维持“增持”评级：维持盈利预测：2024~2026 年 EPS 0.63/0.64/0.69元，维持目标价 8.19 元，维持“增持”评级。 1Q24 业绩符合预期。公司 1Q24 营收 309.5 亿元，同比-3.2%；归母净利润 18.6 亿元，同比+64.2%，符合我们预期。从增量角度分拆看：1Q24 公司营业利润 27.5 亿元（同比+14.5 亿元）；其中投资净收益11.5 亿元（同比-0.4 亿元），资产处置收益 3.9 亿元（同比+3.9 亿元），并表主业营业利润（营业利润-投资净收益-资产处置收益）12.2 亿元（同比+11.0 亿元）。 煤价下行主导主业盈利修复。1Q24 公司上网电量 525 亿千瓦时，同比-0.3%；其中火电上网电量 515 亿千瓦时，同比-0.7%。1Q24 公司平均电价 0.509 元/千瓦时，同比-4.1%、环比-0.6%。1Q24 公司毛利率 8.4%，同比+4.2 ppts、环比+3.7 ppts，我们认为毛利率同比/环比改善主要与综合煤价下行有关，1Q24 主业盈利改善明显。 资产负债表持续好转，分红能力持续提升。截至 1Q24 末，公司资产负债率 60.4%，同比-6.1 ppts、较 2023 年末-2.2 ppts。1Q24 公司资本开支 16.0 亿元，同比-10.1%。我们预计公司在火电资产盈利趋稳且资本开支边际放缓的背景下，资产负债表修复趋势有望延续，潜在分红空间有望抬升。 风险提示：上网电价不及预期，煤价超预期，参股新能源及煤矿投资收益低于预期，大额资产减值等。

事件： 公司发布 2023年年报，全年实现营业收入 1171.8亿元，同比+9.5%；实现归母净利润 45.2亿元，同比+3789.0%。 煤炭贸易量增加、新机组投运，公司营收+9.5%。 23年公司实现营收 1171.8亿元，同比+9.5%。其中电力方面， 23年公司新增投运装机容量 3696MW，其中燃煤发电机组 3190MW，燃气机组 506MW。全年发电业务实现营业收入 961.5亿元。 煤炭方面， 受煤炭贸易量增加影响，公司售煤业务实现营业收入 106亿元，同比+610%。 电价、电量、煤价多因素共振，盈利能力改善。 23年公司完成上网电量 2095亿千瓦时，同比+1.21%；平均上网电价 516.78元/兆瓦时，同比-0.43%，与 22年全年水平基本持平。 煤价方面， 23年全年 5500大卡港口煤价格均价 965元/吨，同比-24%。动力煤价格大幅回落带动下公司发电业务毛利率 8.7%，同比+6pct，盈利能力明显改善。 电价、 电量与煤价多重共振，公司实现归母净利润 45.2亿元，同比+3789%，经营活动产生的现金流量净额 132.5亿元，同比+37.2%。 华电新能稳定增长， 煤价下跌拖累煤炭板块投资收益。 华电新能装机规模快速增长， 23年贡献投资收益 29.50亿元， 同比上升 13.7%。我们预计到 2026年华电新能装机规模将超过 80GW，有望为公司贡献投资收益超 50亿元。 另外受煤炭市场价格下跌影响，煤炭联营企业贡献投资收益下降。 23年公司整体实现投资收益 37.8亿元，同比-21.4%。 年度现金分红比例 43.7%。 公司公布 23年利润分配方案称，每股派发现金红利 0.15元人民币， 合计拟派发现金红利 15.34亿元人民币。 扣除永续债利息后的年度现金分红比例达到 43.7%。 全年煤价同比降幅高于预期、煤炭贸易量及盈利能力超预期，我们上调了公司 24-25年盈利预期， 预计公司 24-26年归属于母公司净利润分别为 71.81/79.35/91.17亿元 （ 此 前 24-25年 预 测 值 为 64.97/71.49亿 元 ） ， 对 应 每 股 收 益 分 别 为0.70/0.78/0.89元（此前 24-25年预测值为 0.64/0.70元）。 参考可比公司估值，给予公司 2024年 11倍 PE 估值， 对应目标价 7.70元，维持“买入”评级。 风险提示 电价下滑风险；火电需求不及预期风险；市场煤价格波动风险；长协煤政策推进不及预期风险；投资收益波动风险。

事件：4月26日，公司发布2024年一季度报告，报告期内实现营业收入309.52亿元，同比下降3.21%；归母净利润18.62亿元，同比增长64.21%；扣非归母净利润16.21亿元，同比增长66.90%。 量平价降，营收承压：1Q24公司完成发电量561.64亿千瓦时，同比下降0.2%，其中火电发电量551.52亿千瓦时，同比下降0.5%；公司电量下滑料因重要的湖北区域因水电挤压，火电出力下降，单季度同比减发20.9亿千瓦时，电量降幅24.1%。此外，对公司利润贡献较大的山东莱州电厂单季度同比减发12.70亿千瓦时，降幅27.0%，因此尽管有新机组投产，但核心的山东区域单季度完成发电量202.00亿千瓦时，同比基本持平；年初以来山东区域现货电价疲弱以及湖南区域燃煤电价政策性波动，多重因素影响公司平均上网电价，Q1公司综合平均上网电价同比下降2.16分/千瓦时至0.5093元/千瓦时，降幅4.1%。 