盈利能力修复，电量电价同增2023H1公司实现营业收入1260.32亿元，同比+7.84%，实现归母净利润63.08亿元，同比+309.67%，实现扣非归母净利润55.71亿元,同比+245.32%，受益成本改善+23年年度长协电价提升，实现量价齐升。 电量方面，受经济复苏和5-6月份高温天气增加用电需求，23H1中国境内上网电量+7.43%，23Q2同比+17.24%。电价方面，受益23年度长协电价顶格成交，23H1公司中国境内上网电价均价为515.23元/MWh，同比+1.89%。 成本方面，23H1公司入炉标煤除税价1137.76元/吨，同比-10.49%。 23H1海外业务发力，有望持续贡献收益公司在新加坡大士能源持有1.88GW燃气，0.13GW燃煤机组，发电量市占率21.6%，同时在巴基斯坦也投资电力公司，23H1公司境外子公司中新电力实现营收161.4亿元（同比+10.9%），实现净利润23.9亿元（同比+287.6%），随着燃气价格稳定，电力形式趋紧，海外业务有望持续。 绿电转型助力成长，电改促进火电价值重估截至2023H1，公司可控装机129.995GW，燃煤机组中超55%是60万千瓦以上大型机组，23H1新增装机4.051GW，其中清洁能源装机3.401GW，清洁能源装机占比提升至28.02%。 9月份《电力现货市场基本规则（试行）》出台，电改进程加速推进，现货市场体现电力时间价值，火电有望通过博弈高电价获取收益，同时辅助服务市场，火电作为调节能力较强电源有望获取调节性资源价值，同时火电基荷保供价值有望通过容量市场体现，火电价值迎来重估。 盈利预测、估值与评级我们预计公司2023-2025年营业收入分别为2585.25/2631.55/2690.64亿元，同比增速分别为4.78%/1.79%/2.25%，归母净利润分别为126.77/151.54/170.88亿元，同比增速分别为271.60%/19.55%/12.76%，EPS分别为0.81/0.97/1.09元/股，鉴于公司为火电龙头企业，绿电装机持续提升，参照可比公司估值，我们给予公司2024年10倍PE，目标价9.7元，维持“买入”评级。 风险提示：煤价波动风险，装机不及预期，电力现货市场推进缓慢

事件： 公司公布 2023年半年报。2023年上半年公司实现营业总收入 1260.32亿元，同比增长 7.84%；实现归属母公司的净利润 63.08亿元，同比增长 309.67%；扣非后的归母净利润 55.71亿元，同比增长 245.32%； 基本每股收益 0.31元，同比增长 219.23%。 投资要点： 背靠华能集团，火电装机容量最大的 A 股发电企业，清洁能源占比持续提升。公司控股发电装机容量不断增长，截至 2022年末，公司火电装机 10695.6万千瓦，在 A 股火力发电企业中排名第一。 2023年上半年，公司新增装机 405.1万千瓦，其中清洁能源 340.1万千瓦，低碳清洁能源装机占比提升至 28.02%。截至 2023年 6月末，公司可控发电装机 12999.5万千瓦，其中风电 1388.6万千瓦，太阳能发电 877.4万千瓦。 2023年上半年火电出力稳步提升，发挥重要能源保供作用。电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业,作为我国经济复苏的晴雨表指标之一。1-7月，全社会用电量 5.20万亿千瓦时，同比增长 5.2%，我国经济持续稳步复苏。1-7月，火电平均利用小时2573小时，同比增加 96小时。7月份，火电发电量同比增长 7.2%。 电价电量齐涨，煤价下跌，公司基本面持续改善。2023年上半年，公司境内平均上网电价 515.23元/兆瓦时，同比增长 1.89%；公司境内上网电量 2111.48亿千瓦时，同比增长 7.43%。供给维持高位，叠加进口及库存的增长，使得国内煤炭供需由紧平衡向宽松转变，煤价波动下行。发电收入端增长，成本端下降，公司业绩持续增长。 2023年上半年，公司毛利率增至 12.04%，净利率增至 4.23%，净资产收益率（加权）增至 9.90%。 公司电厂具有区域布局优势，经营管理效率持续提升。公司电厂分布在境内 26个省份，位于沿江海经济发达区域的用电量和电价水平高，位于内陆的分布在环首都及燃料陆运直达区域，新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价较高的区域。境外方面，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，境内外布局形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。2023年上半年，公司期间费用率由 2022年的 6.85%降至 6.12%，其中财务费用率由 3.85%降至3.49%，管理费用率由 2.94%降至 2.54%。 