国电投是什么股票？

国电投是什么股票

接下来具体说说

国家电投创新投资所属单位公开招聘公告

国家电投创新投资所属单位公开招聘公告

国家电投集团创新投资有限公司（原国家电投集团基金管理有限公司）成立于2018年9月，注册资本10亿元，是国家电投集团的全资子公司，公司拥有全资及参、控股子公司5家。国家电投创新投资公司以集团公司“2035一流战略”为指引，立足打造国家电投集团“基金业务管理平台、创新孵化投资平台、产业链股权投资平台及金融业务创新平台”，通过以融促产、以融强产，服务国家电投集团全产业链发展。截至2023年6月，管理基金61只，总规模822亿元，管理资产规模约1250亿元。公司荣登清科榜“2022年中国新能源领域投资机构10强、2022年中国私募股权投资机构TOP100、2022年中国国资投资机构50强”，荣登投中榜“2022年度中国最佳私募股权投资机构TOP100、2022年度中国最佳中资私募股权投资机构TOP50、2022年度最佳国资投资机构TOP50”，跻身国内产投公司前列。

国家电投集团创新投资公司现面向集团公司内外公开招聘，热烈欢迎各类人才加盟。

一、招聘单位

国电投智源创新投资有限公司（以下简称“智源创投”）成立于2021年，是国家电投集团创新投资有限公司全资子公司，注册资本1亿元，是国家电投通过基金股权、债务融资、直接投资等方式对科研技术、创新成果、商业模式进行投资孵化、**应用的重要单位，致力于建设“科技研发、投资孵化、成果**、应用推广”全链条科技孵化**体系，完成“产-学-研-用”融合模式的深度进阶，助力集团公司创新驱动转型，打造具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业。

二、招聘原则

公开公正、竞争择优，德才兼备、选贤用能，人岗相适。

三、招聘岗位及人数

（注：一名应聘人员仅可应聘一个岗位，多岗位应聘视为无效。）

四、招聘岗位要求

1.具备良好的*治素养和职业道德、具备强烈的使命感和责任感，诚实守信、廉洁从业。

2.具备履行岗位职责所需的专业知识和业务能力，有较强的学习和逻辑思维能力，有较强的语言和文字表达能力，具有团队合作精神，抗压能力强。

3.认同国家电投“绿色、创新、融合，真信、真干、真成”的核心价值观，践行国家电投干部员工行为公约。

4.具有良好的心理素质和正常履职的身体条件。

有关岗位职责和任职资格详见附件岗位说明书。

五、应聘方式

按照发布招聘公告、个人报名、资格审查、笔试、面试、公示、录用等程序组织实施。

1.报名时间:自公告之日起，至2023年10月8日17:30止，逾期不予受理。

2.报名方式：线上报名方式（不接受现场报名及来访）。

方式一：登录国聘官方网，请从“社会招聘”入口进入。

方式二：关注微信公众号（SPIC FUND），按照招聘公告要求，发送应聘登记表和相关支撑材料进行邮件报名。

3.报名要求：应聘人员将以下所有文件打包压缩在一个文件夹内，文件夹和电子邮件命名为“智源创投+应聘岗位+本人姓名”，并发送至指定电子邮箱tiantian01@spic.com.cn。

材料内容包括：

（1）应聘人员基本情况表（见附件）(签字扫描版)；

（2）身份证扫描件，学历、学位证书扫描件,教育部学历证书电子注册备案表（学信网），职称或职(执)业资格证书扫描件；

（3）其它凭证文件扫描件。

如未提供上述支撑性文件，视为无效材料。

附件

1.项目开发部部门总监岗位说明书

2.项目开发部高级经理岗位说明书

3.投资运营部部门总监岗位说明书

发电资产全国布局，华电国际：火电价值重塑，绿电收益可期

（报告出品方/分析师：招商证券 宋盈盈）

一 华电旗下核心平台，推进优质能源资产整合

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*务*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；公司推荐抽蓄项目——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。

二 火电：煤价下行修复利润，容量电价增强盈利稳定性

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**，助力动力煤市场价格中枢向下转移。

3、上网电价改*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*委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改*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*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*。

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*。

2022年是上网电价新政实施后推荐完整年度，以华电国际售电量*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*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，提升火电盈利性

火电交易形式将趋于更加灵活多元。

2015年发布的《关于进一步深化电力体制改*的若干意见》明确提出了深化电力体制改*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。

2021年发布的《国家发展改*委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改*的通知》中指出，要根据电力体制改*“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*，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成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较多的方式，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*、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。

三 绿电：风光赋能绿色转型，装机规模持续高增

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年稳居世界靠前，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年靠前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。

四 报告逻辑：火电价值重估在即，分享绿电成长收益

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*

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*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。

