（报告出品方/分析师：国金证券 许隽逸）
公司是华能集团旗舰上市平台，总装机、火电装机量均为五大集团下属上市公司之首。
截止 1H22，公司拥有可控发电装机规模 12219.9 万千瓦。其中，气电与煤电机组装机分别为 1224.3 万千瓦、9246.7 万千瓦，合计占比达 85.7%，与可比公司相比绿电转型颇具挑战。目前风电装机为 1248.1 万千瓦（海上风电 316.1 万千瓦），光伏装机为 447.8 万千瓦。风、 光装机占比约是 7：3，随着风电资源趋紧，装机结构或将转变。
火电需求重新得到重视，1H22 火电投资回暖。2002-2005 年火电行业供应偏紧，随着核准、投产量的迅速提升，到“十二五”期间已逐步过渡至供需基本平衡。2016 年以来由于机组大批量投产，火电产能过剩导致火电利用小时数逐年下降，《关于促进我国煤电有序发展的通知》中提出严控煤电新增规模，叫停多个煤电项目，“十三五”期间火电投资额连年下滑。
能源“保供+调峰”双重需求催生下，21 年起火电投资开始上行，今年上半年继续同比高增，全国火电投资完成额 347 亿元，同比增长 71.8%。
2.1 部分时段电力有效供应或不足，需要火电出力
二产、三产、居民部门齐发力，“十四五”全社会用电量增速或超 5%。
随着疫情影响减退、第三产业增速修复、居民部门和第二产业电气化水平提高，预计“十四五”期间全社会电力消费弹性系数将大于 1。基于“十四五”期间 GDP 年均增速 4.5%-5%和电力消费弹性系数为 1.1 的假设，全社会用电需求年均增速将达 4.95%-5.5%；根据电规总院的预测，未来 3 年全社会用 电需求年均增速为 5%左右。
分电源看风、光贡献主要电量增量无虞，而电力平衡仍需要火电出力。
电力运行特点要求实时平衡，尖峰负荷对火电需求或超规划预期。
由于电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩溃，乃至大停电。火电与核电作为相对稳定的保障电源，其合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。22M7 尖峰负荷约 12.5 亿千瓦，若剔除限电影响应接近 13 亿千瓦。
以 5%用电增速测算，至 25 年尖峰负荷将达 15 亿千瓦。根据核电装机规划，预计 25 年在运机组容量达 0.7 亿千瓦，则火电理论需求量为 14.3 亿千瓦，对应煤电增量装机需求在 2.8 亿千瓦。
“十四五规划”中规划 2025 年煤电新增装机 1.5~2 亿千瓦，或存在超预期空间。公司作为火电龙头，我们预计 22~24 年新增煤电装机分别为 140/355/571 万千瓦。
电力系统转型期恰逢极端天气频发，可再生能源有效出力不足，火电托底保供利用小时数有所回升。
2016-2021年间，新能源装机占比、发电量占比持续提升而火电装机占比持续下降。2021年 3 月，中央财经委员会第九次会议上首次明确提出构建“新型电力系统”，即以新能源为主体、煤电承担托底保供作用的电力系统。
基于此，火电机组利用小时数长期呈下降趋势是电力系统转型的必然结果。然而，新能源发电具有波动性、随机性和间歇性的特点；近年极端天气频发，加剧了其波动性。
2021-2022年连续出现可再生能源替代效应不及预期、需要火电托底保供的情况，火电机组年平均利用小时数有所回升。
2.2 火电+绿电联营，调节能力可变现
“十四五”火电将呈现装机增速高于电量增速，调节功能逐步突出。我们在确定风、光电量目标的基础上，根据用电需求预测倒推得到火电电量需求，假设利用小时数年降后，预计“十四五”期间火电年新增装机量会相对稳定在 4100~4300 万千瓦，装机增速高于电量增速，调节功能逐步突出。