投资建议：预计公司 2023、2024年、2025年归属于上市公司股东的净利润分别为 127.16亿元、154.44亿元和 176.92亿元，对应每 股收益为 0.81、0.98和 1.13元/股，按照 8月 21日 8.80元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 10.86、8.94和 7.81倍。公司目前估值水平处于合理区间，公司火电业务随着产业链上游燃料价格的下跌进入景气度上行周期，同时新能源发电业务加快发展，预计公司基本面有望持续改善。考虑到公司在火电上市公司的龙头地位，首次覆盖，给予公司“增持”投资评级。 风险提示：电力需求不及预期；电价下滑风险；项目进展不及预期； 政策推进不及预期；产业链价格波动风险；系统风险。

事件：近日公司披露2023年半年报。2023H1公司实现营收1260.32亿元，同比增长7.84%；实现归母净利润63.08亿元，同比扭亏为盈。 点评： 23Q2 公司延续一季度扭亏为盈的态势。23H1，公司实现利润总额83.45亿元，同比扭亏为盈。公司利润同比上升主要因为（1）境内燃煤价格同比下降和电量同比上涨的综合影响；（2）公司新加坡业务利润同比大幅增长。23Q2，公司实现营收607.63 亿元，同比增长17.71%；实现归母净利润40.58 亿元，延续一季度扭亏为盈的态势。 公司受益于煤炭价格波动下行。23H1，国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，非电用煤需求不及预期，库存处于历史高位水平，煤炭供需关系从紧平衡向宽松转变，煤炭价格波动下行。23H1，公司累计采购煤炭1.05 亿吨，同比增加18.72%；累计入炉除税标煤单价为1137.76 元/吨，同比下降10.49%。随着入炉煤炭价格同比下降，公司火电板块业绩提升，23H1 火电板块税前利润汇总金额为9.42 亿元，同比增利96.86 亿元。 公司规模和装备优势突出。截至2023 年6 月底，公司可控发电装机容量达到129995 兆瓦，境内电厂上半年累计完成上网电量2111.48 亿千瓦时。公司燃煤机组中，超过55%是60 万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用超超临界二次再热技术的燃煤发电机组。同时，公司加快绿色低碳转型步伐，低碳清洁能源装机比例进一步提高至28.02%。 23H1 公司科技成果转化持续推进。国家重点研发计划海上风电项目研发工作已全部完成，经专家组绩效评价评审，各项指标均达到合同要求；700℃高温锅炉管通过全国锅炉与压力容器标委会纳标评审。燃机自主化项目多项技术成果投入应用。洋浦热电成功投运全国首套燃气烟气2000吨/年二氧化碳捕集装置。罗源电厂成功投运全球最大容量5MW 超级电容储能系统。23H1，公司共有184 件发明专利、1502 件实用新型专利和30 件国际专利获得授权。 投资建议：预计公司2023-2025 年EPS 分别为0.84 元、1.02 元、1.21元，对应PE 分别为11 倍、9 倍、7 倍，维持对公司“买入”评级。 风险提示：政策推进不及预期；经济发展不及预期；上网电价波动风险；动力煤价格波动风险等。

事件：公司近期发布 2023年半年报，上半年实现营业收入 1260.3亿元，同比+7.8%；实现归母净利润 63.1亿元，同比+309.7%。 境内境外齐发力，业绩改善预期兑现。受境内燃煤价格同比下降和电量同比上涨综合影响，1H23公司火电板块税前利润汇总金额为 9.42亿元，同比增利 96.86亿元，业绩大幅改善。境外方面，1H23新加坡电力市场供需偏紧，电价上涨，公司新加坡业务务实现营业收入 161.41亿元，实现净利润 23.90亿元，同比大幅上升287.99%。境内业务扭亏，境外业务利润大幅增长，公司业绩明显改善。 入炉标煤单价同比-10.49%，火电发电量同比+7.43%，燃煤发电板块扭亏。1H23国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，煤炭供需关系偏紧有所缓解，煤价下跌明显。公司累计入炉除税标煤单价 1,137.76元/吨，同比下降10.49%。由于来水偏枯水电出力不足，1H23公司燃煤机组利用小时数同比增加 100小时，叠加新机组并网发电，带动公司燃煤发电量同比+7.43%，在结算电价基本稳定背景下，公司燃煤发电板块 1H23实现利润总额 5.93亿元，成功扭亏。 新能源加速推进，装机占比不断提高，持续贡献利润。1H23公司新增风电、光伏装机规模分别达到 408.60MW 和 2497.49MW，公司装机结构中风电、光伏的合计占比较 22年底进一步提高 3.55pct 达到 17.43%。1H23风电、光伏的合计上网电量占比同比提高 1.8pct 达到 10.2%。