Q1公司水电发电量10.11亿千瓦时，同比增长24.8%；整体而言，单季度公司电量基本平稳，但电价的同比下降影响营收表现。 煤价下行，业绩修复趋势不改：2024Q1秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值约902元/吨，同比下降20.1%；受益于燃料成本改善，Q1公司整体毛利率同比提高4.16个百分点至8.40%，销售净利率上修至7.31%。3月中旬以来港口煤价迎来快速下行，4月均价（4月1日-4月25日）约814元/吨，若假设5月份单价环比持平4月均值，若以3、4、5三个月煤价口径衡量Q2燃料成本，我们测算秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值约833元/吨，同比下降191元/吨，降幅18.6%，港口电煤价格下降明显叠加长协覆盖率的提升，我们判断公司煤电业绩修复趋势不改。 参股煤矿复产，投资收益有望企稳：公司投资收益主要来自参股煤矿企业与华电新能，2023年业绩交流会上，公司表示上海庙区域4座煤矿已经复工，按照年内生产安排，对其投资收益预计逐步改善；考虑Q1全国风光利用小时同比均降以及新能源电价的波动或在一定程度上抵消新能源新增装机带来的增量，Q1公司实现投资净收益11.48亿元，同比减少0.35亿元，但降幅收窄。 投资建议：考虑近期煤价走势，展望24年公司火电板块业绩有望持续改善，参股煤矿风险已经充分释放，投资收益有望趋稳。维持对公司盈利预测，扣除永续债利息后，预计24/25/26年EPS分别为0.49/0.61/0.68元，对应04月26日A股收盘价PE分别为14.0/11.1/10.1倍，H股收盘价PE分别为7.9/6.4/5.7倍。参考公司历史估值水平，给予公司2024年A/H股15.0/10倍PE，目标价7.35元（人民币）/5.33元（港币），维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）燃料价格上涨提高运营成本；2）电力市场竞争降低上网电价；3）供应结构调整压制机组出力。

华电集团旗舰上市平台，控股装机聚焦火电，通过参股华电新能参与新能源业务。公司为华能集团旗舰上市平台，截至2023年12月底，公司拥有控股装机5845万千瓦，其中煤电4689万千瓦，气电909万千瓦，水电246万千瓦，为五大发电集团主要平台中唯一一个装机均为传统电源的公司。公司通过参股华电新能参与新能源业务，目前持股31.03%。截至2022年底，华电新能拥控股装机3491万千瓦，其中风电2209万千瓦，光伏1282万千瓦，如果IPO成功将成为我国最大的新能源上市公司。 公司的发展历史为公司打上深刻的“山东烙印”，目前山东装机占比仍超过40%。与五大发电集团其他平台相比，公司虽然也属于全国性火电龙头，但是控股装机分布集中度极高，与公司发展历史关系密切。 山东至今仍然是公司煤电最主要的经营区域，装机占比达到43.65%；湖北成为公司第二大经营区域，装机占比达到15.38%；安徽、湖南、河南三个中部省份合计占比达到25%。 华电新能规模快速扩张，2023年业绩体量超过龙源电力与三峡能源；同时参股多家煤矿公司，煤矿投资收益与公司煤电业务形成一定对冲。华电新能2022-2023年分别实现净利润90.3、101.1亿元，利润体量超过龙源电力与三峡能源，中性预期华电新能业绩稳步增长，按照31.03%股权计算，公司2023年从华电新能获得的权益法核算投资收益可达30亿元量级。除电力资产外，公司还参控股多家煤炭企业，权益产能超过1200万吨/年。 投资收益仍然贡献主要业绩，控股资产盈利能力逐步回升。自2021年剥离新能源资产开始，叠加当时双碳战略下全球一次能源价格飙升，公司控股资产（煤电为主）持续亏损，投资收益（新能源+煤矿）贡献主要业绩。但是进入2023年后，受益电价顶格上浮以及煤炭价格逐步回落，公司控股资产实现扭亏，前三季度盈利能力逐季上升。公司2023年全年实现归母净利润45.22亿元，由此计算四季度基本盈亏平衡，主要与煤电资产计提减值损失有关。 从投资的角度看，煤电始终拥有煤价和电价两条博弈主线，公司作为控股口径“较为纯粹”的煤电公司，以行业Beta性机会为主，同时受到山东、湖北供需格局影响。站在当前时点，由于大量省份2024年度长协电价已定，市场博弈的焦点再次转移到煤价。按照公司每年2000亿千瓦时量级煤电发电量计算，5500大卡入炉煤价每下降100元/吨，对应归母净利润增厚50.68亿元。受益于2023年较低的煤电盈利基数，如果2024年煤价回落，公司有望释放较大盈利弹性，潜在alpha性机会取决于山东、湖北供需格局演变。 