【天风证券】常规能源资产盈利持续改善，清洁能源转型提速.pdf

2022-10-17

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1.国家电投集团旗下核心企业与旗舰企业

1.1.简介：国家电投集团核心企业和旗舰企业

公司主要在中国开发、建设、拥有、经营和管理大型发电厂，从事发电与售电业务。公司于 2004 年 3 月在香港注册成立，并于同年 10 月在香港联合交易所有限公司主板上市。除初期仅从事燃煤发电及售电外，经过多年发展，截至 2021 年底，公司业务已拓展至水力发电、风力发电、光伏发电、天然气发电、储能、绿电交通及综合能源服务等各个领域，伴随公司规模的不断扩大，其各板块业务均持续有序发展。

公司为中央国有企业，实控人为国资委。截至 2022 年 6 月 30 日，国家电投集团分别通过中国电力国际有限公司和国家电投香港财资对公司进行间接控股，合计持股比例为54.35%。其中，中国电力国际有限公司直接持有公司 26.16%股份，并通过中国电力发展有限公司间接持有公司 24.57%股份，合计持股比例为 50.73%。

公司为国家电投集团旗舰企业与核心企业。国家电投集团为国有五大发电集团之一，业务涵盖电力、煤炭、铝业、物流、金融、环保及高新产业，是中国唯一同时拥有火电、水电、核电及可再生能源资源的综合能源集团。截至 2021 年底，公司合并装机规模占集团总装机规模比例为 14.8%，在集团旗下全部上市公司中排名第一位,，是国家电投集团旗舰企业与核心电力上市平台。

1.2.业务：业务类型与规模持续扩张，清洁能源转型提速

公司业务类型与规模持续扩张，截至 2021 年底，公司业务已涵盖燃煤发电、水力发电、风力发电、光伏发电、天然气发电、储能、绿电交通及综合能源服务等范围，业务分布于国内各大电网区域。截至 2021 年底，公司权益装机容量为 24961MW，同比增加 5%，其中清洁能源权益装机容量达 11844MW，同比增加 26%，占比达 47%，同比提高 8pct；截至 2022 年 6 月 30 日，公司合并装机容量为 32140MW，同比增加 13%，其中清洁能源占比达到 51%，同比提高 4pct，公司清洁能源转型进程加速推进。

1.3.财务：火电成本端阶段性变动影响业绩，新能源扩张助力盈利改善

营收规模持续扩张，清洁能源营收占比不断提高。伴随公司业务规模不断扩张，其营收规模持续增加，2022H1 公司实现营业收入 203.05 亿元，同比提高 22.74%。营收结构方面，由于近年来公司大力发展清洁能源业务，其营收占比不断提高，2022H1 公司清洁能源业务营收占比达 38.92%，相比于 2017 年末提高了 10.51pct，考虑公司未来发展方向，清洁能源业务营收占比有望持续提高。

2021 年火电燃料成本上升拖累业绩，2022H1 整体利润由亏转盈。由于公司火电板块营收占比较高，因此业绩受燃料价格影响较大，火电成本端阶段性变动会对公司业绩产生显著影响。2021 年公司实现归母净利润-6.50 亿元，同比降低 138.05%，主要原因即在于 2021 年燃煤价格大幅上涨导致公司燃料成本大幅增加，伴随 2022 年燃煤价格逐渐下行，叠加公司火电发电量同比降低，清洁能源发电量同比增加，公司业绩逐渐修复，上半年实现归母净利润 7.84 亿元，整体利润由亏转盈。

从板块净利润来看，目前清洁能源业务已成为公司主要利润来源，2022H1 年公司火电板块实现净利润-10.96 亿元，水电板块实现净利润 12.33 亿元，风电板块及光伏板块实现净利润 14.93 亿元，清洁能源业务对公司业绩构成显著支撑。在清洁能源业务净利率远高于火电业务的情况下，伴随未来新能源业务不断扩张，公司盈利能力有望持续改善。

