事件：公司发布2022年业绩预告，预计2022年度公司归母净利润为22~32亿元（+212%~+263%），扣非归母净利润为20~30亿元（+147%~+170%），实现扭亏为盈。 22年量价齐升，推动公司业绩稳步增长。预计2022年度公司归母净利润为22~32亿元（+212%~+263%），扣非归母净利润为20~30亿元（+147%~+170%），实现扭亏为盈。主要系平均上网电价和上网电量同比增加。 2022年累计完成上网电量4405亿千瓦时（+2.8%），平均上网电价439元/千千瓦时。22Q4完成上网电量1032亿千瓦时，同比上涨1.9%，环比减少22.1%；平均上网电价450元/千千瓦时，环比增加6.4%。2022年度业绩稳中向好，主要系上网电量和电价同比增加的同时转让宁夏区域股权带来的投资收益增加。 Q4发电量环比减少22.3%,业绩不及预期。22Q4公司归母净利约-28.7~-18.7亿元，同比减亏，环比转亏，低于预期。Q4完成发电量1083亿千瓦时，同比增加1.8%，环比减少22.3%；上网电量1032亿千瓦时，同比增加1.9%，环比减少22.1%，其中火电/水电/风电/光伏上网电量为833/148/45.4/6.4亿千瓦时，同比增减幅度分别为-0.06%/+6.4%/+14.4%/+538%，环比增减幅度分别为-24.6%/-17.3%/+33.2%/-25.4%。 Q4业绩主要受计提以及煤炭专项费用拖累，但经营风险将有所缓释。1）按照《企业会计准则》以及公司计提减值准备的会计政策，公司部分控股子公司计提减值准备。主要为：大连开发区热电厂计提减值12.65亿，大连庄河计提减值准备4.08亿，朝阳热电计提减值准备是3.15亿元，保德神东计提减值准备4.13亿。上述合计影响本期利润总额减少24.01亿。2）公司控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司的煤炭专项整治费用，影响本期利润总额减少20.2亿。 盈利预测与投资建议。预计公司22-24年归母净利润分别为25.3亿元/61.1亿元/83.8亿元，23-24年CAGR达82.2%；考虑到公司拥有火电成本优势，各业务协同效应显著，维持“买入”评级。 风险提示：煤价上行风险，新能源发展不及预期，水电投产不及预期，资产及信用减值超预期等。

事件: 国电电力发布 2022年业绩预告：2022年预计公司实现归母净利润 22~32亿元，上年同期为-18.45亿元；实现扣非后归母净利润 20~30亿元，上年同期为-42.78亿元。2022Q4预计公司实现归母净利润-28.7~-18.7亿元，上年同期为-37.1亿元；实现扣非归母净利润-19.3~-9.3亿元，上年同期为-34.8亿元。 投资要点: 减值和煤炭整治费用预计导致 2022Q4亏损。2022Q4预计公司实现归母净利润-28.7~-18.7亿元（上年同期为-37.1亿元），环比由盈转亏，一是公司按照《企业会计准则》以及公司计提资产减值准备的各项会计政策，公司部分控股子公司计提减值准备 24亿元，二是公司控股子公司国电建投内蒙古公司煤炭专项整治费用，导致 2022年利润总额减少 20.2亿元。若按照国电电力持股比例测算，则上述减值和费用对归母净利润影响为 22亿元。此外，公司向国家能源集团宁夏公司转让宁夏区域相关股权及资产，致使 2022年利润总额增加13.38亿元。 2022年公司新能源合计新增装机 306万千瓦，其中风电/光伏新增装机 39/267万千瓦，低于 2022年规划值（484万千瓦）。截至 2022年底，公司风电/光伏装机分别为 746/304万千瓦。 展望 2023年，公司绿电装机有望重回高增长。据集邦新能源网数据等，截至 2023年 1月，硅料价格相较于 2022年 10月底已接近腰斩，组件价格已回落至 1.7元/W，甚至出现 1.5元/W 的报价，公司光伏装机动力有望提升。公司规划“十四五”新增新能源装机至35GW，若要完成规划，则 2023-2025年年均装机需 10GW 以上。 盈利预测和投资评级：公司非经常性损益导致公司 2022Q4亏损，我们下调 2022年盈利预测，预计公司 2022-2024年归母净利润分别为 28.0/66.7/80.5亿元，对应 PE 分别为 25/11/9倍。考虑到 2023年公司绿电成长性有望修复，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；可再生能源补贴核查带来的减值风险。