长期来看，公司大级别投资机会仍在于煤电商业模式转变，山东新能源快速发展，对煤电定位提出新的要求。在新型电力系统下，随着新能源的快速发展，尤其山东发展进度全国领先，煤电定位正在从基础电源向调节性电源过渡，如果未来燃料成本可以更好地传导，容量电价占到煤电收益的主体，公司业绩稳定性将得到大幅提升，周期属性的弱化有望降低公司未来现金流的折现率，进而提升估值水平。角色转变需要底层制度支持，目前全国新一轮电改整体基调已经确立，密切关注相关政策落地情况。 盈利预测与估值：我们预计公司2024-2026年归母净利润分别为58.77、68.90、73.82亿元，扣除公司约10亿元永续债利息（估算值），从普通股东的角度看，当前股价对应PE14、12、11倍，公司作为五大发电集团之一的华电集团火电平台，有望深度受益于煤电机制理顺，首次覆盖，给予“增持”评级。 风险提示：煤价波动；电价政策调整。

事件： 近日公司披露2023年年报。 2023年， 公司实现营收1171.76亿元，同比增长9.45%；实现归母净利润45.22亿元， 同比增长3789.00%。 点评： 公司受益于燃料价格下降及新项目投产等。 2023年， 公司营收同比增长主要因为煤炭贸易量同比增加；公司归母净利润大幅增长，主要因为 （1）燃料价格同比下降， （2）新投产项目贡献增量效益等。单季度来看，2023Q4公司实现营收 264.51亿元，同比下降 3.49%；实现归母净利润 0.24亿元，同比扭亏为盈。 盈利能力明显提升主要得益于燃料价格下降等。 2023年，公司毛利率为6.43%，同比提升 6.00个百分点； 净利率为 4.10%，同比提升 4.70个百分点， 盈利能力明显提升主要得益于燃料价格同比下降等。 单季度来看，2023Q4公司毛利率为 4.74%，同比提升 9.85个百分点；净利率为-0.42%，同比提升 9.55个百分点。 公司为我国大型的综合性能源企业之一。 公司在运营的控股发电资产分布在全国十二个省、市，主要处于电力负荷中心、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域，地理位置较为优越。 目前公司已投入运行的控股发电企业共计 45家，控股装机容量达 58449.78兆瓦， 其中， 煤电/气电/水电的控股装机容量分别为 46890兆瓦/9094.59兆瓦/2459兆瓦， 公司已成为我国大型的综合性能源企业之一。 公司参股华电新能，把握转型机遇。 公司持有华电新能 31.03%股份。作为最早参与国内新能源发电业务开发与运营的公司之一，华电新能长期深耕新能源发电领域，前瞻性布局三北地区优质资源，积极向具备消纳优势的中东南地区拓展，逐步开拓西南地区“新能源+”等创新业务，全面覆盖国内风光资源丰沛和电力消费需求旺盛的区域。 2021-2023年，华电新能的营收从 216.68亿元增长至 295.43亿元， CAGR 为 16.77%；归母净利润从 78.60亿元增长至 101.10亿元， CAGR 为 13.41%。伴随着我国能源结构转型，华电新能快速成长。公司参股华电新能有助于把握能源结构转型机遇。 投资建议： 预计公司 2024-2026年 EPS 分别为 0.60元、 0.69元、 0.74元，对应 PE 分别为 11倍、 10倍、 9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。

事件描述公司发布 2024年一季度发电量及上网电价公告： 2024年一季度公司累计完成发电量 561.64亿千瓦时，较上年同期下降约 0.19%；平均上网电价约为人民币 509.31元/兆瓦时。 事件评论 电量平稳电价承压， 电力主业收入或存在压力。 一季度公司累计完成发电量 561.64亿千瓦时，同比下降约 0.19%，电量下滑主要系湖南及湖北电厂电量下降影响，其中湖北公司一季度发电量 65.77亿千瓦时，同比降幅为 24.11%，主因系湖北省水电大发挤压火电出力空间影响；公司所属湖南煤电电厂一季度总发电量 38.92亿千瓦时，同比下降 9.02%。 除煤电电量有所承压以外，公司气电一季度完成发电量 42.89亿千瓦时，同比增长 5.38%； 水电完成发电量 10.11亿千瓦时，同比增长 24.81%。电价方面，公司一季度平均上网电价约为 509.31元/兆瓦时，同比减少 4.06%，电价同比回落主因或系公司机组主力所在的山东一季度中长期及现货电价均有所回落，一季度山东省月度中长期电价均值为 0.3654元/千瓦时（不含容量补偿电价），同比下降 0.01元/千瓦时，山东省现货月度均值 0.24131元/兆瓦时（不含容量补偿电价），同比减少 0.1104元/千瓦时。 整体来看， 虽然电量维持平稳， 但电价同比回落或使得公司一季度电力主业营收存在一定的压力。 煤炭价格显著回落，将主导公司业绩表现。 2024年以来，煤炭供需环境边际上趋于宽松，一季度秦皇岛港 Q5500动力末煤平仓价为 901.74元/吨，同比降幅达 20.12%。