华能国际电力股份有限公司怎样？

华能国际电力股份有限公司怎样

（报告作者：光大证券 王威）1、综合电力运营商加速向新能源业务扩张 1.1、背靠华能集团，重要的综合电力运营平台 华能国际电力股份有限公司成立于1994年06月30日,距今已有28......接下来具体说说

港股异动 | 华能国际电力股份(00902)涨超5% 机构称火电行业有望迎来价值重估

智通财经APP获悉，华能国际电力股份(00902)涨超5%，截至发稿，涨5.33%，报3.95港元，成交额3308万港元。

消息面上，近日，华能国际电力股份公布2023年第三季度业绩：营业收入约652.89亿元，同比减少2.67%;归属于上市公司股东的净利润约62.55亿元，同比增长约7.7倍;归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润约38.24亿元，同比增长410.89%;基本每股收益0.35元。

老牌电力企业，华能国际：暂居浅滩不足为惧，能源转型王者依然在

（报告出品方/分析师：国泰君安证券 于鸿光 孙辉贤 陈卓鸣）

1.核心结论：暂居浅滩不足为惧，能源转型王者依然

我们认为公司火电资产实为新能源转型的资源保障，不仅为公司新能源转型带来区位先发优势，也为新能源项目开发提供现金流支持，“火+新”协同下公司“十四五”期间新能源装机增长确定性强。

市场认为公司新能源转型将受到火电业务包袱拖累，“十四五”新能源装机难以快速增长；而我们认为：

1）新能源运营项目本质是资源变现，公司火电资产主要集中在用电需求旺盛的沿海经济发达地区，提前占据优质区位（高电价或高利用小时数区域），有助于后续公司在新一轮的项目竞争中获得有利地位。

2）新煤价电价体系下，火电业务周期属性弱化，火电的核心财务价值有望从价格弹性转为现金流确定性，火电业务带来的现金流能够为公司新能源转型提供足够的资金支持。

3）十四五期间集团受央企可再生能源装机占比政策约束，公司作为集团核心电力上市平台，肩负集团转型使命。此外集团提出“两线”“两化”战略从区位上与国家规划有效协同，新能源装机增长确定性强。

2.盈利预测与估值

2.1.盈利预测

公司主营业务包括境内电力、境内热力、境外火电三大板块，其中核心业务为境内电力业务。我们的关键假设如下：考虑到新能源发电投产开发进度，我们预计公司装机有望持续增长。我们假设公司2022-2024年控股装机分别为12670 / 13470 / 14270万千瓦，对应增速分别为6.7% / 6.3% / 5.9%; 2022-2024年发电量分别为4527 / 4680 / 4753亿千瓦时，对应增速分别为-1.9% / 3.4% / 1.6%。

我们预计公司2022-2024年的营业收入分别为2210 / 2237 / 2258亿元，对应增速分别为8.0% / 1.2% / 1.0%。预计公司2022-2024归母净利润分别为57.78 / 105.85 / 126.34亿元，EPS分别为0.37 / 0.67 / 0.80元，BPS分别为6.89 / 7.23 / 7.63元。

2.2.估值

公司为火电转型新能源发电龙头公司，选取国电电力、大唐发电、龙源电力、三峡能源作为行业可比公司。可比公司2022年平均市盈率为21倍，以此作为比较对应估值为7.72元；可比公司2022年平均市净率为1.8倍，以此作为比较对应估值为12.57元。综合PE和PB两种方法，我们给予公司9.56元目标价。

3.电力央企龙头，深耕行业数十载

3.1.老牌电力企业历史悠久

国内旗舰电力央企，三地上市电力平台。华能国际电力股份有限公司（华能国际）是五大发电集团之一——华能集团旗下旗舰上市平台，于1994年6月成立，并实现三地（纽约、香港、上海）上市。公司最终控股股东为华能集团，实控人为*务*国资委。

公司控股股东华能集团成立于1988年，在国家计划中实行单列，首开“利用外资和集资办电”之先河，装机资产优质。截至2021年末，公司装机遍布26个省、市及自治区，为华能集团旗下主要的电力上市平台。公司核心业务为电力及热力，2010年以来上述业务在公司营业收入中的占比95%~99%，在毛利中的占比84%~99%。

盈利周期性波动显著，21年煤价大幅上涨导致亏损严重。

2021年公司营业收入2046亿元，2010-2021年营业收入CAGR+ 6.3%。受煤炭价格影响，2010-2021年公司盈利水平呈现强周期性波动。2021年秦皇岛5500大卡动力煤年度均价867元/吨，同比+50%，煤炭价格大幅上升影响下公司归母净利润-102.6亿元，为近十年首次亏损。

3.2.区位优势明显，风光装机逐年增长

国内机组集中于东部经济发达地区，区位优势明显。公司依托沿海区域电厂起家，历经多年发展，目前公司境内电厂广泛分布在中国二十多个省市及自治区。

2021年公司装机排名前五的省份分别为山东（21.7 GW）、江苏（11.5 GW）、河南（8.1GW）、江西（6.7 GW）、广东（6.3 GW），上述区域用电需求旺盛，多为特高压电网受端。

能源转型初见成效，风光装机占比提升。

近年来，公司致力于能源结构调整，风光装机增长显著。截至2021年末，公司可控装机119 GW、十三五以来CAGR 6.3%；其中煤电装机92 GW、十三五以来CAGR 4.4%，新能源装机14 GW、十三五CAGR 36.3%。截至2021年末，公司煤电装机占比77.6%，较2016年降低8.7 ppts；新能源装机占比11.7%（风电、光伏占比8.9%、2.8%），较2016年提升8.6 ppts（风电、光伏提升5.9、2.7 ppts）。

4.肩负集团转型使命，转型打造第二成长曲线

4.1.能源转型，迫在眉睫

“十四五”是我国低碳转型的关键开局时期。

2020年9月***主席提出中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。此后各类碳中和配套政策密集出台，中国走向绿色低碳的高质量发展道路。“十四五”作为我国碳中和政策制定后的靠前个五年计划期，是我国低碳转型的关键开局期。

我国新能源装机“十四五”有望高速增长。

受益于政策支持叠加产业链上游降本，我国新能源装机有望进入高速增长期。据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）预测，2025年我国新能源装机1095 GW（其中风电536 GW、光伏559 GW），新能源装机渗透率37.1%，较2020年提升12.8 ppts。

