【安信证券】一季报超预期，煤电一体化优势凸显.pdf

2019-04-27

5页

1MB

一、国家能源集团旗下电力龙头，火水风光协同发展

1.1 公司控股股东为国家能源集团，内生增长和集团注资共促装机规模扩大

国电电力发展股份有限公司主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，业务分布在全国 28 个省、市、自治区。公司前身是 1992 年成立的大连东北热电公司，于 1997 年在上交所挂牌上市。1999 年和 2003 年经过两次股权变更，公司控股股东转变为中国国电集团。2018 年公司控股股东原国电集团和原神华集团联合重组为国家能源集团。截至 2023Q1-3，国家能源集团持股占比 50.68%，公司实控人为国务院国资委。

公司装机容量快速增长，清洁能源装机占比显著提升，资产质量持续优化。2003-2009 年公司装机增长主要通过自主投产、并购等方式实现。2010 年公司被确立为集团常规能源发电业务整合平台，得到集团传统能源资产注入 376 万千瓦。2011-2018 年公司对大渡河流域的水电资产进行扩建和收购，并开始发展风光新能源业务，新能源装机容量由 2010 年的 136.9 万千瓦显著提升至 2018 年的 608 万千瓦（增幅 344%）。2019 年公司与中国神华分别以各自持有的火电资产组建合资公司北京国电，国电电力拥有北京国电的控股权（持股比例 57.5%），控股装机容量增长 3407 万千瓦（增幅 61.6%）。2020-2022 年公司与国家能源集团进行了四次资产置换，置换后火电装机容量上升至全国第二位，同时资产结构也得到显著优化。截至 2023 年，公司控股装机容量共计 10563.73 万千瓦，其中火电 7279.4 万千瓦，水电 1495.06 万千瓦，风电 929.33 万千瓦，光伏 859.94 千瓦。

1.2 受益于高比例长协煤和新能源的贡献，公司业绩呈稳健增长趋势

火电业务为公司营收的主要来源，占比超过 80%。2022 年火电业务营收 1672.97 亿元（占比86.83%），水电营收116.36亿元（占比6.04%），新能源发电营收89.51亿元（占比4.65%）。装机容量扩张叠加电价上涨共同驱动公司营收高增长：2018-2022 年公司的营业收入由 654.9 亿元大幅上升至 1926.81 亿元，4 年 CAGR 达 31%。营业收入的高速增长主要受装机容量扩大及电价上涨的驱动：其中，2019 年营业收入增加主要因为公司与中国神华合资成立子公司后控股装机容量大幅上升；2021 年在集团资产注入、全国用电需求紧张导致利用小时数上涨等因素的共同作用下，公司营收达到 1681.85 亿元，涨幅 16.55%；2022 年，受益于燃煤电价上浮以及新能源业务的增长，公司营收达到 1926.81 亿元，同比增长 14.40%； 2023Q1-3 公司剥离宁夏区域火电资产，营业收入小幅下滑至1377.10 亿元，同比减少 6.08%。

受益于集团高比例长协煤的稳定供应，公司火电盈利水平及稳健性同行业领先。公司主要装机为火电机组，煤炭价格波动以及计提减值损失为净利润历史波动的主要原因。2021 年煤价大幅上涨导致归母净利由正转负，但受益于集团协同优势，公司低价长协煤占比高，入炉标煤单价上涨幅度相对较小，公司业绩表现显著优于同行，展现出良好的经营稳健性。 2022 年在煤价涨幅收窄、电价上浮以及新能源业务稳定贡献盈利的支持下，公司实现扭亏为盈。2023Q1-3 公司实现归母净利润 56.24 亿元，同比上涨 11.58%，主要原因是燃料价格较上年同期下降，以及 2022 年 9 月份转让的宁夏区域公司本期不再纳入合并范围。1 月 31 日，公司发布 2023 年度业绩预增公告，预计实现归母净利润 53-58 亿元。公司清洁能源板块净利润贡献占比逐年上升，公司新能源板块净利润由 2020 年的 15.75 亿元上升至2022年的28.47亿元，CAGR达34.4%。2023H1公司新能源板块实现净利润16.81 亿元，同比上涨 12.22%。在 2021-2022 年煤价高涨期间，水电板块为公司提供了稳健的净利润；2023H1 受西南省份来水严重偏枯的影响，公司水电板块实现净利润 6.7 亿元，同比下降 4.01%。

