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1、国电电力(600795.SH)深度报告：煤电业务业绩拐点将至，发力风光再出发国海证券研究所评级：买入(维持)证券研究报告2022年05月23日电力1杨阳(分析师)钟琪(联系人)S0350521120005S相对沪深300表现表现1M3M12M国电电力25.5%23.2%39.6%沪深3000.2%-12.3%-21.4%最近一年走势预测指标预测指标2021A2022E2023E2024E营业收入（百万元）97增长率(%)171334归母净利润（百万元）-18176增长率(%)-1423982618摊薄每股收益（元）-0.110.

2、310.390.46ROE(%)-4111212P/E10.738.547.22P/B1.231.151.010.89P/S0.340.310.300.29EV/EBITDA11.243.112.652.22资料来源：Wind资讯、国海证券研究所相关报告国电电力（600795）业绩点评：一季度环比转亏为盈，十四五末风光装机有望超40GW（买入）*电力*杨阳2022-04-29-0.3120-0.14850.01490.17840.34180.5053国电电力沪深3002pOsNqRtQwOtOtRnOxOmOqRbR9R8OsQnNtRtReRmMrMfQsQsObRoOzQMYoMtMMYq

3、QtP公司是国家能源集团常规能源业务整合平台公司是国家能源集团常规能源业务整合平台，截至2021年末，火电/水电/风电/光伏/气电装机量分别为76.4/15.0/7.1/0.4/1.0GW。其中，火电业务是主要收入来源，2021年收入占比为85.3%。2021年受燃煤成本大涨影响，公司实现归母净利润-18.45亿元。其中，火电业务净利润-59亿元，较去年同期的116亿元大幅下降；水电/风电/光伏/煤炭业务净利润25.0/12.5/0.6/18.2亿元，成为2021年业绩主要支撑。2022Q1公司实现归母净利润10.56亿元，环比大幅改善。新能源：发力风光再出发，“十四五”收入新能源：发力风光再

4、出发，“十四五”收入CAGRCAGR或达或达38%38%。I. I.公司上调“十四五”新增新能源装机至公司上调“十四五”新增新能源装机至35GW35GW，则“十四五”末新能源装机量有望超40GW。粗略假设公司2022年新增装机5GW，则2023-2025年需年均新增装机9.7GW，20252025年公司新能源业务收入或达年公司新能源业务收入或达264264亿元，亿元，CAGR 4=38%CAGR 4=38%。2022 年公司将加快新能源开发，计划获取新能源资源超过10GW，核准9.31GW，开工6.66GW，投产4.84GW。II.若“十四五”完成35GW新增装机，总投资额或将超1600亿元。

5、按照30%的资本金比例，公司需投入资本金合计467亿元。煤电：背靠集团燃煤成本优势显著，业绩拐点将至煤电：背靠集团燃煤成本优势显著，业绩拐点将至。I. I.20222022年火电上网电价或维持较高水平。年火电上网电价或维持较高水平。2022Q1公司平均上网电价环比提升15.27%。双碳背景下，电力或维持供需偏紧形势，我们预计2022年公司火电上网电价或维持较高水平。II.II.煤价强监管煤价强监管+ +供需格局改善，燃煤成本有望改善。供需格局改善，燃煤成本有望改善。煤价监管趋严，动力煤价格上限明确，5月1日起，秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期、现货价格每吨不得超过770/1155元，叠加发

6、改委对发电供热企业长协煤覆盖率的监管，火电企业处于煤价合理区间的煤炭长协覆盖率有望提升。根据我们测算，2022年电煤全年需求或整体偏弱，叠加煤炭增产增供持续发力，煤炭供需紧张格局有望改善。长协煤覆盖长协煤覆盖率提升率提升+ +煤炭供需格局改善，燃煤成本有望改善。煤炭供需格局改善，燃煤成本有望改善。20212021年公司火电业务度电毛利年公司火电业务度电毛利- -0.0020.002元元/ /千瓦时，位居行业首位，成本优势显著。公千瓦时，位居行业首位，成本优势显著。公司背靠国家能源集团，与中国神华同为集团下属子公司，相较同行，公司处于政策价格区间的长协煤覆盖率或更有保障。公司火电业务司背靠国家能

