国电电力研究报告：盈利良好新能源规划上调加速转型

国电电力研究报告：盈利良好，新能源规划上调加速转型国家能源集团旗下常规能源整合平台，经营整体较为稳定国电电力系国家能源集团旗下的核心电力上市公司和常规能源发电业务的整合平台，产业涉及火电、水电、风电、光伏、煤炭等领域，分布在全国28个省、市、自治区，为全国最大电力上市公司之一。截至2021年底，公司控股装机容量达到9980.85万千瓦。2017-2021年公司装机及业绩增长主要受集团常规能源资产整合影响，总体经营较为稳定。隶属国家能源集团，我国装机规模最大的电力上市公司之一公司控股股东为国家能源集团，最终控制方为国资委。公司于1992年经辽宁省经济体制改革委员会批准正式成立，1997年3月18日在上海证券交易所挂牌上市，2002年末并入国电集团（国电集团2017年与神华集团合并重组为国家能源集团）。国家能源集团合计持有公司50.78%股份。国能大渡河流域水电开发有限公司、国电建投内蒙古能源有限公司及北京国电电力有限公司系公司的重要控股子公司；陕西煤业集团黄陵建庄矿业有限公司、晋能控股煤业集团同忻煤矿山西有限公司系公司重要的参股联营企业，2021年分别贡献公司投资收益总额的27.28%、20.28%。公司系国家能源集团旗下装机容量最大的电力上市公司。截至2021年底，公司控股装机容量9980.85万千瓦，在A股电力上市公司中，其控股装机规模仅次于华能国际的11869.5万千瓦。公司资产遍布全国28个省、市、自治区，且装机类型丰富，系集团旗下全国型综合电力运营商。集团旗下的中国神华的主营业务是煤炭、电力的生产和销售，铁路、港口和船舶运输，煤制烯烃等；龙源电力系国内最早开发风电的专业化公司，在全国拥有300多个风电场；长源电力主营电力、热力和新能源开发，但规模较小且所生产的电力全部输入湖北电网，热力主要供给当地企事业单位，属于地方发电企业。公司系集团旗下常规能源资产整合平台。2017年，公司原控股股东中国国电和原神华集团重组为国家能源集团。2018年3月2日，国家能源集团对国电电力做出避免同业竞争承诺，明确将国电电力作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台（包括火电、水电），逐步将常规能源发电业务（除集团其他控股公司资产及区域常规能源发电上市公司所在区域的相关资产）资产注入国电电力。除集团两次火电资产整合外，公司经营业绩较为稳定公司2019年和2021年的较大装机增长主要来自集团两次火电资产整合。2019年1月，公司与中国神华合资组建的北京国电电力有限公司全部标的资产完成交割，公司合并范围增加原属于中国神华的17家火电企业，控股装机容量增加3053万千瓦。剔除资产整合影响，2019年公司实际新增火电装机329.5万千瓦。2021年，公司新增装机主要系来源于集团向公司置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等地火电、水电等常规能源发电资产（火电1504.66万千瓦、水电60.06万千瓦）。新能源方面，公司主要装机类型为风电，但十三五期间发展较为平稳，2016-2020年公司风电装机容量累计增长225万千瓦

（CAGR9%），2021年公司新增风电装机74万千瓦。公司光伏装机较少且2017-2020年均为21万千瓦，2021年新增16万千瓦至37万千瓦。公司各电源售电量主要跟随装机变化而变化。公司营收主要随装机增长而增长。2017-2021年，公司售电量市场化不断深入，市场化电量占比由2018年的43.5%提升至2021的68.5%，1Q22，公司市场化比例高达94.1%。虽然2020年及以前年份，市场化电价一般较基准电价有所折价，但2017-2020年，随着公司市场化不断深入，其平均上网电价仍较为稳定。2021年市场化电价改革首次允许市场化电价较基准电价上浮，促使公司该年度平均上网电价同比增长13.2%。公司最主要的收入来源系电力业务，2017-2021年电力业务收入平均占公司总收入的88.5%。总体而言，2017-2020年，公司营收增长主要系受装机增长影响。