完成电量1077.17亿千瓦时，同比增长2.42%，其中煤/气/风电/光伏发电量同比分别+1.38%/-2.77%/+17.89%/+59.03%。受益于2022年新签中长协电价普遍上调，市场化交易比例提高31.6个百分点至88.9%，1Q2022公司国内电厂平均结算上网电价同比上涨19.47%至501.96元/兆瓦。虽然国内动力煤价格在政策引导下略有松动，但仍处于历史高位。1Q22广州港5500大卡动力煤现货均价仍高达1337元/吨，同比/环比变化分别为+49.8%/-18.0%。燃料成本仍同比大幅上涨，这使得Q1火电业务仍面临较大的经营压力。供电方面，参考公司装机和电价，我们测算新能源盈利15-16亿元，煤电亏损近30亿元，火电亏损接近0.03元/千瓦时。电价上涨后，火电亏损压力仍然较大。推测主要原因是4Q2021高价库存煤推迟到1Q2022，导致Q1燃料成本浮动率高。新能源高增长是火电的疏解，积极布局版图转型。公司积极寻求转型，Q1新能源装机新增235.2万千瓦。3月底，风电和光伏装机容量分别达到1202.7/417.1万千瓦。公司风光电实现大幅增长，业绩达到可观的放量，很大程度上对冲了煤价极端波动带来的业绩压力。2022年，公司对风光的资本支出计划总额为312.58亿元，较2021年对风光的资本支出总额增长14.2%。持续增加投资有望带动公司后续风光项目持续快速增长，带动公司成功转型。风险因素:新能源安装投产不及预期；煤价跌幅小于预期；这个项目的收益没有预期的好。投资建议:5月份，国内煤炭新长协机制正式实施，预计将严格执行，有望带动公司煤电业务成本下降，利润增加。我们维持公司2022-2024年EPS预测0.39/0.48/0.57元。当前价格对应a股动态PE的21/17/14倍，h股动态PE的8/6/5倍。参考公司历史估值，给予A/H股2.0/1.1倍目标价，对应A/H股目标价分别为9.30元/6.30港元，均维持“买入”评级。

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