计提减值及Q4 电量平淡等导致全年业绩不及预期。主业盈利在电价上涨推动下有所改善但仍处于偏低水平，投资收益对全年扭亏做出较好补充。预计公司2023 年成本压力或将减弱，电量随经济复苏而增长，共助盈利持续修复可期。

    给予公司2022 年A&H 目标PE15/8 倍，对应目标价分别为6.40 元/3.90 港元，均维持“买入”评级。

    2022 年业绩1.00 亿元，不及预期。2022 年公司实现营业收入1,070.58 亿元，同比增加1.97%；实现归母净利润1.00 亿元，同比扭亏为盈；EPS-0.08 元。

    公司业绩不及预期，Q4 成本上升、电量表现疲弱及计提减值等为主因。分季度来看，4Q22 公司实现营业收入274.08 亿元，同比增加3.59%；归母亏损22.25亿元；EPS-0.23 元。

    主业经营开始修复但毛利率仍然偏低，投资收益表现突出。宏观需求疲弱导致公司全年火电利用小时下滑并相应导致全年发电量下降5.1%至2,209 亿千瓦时，火电售电价格上涨带动公司平均上网电价同比增长20.75%至519 元/兆瓦时，发电业务营收录得14%增长。公司全年发电量下滑而燃料成本上涨表明成本端仍面临较大压力，电价上涨助推全年发电业务毛利率回正，但2.3%的售电毛利率相比历史平均水平仍有较大差距。公司压缩期间费用以应对成本压力，全年期间费用率下降0.5 个百分点至5.3%。参股新能源及煤炭企业经营情况良好，投资收益在主业盈利能力偏弱阶段做了较好补充，公司全年实现投资收益48.05 亿元。公司全年经营活动现金流净额96.5 亿元，已经自2021 年罕见的负经营现金流净额开始修复。

    盈利能力持续改善可期，中长期发展仍有充足保障。在国内供给释放、海外进口增加以及长协履约提升等因素共同刺激下，公司发电单位燃料成本下降可期，2023Q1 秦港现货下水煤均价同比已下降；同时经济复苏有助于公司电量回升，共促公司发电业务盈利能力在2023 年进一步向正常水平靠拢。全年公司新增装机容量1.4GW，目前在建&拟建装机合计8.2GW，其中公司在抽蓄蓄能实现突破，获取浙江乌溪江抽蓄蓄能电站项目，项目储备丰富为公司中长期发展提供了保障。

    风险因素：用电需求大幅下降，煤价同比大幅上行，上网电价低于预期，公司参股的新能源平台发展不及预期。

    盈利预测、估值与评级：考虑Q1 港口下水煤价已经下降，调整成本假设并相应上调2023~2024 年净利润预测至42.4/61.8 亿元，新增2025 年净利润预测77.5亿元，折算2023~2025 年EPS0.43/0.63/0.79 元。当前A 股股价对应PE 分别为13/9/7 倍，PB 分别为1.5/1.4/1.2 倍。参考可比公司（A 股华能国际、国电电力，港股华能国际）估值，给予公司2023 年A/H 目标PE15/8 倍，对应目标价6.40 及3.90 港元，均维持“买入”评级。