因此虽然公司电力主业收入端存在一定压力，但煤炭价格的同比大幅回落预计将主导公司一季度火电业绩表现。 此外，公司参股华电新能在去年新增装机维持高位的拉动下，整体业绩预计将维持快速增长，因此贡献投资收益预计也将实现稳步增长；虽然一季度煤炭价格有所回落，但由于去年参股煤炭业务全年大部分时间产能并未得到有效释放，因此随着其复工复产进度稳步推进，煤炭业务贡献的投资收益预计也将实现稳健的表现。因此整体来看，成本修复将主导公司一季度经营业绩，叠加投资收益稳步增长的拉动下，公司一季度业绩展望积极。 在建项目稳步推进， 资产结构加速优化。 截至 2023年底，公司在建项目仍有 653.68万千瓦，其中火电项目 623.8万千瓦，项目后续建成投产后，公司装机规模将实现 11.18%的增长，充沛项目保障公司远期的稳步成长。此外，公司 2023年末资产负债率为 62.62%，同比回落 5.83个百分点，资产结构加速优化。 投资建议与估值：根据公司最新财务数据，我们调整公司盈利预测，预计 2024-2026年EPS 分别为 0.62元、 0.70元和 0.79元，对应 PE 分别为 11.18倍、 9.93倍和 8.82倍，维持“买入”评级。 风险提示 1、电力供需存在恶化风险； 2、煤炭价格出现非季节性风险。

事件：公司发布2023年年报。2023年公司实现营收1172亿元，同比增长9.45%；实现归母净利润45.22亿元，同比增长3789%。 点评：控股：火电盈利能力大幅改善，毛利率同比提高6.69pct火电方面，收入端，2023年火电发电量同比增长1.55%至2145亿千瓦时，火电综合电价微降；成本端，公司燃料成本约为754.62亿元，同比减少约8.93%，主要系煤炭价格下降。综合来看，公司火电业务盈利能力大幅提升，2023年实现毛利75.89亿元，同比大幅增长；毛利率为8.05%，同比提高了6.69pct。截至2023年末，公司已获核准及在建煤电机组约2.66GW，燃气机组3.58GW。水电方面，2023年公司水电利用小时数同比下降189小时，带动水电发电量同比下降4.2%。因而，公司水电毛利在2023年同比下滑了18%至7.79亿元。 参股：投资新能源、煤炭增厚业绩，23年投资收益达38亿元公司2023年投资净收益37.76亿元，其中对联营企业和合营企业的投资收益37.59亿元。新能源方面，公司持有华电新能31%的股权，全年其权益法下确认的投资收益约29.5亿元。十四五期间华电集团规划新增新能源装机75GW，业绩贡献有望进一步增长。煤炭方面，公司持有华电煤业、银星煤业等的股权，2023年业绩贡献有所下滑。 展望：预计24年全年发电量同比基本持平，盈利能力有望进一步提高2024年公司预计完成发电量约2200亿千瓦时左右，与上年相比基本持平，发电设备利用小时预期将保持基本稳定或略有下降。从2024年来看我们预计多数省份年度长协电价有望维持较高上浮比例，成本端，煤价仍有望处于较低水平。综合来看，公司火电盈利能力仍有望进一步改善。此外，资本开支方面，根据各项目的实际进展情况，公司计划2024年将投入约97亿元，用于电源项目建设，环保和节能技术改造及参股投资等。 投资建议：考虑到公司全年业绩以及煤价、电价变动情况，下调2024-2025年盈利预测，预计公司2024-2026年归母净利润为64、72、81亿元（2024-2025年前值为75、87亿元），对应PE11、10、8倍，维持“买入”评级。 风险提示：宏观经济大幅下行的风险、煤炭价格大幅上升、电价下调的风险、下游需求低于预期、行业竞争过于激烈的风险、项目建设进度不及预期等

营业收入稳步提升，归母净利润同比大幅增长。2023年，公司实现营业收入1171.76亿元（+9.45%），归母净利润45.22亿元（+3789.00%），扣非归母净利润38.03亿元。营业收入增加主要原因是煤炭贸易量增加的影响，公司归母净利润大幅增长主要是燃料成本下降影响，2023年公司燃料成本约为754.62亿元（-8.93%）。投资收益方面，2023年公司投资收益约为37.76亿元（-21.41%），投资收益同比下降的原因是参股煤炭企业收益减少影响。 投资收益中，持有华电新能源股权确认的投资收益为29.50亿元（+13.7%）。 火电装机容量进一步增加，驱动公司业绩增长。截至2023年，公司控股装机容量为58.45GW，主要包括煤电46.89GW，气电9.09GW，水电2.46GW。2023年，公司投产电源项目3.70GW，其中煤电机组3.02GW、气电机组0.68GW。 目前，公司已获核准及在建机组装机容量为6.54GW，其中煤电3.32GW，气电2.92GW，抽水蓄能0.30GW，未来公司火电项目投运将驱动公司业绩增长。 电价趋稳以及煤价下行有望驱动火电盈利进一步改善。