由于子公司破产以及老旧设备淘汰改造，公司在 2018-2022 年均计提了较大额度的资产减值，五年内共计提固定资产减值 80.78 亿元及信用减值损失 106.88 亿元，对业绩造成一定的影响。2022 年，在盈利大幅改善的情况下，公司计提资产损失 36.46 亿元，进一步优化了存量资产质量，有助于公司的持续健康发展。2023 年公司控股子公司国电建投公司所属察哈素煤矿因正在办理采矿许可证按照属地政府有关规定临时停产，公司预计影响母公司 2023 年归母净利润减少约 10 亿元，对公司的利润水平造成一定影响。公司合营联营企业盈利水平总体回升，进一步提升盈利水平。公司的主要合营联营企业中，上海外高桥第二发电有限责任公司、上海外高桥第三发电有限责任公司、浙江浙能北仑发电有限公司以及浙江浙能乐清发电有限责任公司等沿海火电企业受 2023 年上半年煤价下降的影响盈利能力大幅度回升。晋能控股煤业集团同忻煤矿山西有限公司、陕西煤业集团黄陵建庄矿业有限公司等煤炭公司净利润则有所下降。2023 年上半年公司对联营和合营企业的投资收益为 4.76 亿元，同比上涨 10.96%。

公司负债水平相对稳定，且经营性净现金流表现良好，有望维持稳定高分红。截至 2023Q1-3，公司的资产负债率和有息资产负债率分别为 73.02%、58.43%，负债水平相对稳定。同时，公司主营业务为发电售电，现金流较为稳健。在公司装机电量成长背景下，2018-2020 年公司经营性净现金流量逐年提升。由于 2021 年燃料价格高企，公司外购煤炭支出增加使得经营性净现金流出现下滑。2022年由于经营利润的上升，公司经营性净现金流量改善至394.48 亿元，同比增长 63.14%。

注重股东回报，公司现金分红比例较高。公司主要通过现金分红与股票回购相结合的方式回馈股东，2018-2019 年公司的分红比例分别为 57.40%和 52.58%，均超过公司章程要求“每年以现金方式分配的利润不低于当年实现的可分配利润 30%”。2020 年公司现金分红比例为 27.09%，并通过回购股份支付资金 27.4 亿元。2021 年由于公司净利润为负，没有进行现金分红，但仍然通过回购的方式支付股东 12.59 亿现金。2022 年随着公司盈利恢复，每 10 股发放 1 元现金股利（含税），公司的现金分红比例回升到 63.14%，为 2018 年以来最高水平。2023 年 8 月 31 日，公司发布公告，向全体股东每股派发现金红利 0.05 元（含税），占 2023 年上半年合并报表实现归属于上市公司股东净利润的 29.85%。

二、煤电成本优势显著，电力市场化改革有望增厚利润

2.1 火电装机规模位居全国前列，多轮置换减值后资产质量扎实

国家能源集团旗下常规能源整合平台，控股火电装机容量位居全国前列。公司在 2010 年被确立为集团的常规能源整合平台后，得到了母公司“逐步将火电及水电业务资产注入国电电力，以解决同业竞争”的承诺。上述承诺做出后，中国国电分别在 2010 年，2013 年，2016 年分三轮向公司注入新疆、浙江、江苏等地的火电资产。2019 年国电电力和国家能源集团控股子公司中国神华分别以 22 家火电公司股权和 18 家火电公司股权共同组建北京国电电力公司，国电电力持股 57.47%。2021 年国家能源集团再次将山东、江西、福建、广东、海南、湖南等区域的火电资产注入公司。截至 2023 年，公司的控股火电装机装机容量达到 7279.40 万千瓦，在全国以火电为主营业务的上市公司中规模仅次于华能国际。

