中国电力：最具性价比的综合性电力平台各业务板块全面向上

中国电力：最具性价比的综合性电力平台，各业务板块全面向上预计十四五乃至未来10年电力供需处于偏紧周期板块存在系统性机会在政策持续压制下，我们测算近年全国电源投资额对应的发电增量始终低于全社会用电增速，多地限电暴露电源短缺问题受煤电供给侧改革、保卫蓝天三年计划、煤-电顶牛等多方因素影响，近年来我国火电投资完成额持续下降，新能源成为投资主体。然而，不同电源的投资额和发电能力差别极大，高速增长的电源投资额对应的实际发电能力增速非常有限（新能源是典型高投资成本、低运营成本的电源，火电刚好相反，相同金额的火电投资实际发电能力可达新能源的4倍，过去几年电源行业投资实际远远不足）。截至目前，“十三五”过剩的电源装机基本得到消化，多地限电暴露电源投资不足问题。预计受电源投产惯性、水电开发殆尽、核电审批缓慢等因素影响，整个“十四五”期间乃至未来10年我国电力供需持续处于偏紧周期，危机倒逼改革，电价政策有望系统性纠偏。中国电力是目前估值性价比最高的绿电转型标的各业务板块确定底部向上我们认为当前是电力各子板块的盈利底部：新能源长坡厚雪，火电机制纠偏，水电稳步提升，综合性龙头最为受益。按照该思路筛选，中国电力是当前A+H股估值性价比最高的绿电转型标的：公司2021年10月发布新发展战略纲要，规划至2025年清洁装机占比达到90%。假设煤电规模下降50%，则公司

“十四五”期间新增新能源装机有望超过50GW，复合增速位居一线龙头首位；

水电提供稳定现金流且盈利确定向上，火电均处于底部反转前夜，储能业务利润释放在即，在集团支持下有望获得显著Alpha。集团明确定位+股权激励落地绿电转型具备保障公司是国电投集团旗下唯一全国性上市平台，在集团大力支持及股权激励落地背景下，公司新能源有望持续高速增长。国电投集团在公司在上市之初即明确公司定位，书面承诺公司拥有集团上海以外地区资产优先收购和开发权，奠定公司为集团常规能源核心上市平台的地位；2020年补签协议将国电投境外资产优先收购权给予中国电力，使公司成为集团新能源开发的核心主体。截至2021年底，集团总装机容量超过195GW，清洁能源占比突破60%，非上市资产约为1亿千瓦量级。机制方面，公司近期借助双百企业东风和国企改革三年考核临近背景，落地股权激励计划，两批授予价格达到4.82和4.9港元/股•在集团支持及足额激励下，公司目前已经在“三类一区”大基地、两个“一体化”项目、海上风电和县域开发等方面已储备新能源

项目超过70GW，远超装机目标需求，有力护航公司装机清洁化转型；2022年规划新增清洁能源装机703万千瓦。新发展战略实施后首个中报平稳落地整体业绩符合预期光伏超过预期2022年上半年业绩平稳落地，香港会计准则变化导致基数失真，风电利润真实增速符合预期，光伏利润略超预期。8月底公司发布新战略后首份中期业绩，上半年新增风电66万千瓦、光伏55万千瓦；火电、水电、风电、光伏、储能分别实现归母净利润-7.19、7.84、5.84、4.72和0.23亿元，其中火电受煤价影响略低于预期，光伏高于预期（市场此前普遍担心光伏只有营收没有利润）。增速方面，以2021H1原始业绩为基数，公司今年上半年风电、光伏业务净利润分别同比增长40.8%和54.6%，位居A+H股龙头首位；

