2023年中国电力研究报告 全力转型清洁能源

一、中国电力：国电投旗下最大电力平台，资产质量提升显著

（一）国电投旗下最大电力平台，全力转型清洁能源

五大电之一国电投旗下最大电力上市平台，十四五、十五五加速清洁能源发展。截 至2022年末，国家电投通过其全资子公司间接持有公司61.06%股份，为公司第一大 股东。国家电投作为我国五大发电集团之一，旗下拥有中国电力等6家上市平台，公 司为旗下装机规模最大电力上市公司、也是唯一一家全国性电力平台。2021年10月 公司发布最新发展战略纲要，提出2021、2023、2025、2030年清洁能源装机占比接 近60%、超过70%、90%、95%。截至2022年末，公司清洁能源装机占比为64.9%， 十四五、十五五全力向绿色低碳能源供应商转型。

2022年末控股装机32GW，清洁能源占比已达65%。截至2022年末，公司控股运营 总装机规模31.60GW，其中：火电11.56GW，水电5.45GW，风电7.19GW、光伏 7.21GW及环保发电0.20GW，清洁能源装机占比达64.9%、新能源装机占比达45.6%； 同期权益装机规模30GW，其中清洁能源装机占比达55.7%、新能源装机占比达 39.8%。2022年公司完成向中电新能源及中电国际新能源收购23家清洁能源项目公 司，其中在运装机容量为2.16GW，全年实现新能源控股装机新增5.03GW。此外，2022年12月，公司向中煤电力出售新源融合60%股权（火电装机合计4.76GW），清 洁能源装机比例不断提升。

公司装机主要集中在我国中部地区及南部地区，其中中部地区以煤电为主。从地域 分布来看，2022年末公司于安徽省、湖南省、贵州省、四川省可控权益装机规模较 大，分别为3.36GW、2.53GW、2.42GW、2.14GW；安徽、贵州、四川以煤电机组 为主、占比分别为88.9%、51.8%、93.5%；湖南以水电机组为主、占比达77.4%。2022年完成发电量1129亿千瓦时、售电量1082亿千瓦时。受新增装机年末并网影响， 2022年公司完成发电量1129亿千瓦时，调整后同比提升7.6%；完成售电量1082亿 千瓦时，同比提升7.5%（调整后，下同），其中煤电同比增长7.2%、气电同比增长 5.8%、风电同比大增35.3%、光伏同比增长33.7%、水电同比下滑13.0%，新能源发 电实现快速增长。

（二）2022年业绩扭亏为盈，新能源贡献近30亿元净利润

公司2022年营收同比增长23.2%，归母净利润实现扭亏为盈。近年伴随公司装机规 模不断增加，营收体量逐年增长，2022年公司主营收入达437亿元，调整后同比增长 23.2%，主要为燃煤电价上浮充分影响（同期售电量增长7.5%）；归母净利润盈利 26.48亿元（2021年为亏损2.56亿元，调整后口径）。业绩扭亏为盈考虑为：（1） 新能源收入、利润大幅提升；（2）火电净利润减亏7.11亿元；（3）2022年收购23 家清洁能源公司确认一次性收益15.52亿元、出售新源融合60%股权确认一次性收益 6.5亿元，有效增厚业绩。

2022年火电营收286亿元，火、风、光营收增速均较高。分业务来看，近年伴随公司 火电电量及电价的提升（2018~2022年上网电量CAGR为7.3%），同期火电营收 CAGR达14.6%，2022年公司火电营收已达286亿元，同比+28.9%。新能源业务发 展迅速，2018~2022年风电、光伏营收CAGR分别达55.0%、40.1%；2022年风电实 现营收52.32亿元，同比+30.7%，增速较2021年放缓主要为平价项目增多及风资源 不及上年同期影响；2022年光伏实现营收42.92亿元，同比+27.1%。水电受来水影 响较大，2022年实现营收46.85亿元，同比-12.4%。

受益于利用小时数提升、电价上浮充分，2022年煤电业务量、价齐升。2022年来水 偏枯、火电保供作用突出，公司燃煤利用小时数提高253小时至4683小时，且中电神 头二期2GW机组投产，因而燃煤售电量达679亿千瓦时（同比+7.2%）；2022年内燃 煤电价上浮充分、同比增长19.5%至408元/兆瓦时，量价齐升、煤电收入大幅增长。 水电连续两年来水偏枯，湖南水电（占全部水电六成）年内分摊辅助服务市场的电 费补偿同比减少，然而电价上浮难抵电量下降程度、水电营收连续两年负增长。2022 年风电、光伏完成售电量109、98亿千瓦时，同比分别增长35.3%、33.7%，2018~2022 年CAGR达53.8%、56.1%，保持快速增长；电价受平价项目增多影响呈下降趋势。

