【国盛证券】煤电联营优势凸显，水电风光多极增长.pdf

2023-10-06

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1. 常规能源资产优质，新能源转型加速

1.1 国家能源集团下属核心电力公司，风光水火协同发展

大型综合性电力上市公司，火电装机量位居全国第二。公司的前身大连东北热电发展股份有限公司成立于 1992 年，1997 年在上交所挂牌上市，2000 年更名为国电电力发展股份有限公司。2017 年，中国国电和神华集团重组成立国家能源集团，公司作为集团下属的核心电力上市公司，整合了集团的火电、水电等常规能源发电资产。2019 年，公司合并原属于中国神华的 17 家火电企业，控股装机容量突破 80GW。2021 年，公司与国家能源集团实施资产置换，多地“水火”等常规能源发电资产置入后公司控股装机容量大幅提升。2022 年公司收购国家能源集团持有的国能大渡河流域水电开发有限公司 11% 股权。目前公司业务涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，发电资产分布在全国 28 个省、自治区、直辖市。截至 2023 年 6 月，公司资产总额 4334.94 亿元，控股装机容量达到 100GW，其中火电控股装机容量 72.7GW，处于 AH 两地电力上市企业的第二位（2021 年）。

公司为国家能源集团下属主要电力公司，实际控制人为国资委。国家能源集团有煤炭、电力、运输、化工等全产业链业务，是全球规模最大的煤炭生产公司、火力发电公司、风力发电公司和煤制油煤化工公司。公司是国家能源集团控股的核心电力上市公司和常规能源发电业务的整合平台，截至 2023 年 6 月，国家能源集团直接持股 50.68%。参控股公司中，北京国电电力有限公司系公司火电业务核心子公司，公司持股比例为57.47%。 2023H1，北京国电电力有限公司归母净资产 532.6 亿元，归母净利润 19.6 亿元，是参控股公司中资产规模最大、创收盈利能力最强的公司。

1.2 常规能源龙头，清洁能源发展劲头足

公司火电机组质量优异，近两年新能源装机大幅提升。截至 2023 年 6 月，公司控股装机容量 10001.2 万千瓦，其中火电 7273.9 万千瓦（占比 72.7%），水电 1495.1 万千瓦（占比 14.9%），风电 767.3 万千瓦（占比 7.7%），光伏 465 万千瓦（占比 4.6%）。

火电：公司在运火电机组以大容量机组为主，60 万千瓦及以上机组 69 台，占火电总装机的 71.52%；100 万千瓦及以上机组 20 台，占火电总装机的 28.03%。在区域布局上，火电机组主要分布在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，电煤保障能力强，市场竞争优势明显。

水电：公司水电站主要集中在大渡河、开都河流域，流域集控联调和梯级综合利用使盈利能力突出。

新能源：近两年公司新能源项目投资和建设节奏加快，2022 年新增装机 315.29 万千瓦，2023H1 新增装机 173.33 万千瓦。目前公司在风光资源富集的北部地区布局的基地式项目形成了建设、开发、储备的有序发展格局，在中部地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模。

1.3 业绩稳定增长，长期盈利能力看好

公司营收保持较快增长，2022 年扭亏为盈。受益于资产整合后装机规模和发电量的增长，公司近 5 年营收基本保持较高速增长，公司营收从 2018 年的 1079.19 亿元增长至 2022 年的 1926.81 亿元，年均增速为 15.6%。从归母净利看，除 2021 年外，公司归母净利同比增速均实现正增长。2021 年，电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，电煤采购成本大幅增加，公司归母净利出现上市以来首次亏损。2022 年公司扭亏为盈，归母净利 28.25 亿元，主要系售电价上涨。

火电业务贡献主要收入和利润。从收入构成来看，火电业务收入在整体收入中占据核心地位，其次为水电、新能源发电业务。2022 年火电收入 1643.78 亿元，占比达 85.31%；水力发电收入 116.36 亿元，占比达 6.04%；新能源发电收入 89.05 亿元，占比达 4.62%；煤炭销售收入 47.26 亿元，占比达 2.45%。从毛利构成来看，除 2021 年之外，近 5 年火电毛利贡献比例一直稳定在 60%左右，在 2022 年也达到了 56.6%。2021 年受火电业务亏损拖累，公司总毛利同比下跌 57.7%，是造成当年归母净利为负的直接原因。分业务来看，除占比较小的其他行业外，各项业务毛利率基本保持稳定，水电、风电、光伏行业保持着较高毛利率，为公司业绩稳定增长奠定了基础。煤炭销售行业 2021 年毛利率激增至 68.01%及火电业务毛利率转负均系燃料价格上涨所致。由于煤炭在公司营收和毛利占比有限，未对公司业绩形成强支撑。

公司重视研发投入，财务费用下行。2022 年公司继续加大了研发投入的力度，全年投入研发费用 60178 万元，占公司营业总收入的 0.31%。公司已有“燃煤电站多污染物协同控制与资源化技术及装备”、“风光直流微网耦合电解制-储-输氢系统集成与示范”、“工业锅炉节能与清洁燃烧技术”等三项国家重点研发计划项目顺利通过绩效评价。国内首套化学链矿化 CCUS 示范项目在大同公司投运，牵头实施的多项技术达到国内外领先水平。由于公司历史资产负债率大于 70%，公司财务费用率较高。随着资产负债率有所下降，公司财务费用得到有效控制，财务费用率持续下行。

2. 火电：资产不断优化，煤电联营优势突出

2.1 持续优化火电资产，资产质量稳步提升

2021 年至今公司火电资产结构持续优化，剥离亏损资产、新增优质资产。近年来，公司陆续通过向集团转让盈利能力偏弱的西北地区火电资产并积极推动集团存量优质火电资产注入上市公司，逐步解决部分下属电厂盈利能力偏低对公司的拖累。2020 年，公司转让装机规模为 66 万千瓦的 2 家甘肃子公司股权至集团；2021 年，公司分两次转让装机规模为596万千瓦的7家新疆子公司的相关股权至集团，上述交易合计向集团转让662 万千瓦火电资产。2022 年 9 月，公司完成向集团协议转让宁夏区域相关火电资产，交易标的总装机规模为 664 万千瓦。宁夏火电资产盈利能力表现不佳，除宁东二发外，其他转让发电资产 2021 和 22H1 均处于亏损状态。2021 年 9 月，公司与国家能源集团通过资产置换方式，置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等 6 省火电资产，填补公司在经济发达和用电需求旺盛省份业务空白。

公司火电资产优质，多项指标领先同业。2022 年公司火电机组平均利用小时数 5158 小时，而同期全国 6000 千瓦及以上火电电厂发电平均利用小时仅为 4379 小时。从机组结构看，截至 2022 年年末，公司 60 万千瓦以上火电机组占比 69.99%，在电力上市企业中处于领先地位。此外，公司火电控股装机容量 72.7GW，处于 AH 两地电力上市企业的第二位，仅次于华能国际。

2.2 火电业务韧性和弹性兼备，业绩增长预期在即

2.2.1 成本：背靠国家能源集团，煤电一体化优势凸显

动力煤供需持续修复，中长期煤价回归合理区间。2023 年上半年动力煤市场经历了双重压力测试，一是进口煤增量远超预期，库存压力增加显著，二是下游需求不及预期，电厂去库速度缓慢。多重压力下，我们认为动力煤价格将在 2023 年持续下行至底部震荡，回归至合理区间港口煤炭（5500K）570 元-770 元/吨，叠加考虑到动力煤价格季节性的波动规律，在传统淡季（迎峰度夏结束，迎峰度冬尚未来临）动力煤市场目前仍未有效去化中下游高库存压力，煤价或将随季节性有集中下跌趋势，对于火电企业业绩来看，三季度仍会有集中的修复催化。

背靠国家能源集团，燃料成本可控。国家能源集团是全球最大的煤炭生产企业，拥有神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区、神华宁煤、神华新疆能源等优质煤矿资源，2022 年国家能源集团实现煤炭产量 6 亿吨。受益于集团煤炭资源丰富和集团内部资源协同优势，公司在煤炭保供及长协煤履约等方面具备显著优势，燃料成本涨幅可控，在 2022 年同行业大幅亏损的情况下，公司资产运行保持稳定，火电业务度电毛利一直处于行业领先水平。2021 年煤炭成本高企、全行业普遍亏损的背景下，公司火电亏损 0.002 元/千瓦时。2022 年各省份煤电发电量原则上全部进入市场交易，较基准电价最高可上浮 20%，电价上涨下公司度电毛利止损转盈。2023 年至今煤价持续下行，带动公司燃料成本下降， 2023H1 公司入炉标煤单价为 944.4 元/吨，同比下降 23.82 元/吨。

2.2.2 电价：“电改”释放重要信号，火电迎多重利好

电力市场化政策陆续出台，火电企业迎价值重估。2015 年 3 月 15 日，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，掀开了新一轮电力市场化改革的序幕。2023 年 7 月 11 日下午主持召开中央全面深化改革委员会第二次会议，审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》、《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》等政策文件，从中央高度再次确认电改推进的决心与加快信号。且今年 5 月以来，《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《电力负荷管理办法（征求意见稿）》等政策短期内相继发布，为电改推进铺垫，强化市场信心，下半年电改进程加快的预期得到进一步验证。公司火电核心地区电价涨幅明显。公司火电资产主要集中在用电需求量大的省份，其中江浙皖三地为公司火电核心发电区域，2022 年火电发电量占比 48.2%。从 2022 年电力交易市场运行情况看，2022 年江浙皖三地电价基本按照 20%顶格上浮，中短期内电力供给仍将维持紧张，三省电价有望保持顶格上浮。

市场化电量电价稳步提升，火电业务盈利能力增强。公司积极参与电力市场化改革，2019 年-2022 年公司市场化交易电量占比快速上升，2022 年达到 93.15%，公司享受到市场化交易带来的电价提升，平均上网电价逐年提高，截至 2022 年末，公司平均上网电价达 438.9 元/兆瓦时，同比上涨 21.5%，缓解了高煤价的影响。

3. 水电：省内供需改善&建设送出通道，水电盈利提升可期

3.1 省内供需改善&建设送出通道，为水电省内消纳提供空间

2016-2022 年，四川用电量快速增加，为水电省内消纳提供空间。受资源禀赋、政策支持等条件影响，近年来先进材料、能源化工、汽车制造等用电需求大的行业向川内转移，拉动四川全社会用电量的增长。2018-2022 年，四川全社会用电量增速均高于同期全国全社会用电量增速，作为传统电力输出大省，四川已迎来用电高速增长期，未来短期内电力供需偏紧的情况已经奠定。在这样的背景下，因外送能力不足被迫弃水状况有望得到省内消纳，水电市场化电价或将提升。

川渝特高压交流网架建设提速，进一步缓解省内弃水问题。据《共建成渝地区双城经济圈 2023 年重大项目清单》，川渝 1000 千伏特高压交流工程是国家“十四五”电力发展规划重点输电工程，计划于 2025 年夏季高峰前投运，其建设内容包括甘孜 1000kV 变电站、天府南 1000kV 变电站、成都东 1000kV 变电站、铜梁 1000kV 变电站共 4 个变电站，以及甘孜-天府南、天府南-成都东、天府南-重庆（铜梁）1000kV 输电线路工程。从工程进度上看，据四川省人民政府消息，2022 年 7 月，第 5 条出川特高压通道——白鹤滩 -江苏±800 千伏特高压直流工程投运送电，每年可增加外送四川丰水期富余水电 40-60 亿千瓦时；据国务院国资委消息，2022 年 12 月，国家电网白鹤滩-浙江±800 千伏特高压直流工程竣工投产，进一步改善四川水电外送省外通道不足的问题；此外，金上-湖北特高压直流工程已开工建设。在川渝特高压线路完全打通后，国能大渡河弃水问题有望得到较大缓解。

3.2 大渡河为公司核心水电资产，弃水逐步改善

大渡河流域为公司核心水电资产。国能大渡河是公司水电资产的主要运营主体，2022 年，公司收购国家能源集团持有的国能大渡河 11%股权，公司持股达到 80%。国能大渡河拥有大渡河干流、支流及西藏帕隆藏布流域水电资源约 3000 万千瓦。截至 2022 年末，公司控股水电装机 1495.66 万千瓦，公司在新疆等 12 个省份有水电资产，其中核心水电资产为位于四川省内的国能大渡河公司，负责大渡河流域干流 18 个梯级电站的开发。大渡河水电资源丰富但弃水严重。大渡河发源于青海省，全长 1062 公里，是长江流域岷江水系最大支流，也是四川水能资源丰富的三大河流之一。其干流和主要支流水力资源蕴藏量 3368 万千瓦，占四川省水电资源总量的 23.6%。大渡河流域丰水期来水稳定，但由于外送通道容量远低于现有装机，丰水期弃水问题严重。据国家能源局，2020 年大渡河弃水量达 107 亿千瓦时，占四川省弃水量的 53%，占全国的 36%。

