国电电力(600795)煤电盈利能力领跑行业水风光高增量助力发展

请仔细阅读本报告末页声明财务指标2022A2023A财务指标2022A2023A2024E2025E2026E营业收入（百万元）194,674180,999192,153198,321208,906增长率yoy（%）5.3归母净利润（百万元）2,8215,6099,01510,447增长率yoy（%）262.898.838.915.712.312.612.8EPS最新摊薄（元）0.160.310.440.510.5919.013.611.8股票信息股价走势国电电力沪深30063%51%40%28%17% 5% -6%2023-062023-102024-022024-06作者分析师于夕朦邮箱：yuximeng@分析师何郭香池邮箱：hgxc@分析师范杨春晓邮箱：fycx@相关研究依托集团煤电联营优势，高效火电盈利能力突出。公司在运火电装机72.79GW，规模在上市公司中排名第二；60、100万千瓦及以上煤电机组占比70.46%、28%，均为高效火电机组；在建火电项目开发建设节奏良好。从发电效率看，公司燃煤发电利用数高于行业及全国水平；从成本端看，依托集团煤电联营优势以及煤炭行业供需改善，入炉标煤单价持续下行，燃料供需平稳；从电价端看，公司火电机组聚焦电力负荷中心，2023年上网电价仍基本保持较标杆上浮20%左右；从度电毛利润来看，在2021年煤价飙升导致火企盈利洼地的情况下，公司的度电毛利控制在接近0元/千瓦时左右，随着煤价回落，2022-2023年度电毛利润攀升至0.033、0.04元/千瓦时，公司成本管控能力突出，抗风险及盈利能力具有强竞争力。存量水电具备消纳改善条件，增量水风光储互补潜力巨大。公司水电资产主要分布在四川大渡河流域、新疆开都河流域，总装机规模14.95GW。公司负责大渡河干流17个梯级水电站的开发，在四川省大渡河流域已投产9座电站，约占四川统调水电总装机容量的27%，在建及规划水电装机为293.2/290万千瓦。随着近年川渝地区网架结构的建设加速，大渡河流域弃水问题有望改善，新增输配电线路工程也将满足增量电源的并网送出需求，叠加电力供需形势，公司在大渡河流域的水电项目具有量价齐升趋势。新能源高增长持续贡献利润，持续具备资源获取能力。公司新能源项目布局更加合理，主要分布在风光资源富集的北方地区、以及经济发电、电价承受能力较强的东部地区。2023年公司风电、光伏装机分别同比增长24.6%、174.73%，并核准备案1528.8、开工853.64万千瓦新能源项目。从行业整体看，2024年新能源装机高增速将延续、上游产业链价格持续下降、存在电价下降预期但幅度可控，受益于新能源行业发展初期，保障性收购和电价补贴等支持政策，存量风光项目度电毛利率大幅高于水电、火电水平。长期看，新能源度电毛利润存在下行空间，行业收益率趋向合理平稳，叠加装机的快速增长，将持续贡献利润增量。投资建议：公司是国家能源集团常规能源发电业务整合平台，依托煤炭联营优势，煤电机组利用效率及盈利能力领跑行业，且盈利能力将随煤价供需结构变化而持续改善；大渡河流域弃水问题将随西南网架结构建设而改善，叠加省内电力供需紧平衡、双江口等电站投产，有望实现量价齐升。公司新能源资源获取能力较强，存量叠加新增项目后的平均收益率情况良好，装机高增长持续为公司贡献利润。我们预计公司2024-2026年实现营业收入1921、1983、2089亿元，同比增长6.2%、3.2%、5.3%；实现归母净利润77.91、90.15、104.47亿元，同比增长38.9%、15.7%、15.9%；对应EPSP.2请仔细阅读本报告末页声明风险提示：用电需求不及预期、煤价波动风险、来水不及预期风险、电价下降预期风险、政策推进不及预期风险、项目建设进度不及预期风险。P.3请仔细阅读本报告末页声明 5 5 7 92.依托集团煤电联营优势，高效火电盈利能力突出 2.2.1利用率：在运火电装机容量仅次于 2.2.2成本端：集团煤炭产能市占率 3.存量水电具备消纳改善条件，增量水风光储互补潜力巨大 3.2大渡河流域弃水问题将改善，叠加电力供需 3.2.2西南网架结构建设加速，改善大渡河弃水问题、为 3.2.4国能大渡河为公司贡献较高净利润， 3.3新疆开都河流域规划水光蓄储基地，国内首个抽蓄 4.