1、 证券研究报告证券研究报告 请务必阅读正文之后请务必阅读正文之后第第 26 页起的免责条款和声明页起的免责条款和声明 综合性发电龙头综合性发电龙头，清洁能源谱写发展新篇清洁能源谱写发展新篇 国电电力（600795.SH）投资价值分析报告2022.12.16 中信证券研究部中信证券研究部 核心观点核心观点 李想李想 公用环保行业首席分析师 S02 受益集团内部受益集团内部煤炭煤炭资源调配更加顺畅资源调配更加顺畅的协同效应及公司高效管理的协同效应及公司高效管理，公司煤价风，公司煤价风险敞口明显优于同行；川渝特高压工程有望在险敞口明显优于同行；川渝特高压工程有望在 202420

2、25 年建成，大渡河外年建成，大渡河外送通道打通将改善其弃水顽疾，四川省内电力需求持续旺盛也正在助推省内市送通道打通将改善其弃水顽疾，四川省内电力需求持续旺盛也正在助推省内市场交易电价回升；场交易电价回升；公司为公司为国家能源集团核心新能源发展平台，“十四五”期间国家能源集团核心新能源发展平台，“十四五”期间新新增增风光装机高达风光装机高达 35GW，新能源成为公司业绩增长及引领集团转型关键引擎。，新能源成为公司业绩增长及引领集团转型关键引擎。预计公司预计公司 20222024 年归母净利润分别为年归母净利润分别为 62.66/76.94/88.05 亿元亿元，当前股价当前股价对应动态对应动态

3、 PE 为为 11/9/8 倍倍，首次覆盖，给予首次覆盖，给予“买入”评级“买入”评级，目标价，目标价 5.10 元。元。国家能源集团核心电力平台，火水风光协同发展国家能源集团核心电力平台，火水风光协同发展。公司是国家能源集团核心电力上市平台和国内电力行业龙头，截至 2021 年底公司控股装机 9,981 万千瓦，其中火电/水电/新能源装机容量分别为 7,740/1,497/744GW，在 AH 两地电力上市公司中排名分别为 2/5/7 名。截至 1H22，公司控股股东国家能源集团持有公司总股本的 50.68%，公司实际控制人为国务院国资委。有进有出优化火电布局，集团协同有进有出优化火电布局，

4、集团协同及高效管理及高效管理降煤价风险敞口降煤价风险敞口。2019 年以来，公司多次优化火电资产，累计置入优质火电机组 1,535 万千瓦，置出劣质火电机组 1,336 万千瓦，火电资产的盈利能力得到明显改善。公司所在的国家能源集团集能源及发电一体，受益于集团煤炭资源丰富以及集团内部调配资源有效的协同效应，叠加公司高效管理，公司煤价风险敞口明显优于同行。煤价大幅上涨环境下，公司燃料成本控制明显优于其他可比央企火电上市公司，2021/1H22 公司入炉标煤价格仅为 900/968 元/吨，相比可比公司均低了约 150 元/吨。建设送出通道建设送出通道&省内供需改善，水电盈利提升可期省内供需改善，

5、水电盈利提升可期。公司核心水电大渡河公司装机规模庞大，但外送通道不顺畅及电价偏低等因素制约其盈利能力。川渝特高压线路预计将在 20242025 年投运，外送通道的打通有望显著降低高弃水的问题；四川省内用电形势良好，带动省内市场交易电价逐步回升可期；具有年调节能力的双江口水电站计划于 20242025 年投产，届时有望通过提升丰枯比、梯级调度等进一步提升公司水电资产盈利能力。新能源规划大幅上调，现金充沛保障风光快速发展。新能源规划大幅上调，现金充沛保障风光快速发展。大股东国家能源集团转型需求迫切，公司在其中扮演重要角色，公司制定了“十四五”期间新能源新增装机 3,500 万千瓦的发展目标。在风光

6、装机快速增长推动下，我们预计公司20222024 年新能源装机将增至 12.3/19.3/28.3GW，引领公司转型并成为公司业绩成长重要推动力。我们预计公司 20222024 年资本支出规模将增至 422/600/600 亿元，但公司拥有体量庞大且现金流创造能力突出的火电及水电，为发展提供充足资金保障。风险因素：风险因素：煤价持续高增；大渡河弃水改善不及预期；公司风光项目建设和投产节奏不及预期；风光和水电项目造价高于预期；补贴回收不达预期。盈利预测、估值与评级盈利预测、估值与评级：预计公司 20222024 年的归母净利润分别为 62.66/76.94/88.05 亿元，2022 年扭亏为盈

7、，20232024 年同比增长 23%/14%，2022 2024 年净利润折算 EPS 为 0.35/0.43/0.49 元，公司当前股价对应 20222024年 PE 分别为 11/9/8 倍。考虑公司为国内综合性发电龙头，选择华电国际、华能水电、三峡能源等 A 股火电、水电及新能源各细分领域龙头作为可比公司，2023 年可比公司的 PE 均值为 14 倍。我们在可比公司 PE 均值基础上给予 15%的估值折扣，给予公司 2023 年 12 倍目标 PE，对应目标价为 5.10 元，首次覆盖，给予公司“买入”评级。国电电力国电电力 600795.SH 评级评级 买入（首次）买入（首次）当前

8、价 4.01元 目标价 5.10元 总股本 17,836百万股 流通股本 17,836百万股 总市值 715亿元 近三月日均成交额 767百万元 52周最高/最低价 4.94/2.43元 近1月绝对涨幅-4.30%近6月绝对涨幅 7.80%近12月绝对涨幅 34.56%国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 2 项目项目/年度年度 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入(百万元)116,421 168,185 196,666 202,514 210,130 营业收入增长率 YoY

9、 0%44%17%3%4%净利润(百万元)2,633-1,845 6,266 7,694 8,805 净利润增长率 YoY 41%-170%N/A 23%14%每股收益 EPS(基本)(元)0.15-0.10 0.35 0.43 0.49 毛利率 21%7%15%17%18%净资产收益率 ROE 5.0%-4.0%12.0%13.6%14.3%每股净资产（元）2.97 2.57 2.92 3.18 3.45 PE 27-39 11 9 8 PB 1.3 1.6 1.4 1.3 1.2 PS 0.6 0.4 0.4 0.4 0.3 EV/EBITDA 7.8 11.5 8.0 7.3 6.9 资

10、料来源：Wind，中信证券研究部预测 注：股价为 2022 年 12 月 15 日收盘价 3ZdYpWsY8ZvZpM6MbP7NmOqQtRsQjMoPmOkPrQuM6MqRpMvPqRqRxNmMwP 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 3 目录目录 国家能源集团核心电力平台，火水风光协同发展国家能源集团核心电力平台，火水风光协同发展.6 有进有出优化火电布局，集团协同降煤价风险敞口有进有出优化火电布局，集团协同降煤价风险敞口.8 持续优化火电资产，提升资产质量及布局.8 集团内部协同效应格外突

11、出，煤价风险敞口优于同行.10 建设送出通道建设送出通道&省内供需改善，水电盈利提升可期省内供需改善，水电盈利提升可期.12 大渡河流域为公司核心水电资产，在建水电仍有一定体量.12 汛期弃水严重&四川省内电价较低，影响公司水电板块回报.14 新送出通道即将打通及省内供需形势好转，大渡河公司盈利提升可期.17“十四五十四五”拟新增拟新增 35GW 新能源，助推公司转型新能源，助推公司转型.19 存量风光项目质量优良.19 集团发展风光核心力量，公司“十四五”计划新增风光 35GW.19 资金保障充分，公司发展新能源优势突出.21 风险因素风险因素.22 首次覆盖，给予首次覆盖，给予“买入买入”

12、评级，目标价评级，目标价 5.10 元元.22 盈利预测关键假设.22 首次覆盖，给予“买入”评级，目标价 5.10 元.23 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 4 插图目录插图目录 图 1：20142021 年公司控股装机容量结构及增速（GW，%）.7 图 2：20142021 年公司发电量结构及增速（亿千瓦时，%）.7 图 3：20142021 年公司毛利及毛利率变动趋势.8 图 4：20202021 年公司分业务毛利变动情况（亿元）.8 图 5：2018 年以来 CECI5,500 大卡沿海电

13、煤成交价及综合价走势.11 图 6：2021 年和 1H22 主要火电上市公司的入炉标煤价格（元/吨）.12 图 7：20202021 年主要火电上市公司的火电业务毛利率.12 图 8：大渡河干流水电阶梯开发方案图.13 图 9：20192021 年国内龙头水电公司 ROE（摊薄）对比.14 图 10：20192021 年国内龙头水电公司资产负债率对比.14 图 11：20192021 年国内龙头水电公司 ROA 对比.15 图 12：20192021 年国内龙头水电公司度电净利对比（元/兆瓦时）.15 图 13：20122021 年四川省弃水电量（亿千瓦时）.15 图 14：20202021

14、 年全国、四川和大渡河弃水电量（亿千瓦时）.15 图 15：四川省 20212022 年水电市场化交易情况.16 图 16：20202021 年公司及其他水电含税上网电价（元/千瓦时）.16 图 17：川渝 1000 千伏特高压交流工程规划示意图.17 图 18：20112022M10 全社会和四川用电量增速及增速差.18 图 19：20172025 年公司水电发电量及其变动趋势.19 图 20：20202025 年公司水电业务毛利及毛利率变动.19 图 21：20172021 年公司和全国风电利用小时数对比.19 图 22：20172021 年公司和全国光伏利用小时数对比.19 图 23：2