公司火电机组性能优良，供电煤耗持续下降。截至 2023H1，公司 60 万千瓦以上煤电机组 68 台，占煤电装机容量的比重为 71.52%，100 万千瓦及以上煤电机组 20 台，占煤电装机容量的比重为 28.03%，持续盈利能力优良。2018-2023H1 公司煤电机组的平均供电煤耗从 297.71 克/千瓦时下降到 293.19 克/千瓦时，低于全国 6000 千瓦以上燃煤机组平均值 8.31 克/千瓦时，处于全国领先水平。公司在建火电装机中，国能舟山电厂三期、博兴发电项目均采用 60 万以上的高参数优质机组。远期规划中，公司持续布局大型煤电机组建设，火电装机结构预计持续优化。

置换剥离不良资产，公司火电质量盈利能力提升。公司作为国家能源集团的常规能源业务整合平台，在从集团获得沿海省份火电的优质资产的同时，逐步向集团转移了西北地区盈利能力偏弱的火电和金融化工等非主业、非优势资产。2020 年，公司剥离了盈利能力较差的新疆，甘肃等火电资产。2021 年公司与集团进行了大规模的资产置换，置出金融、化工等非发电主业资产，置入山东、福建等 6 省优质火电发电资产。2022 年 8 月，公司向集团转移了长期亏损的宁夏火电资产。从资产的盈利能力看，集团在向公司注资时承诺“注入资产最近三个会计年度加权平均净资产收益率的平均值不低 10%。”公司置出的资产在置出当年的净利润总额为-9.49 亿元，置入的资产当年净利润为 24.59 亿元，资产置换后公司的盈利能力明显提升。

历经多轮减值，公司资产质量扎实。在 2018-2022 年期间，公司在与国家能源集团进行一系列的资产置换过程中，对于公司长期亏损和受环保要求限制的资产行了系统性的评估和处置。叠加国家“十四五”期间加大了对老旧低效机组的淘汰和技术改造的要求，公司关停并对部分火电资产进行了技术改造。公司在 2018-2022 年间共计提减值 177.31 亿元，减值项目主要集中于英力特煤业、国电宣威、国电内蒙古晶阳和国电宁夏太阳能的破产清算、辽宁地区老旧机组的价值评估减值以及各地老旧机组技改带来的固定资产减值。公司近年来经历了资产质量夯实的“阵痛”，随着几轮大规模的资产减值完成，当前公司应收账款涉及客户均为地方国家电网等信用良好的大型国企，其他应收款账龄达五年以上的部分已经完全计提坏账准备，目前资产质量扎实。

2.2 背靠集团保障高比例长协煤稳定供应，火电经营同业内领先

控股股东国家能源集团丰富的煤炭资源为公司煤电业务的发展提供燃料保障。国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产公司，拥有煤矿 72 座，其中千万吨以上产能煤矿 25 座，覆盖了内蒙古、陕西、山西、宁夏、新疆等煤炭主产区，煤炭产能 6.2 亿吨/年，2022 年集团实现煤炭产量 6 亿吨，同比增长 5.4%。公司煤电一体化优势显著，长协煤基本实现全覆盖。公司充分受益于国家能源集团“煤电路港航”一体化产业协同的优势，煤炭等燃料主要通过国家能源集团及其所属单位进行采购，公司燃料供应得以充分稳定。公司长协煤的覆盖率和履约率均位居火电发电企业前列，2021 年，公司共采购煤炭 1.91 亿吨，其中长协煤总量 1.75 亿吨，占比 92%。2022 年长协煤比例进一步提升到 97%。2023Q1-3 实现长协煤比例 95%。

