《国电电力-公司研究报告-煤电盈利能力领跑行业水风光高增量助力发展-240613(33页).pdf》由会员分享,可在线阅读,更多相关《国电电力-公司研究报告-煤电盈利能力领跑行业水风光高增量助力发展-240613(33页).pdf(33页珍藏版)》请在三个皮匠报告上搜索。
1、 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 证券研究报告|公司深度报告 2024 年 06 月 13 日 国电电力(国电电力(600795.SH)煤电盈利能力领跑行业,水风光高增量助力发展煤电盈利能力领跑行业,水风光高增量助力发展 财务指标财务指标 2022A 2023A 2024E 2025E 2026E 营业收入(百万元)194,674 180,999 192,153 198,321 208,906 增长率 yoy(%)15.6-7.0 6.2 3.2 5.3 归母净利润(百万元)2,821 5,609 7,791 9,015 10,447 增长率 yoy(%)262.8 98.8
2、 38.9 15.7 15.9 ROE(%)6.2 10.0 12.3 12.6 12.8 EPS最新摊薄(元)0.16 0.31 0.44 0.51 0.59 P/E(倍)37.7 19.0 13.6 11.8 10.2 P/B(倍)2.4 2.2 1.9 1.7 1.5 资料来源:公司财报,长城证券产业金融研究院 依托集团煤电联营优势,高效火电盈利能力突出。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
3、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。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
4、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。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。
5、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: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
6、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 EPS为 0.44、0.51、0.59 元,对应当前股价(2024 年 6 月 12 日收盘价),PE 为 买入买入(首次首次评级评级)股票信息股票信息 行业
7、 电力及公用事业 2024年 6月 12日收盘价(元)5.96 总市值(百万元)106,300.29 流通市值(百万元)106,300.29 总股本(百万股)17,835.62 流通股本(百万股)17,835.62 近 3月日均成交额(百万元)735.60 股价走势股价走势 作者作者 分析师分析师 于夕朦于夕朦 执业证书编号:S03 邮箱: 分析师分析师 何郭香池何郭香池 执业证书编号:S02 邮箱: 分析师分析师 范杨春晓范杨春晓 执业证书编号:S01 邮箱: 相关研究相关研究 -18%-6%5%17%28%40%51%63%
8、--06国电电力沪深300公司深度报告 P.2 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 13.6X、11.8X、10.2X。风险提示: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。bUaVfVcWaV8XeUcW7N8Q7NsQmMtRnRkPoOpRlOrQyQ6MqQyQuOmRmNwMoMpO公司深度报告 P.3 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 内容目录内容目录 1.公司介绍.5 1.1 公司发展历程及股权分布.5 1.2 财务数据.
9、7 1.3 主要经营业务.9 2.依托集团煤电联营优势,高效火电盈利能力突出.12 2.1 火电行业上下游改善,两部制电价机制保障盈利空间.12 2.2 依托集团煤电联营优势,火电盈利能力稳中有升.14 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.14 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.15 2.2.3 电价端:聚焦电力负荷中心,发电量及电价水平较高.16 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.18 3.1 主要分布在四川大渡河、新疆开都河流域及伊犁河流.18 3.2 大渡河流域弃水问题将改善,叠加电力供需形势存在量价齐升趋
10、势.19 3.2.1 大渡河流域在运装机 11GW,在建装机 2.9GW.19 3.2.2 西南网架结构建设加速,改善大渡河弃水问题、为新增电源提供通道.21 3.2.3 四川省内电力供需紧平衡,市场化部分电价存在上浮空间.23 3.2.4 国能大渡河为公司贡献较高净利润,度电利润存在上涨空间.24 3.3 新疆开都河流域规划水光蓄储基地,国内首个抽蓄常规水电一体化开发.25 4.新能源高增长持续贡献利润,行业收益率趋向合理平稳.26 4.1 新能源电价平价化伴随上游降本增效,保障项目合理收益区间.26 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.27 5.盈利预测与投资建议
11、.29 5.1 盈利预测.29 5.2 投资建议.30 6.风险提示.31 图表目录图表目录 图表 1:公司发展历程.5 图表 2:公司股权分布及主要参控股公司.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 图表 8:2019-2023 年公司三费率及研发费用率(%).8 图表 9:2019-2023 年公司现金流(单位:亿元).8 图表 10:2019-2
12、023 年公司总资产、总负债、资产负债率.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 图表 14:2019-2023 年各电源装机量(万千瓦).9 图表 15:2023 年各电源装机量占比(%).9 图表 16:2019-2023 年各电源上网电量(亿千瓦时).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
13、司营业收入占比(%)(按项目).11 图表 21:2021-2023 年公司毛利率变化(按项目).11 图表 22:2023 公司营业收入(亿元)(按地区).11 图表 23:2019-2023 公司毛利率变化(%)(按地区).11 图表 24:秦皇岛 5500 大卡动力煤价格(元/吨)(2023.01.03-2024.05.22).12 公司深度报告 P.4 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 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).12 图表 26:各省级电网煤电容量电价水平及容量电费测算.13 图表 2
14、7:2019-2023 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 图表 30:2022-2023 年公司火电/煤机/燃机利用小时数.14 图表 31:公司与全国、其他发电企业煤电利用小时数对比.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 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.15 图表 35:2022-2023 年公司控参股煤炭资产及收益情况.16 图表
15、 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 图表 38:2023 年公司火电分地区上网电量及上网电价情况.16 图表 39:2023 年分地区火电上网电量(亿千瓦时).17 图表 40:2023 年分地区火电上网电价较标杆上浮(%).17 图表 41:2020-2023 年火电企业火电度电毛利润对比(元/千瓦时).17 图表 42:2019-2023 年公司水电利用小时数及增减.18 图表 43:2019-2023 年公司、四川省水电利用小时数对比.18 图表 44:2019-2023 年公司水电上网电量及增速.18 图表
16、 45:2021-2023 年公司水电上网电价.18 图表 46:大渡河流域水电梯级开发平面图.19 图表 47:国能大渡河干流电站开发情况.19 图表 48:大渡河梯级电站投产装机量(万千瓦).20 图表 49:大渡河梯级电站规划年发电量(亿千瓦时).20 图表 50:川渝特高压交流工程“Y”字形网架.22 图表 51:2025 年四川省际联网工程规划示意图.22 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.23 图表 53:2024 年四川省内水电市场交易电价上下限.24 图表 54:国能大渡河贡献净利润情况.25 图表 55:2019-2023 年水电企业度电利润(元/千瓦
17、时).25 图表 56:新疆开都河中游河段“两库七级”开发方案.25 图表 57:2020-2023 年发电企业各电源度电毛利润(元/千瓦时).27 图表 58:2019-2023 年公司风电、光伏装机量及同比增速.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.31 公司深度报告 P.5 请仔细阅读本报告末页声明请仔细
18、阅读本报告末页声明 1.公司介绍公司介绍 1.1 公司发展历程及股权分布公司发展历程及股权分布 公司于 1992 年 12 月 31 日以定向募集方式成立;1997 年在上海证券交易所上市;2003 年,原国家电力公司及龙源股份全部划归为中国国电集团;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,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,置入山东、福建等 6 省优质常规能源发电资产,聚焦主责主业;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,持股比例从 69%上升至
19、 80%。图表1:公司发展历程 日期 发展历程 1992 年 12 月 31 日 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”1997 年 3 月 18 日 沪 A 上市:上海证券交易所挂牌上市 1999 年 11 月 8 日 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”2003 年 2 月 2 日 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.