15、0172025 年公司风光装机量预测及占比预测.21 图 24：20172025 年公司风光发电量预测及占比预测.21 图 25：20162025 年公司经营现金流和资本开支预测及对比.21 图 26：20162025 年公司资产负债率及预测（%）.21 表格目录表格目录 表 1：截止 2021 年末公司装机构成及在国家能源集团、全社会装机中占比（万千瓦）.6 表 2：2021 年底国内主要电力上市公司火电、水电、新能源装机容量排名（万千瓦）.6 表 3：2021 年国家能源集团置入公司的火电资产.9 表 4：20202021 年公司向国家能源集团转让的火电资产.9 表 5：2022 年 8

16、月公司向国家能源集团转让的火电资产.10 表 6：截止 2020 年末国家能源集团主要产区煤炭资源情况.10 表 7：2021 年五大四小发电集团煤矿产能和火电装机数据.11 表 8：20212026 年公司水电装机容量及预测.13 表 9：四川省电力调度概况.16 表 10：2022 年部分大渡河流域水电公司上网电量计划表.17 表 11：“十四五”期间五大发电集团新能源装机规划.20 表 12：“十四五”期间集团各公司新能源装机规划.20 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 5 表 13：公司盈利

17、预测关键假设.23 表 14：公司盈利预测及估值.24 表 15：可比公司盈利数据及估值.24 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 6 国家能源集团国家能源集团核心电力平台核心电力平台，火水风光协同发展火水风光协同发展 公司最早成立于 1992 年，设立时名称为大连东北热电发展股份有限公司，于 1997年在上交所挂牌上市。1999 年，原国家电力公司通过股权划转成为公司控股股东；2000年，原国家电力公司重组公司并将其更名为国电电力；2002 年，随着中国国电集团公司组建成立，原国家电力公司所持有公司

18、的股份全部划归国电集团持有；2018 年，公司原控股股东国电集团和原神华集团实施联合重组，新设立国家能源集团并吸收合并国电集团，公司控股股东变相应变更为重组后的国家能源集团。截至 1H22，公司控股股东国家能源集团持有公司总股本的 50.68%，公司实际控制人为国务院国资委。目前，公司主营业务为电力、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，上述业务分布在全国 28 个省、市、自治区。其中，公司的火电机组主要分布在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，风光水等清洁能源机组主要分布在自然资源较好的四川、新疆、甘肃、青海、山东等地区。公司是国家能源集团核心电力上市平台和国内

19、电力行业龙头，截止 2021 年末，公司整体控股装机规模高达 9,981 万千瓦，其中火电/水电/风光装机分别为 7,740/1,497/744 万千瓦，控股装机约占全国整体装机的4.5%；截止 2021 年末，大股东国家能源集团的整体控股装机为 27,128 万千瓦，公司约占 36.8%的份额。表 1：截止 2021 年末公司装机构成及在国家能源集团、全社会装机中占比（万千瓦）公司装机公司装机 集团装机集团装机%占集团比重占集团比重 全社会装机全社会装机%占全社会比重占全社会比重 火电 7,740 19,400 39.9%128,917 6.0%水电 1,497 1,869 80.1%34,

20、879 4.3%风电 707 4,999 14.1%33,399 2.1%光伏 37 860 4.3%20,808 0.2%其他-0.0%5,442 0.0%合计 9,981 27,128 36.8%223,445 4.5%资料来源：公司公告，国家能源集团，中电联，中信证券研究部 公司火电、水电、新能源等电源装机在 AH 两地电力上市公司中排名均较为靠前。按照 2021 年末控股装机量排名，公司的火电装机在上市公司中排名 2 名，水电装机在上市公司中排名 5 名，新能源装机在上市公司中排名 7 名。表 2：2021 年底国内主要电力上市公司火电、水电、新能源装机容量排名（万千瓦）火电火电 水电

21、水电 新能源新能源 排名排名 公司名称公司名称 装机容量装机容量 公司名称公司名称 装机容量装机容量 公司名称公司名称 装机容量装机容量 1 华能国际 10,436 长江电力 4,550 龙源电力 2,476 2 国电电力国电电力 7,740 川投能源 3,463 三峡能源 2,268 3 大唐发电 5,258 华能水电 2,318 华润电力（H）1,516 4 华电国际 5,095 国投电力 2,077 华能国际 1,385 5 中国电力（H）3,338 国电电力国电电力 1,497 大唐新能源（H）1,308 6 浙能电力 3,307 桂冠电力 1,023 中国核电 887 7 华润电力（

22、H）3,256 中国电力（H）581 国电电力国电电力 744 8 国投电力 1,188 湖北能源 466 吉电股份 715 9 内蒙华电 1,140 黔源电力 398 太阳能 609 10 申能股份 1,048 甘肃电投 164 新天绿色能源 579 资料来源：各公司公告，中信证券研究部 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 7 除除 2019 年因并入原中国神华下属电厂带动公司装机及电量出现增长显著外，历史上年因并入原中国神华下属电厂带动公司装机及电量出现增长显著外，历史上公司装机及电量增长相对平稳

23、公司装机及电量增长相对平稳。20142018 年，公司在运机组的装机容量增速稳定在3%10%的平稳增长区间内。2019 年，公司与中国神华合资组建的北京国电电力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，带动公司当年新增控股装机约 3,000 万千瓦，进而使得公司当年装机容量同比大幅提升 62%，发电量同比提升 72%。20192021 年公司置换了部分火电资产，同时新投产了部分风光项目，装机容量和发电量整体重新恢复至温和增长趋势。图 1：20142021 年公司控股装机容量结构及增速（GW，%）图 2：20142021 年公司发电量结构及增速（亿千瓦时，%）资料

24、来源：公司公告，中信证券研究部 资料来源：公司公告，中信证券研究部 20142018 年，公司整体收入稳定在 600 亿元附近；2019 年，受公司装机容量发生跳跃式增长推动，公司当年营收增长高增 78%至 1,166 亿元；20202021 年，受装机容量增长、电价上升等一系列因素推动，公司收入增速分别为 29.4%和 11.5%，公司营业收入在 2021 年达到 1,682 亿元。从公司收入构成看，火电业务收入在整体收入中占据核心地位，其次为水电、新能源发电业务，2021 年，公司火电业务约占当前整体营收的 83%，水电及新能源分别约占当年整体营收的 7%/4%。图 3：20142021

25、年公司营业收入及增速（亿元，%）图 4：2021 年公司整体收入构成情况（%）资料来源：公司公告，中信证券研究部 资料来源：公司公告，中信证券研究部-10%0%10%20%30%40%50%60%70%0204060801001202014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021火电水电风电光伏合计增速（右轴）-10%10%30%50%70%-1,000 2,000 3,000 4,000 5,0002014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021火电水电风电光伏合计增速（右轴）-8%3%2%9%78%29%11%-20%-10%0%

26、10%20%30%40%50%60%70%80%90%02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021营业收入 亿元增速 右轴83%7%4%3%3%火电水电新能源发电煤炭贸易其他 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 8 由于火电在公司整体收入中占比较高同时火电盈利水平相对较低且盈利能力受煤价波动影响显著，公司过往整体毛利波动远高于整体收入端波动，且毛利率历史波动也较为剧烈。2017 年，煤价大幅上

27、涨导致公司整体毛利仅为 102 亿元，后续随着成本改善公司整体盈利开始逐步修复并在 2020 年触及 283 亿元的历史毛利峰值，而 2021 年动力煤价格大幅上涨使得公司火电业务亏损进而拖累整体毛利大幅下滑至122亿元。从毛利结构看，由于公司下属的水电和新能源等业务盈利能力突出且利润率较为稳定，水电及新能源业务是公司毛利核心组成部分且在煤价波动环境下充当了公司盈利压舱石角色。2021 年，公司水电及新能源业务毛利分别为 62/33 亿元，分别占到公司当年整体毛利的 51%和 25%。图 3：20142021 年公司毛利及毛利率变动趋势 图 4：20202021 年公司分业务毛利变动情况（亿元

28、）资料来源：公司公告，中信证券研究部 资料来源：公司公告，中信证券研究部 有进有出优化火电布局，集团协同降煤价风险敞口有进有出优化火电布局，集团协同降煤价风险敞口 持续优化火电资产，提升资产质量及布局持续优化火电资产，提升资产质量及布局 近年来，公司陆续通过向集团转让盈利能力偏弱的西北地区火电资产并积极推动集团存量优质火电资产注入上市公司，逐步解决部分下属电厂盈利能力偏低对公司的拖累，通过资产有进有出措施改善公司财务报表、优化公司电源结构和资产区域布局。根据公司于 2022 年 11 月公布的关于向国家能源集团甘肃公司转让酒泉发电、酒泉热力股权暨关联交易的公告和 2022 年 12 月公布的关

29、于向国家能源集团新疆公司、国家能源集团国源电力转让公司所属七家煤电企业股权及资产暨关联交易的公告，2020 年12 月，公司转让装机规模为 66 万千瓦的 2 家甘肃子公司股权至集团；2021 年 1 月，公司转让装机规模为 334 万千瓦的 5 家新疆子公司的相关股权至集团；2021 年 2 月，公司转让装机规模为 262 万千瓦的 2 家新疆子公司的相关股权至集团，上述交易合计向集团转让 662 万千瓦火电资产。根据公司于 2022 年 8 月公布的关于向国家能源集团宁夏公司非公开协议转让公司所属宁夏区域相关资产暨关联交易的公告，2022 年 9 月，公司完成向集团协议转让宁夏区域相关火电

30、资产，本次交易标的总装机规模为 664 万千瓦。根据公司于 2021 年 8 月公布的关于公司与国家能源集团进行资产置换暨关联交易的公告，2021 年 9 月，公司与国家能源集团通过资产置换方式，置出非主业的河北银行 19%的股25%27%22%17%19%18%19%7%0%5%10%15%20%25%30%-50 100 150 200 250 3002014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021毛利合计 亿元整体毛利率（右轴）-40-20-20 40 60 80 100 120 140 160 180火电水电新能源发电煤炭贸易其他20202021 国电电力