高比例长协煤覆盖率和签约率稳定公司燃料成本。2021-2022 年，现货煤价大幅上涨，2021 年长江口5500含税提库年均价为1125.9元/吨，相较于2020年622.5元/吨上涨了约80.9%， 2022 年均价依旧维持在 1352 元/吨的高位，同比上涨 20%。在此背景下，公司 2021 年入炉煤单价900.42元/吨，同比上涨64%。2022年入炉煤单价978.78元/吨，同比仅上涨8.7%，较同行上涨幅度小，凸显出公司背靠集团长协煤高比例稳定供应带来的成本优势。2023 年由于海外煤进口量大幅增长叠加国内保供政策持续，港口煤价出现显著下行。2023H1 公司入炉煤价下降到 944.4 元/吨，同比下降 23.82 元/吨。从单位燃料成本来看，2022 年公司单位燃煤成本仅为 296.5 元/兆瓦时，相较于华能国际，华电国际，大唐发电等公司的燃煤成本低约 100 元/兆瓦时。高长协覆盖率、低且稳定的燃料成本优势有助于公司火电板块的稳健经营。

2.3 电力市场化改革深入推进，公司售电价格多维度受益

电量电价：现货煤价震荡收窄，火电“困境反转”起步伊始，电量电价有望维持较高上浮比例。2021-2022 年火电板块整体严重亏损后，受益于 2023 年电价顶格上浮和煤价同比下行，火电迎来初步“困境反转”，归母净利实现同比大幅好转。但相较于前两年的巨额亏损，当年的反转仍然体量较小，严重受损的资产负债表仍亟待修复。展望 2024 年，国内煤炭供需或将持续保持紧平衡态势，现货煤价有望实现高位区间震荡；年度长协电量电价在现货煤价的高位浮动支撑下有望实现高比例上浮，叠加煤电容量电价机制落地带来度电约 2 分左右的收益，整体电价有望与 2023 年电价情况接近，部分地区有望接续实现 20%顶格上浮。

电力市场化改革加速推进，公司长期受益于电改红利，综合售电价格有望稳步提升。自 2021 年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（1439 号文）要求燃煤发电电量全部进入市场后，公司市场化电量比例从 2021 年的 63.10%提高到 2022 年的 93.50%。同时，公司的上网电价自 2020 年以来逐年呈上涨趋势，2022 年公司煤电上网电价为 461.73 元/兆瓦时，同比上涨 23.6%。该文件同时要求推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电。公司的火电机组主要分布于浙江、江苏、安徽等用户负荷集中、电价承受能力强的东部省份。2022 年，公司在江苏、浙江、安徽三个电力消费大省火力发电量占火电发电总量的 49.04%。随着未来电力市场化改革的进一步深化，东部沿海地区的电价将因煤价高位企稳而有望同步高比例上浮，公司火电板块营业收入有望长期受益。

公司技改投入全国领先，电改加速下煤电有望通过辅助服务和容量电价获益。公司积极响应国家能源转型和“双碳”目标，包括灵活性改造在内的技术改造支出在全国处于领先地位。根据中电联理事会工作部发布的《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》，30 万、60 万千瓦亚临界机组具有调节特性好、安全系数高的优势,适合实施灵活性改造。目前公司 60 万千瓦以下的煤电机组尚有 2071.61 万千瓦，且主要分布于辽宁、山西、内蒙等风光装机大省。小机组进行灵活性改造后可以通过辅助服务等手段获得收益补偿。在煤电机组利用小时数未来长期走低的背景下，煤电容量电价政策出台，辅助服务市场机制有望推广。长期来看，随着高比例新能源接入电力系统，顶峰机组容量需求和辅助服务需求有望持续增长，煤电容量电价和辅助服务费用总量长期或将呈扩张趋势，未来公司煤电机组收益有望持续获得增厚补充。