7、源集团，与中国神华同为集团下属子公司，相较同行，公司处于政策价格区间的长协煤覆盖率或更有保障。公司火电业务业绩有望迎来拐点。业绩有望迎来拐点。3核心观点核心观点请务必阅读附注中免责条款部分水电：大渡河消纳改善水电：大渡河消纳改善+ +量价齐升，或将新增归母净利量价齐升，或将新增归母净利19.419.4亿元亿元I. I.“十四五”特高压建成“十四五”特高压建成+ +双江口投产，大渡河消纳有望改善。双江口投产，大渡河消纳有望改善。大渡河水电资源丰富但弃水严重，2020年弃水量达107亿千瓦时，占全国弃水量的35.6%。但随着2022年白鹤滩-江苏和浙江的两条直流工程投产后，四川外送电量将达四川外送

8、电量将达25002500亿千瓦时，较亿千瓦时，较20212021年四川外送电年四川外送电量增加约量增加约80%80%；叠加“十四五”四条川渝特高压1000千伏交流通道投运，大渡河省内和省外送电瓶颈有望破解。此外，具有年调节能力的双江口水电站有望于2024年投产，可调蓄增加大渡河枯期电量约调蓄增加大渡河枯期电量约6666亿千瓦时亿千瓦时，进一步改善大渡河消纳。根据我们测算，当大渡河弃当大渡河弃水量减少水量减少50%50%时，有望带来时，有望带来6.66.6亿元的归母净利润增量，占亿元的归母净利润增量，占20212021年大渡河归属国电电力净利润比重为年大渡河归属国电电力净利润比重为43.8%43

9、.8%。II.II.电价上涨电价上涨+ +新机组投产，或将新增归母净利润新机组投产，或将新增归母净利润12.812.8亿元，占亿元，占20212021年大渡河归母净利的年大渡河归母净利的85.685.6%。1 1）调度增发）调度增发：根据我们测算，双江口水电站调度增发电量或将产生归母净利润8.18.1亿元亿元。2 2）新机组投产：）新机组投产：公司在建的近4GW机组于2025年前后投产，有望新增归母净利润3.23.2亿元亿元。3 3）电价上涨）电价上涨：2022年，四川发电侧电力年度成交均价为0.2238元/千瓦时，同比上涨1.5分/千瓦时（同比+7.0%)。根据我们测算，市场化交易电价上涨1

10、.5分/千瓦时有望增厚大渡河归母净利润1.51.5亿元亿元 。投资建议：投资建议：公司背靠国家能源集团，燃煤成本优势显著，火电业务有望迎来拐点；公司上调“十四五”新能源装机至40GW，打开成长空间；大渡河消纳有望改善，量价齐升背景下，水电业务有望贡献业绩弹性。预计公司2022-2024年归母净利润分别为55.0/69.1/81.8亿元，对应PE分别为10.73/8.54/7.22倍。维持“买入”评级。风险提示：风险提示：政策推进不及预期；新增装机不及预期；煤炭价格大幅上涨；电价下调；行业竞争加剧等；测算存在主观性，仅供参考。4核心观点核心观点请务必阅读附注中免责条款部分目录目录目录目录1 1

11、国家能源集团常规能源业务整合平台，上调新能源规划至国家能源集团常规能源业务整合平台，上调新能源规划至40GW40GW+ +.6 61.1 国家能源集团常规能源业务整合平台.71.2 火电装机量位居全国第二，十四五末新能源装机量或超40GW. .81.3 2022Q1业绩环比大幅改善，水风光+煤炭业务形成业绩有力支撑. 92 2 新能源：发力风光再出发，“十四五”收入新能源：发力风光再出发，“十四五”收入CAGRCAGR或达或达3838%. 11112.1 预计2025年新能源业务收入或超260亿元，CAGR 4=38%. 132.2“十四五”风光新增装机35GW投资或超1600亿.142.3

12、打造水/火风光一体化基地，助力新能源消纳. 163 3 煤电：背靠集团燃煤成本优势显著，业绩拐点将至煤电：背靠集团燃煤成本优势显著，业绩拐点将至. 18183.1 火电资产优质+燃煤成本优势，度电盈利位居行业首位.193.2 2022Q1平均上网电价环比+15.3%，全年火电电价或维持较高水平.223.2 煤价强监管+供需格局改善，燃煤成本有望改善.244 4 水电：大渡河水电：大渡河消纳有望改善，量价齐升或将新增归母净利消纳有望改善，量价齐升或将新增归母净利12.812.8亿元亿元.28284.1 大渡河水资源丰富但消纳不足，2020年弃水量达107亿千瓦时. 294.2 “十四五”特高压建