20、9%的股份。2007 年 8 月 10 日 股权转让: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。2008 年 5 月 15 日 股权转让: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%股权。2017 年 8 月 28 日 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。2017 年 8 月 28 日 合资公司北京国电电力:为有效解决同业竞争,国电电力和
21、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”2019 年 1 月 31 日 合资公司资产交割: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。2021 年 9 月 29 日 置入优质常规能源发电资产: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。2022 年 9 月 30 日 增资国能大渡河:增资国能大渡河:国电电力收购国家能源集
22、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%。资料来源:公司年报及公告,长城证券产业金融研究院 公司控股股东为国家能源集团,实际控制人为国资委。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东。截至 2024Q1,公司前五大股东分别为:国家能源投资集团(持有 50.68%股权)、中国证券金融股份有限公司(
23、5.03%)、香港中央结算有限公司(2.30%)、中央汇金资产管理有限责任公司(1.17%)、上海电气控股集团有限公司(1.12%)。公司在国家能源集团成立后的 2017 年至 2022 年与关联方进行多次资产交割、置换、收购,截至 2023 年底,公司持有国能大渡河流域水电开发公司 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100%股权、国电和风风电开发有限公司 100%股权及其他控参股公司。公司深度报告 P.6 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表2:公司
24、股权分布及主要参控股公司 资料来源:同花顺IFIND,2024年公司一季报,长城证券产业金融研究院 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。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;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;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
25、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;加快布局储能、氢能等新兴产业,发展新质生产力。图表3:2023 年公司业务分布地图 资料来源:国电电力2023年度 ESG报告,长城证券产业金融研究院 公司深度报告 P.7 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 1.2 财务数据财务数据 营业收入稳步增长,燃料成本回落致归母净利润恢复。营业收入稳步增长,燃料成本回落致归母净利润恢复。2019-2023 年,公司营业收入由1165.99 亿元增长至 1809.99 亿元,CAGR 为 9.19%;归母净利润由 18.69 亿元增长至56.09 亿元,CAGR 为 2
26、4.58%。煤炭价格在 2021、2022 年处于高位,2021 年由于成本大幅增加叠加保供需求大,导致公司归母净利润为负,随着 2021 年 10 月电价政策打开上浮空间,2022 年归母净利润实现由亏转盈,2023 年公司营业收入 1809.99 亿元,同比下降 7.02%,归母净利润 56.09 亿元,同比增长 98.80%。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 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 盈利
27、能力持续恢复,盈利能力持续恢复,2023 年年毛利率、净利率分别为毛利率、净利率分别为 14.62%、6.61%。2021 年营业成本由 2020 年的 922.21 亿元增长至 2021 年的 1559.92 亿元,同比上升 35.1%,致使公司盈利急剧下滑,毛利率由 2020 年的 20.79%下降到 2021 年的 7.25%。2023 年,公司毛利率 14.62%,与 2020 年 20.79%还有一定距离,但净利率 6.61%已与 2020 年净利率基本持平。图表6:2019-2023 年公司营业成本及同比增速 图表7:2019-2023 年公司毛利率及净利率 资料来源:IFIND,
28、2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 费用管控能力强,经营稳健现金流持续增长。费用管控能力强,经营稳健现金流持续增长。从费用率来看,2019-2023 年财务费用率由 8.07%降至 3.71%,销售费用率由 0.13%降至 0.02%,管理费用率和研发费用率分别维持在 1%和 0.3%左右。2023 年,公司销售、管理、财务、研发费用率分别为0.02%、1.12%、3.71%、0.41%,总费用率 5.25%。2019-2023 年,经营现金流由337.22 亿元增至 425.84 亿元,CAGR 为
29、 4.78%。-10%-5%0%5%10%15%20%05001,0001,5002,0002,5002019A2020A2021A2022A2023A营业收入(亿元)同比(%)-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%-30-20-50602019A2020A2021A2022A2023A归母净利润(亿元)同比(%)-20%-10%0%10%20%30%40%02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002019A2020A2021A2022A2023A营业成本(亿元)同比(%)-5%0%5%1
30、0%15%20%25%2019A2020A2021A2022A2023A毛利率(%)净利率(%)公司深度报告 P.8 请仔细阅读本报告末页声明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)资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资本结构有待优化,资本结构有待优化,有息负债平均利率下降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
31、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,公司有息负债平均利率分别为 4.6%、4.38%、3.65%、3.25%、2.42%,公司抓住市场利率下行实际,发行超短期融资券、置换高息贷款,进一步降低融资成本。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 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资本性开支高增长体现成长性,资本性开支高增长体现
32、成长性,现金分红比例现金分红比例情况良好。情况良好。2019-2023 年,公司资本性开支总额分别为 120.06、164.73、292.8、478.29、723.88 亿元,大部分资本开支主要用于各电源前期及基建项目建设,投融资成本降低是促进公司增加资本性支出的原因之一。2019-2023 年,公司现金分红总额分别为 9.83、7.34、0、17.84、21.4 亿元,分红能力明显高于前几年水平。0%2%4%6%8%10%2019A2020A2021A2022A2023A销售费用率管理费用率财务费用率研发费用率-600-6002019A2020A2021A2022
33、A2023A经营现金流投资现金流筹资现金流净现金流62%64%66%68%70%72%74%76%01,0002,0003,0004,0005,0002019A2020A2021A2022A2023A总资产(亿元)总负债(亿元)资产负债率(%)0%1%1%2%2%3%3%4%4%5%5%05001,0001,5002,0002,5003,0002019A2020A2021A2022A2023A有息负债(亿元)利息支出(亿元)有息负债平均利率(%)公司深度报告 P.9 请仔细阅读本报告末页声明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13:2019-202
34、3 年公司现金分红及比例 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院,资料来源:IFIND,2019-2023 年公司财报,长城证券产业金融研究院注:19-22年财报调整,比例=现金分红/归母净利润(调整后)1.3 主要经营业务主要经营业务 火电装机规模主导,水电及新能源装机规模提升。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,2022 年由于公司转让宁夏区域所属火电资产,上海庙公司投产 200 万千瓦火电机组,火电控股装机容量较 2021 年减少
35、556.46 万千瓦。截至 2023 年底,公司控股装机容量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859.94 万千瓦,占比 8%,2023 年,新能源控股装机增加 724.57 万千瓦,其中风电增加 183.40 万千瓦,太阳能光伏增加 541.17 万千瓦。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(%)资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFI
36、ND,2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 火力发电仍为发电量主力,发电效率显著高于新能源。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4298.38 亿千瓦时,同比增长 3.37%,其中,火电 3512.2 亿千瓦时,同比下降 4.17%,占比 82%;水电 546.6 亿千瓦时,同比下降 1.82%,占比 13%;风电 182.14 亿千瓦时,同比增长 12.53%,占比 4%;光伏发电 57.48 亿千瓦时,同比增长 163.38.占比1%。火电装机占总装机量的 69%贡献上网电量的 82%,而装机占比达到 17%的风电及光伏发电贡献总发电量的 5%。
37、0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%005006007008002019A2020A2021A2022A2023A资本性支出总额(亿元)基建及前期项目(亿元)占比(%)0%10%20%30%40%50%60%70%059A2020A2021A2022A2023A现金分红(亿元)现金分红比例(%)0040005000600070008000200222023火电水电风电光伏火电69%水电14%风电9%光伏8%公司深度报告 P.10 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表1
38、6:2019-2023 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(%)资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 火电保供及调节价值确定致量价齐升,成本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。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,放开煤价上网电价政策对电价提升的影响体现在 2021、2022 年,电价分别同比增长 13.32%、21.46%。电价上浮势头在 2023 年上半年继