但是以重述后2021H1业绩为基数，利润增速降至-7.81%和44.72%，我们分析主要系新会计规则导致2021年上半年重述后的业绩失真。水电受益湖南电力供需偏紧电价有望企稳回升带来盈利反弹电力供需趋紧背景下，水电资产价值凸显。公司水电“十三五”期间电价持续下行，当前业绩处于历史底部区间公司目前拥有水电在运控股装机545万千瓦，对应权益装机349.7万千瓦，主要位于湖南、贵州和广州，其中湖南占比过半。公司水电上网电价在2016年之前呈上行趋势，2016年达到历史最高点0.303元/千瓦时（不含税），但是2017-2020年公司水电进入下行周期，虽然2021年电价触底反弹，但是较历史高点仍有较大差距。公司2021年水电发电量高于2015年，但是利润不足后者一半。水电电价“十三五”期间持续下行系供需格局和政策压制两方面因素影响：1）湖南省“十三五”前期电力供给整体过剩；2）2018、2019两年我国连续降低一般工商业电价10%，湖南省火电在煤炭供给侧改革后持续亏损，水电承担了大部分政策性降电价任务。湖南省用电需求反弹，未来电源侧“水火风光核”均无显著增量，目前已成为全国最缺电的省份之一，供需格局反转湖南省“十三五”前期电力供给过剩的重要原因在于“十二五”后期的供给侧改革导致高耗能产业外迁、用电需求低迷，但是从2018年开始，湖南省受益于第三产业、新兴制造业以及“泛珠三角”产业转移，用电增速迅速反弹，至今已连续多年超过全国平均增速。但是从电源侧来看，湖南“水火风光核”五不粘，本地电源供给难有显著增量。煤电：煤炭供给侧改革后湖南长期缺煤，且运输成本偏高；新能源：湖南是我国陆上风光资源最差的区域之一；水电：湖南省水电资源基本开发殆尽；核电：内陆核电目前尚未有放开迹象。近年湖南省电源利用小时数持续回升，目前华中已经逐渐由电力输出区转为输入区，国网特高压建设基本围绕华中地区展开。华中地区未来几年电力供需缺口持续扩大，公司水电电价有望企稳回升，参照历史业绩向上弹性显著在供需两方面因素的共同作用下，湖南目前已然成为全国最缺电的省份之一。根据电力规划总院测算，2022-2024年我国电力供需格局持续偏紧，其中最紧张的省份集中在华中地区，而在这三年中，湖南均为红色预警，偏紧格局难以改善。在供需趋势性偏紧以及市场化改革深化背景下，我们分析公司水电电价有望企稳回升。按照每年200亿千瓦时售电量测算，不含税电价每提升1分/千瓦时，对应归母净利润增厚约为1亿元（1分*75%*64%权益占比），公司2021年平均电价较历史高点约有5分差距。煤电机组布局优越老旧机组持续优化机制改革下具备盈利弹性公司煤电机组多位于电力供需紧张区域，政策再三强调能源安全，煤-电顶牛现象有望得到纠偏，煤电持续亏损不可持续公司目前拥有煤电权益装机约15GW，从地域来看，安徽、山西、河南占比超过60%，其余分布省份与前页电力供需紧张地图高度重合。公司60万千瓦以上机组装机容量占比超过80%，在全国范围内属于综合质量极佳的火电资产。其中，公司在安徽、山西的机组均为坑口电厂，盈利能力较强；河南是公司火电的主要亏损源。预计在集团支持下，公司装机有望持续优化，机制改革后剩余机组具备盈利弹性。坑口电厂在煤炭供给紧张背景下具备显著优势价值有望被重新发现公司目前山西+安徽的坑口电厂装机占总权益装机的比例达到40%，预计机组优化后，剩余机组有望大部分为坑口电站（预期处置50%低效机组）。坑口电厂在当前煤电供给紧张背景下具备显著优势，一方面煤炭长协保障度极高，另一方面极大节省运输成本。合资公司储能布局全国领先打造全球领先的储能系统解决方案服务商新源智储2021年出货量国内前五，打造全球领先的储能系统解决方案服务商与海博思创合资成立新源智储，打造全球领先的储能系统解决方案服务商。2021年7月公司通过与海博思创共同成立子公司新源智储涉足储能领域，持股51%。新源智储在电网侧、火储调频、新能源发电侧、用户侧等多种领域深耕，探索“风光水火储一体化”多能互补模式，具备从电池模组到电站系统全产业链产品研发能力，致力于打造全球领先的储能系统技术服务商，储能业务有望成为公司第二成长曲线。2021年成立半年业绩优异，全年出货量位居行业前五。2021年中国新增投运的新型储能项目中，新源智储装机规模排名前五位；储能系统集成商出货量排名中，新源智储位列第三。成立仅半年的时间（截至2021年年末），新源智储储能系统集成供货及EPC项目总装机容量达到近688MWh，中国电力储能板块实现营业收入5.79亿元，净利润0.42亿元。22H1受疫情影响，项目开展缓慢，新源智储完成业务总量570兆瓦/1137兆瓦时，中国电力储能板块实现营收0.93亿元，净利润0.24亿元。双碳背景下新能源消纳问题突出电化学储能重要性迅速提高新能源出力极不稳定，储能削峰填谷能够提高发电的稳定性，电化学储能最为灵活。碳中和背景下，新能源高速发展，预计风电光伏合计发电量占比将由2020年的9.5%提升至2060年的60%-70%，与传统基荷电源相比，风电、光伏发电具有间歇性、不稳定性和低转动惯量，大规模接入电网将给电力系统的安全稳定运行带来严峻挑战。对此源网荷储面临全面变革，其中，储能作为唯一可以实现“填谷”和能源空间转移的方式，可以迅速的吸收不平衡的功率流，使发电机输出的状态量更加稳定，在电源结构转型的过程中极为重要。与火电相比，电化学储能碳排放少，更加清洁，响应时间更短，调节更灵活。抽水蓄能是比较优质的灵活性资源，但电站建设选址受到地理条件的限制。因此，未来增长的电力辅助服务需求将有较大空间由电化学储能参与。电化学储能10年20倍EPC与系统集成乘风发展电化学储能10年超20倍增长空间EPC与系统集成千亿市场打开。电化学储能存量少，发展快，4年8倍、9年21倍。截至2021年底我国电化学储能约5.12GW，占储能总装机的12.09%。但根据CESA预测，到2025年，电化学储能累计装机将达到约40GW，为2021年装机规模7.8倍，90%以上都将以锂离子电池为主；预计到2030年，电化学储能装机规模将达到约110GW，为2021年装机规模21.5倍。十四五电化学储能千亿市场打开。若以2h储能时间计算，2000元/kWh的投资额进行测算，假设2025年电化学储能装机40GW，则对应2025年EPC与系统集成市场空间有望达到1600亿元；若以2h储能时间计算，1600元/kWh的投资额进行测算，假设2030年电化学储能装机110GW，则对应2030年市场空间有望达到3520亿元。背靠集团资源快速发展打造第二成长曲线背靠国家电投享受丰富项目资源，2022业务规模达3-5GWh。国家电投新能源占比第一，与新源智储协同发展。新源智储业务在电源、电网、用户侧三大应用场景均涉及，电源侧方面，中国电力母公司国家电投集团占全国新能源总装机之比高达12.49%，2021年新增新能源装机规模18.81GW，占全国新能源装机增量的18.63%，均居全国电力企业首位。电源侧储能可以与集团和中国电力新能源项目形成协同；用户侧储能在部分分时电价差额较大的省份能够保障收益。储能板块对标南网科技公司与南网科技均背靠大型电力企业

资源优势明显。南网科技：南网科技