事件：公司发布] 2022年三季报，2022年前三季度营业收入 1463亿元（+22.3%），归母净利润 50.2亿元（+169%）；其中 2022Q3营收 551亿元（+26.1%），归母净利润 27.2亿元（+351%），扣非归母净利润 18.5亿元（+166%）。 量价齐升推动公司营收稳步增长，三重利好助推业绩实现高增。2022年前三季度公司营收 1463亿元（+22.3%），其中 Q3实现营收 551亿元（+26.1%），环比增长 24.2%，主要系平均上网电价和上网电量同比增加，2022Q3平均上网电价 423.3元/千千瓦时（+28.2%），上网电量 1326亿千瓦时（+3.1%）。2022年前三季度归母净利润 50.2亿元（+169%），其中 Q3达到 27.2亿元（+351%），三季度业绩贡献超一半，主要系上网电量和电价同比增加的同时转让宁夏区域股权带来的投资收益增加，三重利好助推三季度归母净利润同比增幅超 3倍。 火电保供价值凸显，Q3发电量环比增加 28.5%。 2022年前三季度公司上网电量 3373亿千瓦时（+2.9%），Q3实现上网电量 1326亿千瓦时（+3.1%）。其中火电/水电/风电/光伏上网电量同比变化+4.2%/-8.3%/+5.7%/+384%，受全国区域局部高温负荷短缺的影响，水电出力减少，火电作为基础性保供电源保供价值凸显，发电量得到提升。2022年前三季度公司风电/光伏新增装机 0.4/1.9GW，截止 9月底，公司风电/光伏控股装机量为 7.5/2.3GW，风光装机容量增加带动上网电量稳步提升。 宁夏区域资产剥离及大渡河资产注入完成，公司资产结构得到优化。公司所属宁夏区域相关资产及收购国家能源集团所持大渡河公司 11%股权所属相关标的资产，已全部于 2022年 9月 30日完成交割。公司向宁夏公司转让的宁夏相关资产中大部分为火电不良资产。此外现金收购国家能源集团持有的大渡河公司11%股权后公司持有的国能大渡河股权比例将提升至 80%，预计将进一步加强对大渡河流域下属电站控制权，公司资产结构得到优化。 盈利预测与投资建议。预计公司 22-24年归母净利润分别为 69.5亿元/81.7亿元/95.8亿元，23-24年 CAGR达 17.4%；考虑到公司拥有火电成本优势，各业务协同效应显著，给予公司 23年火电/水电/风光/煤炭 1.0PB/12PE/14PE/1.0PB估值，预计 1053.34亿元市值，上调目标价至 5.91元，维持“买入”评级。 风险提示：煤价上行风险，新能源发展不及预期，水电投产不及预期。

电量及电价双升， 公司归母净利润大幅增长。 2022年前三季度， 公司实现营业收入 1462.76亿元（+22.25%） ， 归母净利润 50.73亿元（+169.10%） 。 其中， 第三季度单季度实现营业收入 551.18亿元（+26.10%） ， 归母净利润27.19亿元（+351.08%） 。 公司净利润大幅增长的原因在于： 一是公司发电量同比增加， 2022年前三季度， 公司发电量 3550.30亿千瓦时（+3.01%） ； 二是公司平均上网电价上行； 三是公司转让宁夏区域股权， 投资收益增加。 ROE同比大幅增加，经营性现金流向好。2022年前三季度，公司ROE为10.85%，较 2021年同期的 2.67%增加 8.18pct， 盈利能力显著提升， 主要原因在于平均上网电价大幅上涨、 煤电一体化优势以及财务费用率下降致净利率增加。 现金流方面， 2022年前三季度， 公司经营性净现金流为 390.93亿元， 同比增加 94.76%， 主要系电量同比增加使得收入增长以及收到的留抵退税同比增加所致。 火电盈利有望进一步提升， 水电盈利将迎来改善。 国家政策大力推动煤炭保供调价， “3个 100%” 政策落地， 煤炭新长协换改签完成， 预计公司煤炭燃料成本压力将有所缓解。 同时， 煤电市场化交易电价上浮， 助力公司对冲燃料成本压力， 预计未来煤电市场化交易价格将保持上浮态势， 促进公司火电盈利进一步修复。 水电方面， 四川特高压交流电网加快建设， 未来公司水电消纳情况有望改善； 同时， 双江口水电站建成后， 其年调节水库将有助于增发电量， 促进公司水电盈利改善。 此外， 公司收购大渡河公司 11%股权， 持股权益增加， 有望更为充分地享受大渡河盈利改善带来的发展红利。 风光新能源装机增加， 推动未来业绩增长。 截至 2022年 9月， 公司风电、光伏累计装机容量分别为 7.46、 2.32GW， 今年新增风电、 光伏装机分别为0.39、1.95GW，合计新增装机 2.34GW。根据公司规划，预计四季度将有 2.50GW风光新能源装机投运， 驱动公司未来收入和业绩增长。 公司十四五期间风光新能源增量空间大， 未来随着项目投运， 公司收入和净利润有望持续增长。 风险提示： 风光新能源项目投运不及预期， 政策不及预期， 电价下调。 投资建议： 首次覆盖， 给予 “买入” 评级。 我们预计 2022-2024年公司归母净利润分别为58.5、74.3、89.5亿元，2023-2024年同比增长27.0%、20.5%； EPS 分别为 0.33、 0.42、 0.50元， 当前股价对应 PE 为 14.6、 11.5、 9.5x。 通过分部估值， 测算公司 2023年权益市值为 916.0-1034.8亿元， 对应5.14-5.80元/股合理价值， 较当前股价有 7%-21%的溢价。