2021年，装机增长及全国用电需求增加带来的售电量同比增加及平均上网电价同比增长推动公司营收同比大幅增长44.5%。2021年公司因高煤价产生亏损。2021年煤价高涨导致公司亏损。2017-2020年，资产减值为造成公司归母净利润波动的主要原因之一。公司计提资产减值主要系由于火电机组经营连续亏损或受政策影响而关停，例如：2021年，公司所属国电电力发展股份有限公司邯郸热电厂、国能河北邯郸热电股份有限公司因实施“退城进郊”计划，机组拟关停，当期分别计提减值2.9亿元、5.6亿元；公司所属北京国电电力有限公司大同第二发电厂机组拟关停，当期计提减值3.9亿元。我们测算了还原资产减值的归母净利，发现除2018年外，该值基本稳定在30亿左右。2018年，公司计提资产减值35亿元，为近五年之最，2017及2019-2021年，公司计提资产减值均值为16亿元左右。我们认为随着公司过去陆续计提较大额度资产减值，资产质量不断优化，未来计提大额资产减值可能性较小。资本支出增加带来资产负债率增长，但财务费用率呈现下滑态势。由于近2-3年新能源发展规模不断扩大，公司2021年及2022E前期基建投资分别同比大幅增长83%/46%。我们分析公司2019年资产负债率同比下降6.8个百分点主要系由于资产整合带来总资产增加规模远大于负债增长规模。2021年资产负债率同比增长主要系资本支出同比增长较多。虽然2017-2021年公司资产负债率存在波动，但财务费用率基本呈现下滑趋势，2021年财务费用率仅4.7%，较2018年的最高点11.6%大幅下滑6.9个百分点。经营火电现金流充沛，2021年因大额亏损而选择不现金分红。公司经营活动现金净流量较为充沛，2017-2021年均值为275亿元，2021年经营活动现金净流量因火电亏损较大而同比下降34%。充沛的经营活动现金净流量将为后续新能源快速发展起到一定资金支撑作用。2018-2020年，公司股利分配比率虽波动较大，但每股股利绝对额维持在0.04-0.05元。火电资产布局不断优化，盈利能力增强截至2021年底，公司火电控股装机容量7739.96万千瓦。2020年，公司剥离了盈利能力较差的新疆火电资产；2021年，公司与控股股东国家能源集团进行资产置换，置入大量优质火电资产，填补公司于六省的常规能源发电空白，火电机组进一步向东中部沿海地区集中。公司拥有控股煤矿产能1000万吨，权益煤矿产能1098万吨，背靠集团煤矿产业，2021年燃煤成本中关联交易占比83.97%，显著高于其他可比公司，2017-2021年，公司入炉标煤单价均低于可比公司，优异的燃料成本控制使得公司火电盈利能力突出，1Q22公司已完成火电板块扭亏为盈，完成火电板块净利润11.14亿元（扣除投资收益后仍有8.9亿元），2022年5月国家发改委中长协煤价限价执行后，公司火电盈利有望进一步提升。全国第二大火电运营商，火电资产分布广泛公司火电机组分布广泛，分布于全国十六个省、市、自治区。截至2021年底，公司火电控股装机容量7739.96万千瓦，系全国第二（仅次于华能国际

10436万千瓦），其中60万千瓦以上机组70台，占火电装机容量的比重为66.55%，100万千瓦及以上机组19台，占火电装机容量的比重为24.55%。公司火电机组主要布局在东中部沿海地区、能源基地，市场竞争优势明显。公司17.7%的火电机组位于经济活跃、用电需求大的江苏省。剥离盈利较差火电资产，向用电大省及沿海地区集中为优化公司电源结构和资产布局、改善公司财务指标，公司向集团转让新疆火电资产。2020年12月30日，公司审议通过《关于向国家能源集团新疆公司、国家能源集团国源电力转让公司所属七家煤电企业股权及资产的议案》：公司将所持有的徐矿哈密能源50%股权(参股)转让给国家能源集团新疆公司；公司控股子公司北京国电电力将所持有的五彩湾100%股权、米东热电厂全部资产和相关负债转让给国家能源集团国源电力；公司控股子公司北京国电电力全资子公司新疆公司将所持有的红雁池公司100%股权、克拉玛依公司100%股权、库车公司84.17%股权、哈密煤电50%股权转让给国家能源集团新疆公司。