火电具备调峰、调频等多种调节功能。
（1）调峰：考虑到系统负荷存在不确定性，运行中开机的机组总容量应大于系统负荷需求，机组最小出力总和应小于系统负荷需求，偏差部分称为备用，分为上备用与下备用（下备用能力依赖灵活性改造）。
（2）调频：机组出力随电力系统的负荷波动而快速调整（频率要求高于调峰）。
提供电量 VS 调节，需寻找效率最大化。
为提供辅助服务，机组需要提前锁定一部分容量不能提供电能量服务。因此，应当对电能量交易与辅助服务市场交易的分配进行综合考虑，提高资源配臵效率。
绿电消纳从保障性收购走向市场化交易。
在发展初期为确保高成本绿电具有相对比较优势，电网核定保障利用小时数以内的电量，以统购统销的方式保量保价收购，消纳无忧、收益率确定。在“1439 号文”后用户侧进入市场规模扩大，电网角色进一步向代理购电转换，可保障收购电量长期看逐步减少，意味着更多的绿电将进入市场化交易（售电量、电价均由市场决定）。
绿电出力不可准确预测，而目前仍需通过报量报价参与市场交易，形成矛盾，是其盈利波动的主因。合约量、日前量、实时量反映现货市场上不同时间尺度的售电约定，两两间不匹配部分产生价差。
常见影响绿电收益的两种情形包括：
（1）午时光伏大发而电力负荷处在低谷值，产生弃电或报零价；
（2）晚间光伏出力迅速降低且低于预期，而电力负荷达峰值，为避免受偏差考核就需于市场上高价购电履约。
寻找可控电源（火电）联营、打捆售电是解决路径之一。
利用上述火电的调节功能，可在用电谷值降至最小出力为光伏大发提供消纳空间；可在用电峰值开启上备用，替代绿电完成约定量。从可控电源角度选择，火电无疑是最适配的；从储能替代角度来看，抽水蓄能的应用前景当前最明朗。
3.1 受疫情和进口煤价高企拖累，1H22 火电盈利承压
火电作为电量电源支撑公司平稳收入，近年盈利下滑主因煤价上涨、电价传导不充分。
因公司火电装机占比较大，且火电目前仍主要作为电量电源出力，因此上网电量总体平稳，收入端随电价小幅波动。
而电价对燃料成本变动的响应并不充分，20Q4 以来，煤炭价格呈持续上涨趋势；1H22，煤价虽较 21Q4 的高位有所回落，但仍维持高位。
1H21/1H22 公司单位燃料成本分别为 250.3、376.7 元/兆瓦时，分别同比增长 11.8%、50.5%；同期平均上网电价分别为 418.8、505.7 元/兆瓦时，分别同比增长 0.52%、20.7%。电价调整幅度、速度均不及燃料成本，直接导致业绩承压。
1H21/1H22 公司分别实现归母净利润 42.8、-30.1 亿元，增速分别为25.3%、-167.6%。
1H22 发电量暂受疫情和可再生能源发电较多影响，有所下滑。
1H22 可再生能源发电较多挤占火电需求，疫情影响下全社会用电需求增速放缓，全国火电利用小时数和电量分别同比-6.1%（减少 133 小时）/-3.9%；公司火电量同比减少 220 小时，降幅大于行业平均，主因上海、江苏和广东三 省内机组发电量占到 21.6%，与疫情高发区域重合度高。
1H22 进口煤价高企，使燃料成本维持高位：受 1 月印尼出口禁令和 2 月俄乌冲突影响，1H22 进口煤价高企。内贸煤与进口煤价格倒挂，导致上半年国内广义动力煤进口量同比下降 39.8%，沿海资源减少，联动港口和产地价格上涨。
公司沿海沿江电厂主要使用下水煤，2Q22 进口动力煤使用量 918 万吨，环比增长 15.04%，拉动单位燃料成本上升，压制火电业绩。
1Q22、2Q22，公司单位燃料成本分别为 361.05、396.5 元/吨，环比分别下降 17.8%、增长 9.8%；归母净利润分别为-9.6、-20.5 亿元，环比分别增加 157.3%、下降 217.7%。