五 盈利预测

火电业务价值重塑，参股绿电分享业绩增长。

华电国际作为华电集团的常规能源发电平台，持续推进能源资产整合，被华电集团接管以来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。公司把握绿色低碳机遇，在稳步推进火电发展的同时，加快调整电源结构并大力拓展抽水蓄能项目资源。2021年公司结合能源转型发展战略，剥离新能源资产并参股华电新能，转而以投资收益的形式分享风电和光伏项目的成长机会。

● 火电业务： 成本端，煤价中枢下移，发电机组用煤成本有望继续优化，公司2023年基本实现长协煤炭全覆盖，合同兑现率大有改观。

收益端，火电上网电价浮动范围有序扩大，公司装机所在省份电价接近顶格上浮，2022年火电上网电价同比上涨22.1%，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；火电交易形式将趋于更加灵活多元，电力辅助服务、容量电价等机制将显著提升火电盈利稳定性。公司在技术改造方面持续投入，有望新型电力系统推广落地过程中受益，实现火电价值的重塑。

● 绿电业务（参股）： 风电和光伏度电成本下降、消纳逐渐改善，体现发电性价比优势；绿电项目总体由电价补贴政策引导转向供需及市场主导，新能源补贴有望陆续发放，利好新能源运营商现金流状况。华电国际持有华电新能31.03%的股份，分享优质风光装机资源和高增装机量带来的投资收益增厚，在缓冲主营业务波动的同时，或将使公司业绩增长弹性得到释放。

盈利预测假设： 利用小时数方面，考虑到山东省电力缺口逐年扩大，但是新能源上网电量有压缩火电利用小时数的可能，假设2023-2025年公司火电机组利用小时数逐年下降20小时。

装机方面， 结合公司在建产能规划，我们假设2023-2025年公司火电新增装机分别为456/213/200万千瓦。

上网电价方面， 公司主要售电省份基本实现上网电价顶格上浮，而公司市场化交易电量占比仍有提升空间，因此假设公司2023年煤电平均上网电价将提升2%；考虑到容量电价政策有望出台，因此假设公司2024-2025年煤电上网电价保持不变。

成本方面， 考虑到煤价中枢下行以及公司长协煤合同兑现率提升，但由于公司2023上半年高价煤库存对全年标煤成本有所拖累，假设2023-2025年公司标煤单价下降至1035/990/980元/吨。

投资收益方面， 公司主要参股新能源和煤矿；综合考虑华电新能业绩稳定高增长和上市后公司股权比例稀释，以及煤矿产量暂时不及预期的影响，预计2023-2025年投资收益为45/46/55亿元。

基于以上假设，我们预计公司未来三年，公司电力业务营业收入增速为5.8%/ 5.2%/2.9%，火电毛利率有所改善，水电毛利率总体持平，供热毛利率随燃煤成本下降有所恢复。

预计公司2023-2025年归母净利润分别为58.23/70.76/78.88亿元，同比增速为5734.0%/21.5%/11.5%，当前股价对应PE分别为9.4x/7.8x /7.0x。

六 风险提示

我们认为未来公司主要的风险因素在于长协煤履约率不及预期、上网电价下调风险、电力辅助服务经济性降低、容量电价政策落地不及预期、投资收益波动风险五个方面。

1）长协煤履约率不及预期： 公司主营火电业务中煤电占比较高，为抵御现货煤价格波动影响，公司采取提前签订长协煤合同的方式锁定低价煤炭供应。若公司长协煤履约率不及预期，将提高现货煤采购比例，从而提升燃料成本。

2）上网电价下调风险： 若宏观经济恢复速度不达预期，可能影响全社会用电需求，导致电力供需失衡；煤炭价格持续低位也将影响下一年中长期交易电价的涨幅，在电力市场化的背景下，上网电价可能将有所下调，给企业经营业绩带来负面影响。

3）煤炭价格上涨风险： 火电企业成本端煤炭价格影响较大，若煤炭价格大幅上行，将对火电企业盈利能力产生较大影响。

4）电力辅助服务经济性降低： 电力辅助服务市场有望打开公司火电业务成长空间，但由于相关政策尚未明晰，且目前辅助服务电网交易处于起步阶段，导致当前火电承担了大部分能源转型成本。随着后续政策和规则跟进，若辅助服务补偿标准低于火电企业燃料和运维成本，将影响火电机组参与辅助服务的积极性。

5）容量电价政策落地不及预期： 容量电价的推出将优化火电企业盈利结构，企业获得的容量费用将计入收益，运营商盈利稳定性增强。若容量电价政策落地不及预期，则将导致企业无法及时获得相应收入，火电业务的盈利波动性将提高。

6）投资收益波动风险： 公司参股华电新能分享新能源发电项目投资收益。若华电新能风光项目的审批、建设和并网投产进度落后于华电集团“十四五”新能源装机目标，则将使公司投资收益增速放缓。

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