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1、证券研究报告|公司深度|电力 1/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 国电电力(600795)报告日期:2024 年 01 月 24 日 深耕电力数十载,绿电助力新发展深耕电力数十载,绿电助力新发展 国电电力国电电力深度报告深度报告 投资要点投资要点 企业概况:深耕电力板块,火电收入贡献最大企业概况:深耕电力板块,火电收入贡献最大 公司是国家能源集团旗下龙头发电企业,实际控制人为国务院国资委,截至2023 年 6 月末,公司控股装机容量为 10001.22 万千瓦,其中火电/水电/风电光伏装机容量分别为 7273/1495/1232 万千瓦,化石能源装机占比最高,约 59.17%;非化石能
2、源装机量占比总装机量 40.83%,同比提高 5.19 个百分点。火电板块:成本优势明显,未来盈利将持续得以修复火电板块:成本优势明显,未来盈利将持续得以修复 公司火电厂分布于东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道,充分利用东部电力高需求,煤电基地低成本,外送通道特高压输电等优势发展火电业务。此外,公司所在国家能源集团拥有丰富的燃煤资源,2022 年公司在保供政策支持下,加大优质资源获取力度,实现年度长协全覆盖,燃煤全年成本远低于同行业平均水平。水电板块:弃水现象有望彻底改善,未来将量价齐升水电板块:弃水现象有望彻底改善,未来将量价齐升 国能大渡河公司是公司的核心水电资产,装机总量占公司水电资
3、产比例超过75%,其中“弃水现象”是影响公司水电盈利水平的核心因素。后期,随着川渝特高压线路的打通,弃水现象将明显改善,同时随着用电需求增长和在建项目中新增电量的高价销售,水电板块盈利能力将逐渐好转。风光板块:风光板块:“十四五十四五”规划装机规划装机 35GW,且且 2022 年增量明显年增量明显 公司板块布局位于风光自然条件绝佳地区,日照时长和风速条件远高于全国平均水平。同时,“十四五”规划明确指出新增 35GW 装机,预计“十四五”末新能源装机量将占比公司总装机量 40%以上,同时公司的火电业务又可以为新能源板块提供强大的资金支持,保证新能源转型顺利推进,未来随着新能源装机规模扩大,业绩
4、持续增长,估值有望提升。盈利预测与估值盈利预测与估值 预计公司 2023-2025 年的归母净利润为 77.81/98.53/118.13 亿元,EPS 为0.44/0.55/0.66 元/股,以 2024 年 1 月 24 日收盘价计算,对应 PE 分别为9.54/7.53/6.28 倍。由于公司为国内电力龙头企业,因此选择细分领域(火电、水电、风光电龙头企业)作为可比公司,采用分部估值法,给予公司 5.03 元/股的目标价,首次覆盖给予“买入”评级。风险提示风险提示 煤价上涨超预期、大渡河弃水改善不及预期、水光项目建设不及预期。投资评级投资评级:买入买入(首次首次)分析师:程娇翼分析师:程
5、娇翼 执业证书号:S02 基本数据基本数据 收盘价¥4.28 总市值(百万元)76,336.45 总股本(百万股)17,835.62 股票走势图股票走势图 相关报告相关报告 财务摘要财务摘要 Table_Forcast(百万元)2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入 192,681 189,514 201,257 216,806 (+/-)(%)14.40%-1.64%6.20%7.73%归母净利润 2,825 7,781 9,853 11,813 (+/-)(%)262.96%175.47%26.62%19.89%每股收益(元/股)0.16 0.44
6、0.55 0.66 P/E 26.27 9.54 7.53 6.28 资料来源:浙商证券研究所 -16%-10%-5%1%7%12%23/0123/0323/0423/0523/0623/0723/0823/0923/1023/1123/1224/01国电电力上证指数国电电力(600795)公司深度 2/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 投资案件投资案件 盈利预测、估值与目标价、评级盈利预测、估值与目标价、评级 1)盈利预测:预计公司 2023-2025 年的归母净利润为 77.81/98.53/118.13 亿元。未来利润主要来自于火电盈利修复带来的增长,水电弃水现象改善和售电价上涨带
7、来的水电盈利贡献,新能源发电装机量增长后带来的板块盈利能力的增强。2)估值指标:分部估值法,我们选取火电上市公司大唐发电和华电国际,水电上市公司华能水电、川投能源和国投电力,新能源发电上市公司三峡能源和龙源电力作为可比公司。3)目标价格:5.03 元/股 4)投资评级:买入 关键假设关键假设 1)假设 2024 年燃煤中长期合同价格维持 2023 年区间不变,同时燃煤现货价格保持900-1000 元空间波动。2)假设川渝特高压项目在 2025 年末可以全部竣工,同时省内市场交易电价维持现有增速不变。3)假设新能源装机目标在“十四五”末可以全部达成。我们与市场的观点的差异我们与市场的观点的差异
8、市场认为安全检查趋严形势下,煤炭供给收缩,未来现货煤价将突破 1000 元/吨,长协煤价也会有所调整。但我们认为,2024 年电煤中长期合同签订履约工作方案相关细则中的价格机制未发生改动,且 2022 年以来长协价格始终保持相对稳定并处于合理区间,因此 2024 年煤炭长协价格仍有望保持稳定,即现货价格预计维持在 900-1000 元/吨区间 股价上涨的催化因素股价上涨的催化因素 秦皇岛港口 5500 大卡下水煤现货价格上涨,川渝特高压项目建设进程加快,新能源装机进度提速。风险提示风险提示 煤价上涨煤价上涨超预期超预期;目前煤炭价格维持在一个相对稳定的价格区间,火电业务盈利实现修复,未来如果煤
9、炭价格进一步上涨,煤炭中长期合同价格也将受到影响,煤电板块将盈利受限。大渡河弃水改善不及预期:大渡河弃水改善不及预期:目前弃水现象是影响公司水电板块的主要影响因素,未来特高压项目的陆续投运将事关板块盈利是否改善的关键因素。新能源项目建设不及预期:新能源项目建设不及预期:公司在建工程中绝大多数是风电和光伏项目,按照公司未来的规划,该板块装机量将有一个大的提升,如果不可控因素影响板块装机速度,板块发电量的增长将受到影响。mXdYqVgXyX8VnXeXNBpNsQoM8O9RaQnPoOtRmQjMmMqRjMsQxO6MpPwPMYsRtOvPmQnR国电电力(600795)公司深度 3/29
10、请务必阅读正文之后的免责条款部分 正文目录正文目录 1 公司概况:深耕电力板块,火电营收占比最大公司概况:深耕电力板块,火电营收占比最大.6 1.1 国家能源投资集团旗下电力上市公司.6 1.2 控股股东资源丰富,保障公司电力业务增长.6 1.3 火电营收占比最高,但毛利润贡献较低.7 2 火电:成本优势明显,未来盈利将持续得以修复火电:成本优势明显,未来盈利将持续得以修复.8 2.1 我国第二大火力发电运营商,火电厂地理位置布局合理.9 2.2 集团内部协同优势明显,火电板块具有成本优势.9 2.3 煤炭价格将长期处于合理区间,公司开启盈利修复模式.12 2.4 电价改革持续推进,终端盈利空
11、间扩大.13 3 水电:弃水现象持续改善,未来将量价齐升水电:弃水现象持续改善,未来将量价齐升.14 3.1 水电集中于四川大渡河流域,营收近几年基本保持稳定.14 3.2 调度机制影响市场化程度,公司所属水电公司让利大.15 3.3 电力供需形势趋紧,水电电价未来有望逐步上升.16 3.4 特高压外送通道即将建成,“弃水现象”将明显改善.17 3.5 增持国能大渡河股权,扩充水电优质资产.18 3.6 增量水电项目开工,大渡河公司资产进一步扩容.18 4 风光发电:风光发电:“十四五十四五”规划装机规划装机 35GW,截至,截至 2022 年增量明显年增量明显.19 5 盈利预测及估值盈利预
12、测及估值.22 5.1 公司盈利预测.22 5.2 公司估值与投资建议.26 5.3 风险提示.27 国电电力(600795)公司深度 4/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图表目录图表目录 图 1:国电电力发展历程.6 图 2:国电电力股权关系图(截至 2022 年底).7 图 3:2018-2022 年公司营业总收入及同比(单位:亿元).7 图 4:2018-2022 年公司营业收入分布(单位:%).7 图 5:2018-2022 年控股装机结构及增速(单位:万千瓦,%).8 图 6:2018-2022 年公司发电量及增速(单位:亿千瓦时,%).8 图 7:2018-2023Q3 年
13、公司销售毛利率与净利率(单位:%).8 图 8:2021-2022 公司主要业务毛利率(单位:%).8 图 9:2022 年公司火力发电机组在全国各省份发电量权重(%).9 图 10:秦皇岛港口长协煤价格远低于动力煤现货价格.11 图 11:长协煤占国电电力采购动力煤比重对比图.11 图 12:2018-2022 年火力发电厂供电煤耗(克/千瓦时)与发电厂用电率(%).11 图 13:2021-2022 年可比火电上市公司的入炉标煤价格(元/吨).12 图 14:2021-2022 年主要火电上市公司的火电业务毛利率.12 图 15:2018-2022 年我国商品煤产量、进口量与消费量(亿吨)
14、.12 图 16:2018-2022 公司火力发电量及同比变化(亿千瓦时).14 图 17:2018-2022 公司平均上网电价及同比变化.14 图 18:2022 年公司各省份水电机组发电量占比(单位:%).14 图 19:2018-2022 年各版块收入及水电收入占比.15 图 20:2017-2022 年水电版块收入及增速.15 图 21:2017-2022 年水电版块发电量及增速.15 图 22:2017-2022 年水电成本占总成本比例.15 图 23:2021 及 2022 年公司及可比水电企业上网电价(元/兆瓦时).16 图 24:2018-2022 年全社会及四川省用电量增速(
15、单位:%).17 图 25:2018-2022 年公司水电上网电价及四川交易平均电价(单位:元/兆瓦时).17 图 26:2012-2020 年四川电网水电“弃水”电量(亿千瓦时).17 图 27:2020 年大渡河干流弃水电量占全国弃水电量比重.17 图 28:2022 年各省水电发电量占总水电发电量比重(单位:%).18 图 29:2018-2022 年公司和全国风电年平均利用小时数对比(单位:小时).19 图 30:2018-2022 年公司和全国光伏年平均利用小时数对比(单位:小时).19 图 31:2018-2022 年公司风光控股装机规模及同比增速(单位:万千瓦,%).20 图 3
16、2:2018-2022 年公司新能源发电量及同比增速(单位:亿千瓦时,%).20 图 33:2020-2023E 公司新能源项目支出及占比(单位:亿,%).21 图 34:2021-2023E 公司各项目支出占比(单位:%).21 表 1:国家能源集团下属矿区资源分布情况(截至 2022 年).10 表 2:2022 年可比公司购买燃料的关联交易以及燃料成本.10 表 3:年度煤炭长协价格和现货价格对于公司毛利润影响的敏感性分析.13 表 4:电价市场化改革相关政策.13 表 5:四川电网水电上网电价调整表(单位:万千瓦时,元/千千瓦时)(2019 年 7月 1 日起执行).16 表 6:截至