投资支出持续增长，资产负债率维持高位。伴随公司业务规模及新能源装机容量的高速扩张，近年来其投资支出不断增长，2022H1 公司投资支出现金流量为 85.19 亿元，同比增长 48.36%；同时，为支持公司的高速发展，截至 2022H1，其资产负债率为 71.93%，公司资产负债率维持高位，并伴有小幅增长。

2.火电：压舱石作用凸显，多措并举盈利有望回归合理水平

2.1.新型电力系统下火电压舱石作用凸显，政策态度出现转变

双碳目标下，新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升。双碳目标下，能源结构绿色转型加速，新能源装机规模持续扩张。据国家能源局数据，2021 年我国可再生能源新增装机 1.34 亿千瓦，占全国新增发电装机的 76.1%；截至 2021 年底，我国可再生能源发电累计装机达到 10.63 亿千瓦，占总发电装机容量的 44.8%。

新能源出力受制于不稳定性，电力供应能力相对不足。风电日波动最大幅度可达装机容量的 80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。随着风电/光伏并网比例提升，常规电源装机容量占比相应降低，而新能源出力稳定性与常规能源相比仍存在明显差距，因此容易导致高峰时段电力供应能力不足。

在此情况下，全国多个地区电力供应紧张，甚至出现电力缺口。我们对 2021 年各省份发用电关系情况进行梳理，可以看出，多个省份虽然装机规模与其最高用电负荷相比存在盈余，但由于新能源装机占比较高，其电力供需水平仍较为紧张，甚至出现供不应求的情况。以青海为例，其省内电力装机与负荷盈余虽达到 3142 万千瓦，但其新能源装机占比达 62%，因此其 2021 年省内发用电关系仍较为紧张。

未来全国电力供应保障压力仍然较大。根据电规总院，结合当前电源、电网工程、投产进度，预计 2022 年安徽、湖南、江西、重庆、贵州等 5 个地区负荷高峰时段电力供需紧张； 2023 年、2024 年电力供需紧张地区将分别增加至 6 个和 7 个。

电力保供压力严峻，政策对火电态度出现转变，强调火电“压舱石”作用。在风光等新能源出力水平相对较低的情况下，仍然需要发挥煤炭在能源中的主体作用，以及煤电在电力系统中的兜底保供作用。2022 年 3 月《政府工作报告》中提出，确保能源供应，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。在 3 月 24 日召开的 2022 年经济形势与电力发展分析预测会上，中电联与国家电网的专家表示，在“双碳”目标下需要正确认识煤电的价值，要适度发展支柱性电源，保障转型期电力供应。 2022 年 8 月 19 日，电规总院发布《未来三年电力供需形势分析》，提出在保证安全的前提下，加快推进明确煤电建设，保障未来三年 1.4 亿千瓦煤电按期投产，同时尽快新增规划煤电项目落实，适时新增规划一批电源储备项目，夯实托底保供基础，压实电力供应保障的基本盘。

从核准情况来看，自 2021 年 Q4 以来，火电核准装机速度明显加快。2022Q1-3 火电核准装机规模达到 52339MW，相比于 2021 年核准装机规模表现出明显增长。其中，根据北极星电力网数据，公司控股股东国家电投集团 2022 年 1-8 月新增火电核准装机达 2700MW，在各大电力集团中位居前列。

2.2.煤价调控叠加电价上浮，多措并举火电盈利能力有望修复

2.2.1.成本端：电煤保供稳价工作持续推进，成本压力有望降低

国家政策支持，煤价有望回归合理区间。2021 年 10 月 19 日，国家发改委发布《国家发展改革委研究依法对煤炭价格实行干预措施》，提出将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。2022 年 2 月，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，提出了煤炭中长期交易 570~770 元/吨（含税）的价格区间，引导煤炭价格在合理区间内运行等系列措施。目前，除秦皇岛港以外，山西、陕西、蒙西等 8 个煤炭资源地区已经提出中长期交易价格合理区间和现货交易价格合理区间上限，此举有助于煤炭价格回落至合理价格区间内。

