国电电力研究报告综合性发电龙头清洁能源谱写发展新篇

国电电力研究报告-综合性发电龙头清洁能源谱写发展新篇国家能源集团核心电力平台，火水风光协同发展公司最早成立于1992年，设立时名称为大连东北热电发展股份有限公司，于1997年在上交所挂牌上市。1999年，原国家电力公司通过股权划转成为公司控股股东；2000年，原国家电力公司重组公司并将其更名为国电电力；2002年，随着中国国电集团公司组建成立，原国家电力公司所持有公司的股份全部划归国电集团持有；2018年，公司原控股股东国电集团和原神华集团实施联合重组，新设立国家能源集团并吸收合并国电集团，公司控股股东变相应变更为重组后的国家能源集团。截至1H22，公司控股股东国家能源集团持有公司总股本的50.68%，公司实际控制人为国务院国资委。目前，公司主营业务为电力、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，上述业务分布在全国28个省、市、自治区。其中，公司的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，风光水等清洁能源机组主要分布在自然资源较好的四川、新疆、甘肃、青海、山东等地区。公司是国家能源集团核心电力上市平台和国内电力行业龙头，截止2021年末，公司整体控股装机规模高达9,981万千瓦，其中火电/水电/风光装机分别为7,740/1,497/744万千瓦，控股装机约占全国整体装机的4.5%；截止2021年末，大股东国家能源集团的整体控股装机为27,128万千瓦，公司约占36.8%的份额。公司火电、水电、新能源等电源装机在AH两地电力上市公司中排名均较为靠前。按照2021年末控股装机量排名，公司的火电装机在上市公司中排名2名，水电装机在上市公司中排名5名，新能源装机在上市公司中排名7名。除2019年因并入原中国神华下属电厂带动公司装机及电量出现增长显著外，历史上公司装机及电量增长相对平稳。2014~2018年，公司在运机组的装机容量增速稳定在3%~10%的平稳增长区间内。2019年，公司与中国神华合资组建的北京国电电力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，带动公司当年新增控股装机约3,000万千瓦，进而使得公司当年装机容量同比大幅提升62%，发电量同比提升72%。2019~2021年公司置换了部分火电资产，同时新投产了部分风光项目，装机容量和发电量整体重新恢复至温和增长趋势。2014~2018年，公司整体收入稳定在600亿元附近；2019年，受公司装机容量发生跳跃式增长推动，公司当年营收增长高增78%至1,166亿元；2020~2021年，受装机容量增长、电价上升等一系列因素推动，公司收入增速分别为29.4%和11.5%，公司营业收入在2021年达到1,682亿元。从公司收入构成看，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，2021年，公司火电业务约占当前整体营收的83%，水电及新能源分别约占当年整体营收的7%/4%。由于火电在公司整体收入中占比较高同时火电盈利水平相对较低且盈利能力受煤价波动影响显著，公司过往整体毛利波动远高于整体收入端波动，且毛利率历史波动也较为剧烈。2017年，煤价大幅上涨导致公司整体毛利仅为102亿元，后续随着成本改善公司整体盈利开始逐步修复并在2020年触及283亿元的历史毛利峰值，而2021年动力煤价格大幅上涨使得公司火电业务亏损进而拖累整体毛利大幅下滑至122亿元。从毛利结构看，由于公司下属的水电和新能源等业务盈利能力突出且利润率较为稳定，水电及新能源业务是公司毛利核心组成部分且在煤价波动环境下充当了公司盈利压舱石角色。2021年，公司水电及新能源业务毛利分别为62/33亿元，分别占到公司当年整体毛利的51%和25%。