公司上半年净利润-30.1 亿元，业绩不及预期，电量下滑显著以及煤价仍居高不下是主因。公司上半年综合毛利率为1.9%，环比改善但同比下滑显著，电价上涨仍不能完全覆盖燃料成本上涨的拖累。展望下半年，随着需求复苏以及在政策引导下煤价逐步向合理区间回归，预计公司业绩相应将出现改善。下调2022~2024 年EPS 预测至0.14/0.22/0.40 元，当前A 股股价对应PE 分别为48/30/17 倍，均维持公司A/H“买入”评级，目标价为7.90 元/4.20 港元。

    　　 1H22EPS-0.26 元，不及预期。2022 年上半年公司实现营业收入1168.69 亿元，同比增长22.68%，归母净利润-30.09 亿元，同比减少-167.60%，折算EPS-0.26元。煤价拖累及电量下滑显著导致上半年业绩不及预期。分季度看，2Q22 公司现营业收入516.19 亿元，同比增长14.18%，归母净利润-20.52 亿元，同比减少277.61%，EPS-0.17 元。

    　　 火电发电量受需求疲弱影响显著，清洁能源装机比例提升促转型。受整体需求疲弱影响，2022 年上半年公司上网电量1,965 亿千瓦时，同比下降5.61%，散点疫情多发使得Q2 上网电量仅为888 亿千瓦时，同比下降13.81%。火电方面，国内用电需求疲弱同时来水形势较好挤占公司火电发电空间，1H22/2Q22 火电上网电量分别同比下降8.04%/17.92%。公司正持续加大新能源投资力度谋求转型，1H22 公司新增低碳清洁能源装机3,154MW，带动清洁能源装机比重同比提高3.26 个百分点。

    　　 市场交易电价上涨显著，但仍无法完全传导成本冲击。上半年公司市场化交易电量比例为87.81%，同比上升26.76 个百分点，市场化交易比例增加叠加市场电价格提升带动公司境内平均上网结算电价增至505.69 元/兆瓦时，同比上升20.70%，是营收增长的主要驱动力；H1 境内火电厂售电单位燃料成本为376.70元/兆瓦时，同比上涨50.49%，电价上涨带来的收入增量未能完全抵消煤价上涨带来的燃料成本增量，上半年公司毛利率为1.93%，虽环比2021H2 改善显著但同比仍减少15.21 个百分点。上半年末，公司负债率75.06%，同比增加7.01个百分点，但发行超短期融资券帮助公司将财务费用率控制在4.16%，同比减少0.24 个百分点，同时管理费用率同比下降0.55 个百分点，彰显公司良好的管理能力。

    　　 电价改善叠加煤价温和下行，下半年火电盈利能力料将改善。收入端方面，上半年公司市场化电量占比87.81%，下半年该比例有望维持，全年公司综合电价有望维持较高水平，带动营收增长；成本端方面，煤价持续高位极大地影响了公司火电业务的盈利能力，随着政策因素引导煤价下行，预计下半年市场煤价将温和下行，公司火电盈利能力将有所恢复。

    　　 风险因素：新能源装机投产不及预期；煤价回落不及预期；风光项目收益率不及预期，用电需求大幅回落。

    　　 盈利预测、估值与评级：考虑上半年业绩不及预期，在调整电量及煤价假设后我们相应下调2022~2024 年EPS 预测至0.14/0.22/0.40 元（原预测为0.39/0.48/0.57 元），当前A 股股价对应PE 分别为48/30/17 倍，H 股股价对应PE 分别为23/14/8 倍。公司A/H 过往3 年历史PB 均值分别为1.25 及0.56倍，考虑公司正在发力新能源谋求转型，因此我们参考公司历史PB 均值并给予50%估值溢价，对应目标价分别为7.90 元及4.20 港元，维持”买入”评级。

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