2022 年 7 月，国家发展改革委在视频会议中强调今年电煤中长期合同必须实现三个 100% 的要求，即签约率 100%全覆盖，履约率 100%严要求，价格政策 100%强执行。8 月 5 日，国家市场监督管理总局发布消息称将组织 3 个调查组分别赴山西、内蒙古、陕西开展调查，进一步加强电煤价格监管，明确法律红线，规范电煤价格秩序。伴随“长协煤”政策逐步落地及电煤保供稳价工作持续推进，火电企业成本压力有望降低。

公司坚持长协煤为主控制煤价，燃料成本处于行业中游。面对煤价高企带来的燃料成本上涨，一方面，公司坚持优化长协、提高进口、错峰储煤以有效控制煤价，长协煤兑现率达到 90%以上；另一方面，公司持续推动发电机组节能改造，提高机组发电效率。从单位燃料成本来看，2022H1 公司供电煤耗率 300.95 g/KWh，同比降低 0.4 g/KWh，入炉标煤单价为 1101.74 元/吨，在行业中处于中游水平。

2022 年 8 月 18 日，公司与中煤集团签署战略合作协议，并就煤电联营进行深入交流，未来双方将发挥中煤集团在两个联营、现代煤化工、技术创新等方面的优势，围绕能源保供、煤电与新能源联营等方面进一步加强务实合作，扎实推进具体合作项目，实现合作共赢。中煤集团作为以煤炭生产为主的大型能源企业，是国内唯一具有煤炭相关全产业链的企业，截至 2022 年 3 月末，中煤集团拥有 58 座生产矿井，核定产能 2.3 亿吨/年，煤机制造企业位列煤机行业第一位，技术水平和市场占有率国内第一。

2018 年 11 月中煤集团曾与中国华能、中国大唐、中国华电、国家电力投资集团、华润电力、国投电力等 6 家电力央企签订中长期煤炭供需战略合作协议，根据协议，2019-2023 年间中煤集团向 6 家电力企业供应煤炭 5 亿多吨。公司再次与中煤集团开展签订战略合作协议，未来煤炭燃料成本及机组效率水平有望进一步优化。

2.2.2.收入端：电价上浮空间拉大，多措并举推动煤电机组收益回归合理水平

2021 年 10 月国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，同时高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制，电价上涨空间拉大。从区域来看，公司煤电机组主要分布于安徽、河南、湖北、江苏等地，根据国际能源网数据，上述地区 2022 年 10 月代理电价分别为 461.28 元/MWh、454.92 元 /MWh、549.8 元/MWh、468.6 元/MWh，相比于燃煤基准价分别上浮 20.0%、20.4%、32.1%、 19.8%。

公司火电上网电价不断提高，盈利能力有望优先回归合理水平。2022H1 公司煤电上网电价为 401.92 元/MWh，同比增长 22%，从盈利能力来看，2021 年公司火电单位售电毛利为 -7.28 元/MWh，单位亏损明显低于华能国际、大唐发电、华电国际等公司，公司火电盈利能力在行业中处于领先地位，有望优先回归合理水平。

3.水电：聚焦湘黔地区流域开发，22年盈利有望修复

3.1.水电装机规模稳中有升，项目集中于湘黔地区

公司水电装机集中于湘黔地区。公司自 2009 年收购五凌电力开始布局水电产业，截至 2022 年 6 月 30 日，公司水电合并装机容量达 5451.1MW，权益装机容量达 3396.1MW，同比保持稳定。从装机分布来看，公司水电装机主要分布于湖南、贵州、四川、广西等地，其中湖南省装机占比达 57%，主要集中于浣水流域梯级水电开发。

子公司五凌电力为湖南省最大的水电企业，拥有浣水全流域开发权，装机增长空间可观。湖南省水能资源理论蕴藏量为 1533 万千瓦，占全国的 2.3%，可开发装机容量为 1299 万千瓦，年发电量为 488.9 亿千瓦时。其中，在湘、资、沅、澧四大河流中，沅水水系水能资源最为丰富。沅水流域作为长江第三大支流，总流域面积 14.4 万多平方公里，流经黔、鄂、湘三省及重庆市有关地区注入洞庭湖，总落差 1033 米，可开发水资源 712 万千瓦，年发电量 270 亿千瓦时。