有进有出优化火电布局，集团协同降煤价风险敞口持续优化火电资产，提升资产质量及布局近年来，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，通过资产有进有出措施改善公司财务报表、优化公司电源结构和资产区域布局。根据公司于2022年11月公布的《关于向国家能源集团甘肃公司转让酒泉发电、酒泉热力股权暨关联交易的公告》和2022年12月公布的《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暨关联交易的公告》，2020年12月，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1月，公司转让装机规模为334万千瓦的5家新疆子公司的相关股权至集团；2021年2月，公司转让装机规模为262万千瓦的2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。根据公司于2022年8月公布的《关于向国家能源集团宁夏公司非公开协议转让公司所属宁夏区域相关资产暨关联交易的公告》，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，本次交易标的总装机规模为664万千瓦。根据公司于2021年8月公布的《关于公司与国家能源集团进行资产置换暨关联交易的公告》，2021年9月，公司与国家能源集团通过资产置换方式，置出非主业的河北银行19%的股权和英力特集团51%的股权，并置入山东、福建等6省的优质火电资产，此次资产置换在剥离“两非”资产的同时，为公司带来超1,500万千瓦的新增装机，填补公司在山东、江西、福建、广东、海南、湖南等经济发达和用电需求旺盛省份业务空白，打开了公司在上述6省发展空间。公司置出资产盈利明显弱于置入资产盈利能力，助力公司改善报表。近年来，受利用小时受挤压严重、电力市场交易折价以及煤价高企等一系列因素的影响，西北、西南等地区火电资产盈利能力表现不佳，普遍弱于经济相对发达的东部沿海地区。从盈利情况看，2020~2021年公司置出的西北地区662万千瓦火电资产，所有电厂在2019年均为亏损状态，合计亏损规模为4.72亿元，2019年净利率仅为-9.30%；2022年9月置出的664万千瓦火电资产，这部分资产包下面的所有电厂在2021年均为亏损状态，合计亏损规模为24.2亿元。不同的是，集团在2019年置入的火电资产在2020年普遍盈利，净利润规模合计24.6亿元，该部分置入资产2020年的整体净利率为8.13%。国内煤价在2019~2020年基本稳定，秦皇岛港5,500大卡动力煤现货价格分别为587/570元/吨，煤价波动对火电机组在此期间的盈利能力影响扰动较小，对比2020~2021年公司置出和置入资产的利润水平，可以明显看出集团置入火电资产盈利能力远高于公司置出资产。集团内部协同效应格外突出，煤价风险敞口优于同行大股东国家能源集团年煤炭产量超过5亿吨，且下属的铁路、港口及航运的交通运输网络发达。国家能源集团是全球最大的煤炭生产公司，截至2020年末，集团拥有煤矿79处，年生产能力千万吨以上的煤矿达到24个，在煤炭业务领域形成以神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区和宁煤集团、新疆能源以及平庄能源等主要矿区和矿井群的煤炭生产布局，其中神东矿区是世界首个2亿吨级现代化大型煤炭生产基地。2020年底，国家能源集团的生产煤矿核定产能6.0亿吨/年，2020年集团实现自产煤炭产量5.3亿吨，实现煤炭销量7.0亿吨。截止2020年末，国家能源集团拥有2,420公里区域铁路路网，运输能力达到5.2亿吨，拥有独享的朔黄铁路、神朔铁路、大准铁路、包神铁路、黄万铁路、甘泉铁路等多条相连的自有铁路专线，可以将煤炭运输到港口销售给内地以及其他国家和地区。