13、成+双江口投产，大渡河消纳有望改善.344.3 电价上涨+新机组投产，或将新增归母净利润12.8亿元. 385 5 投资投资建议建议. 41416 6 风险提示风险提示. . . 45455请务必阅读附注中免责条款部分目录目录一、国家能源集团常规能源业务整合平台，上调新能源规划至一、国家能源集团常规能源业务整合平台，上调新能源规划至40GW+40GW+6请务必阅读附注中免责条款部分国电电力主营电力（火电、水电与风、光发电）热力生产及销售业务，主要控股股东为国家能源集团，实际控制人为国务院国资委。2018年公司原股东国电集团与神华集团合并，组建国家能源集团，并将国电电力定位为集团旗下常规能源业务

14、整合平将国电电力定位为集团旗下常规能源业务整合平台，此后陆续注入火电、水电等优质常规能源发电资产台，此后陆续注入火电、水电等优质常规能源发电资产，同时国电电力置出非发电主业资产，淘汰落后电源产能，优化资产布局。资料来源：公司公告，iFinD，国海证券研究所71.1 1.1 国家能源集团常规能源业务整合平台国家能源集团常规能源业务整合平台图表1：公司控股股东为国家能源集团图表2：国家能源集团优质常规能源逐步注入至国电电力请务必阅读附注中免责条款部分公司火电装机量位居全国第二。公司火电装机量位居全国第二。截至2021年末，公司控股装机容量99.81GW，其中火电76.38GW，气电1.02GW，水

15、电14.97GW，风电7.07GW，光伏0.37GW，新能源装机量占比7.45%。其中，其中，火电业务是公司主要收入来源，2021年收入占比为85.3%。截至2021年末，公司火电机组控股装机量达到76.4GW，位居全国第二。公司20222022年将发力新能源业务，规划“十四五”新增新能源装机年将发力新能源业务，规划“十四五”新增新能源装机35GW35GW，清洁能源装机占比达到40%以上，则“十四五”末公司新能源装机量或超40GW。图表4：2021年公司电源装机结构资料来源：各公司公告， iFinD ，国海证券研究所81.2 1.2 火电装机量位居全国第二，十四五末新能源装机量或火电装机量位居

16、全国第二，十四五末新能源装机量或超超40GW40GW图表5：公司火电装机量位居全国第二图表3：2021年火电业务收入占比为85.3%注：火电装机量包含了气电请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：国电电力公告， iFinD ，国海证券研究所91.3 2022Q11.3 2022Q1业绩环比大幅改善，水业绩环比大幅改善，水风光风光+ +煤炭业务形成业绩有力支撑煤炭业务形成业绩有力支撑图表6： 2022Q1公司收入同比+19.8%图表7：2021年火电和煤炭业务收入增速亮眼20212021年年，公司实现收入1681.85亿元，同比增长16.55%，其中，火电和煤炭业务增速亮眼火电和煤炭业务增速亮眼，

17、火电火电/水电/新能源/煤煤炭炭分别实现收入1423/123/72/45亿元，同比增长18.1%18.1%/-0.2%/10.6%/55.8%55.8%。2022Q12022Q1公司收入同比增长19.8%，主要是因为公司平均上网电价同比增长平均上网电价同比增长23.9%23.9%，环比增长，环比增长15.39%15.39%，为0.453元/千瓦时。平均上网电价上涨主要是因为燃煤电价上涨，以及市场化交易电量比例达94.1%（同比提升40.1pct，环比提升25.6pct）。1.3.1 1.3.1 收入：量价齐升，收入：量价齐升，2022Q12022Q1收入同比收入同比+19.8%+19.8%图表

18、8： 2022Q1公司上网电价同比+23.9%注：红色百分数表示2021年同比增速请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：公司公告， iFinD ，国家能源局，天眼查，黄陵矿业集团有限责任公司官网，国海证券研究所101.3 2022Q11.3 2022Q1业绩环比大幅改善，水业绩环比大幅改善，水风光风光+ +煤炭业务形成业绩有力支撑煤炭业务形成业绩有力支撑图表9：2021年公司归母净利润为-18.45亿元图表11：2022Q1公司归母净利润环比大幅改善图表10：2021年水风光+煤炭业务形成净利润有力支撑20212021年年受燃煤成本大幅上涨影响，公司归母净利润-18.45亿元。其中，火电业务净