公司发布2022年三季报，前三季度实现营业收入1462.76亿元，同比增长22.25%；实现归母净利润50.15亿元（扣非39.30亿元），同比增长169.10%（扣非增长653.29%）。 第三季度实现营业收入551.18亿元，同比增长26.10%；实现归母净利润27.20亿元（扣非18.52亿元），同比增长351.08%（扣非增长165.59%）。 火电板块量价齐升，盈利能力大幅提升第三季度归母净利润27.20亿元（同比+351.08%），主要由于火电板块盈利边际改善，以及转让宁夏区域股权带来投资收益增加。 受益于第三季度电力保供，火电板块实现量价齐升。第三季度火电发电量1104.1亿千瓦时（同比+8.1%），火电发电量占比79%；第三季度全部电源平均上网电价423.31元/千千瓦时（同比+28.2%）。从成本端来看，从303号文发布的半年来，国家及地方不断加大履约监管，我们预计公司第三季度入炉煤均价有所回落。在入炉煤价下行以及上网电价提升的共同作用下，火电板块盈利能力大幅提升。 光伏装机增长迅速，后续风光装机增长有望带动盈利能力提升新能源板块盈利随着装机规模增加而稳健增长。截至三季度末，公司控股装机95.57GW（同比-3.0%），其中风电7.46GW（同比+8.4%），光伏2.32GW（同比+785%）。上半年风电发电量116.44亿千瓦时（同比+5.7%），光伏发电量15.42亿千瓦时（同比+383.8%）。目前新能源装机仅占公司总装机的10.2%，随着新能源装机不断增长，盈利有较大上涨空间。 盈利能力大幅提升，经营性现金流量净额同比大幅增加第三季度毛利率14.15%，同比提升9.44pct，较第二季度环比提升2.31pct，盈利能力提升明显；第三季度净利率9.74%，同比提升11.26pct，较第二季度环比提升4.64pct；第三季度经营性现金净流量177.6亿元，同比增长85.7%，主要由于发电量同比增加，以及收到的留抵退税同比增加所致。 长协比例提升促进火电盈利能力回升根据10月13日国务院新闻办公室政策例行吹风会，央企带头多签中长期合同，努力稳定市场价格，国家能源集团和中煤集团两家中央煤炭企业中长协合同兑现率超过90%，向下游企业让利超过500亿。 我们认为四季度火电企业长协覆盖比例有望明显提升，入炉标煤单价较前三季度有望大幅下降。考虑到煤电电价最高可上浮20%，且高耗能行业涨幅不受此限制，预计火电盈利能力有望持续回升。abl十e_四S五um目ma标ry新]增】新能源35GW，目前仍有较大装机新增空间公司目前火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。根据公司规划，“十四五”期间，新增新能源装机35GW，“十四五”末清洁能源装机占比达到40%以上。公司依托常规能源支撑调节能力，利用调峰、通道等资源，在获取和开发新能源项目方面具有明显优势。前三季度公司新增新能源装机2.34GW，其中风电0.39GW，光伏1.95GW。十四五以来公司新增新能源装机3.93GW，其中风电1.82GW，光伏2.11GW。公司新增新能源装机距离35GW的目标仍有较大空间，预计后续新能源建设有望加速。 估值分析与评级说明预计第四季度长协煤比例继续提升，至2023年长协100%覆盖，且价格不超过规定区间。预计公司2022-2024年归母净利润分别为61.76亿元、73.45亿元、91.73亿元，对应PE分别为13.3倍、11.2倍、9.0倍，维持“推荐”评级。 风险提示：煤价维持高位；新能源开发进度不及预期；电价上涨幅度受限等。

事件： 公司发布 2022年三季报以及三季度经营数据公告， 2022年单三季度公司实现营业收入 551.18亿元，同比增长 26.1%；实现归母净利润 27.2亿元，与去年同期相比扭亏为盈，增长 351.08%。 2022年前三季度公司实现营业收入 1462.76亿元，同比增长 22.25%；实现归母净利润 50.15亿元，同比增长 169.1%。 此外，公司现金流表现亮眼，前三季度经营性现金流达 390.93亿元，同比增长 94.76%。 截至 2022年 9月底，公司控股装机规模为 95.57GW，其中火电装机70.84GW，水电装机 14.96GW， 新能源装机 9.78GW。 火电板块业绩持续修复， 公司煤电一体化优势凸显： 据三季报披露，三季度公司营收与归母净利润增加主要是由于发电量与上网电价的同比增长。 2022年三季度，公司完成发电量 1394.98亿千瓦时，同比增长 3.30%， 从火电板块看， 受保供压力影响， 公司火电发电量增幅较大，三季度实现 1104.09亿千瓦时，同比增长 8.09%。三季度平均上网电价为 423.31元/兆瓦时，较去年同期的 330.13元/兆瓦时上涨28.23%，主要由于火电市场化交易电价上涨。 火电板块量价齐升，盈利持续修复。 在煤炭价格高位震荡趋势延续背景下， 公司背靠国家能源集团，与煤炭龙头中国神华为兄弟公司， 煤电一体化优势显著，根据公司公告， 2021年公司长协煤采购量占比高达 92%，因此相比其他火电企业在燃料成本与保供方面更具优势。 在紧迫的电力保供需求下， 公司火电装机规模也有望进一步提升， 带来发电量持续增长。 宁夏区域相关资产交割完成贡献较大投资收益，公司资产质量向好： 据三季报披露，公司三季度归母净利润增长的原因之一为投资收益增加， 主要来源于公司向国家能源集团宁夏公司非公开转让所属宁夏区域相关资产（共 8家控股子公司） 完成交割所得， 2022年前三季度公司实现投资收益达 20.5亿元， 投资收益收到的现金达 8.68亿元，同比增长 66.6%。 