新能源高增长持续贡献利润，行业收益率趋向合理平稳 4.1新能源电价平价化伴随上游降本增效，保障项目 4.2公司资源获取能力较强，项目开发建设节奏体现良好成长性 图表1：公司发展历程 5 6图表3：2023年公司业务分布地图 6图表4：2019-2023年公司营业收入及同比增速 7图表5：2019-2023年公司归母净利润及同比增速 7图表6：2019-2023年公司营业成本及同比增速 7图表7：2019-2023年公司毛利率及净利率 7 8 8 8图表11：2019-2023年公司有息负债平均利率 8图表12：2019-2023年公司资本性支出情况 9图表13：2019-2023年公司现金分红及比例 9 9 9 10图表17：2023年各电源上网电量占比（%） 10图表18：2019-2023年上网电量及同比 10图表19：2019-2023年平均上网电价及同比 10图表20：2023公司营业收入占比（%按项目） 11 11 11 11 12P.4请仔细阅读本报告末页声明 12 13图表27：2019-2023年公司火电装机量及增速 14图表28：2023年公司火电装机结构分布 14图表29：2019-2023年火电利用小时数及同比增减 14 14 15图表32：2021-2023年公司采购原煤量及长协煤占比 15图表33：2021-2023年公司入炉标煤量及单价 15 15图表35：2022-2023年公司控参股煤炭资产 16图表36：2019-2023年火电上网电量及增速 16图表37：2023年公司平均/煤机/燃机上网电价 16 16 17 17 17图表42：2019-2023年公司水电利用小时数及增减 18 18图表44：2019-2023年公司水电上网电量及增速 18图表45：2021-2023年公司水电上网电价 18 19 19 20 20图表50：川渝特高压交流工程“Y”字形 22图表51：2025年四川省际联网工程规划示意图 22 23图表53：2024年四川省内水电市场交易电价上下限 24 25 25 25 27 27图表59：2019-2023年公司风电、光伏利用小时数 28图表60：2021-2023年公司风电、光伏上网电价 28图表61：2023年国家能源集团风电装机分布 28图表62：2023年国家能源集团光伏装机分布 28图表63：主营业务板块盈利预测 30图表64：可比行业上市公司估值比较 31P.5请仔细阅读本报告末页声明1.公司介绍团与原神华集团合并重组为国家能源集团，国家能源集团成为国电电力的控股股东；2021年，公司与国家能源集团完成资产置换交割，置出金融、化工等非发电主业资产，家能源集团持有的国能大渡河流域水电开发有限公司11%股权，持股比例从69图表1：公司发展历程发展历程公司成立：定向募集方式设立“大连东北热电发展股份有限公司”沪A上市：上海证券交易所挂牌上市更名国电电力：东北电力开发公司持有本公司70%股份+大连发电厂4.9%股份，分别划转给原国家电力公司、辽宁电力有限公司和龙源电力集团公司，公司名称更名为“国电电力发展股份有限公司”控股股东中国国电：原国家电力公司持有股份及龙源电力全部划归为中国国电集团。划转后，中国国电、辽宁电力和龙源电力分别持有公司34%、31%、9.9%的股份。股权转让：辽宁电力所持的公司股份全部转让给中国国电。划转后，中国国电、龙源电力分别持有公司47.95%和7.97%的股份。股权转让：龙源电力持有的公司股份无偿划转给中国国电。划转后，中国国电持有公司53.64%股控股股东国家能源集团：中国国电集团有限公司与原神华集团有限责任公司实施联合重组，国家能源集团作为重组后的母公司，吸收合并中国国电。国家能源集团成为国电电力的控股股东。合资公司北京国电电力：为有效解决同业竞争，国电电力和中国神华将以各自持有的相关火电公司股权及资产，共同组建合资公司“北京国电电力有限公司”合资公司资产交割：国电电力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。置入优质常规能源发电资产：国电电力与国家能源集团完成资产置换交割，置出金融、化工等非发电主业资产，置入山东、福建等6省优质常规能源发电资产。增资国能大渡河：国电电力收购国家能源集团持有的国能大渡河流域水电开发有限公司11%股权，收购完成后公司对大渡河公司的持股比例从69%上升至80%。公司控股股东为国家能源集团，实际控制人为国资委。公司自上市以来经历过两次控股股东变更：2003年电力体制改革，原国家电力持有的股份以行政划拨方式无偿转至中国国电集团；2017年中国国电集团与原神华集团合并重组为国家能源集团，合并完成后，国家能源集团成为国电电力的控股股进行多次资产交割、置换、收购，截至2023年底，公司持有国能大渡河公司80%股权、新疆开都河流域水电开发公司55.61%股权、北京国电电力有限公司57.47%股权、国电建投内蒙古能源有限公司50%股权、国家能源集团山东有限公司P.6请仔细阅读本报告末页声明图表2：公司股权分布及主要参控股公司国电电力是国家能源集团控股的核心电力上市公司和常规能源发电业务的整合平台。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29个省、市、自治区、直辖市。