39、续维持,2023H1 平均上网电价为 455.82 元/兆瓦时,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,2023 年全年平均电价为 437.82 元/兆瓦时,同比下降 0.24%。2024 年火电盈利能力从成本、收入两端预期持续得到改善。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 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 公司主营业务为电力发电,公司主营业务为电力发电,2023 年年火电
40、收入占比达火电收入占比达 85%。分项目看,公司产业涉及火电、水电、新能源发电及煤炭等领域,2023 年,火电营业收入 1536.11 亿元,占比85%;水电营业收入 119.11 亿元,占比 7%;新能源发电营业收入 107.12 亿元,占比6%;煤炭行业营业收入 14.44 亿元,占比 1%。2023 年,火电、新能源发电、水电、煤炭行业毛利率分别为 9.52%、44.29%、47.75%、-2.67%,其中煤炭行业毛利率大幅下降,火电毛利率近年呈上升趋势。050002500300035004000200222023火电水电风电光伏发电火电82%
41、水电13%风电4%光伏发电1%-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,000200222023上网电量(亿千瓦时)同比(%)-10%-5%0%5%10%15%20%25%0500300350400450500200222023平均上网电价(元/兆瓦时)同比(%)公司深度报告 P.11 请仔细阅读本报告末页声明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)图表21:2021-2023 年公司毛利率变
42、化(按项目)资料来源:IFIND,2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2021-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 华东地区为公司营业收入主要地区,西南地区毛利率最高。华东地区为公司营业收入主要地区,西南地区毛利率最高。分地区看,2023 年,公司在华东地区营业收入为 1133.03 亿元,占比 62.2%,华北占比 18.2%、东北 5.6%、西南 6.0%、华南 2.6%、西北 2.1%、华中 1.6%。2019-2023,西南地区毛利率较高,西北地区毛利率在 2023 年大幅提高。2023 年,西南地区、华北地区、西北地区、以及营业收入占比最高的华东
43、地区毛利率分别为 45.89%、6.75%、44.73%、12.51%。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)资料来源:IFIND,2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 火力发电85%新能源发电6%水力发电7%其他业务1%煤炭行业1%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%80%202120222023火力发电新能源发电水力发电其他业务煤炭行业-20002004006008001,0001,200华东华北东北西南华南西北其他业务
44、华中内部抵销-10%0%10%20%30%40%50%60%200222023华东华北东北西南华南西北华中公司深度报告 P.12 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 2.依托集团煤电联营优势,高效火电盈利能力突出依托集团煤电联营优势,高效火电盈利能力突出 2.1 火电行业上下游改善,两部制电价机制保障盈利空间火电行业上下游改善,两部制电价机制保障盈利空间 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。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
45、岛5500 大卡动力煤价格从 2023 年年初高点 1219 元/吨下跌至 6 月中旬的低点 751 元/吨,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,动力煤价格出现低位反弹。秦皇岛 5500 大卡动力煤价格从前低点 751 元/吨上涨至 10 月的高点 1038 元/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
46、年 2 月发布关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知中明确的合理区间 570-770 元/吨。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。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。根据关于做好 2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知,2024 年电煤中长期签订价格按照“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2024 年以来动力煤价格持续下降,长期看,煤炭价格将逐步回归至上述合理区间。图表24:秦 皇 岛5500 大 卡 动 力 煤 价 格(元
47、/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)资料来源:IFIND,长城证券产业金融研究院,注:IFIND 的经济数据库-平仓价:动力煤:山西优混(5500):秦皇岛(元/吨)资料来源:IFIND,长城证券产业金融研究院,注:IFIND 的经济数据库-库提价:动力煤:5500K:广州港(元/吨)煤电单一制电价调整为两部制电价,电价端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稳定保障盈利能力。2023 年 11 月,国家发改委、国家能源局发布关于建立煤电容量电价机制的通知
48、(发改价格20231501 号)并于 2024 年 1 月 1 日起实施,将煤电单一制电价调整为两部制电价,其中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调节价值。02004006008001,0001,2001,4---047008009001,0001,1001,2001,3001,4---04印度尼西亚澳大利亚山西省公司深度报
49、告 P.13 请仔细阅读本报告末页声明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 通过容量电价回收煤电固定成本比例(%)容量电价(元/千瓦年,含税)按 4500 小时测算容量电费(分/千瓦时,含税)天津 30%100 2.2 冀北 30%100 2.2 河北 30%100 2.2 山西 30%100 2.2 山东 30%100 2.2 蒙西 30%100 2.2 蒙东 30%100 2.2 辽宁 30%100 2.2 吉林 30%100 2.2 黑龙江 30%100 2.2 上海 30%100 2.2 江苏 30%100 2.2 浙江 30%100
50、2.2 安徽 30%100 2.2 福建 30%100 2.2 江西 30%100 2.2 河南 50%165 3.7 湖北 30%100 2.2 湖南 50%165 3.7 重庆 50%165 3.7 四川 70%230 5.1 陕西 30%100 2.2 新疆 30%100 2.2 青海 50%165 3.7 宁夏 30%100 2.2 甘肃 30%100 2.2 深圳 30%100 2.2 广东 30%100 2.2 云南 70%230 5.1 海南 30%100 2.2 贵州 30%100 2.2 广西 50%165 3.7 平均 118.3 2.6 资料来源:关于建立煤电容量电价机制
51、的通知(发改价格20231501号),长城证券产业金融研究院 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定,20242025 年多数地方为 30%左右,部分煤电功能转型较快的地方适当高一些,为 50%左右(各省级电网煤电容量电价水平具体见附件)。2026 年起,将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%,即每年每千瓦 165 元。根据国家能源局数据,2023 年全国 6000 千瓦及以上电厂火
52、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,全国平均容量电费为 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水平。公司深度报告 P.14 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 2.2 依托集团煤电联营优势,火电盈利能力稳中有升依托集团煤电联营优势,火电盈利能力稳中有升 2.2.1 利用率:在运火电装机容量仅次于华能国际、利用小时数高利用率:在运火电装机
53、容量仅次于华能国际、利用小时数高 公司在运火电装机容量在上市公司中排名第二。公司在运火电装机容量在上市公司中排名第二。根据 2023 年公司年报,公司控股火电装机容量 72.79GW(煤机:燃机=98.5:1.4),其中 60 万千瓦及以上煤电机组 69 台,占火电总装机容量的 70.46%,100 万千瓦及以上煤电机组 20 台,占火电总装机容量的 28%。2023 年新增 95.9 万千瓦,主要由于上海庙公司投产 100 万千瓦、邯郸东郊热电退城进园项目新增 50.4 万千瓦、大同第二发电厂关停 60 万千瓦火电机组。此外,公司在 2023 年开工火电项目 664 万千瓦。图表27:201
54、9-2023 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 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 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、灵活性改造“三改联动”,调峰能力、供热能力不断提升,多台机组实现 20%负荷深调能力;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/千瓦时,较上年下降 0.89 克/千瓦时;发电厂用电率为 3.96%。公司火电机组利用效率显
55、著高于其他同类发电企业。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5163 小时,其中,煤机利用小时数为 5210 小时,燃机利用小时数为 1883 小时。近年由于电源结构变化,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。2023 年公司燃煤发电小时数高于另外三家可比火电企业及全国水平。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 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2022、2023年公司财报,长城证券产业
56、金融研究院-10%-5%0%5%10%15%20%60006200640066006800700072007400760078008000200222023火电装机量(万千瓦)同比增速(%)1.42%70.46%28.00%98.46%燃机60万千瓦及以上煤机100万千瓦及以上煤机-003000400050006000200222023火电利用小时同比增减0040005000600020222023火电利用小时煤机利用小时燃机利用小时公司深度报告 P.15 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明
57、图表31:公司与全国、其他发电企业煤电利用小时数对比 资料来源:2022、2023年各公司财报,国家能源局,长城证券产业金融研究院 注:四家火电上市企业火电均可分成燃煤和燃气两部分,全国火电利用小时数采用 6000 千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时作为基准。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成本端:集团煤炭产能市占率高,保障公司燃料供需平稳 煤炭产能持续释放,煤炭产能持续释放,2023 年入炉标煤单价年入炉标煤单价 934.96 元元/吨,同比下降吨,同比下降 43.82 元元/吨。吨。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