31、（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 9 权和英力特集团 51%的股权，并置入山东、福建等 6 省的优质火电资产，此次资产置换在剥离“两非”资产的同时，为公司带来超 1,500 万千瓦的新增装机，填补公司在山东、江西、福建、广东、海南、湖南等经济发达和用电需求旺盛省份业务空白，打开了公司在上述 6 省发展空间。公司置出资产盈利明显弱于置入资产盈利能力，助力公司改善报表。公司置出资产盈利明显弱于置入资产盈利能力，助力公司改善报表。近年来，受利用小时受挤压严重、电力市场交易折价以及煤价高企等一系列因素的影响，西北、

32、西南等地区火电资产盈利能力表现不佳，普遍弱于经济相对发达的东部沿海地区。从盈利情况看，20202021 年公司置出的西北地区 662 万千瓦火电资产，所有电厂在 2019 年均为亏损状态，合计亏损规模为 4.72 亿元，2019 年净利率仅为-9.30%；2022 年 9 月置出的 664 万千瓦火电资产，这部分资产包下面的所有电厂在 2021 年均为亏损状态，合计亏损规模为24.2 亿元。不同的是，集团在 2019 年置入的火电资产在 2020 年普遍盈利，净利润规模合计 24.6 亿元，该部分置入资产 2020 年的整体净利率为 8.13%。国内煤价在 20192020年基本稳定，秦皇岛港

33、 5,500 大卡动力煤现货价格分别为 587/570 元/吨，煤价波动对火电机组在此期间的盈利能力影响扰动较小，对比 20202021 年公司置出和置入资产的利润水平，可以明显看出集团置入火电资产盈利能力远高于公司置出资产。表 3：2021 年国家能源集团置入公司的火电资产 公司名称公司名称 股比股比 净资产账面净资产账面（亿元）（亿元）火电控股装机容火电控股装机容量（万千瓦）量（万千瓦）2020 年营业收年营业收入（亿元）入（亿元）2020 年净利年净利润（亿元）润（亿元）2020 年年净利率净利率 山东公司 100%57.65 518 113.14 9.97 8.81%江西公司 100%

34、23.15 402 77.44 4.79 6.19%福建公司 100%23.83 314 68.56 7.83 11.43%广东公司 100%10.31 70 12.15 0.01 0.06%海南公司 100%-0.019 -0.02 乐东公司 100%10.62 70 13.11 1.34 10.25%海南销售 100%0.34 0.06 0.01 20.66%海控新能源 65%10.31 29 1.27-0.79-61.93%湖南公司 100%0 -宝庆煤电 90%12.94 132 16.78 1.49 8.89%巫水水电 86%0.74 0.30-0.04-13.80%合计合计 149

35、.88 1535 302.79 24.60 8.13%资料来源：公司公告，中信证券研究部 表 4：20202021 年公司向国家能源集团转让的火电资产 公司名称公司名称 股比股比 净资产账面净资产账面值（亿元）值（亿元）火电控股装机容火电控股装机容量（万千瓦）量（万千瓦）2019 年营业年营业收入（亿元）收入（亿元）2019 年净利润年净利润（亿元）（亿元）2019 年年净利率净利率 酒泉发电 100%4.67 66 8.77 0.70 7.99%酒泉热力 100%-1.97-1.06-0.20-18.60%徐矿哈密能源 50%5.59-0.23-五彩湾公司 100%19.44 202 6.3

36、4 0.73 11.46%米东热电厂-8.64 60 5.52-0.61-10.96%红雁池公司 100%-1.06 66 5.48-2.14-39.09%克拉玛依公司 100%3.9 70 8.02-0.96-11.96%库车公司 84%0.93 66 5.97-1.35-22.61%哈密煤电 50%8.23 132 9.64-0.67-6.95%合计合计 48.37 662 50.80-4.72-9.30%资料来源：公司公告，中信证券研究部 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 10 表 5：202

37、2 年 8 月公司向国家能源集团转让的火电资产 公司名称公司名称 股比股比 净资产账面净资产账面值（亿元）值（亿元）火电控股装机容火电控股装机容量（万千瓦）量（万千瓦）2021 年营业收入年营业收入（亿元）（亿元）2021 年净利润年净利润（亿元）（亿元）2021 年年净利率净利率 宁夏销售 100%2.09-0.16 0.09 56.25%石嘴山有限 50%1.54 132 16.22-5.8-35.76%石嘴山一发 60%-8.66 68 8.36-3.83-45.81%浙能宁东 51%6.85 200 22.222-4.53-20.39%大武口热电 60%-7.61 66 10.72-5

38、.13-47.85%宁东一发 100%-5.43 66 8.27-3.54-42.81%宁东二发 57%8.93 132 17.86-1.43-8.01%大武口公司-0-0.06-0.01-16.67%合计合计-2.29 664 83.872-24.18-28.83%资料来源：公司公告，中信证券研究部 集团内部协同效应格外突出，煤价风险敞口优于同行集团内部协同效应格外突出，煤价风险敞口优于同行 大股东国家能源集团年煤炭产量超过 5 亿吨，且下属的铁路、港口及航运的交通运输网络发达。国家能源集团是全球最大的煤炭生产公司，截至 2020 年末，集团拥有煤矿 79处，年生产能力千万吨以上的煤矿达到

39、24 个，在煤炭业务领域形成以神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区和宁煤集团、新疆能源以及平庄能源等主要矿区和矿井群的煤炭生产布局，其中神东矿区是世界首个 2 亿吨级现代化大型煤炭生产基地。2020 年底，国家能源集团的生产煤矿核定产能 6.0 亿吨/年，2020 年集团实现自产煤炭产量 5.3 亿吨，实现煤炭销量 7.0 亿吨。截止 2020 年末，国家能源集团拥有 2,420 公里区域铁路路网，运输能力达到 5.2 亿吨，拥有独享的朔黄铁路、神朔铁路、大准铁路、包神铁路、黄万铁路、甘泉铁路等多条相连的自有铁路专线，可以将煤炭运输到港口销售给内地以及其他国家和地区。国家能源集团拥有 3 个专业煤炭

40、港口，分别是黄骅港、天津煤码头和珠海高栏港，三大港口设计吞吐能力 2.9 亿吨，三大港口成为国家能源集团海陆运输的重要交接点，公司煤炭运输及销售的几乎不存在运输瓶颈问题。表 6：截止 2020 年末国家能源集团主要产区煤炭资源情况 矿名矿名 主要煤种主要煤种 保有资源量（中国标准）保有资源量（中国标准）保有可采储量（中国标准）保有可采储量（中国标准）煤炭可售储量（煤炭可售储量（JORC 标准）标准）神东矿区 长焰煤/不粘煤 156.0 88.9 44.4 准格尔矿区 长焰煤 37.9 30.2 19.5 胜利矿区 褐煤 19.9 13.5 1.8 宝日希勒矿区 褐煤 13.5 11.3 11.

41、6 包头矿区 长焰煤/不粘煤 0.5 0.3 0 资料来源：国家能源集团官网，中信证券研究部 国家能源集团的煤炭产能远超其他央企发电集团。2021 年，国家能源集团的煤炭实际产能 5.7 亿吨，排名第二的华能集团当年煤炭产能仅为 0.9 亿吨，二者相差 5.6 倍，国家能源集团的煤炭资源优势在央企发电集团中格外突出。从单位火电装机对应的煤炭产能来看，2021 年底国家能源集团每千瓦火电装机对应 2.9 万吨煤炭产能，明显高于其他央企发电集团。国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 11 表 7：2021

42、年五大四小发电集团煤矿产能和火电装机数据 2021 年煤矿产能年煤矿产能 亿吨亿吨 2021 年底火电装机年底火电装机规模规模 GW 单位火电装机对应的煤炭单位火电装机对应的煤炭产能产能 万吨万吨/千瓦千瓦 国家能源集团 5.7 193.6 2.9 国家电投集团 0.8 83.3 1.0 华能集团 0.9 140.1 0.6 华电集团 0.6 120.5 0.5 大唐集团 0.0 105.0 0.0 华润集团 0.0 32.6 0.0 国投电力 0.0 11.9 0.0 三峡集团 0.0 4.6 0.0 中广核集团 0.0 0.0 0.0 资料来源：各集团官网，各集团社会责任报告，中信证券研究

43、部 2021 年下半年以来，供需矛盾失衡、地缘政治冲突等一系列因素导致能源价格飙升，国内现货煤价和长协煤价的价格差距明显拉开。从中电联编制的 5,500 大卡 CECI 沿海电煤采购价格指数可以看出，侧重反映当期市场真实成交的成交价指数和和侧重反映综合加权价格的综合价指数，两者自 2021 年 7 月以来出现明显分化，目前两者价差高达 650 元，侧面验证煤炭企业的长协签约意愿和长协履约率意愿严重不足。煤炭供需形势紧张使得现煤炭供需形势紧张使得现货价指数和综合价指数之间从趋同变为价格明显分化，这货价指数和综合价指数之间从趋同变为价格明显分化，这意味着火电公司如果能够意味着火电公司如果能够拥有较

44、拥有较多煤炭资源储备，或有效多煤炭资源储备，或有效提升其长协签订比例提升其长协签订比例以获取以获取价格相对便宜的长协煤，将有效帮助价格相对便宜的长协煤，将有效帮助其减轻能源价格其减轻能源价格大幅大幅上涨的不利冲击。上涨的不利冲击。图 5：2018 年以来 CECI5,500 大卡沿海电煤成交价及综合价走势 资料来源：Wind，中电联，中信证券研究部 公司公司管理高效，叠加管理高效，叠加集团煤炭资源丰富以及集团内部调配资源更加有效的协同效应集团煤炭资源丰富以及集团内部调配资源更加有效的协同效应，助力公司成本控制能力优异助力公司成本控制能力优异。国家能源集团的煤炭资源主要在其子公司中国神华手中，公

