（报告作者：光大证券 王威）
1.1、背靠华能集团，重要的综合电力运营平台
华能国际电力股份有限公司成立于1994年06月30日,距今已有28年。公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂,是中国最大的上市发电公司之一。
公司中国境内电厂分布在二十六个省份、自治区和直辖市；境外在新加坡全资拥有一家营运电力公司（大士能源，100%控股），在巴基斯坦投资一家营运电力公司（如意巴基斯坦能源，间接控股 40%）。
截至2021年 12 月 31 日，公司拥有可控发电装机容量 11,869.5 万千瓦，权益发电装机容量 10,387.5 万千瓦。
背靠华能集团，股东背景强大。
公司隶属全国五大发电集团之一的华能集团，截至 2022 年 9 月 30 日，华能集团通过直接和间接的方式合计持有公司 45.2%的股权。目前华能集团旗下共拥有 3 个上市公司，华能国际（600011.SH）属于综合电力运营商，内蒙华电(600863.SH)集中于内蒙自治区内，华能水电(600025.SH)专注于水电业务；华能新能源已于 2020 年 2 月港股退市。
华能国际是华能集团旗下最大的电力公司，且覆盖各类发电类型。
从装机量来看，截至 2021 年底，华能国际可控装机容量 11,869.5 万千瓦，为华能集团旗下公司第一位；位居第二的华能水电则与公司差距较大，其 2021 年总装机量仅 2,318.4 万千瓦。另外，公司覆盖火电、风电、光伏、水电等多种发电类型，是华能集团重要的综合电力运营平台。
1.2、 电力业务为主，燃料成本上升致
2021 年业绩亏损 电力业务为主，收入增长较为稳定。
公司主要提供电力、热力及综合能源服务，建设运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施。电力业务为公司主营业务，收入常年占比 90%以上。
2021年公司实现营业收入 2,046.05 亿元，同比增加 20.8%；其中电力及热力营业收入 1,936.51亿元，同比增加 19.9%，占主营业务收入的 99.8%。2022 年前三季度，公司实现营业收入1,839.53 亿元，同比增加 26.59%。
2021 年公司电力业务收入同比增长 20%，新能源占比提升显著。
2021 年公司电力收入 1,900.1 亿元，同比增长 20.2%。分业务来看，火电占比 93%，实现收入 1,771.8 亿元，同比增加 18.8%；风电收入 101.7 亿元、光伏收入 19.87 亿元，分别占比 5.4% 和 1%，新能源收入占比逐步提升；而水电和生物质则发展平稳，分别实现收入 3.0 亿元和 4.0 亿元。
上网电价方面，2021 年公司境内电厂含税平均结算电价为 0.432 元/千瓦时，相比上年的 0.414 元/千瓦时有所回升。2021 年公司市场化电量占比亦进一步提升至 61.6%。
2021 年煤价高企，公司业绩亏损。
2021 年营业成本 2,053 亿元，同比增长 46.75%；其中燃料成本 1,465 亿元，同比增加 65%。2021 年公司单位燃料成本为 0.319 元/千瓦时，而 2018-2020 年基本维持在 0.220 元/千瓦时左右，系 2021 年煤价高企导致。
受成本上升影响，电力及热力业务毛利率同比下降 18.37pct 至-2.79%；进而拉低公司总毛利率至-1.53%，同比下降 18.64pct。2021 年公司归母净利润-102.64亿元，同比下降 324.9%。2022 年前三季度公司归母净利润-39.423 亿元，同比下降 476.56%。
受制于经营亏损，公司 2021 年未分红。
2017-2020 年公司现金流情况良好，分红比例始终保持在 50%以上。2020 年公司经营性现金流同比增加 12.7%至 420.5 亿 元，每股股利 0.18 元，同比增加 33.3%；而 2021 年由于燃料成本的大幅度上涨，公司出现亏损，且资产负债率同比上升 7pct，因此 21 年公司未分红，为 2001 年上市以来首次。
1.3、 火电为基，新能源业务快速扩张
火电为主，新能源增速较快。
截至 2021 年 12 月 31 日，公司拥有可控发电装机容量 11,869.5 万千瓦，同比增长 4.7%，其中火电装机量 10,436 万千瓦，占比 87.9%；新能源装机占比达到 11.67%，同比增长 2.3pct，其中风电 1,054 万千瓦，光伏 331 万千瓦。