国家能源集团拥有3个专业煤炭港口，分别是黄骅港、天津煤码头和珠海高栏港，三大港口设计吞吐能力2.9亿吨，三大港口成为国家能源集团海陆运输的重要交接点，公司煤炭运输及销售的几乎不存在运输瓶颈问题。国家能源集团的煤炭产能远超其他央企发电集团。2021年，国家能源集团的煤炭实际产能5.7亿吨，排名第二的华能集团当年煤炭产能仅为0.9亿吨，二者相差5.6倍，国家能源集团的煤炭资源优势在央企发电集团中格外突出。从单位火电装机对应的煤炭产能来看，2021年底国家能源集团每千瓦火电装机对应2.9万吨煤炭产能，明显高于其他央企发电集团。2021年下半年以来，供需矛盾失衡、地缘政治冲突等一系列因素导致能源价格飙升，国内现货煤价和长协煤价的价格差距明显拉开。从中电联编制的5,500大卡CECI沿海电煤采购价格指数可以看出，侧重反映当期市场真实成交的成交价指数和和侧重反映综合加权价格的综合价指数，两者自2021年7月以来出现明显分化，目前两者价差高达650元，侧面验证煤炭企业的长协签约意愿和长协履约率意愿严重不足。煤炭供需形势紧张使得现货价指数和综合价指数之间从趋同变为价格明显分化，这意味着火电公司如果能够拥有较多煤炭资源储备，或有效提升其长协签订比例以获取价格相对便宜的长协煤，将有效帮助其减轻能源价格大幅上涨的不利冲击。公司管理高效，叠加集团煤炭资源丰富以及集团内部调配资源更加有效的协同效应，助力公司成本控制能力优异。国家能源集团的煤炭资源主要在其子公司中国神华手中，公司直接参控股煤炭资源较为有限。截至2021年底，公司控股了察合素煤矿（持股50%），参股了同忻煤矿（持股28%）和山西黄陵建庄煤矿（持股30%），合计权益产能为1,098万吨/年。与此同时，因公司火电装机规模庞大，2021年公司标煤消耗量高达11,511万吨，公司参控股煤炭带来的资源自给率不到10%。虽然公司参控股煤矿产量和公司消耗量相去甚远，但受益于集团煤炭资源丰富以及集团内部调配资源更加有效的协同效应，在能源价格自2021年下半年以来快速上涨环境下，公司煤炭资源保供和长协履约等方面明显优于其他主要火电上市公司，燃料成本控制明显好于其他电力央企集团下面的火电上市平台。2022H1，公司入炉煤价相比其他火电龙头普遍低了约150元/吨。国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电等央企集团旗下火电上市平台的火电厂规模庞大且分布范围较广，其入炉煤价具有较强的可比性。2021年，公司的入炉标煤价格为900元/吨，除公司外国内主要火电上市公司的平均入炉标煤价格为1,057元/吨，较公司的价格高出17.4%；2022年上半年，公司的入炉标煤价格为968元/吨，除公司外国内主要火电上市公司的平均入炉标煤价格为1,164元/吨，较公司的价格高出20.2%，价格差距进一步增大。成本优势带动盈利能力提升：2020年，公司的火电业务毛利率为13.2%，低于行业平均值16.1%；2021年，在全行业火电电价基本不变的背景下，受益于入炉标煤价格较低的优势，公司的火电业务毛利率为-1.8%，明显高于行业平均值-9.7%。建设送出通道&省内供需改善，水电盈利提升可期大渡河流域为公司核心水电资产，在建水电仍有一定体量截至2022年三季度末，公司在运水电装机14,972MW。公司在新疆等其他9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，其电站装机容量高达11,098MW，占公司水电装机的74.12%。大渡河发源于青海省，于乐山市注入岷江，全长1,062公里。大渡河支流较多，流域面积在1,000平方公里以上的28条，10,000平方公里以上的2条，以泸定以上为上游，泸定至乐山市铜街子为中游，铜街子以下为下游。受气候影响，大渡河流域汛期来水远高于枯期，据下游福禄镇水文站近45年统计，年内最大月（7月）水量为最小月（2月）水量的8.8倍。