公司的发展策略是①加快新能源多元化、快速化、规模化、效益化、科学化发展，积极获取更多优质资源；②积极有序发展水电，推进大渡河流域、新疆开都河流域水电建设；③加快火电绿色耦合发展，科学建设保障支撑性电源，深化煤电存量机组“三改联动”，深度融合城市积极拓展综合能源服务，加快向综合能源供应商转型；④加快布局储能、氢能等新兴产业，图表3：2023年公司业务分布地图P.7请仔细阅读本报告末页声明图表4：2019-2023年公司营业收入及同比增速图表5：2019-2023年公司归母净利润及同比增速020%15%10%5%0%-5%-10%400-10-20-30归母净利润（亿元）——同比（%）50%0%-50%图表6：2019-2023年公司营业成本及同比增速——毛利率（%）——净利率（%）图表——毛利率（%）——净利率（%）800600400025%20%15%10% 0%25%20%15%10% 0%-5%-10%-20%别维持在1%和0.3%左右。2023年，公司销售、管理、财务、研发费用率分别为P.8请仔细阅读本报告末页声明图表8：2019-2023年公司三费率及研发费用率（%）图表9：2019-2023年公司现金流（单位：亿元）研发费用率8%6%4%0%6004002000-200-400-600经营现金流投资现金流——筹资现金流净现金流2019A2020A资本结构有待优化，有息负债平均利率下降。2019-2023年，公司资产负债率分别为68%、67%、72%、73.3%、74%，从行业内同类型公司来看，资产负债率普遍高于60%，主要原因是发电项目投资规模大，对融资依赖性高。2019-2023年，公司有息负图表10：2019-2023年公司总资产、总负债、资产负债率图表11：2019-2023年公司有息负债平均利率4,0000——资产负债率（%）76%74%72%70%68%66%64%62%有息负债平均利率（%）05%4%4%3%3%2%2%1%1%0%P.9请仔细阅读本报告末页声明图表12：2019-2023年公司资本性支出情况图表13：2019-2023年公司现金分红及比例资本性支出总额（亿元）基建及前期项目（亿元）——占比（%）800700600400300090%80%70%60%50%40%30%20%10%0%50现金分红（亿元）——现金分红比例（%）70%60%50%40%30%20%10%0%1.3主要经营业务火电装机规模主导，水电及新能源装机规模提升。公司作为国家能源集团常规能源发电业务（火电/水电）整合平台，在2019、2021年分别进行火电资产交割及置入，10563.73万千瓦，其中：火电装机量7279.24万千瓦，占比69%；水电装机量1495.06万千瓦，占比14%；风电装机量929.33万千瓦，占比9%；光伏装机量图表14：2019-2023年各电源装机量（万千瓦）图表15：2023年各电源装机量占比（%）8000700060004000300080007000600040003000水电8%69%0火力发电仍为发电量主力，发电效率显著高于新能源。2023年公司总上网电量P.10请仔细阅读本报告末页声明图表16：2019-2023年各电源上网电量（亿千瓦时）图表17：2023年各电源上网电量占比（%）4000350030000光伏发电光伏发电4%\水电82%火电保供及调节价值确定致量价齐升，成本、收入两端预期持续改善。从2019-2023年电量及电价趋势变化可见，火电发电量因2021年保供开始增加同比增长2.85%；2023年下半年随着燃料成本持续下降，电价上浮空间轻微缩窄，图表18：2019-2023年上网电量及同比图表19：2019-2023年平均上网电价及同比4,5004,0000上网电量（亿千瓦时）——同比（%）450400350300010%8%6%4%4504003503000平均上网电价（元/兆瓦时）——同比（%）25%20%15%10%0%-5%-10%6%；煤炭行业营业收入14.44亿元，占比1%。2023年煤炭行业毛利率分别为9.52%、44.29%、47.75%、-2.67P.11请仔细阅读本报告末页声明图表20：2023公司营业收入占比（%按项目）火力发电新能源发电水力发电其他业务火力发电新能源发电水力发电其他业务煤炭行业其他业务煤炭行业水力发电其他业务煤炭行业新能源发电6%火力发电85%80%70%60%50%40%30%20%10% 0%-10%华东地区为公司营业收入主要地区，西南地区毛利率最高。