58、,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1.74 亿吨,占比 94%,入炉标煤量 1.13 亿吨,入炉标煤单价 934.96 元/吨,同比下降43.82 元/吨,降幅 4.48%。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 资料来源:IFIND,2021-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2021-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 国家能源集团煤炭销量市占率高,公司背靠股东具备燃料供应优势。国家能源集团煤炭销量市占率高,公司背靠股东具备燃料
59、供应优势。根据 2022 年国家能源集团可持续发展报告,2022 年集团煤矿产能 6.5 亿吨,煤炭产量突破 6 亿吨,远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%,集团自产煤中长期合同签约率、兑现率均超 100%。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)2.0 1.4 1.2 1.3 0.8 供电煤耗(克/千瓦时)298.8 292.0 291.6 294.9 296.6 煤炭产能(亿吨)6.5 1.0 0.5-0.8 资料来源:五大发电集团2022年社会责任
60、报告,长城证券产业金融研究院 54228450852388430000400050006000国电电力大唐发电全国华能国际华电国际2022年2023年88%89%90%91%92%93%94%95%96%97%98%1.781.81.821.841.861.881.91.921.941.96202120222023采购原煤(亿吨)左轴长协煤占比(%)右轴86088090092094096098010001.081.11.121.141.161.181.21.22202120222023入炉标煤量(亿吨)左轴入炉标煤单价(元/吨)
61、-右轴公司深度报告 P.16 请仔细阅读本报告末页声明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、开展,主要对应三座煤矿:同忻煤矿、察哈素煤矿、察哈素煤矿、黄陵建庄煤矿黄陵建庄煤矿。2023 年,国电建投察哈素煤矿、晋能控股同忻煤矿、山西煤业黄陵建庄煤矿归属公司收益分别为-4.89、4.5、2.13 亿元,合计 1.75 亿元,同比下降 90.2%。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20.21 亿元于 2023 年 7 月支付,同时察哈素煤矿在 2023 年 9 月初停产
62、办理采矿许可证,对公司经营业绩产生影响,截至 2023 年底,国电建投公司正在办理煤矿采矿许可证。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。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%5.42 4.50 陕西 陕
63、西煤业集团黄陵建庄矿业有限公司 黄陵建庄煤矿 30%3.66 2.13 合计合计 17.81 1.75 资料来源:IFIND,2022、2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 2.2.3 电价端:聚焦电力负荷中心,发电量及电价水平较高电价端:聚焦电力负荷中心,发电量及电价水平较高 上网电量方面,上网电量方面,2023 年公司火电上网电量 3512.2 亿千瓦时,同比增长 2.76%,占总上网电量的 81.7%;上网电价方面,上网电价方面,2023 年公司煤机上网电价为 461.28 元/兆瓦时,较去年同期基本持平,燃机上网电价为 898.38 元/兆瓦时,同比下降 3%。图表36:2019
64、-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 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2021-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 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。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、内蒙的火电上网电量占总火电上网电量的 20.7%、15.96%、14.89%、12.66%,其中
65、,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 300 元/兆瓦时。按 2023 年各地区火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均=20%。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 219.84 498.05 394.90 103.15 26.1%-10%-5%0%5%10%15%0500025003000350040002019202
66、0202120222023火电上网电量(亿千瓦时)同比增速(%)373.5461.73461.28592.65926.21898.38361.34438.88437.78020040060080022023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)公司深度报告 P.17 请仔细阅读本报告末页声明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 105.97 458.02 364.41 93.61 25.7%山西 145.09 415.30 332.0
67、1 83.29 25.1%云南 30.96 417.99 335.80 82.19 24.5%湖南 46.97 559.77 450.00 109.77 24.4%浙江 523.13 512.65 415.31 97.34 23.4%辽宁 236.35 461.56 375.69 85.87 22.9%海南 37.15 527.70 429.79 97.91 22.8%江西 176.72 506.22 414.30 91.92 22.2%福建 183.94 480.20 393.20 87.00 22.1%天津 31.09 444.32 365.50 78.82 21.6%内蒙 444.71
68、356.35 293.20 63.15 21.5%安徽 560.68 464.40 384.40 80.00 20.8%江苏 726.89 469.23 391.00 78.23 20.0%广东 42.68 513.34 452.99 60.35 13.3%资料来源:2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 注,内蒙地区燃煤标杆电价为蒙西 283元/兆瓦时、蒙东304元/兆瓦时的均值。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(%)资料来源:IFIND,2023公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2023公司财报
69、,长城证券产业金融研究院 煤电度电毛利润处于行业领先水平,成本管控及盈利能力突出。煤电度电毛利润处于行业领先水平,成本管控及盈利能力突出。2020-2023 年公司煤电度电毛利润分别为 0.051、-0.002、0.033、0.040 元/千瓦时,在 2021 年燃料成本高增导致火电企业盈利洼地的环境下,公司度电毛利润小幅亏损,成本管控能力、抗风险能力明显优于其他可比公司。图表41:2020-2023 年火电企业火电度电毛利润对比(元/千瓦时)资料来源:IFIND,2020-2023年各公司财报,长城证券产业金融研究院(0.05)0.000.050.102020年2021年2022年2023年
70、国电电力华能国际华电国际大唐发电上海电力国投电力公司深度报告 P.18 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 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 3.1 主要分布在四川大渡河、新疆开都河流域主要分布在四川大渡河、新疆开都河流域及伊犁河流及伊犁河流 公司公司大型大型水电水电资产资产主要位于四川大渡河流域、新疆开都河流域主要位于四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流及伊犁河流。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 202
71、3 年底,公司控股水电装机量 14.95GW,核准水电项目 280.70 万千瓦,大渡河流域约 352 万千瓦水电机组在建。公司主要控股水电公司有:国能大渡河流域水电开发有限公司(持股比例 80%)、新疆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100%)。受主要流域弃水、丰枯期水情不规律等因素影响,受主要流域弃水、丰枯期水情不规律等因素影响,机组效率下降。机组效率下降。2021-2023 年,公司水电利用小时数分别同比下降 258、183、66 小时,因 2023 年四川、新疆地区水电上网电量分别占总体的 82.7%、11.7%,因此将公司水电利用小时与
72、四川省水电利用小时数进行对比,其发电效率存在较大提升空间。图表42:2019-2023 年公司水电利用小时数及增减 图表43:2019-2023 年公司、四川省水电利用小时数对比 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:Wind,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 水水情情较差致较差致电量下降、电量下降、供需偏紧致供需偏紧致电价小幅上涨电价小幅上涨。2021-2023 年,公司水电上网电量分别同比下降 4.2%、4.7%、1.8%;2022、2023 年水电上网电价分别同比增长 2.01%、4.15%,分别对应 235.9 元/兆
73、瓦时、245.7 元/兆瓦时。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 资料来源:IFIND,2019-2023公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2021-2023公司财报,长城证券产业金融研究院-5000500025003000350040004500200222023水电利用小时同比增减05000250030003500400045005000200222023四川省公司-10%-5%0%5%10%15%5005205
74、40560580600200222023水电上网电量(亿千瓦时)水电同比(%)0%1%2%3%4%5%220225230235240245250202120222023水电上网电价(元/兆瓦时)水电上网电价同比(%)公司深度报告 P.19 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 3.2 大渡河流域弃水问题将改善,叠加电力供需形势存在量价齐升趋势大渡河流域弃水问题将改善,叠加电力供需形势存在量价齐升趋势 3.2.1 大渡河流域在运装机大渡河流域在运装机 11GW,在建装机,在建装机 2.9GW 大渡河发源于青海省果洛山东南麓,其干流和主要支流水力资源蕴藏量 336