与国内龙头水电公司相比，国能大渡河利用小时数处于偏低水平，但近两年改善。 2019-2022 年，公司利用小时数均高于全国平均水平，但和行业利用效率高的国投电力水电还有较大差距，重要原因之一是国能大渡河弃水问题较为严重。为减少弃水，公司通过提前调整库容、合理安排检修工期等方式改善弃水问题，从 2019 年到 2022 年，公司水电利用小时和国投的差距逐年缩小，弃水问题有所改善。从上网电价看，公司川内水电上网电价波动较大，近两年高于华能水电和川投能源，大体处于行业中游水平。

公司在建水电装机 394.65 万千瓦，双江口水电站将为下游电站带来增发电量。截至 2022 年末，公司在建水电项目 394.65 万千瓦，主要分布在四川、新疆，包括双江口 200 万千瓦等大渡河机组，以及新疆开都河霍尔古吐 42.65 万千瓦。双江口水电站为年调节水库，可增加下游大渡河 17 个梯级电站枯期电量 66 亿千瓦时、枯期出力 176 万千瓦。双江口水电站投产后能够改善枯期发电量，直接提升大渡河流域的年度平均上网电价水平。

4.新能源：推进清洁能源建设，担当绿色发展主力军

4.1 我国新能源装机增速加快，大基地建设如火如荼

可再生能源发展势头良好，风光装机突破 9 亿千瓦。2021 年，国务院就“双碳”目标提出工作意见，到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量目标达到 12 亿千瓦以上。因此在未来 7 年左右的时间内，风光装机最少仍有近一倍的增长空间。2023 年 4 月，国家能源局发布《2023 年能源工作指导意见》，提出 2023 年风光发电量占全社会用电量的比重达到 15.3%，风光装机增加 1.6 亿千瓦左右。在双碳政策牵引下，全国可再生能源发展势头良好，发电装机和发电量稳定增长。存量方面，截至 2023 年 8 月底，我国风电装机 3.95 亿千瓦，光伏发电装机 5.05 亿千瓦，风光总装机突破 9 亿千瓦，占全国发电装机的 32.6%；增量方面，2023 年 1-8 月，全国新增风电装机 2892 万千瓦，光伏装机 11316 万千瓦，占全国新增装机的 71.2%。

“十四五”、“十五五”期间加快推进风光大基地建设。2022 年，国家发改委、能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》、《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，提出加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，到 2030 年，规划建设风光基地总装机约 4.55 亿千瓦，其中“十四五”时期规划建设风光基地总装机约 2 亿千瓦，包括外送 1.5 亿千瓦、本地自用 0.5 亿千瓦；“十五五”时期规划建设风光基地总装机约 2.55 亿千瓦，包括外送 1.65 亿千瓦、本地自用 0.9 亿千瓦。

4.2 大力发展新能源，带来增长新动能

新能源项目储备充足，发展后劲巨大。2021 年报中公司上调十四五新能源装机规划至 3500 万千瓦后，到 2025 年清洁能源装机比例达 40%，新能源项目开发进程明显加快。截至 2023H1，公司新能源控股装机 1232 万千瓦，其中风电装机从 2020 年的 633.1 万千瓦增长21%至2023H1的767.3万千瓦，光伏装机从2020年的21.2万千瓦增长2093% 至 2023H1 的 465.0 万千瓦。公司在手新能源项目充足，2023 年上半年公司获取新能源资源 1500.95 万千瓦，核准/备案 1175.16 万千瓦，开工 283.74 万千瓦，新增装机 173.32 万千瓦，在建 620.01 万千瓦，为后续新能源项目开发及投产提供保障。在光伏组价价格下行背景下，年内绿电装机有望加速落地。

公司常规能源分布广泛，为新能源项目获取提供便利。公司的火电资产在内蒙古、宁夏、浙江、云南等区域均有重点布置，新能源发展可充分利用这些区域内的煤炭电源、火电机组的调峰能力及现有的外送通道优势。新型电力系统下需要建设多能互补能源结构，来化解清洁能源消纳问题，公司常规能源都将为新能源项目资源获取提供有力竞争力。

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