分地区图表22：2023公司营业收入（亿元按地区）图表23：2019-2023公司毛利率变化（%按地区）60%50%60%50%40%30%20%10% 0%-10%600400内部抵销华中内部抵销华中其他业务西北华南西南东北华北华东-200P.12请仔细阅读本报告末页声明国内煤炭产能提升叠加进口煤大幅增长，动力煤供需格局改变。2023年国内煤价呈现上半年下跌，下半年震荡回升的态势。上半年供需宽松，动力煤价格回落，秦皇岛跌幅达到38.39%；步入三季度后，供应端扰动叠加非电需求释放，动力煤价格出现低吨，涨幅38.22%；2023年11月起，供需逐渐宽松，动力煤价格略有回落，截至2023年末，秦皇岛5500大卡动力煤价格回落至921元/吨。2023年全年，秦皇岛5500大卡动力煤均价为965元/吨，同比下降23.99%。2023年度，煤炭价格仍高于国家发改委于2022年2月发布《关于进动力煤市场价格震荡下行，电煤中长期合同保障量价，成本端持续改善。根据《关于“基准价＋浮动价”价格机制签订和执行，电煤价格基本确定在平稳区间。由于电厂库存偏高、进口煤炭的冲击、非电需求还未释放等因素带来的煤炭供需变化，导致图表24：秦皇岛5500大卡动力煤价格（元/吨（2023.01.03-2024.05.22）图表25：印尼、澳洲、山西省5500大卡库提价格（元/吨（2023.01.03-2024.05.22）8006004000——印度尼西亚——澳大利亚——山西省9008007002023-012023-042023-0722023-012023-042023-072023-煤电单一制电价调整为两部制电价，电价端稳定保障盈利能力。2023年发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知（发改价格〔2023〕电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑P.13请仔细阅读本报告末页声明图表26：各省级电网煤电容量电价水平及容量电费测算省级电网①通过容量电价回收煤电固定成本比例（%）②容量电价（元/千③按4500小时测算容量电费（分/千瓦时，含税）天津冀北河北蒙西蒙东辽宁吉林黑龙江上海江苏浙江安徽福建江西河南湖北湖南重庆陕西新疆青海宁夏甘肃深圳广东云南海南贵州广西平均根据政策，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确根据国家能源局数据，2023年全国6000千瓦及以上电厂火电机组平均利用小时数4466小时，以近似值4500小时为测算基础得到各省容量电费情况，全国为2.6分/千瓦时，其中，湖南、重庆、四川、青海、云南、广西容量电费水平较高。随着燃料价格回归合理区间，电量电价会在现有基础上逐步下降至稳定水平，容量电价会随着煤电对电力系统的支撑调节作用增强会逐渐提升，综合电价将处于行业合理盈利P.14请仔细阅读本报告末页声明2.2依托集团煤电联营优势，火电盈利能2.2.1利用率：在运火电装机容量仅次于华能国际、利用小时数高图表27：2019-2023年公司火电装机量及增速图表28：2023年公司火电装机结构分布火电装机量（万千瓦）——同比增速（%）1.42%20%15%10%1.42%0%-5%-10%98.46%70.46%28.00%98.46%70.46%28.00%公司高度重视节能降耗工作，推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性持续推进综合能源转型，大力开拓综合能源市场，非煤非电收入显著增加。2023年公司火力发电机组平均供电煤耗为294.19克/千瓦公司火电机组利用效率显著高于其他同类发电企业。2023年，公司火电利用小时数为由于电源结构变化，导致电力局部性、阶段性供需紧张，火电机组利用率持续提升。图表29：2019-2023年火电利用小时数及同比增减图表30：2022-2023年公司火电/煤机/燃机利用小时数火电利用小时6000400030000-100060004000300002022P.15请仔细阅读本报告末页声明图表31：公司与全国、其他发电企业煤电利用小时数对比2022年2023年60006000400030000国电电力大唐发电全国华能国际华电国际2.2.2成本端：集团煤炭产能市占率高，保障公司燃料供需平稳2023年煤炭供需形势持续向宽松方向转变，公司深入挖潜增效，加大燃料成本管控，通过开展内部调剂等措施节约燃料成本。