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1、 证券研究报告|公司深度报告 2023 年 08 月 04 日 强烈推荐强烈推荐(首次)(首次)综合电力龙头,多极增长提速综合电力龙头,多极增长提速 周期/环保及公用事业 目标估值:NA 当前股价:3.74 元 公司公司各各发电发电板块有望实现多极增长板块有望实现多极增长:上网电价放开上网电价放开与与煤炭煤炭成本优化成本优化增厚火电盈增厚火电盈利,利,消纳消纳市场市场打通打通与与机组集中投产机组集中投产化解水电化解水电弃水弃水困境困境,一体化一体化大基地开发大基地开发与与装装机机高高目标指引目标指引为为新能源新能源业绩业绩再续新动力再续新动力。首次覆盖给予首次覆盖给予“强烈推荐强烈推荐”投资评
2、级投资评级。综合电力行业龙头,背靠国家能源集团。综合电力行业龙头,背靠国家能源集团。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,控股装机规模约 9738.10万千瓦,其中火电占比约 73.8%,水电约 15.4%,风电约 7.7%,光伏约 3.2%,此外公司还控制煤炭资源储量 26.81 亿吨。公司营收规模随资产整合维持较快增长,5 年间复合增速 26.4%,2022 年实现营收 1164.21 亿元,在高煤价的背景下通过集团间燃料成本控制成功扭亏为盈,实现归母净利 28.25 亿元。电价改革打开电价改革打开火电火电盈利空间,盈利空间,煤炭保供煤炭保供筑牢筑牢公司
3、公司成本优势成本优势。价格端,煤价高企导致火电企业连年亏损,2023 年多省中长期电价顶格 20%上浮,同时长协煤签约履约率也有所提升,保障火电企业合理收益。成本端,今年煤价中枢进入下行阶段,但煤炭季节性需求不平衡与长协煤均衡供应仍然存在矛盾;公司深挖燃料控价潜力,利用一体化产业协同作用基本实现高质量长协煤全覆盖。预计公司煤电机组盈利韧性有望得到强化。大渡河基建设施优化,化解大渡河基建设施优化,化解公司公司水电困局。水电困局。公司掌握大渡河流域稀缺水电资源,但消纳问题暂时制约水电板块盈利。2025 年川渝特高压线路的打通将打开当地高增用电需求所驱动的优质消纳市场,将弃水电量转换为上网电量,叠加
4、双江口等电站集中投产带来增发电量,公司水电盈利高增可期。加大风光项目投资力度,阔步转型清洁能源。加大风光项目投资力度,阔步转型清洁能源。公司新能源项目质量良好,盈利能力亮眼,在风机和光伏组件降价趋势下,新能源盈利规模有望扩大。公司明确“十四五”期间新能源装机 3500 万千瓦的目标,资本性支出逐步向新能源项目倾斜,2022 年全年获取风光开发资源 1947 万千瓦,新增风光装机315.29万千瓦,预计 2023年新能源前期基建支出达207.79亿元创历史新高;公司借助煤电机组的调峰资源,实施常规能源与新能源互补发展,风光大基地指标竞争优势明显。盈利 预测和估 值:盈利 预测和估 值:我们预计公
5、司 2023-2025 年归母净利润分别为71.51/86.11/103.46 亿元,EPS 分别为 0.40/0.48/0.58 元,当前股价对应 PE分别为 9.3x/7.7x/6.4x,首次覆盖给予“强烈推荐”投资评级。风险提示:风险提示:燃料成本燃料成本波动波动风险风险、上网电价波动、新能源上网电价波动、新能源扩容扩容进度不及进度不及预期预期等等。财务财务数据数据与与估值估值 会计年度会计年度 2021 2022 2023E 2024E 2025E 营业总收入(百万元)168185 192681 194822 197724 206493 同比增长 44%15%1%1%4%营业利润(百万
6、元)(1583)12296 20205 24202 28967 同比增长-115%-877%64%20%20%归母净利润(百万元)(1845)2825 7151 8611 10346 同比增长-170%-253%153%20%20%每股收益(元)-0.10 0.16 0.40 0.48 0.58 PE-36.1 23.6 9.3 7.7 6.4 PB 1.5 1.5 1.3 1.2 1.0 资料来源:公司数据、招商证券 基础数据基础数据 总股本(百万股)17836 已上市流通股(百万股)17836 总市值(十亿元)66.7 流通市值(十亿元)66.7 每股净资产(MRQ)2.6 ROE(TTM
7、)5.9 资产负债率 73.3%主要股东 国家能源投资集团有限责任公司 主要股东持股比例 50.68%股价表现股价表现%1m 6m 12m 绝对表现 1-3 5 相对表现-2 0 6 资料来源:公司数据、招商证券 相关相关报告报告 宋盈盈宋盈盈 S01 -20-Aug/22Nov/22Mar/23Jul/23(%)国电电力沪深300国电电力国电电力(600795.SH)敬请阅读末页的重要说明 2 公司深度报告 正文正文目录目录 一、综合电力行业龙头,背靠国家能源集团.6 1、风光水火协同发展,装机布局持续优化.6 2、业绩彰显稳健风范,经营性现金流充
8、沛.9 二、火电:电改打开盈利空间,成本节流得煤者胜.13 1、电力供需偏紧状态延续,突出火电托底作用.13 2、电价改革扩大浮动范围,考验成本控制能力.14 3、现货与长协煤价差收窄,煤炭保供势在必行.16 三、清洁能源:减碳排头兵,增效生力军.19 1、水电:灵活性优势突出,最先受益电价放开.19 2、新能源:一体化协同大势所趋,指标获取成为关键.22 四、推荐逻辑:火电基本盘牢固,清洁能源初试锋芒.26 1、降低煤价风险敞口,深化煤炭保供优势.26 2、提升火电资产质量,盈利修复弹性可期.27 3、大渡河基建设施优化,化解水电低回报困局.29 4、加大风光投资力度,阔步转型清洁能源.32
9、 五、盈利预测.35 六、风险提示.38 图表图表目录目录 图 1:国电电力历史沿革.6 图 2:国电电力股权结构(截至 2022/12/31).7 图 3:公司发电资产分布.8 图 4:国电电力装机规模变化(万千瓦).8 图 5:国电电力发电量及同比增速.8 图 6:公司前期基建总支出结构(亿元).9 图 7:公司风光装机量和清洁能源占比.9 图 8:公司历年营收及增速.10 图 9:公司历年归母净利润及增速.10 YYuX0USWlVwV9PcM6MoMmMmOnOeRrRzRfQmMpQ8OqQyQMYtPuNNZoOtQ 敬请阅读末页的重要说明 3 公司深度报告 图 10:公司毛利率及
10、净利率水平.10 图 11:公司费用率变化情况.10 图 12:公司历年折旧与减值情况分析.11 图 13:公司历年资产负债结构.11 图 14:公司分业务营收占比情况.11 图 15:公司分业务毛利率水平.11 图 16:公司历年现金流净额情况.12 图 17:可比公司历年 ROE 对比.12 图 18:公司现金分红总额及分红比例.12 图 19:公司每股股利(元,含税).12 图 20:2022-2023 年我国电力供需延续紧平衡态势.13 图 21:三峡水库蓄水量和水位变化.14 图 22:水力发电量降幅扩大(万千瓦).14 图 23:四川和云南电力供应高度依赖水电.14 图 24:20
11、22 年主要发电企业火电上网电价及增速(元/兆瓦时).15 图 25:2022 年主要发电企业电力业务毛利率与燃料成本占比的关系.16 图 26:现货煤与长协煤价格走势(元/吨).17 图 27:广州港印尼烟煤市场价格(Q4800)(元/吨).17 图 28:纽卡斯尔动力煤现货价(美元/吨).17 图 29:全国各月煤炭进口量(万吨).18 图 30:全国各月原煤产量(万吨).18 图 31:我国发电量结构预测.19 图 32:我国电力系统装机结构预测(GW).19 图 33:水电与风光互补平滑发电出力曲线.19 图 34:中国水电总装机容量领先全球.20 图 35:我国水电电源工程固定资产投
12、资情况.20 图 36:水电上网电价明显低于其他电源(元/兆瓦时).22 图 37:水电企业市场化交易占比总体偏低.22 图 38:中国风光度电成本已颇具竞争力(美元/兆瓦时).22 图 39:中国风光度电成本低于欧美印(美元/兆瓦时).22 图 40:五大六小发电集团新能源装机量及规划(万千瓦).23 敬请阅读末页的重要说明 4 公司深度报告 图 41:第一、二批风光大基地项目业主梳理(按规模,万千瓦).24 图 42:同行业公司度电燃料成本(元/千瓦时).26 图 43:同行业公司入炉标煤价格(元/吨).26 图 44:公司火电燃料费用关联交易及占比.27 图 45:公司长协煤采购量占比.
13、27 图 46:部分可比公司煤电机组构成(按容量).28 图 47:同行业公司平均供电煤耗(克/千瓦时).28 图 48:同行业公司煤电度电利润(元/千瓦时).29 图 49:公司市场化交易电量情况.29 图 50:大渡河流域及梯级水电开发平面图.29 图 51:2020 年我国弃水电量(亿千瓦时).30 图 52:同行业公司水电度电利润(元/千瓦时).30 图 53:同行业公司水电发电利用小时数(小时).30 图 54:2025 年四川省际联网工程规划示意图.31 图 55:川渝地区电力需求增速高于全国平均.31 图 56:2022 年水电行业公司水电装机规模(万千瓦).32 图 57:20
14、22 年水电行业公司水电发电量(亿千瓦时).32 图 58:同行业公司风电上网电价.33 图 59:同行业公司光伏上网电价.33 图 60:同行业公司风电利用小时数.33 图 61:同行业公司光伏利用小时数.33 图 62:公司新能源发电量与占比.33 图 63:公司新能源板块业绩贡献亮眼.33 图 64:2022 年公司前期基建支出构成.34 图 65:公司新能源项目储备与开发情况(万千瓦).34 图 66:国电电力历史 PE Band.38 图 67:国电电力历史 PB Band.38 表 1:国家能源集团旗下主要电力公司装机情况(截至 2022 年底).7 表 2:公司 2022 年在运
15、在建机组情况.9 表 3:2023 年主要省份电力交易均价与燃煤基准价对比(元/兆瓦时).15 敬请阅读末页的重要说明 5 公司深度报告 表 4:火电企业燃煤相关成本的主要影响因素.15 表 5:“十四五”期间部分地区水力发电行业相关规划.20 表 6:我国主要大型水电集团业务布局.21 表 7:我国水电定价模式变革.21 表 8:“十四五”规划九大清洁能源基地情况.23 表 9:沙戈荒大基地项目业主梳理.24 表 10:中国神华煤炭资源情况(单位:亿吨).26 表 11:国电电力 2021-2022 年子公司置出情况.27 表 12:国电电力 2021-2022 年资产置入情况.28 表 1
16、3:国电大渡河公司业绩对上网电价和弃水电量的敏感性分析(亿元).31 表 14:国电电力在建水电项目情况.32 表 15:销售收入结构预测.36 表 16:盈利预测简表.36 表 17:估值对比表.37 附:财务预测表.39 敬请阅读末页的重要说明 6 公司深度报告 一、一、综合电力行业龙头,背靠国家能源综合电力行业龙头,背靠国家能源集团集团 1、风光水火协同发展,装机布局持续优化风光水火协同发展,装机布局持续优化 国电电力经过三十载发展,已成为拥有业务遍及全国、资产规模领先的大型能源国电电力经过三十载发展,已成为拥有业务遍及全国、资产规模领先的大型能源企业集团。企业集团。公司的前身大连东北热
17、电发展股份有限公司成立于 1992 年,1997年在上海证券交易所上市,2000 年起,公司更名为国电电力发展股份有限公司。2002 年,公司在国家电力体制改革的背景下,正式并入中国国电集团公司。2009年,公司宣布了以新能源引领绿色转型的发展战略,标志着公司迈出从单一煤电业务向多元化能源业务转型的实质性步伐。2017 年,伴随国电集团与神华集团的重组,国电电力成为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。目前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,分布在全国 28 个省、市、自治区。截至2022 年底,公司资产总额 412
18、8.52 亿元,控股装机容量 9738.10 万千瓦,控制煤炭资源储量 26.81 亿吨,是中国最大的电力生产企业之一。图图 1:国电电力历史沿革国电电力历史沿革 资料来源:公司公告、招商证券 公司是国家能源集团的常规能源发电业务整合平台,有望受益于优质资产注入。公司是国家能源集团的常规能源发电业务整合平台,有望受益于优质资产注入。公司的控股股东为国家能源投资集团有限责任公司,持股比例为 50.68%;实际控制人为国务院国资委。国家能源集团拥有煤炭、电力、运输、化工等全产业链业务,产业分布在 10 余个国家和地区,是全球规模最大的煤炭生产公司、火力发电公司、风力发电公司和煤制油煤化工公司。国家
19、能源集团明确将国电电力作为其常规能源发电业务(包括火电、水电)整合平台,并承诺逐步将常规能源发电业务资产注入国电电力。同时,国家能源集团承继前原中国国电集团所作出的承诺,拟注入资产原则上须满足“以省或区域为单位、最近三个会计年度加权平均净资产收益率均值不低于 10%”的要求,一旦满足条件三年内即完成注资工作。截至 2022 年底,国家能源集团已上市装机主要来自国电电力、中国神华、龙源电力和长源电力,集团尚未证券化的发电资产合计为 112GW,占总装机的 38.8%,预计未来国电电力有望获得更多优质电力资产注入。敬请阅读末页的重要说明 7 公司深度报告 图图 2:国电电力股权结构(截至国电电力股