三、弃水改善、装机增长，水电板块呈盈利提升趋势

3.1 公司水电资产集中于大渡河流域，未来装机量仍有增长空间

公司水电资产主要集中于大渡河流域，未来增长空间相对较大。2022 年 8 月，国电电力公司以43.70亿元收购国家能源集团所持有的大渡河公司11%的股权后，持股比例达到80%。截至 2023Q1-3，公司控股水电机组容量达 1495.06 万千瓦，其中大渡河公司投产电站有龚嘴、铜街子、瀑布沟、深溪沟、大岗山、枕头坝一级、猴子岩、吉牛、沙坪二级等 9 个电站，总装机 1133.8 万千瓦。除国能大渡河公司外，公司在伊犁河、开都河等拥有水电装机 321.5 万千瓦。 “十四五”末期公司水电项目集中投产，双江口水电站年度调节能力有助于平衡丰枯发电量。截至 2023Q1-3，公司的在建电站有大渡河流域的双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级 4 个电站，总装机 352 万千瓦，预计将在 2024-2025 年投产，以及开都河流域的霍尔古吐电站，装机量 42.65 万千瓦，预计将在 2025 年投产；另有大渡河流域的安宁、巴底、丹巴、老鹰岩一级、老鹰岩二级等 5 个项目处在前期规划阶段，总装机约 295 万千瓦。公司在建及规划装机规模合计 394.65 万千瓦，未来装机还有较大增长空间。其中，大渡河流域的在建的双江口发电站装机容量 2000MW，多年平均发电量约为 77 亿千瓦时；同时双江口水电站具有稀缺年度调节能力，其总库容为 28.97 亿 m³，调节库容为 19.17m³，建成后可增加下游梯级电站枯期平均出力 176 万千瓦、枯期电量 66 亿千瓦时，平衡大渡河流域水电站丰枯流量，提高下游电站发电效率。

3.2 大渡河流域弃水问题进一步改善，水电板块利润有望增厚

据国家能源局，2020年大渡河流域的弃水电量约为202 亿千瓦时，占全省弃水电量的53%，曾是全国弃水最严重的河流之一。大渡河流域的弃水问题主要原因是水电装机容量远超过省内消纳能力；而且受到特高压直流线路和 500 千伏送出通道的网架局部阻塞的影响电力外送通道不畅。四川省用电量增速较高，外送能力有望进一步提升。2023 年四川省用电量为 3711 亿千瓦时，同比上升 7.70%，领先全国平均水平。根据《四川省电源电网发展规划（2022-2025）年》，四川省用电需求预计保持 10.4%的年均增长，到 2025 年社会用电量将达到 4870 亿千瓦时。“十四五”期间多条特高压交流电工程将打通川电外输通道，根据《四川省“十四五” 能源发展规划》，四川将于“十四五”期间还将建成多条电力外送通道。该通知预计到 2025 年四川省电量外送机组留电能力预计到达 1920 万千瓦，将有效缓解川内弃水问题。

水电上网电价提升叠加利用小时数上升，有望改善公司水电资产的盈利能力。四川省水电年度交易均价在 2018-2020 年下跌之后，2021-2022 年实现同比回升。其中 2022 年水电年度均价为 223.78 元/兆瓦时，相较 2020 年上涨 11.65%。2023H1 西南地区来水持续偏枯，公司水电售电价格进一步上涨到 305.38 元/兆瓦时，同比上涨 23.8%。“十四五”期间川内电量供需紧平衡，预计将对水电电价形成较强支撑。公司较低的发电小时数也是制约盈利能力的关键因素，由于大渡河流域长时间受困于消纳问题，公司水电利用小时数虽然高于全国平均值，但相较于国投电力等可比公司始终处于低位。“十四五”期间四川省省内用电需求上升以及外送特高压电网的建成投产，将在量、价两方面提升公司水电的盈利能力。