1H23公司风电板块利润总额达到 40.24亿元，同比+17.5%；光伏板块利润总额达到 10.02亿元，同比+89.6%。 1H23燃料成本下降幅度超出此前预期，我们下调了 23-25年燃料成本的预测值；结算电价略低于此前预期，我们下调了 23-25年结算电价的预测值。综合以上因素我们上调了公司盈利预测。预计公司 23-25年归属于母公司净利润分别为 135.49/160.10/179.94亿元（原预测为 110.39/130.56/153.81亿元），对应每股收益分别为 0.86/1.02/1.15元（原预测为 0.70/0.83/0.98元）。参考可比公司平均估值，给予公司 2023年 14倍 PE 估值，对应目标价 12.04元，维持 “买入”评级。 风险提示新能源发电的增长空间及项目推进速度可能低于预期；煤价下跌幅度不及预期；结算电价超预期下跌；新能源运营的收益率水平可能降低。

投资要点：煤价下跌火电拐点已现，绿电拓展业绩新增量。22年公司营收2467亿元（+20.31%），归母净利润-73.87亿元，由于22年煤价高企，公司火电业务盈利承压，22年煤电利润总额为-173.25亿元；23H1受益于煤价下跌，长协兑现增加及电价上涨等因素，火电业务扭亏为盈，23H1煤电利润总额为5.93亿元，较同期增加106.55%。此外23H1风电/光伏利润总额为40.24/10.02亿元，绿电拓展业绩新增量，2023H1公司实现扭亏为盈，营收为1260.32亿元（+7.84%），归母净利润达到63.08亿元，同比高增310%。 煤价环比下降叠加电价上浮，火电有望持续修复。受益于国内煤炭产量持续增加，及印尼煤增产和澳煤进口恢复加持下煤炭供给大幅提升；而耗煤需求近期有所回升，但煤价反弹动能不强。煤价下跌一方面直接降低现货采购成本，另一方面长协和现货价差的缩小利于提高长协兑现率，实现进一步降本。预计下半年煤价大幅反弹可能性较小，公司成本压力有望持续缓解。在市场化交易电价上浮背景下，预计2023年公司结算电价有望维持高位，利于疏导成本端压力，助力火电盈利修复。 持续扩张绿电，火转绿加速兑现。19-21年公司新能源装机增长主要以风电为主；22年装机增量基本持平；23H1公司风电、光伏装机增量分别为0.41和2.50GW，装机增长以光伏为主。据公司公告披露，23年资本性支出计划中风电、光伏占比分别为29.47%、34.86%，合计63.34%，公司持续扩张风光业务，打造第二成长曲线，预计23年新增8.1GW新能源装机且增量或以光伏为主。 此外随着火电业务复苏，将为风光业务的开发提供稳定充足的现金流。 盈利预测与投资建议：我们预测2023-2025年公司营业收入分别为2592、2625和2708亿元，2023-2025年归母净利润分别为132.31、158.01和191.25亿元，对应PE分别为10.7/9.0/7.4倍，结合可比公司情况，采用分部估值法，给予公司目标价11.63元。首次覆盖，给予公司“买入”评级。 风险提示：煤价上升风险；新能源项目建设不及预期风险；政策不及预期风险；研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。

华能旗下电力龙头，深耕火电转型新能源。公司隶属“五大发电集团”中的华能集团，是国内最大的上市发电公司之一。2022年公司拥有可控发电装机容量127.23GW，其中煤电装机 94.06GW，清洁能源装机容量 33.17GW，占比达26.07%，同比提升 3.68pct。近年来公司营收平稳增长，但利润受煤价扰动，2021、2022年煤价高位运行，公司分别亏损 102.6/73.9亿元；2023Q1，受益国内市场煤价格加速回落和电价同比上涨，公司盈利能力大幅改善，单季度归母净利润达22.5亿，同比增长 335.3%。 煤价中枢下移可期，火电龙头业绩望兑现。2021-2022年煤炭价格大幅上涨，煤电企业亏损严重，在电力保供的大背景下国家出台了一系列政策增加煤炭供应，支持煤电企业缓解成本压力。2023年以来，受国内煤炭增产、澳煤进口放开、需求相对疲软的影响，国内动力煤价格持续下跌，截至 6月底，秦港 5500卡动力煤较年初下跌 345元/吨。煤价中枢下移对公司利润提振作用明显，我们测算在1000/1100/1200/1300元/吨煤价情况下的公司 2023年归母净利润水平分别为164.09/100.00/35.91/-28.19亿元，预计今年公司火电盈利将大幅修复。 灵活性改造+组件降价加速绿电转型，助力长期高成长。公司积极响应华能集团号召，大力发展新能源，2018-2022年，公司风电装机量由 5.14GW 增至 13.63GW，CAGR 达 27.6%，光伏装机由 0.96GW 增至 6.28GW，CAGR 达 59.9%，新能源装机占比由 5.8%增至 15.6%。相比其他传统绿电运营商，公司具备丰富的火电资源，充沛的现金流保障绿电项目建设，并可通过积极参与火电灵活性改造获取风光建设指标，成本优势明显。