20、权结构(截至 2022/12/31)资料来源:公司年报、招商证券 表表 1:国家能源集团旗下主要电力公司装机情况(国家能源集团旗下主要电力公司装机情况(截至截至 2022 年底年底)火电火电 水电水电 风电风电 光伏光伏 发电资产合计发电资产合计 装机(万千瓦)占比 装机(万千瓦)占比 装机(万千瓦)占比 装机(万千瓦)占比 装机(万千瓦)占比 国电电力 7184 36.1%1496 80.1%746 13.9%313 19.1%9738 33.8%中国神华 4011 20.1%13 0.7%-6 0.4%4030 14.0%龙源电力 188 0.9%116 6.2%2619 48.7%189
21、 11.5%3111 10.8%长源电力 629 3.2%59 3.1%21 0.4%19 1.2%730 2.5%集团余量 7903 39.7%186 9.9%1986 37.0%1113 67.9%11186 38.8%国家能源国家能源 集团集团 19914 100.0%1868 100.0%5373 100.0%1640 100.0%28795 100.0%资料来源:各公司年报、招商证券 公司发电资产结构良好,遍布全国公司发电资产结构良好,遍布全国 28 个省、市、自治区,项目分布日趋合理。个省、市、自治区,项目分布日趋合理。火电资产方面,公司火电机组多分布于东部沿海地区、大型煤电基地或
22、靠近外送电通道,具有较强的来煤保障能力和市场竞争优势,公司拥有 60 万千瓦及以上煤电机组 68 台,占煤电装机容量 69.99%、100 万千瓦以上煤电机组 19 台,占煤电装机容量 26.58%。水电资产方面,公司水电以大渡河流域为重点,流域集控联调和梯级综合利用使盈利能力增强。新能源资产方面,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。截至 2022 年底,公司火电装机 7183.5万千瓦,其中 60 万千瓦及以上机组容量占比 69.99%
23、,100 万千瓦及以上机组容量占比 26.58%;水电装机 1495.66 万千瓦,占总装机的 15.4%;新能源装机容量 1058.94 万千瓦,占总装机的 10.9%。敬请阅读末页的重要说明 8 公司深度报告 图图 3:公司发电资产分布公司发电资产分布 资料来源:公司可持续发展报告、招商证券 图图 4:国电电力装机规模变化(万千瓦)国电电力装机规模变化(万千瓦)图图 5:国电电力发电量及同比增速国电电力发电量及同比增速 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 公司绿色低碳发展持续深化。公司绿色低碳发展持续深化。截至 2022 年底,公司清洁能源控股和权益装机规模分别达到
24、 2554.60/2099.19 万千瓦,占控股和权益装机总容量的比重分别为26.23%/39.54%,2022 年公司新能源产业快速发展,开发并购同步推进,全年获取资源 1947 万千瓦,核准备案 1620 万千瓦,开工 793.1 万千瓦,新增装机315.29 万千瓦,新能源发展“主力军”作用充分彰显。根据公司设定的目标,公司拟在“十四五”期间新增加 35GW 新能源装机,到 2025 年清洁能源装机比例达 40%。近年来公司加大绿电资本性开支力度,2022 年公司新能源前期基建支出达 197.97 亿元,同比增加 125.53%;公司 2023 年资本支出将维持在较高水平,计划资本性支出
25、 618.00 亿元,其中前期基建支出 481.75 亿元(207.79亿元用于新能源项目),新能源项目预留 2.36 亿元,与新能源有关的项目合计占整体资本性支出的 34.0%。02,0004,0006,0008,00010,00012,0002002020212022火电水电风电光伏-10%0%10%20%30%40%50%60%70%80%01,0002,0003,0004,0005,0002002020212022发电量(亿千瓦时,左轴)同比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 9 公司深度报告 图图 6:公司前期基建总支出结构(亿元)公司前期基建
26、总支出结构(亿元)图图 7:公司风光装机量和清洁能源占比公司风光装机量和清洁能源占比 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 表表 2:公司:公司 2022 年在运在建机组情况年在运在建机组情况 火电火电 水电水电 风电风电 光伏光伏 在运机组控股装机容量(万千瓦)7183.50 1495.66 745.93 313.01 在运机组权益装机容量(万千瓦)3210.13 1161.14 683.64 254.41 权益装机容量占比 44.69%77.63%91.65%81.28%在建机组装机容量(万千瓦)635.40 394.65-平均利用小时数(小时)5158 3751 2
27、245 1216 发电量(亿千瓦时)3883.30 561.03 166.70 22.52 上网电量(亿千瓦时)3665.08 556.70 161.85 21.82 资料来源:公司公告、招商证券 2、业绩彰显稳健风范,经营性现金流充沛业绩彰显稳健风范,经营性现金流充沛 整体来看:整体来看:公司营业收入从 2017 年的 598.33 亿元增长至 2022 年的 1164.21 亿元,2019、2021 和 2022 年营收分别大幅增加 78.04%/44.46%/14.56%,主要来自集团三次资产整合,其中 2019 年公司和中国神华以各自持有的相关火电公司股权及资产共同组建北京国电电力有限
28、公司并由公司持有 57.47%股权,2021年国家能源集团向公司置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等区域常规能源发电资产,2022 年公司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,资产整合后发电量的增长是营业收入增长的主要原因。公司净利润受售电价格和燃煤成本影响较大,2021 年归母净利亏损 18.45 亿元主要系煤炭价格高涨所致,2022 年公司扭亏为盈,归母净利 28.25 亿元,主要系售电均价较上年上升所致。0%10%20%30%40%50%60%0500202120222023E新能源项目水电项目火电项目其他项目新能源比重(右轴)0%5
29、%10%15%20%25%30%35%40%45%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,50020020202120222025E风光装机(万千瓦,左轴)清洁能源占比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 10 公司深度报告 图图 8:公司历年营收及增速公司历年营收及增速 图图 9:公司历年归母净利润及增速公司历年归母净利润及增速 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 毛利率和净利率均见底回升,费用管控能力优秀。毛利率和净利率均见底回升,费用管控能力优秀。公司毛利率和净利率在2017-2020 年较为稳定,2021
30、 年电煤采购成本大幅增加使全行业盈利能力遭受冲击,公司毛利率和净利率分别下降至 7.25%和-2.03%。2022 年电价上浮范围的打开使公司盈利能力见底回升,毛利率和净利率分别提高 6.23pct 和 5.60pct,盈利能力在同行业中表现出色,但由于煤价仍处于相对高位,毛利率仍不及 2021年以前的正常水平。公司费用管控能力优秀,2018 年以来期间费用率持续下降,主要由资金成本率下降以及子公司对外转让后合并范围缩减驱动。图图 10:公司毛利率及净利率水平公司毛利率及净利率水平 图图 11:公司费用率变化情况公司费用率变化情况 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 公
31、司资产结构和项目分布的改善已陆续反映到利润表中公司资产结构和项目分布的改善已陆续反映到利润表中,资产负债率有序提升,资产负债率有序提升。折旧与减值方面,2018 年公司计提了较高比例的折旧和减值,2020-2022 年固定资产折旧和资产减值损失均呈波动下降趋势,考虑到公司已基本落实落后机组的淘汰和高煤耗机组的改造升级工作,未来再次计提大额减值的可能性较小。随着公司资产质量不断优化、发电效率和成本控制能力增强,预计净利率还有进一步提升空间。资产负债率方面,基建投资的融资需求增加导致公司 2022 年长期借款和短期借款分别同比上升 13.35%和 13.88%,资产负债率升至 73.3%,同比提升
32、 1.2pct。-10%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%050,000100,000150,000200,000250,000营业收入/百万元(左轴)增长率/%(右轴)-300%-250%-200%-150%-100%-50%0%50%100%-3,000-2,000-1,00001,0002,0003,0004,000归母净利润/百万元(左轴)增长率/%(右轴)-5%0%5%10%15%20%25%2002020212022毛利率/%净利率/%0%2%4%6%8%10%12%14%20020202120222023Q1销售
33、费用率/%管理费用率(不含研发)/%财务费用率/%期间费率/%敬请阅读末页的重要说明 11 公司深度报告 图图 12:公司历年折旧与减值情况分析公司历年折旧与减值情况分析 图图 13:公司公司历年资产负债结构历年资产负债结构 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 分业务来看:分业务来看:电力产品贡献了公司的主要营业收入,2022 年公司火电发电收入为1643.78亿元,占总营收比重为85.31%;水力发电收入116.36亿元,占6.04%;新能源发电收入 89.05 亿元,占 4.62%;煤炭销售收入 47.26 亿元,占 2.45%。其中火力发电和新能源发电营收同比增长
34、迅速,同比增幅分别为 17.63%和24.16%,在发电量相对稳定的前提下,主要系 2022 年平均上网电价(438.88元/兆瓦时,同比+21.5%)大幅增加所致。纵向比较来看,2021-2022 年公司火电业务毛利率从-1.75%同比提升至 7.27%,水电和煤炭销售业务毛利率略有下降,新能源发电业务毛利率基本持平。横向比较来看,公司超一半的毛利润由毛利率水平较高的水电、新能源发电和煤炭销售业务贡献。图图 14:公司分业务营收占比情况公司分业务营收占比情况 图图 15:公司分业务毛利公司分业务毛利率率水平水平 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 公司融资能力强,现金
35、流量充沛。公司融资能力强,现金流量充沛。2017-2020 年公司经营活动产生现金流量净额呈上升趋势,2021 年触及低位后 2022 年强势反弹至 394.48 亿元,同比增加63.5%,系公司利润增加所致;投资活动产生的现金流出主要与基建投资持续增加有关,筹资活动产生的现金流出系融资规模增加导致带息债务较上年同期增加所致。考虑到公司加快清洁能源转型节奏,预计短期内公司投资现金流体量将继续提升。截至 2023Q1,公司在手现金较为充沛(货币资金共计 262.55 亿元,同比+79.41%,占总资产比例达到 6.21%),且信贷额度充足,因此公司不仅对流动债务的保障程度较高,而且也有较充裕的举
36、债空间以满足投资活动所需。-10%0%10%20%30%-5,00005,00010,00015,00020,00025,0002002020212022固定资产折旧(百万元,左轴)资产减值损失(百万元,左轴)固定资产折旧/营业收入(右轴)资产减值损失/营业收入(右轴)60%62%64%66%68%70%72%74%76%78%2002020212022资产负债率/%带息负债率/%(右轴)0%20%40%60%80%100%2002020212022电力产品煤炭销售其他-10%0%10%20%30%40%50%60%70%80%
37、20212022火力发电水力发电新能源发电煤炭销售 敬请阅读末页的重要说明 12 公司深度报告 图图 16:公司历年现金流净额情况公司历年现金流净额情况 图图 17:可比公司历年可比公司历年 ROE 对比对比 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 ROE 回正并稳居行业第一梯队,注重股东回报。回正并稳居行业第一梯队,注重股东回报。2022 年公司受益于主营火电业务扭亏为盈,加权平均净资产收益率为 6.09%实现由负转正,领先同行业可比公司。公司持续完善利润分配政策并更加明确对股东回报的合理规划,按照公司章程中规定的利润分配政策,每年以现金方式所分配的利润不得少于当年可分
