1、集团常规能源发电平台，发电资产全国布局
华电国际电力股份有限公司经过近 30 年的发展，已经成为中国最大型的上市发 电公司之一。公司前身山东国电成立于 1994 年，由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，1999 年山东国电登陆资本市场。2000-2010 年是公司的开拓 期，公司积极拓展业务版图，多次参与海外重大能源项目的投资和建设，来自华 电集团的优质资产注入进一步助力公司驶入全国性发展的快车道。
2010-2020 年 是公司的跨越式成长期，公司在产业链中除了纵向延伸收购煤矿资源之外，也开 始横向发展清洁能源发电业务，同时发挥产业联动优势、着力推进能源消费端业 务。2021 年，公司结合能源转型发展战略，正式剥离风电、光伏等新能源资产 并将其注入福新发展（2022 年更名华电新能）；重组后华电国际将成为华电集 团常规能源发电资产的整合平台，以参股新能源专业平台的方式适应国家“双碳” 目标下电力行业长远发展需要。
背靠华电集团，公司拥有优质发电资产。公司的控股股东为中国华电集团有限公 司，持股比例为 46.81%；实际控制人为国务院国资委。华电集团是五大全国性 发电企业集团之一，电力资产分布在全国 30 多个省、自治区和直辖市。华电集 团主要业务板块包括电力、煤炭、电力工程技术以及金融等；自接管公司以来， 华电集团始终把华电国际作为其发展电源项目的主要机构和主力发电企业，已累 计完成五次优质发电资产注入，相关资产合计规模超 1 万兆瓦。华电国际背靠华 电集团，一方面可受益于产业协同优势，另一方面未来可获得更多集团未上市资 产注入。
公司火电发展稳步推进，把握绿色低碳机遇；燃煤发电装机约占公司控股装机容 量的 80%，燃气和水力发电等清洁能源发电装机约占 20%。截至 2022 年底， 公司发电资产遍布全国 12 个省份，已投入运行的控股发电厂共计 44 家，控股装 机容量约 54754.24 兆瓦，主要包括燃煤发电控股装机约 43,700 兆瓦，燃气发电 控股装机约 8,589.05 兆瓦，水力发电控股装机约 2,459 兆瓦。公司 2022 全年发 电量完成 2,209.32 亿千瓦时，供热量完成 1.67 亿吉焦。在稳步推进火电发展 的同时，公司加快调整电源结构并大力拓展抽水蓄能项目资源，2023 年公司董 事会审议批准成立抽蓄项目公司和区域售电公司，标志着抽蓄将成为公司重要新 发展方向，其装机规模和发电量占比有望提升；公司首个抽蓄项目——浙江乌溪 江混合式抽水蓄能电站已经取得核准，装机容量 298 兆瓦，预计将于 2027 年投 产。
公司通过参股华电新能，分享风电和光伏项目的投资收益。截至 2022 年底，华 电新能控股发电项目装机容量为 3,490.84 万千瓦，风电和太阳能发电装机及发 电量规模均位于行业前列；其中风电装机容量 2209.11 万千瓦，全国范围市场份 额为 6.05%，太阳能发电装机容量 1281.74 万千瓦，市场份额为 3.26%。华电 国际参股华电新能享受高速增长的投资收益：2020-2021 年公司长期股权投资从 120.07 亿元增至 372.50 亿元，系公司于 2021 年出资认购华电新能股权所致； 参股华电新能后，2021、2022 年公司投资收益高达 72.42/48.05 亿元，其中华 电新能 2022 年贡献 25.94 亿元投资收益。
2、主营业务稳健发展，业绩有望持续修复
整体来看：公司营业收入不改增长态势，归母净利润扭亏为盈，2023 年将持续 修复实现高增长。公司营业收入从 2017 年的 790.07 亿元稳步增长至 2022 年的 1070.59 亿元，年均复合增速为 6.27%，五年累计增长 35.51%；2022 年营收增 长主要系煤机电价整体上涨的影响减缓燃料价格持续上涨压力所致。公司归母净 利润规模在 2017-2020 年逐年增长，2020 年达到 41.79 亿元，2021 年亏损 49.65 亿元主要系煤炭价格大幅上涨所致，2022 年归母净利润扭亏为盈。随着煤价成 本下行，公司长协煤履约率以及市场化交易电量占比的提升，2023 年公司业绩 有望持续修复。