四、十四五风光装机快速提升，新能源贡献新的利润增长点

4.1 持续推进新能源发展，风光装机量快速增长

公司装机结构转型持续，新能源装机量和售电量快速增长。2018-2022 年，公司新能源装机量大规模增长，从 585.91 万千瓦上升到 1058.94 万千瓦，4 年 CAGR 为 14.9%。截至 2023 年，公司控股新能源装机容量为 1789.27 万千瓦，其中风电 929.33 万千瓦，光伏 859.94 千瓦。公司在 2018-2021 年公司风光售电量基本保持稳定，2022 年开始公司风光新能源售电量大幅上升。2023 年，公司风光售电量 239.60 亿千瓦时；其中风电 182.13 亿千瓦时，光伏 57.47 亿千瓦时，同比分别上涨 12.53% 和 163.39%。 “十四五”计划布局新能源装机量 3500 万千瓦，计划 2025 年清洁能源控股装机量占比将达到 40%。2021、2022 年公司新能源装机分别核准备案 656.19、1620 万千瓦，新投产装机 89.3、315.3 万千瓦，2023 年计划获取新能源资源超过 1400 万千瓦，核准 1200 万千瓦，开工 960 万千瓦，投产 800 万千瓦。根据公司 2023 年半年报披露，截至 2023H1 公司新能源重点在建工程规模达 620.01 万千瓦，其中在建风电项目 102.63 万千瓦，在建光伏项目 517.38 万千瓦。截止至 2023 年末，公司新能源装机量将达到 1783.27 万千瓦。

公司新能源业务布局广泛，因地制宜开发风光项目。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，海上风电、海上光伏已制定整体发展策略，进入快速规模化开发阶段。公司风光利用小时数较高，装机规模较大的风电利用小时数均高于全国平均水平；受 2021-2023H1 年风能年景较差以及公司主要建设分布式光伏的影响，公司新能源利用小时数有所下降，2023H1 光伏发电利用小时数 533 小时（同比-83.76 小时），风电利用小时数 1277 小时（同比+129.71 小时）。

4.2 常规能源为新能源业务提供支持，水火风光多种能源协同发展

传统能源助力新能源项目落地，一体化发展受央地政策支持。国家层面，发改委、能源局下发的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》提出多能源互补以加强电源端的调节能力，同时明确要求大型风光基地项目要基于在运、在建或已核准的外送通道并配套煤电灵活性改造或优先利用水电调节性能消纳近区风光电力。地方层面：内蒙古，新疆，云南，四川等省份也出台支持“水火风光”一体化发展的政策并将部分新能源项目的获得与煤电灵活性改造和蓄水储能能力挂钩。

公司常规能源布局广泛，在四川、新疆、内蒙古等省份均有重点布局；公司新能源装机可充分利用上述区域内的火电机组的调峰能力以及水电机组的抽水蓄能优势实现“常规能源+ 新能源”协同发展。水电方面：公司以瀑布沟水电项目为依托，借助中游控制性水库优质的调峰调频能力，高质量推动沿岸风电与光伏项目开发；大渡河流域的双江口水电站在 2024 年投产后将加强公司在大渡河流域的流域调节能力，进一步推进风光能源项目获取，同时公司已在安徽，广西，江西获得 3 个抽水蓄能电站共 360 万千瓦开发权，未来有助于公司实行“水风光”一体化布局。火电方面：公司积极实施“火电+新能源+调峰”战略获取风光基地项目，目前已经获得蒙西鄂尔多斯采煤沉陷区 300 万千瓦光伏项目的备案证明，该项目依托 4×100 万智慧火电工程，是典型的风光火储一体化互补项目。公司火电资产在内蒙古、浙江、云南等区域重点布置，未来公司常规能源将为新能源装机获取提供项目获取优势。

（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。）