转让总价为47.46亿元，共计火电控股装机容量596万千瓦。根据2021年4月24日公司发布的2021年一季度发电量情况公告，截至2021年2月底，以上资产全部完成交割，公司在新疆地区无火电资产。公司本次置出的火电资产盈利能力普遍较差，除五彩湾公司外，其他置出资产2019年及9M20均处于亏损状态。该批资产转让有利于公司整体火电资产质量提升。公司与控股股东国家能源集团进行资产置换，置入大量优质火电资产。2021年8月6日，公司召开八届二次董事会，审议通过《关于公司与国家能源集团进行资产置换的议案》：公司向集团置出金融、化工等非发电主业资产（权益净资产评估值76.78亿元），进一步将主营业务向发电集中；集团向公司置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等地火电、水电等常规能源发电资产（权益净资产评估值200.41亿元）。置入置出资产交易差额123.63亿元，公司将以现金方式支付给集团。根据2021年10月23日公司发布的2021年三季度发电量情况公告，置换的全部标的资产已于2021年9月30日前完成交割，公司控股装机容量净增加1564.72万千瓦（火电1504.66万千瓦、水电60.06万千瓦），填补了公司在上述六省的常规能源发电空白，提高公司电力市场的占有率，进一步稳固公司火电龙头地位，同时有助于公司在该六省份获取新能源资源。背靠集团煤矿产业，火电盈利能力凸出公司拥有控股煤矿产能1000万吨，权益煤矿产能1098万吨。察哈素煤矿公司为公司控股子公司，即公司拥有控股煤矿产能1000万吨/年。除煤矿收入占比超过电力收入占比的上市电力公司外，公司应该是控股煤矿产能仅次于内蒙华电（扩产后可达1200万吨/年）的电力上市公司。即使公司预计察哈素煤矿每年产出商品煤约950万吨，仅260-300万吨自用，大多数外销。但我们认为煤炭外销价格与公司采购价格关联性较大，拥有煤矿产能或等同于缩小煤炭需求缺口。国电电力燃料成本中关联交易的比例显著高于可比公司，煤炭中长协履约率具有优势。2021年，由高至低排序，国电电力、华能国际、华电国际、内蒙华电、华润电力的燃料成本中关联交易的比例分别为83.97%、53.98%、17.85%、10.35%、1.16%。根据2022年2月24日国家发改委发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格较合理区间为570～770元/吨（含税），自2022年5月1日起实施。2022年初，由于煤炭现货价格再次出现阶段性上涨，各发电企业签订的煤炭中长协价格实际落在国家发改委规定价格区间内的量较少。国家能源集团及所属单位的煤炭企业作为央企、国企，对国家发改委规定执行力度理应较强。公司煤炭采购与集团关联交易比重高，我们认为其中长协煤价落在发改委合理价格区间的煤炭占比或更高，在燃料成本控制方面更有优势。公司入炉标煤单价明显低于其他可比公司，1Q22公司火电业务已扭亏为盈。2018-2021年，公司入炉标煤单价较其他三家可比公司入炉标煤单价均值平均低125元/吨。即使在煤价高涨的2021年，公司入炉标煤单价同比增长64%至900元/吨，但仍较可比公司均值1058元/吨低15%。1Q22，公司入炉标煤单价986元/吨，低于华能国际、华电国际的1261、1200元/吨。1Q22，公司完成火电板块净利润11.14亿元，剔除包含的1Q22投资收益2.3亿元，火电净利润为8.9亿元，对应火电度电净利润为10元/兆瓦时。而华电国际、华能国际1Q22仍亏损4元/兆瓦时、30元/兆瓦时。大渡河弃水改善，水电板块盈利有望稳中向好截至2021年底，公司拥有控股水电装机1497.24万千瓦，分布于全国10个省份，其中78.4%的装机集中于四川省（国能大渡河）；除国能大渡河352万千瓦在建水电装机外，公司还有新疆开都河霍尔古吐在建装机42.65万千瓦。虽然国能大渡河的盈利水平主要由于弃水问题较其他水电龙头公司有一定差异，但2021年其弃水问题明显改善，弃水率同比大幅下降15.6个百分点，公司整体水电利用率2021年已和全国水平基本持平。