3.2 煤价下行+煤耗降低支持成本下降，助力业绩修复
一系列保供稳价政策落地，全年动力煤价格有望下行。
1）从全行业角度看，煤炭产量提升是煤价下行的源动力。进口动力煤占国内总供应不足 5%，通过国内增产可平抑由进口价格倒挂带来的进口减少影响。
基于统计局口径，1-7 月国内原煤平均日产量为 1208.3 万吨/天，已达到了全年增产煤炭 3 亿吨所对应的日产量目标。7、8 月用电旺季期间，北方港动力煤库存不降反升且处于历史高位，说明国内动力煤供需紧张的情况已有所缓解，保供政策取得成效。
2）从公司角度看，缓解煤价高企的压力主要通过内贸煤长协和补签进口煤应急保障合同。
内贸煤长协落地：5 月 1 日起，发改委“303 号文”正式执行，明确了国产动力煤中长期交易价格的合理区间。7 月初，发改委安排部署电煤中长期合同换签补签工作，提出对 6 月以来发生的长协不履约案例严格执行欠一补三的条款；7 月新发生的不履约的案例，对所在省份实行欠一罚十，展现出国家执行保供政策的力度和决心。
进口煤应急保障合同落地：4-5 月，发改委先后发布《关于做好进口煤应急保障中长期合同补签工作》、《关于进一步明确进口煤应急保障中长期合同补签有关事项的通知》，为进口煤依存度较高的电力集团配置 1.8 亿吨进口煤应急保障中长期合同量；同时规定价格最高不超过中长期合同实际执行价的 1.5 倍。公司对进口煤需求较为刚需，预计 2022 全年进口煤用量为 3600-4000 万吨。
截至 7 月 8 日共获得合同量 3712 万吨，其中已签 合同量 2237 万吨，至少能覆盖公司今年预期用量的 55.9%；加上另有 1000-2000 万吨与外矿签订的长协合同量，长协基本可覆盖全年进口煤需求量。
短期煤价敏感性分析：中性假设下，若 22H2 5500 大卡动力煤内、外贸市场均价低于 1100 元/吨，公司全年业绩（含绿电）有望实现扭亏。
煤价假设：
（1）悲观假设：公司全年实现发电量较计划量低 2%，其中煤电发电量占比 90%；中长协合同覆盖率、履约率 90%，进口煤应急保障合同覆盖率为 75%；
（2）中性假设：公司全年实现发电量等于计划量，煤电发电量占比不变；中长协合同覆盖率、履约率达 95%，进口煤应急保障合同覆盖率为 90%；
（3）乐观假设：公司全年实现发电量较计划量高 2%，煤电发电量占比不变；中长协合同覆盖率、履约率、进口煤应急保障合同覆盖率均达 100%。
电价假设：由于 1H22 电价上涨主要受煤价高企驱动，假设当 5500 大卡动力煤市场均价高于 1000 元/吨时，公司煤电上网电价维持顶格上浮 20%，即 0.487 元/千瓦时；当市场均价低于 1000 元/吨时，电价下降至较基准价上浮 18%，即 0.479 元/千瓦时。
结论：考虑到公司 1H22 风电、光伏合计实现净利润约 37 亿，若下半年 5500 大卡动力煤市场价不超过 1100 元/吨，则全年业绩（含绿电）有望实现扭亏。
长期看煤炭行业投资疲软，供应商扩产意愿不足，煤价或维持在 1000 元/吨左右。
2009-2011 年煤价上行周期吸引大量资金投向煤炭行业；到 2012 年，煤炭供给从紧张转为过剩，煤价进入长达 4 年的下行区间。2016 年煤炭行业供给侧改革后，煤价回升并维持在相对高位至 2020 下半年。然而，煤炭行业的投资完成额并未恢复至 2010 年前后水平。其主要原因系能源清洁化转型趋势明确，投资者对传统化石能源投资缺乏信心。同时，由于 价格高涨，煤炭供应商获利颇丰，“以价补量”心理导致煤炭供应商扩产意愿不强烈。