国能大渡河流域水电开发有限公司于2000年11月成立，以大渡河上已建成的龚嘴、铜街子电站为“母体”，负责对大渡河流域水电资源实施全面开发。2022年9月，公司收购国家能源集团所持国能大渡河公司11%股权并于2022年9月30日完成股权交割，公司持有国能大渡河公司的持股增加至80%。截止2021年底，公司在建水电机组394.65万千瓦，主要为新疆开都河霍尔古吐42.65万千瓦、国能大渡河公司的双江口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。根据建设计划，国能大渡河双江口水电站于2015年7月开工，计划工期121个月，其中准备工期33个月，主体工程工期为69个月，完建工程工期为19个月，工程筹建期30个月，首台机组预计将于2024年12月投产，所有机组预计将于2025年完成投产；国能大渡河金川水电站于2019年11月开工，预计第一台机组将于2024年投产，全部机组将于2025年完成投产；国能大渡河枕头坝二级水电站于2021年10月开工，主体工程工期为59个月；国能大渡河沙坪一级水电站于2021年10月开工，计划于2025年9月首台机组投产，2026年7月实现全部6台机组投产；新疆开都河霍尔古吐水电站于2021年12月开工，施工总工期45个月，于2025年下半年投产。汛期弃水严重&四川省内电价较低，影响公司水电板块回报因为国能大渡河公司为公司水电核心构成且公司披露其整体水电板块经营情况的时间周期较短，我们主要以分析可获取较长历史数据的国能大渡河公司来代替公司整体水电板块分析。从盈利分析情况看，相比其他同样拥有大型水电基地的长江电力、雅砻江公司、华能水电而言，国能大渡河公司的ROA及度电利润等盈利指标相对偏弱。从ROE角度看，公司和部分纯水电龙头差距并不显著，近三年（2019~2021）国能大渡河公司ROE均值为7.8%，其中2021年为9.2%，已经基本接近华能水电。因ROE受负债率的影响较大，而近三年国能大渡河公司的负债率均值为77%，远高于其他三家水电公司均值58%，剔除财务杠杆影响后，近三年国能大渡河公司的ROA均值为1.9%，而同期长江电力、雅砻江公司、华能水电等三家龙头水电公司的均值分别为7.9%/4.1%/3.5%。ROA较低的核心原因为国能大渡河公司资产盈利能力相对偏低，其近三年的度电净利润均值为35元/兆瓦时，而同期长江电力、雅砻江公司、华能水电等三家龙头水电公司的度电净利润均值分别为115/81/59元/兆瓦时。汛期大量弃水是影响国能大渡河公司盈利的核心关键要素。四川省水电资源丰富，同时水电站调节能力较弱的小水电装机规模庞大，来水汛期（6-10月）水电集中发电导致省内电量季节性分布不均格外突出，存在较明显的汛期弃电现象。近十年来，四川省弃水电量规模长期保持在100亿千瓦时以上，其中2020年省内弃水电量高达202亿千瓦时。在四川省弃水电量中，国能大渡河公司的弃水电量格外显著，根据国家能源局数据，2020年大渡河流域的弃水电量在四川全省弃水电量中占比53%，即107亿千瓦时。导致大量弃水背后的原因是大渡河流域电站疏通通道不畅。大渡河中游电站（包括长河坝、猴子岩等987万千瓦电站）曾经规划通过1,000千伏雅安-武汉特高压送出，但经过中咨公司和中国工程院的两轮评估后，雅安-武汉特高压送出工程因其建设的必要性和合理性缺乏科学的电网规划论证依据，最终于2015年8月被否决；且原计划于2015年投产的2回雅安-乐山-重庆1000千伏交流特高压线路也未动工。送出通道匮乏导致大渡河流域中游电站送出卡口问题严重，该断面内水电站在丰水期面临“发的出，送不出”的局面，相应引发弃水问题。除汛期大量弃水外，上网电价偏低也是影响国能大渡河公司盈利的另外一个核心要素。四川、云南等水电大省的西电东送电量由于落地省份电价承受能力相对较高等一系列因素，外送水电的电价普遍高于省内消纳部分的电价。