截至 2022年底公司在建风光项目超 500亿，发展势头强劲，预计今年硅料及组件价格的降低将提高公司新建项目盈利水平，加快建设投产进度。 投资建议与估值：公司火电装机规模位居全国第一，充分受益于煤价中枢下调，火电盈利弹性将明显恢复；随着组件价格的持续走低，公司新能源装机规模与盈利能力都有望显著提高。我们预计公司 2023年-2025年的收入分别为 2589.76亿元、2623.59亿元、2709.62亿元，营收增速分别达到 4.97%、1.31%、3.28%； 2023年起，预计公司业绩将实现扭亏为盈，2023-2025年归母净利润分别为131.51亿元、169.02亿元、195.40亿元。首次覆盖，给予“增持”投资评级。 风险提示：煤炭价格波动风险、电价下调风险、风电、光伏新增装机不及预期等。

公司营收稳步增长，归母净利扭亏为盈2022年全年，公司实现营业总收入2467.25亿元，同比增长20.31%，但由于2022年煤价仍居高位，且公司煤机装机比例较高，新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损等情况影响，全年业绩亏损，归属于母公司股东净利润为人民币-73.87亿元。但受益于公司2022年平均上网结算电价同比上升18.04%，燃煤交易电价478.6元/千千瓦时，较基准价上浮20.28%，归母净利润同比减亏26.17%。2023H1，公司营业收入为1260.32亿元，同比增长7.84%；归母净利润为63.08亿元，同比扭亏为盈。2023H1，公司归母净利润同比扭亏为盈的主要原因系：1、境内燃煤价格同比下降及电量同比增长的综合影响；2、公司之子公司中新电力利润同比大幅增长。 煤炭供应有保障，电煤价格下行火电盈利能力持续修复根据公司公告，截至2022年底，公司可控燃煤发电机组装机容量为9,406万千瓦，占比73.93%，天然气发电机组装机容量为12,73.8万千瓦，占比10.01%，火电装机合计占比83.94%。得益于装机规模占比较高，火电业务贡献公司主要收入，但由于近两年动力煤价格高企，煤电机组发电成本，导致煤机亏损严重。2023年上半年，全国煤炭供应充足，其中国内生产原煤23.0亿吨，同比增长4.4%；进口煤炭2.2亿吨，同比增长93.0%。供应得到保障，动力煤价格也随之下行，煤机盈利能力得到显著修复。截至7月24日，秦皇岛动力末煤（Q5500）价格为875.00元/吨，较去年同期下跌27.08%，较年初下跌25.53%，较2022年高点1664元/吨下跌47.00%。根据公司半年报数据，2023H1，公司累计入炉除税标煤单价1,137.76元/吨，同比下降10.49%。煤价下行减轻煤机发电成本，2023Q2，公司煤电机组扭亏为盈，实现利润总6额36亿.，元2023Q1为-0.70亿元。2023H1，公司煤机实现利润总额5.93亿元，较去年同期-90.61亿元大幅改善。展望全年，在国内稳定增长，进口快速增长的双重作用下，煤炭供应有望得到保障，预计下半年在煤价有望走弱的背景下，火电业绩有望得到持续的修复。电力转型稳步开展，风、光装机规模快速提升公司作为国能集团常规能源业务最终整合的唯一平台，承担着集团电力转型的任务，积极构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。近年来，公司清洁能源装机比例不断提升，上网电量也稳步增长，能源绿色低碳转型稳步开展。截至2022年底，公司风光装机占比15.64%，较2018年的5.75%增长9.89%，风光装机稳步增长，2023H1，该比重上升至10.17%。根据公司年报披露，2023年计划支出118.36、140亿元在风电及光伏项目上，随着公司能源转型逐步推进，风光装机占比有望进一步提升。2018-2022年，公司风光上网电量及占比逐年提升，风电上网电量从97.75增长至274.1亿千瓦时，CAGR为22.90%，光伏发电上网电量从11.2增长至60.06亿千瓦时，CAGR为39.92%。根据PVIfoLik7月19日数据显示，截至2023年7月19日，光伏硅料主流产品均价66元/千克，较年初下跌124元/千克，跌幅为65.26%。且硅料价格下跌已传导至组件端，组件主流报价为1.310元/瓦，较年初下跌28.00%。此外，2023年上半年多晶硅产量65.17万吨，同比增长91.3%，供给增长快速，过剩格局或难以扭转。光伏电站投资成本中，组件成本占比较高，组件价格的下降将使得电站发电成本得到优化，投资回报率进一步提升。投资建议我们上调2023年盈利预测，新增2024/2025年盈利预测，公司2023年营业收入从1835.71亿元上调至2598.75亿元，同比增长5.3%，2024-2025年营业收入分别为2472.92/2387.46亿元，分别同比增长-4.8%/-3.5%；2023年归母净利润从75.27亿元，上调至131.13亿元，同比增长277.5%，2024-2025年分别实现归母净利润163.71/190.52亿元，分别同比增长24.8%/16.4%，对应EPS分别为0.84/1.04/1.21元。