山東 6.16-冀北冀北 88.14 442.34 19%湖南湖南 8.07 539.08 20%江西江西 8.8

99、497.17 20%安徽安徽 5.15 440 14%廣西廣西 14.92 525 25%資料來源：國際能源網、招商證券 各大發電集團均提出加快推進綠色轉型，積極布局新能源發電裝機，助力“雙碳”各大發電集團均提出加快推進綠色轉型，積極布局新能源發電裝機，助力“雙碳”目標的實現。目標的實現。2021 年底，國資委對央企下達重點任務，要求到 2025 年可再生能源發電裝機比重達到 50%以上，因此 2022 年以來，中央企業特別是以“五大六小”為代表的能源央企正抓緊清潔能源轉型速度。其中風光裝機方面，2022 年各大發電集團在風電、光伏上網電量大多都有大幅增長。各大發電集團“十四五”期間新能源規劃

100、的裝機目標普遍介于 70-80GW，對應年新增目標 14-16GW。在宏大任務目標的推動下，各企業一方面積極整合全國優勢資源、布局可再生能源基地，另一方面在各省市新能源指標獲取方面精益求精、積累項目儲備。根據北極星太陽能光伏網統計，2022 年共有 19 個?。▍^/市）相繼發布各類型風光開發項目指標合計超過 240GW，而六大發電集團共計斬獲規模超過 100GW，約占 2022 年各類項目指標的一半，成為風光開發建設的中堅力量：中國華電、國家能源、國家電投均獲得 20GW 以上指標，中國華能和三峽集團也獲得 10GW以上。敬請閱讀末頁的重要說明 29 公司深度報告 圖圖 41：2022 年年各

101、大各大發電集團風光發電集團風光累計累計裝機情況裝機情況（MW）資料來源：索比光伏、招商證券 圖圖 42：五大電力集團清潔能源占比及目標：五大電力集團清潔能源占比及目標 圖圖 43：2022 年各大發電集團獲取風光指標規模（萬千瓦）年各大發電集團獲取風光指標規模（萬千瓦）資料來源：索比光伏、招商證券 資料來源：北極星太陽能光伏網、招商證券 02,0004,0006,0008,00010,00012,000國家電投 國家能源 中國華能 中國華電 中國大唐 三峽集團中節能中廣核國投電力風電裝機光伏裝機0%10%20%30%40%50%60%70%國家能源國家電投中國華能中國華電中國大唐2022202

102、505001,0001,5002,0002,500中國華電國家能源國家電投中國華能三峽集團中國大唐 敬請閱讀末頁的重要說明 30 公司深度報告 四、四、推薦邏輯：火電價值重估在即，推薦邏輯：火電價值重估在即，分享綠電成長收分享綠電成長收益益 1、裝機規模穩定增長，裝機規模穩定增長，度電指標行業領先度電指標行業領先 公司裝機規模穩定增長，公司裝機規模穩定增長，2023 年迎來年迎來火電火電集中投產集中投產。根據公司 2023 年中報披露的在建項目，我們預測 2023-2025 年公司將新增 4561/2130/2000 兆瓦火電裝機容量，同比增速分別為 8.3%/3.6%/3.3%。2023 年

103、將成為公司新增產能集中放量期，在 2023 年上半年，公司持股 100%的平江發電公司的一臺 1000 兆瓦燃煤發電機組、持股 51%的汕頭公司的兩臺 680 兆瓦燃煤發電機組以及持股 100%的天津開發區分公司的一臺 170 兆瓦燃煤發電機組已投入商業運營。表表 13：華電國際：華電國際 2022-2023H1 在建及核準機組在建及核準機組 公司名稱公司名稱 計劃裝機容量計劃裝機容量(兆瓦兆瓦)機組構成機組構成 投產時間投產時間 惠州公司 1070 兩臺 535 兆瓦燃氣機組 2024 上半年 青島公司 1011.08 兩臺 505.54 兆瓦燃氣機組 2023 年底 章丘熱電 800 兩臺

104、 400 兆瓦燃氣機組 一臺機組 2023Q4，一臺機組 2024Q3 汕頭公司 1320 兩臺 660 兆瓦煤電機組 2023 上半年 2000 兩臺 1,000 兆瓦煤電機組 2025 年底 龍口公司 1320 兩臺 660 兆瓦煤電機組 一臺機組 2023 年，一臺機組 2024 年 平江公司 1000 一臺 1,000 兆瓦煤電機組 2023 上半年 天津開發區分公司 170 一臺 170 兆瓦煤電機組 2023 上半年 烏溪江公司 298 298 兆瓦抽水蓄能發電機組 2027 年全容量投產 合計合計 8989.08 資料來源：公司公告、政府網站、北極星電力網、招商證券 圖圖 44：