发电量来看，2021 年公司发电量 4,573 亿千瓦时，同比增长 13.2%，其中火电占比 94.5%；风电、光伏合计发电量 244.2 亿千瓦时，相比 2017 年时的 81.5 亿千瓦时快速增长，四年 CAGR 为 31.57%。
公司持续不断投入各类型电源建设，新能源占比过半。
截至 2021 年底公司在建项目 726.95 万千瓦，其中热电项目 162 万千瓦，光伏项目 75 万千瓦，风电项目 489.95 万千瓦，这些在建项目未来将支持公司电力业务的进一步发展。
资本开支逐渐向新能源倾斜。
自 2018 年以来，公司总体资本开支提升明显，由 2018 年的210.76亿元增长至2021年的438.73亿元，对应2018-2021年CAGR为27.7%，主要原因是新能源投入增加。
2021 年公司新能源的资本支出占比高达 62.4%，而根据公司资本支出计划，2022 年此项占比将进一步上升至 68.24%。资本支出计划揭示公司新能源发电扩张决心。
公司资产负债率 2021 年同比提升 7pct 至 74.72%，而同行业公司 2021 年资产负债率均有所上升，系因煤价高位运行，为保证煤炭供应而增加负债。
2.1、火电为公司第一大业务，装机与发电量业内双双第一
公司火电资产分布广阔。公司在全国 26 个省市自治区均有火电布局，其中位于沿海沿江经济发达地区的电厂机组利用率高、盈利能力强，是公司的优质火力发电资产，而且这些区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给、降低发电成本。
公司火电装机规模大，“十四五”期间仍有少量新增装机。
截至 2021 年 12 月 31 日，公司在中国境内拥有可控发电装机容量 11,657.6 万千瓦，其中火电装机量 10,224.2 万千瓦，占比达 87.9%；在火电装机中，煤电装机 9,187 万千瓦，占比 89.9%。2017-2021 年公司火电装机量仅新增 445 万千瓦，四年 CAGR 1.6%，由于短期内火电依旧保持主力电源的地位，且 2021 年公司在建工程中有洋浦热电联产项目 92 万千瓦，预计“十四五”期间公司仍有少量火电新增装机。
公司火电实力强劲，装机量与发电量双双位居全国第一。
根据中电联数据，2021 年全国全口径火电装机容量达 13.0 亿千瓦，华能国际占比 8.1%，为全国第一；从发电量上来看，2021 年全国火电发电量 56,463 亿千瓦时，其中华能国际火电发电量 4,320 亿千瓦时，占比 7.7%，同样位列全国第一。
公司多年深耕火电，覆盖范围广且市占率高。
公司在多地发电量市占率较高，其中在海南市占率高达 91.7%，在上海、云南、江西亦分别达到 21.4%、18.7%、18.3%。
虽然公司在部分省份市占率不及其他公司，但其火电业务多地开花，分布极为广泛；公司分布广泛的火电资产亦成为公司布局新能源的基础，利于形成协同效应。
2.2、火电盈利能力强，未来有望扭亏为盈
2.2.1、公司火电业务盈利能力强，营业收入持续提升
2021 年公司火电收入为 1,771.8 亿元，同比增长 18.75%，但由于煤价大幅上涨，使得火电营业成本同比增长 47.95%，导致火电业务亏损。
而 2020 年公司的火电业务毛利高达 221 亿元。火电业务的盈亏主要受煤炭价格影响。
公司火电盈利能力在同行业处领先地位。
从历史看，华能国际是国内管理最优的电力公司之一，其盈利能力一直位居行业前列，2020 年公司毛利率 14.8%，次于华电国际 17.1%，属行业内较高水平。2021 年火电全行业亏损，公司火电毛利率 -6.13%，整体亏损程度在行业中偏低。
从单位装机盈利来看，2020 年公司单位火电装机盈利 220.5 元/千瓦，为行业内较高水平；2021 年在火电运营商普遍亏损的情况下，公司单位火电装机亏损 106.2 元/千瓦，相比其他公司亏损较少。
2.2.2、煤价调控叠加电价上升，火电盈利能力有望回暖
过去：上网电价相对稳定，燃料成本上升压制公司盈利能力。