煤炭消费增速有望放缓，政策保障下电煤中长期合同签约履约有望提升，煤价中枢将有所下移，同时电价趋稳，公司火电盈利将进一步改善。同时，煤电容量电价执行使得燃煤发电企业固定成本可通过容量电价进行疏导，新型电力系统建设推进背景下火电辅助服务、容量电价等收入增加，未来火电盈利、现金流趋于稳定，分红水平有望提升。 多措并举提升经营效益，盈利能力有望持续提升。电价方面，加强能源产业政策研究和市场形势研判，量价统筹开展市场交易，夯实盈利基础；煤炭方面，加强煤炭市场研判与政策分析，拓展进煤渠道、优化进煤结构，增加有价格优势的年度长协合同量，燃料成本有望进一步下降。资金成本方面，通过存量置换、提前还贷等方式，完成高利率贷款置换及降低财务费用，有效压降资金成本。 风险提示：电量下降；电价下滑；煤价上涨；火电项目投运不及预期；行业政策变化。 投资建议：由于公司煤电装机增长及煤价下降，上调盈利预测。预计2024-2026年公司归母净利润分别为68/75/81亿元（2024/2025年原预测值为63/68亿元），分别同比增长50%/10%/8%；EPS分别为0.66、0.73、0.79元，当前股价对应PE为9.4/8.9/8.8X。给予公司2024年11-12xPE，公司合理市值为748-816亿元，对应7.31-7.98元/股合理价值，较目前股价有9%-18%的溢价空间，维持“买入”评级。

事件: 2024年 3月 27日， 华电国际发布 2023年年报： 1） 2023年公司实现收入 1171.8亿元， 同比+9.45%； 实现归母净利润45.2亿元， 上年同期为 1.0亿元。 2023Q4实现收入 264.5亿元， 同比-3.5%； 实现归母净利润 0.2亿元， 上年同期为-22.3亿元。 2） 分红： 2023年度， 公司每股派发现金红利人民币 0.15元（含税），合计分红 15.3亿元， 以扣除永续债利息后的归母净利润计算， 分红比例44%。 投资要点: 2023Q4煤价同比下降+减值减少拉动公司业绩同比扭亏为盈。 2023年公司归母净利润大幅改善， 主要是因为火电业绩改善。 根据我们测算， 若不考虑水电业务， 2023年火电（含燃机） 净利润或约 15亿元（2022年为-41亿元）， 度电净利 0.7分/度（2022年为-2.1分/度）。 2023Q4公司归母净利润 0.2亿元， 同比扭亏为盈， 一是因为火电业绩改善， 公司整体毛利率 4.7%， 较 2022Q4的-5.1%大幅改善； 二是因为减值减少， 资产减值损失 5.3亿元， 较 2022Q4的 10.1亿元大幅减少。 根据我们测算， 若不考虑水电业务， 2023Q4公司火电净利润或约-5.2亿元（2022Q4为-26.5亿元）， 度电净利约-0.8分/度（2022Q4为-5.5分/度）， 同比大幅减亏， 较 2023Q3的 2.0分/度转亏， 或是因为煤价环比上涨以及资产减值（上述分业务利润数据均为测算值）。 华电新能业绩稳健增长， 煤炭板块影响 2023年投资收益。 2023年公司投资收益 37.8亿元， 同比-21%， 主要是因为煤炭投资收益同比-31%。 具体来看， 华电新能贡献投资收益 29.5亿元， 同比+14%； 煤炭企业贡献的投资收益 9.3亿元， 同比-31%， 其中华电煤业为 5.8亿元， 同比-41%。 2023Q4公司投资收益 6.4亿元， 同比-26.5%，其中华电新能 4.1亿元， 煤炭等参股企业 2.2亿元（2022年煤炭等参股企业的投资收益均为测算值）。 2023年公司经营性现金净流入 132.5亿元， 同比+37.3%， 主要是因 为经营业绩改善。 随着煤电业绩的改善， 公司现金流有望继续修复。 盈利预测和投资评级： 根据最新业绩， 我们调整盈利预测， 预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 65.0/69.3/73.3亿元， 对应 PE分别为 11/10/9倍。 展望 2024年， 公司火电业绩有望进一步改善； 华电新能绿电装机有望进一步贡献成长性， 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； 来水偏枯； 测算可能存在误差， 以实际值为准； 行业竞争加剧； 减值风险等。