105、公司公司控股控股裝機容量裝機容量預測預測 圖圖 45：公司公司火電裝機分布火電裝機分布（按裝機容量）（按裝機容量）資料來源：公司公告、政府網站、北極星電力網、招商證券 注：根據公司 2022 年報和 2023 半年報披露在建項目推算 資料來源：公司公告、招商證券 注：裝機容量數據截至 2022 年底 公司公司火電機組平均利用小時數高于全國平均，并且持續提升運營效率、降低供電火電機組平均利用小時數高于全國平均，并且持續提升運營效率、降低供電煤耗。煤耗。利用小時數方面，由于公司火電項目集中在全國電力缺口最大的山東省，省外拓展主要在經濟相對發達地區，下游需求有保障，因此公司火電利用小時數較全國平均高

106、出 129小時。運營效率方面，2022年公司供電煤耗累計完成 287.110%1%2%3%4%5%6%7%8%9%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00020222023E2024E2025E控股裝機量(兆瓦)同比(右軸)38%14%10%8%7%6%5%5%3%2%2%山東湖北安徽浙江湖南廣東河北河南天津重慶山西 敬請閱讀末頁的重要說明 31 公司深度報告 克/千瓦時，廠用電率為 5.03%，領先于同行業發電企業和全國平均水平。圖圖 46：山東山東電力消費量與發電量電力消費量與發電量（億千瓦時）（億千瓦時）圖圖 47：2022 年年各省電力缺口（

107、各省電力缺口（億千瓦時億千瓦時）資料來源：iFinD、招商證券 資料來源：iFinD、招商證券 圖圖 48：同行業公司同行業公司平均供電煤耗平均供電煤耗（克（克/千瓦時）千瓦時）圖圖 49：同行業公司火電利用小時數同行業公司火電利用小時數（小時）（小時）資料來源：各公司公告、招商證券 資料來源：各公司公告、招商證券 公司簽訂煤炭采購框架協議控制燃煤成本公司簽訂煤炭采購框架協議控制燃煤成本，2023 年基本實現長協煤炭合同全覆年基本實現長協煤炭合同全覆蓋蓋。我們以華電國際 2022 年煤電發電量和煤耗為參照，測算在 2023 年長協煤比例提升效果下的利潤提升彈性。由于公司火電廠主要分布在內陸地區

108、、進口煤使用較少，且 2022 年長協煤履約率在 60%左右，因此我們以進口煤 0%、長協煤 60%、現貨煤 40%的情況作為業績基準。假設 2023 全年國產現貨煤單價、長協煤單價分別為 880 和 720 元/噸，測算結果表明，長協煤履約率每提升 5%可以使入爐標煤單價降低約 10 元/噸，稅后利潤增厚約 4 億元；按照公司 2023 年歸母凈利潤一致預期計算，業績增厚彈性對應約 6.7%。表表 14：公司公司業績對業績對長協煤長協煤比例比例的敏感性分析的敏感性分析 長協煤比例長協煤比例 60%65%70%75%80%85%90%入爐標煤單價入爐標煤單價(元元/噸噸)1061.45 105

109、1.27 1041.09 1030.91 1020.73 1010.55 1000.36 入爐標煤單價入爐標煤單價變化變化(元元/噸噸)0.00-10.18-20.36-30.55-40.73-50.91-61.09 單位燃料成本單位燃料成本(元元/兆瓦時兆瓦時)304.8 301.8 298.9 296.0 293.1 290.1 287.2 單位燃料成本單位燃料成本變化變化(元元/兆瓦時兆瓦時)0.00 -2.92-5.85-8.77-11.69-14.62-17.54 增加營業利潤增加營業利潤(億元億元)0.00 5.16 10.32 15.48 20.63 25.79 30.95 增加

110、稅后利潤增加稅后利潤(億元億元)0.00 3.87 7.74 11.61 15.48 19.34 23.21 資料來源：公司公告、招商證券 02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,00001,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000山東電力消費量山東發電量山東電力缺口(右軸)02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,000山東廣東浙江江蘇河北上海北京河南湖南重慶遼寧江西天津廣西275280285290295300305310201720182019202020212022華能國際大

111、唐發電中國電力國電電力華電國際01,0002,0003,0004,0005,0006,000201720182019202020212022華能國際大唐發電國電電力全國平均華電國際 敬請閱讀末頁的重要說明 32 公司深度報告 2、積極參與市場化交易，技改受益電價改革積極參與市場化交易，技改受益電價改革 公司裝機所在省份電價公司裝機所在省份電價接近頂格上浮，接近頂格上浮，市場化交易比例市場化交易比例仍有仍有上漲彈性上漲彈性。隨著 2021年發改委電價改革政策的出臺，2022 年全年公司上網電價為 519 元/兆瓦時，同比上漲 20.7%，其中火電上網電價達到 535 元/兆瓦，同比上漲 22.1

