煤、电、新能源综合型能源上市公司。
1994 年，中国电力信托投资有限公司与山东省电力公司等几家山东地方企业共同作为发起人，以 其在山东省内的发电厂资产作为出资，共同设立了山东国电，即华电国际的前身。1999 年 6 月， 山东国电登陆港交所。此后，通过资产收购、融资扩建等一系列运作，公司装机容量不断扩大， 成为山东省最大的独立发电公司。2003 年，山东国电被划拨至五大电力集团之一-华电集团旗下， 并改名为华电国际。在接管华电国际后，华电集团将华电国际作为其核心企业、主要融资窗口、 发展电源项目的主要机构和主力发电企业，将位于全国各地的多项优质资产相继转让给华电国际， 公司先后将业务开拓至四川、宁夏、安徽等地，由此华电国际成为全国性发展的发电企业。2005 年 2 月，华电国际在上交所成功上市。
2006 年，公司出资 3.2 亿元参股华电煤业，致力于煤电一体化发展。2009年，为应对彼时高涨的 煤价，公司加大向产业链上游拓展力度，先后在宁夏、内蒙古、山西、安徽等地收购了一系列煤 矿资产，有效平抑煤价、提升盈利。至 2011 年，华电国际控参股煤矿企业达到 16 家，累计拥有 煤炭资源储量约 20 亿吨。同时期，公司在优化发展大容量、环保型的火电项目同时，新能源发电 项目开发也取得较大进展。随着水电、风能等新能源项目的逐渐投产，公司电源结构不断优化， 逐渐形成了以火电为主，风电、水电、光伏、生物质等多样化发展的电源结构。至2020年末，公 司控股装机容量达到 58488 兆瓦，其中风电、水电、光伏、生物质等可再生能源发电装机规模达 到 7948 兆瓦，占比 14%。
2021 年 5 月 24 日，公司与华电福新发展（华电新能前身）及其股东华电福新共同签订增资扩股 协议，拟出资 212.37 亿元认购福新发展的新增注册资本 58.97 亿元，取得其 37.19%的股权。其 中以华电国际持有的相关新能源公司股权作价不高于 136.09 亿元、现金出资不低于 76.28 亿元。 同时将华电国际间接持有的相关新能源公司股权及资产作价 20.82 亿元出售给福新发展。 此次前期项目转让拟转让共 81 个新能源前期项目，所在省份包括河南、湖北、四川、山东、河北 及广东。在运装机 255.01 万千瓦、在建装机 32.5 万千瓦。
2021 年 12 月，华电新能以公开挂牌增资扩股形式引入中国人寿等 13 家战略投资者，共计增资 150 亿元，以 4.67 元/注册资本的增资对价合计取得增资后华电新能股权比例的 16.57%（对应 31.50 亿元注册资本）。此次引入战略投资后，公司持有的华电新能股权比例稀释至 31.03%。截 至 2021 年末，除自用光伏发电装机外，公司已经完成全部风电、光伏等新能源资产的剥离。2022 年 7 月1日，华电新能发布公告称拟申请首次公开发行股票并在主板上市，拟发行不低于 65.53 亿股，不高于 154.29 亿股（为发行后总股本的 15%~30%），以此测算，此次发行后公司 持有的华电新能股权比例将稀释至 26.23%~21.72%。 此次资产剥离后，公司发电机组主要以火电和水电为主，截至2022年底，公司控股火电机组装机 52289 兆瓦，其中燃煤机组43700兆瓦、燃气机组8589兆瓦；水电机组 2459 兆瓦。
公司火电发展稳步推进的同时，加快调整电源结构，把握政策机遇，加强抽蓄项目资源拓展，积 极推进流域水电电站开发。2023 年 1 月，公司乌溪江混合抽水蓄能发电项目核准，该项目上水库 利用已建的湖南镇水电站水库，正常蓄水位 230.06m，相应库容 15.82 亿 m3，下水库利用已建的 黄坛口水电站水库，正常蓄水位 113.23m，总库容 0.82 亿 m3，电站装机容量为 298MW （2×149MW）。 抽水蓄能是目前我国占比最高、应用最广泛的储能类型，也是解决新能源消纳最为成熟的储能方 式。抽水蓄能具备可靠、经济、寿命周期长、装机容量大、技术最成熟、运行灵活和反应快捷的 特点，具备调峰、调频、调相、储能、事故备用、和黑启动等多种功能，已被广泛应用于世界各 国电力系统的调峰调频领域。
随着我国电力市场的不断完善，抽水蓄能收益来源也在多元化发展。根据“633 号文”精神，在电力 现货市场已形成的区域，抽水蓄能电站执行的电量电价可通过峰谷电价价差获利。当前，我国正 在积极推动现货市场的建设，且政策层面也在引导形成峰谷价差明显的分时电价机制。2020 年 7 月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确指出优化分时电价机制并强 化执行，加强分时电价机制的实施保障，合理拉大峰谷电价差。公司抽水蓄能业务有望受益。
2017 年以来，公司主营业务收入保持增长。其中发电业务为公司主要收入来源，2022 年受益于 结算电价的整体上浮，公司发电业务收入达到 955 亿元，同比增长 14%，发电业务收入占公司主 营业务收入的比例达到 90%。在全年煤价维持高位的不利因素下，公司发电业务毛利率仍达到 2.32%，较前一年同比上升了 8.08pct。 售煤业务收入在 2017-2021 年间基本维持在 120 亿元左右，2022 年全年煤价处于相对高位，公 司煤炭贸易量减少以降低风险，导致售煤业务收入仅为 15 亿元，同比下降 87%。从利润角度来 看，公司售煤业务毛利较低，2021 年受煤价上涨影响，毛利率仅为-5.55%，2022 年缩量经营有 效管控风险，毛利率提升至 4.10%。但售煤业务收入在公司营收中的占比较低，总体对公司利润 影响较小。
公司供热业务营收平稳增长，由 2017 年的 40.26 亿元增长至 2022 年的 89.71 亿元，年均复合增 长率 17%。2022 年供热业务营收占公司主营业务营收的比例为 9%，是公司除发电业务外的第二 大营收来源。但供热业务毛利率常年为负，2020 年前维持在-10%以内，2021 年至 2022 年受燃 煤及天然气等燃料价格上涨影响，毛利率下滑至-30%左右，亏损面扩大。
期间费用方面，公司持续优化管理模式，提高管理效率，管理费用率在 2%左右，自 2020 年起有 连续下降趋势，至 2022 年为 1.54%。近年来公司加大资金运作及融资创新力度，融资成本持续 降低，在公司营收稳定增长的情况下，财务费用有所减少，2022 年财务费用 40.47 亿元，同比减 少 5.4%。财务费用率由 2017 年的 6.38%下降至 2022 年的 3.80%，下降 2.58pct。
在业务稳定增长及期间费用的有效控制下，公司 2017 至 2020 年归母净利润及经营活动产生的现 金流量净额均保持增长。2021 年煤价大幅上涨使得公司发电业务成本陡增，全年业绩大幅亏损， 归母净利润降至-49.65 亿元。同时大幅亏损也导致公司首次出现经营活动现金流量亏损，全年经 营活动产生的现金流量净额大幅下降至-63.51 亿元。2022 年，虽然国内煤炭价格依然保持较高水 平，但电价上浮政策的全面落地打通火电成本价格传导机制，缓解了成本端压力，22 年公司实现 归母净利润 1.00 亿元成功扭亏，同时经营活动产生的现金流量净额也恢复至 96.5 亿元。