燃料成本是火电公司最主要的成本，2021 年公司燃料成本占总成本的 71.4%。由于燃料价格上涨，公司燃料成本同比增加 65%，拉动公司营业成本同比增长 46.75%；虽然 2021 年公司境内电厂含税平均结算电价 0.432 元/千瓦时相比上年的 0.414 元/千瓦时上涨 3.8%，同时营业收入同比增加 20.8%，但远低于营业成本增速，公司盈利能力承压。
煤价：政策管理趋严，预期煤价将回落至正常水平
2021 年煤炭价格大幅上涨导致燃料成本骤升，从而对火电运营商业绩产生较大影响。
为应对煤价问题，国家积极完善煤炭市场价格形成机制，持续出台煤炭保供政策，通过实施煤炭价格干预、煤电油气保供、严厉打击恶意炒作动力煤期货等措施，并约谈部分价格虚高企业，引导煤炭价格回归合理区间。
2021 年 10 月 19 日，国家发改委价格司在能源保供工作机制专题座谈会上指出，将充分运用《价格法》规定的一切必要手段，研究对煤炭价格进行干预的具体措施，促进煤炭价格回归至合理区间。
2021 年 12 月 3 日，发改委将 5500 大卡动力煤区间调整至 550-850 元/吨之间，其中下水煤长协基准价为 700 元/吨，较此前的 535 元/吨上调约 31%。
2022 年 2 月 24 日，发改委发布《进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（简称“《通 知》”），明确煤炭价格的“合理区间”，完善煤电价格传导机制。据《通知》，秦皇岛港平仓价（5500 大卡）中长期交易价格为每吨 570~770 元（含税），自 5 月 1 日开始施行。
电价：市场化交易电价的浮动范围放开，预期未来继续上升 2022 年电价提升明显。
由于 2021 年二、三季度煤价高企导致多个火电运营商业绩亏损，为保障电力和煤炭供应，市场化交易电价的浮动范围逐渐放开，预期电价未来将进一步上升。
2021 年 10 月 8 日，为改革完善煤电价格市场化形成机制，推动燃煤发电电量全部进入电力市场，国常会将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，且高耗能行业由市场交易形成价格、不受上浮 20%限制。从江苏、广东、河北 2022 年年度长协电价来看，均有接近 20% 的涨幅。
而从十五个省区市的电网企业代理电价上看，大部分省份的电价相较基准价均实现上浮。
煤价调控叠加电价上升，预期公司盈利能力回暖。
鉴于：国家发改委规定秦皇岛港下水煤（5500 大卡）中长期交易价格每吨 570~770 元（含税），煤炭成本有望下降。
我们认为 2023 年公司将重回盈利区间。2021 年公司披露的平均利用小时数为 4,058 小时，同比增长 8.39%，其中境内火电利用小时数为 4,225 小时；
火电上网电价：公司 2021 年境内火电上网电价 0.397 元/千瓦时；煤价方面，根据我们的推算，公司 2021 年 5500 大卡煤价 828 元/吨。
基于上述背景，我们根据以下假设对公司 2023 年归母净利润进行敏感性分析：
火电上网电价：公司 2021 年境内火电上网电价 0.397 元/千瓦时；2021 年 10 月 8 日，为改革完善煤电价格市场化形成机制，推动燃煤发电电量全部进入电力市场，国常会将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，且高耗能行业由市场交易形成价格、不受上浮 20%限制。
从江苏、广东、河北 2022 年年度长协电价来看，均有 15%-20%的涨幅。我们假设 2023 年境内火电上网电价为 0.481 元/千瓦时。
秦皇岛 5500 大卡煤价：发改委明确秦皇岛港下水煤（5500 大卡）中长期交易价格每吨 570~770 元（含税）（2022 年 5 月 1 日起实施）；我们假设 2023 年秦皇岛 5500 大卡动力煤价格为 809 元/吨（假设 2023 年成本为长协要求上限 770 元/吨，叠加 5%运输费用，对应入炉 5500 大卡煤价 809 元/吨）。
火电利用小时数：作为基荷电源，火电逐渐向辅助新能源发电转型趋势确定。因此我们认为 2023 年火电利用小时数有所下降；假设 2023 年利用小时数为 4,022 小时。
3.1、顺应“双碳”目标，积极推进新能源转型
在“双碳”的大目标下，我国政策积极推动能源结构优化，引导电力供给侧的新能源转型。国家能源局提出到 2030 年，我国非化石能源占一次能源消费比重达到 25%。
根据国网能源院预测：2025 年，我国新能源发电量占比接近 20%；2030 年，新能源装机容量占比将由2020年的24%提高至41%，发电量占比由9.5%提高至22%；2060 年，新能源装机容量占比将达到 70%，发电量占比将达到 58%。
公司大力推进能源结构转型，新能源占比不断提高。
新能源营收占比从 2018 年约 3%上升到 2021 年超过 6%。2021 年，风电收入 101.7 亿元、光伏收入 19.87 亿元，分别占比 5.4%和 1%；水电和生物质则发展平稳，分别实现 3.0 亿和 4.0 亿元的营业收入。
截至 2021 年，公司风电装机容量 10.54GW，光伏装机容量 3.31GW；新能源装机容量占比从 2017 年的 5.26%提升到 2021 年的 11.67%，呈持续提升的趋势。
3.2、新能源业务业内领先，“十四五”发展潜力大
3.2.1、当下：装机量、发电量行业内双双领先，发电市占率逐渐突破
公司风电项目数量行业领先。根据前瞻产业研究院，风电场行业依据企业的风电场数量划分，可分为 3 个竞争梯队：其中，风电场数量大于 300 个的企业有国家能源集团、大唐集团；风电场数量在 100-300 个之间的企业有国家电投、中国广核、华能集团、华润电力、华电集团和三峡集团等；其余企业的风电场数量在 100 个以下。
风电、光伏装机及发电量行业领先。公司 2017-2021 年风电发电量 CAGR 22.4%。截至 2021 年，风电发电量 208.34 亿千瓦时，市占率 3.18%，2016-2021 年境内发 电量市占率提升 1.6pct，于所选 13 家风电运营商中排名第 4。
光伏方面，公司 2017-2021 年光伏发电量 CAGR 45.3%，呈快速增长；2021 年，公司光伏发电量境内市占率为 1.1%，相比 2016 年的 0.1%提升 1.0pct，在所选 12 家光伏运营商中 排名第 6。
2021 年，公司风电与光伏在多个省份的市占率均有所提高。
风电方面，浙江实现风电新增布局，发电量137GWH，市占率2.8%；海南风电市占率由12.1%提升至19.2%，上升幅度较大；河南的风电发电量则实现翻倍，市占率由 8.1%上升至 10.6%。
光伏方面，公司山西光伏机组发电量增长 300GWH，市占率上升 1pct 至 4.5%；吉林、江西亦分别提升 1.9pct、1.7pct。
3.2.2、未来：“十四五”新能源装机目标
55GW，风光并举齐步发展 “十三五”期间，发电业务资本支出计划基本完成。公司未披露“十三五”具体规划，但当年年报会提及公司第二年资本支出计划。
从总量上来看，公司 2016-2020 年发电业务资本支出计划分别为 151.0、175.2、154.2、282.2、404.2 亿；2017-2020 年（2016 年数据未披露）最终完成量分别为 176.9、155.8、261.0、374.8 亿。
每年完成偏离度（计算公式：偏离度=（实际完成量-计划完成量）/计划完成量）10% 之内，基本完成既定目标。
分电力类型来看，战略布局重点从火电向新能源转移。主要体现在：
1）从火电资本支出完成额来看，2017-2020 年分别为 81.7、83.6、55.8、82.9 亿，对应占比 46.2%，53.7%，21.4%，22.1%；同期，风电和光伏占比分别为 33.4%、45.2%、67.6%、69.1%和 19.8%、0.75%、10.94%、8.77%。
火电资本支出占比逐渐降低彰显公司新能源战略转型趋势确定。
2）从配置偏离（计划与实际之差）情况来看，2017-2020 年火电均呈超计划完成情况，但比例逐年下降，分别为 39.22%、51.81%、33.74%、22.97%；风电负偏离情况也继续向好，同期偏离程度分别为-42.70%、-20.67%、-26.42%、-17.95%。
2017-2018 年明确重点布局火电，因此火电资本支出完成量占比较计划均超额完成；2019-2020 年由火电向新能源战略转移阶段，总量虽少量未完成，但新能源资本支出负偏离情况有所收敛；“十四五”明确拓展新能源。
因此我们认为可参考 2017-2018 年火电情况，达成超计划布局，完成“十四五”55GW 新能源装机量目标。
“十四五”明确新能源扩张战略，55GW 装机量有望突破。公司发布“十四五”目标，明确加大新能源布局，2025 年累计新能源装机量将达 55GW，约占公司总装机量的 33%；其中风电为 29GW，“十四五”期间年均增速 28.8%，光伏 26GW，“十四五”期间年均增速 67.4%。
横向来看，公司“十四五”新能源新增目标领先行业；从“十三五”年度资本支出完成度来看，重点布局领域往往实现超计划配置，因此我们认为 55GW 新能源装机目标大概率将超额完成。
公司持续投入新能源建设，新能源资本支出占比提升。
新能源建设逐步占据公司资本支出的核心地位，2021 年资本支出中新能源建设支出占比高达 62.4%，而根据资本支出计划，2022 年此项占比将上升至 68.24%。
过去以建设风电为主，未来风光并举。
按以往资本支出来看，风电远高于光伏，因此 2021 年风电、光伏装机量差距较大，分别为 10.54、3.31GW。
而根据 2021 年披露的资本支出计划，公司 2022 年风电资本支出计划为 126.49 亿元，光伏资本支出计划则为 186.09 亿元，光伏资本投入计划同比增长 160%，未来有望风光并举。
结合公司“十四五”规划，我们预计 2022-2025 年风电及光伏累计装机量分别为 13.54、17.54、22.54、29.00GW 及 8.31、13.81、19.81、26.00GW。
公司近年来更多投入海上风电项目。
公司自 2019 年起开始布局海上风电，至 2021 年，全容量并网的风电项目中，有 65%为海上风电项目。由于海上风电项目投资成本相比陆上风电更高，2019-2021 年公司风电单位装机投资有明显提高；而 2022 年海上风电补贴取消，随着提高风轮直径、单机容量以及工程水平等海上风电技术发展，预期海上风电成本将持续下降。
3.3、新能源盈利能力领先，未来 ROE 有提升空间
火电盈利能力制约因素多，而新能源发电盈利能力相对稳定。
我们选取新能源发电为主的企业（三峡能源、浙江新能、新天绿能）与传统火电运营商（华能国际、华电国际、申能股份）2016 年至 2022H1 的 ROE 进行对比：2016 年新能源运营商与传统火电运营商盈利能力基本持平，自2017年始新能源的盈利能力明显高于火电。
公司“十四五”目标新能源装机 55GW，新能源装机量占比提升至 33%，公司 ROE 有进一步提升空间。
公司新能源单位装机毛利处于行业前列。
2021 年，公司风电单位装机毛利 0.59 元/ 瓦，风电毛利率 61.63%，高于行业平均水平。光伏单位装机毛利 0.36 元/瓦，光伏毛利率 59.69%，亦属行业内较高水平。公司新能源盈利能力快速增长，风电业务毛利润 2017-2021 年 CAGR 达到 35.2%，毛利率提升 8.9pct；光伏方面，公司自 2015 年部署光伏机组，光伏业务毛利润 2017-2021 年 CAGR 达 38.3%。
4.1、关键假设
营业收入及营业成本关键假设 1）境内电力及热力业务 a. 未来装机量变化假设根据：1）公司在建工程情况，2）“双碳”背景下，公司转型清洁能源综合运营商趋势确定，3）公司在 2021 年业绩发布会中提出：“十四五”期间年均新增新能源装机量 8GW 以上；2022 年公司计划新增 8GW 新能源，其中风电约 3GW，光伏 约 5GW。
我们假设：2022-2024 年生物质及水电装机量不变；火电装机量 22 年增长 140 万千瓦（大连 2*35 万千瓦的机组和青岛 2*35 万千瓦的机组）达 10,364.2 万千瓦，2023 年增加 92 万千瓦（洋浦热电联产项目 92 万千瓦）达 10,456.2 万千 瓦，2024 年火电装机量维持 2023 年水平；风电装机量分别为 13.54、17.54、22.54GW，同比增长 28.5%（3GW）、29.5%（4GW）、28.5%（5GW）；同期光伏装机量分别为 8.31、13.81、19.81GW，同比增长 151.01%（5GW）、66.2%（5.5GW）、43.4%（6GW）。
b. 影响电力业务营收主要变量的假设
由于新能源发电上网占比逐渐提升，挤压火电利用小时数；我们假设 2022 年煤电利用小时数较 2021 年下降 100 小时，至 4,294 小时；2023 及 2024 年逐年下降 100 小时，分别为 4,194、4,094 小时。燃气 2022 年利用小时数较 2021 年下降 61 小时，至 2,600 小时；2023 及 2024 年维持 2600 小时。
综合煤电及燃气利用小时数变化情况，2022-2024 年火电利用小时数分别为 4,125、4,022、3,933 小时。
2018-2021 年间生物质能平均利用小时数 6,000 小时左右，我们假设 2022-2024 年该发电类型维持 6,000 小时水平。
受益于：
1）风电、光伏技术继续完善，2）不断布局海上风电，在山东、浙江等光照资源较丰富地区建设光伏项目；我们假设公司 2022-2024 年风电、光伏利用小时数均逐年增加 50 小时。2022/2023/2024 年对应风电利用小时数为 2,028/2078/2128 小时，光伏为 1,132/1,182/1,232 小时。
综合各发电类型装机容量及利用小时数估算，预计公司 2022-2024 年的境内发电量分别为 4,661、4,750、4,853 亿千瓦时，同比增速分别为 1.9%、1.9%、2.2%。除生物质能以外的各电力类型 2022 年厂用电率较 2021 年稍有下降，火电、风电、光伏厂用电率分别为 6%、4%、3%，并在 2023—2024 年维持该水平。假设 2022-2024 年年均不含税上网电价分别为 0.479、0.484、0.488 元/千瓦时，同比+11.88%、+0.98%、+0.94%。
按类型看，1.火电上网价：在全面放开燃煤发电上网电价，扩大上下浮动范围至 20%背景下，我们假设 2022-2024 年火电上网价格分别为 0.476、0.481、0.485 元/千瓦时，同比+20%、+1%、+1%。
2.可再生能源上网电价：国家对于新能源上网电价补贴逐渐退坡、取消，假设风电、光伏分别于 2023、2024 年全面取消补贴，对应 2022-2024 年风电上网价 0.504、0.499、0.498 元/千瓦时，同期光伏发电上网价格分别为 0.555、0.531、0.520 元/千瓦时。
同期，水电及生物质能上网电价假设不变。综上，我们预计公司 2022-2024 年境内电力业务营收分别为 2,103、2,167、2,237 亿，同比增长 21.1%、3.0%、3.2%。
c. 影响电力业务营业成本主要变量的假设
2021 年煤炭价格大涨导致公司盈利能力受损；近期国家发展改革委印发《进一步完善煤炭市场价格形成机制》的通知，旨在研究依法对煤炭价格实行干预措施，促进煤炭价格回归合理区间（秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格每吨 570~770 元（含税））。
根据公司前三季度煤炭成本情况，我们假设 2022 年煤炭均价较 2021 年上涨 8%，2023 年同比下降 9.5%（假设 2023 年成本为长协要求上限 770 元/吨，叠加 5%运输费用，对应入炉 5500 大卡煤价 809 元/吨），2024 年维持 2023 年水 平。
假设 2022-2024 年平均供电煤耗维持 2021 年 291 克/千瓦时的水平。假设 2022 年风电单位装机营业成本为前三年平均值 378 元/千瓦，2023、2024 年风电单位装机营业成本为前三年平均值，分别为 369、373 元/千瓦；2022 年光伏组件成本高企，我们假设 2022 年光伏单位装机营业成本较上年上升 20%为 290 元/千瓦，2023 年下降 5%为 276 元/千瓦，并在 24 年维持该水平。
2） 境外电力及热力业务
公司境外业务主要包括：在新加坡全资拥有一家营运电力公司（大士能源，100% 控股），在巴基斯坦投资一家营运电力公司（如意巴基斯坦能源，间接控股 40%）。
2020 年境外电力及热力业务营收并表为 105 亿元。
2021 年新加坡业务营业收入同比增加 54.61 亿元，较上年同期增长 50.21%；巴基斯坦业务营业收入同比增加 11.12 亿元，较上年同期增长 26.94%。
2021 年境外电力及热力业务并表增长收入 59 亿元，对应 2021 年境外电力及热力业务营收 164 亿元，我们假设 2022-2024年营收维持 164 亿元，2022-2024 年营业成本及毛利润维持 2021 年水平，分别为 151 及 13 亿元。
3）其他业务
其他业务主要为港口服务及运输服务业务，我们假设 2022-2024 年平稳运营。
综上，我们预计公司 2022-2024 年的营业收入分别为 2,416、2,483、2,557 亿元，同比增长 18.1%、2.8%、3.0%；综合毛利率分别为 4.4%、14.0%、16.4%。