112、%。在山東、浙江、廣東等主要售電區域，當地平均上網電價接近 20%頂格上浮。2022 年公司市場化交易電量占比為 82.0%，低于可比公司平均水平（華能國際 88.4%/國電電力 93.2%/大唐發電 80.9%）；伴隨市場化交易比例的進一步提升，電價端仍能為公司業績提供上漲彈性。圖圖 50：公司各季度上網電價公司各季度上網電價（元（元/兆瓦時）兆瓦時）圖圖 51：公司市場化交易電量公司市場化交易電量與占比與占比 資料來源：公司公告、招商證券 資料來源：公司公告、招商證券 公司在技術改造方面持續投入，有望在山東容量電價補償推廣落地過程中受益。公司在技術改造方面持續投入，有望在山東容量電價補償推

113、廣落地過程中受益。公司近年來在技術改造方面保持穩定的投資規模，2017-2022 年每年用于一般技改、環保技改和小型基建投資的資本支出穩定在 40 億元左右。公司近 40%的裝機容量位于山東省，因而有望受益于山東容量電價補償機制。圖圖 52：公司歷年資本性支出（億元）公司歷年資本性支出（億元）資料來源：公司公告、招商證券 -5%0%5%10%15%20%25%30%0100200300400500600上網電價同比(右軸)0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002017201820192020

114、20212022市場化交易電量(億千瓦時)占比(右軸)050100150200250300350201720182019202020212022基建工程投資技改參股股權投資 敬請閱讀末頁的重要說明 33 公司深度報告 3、參股華電新能，分享綠電成長機會參股華電新能，分享綠電成長機會 華電新能華電新能增資引戰加碼新能源增資引戰加碼新能源，華電國際持有華電新能華電國際持有華電新能 31.03%的的股份股份。華電新能的前身華電（福清）風電由華電福新出資設立，作為中國華電主要的新能源平臺，華電福新于 2012 年成功在港股上市。2020 年，華電集團為推動新能源發展提速、加快實現低碳轉型，將華電福新自

115、港股退市，并以華電新能為新能源整合平臺，強力推動中國華電系統內新能源資產重組。2020-2021 年，華電新能完成多輪新能源資產注入，并成功引入 13 家戰略投資者；其中，華電國際以持有的部分新能源公司股權向華電新能增資，并向華電新能出售相關新能源公司股權及資產。從股權結構來看，中國華電通過其全資子公司華電福瑞間接控制華電新能52.40%的股份，通過華電國際間接控制華電新能 31.03%的股份，合計控制華電新能 83.43%的股份。華電新能營收和利潤華電新能營收和利潤穩步提升穩步提升。2019-2022 年，公司營業收入從 151.62 億元增長至 244.53 億元，年均復合增速為 17.3

116、%；公司歸母凈利潤持續增長，2022 年達到 84.58 億元，2019-2022 年復合增速為 37.1%。圖圖 53：華電新能華電新能收入結構（億元）收入結構（億元）圖圖 54：華電華電新能新能歷年歸母凈利潤歷年歸母凈利潤及增速及增速 資料來源：公司公告、招商證券 資料來源：公司公告、招商證券 華電新能風光裝機資源優質華電新能風光裝機資源優質。華電新能的業務基本全面覆蓋了新能源幾乎所有類型項目（集中式、大基地、海上風電、分散式風電、分布式光伏、農林漁光互補復合項目等），項目資源遍布全國，從風光資源稟賦優異的三北、西南區域到消納優勢明顯、電價優勢明顯的中東南區域均有布局。截至 2022 年末

117、，華電新能整合集團旗下風光裝機合計 3490.84 萬千瓦，裝機規模在風光運營商中領先，在國內風電行業市占率超過 6%，太陽能發電行業市占率超過 3%；其中，風電裝機 2209.11 萬千瓦，光伏裝機 1281.74 萬千瓦。得益于優質的項目資源，華電新能的平均利用小時數總體高于全國平均。0501001502002503002019202020212022風電光伏其他0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%010203040506070809020192020202120222022H1 2023H1歸母凈利潤(億元)同比(右軸)敬請閱讀末頁的重要說明 34 公司深度報告 圖