截至7月27日收盘价8.51元，对应PE分别为10.19/8.16/7.01。由于公司目前火电装机占比较高，同时新能源装机快速发展。我们选取与公司业务结构相近的华电国际、大唐发电、浙能电力为可比公司，2023年可比公司平均PE为12.39。华能国际在营收规模和利润规模上都显著高于可比公司平均水平，同时华能国际风、光资源储备丰富，保障了后续可持续增长动力。综上考虑，给予华能国际略微溢价，从“增持”上调至“买入”评级。 风险提示：1）公司项目建设进度不及预期；2）动力煤价格下跌不及预期；公司火电机组发电量不及预期。

事件：公司发布2023半年报，上半年实现营收1260亿元，同比增长7.8%；实现归母净利润63.1亿元，同比增长309.7%，业绩扭亏为盈。 燃煤板块盈利改善明显，新能源板块业绩大幅增长。2023H1公司分别实现营收/归母净利润1260/63.1亿元，同比分别增长7.8%/310%。燃煤/燃机/风电/光伏分别实现利润总额5.9/3.5/40.2/10.0亿元，同比分别增长107%/3%/18%/90%。 上半年国内电厂煤炭库存处于历史高位水平，煤炭价格波动下行，公司累计入炉除税标煤单价为1137.76元/吨，同比下降10.5%，成本端改善明显。 上网电量同比增加7.4%，新加坡业务表现亮眼。2023H1，公司平均上网结算电价为515.2元/兆瓦时，同比上升1.9%；受经济复苏，高温气候影响，公司上半年累计完成上网电量2111亿千瓦时，同比上升7.4%，其中煤机/燃机/风电/光伏分别同比增长5%/9%/22%/72%。2023H1新加坡业务实现税前利润28.9亿元，已超出去年新加坡业务全年利润总额，表现亮眼。 新能源装机稳步提升，贡献业绩增量。2023H1公司新增风电/光伏装机分别为40.9万千瓦、249.7万千瓦，截至2023H1，公司风电/光伏装机达1388.6/877.4万千瓦。上半年公司分别实现风电/光伏利润总额40.2/10.0亿元，同比增长17.5%/89.6%。随着光伏组件价格下降，预计公司未来新能源装机有望加速，贡献业绩增量。 盈利预测与投资建议。预计公司23-25年归母净利润分别为136亿元/156亿元/174亿元，对应PE分别为10.1/8.8/7.8倍，维持“买入”评级。 风险提示：煤价电价波动风险，新能源发展不及预期的风险。

事件：公司发布2023年半年报，上半年实现营收1260.32亿元，同比增长7.84%；实现归母净利润63.08亿元（扣非55.71亿元），同比增长309.67%（扣非增长245.32%）；其中第二季度实现归母净利润40.58亿元（同比增长297.72%）。 盈利能力同比大幅提升，资产负债率下降明显第二季度公司毛利率14.14%（同比+14.39pct），净利率6.84%（同比+12.25pct），ROE（摊薄）3.13%（同比+5.12pct），整体盈利能力同比大幅提升。期间费用率6.64%（同比-0.59pct），其中财务费用率3.74%（同比-0.77pct），成本控制能力良好。第二季度经营性净现金流76.21亿元（同比-34.8%），主要由于经营扭亏增利，收到的以前年度的可再生能源补贴和增值税留抵退税同比减少，以及存货占用资金同比增加的共同影响。截至二季度末，公司资产负债率70.9%（同比-4.16pct），资产负债率下降明显。 煤电实现扭亏为盈，下半年盈利有望持续修复按照利润总额口径，上半年燃煤盈利5.93亿元（同比+96.54亿元），燃机盈利3.51亿元（同比+0.11亿元）；其中第二季度燃煤盈利6.63亿元（同比+64.52亿元），燃机盈利0.25亿元（同比-0.92亿元）。 受益于煤价下降以及电量提升，上半年煤电实现整体扭亏为盈。 上半年公司入炉标煤单价1137.76元/吨（除税），同比下降10.49%。 上半年公司煤电发电量1760.16亿千瓦时，同比增长5.19%。7月以来进入迎峰度夏，市场煤价虽然有所上涨，秦港5500大卡动力煤接近900元/吨，但考虑到厄尔尼诺气候推动水电出力回升，且经济复苏趋势依然偏弱，预计后续煤价反弹空间较为有限。火电板块下半年盈利有望持续修复。 新能源板块盈利高增长，风光新增装机加速按照利润总额口径，上半年风电盈利40.24亿元（同比+17.5%），光伏盈利10.02亿元（同比+89.55%）；其中第二季度风电盈利20.99亿元（同比+9.9%），光伏盈利6.57亿元（同比+77.6%）。 新能源盈利随着装机规模以及上网电量增加而增长。上半年公司新投产风电0.41GW，光伏2.50GW；其中第二季度新投产风电0.30GW，光伏1.80GW，新增装机环比明显加速。