公司水电板块2021年含税上网电价为0.23元/千瓦时，尽管高于省内同期市场化交易0.21元/千瓦时的成交均价，但均低于存在外送水电电量的华能水电、雅砻江公司、长江电力和黔源电力等水电公司的同期上网电价。相比电站全部位居四川省内但存在大量水电外送的雅砻江公司，低了约0.04元/千瓦时。大渡河电量调度优先级较低影响其综合上网电价。与此同时，根据四川省规划，国能大渡河公司的上网电量全部参与省调，在调度优先级上处于劣势，相应也对国能大渡河公司的消纳的电价带来负面影响。同样位居四川的雅砻江流域的大部分水电站和长江流域的溪洛渡、向家坝等水电站参与国调或网调，电量通过输电线路直接外送，调度优先级高于国能大渡河公司。根据四川省要求，省网统调电站必须执行四川省富裕电量、留州电量等各类降价政策，参与省网调度水电在电价方面面临的降价压力也相应高于国调及网调水电。省内市场化进展迅速且市场电价折扣显著，也对国能大渡河公司综合电价带来明显拖累。四川省近年来市场化交易进展迅速且市场电主要以水电为主，2022年，根据四川省电力市场交易方案，省内水电市场化交易电量规模有望增至1,219亿千瓦时。省内水电市场化交易普遍存在折价且水电电量大规模参与，导致近年来在四川省内消纳的水电站实际电价普遍明显低于其批复电价。以大渡河流域的瀑布沟电站为例，其批复电价为0.334元/千瓦时，而2022年四川省水电市场化交易的实际成交均价仅为0.224元/千瓦时。新送出通道即将打通及省内供需形势好转，大渡河公司盈利提升可期川渝特高压线路将在2024~2025年打通，有望显著降低大渡河弃水顽疾。随着成渝双城经济圈快速建设，川渝地区用电需求快速增长，四川电源和负荷中心对电力和电量的需求亟需得到满足。据新华网报道，国家电网有限公司川渝1,000千伏特高压交流工程于2022年9月29日正式开工。川渝特高压交流工程将连接四川、重庆的电源和负荷中心，新建四川甘孜、天府南、成都东和重庆铜梁4座特高压变电站，预计将于2025年上半年投运。2020年川渝通道达到最大送电能力600万千瓦，川渝特高压工程建成后，川渝断面输电能力将达到1,100万千瓦。根据大渡河电站分布和特高压建设规划，特高压工程将配套大渡河中上游的几个电站送出，大渡河的弃水率有望得到明显改善，之前的弃电量有望全部转化为售电收入。四川省近年来用电需求形势良好，水电市场交易电价逐步回升可期。2017年以后四川省内用电量增速始终高于全社会用电量增速，2017~2021年全社会/四川省用电量CAGR分别为7.1%/10.4%。用电需求旺盛带动四川省内水电市场交易电价逐步抬升，根据四川省电力交易平台，2021年省内水电交易电价为0.209元/千瓦时，2022年省内水电交易电价同比增长7.2%至0.224元/千瓦时。双江口水电站预计将于2024~2025年投产，新增电量有望全部按照高电价出售。目前在建的双江口水电站合计装机容量2,000MW，计划年均发电量83.41亿千瓦时。调节能力方面，双江口水电站的调节库容21.52亿立方米，为年调节水库，通过水库调节可将自身汛期来水几乎全部转化为枯期发电量，是大渡河流域水电梯级开发的上游控制性水库工程和大渡河流域梯级电站开发的关键项目之一。根据相关政府部门的规划，双江口水电站的首台机组预计将于2024年12月投产，所有机组预计将于2025年完成投产。2022年8月12日，双江口水电站泄洪系统洞式溢洪道开挖完成，至此，双江口水电站泄洪系统四大洞室全部如期进入高强度抗冲耐磨混凝土施工，为实现2024年底首台机组投产、2025年所有机组投产的目标奠定坚实的基础。在上述多因素推动下，公司水电发电量和水电资产的盈利能力有望逐渐向好。2022年下半年四川省遭遇了罕见的干旱，大渡河流域汛期来水大幅少于历史均值导致公司水电发电量较少。随着大渡河流域来水逐渐恢复至历史平均水平，我们估计2023~2024年公司水电发电量将温和增长；受益于2024年底双江口水电站的首台机组投产和2024~2025年川渝特高压线路投产，估计2025年水电发电量将同比增长14.0%至668亿千瓦时。