75、8 万千瓦,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,电源点距四川负荷中心较近,被誉为四川水电“一环路”。大渡河流域规划 28 个梯级电站开发,总装机约 2700 万千瓦,国能大渡河公司负责干流 17 个梯级电站的开发,总装机约 1758 万千瓦,截至 2023 年底已投运 9 个大渡河流域电站和 12 个其他流域电站,总装机 1133.8 万千瓦,约占四川统调水电总装机容量的 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,是川内能源稳定供应的“压舱石”。2022 年 10 月,公司收购国能大渡河流域水电开发有限公司 11%股权,控股比例
76、达到 80%,进一步解决集团内同业竞争问题。图表46:大渡河流域水电梯级开发平面图 资料来源:国家能源大渡河之声,长城证券产业金融研究院 目前,公司在大渡河干流大渡河干流 17 座梯级电站中有 8 座电站已投产,(另有一座吉牛水电站不在干流上)装机量占比总规划装机为 63.35%;4 座电站在建,分别为双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级电站,装机占比为 16.74%,4 座在建电站预计 2025 年实现首台机组投产;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、老鹰岩二级,装机占比为 16.55%。2023 年 5 月,四川省发展和改革委员会、四川省能源局印发了四川省“十四五
77、”电力发展规划,上述 9 个在建及前期水电项目列入规划。2024 年 1 月 15 日,大渡河干流中游河段老鹰岩二级水电站获得核准,总装机容量42 万千瓦,设计年发电量 18.38 亿千瓦时。图表47:国能大渡河干流电站开发情况 水电站名称水电站名称 装机容量(装机容量(MW)调节能力调节能力 机组机组状态状态(预计首台机组)投产时间(预计首台机组)投产时间 猴子岩 170 日调节 投产 2017 年 大岗山 260 日调节 投产 2015 年 瀑布沟 360 季调节 投产 2010 年 深溪沟 66 日调节 投产 2011 年 公司深度报告 P.20 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告
78、末页声明 水电站名称水电站名称 装机容量(装机容量(MW)调节能力调节能力 机组机组状态状态(预计首台机组)投产时间(预计首台机组)投产时间 枕头坝一级 72 日调节 投产 2015 年 沙坪二级 34.8 日调节 投产 2018 年 龚嘴 77 日调节 投产 1994 年 铜街子 70 日调节 投产 1994 年 合计合计 1109.8 双江口 200 年调节 在建 2025 年底 金川 34.8 日调节 在建 2025 年 6 月 枕头坝二级 22.4 日调节 在建 2025 年 沙坪一级 36 日调节 在建 2025 年 合计合计 293.2 安宁 38 日调节 前期 巴底 72 日调节
79、 前期 丹巴 113 日调节 前期 老鹰岩一级 30 日调节 前期 老鹰岩二级 42 日调节 核准 合计合计 295 资料来源:国家能源投资集团有限责任公司拟转让持有国能大渡河流域水电开发有限公司股权项目资产评估报告,四川省人民政府,中国能源报,中国水力发电工程学会,国家能源集团官网,川观新闻,国家能源集团大渡河之声微信公众号,四川观察,长城证券产业金融研究院 大渡河年调节水库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。双江口水电站是大渡河干流 3 库 28 级开发方案中的第 5 级电站,电站设计总容量为 200万
80、千瓦(450 万千瓦),是具有年调节能力的控制性水库,建成后可调蓄增加下游大渡河 24 个梯级电站枯水年枯期平均 191.4 万千瓦、枯期电量约 66.78 亿千瓦时。电站于 2015 年 7 月 13 日开工建设,首台机组计划 2025 年底投产发电。国能大渡河于2022 年 3 月完成大渡河流域可再生能源一体化规划研究报告,以打造大渡河国家级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,构建以双江口、猴子岩、瀑布沟为中心的 3 个水风光一体化项目集群。2024 年 3 月 4 日,大渡河瀑布沟水电站水风光互补项目甘洛 320 兆瓦光伏电站列入2024 年四川省重点项目
81、名单。在送出通道容量充足和省内电力需求增加的条件下,预计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 年大渡河年大渡河陆续投产陆续投产 4座座电站。电站。考虑实际产能爬坡时间,假设 2026 年新增双江口、金川、沙坪一级、枕头坝二级电站投产,大渡河流域装机容量增加 293.2 万千瓦,规划发电量增加 145 万千瓦。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,其余电站有望陆续核准,未来将提供 127 亿千瓦时的发电量。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)资料来源:IFIND,公司2023年财报,长城
82、证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,公司2023年财报,长城证券产业金融研究院 1109.81109.820093.229505000规划2026年2024年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484.22477.07 67.42127.20200400600800规划2026年2024年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座电站公司深度报告 P.21 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 3.2.2 西南网架结构建设加速,改善大渡河弃水问题、为新增电源提供通道西南网架结构建设加速,改善大渡河弃水问题
83、、为新增电源提供通道 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,电量在省内消纳。内消纳。近年来,大渡河流域是全国主要流域弃水问题突出的流域。根据国家能源局数据,2020 年四川省主要流域“弃水”电量约 202 亿千瓦时,主要集中在大渡河干流,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弃水超过 400 亿千瓦时。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、调度机制等因素相关,主要原因有:流域省调电站比例高,调度优先级低:流域省调电站比例高,
84、调度优先级低:一是大渡河流域水电站多为省调直调厂,2020 年大渡河流域水电装机容量 2210 万千瓦,占省调直调厂总装机的52%,该比例与“弃水”占比基本一致;二是川内另两条江河雅砻江、金沙江流域电站部分属于国调机组,省调机组在汛期的发电优先级和外送优先级均低于国调机组。省内通道局部受限,外送通道能力不足: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、部分负荷中心短路电流超标等沉重负担,在运的 6 条直流特高压线路都是直接外送,无法与省内地方电网连接。流域上游缺乏控制性的水库流域上游缺乏控制性的水库电站,不能“丰存枯发”:电站,不能“丰存
85、枯发”:瀑布沟水电站是目前大渡河流域最大的控制性电站,具有不完全年调节能力,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架结构,提升电网保供能力及灵活性。架结构,提升电网保供能力及灵活性。川渝电网是我国最大的水电基地,不仅承受省内“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一是提升电源侧汇
86、集能力:能力:建设金沙江上游、大渡河上游(甘孜地区)水电群的 500 千伏送出工程;建设两河口、阿坝等地区特高压变电站等配套项目,提升清洁能源汇集能力。二是拓展至负二是拓展至负荷中心输电通道: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 千伏特高压交流电网向北、向西延伸完善拓展川渝特高压交流环网。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
87、升到 1000 千伏,四川水电外送能力和川渝电网灵活性将显著提升。首条川渝特高压交流工程首条川渝特高压交流工程预计预计 25 年投产年投产,形成“,形成“Y”字形网架。”字形网架。2022 年 9 月 29 日,西南地区首个特高压交流工程国家电网有限公司川渝 1000 千伏特高压交流工程开工建设,作为连接四川、重庆电源和负荷中心,构建西南特高压交流骨干网架的起步工程,工程新建四川甘孜、天府南、成都东和重庆铜梁 4 座特高压变电站,变电容量 2400 万千伏安,新建双回特高压线路 658 公里,形成“Y”字形网架,总投资 288 亿元,计划于 2025 年夏季高峰前投运。公司深度报告 P.22
88、请仔细阅读本报告末页声明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 资料来源:铜梁区融媒体中心,长城证券产业金融研究院 第二条川渝特高压交流工程于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。年初开工,构建川渝特高压“之”字形网架。2024年 1 月 11 日,第二条川渝特高压交流工程(阿坝成都东 1000 千伏特高压交流输变电工程)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 7400 兆瓦,满足阿坝州新能源并网及送出需要。图表51:2025 年四川省际联网工程
89、规划示意图 资料来源:四川省“十四五”能源发展规划,长城证券产业金融研究院 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。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,减少大渡河路流域弃水问题,提升两河口及双江口两座龙头水库的利用效率。公司深度报告 P.23 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 3.2.3 四川省内电力供需紧平衡,市场化部分电价存在上浮空间四川省内电力供需紧平衡,市场化部分电
90、价存在上浮空间 四川省水电根据丰枯季节划分,电价较基准电价上下浮动。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2017582 号)规定,四川省存在丰枯季节划分:自 2018 年 1 月起,继续维持四川省丰枯季节的划分,即 6-10 月为丰水期,5 月、11 月为平水期,1-4 月与 12 月为枯水期。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%,丰水期电价下浮 24%。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。四川省调水
91、电站部分具有独立批复电价,或按分类对应标杆电价。根据四川省发改委发布的关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知,“径流式”、“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0.2974 元(含 13%税,下同)、0.338 元和 0.3766 元,上述政策适用于 2014 年 2 月 1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“经营期电价”制定独立批复电价,2014 年后投产的电站对应省内分类标杆电价。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 电站 装机量(MW)上网电价(元/兆瓦时,含税 13%
92、)投产年份 猴子岩 1700 338 2017 年 大岗山 2600 297.4 2015 年 瀑布沟 3600 334.1 2010 年 深溪沟 660 289.7 2011 年 枕头坝一级 720 297.4 2015 年 沙坪二级 348 297.4 2018 年 龚嘴 770 210.5 1994 年 铜街子 700 210.5 1994 年 资料来源:四川省发展和改革委员会关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知(川发改价格2019257号),长城证券产业金融研究院 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。四川主网发电机组上网电量由优先发电量、市场电量