上半年公司风电上网电量167.77亿千瓦时（同比+21.92%），光伏上网电量47.05亿千瓦时（同比+72.04%）。截至2023年上半年，风电累计装机13.89GW，太阳能累计装机8.78GW，新能源装机仅占公司总装机的17.4%，后续装机比例及盈利有较大上涨空间。e_Summary]】响应能源转型要求，22023--52025年新能源装机有望加速华能集团规划到2025年新增新能源装机80GW以上，确保清洁能源装机占比50%以上。公司目前煤电装机占比仍然较高，响应集团及国资委能源转型要求的积极性强，我们预计十四五期间公司新增新能源装机40GW，年均新增8GW左右。2021-2022年由于疫情以及光伏产业链价格过高等原因，新能源合计装机仅为9GW。随着疫情缓解以及光伏上游价格大幅下降，我们预计2023-2025年新能源装机有望加速至年均10GW左右。 估值分析与评级说明预计公司2023-2025年归母净利润分别为122.86亿元、148.49亿元、172.15亿元，对应PE分别为11.6倍、9.6倍、8.3倍，当前维持“推荐”评级。 风险提示：煤价超预期上涨；新能源开发进度不及预期；上网电价下调等。

业绩简评7月 25日晚间公司披露 23年半年报，1H23实现营收 1260.3亿元（同比+7.8%），实现归母净利润 63.1亿元（同比+309.7%）； 其中 2Q23实现营收 607.6亿元，实现归母净利润 40.6亿元，同比大幅扭亏。 经营分析2Q23煤电电量强复苏。公司 2Q23/1H23煤电分别实现上网电量 864.8/1760.2亿千瓦时（同比+16.9%/+5.2%），在去年低基数、今年同期来水偏枯、气温偏高等因素共同作用下实现强势复苏。公司电厂于沿海负荷中心广泛布局，预计 3Q23进一步受益于迎峰度夏期间保供需求。 煤价下行带来火电盈利实质性改善。 （1）成本端：年初以来进口煤供给宽松，内贸/进口煤价格均有下调，1H23公司累计入炉除税标煤单价 1137.76元/吨，同比下降 10.5%。考虑到当前重点电厂普遍维持 20天以上的库存水平，随着高价库存消化完毕，我们预计 3Q23平均入炉煤价有望进一步下行。 （2）电价端：平均上网电价 0.515元/KWh，同比+1.9%，各地 23年中长协电价顶格 20%上浮的利好继续体现。 风光电量扩大，贡献利润增量。1H23公司新增风电/光伏装机分别为 40.9万千瓦、249.7万千瓦，1H23风电/光伏上网电量分别为 167.8亿千瓦时（同比+21.9%）、47.1亿千瓦时（同比+72%）。根据公司规划，全年预计新增风光装机共 8GW，则预计相比 22年同比+32.1%。 盈利预测、估值与评级随着火电板块业绩改善、绿电装机加速，公司业绩回归增长，因此我们继续上调盈利预测，预计公司 2023~2025年分别实现 归 母 净 利 润 126.2/177.4/218.2亿 元 ， EPS 分 别 为0.80/1.13/1.39元，对应 PE 分别为 11倍、8倍和 6倍，维持“买入”评级。 风险提示各类电源装机及电量不及规划预期、煤价下跌不及预期、电价上浮空间不及预期风险等。

4月25日晚间公司披露23年一季报，1Q23实现营收652.7亿元，同比+0.03%；实现归母净利润22.5亿元，同比+335.3%。 经营分析年后复工滞后影响1Q23火电电量。公司1Q23实现上网电量1070.1亿千瓦时（同比-0.7%），主要受1月全社会用电量偏低，火电电量同比降幅较大所致（1Q23煤电电量同比-4.1%）。 2月起社会用电需求复苏，预计2Q23电量有望恢复增长。 煤价下行带来火电盈利实质性改善。1Q23国内煤炭供需格局趋缓，内贸/进口煤价格均有下调。我们测算在电力供需紧张推高电价顶格上浮20%的条件下，公司入炉标煤达1050元/吨以下即可盈利。1Q23公司扭亏为盈，一方面反映火电成本端表现较好，实际入炉标煤价格约为1030~1035元/吨；另一方面反映价格端继续按预期上浮，1Q23各类电源平均上网电价0.519元/KWh，同比+3.3%。 风光电量扩大，贡献利润增量。1Q23公司新增风电/光伏装机分别为11.1万千瓦、69.3万千瓦，1Q23风电/光伏上网电量分别为80.8亿千瓦时（同比+29.1%）、18.5亿千瓦时（同比+70.6%）。根据公司规划，全年预计新增风光装机共8GW，则预计相比22年同比+32.1%。 盈利预测、估值与评级随着火电板块盈亏平衡、绿电装机加速，公司业绩有望回归增长，因此我们上调盈利预测，预计公司2023~2025年分别实现归母净利润88.2/108.9/139.1亿元，EPS分别为0.56/0.69/0.89元，对应PE分别为16倍、13倍和10倍，维持“买入”评级。 风险提示各类电源装机及电量不及规划预期、煤价下跌不及预期、电价上浮空间不及预期风险等。