17、 2022 年,公司投资相关水电企业基本情况.18 表 7:国电电力大渡河干流主要水电站基本情况.19 国电电力(600795)公司深度 5/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 表 8:“十四五”五大发电集团(可比公司)新能源装机规划对比.20 表 9:“十四五”期间国家能源集团旗下各子公司新能源装机规划对比.20 表 10:2022、2023 公司战略布局及资源获取情况.21 表 11:火力发电相关指标预测.22 表 12:水力发电相关指标预测.23 表 13:风力发电相关指标预测.24 表 14:光伏发电相关指标预测.24 表 15:公司电力业务成本预测.25 表 16:公司主营业务收
18、入预测.25 表 17:可比公司盈利数据及估值.26 表 18:分部估值法测算国电电力市值.26 表附录:三大报表预测值.28 国电电力(600795)公司深度 6/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 1 公司概况:深耕电力板块,火电营收占比最大公司概况:深耕电力板块,火电营收占比最大 1.1 国家能源投资集团旗下电力上市公司国家能源投资集团旗下电力上市公司 国电电力发展股份有限公司(600795.SH)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,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、自治区、直辖市
19、。2017 年,经报国务院批准,中国国电集团公司与神华集团有限责任公司合并重组为国家能源投资集团有限责任公司。国家能源集团作为重组后的母公司,吸收合并中国国电。截止 2022 年底,国家能源投资集团持有公司 50.78%股份。图1:国电电力发展历程 资料来源:公司公告,ifind、浙商证券研究所 1.2 控股股东资源丰富,保障公司电力业务增长控股股东资源丰富,保障公司电力业务增长 集团集团公司公司旗下旗下资源丰富资源丰富,业务范围广,业务范围广。集团公司国家能源投资集团拥有煤炭、电力、运输、化工等全产业链业务,产业分布在全国 31个省区市以及美国、加拿大等 10多个国家和地区,是全球规模最大的
20、煤炭生产公司、火力发电公司、风力发电公司及煤制油煤化工公司。截至 2022 年底,国家能源投资集团控股和参股的上市公司包括国电电力(50.78%)、中国神华(69.52%)、龙源电力(58.56%)、长源电力(67.50%)、英力特(实际控制50.99%)、龙源技术(实际控制 41.53%)。通过通过集团集团公司资源倾斜,公司电力装机容量得到很好补充。公司资源倾斜,公司电力装机容量得到很好补充。2019 年年国电电力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。2021 年年 9 月月,
21、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。2022 年年,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,进一步解决同业竞争,公司清洁能源权益装机进一步提升。公司以“大连东北热电发展股份有限公司”名称成立 公司在上海证券交易所挂牌上市 公司名称变更为“国电电力发展股份有限公司”国电集团组建成立 国电集团成为公司第一大股东 国电集团与原神华集团联合重组为国家能源集团,公司控股股东变更为国家能源集团 公司与中国神华组建合资公司“北京国电电力有限公司 公司与国家能
22、源集团进行资产置换 1992 1997 1999 2002 2003 2018 2019 2021 国电电力(600795)公司深度 7/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图2:国电电力股权关系图(截至 2022 年底)资料来源:Wind,浙商证券研究所 1.3 火电营收占比最高,但毛利润贡献较低火电营收占比最高,但毛利润贡献较低 电力为公司主营业务,公司总营收与发电量呈正相关。电力为公司主营业务,公司总营收与发电量呈正相关。电力为公司主营业务,近五年其营收占比均超过 90%。营收方面营收方面,2018-2022 年公司总营收从 1079 亿元上升至 1927 亿元,年均增长率约为 20
23、%。发电量方面发电量方面,2018-2022 年公司整体发电量上涨了约 2501.34 亿千瓦时,五年时间增长了 117%。其中,火力发电是公司发电业务中的主力,火电业务营收占比从 2018 年的 56%增长至 2022 年 87%,占比提升约 30 个百分点。近五年火电业务营收的快速增长一方面受益于母公司资产整合带来的火电机组装机量的上涨,另一方面则由于2022 年因燃煤价格逐渐回归合理区间,燃煤成本的降低提升燃煤电厂的发电意愿,从而导致机组利用小时数的快速增长。图3:2018-2022 年公司营业总收入及同比(单位:亿元)图4:2018-2022 年公司营业收入分布(单位:%)资料来源:W
24、ind、浙商证券研究所 资料来源:Wind、浙商证券研究所 2019 年和年和 2021 年因集团内部火电资产的交割,火电控股装机和发电量有较大增长。年因集团内部火电资产的交割,火电控股装机和发电量有较大增长。2018-2022 年,公司控股装机规模除 2019 年和 2021 年有较快增长外,其他年份平均增幅基本维持在 1%以内。受装机规模影响,公司发电量除 2019 年和 2021 年以外,其他年份平均增幅维持在 2.76%左右。2019 年和 2021 年公司装机量和发电量增长较快,主要系两次大的1079.19 1165.99 1443.02 1684.34 1926.81 8.04%2
25、3.76%16.72%14.40%0%5%10%15%20%25%050002500200212022营业总收入同比(%/右)56.29%71.01%71.27%85.52%86.68%16.58%9.64%10.25%7.34%6.14%0.36%0.22%0.22%0.18%0.57%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%200212022火电水电风电光伏煤炭化工热力国务院 国家能源集团资本控股有限公司 国家能源投资集团有限公司 国电电力发展股份有限公司 其他股东 100%100%50.68%49
26、.22%0.1%57.47%国能大渡河流域水电开发有限公司 北京国电电力有限公司 其他子公司 80%国电电力(600795)公司深度 8/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 资产交割,分别是 2019 年年 1 月月,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;2021 年年 9 月月,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。图5:2018-2022 年控股装机结构及
27、增速(单位:万千瓦,%)图6:2018-2022 年公司发电量及增速(单位:亿千瓦时,%)资料来源:Wind、浙商证券研究所 资料来源:Wind、浙商证券研究所 目前火电板块毛利较低且受燃煤采购价格影响较大,目前火电板块毛利较低且受燃煤采购价格影响较大,火电板块盈亏间接影响公司火电板块盈亏间接影响公司整体整体盈亏平衡。盈亏平衡。2020-2022 年,公司利润率基本保持相对稳定,除 2021 年燃煤价格高涨导致的火电板块亏损,进而间接导致公司整理净利率为负。2022 年,随着保供政策和公司中长期燃煤全覆盖策略下,燃煤采购价格大幅度降低,火电板块转亏为盈,得以修复,但相比其他板块,火电毛利率仍然
28、较低,这主要因为我国电力售价受政府管控因而相对稳定,且火电成本端比水电和新能源发电成本端更容易受原材料价格的影响。图7:2018-2023Q3 年公司销售毛利率与净利率(单位:%)图8:2021-2022 公司主要业务毛利率(单位:%)资料来源:Wind、浙商证券研究所 资料来源:Wind、浙商证券研究所 2 火电:成本优势明显,未来盈利将持续得以修复火电:成本优势明显,未来盈利将持续得以修复 火力发电是公司的主营业务,发电量的主要贡献端。火力发电是公司的主营业务,发电量的主要贡献端。2022 年,火力发电量占比超过83%,营收占比超过 87%,火电的主要成本在于燃煤的采购,但由于十三五期间淘
29、汰落后产能政策,及地缘政治导致的全球能源危机等因素影响,供需错配使得燃煤价格近两年维持高位,2021 年公司火电业务首次出现亏损,毛利率为-1.75%,2022 年受益于国家煤炭保供政策的落地和集团煤炭业务的协同作用,公司实现燃煤采购中长期合同全覆盖,成本降低,火力发电板块扭亏为盈,但仍处于较低毛利率水平,仅 7.27%。我们认为 2024 年燃煤现货价格将基本维持在 900-1000 元/吨,未来燃煤现货价格基本维持区间震荡,中长期合同5.90%61.60%-1.55%13.43%-2.43%-20%0%20%40%60%80%0500000212
30、022火电水电风光伏合计增速(%/右)5.45%71.82%3.00%22.98%-0.16%-20%0%20%40%60%80%0200040006000200212022火电水电风光伏合计增速(%/右)18.61%17.51%20.79%7.25%13.48%15.09%2.76%4.22%6.62%-2.03%3.56%7.85%-5%0%5%10%15%20%25%2002120222023Q3销售毛利率(%)销售净利率(%)7.27%62.78%47.98%46.55%-20%0%20%40%60%80%火电煤炭销售水电新能源发电20212
31、022国电电力(600795)公司深度 9/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 煤价格也将延续 2023 年区间价格,后续随着电价市场化改革的持续推进,火电板块营收将持续得以修复,公司盈利能力有望超预期。2.1 我国第二大火力发电运营商,火电厂地理位置布局合理我国第二大火力发电运营商,火电厂地理位置布局合理 公司所属火电机组容量大,全国排名第二。公司所属火电机组容量大,全国排名第二。2022 年公司火电机组装机量 7183.5 万千瓦,仅次于华能国际 9405.8 万千瓦时,排名全国第二。其中,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
32、机组 19 台,占煤电装机容量的比重为 26.58%。大容量煤电机组热效率高,便于集中控制,经济效益好。火电机组分布范围广,覆盖全国十六个省份。火电机组分布范围广,覆盖全国十六个省份。公司火电机组主要分布三类地区:东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道。我国东部沿海地区经济发展水平高,用电需求量大,布局东部沿海发电厂地理优势明显,位于东部沿海省份的江苏、浙江、广东、福建等地的火力电厂发电量比重超过 45%。其次,我国煤炭基地主要位于“晋陕蒙疆”,公司布局内蒙古、山西地区的火电发电量比重约 15%,可以优先获取优质燃煤资源,减少运输成本。外送电通道主要通过特高压方式将火力电量外送到需求端,公司将