19、利润-59亿元，较去年同期的116亿元大幅下降。但水电。但水电/ /风电风电/ /光伏光伏/ /煤炭业煤炭业务实现净利润务实现净利润25.0/12.5/0.6/18.225.0/12.5/0.6/18.2亿元，成为公司亿元，成为公司20212021年业绩主要支撑年业绩主要支撑。2022Q12022Q1公司扭亏为盈，实现归母净利润10.56亿元，较2021Q4/2021Q3的-37.11/-5.16亿元大幅改善。1.3.2 2022Q11.3.2 2022Q1业绩环比大幅改善业绩环比大幅改善图表12：公司煤炭业务主要参股子公司子公司煤炭产能（万吨）2021年投资收益（亿元）持股比例国电建投内蒙古

20、能源有限公司100027.75（净利润）50%晋能煤业集团同忻煤矿山西公司16006.6028%陕西煤业集团黄陵建庄矿业公司15508.8830%请务必阅读附注中免责条款部分目录目录二、新能源：发力风光再出发，“十四五”二、新能源：发力风光再出发，“十四五”收入收入CAGRCAGR或或达达38%38%11请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：国电电力公告， iFinD ，国海证券研究所12图表13： 2017-2021年公司新能源装机量图表14：公司风/光利用小时数高于全国平均水平图表15：2021年公司风电机组主要分布于北方（发电量口径）图表16：2021年公司光伏机组主要分布于西北地区（发

21、电量口径）2 2 新能源：发力风光再出发，“十四五”新能源：发力风光再出发，“十四五”收入收入CAGRCAGR或或达达38%38%截至2021年末，公司风电控股装机量7.07GW，光伏装机容量0.37GW。公司新能源业务资产质量优异，业务主要布局于风光资源丰富的西部和北方公司新能源业务资产质量优异，业务主要布局于风光资源丰富的西部和北方地区，地区，因而公司风电、光伏设备利用小时数均高于全国平均水平。2022 2022 年公司将加快新能源开发年公司将加快新能源开发， 2022 年计划获取新能源资源超过 1000 万千瓦，核准 931万千瓦，开工 666万千瓦，投产 484万千瓦。推进“基地式、场

22、站式、分布式”风电、光伏项目科学布局，自主开发与科学并购同步推进；突出抓好库布齐沙漠、河西走廊等大型风光基地项目开发，加快推进场站式项目、分布式光伏项目的开发，积极开发大型海上风电项目。注：蓝色色块表示北方地区请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：国电电力公告，阳光工匠光伏网，国海证券研究所132.1 2.1 预计预计20252025年新能源业务收入或年新能源业务收入或超超260260亿元亿元，CAGR 4=38%CAGR 4=38%公司上调“十四五”新增新能源装机至上调“十四五”新增新能源装机至35GW35GW，则公司“十四五”末新能源装机量有望超，则公司“十四五”末新能源装机量有望超40G

23、W40GW。2021年公司新增装机0.89GW，2022年计划投产4.84GW，粗略假设该年新增装机5GW，则则20232023- -20252025年公司需年均新增装机年公司需年均新增装机9.7GW9.7GW。假设2022年新增风电0.5GW，光伏4.5GW，2023-2025年新增风电和光伏装机量比例为1:2，则将新增风电装机约10.9GW，光伏装机约24.1GW。测算得测算得20252025年公司新能源业务或达年公司新能源业务或达264264亿元，亿元，CAGR 4=38%CAGR 4=38%。图表17：预计2025年新能源业务收入或达264亿元指标20212022E2023E2024E

24、2025E对应假设新能源业务合计累计装机量（GW）7.4412.44 22.14 31.84 41.54 新增装机量（GW）0.89 5.00 9.70 9.70 9.70 新能源业务合计收入（亿元）71.7 90.9 137.1 200.3 263.6 YOY26.7%50.9%46.1%31.6%风电业务风电累计装机（GW）7.07 7.57 10.80 14.04 17.27 新增装机0.7 0.5 3.2 3.2 3.2 年上网量（亿千瓦时）147.5161.9203.1274.4345.8假设当年新增装机机组有50%并网发电，发电量/上网电量=99%风电利用小时数（h）2256218

25、30新增机组全年并网发电时可利用小时数同原项目机组上网电价（元/度）0.4660.4630.4460.4280.4172021年以来的新增机组上网电价采用全国燃煤电价均值风力发电收入（亿元）68.7 74.9 90.5 117.4 144.3 光伏业务光伏累计装机（GW）0.4 4.9 11.3 17.8 24.3 新增装机0.2 4.5 6.5 6.5 6.5 年上网量（亿千瓦时）4.239.2121.8219.5317.4假设当年新增装机机组有50%并网发电，发电量/上网电量=99%光伏利用小时数（h）12461321新增机组全年并网发电时可利用