93、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53.3 亿千瓦时,生物质电厂 73.2 亿千瓦时,风电 54.5 亿千瓦时、光伏 27.8 亿千瓦时,新机预留 90 亿千瓦时。水电优先发电量部分水电优先发电量部分由电网按照各电站批复/标杆电价按水期浮动全额收购,参与市场电量部分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29.8%左右,因此合理推测
94、 2024 年约 70%的主网水电上网电量参与市场交易。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。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2024 年省内电力市场交易总体方案:(1)水电电量交易以年度交易为主,水电电量交易以月度、月内交易为补充。(2)水电交易电价通过市场化方式形成,并对水电交易电价设置上下限。年度交易、月度、月内交易电价上下限均遵循相同限制。公司深度报告 P.24 请仔细阅读本报告末页声明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 资料来源:关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知
95、、四川省 2024年省内电力市场交易总体方案,长城证券产业金融研究院 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。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,四川能源发展已由“能源输出”向“送受并存”、由“水电为主”向“水风光一体化”转变。2023 年四川省用电量 3711 亿千瓦时,同比增长 7.7%,预计 2024 至 2025 年四川省全省全社会用电量年均增长将达到 10%。根据四川电力交易中心披露的2024 年省内电力市场年度交易,2024 年四川省年度交易电量 2597.04 亿千瓦时,较 2022 年涨幅达到 37%。其中,2024 年度集中交易全年均
96、衡及各水期的总成交量为 73.1 亿千瓦时,较 2023 年增长 19.3 亿千瓦时,增幅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交易行情,并与双边市场产生相互影响。集中交易价格方面,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为 264.56/143.31/270.33/384.91 元/兆瓦时,加权平均价格为 237.87 元/兆瓦时,较2023 年增加 9 厘/兆瓦时。从成交结果来看,丰水期和平水期较 2023 年涨价明显,枯水期降价显著。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月较
97、 7-9 月高出 8-9 厘/千瓦时,平水期 11 月高出 5 月约 3 厘/千瓦时,枯水期分月之间差距较小。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同程度的“用电缺口”,省内电价有望受市场供需影响而持续小幅上行。3.2.4 国能大渡河为公司贡献较高净利润,度电利润存在上涨空间国能大渡河为公司贡献较高净利润,度电利润存在上涨空间 国能大渡河国能大渡河净利润贡献度占比高,增强公司抗风险能力。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
98、公司业绩基本盘。2021 年公司火电板块业由盈转亏,水电、新能源成为主要利润来源,2021-2023 年国能大渡河归属于公司净利润分别为 14.03、12.41、14.35 亿元,2022、2023 年净利润占比公司总利润的 44%、26%。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。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、
99、弃水导致利用小时数减少,这两点负面影响有望随着省内市场化电价提升、送电通道容量增加而改善。公司深度报告 P.25 请仔细阅读本报告末页声明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)资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,2019-2023年各公司财报,长城证券产业金融研究院 注:国电电力以国能大渡河公司水电情况参考 3.3 新疆开都河流域规划水光蓄储基地,国内首个抽蓄常规水电一体化开发新疆开都河流域规划水光蓄储基地,国内首个抽蓄常规水电一体化开发 开都河水
100、电基地是新疆四大水电基地之一,水能资源丰富,且处于南北疆的中枢位置,靠近主网负荷中心。根据新疆开都河中游河段水电规划报告(修编)(2012 版),开都河中游河段水电规划有七个梯级,总利用落差 1037.7m,总装机容量 1899.5MW,目前已建成大山口、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,分别在 2023 年 3 月和 11月开工。图表56:新疆开都河中游河段“两库七级”开发方案 电站 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 257
101、 日调节能力 2023 年 11 月开工 察汗乌苏 309 日调节能力(调蓄水库)2008 年投产 柳树沟 180 日调节能力 2013 年投产 大山口 88 日调节能力 1992 年投产 资料来源:新疆开都河滚哈布奇勒水电站环境影响报告书,中国能建集团,人民资讯,中国经济网,长城证券产业金融研究院 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水库,后者的库区总调节库容为 2105 万 m3,其中 1059 万
102、 m3 用于和静抽水蓄能电站发电运行,265 万 m3 用于常规水电站日常发电,其余 781 万 m3 作为备用库容,不参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、调频、调相和紧急事故备用等任务,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大型清洁能源基地超过 800 万千瓦光伏的发展。7.8312.6414.0312.4114.3518.6926.33-18.4528.2556.09(30)(20)(10)00200222023国能大渡河贡
103、献归母净利润(亿元)国电电力总体归母净利润(亿元)0.1030.1440.1280.1170.1170.0830.0820.0830.0850.0850.0570.0550.0670.0730.0730.0250.0380.0440.0360.0360.050 0.044 0.030 0.025 0.025 200222023长江电力国投电力华能水电国电电力川投能源公司深度报告 P.26 请仔细阅读本报告末页声明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
104、本增效,保障项目合理收益区间新能源电价平价化伴随上游降本增效,保障项目合理收益区间 2023 年全国风光总装机年全国风光总装机 10.51 亿千瓦时,亿千瓦时,2024 年建设目标同比提升年建设目标同比提升 25%。截至2023 年底,全国风电累计装机量达到 4.41 亿千瓦,同比增长 20.7%;光伏累计装机量达到 6.09 亿千瓦,同比增长 55.2%。根据 2024 年全国能源工作会议要求,2024 年全年全国风电光伏新增装机 2 亿千瓦左右,较 2023 年目标提升 25%。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。光伏、风电产业链价格持续下行,新能源发电成本优势进一
105、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97GW,较去年同期增幅 114%;一季度 p 型主流组件价格在 0.850.92 元/瓦,n 型组件中标价格多在 0.870.98 元/瓦,较去年初同比降幅近 50%,较上年四季度环比降幅近 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 13702047 元/KW(含
106、塔筒),海上风电整机商中标均价的区间在 30963680 元/KW(含塔筒);而 2023 年陆上风电整机商中标均价的区间在 19062348 元/KW(含塔筒),海上风电整机商中标均价的区间在33643906 元/KW(含塔筒)。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。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本,阻碍新能源行业发展。3 月 18 日全额保障收购可再生能源电量监管办法发布,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
107、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、电力市场及电网主导”,最终形成“以市场为主、电网兜底为辅”,降低电网消纳压力,推动新能源参与市场竞争。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,降低与电源建设的不匹配性。2024 年一季度,全国电网工程投资完成 766 亿元,同比增长 14.7%,根据关于新形势下配电网高质量发展的指导意见的发展目标,到 2025年我国配电网具备 5 亿千瓦左右分布式新能源、1200 万台左右充电桩接入能力。新能源存在电价下降预期但幅度可控。新能源存在电价下降
108、预期但幅度可控。由于新能源电源特性导致出力曲线和负荷曲线不匹配,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用,长期看,新能源存在明确的电价下降预期,但短期内下降幅度可控:(1)低价参与低价参与现货比例较低: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托底,电价端对盈利能力的影响有限。(2)新能源装机增长对应高资本开支:新能源装机增长对应高资本开支:2024 年一季度,全国
109、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可引导对新能源装机的投资。新能源项目提供利润增量,度电毛利润存在下行空间。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数据情况来看,火电度电毛利润总 2020 年的 0.061 元/千瓦时下降至 2021 年的-0.022元/千瓦时,经过 2022、2023 年恢复至 0.027 元/千瓦时。水电度电毛利润变化波动较小,基本稳定在 0.11 元/千瓦时。风电和光伏度电毛利润总体呈现下降趋势,且两者逐渐趋近,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公司深度报告 P.27
110、 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 0.261、0.286 元/千瓦时,是水电度电毛利润的 233%和 255%。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间。图表57:2020-2023 年发电企业各电源度电毛利润(元/千瓦时)资料来源:IFIND,2020-2023年各发电企业公司财报,长城证券产业金融研究院 注:火电度电毛
111、利润包括:国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电、上海电力、国投电力;水电度电毛利润包括:国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电、国投电力;风电度电毛利润包括:国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电、上海电力;光伏发电毛利润包括:国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电、上海电力。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方地区、以及经济发达、电价承受能力较强的东部地区。截至 2023 年底,公司新能源控股装机容量共 17.90GW,其中风电 9.2