毛利及毛利率方面，我们保守估计2022~2024年水电毛利率将维持在51.3%，发电量增加带动毛利温和增长；2025年，受到外送通道打通带动大渡河弃水量下降、市场化电价波动、具备年调节能力的双江口水电站投产等多因素影响，预计公司水电毛利率将小幅提升1.1个百分点至52.4%，毛利将同比显著增长19.4%至73.1亿元。“十四五”拟新增35GW新能源，助推公司转型存量风光项目质量优良从项目质量上来看，公司的风光机组所在地的自然条件较好，利用小时数明显高于全国平均水平。风电方面，2017~2021年公司利用小时数为2,207小时，较全国平均数2,086小时多出5.8%或119小时；光伏方面，公司的利用小时数长期居于高位，2017~2021年平均数高达1,515小时，较全国平均数1,235小时多出22.7%或180小时。集团发展风光核心力量，公司“十四五”计划新增风光35GW公司“十四五”期间新的装机目标较原目标增长1.7倍，为新能源业务快速发展定下基调。在2021年年报中，公司上调“十四五”期间新能源新增装机目标至3,500万千瓦，并明确截至2025年末，公司清洁能源装机占比将达到40%以上。新目标的制定将有效调动公司发展新能源项目的积极性，预计“十四五”期间公司新能源装机增速将得到显著提高。综合集团层面的新能源发展目标来看，“十四五”期间国家能源集团计划新增可再生能源装机7,000~8,000万千瓦时，其中光伏装机容量新增2,500~3,000万千瓦。和其他五大发电集团相比，集团计划完成的可再生能源装机规模较多，装机任务较重。国家能源集团下属的新能源装机规模较大的平台主要为国电电力、龙源电力和国华投资等三家主体，三家提出“十四五”期间将分别承担3,500/3,000/2,000万千瓦的新能源装机任务。从装机目标规划看，国电电力在集团内承担最重的新增装机压力。明确装机目标后，公司积极开发新能源项目。2022年，公司计划获取新能源资源超过10GW，核准9.31GW，开工6.66GW，投产4.84GW。截至2022年6月底，公司获取新能源资源量8.38GW，完成核准或备案新能源容量9.12GW，其中风电0.39GW，光伏8.72GW。根据公司的风光建设规划，我们预计2021~2025年公司的风电/光伏装机容量将分别从707/37万千瓦增长至1,357/2,471万千瓦，风电/光伏装机的CAGR将分别高达17.70%/186.66%，合计装机占比将从2021年底的7.5%快速提升至2025年底的27.6%，累计提升20.1个百分点；装机容量占比的快速提升将带动风电/光伏的发电量从2021年的152/4亿千瓦时增长至2025年的289/290亿千瓦时，合计发电量占比将从2021年底的3.4%提升至2025年底的11.2%，累计提升7.9个百分点。资金保障充分，公司发展新能源优势突出从资金需求角度，公司各项业务的经营现金流表现将持续提升，为风光装机量的快速增长提供充沛的资金支持。2022年前三季度，公司综合电价同比提升25.47%至435.39元/兆瓦时，电价的提升有效抵消高煤价对火电业务产生经营现金流能力的影响。受益于电价上涨、售电量增加和新能源补贴回收加速，今年前三季度公司实现经营现金流390.9亿元，同比大幅增长94.76%，预计全年经营现金流有望超过500亿元。与此同时，公司今年拟支出421.8亿元资本开支，充沛的经营现金流有望带动公司资产负债率于年底小幅下降。2023~2025年是公司大力发展新能源的关键时期，预计公司年均资本开支将增长至600亿元。在政策调控和煤炭供需关系好转的背景下，火电的经营性现金流有望持续好转；

大渡河弃水问题逐步解决将增厚水电贡献的经营现金流；叠加公司存量风光机组快速增加带动风光业务的经营现金流量增加。预计未来几年公司每年收回的经营现金流将达到500~550亿元，为风光业务的快速发展提供充沛的资金支持。盈利预测根据公司披露的水电和火电机组的建设投产规划，预计