我们测算我国新能源装机“十四五”年均新增112 GW（“十三五”72 GW），其中2021年仅新增100GW，预计我国新能源开发有望提速。

央企考核目标驱动集团加速转型。

2021年12月，国资委《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》提出：到2025年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上。2020年华能集团可再生能源装机占比约31%，在五大发电集团中排名相对靠后。考虑到火电短期难以大规模退出、水电经济可开发空间有限，我们预计华能集团十四五新能源发展有望提速，以满足考核要求。华能集团明确提出加快建设世界一流现代化清洁能源企业的战略目标，计划“十四五”新增新能源装机80 GW以上。

4.2.“两线两化”战略加速能源转型

华能集团提出“两线”“两化”战略积极推进能源结构调整：

北线： 主要指“三北”地区，以特高压送出通道起点为依托，布局风光煤电输用一体化基地，规划新能源资源约25 GW；

东线： 主要围绕东部沿海省份，打造海上风电发展带，规划海上风电资源约20 GW。

国家提出“十四五”大型清洁能源基地主要布局在三北地区（新*、黄河上游、河西走廊、黄河几字湾、冀北、松辽）、西南地区（金沙江上游、雅砻江流域、金沙江下游）、沿海海上风电（广东、福建、浙江、江苏、山东）。从区位上讲，华能集团新能源发展战略与国家规划有效协同。

4.3.核心电力上市平台，承载集团转型使命

公司对华能集团财务指标的贡献显著，是集团盈利及现金流的重要来源。2021年受煤炭价格上涨影响公司产生历史级亏损，当年财务指标代表性较弱。以2020年为例，公司营收占华能集团比重54%，归母净利润显著高于华能集团，净资产占华能集团比重39%，经营现金流占集团比重69%。

公司顺应集团新能源转型战略，新能源发展提速。

公司近年资本性支出扩张，公司计划2022年资本性支出金额458亿元，2018-2022年CAGR 21.2%。公司资本性支出结构中，新能源占比显著提升：2022年资本开支计划中，新能源占比提升至68.2%，较2018年提升34.7 ppts；其中风电占比27.6%、光伏占比40.6%。

公司有望承载集团绿色低碳转型使命，“十四五”年均新增新能源装机8 GW。

截至2021年末，公司总可控装机容量占集团比例为57.6%，近年来，公司新能源（风电、光伏）装机占集团比重逐年提升。截至2021年底，公司新能源装机占集团比重36.2%，同比+2.9 ppts。公司规划“十四五”力争年均新增新能源装机8 GW（“十三五”仅1.7GW），对应“十四五”增量新能源装机占集团的比重提升至50%左右。此外，从公司2021年与2018年新能源售电量数据占比变化来看，公司顺应集团新能源发展战略，着力布局“两线”地区。

5.火电现金流及区位优势，助力新能源发展

5.1.火电调峰价值显现，保障新能源消纳

“火风光”共济优化新型电力系统整体电源供给能力。碳中和政策背景下未来新能源发电高速发展已成为共识，但随着风光发电在电力供给中占比逐步提高，电网消纳压力将持续增长。在新型电力系统中，新能源（风电、光伏）作为主力电源，其出力依赖风光资源禀赋往往波动较大，通过与火电等传统能源耦合，可以充分发挥不同电源间的协调互济能源，进而优化电源整体供给。

发改委政策鼓励自建或购买调峰，调峰资源由企业自主选择。2021年8月国家发展改*委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，明确包括灵活性制造改造的煤电在内的调峰调频资产均可作为承担可再生能源消纳对应的调峰资源，且配置何种类型的调峰资源由发电企业通过市场化方式自主决定和选择。

电化学储能发展尚在早期，抽水蓄能受自然资源限制较大，灵活性改造后的火电调峰成为当下最佳选择。目前电化学储能的成本较为昂贵，且安全性亦有待提升。而由于抽水储能受自然资源的限制，在可预见的未来十年内，火电调峰将是电力系统提升调节能力的关键手段和调节能力增量最主要的来源。

火电是目前电力平衡的主要提供方。

电力（负荷）平衡是瞬时平衡，电力是否平衡取决于本区域内可用装机能否满足电力尖峰负荷需求。我国用电负荷系统季度层面呈现夏季冬季双高峰，日度层面呈现中午夜晚双高峰特点，而风光出力受自然因素限制在月度及日度层面都无法与用电负荷完全匹配。

火电以化石能源为燃料，其出力在一定范围内能够灵活调节，可调可控性良好，能够在风光无法出力时提供亟需的电力支持。

火电与新能源多能互补协同出力发挥兜底保障作用。

多能互补特性是指火电与风光等不稳定电源协同出力能够起到相互补充、协调互济的作用。在大基地项目建设时，依托存量的火电项目，充分利用火电调节能力，优化配比风电、光伏装机容量以及输电容量，能够最大程度地促进风电和光伏消纳利用水平。

政策推动火电灵活性转变，强调火电改造与大基地项目配合。

2021年11月《全国煤电机组改造升级实施方案》发布，指出 “十四五”期间应完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5 亿千瓦。目前火电的调峰能力已逐步得到政策重视。此外，政策指出统筹考虑大型风电光伏基地项目外送和就近消纳调峰需要，强调火电与大基地项目密切配合。

火电助力企业获取新能源开发指标。

以湖北省近期公布的新能源大基地项目为例，火电的兜底保供能力及调频调峰能力均有助于帮助企业获得新能源开发指标。10个大基地项目中风光火互补基地指标700万千瓦，煤电企业组煤保电奖励指标350万千瓦。所有大基地项目均使用火电机组作为灵活调节设备，且火电机组提供方与获得大基地项目指标的企业为同一集团旗下。

广西省火电机组煤保电可在新能源竞争性配置评分中加分。

2021年底广西壮族自治区能源局发布关于征求广西2022年度陆上风电、集中式光伏发电竞争性配置评分办法意见稿，其评分体系中明确对申报企业集团公司控股公用火电2021年迎峰度夏及度冬期间所有机组加权平均利用率赋分，平均负荷率在70%及以上的*高可以加10分，显示出广西省对火电机组煤在电力系统中发挥兜底保障作用的肯定。