26、小时数同原项目机组上网电价（元/度）0.7220.4070.3830.3780.3762021年以来的新增机组上网电价采用全国燃煤电价均值光伏发电收入（亿元）3.0 16.0 46.6 82.9 119.2 请务必阅读附注中免责条款部分中国“十四五”新能源发展研判及需要关注的问题_黄碧斌等，国海证券研究所14图表18：预计公司“十四五”新能源新增装机35GW的总投资额或将超1600亿元根据我们测算，若“十四五”期间完成35GW装机规模，总投资额或将超总投资额或将超16001600亿元。亿元。分类20212022E2023E2024E2025E十四五累计光伏累计光伏装机容量（GW）0.44.91

27、1.317.824.3当年新增光伏装机容量（GW）0.24.56.56.56.524.1光伏单位投资成本（元/W）4.03.93.83.83.8YoY-1.5%-1.0%-1.0%光伏投资额（亿元）6.2175.5248.5246.0243.5919.6风电累计风电装机容量（GW）7.17.610.814.017.3当年新增风电装机容量（GW）0.70.53.23.23.210.9风电单位投资成本（元/W）6.66.56.46.36.2YoY-2.0%-1.0%-1.0%风电投资额（亿元）48.832.5206.0203.9201.9693.2当年风电+光伏新增装机量（GW）0.95.09.7

28、9.79.735.0当年风电+光伏项目投资额（亿元）55.0208.0454.5449.9445.41612.82.2 2.2 “十四五”风光新增“十四五”风光新增装机装机35GW35GW投资额或投资额或超超16001600亿亿请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：国电电力公告，WIND，节能风电公告，太阳能公告，国海证券研究所152.2 2.2 “十四五”风光新增“十四五”风光新增装机装机35GW35GW投资额或投资额或超超16001600亿亿假设2022-2025年公司毛利率、净利率分别为30%、15%，折旧/营业成本为75%，资本金比例为30%，则2022-2025年公司需投入资本金合计

29、为公司需投入资本金合计为467.4467.4亿元亿元。图表19：预计公司2022-2025年合计需投入资本金467亿元单位：亿元20212022E2023E2024E2025E2022-2025年合计核心假设新能源业务收入71.790.9137.1200.3263.6营业成本38.863.696.0140.2184.5毛利率45.91%30%30%30%30%结合历史毛利率以及2021年起平价项目比例增加，粗略假设毛利率为30%净利率18.2%15%15%15%15%结合历史净利率以及2021年起平价项目比例增加，粗略假设净利率为15%净利润13.0 13.6 20.6 30.0 39.5 折

30、旧/营业成本75%75%75%75%75%参考节能风电和太阳能折旧29.147.772.0105.2138.4净利润+折旧42.1 61.4 92.6 135.2 177.9 467.1 投资额55.0208.0454.5449.9445.41557.9借款比例70%70%70%70%70%参考公司当前资产负债率所需资本金16.562.4136.3135.0133.6467.4 图表20：2018-2021年公司资产负债率处于行业合理水平请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：国电电力公告，国家能源局，北极星火力发电网，国海证券研究所162.3 2.3 打造打造水水/ /火风光一体化基地，助力新

31、能源消纳火风光一体化基地，助力新能源消纳图表21：2021年公司内蒙古、宁夏、新疆地区的火电发电量占公司火电总发电量的17.3%火风光一体化方面火风光一体化方面，国家能源局确定以沙漠、戈壁、荒漠区域为重点布局大型风电光伏基地，“十四五”期间建设规模达到 4.5 亿千瓦级，同时明确要求大型风光基地项目要基于在运、在建或已核准的外送通道并配套煤电灵活性改造。20212021年国电电力内蒙古、宁夏、新疆地区的火电发电量占公司火电总发电量的年国电电力内蒙古、宁夏、新疆地区的火电发电量占公司火电总发电量的17.3%17.3%，在大基地区域的新能源发展可充分利用上述区域内的火电机组的调峰能力及现有的外送通

32、道优势，实施“火电+新能源+调峰”开发战略，助力新能源消纳。据北极星火力发电网报道，国电电力内蒙古上海庙公司在4100万千瓦智慧火电工程基础上，大力推进绿色能源发展。2022年2月，上海庙上海庙公司风光火储一体化公司风光火储一体化120120万千瓦新能源项目已取得集团公司立项批复万千瓦新能源项目已取得集团公司立项批复。请务必阅读附注中免责条款部分_钱梓锋等，大渡河公司，中国能源新闻网，凉山黎族自治州司法局，国海证券研究所172.3 2.3 打造打造水水/ /火风光一体化基地，助力新能源消纳火风光一体化基地，助力新能源消纳图表22：以龙羊峡为例，枯水期晴天出力过程图表23：以龙羊峡为例，枯水期雨