112、9GW,同比增长 24.6%;光伏 3.13GW,同比增长 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,新增装机 724.57 万千瓦,再创历史新高。图表58:2019-2023 年公司风电、光伏装机量及同比增速 资料来源:IFIND,2019-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 0.061-0.0220.0110.0270.1090.1140.1160.1120.2680.2970.2880.2610.4100.3860.3340.286(0.05)0.050.150.250.350.45202
113、0年2021年2022年2023年火电水电风电光伏0%100%200%300%400%500%600%700%800%005006007008009000202120222023风电装机量(万千瓦)光伏装机量(万千瓦)风电同比增速(%)光伏同比增速(%)公司深度报告 P.28 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 利用小时数方面,利用小时数方面,2023 年公司风电、光伏利用小时数分别为 2296、1161 小时,光伏略低于全国利用小时数水平。上网电价方面,上网电价方面,2023 年风电、光伏上网电价分别为501.93、480.88 元/
114、兆瓦时,随着平价项目比例增加,综合电价呈现逐年下降趋势。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 资料来源:IFIND,国家能源局,2019-2023 年公司财报,长城证券产业金融研究院 资料来源:FIND,2021-2023年公司财报,长城证券产业金融研究院 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。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平台,龙源电力以风电装机为主,自 2015 年以来持续保
115、持世界第一大风电运营商地位。2023 年,国家能源集团新能源开工 3308 万千瓦、投产 2616 万千瓦,风电在运装机突破 6000 万千瓦,光伏装机超过 3500 万千瓦。截至 2023 年底,公司风电、光伏装机量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,新能源装机有望稳步增长。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 资料来源:IFIND,中国电力报、龙源电力、国电电力 2023 年报,长城证券产业金融研究院 资料来源:IFIND,中国电力报、龙源电力、国电电力 2023 年报,长城证券产业金融研究
116、院 050002500200222023风电利用小时光伏利用小时526.93542.09501.93786.24523.6480.8800500600700800900202120222023风电上网电价(元/兆瓦时)光伏上网电价(元/兆瓦时)国电电力15.5%龙源电力46.3%集团其他部分38.3%国电电力24.6%龙源电力17.0%集团其他部分58.4%公司深度报告 P.29 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 5.盈利预测与投资建议盈利预测与投资建议 5.1 盈利预测盈利预测 关键假设条件:(1)火力发电:火
117、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比低,2021-2023 年供热量和利润率波动变化幅度很小,因此主要对发电部分进行预测。装机量方面:截至 2023 年底,公司开工火电机组 664 万千瓦,考虑每年可能对部分存量机组停工退出,预估 2024-2026 年每年新增 200 万千瓦火电机组。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6%、3%、1%的幅度较平稳地下降。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
118、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 年毛利润率每年增加 2、1.5、1 个 pct;火电供热部分业绩较平稳,预计 2024-2026 年毛利率为前三年均值;火电板块总体毛利润逐年增加 1.78、1.24、0.67 个 pct。(2)水力发电:水力发电主要包括四川大渡河流域及新疆开都河流域。装机量方面:截至 2023 年底,公司大渡河流域水电在建 352 万千瓦,其中大渡河流域四座电站共计 293.2 万千瓦将预计于 2026 年投产。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2024-2026
119、年水电上网电价每年以 2%的幅度增长。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个 pct。(3)新能源方面: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1528.8 万千瓦,保守预计 2024-2026 年每年投产 800 万千瓦(其中,风电:光伏装机比例为 3:7,该比例为 2024Q1 全国风光新增装机比例)。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击,预计 2024-2026 年以 7%、5%、2%的幅度较平稳地下降。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
120、等因素影响,预计 2024-2026 年风电毛利润率每年减少 2 个 pct、光伏毛利润率每年减少 2.5 个pct,新能源板块总体毛利润率逐年减少 1.64、2、2.1 个 pct。(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,将为全年贡献较高投资收益。本估值模型考虑资产未交割情况。(5)其他关键假设:公司深度报告 P.30 请仔细阅读本报告末页声
121、明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;厂用电率取过去三年均值;除水电和燃机外,2024-2026 年发电利用小时数取 2023 年数据,燃机取 2022,2023 两年均值,水电在 2023 年基础上以每年 2%幅度增长;供热量、供热毛利润率取三年均值(2021-2023 年三年情况基本近似,因此沿用);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、研发、管理费用取最近两年加权算术平均数。图表63:主营业务板块盈利预测 2023A 2024E 2025E 2026E 火力发电产品 营收(亿元)1536 1583
122、 1599 1642 YOY(%)-6.55%0.03%0.01%0.03%毛利率(%)9.52%11.30%12.54%13.21%水力发电产品 营收(亿元)119.11 123.66 128.65 146.97 YOY(%)2.37%3.82%4.04%14.24%毛利率(%)47.75%48.75%49.75%50.75%新能源发电产品 营收(亿元)107.12 147.78 185.42 226.10 YOY(%)20.30%37.95%25.47%21.94%毛利率(%)44.29%42.66%40.66%38.56%煤炭产品 营收(亿元)14.44 30.85 30.85 30.8
123、5 YOY(%)-69.46%113.70%0.00%0.00%毛利率(%)-2.67%32.70%32.70%32.70%科技环保产品 营收(亿元)13.65 16.39 19.66 23.60 YOY(%)0.00%20.00%20.00%20.00%毛利率(%)6.33%6.00%6.00%6.00%其他产品 营收(亿元)0.19 0.29 0.43 0.65 YOY(%)347.43%0.50%0.50%0.50%毛利率(%)50.90%55.97%68.96%58.61%合计 营收(亿元)1809.99 1921.53 1983.21 2089.06 YOY(%)-6.06%6.16
124、%3.21%5.34%资料来源:公司财报,长城证券产业金融研究院 5.2 投资建议投资建议 公司是国家能源集团常规能源发电业务整合平台,存量煤电机组利用效率及盈利能力领跑行业,增量火电项目具备良好的开发建设节奏,依托集团煤电联营优势火电业务基本盘稳固。公司具有大渡河、开都河流域大部分电站的开发经营权,两条川渝特高压交流工程均已开工,大渡河流域弃水问题及后续增量装机并网送出通道有望逐一解决。水电行业具备前期资本开支大、盈利周期长、现金流稳定、高分红比例特点,随着资源逐渐开发,存量或依托于存量电站开发的可再生能源基地都将成为优质资产。此外,公司深化综合能源转型,积极开发风光资源富集区大基地项目、中
125、东部的场站式项目、电价承受能力较强的东部地区布局分布式项目,新能源装机规模快速增长,公司获取新能源资公司深度报告 P.31 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 源能力较强。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 EPS 为 0.44、0.51、0.59 元,对应当前股价(2024 年 6 月 12日收盘价),PE 为 13.6X、11.8X、10.2X。我们采用相对估值法给予公司合理估
126、值水平,选取华能国际、华电国际、大唐发电、上海电力作为可比对象,四家均为以火电为主的综合发电企业,可比行业公司 2024-2026 年 PE 平均值为 12.03X、10.45X、9.22X,首次覆盖予以“买入”评级。图表64:可比行业上市公司估值比较 证券代码 证券简称 最新股价(元)(24.6.12 收盘)EPS PE 2023A 2024E 2025E 2026E 2023A 2024E 2025E 2026E 600011.SH 华能国际 9.34 0.538 0.824 0.930 1.042 14.31 11.09 9.86 8.82 600027.SH 华电国际 7.22 0.4
127、42 0.622 0.700 0.774 11.62 11.29 10.07 9.11 601991.SH 大唐发电 3.11 0.074 0.215 0.262 0.308 32.81 13.43 11.15 9.49 600021.SH 上海电力 10.32 0.565 0.775 0.900 1.030 14.96 11.79 10.31 9.08 平均值 18.43 18.43 11.90 10.34 600795.SH 国电电力 5.96 0.314 0.455 0.505 0.568 13.23 13.11 11.79 10.50 资料来源:IFIND机构一致性预测(截至2024年
128、 6月 12日),长城证券产业金融研究院 6.风险提示风险提示 1)用电需求不及预期:若国民经济增速放缓,工业生产及居民生活对电力需求可能减)用电需求不及预期:若国民经济增速放缓,工业生产及居民生活对电力需求可能减少,机组利用小时数可能会下降,给公司盈利能力带来一定的负面影响。少,机组利用小时数可能会下降,给公司盈利能力带来一定的负面影响。2)煤价波动风险:若出现内外界宏观环境波动影响,导致未来煤价保持在当前水平,)煤价波动风险:若出现内外界宏观环境波动影响,导致未来煤价保持在当前水平,未按分析结论震荡下行,或将影响公司火电板块利润。未按分析结论震荡下行,或将影响公司火电板块利润。3)来水不及
129、预期风险:若未来受气候环境变化,来水不及预期、水库蓄水降低导致发)来水不及预期风险:若未来受气候环境变化,来水不及预期、水库蓄水降低导致发电量减少,将对公司业绩产生负面影响。电量减少,将对公司业绩产生负面影响。4)电价下降预期风险:所属电站上网电价受电力供需、能源结构、政策导向等因素导)电价下降预期风险:所属电站上网电价受电力供需、能源结构、政策导向等因素导致下降,将对公司业绩产生负面影响。致下降,将对公司业绩产生负面影响。5)政策推进不及预期风险:政府审批风险。若未来清洁能源发电及抽水蓄能的审批标)政策推进不及预期风险:政府审批风险。若未来清洁能源发电及抽水蓄能的审批标准趋严或审批周期延长,