从增量来看，一方面，截至 2022 年 6 月 30 日，公司在建水电装机容量为 500MW，为浣水最大水电站五强溪水电站的扩机项目，目前已基本完成主体施工与主要设备招标，预计 2023 年投产，届时五强溪水电站装机规模将增长至 1700MW；另一方面，五凌电力已获得湖南省人民政府对湖南省抽水蓄能电站开发的授权，未来依托其优势水电资产，有望开辟新的业务增长点。

3.2.电价上浮叠加来水偏丰，量价齐升盈利有望修复

2022H1 公司水电厂所在流域来水偏丰，带动水电发电量回升。由于 21 年公司水电厂所在流域年内降水量同比显著下降，公司水电发电量出现下滑，拉低板块业绩。今年年初以来来水情况好转，公司水电发电量回升，2022H1 年公司水电装机利用小时数为 2379 小时，同比提高 138 小时，发电量为 129.69 亿千瓦时，同比提高 6.17%。

电价方面，由于 2016 年以来湖南省多次下调水电上网电价，公司水电上网电价进入下行通道，2020 年公司水电平均上网电价为 244.05 元/MWh，达到历史低谷。而 2021 年以来，一方面，公司处于湖南省的水电厂分摊当地政府对辅助服务市场的电费补偿同比减少；另一方面，公司水电板块参与电价较低的市场交易销售电量比例有所降低，公司水电上网电价下行趋势扭转，开始企稳回升，2021年及2022H1水电上网电价分别为256.35元/MWh， 262.29 元/MWh，分别同比提高 5.04%、0.31%。

另外，湖南省发改委 2020 年 12 月印发《关于我省水电标杆上网电价有关问题的通知》，重新明确了湖南省 2020 年 12 月 1 日以后并网发电的水电项目标杆上网电价标准，其标杆上网电价范围为 0.33-0.38 元/千瓦时，相比于原水电电价存在明显上浮。因此，我们预计未来公司水电上网电价有望继续抬升。电价上浮叠加来水偏丰，量价齐升盈利有望修复。2022H1 公司水电板块实现营业收入33.67亿元，同比增长 6.42%，实现净利润 12.33 亿元，同比增长 17.32%。量价齐升背景下公司水电板块盈利或将得到有效修复，业绩有望增长。

4.新能源：风光装机规模快速扩张，清洁能源转型提速

4.1.双碳目标加速能源电力结构转型，风光装机增长空间广阔

碳中和、碳达峰承诺下，电力部门深度脱碳是必经之路。经济增长背景下我国能源需求不断增加，而我国当前能源结构仍然以化石能源为主。据 IEA 发布的 2019 年数据，我国能源消费产生的二氧化碳排放量中，电力与热力部门碳排放占比高达 53%，电力部门深度脱碳是实现碳中和的重要途径。

目前我国电源结构仍以火电为主，其发电量中占主要地位。2021 年全年发电量 8.38 万亿千瓦时，其中火电 5.65 万亿千瓦时，占比 67.41%，水电 1.34 万亿千瓦时，占比 16%，风电 0.66 万亿千瓦时，占比 7.83%，光伏 0.33 万亿千瓦时，占比 3.9%，核电 0.41 万亿千瓦时，占比 4.86%，清洁能源发电量占比共计 32.59%，比重仍然较小。因此提高可再生能源发电占比，是电力部门实现能源减排的必由之路。

碳中和承诺驱动能源加速转型，风、光装机容量快速扩张。在一次能源消费和碳排放的双重约束下，风电累计装机规模已经由 2016 年 1.5 亿千瓦提升至 2021 年 3.3 亿千瓦， 2016-2021 年 CAGR 达 17.4%；光伏累计装机规模由 2016 年 0.8 亿千瓦提升至 2021 年 3.1 亿千瓦，2016-2021 年 CAGR 达 32.1%。截至 2021 年底，我国可再生能源发电累计装机达到 10.63 亿千瓦，占总发电装机容量的 44.8%。