国能大渡河2021年已实现归母净利润20亿元，特高压建设保障新增产能消纳，水电市场化电价有望稳步提升，我们预计公司水电板块盈利有望稳中向好。大渡河盈利能力较水电龙头有差异，但在逐步改善公司水电资产主要集中在位于四川省的国能大渡河流域水电开发有限公司。截至2021年底，公司拥有控股水电装机1497.24万千瓦，水电装机分布在辽宁、安徽、浙江、福建、新疆、青海、四川、江西、福建和湖南等10个省份，其中绝大部分水电装机集中于四川省大渡河流域，2021年公司四川省水电发电量501.38亿千瓦时，占公司整体水电发电量的85%。国能大渡河流域水电开发有限公司（国能大渡河）为公司主要水电公司，公司持有其69%股权。截至2021年底，国能大渡河在运装机1173.5万千瓦，在建装机352万千瓦。根据川投能源（持有国能大渡河10%股权）2021年年报，国能大渡河公司拥有大渡河干流、支流及西藏帕隆藏布流域水电资源约3000万千瓦，截至2021年底，投产水电装机规模已达1173.54万千瓦，2021年实现归母净利润20亿元。目前，国电大渡河在运水电站主要包括成龚嘴水电站、铜街子水电站、瀑布沟水电站、深溪沟水电站、大岗山水电站、枕头坝一级水电站、猴子岩水电站和沙坪二级电站。在建水电站为双江口200万千瓦、金川86万千瓦，枕头坝二级30万千瓦、沙坪一级36万千瓦，合计容量352万千瓦，预计将于2024年末开始投产，2026年7月全部投产完成，全部投产完成后预计增加年均发电量约150亿千瓦时

（不含增发电量）。双江口作为大渡河流域龙头年调节水库，建成后有望为下游电站带来增发电量60亿度。与国内龙头水电公司相比，国能大渡河ROE处于偏低水平，但近两年改善明显。2017-2019年，国能大渡河平均ROE约为6.4%，不及长江电力、雅砻江水电（国投/川投）的一半。2020-2021年，虽然国能大渡河ROE水平仍低于长江电力、雅砻江水电（国投/川投），但均高于华能水电。且2020年国能大渡河ROE为8.7%，同比增长3.2个百分点，2021年也同比增长0.8个百分点至9.5%，盈利能力逐渐改善，与雅砻江水电的ROE差距逐步缩小。平均上网电价及利用小时系影响水电盈利能力的重要因素。对比可以看出，国能大渡河平均上网电价2017-2019年高于华能水电，低于雅砻江水电及长江电力。2020年-2021年，华能水电平均上网电价反超国电大渡河，且2021年电价差距较2020年进一步拉大，主要系云南省市场化电价因电力供需关系紧张而明显上涨。平均利用小时方面，2017-2021年，四家水电公司平均利用小时数均高于全国平均水平，而国能大渡河平均利用小时数较装机同样位于四川的雅砻江水电有一定差距，主要原因之一系国能大渡河弃水问题较为严重。2021年公司弃水问题改善明显。2020年公司水能利用率91.3%，较全国水能利用率96.4%低5.1个百分点。但2021年，公司水能利用率同比增长6.5个百分点至97.8%，基本与全国平均水平97.9%持平。主要系由于公司2021年弃水率从2020年的26.3%同比大幅下降15.6个百分点至10.7%。为减少弃水，公司2021年汛期提前调整库容，泄洪弃水同比减少105亿立方米；同时合理安排检修工期，检修弃水同比减少7016.7万立方米。由于公司水电发电量主要集中在国能大渡河，而大渡河水电电量消纳主要系在四川省内，我们认为2021年公司弃水率下降或还与四川省2021年用电需求增加，电力供需偏紧有关。特高压建设保障新增产能消纳，水电市场化电价有望稳步提升2018-2021年，四川省全社会用电保持较高增速，尤其2021年电力供需格局偏紧。2018-2021年，四川省全社会用电量年均同比增速达到10%，高于发电量年均同比增速7%，外输电量和输入电量基本保持稳定。2021年10月11日，四川省发布《关于全省节约用电倡议书》，由于“今冬明春”（2021年冬天和2022年春天）电力供应缺口较大，倡议全社会联合行动，共同做好节约用电工作。说明四川省电力供需格局偏紧，存量及新增水电机组电力消纳空间较大。