火电机组有望成为获取新能源项目指标的直接竞争力。

除湖北省外，在陕西渭南，大唐集团通过降低火电利用小时数、实施火电机组灵活性改造获得350万千瓦省内消纳新能源基地中200万千瓦的新能源开发建设指标。在内蒙古包头市，《包头市2021年火电灵活性改造配套新能源项目竞争性配置公告》公布拟对火电灵活性改造配套38万千瓦新能源项目进行竞争性配置。我们预计未来风光火多能互补大基地形式将陆续在多省推广，火电机组有望成为获取新能源项目指标的直接竞争力。

公司发挥火电调峰优势，大力争取灵活性改造配套新能源项目。

华能集团自身亦重视火电调峰对争取项目资源的促进作用。董事长舒印彪在2022年华能集团会议报告中指出，在推动完成新能源发展任务时，应发挥火电调峰优势，大力争取灵活性改造配套新能源项目。预计未来公司将充分发挥自身火电资产优势，助力新能源发展。

5.2.火电龙头具备区位先发优势

火电龙头不可忽视的区位先发优势。火电作为全国的主力电源，许多地区此前甚至当下电源结构中只有火电机组。火电公司在当地扎根时间长，深耕当地电力市场，与当地政府及电网系统均有长期的合作关系。在全国大力发展新能源的形势下，拥有火电机组的企业在争取新能源项目时相比外来进入者具备不可忽略的先发主场优势。

存量火电资产助力公司新能源发展。就华能自身而言，以2021年发电量情况测算，在其主动开展新能源发电业务的省份（以公司新能源发电市占率超过1%的省份为主动开展新能源运营业务的省份），火电市场占有率较高，新能源发电的市占率也往往处于较高水平，显示出存量火电资产带来的先发优势。在华能国际火电市场占有率*高（27.22%）的省份海南，其新能源发电市占率亦为*高（40.82%）。

新能源运营项目本质是资源变现。

在影响单一新能源运营项目收益率的四大核心要素利用小时数、电价、建造成本和贷款利率中，建造成本全国趋于一致。新能源运营主要参与方各大电力集团均为资信水平*高的企业，贷款利率方面亦难以相较其他主要竞争对手产生决定性优势。利用小时数及电价均与项目区位密切相关，也是项目收益率差异的主要来源。我们认为在后续新能源项目竞争中，区位优势将会变得愈发重要，提前卡位占据优质资源区（高电价或高利用小时数区域）将在新一轮的项目竞争中获得有利地位。

公司提前卡位全国优质新能源运营区域。

公司火电资产主要集中在用电需求旺盛、电价较高的沿海经济发达地区。公司前五大装机省份不仅是我国GDP*高的五个省份，也是五大用电需求大省。一方面该部分省份用电需求旺盛，不必担心新能源项目的消纳问题。另一方面经济强省电价承受能力较强，不仅燃煤基准价位于较高水平，后续随着电力交易市场化进程加速，其市场化电价亦有望保持在较高水平。

5.3.周期属性弱化，现金流价值彰显

煤炭价格飙升，公司连续四季度亏损。 2021年下半年以来煤炭价格维持高位震荡，由于火电业务仍为公司营业收入的主体部分，且火电业务利润情况受燃料成本波动较大，在公司境内燃煤采购价格同比大幅上涨的情况下，3Q21-2Q22公司连续四季度亏损。

电价上行空间打开，2022年长协电价普遍大幅上行。

2021年10月国家发改委将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电价上行空间打开。从部分省份公布的2022年年度长协电价公布结果来看，年度长协电价普遍上浮至较高水平。

发改委明确煤炭价格合理区间。

2022年2月25日国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，通知明确三项重点政策：一是引导煤炭价格在合理区间运行，即秦港5500中长期交易价格每吨570~770元；二是完善煤、电价格传导机制；三是健全煤炭价格调控机制。

火电业务周期属性弱化，现金流价值彰显。

火电行业由于价格机制的历史矛盾，过往历史中盈利受煤价影响较大，周期性波动明显。

我们认为新政策下火电产业链价格（煤价、电价）市场化传导机制的建立可有效弱化火电盈利波动，随着产业链上下游价格矛盾的疏导，叠加双碳目标下火电电源定位的变化，火电的核心财务价值有望从价格弹性（强周期性）转为现金流确定性（弱周期性）。

通过敏感性分析，我们发现对于公司归母净利润而言，电价每上浮1分/千瓦时，归母净利润大约上涨13亿元；煤价每上浮10元/吨，归母净利润大约下跌8.6亿元。对公司点火价差而言，电价每上浮1分/千瓦时，点火价差增加0.88分/千瓦时；煤价每上浮10元/吨，点火价差减少0.33分/千瓦时。

煤炭中长期合同占比提升，预计后续火电盈利趋于稳定。

2022年6月以来，国家发改委多次表示全面开展煤炭价格调控监管拉网式调查，抓好煤炭价格政策落地见效；中国煤炭工业协会、中国煤炭运销协会要求会员单位扎实做好中长期合同签约履约工作，确保兑现；全国煤炭交易中心通知要求煤炭交易各方，严格落实长协签订量，煤炭生产企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80％以上。我们预计随着政策端发力，公司煤炭中长期合同履约率进一步提升，长期来看公司煤电盈利有望逐步修复且趋于稳定。

火电业务可用经营性现金流远高于净利润。

我们预计华能国际历史级亏损在煤电价格新政下较难再现，以正常年份2020年为例，当年净利润57亿元，同期计提折旧金额为205亿元，扣除分配股利、利润或偿付利息支付现金后的可用经营活动现金流净额为332亿元，数额远高于净利润。

公司经营性现金流支撑“十四五”新能源开发规划绰绰有余。

我们预计华能国际2022-2025年每年新增新能源装机8GW左右，假设公司后续风电每年新增5GW，光伏每年新增3GW，风电建造成本6000元/千瓦，光伏建造成本4000元/千瓦，则每年需要420亿元资本开支。公司经营性现金流叠加适量债务融资足以支撑每年的资本开支，我们预计公司后续依赖外部股权融资获取建设资金的概率较低。

依托资深行业龙头地位，公司债务融资成本较低。

新能源发电作为重资产行业，项目建设需要大量债务融资，公司依托行业龙头地位，债务融资成本较低。纵向来看，2021年公司平均债务融资成本为3.21%，连续三年下降，且较十年期国债到期收益率差值收窄。横向对比行业内可比火电及新能源上市公司，公司2021年融资成本低于其他火电公司，可与纯新能源发电公司媲美。