各地区风、光装机规划明确，“十四五”期间增长空间仍然广阔。2022 年 4 月 18 日，国家能源局综合司下发《关于开展省级“十四五”可再生能源发展规划备案的通知》，要求各省报备本地区的“十四五”可再生能源发展规划。据智汇光伏统计，截至 2022 年 4 月，已有超 20 个省份明确提出风电、光伏发展规划，总新增装机规模接近 6 亿千瓦，“十四五” 期间增长空间仍然广阔。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到 2025 年，我国清洁能源装机量将达到 17 亿千瓦，其中风电装机容量将达到 5.36 亿千瓦，2020-2025 年 CAGR 达 13.7%；光伏装机容量将达到 5.51 亿千瓦，2020-2025 年 CAGR 达 16.8%。

4.2.公司风光装机规模快速扩张，资产优质性突出

公司抓住能源转型窗口期，风光装机规模快速扩张。截至 2021 年底，公司新能源权益装机容量达 7654.8MW，同比增长 42.3%，2016-2021 年 CAGR达61.2%。其中，风电权益装机容量为 3364.6MW，同比增长 69.0%；光伏发电权益装机容量为 4290.2MW，同比增长 26.6%。项目分布方面，公司在全国多省份布局新能源发电项目，地区优势保障电力消纳。截至 2021 年底，公司风电项目覆盖省份达13个，光伏发电项目覆盖省份达 18 个，从区域来看，公司新能源发电项目多位于中东部经济较发达地区，用电需求量较大，从而能够有效保障项目消纳水平。根据数据，公司新能源项目所在地中， 11个省份风光利用率达到 99%以上，其中 7 个省份风光利用率达到 100%。

利用小时数高于平均水平，发电水平维持高位。依托于全国多省份项目布局及项目所在地的消纳能力，公司风光发电可利用小时数不断提高。2021 年公司风电可利用小时数为 2355 小时，同比增长 11.6%，高于全国平均水平 109 小时；光伏发电可利用小时数为 1547 小时，同比增长 8.0%，高于全国平均水平 384 小时。

4.3.清洁能源发展目标明确，优质资产注入助力转型提速

公司制定了明确的清洁能源发展目标，从装机占比来看，公司计划到 2025 年清洁能源装机占比超过 90%，相比于 2021 年提高超过 37.8pct，到 2030 年清洁能源装机占比超过 95%；从收入结构来看，公司计划到 2025 年清洁能源业务收入占比超过 70%。从项目储备来看，截至 2022 年 6 月 30 日，公司在建项目合并装机容量达 6541.6MW，正处于前期工作的项目合并装机容量达 9804.3MW，全部为清洁能源项目（不包括期内尚未完成收购的清洁能源项目）。考虑到水电资源相对有限及其项目建设周期较长，我们认为公司清洁能源业务增量或将主要来自新能源发电业务，未来公司风光装机规模有望持续快速扩张。

优质资产注入助力公司清洁能源转型提速。2022 年 6 月 30 日，公司分别与中电新能源、中电国际新能源签订收购协议，拟每股约 4.4 港元向中电新能源增发股份，交易作价 57.8亿人民币，标的资产为中电新能源旗下附属资产；拟通过现金收购中电国际新能源旗下资产，交易作价 16.7 亿元。总标的资产共约 2.15GW 清洁能源资产，包括风电、光伏发电及少量环保发电资产，其中风电资产约 1.61GW，光伏资产约 0.35GW。交割完成后公司清洁能源装机占比预计将提高 3.32%，公司清洁能源发展目标有望加快实现。截至 2022 年 9 月 23 日，公司已完成 13 家目标公司的股权交割，合计装机规模为 764.8MW，占全部资产比例为 35.5%，其中风电 478.5MW，光伏发电 214.3MW，环保发电 72MW。