38、配利润总额的 30%。尽管 2021 年公司因净利润为负而未进行利润分配,但其采用集中竞价交易的方式实施了 12.59 亿元的股份回购计划,回购资金视同现金分红;2022 年公司更是抛出每股派发现金红利 0.10 元的方案,合计派发 17.84 亿元,为近年来最高水平。图图 18:公司现金分红总额及分红比例公司现金分红总额及分红比例 图图 19:公司每股股利(元,含税)公司每股股利(元,含税)资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 -50,000-40,000-30,000-20,000-10,000010,00020,00030,00040,00050,000201720
39、0212022经营现金流净额/百万元投资现金流净额/百万元筹资现金流净额/百万元-15%-10%-5%0%5%10%2002020212022华能国际大唐发电中国电力华电国际国电电力0%10%20%30%40%50%60%70%80%0500212022现金分红总额(亿元,左轴)现金分红比例(右轴)0.000.020.040.060.080.100.0022 敬请阅读末页的重要说明 13 公司深度报告 二、二、火电:电改打开盈利空间,成本节流得煤者胜火电:电改打开
40、盈利空间,成本节流得煤者胜 1、电力供需偏紧状态延续,突出火电托底作用电力供需偏紧状态延续,突出火电托底作用 全国电力供需全国电力供需延续延续紧平衡态势,紧平衡态势,局部地区用电峰值时段存在局部地区用电峰值时段存在缺口缺口。从总量来看,2023 年全国发电量和用电量逐渐进入平稳增长阶段。发电侧,1-5 月累计发电量34216 亿千瓦时,累计同比增长 3.90%;用电侧,1-5 月全国全社会用电量 35325亿千瓦时,同比增长 5.2%。然而,气候气象因素在电力供需中的作用越来越重要,进入到夏季,全国大部分地区气温偏高,华东、华中、新疆等地可能出现阶段性高温热潮,华北、华东、华中、西南电网区域电
41、力供需紧张,能源保供形势依然严峻。根据2023 中国电力供需分析报告,今年全国夏季最大电力负荷将达到 13.7 亿千瓦,比去年增加 8000 万千瓦左右,同比增长 6.5%;冬季全国最大负荷为 12.8 亿千瓦左右,夏冬“双高峰”特征显著。根据中电联预测,若今年出现长时段大范围极端气候,全国最高用电负荷将比去年继续增加 1 亿千瓦左右,相当于增加 30150 吨标准煤需求。图图 20:2022-2023 年我国电力供需年我国电力供需延续紧平衡态势延续紧平衡态势 资料来源:国家能源局、国家统计局、中电联、招商证券 多地来水偏枯导致水电发电量降幅扩大,火电及时补位。多地来水偏枯导致水电发电量降幅扩
42、大,火电及时补位。2022 年汛期来水不足,导致 2023 年初水电梯级蓄能同比减少,加上今年以来川滇等地来水偏枯,水电发电量降幅扩大,主要水库水位和蓄水量下降。截至 2023 年 6 月 30 日,长江上游乌东德水库来水总量约 329.07 亿立方米,较上年同期偏枯 22.89%;三峡水库来水总量约 1236.23 亿立方米,较上年同期偏枯 30.27%。国家统计局数据库的数据显示,5 月四川省水力发电量同比下降 24.4%,比 4 月下降 11.9%的降幅继续扩大;云南省水力发电量同比下降 43.1%,也比 4 月下降 41.9%的降幅继续扩大;1-5 月五大水电大省(川、滇、鄂、黔、桂)
43、均出现水电产能下滑现象。随着主汛期的到来,三峡水库水位及蓄水量同环比均有所上升:截至 2023 年 7月 31 日,三峡水库水位为 159.47 米,同比上涨 6.83%;蓄水量 258 亿立方米,同比上涨 33.68%。根据国家气候中心的预测,今年汛期(5 月至 9 月)我国气候状况总体略差于去年,旱涝并重,区域性和阶段性旱涝灾害明显,降水的时间和空间不均性增强,极端天气气候事件如暴雨、高温、干旱等频繁发生。火电是-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,000全社会用电量(亿千瓦时,左轴)全国发电量
44、(亿千瓦时,左轴)用电量同比(右轴)发电量同比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 14 公司深度报告 枯期保供、汛期调节最直接的选项。若后续水力发电能力不足,火力发电将成为弥补电力缺口的主要力量。图图 21:三峡水库三峡水库蓄水量和水位蓄水量和水位变化变化 资料来源:Wind、招商证券 图图 22:水力发电量水力发电量降幅扩大降幅扩大(万千瓦万千瓦)图图 23:四川和云南四川和云南电力供应高度依赖水电电力供应高度依赖水电 资料来源:iFinD、招商证券 资料来源:国家统计局、招商证券 2、电价改革扩大浮动范围,考验成本控制能力电价改革扩大浮动范围,考验成本控制能力 为应对为应对全国范围内全国范围内
45、可能可能存在存在的的缺电缺电风险风险,国家层面已开始对能源电力的顶层设计,国家层面已开始对能源电力的顶层设计进行调整进行调整。2021 年 10 月,国家发改委印发关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知,将煤电电价在基准价基础上上下浮动的范围由最高下浮15%/上浮 10%扩大到上下浮 20%(高耗能企业可超过 20%),同时要求工商业用户必须全部进入电力市场,未进入电力市场的用户由电网企业代购电。2022年 1 月,国家发改委进一步印发关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见,要求 2025 年初步建成全国统一的电力市场体系,进一步优化电力资源配置。在 2022 年,国家发改委、国家
46、能源局先后出台关于加快推进电力现货市场建设工作的通知、电力现货市场基本规则(征求意见稿)、电力现货市场监管办法(征求意见稿)等政策文件。上述政策的发布,将使电价形成机000200250300350400450三峡蓄水量(亿立方米,左轴)三峡水位(米,右轴)-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%0500300350400450云南水力发电量四川水力发电量云南水力发电量同比(右轴)四川水力发电量同比(右轴)0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%05001,0001,5002
47、,0002,5003,0003,5004,000四川云南湖北贵州广西2022年水力发电量(亿千瓦时,左轴)水电占当地发电量比重(右轴)敬请阅读末页的重要说明 15 公司深度报告 制更加适应新能源占比提升的新型电力体系。随着电价随着电价市场化改革市场化改革得到各地政府的确认落地,得到各地政府的确认落地,2022-2023 年各地区电力市场交年各地区电力市场交易价格维持上浮易价格维持上浮状态状态,保障火电企业的合理收益。,保障火电企业的合理收益。电价改革新规开始实施后,多个省区的电价出现了明显的上升趋势,在 2022 年,多地的长协成交价格相较于基准价达到 20%的顶格上浮,说明电力改革成效显著。
48、与此同时,各主要上市电力企业如华能国际、华电国际、国电电力、中国电力、大唐发电、华润电力、申能股份、浙能电力、上海电力、桂东电力、内蒙华电、京能电力等燃煤发电机组上网电价基本实现上涨 20%的水平,从而有效提高了电力业务收入,对火电行业的持续发展与业绩提升也起到促进作用。2023 年 1-6 月,许多地区市场交易电价延续上浮趋势,随着未来市场化改革不断推进,火电燃煤成本有望继续向工商业用户疏导。图图 24:2022 年主要年主要发电发电企业火电上网电价及增速(元企业火电上网电价及增速(元/兆瓦时)兆瓦时)资料来源:各公司公告、招商证券 表表 3:2023 年年 1-6 月月主要省份电力交易均价
49、与燃煤基准价对比(元主要省份电力交易均价与燃煤基准价对比(元/兆瓦时)兆瓦时)省份省份 2023 年均价年均价 燃煤基准价燃煤基准价 上浮幅度上浮幅度 云南省 376.7 335.8 12.18%福建省 449.5 393.2 14.32%广西省 491.61 420.7 16.86%江苏省 466.64 391 19.35%广东省 553.88 463 19.63%浙江省 497.73 415.3 19.85%海南省 515.76 429.8 20.00%陕西省 516.76 354.5 20.00%资料来源:各省电力交易中心、北极星电力网、招商证券 火电企业之间的业绩区分度火电企业之间的业
50、绩区分度部分反映在燃煤成本的控制能力部分反映在燃煤成本的控制能力上上。火电企业的燃煤成本占企业总成本的七成到八成左右,燃料成本的高低对火电企业盈利能力起着关键性影响;而目前动力煤到电价的成本传导能力依然相对有限,因此燃煤成本的优化管理是缓解经营压力、实现竞争突围的首要途径,其中燃煤采购环节是燃煤成本控制的起点与核心。火电企业通过加强与上下游企业的合作,可以在保证煤炭质量的前提下降低成本,对于提高经济效益起到事半功倍之效用。表表 4:火电企业燃煤火电企业燃煤相关相关成本的主要影响因素成本的主要影响因素 节点节点 因素因素 具体内容具体内容 0%5%10%15%20%25%30%010020030
51、0400500600华能国际 华电国际 国电电力 中国电力 大唐发电 申能股份 浙能电力 上海电力 桂东电力 内蒙华电 京能电力2021上网电价2022上网电价同比增速(右轴)敬请阅读末页的重要说明 16 公司深度报告 采购 采购价格 由燃煤采购单价和运杂费等构成,分为长协煤和市场煤 采购数量 保障生产经营燃煤需求用量前提下,尽可能的控制控制采购数量,并在煤炭价格之间取得平衡点,以达到降低采购成本的效果 运输方式 一般运输费用为海运大于铁路运输大于公路运输 结算方式 选择预付煤款、合同订购延后付款、现金或承兑汇票付款等不同结算方式,对降低企业财务成本也会产生较大影响 指标 利用效率 单位发电或
52、供电煤耗率与总燃料成本呈正相关关系 燃煤质量 选择适合锅炉燃烧性能的性价最高的煤种来降低燃煤成本;煤质的好坏影响锅炉的出力和发电效率 运营 燃料管理 加强燃煤效能监察,加强配煤掺烧工作,优化机组调度,加大机组技术改造力度以及维护检修 资料来源:关于火电企业燃料成本控制问题的浅析与探讨、关于火电企业燃料采购成本管控的探讨、招商证券 图图 25:2022 年年主要主要发电发电企业企业电力电力业务毛利率与燃料成本业务毛利率与燃料成本占比的关系占比的关系 资料来源:各公司公告、招商证券 3、现货与长协煤价差现货与长协煤价差收窄收窄,煤炭保供势在必行,煤炭保供势在必行 煤炭市场价格机制不断完善,煤炭市场
53、价格机制不断完善,长协煤政策的实施为火电上游保供提供有力支持。长协煤政策的实施为火电上游保供提供有力支持。2022 年受国际地缘政治冲突和气候异常的综合作用,能源危机愈演愈烈,全球煤炭消费回暖,导致国际煤炭市场价格大幅震荡。从煤炭价格出现异动以来,在煤炭价格调控监管等一系列举措的共同推动下,2022 年国内煤炭市场保持平稳态势。供应量方面,全国煤炭产量显著增加,2022 年全国原煤产量达到 44.96 亿吨,同比增速达 9%。煤价方面,为稳定煤价,国家发展改革委于 2021 年 12 月起草了2022 年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿),明确了“基准价+浮动价”的定价机制不变,实行
54、月度定价,调整区间在 550-850 元之间,其中下水煤合同基准价暂按 5500 大卡动力煤 700 元/吨签订;非下水煤合同基准价按下水煤基准价扣除运杂费后的坑口价格确定;2022 年 2 月,国家发展改革委印发关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知,再次明确了煤炭(动力煤)中长期交易价格的合理区间,进一步加强电煤中长期合同签订、履约和监管工作,并要求电煤中长期合同实现发电供热企业全年用煤量签约、电煤中长期合同月度履约率以及执行国家电煤中长期合同价格政策的“三个 100%”。20%30%40%50%60%70%80%90%100%-10%-5%0%5%10%15%20%25%发电业务毛利率
55、(左轴)燃料成本占所在业务板块总成本比例(右轴)敬请阅读末页的重要说明 17 公司深度报告 2023 年煤价年煤价承压下行承压下行,长协煤和现货煤价差长协煤和现货煤价差出现缩小迹象出现缩小迹象,从而提高,从而提高长协煤履长协煤履约积极性约积极性。进入 2023 年,国内煤炭产能的释放以及进口煤的增加使煤炭市场价格开始下行:1-5 月,全国原煤累计产量 19.1 亿吨,同比增长 4.8%;进口煤炭1.8 亿吨,同比增长 89.6%,煤炭供应继续保持较快增长。截至 7 月底,秦皇岛动力煤(Q5500)市场价格 855 元/吨,较 2022 年 10 月 25 日的高点 1599 元/吨下滑 46.