6.风险提示

6.1.用电需求不及预期

若用电需求增长不及预期，则不仅煤电业务利用小时数将下滑，新能源发电业务也有可能会出现弃风弃光率反弹情况。

6.2.煤电市场化价格上涨不及预期

根据国家发改委要求，煤电原则上应全部市场化交易，目前仅部分省份公布2022年年度长协电价，公司在全国26个省市开展煤电业务，若其他未公布省份市场化电价上涨幅度不及预期，将影响公司煤电业务利润。

6.3.计提资产减值超预期

公司2019年、2020年均计提大额资产减值损失，若公司后续年份仍计提资产减值损失金额超预期，将拖累公司盈利情况。

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背靠华能集团，华能国际：积极推进新能源转型，未来发展潜力大

（报告作者：光大证券 王威）

1、综合电力运营商加速向新能源业务扩张

1.1、背靠华能集团，重要的综合电力运营平台

华能国际电力股份有限公司成立于1994年06月30日,距今已有28年。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。

公司中国境内电厂分布在二十六个省份、自治区和直辖市；境外在新加坡全资拥有一家营运电力公司（大士能源，100%控股），在巴基斯坦投资一家营运电力公司（如意巴基斯坦能源，间接控股 40%）。

截至2021年 12 月 31 日，公司拥有可控发电装机容量 11,869.5 万千瓦，权益发电装机容量 10,387.5 万千瓦。

背靠华能集团，股东背景强大。

公司隶属全国五大发电集团之一的华能集团，截至 2022 年 9 月 30 日，华能集团通过直接和间接的方式合计持有公司 45.2%的股权。目前华能集团旗下共拥有 3 个上市公司，华能国际（600011.SH）属于综合电力运营商，内蒙华电(600863.SH)集中于内蒙自治区内，华能水电(600025.SH)专注于水电业务；华能新能源已于 2020 年 2 月港股退市。

华能国际是华能集团旗下最大的电力公司，且覆盖各类发电类型。

从装机量来看，截至 2021 年底，华能国际可控装机容量 11,869.5 万千瓦，为华能集团旗下公司靠前位；位居第二的华能水电则与公司差距较大，其 2021 年总装机量仅 2,318.4 万千瓦。另外，公司覆盖火电、风电、光伏、水电等多种发电类型，是华能集团重要的综合电力运营平台。

1.2、 电力业务为主，燃料成本上升致

2021 年业绩亏损 电力业务为主，收入增长较为稳定。

公司主要提供电力、热力及综合能源服务，建设运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施。电力业务为公司主营业务，收入常年占比 90%以上。

2021年公司实现营业收入 2,046.05 亿元，同比增加 20.8%；其中电力及热力营业收入 1,936.51亿元，同比增加 19.9%，占主营业务收入的 99.8%。2022 年前三季度，公司实现营业收入1,839.53 亿元，同比增加 26.59%。

2021 年公司电力业务收入同比增长 20%，新能源占比提升显著。

2021 年公司电力收入 1,900.1 亿元，同比增长 20.2%。分业务来看，火电占比 93%，实现收入 1,771.8 亿元，同比增加 18.8%；风电收入 101.7 亿元、光伏收入 19.87 亿元，分别占比 5.4% 和 1%，新能源收入占比逐步提升；而水电和生物质则发展平稳，分别实现收入 3.0 亿元和 4.0 亿元。

上网电价方面，2021 年公司境内电厂含税平均结算电价为 0.432 元/千瓦时，相比上年的 0.414 元/千瓦时有所回升。2021 年公司市场化电量占比亦进一步提升至 61.6%。

2021 年煤价高企，公司业绩亏损。

2021 年营业成本 2,053 亿元，同比增长 46.75%；其中燃料成本 1,465 亿元，同比增加 65%。2021 年公司单位燃料成本为 0.319 元/千瓦时，而 2018-2020 年基本维持在 0.220 元/千瓦时左右，系 2021 年煤价高企导致。

受成本上升影响，电力及热力业务毛利率同比下降 18.37pct 至-2.79%；进而拉低公司总毛利率至-1.53%，同比下降 18.64pct。2021 年公司归母净利润-102.64亿元，同比下降 324.9%。2022 年前三季度公司归母净利润-39.423 亿元，同比下降 476.56%。

受制于经营亏损，公司 2021 年未分红。

2017-2020 年公司现金流情况良好，分红比例始终保持在 50%以上。2020 年公司经营性现金流同比增加 12.7%至 420.5 亿 元，每股股利 0.18 元，同比增加 33.3%；而 2021 年由于燃料成本的大幅度上涨，公司出现亏损，且资产负债率同比上升 7pct，因此 21 年公司未分红，为 2001 年上市以来首次。

1.3、 火电为基，新能源业务快速扩张

火电为主，新能源增速较快。

截至 2021 年 12 月 31 日，公司拥有可控发电装机容量 11,869.5 万千瓦，同比增长 4.7%，其中火电装机量 10,436 万千瓦，占比 87.9%；新能源装机占比达到 11.67%，同比增长 2.3pct，其中风电 1,054 万千瓦，光伏 331 万千瓦。

发电量来看，2021 年公司发电量 4,573 亿千瓦时，同比增长 13.2%，其中火电占比 94.5%；风电、光伏合计发电量 244.2 亿千瓦时，相比 2017 年时的 81.5 亿千瓦时快速增长，四年 CAGR 为 31.57%。

公司持续不断投入各类型电源建设，新能源占比过半。

截至 2021 年底公司在建项目 726.95 万千瓦，其中热电项目 162 万千瓦，光伏项目 75 万千瓦，风电项目 489.95 万千瓦，这些在建项目未来将支持公司电力业务的进一步发展。

资本开支逐渐向新能源倾斜。

自 2018 年以来，公司总体资本开支提升明显，由 2018 年的210.76亿元增长至2021年的438.73亿元，对应2018-2021年CAGR为27.7%，主要原因是新能源投入增加。

2021 年公司新能源的资本支出占比高达 62.4%，而根据公司资本支出计划，2022 年此项占比将进一步上升至 68.24%。资本支出计划揭示公司新能源发电扩张决心。