从过往业绩来看，公司宁夏区域资产盈利能力较差，2021年利润总额合计为-24.18亿元，对公司整体业绩产生拖累。因此，此次宁夏资产剥离后， 除三季度贡献较大投资收益以外，公司整体盈利能力有望向好。 此外， 公司收购大渡河公司 11%的股权也于近期完成交割， 对国能大渡河持有的股权提升至 80%，进一步加强了对大渡河流域下属电站控制权。 优质资产购入叠加亏损资产剥离，公司整体资产质量稳步向好。 光伏项目加速投产， 新能源发电量实现高增： 根据经营数据公告， 截至三季度末公司风电装机达 7.46GW，光伏 2.32GW； 三季度光伏项目投产加速，新增装机 0.81GW。从发电量来看，公司三季度实现风电发电量 34.08亿千瓦时，同比增长 10.62%；实现光伏发电量 8.57亿千瓦时， 同比增长 625.15%。 投资建议： 我们预计公司 2022年-2024年的收入分别为 1809.47亿元、 1832.11亿元、 1924.20亿元，增速分别为 7.6%、 1.3%、 5.0%，净利润分别为 61.93亿元、 73.06亿元、 90.49亿元，增速分别为235.6%、 18.0%、 23.8%，成长性突出；维持买入-A 的投资评级， 6个月目标价为 5.60元。 风险提示： 煤价持续上涨风险、政策推动不及预期风险、新能源项目建设进度不及预期风险。

事件：国电电力发布半年报，2022年上半年公司实现营业收入 911.58亿元，同比+ 20.03%；实现归母净利润 23.34亿元，同比-22.38%，实现扣非后归母净利润 21.17亿元，同比-2.56%。 点评： 装机量、发电小时数同步提升带动电量增长，量、价提升促进收入增长。 截止 2022年 6月,公司控股装机容量达到 100.39GW，较去年同期增加17.99GW。上半年发电利用小时数为 2157小时，同比增加 8小时。装机量、发电小时数及发电效率的提升有效推动电量增长。上半年公司完成发电量 2155.31亿千瓦时、上网电量 2047.62亿千瓦时，分别同比增长 0.63%和 0.68%。公司市场化交易电量占比达到上网电量的 93.08%，较去年同期提高了 33.52个百分点。电价方面，上半年平均上网电价同比增长 23.05%，达到 443.21元/千千瓦时。上网电量和电价的提升促进公司营收快速增长。 煤价大幅上涨拖累净利润，Q2已边际改善。2022年上半年，由于煤炭价格仍处于高位运行，公司入炉综合标煤单价同比大幅增长 230.35元/吨，达到 968.22元/吨。煤价大幅提升使得净利润同比下降。但从环比角度来看，Q2入炉煤价边际改善明显。同时在成本控制方面，公司 2022年上半年长协覆盖率达到 100%，随着长协履约率提升以及国家对于煤价控制，公司火电板块利润有望持续改善。 新能源稳步发展，高常规能源占比支持新能源转型。公司目标于十四五期间新增新能源装机 35GW，清洁能源装机占比达到 40%。在此背景下，公司风光装机规模持续提升。2022年公司新增新能源装机 153.33万千瓦，2022年 6月末风光装机占总控股装机的比例由 2021年年末的 7.5%增加至 8.9%。公司积极拓展新能源项目，2022年已获取新能源资源量837.79万千瓦，完成核准或备案新能源容量 911.67万千瓦。目前公司发电结构布局中，公司火电装机占比 76.2%，水电装机占比 14.9%，较高比例的常规能源与新能源项目互补，有利于新能源转型。 盈利预测与投资评级：预测 2022-2024年，公司归母净利润分别为52.9/70.2/88.0亿元，同比增速分别为-/32.7%/25.4%；对应 PE 分别为14.5/10.9/8.7倍，首次覆盖，给予公司“买入”评级。 风险提示：煤价下降不及预期；电价上涨不及预期；公司新能源建设不及预期等。

事件：公司发布 2022年半年度报告，2022H1实现营业收入911.6亿元，同比增长20.0%；实现归母净利润23.3 亿元，同比减少22.4%。 煤炭成本优势凸显，二季度业绩持续改善。公司2022H1 营收911.6 亿元（+20.0%），主要系2022H1 平均上网电价大幅上升，为443.2 元/千千瓦时（+23.1%）；Q2营业收入443.7亿元，环比下降5.2%，主要系公司Q2 平均上网电价环比下降了26.6元/千千瓦时；2022H1 归母净利润23.3亿元（-22.4%），主要系上半年煤炭价格持续高位运行，入炉综合标煤单价968.2 元/吨，同比增长230.4元/吨；Q2归母净利润12.8 亿元，环比增加21.0%，公司煤炭成本优势得以凸显。 风光持续扩张，盈利占比过半。2022H1 公司新增风电/光伏装机0.4/1.1GW，获取风光资源量8.4GW，完成核准或备案风电/光伏容量0.4/8.7GW，公司风光归母净利润12.6亿元，占比达54%，公司风光业务持续扩张，盈利能力不断提升。此外公司2022H1 风光业务前期及基建支出55.1 亿元（+164.9%），公司经营活动现金流净额213.3 亿元（+84.4%），支持公司风光上量。 剥离火电不良资产，获大渡河等优质资产注入。公司向国家能源集团宁夏公司非公开协议转让公司宁夏相关资产，大部分资产为火电不良资产，此外公司拟投资建设国能舟山三期约1.3GW扩建项目和国能肇庆二期2×9F 级燃气热电联产项目。水电板块公司拟现金收购国家能源集团所持大渡河公司11%股权，收购价格暂为43.7 亿元。2022 年6 月，国家发改委等部委联合印发《可再生能源“十四五”规划》，明确存量火电、水电将是新能源转型的重要支撑。公司不断剥离火电不良资产，加码投资优质水火资产，新能源项目转型支撑优势突出。 盈利预测与投资建议。预计公司22-24 年归母净利润分别为58.9 亿元/78.3 亿元/97.7 亿元，22-24 年CAGR达28.8%；考虑到公司拥有火电成本优势，各业务协同效应显著，给予公司23年火电/水电/风光/煤炭0.7PB/12PE/14PE/0.7PB估值，预计972 亿元市值，上调目标价至5.45 元，维持“买入”评级。 风险提示：煤价上行风险，新能源发展不及预期，水电投产不及预期。

事件:国电电力发布2022年半年报：2022H1公司实现收入911.6亿元，同比增长20.0%，实现归母净利润22.95亿元，同比减少22.1%；2022Q2实现收入443.7亿元，同比增长20.2%，实现归母净利润12.8亿元，同比增长47.3%。 投资要点:Q2收入同比+20.2%，水电电价结算时序影响平均电价。2022Q2公司收入同比增长20.2%，主要是因为平均上网电价同比增长28.1%。 环比来看，2022Q2平均上网电价下降5.9%，主要是因为上半年水电来水偏丰且水电度电收入上半年同比下降12%。据公司2022年半年报，公司水电度电收入下降主要由于上半年电价结算时序政策变化所致，而非年度平均电价出现显著变化。 上半年火电业绩环比扭亏为盈，煤炭净利润同比+75%。2022H1实现归母净利润22.95亿元，环比2021H2的-47.92亿元大幅改善（调整后），其中火电/水电/风电/光伏/其他板块归母净利润分别为2.6/4.4/11.5/1.1/3.7亿元。上半年业绩环比大幅改善，原因主要有二：一是因为煤炭净利润同比大增74.9%至12.9亿元（占净利润比重25.5%），二是因为火电业绩环比扭亏为盈。2022H1火电净利润（100%权益口径）18.63亿元，同比减少19.8%，度电净利0.01元/KWh，上年同期为0.016元/KWh。此外，水电净利润同比下降31.6%，主要是因为水电度电收入下降。 上半年新能源新增装机1.62GW，核准/备案容量已接近全年规划值。 2022H1公司风电/光伏新增装机0.39/1.14GW，则截至2022年6月底，公司风电/光伏控股装机量为7.5/1.5GW。2022H1公司获取新能源资源量8.38GW（全年规划值10GW+），完成核准或备案新能源容量9.12GW（全年规划值9.31GW），其中风电0.39GW，光伏8.72GW。公司规划“十四五”新增新能源装机35GW，其中，2022年计划投产4.84GW。公司发力新能源业务有望拉动“十四五”业绩高增。 持续整合集团优质常规能源资产，公司资产质量有望进一步提升。2022年8月，公司拟向国家能源集团以非公开协议的形式转让公司所属宁夏区域相关资产，交易价格为4.03亿元。截至2021年底，公司宁夏区域资产的权益净资产为-3.78亿元，2021年利润总额-24.18亿元。同期，公司拟通过非公开协议方式现金收购国家能源集团持有的大渡河公司11%股权，收购价格暂为43.70亿元，按2021年归母净利润测算，PE为19.5倍。公司此次整合国家能源集团旗下优质常规能源资产，有望进一步提升公司资产质量，优化公司资产结构和布局。 盈利预测和投资评级：预计公司2022-2024年归母净利润分别为55.0/69.1/81.8亿元，对应PE分别为13/10/9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。

事件：公司发布公告，22H1公司完成发电量2155.3亿千瓦时，上网电量2047.6亿千瓦时，按照可比口径较上年同期分别增长2.8%和2.8%；参与市场化交易电量占上网电量的92.4%；平均上网电价0.4400元/千瓦时。 新能源转型提速，22H1风光装机增长1.5GW。截至2022年6月30日，公司合并报表口径控股装机容量100.4GW，其中火电76.5GW，水电15.0GW，风电7.5GW，光伏1.5GW，清洁能源装机占比23.8%，较2021年底上升1.3pp；公司装机规模较2021年底上升0.6GW，其中火电装机量减少0.9GW，风电装机量上升0.4GW，光伏装机量上升1.1GW。公司明确2022年将加快新能源开发，计划获取新能源资源超过10GW，核准9.3GW，新能源装机增速有望加快。 风光装机增长驱动发电量提升，火电电价上升有望带动业绩增长。22H1公司完成发电量2155.3亿千瓦时（+2.8%），上网电量2047.6亿千瓦时（+2.8%），其中火电上网电量1728.4千瓦时（+1.9%），水电上网电量230.0亿千瓦时（+7.6%），风电上网电量82.4亿千瓦时（+3.8%），光伏上网电量6.9亿千瓦时（+241.6%）。风光新增装机带动了发电量的增加，来水情况好转也有利于水力发电量的增加。22H1公司参与市场化交易电量占上网电量的92.4%，较21H1同比提高30.3pp，较上年年末提高29.3pp。22H1公司平价上网电价0.4400元/千瓦时，较同期增长0.0906元/千瓦时，较上年年末增长0.0816元/千瓦时。目前市场化竞价水平要普遍高于当地标杆电价，市场化交易电量提高有助于提高公司营业收入。 电煤长协履约率有望进一步落实，公司火电成本有望持续下降。全国煤炭交易中心在《关于加快推进2022年电煤中长期合同补签换签相关工作的公告》中明确加快推进2022年电煤中长期合同补签换签相关工作，发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期合同全覆盖，尽快达到三个“100%”的目标要求。 长协煤炭资源比例及兑现率的提升有助于公司控制火电成本，扭转亏损局面。 盈利预测与投资建议。预计公司22-24年归母净利润分别为47.9亿元/62.5亿元/79.7亿元；考虑到公司拥有火电成本优势，各业务协同效应显著，维持“买入”评级。 风险提示：煤价上行风险，新能源发展不及预期，市场化交易不及预期。

简介：立足优质常规能源资产，清洁能源转型加速进行时 公司为国家能源集团旗下核心电力上市公司和常规能源发电业务平台，立足其优质常规能源资产，“十四五”期间加速推进新能源转型。截至2021年底，公司总控股装机容量为9980.85万千瓦，业务涵盖火电、水电、风电、光伏发电等多类项目，清洁能源权益装机占比超1/3。 火电：资产整合下质量稳步提升，煤电一体化优势凸显 ①火电资产腾笼换鸟，资产质量稳步提升。2019年，公司和中国神华以各自所属部分火电资产合资成立北京国电电力；2021年，置入山东、福建等6省优质常规能源发电资产。截至2021年末，公司火电控股装机容量7739.96万千瓦，主要布局在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道。②煤电一体化优势凸显，有望有效缓解燃料成本压力。公司煤电一体化优势显著，在煤价高企的背景下，盈利能力有望优先回归合理水平。从2021年来看，国电电力火电单位售电毛利为-1.86元/兆瓦时，单位亏损较低。 水电：21年业绩贡献25亿，盈利能力有望进一步提升 存量来看，公司水电装机规模持续增长，截至21年底，公司控股水电装机容量达1497.24万千瓦，主要集中于四川省大渡河流域。优质资源禀赋助力公司水电利用小时数领先全国，带动发电量稳步攀升，2021年公司水电发电量达588.78亿千瓦时，净利润贡献达25亿元；增量方面，截至21年末，在建机组规模达394.65万千瓦，全部投产后预计带来直接增发电量163.41亿千瓦时，并助力年调节能力提升。未来伴随大渡河流域弃水问题逐渐改善，叠加四川省电价上行，公司水电资产盈利能力有望进一步提升。 新能源：集团新能源发展主力军，“十四五”期间转型提速 存量方面，公司抢抓新能源产业发展窗口期，装机规模快速扩张，截至2021年底，风光装机容量达743.65万千瓦，项目分布于全国多个省份。依托于当地优质风力资源及消纳外送能力，公司风电可利用小时数高于全国水平。增量方面，公司作为国家能源集团新能源发展的“三驾马车”之一，新能源开发进一步提速，“十四五”期间计划新增新能源装机3500万千瓦，占比超40%。另外，公司新老业务协同发展有望提升其项目获取能力，助力实现新能源跨越式发展。 盈利预测与估值：我们预计公司2022-2024年实现归母净利润59.94、76.54、88.90亿元，对应PE分别为9.85、7.71、6.64倍。基于分部估值分析，给予公司22年目标价4.79元/股，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：宏观经济下行、疫情超预期反弹、煤炭价格波动、来水低于预期、项目建成时间晚于预期、新能源装机规模扩张不及预期、风电资产转出等风险

公司系国家能源集团旗下常规发电业务上市平台，立足火电转型新能源。公司背靠国家能源集团，与集团下属子公司中国神华形成长期稳定的煤炭供应关系，协同优势明显。截至2021年底，公司总控股装机为9980.9万千瓦，同比增加13.4%，其中火电、水电、风电、光伏的控股装机分别为7740、1497.2、707.1、36.6万千瓦，其中清洁能源装机同比增幅较快。“十四五”期间公司将大力发展清洁能源业务，2025年将实现清洁能源装机占比达到40%以上。2021年在公司火电业务出现亏损的背景下，水电、新能源成为主要利润来源，分别贡献利润25、13亿元。随着公司新能源转型进程的推进，火电的稳定供应以及新能源不受燃料成本影响的多能优势互补优势将进一步凸显 煤价稳价保供，火电有望迎来盈利修复。2021年煤炭价格创历史高位，公司火电板块营业成本同比上升40.1%，业绩出现亏损。但受益于机组灵活性改造以及与中国神华的煤电协同，公司火电业务的度电成本优于同业其他企业，亏损相对较小。随着煤炭保供、煤价合理价格区间以及市场化交易电价浮动范围上调等一系列政策落地，公司火电板块毛利率将逐步回升，业绩有望改善。 “十四五”期间风光新能源规划新增装机35GW，低碳化转型提速。截至2021年底，公司拥有风电、光伏装机707.1、36.6万千瓦。同时公司公布“十四五”新能源装机规划，2022年预计将投产484.21万千瓦，“十四五”期间新增新风电、光伏装机3500万千瓦。据我们测算，至2025年公司新能源装机总量将达到4154.3万千瓦，未来4年CAGR为53.7%。公司获取新能源项目能力出色，截止2021年底已完成核准或备案新能源装机超过650万千瓦，2022年公司计划将获取新能源资源超过1000万千瓦，核准930.96万千瓦，开工665.94万千瓦。随着火电的盈利修复，将为新能源项目建设提供稳定现金流保障，新能源体量的大幅增加也将为公司贡献更丰厚的业绩。 公司水电业绩持续增长可期。公司水电业务主要集中在大渡河流域，水量丰富。截至2021年底，公司水电装机1497.2万千瓦，同比增加4.2%。同时拥有在建水电机组394.7万千瓦。未来随着大渡河上游双江口电站的投产以及外送特高压通道的完工，公司水电板块业绩有望持续增长。 投资建议：公司作为国内装机规模前列的发电企业，未来在火电市场化交易电量占比继续提升以及煤炭长协保供力度加大的背景下，公司主要的火电业务有望扭亏。同时，公司大力转型新能源，随着“十四五”期间风光新能源装机35GW的逐渐落地，将为公司贡献新的业绩增量。预计2022-2024年公司营业收入分别为1769.88、1877.84、1996.26亿元，分别同比增长5.23%、6.10%、6.31%。归母净利润分别为65.09、87.03、113.97亿元，分别同比增长452.71%、33.71%、30.96%；EPS分别为0.36、0.49、0.64，对应PE分别为9.07、6.78、5.18倍。首次覆盖，给予公司“买入”评级。 风险提示：煤价回落速度不及预期、政策落实情况不及预期、新能源装机投产不及预期、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。

公司是国家能源集团常规能源业务整合平台，截至2021年末，火电/水电/风电/光伏/气电装机量分别为76.4/15.0/7.1/0.4/1.0GW。其中，火电业务是主要收入来源，2021年收入占比为85.3%。2021年受燃煤成本大涨影响，公司实现归母净利润-18.45亿元。其中，火电业务净利润-59亿元，较去年同期的116亿元大幅下降；水电/风电/光伏/煤炭业务净利润25.0/12.5/0.6/18.2亿元，成为2021年业绩主要支撑。2022Q1公司实现归母净利润10.56亿元，环比大幅改善。 新能源：发力风光再出发，“十四五”收入CAGR或达38%。 I.公司上调“十四五”新增新能源装机至35GW，则“十四五”末新能源装机量有望超40GW。粗略假设公司2022年新增装机5GW，则2023-2025年需年均新增装机9.7GW，2025年公司新能源业务收入或达264亿元，CAGR4=38%。2022年公司将加快新能源开发，计划获取新能源资源超过10GW，核准9.31GW，开工6.66GW，投产4.84GW。 II.若“十四五”完成35GW新增装机，总投资额或将超1600亿元。按照30%的资本金比例，公司需投入资本金合计467亿元。 煤电：背靠集团燃煤成本优势显著，业绩拐点将至。 I. 2022年火电上网电价或维持较高水平。2022Q1公司平均上网电价环比提升15.27%。双碳背景下，电力或维持供需偏紧形势，我们预计2022年公司火电上网电价或维持较高水平。煤价强监管+供需格局改善，燃煤成本有望改善。煤价监管趋严，动力煤价格上限明确，5月1日起，秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长 II. 期、现货价格每吨不得超过770/1155元，叠加发改委对发电供热企业长协煤覆盖率的监管，火电企业处于煤价合理区间的煤炭长协覆盖率有望提升。根据我们测算，2022年电煤全年需求或整体偏弱，叠加煤炭增产增供持续发力，煤炭供需紧张格局有望改善。长协煤覆盖率提升+煤炭供需格局改善，燃煤成本有望改善。2021年公司火电业务度电毛利-0.002元/千瓦时，位居行业首位，成本优势显著。公司背靠国家能源集团，与中国神华同为集团下属子公司，相较同行，公司处于政策价格区间的长协煤覆盖率或更有保障。公司火电业务业绩有望迎来拐点。水电：大渡河消纳改善+量价齐升，或将新增归母净利19.4亿元I.“十四五”特高压建成+双江口投产，大渡河消纳有望改善。大渡河水电资源丰富但弃水严重，2020年弃水量达107亿千瓦时，占全国弃水量的35.6%。但随着2022年白鹤滩-江苏和浙江的两条直流工程投产后，四川外送电量将达2500亿千瓦时，较2021年四川外送电量增加约80%；叠加“十四五”四条川渝特高压1000千伏交流通道投运，大渡河省内和省外送电瓶颈有望破解。此外，具有年调节能力的双江口水电站有望于2024年投产，可调蓄增加大渡河枯期电量约66亿千瓦时，进一步改善大渡河消纳。根据我们测算，当大渡河弃水量减少50%时，有望带来6.6亿元的归母净利润增量，占2021年大渡河归属国电电力净利润比重为43.8%。 II.电价上涨+新机组投产，或将新增归母净利润12.8亿元，占2021年大渡河归母净利的85.6%。1）调度增发：根据我们测算，双江口水电站调度增发电量或将产生归母净利润8.1亿元。