45、司直接参控股煤炭资源较为有限。截至 2021 年底，公司控股了察合素煤矿（持股 50%），参股了同忻煤矿（持股 28%）和山西黄陵建庄煤矿（持股 30%），合计权益产能为 1,098万吨/年。与此同时，因公司火电装机规模庞大，2021 年公司标煤消耗量高达 11,511 万吨，公司参控股煤炭带来的资源自给率不到 10%。虽然公司参控股煤矿产量和公司消耗量相去甚远，但受益于集团煤炭资源丰富以及集团内部调配资源更加有效的协同效应，在能源价格自 2021 年下半年以来快速上涨环境下，公司煤炭资源保供和长协履约等方面明显优于其他主要火电上市公司，燃料成本控制明显好于其他电力央企集团下面的火电上市平台。

46、02004006008001,0001,2001,4001,6001,8--------------072022-09CECI沿海指数:5500K综合价CECI沿海指数:5500K成交价 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值

47、分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 12 2022H1，公司入炉煤价相比其他火电龙头普遍低了约，公司入炉煤价相比其他火电龙头普遍低了约 150 元元/吨。吨。国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电等央企集团旗下火电上市平台的火电厂规模庞大且分布范围较广，其入炉煤价具有较强的可比性。2021 年，公司的入炉标煤价格为 900 元/吨，除公司外国内主要火电上市公司的平均入炉标煤价格为 1,057 元/吨，较公司的价格高出 17.4%；2022年上半年，公司的入炉标煤价格为 968 元/吨，除公司外国内主要火电上市公司的平均入炉标煤价格为 1,164 元

48、/吨，较公司的价格高出 20.2%，价格差距进一步增大。成本优势带动盈利能力提升：2020 年，公司的火电业务毛利率为 13.2%，低于行业平均值 16.1%；2021年，在全行业火电电价基本不变的背景下，受益于入炉标煤价格较低的优势，公司的火电业务毛利率为-1.8%，明显高于行业平均值-9.7%。图 6：2021 年和 1H22 主要火电上市公司的入炉标煤价格（元/吨）图 7：20202021 年主要火电上市公司的火电业务毛利率 资料来源：各公司公告，中信证券研究部，注：华能国际只披露原煤采购价格，标煤价格由原煤价格/0.7143 换算；大唐发电未披露 1H22数据 资料来源：各公司公告，中

49、信证券研究部 建设送出通道建设送出通道&省内供需改善，水电盈利提升可期省内供需改善，水电盈利提升可期 大渡河流域为公司大渡河流域为公司核心水电资产核心水电资产，在建水电仍有一定体量，在建水电仍有一定体量 截至 2022 年三季度末，公司在运水电装机 14,972MW。公司在新疆等其他 9 个省份有水电资产，其中核心水电资产为位于四川省内的国能大渡河公司，其电站装机容量高达11,098MW，占公司水电装机的 74.12%。大渡河发源于青海省，于乐山市注入岷江，全长 1,062 公里。大渡河支流较多，流域面积在 1,000 平方公里以上的 28 条，10,000 平方公里以上的 2 条，以泸定以上

50、为上游，泸定至乐山市铜街子为中游，铜街子以下为下游。受气候影响，大渡河流域汛期来水远高于枯期，据下游福禄镇水文站近 45 年统计，年内最大月（7 月）水量为最小月（2 月）水量的 8.8 倍。国能大渡河流域水电开发有限公司于 2000 年 11 月成立，以大渡河上已建成的龚嘴、铜街子电站为“母体”，负责对大渡河流域水电资源实施全面开发。2022 年 9 月，公司收购国家能源集团所持国能大渡河公司 11%股权并于 2022 年 9 月 30 日完成股权交割，公司持有国能大渡河公司的持股增加至 80%。600 700 800 900 1,000 1,100 1,200 1,30020211H22华

51、电国际华能国际大唐发电华润电力国电电力-20.0%-15.0%-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%20202021华电国际华能国际大唐发电华润电力国电电力 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 13 图 8：大渡河干流水电阶梯开发方案图 资料来源：公司官网 截止 2021 年底，公司在建水电机组 394.65 万千瓦，主要为新疆开都河霍尔古吐 42.65万千瓦、国能大渡河公司的双江口 200 万千瓦、金川 86 万千瓦，枕头坝二级 30 万千瓦、沙坪一级 36

52、万千瓦。根据建设计划，国能大渡河双江口水电站于 2015 年 7 月开工，计划工期 121 个月，其中准备工期 33 个月，主体工程工期为 69 个月，完建工程工期为 19 个月，工程筹建期 30 个月，首台机组预计将于 2024 年 12 月投产，所有机组预计将于 2025年完成投产；国能大渡河金川水电站于 2019 年 11 月开工，预计第一台机组将于 2024 年投产，全部机组将于 2025 年完成投产；国能大渡河枕头坝二级水电站于 2021 年 10 月开工，主体工程工期为 59 个月；国能大渡河沙坪一级水电站于 2021 年 10 月开工，计划于2025 年 9 月首台机组投产，20

53、26 年 7 月实现全部 6 台机组投产；新疆开都河霍尔古吐水电站于 2021 年 12 月开工，施工总工期 45 个月，于 2025 年下半年投产。表 8：20212026 年公司水电装机容量及预测 状态状态 地区地区 具体电站名称具体电站名称 当年装机容量当年装机容量 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 目前目前在运在运 大渡河大渡河流域流域 MW 11,098 11,098 11,098 11,098 11,098 11,098 龚嘴水电站 MW 770 770 770 770 770 770 铜街子水电站 MW 700 700 700 700 700

54、700 瀑布沟水电站 MW 3,600 3,600 3,600 3,600 3,600 3,600 深溪沟水电站 MW 660 660 660 660 660 660 大岗山水电站 MW 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 枕头坝一级水电站 MW 720 720 720 720 720 720 猴子岩水电站 MW 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 1,700 沙坪二级水电站 MW 348 348 348 348 348 348 新疆地区新疆地区 MW 460 460 460 460 460 460 吉林台水电站 MW 460 460

55、 460 460 460 460 其他其他 其他其他水电站水电站 MW 3,414 3,414 3,414 3,414 3,414 3,414 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 14 在运合计在运合计 MW 14,972 14,972 14,972 14,972 14,972 14,972 目前目前在建在建 大渡河流域大渡河流域 MW 715 2,475 330 双江口水电站 MW 500 1,500 金川水电站 MW 215 645 枕头坝二级水电站 MW 150 150 沙坪一级水电站 MW 1

56、80 180 新疆地区新疆地区 MW 427 开都河霍尔古吐 MW 427 当年投产当年投产合计合计 MW 0 0 0 715 2,902 330 当年当年在运合计在运合计 MW 14972 14,972 14,972 15,687 18,589 18,919 资料来源：公司公告，公司招标文件（北极星电力网），中信证券研究部预测 汛期弃水严重汛期弃水严重&四川省内电价较低，影响公司水电板块回报四川省内电价较低，影响公司水电板块回报 因为国能大渡河公司为公司水电核心构成且公司披露其整体水电板块经营情况的时间周期较短，我们主要以分析可获取较长历史数据的国能大渡河公司来代替公司整体水电板块分析。从盈

57、利分析情况看，相比其他同样拥有大型水电基地的长江电力、雅砻江公司、华能水电而言，国能大渡河公司的 ROA 及度电利润等盈利指标相对偏弱。从 ROE 角度看，公司和部分纯水电龙头差距并不显著，近三年（20192021）国能大渡河公司 ROE 均值为 7.8%，其中 2021 年为 9.2%，已经基本接近华能水电。因 ROE受负债率的影响较大，而近三年国能大渡河公司的负债率均值为 77%，远高于其他三家水电公司均值 58%，剔除财务杠杆影响后，近三年国能大渡河公司的 ROA 均值为 1.9%，而同期长江电力、雅砻江公司、华能水电等三家龙头水电公司的均值分别为 7.9%/4.1%/3.5%。ROA

58、较低的核心原因为国能大渡河公司资产盈利能力相对偏低，其近三年的度电净利润均值为 35 元/兆瓦时，而同期长江电力、雅砻江公司、华能水电等三家龙头水电公司的度电净利润均值分别为 115/81/59 元/兆瓦时。图 9：20192021 年国内龙头水电公司 ROE（摊薄）对比 图 10：20192021 年国内龙头水电公司资产负债率对比 资料来源：国电电力、长江电力、雅砻江公司、华能水电公告，中信证券研究部 资料来源：国电电力、长江电力、雅砻江公司、华能水电公告，中信证券研究部 0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%大渡河水电长江电力雅砻江水电华

59、能水电20%10%20%30%40%50%60%70%80%90%大渡河水电长江电力雅砻江水电华能水电201920202021 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 15 图 11：20192021 年国内龙头水电公司 ROA 对比 图 12：20192021 年国内龙头水电公司度电净利对比（元/兆瓦时）资料来源：国电电力、长江电力、雅砻江公司、华能水电公告，中信证券研究部 资料来源：国电电力、长江电力、雅砻江公司、华能水电公告，中信证券研究部 汛期大量弃水是影响国能大渡河公司盈利