公司火电资产分布广泛，质量较高。
公司境内火电资产分布在 23 个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的电厂受益于区位优势，煤炭采购渠道多样、燃料成本控制有力，曾是其长期优势（今年进口价格倒挂成为劣势）。
境外方面公司在新加坡、巴基斯坦分别全资拥有、投资一家营运电力公司。中国准则下，1H22 两公司分别实现营业收入 145.5、 32.7 亿元，净利润 6.2、2.5 亿元。
前几年及时关停高煤耗机组，当前煤耗指标行业领先。
公司 1H22 机组煤耗为 286.04 克/千瓦时，较 21 年继续下降 4.65 克/千瓦时，这是得益于对 存量机组进行节能降耗改造、供热改造和灵活性改造，关停高耗能机组。
截至 21 年底，公司可控燃煤机组中，60 万千瓦级以上装机占比达 54.8%，超临界、超超临界机组合计装机容量占比超 60%。短期看，电厂关停带来大额资产减值损失计提：2019-2020 年，公司分别计提资产减值损失 58.1、 61.1 亿元。
长期看，剥离低效资产有效降低了平均度电煤耗、缩小了燃料成本波动对公司业绩的冲击：基于公司其余机组的燃料采购价格与原煤采购价格相同的假设，若动力煤价暴涨的 2021 年，公司供电煤耗仍维持在 2019 年水平，将额外增加燃料成本支出 52.6 亿元。
3.3 市场化+容量电价支持电价上浮，贡献业绩弹性
回顾改革开放以来的历次电改，均采用市场化手段梳理电力供需矛盾。火电行业面临的主要困境有：
1）行政干预电价的情况较多，电力的商品属性不足，电价未能充分反映电力供需紧张的现状；
2）配套高比例可再生能源发展的价格机制缺失，即缺乏辅助服务市场、容量市场、输电权市场等配套体系。
当前《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(简称“1439 号文”)推动了火电市场化定价，容量电价相关政策尚在制定中。
“1439 号文”推动火电市场化定价的成效已现，煤电参与电力现货市场、向高耗能售电，电价可涨超 20%。2021 年 10 月 12 日，“1439 号文”出台后，燃煤发电电量原则上全部进入市场，通过市场交易以“基准价+上下浮动”的机制形成上网电价，且上下浮动区间扩大至 20%，高耗能企业和电力现货市场交易电价不受 20%上下限制约。
实际落地来看，1H22 公司燃煤发电电量平均上网电价为 0.487 元/千瓦时，同比涨约 20%，好于预期主因：
1）同期煤价高于预期，电价上涨受燃料成本驱动；
2）公司在甘肃地区向高耗能企业售电的电价突破 20%上限；
3）参与电力现货市场交易，利用峰谷价差实现交易电价涨超 20%。
电价对公司净利润影响弹性较大。以中性假设下标煤入炉单价 1067 元/吨情况为例，基于公司平均燃煤基准价为 0.406 元/千瓦时的假设，若火电平均上网电价较基准价上浮 24.7%时，公司火电板块可实现扭亏。
但煤价下行背景下，上述高电价预计难以维持。考虑到电价水平主受成本和供需影响，预计在煤价下行的背景下，电价保持顶格上浮 20%存在困难。以用电供需偏紧省份广东、浙江 1-8 月代购电价为例，电价呈先增后降趋势，4 月均价到达高峰（上涨超 20%）后回落。
为引导火电机组以“提供调节”代替“提供电量”，展望“以价补量”的容量市场推出。
标杆电价机制抑制了火电机组提供调峰服务的积极性，压低了火电机组的能效。传统火电机组执行统一的电量电价，盈利能力很大程度上取决于发电量，因此火电企业降低机组利用小时承担调峰意愿低。此外，高能效机组变动成本低而固定成本高；低能效机组固定成本低而变动成本高。而单一电量电价使不同的能效火电机组一致追求利用小时最大化，抬高了电力 系统的综合成本。