56、5%;广州港印尼烟煤(Q4200)市场价格 645 元/吨,较 2022 年 9月 29 日的高点 955 元/吨下跌 32.5%;纽卡斯尔动力煤现货价为 131.0 美元/吨,较 2022 年 12 月 9 日的高点 416 美元/吨下滑 68.5%。库存方面,截至 6 月底,全国 55 港动力煤库存共计 5683.4 万吨,年同比增加 340 万吨,CBMI 煤炭库存指数四连升至近五个月以来的最高;因此受到煤炭库存持续高位的影响,迎峰度夏还不足以对煤价上涨形成有效的支撑,预计 2023 年煤炭市场供需形势较去年将有所缓解,煤炭价格中枢将有所下移。受益于煤价下行,各火电企业在 2023H1迎
57、来盈利反转。从现货煤和长协煤的价差来看,2023 年 7 月底秦皇岛动力煤现货平仓价比年度长协价高出 149 元/吨,相比于 2022 全年平均价差 183.86 元/吨已有显著收窄,长协煤兑现率有望提升。图图 26:现货煤与长协煤现货煤与长协煤价格价格走势走势(元元/吨吨)资料来源:Wind、招商证券 图图 27:广州港印尼烟煤市场价格(广州港印尼烟煤市场价格(Q4800)(元(元/吨)吨)图图 28:纽卡斯尔动力煤纽卡斯尔动力煤现货现货价(美元价(美元/吨)吨)资料来源:Wind、招商证券 资料来源:Wind、招商证券 02004006008001,0001,200平仓价(现货):CCTD
58、秦皇岛动力煤(Q5500)年度长协价:CCTD秦皇岛动力煤(Q5500)02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,000Jan-20Apr-20Jul-20Oct-20Jan-21Apr-21Jul-21Oct-21Jan-22Apr-22Jul-22Oct-22Jan-23Apr-23Jul-230500300350400450500Jan-20Mar-20May-20Jul-20Sep-20Nov-20Jan-21Mar-21May-21Jul-21Sep-21Nov-21Jan-22Mar-22May-22Jul-22Sep-2
59、2Nov-22Jan-23Mar-23May-23Jul-23 敬请阅读末页的重要说明 18 公司深度报告 图图 29:全国各月煤炭进口量(万吨)全国各月煤炭进口量(万吨)图图 30:全国各月原煤产量(万吨)全国各月原煤产量(万吨)资料来源:iFinD、招商证券 资料来源:iFinD、招商证券 随着电煤中长期合同全覆盖政策深入推进,火电企业以长协煤为主的采购格局逐渐形成,且现货价与长协价差的收窄有助于提升长协煤履约积极性,火电企业通过长协可以让燃料成本更加可控。同时,电煤季节性需求不平衡与长协煤均衡供应仍然存在矛盾,长协煤季节性缺口问题仍有待解决。对于拥有对于拥有年度长协高质量年度长协高质量全
60、覆盖全覆盖的的厂商而言,煤电机组盈利厂商而言,煤电机组盈利的韧性的韧性有望得到强化有望得到强化。-100%0%100%200%300%400%500%600%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0--------042023-05煤炭:进口量:合计:当月值进口同比(右轴)05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,
61、00045,0003月4月5月6月7月8月9月10月 11月 12月200222023 敬请阅读末页的重要说明 19 公司深度报告 三、三、清洁能源:减碳排头兵,增效生力军清洁能源:减碳排头兵,增效生力军 1、水电:灵活性优势突出,最先水电:灵活性优势突出,最先受受益电价放开益电价放开 水力发电水力发电在我国的能源结构中在我国的能源结构中占据重要地位占据重要地位,“双双碳碳”背景下背景下与风光协同作用与风光协同作用可可保障电力系统保障电力系统平稳运行平稳运行。双碳背景下的未来能源系统将会由可再生能源占主导,2022 年我国可再生能源在电源结构中所占的比重为 30.71%,
62、其中水电几乎占据半壁江山;而根据相关规划,2030 年我国可再生能源占比将达 50%,现阶段仍有较大提升空间。我国电力系统最终发展方向是实现零碳电力能源对排碳电力能源的彻底替代。水电具有调节速度快、能源可存储等优点,可以发挥基荷能源的作用,与风光协同能有效缓解间歇性能源出力波动问题,保障电力系统安全稳定,预计水电将来会在新型电力系统中与风光三足鼎立。图图 31:我国发电量结构预测我国发电量结构预测 图图 32:我国我国电力系统装机电力系统装机结构预测结构预测(GW)资料来源:EIA、招商证券 资料来源:EIA、招商证券 图图 33:水电与风光互补平滑发电水电与风光互补平滑发电出力曲线出力曲线
63、资料来源:Nature Sustainability、招商证券“十四五”时期水电装机规模“十四五”时期水电装机规模高歌猛进高歌猛进。到 2022 年底,我国水电装机规模累计达到 4.135 亿千瓦,居世界首位。2019-2022 年我国水电固定资产投资额维持高位,水电电源工程每年完成投资 800 亿元以上。我国政府非常重视水电开发,将水电开发任务纳入国家和地方发展五年规划,以西南地区、黄河上游等重点流域为重点,开发建设水电站。根据中国水电发展远景规划,到 2030 年水电装机容0%20%40%60%80%100%20202025E2030E2035E2040E2045E2050E液态燃料天然气
64、煤炭核电水电风电光伏其他可再生能源004000500020202025E2030E2035E2040E2045E2050E液态燃料天然气煤炭核电水电风电光伏其他可再生能源储能 敬请阅读末页的重要说明 20 公司深度报告 量约为 5.2 亿千瓦,其中,常规水电 4.2 亿千瓦,抽水蓄能 1 亿千瓦,水电开发程度约 60%。图图 34:中国中国水电总装机容量水电总装机容量领先全球领先全球 图图 35:我国水电电源工程固定资产投资我国水电电源工程固定资产投资情况情况 资料来源:IHA、招商证券 资料来源:中电联、国际能源网、招商证券 表表 5:“十四五”期间“十四五”期间部分部
65、分地区地区水力发电行业水力发电行业相关规划相关规划 省份省份 主要规划主要规划 四川 着力优化水电结构,优先建设季以上调节能力水库电站,统筹推进流域综合管理,发挥水电站在防洪、蓄水保供、水生态保护等方面综合作用,深化大渡设,开工建设旭龙、岗托、奔子栏、孟底沟、牙根二级、丹巴等水电河流域水电综合管理试点。建成白鹤滩、苏洼龙、两河口、杨房沟、双江口、硬梁包等水电站,继续推进叶巴滩、拉哇、卡拉等电站建站。“十四五”期间核准建设规模 1200 万千瓦以上,新增投产水电装机规模 2400 万千瓦左右。湖北 新增常规水电装机 50 万千瓦,2025 年水电装机达到 3800 万千瓦;以存量大中型水电站、中
66、型抽水蓄能和一定规模储能设施为基础,布局建设一批风光水储新能源百万千瓦基地,实现打捆上网,提高新能源电量比例。贵州 优化发展水电,对具备条件的小水电站实施绿色改造。加快推进抽水蓄能前期工作;依托已有的大型水电基地,打造乌江、北盘江、南盘江、清水江水风光一体化千万千瓦级可再生能源开发基地。到 2025 年,新能源与可再生能源发电装机 6546万千瓦,其中水电装机 2281 万千瓦。云南 持续优先开发水电。积极推动金沙江、澜沧江国家大型水电基地建设,确保乌东德、白鹤滩、托巴水电站等续建电站全部建成投产。加快提高金沙江下游电源支撑能力,协调国家电网争取溪洛渡水电站右岸机组增发。“十四五”期间,全省新
67、增水电装机 1110 万千瓦。广西 深度开发水电。积极推进大藤峡等在建大中型水利水电项目建设投产,推进红水河干流水电及其他主要河流水电梯级扩机工程,加快开工建设龙滩水电站 8、9 号机组和八渡水电站等。引导小水电规范发展和合理退出,推进绿色改造和现代化升级。“十四五”期间,确保全区新增水电并网装机 110 万千瓦,力争达到 200 万千瓦。广东 加快建设抽水蓄能电站。建成梅州、阳江抽水蓄能电站、开工建设云浮水源山、肇庆浪江、汕尾三江口、惠州中洞、河源岑田、梅州二期、阳江二期、茂名电白等抽水蓄能电站。“十四五”时期新增抽水蓄能电站装机容量 240 万千瓦。福建 建成厦门、永泰、周宁等抽水蓄能电站
68、,加快建设云霄抽水蓄能电站;推进仙游木兰、永安、华安、古田溪一级共计 400 万千瓦抽水蓄能电站前期工作开展,力争“十四五”期间全部开工建设形成布局合理、容量充足、结构优化的调峰电源。到2025 年,全省电力规划装机达 8500 万千瓦,其中水电 1200 万千瓦。湖南 积极推进存量水电站优化升级,充分发挥水电既有调峰潜力,挖掘已建水电站扩机增容潜力,支持淋溪河、金塘冲、鱼潭(辰溪县)等梯级水电站开发建设。重点推动五强溪水电扩机工程、犬木塘水库水电站建设,确保五强溪水电扩机工程“十四五”期间建成投产。大力推动抽水蓄能电站建设,力争平江抽水蓄能电站 2025 年投运 1 台机组。到 2025 年
69、,可再生能源发电装机规模达到约 4450 万千瓦,其中水电 1800 万千瓦。资料来源:政府网站、北极星水力发电网、国际能源网、招商证券 水电行业水电行业具有明显的区域属性具有明显的区域属性,水电水电开发开发已经较为成熟已经较为成熟,优质水电资源稀缺。优质水电资源稀缺。根据国家发改委 2005 年发布的全国水利资源复查结果,我国水电资源技术可开发装机 5.42 亿千瓦,经济可开发量 4.02 亿千瓦;截至 2023 年第一季度末,我国水电装机容量达 4.15 亿千瓦(常规水电 3.68 亿千瓦,抽水蓄能 4699 万千瓦),常规水电逐渐接近经济可开发容量上限,待开发水利资源主要集中在西南地区。
70、正在开发和将开发水电站中,装机 500 万千瓦以上水电站增量近乎为零,且水电资产具有前期投入大、建设周期长、技术难度高、行政审批复杂等特点,因此优29%8%8%6%4%4%4%2%2%33%中国巴西美国加拿大俄罗斯印度日本挪威土耳其其他-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%02004006008001,0001,200水电电源工程完成投资(亿元)同比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 21 公司深度报告 质大水电具有较强的稀缺性。目前我国各大水电基地的流域开发归属权已完成 分配,三峡集团、大唐集团、华电集团、华能集团、国家电投和国家能源等央企的地域壁垒稳固。表表
71、 6:我国主要大型水电集团:我国主要大型水电集团业务布局业务布局 公司名称公司名称 区域布局区域布局 水电业务情况水电业务情况 长江电力 四川、云南等 为全球最大的水电上市公司,水电总装机容量 7179.5 万千瓦(截至 2022 年底),拥有乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝等六座水电站。大唐集团 贵州、四川等 水电总装机容量 2716.33 万千瓦(截至 2021 年底),拥有我国已建成投产发电的最大水电站之一的大唐龙滩水电站。华电集团 贵州、四川等 水电总装机容量 2741 万千瓦(截至 2020 年底),拥有乌江水电、金沙江上游水电、怒江水电、福建区域水电、四川区域水电、西藏
72、区域水电、石龙坝发电厂。华能集团 云南、四川等 水电总装机容量 2756 万千瓦(截至 2021 年底),澜沧江上游、雅江中游、雅江下游水电前期工作扎实推进,三大水电基地形成建成一批、启动一批、储备一批的良性滚动发展格局;巩固加强西南战略性水电资源开发优势,在澜沧江流域开展国家级风光水储一体化清洁能源基地建设。国家电投 青海、湖南等 水电总装机容量 2462.71 万千瓦(截至 2022 年底),以黄河上游流域、湖南沅水流域为重点,有序推进流域梯级水电站的开发建设;资产主要分布在中国青海、湖南等 14 个省区,承担了中国 13 大水电流域基地中 2 个(黄河上游、湘西)流域基地开发任务。国家能
73、源 四川 水电总装机容量 1868 万千瓦(截至 2022 年底),拥有龚嘴、瀑布沟、深溪沟、大岗山、猴子岩、双江口、金川等水电站;推动大渡河、金沙江流域以及青海、西藏、新疆等地水电项目发展,有序推进抽蓄电站开发。资料来源:各公司社会责任报告/可持续发展报告、招商证券 水电电价低于其他电源,预计在电价市场化进程中率先受益。水电电价低于其他电源,预计在电价市场化进程中率先受益。据行业重点上市公司电价统计,煤机/燃机/风电/光伏/水电 2022 年上网电价平均分别为 0.45/0.78/0.52/0.50/0.26 元/度。得益于较低的度电成本,水电上网电价低于其他电源。我国水电上网电价的定价机制
74、主要有市场化定价、落地电价倒推、成本加成法和标杆电价等。在电力供需偏紧的背景下,落地电价倒推和市场化定价的方式存在较大的价格上涨弹性。与综合性发电企业相比,水电企业合同售电和保障性收购占比较高,市场化交易比例仍有较大提升空间,预计受益于电价市场化的业绩弹性较强。表表 7:我国水电定价模式变革我国水电定价模式变革 时间时间 政策名称政策名称 主要内容主要内容 2014.1 关于完善水电上网电价形成机制的通知 跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定;省内上网电价实行标杆电价制度;建立水电价格动态调整机制;鼓励通过竞争方式确定水电价格;逐步统一流域梯级水电站上网电价。2015.5 关于完善跨省跨区电能
75、交易价格形成机制有关问题的通知 跨省跨区送电由送电、受电双方协商价格。向家坝、溪洛渡水电站送上海落地电价为每千瓦时 0.4386 元,送浙江为每千瓦时 0.4513 元,送广东为每千瓦时 0.4695 元;雅砻江公司锦屏一级、锦屏二级、官地梯级水电站送江苏落地电价为每千瓦时 0.4236 元。2017.10 关于促进西南地区水电消纳的通知 调整富裕水电消纳的价格机制;研究完善跨省跨区域输配电价机制。指导云南省适时合理调整输配电价结构,采取两部制等方式实现增送电量输电费用下降,增加西南水电在受端地区竞争力。2019.5 国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知 重大水利工程建设基金征收标准降低