60、的核心关键要素。汛期大量弃水是影响国能大渡河公司盈利的核心关键要素。四川省水电资源丰富，同时水电站调节能力较弱的小水电装机规模庞大，来水汛期（6-10 月）水电集中发电导致省内电量季节性分布不均格外突出，存在较明显的汛期弃电现象。近十年来，四川省弃水电量规模长期保持在 100 亿千瓦时以上，其中 2020 年省内弃水电量高达 202 亿千瓦时。在四川省弃水电量中，国能大渡河公司的弃水电量格外显著，根据国家能源局数据，2020年大渡河流域的弃水电量在四川全省弃水电量中占比 53%，即 107 亿千瓦时。图 13：20122021 年四川省弃水电量（亿千瓦时）图 14：20202021 年全国、四

61、川和大渡河弃水电量（亿千瓦时）资料来源：四川省发改委，国家能源局，中信证券研究部 资料来源：四川省发改委，国家能源局，中信证券研究部，注：2021年大渡河弃水电量为估算值 导致大量弃水背后的原因是大渡河流域电站疏通通道不畅。导致大量弃水背后的原因是大渡河流域电站疏通通道不畅。大渡河中游电站（包括长河坝、猴子岩等 987 万千瓦电站）曾经规划通过 1,000 千伏雅安-武汉特高压送出，但经过中咨公司和中国工程院的两轮评估后，雅安-武汉特高压送出工程因其建设的必要性和合理性缺乏科学的电网规划论证依据，最终于 2015 年 8 月被否决；且原计划于 2015 年投产的 2 回雅安-乐山-重庆 100

62、0 千伏交流特高压线路也未动工。送出通道匮乏导致大渡河流域中游电站送出卡口问题严重，该断面内水电站在丰水期面临“发的出，送不出”的局面，相应引发弃水问题。0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%7.0%8.0%9.0%大渡河水电长江电力雅砻江水电华能水电2020406080100120140大渡河水电长江电力雅砻江水电华能水电20626972922029705000021四川弃水量-50 100 150 200 250 300

63、20202021全国弃水电量四川省弃水电量大渡河弃水电量 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 16 除汛期大量弃水外，上网电价偏低也是影响国能大渡河公司盈利的另外一个核心要素。除汛期大量弃水外，上网电价偏低也是影响国能大渡河公司盈利的另外一个核心要素。四川、云南等水电大省的西电东送电量由于落地省份电价承受能力相对较高等一系列因素，外送水电的电价普遍高于省内消纳部分的电价。公司水电板块 2021 年含税上网电价为0.23 元/千瓦时，尽管高于省内同期市场化交易 0.21 元/千瓦时的成交均价，但均低于存

64、在外送水电电量的华能水电、雅砻江公司、长江电力和黔源电力等水电公司的同期上网电价。相比电站全部位居四川省内但存在大量水电外送的雅砻江公司，低了约 0.04 元/千瓦时。图 15：四川省 20212022 年水电市场化交易情况 图 16：20202021 年公司及其他水电含税上网电价（元/千瓦时）20212021 20222022 交易电量 成交均价 交易电量 成交均价 亿千瓦时 元/千瓦时 亿千瓦时 元/千瓦时 常规直购 389 0.244 626 0.225 计划外 266 0.196 463 0.216 铝电合作 113 0.172 水电消纳示范 103 0.147 55 0.232 留存

65、电量 80 0.218 76 0.255 合计 952 0.2090.209 1,219 0.2240.224 资料来源：四川省电力交易平台，中信证券研究部 资料来源：国电电力等公司公告，中信证券研究部 大渡河电量调度优先级较低影响其综合上网电价。大渡河电量调度优先级较低影响其综合上网电价。与此同时，根据四川省规划，国能大渡河公司的上网电量全部参与省调，在调度优先级上处于劣势，相应也对国能大渡河公司的消纳的电价带来负面影响。同样位居四川的雅砻江流域的大部分水电站和长江流域的溪洛渡、向家坝等水电站参与国调或网调，电量通过输电线路直接外送，调度优先级高于国能大渡河公司。根据四川省要求，省网统调电站

66、必须执行四川省富裕电量、留州电量等各类降价政策，参与省网调度水电在电价方面面临的降价压力也相应高于国调及网调水电。表 9：四川省电力调度概况 调度关系调度关系 调度情况调度情况 主要水电站主要水电站 国调 执行国家计划，通过川电外送三大直流输电线路直接外送。国调机组也参与四川电力市场，但留川电量量价齐保，且不参与省内调峰调频和旋转备用。官地、锦屏、向家坝、溪洛渡等 网调 国网西南分部调度，主要是送重庆和留川 二滩电站 330 万千瓦 省调 承担调峰调频和旋转备用等辅助服务功能 包括国能大渡河公司的所有水电站 地调 相对自由发电，不参与调峰调频和旋转备用 主要是小水电 资料来源：关于大渡河上游电

67、站电量消纳的思考（谭啸，尹林果），中信证券研究部 省内市场化进展迅速且市场电价折扣显著，也对国能大渡河公司综合电价带来明显拖省内市场化进展迅速且市场电价折扣显著，也对国能大渡河公司综合电价带来明显拖累。累。四川省近年来市场化交易进展迅速且市场电主要以水电为主，2022 年，根据四川省电力市场交易方案，省内水电市场化交易电量规模有望增至 1,219 亿千瓦时。省内水电市场化交易普遍存在折价且水电电量大规模参与，导致近年来在四川省内消纳的水电站实际电价普遍明显低于其批复电价。以大渡河流域的瀑布沟电站为例，其批复电价为 0.334 元/千瓦时，而 2022 年四川省水电市场化交易的实际成交均价仅为

68、0.224 元/千瓦时。0.230.240.260.270.300.000.050.100.150.200.250.300.35国电电力 华能水电雅砻江长江电力 黔源电力20202021 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 17 表 10：2022 年部分大渡河流域水电公司上网电量计划表 大渡河流大渡河流域电站域电站 批复电价批复电价 元元/兆瓦时兆瓦时 优先发电量（或必发电量）优先发电量（或必发电量）国家计划国家计划 外送电量外送电量 常规直接交易电量常规直接交易电量 丰水期 扶贫电量 含税含税 1

69、3%含税含税 3%不含税不含税 枯水期枯水期 丰水期丰水期 合计合计 枯水期枯水期 丰水期丰水期 龚铜 210.50 191.90 186.30 瀑布沟 334.10 304.60 295.70 12.88 24.30 37.18 2.22 27.04 38.91 0.00 深溪沟 289.70 264.10 256.40 2.36 4.65 7.01 0.41 4.96 7.13 0.44 枕头坝 297.40 271.10 263.20 2.21 5.07 7.28 0.44 5.41 7.78 0.95 大岗山 297.40 271.10 263.20 7.08 15.71 22.79

70、1.60 19.53 28.10 1.72 猴子岩 338.00 308.10 299.10 3.91 10.26 14.17 1.05 12.77 18.37 2.24 沙南 297.40 271.10 263.20 1.25 1.76 3.00 0.21 2.61 3.76 0.46 龙头石 278.20 253.60 246.20 2.08 3.63 5.71 0.44 5.41 7.78 0.00 合计合计 31.76 65.38 97.14 6.38 77.72 111.85 5.80 资料来源：四川省经信厅，四川省电力交易中心，中信证券研究部 新送出通道即将打通及省内供需形势好转，

71、新送出通道即将打通及省内供需形势好转，大渡河公司大渡河公司盈利提升可期盈利提升可期 川渝特高压川渝特高压线路将在线路将在 20242025 年打通，有望显著降低大渡河弃水顽疾。年打通，有望显著降低大渡河弃水顽疾。随着成渝双城经济圈快速建设，川渝地区用电需求快速增长，四川电源和负荷中心对电力和电量的需求亟需得到满足。据新华网报道，国家电网有限公司川渝 1,000 千伏特高压交流工程于2022 年 9 月 29 日正式开工。川渝特高压交流工程将连接四川、重庆的电源和负荷中心，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，预计将于 2025 年上半年投运。2020 年川渝通道达到最大送

72、电能力 600 万千瓦，川渝特高压工程建成后，川渝断面输电能力将达到 1,100 万千瓦。根据大渡河电站分布和特高压建设规划，特高压工程将配套大渡河中上游的几个电站送出，大渡河的弃水率有望得到明显改善，之前的弃电量有望全部转化为售电收入。图 17：川渝 1000 千伏特高压交流工程规划示意图 资料来源：中国线缆网，中信证券研究部 四川省近年来用电需求形势良好，水电市场交易电价逐步回升可期。四川省近年来用电需求形势良好，水电市场交易电价逐步回升可期。2017 年以后四川省内用电量增速始终高于全社会用电量增速，20172021年全社会/四川省用电量CAGR分别为 7.1%/10.4%。用电需求旺盛

73、带动四川省内水电市场交易电价逐步抬升，根据四川 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 18 省电力交易平台，2021 年省内水电交易电价为 0.209 元/千瓦时，2022 年省内水电交易电价同比增长 7.2%至 0.224 元/千瓦时。图 18：20112022M10 全社会和四川用电量增速及增速差 资料来源：中电联，中信证券研究部 双江口水电站预计将于双江口水电站预计将于 20242025 年投产，新增电量有望全部按照高电价出售。年投产，新增电量有望全部按照高电价出售。目前在建的双江口水电站合计装机

74、容量 2,000MW，计划年均发电量 83.41 亿千瓦时。调节能力方面，双江口水电站的调节库容 21.52 亿立方米，为年调节水库，通过水库调节可将自身汛期来水几乎全部转化为枯期发电量，是大渡河流域水电梯级开发的上游控制性水库工程和大渡河流域梯级电站开发的关键项目之一。根据相关政府部门的规划，双江口水电站的首台机组预计将于 2024 年 12 月投产，所有机组预计将于 2025 年完成投产。2022 年 8 月 12 日，双江口水电站泄洪系统洞式溢洪道开挖完成，至此，双江口水电站泄洪系统四大洞室全部如期进入高强度抗冲耐磨混凝土施工，为实现 2024 年底首台机组投产、2025 年所有机组投产