33、天出力过程水风光一体化方面水风光一体化方面，四川省风、光、水资源丰富，主要集中分布在川西地区和攀西地区，在地理空间上有良好的互补发展条件，具有推进水风光多能互补发展的基础和条件。打造水风光一体化基地，助力消纳打造水风光一体化基地，助力消纳。 2021年6月，大渡河公司已与四川省阿坝州政府签署了“大渡河上游千万千瓦大渡河上游千万千瓦综合能源试点基地综合能源试点基地”合作备忘录；同时雅安市政府计划同大渡河公司，结合瀑布沟水电站的水库调节能力和送出通结合瀑布沟水电站的水库调节能力和送出通道，道，加快推动雅安市“十四五”水风光互补一体化基地开发的前期工作。2022年5月，大渡河流域水风光一体化开发基地

34、规划研究报告已通过水利部水电规划设计总院、四川省发改委评审。请务必阅读附注中免责条款部分目录目录三、煤电：背靠集团燃煤成本优势显著，业绩拐点将至三、煤电：背靠集团燃煤成本优势显著，业绩拐点将至18请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：国电电力公告， iFinD ，国海证券研究所193.1 3.1 火电资产火电资产优质优质+ +燃煤成本优势，度电盈利位居行业首位燃煤成本优势，度电盈利位居行业首位图表24：2017-2021年国电电力持续通过关停、破产清算等方式处置火电机组落后产能自2018年国家能源集团成立，并将国电电力定位为其常规能源业务整合平台以来，集团持续注入其优质火电资产至国电电力，同时

35、，国电电力通过置出或关停等方式处置落后产能，提升火电资产质量。3.1.1 3.1.1 整合集团优质火电资产，单位煤耗整合集团优质火电资产，单位煤耗+ +机组利用小时数处于行业中上游机组利用小时数处于行业中上游年份公司名称减值原因减值金额(亿元)2017宁夏英力特煤业有限公司关停机组7.52国电江苏电力有限公司谏壁电厂关停机组1.11合计8.632018宁夏英力特煤业有限公司破产清算3.21国家能源集团谏壁发电厂关停机组1.64国电库车发电有限公司关停机组1.34合计6.192019国电宣威发电有限责任公司破产清算9.6神华国华（舟山）发电有限责任公司淘汰落后产能，关停机组1.37国家能源集团江

36、苏电力有限公司关停机组2.53国电寿县风电公司贯彻环保要求，拆除团山风电机组1.07合计14.572020国电内蒙古晶阳能源有限公司停产5.94国家能源集团江苏电力有限公司技术改造拆除设备1.77神华国华国际电力股份有限公司技术改造拆除设备1.11北京国电电力有限公司之分公司大同第二发电厂技术改造拆除设备1.01合计9.832021国电电力发展股份有限公司邯郸热电厂“退城进郊”，关停机组2.91国能河北邯郸热电股份有限公司“退城进郊”，关停机组5.64北京国电电力有限公司大同第二发电厂关停机组3.93国电内蒙古晶阳能源有限公司破产清算33.49合计45.97请务必阅读附注中免责条款部分资料来源

37、：各公司公告， iFinD ，国海证券研究所203.1 3.1 火电资产火电资产优质优质+ +燃煤成本优势，度电盈利位居行业首位燃煤成本优势，度电盈利位居行业首位图表25：2021年火电资产主要位居沿海地区图表27：公司火电机组平均利用小时数行业领先图表26：公司火电机组单位供电煤耗位居行业中游从区位来看从区位来看，公司火电资产主要位于东部沿海地区，其中江浙皖地区2021年火电发电量占比达46.7%。从利用小时数来看，从利用小时数来看，公司火电机组利用小时数行业领先，2021年达5118小时。从单位煤耗来看，从单位煤耗来看，2021年公司火电机组单位供电煤耗295.5克/千瓦时，位居行业中游。