76、 50%形成的降价空间(市场化交易电量除外),全部用于降低一般工商业电价。因增值税税率降低到 13%,省内水电企业非市场化交易电量、跨省跨区外来水电和核电企业(三代核电机组除外)非市场化交易电量形成的降价空间,全部用于降低一般工商业电价。2021.5 国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知 进一步完善省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程、增量配电网价格形成机制,加快理顺输配电价结构。持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革,完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制,建立新型储能价格机制。平稳推进销售电价改革,有序推动经营性电力用户进人电力市场,完善居
77、敬请阅读末页的重要说明 22 公司深度报告 民阶梯电价制度。资料来源:政府网站、招商证券 图图 36:水电水电上网上网电价电价明显明显低于其他电源低于其他电源(元(元/兆瓦时)兆瓦时)图图 37:水电企业市场化交易占比总体偏低水电企业市场化交易占比总体偏低 资料来源:各公司公告、招商证券 注:数据为华能国际、华电国际、国电电力、中国电力和大唐发电各电源类型 2022 年上网电价平均值 资料来源:各公司公告、招商证券 注:水电企业选取长江电力、华能水电、川投能源、国投电力和桂冠电力,综合发电企业选取华能国际、华电国际、国电电力和大唐发电 2、新能源:一体化协同大势所趋,指标获取成为关键新能源:一
78、体化协同大势所趋,指标获取成为关键 技术进步技术进步和规模效应和规模效应推动推动度电度电成本下降,中国风光成本下降,中国风光已进入平价时代甚至是低价时已进入平价时代甚至是低价时代。代。2022 年风电和光伏已成为我国新增发电装机的主力军,据国家能源局统计,2022 年全国发电装机容量累计达到 25.6 亿千瓦,比上年增长 7.8%,风力发电的装机容量约为 3.7 亿千瓦,较去年同期增长 11.2%;太阳能发电的装机容量约为 3.9 亿千瓦,较去年同期增长 28.1%。装机规模增长带来的规模效应与光伏设备制造成本下降相辅相成。根据全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院预测,到 2025 年,风
79、电平均度电成本将达到 0.24-0.28 元/千瓦时,而光伏平均度电成本将达到 0.25 元/千瓦时的水平,届时风光发电成本将不仅远低于欧洲、美国、印度等地区,而且与传统的火电、气电相比也具备明显的经济性优势。图图 38:中国中国风光度电成本风光度电成本已已颇具颇具竞争力竞争力(美元(美元/兆瓦时兆瓦时)图图 39:中国风光度电成本低于欧美印中国风光度电成本低于欧美印(美元(美元/兆瓦时兆瓦时)资料来源:BNEF、招商证券 资料来源:IEA、招商证券 各大发电集团均提出加快推进绿色转型,各大发电集团均提出加快推进绿色转型,硬性约束下硬性约束下新能源建设指标的获取成为新能源建设指标的获取成为关键
80、关键。2021 年底国资委对中央企业下达重点任务,要求可再生能源发电装机比重达到 50%以上;2022 年以来,以“五大六小”为代表的能源央企正在加快清00500600700800900煤机燃机风电光伏水电0%20%40%60%80%100%200212022水电企业平均综合发电企业平均007080光伏陆上风电光伏陆上风电20222023E欧洲美国印度中国 敬请阅读末页的重要说明 23 公司深度报告 洁能源转型的步伐。2022 年以来,央企在新能源方面无论是投资、项目开发还是项目落地,其推进速度明显加快,“十四五”新能源发展目标
81、也愈发明确。风光装机数据方面,截至 2022 年底,国家电投以 9561.39 万千瓦装机量领衔“五大六小”风光装机,国家能源集团 7013 万千瓦,华能集团 5128 万千瓦,华电集团 3755 万千瓦,大唐集团 3530 万千瓦,三峡集团 2922 万千瓦,与后续梯队的华润电力、中核、中广核、中节能等公司的差距明显。图图 40:五大六小发电集团新能源装机量及规划(万千瓦):五大六小发电集团新能源装机量及规划(万千瓦)资料来源:索比光伏、国际能源网、招商证券 风光水火多能源协同化解清洁能源消纳及运行难题。风光水火多能源协同化解清洁能源消纳及运行难题。由于新能源具有随机性、波动性、间歇性等不确
82、定性特点,依靠清洁能源“单打独斗”已经不再适应当前的发展形势,煤电与可再生能源的联营、多电源品种一体化开发以及跨界融合等发展路径是构建新型电力系统不可或缺的环节。我国“十四五”规划的九大清洁能源基地,均为“风光火一体化”或“风光水一体化”大基地,且各省在资源保障和送出通道等方面都有做出相应的安排。表表 8:“十四五十四五”规划规划九九大清洁能源基地大清洁能源基地情况情况 基地类型基地类型 基地名称基地名称 省份省份“十四五十四五”规划规划 风光储一体化基地 松辽清洁能源基地 黑龙江、吉林、辽宁 黑龙江将启动 10GW 级别能源基地的规划建设;辽宁推动风电 3GW、光伏 1.5GW 建设;吉林规
83、划 2025年新能源装机 30GW。冀北清洁能源基地 河北 十四五风光新增 20GW/32GW。风光火储一体化基地 黄河几字弯清洁能源基地 内蒙古、宁夏 宁夏十四五风光规划 14GW、4.5GW;内蒙古十四五新能源新增 50GW。河西走廊清洁能源基地 甘肃 十四五规划新能源新增 26GW 风光水储一体化基地 黄河上游清洁能源基地 青海 锚定 2030 年 140GW 清洁能源装机目标。金沙江上游清洁能源基地 四川 十四五风光规划各 10GW。雅砻江流域清洁能源基地 贵州 十四五瞄准 1 亿千瓦清洁能源。金沙江下游清洁能源基地 云南 31 个新能源基地规划 15GW。风光水火储一体化基地 新疆清
84、洁能源基地 新疆 建成准东千万千瓦级新能源基地,推进建设哈密北千万千瓦级新能源基地和南疆环塔里木千万千瓦级清洁能源供应保障区,建设新能源平价上网项目示范区。资料来源:智汇光伏、光伏家、招商证券 大基地大基地建设如火如荼建设如火如荼。从第一、二、三批风光大基地到沙戈荒基地,再到一体化基地和采煤沉陷区基地,“十四五”时期,我国国家级大基地规划规模有望达到4.5 亿千瓦。02,0004,0006,0008,00010,00012,0002022年风光装机总量十四五新能源装机规划 敬请阅读末页的重要说明 24 公司深度报告 风光大基地:第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地已全部开工、部
85、分建成投产,涉及 18 省份,已知业主规模约 70GW;第二批基地项目部分已开工建设,已知规划约 33GW,已知业主约 19 GW;第三批基地项目清单已发布。第二批大基地项目相比第一批项目,呈现出更为集中的特点,单体规模均超 1GW。沙戈荒基地:根据 2021 年以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案,“十四五”期间,将在四大沙漠规划约 128GW 的新能源装机。库布奇沙漠南部、中北部沙漠基地,宁夏腾格里沙漠基地,甘肃巴丹吉林沙漠基地、阿拉善盟千万千瓦级风光基地、乌兰布和沙漠基地、青海海南戈壁基地均已获批并完成相应规划,更多的沙戈荒基地则仍在陆续申报中。采煤沉陷区基地:已于
86、 2022 年启动申报工作,山西、甘肃均已下发了申报文件。风光大基地开发即将过半风光大基地开发即将过半,央国企,央国企的的竞争竞争进入白热化阶段进入白热化阶段;项目项目申报要求日趋严申报要求日趋严格,格,调峰资源调峰资源构成竞争壁垒构成竞争壁垒。从指标分配实践来看,风光指标竞争有两个较为典型的变化:一是部分省份将指标管理权限下放至市县一级,二是项目开发集中度正逐步向央国企靠拢,各大能源央国企之间的竞争日益激烈,仅 2022 年央国企签约的新能源项目便接近 200GW,且多为采用基地化或一体化开发模式的项目。与此同时,基地项目开发的门槛也在不断提高,要求新能源需要搭配煤电和水电调峰资源,在不具备
87、调峰的情况下要强制配储能;这意味着在构建新时代高质量发展的新能源供给消纳体系的过程中,传统电源的调峰资源已成为助力央国企获取大基地项目的一种稀缺性资源。图图 41:第一第一、二批风光二批风光大基地大基地项目项目业主业主梳理(梳理(按规模,按规模,万万千瓦)千瓦)资料来源:国际风力发电网、招商证券 注:数据截至 2023.02,各省风光大基地装机总规模统计范围仅限于已公开业主的项目 表表 9:沙戈荒大基地沙戈荒大基地项目业主梳理项目业主梳理 项目名称项目名称 业主业主 光伏光伏(万千瓦万千瓦)风电风电(万千瓦万千瓦)合计规模合计规模(万千瓦万千瓦)库布奇南部沙漠基地 华能集团 800 400 1
88、200 0500025003000内蒙青海甘肃陕西宁夏辽宁吉林河北山西山东四川云南贵州广西安徽湖南新疆国家能源大唐集团国家电投华能华电华润中核中广核三峡其他 敬请阅读末页的重要说明 25 公司深度报告 库布奇中北部沙漠基地 三峡集团 800 400 1200 宁夏腾格里沙漠基地 国家能源集团 900 180 1080 甘肃巴丹吉林 国家能源集团 1320 阿拉善盟千万千瓦级风光基地 华电、华润、远景能源等 7 家企业 800 400 1200 乌兰布和沙漠基地 1200 青海海南戈壁基地 国家电投 1560 资料来源:国际风力发电网、招商证券 注:数据截至 2023.02
89、 敬请阅读末页的重要说明 26 公司深度报告 四、四、推荐逻辑:推荐逻辑:火电基本盘火电基本盘牢固,牢固,清洁能源初试锋芒清洁能源初试锋芒 1、降低煤价风险敞口,深化煤炭降低煤价风险敞口,深化煤炭保供优势保供优势 国电电力国电电力煤炭资源背景强大,煤炭资源背景强大,充分利用充分利用控股股东控股股东国家能源集团“煤电路港航”一国家能源集团“煤电路港航”一体化产业协同优势,加强燃料一体化管控。体化产业协同优势,加强燃料一体化管控。公司自有煤炭资源方面,截至 2022 年底公司控制煤炭资源储量 268101.17万吨;集团煤炭资源方面,国电电力与中国神华同为国家能源集团旗下子公司,中国神华煤炭资源保
90、有量高,2022 年产量达到 3.134 亿吨位居世界前列,是国家能源集团开展煤炭开采、运输、转化业务的重要门户;公司煤炭采购与集团关联交易比重较高,从而有效锁定优质低价的长协煤供给,2022 年公司向国家能源集团及所属单位购买燃料关联交易额占当期燃料成本的77.17%。在在 2022 年年高煤价下,公司煤电一体化高煤价下,公司煤电一体化优势凸显优势凸显。面对地缘冲突、极端气候等复杂内外部环境,公司严格落实保供责任,全年共采购原煤 1.95 亿吨,其中长协煤总量 1.89 亿吨,占比 97%,入炉标煤量 1.20 亿吨,入炉标煤单价 978.78 元/吨,同比增长 78.36 元/吨,涨幅 8
91、.70%;公司深挖燃料控价潜力,对煤价上涨冲击的抵御能力好于同行业,2022 年度电燃料成本仅为 0.295 元/千瓦时。表表 10:中国神华煤炭资源情况(单位:亿吨):中国神华煤炭资源情况(单位:亿吨)矿区矿区 主要煤种主要煤种 保有资源量保有资源量(中国标准中国标准)保有可采储量保有可采储量(中国标准中国标准)可信储量可信储量(中国标准中国标准)证实储量证实储量(中国标准中国标准)煤炭可售储量煤炭可售储量(JORC 标准标准)2022 年年产量产量 神东矿区 长焰煤/不粘煤 151.6 85.7 40.2 17.5 65.5 1.876 准格尔矿区 长焰煤 36.5 29 7.3 12.2
92、 21.3 0.695 胜利矿区 褐煤 19.4 13.1 5.2 0.2 2.4 0.271 宝日希勒矿区 褐煤 13.1 10.8 5.8 1.8 8.6 0.274 包头矿区 长焰煤/不粘煤 0.4 0.3 0 0.1 0.2 0.018 合计合计 221.0 138.9 58.5 31.8 98.0 3.134 资料来源:中国神华年报、招商证券 图图 42:同行业公司度电燃料成本(元同行业公司度电燃料成本(元/千瓦时)千瓦时)图图 43:同行业同行业公司入炉标煤价格公司入炉标煤价格(元(元/吨)吨)资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 0.000.050.10
93、0.150.200.250.300.350.400.452002020212022华能国际华电国际大唐发电中国电力国电电力0%5%10%15%20%02004006008001,0001,2001,4001,6002022年入炉标煤单价(左轴)同比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 27 公司深度报告 图图 44:公司火电燃料费用关联交易及占比公司火电燃料费用关联交易及占比 图图 45:公司长协煤采购量占比公司长协煤采购量占比 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 2、提升提升火电资产质量,火电资产质量,盈利修复盈利修复弹性可期弹性可期 公司公司以以机组
94、机组容量容量、机组分布和机组能耗、机组分布和机组能耗为切入点,为切入点,持续持续优化火电资产。优化火电资产。机组容量方面机组容量方面:大容量机组产比领先同业。大容量机组产比领先同业。截至 2022 年底,公司拥有 60万千瓦以上煤电机组 68 台,占煤电装机容量的比重为 69.99%,100 万千瓦及以上煤电机组 19 台,占煤电装机容量的比重为 26.58%,大容量机组占比高于华能国际和华电国际(大唐发电与中国电力未披露),持续盈利能力优良。机组分布方面机组分布方面:公司公司近年来近年来通过置换的方式通过置换的方式置出置出低收益煤电资产低收益煤电资产、置入置入中东中东部和东南沿海地区优质资产
95、。部和东南沿海地区优质资产。2019 年 1 月,公司和中国神华以各自持有的相关火电公司股权及资产,共同组建北京国电电力有限公司,公司持股57.47%,中国神华持股 42.53%,中国神华将其位于与国电电力火电业务重合区域的火电资产注入合资公司,使公司火电控股装机从 3491 万千瓦迅速增至 6873 万千瓦,新增火电资产主要在华东区域,且多有煤矿配套,有助于发挥煤电一体化优势。2021 年 9 月,公司与国家能源集团实施资产置换,公司向国家能源集团置出银行、化工等非发电资产,国家能源集团向公司置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等区域常规能源发电资产,公司火电控股装机再一次大幅增至 774