75、的目标奠定坚实的基础。在上述多因素推动下，公司水电发电量和水电资产的盈利能力有望逐渐向好。在上述多因素推动下，公司水电发电量和水电资产的盈利能力有望逐渐向好。2022年下半年四川省遭遇了罕见的干旱，大渡河流域汛期来水大幅少于历史均值导致公司水电发电量较少。随着大渡河流域来水逐渐恢复至历史平均水平，我们估计 20232024 年公司水电发电量将温和增长；受益于 2024 年底双江口水电站的首台机组投产和 20242025年川渝特高压线路投产，估计 2025 年水电发电量将同比增长 14.0%至 668 亿千瓦时。毛利及毛利率方面，我们保守估计 20222024 年水电毛利率将维持在 51.3%，

76、发电量增加带动毛利温和增长；2025 年，受到外送通道打通带动大渡河弃水量下降、市场化电价波动、具备年调节能力的双江口水电站投产等多因素影响，预计公司水电毛利率将小幅提升1.1 个百分点至 52.4%，毛利将同比显著增长 19.4%至 73.1 亿元。1%-1%-1%0%-2%0%-2%3%3%6%4%3%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%16%2000020202110M22增速差（四川-全社会）全社会用电量增速四川用电量增速 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.1

77、2.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 19 图 19：20172025 年公司水电发电量及其变动趋势 图 20：20202025 年公司水电业务毛利及毛利率变动 资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 “十四五”拟新增“十四五”拟新增 35GW 新能源，助推公司转型新能源，助推公司转型 存量风光项目质量优良存量风光项目质量优良 从项目质量上来看，公司的风光机组所在地的自然条件较好，利用小时数明显高于全国平均水平。风电方面，20172021 年公司利用小时数为 2,207 小时，较全国平均数 2,086小时多出 5.8%或 119 小时；光伏方面，

78、公司的利用小时数长期居于高位，20172021 年平均数高达 1,515 小时，较全国平均数 1,235 小时多出 22.7%或 180 小时。图 21：20172021 年公司和全国风电利用小时数对比 图 22：20172021 年公司和全国光伏利用小时数对比 资料来源：公司公告，中电联，中信证券研究部 资料来源：公司公告，中电联，中信证券研究部 集团发展风光核心力量，公司“十四五”计划新增风光集团发展风光核心力量，公司“十四五”计划新增风光 35GW 公司公司“十四五十四五”期间新的装机目标较原目标增长”期间新的装机目标较原目标增长 1.7 倍，为新能源业务快速发展定倍，为新能源业务快速发

79、展定下基调。下基调。在 2021 年年报中，公司上调“十四五”期间新能源新增装机目标至 3,500 万千瓦，并明确截至 2025 年末，公司清洁能源装机占比将达到 40%以上。新目标的制定将有效调动公司发展新能源项目的积极性，预计“十四五”期间公司新能源装机增速将得到显著提高。4645085486585668-10%-5%0%5%10%15%20%4004505005506006507002002020212022E2023E2024E2025E发电量 亿千瓦时同比增速64.661.656.759.561.273.150%51%51%52%52%53

80、%53%54%4045505560657075202020212022E 2023E 2024E 2025E毛利 亿元毛利率1,948 2,095 2,083 2,073 2,232 2,152 2,309 2,170 2,146 2,256 1,800 1,900 2,000 2,100 2,200 2,300 2,400200202021全国风电公司风电1,205 1,212 1,285 1,281 1,194 1,493 1,519 1,547 1,506 1,509 1,000 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,60020172018

81、201920202021全国光伏公司光伏 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 20 综合集团层面的新能源发展目标来看，“十四五”期间国家能源集团计划新增可再生能源装机 7,0008,000 万千瓦时，其中光伏装机容量新增 2,5003,000 万千瓦。和其他五大发电集团相比，集团计划完成的可再生能源装机规模较多，装机任务较重。表 11：“十四五”期间五大发电集团新能源装机规划 集团名称集团名称“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 新能源新能源“十四五十四五”

82、新增新增装机规划装机规划 亿千瓦亿千瓦 国家能源集团 加大可再生能源开发力度，实现清洁可再生能源跨越式发展，“十四五”期间，新增可再生能源装机 7,0008,000 万千瓦，其中光伏装机容量新增 2,5003,000 万千瓦 0.8 华能集团 绿色转型取得显著成效，综合能源服务取得突破，“十四五”期间，新增新能源装机 8,000 万千瓦以上；2025 年发电装机达到 3 亿千瓦，清洁能源占比 50%以上；2035 年发电装机达到 5 亿千瓦，清洁能源占比 75%以上 0.8 华电集团 重点开展可再生能源发展、火电转型升级等专项行动；2025 年实现碳达峰，全口径碳排放强度较“十三五”末下降 1

83、7%，“十四五”期间，新增新能源装机 7,500 万千瓦；2025 年末，非化石能源装机占比力争达到 50%0.75 国家电投集团 全力发展可再生能源，积极有序发展核电，布局氢能、储能、综合智慧能源等新兴产业；2023 年实现碳达峰，2025 年末，发电装机达到 2.2 亿千瓦；2025 年末，清洁能源占比 60%以上 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；2025 年实现碳达峰，2025 年末，清洁能源装机占比 50%以上 0.4 资料来源：各集团可持续发展报告，中信证券研究部 国家能源集团下属的新能源装机规模较大的平台主要为国电电力、龙源电力和国华投资等三家主体，三

84、家提出“十四五”期间将分别承担 3,500/3,000/2,000 万千瓦的新能源装机任务。从装机目标规划看，国电电力在集团内承担最重的新增装机压力。表 12：“十四五”期间集团各公司新能源装机规划 公司简称公司简称“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 新能源新能源“十四五十四五”新增新增装机规划装机规划 亿千瓦亿千瓦 国电电力 加快低碳化转型，加快新能源规模化开发和煤电扩容升级，“十四五”期间新增新能源装机 3500 万千瓦，公司清洁能源装机占比达到 40%以上；加快高端化、服务化、数字化转型。0.35 龙源电力“十四五”期间新能源装机新增有望达到

85、 3000 万千瓦以上。0.3 国华投资 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，“十四五”氢能产业发展论坛，中信证券研究部 明确装机目标后，公司积极开发新能源项目。明确装机目标后，公司积极开发新能源项目。2022 年，公司计划获取新能源资源超过 10GW，核准 9.31GW，开工 6.66GW，投产 4.84GW。截至 2022 年 6 月底，公司获取新能源资源量 8.38GW，完成核准或备案新能源容量 9.12GW，其中风电 0.39GW，光伏 8.72GW。根据公司的风光建设规划，我们预计 20212025

86、年公司的风电/光伏装机容量将分别从 707/37 万千瓦增长至 1,357/2,471 万千瓦，风电/光伏装机的 CAGR 将分别高达 17.70%/186.66%，合计装机占比将从 2021 年底的 7.5%快速提升至 2025 年底的 27.6%，累计提升 20.1 个百分点；装机容量占比的快速提升将带动风电/光伏的发电量从 2021 年的 152/4亿千瓦时增长至 2025 年的 289/290 亿千瓦时，合计发电量占比将从 2021 年底的 3.4%提升至 2025 年底的 11.2%，累计提升 7.9 个百分点。国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告

87、2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 21 图 23：20172025 年公司风光装机量预测及占比预测 图 24：20172025 年公司风光发电量预测及占比预测 资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 资金保障充分，公司资金保障充分，公司发展新能源优势突出发展新能源优势突出 从资金需求角度，公司各项业务的经营现金流表现将持续提升，为风光装机量的快速从资金需求角度，公司各项业务的经营现金流表现将持续提升，为风光装机量的快速增长提供充沛的资金支持。增长提供充沛的资金支持。2022 年前三季度，公司综合电价同比提升 25.47%至 435

88、.39元/兆瓦时，电价的提升有效抵消高煤价对火电业务产生经营现金流能力的影响。受益于电价上涨、售电量增加和新能源补贴回收加速，今年前三季度公司实现经营现金流 390.9 亿元，同比大幅增长 94.76%，预计全年经营现金流有望超过 500 亿元。与此同时，公司今年拟支出 421.8 亿元资本开支，充沛的经营现金流有望带动公司资产负债率于年底小幅下降。20232025 年是公司大力发展新能源的关键时期，预计公司年均资本开支将增长至600 亿元。在政策调控和煤炭供需关系好转的背景下，火电的经营性现金流有望持续好转；大渡河弃水问题逐步解决将增厚水电贡献的经营现金流；叠加公司存量风光机组快速增加带动风

89、光业务的经营现金流量增加。预计未来几年公司每年收回的经营现金流将达到500550 亿元，为风光业务的快速发展提供充沛的资金支持。图 25：20162025 年公司经营现金流和资本开支预测及对比 图 26：20162025 年公司资产负债率及预测（%）资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 11.2%11.0%7.0%7.4%7.5%11.5%16.6%22.5%27.6%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,50020020

90、20212022E2023E2024E2025E风电装机 万千瓦光伏装机 万千瓦风光装机占比 右轴5.7%6.4%3.6%3.2%3.4%4.6%6.4%8.7%11.2%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%005006007002002020212022E2023E2024E2025E风电发电量 亿千瓦时光伏发电量 亿千瓦时风光发电量占比 右轴00500600700200022E2023E2024E2025E经营现金流 亿元资本开支 亿元72.773.573.