公司资产负债率 2021 年同比提升 7pct 至 74.72%，而同行业公司 2021 年资产负债率均有所上升，系因煤价高位运行，为保证煤炭供应而增加负债。

2、火电业务——行业龙头稳扎稳打，灵活性改造持续推进

2.1、火电为公司靠前大业务，装机与发电量业内双双靠前

公司火电资产分布广阔。公司在全国 26 个省市自治区均有火电布局，其中位于沿海沿江经济发达地区的电厂机组利用率高、盈利能力强，是公司的优质火力发电资产，而且这些区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给、降低发电成本。

公司火电装机规模大，“十四五”期间仍有少量新增装机。

截至 2021 年 12 月 31 日，公司在中国境内拥有可控发电装机容量 11,657.6 万千瓦，其中火电装机量 10,224.2 万千瓦，占比达 87.9%；在火电装机中，煤电装机 9,187 万千瓦，占比 89.9%。2017-2021 年公司火电装机量仅新增 445 万千瓦，四年 CAGR 1.6%，由于短期内火电依旧保持主力电源的地位，且 2021 年公司在建工程中有洋浦热电联产项目 92 万千瓦，预计“十四五”期间公司仍有少量火电新增装机。

公司火电实力强劲，装机量与发电量双双位居全国靠前。

根据中电联数据，2021 年全国全口径火电装机容量达 13.0 亿千瓦，华能国际占比 8.1%，为全国靠前；从发电量上来看，2021 年全国火电发电量 56,463 亿千瓦时，其中华能国际火电发电量 4,320 亿千瓦时，占比 7.7%，同样位列全国靠前。

公司多年深耕火电，覆盖范围广且市占率高。

公司在多地发电量市占率较高，其中在海南市占率高达 91.7%，在上海、云南、江西亦分别达到 21.4%、18.7%、18.3%。

虽然公司在部分省份市占率不及其他公司，但其火电业务多地开花，分布极为广泛；公司分布广泛的火电资产亦成为公司布局新能源的基础，利于形成协同效应。

2.2、火电盈利能力强，未来有望扭亏为盈

2.2.1、公司火电业务盈利能力强，营业收入持续提升

2021 年公司火电收入为 1,771.8 亿元，同比增长 18.75%，但由于煤价大幅上涨，使得火电营业成本同比增长 47.95%，导致火电业务亏损。

而 2020 年公司的火电业务毛利高达 221 亿元。火电业务的盈亏主要受煤炭价格影响。

公司火电盈利能力在同行业处领先地位。

从历史看，华能国际是国内管理最优的电力公司之一，其盈利能力一直位居行业前列，2020 年公司毛利率 14.8%，次于华电国际 17.1%，属行业内较高水平。2021 年火电全行业亏损，公司火电毛利率 -6.13%，整体亏损程度在行业中偏低。

从单位装机盈利来看，2020 年公司单位火电装机盈利 220.5 元/千瓦，为行业内较高水平；2021 年在火电运营商普遍亏损的情况下，公司单位火电装机亏损 106.2 元/千瓦，相比其他公司亏损较少。

2.2.2、煤价调控叠加电价上升，火电盈利能力有望回暖

过去：上网电价相对稳定，燃料成本上升压制公司盈利能力。

燃料成本是火电公司最主要的成本，2021 年公司燃料成本占总成本的 71.4%。由于燃料价格上涨，公司燃料成本同比增加 65%，拉动公司营业成本同比增长 46.75%；虽然 2021 年公司境内电厂含税平均结算电价 0.432 元/千瓦时相比上年的 0.414 元/千瓦时上涨 3.8%，同时营业收入同比增加 20.8%，但远低于营业成本增速，公司盈利能力承压。

煤价：政策管理趋严，预期煤价将回落至正常水平

2021 年煤炭价格大幅上涨导致燃料成本骤升，从而对火电运营商业绩产生较大影响。

为应对煤价问题，国家积极完善煤炭市场价格形成机制，持续出台煤炭保供政策，通过实施煤炭价格干预、煤电油气保供、严厉打击恶意炒作动力煤期货等措施，并约谈部分价格虚高企业，引导煤炭价格回归合理区间。

2021 年 10 月 19 日，国家发改委价格司在能源保供工作机制专题座谈会上指出，将充分运用《价格法》规定的一切必要手段，研究对煤炭价格进行干预的具体措施，促进煤炭价格回归至合理区间。

2021 年 12 月 3 日，发改委将 5500 大卡动力煤区间调整至 550-850 元/吨之间，其中下水煤长协基准价为 700 元/吨，较此前的 535 元/吨上调约 31%。

2022 年 2 月 24 日，发改委发布《进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（简称“《通 知》”），明确煤炭价格的“合理区间”，完善煤电价格传导机制。据《通知》，秦皇岛港平仓价（5500 大卡）中长期交易价格为每吨 570~770 元（含税），自 5 月 1 日开始施行。

电价：市场化交易电价的浮动范围放开，预期未来继续上升 2022 年电价提升明显。

由于 2021 年二、三季度煤价高企导致多个火电运营商业绩亏损，为保障电力和煤炭供应，市场化交易电价的浮动范围逐渐放开，预期电价未来将进一步上升。

2021 年 10 月 8 日，为改*完善煤电价格市场化形成机制，推动燃煤发电电量全部进入电力市场，国常会将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，且高耗能行业由市场交易形成价格、不受上浮 20%限制。从江苏、广东、河北 2022 年年度长协电价来看，均有接近 20% 的涨幅。

而从十五个省区市的电网企业代理电价上看，大部分省份的电价相较基准价均实现上浮。

煤价调控叠加电价上升，预期公司盈利能力回暖。

鉴于：国家发改委规定秦皇岛港下水煤（5500 大卡）中长期交易价格每吨 570~770 元（含税），煤炭成本有望下降。

我们认为 2023 年公司将重回盈利区间。2021 年公司披露的平均利用小时数为 4,058 小时，同比增长 8.39%，其中境内火电利用小时数为 4,225 小时；

火电上网电价：公司 2021 年境内火电上网电价 0.397 元/千瓦时；煤价方面，根据我们的推算，公司 2021 年 5500 大卡煤价 828 元/吨。

基于上述背景，我们根据以下假设对公司 2023 年归母净利润进行敏感性分析：

火电上网电价： 公司 2021 年境内火电上网电价 0.397 元/千瓦时；2021 年 10 月 8 日，为改*完善煤电价格市场化形成机制，推动燃煤发电电量全部进入电力市场，国常会将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，且高耗能行业由市场交易形成价格、不受上浮 20%限制。

从江苏、广东、河北 2022 年年度长协电价来看，均有 15%-20%的涨幅。我们假设 2023 年境内火电上网电价为 0.481 元/千瓦时。

秦皇岛 5500 大卡煤价： 发改委明确秦皇岛港下水煤（5500 大卡）中长期交易价格每吨 570~770 元（含税）（2022 年 5 月 1 日起实施）；我们假设 2023 年秦皇岛 5500 大卡动力煤价格为 809 元/吨（假设 2023 年成本为长协要求上限 770 元/吨，叠加 5%运输费用，对应入炉 5500 大卡煤价 809 元/吨）。

火电利用小时数： 作为基荷电源，火电逐渐向辅助新能源发电转型趋势确定。因此我们认为 2023 年火电利用小时数有所下降；假设 2023 年利用小时数为 4,022 小时。

3、新能源业务：积极推进新能源转型，未来发展潜力大

3.1、顺应“双碳”目标，积极推进新能源转型

在“双碳”的大目标下，我国政策积极推动能源结构优化，引导电力供给侧的新能源转型。国家能源局提出到 2030 年，我国非化石能源占一次能源消费比重达到 25%。

根据国网能源院预测： 2025 年，我国新能源发电量占比接近 20%；2030 年，新能源装机容量占比将由2020年的24%提高至41%，发电量占比由9.5%提高至22%；2060 年，新能源装机容量占比将达到 70%，发电量占比将达到 58%。

公司大力推进能源结构转型，新能源占比不断提高。

新能源营收占比从 2018 年约 3%上升到 2021 年超过 6%。2021 年，风电收入 101.7 亿元、光伏收入 19.87 亿元，分别占比 5.4%和 1%；水电和生物质则发展平稳，分别实现 3.0 亿和 4.0 亿元的营业收入。

截至 2021 年，公司风电装机容量 10.54GW，光伏装机容量 3.31GW；新能源装机容量占比从 2017 年的 5.26%提升到 2021 年的 11.67%，呈持续提升的趋势。

3.2、新能源业务业内领先，“十四五”发展潜力大

3.2.1、当下：装机量、发电量行业内双双领先，发电市占率逐渐突破

公司风电项目数量行业领先。根据前瞻产业研究院，风电场行业依据企业的风电场数量划分，可分为 3 个竞争梯队：其中，风电场数量大于 300 个的企业有国家能源集团、大唐集团；风电场数量在 100-300 个之间的企业有国家电投、中国广核、华能集团、华润电力、华电集团和三峡集团等；其余企业的风电场数量在 100 个以下。

风电、光伏装机及发电量行业领先。公司 2017-2021 年风电发电量 CAGR 22.4%。截至 2021 年，风电发电量 208.34 亿千瓦时，市占率 3.18%，2016-2021 年境内发 电量市占率提升 1.6pct，于所选 13 家风电运营商中排名第 4。

光伏方面，公司 2017-2021 年光伏发电量 CAGR 45.3%，呈快速增长；2021 年，公司光伏发电量境内市占率为 1.1%，相比 2016 年的 0.1%提升 1.0pct，在所选 12 家光伏运营商中 排名第 6。

2021 年，公司风电与光伏在多个省份的市占率均有所提高。

风电方面， 浙江实现风电新增布局，发电量137GWH，市占率2.8%；海南风电市占率由12.1%提升至19.2%，上升幅度较大；河南的风电发电量则实现翻倍，市占率由 8.1%上升至 10.6%。

光伏方面， 公司山西光伏机组发电量增长 300GWH，市占率上升 1pct 至 4.5%；吉林、江西亦分别提升 1.9pct、1.7pct。

3.2.2、未来：“十四五”新能源装机目标

55GW，风光并举齐步发展 “十三五”期间，发电业务资本支出计划基本完成。公司未披露“十三五”具体规划，但当年年报会提及公司第二年资本支出计划。

从总量上来看，公司 2016-2020 年发电业务资本支出计划分别为 151.0、175.2、154.2、282.2、404.2 亿；2017-2020 年（2016 年数据未披露）最终完成量分别为 176.9、155.8、261.0、374.8 亿。

每年完成偏离度（计算公式：偏离度=（实际完成量-计划完成量）/计划完成量）10% 之内，基本完成既定目标。

分电力类型来看，战略布局重点从火电向新能源转移。主要体现在：

1）从火电资本支出完成额来看，2017-2020 年分别为 81.7、83.6、55.8、82.9 亿，对应占比 46.2%，53.7%，21.4%，22.1%；同期，风电和光伏占比分别为 33.4%、45.2%、67.6%、69.1%和 19.8%、0.75%、10.94%、8.77%。

火电资本支出占比逐渐降低彰显公司新能源战略转型趋势确定。

2）从配置偏离（计划与实际之差）情况来看，2017-2020 年火电均呈超计划完成情况，但比例逐年下降，分别为 39.22%、51.81%、33.74%、22.97%；风电负偏离情况也继续向好，同期偏离程度分别为-42.70%、-20.67%、-26.42%、-17.95%。

2017-2018 年明确重点布局火电，因此火电资本支出完成量占比较计划均超额完成；2019-2020 年由火电向新能源战略转移阶段，总量虽少量未完成，但新能源资本支出负偏离情况有所收敛；“十四五”明确拓展新能源。

因此我们认为可参考 2017-2018 年火电情况，达成超计划布局，完成“十四五”55GW 新能源装机量目标。

“十四五”明确新能源扩张战略，55GW 装机量有望突破。公司发布“十四五”目标，明确加大新能源布局，2025 年累计新能源装机量将达 55GW，约占公司总装机量的 33%；其中风电为 29GW，“十四五”期间年均增速 28.8%，光伏 26GW，“十四五”期间年均增速 67.4%。

横向来看，公司“十四五”新能源新增目标领先行业；从“十三五”年度资本支出完成度来看，重点布局领域往往实现超计划配置，因此我们认为 55GW 新能源装机目标大概率将超额完成。

公司持续投入新能源建设，新能源资本支出占比提升。

新能源建设逐步占据公司资本支出的核心地位，2021 年资本支出中新能源建设支出占比高达 62.4%，而根据资本支出计划，2022 年此项占比将上升至 68.24%。