130、公司可能错失项目开发最佳时期,对项目的投资回收带来不准趋严或审批周期延长,公司可能错失项目开发最佳时期,对项目的投资回收带来不利影响。利影响。6)项目建设进度不及预期风险:若清洁能源项目相关建设工程因市场因素变化、生产)项目建设进度不及预期风险:若清洁能源项目相关建设工程因市场因素变化、生产计划改变等,发生缓建、停建等情形,或给公司的经营业绩计划改变等,发生缓建、停建等情形,或给公司的经营业绩产生不利影响。产生不利影响。公司深度报告 P.32 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 财务报表和主要财务比率财务报表和主要财务比率 资产负债表(资产负债表(百万元)利润表(利润表(百万元)
131、会计年度会计年度 2022A 2023A 2024E 2025E 2026E 会计年度会计年度 2022A 2023A 2024E 2025E 2026E 流动资产流动资产 60776 58684 62478 63959 67442 营业收入营业收入 194674 180999 192153 198321 208906 现金 21638 19166 20347 21000 22121 营业成本 168609 154540 159458 161828 168508 应收票据及应收账款 21975 23451 22140 26236 24017 营业税金及附加 2367 1870 2103 213
132、0 2258 其他应收款 2816 2662 3154 2849 3474 销售费用 34 32 34 35 37 预付账款 4761 3327 5259 3603 5732 管理费用 1808 2025 2028 2135 2234 存货 6134 4976 6487 5146 6967 研发费用 738 741 767 798 839 其他流动资产 3452 5102 5090 5125 5130 财务费用 7550 6711 7883 8133 7678 非流动资产非流动资产 354143 399215 410076 408735 413340 资产和信用减值损失-3726-2033-2
133、00-200-200 长期股权投资 12921 15005 16632 18259 19886 其他收益 628 588 601 597 599 固定资产 259735 270808 289348 296396 306373 公允价值变动收益 0 0 0 0 0 无形资产 10078 10800 11628 11912 12035 投资净收益 1441 1585 2092 1949 1997 其他非流动资产 71409 102602 92468 82168 75046 资产处置收益 329 68 155 126 136 资产总计资产总计 414919 457899 472553 472694
134、480783 营业利润营业利润 12238 15289 22530 25734 29885 流动负债流动负债 121762 143020 155936 157629 161517 营业外收入 479 896 757 803 788 短期借款 43050 48944 82721 81418 85749 营业外支出 2524 515 1185 961 1036 应付票据及应付账款 33142 32210 30495 35437 31996 利润总额利润总额 10194 15670 22103 25576 29637 其他流动负债 45571 61866 42721 40774 43772 所得税
135、3366 3698 5526 6394 7409 非流动负债非流动负债 182736 195453 181662 162155 145295 净利润净利润 6828 11972 16577 19182 22228 长期借款 157268 176835 163044 143537 126677 少数股东损益 4006 6364 8786 10166 11781 其他非流动负债 25467 18618 18618 18618 18618 归属母公司净利润归属母公司净利润 2821 5609 7791 9015 10447 负债合计负债合计 304498 338473 337598 319784 3
136、06812 EBITDA 35815 40780 47946 53606 59003 少数股东权益 65258 70664 79450 89617 101397 EPS(元/股)0.16 0.31 0.44 0.51 0.59 股本 17836 17836 17836 17836 17836 资本公积 684 980 980 980 980 主要财务比率主要财务比率 留存收益 25248 28127 38751 51916 66836 会计年度会计年度 2022A 2023A 2024E 2025E 2026E 归属母公司股东权益 45163 48762 55505 63294 72573 成
137、长能力成长能力 负债和股东权益负债和股东权益 414919 457899 472553 472694 480783 营业收入(%)15.6-7.0 6.2 3.2 5.3 营业利润(%)955.7 24.9 47.4 14.2 16.1 归属母公司净利润(%)262.8 98.8 38.9 15.7 15.9 获利能力获利能力 毛利率(%)13.4 14.6 17.0 18.4 19.3 现金流量表(现金流量表(百万元)净利率(%)3.5 6.6 8.6 9.7 10.6 会计年度会计年度 2022A 2023A 2024E 2025E 2026E ROE(%)6.2 10.0 12.3 12
138、.6 12.8 经营活动现金流经营活动现金流 37738 42584 38387 47580 46796 ROIC(%)4.1 5.2 6.7 7.9 8.8 净利润 6828 11972 16577 19182 22228 偿债能力偿债能力 折旧摊销 18126 18474 18031 19973 21767 资产负债率(%)73.4 73.9 71.4 67.7 63.8 财务费用 7550 6711 7883 8133 7678 净负债比率(%)202.6 218.5 191.7 155.3 128.9 投资损失-1441-1585-2092-1949-1997 流动比率 0.5 0.4
139、 0.4 0.4 0.4 营运资金变动 2772 4798-2057 2167-2945 速动比率 0.4 0.3 0.3 0.3 0.3 其他经营现金流 3902 2214 45 74 64 营运能力营运能力 投资活动现金流投资活动现金流 -37387-46860-26645-16557-24240 总资产周转率 0.5 0.4 0.4 0.4 0.4 资本支出 35702 49769 27265 17005 24745 应收账款周转率 9.3 8.3 8.8 8.5 8.7 长期投资-2400 2851-1627-1627-1627 应付账款周转率 7.4 6.2 6.8 6.5 6.6
140、其他投资现金流 715 59 2247 2075 2132 每股指标(元)每股指标(元)筹资活动现金流筹资活动现金流 4153 4929-44337-29067-25766 每股收益(最新摊薄)0.16 0.31 0.44 0.51 0.59 短期借款 5251 5895 33776-1303 4331 每股经营现金流(最新摊薄)2.12 2.39 2.15 2.67 2.62 长期借款 16823 19566-13791-19507-16860 每股净资产(最新摊薄)2.53 2.73 3.10 3.53 4.04 普通股增加 0 0 0 0 0 估值比率估值比率 资本公积增加-709 29
141、6 0 0 0 P/E 37.7 19.0 13.6 11.8 10.2 其他筹资现金流-17213-20829-64323-8257-13237 P/B 2.4 2.2 1.9 1.7 1.5 现金净增加额现金净增加额 4515 654-32595 1956-3210 EV/EBITDA 11.0 10.7 9.3 8.1 7.3 资料来源:公司财报,长城证券产业金融研究院 公司深度报告 P.33 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 免责声明免责声明 长城证券股份有限公司(以下简称长城证券)具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格。本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力
142、为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户(以下统称客户)提供,除非另有说明,所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可,任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布,亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据,不得用于未经允许的其它任何用途。如引用、刊发,需注明出处为长城证券研究院,且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息,但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用,并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向他人作出邀请。在任何情况下,本报告中的信息或所表述
143、的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下,本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易,或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系,并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。特别声明特别声明 证券期货投资者适当性管理办法、证券经营机构投资者适当性管理实施指引(试行)已于 2017 年7 月 1 日 起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容,仅面向长城证券客户中的专业投资者及风险承受能力为稳
144、健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者,请取消阅读,请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。因此受限于访问权限的设置,若给您造成不便,烦请见谅!感谢您给予的理解与配合。分析师声明分析师声明 本报告署名分析师在此声明:本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力,在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则,独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点,不曾因,不因,也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接接收到任何形式的报酬。投资评级说明投资评级说明 公司评级公司评级 行业评级行业评级 买入 预期未来 6 个月内股
145、价相对行业指数涨幅 15%以上 强于大市 预期未来 6 个月内行业整体表现战胜市场 增持 预期未来 6 个月内股价相对行业指数涨幅介于 5%15%之间 中性 预期未来 6 个月内行业整体表现与市场同步 持有 预期未来 6 个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%5%之间 弱于大市 预期未来 6 个月内行业整体表现弱于市场 卖出 预期未来 6 个月内股价相对行业指数跌幅 5%以上 行业指中信一级行业,市场指沪深 300 指数 长城证券产业金融研究院长城证券产业金融研究院 北京北京 地址:北京市西城区西直门外大街 112 号阳光大厦 8 层 邮编:100044 传真:86-10-88366686 深圳深圳 地址:深圳市福田区福田街道金田路?2026 号能源大厦南塔楼?16 层 邮编:518033 传真:86- 上海上海 地址:上海市浦东新区世博馆路?200 号?A 座?8 层 邮编:200126 传真: