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第一位；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20182020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。
　　20172020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20182021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、火电为公司第一大业务，装机与发电量业内双双第一
　　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。20172021年公司火电装机量仅新增445万千瓦，四年CAGR1。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第一。
　　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，为全国第一；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，同样位列全国第一。
　　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550850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570770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，为改革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570770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，为改革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1520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570770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100300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20172021年风电发电量CAGR22。4。截至2021年，风电发电量208。34亿千瓦时，市占率3。18，20162021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20172021年光伏发电量CAGR45。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20162020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；20172020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，20172020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，20172020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。
　　20172018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；20192020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20172018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20222025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，20192021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20172021年CAGR达到35。2，毛利率提升8。9光伏方面，公司自2015年部署光伏机组，光伏业务毛利润20172021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：20222024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235万千瓦的机组和青岛235万千瓦的机组）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，20222024年火电利用小时数分别为4，125、4，022、3，933小时。
　　20182021年间生物质能平均利用小时数6，000小时左右，我们假设20222024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20222024年风电、光伏利用小时数均逐年增加50小时。202220232024年对应风电利用小时数为2，02820782128小时，光伏为1，1321，1821，232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20222024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20232024年维持该水平。假设20222024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20222024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20222024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20222024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；近期国家发展改革委印发《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570770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20222024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20222024年营收维持164亿元，20222024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20222024年平稳运营。
　　综上，我们预计公司20222024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20222024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2324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20222024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222324年EPS分别为0。230。560。72元，当前股价对应PE分别为1411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、值选取：采用申万二级电力的行业作为公司无杠杆的近似；
　　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20222024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；20222024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1411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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