118、圖 55：華電新能華電新能風光風光上網電量和上網電價上網電量和上網電價 圖圖 56：華電新能風光華電新能風光利用小時數利用小時數（小時）（小時）資料來源：公司公告、招商證券 資料來源：公司公告、國家能源局、電規總院、招商證券 圖圖 57：同行業可比公司裝機容量對比（萬千瓦）同行業可比公司裝機容量對比（萬千瓦）圖圖 58：華電新能裝機容量和發電量占全國市場份額華電新能裝機容量和發電量占全國市場份額 資料來源：公司公告、招商證券 注：數據截至 2022 年末 資料來源：公司公告、招商證券 裝機量驅動業績增長，裝機量驅動業績增長，華電新能為華電國際華電新能為華電國際顯著顯著貢獻投資收益貢獻投資收益增

119、量增量。根據華電集團的碳達峰行動方案，集團將在“十四五”期間實現新增新能源裝機 7500 萬千瓦。華電新能作為整合華電集團新能源開發業務的唯一平臺，預計將承載集團的全部風光裝機目標。2021-2022 年，華電集團累計完成約 1300 萬千瓦的新能源裝機；為追趕“十四五”目標，我們預計華電新能 2023-2025 年將合計新增約6200 萬千瓦裝機，未來三年平均每年須增加約 2100 萬千瓦。根據該規劃目標，假設未來三年新增項目容量分別為 1800/2100/2400 萬千瓦且能夠如期投產，我們預計華電新能 2023-2025 年歸母凈利為 106.12/131.86/163.37 億元，同比

120、增速為 25.5%/24.2%/23.9%；按照當前持股比例，對應華電國際的投資收益為32.93/40.91/50.69 億元。表表 15：華電新能華電新能收入收入與成本與成本結構預測結構預測 單位：億元單位：億元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 風電業務風電業務 營業收入營業收入 176.04 194.65 223.66 275.15 335.99 裝機量（萬千瓦）2087 2209 3109 4159 5359 利用小時數 2245 2204 2224 2244 2264 發電量（億千瓦時）408.27 469.76 541.35 697.68 941.62 上

121、網電量（億千瓦時）389.78 431.27 508.32 655.13 884.18 0.00.20.40.60.80100200300400500202020212022風電上網電量(億千瓦時)光伏上網電量(億千瓦時)風電上網電價(元/千瓦時,右軸)光伏上網電價(元/千瓦時,右軸)05001,0001,5002,0002,500202020212022風電利用小時風電全國平均光伏利用小時光伏全國平均05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000華電新能龍源電力三峽能源大唐新能源節能風電風電光伏0%1%2%3%4%5%6%202020212022裝機容量發電量

122、 敬請閱讀末頁的重要說明 35 公司深度報告 平均上網電價（元/度）0.45 0.45 0.44 0.42 0.38 營業成本營業成本 79.30 89.00 105.12 132.07 164.63 毛利率 63.1%54.3%53.0%52.0%51.0%光伏業務光伏業務 營業收入營業收入 39.10 47.50 103.77 134.08 173.90 裝機量（萬千瓦）656 1282 2182 3232 4432 利用小時數 1344 1405 1425 1445 1465 發電量（億千瓦時）61.49 81.49 214.71 315.26 473.45 上網電量（億千瓦時）58.3

123、1 79.96 206.12 302.65 454.51 平均上網電價（元/度）0.67 0.59 0.50 0.44 0.38 營業成本營業成本 15.72 21.45 57.07 75.08 99.12 毛利率 40.2%45.2%45.0%44.0%43.0%其他業務其他業務 營業收入營業收入 1.54 2.38 2.26 2.15 2.04 營業成本營業成本 1.38 1.13 1.53 1.91 2.37 合計合計 營業收入營業收入 216.68 244.53 329.69 411.38 511.93 增速 31.3%12.9%34.8%24.8%24.4%營業成本營業成本 146.

124、35 164.50 229.61 287.16 358.20 增速 24.7%12.4%39.6%25.1%24.7%歸母凈利潤歸母凈利潤 72.51 84.58 106.12 131.86 163.37 增速 77.7%16.7%25.5%24.2%23.9%資料來源：公司數據、招商證券 華電新能上市對華電國際股價影響復盤：華電新能上市對華電國際股價影響復盤：華電國際在 2021 年 5 月剝離新能源資產至華電新能后，新能源業務改為以投資收益形式計入公司利潤。公司估值受到電價、煤價、投資收益等多因素影響。除因資產處置帶來的一次性投資收益外，華電新能高額投資收益屢次緩沖主營業務波動，持續的業績

125、增長為公司股價起到催化作用。2022 年 7 月華電新能啟動 IPO 申報工作，若后續進展順利，或將對公司估值形成正向推動。華電新能通過拆分上市將實現集團新能源資產布局的優化調整，同時借助資本市場進行擴張，發揮專業化大平臺優勢。進入到 2023 年，隨著火電業務盈利逐步修復，以及華電新能上市帶來的潛在投資收益增厚，公司基本面有望明顯改善，業績增長彈性將得到釋放。敬請閱讀末頁的重要說明 36 公司深度報告 圖圖 59：華電華電國際股價走勢復盤國際股價走勢復盤 資料來源：iFinD、公司公告、招商證券 敬請閱讀末頁的重要說明 37 公司深度報告 五、五、盈利預測盈利預測 火電業務價值重塑，參股綠電

126、分享火電業務價值重塑，參股綠電分享業績增長業績增長。華電國際作為華電集團的常規能源發電平臺，持續推進能源資產整合，被華電集團接管以來已累計完成五次優質發電資產注入，相關資產合計規模超 1 萬兆瓦。公司把握綠色低碳機遇，在穩步推進火電發展的同時，加快調整電源結構并大力拓展抽水蓄能項目資源。2021 年公司結合能源轉型發展戰略，剝離新能源資產并參股華電新能，轉而以投資收益的形式分享風電和光伏項目的成長機會?；痣姌I務：火電業務：成本端，煤價中樞下移，發電機組用煤成本有望繼續優化，公司2023 年基本實現長協煤炭全覆蓋，合同兌現率大有改觀。收益端，火電上網電價浮動范圍有序擴大，公司裝機所在省份電價接近

127、頂格上浮，2022 年火電上網電價同比上漲 22.1%，伴隨市場化交易比例的進一步提升，電價端仍能為公司業績提供上漲彈性；火電交易形式將趨于更加靈活多元，電力輔助服務、容量電價等機制將顯著提升火電盈利穩定性。公司在技術改造方面持續投入，有望新型電力系統推廣落地過程中受益，實現火電價值的重塑。綠電綠電業務（參股）：業務（參股）：風電和光伏度電成本下降、消納逐漸改善，體現發電性價比優勢；綠電項目總體由電價補貼政策引導轉向供需及市場主導，新能源補貼有望陸續發放，利好新能源運營商現金流狀況。華電國際持有華電新能31.03%的股份，分享優質風光裝機資源和高增裝機量帶來的投資收益增厚，在緩沖主營業務波動的

128、同時，或將使公司業績增長彈性得到釋放。盈利預測假設：盈利預測假設：利用小時數方面，考慮到山東省電力缺口逐年擴大，但是新能源上網電量有壓縮火電利用小時數的可能，假設 2023-2025 年公司火電機組利用小時數逐年下降 20 小時。裝機方面，結合公司在建產能規劃，我們假設2023-2025 年公司火電新增裝機分別為 456/213/200 萬千瓦。上網電價方面，公司主要售電省份基本實現上網電價頂格上浮，而公司市場化交易電量占比仍有提升空間，因此假設公司 2023 年煤電平均上網電價將提升 2%；考慮到容量電價政策有望出臺，因此假設公司 2024-2025 年煤電上網電價保持不變。成本方面，考慮到

129、煤價中樞下行以及公司長協煤合同兌現率提升，但由于公司 2023 上半年高價煤庫存對全年標煤成本有所拖累，假設 2023-2025 年公司標煤單價下降至1035/990/980 元/噸。投資收益方面，公司主要參股新能源和煤礦；綜合考慮華電新能業績穩定高增長和上市后公司股權比例稀釋，以及煤礦產量暫時不及預期的影響，預計 2023-2025 年投資收益為 45/46/55 億元?；谝陨霞僭O，我們預計公司未來三年，公司電力業務營業收入增速為 5.8%/5.2%/2.9%，火電毛利率有所改善，水電毛利率總體持平，供熱毛利率隨燃煤成本下降有所恢復。預計公司 2023-2025 年歸母凈利潤分別為 58.

130、23/70.76/78.88億元，同比增速為 5734.0%/21.5%/11.5%，當前股價對應 PE 分別為 9.4x/7.8x/7.0 x，首次覆蓋給予“增持”評級。表表 16：銷售收入結構預測：銷售收入結構預測 單位：億元單位：億元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 營業收入營業收入 1044.22 1070.59 1137.84 1198.69 1237.55 增速 15.1%2.5%6.3%5.3%3.2%電力業務收入電力業務收入 807.63 954.96 1010.30 1062.40 1093.64 敬請閱讀末頁的重要說明 38 公司深度報告 增速

131、15.5%18.2%5.8%5.2%2.9%火電火電業務收入業務收入 788.71 934.29 988.37 1039.34 1069.41 增速 18.5%5.8%5.2%2.9%裝機量（萬千瓦）5070.65 5229.37 5685.37 5898.37 6098.37 利用小時數 4277.11 4038.53 3872.44 3961.06 3959.14 發電量（億千瓦時）2168.77 2111.90 2201.63 2336.38 2414.43 廠用電率 6.36%6.52%6.53%6.56%6.57%上網電量（億千瓦時）2030.73 1974.27 2057.82 2