两部制电价机制是打破火电企业追求利用小时数的关键。两部制电价包括容量电价和电度电价。容量电价按照电厂有效装机容量确定，电量电价按照电厂发电量确定。容量电价有望破解统一电量电价下火电机组一味追求利用小时数的困局，为提供调峰服务的机组提供盈利保障，并鼓励不同能效的火电机组采取不同的市场策略。
若要求各种情形下维持利润水平，相应容量补偿电价需求为 0.132~0.165 元/千瓦时。利用小时数对净利润影响弹性较大。当标煤入炉单价低于 1032 元/吨，火电板块预计可实现盈亏平衡。而此时若利用小时数下降 1% 将对应净利润下降 149.8%%，公司将由盈转亏。若需通过容量电价补偿因利用小时数下降带来的利润减少部分，对应度电补偿需 0.15 元/千瓦时。 根据不同煤价/电价假设，容量电价补偿区间预计在 0.13~0.16 元/千瓦时之间。
4.1 转型成果初现，1H22 绿电盈利冲抵火电亏损压力
公司风光装机和发电量快速增长，打造第二成长曲线。
截至 1H22，公司风电、光伏装机分别达到 1248.1、447.8 万千瓦，同比分别增长 65.7%、 45.1%。同期风光发电量分别为 208.3、35.8 亿千瓦时、同比分别增长 47.7% 49.8%。1H22 风电、光伏业务分别实现税前利润 34.3、5.3 亿元，分别同比增长 20.4%、43.8%，大幅冲抵了火电亏损。
可再生能源补贴回收，1H22 经营性净现金流改善。
受火电业务大幅亏损影响，公司 2021 年经营性现金流净额同比下降 85.7%。1H22 中央财政 发放两批累计 1000 亿元可再生能源补贴，公司成功回收历史拖欠补贴 86 亿元。1H22 报告期内新增补贴 39 亿元，期末补贴余额 90 亿，较期初减少了 47 亿。
可再生能源补贴回收叠加火电业务环比减亏，公司经营性现金流净额同比增长 4.3%。
公司历年收现比保持在 100%以上，自身造血能力较强。随着煤价回落、业绩改善，以及可再生能源补贴持续回收，现金流有望恢复至较好水平。
4.2 大股东综合实力强，“十四五”装机高目标
“双碳”目标指导下，全国新能源装机目标明确。现有 26 省份发布的“十四五”期间新增风、光装机目标合计已达 6.9 亿千瓦，超出国家发改委在《“十四五”可再生能源发展规划》中提出的新增风、光装机合计 5.4 亿千瓦的目标。预计到 2030 年时，实际风、光装机将高于12 亿千瓦的 2030 目标。
公司背靠央企责无旁贷，“十四五”新增装机目标较高。
1）集团目标：华能集团 2021 年年初的工作会议上提出，“十四五”期间将新增新能源装机 8000 万千瓦以上，属五大集团中较高水平；
2）公司目标：到 2025 年，新能源装机达到 5400 万千瓦；其中，风电、光伏装机目标于今年分别调整至 2400、3000 万千瓦，年均新增新能源装机 800 万千瓦以上；
3）执行情况：2021 年，受光伏组件价格较高、施工资源紧张、极端天气和疫情干扰、新能源指标下发较晚等因素影响，公司实际新增可再生能源装机 323.2 万千瓦，未达目标。
考虑到部分已于 2021 年底并网但未完成持续运行 240 小时内部考核指标的装机成果已在 1Q22 体现，预计今年新增新能源装机规模较 2021 年将有明显提升。
华能集团项目资源获取能力强、储备充足。
风电行业长期具有技术和资金壁垒高、行业准入门槛高的特征，参与主体为具有国资背景且资金实力雄厚的企业。
