中国最大的上市发电公司之一，国内首个三地上市的电力企业
最终控股股东为华能集团，实际控制人为国资委。华能国际及其附属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。截至2023H1，公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在 巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司还是中国境内第一个实现三地上市的发电公司，先后于1994年、1998年和2001年在纽约、中国香港和 上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司最终控股股东为华能集团，实际控制人 为国资委，股权结构较稳定。
公司盈利能力持续修复
公司营收稳步增长，归母净利扭亏为盈。2022年全年，公司实现营业总收入2467.25亿元，同比增长20.31%，但由于2022年煤价仍居高位， 且公司煤机装机比例较高，新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损等情况影响，全年业绩亏损，归属于母公司股东净利润为人民币-73.87亿元。但 受益于公司2022年平均上网结算电价同比上升18.04%，燃煤交易电价478.6元/千千瓦时，较基准价上浮20.28%，归母净利润同比减亏 26.17%。2023H1，公司营业收入为1260.32亿元，同比增长7.84%；归母净利润为63.08亿元，同比扭亏为盈。2023H1，公司归母净利润同 比扭亏为盈的主要原因系：1、境内燃煤价格同比下降及电量同比增长的综合影响；2、公司之子公司中新电力利润同比大幅增长。
公司财务表现稳中向好
成本压力逐步缓解，毛利率由负转正。2020-2022年公司电力及热力板块毛利率分别为15.58%、-2.79%、1.22%，2021年受燃煤采购价格同 比大幅上涨影响，公司煤电燃料成本大幅上涨，压缩盈利空间，导致电力及热力板块毛利率大幅下跌，虽然2022年煤价仍旧高企，但是受益于 公司平均上网电价同比上升18.04%，公司电力及热力板块毛利率得到修复，由负转正。公司整体毛利率受电力及热力板块影响较大，走势较为 相似，2020-2022年分别17.44%、-0.33%、3.04%。
成本管控能力较强，三项费用率稳中有降。2020-2023H1，公司销售费用率分别为0.09%、0.09%、0.07%、0.09%，较为稳定；公司管理费 用率分别为2.92%、2.73%、2.28%、2.13%；公司财务费用率分别为5.22%、4.18%、3.85%、3.49%。2020-2023H1，公司销售费用率较为 稳定，管理费用率及财务费用率呈逐年下滑态势，彰显公司在煤价高企的不利背景下强大的成本管控能力，对业绩形成了积极贡献。
火电机组为公司主要发电来源
火电装机占比超80%，燃煤机组发电量贡献率达86%。根据公司公告，截至2022年底，公司可控发电装机容量为127,22.8万千瓦，低碳清洁能 源占比为26.07%，其中燃煤发电机组装机容量为9,406万千瓦，占比73.93%，天然气发电机组装机容量为12,73.8万千瓦，占比10.01%，火电 装机合计占比83.94%；风力发电机组装机容量为13,62.8万千瓦，占比10.71%；太阳能发电机组装机容量为6,27.6万千瓦，占比4.93%；水力 发电机组装机容量37万千瓦，占比0.29%；生物质发电机组装机容量为16万千瓦，占比0.13%。截至2022年底，公司燃煤机组发电量占比为 86.04%，为公司主力发电机组。
发电业务占据主导地位，其中火电贡献主要收入
公司主营业务收入占比较稳定，其中火电业务贡献主要收入。2017-2022年，公司主营业务电力及热力板块营收贡献占比均超90%，较为稳定。 按照发电类型来分，火电业务为公司发电力及热力业务中的核心板块。截至2022年底，燃煤机组发电收入为1841.49亿元，占发电营收的 83.71%；天然气发电机组发电收入为185.21亿元，占发电营收的8.42%，火电机组发电收入合计占发电营收的92.13%；风力发电机组、太阳 能发电机组、水力发电机组及生物质发电机组发电收入分别为137.61、28.28、2.79、4.45亿元，分别占发电营收的6.26%、1.29%、0.13%、 0.20%。
煤炭供给充足价格下行，煤机机组大幅受益
煤炭供给充足，电厂库存高企。 2023年上半年，煤炭供应充足，电厂/港口库存历史高位，保障了夏季用电高峰需求。供应方面，1-6月我国原 煤生产稳定增长，进口高位增长。其中国内生产原煤23.0亿吨，同比增长4.4%；进口煤炭2.2亿吨，同比增长93.0%。截至7月27日，环渤海九 港煤炭库存合计2574.3万吨，处于历史高位。根据CCTD中国煤炭市场网监测数据显示，截止7月23日，沿海区域动力煤终端用户日耗已较前期 高点下降8%，库存较去年同期增长32%；内陆区域动力煤终端用户日耗已较前期高点下降4%，库存较去年同期增长14%。下游煤炭库存水平 仍处高位。
动力煤价格下行，煤机机组扭亏为盈。截至7月27日，秦皇岛动力末煤（Q5500）价格为860.00元/吨，较去年同期下跌25.09%，较年初下跌 26.81%，较2022年高点1664元/吨下跌48.32%。根据公司半年报数据，2023H1，公司累计入炉除税标煤单价1,137.76 元/吨，同比下降 10.49%。煤价下行减轻煤机发电成本，2023Q2，公司煤电机组扭亏为盈，实现利润总额6.63亿元，2023Q1为-0.70亿元。2023H1，公司煤 机实现利润总额5.93亿元，较去年同期-90.61亿元大幅改善。
风、光为主力的可再生能源装机快速增长
公司电力转型稳步开展，可再生能源装机及售电量逐年提升。公司作为国能集团常规能源业务最终整合的唯一平台，承担着集团电力转型的任 务，积极构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。近年来，公司清洁能源装机比例不断提升，上网电量也稳步增长，能源绿色低碳转型稳步 开展。截至2023H1，公司风光装机占比17.43%，较2018年的5.75%增长11.68%，风光装机稳步增长。根据公司年报披露，2023年计划支出 118.36、140亿元在风电及光伏项目上，随着公司能源转型逐步推进，风光装机占比有望进一步提升。2018-2022年，公司风光上网电量逐年 提升，风电上网电量从97.75增长至274.1亿千瓦时，CAGR为29.40%，光伏发电上网电量从11.2增长至60.06亿千瓦时，CAGR为52.17%； 2018-2023H1，风光上网电量占比从2.68%增长至10.17%。
风、光机组利润总额稳步增长
2023H1风光机组合计实现利润总额50.26亿元，占比67.43%。公司积极推进绿色转型，加快提升清洁能源比重，随着风、光装机规模按计划 有序增加，发电量不断增长，风、光机组利润总额稳步增长。2023H1，风电板块税前利润汇总金额为40.24亿元，同比增利5.99亿元，同比增 长17.50%；太阳能发电板块税前利润汇总金额为10.02亿元，同比增利4.73亿元，同比增长89.55%。未来随着公司风、光装机规模不断增加， 风、光业务将持续贡献稳定业绩。
光伏投资成本下滑，有望刺激下游装机需求
硅料价格下跌已传导至产业链，光伏投资成本大幅减少。根据PVInfoLink7月26日数据显示，截至2023年7月26日，光伏硅料主流产品均价67 元/千克，较年初下跌123元/千克，跌幅为64.74%。且硅料价格下跌已传导至组件端，组件主流报价为1.300元/瓦，较年初下跌28.96%。此外， 2023年上半年多晶硅产量65.17万吨，同比增长91.3%，供给增长快速，过剩格局或难以扭转。光伏电站投资成本中，组件成本占比较高，组 件价格的下降将使得电站发电成本得到优化，投资回报率进一步提升。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