33、此类电厂布局在宁夏、内蒙古等地。图9:2022 年公司火力发电机组在全国各省份发电量权重(%)资料来源:公司年报、浙商证券研究所 2.2 集团内部协同优势明显,火电板块具有成本优势集团内部协同优势明显,火电板块具有成本优势 集团母公司拥有丰富的煤炭、运输和港口资源。集团母公司拥有丰富的煤炭、运输和港口资源。大股东国家能源集团拥有煤炭产能6.2 亿吨/年,煤炭销量 7.7 亿吨,煤矿 72 座,形成了以神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区、宝日希勒矿区等主要矿区为核心的煤炭生产布局,可以有效保证集团内部煤炭供应需求;自营铁路营业里程 2408 公里,运输能力 4.83 亿吨,拥有朔黄铁路,神朔铁路等核
34、心“西煤东送”运输网络,可以优先保证集团内部的运输需求;拥有专业煤炭港口(码头)3个,吞吐量 2.7 亿吨,自有船舶数量 61 艘,航运装船量 20899 万吨,形成了“北煤南送”的运输格局。国电电力(600795)公司深度 10/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 表1:国家能源集团下属矿区资源分布情况(截至 2022 年)矿区矿区 所属单位所属单位 地区地区 煤种煤种 资源储量资源储量(亿吨)(亿吨)可采储量可采储量(亿吨)(亿吨)核定产能核定产能(亿吨)(亿吨)状态状态 煤矿类型煤矿类型 神东矿区神东矿区 神华神东煤矿集团 蒙/陕/晋 长焰煤/不粘煤 153.9 87.2 在产 井工
35、矿 准格尔矿区准格尔矿区 神华准格尔能源有限责任公司 鄂尔多斯 长焰煤 37.2 29.6 在产 露天/井工 胜利矿区胜利矿区 神华北电胜利能源有限公司 内蒙古锡林郭勒 褐煤 19.6 13.3 在产 露天 宝日希勒矿宝日希勒矿区区 国能宝日希勒能源有限公司 内蒙古宝日希勒镇 褐煤 13.3 11.1 在产 露天 包头矿区包头矿区 神华包头矿业有限责任公司 内蒙古包头 长焰煤/不粘煤 0.5 0.3 在产 露天/井工 新街矿区新街矿区 107.6 勘探 井工 合计合计 332.1 141.5 6.2 资料来源:公司年报、浙商证券研究所 燃料成本中关联交易占比高,长协煤采购需求得以优先保障,成本
36、控制能力强。燃料成本中关联交易占比高,长协煤采购需求得以优先保障,成本控制能力强。2022年公司向国家能源集团购买燃料及运输费用 883.29 亿元,占总燃料成本 1144.6 亿元的77.17%,远高于同行业其他公司。2022 年,由于地缘冲突、极端气候等因素的影响,煤炭供需错配,燃煤价格高涨,现货平均价格同比有较大涨幅,电厂普遍面临长协煤签约率低、履约难度大等问题。根据国家发改委 2022 年 2 月 24 日发布的关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知,秦皇岛港下水煤(5500 大卡)中长期交易价格合理区间为570-770 元/吨,远低于同期现货价格。国家能源集团及所属单位作为央企,对
37、国家发改委规定的长协执行力度强,2021 年和 2022 年公司长协煤比例维持高位,分别达到 92%和97%,远高于市场平均水平,公司成本控制更具有优势,抗风险能力强。表2:2022 年可比公司购买燃料的关联交易以及燃料成本 公司 关联方 关联交易内容 2022 年发生额(亿元)2022 年燃料成本(亿元)燃料中关联交易的比例 国电电力 国际能源集团及所属单位 购买燃料及运费 883.28 1144.6 77.17%合计 883.28 华电国际 华电煤业及其子公司 煤炭采购 86.09 828.66 10.39%江苏能源及其子公司、华电山西能源及其子公司、陕煤运销、陕煤化工、华电科工及其子公司
38、、华电香港及其子公司及四川发电及其子公司 煤炭采购 21.74 兖矿能源 煤炭采购 31.44 合计 139.27 内蒙华电 北方联合电力有限责任公司 采购燃煤、材料 16.04 125 12.83%上海华能电子商务有限公司 采购燃煤 1.54 淮河能源西部煤电集团有限责任公司 采购燃煤、咨询费 3.85 合计 21.43 华能国际 华能集团同系子公司 燃料采购款及运力 918.36 1705.07 53.86%华能集团联营企业 燃料采购款及运力 14.87 华能集团合营企业 燃料采购款及运力 6.43 合计 961.09 华润电力 华润集团若干同系附属公司 购买燃料 0.96 587.81
39、0.16%华润集团若干联营企业 购买煤炭 0.265 国电电力(600795)公司深度 11/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 华润集团若干合营企业 购买煤炭 7.155 合计 8.38 资料来源:各公司年报、浙商证券研究所 图10:秦皇岛港口长协煤价格远低于动力煤现货价格 图11:长协煤占国电电力采购动力煤比重对比图 资料来源:Wind、浙商证券研究所 资料来源:公司年报、浙商证券研究所 公司保持燃机技改工作,供电煤耗逐年降低公司保持燃机技改工作,供电煤耗逐年降低。公司对现役机组进行技术改进,实施节能降耗等工作,提高机组发电效率,2022 年,公司火力发电机组平均供电煤耗为 295.0
40、8 克/千瓦时,较上年下降 0.39 克/千瓦时,达到近五年最低水平。发电厂用电率为 3.94%,较上年下降 0.09 个百分点。公司火电机组平均等效可用系数 91.62%,达到全国平均水平。发电效率的提升将进一步缩减燃煤成本,降低碳排放。图12:2018-2022 年火力发电厂供电煤耗(克/千瓦时)与发电厂用电率(%)资料来源:Wind、浙商证券研究所 2021-2022 年公司标煤采购价远低于行业头部公司,火电盈利能力强。年公司标煤采购价远低于行业头部公司,火电盈利能力强。通过母公司资源倾斜、发电机组的技术改进等工作,公司入炉标煤单价始终维持在 1000 元/吨以下,远低于同规模可比公司大
41、唐发电(1026 元/吨)、华能国际(1275 元/吨)、华润电力(1130 元/吨)、国电电力(979 元/吨)。火电毛利率方面,2022 年随着煤炭保供等一系列政策落地,公司火电毛利扭亏为盈,并有显著提升,毛利率达到了 7.27%,领先行业平均水平。02004006008000CCTD秦皇岛动力煤长协价格(元/吨)秦皇岛港动力末煤现货价格(元/吨)0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%120.00%00.511.522.5202020212022采购煤炭量(亿吨)长协煤采购量(亿吨)长协煤比例(%/右)2.00%2.20%2.40%2
42、.60%2.80%3.00%3.20%3.40%3.60%3.80%4.00%4.20%4.40%292293294295296297298299300200212022平均供电煤耗克/千瓦时发电厂用电率(%/右)国电电力(600795)公司深度 12/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图13:2021-2022 年可比火电上市公司的入炉标煤价格(元/吨)图14:2021-2022 年主要火电上市公司的火电业务毛利率 资料来源:公司年报、浙商证券研究所 资料来源:公司年报、浙商证券研究所 2.3 煤炭价格将长期处于合理区间,公司开启盈利修复模式煤炭价格将长期处于合理
43、区间,公司开启盈利修复模式 政策组合拳下,煤价将长期处在一个合理区间。政策组合拳下,煤价将长期处在一个合理区间。2022 年,国家通过“增量、稳价、补长协”的保供方式使全国煤炭产量大幅度增加,全年煤炭产量同比增加约 1 亿吨,扭转2021 年供不应求的局面,供给量超过全社会需求量约 1000 多万吨,煤炭价格增长势头被有效遏制。2023 年上半年,秦皇岛港 5500 大卡动力煤现货价格跌至 800 元/吨以下,2023年下半年,现货煤价格出现一定程度回调。我们认为在经济弱复苏背景下,2024 年上半年,基于政策管控、煤矿安全等因素,秦皇岛港 5500大卡现货平均价格将维持在 900-1000元
44、/吨。2024 年,若美国 FED 降息落地且在降息过程中出现经济明显下行,美国经济将有可能进入衰退阶段,并扰动中国出口,中国隐含能源出口量减少,同时,衰退也将使海外能源供需宽松化,国内煤炭进口量增加,进而使国内煤价进一步回调,火电业务将得到一个长时间的修复期。图15:2018-2022 年我国商品煤产量、进口量与消费量(亿吨)资料来源:Wind、浙商证券研究所 目前,煤炭价格为公司净利润的主要变量,按照公司 2022 年 97%的长协比例计算,假设 2023 年年度现货平均价格维持在 900 元/吨左右,年度长协价格维持在 650 元/吨左右,发电量和售电量维持 2022年的水平,公司火电业
45、务毛利润在 2023 年将达到 275.4 亿元,同比增长 128%,远超市场一致预期。60070080090002大唐发电华能国际华润电力国电电力-20.00%-15.00%-10.00%-5.00%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%20212022大唐发电华能国际华润电力国电电力37.638.537.4639.4240.3939.339.740.542.743.22.812.993.043.232.93055404550200212022商品煤产量 亿吨商品煤消费量 亿
46、吨进口煤炭数 亿吨国电电力(600795)公司深度 13/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 表3:年度煤炭长协价格和现货价格对于公司毛利润影响的敏感性分析 年度现货平均价格(元/吨)年度长协平均价格 (元/吨)1120 1000 950 900 850 800 750 720 120 128 131 134 137 140 144 700 161 168 171 175 178 181 184 650 262 269 272 275 279 282 285 600 363 370 373 376 379 383 386 550 463 471 474 477 480 483 487 资料
47、来源:浙商证券研究所测算 2.4 电价改革持续推进,终端盈利空间扩大电价改革持续推进,终端盈利空间扩大 电价趋于市场化改革,售电端盈利空间进一步扩大。电价趋于市场化改革,售电端盈利空间进一步扩大。国家对电价进行了多次重大改革,促使煤电价格向市场化方向转变,其中 2021 年发布的关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知将上下浮动不超过 15%的限制扩大到了 20%,高耗能企业不受限制;2022 年发布加快建设全国统一电力市场体系的指导意见首次提出经营性用户全面参与市场;2023 年 5 月发布关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知首次实现了分电压等级输配电价结构的核定,明确单一