从资产价值来看，该收购对公司较为有利，有望显著增厚业绩。一方面，根据资产评估情况，2021 年标的资产合计税后利润为 5.96 亿元，归母净利润达 5.23 亿元，相对于公司-6.50 亿归母净利润增量显著，资产对应 PE 为 14 倍；另一方面，标的资产合计净资产为 84.46 亿元，对应 ROE 为 7.06%，高于公司当前 ROE 水平，同时标的资产负债率仅为 49.25%，处于较低水平，ROE 仍具备提升空间。从支付方式来看，公司收购标的资产所产生的现金流出仅为 16.7 亿元，仅为标的资产归母净利润的 3.2 倍，而截至 2022H1，公司期末现金余额为 85.8 亿元，相比于支付资金较为充裕，因此我们预计本次收购不会对公司现金流状况产生较大影响。

4.4.“风光水火储”多能互补，一体化发展打开成长空间

国家能源局确定以沙漠、戈壁、荒漠区域为重点布局大型风电光伏基地，“十四五”期间建设规模达到 4.5 亿千瓦级。同时其项目建设条件趋于严格：一方面，要求依托外送通道消纳的项目应基于在运、在建，或已核准输电通道，配套风电光伏装机规模与通道输电能力相匹配，并落实消纳市场；另一方面，要求配套煤电灵活性改造、水电、抽水蓄能、新型储能等调峰措施，与基地项目同步实施。公司常规能源与新能源业务协同发展，项目获取能力有望提升。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上述区域内的煤炭电源、火电机组的调峰能力及现有的外送通道优势，实施“火电+新能源+调峰”开发战略，争取更多基地项目落地，实现公司新能源跨越式发展。

同时，公司重点发力储能产业，“风光水火储”一体化发展格局形成。公司抢抓新型电力系统下新能源配储的重大机遇，与中国储能领域能量规模第一的北京海博思创科技股份有限公司成立新源智储，重点发力储能产业。新源智储首个承建项目 — — 海阳 101MW/202MWh 储能电站已于 2021 年内成功并网，每年将可消纳新能源电量 1 亿千瓦时；另外，青海省单体容量最大的共享储能电站项目——格尔木 100MW/200MWh 储能电站也由新源智储承建。一方面，伴随公司储能板块业务不断拓展，电力辅助服务收入有望成为公司未来新的利润增长动力；另一方面，在“风光水火储”一体化的战略格局下，公司成长空间有望进一步拓宽。

5.盈利预测

我们将公司业务分为四部分进行预测，分别为火电、水电、新能源发电、储能及其他业务。火电业务：公司火电业务包括燃煤发电与燃气发电，其中以燃煤发电为主体。截至 2022H1，公司煤电合并装机容量为 15840.0MW，气电合并装机容量为 275.2MW，同时气电在建装机容量为 350.4MW，考虑到公司清洁能源发展战略，假设公司 2022-2024 年煤电合并装机容量分别为 15840.0MW、14840.0MW、13840.0MW，气电合并装机容量分别为 625.6MW、 625.6MW、725.6MW。水电业务：截至 2022H1，公司水电合并装机容量为 5451.1MW，在建项目容量为 500MW，预计 2023 年投产，考虑到水电项目建设周期较长，故假设公司 2022-2024 年水电合并装机容量分别为 5451.1MW、5951.1MW、5951.1MW。

新能源发电业务：公司新能源发电业务包括风电及光伏发电，截至 2022H1，公司风电合并装机容量为 4804.1MW，光伏发电合并装机容量为 5769.6MW，考虑公司 2023 年清洁能源装机占比超 70%，2025 年清洁能源装机占比超 90%的发展目标，给予 2022-2024 年新能源合并装机容量为 16365.6MW、28050.0MW、48683.3MW，根据公司风光装机增长趋势，假设其 2022-2024 年风电合并装机容量分别为 7143.3MW、12150.9MW、20993.7MW，光伏发电合并装机容量分别为 9222.3MW、15899.1MW、27689.6MW。储能及其他业务：公司立足自身多类型发电项目，不断向综合能源服务业务拓展，包括储能、供热、配售电、氢能、智慧能源、绿电交通等，伴随公司各项业务发展，未来业绩贡献有望持续增长。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）