2）新机组投产：公司在建的近4GW机组于2025年前后投产，有望新增归母净利润3.2亿元。3）电价上涨：2022年，四川发电侧电力年度成交均价为0.2238元/千瓦时，同比上涨1.5分/千瓦时（同比+7.0%)。根据我们测算，市场化交易电价上涨1.5分/千瓦时有望增厚大渡河归母净利润1.5亿元。 投资建议：公司背靠国家能源集团，燃煤成本优势显著，火电业务有望迎来拐点；公司上调“十四五”新能源装机至40GW＋，打开成长空间；大渡河消纳有望改善，量价齐升背景下，水电业务有望贡献业绩弹性。预计公司2022-2024年归母净利润分别为55.0/69.1/81.8亿元，对应PE分别为10.73/8.54/7.22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；测算存在主观性，仅供参考。

推荐逻辑：1）背靠国家能源集团，充分利用产业协同效应，21年末长协煤占比超90%，入炉煤价显著低于同行；2）新能源业务全面提速，“十四五”新能源规划新增装机35GW，21-25年风光装机CAGR高达55%，增速位居行业前列；3）特高压时代水电消纳水平提高，叠加市场化电价上行趋势，公司水电板块盈利水平有望进一步提升。背靠国家能源集团，利用集团产业协同优势，入炉标煤单价行业低水平。公司充分利用集团“煤电路港航”一体化产业协同优势，努力提升内部优质长协煤炭资源比例及兑现率，21年公司共采购煤炭1.9亿吨，其中长协煤总量1.75亿吨，占比92%；入炉标煤单价900元/吨，远低于行业其他公司，成本优势明显。同时，公司股权投资项目遍布火水煤等领域，为公司带来持续稳定的投资收益，21年公司投资收益达32.6亿元。 十四五新能源规划超预期，债务结构良好，装机目标完成度可靠。公司紧跟集团战略布局，确定了“新能源发展主力军”的全新战略定位，十四五期间规划新增风光装机35GW，预计清洁能源装机占比提升至40%以上，21-25年风光装机CAGR高达55%，成长性可观。21年公司资产负债率72.1%，资产及债务结构较好，为新能源发展再添优势。 “特高压+市场电”有望带动水电盈利能力进一步提升。公司负责四川大渡河流域干流18个梯级电站的开发，在四川省内年水电发电量超500亿kwh，占公司水电发电量的85%；目前四川省进入特高压输电时代，“十四五”期间规划建成“六直八交”与华东、西北、重庆、西藏等电网相联，跨区跨省最大外送能力超过3000万千瓦。此外，电力供需紧平衡情况下市场化电价上行，21年公司在四川省水电上网电价266.1元/兆瓦时。消纳水平提高叠加水电上网电价上行，有望拉动公司水电盈利水平进一步提升。盈利预测与投资建议。预计公司22-24年归母净利润分别为47.9亿元/62.5亿元/79.7亿元，CAGR达28.9%；考虑到公司拥有火电成本优势，各业务协同效应显著，给予公司22年火电/水电/风光/煤炭0.8PB/18PE/20PE/1.0PB估值，预计800亿元市值，对应目标价4.49元，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：煤价上行风险，新能源发展不及预期，水电投产不及预期。

事件：公司发布公告，拟与控股股东国家能源集团进行资产置换，公司向国家能源集团置出河北银行 19.016%股权及英力特集团 51.025%； 合计评估值 76.78亿元。国家能源集团向公司置入山东公司 100%股权、江西公司 100%股权、福建公司 100%股权、广东公司 100%股权、海南公司 100%股权、乐东公司 100%股权、海南能源销售 100%股权、海控新能源 65.43%股权、湖南公司 100%股权、宝庆煤电 90.49%股权、巫水水电 85.78%股权；上述资产评估值合计 200.41亿元。置入置出资产交易差额 123.63亿元，公司将以现金方式支付给国家能源集团。 装机容量净增加超过 1500万千瓦，盈利水平有望大幅提升。本次资产置换完成后，公司控股装机容量净增加 1564.72万千瓦，相比公司2021年中期装机的 8239.79万千瓦，增幅 18.99%；置入资产 2020年对应净利润近 25亿元，超过公司 2020年净利润的 90%，将大幅增厚公司业绩。 聚焦电力主业、市场覆盖率及整体竞争力提升，外延空间广阔。本次资产置换，公司置出资产为金融、化工等非发电主业资产；国家能源集团将向公司置入所属山东、江西、福建、广东、海南、湖南等区域火电、水电等常规能源发电资产。本次交易是国家能源集团履行注资承诺的进一步体现。置换完成后，公司控股装机容量净增加 1564.72万千瓦，置入资产将填补公司在山东、江西、福建、广东、海南、湖南等区域常规能源发电空白，提高公司在上述区域电力市场的占有率，整体市场竞争优势更加明显，助力公司可持续发展。公司作为国家能源集团常规能源发电业务的整合平台，未来发展空间广阔。 盈利预测与投资建议：预计 2021~23年净利 43.00/58.65/66.27亿元，对应 PE 分别为 11.7/7.8/6.9倍。资产置换大幅增厚公司业绩，首次覆盖，背靠国家能源集团未来可期，给予“买入”评级。 风险提示：资产置换进度不及预期的风险，煤价波动超预期的风险。