4.2、盈利预测
2021 年煤价高企导致公司亏损 126.73 亿，我们预计公司 23 年扭亏为盈，净利润大幅增长。2021 年风电、光伏单位装机净利润分别为 4.2 亿及 2.1 亿/GW。
随着新能源发电补贴退坡，我们假设新能源单位盈利能力有所下行：光伏 2022-2024 年单 位装机净利润为 1.8、1.7、1.6 亿/GW；同期风电为 3.5、3.2、3 亿/GW。
少数股东权益：
根据公司 2021 年披露的在建工程，未并网风电、光伏项目装机量分别为 1.95 及 0.45GW，权益装机量分别为 1.83 及 0.39GW，对应少数股东权益比例 6.2%及 13.0%。
假设 2022 年新增风电、光伏少数股东比例分别为 6.2%、13.0%；叠加 2021 年装机量水平，我们推算 2022 年风电、光伏少数股东权益比例分别为 6.67%及 13.50%。
公司通过自建方式加速布局新能源业务，我们假设 23-24 年风电、光伏少数股东权益比例稍有下降，分别为 6.5%及 13.0%。
综上我们预计公司 2022-2024 年净利润分别为-48.71、122.95、167.31 亿，同期归母净利润为-36.53、88.53、113.77 亿，对应 EPS 为-0.23、0.56、0.72 元。
5.1、相对估值
根据我们的预测，公司 22/23/24 年 EPS 分别为-0.23/0.56/0.72 元，当前股价对应 PE 分别为-/14/11 倍。
考虑到：
1）公司 23 年估值 14 倍 PE 仍低于行业平均 16 倍 PE 估值，2）公司新能源扩张节奏快均基本完成既定新增装机目标，3）公司新能源及传统电力盈利能力均处于行业前列，预计公司估值仍有提升空间。
5.2、绝对估值
关于基本假设的几点说明：
1、长期增长率：由于华能国际是境内综合电力运营商，行业未来将进入稳定增长阶段，故假设长期增长率为 2%；
2、β值选取：采用申万二级-电力的行业β作为公司无杠杆β的近似；
3、税率：我们预测公司未来税收政策较稳定，结合公司过去几年的实际税率，假设公司未来税率为 25%。
5.3、估值结论
综上，我们预计公司 2022-2024 年的营业收入分别为 2,416、2,483、2,557 亿元，同比增长 18.1%、2.8%、3.0%；综合毛利率分别为 4.4%、14.0%、16.4%；2022-2024 年归母净利润为-36.53、88.53、113.77 亿，对应 EPS 为-0.23、0.56、0.72 元，当前股价对应 PE 分别为-/14/11 倍。
考虑到：
1）公司 23 年估值 14 倍 PE 仍低于行 业平均 16 倍 PE 估值，2）公司新能源扩张节奏快均基本完成既定新增装机目标，3）公司新能源及传统电力盈利能力均处于行业前列。
5.4、股价驱动因素
（1）上游原材料价格下行：
火电业务方面，在政府对于煤价的调节控制下，燃料成本下行进一步释放火电盈利能力；新能源业务方面，在目前硅料成本高涨的情况下，公司光伏盈利能力仍较为强势，未来随着阶段性供不应求得到缓解，硅料成本下行带动光伏安装成本下降，光伏业绩将显著增厚。
（2）公司新能源转型构成强势成长动能：
公司目前产能扩张重点为新能源，由于火电盈利对煤价依赖性强，新能源规模的快速增长将帮助公司缓解传统火电发展的约束，提升盈利能力的稳定性与可预测性。另外，华能国际作为新能源转型公司，其新能源产能占比仍低于新能源企业，可拓展空间大；且由于新能源发电机组前期投资成本较高，公司强劲的现金流利于布局新能源，未来成长空间大。
终端用电需求下滑
宏观经济下行导致终端用电需求疲软，整体电力利用小时数和装机容量可能不达预期。
新能源转型进度不达预期
与资本支出计划相比，公司 2021 年新能源建设不及预期，主要是因为光伏涨价导致内部收益率达不到 7%的最低要求，导致项目被挤压；随着新能源竞争格局进一步激化，公司“十四五”期间新能源建设可能不达预期目标。
煤价长协落实情况不及预期
火电业务受煤价情况影响显著，在政府实施相关管控措施后煤价略有下降，然而 8 月煤价再次呈现小幅上涨趋势，若煤价持续上涨，可能导致火电盈利能力不及预期
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