公司是华电集团重要的常规能源平台。 截至2023年6月末，公司已投入运行的控股发电企业共计45家，控股装机容量达57.28GW，其中，燃煤发电控股装机约为46.23GW，占比为80.70%；燃气发电控股装机约为8.59GW，占比为 14.99%；水力发电控股装机约为 2.46GW，占比为4.29%。公司发电资产主要为火电、水电机组。 2014年，公司控股股东华电集团为解决存在的同业竞争情况而做出承诺，华电集团将按照有利于解决同业竞争、避免发生实质性同业竞争的原则，原则上以省（或区域）为单位，将同一省内（或区域内）的相关资产注入公司。 目前华电集团已向公司注入华电湖北发电有限公司82.56%股权等资产。部分资产因不满足注入条件而尚未注入上市公司，截至2022年末，华电集团控股的发电企业中，已投运非上市常规能源发电资产装机达63.25GW。华电集团将在非上市常规能源发电资产满足资产注入条件后三年内，完成向公司注入资产的工作。背靠强大能源央企，公司发展值得期待。 公司参股华电新能，把握转型机遇。 公司持有华电新能31.03%股份。 作为最早参与国内新能源发电业务开发与运营的公司之一，华电新能长期深耕新能源发电领域，前瞻性布局三北地区优质资源，积极向具备消纳优势的中东南地区拓展，逐步开拓西南地区“新能源+”等创新业务，全面覆盖国内风光资源丰沛和电力消费需求旺盛的区域。 2020-2022年，华电新能营收从 165.07亿元增长至 244.53亿元， CAGR为21.71%；归母净利润从 40.79亿元迅速增长至 84.58亿元， CAGR为43.99%。伴随着我国能源结构转型，华电新能快速成长。公司参股华电新能有助于把握能源结构转型机遇。 公司有序推进火电机组改造。 2022年，公司发行低碳转型公司债券募集15亿资金，其中70%（10.50亿）用于“煤炭资源综合利用”及“天然气清洁高效开发利用”类低碳转型项目的建设及偿还项目有息负债，具体包括湖南华电常德发电有限公司厂内供热热源改造工程等。 此期低碳转型公司债券募投项目年总供电量为358.39亿千瓦时，供热量为7448.12万吉焦。经测算，相比同等供电量的处于基准水平的机组，募投项目涉及机组每年预计可节约标准煤149.81万吨，减排CO2331.07万吨。截至2023年6月末，此期低碳转型公司债券已投项目年总供电量为165.69亿千瓦时，供热量为5717.94万吉焦。经测算，相比同等供电量的处于基准水平的机组，已投项目涉及机组每年可节约标准煤62.63万吨，减排CO2138.41万吨。火电机组持续改造升级将有助于公司提高燃料使用效率，降低发电能耗，提升市场竞争力。 投资建议： 维持公司“买入”评级。 公司背靠强大能源央企，有序推进火电机组改造，预计将受益于动力煤价格回落及容量电价政策。另外，公司参股新能源企业华电新能，有望把握我国能源结构转型机遇。预计公司2023-2025年每股收益分别为0.45元、 0.62元、 0.63元，对应PE估值分别为14倍、 10倍、 10倍。维持公司“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。

事件概述：1月30日，公司发布2023年业绩预告，全年预计实现归母净利润41.50-49.80亿元，同比增加40.34-48.64亿元，增幅3477.6%-4193.1%（经重述）；扣非归母净利润34.20-42.50亿元，同比增加39.80-48.10亿元，同比扭亏为盈（经重述）。根据业绩预告数据我们测算，Q4公司归母净利润亏损3.49亿元到盈利4.81亿元，同比增加24.95-33.25亿元，同比减亏到扭亏为盈（经重述）；扣非归母净利润亏损7.42亿元到盈利0.88亿元，同比增加17.04-25.34亿元，同比减亏到扭亏为盈（经重述）。 电量下滑叠加费用结算影响4Q24业绩：4Q23公司火电完成发电量487.97亿千瓦时，同比下降4.7%，其中，煤电、气电分别完成发电量453.11、34.86亿千瓦时，同比分别下降3.8%、14.5%；同期水电发电量22.84亿千瓦时，同比下降11.7%；我们测算Q4平均上网电价约0.513元/千瓦时，较上年同期下降1.40分/千瓦时，降幅2.7%。发电业务量缩价降，单季营收或受影响；此外电量下降推高度电成本叠加费用结算，Q4业绩虽环比下降但同比仍是延续改善。 投资收益影响全年业绩改善幅度：公司投资收益主要来自参股华电新能与煤矿企业，公司参股的煤矿部分停产检修，2023年前三季度公司实现投资净收益31.36亿元，同比减少8.00亿元，其中对联营/合营企业投资收益31.21亿元，同比减少8.08亿元，投资收益表现不佳影响全年业绩修复幅度。 投资建议：4Q24电量下滑叠加费用结算影响单季度业绩改善力度，伴随煤价下行，展望24年公司火电板块业绩有望持续改善；参股的华电新能高速发展释放业绩，投资收益仍是公司利润安全垫。根据电量、电价调整对公司盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.45/0.56/0.59元（前值为0.52/0.56/0.59元），对应01月30日A股收盘价PE分别为12.9/10.4/9.9倍。参考公司历史估值水平，给予公司2024年A/H股12.0/7.0倍PE，目标价6.72元（人民币）/4.31元（港币），维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）宏观经济承压降低用电需求；2）燃料价格上涨提高运营成本；3）电力市场竞争降低上网电价；4）供应结构调整压制机组出力。

事件： 公司发布 2023 年三季报。 前三季度公司实现营收 907.25 亿元，同比增长 13.9%； 实现归母净利润 44.99 亿元，同比增长 92.49%；单三季度公司实现营收 312.75 亿元，同比增长 3.89%；实现归母净利润 19.17 亿元，同比增长 181.43%。点评：电量增长叠加电价微增，前三季度公司营收同比+14%公司前三季度累计完成发电量 1727.13 亿千瓦时， 同比增长约 3.33%；完成上网电量 1617.96 亿千瓦时， 同比增长约 3.28%，主要系受全社会用电量增长及公司新投产机组的综合的影响。 2023 年前三季度， 公司平均上网电价约为 518.01 元/兆瓦时，同比微增。 综合来看， 前三季度公司实现营收 907.25 亿元，同比增长 13.9%。1-8 月入炉标煤同比下降 10%，公司盈利能力有所改善成本端，秦皇岛港动力末煤（ 5500K）平仓价今年 6 月至 8 月均值约 824元/吨，较 3 月至 5 月均值下降 20%，公司燃料成本压力进一步减弱。 具体来看，公司今年 1-8 月份入炉标煤单价约为 1058.68 元/吨， 同比下降约10.14%，较上半年的下降幅度有所提高。 量价齐升、叠加成本端压力减弱，公司盈利能力有所提升，前三季度毛利率为 6.92%，同比提高了 4.58个百分点。前三季度投资收益约 31 亿元，增厚公司业绩前三季度公司投资净收益约 31.36 亿元。 其中新能源方面， 公司持有华电新能 31.03%的股权。华电集团规划十四五新增新能源装机 75GW，截至2022 年末华电新能新能源装机为 35GW。 从今年前三季度来看，我国风电利用小时同比提高了 49 小时，而光伏下降了 45 小时，叠加华电新能2022 年装机增长，公司参股新能源贡献业绩或有所增长。 投资建议：考虑到公司三季报业绩情况及煤价、 电价、参股公司等变动情况， 上调盈利预测， 预计公司 2023-2025 年归母净利润为 61、 75、 87 亿元（前值为54、 70、 81 亿元），对应 PE 8、 7、 6 倍，维持“买入”评级。 风险提示： 宏观经济大幅下行的风险、煤炭价格大幅上升、电价下调的风险、下游需求低于预期、行业竞争过于激烈的风险、项目建设进度不及预期等

事件： 公司公布 2023年三季报， 2023年前三季度公司实现营业收入907.25亿元，同比增长 13.9%；实现归母净利润 44.99亿元，同比增长92.5%。单 Q3看， 2023Q3实现营业收入 312.75亿元，同比增长 3.9%； 实现归母净利润 19.17亿元，同比增长 181.4%，业绩略超预期。 2023年前三季度： 受益于煤价降低、新投产机组产生增量效益，业绩亮眼。 2023H1火电行业经营改善，截至 2023H1，公司控股装机 57.3GW，其中燃煤 46.2GW（占比 81%），燃气（占比 15%），水电（占比 4%）。 新增装机： 上半年新增煤电装机 2.5GW，已获核准及在建机组 6.5GW。 公司上半年实现上网电价 527.05元/兆瓦时，同比微增 1.74%； 上网电量 1007.31亿千瓦时，同比增长 7.72%； 入炉标煤单价 1092.78元/吨，同比降低 7.38%。公司电力业务收入占比主营业务收入的 89%。 展望 Q4： 关注冬天供暖季对动力煤价格的影响。 电价： 火电作为不受天气影响的稳定电源，市场化趋势下有价格支撑， 我们预计四季度火电电价端有价格支撑。 煤价： 煤价端 2022Q4由于动力煤价格的飙升，火电行业巨亏， 随着冬季供暖等需求增加，动力煤价格通常呈现 Q4涨价的趋势，季节效应显著， 展望 Q4市场动力煤价格或存在波动， 预计 Q4我国动力煤维持稳中偏强态势。 政策：我国电力体制改革进入深水区，市场化趋势下火电价格有竞争优势。 火电调峰调频价值得到挖掘，全国性火电容量电价呼之欲出。 7月11日中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，在风电光伏、储能、虚拟电厂等新型主体加入电力市场，火电作为不受天气影响的电源将阶段性承担电源侧调峰调频的功能，而给予火电容量电价变革也充分肯定了火电调峰调频的功能。 盈利预测与投资评级： 我们维持预计公司 2023-2025年归母净利润为35.77亿元、 39.82亿元、 40.42亿元， 对应 PE 为 14倍、 13倍、 12倍，维持“买入”评级。 风险提示： 政策风险，煤炭价格波动风险；宏观经济风险等

营业收入稳步提升， 归母净利润同比大幅增长。 2023年前三季度， 公司实现营收 907.25亿元（+13.90%） ， 归母净利润 44.99亿元（+92.49%） ， 扣非归母净利润 41.62亿元（+120.70%） 。 其中， 第三季度单季营收 312.75亿元（+3.89%） ， 归母净利润 19.17亿元（+181.43%） ， 扣非归母净利润 18.52亿元（+215.82%） 。 第三季度公司净利润大幅增长主要系煤价降低、 新投产机组产生增量效益等综合影响。 公司发电量、 上网电量小幅增长。 2023年前三季度， 公司发电量 1727.13亿千瓦时（+3.33%） ， 上网电量 1617.96亿千瓦时（+3.28%） ， 发电量及上网电量增长的主要原因是受全社会用电量增长及公司新投产机组的综合影响。 公司与华电集团再次签订购买（供应） 燃料、 设备及服务框架协议， 保障燃料供应。 2023年 8月， 公司公告拟与华电集团签署《关于购买（供应） 燃料、设备及服务框架协议》 ， 延续原燃料、 设备及服务采购（供应） 框架协议，并将该协议项下燃料采购的原有年度上限由 140亿元上调至 180亿元， 协议有效期为 2024-2026年。 2023年 9月 11日， 公司与华电集团正式签署建议购买（供应） 燃料、 设备和服务框架协议。 电力市场化改革推进， 有助于火电盈利保持稳定。 2023年 7月， 中央深改委第二次会议召开， 审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》 等文件， 这意味着新一轮电改启动， 主要方向为新型电力系统建设。 随着新型电力系统建设推进， 火电由主体电源逐步转化为灵活支撑电源， 辅助服务、 容量电价等收入增加， 火电盈利有望趋于稳定。 风险提示： 用电量下滑； 电价下滑； 煤价上涨； 火电项目投运不及预期； 行业政策变化。 投资建议： 维持盈利与预测， 预计 2023-2025年公司归母净利润分别为52/63/68亿元， 分别同比增长 5077%/22%/8%； EPS 分别为 0.51、 0.61、 0.66元， 当前股价对应 PE 为 9.9/8.1/7.5X。 给予公司 2023年 11-12xPE， 公司合理市值为 568-620亿元， 对应 5.56-6.06元/股合理价值， 较目前股价有12%-22%的溢价空间， 维持“买入” 评级。

公司发布2023年三季报，前三季度实现营收907.25亿元，同比增长13.90%；实现归母净利44.99亿元，同比增长92.49%。23Q3单季度实现营收312.75亿元，同比增长3.89%；实现归母净利润19.17亿元，同比增长181.43%。 煤价下行推动盈利持续改善，财报质量提升。 今年以来，煤价持续下行，推动公司业绩大幅改善的同时，公司盈利能力得到大幅提升：前三季度公司毛利率、净利率分别为6.92%、5.42%，同比+4.58pct、+2.79pct，期间费用率4.13%，同比-0.86pct，ROE(加权)为9.83%，同比+5.66pct。，公司负债率有所改善、经营现金流也得到大幅提升：前三季度，公司资产负债率61.76%，同比-4.60pct；前三季度公司经现净额115.49亿元，同比增加22.53%，净利润现金含量高达256.74%。 入炉煤价下降超10%，发售电量小幅增长。 成本端煤价下行是公司业绩大幅改善的主要原因。长协煤方面，价格较低的长协煤（上限770元/吨）占比提升（我们判断由去年的60%左右提升到80%左右）推动公司整体入炉煤价的下降；市场煤方面，今年以来煤价持续下跌，秦皇岛5500大卡动力煤平仓价从2022年高点的1600元/吨下跌至低点的760元/吨左右，我们测算2023三季度，同比下跌幅度在400元/吨左右，目前价格975元/吨，同比仍然有较大幅度的下跌。公司前8个月入炉标煤单价约为人民币1058.68元/吨，同比下降约10.14%，我们判断入炉煤价仍有下降空间，从而推动公司盈利能力持续提升。 2023年前三季度公司发电量、上网电量分别为1727.13、1617.96亿千瓦时，同比增长3.33%、3.28%；公司平均上网电价0.518元/千瓦时，随着经济回暖需求改善，公司发电量有望稳健增长。 华电集团十四五装机目标75GW,华电新能分拆上市在即高成长可期。 华电新能是华电集团新能源业务唯一整合上市平台。根据2023年3月3日华电新能招股说明书，截至2022年上半年末，华电新能控股装机27.95GW（其中风电20.67GW，太阳能7.28GW）。华电新能拟建装机15.17GW，项目兼具资源禀赋好、消纳能力好、电价承受能力强的优势。2021年以及2022年上半年，华电新能归母净利润分别为72.30亿元以及49.87亿元。华电集团2021年已提出,“十四五”期间力争新增新能源装机75GW，华电新能装机及盈利水平仍有较大增长空间，从而有望为公司带来高成长性投资收益。 估值分析与评级说明：预计公司2023-2025年归母净利润分别为53.36亿元、68.67亿元、75.48亿元，对应PE分别为9.1倍、7.1倍、6.4倍，维持“推荐”评级。 风险提示：煤价超预期上涨的风险；电价下调的风险；新能源开发不及预期的风险等。