特高压通道系电力送出重要途径，川渝特高压建设有利于保障大渡河新增水电机组消纳。据重庆市人民政府官网2021年3月26日登载的新华网消息显示，随着成渝地区双城经济圈建设加快推进，川渝地区尤其是负荷中心用电需求呈快速增长趋势，“十四五”期间，国网重庆电力将加快推进疆电入渝和川渝特高压一体化电网工程，预计川渝断面输电能力将达到1100万千瓦。川渝特高压交流工程涉及四川省、重庆市2个省级行政区。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，可满足雅砻江、大渡河新增水电可靠送出。四川水电市场化电价预计将在电力供需偏紧及煤电市场化电价大幅提升的背景下稳中有升。自2019年9月26日，国务院常务会议决定将现行“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的准市场化机制，一直到2021年市场化电价改革以前，由于鼓励工商业发展，降低工商业用电成本，市场化电价基本一直处于较基准电价折价状态，且折价程度较高。因此我们可以看到2018年-2020年，四川省水电市场化交易常规直购电价及总体水电市场化交易均价呈现持续下降趋势。全国电力供需偏紧局势下，2021年7月以来电力供需偏紧带来多省电力市场化交易电价上涨，2021年10月市场化电价改革允许市场化交易电价最高较基准电价上浮20%，因此2021年四川省水电市场化交易常规直购及总体交易均价分别同比上涨1分钱/1.8分钱，打破四川省水电市场化电价2018-2020年的下降态势。虽然2022年3-4月在疫情影响下，用电量增速有所放缓，但我们认为恢复正常后电力供需应该还将处于紧平衡状态，叠加煤电市场化电价大幅提升，水电市场化交易电价有望稳中有升。2021年战略长协电价同比下降主要系口径问题，2021年该值实际披露口径为计划外交易，除战略长协外，还包括交易电价极低的富余电量、低谷弃水、电能替代、自备替代交易品种（2020年上述品种水电交易电价分别为0.079/0.078/0.177/0.213元/千瓦时，交易电量占比分别为9/3/1/4%，合计比例接近当年战略长协交易电量比例），拉低了电价水平。大幅上调十四五新能源发展规划，加速能源转型截至2022年3月底，公司风电/光伏装机分别为710.61/54.45万千瓦，公司预计2022年全年新投产484万新能源装机。公司十四五规划新能源新增装机3500千瓦（风：光=1：4），系此前规划1300万千瓦的2.7x。我们预计公司十四五末新能源/清洁能源装机占比达到29%/41%，新能源发电量/收入十四五CAGR将达到36%/30%。十三五新能源发展较为平稳，项目质量良好公司新能源装机主要为风电，十三五期间新能源发展较为平稳。截至2022年3月底，公司风电/光伏装机分别为710.61/54.45万千瓦，较2021年底分别增加3.55/17.86万千瓦。我们预计公司2022年规划投产的484万新能源装机将集中在三、四季度投产。十三五期间，公司风电装机CAGR约为9.2%，光伏装机仅2021年新增15.39万千瓦，相较于华能国际

和华润电力新能源装机增长较为平稳。我们认为主要系：1）国家能源集团风电装机全世界第一，风电发展更有优势；2）兄弟公司龙源电力

2021年于A股上市，十三五期间，风电发展主要以龙源电力为主要平台，而公司主要作为常规能源发展平台获得常规能源资产注入。2021年，公司完成风电/光伏发电收入68.7/3.0亿元，同比增长11.7%/17.1%，合计占公司售电收入的5.5%左右。公司光伏利用小时数领先于其他可比公司，风电利用小时数处于中等水平。2017-2021年，公司风电利用小时数存在一定波动性。2017-2018年，公司风电利用小时仅次于华润电力，最高达到2309小时；2019-2021年，公司风电利用小时先降后升。2017-2021年，公司光伏利用小时波动较小，且一直领先于其他四家可比公司。公司风电含税上网电价高于三峡能源，光伏含税上网电价处于领先水平。2017-2021年，公司风电含税上网电价高于三峡能源，低于龙源电力；公司光伏含税