事件:华能国际发布2023年一季报：2023Q1公司实现收入652.7亿元，同比+0.03%；实现归母净利润22.5亿元，上年同期为-9.6亿元，2022Q4为-34.4亿元。 投资要点:煤价环比下降明显，煤电业绩已接近盈亏平衡。2023Q1公司业绩转盈，环比和同比均实现大幅改善，一是因为2023Q1公司整体平均上网电价0.519元/千瓦时，同比+3.33%；二是因为煤电业绩大幅改善。2023Q1公司煤电业务利润总额-0.7亿元，度电净利-0.08分/千瓦时（利润总额口径，下同），2022Q1利润总额-32.7亿元，度电净利-3.5分/千瓦时。煤电业绩改善主要是因为煤价同比下降。2023年4月21日，秦皇岛港口5500大卡煤价平均值已下降至1030元/吨，较年初下降173元/吨；同年4月24日印尼3800大卡场地价（广州港）700元/吨，较年初下降130元/吨。 2023Q1公司新能源板块实现利润总额22.7亿元，同比+36%。 2023Q1公司风电利润总额19.25亿元，同比+27%，主要是因为2022年新增风电装机3.09GW以及利用小时数同比+13%，拉动风电上网电量同比+29.1%。2023Q1公司光伏利润总额3.45亿元，同比+117%，主要是因为2022年新增光伏装机2.94GW拉动光伏上网电量同比+70.6%。 盈利预测和投资评级：展望2023Q2，我们认为电煤需求或整体偏弱，国内外现货煤价中枢有望继续下移，公司煤电业绩有望进一步改善。 我们上调公司业绩，预计公司2023-2025年归母净利润分别为109/121/135亿元，对应2023-2025年PE分别为13/11/10倍。维持“买入”评级。 风险提示：政策推进不及预期；新增装机不及预期；煤炭价格大幅上涨；电价下调；行业竞争加剧等。

公司发布2023年一季报，2023年第一季度实现营收652.69亿元，同比增长0.03%；实现归母净利润22.50亿元（扣非20.08亿元），同比增长335.30%（扣非增长241.95%），整体实现扭亏为盈。 盈利能力同比大幅提升，资产负债率下降明显2023年第一季度公司毛利率10.08%（同比+6.42pct），净利率3.78%（同比+5.48pct），ROE（摊薄）3.34%（同比+5.96pct），整体盈利能力同比大幅提升。期间费用率5.63%（同比-0.36pct），成本控制能力良好。经营性现金流量净额61.38亿元，同比下降26.96%，主要是由于第一季度收到电热费有所下降。截至一季度末，公司资产负债率71.3%，同比下降3.46pct，环比上季度末下降3.52pct。 火电板块实现扭亏为盈，煤价下行有望推动盈利持续提升一季度燃煤亏损0.7亿元（同比减亏98%/减亏32亿元），燃机盈利3.26亿元（同比增长46%/增加1.1亿元）。火电整体盈利2.56亿元（同比扭亏为盈/增加33.1亿元）。 受益于煤价下降以及电价上涨，一季度火电板块实现整体扭亏为盈。我们预计市场煤价下行对长协履约有较大促进作用，推动一季度入炉标煤单价大幅下降。一季度京唐港5500大卡动力煤均价1135元/吨，较2022年全年下降10.8%；截至4月25日，京唐港5500大卡动力煤价格进一步下降至995元/吨。我们预计2023年煤炭供需将转向宽松，市场煤价有望继续波动下行，火电盈利能力有望持续提升。 此外，一季度综合上网电价518.69元/兆瓦时（同比+3.33%），增厚整体盈利水平。 新能源板块盈利高增长，风光装机规模持续提升一季度风电盈利19.25亿元（同比+27%），光伏盈利3.45亿元（同比+117%）。新能源板块盈利随着装机规模以及上网电量增加而增长。一季度公司风电上网电量80.82亿千瓦时（同比+29.1%），光伏上网电量18.5亿千瓦时（同比+70.6%）。一季度公司新投产风电0.11GW、光伏0.69GW。截至2022年末，风电累计装机13.63GW，太阳能累计装机6.28GW，新能源装机仅占公司总装机的15.6%（同比+4.0pct），后续盈利有较大上涨空间。 响应能源转型要求，2023-2025年新能源装机有望加速华能集团规划到2025年新增新能源装机80GW以上，确保清洁能源装机占比50%以上。公司目前煤电装机占比仍然较高，响应集团及国资委能源转型要求的积极性强，我们预计十四五期间公司新增新能源装机40GW，年均新增8GW左右。2021-2022年由于疫情以及光伏产业链价格过高等原因，新能源合计装机仅为9GW。随着不利因素缓解，我们预计2023-2025年新能源装机有望加速至年均10GW左右。abl估e_值S分um析ma与ry评]级】说明考虑到一季度煤价下跌超预期，我们上调盈利预测，预计公司2023-2025年归母净利润分别为85.34亿元、110.90亿元、131.50亿元，对应PE分别为16.7倍、12.8倍、10.8倍，当前维持“推荐”评级。 风险提示：煤价超预期上涨；新能源开发进度不及预期；上网电价下调等。

事件：公司近期发布 2022年年报，全年实现营业收入 2467.2亿元，同比+20.3%；实现归母净利润-73.9亿元，较 2021年减亏 26.2亿元。 新能源：绿色低碳转型加速，新能源利润保持较高增速。2022年，公司全年新增新能源装机 605.8万千瓦，其中新增风电装机 309.3万千瓦，新增光伏发电装机 296.5万千瓦。至 2022年末，公司低碳清洁能源装机占比为 26.1%，较 2021年末增加3.7pct。装机容量带动新能源发电量快速增长，2022年公司风电、光伏发电量同比增长分别达到 35%和 70%。全年各风电场及光伏电站合计税前利润汇总金额为73.83亿元，同比增利 17.64亿元，助力公司业绩修复。公司新能源发展规划确定了十四五期间新增风电光伏装机要超过 4000万千瓦以及十四五末清洁能源装机比例达到 45%的目标。我们预计 23~25年年度新增装机 800~1000万千瓦左右。 火电：煤价高企成本端承压，电价上浮及辅助服务创收共同推动亏损收窄。2022年动力煤价格维持高位运行，公司全年境内火电厂售电单位燃料成本为 372.56元/兆瓦时，同比大幅上涨 17.73%。在此不利背景下，公司全年火电利润总额-167.5亿元，亏损额较 2021年收窄 22.24亿元。其主因一方面是上网结算电价增长明显，公司境内电厂含税平均结算电价 509.92元/兆瓦时，同比上升 18.04%；另一方面是公司积极参与全国电力辅助服务市场，调峰、调频辅助服务合计实现电费净收入 14.73亿元。预计 2023年，国内动力煤保供稳价持续推进，长协煤签约比例及履约率均有望进一步提高。国际能源市场环境改善共同推动煤价企稳，叠加电价上浮比例的延续，期待公司火电板块盈利修复。 由于动力煤价格高企提高公司成本端压力，我们下调了公司 23-24年盈利预期并引入 25年盈利预期，预计公司 2023-2025年每股收益分别为 0.62、0.75、0.89元（此前预测 23-24年为 0.71/0.82元）。考虑到公司的行业龙头地位、风光新能源装机较快增长、火电基本面反转期较大的业绩弹性，参考可比公司平均估值，给予公司 2023年 16倍 PE 估值，对应目标价 9.92元，维持 “买入”评级。 风险提示 新能源发电的增长空间可能低于预期；火电基本面改善不及预期；新能源运营的收益率水平可能降低；假设条件发生变化将导致测算结果产生偏差。

事件：近日公司披露2022年年报。2022年公司实现营收2467.25亿元，同比增长20.31%；实现归母净利润-73.87亿元，亏损收窄。 点评： Q4亏损同比明显收窄。2022年，由于平均上网结算电价同比上升（+18.04%）、清洁能源发电机组建成投产等，公司实现营收增长。由于2022年煤价仍居高位，且公司煤机装机比例较高，2022年公司总体亏损，但亏损有所收窄（2021年为-102.64亿元）。2022Q4，公司实现营收 627.72亿元，同比增长 5.32%；实现归母净利润-34.45亿元（2021Q4为-110.47亿元），亏损同比明显收窄。 Q4盈利能力有所改善，费用管控水平有所提升。2022年，公司毛利率为3.04%（2021年为-0.23%），毛利率由负转正；净利率为-4.09%，同比提升 1.98个百分点。2022Q4，公司毛利率为 4.53%（2021Q4为-19.99%），毛利率由负转正；净利率为-7.33%，同比提升 15.33个百分点，综合来看 Q4公司盈利能力有所改善。费用方面，Q4公司财务费用率为 3.54%，同比减少 0.38个百分点；管理费用率为 3.04%，同比减少 0.05个百分点；研发费用率为 1.49%，同比减少 0.23个百分点；销售费用率为 0.02%，同比减少 0.04个百分点。总体来看，Q4公司期间费用率为 8.09%，同比减少 0.70个百分点，费用管控水平有所提升。 煤价的逐步回落有助于公司业绩改善。近年来，国家一系列保供稳价政策落地，如通过扩大长协覆盖面及加强煤炭中长期合同执行情况的监督、检查，预计将促进煤炭价格逐步回落至 303号文规定的合理区间。截至2022年末，公司可控发电装机容量为 127228兆瓦，其中燃煤发电机组装机容量占比达 73.93%，燃煤机组占比较高。随着煤价的逐步回落，公司的成本压力将进一步缓解，有助于公司业绩改善。 公司通过科技创新持续提升技术实力。公司创新举措包括， （1）“液态排渣锅炉全烧高碱煤技术”成果达到国际领先水平； （2）完成 700℃高温材料、燃机自主化项目的主要研发任务，取得十余项技术突破； （3）深度调峰过程节能技术已完成试验，开始工程示范。通过不断创新，2022年公司共有 264件发明专利、4357件实用新型专利和 113件国际专利获得授权，技术实力持续提升。 投资建议：预计公司 2023-2025年 EPS 分别为 0.50元、0.69元、0.88元，对应 PE 分别为 17倍、12倍、10倍，维持对公司“买入”评级。 风险提示：政策推进不及预期；经济发展不及预期；上网电价波动风险； 动力煤价格波动风险等。