96、0 万千瓦,进一步提升公司在上述区域市场的占有率。2022 年 9 月,公司通过非公开协议方式向国家能源集团宁夏公司转让公司所属宁夏区域有关资产。机组能耗方面机组能耗方面:燃料成本伴随机组能耗的降低仍有弹性燃料成本伴随机组能耗的降低仍有弹性释放释放空间空间。2022 年公司供电煤耗为 295.08 克/千瓦时,略高于可比公司平均值,但近几年供电煤耗呈稳定下滑趋势;随着公司不断推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”,积极推进国能浙江北仑第一发电有限公司节能减排升级改造等工作,供电煤耗仍有挖潜增效的空间,度电燃料成本有望进一步降低。表表 11:国电电力:国电电力 202
97、1-2022 年年子子公司公司置出情况置出情况 子公司名称子公司名称 股权处置价股权处置价款款(亿元亿元)股权处置股权处置比例比例 股权处置方式股权处置方式 丧失控制权的时丧失控制权的时点点 处置价款与该子公司处置价款与该子公司净资产份额的差额净资产份额的差额(亿元亿元)0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%005006007008009001,0002002020212022采购燃料关联交易(亿元,左轴)占燃料成本比重(右轴)88%90%92%94%96%98%1.651.701.751.801.851.901.952.0020
98、212022长协煤总量(亿吨,左轴)原煤采购量(亿吨,左轴)长协煤占比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 28 公司深度报告 国能宁夏能源销售有限公司 2.09 100%出售 2022/9/30 0.01 国能宁东第二发电有限公司 0.00 56.77%出售 2022/9/30 7.10 国能宁东第一发电有限公司 0.00 100%出售 2022/9/30-4.94 国能宁夏石嘴山发电有限责任公司 0.99 50%出售 2022/9/30 1.89 国能浙能宁东发电有限公司 0.00 51%出售 2022/9/30-3.01 国能石嘴山第一发电有限公司 0.00 60%出售 2022/9/30 4
99、.91 国能大武口热电有限公司 0.00 60%出售 2022/9/30 6.46 国电英力特能源化工集团股份有限公司 15.51 51%经中央企业批准的协议转让 2021/9/30 0.00 神华神东电力新疆准东五彩湾发电有限公司 20.52 100%经中央企业批准的协议转让 2021/2/28-5.03 国电库车发电有限公司 3.17 84.17%经中央企业批准的协议转让 2021/1/31 3.02 国电新疆红雁池发电有限公司 2.85 100%经中央企业批准的协议转让 2021/1/31 4.85 国电克拉玛依发电有限公司 5.17 100%经中央企业批准的协议转让 2021/1/31
100、 2.34 国电哈密煤电开发有限公司 4.97 50%经中央企业批准的协议转让 2021/1/31 0.82 合计合计 55.26 18.42 资料来源:公司公告、招商证券 表表 12:国电电力:国电电力 2021-2022 年资产置入情况年资产置入情况 被合并方名称被合并方名称 企业合并中取企业合并中取得的权益比例得的权益比例 合并日合并日 2022 年归属于年归属于母公司净资产母公司净资产(亿元亿元)2022 年归属于年归属于母公司所有者母公司所有者的净利润的净利润(亿亿元元)2022 年上网电年上网电量量(亿千瓦时亿千瓦时)2023 年年第一季第一季度度上网上网电量电量(亿亿千瓦时千瓦时
101、)国家能源集团江西电力有限公司 100%2021/9/30 38.36-1.27 9.46 1.86 国家能源集团山东电力有限公司 100%2021/9/30-1.27 1.89 0.03 0.03 国家能源集团福建能源有限责任公司 100%2021/9/30 27.64 0.84-0.09 国家能源集团湖南电力有限公司 100%2021/9/30 未披露 0.09 0.03 国家能源集团海南电力有限公司 100%2021/9/30 0.61 0.31 国家能源集团广东电力有限公司 100%2021/9/30-国能江苏新能源科技开发有限公司 65%2021/11/30 0.11 0.16 资料
102、来源:公司公告、招商证券 图图 46:部分可比公司部分可比公司煤电机组构成煤电机组构成(按容量)(按容量)图图 47:同行业公司同行业公司平均供电煤耗平均供电煤耗(克(克/千瓦时)千瓦时)资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 煤电市场化交易电价上浮,促进公司火电盈利修复。煤电市场化交易电价上浮,促进公司火电盈利修复。2022 年公司平均上网电价为 438.88 元/兆瓦时,较上年增长 77.54 元/兆瓦时,增幅 21.46%;其中煤机平均上网电价 461.73 元/兆瓦时,较上年增长 88.23 元/兆瓦时,增幅 23.62%。2022年公司参与市场化交易电量 41
103、03.71 亿千瓦时,占上网电量的 93.15%。公司参与市场化电量电价溢价 61.79 元/兆瓦时,较上年改善 67.53 元/兆瓦时,煤机电价较基准价上浮 20.69%。从 2023 年电价情况来看,2023Q1 公司平均上网电价为 463.07 元/兆瓦时,同比增长 9.66 元/兆瓦时,增幅 2.13%,市场化交易电0%10%20%30%40%50%60%60万千瓦以下60-100万千瓦100万千瓦以上华能国际华电国际国电电力27528028529029530030530022华能国际华电国际大唐发电中国电力国电电力 敬请阅读末页的重要说明
104、29 公司深度报告 价的上浮,将促进公司火电盈利进一步修复。图图 48:同行业同行业公司公司煤电煤电度度电利润(元电利润(元/千瓦时)千瓦时)图图 49:公司市场化交易电量情况公司市场化交易电量情况 资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 3、大渡河基建设施优化,大渡河基建设施优化,化解水电化解水电低回报困局低回报困局 大渡河开发条件优越大渡河开发条件优越,坐拥,坐拥较为较为稀缺稀缺的的水电资源水电资源。大渡河是长江上游二级支流、岷江最大支流,水量充沛,年径流量 470 亿立方米,干流河道全长超 1000 公里,天然落差约 4000 米,开发条件优越且靠近四川负荷中心,是
105、我国不可多得的一块水能宝库。四川省对大渡河采用 28 级开发方案,总容量约 2700 万千瓦,占四川省水电资源总量的 20%以上,上游、中游、下游分别规划 10/8/10 个梯级电站。图图 50:大渡河流域及梯级水电开发平面图大渡河流域及梯级水电开发平面图 资料来源:大渡河流域水系连通性与水电梯级开发的耦合分析研究、招商证券 国电电力通过控股大渡河公司开展水电业务国电电力通过控股大渡河公司开展水电业务。国能大渡河公司成立于 2000 年,负责对大渡河流域水电资源实施全面开发,目前在运装机容量超过 1100 万千瓦。2022 年国电电力以 43.7 亿元的价格收购国能大渡河公司 11%的股权,使
106、公司持股比例增加到 80%。大渡河流域成为公司开展水电业务的主要根据地,公司已投-0.06-0.04-0.020.000.020.040.060.080.0212022华能国际华电国际大唐发电中国电力国电电力0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5002002120222023Q1市场化交易电量(亿千瓦时)占上网电量比例(右轴)敬请阅读末页的重要说明 30 公司深度报告 产龚嘴、铜街子、瀑布沟、深溪沟、大岗山、枕头坝一级、猴子岩、沙坪二级等电
107、站。消纳消纳困难困难暂时制约公司水电业务回报暂时制约公司水电业务回报,弃水问题亟待解决,弃水问题亟待解决。大渡河的资源优势并未得到充分释放。公司水电业务度电利润和发电利用小时数在可比公司中均处于弱势,这是因为大渡河流域电站送出通道能力不足、网架局部阻塞严重,阻碍了水电的消纳。根据国家能源局通报,2020 年,全国弃水主要发生在四川省,其主要流域弃水电量约 202 亿千瓦时,而四川省弃水主要集中在大渡河干流,约占全省弃水电量的 53%。通道不畅是大渡河弃水电量居高不下的核心原因。跨省通道方面,四川省曾规划过雅安-武汉 1000 千伏特高压交流参与川电外送,但因该项目搁浅导致目前大渡河水电无专门通
108、道外送,只能利用现有的较小容量跨省外送通道;而跨省通道在汛期只能优先供国调机组使用,有富余能力才会分配给大渡河等省调电站。省内通道方面,四川电网“强直弱交”问题突出,由于到省内负荷中心的通道容量受到电网安全约束,大渡河水电还面临省内通道受限的制约,形成局部断面受阻。大渡河的水电消纳问题关乎四川省电力供应保障能力。通道受阻不仅使得本应在四川省内消纳的水电没有出路,而且可能还会导致四川电网自身缺电的风险。为提高电网安全性能并从根本上解决弃水问题,特高压电网项目提上日程。图图 51:2020 年年我国弃水我国弃水电量电量(亿千瓦时亿千瓦时)图图 52:同行业公司水电度电利润(元同行业公司水电度电利润
109、(元/千瓦时)千瓦时)资料来源:国家能源局、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 图图 53:同行业同行业公司水电发电利用小时数(小时)公司水电发电利用小时数(小时)资料来源:各公司公告、招商证券 川渝特高压线路的打通将打开消纳市场,川渝特高压线路的打通将打开消纳市场,将弃水电量转换为上网电量将弃水电量转换为上网电量;川渝地区川渝地区用电需求快速增长用电需求快速增长的背景下的背景下,大渡河公司盈利大渡河公司盈利回升回升可期。可期。川渝特高压线路的打通00全国主要流域四川省主要流域大渡河干流0.000.050.100.150.20202020212022长江电力华能水电
110、国投电力桂冠电力国电电力01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000三峡葛洲坝溪洛渡向家坝田湾河川投电力广西水电 四川水电 湖北水电 贵州水电 云南水电长江电力华能水电川投能源国投电力桂冠电力国电电力20022 敬请阅读末页的重要说明 31 公司深度报告 将在减少大渡河弃水的同时,显著提升该流域电站的上网电价。随着成渝双城经济圈发展,四川和重庆的用电负荷有望保持快速增长趋势,预计 2025 年川渝最大负荷将分别超过 8900 万千瓦、3550 万千瓦,分别比 2020 年增长 10.5%、44.31%。根据四川省“十四五”能源发展规划
111、四川省“十四五”电力发展规划和重庆市能源发展“十四五”规划,川渝特高压交流目标网架建设成为重点推进的项目,其中与促进水电消纳有关的项目有甘孜天府南成都东、阿坝成都东、天府南重庆铜梁 1000 千伏特高压交流输变电工程及其配套500 千伏工程等。国家电网川渝 1000 千伏特高压交流工程已于 2022 年 9 月正式开工,计划于 2025 年夏季高峰前投运。川渝特高压线路建成后将连接四川、重庆的电源和负荷中心,川渝断面输电能力将由 600 万千瓦提升至 1000 万千瓦,从而有望大幅增加大渡河水电的消纳能力,将弃水电量转换为上网电量。得益于增速较高的用电需求,四川省水电市场交易电价有望抬升。图图
112、 54:2025 年四川省际联网工程规划示意图年四川省际联网工程规划示意图 图图 55:川渝地区电力需求增速川渝地区电力需求增速高于全国高于全国平均平均 资料来源:北极星电力网、招商证券 资料来源:iFinD、招商证券 国能大渡河公司业绩对上网电价和弃水电量的敏感性分析:国能大渡河公司业绩对上网电价和弃水电量的敏感性分析:根据国家能源局和四川省政府数据,2020 年大渡河干流弃水电量占全省弃水电量比例为 53%,2022年四川省弃水电量规模已明确为 166.01 亿千瓦时,由此测算 2022 年大渡河弃水电量约为 87.99 亿千瓦时。根据国网四川电力数据,国能大渡河公司水电装机容量占大渡河总
113、装机的 50%,由此我们测算 2022 年国电大渡河公司弃水电量约为 43.79 亿千瓦时,占同期公司水电上网电量 498.07 亿千瓦时的 8.8%。我们以公司 2022 年弃水电量以及 2022 年公司在四川水电平均上网电价 227.62 元/兆瓦时为基准,对国电大渡河公司的业绩弹性展开测算,结果表明,若若公司水电上公司水电上网电价每上浮网电价每上浮 10%可带来约可带来约 6 亿元的业绩增量,而弃水电量每减少亿元的业绩增量,而弃水电量每减少 10%可将业可将业绩增厚绩增厚约约 1 亿元。亿元。表表 13:国电大渡河公司业绩对上网电价和弃水电量的敏感性分析(亿元):国电大渡河公司业绩对上网
114、电价和弃水电量的敏感性分析(亿元)弃水弃水电电量减少量减少 10%20%30%40%50%60%70%上网电价上网电价 上浮上浮 5%6.72 7.76 8.81 9.86 10.90 11.95 13.00 10%12.43 13.53 14.63 15.72 16.82 17.92 19.01 15%18.15 19.30 20.44 21.59 22.74 23.88 25.03 20%23.87 25.07 26.26 27.46 28.65 29.85 31.05 25%29.59 30.83 32.08 33.33 34.57 35.82 37.06 30%35.31 36.60
115、37.90 39.19 40.49 41.79 43.08-5%0%5%10%15%01,0002,0003,0004,0002000212022四川电力消费量(亿千瓦时,左轴)重庆电力消费量(亿千瓦时,左轴)全国电力消费同比(右轴)川渝电力消费同比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 32 公司深度报告 资料来源:公司公告、招商证券 公司公司 2025 年前后年前后将迎来将迎来大渡河大渡河流域流域新一轮电站集中投产新一轮电站集中投产,双江口电站将为下游,双江口电站将为下游电站带来增发电量电站带来增发电量。截至 2022 年底,公司在建水电站有双江口、金川