48、制和两部制电价执行范围,同时电网公司过渡到主要收取输配电价过网费。表4:电价市场化改革相关政策 时间时间 政策文件政策文件 具体内容具体内容 2023 年 5 月 9 日 关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知 输配电价结构更加合理,不同电压等级电价更好反映了供电成本差异,简化用户分类,明确单一制和两部制电价执行范围;首次实现了分电压等级输配电价结构的核定,电网公司过渡到主要收取输配电价过网费,按照电压等级核定容需量电费并首次建立了系统运行费;开放交易多种辅助服务品种,调频、备用、爬坡等服务。2022 年 1 月 28 日 加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 推动电力中长期市场建
49、设。发挥中长期市场在平衡供需、稳定市场预期的基础作用;积极稳妥推进电力现货市场建设,引导现货市场更好发现电力实时价格,准确反应电能供需关系;持续完善电力辅助服务市场,探索用户可调节负荷参与辅助服务交易,培育多元竞争的市场主体。推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场,分批次推动经营性用户全面参与市场,推动将发电、购电计划转化为政府授权的中长期合同。2021 年 10 月 11 日 关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知 有序放开全部燃煤发电电量上网电价。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%,扩大为上下浮动原则上均不超过20%。
50、高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。2019 年 10 月 21 日 关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见 取消煤电价格联动机制,将现行燃煤发电标杆电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。在过渡期,基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%,国家发改委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。2015 年 12 月 31 日 关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知 对已经执行了十二年的煤电价格联动机制进行了调整,明确了煤电价格联动机制以年度为周期,由国家发展改革委统一部署启动,以省(区、市)为单位组织实
51、施;同时,明确电煤价格按照中国电煤价格指数确定,对煤电价格实行区间联动,分档累退联动;以及燃煤机组标杆上网电价和销售电价的测算公式严格按照煤电价格联动机制测算确定。2004 年 12 月 25 日 关于建立煤电价格联动机制的意见 建立煤炭价格与电力价格的传导机制,并提出了煤电价格联动计算方法。以电煤综合出矿价格(车板价)为基础,实行煤电价格联动。为促进电力企业降低成本、提高效率,电力企业要消化 30%的煤价上涨因素。燃煤电厂上网电价调整时,水电企业上网电价适当调整,其他发电企业上网电价不随煤价变化调整 2004 年 4 月 16 日 关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知 对同一地区新投产的
52、同类机组(按水电、火电、核电、风电等分类),原则上按同一价格水平核定上网电价;对安装脱硫环保设施的燃煤电厂,其环保投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价。资料来源:政府网站、浙商证券研究所 国电电力(600795)公司深度 14/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 公司火力发电量趋于稳定,上网电价随着改革推进呈上升趋势公司火力发电量趋于稳定,上网电价随着改革推进呈上升趋势。电价市场化改革政策推进使得火电企业发电意愿上升,公司火力发电量在 2021 年达到并维持高位。此外,公司上网电价近几年有大幅度的提升,2022 年达到 438.88 元/兆瓦时,同比提升 21.46%。图16:2018
53、-2022 公司火力发电量及同比变化(亿千瓦时)图17:2018-2022 公司平均上网电价及同比变化 资料来源:Wind、浙商证券研究所 资料来源:Wind、浙商证券研究所 3 水电:弃水现象持续改善,未来将量价齐升水电:弃水现象持续改善,未来将量价齐升 3.1 水电集中于四川大渡河流域,营收近几年基本保持稳定水电集中于四川大渡河流域,营收近几年基本保持稳定 公司水电资产主要集中于公司水电资产主要集中于四川四川大渡河流域大渡河流域,大渡河流域电厂发电量占比超过,大渡河流域电厂发电量占比超过 80%。目前,公司水电在运机组约 1495.66 万千瓦时,主要分布在辽宁、安徽、浙江、新疆、江西、福
54、建、湖南、青海、四川。2022 年,公司四川省水力发电量为 466.2 亿千瓦时,占公司年度总发电量约 83%,主要由国能大渡河流域水电开发有限公司提供。图18:2022 年公司各省份水电机组发电量占比(单位:%)资料来源:公司年报、浙商证券研究所 受受极端气候影响水极端气候影响水力力发电量发电量虽有下滑,但整体影响可控,抗风险能力强。虽有下滑,但整体影响可控,抗风险能力强。2017-2022年年均发电量为 545 亿千瓦时,自 2020 年起发电量呈下降趋势,2021 年发电量下跌2.27%,主要受寒潮天气、迎峰度夏、“能耗双控”政策等因素影响。同时,2022 年下跌4.71%,主要系 20
55、22 年四川省受持续高温干旱灾害性天气影响,部分日期全省天然来水电量降幅高达 50%,大渡河瀑布沟水电站库区水位降至瀑布沟建厂以来最低的水位。然而,增速虽有下降,但整体发电量变化不大,对板块影响可控。1488.532982.343035.023895.913883.3-50.00%-30.00%-10.00%10.00%30.00%50.00%70.00%90.00%110.00%0500025003000350040004500200212022火力发电量(亿千瓦时)同比增速(%/右)289.65290.38318.87361.34438.880%
56、5%10%15%20%25%0050020021202220公司平均上网电价及同比变化公司平均上网电价及同比变化平均上网电价(元平均上网电价(元/兆瓦时)兆瓦时)同比增长(同比增长(%/%/右)右)新疆,11%四川,83%国电电力(600795)公司深度 15/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 水电为公司第二大收入水电为公司第二大收入来源来源,近年,近年营收基本维持稳定营收基本维持稳定。公司水电收入近五年基本维持在 115 亿元左右,但板块营收占总营收比例呈下降趋势,从 17.78%下滑至 7.69%,下降了约 1
57、0 个百分点,主要系水电机组装机量近几年基本保持在 1400 多万千瓦时,而其他板块装机量却有不同程度增长。水电版块主要成本为折旧,年限平均法下成本较为稳定水电版块主要成本为折旧,年限平均法下成本较为稳定。2019-2022 年成本占总成本的比例较为固定,均在 3%-4%之间。从成本金额来看,2018 年、2021 年成本均有较大的增长,主要是因为 2018 年猴子岩水电站建成并投入使用,2022 年吉牛水电站建成并投入使用。图19:2018-2022 年各版块收入及水电收入占比 图20:2017-2022 年水电版块收入及增速 资料来源:公司年报、浙商证券研究所 资料来源:公司年报、浙商证券
58、研究所 图21:2017-2022 年水电版块发电量及增速 图22:2017-2022 年水电成本占总成本比例 资料来源:公司年报、浙商证券研究所 资料来源:公司年报、浙商证券研究所;注:2017-2020 成本额为折旧额 3.2 调度机制影响市场化程度,公司所属水电公司让利大调度机制影响市场化程度,公司所属水电公司让利大 不同调度机制的水电站执行电价水平不同,大渡河公司水电电价偏低。不同调度机制的水电站执行电价水平不同,大渡河公司水电电价偏低。四川电站调度关系复杂,分为国调国调、西南网调网调、省调省调和地调地调。目前,国调、网调国调、网调水电优先外送,保量保价,留川使用部分优先保障消纳,不参
59、与市场竞争,地调地调水电则优先就地消纳。国调国调电站主要包括金沙江上的向家坝、溪洛渡电站(长江电力)和雅砻江上的锦屏、官地电站(雅砻江水电);西南网调网调包括二滩电站(雅砻江水电);地调地调主要是中小水电;大渡河流域电站属于省调省调,承担对工商业扶持和降价让利责任,因此水电售价不具优势。公司在大渡河流域的水电站全部属于省调电站,2022 年公司参与市场化交易电量4103.71 亿千瓦时,占上网电量的 93.15%,且需承担工商业扶持和降价让利,导致公司水电电价偏低。2022 年公司在四川地区的水电上网电价为 227.62 元/兆瓦时,远低于长江电17.78%11.47%11.26%9.20%7
60、.69%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%05000200212022火电(亿元)水电(亿元)风电(亿元)光伏发电(亿元)水电收入占比(%/右)17.30%-2.62%5.27%0.72%-3.03%-5.00%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%02040608002020212022水电收入(亿元)同比(%/右)9.62%7.78%9.95%-2.27%-4.71%-6.00%-4.00%-2.00%0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%10.00%
61、12.00%005006007002002020212022水电发电量(亿千瓦时)同比(%/右)4.12%7.35%3.52%3.55%3.84%3.71%0%1%2%3%4%5%6%7%8%00702002020212022成本构成项目金额(亿元)水电成本占总成本比例(%/右)国电电力(600795)公司深度 16/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 力的 269.72 元/兆瓦时以及雅砻江水电的 279 元/兆瓦时。根据四川省自 2019 年 7月 1 日执行的电价表,公司 2022 年四川地区水电
62、板块实际的上网电价低于公司在大渡河流域水电站的批复电价。图23:2021 及 2022 年公司及可比水电企业上网电价(元/兆瓦时)资料来源:各公司年报、浙商证券研究所 表5:四川电网水电上网电价调整表(单位:万千瓦时,元/千千瓦时)(2019年 7 月 1 日起执行)企业名称企业名称 电站名称电站名称 税率调整后电价税率调整后电价 含税 13%含税 3%不含税 国电大渡河瀑布沟发电有限公司 瀑布沟 334.100 304.600 295.700 国电大渡河深溪沟水电有限公司 深溪沟 289.700 264.100 256.400 国电大渡河枕头坝发电有限公司 枕头坝 297.400 271.1
63、00 263.200 国电大渡河大岗山水电开发有限公司 大岗山 297.400 271.100 263.200 国电大渡河猴子岩水电建设有限公司 猴子岩 338.000 308.100 299.100 国电大渡河沙坪水电建设有限公司 沙南 297.400 271.100 263.200 四川大渡河龙头石水力发电有限公司 龙头石 278.200 253.600 246.200 资料来源:四川省发展和改革委员会,浙商证券研究所 3.3 电力供需形势趋紧,水电电价未来有望逐步上升电力供需形势趋紧,水电电价未来有望逐步上升 四川经济高质量发展使电力供需趋紧。四川经济高质量发展使电力供需趋紧。2018-