根据中电联发布的《关于公布 2020 年度电力行业风电运行指标对标结果的通知》，华能集团拥有的优胜风电场数量排名第二。新能源电站建设和运营进入一体化大基地模式后，资金和技术壁垒提高，行业竞争格局由分散走向集中。
截至 2022 年 2 月底，电站开发企业可统计已签约“风光水火氢储”组合形式签约的一体化及大基地项目规模达 3.06 亿千瓦，其中央企、国企占比约 72%，以“五大四小”发电集团和中国能建、中国电建为主。华能集团签约项目规模超 4000 万千瓦，居行业之首。
净现金流改善、资金成本持续走低，多渠道满足新能源投资需求。
公司主营业务为电力和热力销售，长期以来现金流情况较好。2021 年受大幅亏损影响，经营性现金流净额大幅下降。得益于中央财政发放可再生能源补贴，1H22 公司经营性现金流净额为 200.9 亿元，环比大幅回升。基于资本金比 例 20%的假设，足以覆盖 2022 年共计 458.3 亿元的资本开支计划。公司在年初业绩交流会中指出，23、24 年新能源年均资本开支为 400~500 亿 元。
面对经营压力，预计公司仍可通过多种渠道以较低成本满足投资需求。
1）考虑到电力企业经营情况事关电力安全保供，国家已经并将会出台多项措施为发电企业纾困，例如上半年中央财政发放可再生能源补贴，以及 8 月 24 日召开的国常会中提出支持中央电企等发行 2000 亿元能源保供特别债；
2）公司强大的股东背景将使其在获取纾困资源方面具有一定优势；
3）得益于宏观利率下行、金融资源向绿色发展领域倾斜等，公司融资利率呈下降趋势。
4.3 均衡布局风、光，增强盈利防御性
当前公司新能源装机以风电为主，“十四五”末布局渐趋均衡。截至 2022 年 6 月 30 日，公司风电、光伏装机分别为 1248.1、447.8 万千瓦，其中海上风电 316.1 万千瓦。
根据公司“十四五”装机规划，到 2025 年时，风电、光伏装机将分别达到 3213.5、3251.2 万千瓦，比例渐趋平衡。
“两线”+“两化”指导下海陆并进，风电业务盈利能力较强。
2019 年，华能集团提出重点布局新能源“两线”“两化”战略，即在北线建设风光煤输用一体化 大型清洁能源基地，在东线打造投资建设运维一体化海上风电发展带。在该战略指导下，公司 2020 年以来海风装机规模和占比均显著提升。
2021 年，公司风电业务毛利率为 61.5%，处于行业领先水平且呈稳中有升态势；光伏业务毛利率为 59.7%，处于行业中等水平。
考虑到海风上网电价较高，且 2021 年底前并网的海上风电项目仍享受中央财政补贴，公司 2021 年风 电业务毛利率明显上升。
光伏业务方面，可比公司中，太阳能拥有光伏组件制造业务，因而成本控制能力较强、光伏售电业务毛利率较高；华电国际光伏平均上网电价较高且弃光率较低，因此毛利率较高。
海风资源靠近东部负荷兼经济中心，省补接替国补至少延续到 2024 年底。
据中国工程院咨询研究团队预测，2030 年中国中东部地区最大用电负荷将达 9.7 亿千瓦，需受入电力超过 3.6 亿千瓦，必须采取“远距离输送”与“就地消纳”相结合的模式。
中国近海风能资源主要集中在东南沿海及其附近岛屿，紧邻东部负荷中心，风能密度基本在 300 瓦/平方米以上；海上风电的大规模开发能够减轻“西电东送”的压力，并与水电为主的“西电东送”形成季节性出力互补。
2022 年 6 月 1 日，国家发改委印发《“十四五”可再生能源发展规划》，提加快推动海上风电集群化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大海上风电基地。