全年共采购原煤1.84亿吨，其中长协煤总量图表32：2021-2023年公司采购原煤量及长协煤占比图表33：2021-2023年公司入炉标煤量及单价采购原煤（亿吨）—左轴——长协煤占比（%）—右轴 98%97%96%95%94%93%92%91%90%89%88%入炉标煤量（亿吨）—左轴入炉标煤单价（元/吨）-右轴 980960940920900880860高于其他四大发电集团的煤炭产能水平，煤炭产销量占全国约18%，集团自产煤中长图表34：截至2022年底，五大发电集团火电装机容量、供电煤耗、煤炭产能情况国家能源华能集团华电集团大唐集团国家电投火电装机容量（亿千瓦）供电煤耗（克/千瓦时）煤炭产能（亿吨）-P.16请仔细阅读本报告末页声明公司煤炭业务以控参股三家煤炭企业开展，主要对应三座煤矿：同忻煤矿、察哈素煤矿、黄陵建庄煤矿。2023年，国电建投察哈素煤矿、晋能控股同忻煤矿、山西煤业黄陵建导致收入大幅下降的主要原因为是：2022年对察哈素煤矿计提的煤炭专项整治费用为降低察哈素煤矿复产时间不确定性对公司带来的持续影响，提高公司资产质量及盈利能力，公司拟向控股股东国家能源集团全资子公司西部能源公司，非公开协议转让公司图表35：2022-2023年公司控参股煤炭资产及收益情况地区控参股子公司煤矿权益比例2022年归属公司收益（亿元）2023年归属公司收益（亿元） 内蒙古国电建内蒙古能源有限公司察哈素煤矿50%8.73-4.89山西晋能控股煤业集团同忻煤矿山西有限公司同忻煤矿28%5.424.50 陕西陕西煤业集团黄陵建庄矿业有限公司黄陵建庄煤矿30%3.662.13合计17.81较去年同期基本持平，燃机上网电价为898图表36：2019-2023年火电上网电量及增速图表37：2023年公司平均/煤机/燃机上网电价40003500300008006000%40000-10%煤机上网电价（元/兆瓦时）燃机上网电价（元/兆瓦时）平均上网电价（元/兆瓦时）898.38926.21898.38592.65461.28438.88437.78461.73461.28438.88437.78373.5361.34公司火电机组主要聚焦沿江、沿海、沿线及电力负荷中心、特高压外送源头、一体化优势区域，发电量及售电价格均处于较高水平。电量方面，公司在江苏、安徽、浙江、江苏和浙江均属电力受端省，安徽是煤炭储量大、电力供需紧张的送受并举省；电价方面：除蒙西外，其余地区的燃煤标杆电价均高于电上网电价与当地燃煤标杆电价进行比较，除广东地区外，其他地区电价上浮空间图表38：2023年公司火电分地区上网电量及上网电价情况上网电量(亿千瓦时）上网电价（元/兆瓦时）燃煤标杆电价（元/兆瓦时）较标杆上浮（元/兆瓦时）上浮比例（%） 山东219.84498.05394.90103.152P.17请仔细阅读本报告末页声明上网电量(亿千瓦时）上网电价（元/兆瓦时）燃煤标杆电价（元/兆瓦时）较标杆上浮（元/兆瓦时）上浮比例（%）河北458.02364.4193.6125.7%415.30332.0183.2925.1%云南335.8082.1924.5%湖南46.97450.00109.77浙江415.31辽宁461.56375.6985.8722.9%海南429.79江西414.3091.9222.2%福建480.20393.20天津444.32365.5078.8221.6%444.71356.3563.1521.5%安徽464.40384.4080.0020.8%江苏726.89469.23391.0078.2320.0%广东42.68452.99图表39：2023年分地区火电上网电量（亿千瓦时）图表40：2023年分地区火电上网电价较标杆上浮（%）图表41：2020-2023年火电企业火电度电毛利润对比（元/千瓦时）国电电力华能国际华电国际大唐发电——上海电力——国投电力2020年2021年2022年2023年P.18请仔细阅读本报告末页声明3.1主要分布在四川大渡河、新疆开都河流域及公司大型水电资产主要位于四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流。公司水电项目分布在四川、新疆、辽宁、江西、浙江、安徽、福建、湖南等地区，除位于四川、新疆的大型水电资产外，其他地区有若干小水电。截至2023年底，公开都河流域水电开发有限公司（持股比例55.61%）、和禹水电开发公司（持股比例图表42：2019-2023年公司水电利用小时数及增减图表43：4500400045004000350030000-50045004000350030000图表44：2019-2023年公司水电上网电量及增速图表45：2021-2023年公司水电上网电价600水电上网电量（亿千瓦时）水电同比（%）0%-5%-10%水电上网电价（元/兆瓦时）——水电上网电价同比（%）2502452402352302252205%4%3%2%0%P.19请仔细阅读本报告末页声明占四川省水电资源总量的23.6%，在我国十三大水电基地中位居第五，电源点距四川域电站和12个其他流域电站，总装机1133.8万千的27%，发电量约占四川全社会用电量的五分