91、868.066.872.170.369.168.267.462.064.066.068.070.072.074.076.0200022E2023E2024E2025E 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 22 风险因素风险因素 煤价持续高增：受能源保供政策影响，煤炭产能释放加快，且国家已明确提出煤炭价格港口、坑口的限价要求，现货价格仍居高不下，火电经营压力仍然较大，但如果出现煤价大幅上涨，公司火电业务盈利能力将受到较大冲击。大渡河弃水改善不及预期：大渡河调节

92、能力较弱，弃水情况比较严重。近年来公司采用了多种手段解决弃水问题，并取得了一定成效，未来特高压和新机组建成投运后也有望减少大渡河弃水现象。但是如果后续特高压输送的大渡河电量较少或新机组调节能力不及预期，或将导致大渡河弃水改善的效果不明显。公司风光项目建设和投产节奏不及预期：平价上网时代之前的风电光伏项目绝大多数享受国家可再生能源基金补贴，但由于补贴基金的收取来源增长有限、符合补贴标准的项目体量大幅增长，虽然南网和国网成立专属公司解决补贴的资金问题，但是具体发放的时间和金额仍未确定。我们在公司的盈利预测中已经考虑了补贴应收款对现金流的影响，但公司实际的现金流状况仍可能低于我们的预期，对公司后续的

93、资本开支以及分红带来拖累。风光和水电项目造价高于预期：未来几年公司将有大量在建的风光水项目。如果光伏组件价格持续居于高位、风机等设备价格过高，或导致风光项目造价高于预期；如果水电站开发期间的工程费、搬迁补偿费等费用超过预算，或导致水电项目造价高于预期，最终影响风光水项目的收益率和公司现金流周转。补贴回收不达预期：平价上网时代之前的风电光伏项目绝大多数享受国家可再生能源基金补贴，但由于补贴基金的收取来源增长有限、符合补贴标准的项目体量大幅增长，虽然南网和国网成立专属公司解决补贴的资金问题，但是具体发放的时间和金额仍未确定。我们在公司的盈利预测中已经考虑了补贴应收款对现金流的影响，但公司实际的现金

94、流状况仍可能低于我们的预期，对公司后续的资本开支以及分红带来拖累。首次覆盖，给予“买入”评级，目首次覆盖，给予“买入”评级，目标价标价 5.10 元元 盈利预测关键假设盈利预测关键假设 根据公司披露的水电和火电机组的建设投产规划，预计 20222024 年新增水电机组分别为 0/0/715MW，新增火电机组分别为 2,000/2,540/0MW；公司于今年年初制定了新的风光发展目标，同时结合 2022 年全年风光装机规划，预计 20222024 年新增风电机组分别为 1,000/1,500/2,000MW，新增光伏机组分别为 3,842/5,500/7,000MW。2022 年前三季度公司水电

95、发电量同比减少 8.32%，未来四川省来水情况料将逐渐恢复至多年平均水平，预测 20222024 年水电上网电量分别为 538/565/581 亿千瓦时，同比变动-8.0%/+5.0%/+2.9%；火电新机组投产带动上网电量逐步提升，预测 20222024年火电上网电量分别为 3,668/3,793/3,919 亿千瓦时，同比增长 0.0%/3.4%/3.3%；公司新能源机组大规模投产带动新能源上网电量快速增长，预测 20222024 年风电上网电量分 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 23 别为

96、162/193/237 亿千瓦时，同比增长 9.7%/19.3/22.6%，光伏上网电量分别为 34/99/181亿千瓦时，同比增长 706.2%/194.1%/83.3%。计划于 2024 年底投产的双江口水电站将在 2025 年出力，对 2024 年平均水电电价的改善效果较弱，预计 20222024 年不含税水电上网电价将保持稳定，分别为 205/205/205元/兆瓦时；受益于火电市场交易电价管制放松，预计 2022 年公司火电市场交易电价将明显上涨，后续火电电价受煤价逐步回落影响而小幅回落，预计 20222024 年不含税火电上网电价分别为 446/432/424 元/兆瓦时；由于平价

97、项目售电量占比提升，预计公司新能源平均电价将呈现下降趋势，预计 20222024 年不含税风电上网电价分别为 460/441/427元/兆瓦时，不含税光伏上网电价分别为 409/376/369 元/兆瓦时。水电成本结构稳定，且未来三年公司水电电价料将保持稳定，预计 20222024 年公司水电毛利率将维持在 51%。2022 年公司火电电价显著提升，有效抵御煤价上涨对火电业务盈利能力的影响，且上半年火电业务环比扭亏为盈，预计 2022 年全年火电毛利率将修复至 11%；未来随着煤炭供需关系逐渐缓和，煤价有望稳步下降，带动火电毛利率持续修复，预计 20232024 年公司火电毛利率分别为 13%

98、/14%。新能源平均电价有所下降拉低整体毛利率，预计 20222024 年公司新能源毛利率分别为 44%/41%/40%。煤炭贸易和其他业务方面，参考多年平均毛利率，预计 20222024 年公司煤炭贸易和其他业务的毛利率均为 20%。表 13：公司盈利预测关键假设 2017 2018 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 控股装机容量 MW 52,225 55,306 89,377 87,992 99,809 106,651 116,191 125,906%增长%5.9%61.6%-1.5%13.4%6.9%8.9%8.4%水电机组 MW 13,746 14,31

99、4 14,372 14,372 14,972 14,972 14,972 15,687 火电机组 MW 32,620 34,912 68,737 67,077 77,400 79,400 81,940 81,940 风电机组 MW 5,647 5,868 6,056 6,331 7,071 8,071 9,571 11,571 光伏机组 MW 212 212 212 212 366 4,208 9,708 16,708 上网电量 亿千瓦时 1,871 2,038 3,472 4,013 4,404 4,401 4,650 4,918%增长%9%70%16%10%-0.1%5.6%5.8%水电机

100、组 亿千瓦时 459 516 543 610 584 538 565 581 火电机组 亿千瓦时 1,300 1,391 2,799 3,271 3,668 3,668 3,793 3,919 风电机组 亿千瓦时 109 129 126 129 148 162 193 237 光伏机组 亿千瓦时 3 3 3 3 4 34 99 181 水电售电价：除税 元/兆瓦时 216 225 208 204 205 205 205 205 火电售电价：除税 元/兆瓦时 288 284 298 358 381 446 432 424 风电售电价：除税 元/兆瓦时 476 482 476 466 460 44

101、1 427 光伏售电价：除税 元/兆瓦时 835 833 819 811 722 409 376 369 综合毛利率%17%19%18%19%7%15%17%18%发电业务%17%22%17%18%4%15%17%18%水电%53%51%51%51%51%火电%13%-2%11%13%14%新能源发电%45%46%44%41%40%煤炭贸易%2%1%24%21%68%20%20%20%其他%-47%2%15%23%45%20%20%20%资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 首次覆盖，给予“买入”评级，目标价首次覆盖，给予“买入”评级，目标价 5.10 元元 国电电力（国电电力（600795

102、.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 24 在上述关键假设预测的基础上，我们预计公司 20222024 年归母净利润分别为62.66/76.94/88.05 亿元，2022 年扭亏为盈，20232024 年同比增长 23%/14%，20222024年净利润折算 EPS 为 0.35/0.43/0.49 元，公司当前股价对应 20222024 年 PE 分别为11/9/8 倍。我们认为公司核心看点如下：1）在能源价格居高不下的背景下，受益大股东煤炭资源丰富且集团内部资源调配更加顺畅等带来的协同效应以及公司的高效管理，公司煤价风险敞口明显

103、优于同行；2）川渝特高压工程有望在 20242025 年建成，大渡河外送通道打通将明显改善其弃水顽疾，同时四川省内电力需求持续旺盛也正在助推省内市场交易电价回升；3）公司作为集团核心新能源发展平台，“十四五”期间新能风光装机高达 35GW，新能源成为公司业绩增长和公司转型关键引擎。因为公司的火电、水电、新能源发电业务均颇具规模，我们选取 A 股重点火电央企上市公司（大唐发电、华电国际）、A 股重点水电央企上市公司（华能水电、川投电力、国投电力）、A 股重点新能源发电央企上市公司（三峡能源、龙源电力）作为可比公司，2023年可比公司的 PE 均值为 14 倍。考虑公司为综合性电力公司，我们在可比

104、公司 PE 均值基础上给予 15%的估值折扣，给予公司 2023 年 12 倍目标 PE，对应目标价为 5.10 元，首次覆盖，给予公司“买入”评级。表 14：公司盈利预测及估值 项目项目/年度年度 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入(百万元)116,421 168,185 196,666 202,514 210,130 营业收入增长率 YoY 0%44%17%3%4%净利润(百万元)2,633-1,845 6,266 7,694 8,805 净利润增长率 YoY 41%-170%N/A 23%14%每股收益 EPS(基本)(元)0.15-0.10 0.35 0.