132、183.20 2255.80 平均上網電價（元/度）0.39 0.47 0.48 0.48 0.47 水電水電業務收入業務收入 18.92 20.67 21.92 23.07 24.23 增速 9.2%6.1%5.2%5.0%裝機量（萬千瓦）240.35 245.95 245.95 245.95 245.95 利用小時數 4215.00 3984.00 4014.00 4044.00 4074.00 發電量（億千瓦時）97.65 97.42 98.72 99.46 100.20 廠用電率 0.98%1.27%1.27%1.27%1.27%上網電量（億千瓦時）96.69 96.18 97.47

133、98.20 98.92 平均上網電價（元/度）0.20 0.21 0.22 0.23 0.24 供熱供熱業務收入業務收入 74.68 89.71 103.66 114.28 122.39 增速 20.1%15.6%10.2%7.1%供熱量（億吉焦）1.54 1.67 1.79 1.89 1.99 供熱單價（元/吉焦）48.49 53.72 58.01 60.33 61.54 售煤業務收入售煤業務收入 116.17 14.94 13.45 12.10 12.10 增速 -87.1%-10.0%-10.0%0.0%其他業務收入其他業務收入 45.74 10.98 10.43 9.91 9.42 資

134、料來源：公司數據、招商證券 表表 17：盈利預測簡表：盈利預測簡表 單位：億元單位：億元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 營業收入營業收入 1044.22 1070.59 1137.84 1198.69 1237.55 營業成本 1108.57 1065.99 1003.37 1035.53 1062.85 營業稅金及附加 10.24 8.80 11.38 11.99 12.38 營業費用 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 管理費用 18.07 16.39 17.42 18.36 18.95 研發費用 0.03 0.00 0.00 0.00 0.00

135、 財務費用 42.79 40.47 45.51 50.94 55.69 資產減值損失-31.46-9.78-10.40-10.95-11.31 公允價值變動收益-0.37 0.10 0.10 0.10 0.10 其他收益 9.38 9.34 9.93 10.46 10.80 投資收益 72.42 48.05 44.93 46.05 55.05 營業利潤營業利潤 -85.49-13.36 104.71 127.53 142.32 營業外收入 4.71 2.75 2.92 3.08 3.18 營業外支出 3.48 0.89 1.14 1.20 1.24 利潤總額利潤總額 -84.26-11.50

136、106.50 129.41 144.27 所得稅-16.72-5.12 26.63 32.35 36.07 少數股東損益-17.89-7.38 21.65 26.30 29.32 歸屬于母公司凈利潤歸屬于母公司凈利潤 -49.65 1.00 58.23 70.76 78.88 EPS（元）（元）-0.49 0.01 0.57 0.69 0.77 資料來源：公司數據、招商證券 敬請閱讀末頁的重要說明 39 公司深度報告 表表 18：估值對比表：估值對比表 公司公司 代碼代碼 市值市值（億元）（億元）EPS PE PB(MRQ)ROE(TTM)22A 23E 24E 22A 23E 24E 華電國

137、際 600027.SH 509.69 0.01 0.57 0.69 551.28 9.45 7.78 1.45 2.7%華能國際 600011.SH 1,051.98-0.47 0.83 0.99-16.17 10.03 8.31 2.42 3.7%國電電力 600795.SH 663.49 0.16 0.40 0.49 26.96 9.12 7.56 1.42 7.5%大唐發電 601991.SH 407.26-0.02 0.19 0.27-125.88 14.71 10.46 1.76-1.0%中國電力 2380.HK 333.69 0.20 0.33 0.46 14.59 8.63 6.

138、11 0.67 6.8%平均平均 -0.03 0.44 0.55-25.13 10.62 8.11 1.57 4.2%資料來源：公司數據、招商證券 注：選取收盤價基準日期為 2023/09/22 敬請閱讀末頁的重要說明 40 公司深度報告 六、六、風險提示風險提示 我們認為未來公司主要的風險因素在于長協煤履約率不及預期、上網電價下調風險、電力輔助服務經濟性降低、容量電價政策落地不及預期、投資收益波動風險五個方面。1）長協煤履約率長協煤履約率不及預期不及預期：公司主營火電業務中煤電占比較高，為抵御現貨煤價格波動影響，公司采取提前簽訂長協煤合同的方式鎖定低價煤炭供應。若公司長協煤履約率不及預期，將

139、提高現貨煤采購比例，從而提升燃料成本。2）上網電價上網電價下調下調風險風險：若宏觀經濟恢復速度不達預期，可能影響全社會用電需求，導致電力供需失衡；煤炭價格持續低位也將影響下一年中長期交易電價的漲幅，在電力市場化的背景下，上網電價可能將有所下調，給企業經營業績帶來負面影響。3）煤炭價格上漲風險煤炭價格上漲風險：火電企業成本端煤炭價格影響較大，若煤炭價格大幅上行，將對火電企業盈利能力產生較大影響。4）電力輔助服務電力輔助服務經濟性經濟性降低降低：電力輔助服務市場有望打開公司火電業務成長空間，但由于相關政策尚未明晰，且目前輔助服務電網交易處于起步階段，導致當前火電承擔了大部分能源轉型成本。隨著后續政

140、策和規則跟進，若輔助服務補償標準低于火電企業燃料和運維成本，將影響火電機組參與輔助服務的積極性。5）容量電價政策落地不及預期容量電價政策落地不及預期：容量電價的推出將優化火電企業盈利結構，企業獲得的容量費用將計入收益，運營商盈利穩定性增強。若容量電價政策落地不及預期，則將導致企業無法及時獲得相應收入，火電業務的盈利波動性將提高。6）投資收益波動風險投資收益波動風險：公司參股華電新能分享新能源發電項目投資收益。若華電新能風光項目的審批、建設和并網投產進度落后于華電集團“十四五”新能源裝機目標，則將使公司投資收益增速放緩。圖圖 60：華電國際華電國際歷史歷史 PE Band 圖圖 61：華電國際華

141、電國際歷史歷史 PB Band 資料來源：公司數據、招商證券 資料來源：公司數據、招商證券 90 x130 x175x220 x265x-200-150-100-50050100150Sep/20Mar/21Sep/21Mar/22Sep/22Mar/23(元)1.3x1.5x1.6x1.8x2.0 x012345678910Sep/20Mar/21Sep/21Mar/22Sep/22Mar/23(元)敬請閱讀末頁的重要說明 41 公司深度報告 敬請閱讀末頁的重要說明 42 公司深度報告 附：財務預測表附：財務預測表 資產負債表資產負債表 單位：百萬元 2021 2022 2023E 2024

142、E 2025E 流動資產流動資產 29579 29230 31072 47246 64753 現金 6091 6282 8346 24565 42524 交易性投資 0 0 0 0 0 應收票據 4 30 0 0 0 應收款項 9049 11938 12495 12565 12355 其它應收款 2142 831 884 931 961 存貨 6116 3937 3698 3817 3918 其他 6177 6211 5648 5368 4995 非流動資產非流動資產 189282 194032 206925 215194 221125 長期股權投資 37250 41033 43084 452

143、38 47500 固定資產 123026 125748 135676 140147 142052 無形資產商譽 7658 7646 6881 6193 5574 其他 21348 19605 21283 23616 25998 資產總計資產總計 218860 223262 237997 262441 285877 流動負債流動負債 65663 63092 53891 55980 57391 短期借款 27645 27985 29743 31334 32349 應付賬款 14803 16614 15638 16139 16565 預收賬款 1876 2029 1910 1971 2023 其他

144、21340 16464 6601 6536 6454 長期負債長期負債 79631 89721 107286 122846 137589 長期借款 56682 59740 72240 81740 89240 其他 22949 29982 35046 41106 48349 負債合計負債合計 145294 152813 161177 178825 194980 股本 9870 9870 10228 10228 10228 資本公積金 35620 36496 36496 36496 36496 留存收益 16340 13148 16997 21161 25511 少數股東權益 11736 1093

145、5 13100 15730 18662 歸 屬 于 母 公 司 所 有 者 權 益 61830 59514 63721 67885 72235 負債及權益合計負債及權益合計 218860 223262 237997 262441 285877 現金流量表現金流量表 單位：百萬元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 經營活動現金流經營活動現金流(6351)9654 16279 20517 21786 凈利潤(6754)(638)7988 9706 10820 折舊攤銷 10997 9616 10270 10944 11214 財務費用 4595 4056 4551 5094

146、5569 投資收益(7242)(4805)(5496)(5661)(6595)營運資金變動(5875)2100(914)542 849 其它(2071)(674)(120)(110)(70)投資活動現金流投資活動現金流(6395)(8509)(17489)(13391)(10446)資本支出(13301)(10423)(19435)(14728)(12500)其他投資 6906 1914 1946 1336 2054 籌資活動現金流籌資活動現金流 11922(1183)3274 9093 6619 借款變動 15856(2721)4435 11091 8516 普通股增加 7 0 358 0

147、0 資本公積增加(2568)876 0 0 0 股利分配(2466)(2467)(1974)(2911)(3538)其他 1093 3130 455 914 1641 現金凈增加額現金凈增加額(824)(37)2064 16219 17959 利潤表利潤表 單位：百萬元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 營業總收入營業總收入 104422 107059 113784 119869 123755 營業成本 110857 106599 100337 103553 106285 營業稅金及附加 1024 880 1138 1199 1238 營業費用 0 0 0 0 0 管理費

148、用 1807 1639 1742 1836 1895 研發費用 3 0 0 0 0 財務費用 4279 4047 4551 5094 5569 資產減值損失(3146)(978)(1040)(1095)(1131)公 允 價 值 變 動 收 益 (37)10 10 10 10 其他收益 938 934 993 1046 1080 投資收益 7242 4805 4493 4605 5505 營業利潤營業利潤(8549)(1336)10471 12753 14232 營業外收入 471 275 292 308 318 營業外支出 348 89 114 120 124 利潤總額利潤總額(8426)(

149、1150)10650 12941 14427 所得稅(1672)(512)2663 3235 3607 少數股東損益(1789)(738)2165 2630 2932 歸 屬 于 母 公 司 凈 利 潤歸 屬 于 母 公 司 凈 利 潤 (4965)100 5823 7076 7888 主要財務比率主要財務比率 2021 2022 2023E 2024E 2025E 年成長率年成長率 營業總收入 15%3%6%5%3%營業利潤-226%-84%-884%22%12%歸母凈利潤-219%-102%5734%22%11%獲利能力獲利能力 毛利率-6.2%0.4%11.8%13.6%14.1%凈利率

150、-4.8%0.1%5.1%5.9%6.4%ROE-7.4%0.2%9.5%10.8%11.3%ROIC-2.1%1.4%6.4%7.0%7.2%償債能力償債能力 資產負債率 66.4%68.4%67.7%68.1%68.2%凈負債比率 45.2%44.8%43.9%44.0%43.4%流動比率 0.5 0.5 0.6 0.8 1.1 速動比率 0.4 0.4 0.5 0.8 1.1 營運能力營運能力 總資產周轉率 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 存貨周轉率 26.2 21.2 26.3 27.6 27.5 應收賬款周轉率 10.9 10.2 9.3 9.6 9.9 應付賬款周轉率 6.

151、9 6.8 6.2 6.5 6.5 每股資料每股資料(元元)EPS-0.49 0.01 0.57 0.69 0.77 每股經營凈現金-0.62 0.94 1.59 2.01 2.13 每股凈資產 6.05 5.82 6.23 6.64 7.06 每股股利 0.24 0.19 0.28 0.35 0.39 估值比率估值比率 PE-11.1 551.3 9.4 7.8 7.0 PB 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 EV/EBITDA 34.5 18.2 8.7 7.7 7.1 資料來源：公司數據、招商證券 敬請閱讀末頁的重要說明 43 公司深度報告 分析師分析師承諾承諾 負責本研究報告的每

152、一位證券分析師，在此申明，本報告清晰、準確地反映了分析師本人的研究觀點。本人薪酬的任何部分過去不曾與、現在不與，未來也將不會與本報告中的具體推薦或觀點直接或間接相關。評級評級說明說明 報告中所涉及的投資評級采用相對評級體系，基于報告發布日后 6-12 個月內公司股價（或行業指數）相對同期當地市場基準指數的市場表現預期。其中，A 股市場以滬深 300 指數為基準；香港市場以恒生指數為基準；美國市場以標普 500 指數為基準。具體標準如下：股票股票評級評級 強烈推薦：預期公司股價漲幅超越基準指數 20%以上 增持：預期公司股價漲幅超越基準指數 5-20%之間 中性：預期公司股價變動幅度相對基準指數

153、介于 5%之間 減持：預期公司股價表現弱于基準指數 5%以上 行業評級行業評級 推薦：行業基本面向好，預期行業指數超越基準指數 中性：行業基本面穩定，預期行業指數跟隨基準指數 回避：行業基本面轉弱，預期行業指數弱于基準指數 重要重要聲明聲明 本報告由招商證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）編制。本公司具有中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格。本報告基于合法取得的信息，但本公司對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告所包含的分析基于各種假設，不同假設可能導致分析結果出現重大不同。報告中的內容和意見僅供參考，并不構成對所述證券買賣的出價，在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議。除法律或規則規定必須承擔的責任外，本公司及其雇員不對使用本報告及其內容所引發的任何直接或間接損失負任何責任。本公司或關聯機構可能會持有報告中所提到的公司所發行的證券頭寸并進行交易，還可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行業務服務?？蛻魬斂紤]到本公司可能存在可能影響本報告客觀性的利益沖突。本報告版權歸本公司所有。本公司保留所有權利。未經本公司事先書面許可，任何機構和個人均不得以任何形式翻版、復制、引用或轉載，否則，本公司將保留隨時追究其法律責任的權利。