之一，承担四川电网主要调峰调频任务，图表46：大渡河流域水电梯级开发平面图目前，公司在大渡河干流17座梯级电站中有8不在干流上）装机量占比总规划装机为63.35%；4座电站台机组投产；5座电站处于前期及核准中，分别为安宁、巴底、丹巴、老鹰岩一级、老图表47：国能大渡河干流电站开发情况水电站名称装机容量（MW)调节能力机组状态（预计首台机组）投产时间猴子岩日调节投产大岗山日调节投产瀑布沟季调节投产深溪沟日调节投产P.20请仔细阅读本报告末页声明水电站名称装机容量（MW)调节能力机组状态（预计首台机组）投产时间枕头坝一级日调节投产沙坪二级日调节投产龚嘴日调节投产铜街子日调节投产合计1109.8双江口年调节在建2025年底金川日调节在建枕头坝二级日调节在建沙坪一级日调节在建合计安宁日调节前期日调节前期丹巴日调节前期老鹰岩一级日调节前期老鹰岩二级42日调节核准合计大渡河年调节水库—双江口电站近年将投产，积极推进大渡河水风光一体化建设。双清洁能源示范基地为目标，全力推进大渡河水风光一体化基地纳入国家规划，构建以双在送出通道容量充足和省内电力需求增加的条件下，预计2026年大渡河座电站。考虑实际产能爬坡时间，假设2026年新增双江口其余五座电站（合计295万千瓦）中，老鹰岩二级水电站已获得核准，其余电站有望图表48：大渡河梯级电站投产装机量（万千瓦）图表49：大渡河梯级电站规划年发电量（亿千瓦时）2024年2026年规划8座水电站双江口电站投产金川、沙坪一级、枕头坝二级投产其余5座电站1109.820093.21109.820093.22952952024年2026年规划8座水电站双江口电站投产金川、沙坪一级、枕头坝二级投产其余5座电站484.224484.22477.0767.42127.2127.20200400600800P.21请仔细阅读本报告末页声明国能大渡河是公司主要水电资产，电站全部位于四川省内，属于省调电站，电量在省流，约占全省弃水电量的53%。根据国家能源报，2015-2019年国能大渡河下属公司大渡河流域弃水的原因与四川省内电网结构、电源点及负荷中心分布、调度机制等因素为省调直调厂，2020年大渡河流域水电装机容量2252%，该比例与“弃水”占比基本一致；二是川内另两条江河—雅砻江、金沙江流域②省内通道局部受限，外送通道能力不足：四川电网具有“强直弱交”特性，现有电网将面临局部网架季节性重载、部分负荷中流特高压线路都是直接外送，无法与省内地方电网连接。③流域上游缺完全年调节能力，其余电站多为调节能力弱的径流式水库。叠加省内通道受限，使得电力供需形势从“丰余枯平”转向“丰枯均缺”。川渝特高压交流工程将满足川西水电群和新能源并网送出需求，同时优化西南电网网“西电东送”从水电群到负荷中心的输电压力，还承担向华中、华东地区的送电任务，《四川省“十四五”能源发展规划》中提及要实施重要电网工程，一是提升电源侧汇集荷中心输电通道：建设川渝特高压交流网架，推进甘孜、阿坝、攀西等电源基地至省内负荷中心特高压交流工程，以及1000川渝电网特高压交流工程作为重点推进项目，为成渝地区双城经济圈建设提供坚强电力保障、增强甘孜、阿坝特高压交流站电力汇集能力，缓解川西水电送至成都等负荷中心通道瓶颈制约。川渝特高压工程建成后，西南电网的主网架电压等级将从500千伏提工程新建四川甘孜、天府南、成都东和重庆铜梁4座特高压变千伏安，新建双回特高压线路658公里P.22请仔细阅读本报告末页声明图表50：川渝特高压交流工程“Y”字形网架第二条川渝特高压交流工程于24年初开工，构建川渝特高压“之”字形网架。2024电工程）开工，阿坝特高压建成以后，将新增一条“西电东送”电力大通道，构建川渝特高压“之”字形网架，将阿坝地区电力外送通道能力提升至图表51：2025年四川省际联网工程规划示意图大渡河流域弃水减少叠加双江口电站投产在即，具备明确装机增量预期。随着四川省对西南电网网架结构基础设施、两条主要川渝特高压交流工程的建设推进，西南电网整体供电及安全运行能力将提升，将增加金沙江上游、大渡河上游电力送出通道，减少大P.23请仔细阅读本报告末页声明四川省水电根据丰枯季节划分，电价较基准电价上下浮动。根据《四川省发展和改革委员会关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知》（川发改价格〔2017〕水电电价较基准电价上下浮动：上网侧取消峰谷电价和火电丰枯电价政策，水电丰枯电价调整为枯水期电价上浮24.5%，丰水四川省调水电站部分具有独立批复电价，或按分类对应标杆电价。根据四川省发改委“季调节及不完全年调节”、“年调节及以上”水电分类标杆电价相应调整为每千瓦时日以后投产水电站。国能大渡河公司在2014年前投产的电站按照“还本付息电价”或 图表52：国能大渡河公司在大渡河干流电站的批复上网电价装机量（MW）上网电价（元/兆瓦时，含税13%）投产年份猴子岩大岗山瀑布沟深溪沟枕头坝一级沙坪二级龚嘴铜街子四川主网发电机组上网电量由优先发电量、市场电量两部分组成。根据四川省经济和信息化厅发布《2024年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》，2024年主网优先发电量总量为906.4亿千瓦时，其中，水电607.6亿千瓦时，燃机新机预留90亿千瓦时。水电优先发电量部分由电网按照各电动全额收购，参与市场电量部分按照电力市场交易方案形成市场电价进行交易。根据2022年四川省调度优先电量规模计划方案，水电优先发电量占总主网水电上网电量的2024年四川省内水电以年度交易为主，设置市场交易价格上下限。根据《四川省P.24请仔细阅读本报告末页声明图表53：2024年四川省内水电市场交易电价上下限四川省电力供需形势逐年收紧，市场化电价有望持续小幅上行。当前，四川能源发展35.9%。年度集中交易与年度双边交易同期进行，前者在一定程度上折射出双边市场的集中交易价格方面，2024年全年均衡/丰水期/平水期/枯水期的集中交易成交均价分别水期降价显著。分月成交均价来看，同水期不同月份丰水期价格差距较大，6月和10考虑到四川省经济总量的持续增长，用电需求急剧增加，用电负荷中心与水电送出通道能力的不匹配，以及近年水情不规律，导致2022-2023年四川省各个水期都出现了不国能大渡河净利润贡献度占比高，增强公司抗风险能力。从历年数据来看，大渡河流域水电项目盈利稳定，是公司业绩基本盘。2021年公司火电板块业由盈转亏，水电、对比五家水电上市企业度电利润，当前国能大渡河度电利润较低，但存在明显改善预期。对五家水电上市企业度电利润横向对比，2023年国能大渡河的度电利润为0.036元/千瓦时，盈利能力弱于长江电力、国投电力、华能水电，仅高于同在四川省内且为省调机组的川投能源，主要原因有上网电价较低、弃水导致利用小时数减少，这两点负P.25请仔细阅读本报告末页声明图表54：国能大渡河贡献净利润情况图表55：2019-2023年水电企业度电利润（元/千瓦时）40040056.0926.3326.3328.2518.6912.6414.0312.4114.357.83-18.45——长江电力——国投电力华能水电国电电力川投能源开都河水电基地是新疆四大水电基地之一，水能资源丰富，且处于南前已建成大山口、柳树沟、察汗乌苏水电站，在建有霍尔古吐、滚哈布奇勒水电站，分图表56：新疆开都河中游河段“两库七级”开发方案装机量（MW）调节能力开发阶段阿仁萨很托亥-年调节能力（龙头水库）前期哈尔嘎廷郭勒-日调节能力前期霍尔古吐426.5日调节能力2023年3月开工滚哈布奇勒日调节能力察汗乌苏日调节能力（调蓄水库）2008年投产柳树沟日调节能力2013年投产大山口日调节能力1992年投产产业金融研究院新疆装机容量最大的抽水蓄能项目—和静抽水蓄能电站，装机容量210万千瓦，与滚哈布奇勒水电站一同开工建设，是全国首个抽水蓄能与常规水电一体化开发运营的水电项目，两电站均属开都河公司建设管理。和静抽水蓄能电站与滚哈布奇勒水电站共用下与电站日常发电调节，因此滚哈布奇勒电站仅具有日调节性能。和静抽水蓄能电站建成后在新疆电网中主要承担电力系统调峰、填谷、储能、调务，两个项目的开发建设可共同带动开都河流域暨巴州北部千万千瓦级水光蓄储一体化P.26请仔细阅读本报告末页声明4.新能源高增长持续贡献利润，行业收益率趋向合理平稳4.1新能源电价平价化伴随上游降本增效，保障项目光伏、风电产业链价格持续下行，新能源发电成本优势进一步体现。由于多晶硅产能集中在2023年下半年翻倍扩产，供过于求导致价格大幅下跌，硅片库存积压严重，光伏产业链价格持续下降。根据索比光伏网据公开信息统计，一季度光伏组件定标规模超近20%。风电整机行业自平价时代后，开始加速大型化研发以及进行激烈的价格战，部分第三梯队整机企业在近两年内逐渐出清。根据风电头条风电项目数据库分析，2024年一季度陆上风电整机商中标均价的区间在1370电网收购办法更新、输配电建设提速，多方缓解新能源消纳问题。由于新能源不稳定的电源特性、渗透率的快速增加，全额消纳对电网系统造成电力安全隐患和系统运行成上网电量分为保障性收购电量、市场交易电量、临时调度电量，并对应三类电价。该政策是对电力市场化改革的进一步落实，可再生能源收购责任由“电网全部承担”变成“电力市场相关成员共担，电网进行最后兜底”，价格模式将从“由政府、电力市场及参与市场竞争。