截至目前，广东、浙江、山东三省已明确省级补贴政策。其中，广东、山东补贴退坡速度较快，对 2025 年起并网的项目不再补贴。省补力度虽不及国补，但仍有助于降低项目成本，鼓励企业投资开发。考虑到沿海经济发达地区地方财政情况较好，至少持续到 2024 年底的省补发放情况有一定保障。
光伏依靠技术革新实现降本，成本继续下行空间较大。
过去 10 年，光伏 LCOE 降幅远超风电，而风电资源相对光伏更加有限。基于此，判断光伏 业务盈利能力虽短期内受组件价格高涨拖累，长期仍具备更广阔空间。
5.1 盈利预测
预计 22~24 年公司实现营业收入分别为 2338.4/2342.7/2429.8 亿元，同比 +14.3%/0.2%/3.7%；实现归母净利润分别为 27.5/106.3/133.8 亿元，同比 +N/A/286.3%/25.9%。
火电收入预测：
装机方面，预计公司 22~24 年投产 140/250/321.2 万千瓦燃煤机组和 100/0/100 万千瓦燃气机组。一方面，根据规划“十四五”期间全国煤电装机增加约 1.5~2 亿千瓦。截至 2020 年底，全国煤电装机 10.8 亿千瓦，公司市占率 8.3%。在该市占率假设下，对应“十四五”期间将新增 1250.1 万千瓦煤电装机，即年增 250 万千瓦。
另一方面，根据集团目标——到 2025 年火电新增约 2719.1 万千瓦，煤机占 72.2%，则“十四五”期间将新增 1962.1 万千瓦煤电装机，即年均增加 321.2 万千瓦。
利用小时方面，预计公司 22~24 年平均利用小时数为 4054（-2.1%）/4016（-0.9%）/3992（-0.6%）亿千瓦时。新型电力系统转型过程中，火电机组利用小时数将稳中有降。
电价方面，预计 22~24 年火电平均上网电价分别为 0.506（同比+16%）/0.489（同比-3.4%）/0.480（同比-1.8%）元/千瓦时。1H22 煤电平均上网电价 0.487 元/千瓦时，涨幅超预期主受煤价跌幅不及预期驱动。
假设该价格为基准价顶格上浮 20%之结果，推测公司平均燃煤基准电价为 0.406 元/千瓦时。
电价预测综合考虑了短期电力供需偏紧、高耗能和现货市场交易使得部分价格可涨超 20%对平均电价的支撑，以及煤价下行、火电装机提升后供需紧张局面趋缓对价格的压制，
可再生能源收入预测：
装机方面，按照“十四五”末公司风+光装机量 2400+3000 万千瓦的规划目标，预计 22~24 年新增风电 303/451.8/602.3 万千瓦（23/24 装机增速 33.3%），新增光伏 500/478.5/753.8 万千瓦（23/24 装机增速 57.6%）。
公司非集团旗下主要水电上市平台，水电装机预计维持在 37 万千瓦。
利用小时方面，1H22 高温干旱致风电利用小时数下降而光伏利用小时数上升。22-24 年预计风电利用小时数为 2041（-8.6%）/2136（+4.7%） /2184（+2.2%）小时，光伏利用小时数为 1235（+0.4%）/1238（+0.2%） /1243（+0.4%）小时。
假设厂用电率、弃风弃光率与 2021 年持平，考虑到海风装机占比提升，预计风电利用小时数将逐年回升。
上网电价方面，随着平价上网推进、补贴电价减少，预计光伏上网电价将持续下降，22-24 年上网电价分别为 0.525（-0.058）/0.488（-0.037）/0.464（-0.024）元/千瓦时。考虑海风上网电价较高且退坡较慢，而公司海风装机占比逐年提升，预计风电上网电价为 0.512（+0）/0.510（-0.02）/0.507（-0.03）元/千瓦时。
综上，预计 22-24 年公司风、光、水业务合计营收 158.1（+27.0%）/210.4（+33.1%）/292.1（+38.8%）亿元。
成本分析：公司火电业务占比较大，以燃料成本为主。
假设 22H2 公司电煤中长协覆盖率、履约率 95%、进口煤应急保障合同替代率 90%，当 5500 大卡动力煤市场均价分别为 800、900、1000、1100、1200 元/吨时， 对应公司全年平均入炉标煤单价约 983、1035、1067、1103、1121 元/吨（7000 大卡口径）。
毛利率预测：预计 2022-2024 年公司实现总营业收入分别为 2338.4/2342.7/2429.8 亿元，综合毛利率分别为 9.9%/15%/16.6%，对应毛利润 232.5/352.5/402.3 亿元。
（1）火电：中性假设下，下半年 5500 大卡动力煤市场均价在 1100 元/吨，对应 22 全年入炉标煤单价 1103 元/吨（1H22 为 1244.6 元/吨），对应煤电毛利率可达 5.05%。1H22 气电业务实现税前利润 3.4 亿元，考虑气电后火电板块整体毛利率将略高于煤电板块，预计全年可达 5.55%。23~24 年基于 5500 大卡动力煤全年市场价回落到 1000 元/吨，对应入炉标煤单价 950 元/吨以下，毛利率将进一步修复。
（2）新能源：综合考虑平价上网和海风装机占比提升，预计风电业务毛利率降幅小于光伏业务。预计 22 全年风电、光伏毛利率分别为 60.9%、58.7%，分别同比下降 0.62pct、0.99pct。
费用率预测：公司业务稳定，预计 22~24 年维持销售费率 0.08%（21 年、1H22 分别为 0.09%、0.08%）、管理费率 2.5%（21 年、1H22 分别为 2.7%、2.1%）、研发费率 0.4%（21 年、1H22 分别为 0.6%、0.2%）。
5.2 估值
给予公司 23 年 PE 16 倍，给予目标价 10.84 元。预计 22~24 年公司实现归母净利润分别为 27.5/106.3/133.8 亿元。
在可比公司选取上综合考虑业务范围和体量规模，选取五大发电集团下属火电转型企业华电国际、大唐发电和国电电力，选取绿电装机占主导且在风电领域具有优势地位的绿电企业龙源电力、三峡能源。
可比公司 23 年 PE 一致预期均值为 15 倍，中位数为 16 倍，考虑到公司在火电转型绿电目标明确，且火电板块估值有望随业绩逐季改善而逐步修复，因此给予公司 23 年 PE 16 倍估值。基于此，给予公司目标价 10.84 元。
火电装机及电量不及规划预期风险。
当前“双碳”目标并未松动，增加煤电装机在保供和提供调节功能的同时也增加了碳排放。随着新能源装机快速上量，电网冗余度提升，火电装机备用的需求空间可能降低；抽水蓄能电站于“十四五”末密集投产、新型储能技术突破，可能对火电调节功能形成一定的替代，影响火电装机。此外，随着火电定位转变，利用小时数下降可能导致电量下降，影响业绩。
煤价下跌不及预期风险。
上半年国内煤炭产量较快增长，价格仍高位运行，进口煤价格倒挂。下半年，受全球能源供应紧张，以及环保安全督查、疫情等因素影响，国内煤炭供应增量存在不确定性。目前，电煤中长期合同全覆盖、价格机制等政策尚未完全落实到位，进口煤应急保障中长期合同替代补签全面落地难度较大，煤炭价格持续高位运行，燃料保供控价存在双重压力。
电价上升空间不及预期风险。
电价上升本质反映的是对煤价成本波动的传导、以及对市场电力供需情况的反映。我们判断“十四五”电力供需整体偏紧，但预期煤价下行后电价上升空间也可能受到影响。
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