过去以建设风电为主，未来风光并举。

按以往资本支出来看，风电远高于光伏，因此 2021 年风电、光伏装机量差距较大，分别为 10.54、3.31GW。

而根据 2021 年披露的资本支出计划，公司 2022 年风电资本支出计划为 126.49 亿元，光伏资本支出计划则为 186.09 亿元，光伏资本投入计划同比增长 160%，未来有望风光并举。

结合公司“十四五”规划，我们预计 2022-2025 年风电及光伏累计装机量分别为 13.54、17.54、22.54、29.00GW 及 8.31、13.81、19.81、26.00GW。

公司近年来更多投入海上风电项目。

公司自 2019 年起开始布局海上风电，至 2021 年，全容量并网的风电项目中，有 65%为海上风电项目。由于海上风电项目投资成本相比陆上风电更高，2019-2021 年公司风电单位装机投资有明显提高；而 2022 年海上风电补贴取消，随着提高风轮直径、单机容量以及工程水平等海上风电技术发展，预期海上风电成本将持续下降。

3.3、新能源盈利能力领先，未来 ROE 有提升空间

火电盈利能力制约因素多，而新能源发电盈利能力相对稳定。

我们选取新能源发电为主的企业（三峡能源、浙江新能、新天绿能）与传统火电运营商（华能国际、华电国际、申能股份）2016 年至 2022H1 的 ROE 进行对比：2016 年新能源运营商与传统火电运营商盈利能力基本持平，自2017年始新能源的盈利能力明显高于火电。

公司“十四五”目标新能源装机 55GW，新能源装机量占比提升至 33%，公司 ROE 有进一步提升空间。

公司新能源单位装机毛利处于行业前列。

2021 年，公司风电单位装机毛利 0.59 元/ 瓦，风电毛利率 61.63%，高于行业平均水平。光伏单位装机毛利 0.36 元/瓦，光伏毛利率 59.69%，亦属行业内较高水平。公司新能源盈利能力快速增长，风电业务毛利润 2017-2021 年 CAGR 达到 35.2%，毛利率提升 8.9pct；光伏方面，公司自 2015 年部署光伏机组，光伏业务毛利润 2017-2021 年 CAGR 达 38.3%。

4、关键假设及盈利预测

4.1、关键假设

营业收入及营业成本关键假设 1）境内电力及热力业务 a. 未来装机量变化假设根据：1）公司在建工程情况，2）“双碳”背景下，公司转型清洁能源综合运营商趋势确定，3）公司在 2021 年业绩发布会中提出：“十四五”期间年均新增新能源装机量 8GW 以上；2022 年公司计划新增 8GW 新能源，其中风电约 3GW，光伏 约 5GW。

我们假设： 2022-2024 年生物质及水电装机量不变；火电装机量 22 年增长 140 万千瓦（大连 2*35 万千瓦的机组和青岛 2*35 万千瓦的机组）达 10,364.2 万千瓦，2023 年增加 92 万千瓦（洋浦热电联产项目 92 万千瓦）达 10,456.2 万千 瓦，2024 年火电装机量维持 2023 年水平；风电装机量分别为 13.54、17.54、22.54GW，同比增长 28.5%（3GW）、29.5%（4GW）、28.5%（5GW）；同期光伏装机量分别为 8.31、13.81、19.81GW，同比增长 151.01%（5GW）、66.2%（5.5GW）、43.4%（6GW）。

b. 影响电力业务营收主要变量的假设

由于新能源发电上网占比逐渐提升，挤压火电利用小时数；我们假设 2022 年煤电利用小时数较 2021 年下降 100 小时，至 4,294 小时；2023 及 2024 年逐年下降 100 小时，分别为 4,194、4,094 小时。燃气 2022 年利用小时数较 2021 年下降 61 小时，至 2,600 小时；2023 及 2024 年维持 2600 小时。

综合煤电及燃气利用小时数变化情况，2022-2024 年火电利用小时数分别为 4,125、4,022、3,933 小时。

2018-2021 年间生物质能平均利用小时数 6,000 小时左右，我们假设 2022-2024 年该发电类型维持 6,000 小时水平。

受益于：

1）风电、光伏技术继续完善，2）不断布局海上风电，在山东、浙江等光照资源较丰富地区建设光伏项目；我们假设公司 2022-2024 年风电、光伏利用小时数均逐年增加 50 小时。2022/2023/2024 年对应风电利用小时数为 2,028/2078/2128 小时，光伏为 1,132/1,182/1,232 小时。

综合各发电类型装机容量及利用小时数估算，预计公司 2022-2024 年的境内发电量分别为 4,661、4,750、4,853 亿千瓦时，同比增速分别为 1.9%、1.9%、2.2%。除生物质能以外的各电力类型 2022 年厂用电率较 2021 年稍有下降，火电、风电、光伏厂用电率分别为 6%、4%、3%，并在 2023—2024 年维持该水平。假设 2022-2024 年年均不含税上网电价分别为 0.479、0.484、0.488 元/千瓦时，同比+11.88%、+0.98%、+0.94%。

按类型看，1.火电上网价： 在全面放开燃煤发电上网电价，扩大上下浮动范围至 20%背景下，我们假设 2022-2024 年火电上网价格分别为 0.476、0.481、0.485 元/千瓦时，同比+20%、+1%、+1%。

2.可再生能源上网电价： 国家对于新能源上网电价补贴逐渐退坡、取消，假设风电、光伏分别于 2023、2024 年全面取消补贴，对应 2022-2024 年风电上网价 0.504、0.499、0.498 元/千瓦时，同期光伏发电上网价格分别为 0.555、0.531、0.520 元/千瓦时。

同期，水电及生物质能上网电价假设不变。综上，我们预计公司 2022-2024 年境内电力业务营收分别为 2,103、2,167、2,237 亿，同比增长 21.1%、3.0%、3.2%。

c. 影响电力业务营业成本主要变量的假设

2021 年煤炭价格大涨导致公司盈利能力受损；近期国家发展改*委印发《进一步完善煤炭市场价格形成机制》的通知，旨在研究依法对煤炭价格实行干预措施，促进煤炭价格回归合理区间（秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格每吨 570~770 元（含税））。

根据公司前三季度煤炭成本情况，我们假设 2022 年煤炭均价较 2021 年上涨 8%，2023 年同比下降 9.5%（假设 2023 年成本为长协要求上限 770 元/吨，叠加 5%运输费用，对应入炉 5500 大卡煤价 809 元/吨），2024 年维持 2023 年水 平。