116、、沙坪一级和枕头坝二级,合计装机容量 352 万千瓦,预计将从 2024 年末开始逐步投产,2026 年全部投产完成。在建项目全部投产后预计将增加年均发电量 143 亿千瓦时,有望使公司水电发电量突破 700 亿千瓦时大关。此外,由于双江口电站具有年调节能力(正常蓄水位 2500 米,水库总库容 28.97 亿立方米,调节库容 19.17亿立方米),可使大渡河干流梯级电站增加枯期电量 67 亿千瓦时,增加枯期出力 176 万千瓦,极大地提高流域梯级的电能质量,增加下游电站的发电效益。图图 56:2022 年水电行业公司水电装机规模(万千瓦)年水电行业公司水电装机规模(万千瓦)图图 57:202
117、2 年水电行业公司水电发电量(亿千瓦时)年水电行业公司水电发电量(亿千瓦时)资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 表表 14:国电电力在建水电项目情况国电电力在建水电项目情况 水电项目水电项目 总装机容量总装机容量(万千瓦万千瓦)年均发电量年均发电量(亿千瓦时亿千瓦时)投资额投资额(亿元亿元)项目进展项目进展 双江口水电站项目 200 77.07 366.14 2016 年 1 月完成工程截流,计划 2024 年底下闸蓄水,2025年底首批机组投产发电 金川水电站项目 86 34.86 120.65 2019 年 11 月开工建设,预计 2025 年 6 月首台机组发
118、电,2026 年 3 月全部机组投入运行 枕头坝二级水电站 30 15.03 95 2020 年 12 月核准批复,预计 2025 年 12 月首台机组发电,2026 年全面完成工程建设 沙坪一级水电站 36 16.35 2020 年 12 月核准批复,预计 2025 年首台机组投产发电 合计合计 352 143.31 581.79 资料来源:公司公告、四川省发改委、北极星水力发电网、招商证券 4、加大风光投资力度,加大风光投资力度,阔步转型阔步转型清洁能源清洁能源 公司新能源公司新能源装机规模持续提升装机规模持续提升,项目质量良好项目质量良好,风电及光伏板块盈利能力亮眼,风电及光伏板块盈利能
119、力亮眼。公司基地式风光项目主要位于北部地区,场站式项目主要分布于中部地区,分布式项目主要分布于东部地区,区位占优。依托于当地丰富的资源或消纳外送能力,公司风光电站的上网电价和利用效率好于全国平均水平。截至 2022 年底,公司风电、太阳能光伏的权益装机容量分别为 683.64 万千瓦、254.41 万千瓦,按照权益装机容量口径风光合计占比已经超过 17%;尽管 2022 年风光发电量占比仅为 4%,公司全年风电及光伏板块净利润达到 28.46 亿元,约占公司净利润总额的 41.45%。01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000长江电力 华能水电 川投能源
120、 国投电力 桂冠电力 国电电力02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,000长江电力 华能水电 川投能源 国投电力 桂冠电力 国电电力 敬请阅读末页的重要说明 33 公司深度报告 图图 58:同行业公司风电同行业公司风电上网电价上网电价 图图 59:同行业公司光伏同行业公司光伏上网电价上网电价 资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 图图 60:同行业同行业公司风电利用小时数公司风电利用小时数 图图 61:同同行业公行业公司光伏司光伏利用小时数利用小时数 资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 图图 62:
121、公司新能源公司新能源发电量发电量与与占比占比 图图 63:公司公司新能源板块新能源板块业绩业绩贡献贡献亮眼亮眼 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 公司新能源公司新能源主力军作用彰显,主力军作用彰显,项目储备深度进一步增强项目储备深度进一步增强。为配合国家能源集团在国家双碳战略下提出的新能源转型目标,公司明确了“十四五期间新增新能源装机 3500 万千瓦+清洁能源装机占比达到 40%以上”的目标。为确保该目标的完成,公司近年来在新能源项目的持续资本投入,资本性支出金额由2019年120.06亿元上升至 2022 年 478.29 亿元,其中新能源项目比重超过一半。从新能
122、源扩张途径看,公司开发并购同步推进。0050060020022华能国际华电新能三峡能源中国电力国电电力0050060070080090020022华能国际华电新能三峡能源中国电力国电电力1,9502,0002,0502,1002,1502,2002,2502,3002,3502,400202020212022华能国际华电新能三峡能源中国电力国电电力02004006008001,0001,2001,4001,6001,800202020212022华能国际华电新能三峡能源中国电力国电电力0%1%2%3%4%5
123、%6%7%05002020212022风电发电量(亿千瓦时,左轴)光伏发电量(亿千瓦时,左轴)风光发电量占比(右轴)-222021火电净利润(亿元)水电净利润(亿元)风电与光伏净利润(亿元)敬请阅读末页的重要说明 34 公司深度报告 项目并购方面,公司的全资子公司宁波风电于 2021 年 12 月宣布并购正泰新能源51.205万千瓦分布式光伏项目,涉及1家目标公司、81家项目公司,包含 201 个分布式光伏电站,使 2022 年公司控股光伏装机大幅增加。项目开发方面,2022年公司获取资源1947万千瓦,核准备案1620万
124、千瓦,开工 793.1 万千瓦,新增装机 315.29 万千瓦。截至 2022 年末,在建项目672.92 万千瓦,新能源发展“主力军”作用充分彰显。公司 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。大型风电光伏基地项目是公司“十四五”新增新能源规划的重要部分,但风光大基地需要以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体,因此项目建设条件趋于严格。公司常规能源与新能源协同发展,火电资产重点布局在江苏、安徽、浙江、内蒙、宁夏等地,可充分利用煤电的调峰资源以及当地能源消纳优势,实施“火电+
125、新能源”互补发展,争取更多优质大基地项目的落地。图图 64:2022 年公司年公司前期基建支出前期基建支出构成构成 图图 65:公司公司新能源项目新能源项目储备与储备与开发开发情况(万千瓦)情况(万千瓦)资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 22%25%53%火电水电风电与光伏05001,0001,5002,0002,500获取资源核准备案开工新增装机获取资源核准备案开工新增装机20222023E风电光伏风电+光伏 敬请阅读末页的重要说明 35 公司深度报告 五、五、盈利预测盈利预测 火电基本盘稳固,水电提升空间大,新能源快速发展带来新火电基本盘稳固,水电提升空间大,新能
126、源快速发展带来新的业绩的业绩增量。增量。国电电力作为国家能源集团的常规能源发电业务整合平台,业务遍及全国,资产规模领先。公司常规能源资产以煤机为主,未来有望获得来自集团更多优质项目注入;公司新能源资产布局日趋合理,在深化绿色低碳发展理念的背景下,风电和光伏项目资本支出迈上高位。火电业务:火电业务:当前火电企业以长协煤为主的采购格局逐渐形成,现货价与长协价差的收窄有助于提升长协煤履约积极性,但煤炭季节性需求不平衡与长协煤均衡供应仍然存在矛盾;公司拥有强大的煤炭资源背景,充分利用“煤电路港航”一体化产业协同优势,深挖燃料控价潜力,年度长协基本实现高质量全覆盖,对煤价波动冲击的抵御能力好于同行业,加
127、之 2023 年煤电市场化交易电价延续上浮趋势,公司煤电机组盈利韧性有望得到强化。水电业务:水电业务:公司掌握大渡河稀缺水电资源,随着川渝特高压线路打开消纳市场以及新一轮水电站的集中投产,大渡河公司盈利回升可期。新能源业务:新能源业务:公司新能源板块彰显主力军作用,在风机和光伏组件降价趋势下,新能源盈利规模有望扩大;公司开发与并购同步推进,常规能源与新能源互补发展,风光大基地指标竞争优势明显,项目储备深度增强剑指“十四五”宏大能源转型目标。上述多重因素叠加,公司盈利能力未来可期。盈利预测假设:盈利预测假设:考虑到清洁能源转型大背景下新能源上网电量增速较快,挤压火电利用小时数的可能,我们假设自
128、2023-2025 年公司火电机组利用小时数逐年下降,新能源机组利用小时数逐年上升,其中燃煤和燃气机组利用小时数每年下降 50 小时,风电和光伏机组利用小时每年上升 20 小时。基于公司新能源机组建设与投产规划,我们假设 2023-2025 年,公司风电新增装机分别为 150/200/200万千瓦,光伏新增装机分别为 650/950/900 万千瓦,“十四五”期间新能源装机达 3500 万千瓦。尽管大多数地区电价上浮达到顶格幅度,公司市场化交易电价比例仍有一定提升空间,因此假设火电和水电上网电价将略有增加;而新能源项目由于还处在平价时代初期,因此假设公司风光上网电价将逐步下探至与火电趋同的区间
129、。考虑到低效率燃煤机组淘汰及技术改造,假设燃煤机组单位供电煤耗逐年下降 0.3 克/千瓦时。考虑到煤价中枢下行以及公司实现长协煤全覆盖,假设2023 年标煤单价同比下降 5%,2024 年同比下降 1%,2025 年维持不变。2022 年基数较低:主要因减值和煤炭整治费用预计导致 2022Q4 亏损。一是公司按照企业会计准则以及公司计提资产减值准备的各项会计政策,公司部分控股子公司计提减值准备 24 亿元,二是公司控股子公司国电建投内蒙古公司煤炭专项整治费用,导致 2022 年利润总额减少 20.2 亿元。煤炭整治费用等为一次性支出,2023 年减值和相关费用预计较少,且 2022 年新增收购
130、大渡河 11%的股权,也将提升 2023 年业绩,预计 2022 年低基数效应下 2023 年业绩增速较高。基于以上假设,我们预计公司未来三年,火电营业收入增速为-0.9%/-1.7%/-1.3%,风电营收增速为 24.9%/16.8%/17.3%,光伏营收增速为 68.7%/206.0%/101.8%,水电营收增速为 14.9%/7.1%/27.4%。火电毛利率回升至 10%以上,风电和光伏毛利率在 50%-55%水平,水电毛利率维持在 50%左右。预计公司 2023-2025 年归母净利润分别为 71.51/86.11/103.46 亿元,EPS 分别为 0.40/0.48/0.58 元,
131、当前股价对应 PE 分别为 9.3x/7.7x/6.4x,首次覆盖给予“强烈推荐”评级。敬请阅读末页的重要说明 36 公司深度报告 表表 15:销售收入结构预测:销售收入结构预测 单位:亿元单位:亿元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入营业收入 1681.85 1926.81 1948.22 1977.24 2064.93 增速 44.5%14.6%1.1%1.5%4.4%电力业务收入电力业务收入 1589.09 1849.18 1878.35 1914.36 2008.34 增速 57.1%16.4%1.6%1.9%4.9%火电业务收入火电业务收入 1397
132、.38 1643.78 1628.67 1601.51 1580.17 增速 17.6%-0.9%-1.7%-1.3%装机量(万千瓦)7739.96 7183.50 7133.50 7083.50 7083.50 利用小时数 5118.00 5158.00 5123.64 5073.30 5005.31 发电量(亿千瓦时)3895.91 3883.30 3654.95 3593.67 3545.51 厂用电率 5.85%5.62%5.62%5.61%5.60%上网电量(亿千瓦时)3667.83 3665.08 3449.42 3391.94 3346.83 平均上网电价(元/亿度)0.38 0
133、.45 0.47 0.47 0.47 风电业务收入风电业务收入 68.71 78.32 97.86 114.31 134.12 增速 14.0%24.9%16.8%17.3%装机量(万千瓦)707.06 745.93 895.93 1095.93 1295.93 利用小时数 2256.00 2245.00 2265.00 2285.00 2305.00 发电量(亿千瓦时)151.97 166.70 219.69 267.33 327.29 厂用电率 0.21%0.19%0.20%0.20%0.20%上网电量(亿千瓦时)147.54 161.85 219.25 266.79 326.64 平均上
134、网电价(元/亿度)0.53 0.54 0.50 0.48 0.46 光伏业务收入光伏业务收入 3.01 10.72 18.08 55.33 111.67 增速 356.1%68.7%206.0%101.8%装机量(万千瓦)36.59 313.01 963.01 1913.01 2813.01 利用小时数 1509.00 1216.00 1236.00 1256.00 1276.00 发电量(亿千瓦时)4.29 22.52 38.69 120.95 244.10 厂用电率 0.45%0.55%0.55%0.55%0.55%上网电量(亿千瓦时)4.17 21.82 38.48 120.29 242
135、.76 平均上网电价(元/亿度)0.79 0.52 0.47 0.46 0.46 水电业务收入水电业务收入 119.99 116.36 133.74 143.20 182.38 增速 -3.0%14.9%7.1%27.4%装机量(万千瓦)1497.24 1495.66 1495.66 1495.66 1731.66 利用小时数 3934.00 3751.00 3938.55 3938.55 4332.41 发电量(亿千瓦时)588.78 561.03 589.07 589.07 750.23 厂用电率 0.20%0.21%0.21%0.21%0.21%上网电量(亿千瓦时)584.24 556.