38、从大机组占比来看从大机组占比来看，2021年公司60万千瓦以上火电机组数量占比达91%，高于同行业公司。图表28：公司60万千瓦以上火电机组占比超9成3.1.1 3.1.1 整合集团优质火电资产，单位煤耗整合集团优质火电资产，单位煤耗+ +机组利用小时数处于行业中上游机组利用小时数处于行业中上游请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：各公司公告， iFinD ，国家能源集团官网，国海证券研究所213.1 3.1 火电资产火电资产优质优质+ +燃煤成本优势，度电盈利位居行业首位燃煤成本优势，度电盈利位居行业首位图表29：公司火电业务度电毛利位居行业首位图表30：2021年集团燃料采购关联交易金额占

39、公司燃料成本的83.8%煤电度电盈利位居行业首位。煤电度电盈利位居行业首位。在2021年火电运营商全面亏损的背景下，公司度电毛利-0.002元/千瓦时，位居行业首位，公司成本优势显著。背靠集团，携手中国神华，公司燃煤成本优势显著。背靠集团，携手中国神华，公司燃煤成本优势显著。公司控股股东国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产公司，国电电力与中国神华同属于其旗下上市平台。2018年以来，公司从集团内部采购燃料的关联交易金额占公司燃料总成本比重逐年提升，2021年达83.8%。展望2022年，在燃煤价格高企的背景下，公司处于政策价格区间的长协煤覆盖率或更有保障，火电业务有望迎来业绩拐点。3.1.2

40、3.1.2 背靠集团打造煤电一体化，公司煤电度电盈利位居行业首位背靠集团打造煤电一体化，公司煤电度电盈利位居行业首位注：各公司火电业务包含气电或供热业务，或对数据存在扰动请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：国家发改委，中国能源报，国务院，中国政府网，北极星输配电网，北极星电力网，WIND，国海证券研究所22燃煤价格持续上涨。2021年以来，煤炭供应紧张背景下，煤炭价格持续处于高位，最高实现突破2500元/吨（对应的单位燃料成本约0.9460元/千瓦时）。高企的煤价抑制了燃煤电厂的发电意愿，加剧全国电力供应紧张形势。电力市场化改革持续深入，电价上浮区间扩大至电力市场化改革持续深入，电价上浮区间

41、扩大至20%20%。2021年10月12日国家发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，提出将市场交易电价的浮动范围扩大至20%；有序放开全部燃煤发电电量上网电价；有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。图表31：2021年以来，电力市场化改革深化3.2 2022Q13.2 2022Q1平均上网电价环平均上网电价环比比+15.3%+15.3%，全年火电电价或维持较高水平，全年火电电价或维持较高水平请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：公司公告，阳光工匠光伏网，北极星售电网，北京商报，国海证券研究所233.2 2022Q13.

42、2 2022Q1平均上网电价环平均上网电价环比比+15.3%+15.3%，全年火电电价或维持较高水平，全年火电电价或维持较高水平受此影响，国电电力核心业务地区江苏、浙江、安徽火电市场化电价/代理购电电价较燃煤基准电价涨幅均接近20%。2022Q12022Q1公司平均上网电价达公司平均上网电价达0.4530.453元元/ /千瓦时，环比提升千瓦时，环比提升15.39%15.39%。双碳背景下，电力或维持供需偏紧形式，对电价形成一定支撑。我们预计2022年公司火电业务上网电价或维持较高水平。图表33：2022Q1公司平均上网电价环比提升15.39%图表32：2022年江苏、安徽、浙江年度电价涨幅均

43、接近20%单位：元/千瓦时燃煤基准电价年度市场化交易平均电价5月代理购电价格2021年12月集中竞价成交均价涨幅江苏0.3910.46719.36%浙江0.4150.49820.0%安徽0.3840.46120.0%请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：财联社，WIND，国家能源局，中电联，中国核能行业协会，国海证券研究所243.3 3.3 煤价强煤价强监管监管+ +供需格局改善，燃煤成本有望改善供需格局改善，燃煤成本有望改善需求端需求端，根据我们测算，2022年当全社会用电量增速为5%、3%时，火电发电量增速分别为1.1%2.6%、-1.8%-0.3%，电煤全年需求或整体偏弱电煤全年需求或整

44、体偏弱。（详情请参考从火电发电量看今年电煤消费需求-20220417）供给端供给端，2021年9-10月我国核增煤炭产能2.2亿吨/年，相关煤矿已陆续按核定产能生产；2022年4月国常会明确今年新增煤炭产能3亿吨。 4月我国原煤产量3.63亿吨，同比增长10.7%。煤炭供应偏紧格局有望改善。3.3.1 3.3.1 煤炭供需紧张格局有望改善煤炭供需紧张格局有望改善2022年全社会用电量增速水电利用小时数（小时）3,6223,7153,8273%-0.3%-1.0%-1.8%5%2.6%2.0%1.1%8%7.1%6.4%5.6%10%10.1%9.4%8.6%图表34：火电发电量增速敏感性测算注