除从政策方面缓解消纳压力，电网也提高对输配电结构的建设速度，降匹配，其“自食效应”随着渗透率的快速增长而强化，对系统调节能力的需求、发电边际成本为零也使得新能源市场交易的电价预期偏低，叠加上游产业链成本下降的传导作现货比例较低：2023年，全国新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占总发电量的47.3%，其余基本由电网保量保价收购。而中长期电价由平价上网政策及燃煤电价中枢一季度，全国风电、光伏电源新增装机占总新增的89%，合理的电价机制和收益空间新能源项目提供利润增量，度电毛利润存在下行空间。从发电企业各电源度电毛利率渐趋近，但仍高于火电、水电度电毛利润水平，2023年风电、光伏度电毛利润分别为P.27请仔细阅读本报告末页声明展初期，保障性收购和电价补贴等支持政策，存量新能源项目保持高盈利水平，用较少的发电量占比贡献较高的利润占比。我们认为风电、光伏发电与水电有类似之处，一是两者的开发建设均与资源禀赋相关，二是发电边际成本基本均为零，长期看，在度电成本持续下降的趋势下，新能源项目度电毛利润存在下行空图表57：2020-2023年发电企业各电源度电毛利润（元/千瓦时）0.4100.3860.3340.3860.3340.2970.2680.1140.1160.0610.0270.0110.2860.2610.1120.1090.2882020年-0.0222020年-0.0222021年2022年2023年4.2公司资源获取能力较强，项目开发建设节奏体现良好成长性公司绿色低碳发展持续深化，新能源项目布局更加合理，主要分布在风光资源富集的北增长174.73%。2023年，公司全年获取新能源建设指标1674万千瓦，核准备案1528.8万千瓦，开工853.64万千瓦，新增装图表58：2019-2023年公司风电、光伏装机量及同比增速风电装机量（万千瓦）风电同比增速（%）光伏装机量（万千瓦）光伏同比增速（%）900800700600400300900800700600400300P.28请仔细阅读本报告末页声明略低于全国利用小时数水平。上网电价方面，2023年风电、光伏上网电价分别为图表59：2019-2023年公司风电、光伏利用小时数图表60：2021-2023年公司风电、光伏上网电价风电利用小时光伏利用小时900800600400300000风电上网电价（元/兆瓦时）光伏上网电价（元/兆瓦时）786.24526.93542.09523.6501.93526.93542.09523.6501.93480.88金融研究院作为国家能源集团主要发电上市平台之一，持续具备资源获取能力。国电电力、龙源电力为国家能源集团控股的两家重要发电上市平台，公司是集团常规能源发电企业整合分别占集团总装机量的15.5%、24.6%，具备集团股东加持的资源获取能力，新能源图表61：2023年国家能源集团风电装机分布图表62：2023年国家能源集团光伏装机分布15.5%集团其他部分38.3%龙源电力46.3%24.6%集团其他部分58.4%龙源电力17.0%证券产业金融研究院证券产业金融研究院P.29请仔细阅读本报告末页声明5.盈利预测与投资建议5.1盈利预测（1）火力发电：火力发电中包含燃煤、燃气发电和供热两部分，其中供热部分业务占电价方面：我们认为火电上网电价将随煤价回落逐渐下降至合理区间，但考虑火电是经济性最高的调节性电源以及两部制电价的实施，预计2024-2026年每年以毛利润方面，考虑上游煤价具备一定回落预期，火电在电力系统转型中具备灵活调节性能和“压舱石”作用，电价较燃煤标杆有望持续保持一定上浮空间；天然气业务稳定且对业绩影响极小，预计火电发电部分在2024-2026年毛利润率每年电价方面：我们认为在西南网架结构将完善、省内电力供需偏紧的趋势下，预计毛利润方面：随着大渡河弃水情况缓解，预计2024-2026年毛利润率每年增加1装机量方面：截至2023年底，公司新能源项目开工853.64万千瓦、核准备案电价方面：随着平价新能源项目比例的提高，综合上网电价将受到较为明显的冲毛利润方面：受上游降本增效速度放缓、优质资源减少、电价下降等因素影响，（4）煤炭方面：为降低察哈素煤矿复产时间不确定性对公司带来的持续影响，提高公司资产质量及盈利能力，公司拟向控股股东国家能源集团全资子公司西部能源公司，非公开协议转让公司持有的国电建投50%股权。本次交易以资产基础法评估，权益评估值为67.39亿元，拟为本次交易价格，若于今年完成资产交割，将P.30请仔细阅读本报告末页声明考虑投产时间及产能爬坡过程，当年新增装机发电效率按50%比例计算；因公司为央企电力集团控股上市公司，经营业务范围和所处行业较为固定，销售、图表63：主营业务板块盈利预测火力发电产品营收(亿元）-6.55%0.03%0.01%0.03%9.52%水力发电产品营收(亿元）2.37%3.82%4.04%48.75%49.75%50.75%新