105、43 0.49 毛利率 21%7%15%17%18%净资产收益率 ROE 5.0%-4.0%12.0%13.6%14.3%每股净资产（元）2.97 2.57 2.92 3.18 3.45 PE 27-39 11 9 8 PB 1.3 1.6 1.4 1.3 1.2 资料来源：Wind，公司公告，中信证券研究部预测，注：股价数据为 2022 年 12 月 15 日收盘价 表 15：可比公司盈利数据及估值 股价股价 市值市值 EPS P/E P/B EV/EBITDA ROE 亿元亿元 2022E 2023E 2022E 2023E 2022E 2022E 2022E 大唐发电 2.85 527

106、0.10 0.20 29 14 1.8 26.6 3%华电国际 5.30 523 0.36 0.53 15 10 1.4 23.4 6%火电公司均值火电公司均值 22 12 1.6 25.0 4%华能水电 6.61 1,190 0.38 0.44 17 15 2.2 12.1 10%川投电力 11.53 513 0.78 0.90 15 13 1.6 16.9 10%国投电力 10.38 774 0.74 0.88 14 12 1.6 10.3 10%水电公司均值水电公司均值 15 13 1.8 13.1 10%三峡能源 5.56 1,591 0.29 0.36 19 15 2.1 18.5

107、11%龙源电力 18.40 1,542 0.90 1.08 21 17 2.4 10.1 11%新能源公司均值新能源公司均值 20 16 2.3 14.3 11%整体均值整体均值 19 14 1.9 17.5 8%资料来源：Wind，各公司公告，中信证券研究部，注：预测数据均取自 Wind 市场一致预期，股价数据为 2022 年 12 月 15 日收盘价 国电电力（国电电力（600795.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.12.16 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 25 利润表（百万元）指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入 116

108、,421 168,185 196,666 202,514 210,130 营业成本 92,221 155,992 167,169 167,345 171,849 毛利率 20.79%7.25%15.00%17.37%18.22%税金及附加 1,860 2,313 2,958 3,022 3,062 销售费用 190 44 209 200 162 销售费用率 0.16%0.03%0.11%0.10%0.08%管理费用 1,104 1,744 1,900 1,993 2,092 管理费用率 0.95%1.04%0.97%0.98%1.00%财务费用 8,731 7,936 7,034 7,818

109、8,770 财务费用率 7.50%4.72%3.58%3.86%4.17%研发费用 373.84 496.52 583.75 616.42 627.89 研发费用率 0.32%0.30%0.30%0.30%0.30%投资收益 4,017 3,256 2,462 1,483 1,003 EBITDA 35,743 24,112 34,720 37,948 40,490 营业利润 10,481(1,583)19,800 23,621 25,210 营业利润率 9.00%-0.94%10.07%11.66%12.00%营业外收入 130 399 357 295 350 营业外支出 208 338 2

110、88 278 302 利润总额 10,402(1,523)19,869 23,638 25,259 所得税 2,695 1,895 4,967 5,910 6,315 所得税率 25.91%-124.47%25.00%25.00%25.00%少数股东损益 5,074(1,572)8,636 10,034 10,139 归属于母公司股东的净利润 2,633(1,845)6,266 7,694 8,805 净利率 2.26%-1.10%3.19%3.80%4.19%资产负债表（百万元）指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 货币资金 9,427 11,765 15

111、,753 15,596 15,904 存货 3,092 7,254 6,859 6,743 7,319 应收账款 13,623 20,440 19,667 12,151 10,506 其他流动资产 10,066 13,259 15,159 16,123 15,729 流动资产 36,207 52,719 57,438 50,612 49,459 固定资产 262,980 266,464 293,436 347,987 393,870 长期股权投资 20,313 13,601 13,601 13,601 13,601 无形资产 8,638 9,395 9,395 9,395 9,395 其他长期

112、资产 29,198 55,731 54,810 42,990 39,879 非流动资产 321,130 345,190 371,242 413,972 456,744 资产总计 357,337 397,909 428,680 464,584 506,203 短期借款 32,224 37,798 56,750 77,930 104,401 应付账款 15,548 21,837 25,988 25,885 25,785 其他流动负债 51,051 65,596 58,363 58,594 58,746 流动负债 98,824 125,231 141,100 162,409 188,931 长期借款

113、 117,201 132,019 132,019 132,019 132,019 其他长期负债 22,775 29,486 29,486 29,486 29,486 非流动性负债 139,976 161,505 161,505 161,505 161,505 负债合计 238,800 286,736 302,605 323,914 350,436 股本 19,650 17,836 17,836 17,836 17,836 资本公积 6,049 1,393 1,393 1,393 1,393 归属于母公司所有者权益合计 52,966 45,802 52,068 56,630 61,588 少数股

114、东权益 65,571 65,370 74,006 84,040 94,179 股东权益合计 118,538 111,172 126,074 140,670 155,767 负债股东权益总计 357,337 397,909 428,680 464,584 506,203 现金流量表（百万元）指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 税后利润 7,707-3,418 14,902 17,729 18,944 折旧和摊销 16,671 17,655 16,453 16,527 16,600 营运资金的变化 1,851 98-3,916 6,804 1,530 其他经营

115、现金流 10,292 9,845 4,674 6,328 7,750 经营现金流合计 36,522 24,180 32,113 47,387 44,824 资本支出-14,029-21,399-41,691-58,800-58,800 投资收益 4,017 3,256 2,462 1,483 1,003 其他投资现金流-2,176-2,386-814-457-572 投资现金流合计-12,188-20,528-40,042-57,774-58,369 权益变化 428 3,884 0 0 0 负债变化-7,067 9,127 18,952 21,180 26,471 股利支出-983-786

116、0-3,133-3,847 其他融资现金流-17,708-15,124-7,034-7,818-8,770 融资现金流合计-25,329-2,899 11,917 10,229 13,853 现金及现金等价物净增加额-995 752 3,988-158 309 主要财务指标 指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 增长率（增长率（%）营业收入-0.15%44.46%16.93%2.97%3.76%营业利润 49.40%-115.10%N/A 19.30%6.73%净利润 40.91%-170.08%N/A 22.80%14.44%利润率（利润率（%）毛利率 2

117、0.79%7.25%15.00%17.37%18.22%EBITDA Margin 30.70%14.34%17.65%18.74%19.27%净利率 2.26%-1.10%3.19%3.80%4.19%回报率（回报率（%）净资产收益率 4.97%-4.03%12.03%13.59%14.30%总资产收益率 0.74%-0.46%1.46%1.66%1.74%其他（其他（%）资产负债率 66.83%72.06%70.59%69.72%69.23%所得税率 25.91%-124.47%25.00%25.00%25.00%股利支付率 29.85%0.00%50.00%50.00%50.00%资料来

118、源：公司公告，中信证券研究部预测 26 分析师声明分析师声明 主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。一般性声明一般性声明 本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含 CLSA group of companies），统称为“中信证券”。本研究报告对于收件人而言属高度机密，只

119、有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断并自行承担投资风险。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此

120、有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其

121、他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。评级说明评级说明 投资建议的评级标准投资建

122、议的评级标准 评级评级 说明说明 报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后 6 到 12 个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的 6 到 12 个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A 股市场以沪深 300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500 指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级股票评级 买入 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅

123、20%以上 增持 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于 5%20%之间 持有 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%5%之间 卖出 相对同期相关证券市场代表性指数跌幅 10%以上 行业评级行业评级 强于大市 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅 10%以上 中性 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%10%之间 弱于大市 相对同期相关证券市场代表性指数跌幅 10%以上 27 特别声明特别声明 在法律许可的情况下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的公司的金融交易，及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其

124、衍生品交易，因此，投资者应考虑到中信证券可能存在与本研究报告有潜在利益冲突的风险。本研究报告涉及具体公司的披露信息，请访问 https:/ 本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由 CLSA Limited（于中国香港注册成立的有限公司）分发；在中国台湾由 CL Securities Taiwan Co.,Ltd.分发；在澳大利亚由 CLSA Australia Pty Ltd.（商业编号：53 139 992 331/金

125、融服务牌照编号：350159）分发；在美国由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）分发；在新加坡由 CLSA Singapore Pte Ltd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由 CLSA Europe BV 分发；在英国由 CLSA（UK）分发；在印度由 CLSA India Private Limited 分发（地址：8/F,Dalamal House,Nariman Point,Mumbai 400021；电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼

126、西亚由 PT CLSA Sekuritas Indonesia分发；在日本由 CLSA Securities Japan Co.,Ltd.分发；在韩国由 CLSA Securities Korea Ltd.分发；在马来西亚由 CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd分发；在菲律宾由 CLSA Philippines Inc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由 CLSA Securities(Thailand)Limited 分发。针对不同司法管辖区的声明针对不同司法管辖区的声明 中国大陆：中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可

127、，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。中国香港：中国香港：本研究报告由 CLSA Limited 分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（证券及期货条例（香港法例第 571 章）及其下颁布的任何规则界定的），不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA 客户应联系 CLSA Limited 的罗鼎，电话：+852 2600 7233。美国：美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）仅向符合美国1934 年证券交易法下 15a-6 规则界定且 CLSA Americas,LLC 提供

128、服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与 CLSA 获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSA Americas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商），以及 CLSA 的附属公司。新加坡：新加坡：本研究报告在新加坡由 CLSA Singapore Pte Ltd.，仅向（新加坡财务顾问规例界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，新加坡的报告收件人应联系 CLSA Sin

129、gapore Pte Ltd，地址：80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza 1,Singapore 048624，电话：+65 6416 7888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就 CLSA Singapore Pte Ltd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSA Singapore Pte Ltd 豁免遵守财务顾问法（第 110 章）、财务顾问规例以及其下的相关通知和指引（CLSA 业务条款的新加坡附件中证券交易服务 C 部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。加拿大：加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何

130、人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国：英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由 CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。欧洲经济区：欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的 CLSA Europe BV 分发。澳大利亚：澳大利亚：CLSA Australia Pty Ltd(“CAPL

131、”)(商业编号：53 139 992 331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及 CHI-X 的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由 CAPL 仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经 CAPL 事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于 公司法（2001）第 761G 条的规定。CAPL 研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的 ASX All Ordinaries 指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL 寻求

132、覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。印度：印度：CLSA India Private Limited，成立于 1994 年 11 月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619）。CLSA 及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA 及其关联方在过去 12 个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解 CLSA India“关联方”的更多详情，请联系 Compliance-I。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券中信证券 2022 版权所有。保留一切权利。版权所有。保留一切权利。