假设 2022-2024 年平均供电煤耗维持 2021 年 291 克/千瓦时的水平。假设 2022 年风电单位装机营业成本为前三年平均值 378 元/千瓦，2023、2024 年风电单位装机营业成本为前三年平均值，分别为 369、373 元/千瓦；2022 年光伏组件成本高企，我们假设 2022 年光伏单位装机营业成本较上年上升 20%为 290 元/千瓦，2023 年下降 5%为 276 元/千瓦，并在 24 年维持该水平。

2） 境外电力及热力业务

公司境外业务主要包括：在新加坡全资拥有一家营运电力公司（大士能源，100% 控股），在巴基斯坦投资一家营运电力公司（如意巴基斯坦能源，间接控股 40%）。

2020 年境外电力及热力业务营收并表为 105 亿元。

2021 年新加坡业务营业收入同比增加 54.61 亿元，较上年同期增长 50.21%；巴基斯坦业务营业收入同比增加 11.12 亿元，较上年同期增长 26.94%。

2021 年境外电力及热力业务并表增长收入 59 亿元，对应 2021 年境外电力及热力业务营收 164 亿元，我们假设 2022-2024年营收维持 164 亿元，2022-2024 年营业成本及毛利润维持 2021 年水平，分别为 151 及 13 亿元。

3）其他业务

其他业务主要为港口服务及运输服务业务，我们假设 2022-2024 年平稳运营。

综上，我们预计公司 2022-2024 年的营业收入分别为 2,416、2,483、2,557 亿元，同比增长 18.1%、2.8%、3.0%；综合毛利率分别为 4.4%、14.0%、16.4%。

4.2、盈利预测

2021 年煤价高企导致公司亏损 126.73 亿，我们预计公司 23 年扭亏为盈，净利润大幅增长。2021 年风电、光伏单位装机净利润分别为 4.2 亿及 2.1 亿/GW。

随着新能源发电补贴退坡，我们假设新能源单位盈利能力有所下行： 光伏 2022-2024 年单 位装机净利润为 1.8、1.7、1.6 亿/GW；同期风电为 3.5、3.2、3 亿/GW。

少数股东权益：

根据公司 2021 年披露的在建工程，未并网风电、光伏项目装机量分别为 1.95 及 0.45GW，权益装机量分别为 1.83 及 0.39GW，对应少数股东权益比例 6.2%及 13.0%。

假设 2022 年新增风电、光伏少数股东比例分别为 6.2%、13.0%；叠加 2021 年装机量水平，我们推算 2022 年风电、光伏少数股东权益比例分别为 6.67%及 13.50%。

公司通过自建方式加速布局新能源业务，我们假设 23-24 年风电、光伏少数股东权益比例稍有下降，分别为 6.5%及 13.0%。

综上我们预计公司 2022-2024 年净利润分别为-48.71、122.95、167.31 亿，同期归母净利润为-36.53、88.53、113.77 亿，对应 EPS 为-0.23、0.56、0.72 元。

5、估值水平与总结

5.1、相对估值

根据我们的预测，公司 22/23/24 年 EPS 分别为-0.23/0.56/0.72 元，当前股价对应 PE 分别为-/14/11 倍。

考虑到：

1）公司 23 年估值 14 倍 PE 仍低于行业平均 16 倍 PE 估值，2）公司新能源扩张节奏快均基本完成既定新增装机目标，3）公司新能源及传统电力盈利能力均处于行业前列，预计公司估值仍有提升空间。

5.2、绝对估值

关于基本假设的几点说明：

1、长期增长率：由于华能国际是境内综合电力运营商，行业未来将进入稳定增长阶段，故假设长期增长率为 2%；

2、β值选取：采用申万二级-电力的行业β作为公司无杠杆β的近似；

3、税率：我们预测公司未来税收政策较稳定，结合公司过去几年的实际税率，假设公司未来税率为 25%。

5.3、估值结论

综上，我们预计公司 2022-2024 年的营业收入分别为 2,416、2,483、2,557 亿元，同比增长 18.1%、2.8%、3.0%；综合毛利率分别为 4.4%、14.0%、16.4%；2022-2024 年归母净利润为-36.53、88.53、113.77 亿，对应 EPS 为-0.23、0.56、0.72 元，当前股价对应 PE 分别为-/14/11 倍。

考虑到：

1）公司 23 年估值 14 倍 PE 仍低于行 业平均 16 倍 PE 估值，2）公司新能源扩张节奏快均基本完成既定新增装机目标，3）公司新能源及传统电力盈利能力均处于行业前列。

5.4、股价驱动因素

（1）上游原材料价格下行：

火电业务方面，在政府对于煤价的调节控制下，燃料成本下行进一步释放火电盈利能力；新能源业务方面，在目前硅料成本高涨的情况下，公司光伏盈利能力仍较为强势，未来随着阶段性供不应求得到缓解，硅料成本下行带动光伏安装成本下降，光伏业绩将显著增厚。

（2）公司新能源转型构成强势成长动能：

公司目前产能扩张重点为新能源，由于火电盈利对煤价依赖性强，新能源规模的快速增长将帮助公司缓解传统火电发展的约束，提升盈利能力的稳定性与可预测性。另外，华能国际作为新能源转型公司，其新能源产能占比仍低于新能源企业，可拓展空间大；且由于新能源发电机组前期投资成本较高，公司强劲的现金流利于布局新能源，未来成长空间大。

6、风险分析

终端用电需求下滑

宏观经济下行导致终端用电需求疲软，整体电力利用小时数和装机容量可能不达预期。

新能源转型进度不达预期

与资本支出计划相比，公司 2021 年新能源建设不及预期，主要是因为光伏涨价导致内部收益率达不到 7%的最低要求，导致项目被挤压；随着新能源竞争格局进一步激化，公司“十四五”期间新能源建设可能不达预期目标。

煤价长协落实情况不及预期

火电业务受煤价情况影响显著，在政府实施相关管控措施后煤价略有下降，然而 8 月煤价再次呈现小幅上涨趋势，若煤价持续上涨，可能导致火电盈利能力不及预期

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以上就是华能国际电力股份有限公司怎样？的详细内容，希望通过阅读小编的文章之后能够有所收获！