136、70 587.84 587.84 748.65 平均上网电价(元/亿度)0.23 0.24 0.25 0.25 0.25 其他业务收入其他业务收入 92.77 77.63 69.87 62.88 56.59 资料来源:公司数据、招商证券 表表 16:盈利预测简表:盈利预测简表 单位:亿元单位:亿元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入营业收入 1681.85 1926.81 1948.22 1977.24 2064.93 营业成本 1559.92 1666.99 1607.84 1594.83 1628.65 营业税金及附加 23.13 23.63 23.90
137、24.25 25.33 营业费用 0.44 0.31 0.31 0.31 0.33 敬请阅读末页的重要说明 37 公司深度报告 管理费用 17.44 17.53 17.73 17.99 18.79 研发费用 4.97 6.02 6.08 6.18 6.45 财务费用 79.36 75.51 76.35 77.49 80.93 资产减值损失-49.40-34.14-33.95-34.45-35.98 公允价值变动收益 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 其他收益 4.40 6.28 6.35 6.45 6.73 投资收益 32.56 14.00 13.64 13.84 14.45
138、营业利润营业利润 -15.83 122.96 202.05 242.02 289.67 营业外收入 3.99 4.79 4.84 4.92 5.13 营业外支出 3.38 25.24 11.69 11.86 12.39 利润总额利润总额 -15.23 102.51 195.21 235.07 282.42 所得税 18.95 33.84 29.28 35.26 42.36 少数股东损益-15.72 40.42 94.42 113.70 136.60 归属于母公司净利润归属于母公司净利润 -18.45 28.25 71.51 86.11 103.46 EPS(元)(元)-0.10 0.16 0.
139、40 0.48 0.58 资料来源:公司数据、招商证券 表表 17:估值对比表:估值对比表 公司公司 代码代码 市值市值(亿元)(亿元)EPS PE PB(MRQ)ROE(TTM)22A 23E 24E 22A 23E 24E 华能国际 600011.SH 1,131.47-0.47 0.75 0.91-16.17 11.25 9.19 2.59 3.7%华电国际 600027.SH 537.56 0.01 0.52 0.64 581.45 10.66 8.7 1.56 1.6%大唐发电 601991.SH 465.66-0.02 0.19 0.27-125.88 15.92 11.28 2.
140、07 0.5%中国电力 2380.HK 330.28 0.20 0.32 0.43 14.59 9.08 6.78 0.68 5.3%平均平均 -0.07 0.45 0.56 113.50 11.73 8.99 1.73 2.8%资料来源:公司数据、招商证券 注:选取收盘价基准日期为 2023/07/31 敬请阅读末页的重要说明 38 公司深度报告 六、六、风险风险提示提示 我们认为未来公司主要的风险因素在于燃料价格波动风险、上网电价波动风险、新能源项目投产不及预期、特高压线路建设不及预期四个方面。1)燃料燃料价格波动价格波动风险:风险:火力发电公司的盈利能力与燃料成本息息相关,而燃煤机组的燃
141、料成本则主要取决于煤炭采购成本。随着国内经济恢复增长,能源需求旺盛,电煤需求量仍将有阶段性供应偏紧的情况,若公司长协煤兑现率不及预期且煤炭市场价格高企,公司的盈利能力将会受到冲击。2)上网上网电价电价波动波动风险风险:上网电价是影响公司营业收入的重要因素。一方面,由于我国发电企业上网电价受到政府监管,未来与电价相关的电力改革政策有可能发生变化。另一方面,市场化参与程度的提高可能会加剧交易电价的波动,从而影响公司的业绩稳定性。3)新能源新能源项目项目投产投产不及预期:不及预期:公司“十四五”规划预期新能源装机总量合计超过 3500 万千瓦,而新能源项目指标的获取及建设进度存在不确定性。面对其他综
142、合发电企业在清洁能源领域日益激烈的竞争,若公司新能源项目投产进度不及预期,则会导致公司业绩增速落后于同行。4)特高压线路建设不及预期:特高压线路建设不及预期:当前大渡河公司受困于大渡河流域较弱的消纳能力,川渝特高压线路的建成可以有效解决弃水问题;若特高压线路建设进度不及预期,则会推迟公司水电业务盈利回升。图图 66:国电电力国电电力历史历史 PE Band 图图 67:国电电力国电电力历史历史 PB Band 资料来源:公司数据、招商证券 资料来源:公司数据、招商证券 20 x25x35x45x55x-10-5051015Aug/20Feb/21Aug/21Feb/22Aug/22Feb/23
143、(元)1.4x1.5x1.6x1.8x1.9x0123456Aug/20Feb/21Aug/21Feb/22Aug/22Feb/23(元)敬请阅读末页的重要说明 39 公司深度报告 附:财务预测表附:财务预测表 资产负债表资产负债表 单位:百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 流动资产流动资产 52719 58617 61422 67053 75660 现金 11765 20968 25160 31187 39155 交易性投资 0 0 0 0 0 应收票据 1382 375 390 395 413 应收款项 20440 20974 20437 20346 20836
144、 其它应收款 3196 2624 2653 2692 2812 存货 7254 6096 5620 5575 5693 其他 8681 7581 7162 6858 6751 非流动资产非流动资产 345190 354235 369607 388104 409397 长期股权投资 13601 12921 14213 15634 17197 固定资产 266464 259753 276440 295414 316864 无形资产商誉 11122 11233 10110 9099 8189 其他 54004 70328 68845 67956 67146 资产总计资产总计 397909 41285
145、2 431030 455157 485056 流动负债流动负债 125231 119864 115130 110887 107728 短期借款 37798 43045 40000 36000 32000 应付账款 28924 32073 30935 30685 31335 预收账款 835 710 685 679 694 其他 57673 44035 43510 43523 43698 长期负债长期负债 161505 182716 190819 201353 212991 长期借款 132019 149640 159640 170640 182640 其他 29486 33076 31179
146、30713 30350 负债合计负债合计 286736 302580 305949 312241 320718 股本 17836 17836 17836 17836 17836 资本公积金 3377 543 543 543 543 留存收益 24590 26682 32049 38516 46278 少数股东权益 65370 65211 74652 86022 99682 归 属 于 母 公 司 所 有 者 权 益 45802 45061 50428 56894 64657 负债及权益合计负债及权益合计 397909 412852 431030 455157 485056 现金流量表现金流量表
147、 单位:百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 经营活动现金流经营活动现金流 24180 39448 40102 43499 48948 净利润(3418)6866 16593 19981 24005 折旧摊销 17655 18125 18696 19644 20766 财务费用 8023 7635 7635 7749 8093 投资收益(3256)(1299)(1999)(2029)(2119)营运资金变动 5183 8041(816)(1847)(1799)其它(7)80(8)1 2 投资活动现金流投资活动现金流(20528)(39365)(32053)(36063
148、)(39891)资本支出(21399)(37658)(34000)(37400)(41140)其他投资 871(1707)1947 1337 1249 筹资活动现金流筹资活动现金流(2899)4153(3855)(1410)(1089)借款变动 3973 11016 7471 9000 10000 普通股增加(1815)0 0 0 0 资本公积增加(2915)(2834)0 0 0 股利分配(786)0(1784)(2145)(2583)其他(1357)(4029)(9543)(8265)(8505)现金净增加额现金净增加额 752 4236 4193 6027 7968 利润表利润表 单位:
149、百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 营业总收入营业总收入 168185 192681 194822 197724 206493 营业成本 155992 166699 160784 159483 162865 营业税金及附加 2313 2363 2390 2425 2533 营业费用 44 31 31 31 33 管理费用 1744 1753 1773 1799 1879 研发费用 497 602 608 618 645 财务费用 7936 7551 7635 7749 8093 资产减值损失(4940)(3414)(3395)(3445)(3598)公 允 价 值
150、变 动 收 益 0 0 0 0 0 其他收益 440 628 635 645 673 投资收益 3256 1400 1364 1384 1445 营业利润营业利润(1583)12296 20205 24202 28967 营业外收入 399 479 484 492 513 营业外支出 338 2524 1169 1186 1239 利润总额利润总额(1523)10251 19521 23507 28242 所得税 1895 3384 2928 3526 4236 少数股东损益(1572)4042 9442 11370 13660 归 属 于 母 公 司 净 利 润归 属 于 母 公 司 净 利
151、 润 (1845)2825 7151 8611 10346 主要财务比率主要财务比率 2021 2022 2023E 2024E 2025E 年成长率年成长率 营业总收入 44%15%1%1%4%营业利润-115%-877%64%20%20%归母净利润-170%-253%153%20%20%获利能力获利能力 毛利率 7.3%13.5%17.5%19.3%21.1%净利率-1.1%1.5%3.7%4.4%5.0%ROE-3.7%6.2%15.0%16.0%17.0%ROIC 2.9%3.9%7.0%7.5%8.0%偿债能力偿债能力 资产负债率 72.1%73.3%71.0%68.6%66.1%净
152、负债比率 49.7%52.6%52.1%51.3%50.2%流动比率 0.4 0.5 0.5 0.6 0.7 速动比率 0.4 0.4 0.5 0.6 0.6 营运能力营运能力 总资产周转率 0.4 0.5 0.5 0.4 0.4 存货周转率 30.2 25.0 27.4 28.5 28.9 应收账款周转率 8.5 8.9 9.2 9.5 9.8 应付账款周转率 6.6 5.5 5.1 5.2 5.3 每股资料每股资料(元元)EPS-0.10 0.16 0.40 0.48 0.58 每股经营净现金 1.36 2.21 2.25 2.44 2.74 每股净资产 2.57 2.53 2.83 3.
153、19 3.63 每股股利 0.00 0.10 0.12 0.14 0.17 估值比率估值比率 PE-36.1 23.6 9.3 7.7 6.4 PB 1.5 1.5 1.3 1.2 1.0 EV/EBITDA 17.7 11.2 9.0 8.1 7.3 资料来源:公司数据、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 40 公司深度报告 分析师分析师承诺承诺 负责本研究报告的每一位证券分析师,在此申明,本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与,未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。评级评级说明说明 报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系,基于报告
154、发布日后 6-12 个月内公司股价(或行业指数)相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中,A 股市场以沪深 300 指数为基准;香港市场以恒生指数为基准;美国市场以标普 500 指数为基准。具体标准如下:股票股票评级评级 强烈推荐:预期公司股价涨幅超越基准指数 20%以上 增持:预期公司股价涨幅超越基准指数 5-20%之间 中性:预期公司股价变动幅度相对基准指数介于 5%之间 减持:预期公司股价表现弱于基准指数 5%以上 行业评级行业评级 推荐:行业基本面向好,预期行业指数超越基准指数 中性:行业基本面稳定,预期行业指数跟随基准指数 回避:行业基本面转弱,预期行业指数弱于基准指数 重要重要
155、声明声明 本报告由招商证券股份有限公司(以下简称“本公司”)编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息,但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设,不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考,并不构成对所述证券买卖的出价,在任何情况下,本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外,本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易,还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。本报告版权归本公司所有。本公司保留所有权利。未经本公司事先书面许可,任何机构和个人均不得以任何形式翻版、复制、引用或转载,否则,本公司将保留随时追究其法律责任的权利。