45、：水电利用小时数3622/3715/3827小时分别为来水偏枯/正常/偏丰情况假设图表35：4月我国原煤产量同比增长10.7%请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：国家发改委，央视新闻，证券日报，国海证券研究所253.3 3.3 煤价强煤价强监管监管+ +供需格局改善，燃煤成本有望改善供需格局改善，燃煤成本有望改善2021年12月，全国煤炭交易会发布发改委制定的2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿），提出2022年煤炭中长期合同签订范围扩大，核定能力在，核定能力在 30 30 万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入 2022 2022 年的

46、煤年的煤炭长协签订范围，且煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的炭长协签订范围，且煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%80%以上；发电供热企业除进口煤以外的以上；发电供热企业除进口煤以外的用煤用煤 100%100%签订长协签订长协。并提出力争在12月15日前完成签订。明确给出550-850元/吨的价格区间，其中，下水煤合同基准价暂按5500大卡动力煤700元/吨签订。发改委从发改委从3 3月底开始成立核查小组赴央企和地方核查煤炭长协签订情况月底开始成立核查小组赴央企和地方核查煤炭长协签订情况，5月6日发改委召开的专题会议也提出后续将加强煤炭中长期合同签约履约监管。政府强

47、力监管下，火电企业处于煤价合理区间的煤炭长协覆盖率有望提升。3.3.2 3.3.2 处于政策价格区间的长协煤覆盖率有望提升处于政策价格区间的长协煤覆盖率有望提升请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：国家发改委，国海证券研究所263.3 3.3 煤价强煤价强监管监管+ +供需格局改善，燃煤成本有望改善供需格局改善，燃煤成本有望改善2022年2月底，发改委出台关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知，提出了动力煤中长期交易价格的合理区间，其中，秦皇岛港下水煤（5500千卡，下同）中长期交易价格570570770770元元/ /吨吨。4月底发改委发布关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告，明确了哄

48、抬煤炭价格的认定标准明确了哄抬煤炭价格的认定标准。5月6日发改委召开专题会议，进一步明确了煤炭中长期和现货价格的上限：自自5 5月月1 1日起，秦皇岛港下水煤中长期、日起，秦皇岛港下水煤中长期、现货价格价格每吨不得超过现货价格价格每吨不得超过770/1155770/1155元，如无正当理由，高于上述价格一般可认定为哄抬价格元，如无正当理由，高于上述价格一般可认定为哄抬价格；对于存在涉嫌哄抬价格行为的，将移送有关部门依法查处。两份文件为煤价监管提供了明确的指引，是煤炭价格运行在合理区间的重要政策保障。3.3.3 3.3.3 政策重拳出击，明确煤价上限政策重拳出击，明确煤价上限图表36：5月6日发

49、改委提出的长协煤价格区间秦皇岛下水煤港口价山西陕西蒙西蒙东中长期交易价格上限770570520460471现货价格上限90707注：均为热值5500大卡的价格；山西、陕西、蒙西和蒙东价格均为煤炭出矿环节价格请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：国电电力公告，华润电力公告，易煤资讯，北极星售电网，国海证券研究所27假设假设：针对江苏地区火电厂（公司江苏省火电发电量占比最高），假设秦皇岛下水煤长协价720元/吨，运费50元/吨。根据我们测算，当秦皇岛下水煤长协的港口价为720元/吨，当现货价达到1155元/吨的上限，长协比例达到71%以上，火电企业或可实现盈利。政府强监管下，

50、煤价有望下行政府强监管下，煤价有望下行+ +处于合理煤价区间的长协比例有望提升，国电电力背靠国家能源集团，相较同行，公处于合理煤价区间的长协比例有望提升，国电电力背靠国家能源集团，相较同行，公司处于政策价格区间的长协覆盖率或更有保障，成本优势明显，公司火电业务业绩有望迎来拐点。司处于政策价格区间的长协覆盖率或更有保障，成本优势明显，公司火电业务业绩有望迎来拐点。3.3.4 3.3.4 最高现货价下，长协价格为最高现货价下，长协价格为720720元元/ /吨时，盈亏平衡点或对应吨时，盈亏平衡点或对应71%71%的长协煤覆盖率的长协煤覆盖率图表37：不同长协比例下，火电厂盈亏平衡点对应的现货价格长