64、2022 年全社会及四川省用电量持续增长,且四川省用电量增速始终高于全社会用电量。四川省国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要预计“十四五”期间四川省经济总量年均增长 6%,四川省“十四五”电力发展规划提出“十四五”时期,四川经济社会将持续高质量发展,用电负荷将保持较高增速,预计 2025 年全社会用电量为 3700亿千瓦时。同时,随着成渝地区双城经济圈建设,川渝地区将成为国家高质量发展的重要增长极,将进一步推动用电需求增长。水力发电受天气影响较大,不确定因素使高峰时期电力供需更加偏紧。水力发电受天气影响较大,不确定因素使高峰时期电力供需更加偏紧。四川省电力生产严重依赖
65、水电,2022 年水电生产比例达 77%。水电生产的季节性强,具有“丰余枯缺”的特点。在丰水期,如遇极端天气也会导致电力生产不足。2022 年夏季四川省持续高温,降水量为历史同期最少,导致多个水库临近死水位,水电发电量减少 50%。四川省受水电生产特点的影响,电力供给具有不确定性。趋紧的供需形势将推动水电电价上升。趋紧的供需形势将推动水电电价上升。根据中电联对电力供需形势的分析,2022 年四川省电力供需形势紧张。四川省电力交易中心发布的2021 年度四川电力市场运营报告265.63262266.1269.72279227.62200220240260280300长江电力雅砻江水电国电电力20
66、212022国电电力(600795)公司深度 17/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 指出,由于四川省进入经济高速发展期,未来用电需求将稳步上升,电力供需形势将由“丰余枯缺”加快转向“丰枯均缺”。2018-2022 年公司四川地区水电上网电价及四川省平均交易电价整体呈现上升态势,随着未来电力供需形势趋紧,电价将进一步上升。图24:2018-2022 年全社会及四川省用电量增速(单位:%)图25:2018-2022 年公司水电上网电价及四川交易平均电价(单位:元/兆瓦时)资料来源:中电联,浙商证券研究所 资料来源:公司公告,四川省电力交易中心,浙商证券研究所 注:2020 年及以前的电价为
67、售电价(销售电价=上网电价+输配电价+输配电损耗+政府性基金)3.4 特高压外送通道即将建成,“弃水现象”将明显改善特高压外送通道即将建成,“弃水现象”将明显改善 汛期川电外送受阻汛期川电外送受阻+内部通道容量不足,“汛期弃水”问题限制水力转化率。内部通道容量不足,“汛期弃水”问题限制水力转化率。四川省电源结构特殊,网调关系复杂,形成了全国最为典型的“强直弱交”电网。为规避这种电网格局给全局安全水平带来威胁,四川省限制攀西、甘孜等地 500 千伏的输送容量,并下调特高压直流运行功率。丰水期,锦苏和溪浙特高压直流分别限制在额定容量的 95%和 90%运行,造成四川省水电弃水问题严重。2020 年
68、仅大渡河弃水电量就占到了全国弃水电量的36%,大渡河干流水电站投产即受限问题严峻。此外,四川省的电力供应存在明显的“丰裕枯竭”特征,汛期川电外送通道不足,而四川电网内部通道容量不足,攀西断面1问题严重。图26:2012-2020 年四川电网水电“弃水”电量(亿千瓦时)图27:2020 年大渡河干流弃水电量占全国弃水电量比重 资料来源:中国能源报、浙商证券研究所 资料来源:中国能源报、浙商证券研究所 攀西电网优化工程开工,存量电站水力转化率将提升。攀西电网优化工程开工,存量电站水力转化率将提升。根据四川省人民政府印发的四川省电源电网发展规划(20222025 年),在电网工程“送的出”方面,四川
69、省拟拓展省内负荷中心输电通道。其中主要重点项目包括两个重点项目,一是建设一是建设 1000 千伏特高千伏特高压输电通道压输电通道,2025 年前建成投产甘孜-天府南-成都东、阿坝-成都特高压交流输变电工程,2025 年前建成攀西地区特高压交流输变电工程。二是建设二是建设 500 千伏输电通道千伏输电通道,建成投产甘 1攀西断面问题:联络四川攀西电源中心与各个负荷中心的若干线路统称为攀西输电断面,攀西断面问题指的是该断面的输出容量受电网安全限制,局部断面受阻。0%5%10%15%20%200212022全社会用电量四川用电量05003002018201
70、9202020212022国电电力四川省平均交易电价762697102142139.9602012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020大渡河干流弃水电量,36%四川省其他弃水电量,31%其他全国主要流域弃水电量,33%国电电力(600795)公司深度 18/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 谷地-蜀州改接、建昌换流站-叙府、月城、川藏铁路供电配套金沙江上游-甘孜特等项目并开工建设攀枝花断面加强项目。2023 年 1 月 30 日,根据北极星输配电网报道,目前攀西电网优化改造工程已经正式开工,未来攀西电
71、网清洁能源消纳能力将进一步提升,大渡河流域水能水力转化为电量比率将提升。3.5 增持国能大渡河股权,扩充水电优质资产增持国能大渡河股权,扩充水电优质资产 国能大渡河股权提升至国能大渡河股权提升至 80%,水电优质资产增加。,水电优质资产增加。大渡河是四川水能资源丰富的三大河流之一,在国家规划的十三大水电基地中排名第五位,主要由大渡河公司等企业对其干流水电资源进行开发。国能大渡河公司是国电电力公司水电版块核心构成。2022 年四川省国能大渡河公司的发电量占国电电力总水电发电量的 83.10%。因国能大渡河公司在电力调度优先级上主要满足四川省省调需求,产生的水电电力主要在省内消纳。2022 年 9
72、月 26日,国电电力与国家能源集团进行资产互换,获取了国家能源集团旗下大渡河公司 11%的股权,国电电力持有股权从 69%提升至 80%,公司优质水电资产进一步提升。图28:2022 年各省水电发电量占总水电发电量比重(单位:%)资料来源:公司公告、浙商证券研究所 表表6 6:截至 2022 年,公司投资相关水电企业基本情况 被投资的水电公司名称被投资的水电公司名称 地理位置地理位置 占被投资公司权益的比例占被投资公司权益的比例(%)国电电力福建新能源开发有限公司 福建 100%国能大渡河流域水电开发有限公司 四川 80%国电电力发展和禹水电开发公司 辽宁 100%国电电力发展股份有限公司大兴
73、川电站 吉林 100%国家能源集团湖南电力有限公司 湖南 100%国家能源集团江西电力有限公司 江西 100%国家能源集团福建能源有限责任公司 福建 100%资料来源:公司公告、浙商证券研究所 3.6 增量水电项目开工,大渡河公司资产进一步扩容增量水电项目开工,大渡河公司资产进一步扩容 水电工程在建、筹建稳步推进,水电电力供给量将进一步提升。水电工程在建、筹建稳步推进,水电电力供给量将进一步提升。据大渡河干流水电规划调整报告显示,大渡河干流规划河段(下尔呷铜街子)总装机容量为 2340 万千瓦。该河段开发任务是以发电为主,以下尔呷、双江口水电站、猴子岩、长河坝、大岗山、瀑布沟等形成主要梯级格局
74、的 3 库 22 级开发方案。其中国能大渡河公司负责干流 17个梯级电站的开发,总装机约 1770 万千瓦,约占大渡河干流规划装机容量的 70%。截至2023 年 6 月,公司在大渡河干流已投产铜街子、龚嘴、沙坪二级、枕头坝一级、深溪沟、瀑布沟、大岗山、猴子岩、吉牛 9 个电站总装机容量 1130 万千瓦。在建电站有双江口、金辽宁,2.79%安徽,0.11%浙江,0.25%新疆,10.54%江西,2.01%福建,0.31%湖南,0.19%青海,0.69%四川,83.10%国电电力(600795)公司深度 19/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 川、枕头坝二级、沙坪一级 4 个水电站总装机
75、 352 万千瓦,如上述枕头坝二级、沙坪一级两个水电项目预计将在 2025 年首台机组投产。前期筹建项目有安宁、巴底、丹巴、老鹰岩一级、老鹰岩二级等 5 个项目总装机 290 万千瓦。在建工程建成后,预计装机容量、年发电量将均提升约 30%,水电电力供给增加。表7:国电电力大渡河干流主要水电站基本情况 电站名称电站名称 装机容量(万装机容量(万 kW)年发电(亿千瓦时)年发电(亿千瓦时)状态状态 投产时间投产时间 铜街子水电站 67.5 32.1 已投产 1994 龚嘴水电站 77 34 1978 沙坪二级水电站 34.8 15.11 2016 枕头坝一级水电站 72 42.52 2014 深
76、溪沟水电站 66 32 2012 瀑布沟水电站 360 145.8 2009 大岗山水电站 260 114.3 2015 猴子岩水电站 170 73.64 2018 吉牛水电站 24/2021 双江口水电站 200 77.07 在建 2024(预计)金川水电站 86 34.86 2025(预计)枕头坝二级水电站 32.6 15 2026(预计)沙坪一级水电站 34 16.35 2026(预计)安宁水电站 38/前期筹建/巴底水电站 72/丹巴水电站 120/老鹰岩一级、二级水电站 57/资料来源:公司官网、债券募集说明书、公司年报 4 风光发电:风光发电:“十四五十四五”规划装机规划装机 35
77、GW,截至,截至 2022 年增量明显年增量明显 公司新能源项目质量占优,风光利用小时数超行业平均。公司新能源项目质量占优,风光利用小时数超行业平均。公司设备主要分布在新疆和浙江区域,两区域风能、太阳能等新能源资源丰富,风能资源总储量、太阳能全年平均日照时数均居全国前列。风电方面,公司 2018-2022 年平均利用小时数为 2225.2 小时,行业平均 2140.6 小时,超过行业平均 84.6 小时;光伏方面,公司 2018-2022 年平均利用小时数为 1459.4 小时,行业平均 1279.2 小时,超过行业平均 180.2 小时;这主要系公司新能源项目质量占优,风光机自然条件较好。图
78、29:2018-2022 年公司和全国风电年平均利用小时数对比(单位:小时)图30:2018-2022 年公司和全国光伏年平均利用小时数对比(单位:小时)资料来源:公司年报,中电联,浙商证券研究所 资料来源:公司年报,中电联,浙商证券研究所 公司借力“十四五”转型规划,计划新增公司借力“十四五”转型规划,计划新增 35GW 新能源装机。新能源装机。公司加速低碳化转型和加快新能源规模化开发,“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0220023002400200212022公司风电行业风电05000201
79、820022公司光伏行业光伏国电电力(600795)公司深度 20/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 到 40%以上;公司将持续优化资源布局和结构,夯实公司新能源发展基本盘,提升公司新能源装机速度。集团公司方面,国家能源集团“十四五”期间,计划新增装机 7000-8000 万千瓦,位于五大发电集团前列。国家能源集团下属子公司规模较大的主要为国电电力、龙源电力和国华投资,三家公司“十四五”期间分别计划新增0.35、0.3、0.2亿千瓦新能源装机,国电电力装机规模位于前列。表表8 8:“十四五”五大发电集团(可比公司)新能源装机规划对比 名称名称“十四五十四五”集团公司
80、新能源装机规划集团公司新能源装机规划 新增装机新增装机规划规划(亿千瓦)(亿千瓦)国家能源集团“十四五”期间,实现清洁可再生能源跨越式发展,新增装机 7000-8000 万千瓦。0.7-0.8 华能集团“十四五”期间,新增新能源装机 8000 万千瓦以上,到 2025 年,进入世界一流能源企业行列,发电装机达到 3 亿千瓦左右,确保清洁能源装机占比 50%以上,到 2035 年,进入世界一流能源企业前列,发电装机突破 5 亿千瓦,清洁能源装机占比 75%以上。0.8+华电集团 在 2025 年实现碳达峰,新增新能源装机 7500 万千瓦,非化石能源装机占比达到 50%以上,全口径碳排放强度较“
81、十三五”末下降 17%;力争到 2030年,碳排放总量较 2025 年下降 5%,非化石能源装机占比达到 65%。0.75 国家电投集团 2023 年将实现国家电投在国内的“碳达峰”,到 2025 年,国家电投电力装机将达到 2.2亿千瓦,清洁能源装机比重提升到 60;到 2035 年,电力装机达 2.7 亿千瓦,清洁能源装机比重提升到 75。0.45 大唐集团 实现从传统电力企业向绿色低碳能源企业转型,到 2025 年非化石能源装机超过 50%,提前 5 年实现“碳达峰”。0.38 资料来源:各集团官网,索比光伏网,北极星风力发电网,浙商证券研究所 表表9 9:“十四五”期间国家能源集团旗下
82、各子公司新能源装机规划对比 名称名称“十四五十四五”发展规划中涉及新能源发展主要内容发展规划中涉及新能源发展主要内容 新增装机规划(亿千瓦)新增装机规划(亿千瓦)国电电力 加快新能源规模化开发和煤电扩容升级,“十四五”期间公司计划新增新能源装机 3500 万千瓦,清洁能源装机占比达到 40%以上,加快低碳化、高端化、服务化、数字化转型发展。0.35 龙源电力“十四五”期间,公司规划新增新能源装机 30GW。0.3 国华投资 大力推进可再生能源的发展,“十四五”公司计划新增装机容量 2000 万千瓦,注重推进风光氢储的一体化发展模式,打造氢能联盟服务链。0.2 资料来源:各公司公告,国际风力发电
83、网,“十四五”氢能产业发展论坛,浙商证券研究所 截至截至 2022 年,绿电装机增量明显,“十四五”年,绿电装机增量明显,“十四五”末期末期有望维持边际高增长有望维持边际高增长。公司深耕资源丰富的北部地区,中部区域扩大项目覆盖范围,积极探索东部发达地区分布式绿电项目。因此,受益于公司新能源项目合理化布局,在装机方面装机方面,公司在 2022 年装机规模增速较快,总装机量达到 1058.94万千瓦,同比增速 42.4%。在发电方面发电方面,2022年公司发电量和上网电量增长明显,分别为 189.22 亿千瓦时和 183.67 亿千瓦时,同比增长 21.09%和 21.07%,远高于过去五年的平均
84、水平,未来有望维持高增长态势。图31:2018-2022 年公司风光控股装机规模及同比增速(单位:万千瓦,%)图32:2018-2022 年公司新能源发电量及同比增速(单位:亿千瓦时,%)资料来源:公司年报,浙商证券研究所 资料来源:公司年报,浙商证券研究所 0%10%20%30%40%50%02004006008001,0001,200200212022风光控股装机容量(万千瓦)同比增速(%/右)-5%0%5%10%15%20%25%0500212022发电量上网电量发电量同比上网电量同比(%/右)国电电力(600795)公司
85、深度 21/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 公司公司不断不断获取资源获取资源,规模持续扩张,规模持续扩张,储备项目有望推动公司新一轮增长极储备项目有望推动公司新一轮增长极。公司 2021年积极进行战略布局,随着“十四五”发展规划落地,2022 年在建项目 672.92 万千瓦,获取资源 1947 万千瓦,其中风电 331 万千瓦,光伏 1616 万千瓦;核准备案 1620 万千瓦,其中风电 136 万千瓦,光伏 1484 万千瓦;开工 793.1 万千瓦,其中风电 136.6 万千瓦,光伏656.5 万千瓦;2023 年计划获取新能源资源超过 1400 万千瓦,核准 1200 万千瓦,
86、开工 960万千瓦,投产 800 万千瓦。资本开支方面,分项目来看,2021-2022 年公司新能源项目相对于水电、火电项目支出占比维持高位,支出占比从 29.98%增长到 41.39%,基于公司的发展战略规划,我们预计2023年新能源支出相比 2022年可能有所下降,但占比仍有望达到 34%左右,为主要支出项目”;从整体来看,2020-2022年公司资本性支出规模分别为 164.73、292.84、478.29亿元,三年 CAGR 高达 42.7%,同时,新能源项目支出占比维持在 30%-40%。2023 年公司预计资本性支出达到 618 亿元,同比增长 29.21%,新能源项目支出增加到
87、210.15 亿元,占比 34%。表表1010:2022、2023 公司战略布局及资源获取情况 年份年份 公司战略布局及资源获取情况公司战略布局及资源获取情况 2023 1)2023 年加快可再生能源规模化开发,落实基地项目,突破海上风电,稳妥布局分布式项目,统筹推进水电项目,大力推进海外项目。2)2023 年年初根据年报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。2022 1)2022 年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
88、承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模,海上风电、海上光伏已制定整体发展策略,进入快速规模化开发阶段。2)2022 年在建项目 672.92 万千瓦,获取资源 1947 万千瓦,其中风电 331 万千瓦,光伏 1616 万千瓦;核准备案 1620 万千瓦,其中风电 136 万千瓦,光伏 1484 万千瓦;开工 793.1万千瓦,其中风电 136.6 万千瓦,光伏 656.5 万千瓦;资料来源:公司年报,浙商证券研究所 图33:2020-2023E 公司新能源项目支出及占比(单位:亿,%)图34:2021-2023E 公司各项目支出占比(单位:%)资料来源:公司年报,浙商证券研究所 资
89、料来源:公司年报,浙商证券研究所 00.050.10.150.20.250.30.350.40.45005006007002020202120222023E资本性支出新能源支出占比(%/右)0%20%40%60%80%100%202120222023E新能源项目水电项目火电项目其他项目国电电力(600795)公司深度 22/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 盈利预测及盈利预测及估值估值 5.1 公司盈利预测公司盈利预测 火电业务方面火电业务方面。考虑到火力发电仍然为我国的主要发电方式,同时火力发电充当了新能源调峰调谷的角色,短期内我国火力发电装机容量仍将保持缓慢
90、增长。公司火电营收为公司主营业务,母公司丰富的燃煤资源给公司提供了较低的燃煤采购成本和供给保证。因此,考虑到业务过往情况及未来发展趋势,我们预测(1)控股装机方面控股装机方面。由于 2022 年火电项目开工 485 万千瓦,投产 200 万千瓦,剩余285 万千瓦时预计 2023 年投产。截至 2022 年末仍然有在建火电项目 635.4 万千瓦,预计2024/2025 年陆续投产。因此,我们预计 2023-2025 年公司燃煤火电机组装机容量+4.02%、+2.88%、+5.59%;燃气火电机组无增量装机,保持不变。(2)利用小时数方面利用小时数方面。火电机组发电小时数受燃煤价格、经济发展等
91、因素影响。特别是 2022 年后由于集团公司资源支持下长协煤全覆盖,机组发电小时数主要受经济发展和下游需求的影响较大,2023 年利用小时数根据半年报数据进行推算,其他年份预计维持 2023年趋势并有所修复。因此,我们预计 2023-2025 年公司燃煤火电机组利用小时数-3.94%、+1.04%、+0.85%;燃气机组利用小时数+0.65%、+1.04%、+0.85%。表11:火力发电相关指标预测 火电板块 2,019 2,020 2,021 2,022 2023E 2024E 2025E 营业收入(百万元)83,373 82,807 139,738 164,378 162,377 168,
92、372 182,082 同比(%)0.00%-0.68%68.75%17.63%-1.22%3.69%8.14%火电-煤炭机组 发电量(亿千瓦时)3,873 3,860 3,677 3,823 4,071 同比(%)-0.34%-4.73%3.95%6.49%控股装机(万千瓦)7,638 7,082 7,367 7,578 8,002 同比(%)-7.29%4.02%2.88%5.59%利用小时(小时)5,197 4,992 5,044 5,087 同比(%)-3.94%1.04%0.85%上网电价(元/千千瓦时)374 462 466 471 476 同比(%)23.62%1.01%1.01
93、%1.01%火电-天然气机组 发电量(亿千瓦时)23 23 24 24 24 同比(%)1.78%0.66%1.04%0.85%控股装机(万千瓦)102 102 102 102 102 同比(%)0.04%0.00%0.00%0.00%利用小时(小时)2,302 2,317 2,341 2,361 同比(%)0.00%0.65%1.04%0.85%上网电价(元/千千瓦时)593 926 1,024 1,034 1,045 同比(%)56.28%10.56%1.00%1.00%资料来源:公司年报、浙商证券研究所 国电电力(600795)公司深度 23/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 水电
94、业务方面。水电业务方面。水电是公司的第二大业务,主要集中于四川大渡河流域,发电量受气候影响较大,同时水电成本主要是设备的折旧。因此,考虑到水电在建机组情况和未来的气候因素,我们预测(1)控股装机方面控股装机方面,由于公司有四项在建水电工程,在建水电 394.65 万千瓦时,假设未来三年陆续投产。因此,我们预测 2023-2025 年公司水电机组装机容量+8.8%、+8.08%、+7.48%。(2)利用小时数方面利用小时数方面,今年西南地区降水量偏少,6 月四川省平均降水量 86.4 毫米,比多年同期偏少近四成。四川多条河流来水较多年平均水平偏枯,大渡河 5、6 月降水及天然来水同比大幅减少,其
95、中 5 月同比减少四成,6 月同比减少超过六成。2023 年水电利用小时数根据半年报数据进行推算,考虑到历年水电利用小时数波动较为平稳,假设 2024 和2025 年不发生极端的降水因素变化,我们预计 2023-2025 年公司水电机组利用小时数同比增长-33.88%、+36.63%、-5.37%。表12:水力发电相关指标预测 水电板块 2,019 2,020 2,021 2,022 2023E 2024E 2025E 营业收入(百万元)11,317 11,913 11,999 11,636 8,514 12,792 13,287 同比(%)5.27%0.72%-3.02%-26.83%50.
96、25%3.87%发电量(亿千瓦时)548 602 584 561 404 596 606 同比(%)9.95%-3.03%-3.97%-28.07%47.67%1.71%上网电量(亿千瓦时)544 598 589 557 400 591 601 同比(%)10.02%-1.55%-5.45%-28.07%47.67%1.71%上网电量/发电量 0.99 0.99 1.01 0.99 0.99 0.99 0.99 装机容量(万千瓦)1,437 1,437 1,497 1,496 1,627 1,759 1,890 同比(%)4.18%-0.11%8.80%8.08%7.48%利用小时(小时)3,
97、818 4,192 3,934 3,751 2,480 3,388 3,206 同比(%)9.79%-6.15%-4.65%-33.88%36.63%-5.37%上网电价(元/MWh)231 236 241 245 250 同比(%)2.01%2.00%2.00%2.00%资料来源:公司年报、浙商证券研究所 新能源发电业务方面新能源发电业务方面,公司新能源发电分为风电和光伏发电,为公司近期重点建设项目,发电量在公司总发电量的比重在稳步上升趋势。因此,考虑到未来公司发展重点和国家战略规划等因素,我们预测(1)控股装机方面控股装机方面,新能源项目储备加强,2023 年新增装机 173.32 万千瓦
98、,在建 620.01 万千瓦,我们假设截至 2025 年在建工程会陆续投产。因此,我们预计 2023-2025 年公司风电机组装机容量+2.86%、+9.12%、+8.36%,光电机组装机容量+48.55%、+43.01%、+30.08%。(2)利用小时数方面利用小时数方面,风力发电受风况、气候、自然灾害、机器设备等影响,而太阳能发电主要受光照资源、机器设备、天气状况等因素影响,两者不确定因素较多,考虑到历年风电光伏利用小时数波动较为平稳,假设 2024 和 2025 年不发生极端的天气因素变化,我们预计 2023-2025年公司风电机利用小时数+13.76%、-7.92%、+1.36%,光电
99、机组利用小时数-9.05%、+15.46%、-6.06%。国电电力(600795)公司深度 24/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 表13:风力发电相关指标预测 风电板块 2,019 2,020 2,021 2,022 2023E 2024E 2025E 营业收入(百万元)6,067 6,149 6,871 7,832 8,983 9,139 10,125 同比(%)1.35%11.74%13.99%14.70%1.74%10.79%发电量(亿千瓦时)130 133 152 167 196 197 216 同比(%)2.14%14.31%9.69%17.56%0.48%9.83%上网电量
100、(亿千瓦时)126 129 148 162 190 191 210 上网电量/发电量 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 装机容量(万千瓦)606 633 707 746 767 837 907 利用小时(小时)2,170 2,146 2,256 2,245 2,554 2,352 2,384 同比(%)-1.10%5.12%-0.49%13.76%-7.92%1.36%上网电价(元/MWh)527 542 548 553 559 同比(%)2.88%1.00%1.00%1.00%资料来源:公司年报、浙商证券研究所 表14:光伏发电相关指标预测 光伏板块 2,
101、019 2,020 2,021 2,022 2023E 2024E 2025E 营业收入(百万元)254 257 301 1,072 2,420 4,136 5,193 同比(%)1.18%17.12%256.15%125.78%70.87%25.57%发电量(亿千瓦时)3.12 3.19 4.29 22.52 51.43 84.92 103.77 同比(%)2.24%34.48%424.94%128.36%65.13%22.20%上网电量(亿千瓦时)3.06 3.17 4.17 21.82 49.83 82.28 100.54 上网电量/发电量 0.98 0.99 0.97 0.97 0.9
102、7 0.97 0.97 装机容量(万千瓦)21 21 37 313 465 665 865 利用小时(小时)1,547 1,506 1,509 1,216 1,106 1,277 1,200 同比(%)-2.63%0.18%-19.42%-9.05%15.46%-6.06%上网电价(元/MWh)786 524 539 555 572 同比(%)-33.40%3.00%3.00%3.00%资料来源:公司年报、浙商证券研究所 关于公司成本关于公司成本。公司火电业务的成本主要是燃煤成本,而水电和新能源发电业务的成本主要是折旧摊销。由于供电耗煤和发电厂的锅炉的使用效率有关,随着工艺改进,供电耗煤呈缓慢
103、下降趋势,我们预计 2023-2025 年公司供电耗煤同比下降-0.13%/-0.13%/-0.13%,与 2022 年同比下降幅度持平。同时,由于燃煤价格在 2023 年有所回落,2023 年上半年入炉综合标煤单价同比下降 23.82%,然而 2023年下半年煤价回调,基本维持在900-1000 元/吨区间,因此,我们预计 2023-2025 年公司入炉标煤单价-2%、-3%、-3%。国电电力(600795)公司深度 25/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 表15:公司电力业务成本预测(百万人民币)2019 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 主营业务成本
104、 96,188 115,461 156,087 166,699 153,672.66 155,479.67 160,541.87 同比(%)20.04%35.19%6.80%-7.81%1.18%3.26%燃料费 54077.59 51259.71 103856.58 114460.87 103947.27 104673.33 107976.28 同比(%)-5.21%102.61%10.21%-9.19%0.70%3.16%供电耗煤(克/千瓦时)299.03 298.45 295.47 295.08 294.69 294.30 293.91 同比(%)-0.19%-1.00%-0.13%-0
105、.13%-0.13%-0.13%入炉标煤单价(元/吨)577.55 549.28 900.42 978.78 959.20 930.43 902.52 同比(%)-4.89%63.93%8.70%-2%-3%-3%单位燃料成本(元/千瓦时)0.173 0.164 0.266 0.289 0.283 0.274 0.265 同比(%)-5.08%62.29%8.56%-2.13%-3.13%-3.13%折旧摊销 18744.83 19251.44 17629.60 18297.57 18990.86 19710.41 20457.22 同比(%)2.70%-8.42%3.79%3.79%3.79
106、%3.79%资料来源:公司年报、浙商证券研究所 表16:公司主营业务收入预测(百万人民币)2019 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 主营业务收入 110,886 109,391 163,407 189,645 185,825 197,386 213,258 占总收入(%)95%76%97%98%98%98%98%电力及热力 101,011 101,126 158,909 184,918 182,294 194,439 210,688 同比(%)0.11%57.14%16.37%-1.42%6.66%8.36%占主营业务收入(%)86.63%70.08%94.3
107、4%95.97%96.19%96.61%97.18%火电 83,373 82,807 139,738 164,378 162,377 168,372 182,082 同比(%)-0.68%68.75%17.63%-1.22%3.69%8.14%水电 11,317 11,913 11,999 11,636 8,514 12,792 13,287 同比(%)5.27%0.72%-3.02%-26.83%50.25%3.87%风电 6,067 6,149 6,871 7,832 8,983 9,139 10,125 同比(%)1.35%11.74%13.99%14.70%1.74%10.79%光伏
108、254 257 301 1,072 2,420 4,136 5,193 同比(%)1.18%17.12%256.15%125.78%70.87%25.57%煤炭 9,875 8,266 4,498 4,726 3,832 3,073 2,728 同比(%)-16.30%-45.58%5.09%-18.93%-19.81%-11.22%占主营业务收入(%)8.47%5.73%2.67%2.45%2.02%1.53%1.26%资料来源:公司年报、浙商证券研究所 国电电力(600795)公司深度 26/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 5.2 公司估值与投资建议公司估值与投资建议 公司火电、水
109、电和新能源发电业务,皆具备一定规模,因此我们选取分部估值法进行估值。火电部分火电部分,我们选取火电上市公司大唐发电和华电国际作为可比公司,可比公司 PE均值为 11.17 倍,我们预计公司火电板块 2023 年归母净利润为 26.34 亿元,因此板块预估市值为 294.17 亿元 水电部分,水电部分,我们选取水电上市公司华能水电、川投能源和国投电力作为可比公司,可比公司 PE 均值为 17.36 倍,我们预计公司水电板块 2023 年归母净利润为 9.82 亿元,因此板块预估市值为 170.52 亿元 新能源发电部分新能源发电部分,我们选取新能源发电上市公司上海电力和三峡能源作为可比公司,可比
110、公司 PE 均值为 14.99,我们预计公司新能源发电板块 2023 年归母净利润为 28.8 亿元,因此板块预估市值为 431.63 亿元 由于电力及热力板块业绩占比极高,仅考虑公司火电/水电/新能源板块,分部估值合计约 896.32 亿元,对应目标价为 5.03 元/股。因此,首次覆盖,给予公司“买入”评级。表17:可比公司盈利数据及估值 简称 股价 市值(亿元)PB EPS PE ROE 2024/1/24 2023E 2023E 2024E 2025E 2023E 2024E 2025E 2023E 大唐发电 2.37 438.61 0.67 0.19 0.26 0.33 12.57
111、9.02 7.16 5.36%华电国际 5.60 572.74 0.94 0.57 0.69 0.77 9.77 8.14 7.31 9.58%火电公司均值 0.80 11.17 8.58 7.23 7.47%华能水电 8.59 1546.20 2.17 0.43 0.48 0.52 20.09 18.01 16.54 10.79%国投电力 13.20 983.95 1.69 0.90 1.04 1.14 14.64 12.63 11.61 11.55%水电公司均值 1.93 17.36 15.32 14.07 11.17%三峡能源 4.36 1247.96 2.01 0.22 0.26 0.
112、30 19.57 16.68 14.62 10.29%上海电力 7.79 219.42 0.95 0.75 0.60 0.71 10.40 12.94 11.04 9.17%新能源公司均值 1.48 14.99 14.81 12.83 9.73%资料来源:Wind、浙商证券研究所 表18:分部估值法测算国电电力市值 分部估值法 火电 水电 新能源 板块预测净利润(亿元)26.34 9.82 28.80 可比公司平均估值(亿元)11.17 17.36 14.99 板块预估市值(亿元)294.17 170.52 431.63 公司估值汇总如下公司估值汇总如下 总市值(亿元)896.32 总股份(股
113、)178.36 股价(元/股)5.03 资料来源:浙商证券研究所 国电电力(600795)公司深度 27/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 5.3 风险提示风险提示 煤价上涨煤价上涨超预期超预期;目前煤炭价格维持在一个相对稳定的价格区间,火电业务盈利实现修复,未来如果煤炭价格进一步上涨,煤炭中长期合同价格也将受到影响,煤电板块将盈利受限 大渡河弃水改善不及预期:大渡河弃水改善不及预期:目前弃水现象是影响公司水电板块的主要影响因素,未来特高压项目的陆续投运将事关板块盈利是否改善的关键因素。新能源项目建设不及预期:新能源项目建设不及预期:公司在建工程中绝大多数是风电和光伏项目,按照公司未来的
114、规划,该板块装机量将有一个大的提升,如果不可控因素影响板块装机速度,板块发电量的增长将受到影响。国电电力(600795)公司深度 28/29 请务必阅读正文之后的免责条款部分 Table_ThreeForcast 表附录:三大报表预测值表附录:三大报表预测值 资产负债表 利润表 (百万元)2022 2023E 2024E 2025E (百万元)2022 2023E 2024E 2025E 流动资产流动资产 58,617 64,661 66,126 70,765 营业收入营业收入 192,681 189,514 201,257 216,806 现金 20,968 20,502 19,250 19
115、,809 营业成本 166,699 153,673 155,480 160,542 交易性金融资产 0 0 0 0 营业税金及附加 2,363 2,496 2,609 2,800 应收账项 21,349 24,107 24,464 25,608 营业费用 31 76 101 108 其它应收款 2,624 4,402 3,416 3,509 管理费用 1,753 1,885 1,959 2,103 预付账款 4,472 3,595 3,902 4,031 研发费用 602 583 618 668 存货 6,096 6,132 6,372 6,285 财务费用 7,551 10,020 11,1
116、76 15,290 其他 3,108 5,922 8,722 11,522 资产减值损失(3,646)(1,686)(1,937)(2,080)非流动资产非流动资产 354,235 377,082 407,191 427,195 公允价值变动损益 0 0 0 0 金融资产类 2,226 2,226 2,226 2,226 投资净收益 1,400 1,554 1,650 1,778 长期投资 12,921 12,221 11,521 10,821 其他经营收益 628 562 605 658 固定资产 259,753 269,348 282,885 288,115 营业利润营业利润 12,296
117、 20,290 28,734 34,780 无形资产 9,695 10,033 10,498 10,866 营业外收支(2,045)(1,251)(4,000)(4,000)在建工程 61,401 74,907 91,346 106,409 利润总额利润总额 10,251 19,039 24,734 30,780 其他 8,240 8,348 8,715 8,758 所得税 3,384 1,904 2,968 4,309 资产总计资产总计 412,852 441,743 473,317 497,960 净利润净利润 6,866 17,135 21,766 26,471 流动负债流动负债 119
118、,864 133,259 135,225 136,571 少数股东损益 4,042 9,354 11,914 14,658 短期借款 43,045 44,045 45,045 46,045 归属母公司净利润归属母公司净利润 2,825 7,781 9,853 11,813 应付款项 32,073 29,036 29,368 30,515 EBITDA 40,002 34,835 42,312 51,742 预收账款 7 157 120 106 EPS(最新摊薄)0.16 0.44 0.55 0.66 其他 44,738 60,021 60,692 59,904 非流动负债非流动负债 182,7
119、16 177,809 179,451 182,078 主要财务比率 长期借款 149,640 150,640 151,640 152,640 2022 2023E 2024E 2025E 其他 33,076 27,169 27,810 29,437 成长能力成长能力 负债合计负债合计 302,580 311,069 314,676 318,648 营业收入 14.40%-1.64%6.20%7.73%少数股东权益 65,211 74,565 86,478 101,136 营业利润 959.73%65.02%41.62%21.04%归属母公司股东权益 45,061 56,110 72,163 7
120、8,176 归属母公司净利润 262.96%175.47%26.62%19.89%负债和股东权益负债和股东权益 412,852 441,743 473,317 497,960 获利能力获利能力 毛利率 13.48%18.91%22.75%25.95%现金流量表 净利率 1.47%4.11%4.90%5.45%(百万元)2022 2023E 2024E 2025E ROE 6.27%13.87%13.65%15.11%经营活动现金流经营活动现金流 39,448 28,270 41,178 45,271 ROIC 4.32%7.00%7.82%9.24%净利润 6,866 17,135 21,76
121、6 26,471 偿债能力偿债能力 折旧摊销 18,298 5,776 6,402 5,671 资产负债率 73.29%70.42%66.48%63.99%财务费用 7,635 10,020 10,176 12,290 净负债比率 274.40%238.05%198.36%177.71%投资损失(1,299)(1,554)(1,650)(1,778)流动比率 0.49 0.49 0.49 0.52 营运资金变动 4,364 (7,013)(2,352)(4,334)速动比率 0.38 0.37 0.35 0.36 其它 3,584 3,906 6,836 6,951 营运能力营运能力 投资活动
122、现金流投资活动现金流(39,365)(29,837)(40,896)(30,049)总资产周转率 0.48 0.44 0.44 0.45 资本支出(37,137)(32,518)(43,136)(32,386)应收账款周转率 9.31 8.98 9.18 9.36 长期投资 680 569 589 560 应付账款周转率 7.44 6.76 7.00 7.17 其他(2,908)2,113 1,650 1,778 每股指标每股指标(元元)筹资活动现金流筹资活动现金流 4,153 (3,760)(7,534)(8,663)每股收益 0.16 0.44 0.55 0.66 短期借款 5,247 1
123、,000 1,000 1,000 每股经营现金 2.21 1.59 2.31 2.54 长期借款 17,621 1,000 1,000 1,000 每股净资产 2.53 3.15 4.05 4.38 其他(18,715)(5,760)(9,534)(10,663)估值比率估值比率 现金净增加额现金净增加额 4,246 (5,323)(7,253)6,560 P/E 26.27 9.54 7.53 6.28 P/B 1.65 1.32 1.03 0.95 EV/EBITDA 7.03 8.52 7.10 5.87 资料来源:浙商证券研究所 国电电力(600795)公司深度 29/29 请务必阅读
124、正文之后的免责条款部分 股票投资评级说明股票投资评级说明 以报告日后的 6 个月内,证券相对于沪深 300 指数的涨跌幅为标准,定义如下:1.买 入:相对于沪深 300 指数表现20以上;2.增 持:相对于沪深 300 指数表现1020;3.中 性:相对于沪深 300 指数表现1010之间波动;4.减 持:相对于沪深 300 指数表现10以下。行业的投资评级:行业的投资评级:以报告日后的 6 个月内,行业指数相对于沪深 300 指数的涨跌幅为标准,定义如下:1.看 好:行业指数相对于沪深 300 指数表现10%以上;2.中 性:行业指数相对于沪深 300 指数表现10%10%以上;3.看 淡:
125、行业指数相对于沪深 300 指数表现10%以下。我们在此提醒您,不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系,表示投资的相对比重。建议:投资者买入或者卖出证券的决定取决于个人的实际情况,比如当前的持仓结构以及其他需要考虑的因素。投资者不应仅仅依靠投资评级来推断结论。法律声明及风险提示法律声明及风险提示 本报告由浙商证券股份有限公司(已具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格,经营许可证编号为:Z39833000)制作。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料,但浙商证券股份有限公司及其关联机构(以下统称“本公司”)对这些信息的真实性、准确性及完整性不作任何保证,
126、也不保证所包含的信息和建议不发生任何变更。本公司没有将变更的信息和建议向报告所有接收者进行更新的义务。本报告仅供本公司的客户作参考之用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅反映报告作者的出具日的观点和判断,在任何情况下,本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议,投资者应当对本报告中的信息和意见进行独立评估,并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求。对依据或者使用本报告所造成的一切后果,本公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本公司的交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场
127、评论和/或交易观点。本公司没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本公司的资产管理公司、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。本报告版权均归本公司所有,未经本公司事先书面授权,任何机构或个人不得以任何形式复制、发布、传播本报告的全部或部分内容。经授权刊载、转发本报告或者摘要的,应当注明本报告发布人和发布日期,并提示使用本报告的风险。未经授权或未按要求刊载、转发本报告的,应当承担相应的法律责任。本公司将保留向其追究法律责任的权利。浙商证券研究所浙商证券研究所 上海总部地址:杨高南路 729 号陆家嘴世纪金融广场 1 号楼 25 层 北京地址:北京市东城区朝阳门北大街 8 号富华大厦 E 座 4 层 深圳地址:广东省深圳市福田区广电金融中心 33 层 上海总部邮政编码:200127 上海总部电话:(8621)80108518 上海总部传真:(8621)80106010