毛利率和净利率触底反弹，费用控制持续改善。公司毛利率变化趋势与归母净利 润相似，2017-2020 年保持增长态势，2021 年营业成本的上涨导致毛利率从 16.16%降至-6.16%，2022 年整体毛利率回升至 0.43%，同比增长 6.59pct；整 体净利率-0.60%，同比增长 5.87pct，盈利能力有明显边际改善。总费用及费用 率方面，公司总费用及费用率保持下降趋势，2022 年公司销售、管理、财务三 项费用总额为 56.86 亿元，同比下降 6.60%；期间费用率为 5.31%，同比下降 0.52pct。得益于剥离新能源资产后折旧与摊销费用下降以及融资方式创新下融 资成本降低，公司近年成本控制能力良好。
分业务来看：公司营收主要由售电、供热及售煤三部分业务营收构成，其中售电 业务和供热业务占营业收入比例呈现波动上升趋势，2022 年售电业务占比 89.20%，供热业务占比 8.38%，而售煤业务占比下降到 1.40%。2020 年至 2022 年，公司售电和供热业务的营收均稳步增长。2022 年，公司售电业务营收 954.96 亿元，同比增长 14.17%；供热业务营收 89.70 亿元，同比增长 20.12%；售煤 业务营收 14.94 亿元，同比下降 87.14%。分业务毛利水平方面，占营收主要组 成部分的发电业务毛利率提升明显；供热业务毛利率常年为负，2021 年起受燃 煤和天然气价格上涨影响叠加成本传导机制弹性较小，该业务亏损略有扩大；售 煤业务贡献毛利较低，系公司在 2022 年煤价上涨背景下缩量经营所致。
资产结构优化效果显著。公司资产负债率呈先下降后上升趋势，主要是由于公司 2021 年发行股份及可转换公司债券购买资产之交易对价中可转换公司债券比例 较高，资产负债率整体从 2017 年的 74.38%降低到 2022 年的 68.45%，降幅领 先同行业可比公司，2019 年以来维持在 70%以下；近五年资产端流动资产占比 提升 1.51pct，负债端流动负债占比下降 4.75pct，彰显公司加快资产结构优化的 成效。
经营性现金流回正，高分红增厚股东回报。2022 年公司经营性活动产生现金流 入净额为 96.54 亿元，相比上年同期 64.01 亿元的净流出有明显改观，主要因为 煤机电价上涨缓解煤炭成本压力。公司实施积极的利润分配办法，现金分红优先 于股票股利。根据《2020-2022 年股东回报规划》，2020-2022 年公司拟每年以 现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的 50%，且每 股派息不低于 0.20 元人民币。公司股息率从 2018 年以来保持上升趋势， 2020-2022 年均高于 4%，2022 年达到 4.25%，在五大发电上市公司中排名首 位，高比例分红承诺将为投资者提供稳定收益，有效提振投资者信心。
1、有序用电背景下，火电投资装机加速
2022 年多地用电负荷创新高，各地区出台限电有序用电保供方案，全国电力供 需总体紧平衡。2022 年全国有两轮较大范围的有序用电：7-8 月在疫情后复工复 产、极端高温天气和干旱的影响下，社会用电量猛增叠加水力发电量下降，导致 21 个省级电网用电负荷创新高，除东北外其余 5 个区域电网均创新高，其中华 东、华中区域电力保供形势严峻。进入到 12 月，部分省份受前期水电蓄能持续 下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张。 为应对电力供需紧平衡的情况，各地不断出台限电政策。尽管 2022 年限电的影 响总体上小于 2021 年，但有序用电仍旧给一些地区的高耗能产业带来一定冲击。
电力紧张现象的出现，推动电力系统顶层设计调整，并使得火电建设重回快车道。 2021 年以来随着多省份缺电现象频发，火电投资回暖：2022 年全国火电基本建 设投资完成额为 909 亿元，同比+28.4%，火电新增装机容量 4471 万千瓦，累 计装机容量 13.32 亿千瓦，同比+2.7%。另外，政策层面也开始调整电力系统的顶层设计。2023 年 6 月国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》指出， 逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型是化石能源发电的发展方向。《蓝 皮书》明确 2030 年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新 能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。
在能源结构转型背景之下，火电的托底作用更为明显。从新能源替代能力可靠性 来看，预计未来三年新增新能源可靠保障容量不足 4000 万千瓦，新能源尚不具 备提供与煤电相当的保障能力。从电网工程来看，特高压跨区输电是解决我国东 西部电力供需结构性失衡的有效方式，而目前特高压存量通道平均利用率仅为 60%，且“十四五”规划新增的跨省跨区输电通道在短期内难以全面发挥电力保 供作用。电力规划设计总院预计 2023、2024 年电力供需紧张地区数量将从 5 个 分别增加至 6 个和 7 个。只有通过推动火电作为支撑性电源尽快投产、夯实其托 底保供基础，才能压实电力供应保障的基本盘。
截至 2022 年，煤电占全国装机 比重降至 43.8%，但煤电发电量占比仍高达 58.4%，保守预计到 2025 年前，我 国电力安全仍将高度依赖煤电。根据中国社会科学院大学国际能源安全研究中心 从发挥煤电兜底作用的角度预测，“十五五”期间全国煤电装机容量将新增 3000 万千瓦，并将在 2030 年达峰。
《新型电力系统发展蓝皮书》为煤电装机增长提供确定性指引，2022 年火电核 准加速，全国煤电布局前景广阔：对于西部和北部地区，煤电应依托综合能源基 地开发项目，以支撑基地内形成风光水火储联合外送；对于东部沿海地区，煤电 项目应符合当地用电负荷密度高、电力需求大的特点，保证本地电力供应安全。 2022 年我国煤电总核准装机达 90.72GW，是 2021 年获批总量的近 5 倍；2023年煤电核准热潮仍在持续，预计 2023-2025 年煤电装机复合增速有望创下近十 年来新高。
2、长协保障机制提升履约率，煤价中枢有望下移
煤炭保供政策持续，煤炭价格调控机制力保煤炭长协价稳定。2022 年，国家发 改委立足以煤为主的基本国情，创新煤炭价格区间调控机制，加强对电煤价格的 调控，以煤炭为“锚”稳定能源等大宗商品价格。煤炭中长期合同制度发挥了煤 炭市场的“稳定器”作用。2022 年地缘冲突、气候异常致使全球煤炭需求快速 上涨，供需失衡推动煤价上行，创下历史新高；而在煤炭价格调控监管系列措施 综合作用下，2022 年国内动力煤中长期合同（5500 大卡下水煤）全年均价为 722 元/吨，同比上涨 73 元/吨，年内峰谷差在 9 元/吨左右，国内煤炭价格总体 在高位平稳运行较长时间，且价格变化幅度小于国际市场。
国内产能释放和国外进口煤增量双重保供，2023 年煤价中枢显著下移，发电机 组用煤成本有望持续改善。煤炭兜底保障作用继续被置于首位，煤炭安全增产保 供的韧性将全面增强。国内煤矿供给方面，能源主管部门 2022 年加快了煤矿建 设项目的核准速度，煤炭行业投资额同比明显提升，煤炭企业生产积极性高涨， 国内煤炭总产量约 44.5 亿吨，同比增长 8%，夯实了煤炭增产保供的产能基础。 长协煤政策方面，进入 2023 年，重点用煤企业长协煤全覆盖政策更加趋紧，煤 电企业普遍加大了长协煤的采购力度。
进口煤炭供给方面，2023 年澳洲煤炭进 口全面放开，叠加煤炭进口零关税政策延续至年底，均有利于扩大我国煤炭总体 供应量。短期看，在中下游较高库存的压力下，三季度电煤价格有望维持相对低 位，近期在需求复苏下价格有所回升，但同比依然维持相对低位；长期看，在经 济刺激和市场信心恢复的背景下，煤炭市场将呈现供需两增的态势，且供应端的 增量可能会大于需求，动力煤市场供需面将向适度宽松转化，助力动力煤市场价 格中枢向下转移。
3、上网电价改革深化，保障火电企业收益
火电上网电价浮动范围有序扩大，打开电厂盈利空间。2021 年 10 月，国家发改 委价格司发布重磅文件《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场 化改革的通知》，《通知》明确：1）燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市 场并通过市场交易，在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价；2）发电侧 煤电交易基准价从上浮 10%、下降 15%，扩大为上下浮动均不超过 20%；3） 工商业用户全部入市，并将取消目录电价；4）高耗能企业市场交易电价不受上 浮 20%限制。此次改革有利于发挥市场机制作用，理顺煤电关系，疏通煤价成本 端向售电价格端传导堵点，打开火电厂商盈利空间。
《通知》发布后，各地发改委相继发布通知推进当地燃煤发电上网电价改革。在 上调电价浮动上限的基础之上，江苏省、黑龙江省、山西省、江西省、湖北省、 辽宁省、甘肃省等十余个省份另外明确高耗能企业购电价格可按基础电价的 1.5 倍执行。按交易结算口径统计，2022 年全国市场交易电量共 5.25 万亿千瓦时， 同比增长 39%，占全社会用电量比重达 60.8%，同比提高 15.4 个百分点。全国 燃煤发电机组市场平均交易价格达 0.449 元/千瓦时，较全国平均基准电价上浮 约 18.3%，其中多个地区的市场化电价上浮比率达到 20%顶格水平。
火电企业充分受益于电价改革。2022 年是上网电价新政实施后首个完整年度， 以华电国际售电量最高的地区为例，各地火电上网电价均出现上涨，涨幅在 10%-35%之间；公司2022全年平均火电上网电价较2021年同比增长约22.1%， 这表明公司充分受益于电价上限上浮所带来的售电收入提升。
我国销售电价与发达国家和新兴工业化国家相比仍处于较低水平，存在上涨预期。 在工业和居民电价方面，中国电价低于世界平均水平。通常情况下，新能源装机 比重越大，电力现货市场差价就会越大，而对电力辅助服务的需求和容量充裕性 需求就会更大，电力系统成本就会相应提高。因此，可再生能源占比高的发达国 家的电价普遍高于传统能源占比高的发展中国家。随着电力市场化改革的深入以 及清洁能源装机量的增加，中国电价经过本轮煤价上涨期之后，仍然可能面临系 统性成本上升的压力，电价有望在中长期内延续上升趋势。
4、收益模式多元化，提升火电盈利稳定性
火电交易形式将趋于更加灵活多元。中共中央、国务院 2015 年发布的《关于进 一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出了深化电力体制改革的重点和路径， 核心在于打破原有的垄断和单一的电力商业模式，引入售电商环节，通过单独核 定输配电价，用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付 费用，将部分利润转移给售电公司和用户侧。国家发改委 2021 年发布的《国家 发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》中指出，要根 据电力体制改革“管住中间、放开两头”的总体要求，进一步深化燃煤发电上网 电价市场化改革，促进真正意义上“能跌能涨”市场化电价机制的建立。为适应 电力供应和需求的多元化，国家正在积极探索发展电力现货市场、容量电价机制、 辅助服务市场等市场化体系，力争通过市场手段优化电力资源在时间和空间上的 配置。
电力现货市场：电力现货市场交易可以促进电力交易的透明度、提供更加清 晰的价格信号，优化电力资源配置、提高电力资源的利用效率。 电力辅助服务：具有深度调峰能力的火电机组，参与电力系统辅助服务，将 成为一种新的经营模式和盈利增长点；近期发布的《并网主体并网运行管理 规定》《电力系统辅助服务管理办法》，将开启我国电力辅助服务市场顶层 设计的新构架。 容量电价机制：容量市场作为一种经济激励机制，能使机组获得发电量和辅 助服务市场以外的稳定收入，以此鼓励机组建设，使电力系统在面对高峰负 荷时有足够发电容量冗余。未来容量电价机制的出台将显著提升火电企业的 盈利稳定性。
电力现货市场建设如火如荼，具备现货市场条件的省份不断增加。国家发改委和 能源局分别于 2017 年和 2021 年发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的 通知》和《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》并确立两批共 14 个地区作为电力现货市场试点对象，今年 9 月，发改委能源局联合发布《电 力现货市场基本规则（试行）》，标志着我国电力现货市场顶层指导性文件出台， 现货市场将有望加速推进。当前我国有 5 个省份省内现货市场已具备现货市场运 行条件，随着现货试点的不断推进，越来越多的省份将逐渐形中长期稳定运行的 电力现货市场，预计到 2025 年将有一半的省份具备现货运行条件，现货交易电 量占比将持续上升，省间交易规模也将逐步扩大。
以调峰为代表的电力系统辅助服务大有可为。电力辅助服务根据提供方式可分为 基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务，基本电力辅助服务为并网主体义务提供， 不进行补偿，有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，其中有功平 衡服务特别是调频、调峰是我国电力辅助服务中应用最多的方式，目前已经建立 较为完善的市场机制。对于火电企业而言，火电灵活性改造是技术较为成熟、运 行性价比高的调峰手段。虽然各地调峰服务标准有一定差异，但大部分区域的调 峰辅助服务的补偿上限满足火电灵活性改造的经济性要求，对应更高的盈利弹性。 2014 年，东北率先启动调峰辅助服务市场，2016 年以来，东北、福建、山西、 新疆、山东、甘肃、西北、南方等多个电力辅助服务市场相继获批，并逐步开始 建设。
多地区跟进配套辅助服务补偿政策，目前我国统一的辅助服务规则体系基 本形成；截至 2022 年底，我国电力辅助服务实现了 6 大区域、33 个省区电网的 全覆盖。在电力辅助服务市场范围扩大的同时，市场交易电量与费用也随着可再 生能源接入比例的升高而增加，近年来各地出台的政策均对火电深度调峰补偿标 准进行提高，例如南方区域 2022 版《电力辅助服务管理实施细则》相比于 2020 版将 30%-40%负荷率档位的调峰补偿提高 6 倍以上，将 0-30%档位的补偿提高 9 倍以上。补偿标准的提高直接使电厂通过灵活性改造带来的辅助服务收入占比 迅速提高，目前华能国际和皖能电力已开始披露调峰调频等辅助服务收入，两家 公司 2022 年分别实现电力辅助服务收入 14.73 亿元和 4000 万元，2023 年有望 保持增长势头。
容量电价机制给予火电合理成本保障固定资产投资回收。随着省内新型电力系统 和电力现货市场建设，电力容量充裕度问题愈发严峻：一方面，稳定调节电源出 现短缺的迹象，当新能源接近零边际成本大范围接入电网时，燃煤机组退役次数 增多，因缺乏固定成本回收而不能保障火电市场的生存空间，存量火电向调节或 备用机组过渡的通道被阻断，使得存量火电更加倾向于报废，从而加剧了峰荷时 期的容量缺口；另一方面，由于电源建设具有周期较长的特点，若用存量电力市 场的竞争来指导增量电源的开发，时间上的滞后性则会导致周期性发电容量余缺。 容量成本回收机制是解决容量充裕度问题的重要手段，可通过回收一部分固定成 本和变动成本来规避电力市场中长期风险。容量成本回收一般可分为稀缺电价、 容量补偿、容量市场和可靠性期权机制，我国以容量成本补偿机制为主，目前山 东、广东和云南等地在进行初步尝试，未来或将有更多省份出台相关政策，容量 机制也会趋于成熟，发挥保障火电企业稳定经营的“稳定器”作用。
1、成本与消纳均有改善，风光发电经济效益凸显
风电：“十四五”时期风电装机布局侧重点明显，大基地建设成为装机主力。2021 年以来，国内风电机组单瓦价格经历了连续两年的大幅下滑，2021/2022 年风电 机组均价同比下降 50%/25%。在降本增效模式的驱动下，我国风电装机量持续 增长，截至 2022 年末，我国风电累计装机容量达 3.65 亿千瓦，相比上年增长 11.28%。新增装机量方面，经过 2021 年抢装潮后 2022 年海上风电开发建设短 暂进入阶段性低谷期，2023 年风电装机需求回暖，2023H1 国内新增 22.99GW 装机，同比增长 77.67%。我国风电装机布局侧重点明显，9 大清洁能源基地和 5 大海上风电基地将成“十四五”时期的装机主力；沙戈荒大规模基地建设、分散 式风电均成为新焦点，配合储能、绿氢和需求负荷端使风电应用场景进一步扩大。 各省已发布 “十四五”风电装机规划合计 310GW，2022-2025 年平均每年新增 装机超 70GW；据 CWEA 预测，2023 年国内风电新增装机规模有望达 70-80GW。
光伏：集中式光伏电站即将放量，分布式屋顶光伏潜力十足，市场需求与产业链 降价共振。2013-2022 年，我国太阳能光伏发电新增装机容量连续 10 年稳居世 界第一，截至 2022 年底我国太阳能光伏发电累计装机容量达到 392.61GW，稳 居全球首位。在需求端，随着光伏发电全面进入平价时代，叠加“碳中和”目标 的推动以及大基地的开发模式，集中式光伏电站有可能迎来新一轮发展热潮；此 外，随着光伏在建筑、交通等领域的融合发展，叠加整县推进政策的推动，分布 式项目仍将保持一定的市场份额。在成本端，2022 年底以来新建硅料产能逐步 释放，硅业分会预计 2023 年国内多晶硅产量保守有 146 万吨，对应约 562GW 光伏装机；截至 2023 年 6 月底，多晶硅价格相比于年初已累计下降 66.32%。 与此同时，光伏电池片和组件价格相继大幅回落并进入下行通道，以 182mm 尺 寸单晶 PERC 为例，2023H1 电池和组件的平均价格已分别累计下降 17.65%/23.50%。整体来看，市场需求与产业链降价共振，光伏装机有望开启高 斜率增长。
风光发电量占比提升，弃风弃光问题明显改善，保障新能源发电盈利能力。我国 电源结构加快由以煤为主向多元化、绿色化转变，风电光伏发电总装机不断创造 纪录，风光发电量占比呈现快速上升趋势。2022 年我国风电、光伏发电量达到 1.19 万亿千瓦时，较 2021 年增加 2073 亿千瓦时，同比增长 21%，占全社会用 电量的 13.8%，同比提高 2 个百分点，接近全国城乡居民生活用电量。在可再生 能源消费和输电通道等方面多项政策引导下，近年来我国弃风率和弃光率有所降 低，新能源消纳持续向好。根据国家能源局统计，全国平均弃风率由 2016 年的 17%下降 2022 年的 3.2%；全国平均弃光率由 2016 年的 10%下降至 2022 年的 1.7%，弃风、弃光率均显著下降，风电、太阳能光伏平均利用小时数实现有效 提升，新能源发电企业的盈利能力获得提升。
风电和光伏度电成本下降，体现发电性价比优势。风电和光伏装机规模逐渐扩大 的同时，技术发展、供应链水平提高以及零部件环节优化共同推动风光整体成本 下降。据国际可再生能源署（IRENA）数据，2021 年新增陆上风电项目的全球 加权平均平准化度电成本（LCOE）同比下降 15%至 0.033 美元/千瓦时，而新 的公用事业规模太阳能光伏发电的成本同比下降 13%至 0.048 美元/千瓦时，海 上风电下降 13%至 0.075 美元/千瓦时。其中，中国 2021 年新建陆上风电项目 LCOE 约为 0.028 美元/千瓦时，太阳能光伏发电项目 LCOE 约为 0.034 美元/千 瓦时，均低于煤炭发电的 LCOE（约为 0.077 美元/千瓦时），表明我国风光具备发电性价比优势。
2、绿电项目转向市场主导，发电企业加快绿色转型
绿电项目总体由电价补贴政策引导转向供需及市场主导，新能源补贴也随着核查 结果披露后陆续下发，新能源运营商现金流状况预计将有所改善。
绿电交易方面，2023 年 2 月，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发 《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，规定 可再生能源项目（含有补贴项目、平价上网项目）将全部参与绿色电力市场 化交易。《通知》将绿电保障小时数内的电量纳入参与绿电市场交易的范围； 为鼓励享受国家可再生能源补贴的项目参与绿电交易，这类项目的补贴可以 优先兑付，其中，绿电交易结算电量占上网电量比例超过 50%且不低于本 地区绿电结算电量平均水平的绿电项目，由电网企业审核后可优先兑付中央 可再生能源补贴。
可再生能源补贴方面，2022 年 3 月，国家发改委、财政部办公厅、国家能 源局综合司联合印发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，在 全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，发电企业自查范围为截止到 2021 年底已并网，有补贴需求的风电、集中式光伏发电和生物质发电项目。 国家能源局在 2023 年能源工作重点任务中已明确，要“完成可再生能源补 贴核查”。随着可再生能源补贴核查工作的推进，针对合规项目的补贴发放 进度和力度明显提高。2023 年 6 月，财政部发布《关于下达 2023 年可再 生能源电价附加补助地方资金预算的通知》，本次下达补助资金合计约 26.9 亿元；2023 年 8 月，部分项目陆续收到开展 2023 年第一次集中结算补贴 电费的通知。 以上政策的出台和推进，标志着可再生能源补贴拖欠问题有望尽快得到解决，从 而改善新能源运营商的现金流和资金情况。
各大发电集团均提出加快推进绿色转型，积极布局新能源发电装机，助力“双碳” 目标的实现。2021 年底，国资委对央企下达重点任务，要求到 2025 年可再生能 源发电装机比重达到 50%以上，因此 2022 年以来，中央企业特别是以“五大六 小”为代表的能源央企正抓紧清洁能源转型速度。其中风光装机方面，2022 年 各大发电集团在风电、光伏上网电量大多都有大幅增长。各大发电集团“十四五” 期间新能源规划的装机目标普遍介于 70-80GW，对应年新增目标 14-16GW。 在宏大任务目标的推动下，各企业一方面积极整合全国优势资源、布局可再生能 源基地，另一方面在各省市新能源指标获取方面精益求精、积累项目储备。根据 北极星太阳能光伏网统计，2022 年共有 19 个省（区/市）相继发布各类型风光 开发项目指标合计超过 240GW，而六大发电集团共计斩获规模超过 100GW， 约占 2022 年各类项目指标的一半，成为风光开发建设的中坚力量：中国华电、 国家能源、国家电投均获得 20GW 以上指标，中国华能和三峡集团也获得 10GW 以上。
1、装机规模稳定增长，度电指标行业领先
公司装机规模稳定增长，2023 年迎来火电集中投产。根据公司 2023 年中报披 露的在建项目，我们预测 2023-2025 年公司将新增 4561/2130/2000 兆瓦火电装 机容量，同比增速分别为 8.3%/3.6%/3.3%。2023 年将成为公司新增产能集中放 量期，在 2023 年上半年，公司持股 100%的平江发电公司的一台 1000 兆瓦燃 煤发电机组、持股 51%的汕头公司的两台 680 兆瓦燃煤发电机组以及持股 100% 的天津开发区分公司的一台 170 兆瓦燃煤发电机组已投入商业运营。
公司火电机组平均利用小时数高于全国平均，并且持续提升运营效率、降低供电 煤耗。利用小时数方面，由于公司火电项目集中在全国电力缺口最大的山东省， 省外拓展主要在经济相对发达地区，下游需求有保障，因此公司火电利用小时数 较全国平均高出 129 小时。运营效率方面，2022 年公司供电煤耗累计完成 287.11克/千瓦时，厂用电率为 5.03%，领先于同行业发电企业和全国平均水平。
公司签订煤炭采购框架协议控制燃煤成本，2023 年基本实现长协煤炭合同全覆 盖。我们以华电国际 2022 年煤电发电量和煤耗为参照，测算在 2023 年长协煤 比例提升效果下的利润提升弹性。由于公司火电厂主要分布在内陆地区、进口煤 使用较少，且 2022 年长协煤履约率在 60%左右，因此我们以进口煤 0% 、长协 煤 60%、现货煤 40%的情况作为业绩基准。假设 2023 全年国产现货煤单价、长 协煤单价分别为 880 和 720 元/吨，测算结果表明，长协煤履约率每提升 5%可 以使入炉标煤单价降低约 10 元/吨，税后利润增厚约 4 亿元；按照公司 2023 年 归母净利润一致预期计算，业绩增厚弹性对应约 6.7%。
2、积极参与市场化交易，技改受益电价改革
公司装机所在省份电价接近顶格上浮，市场化交易比例仍有上涨弹性。随着 2021 年发改委电价改革政策的出台，2022 年全年公司上网电价为 519 元/兆瓦时，同 比上涨 20.7%，其中火电上网电价达到 535 元/兆瓦，同比上涨 22.1%。在山东、 浙江、广东等主要售电区域，当地平均上网电价接近 20%顶格上浮。2022 年公 司市场化交易电量占比为 82.0%，低于可比公司平均水平（华能国际 88.4%/国 电电力 93.2%/大唐发电 80.9%）；伴随市场化交易比例的进一步提升，电价端 仍能为公司业绩提供上涨弹性。
公司在技术改造方面持续投入，有望在山东容量电价补偿推广落地过程中受益。 公司近年来在技术改造方面保持稳定的投资规模，2017-2022 年每年用于一般技 改、环保技改和小型基建投资的资本支出稳定在 40 亿元左右。公司近 40%的装 机容量位于山东省，因而有望受益于山东容量电价补偿机制。
3、参股华电新能，分享绿电成长机会
华电新能增资引战加码新能源，华电国际持有华电新能 31.03%的股份。华电新 能的前身华电（福清）风电由华电福新出资设立，作为中国华电主要的新能源平 台，华电福新于 2012 年成功在港股上市。2020 年，华电集团为推动新能源发展 提速、加快实现低碳转型，将华电福新自港股退市，并以华电新能为新能源整合 平台，强力推动中国华电系统内新能源资产重组。
2020-2021 年，华电新能完成 多轮新能源资产注入，并成功引入 13 家战略投资者；其中，华电国际以持有的 部分新能源公司股权向华电新能增资，并向华电新能出售相关新能源公司股权及 资产。从股权结构来看，中国华电通过其全资子公司华电福瑞间接控制华电新能 52.40%的股份，通过华电国际间接控制华电新能 31.03%的股份，合计控制华电 新能 83.43%的股份。 华电新能营收和利润稳步提升。2019-2022 年，公司营业收入从 151.62 亿元增 长至 244.53 亿元，年均复合增速为 17.3%；公司归母净利润持续增长，2022 年 达到 84.58 亿元，2019-2022 年复合增速为 37.1%。
华电新能风光装机资源优质。华电新能的业务基本全面覆盖了新能源几乎所有类 型项目（集中式、大基地、海上风电、分散式风电、分布式光伏、农林渔光互补 复合项目等），项目资源遍布全国，从风光资源禀赋优异的三北、西南区域到消 纳优势明显、电价优势明显的中东南区域均有布局。截至 2022 年末，华电新能 整合集团旗下风光装机合计 3490.84 万千瓦，装机规模在风光运营商中领先，在 国内风电行业市占率超过 6%，太阳能发电行业市占率超过 3%；其中，风电装 机 2209.11 万千瓦，光伏装机 1281.74 万千瓦。得益于优质的项目资源，华电新 能的平均利用小时数总体高于全国平均。
装机量驱动业绩增长，华电新能为华电国际显著贡献投资收益增量。根据华电集 团的碳达峰行动方案，集团将在“十四五”期间实现新增新能源装机 7500 万千 瓦。华电新能作为整合华电集团新能源开发业务的唯一平台，预计将承载集团的 全部风光装机目标。2021-2022 年，华电集团累计完成约 1300 万千瓦的新能源 装机；为追赶“十四五”目标，我们预计华电新能 2023-2025 年将合计新增约 6200 万千瓦装机，未来三年平均每年须增加约 2100 万千瓦。根据该规划目标， 假设未来三年新增项目容量分别为 1800/2100/2400 万千瓦且能够如期投产，我 们预计华电新能 2023-2025 年归母净利为 106.12/131.86/163.37 亿元，同比增 速为 25.5%/24.2%/23.9%；按照当前持股比例，对应华电国际的投资收益为 32.93/40.91/50.69 亿元。
华电新能上市对华电国际股价影响复盘：华电国际在 2021 年 5 月剥离新能源资 产至华电新能后，新能源业务改为以投资收益形式计入公司利润。公司估值受到 电价、煤价、投资收益等多因素影响。除因资产处置带来的一次性投资收益外， 华电新能高额投资收益屡次缓冲主营业务波动，持续的业绩增长为公司股价起到 催化作用。2022 年 7 月华电新能启动 IPO 申报工作，若后续进展顺利，或将对 公司估值形成正向推动。华电新能通过拆分上市将实现集团新能源资产布局的优 化调整，同时借助资本市场进行扩张，发挥专业化大平台优势。进入到 2023 年， 随着火电业务盈利逐步修复，以及华电新能上市带来的潜在投资收益增厚，公司 基本面有望明显改善，业绩增长弹性将得到释放。
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