2022年公司风光净利润近30亿元，火电净利润减亏、尚未回正。近两年受制于燃料 价格大幅上涨，火电盈利能力大幅下滑；2022年受益于燃煤电价上浮、公司火电净 利润减亏7.11亿元、但仍亏损13.91亿元（对应净利率为-4.9%）。风电由于上网电 价较低的市场交易电量占比提升、及风资源不及同期等影响，2022年净利率下滑至 32.6%。光伏受益于经营效率提升等影响，2022年净利率升至23.9%。综合来看， 2018~2020年公司盈利能力稳中有升、2022年扭亏为盈，净利率、ROE、ROA分别 回升至5.9%、6.4%、1.4%。

（三）资产结构持续优化，风光资本开支持续加码

近年资产整合提速，公司资产结构持续优化。近年公司收购、出售资产事件频发， 2022年以来资产整合节奏进一步加快：2022年6月收购中电新能源、中电国际新能 源共计23家清洁能源公司（装机合计2.15GW，作价74.53亿元）；2022年12月，向 中煤电力出售新源融合60%股权（火电装机合计4.76GW，作价12.65亿元）；2023 年1月收购金紫山风电79.67%股权（增加0.58GW风电，作价5.47亿元）。公司一方 面剥离亏损严重火电（截至2022Q3新源融合税后净利亏损7.75亿元）、转为参股煤 电联营，一方面收购集团优质清洁能源资产，公司自身资产结构持续优化。

资产突破2000亿元，2018~2022年总资产CAGR达14.0%。截至2022年末，公司总 资产达2114亿元（同比+21.0%），其中固定资产（物业厂房及设备）达1423亿元（同 比+10.6%）；伴随装机规模、经营范围等不断扩大，近年公司资产体量不断增加， 2018~2022年总资产CAGR达14.0%。2022年公司应收账款同比大增51.1%至126亿 元（其中国家可再生能源补贴为24.02亿元，上年同期未调整前为12.25亿元），主要 系由于2022年内公司收购多家新能源项目公司（含补贴）所致。

近年公司控制负债结构，2022年资产负债率改善显著。近年公司积极向清洁能源转型，资本开支及债务规模逐年增加，截至2022年末公司总负债达1428亿元， 2018~2022年CAGR达14.8%；其中银行借贷为789亿元，占总负债的55.3%。 2018~2020年公司资产负债率呈上升趋势，2020年已升至70.6%；公司一方面积极 拓展融资渠道，2021年成功发行类REITs募资25.76亿元（标的资产为安徽芜湖 1.32GW煤电）；同时剥离不良资产，2022年末资产负债率已降至67.6%。

业绩受煤价影响波动较大，但公司经营现金流净额始终为正。电力运营为重资产商 业模式，近年伴随公司控股装机不断增长、每年资产折旧与摊销体量逐年加大，2022 年公司资产折旧已达77亿元，同期火电减亏、经营现金流净额恢复至57亿元（同比 +326.5%）。2021年公司经营性现金流净额同比下滑75.6%，主要是煤电板块巨亏 影响；公司业绩受煤价影响较大，但近二十年经营现金流均保持正流入。预计伴随 煤电扭亏为盈，公司现金流有望持续优化，助力清洁能源转型目标的实现。

全力开拓清洁能源，2022年风光资本开支已达163亿元。公司2022年清洁能源板块 资本开支为181亿元（同比+21.0%），占全年资本性支出的88.9%，其中风电为58.37 亿元（同比-32.7%）、占全部的28.7%；光伏为105.11亿元（同比+100.5%）、占全 部的51.7%；储能为4.55亿元（同比+53.6%）、占全部的2.2%；火电、水电分别为 18.80、12.79亿元。预计“十四五”期间公司“三位一体”（集清洁低碳能源生产商、 绿色能源技术服务商、双碳生态系统集成商于一体）、“双一流”（从中国一流走向 世界一流）战略定位目标明确，相关资本开支及资产规模有望继续扩大。

2009年至今连续十四年保持现金分红，经营正常年份股息率均在5%以上。公司历年 现金流稳定且充裕（经营现金流净额始终为正），2021年净利润亏损5.16亿元、仍 保持现金分红5.41亿元；2022年度现金分红0.11元人民币/股（0.1256元港币/股）， 对应股息率达4.2%。剔除受制于高煤价影响公司经营业绩的2021、2022两年来看， 2013~2020年公司股息率基本保持在5%以上的水平，具备较高的投资价值。

二、火电发展去芜存菁，水电现金牛属性突出

（一）火电装机：装机去芜存菁，存量机组布局优

控股火电装机近年持续下降，持续调整优化存量资产。自2021年10月公司明确全力 加码新能源发展后，近年煤电资产不断调整优化：控股装机方面，截至2022年末火 电控股装机11.56GW（占控股总装机36.6%，下同），其中煤电11.08GW（占35.1%）、 气电0.48GW（占1.5%））；权益装机方面（含参股），截至2022年末火电权益装 机13.95GW（占权益总装机47.5%，下同），其中煤电13.09GW（占44.5%）、气电 0.86GW（占2.9%）。公司一方面剥离亏损严重火电、转为参股煤电联营，一方面收 购集团优质清洁能源资产，自身资产结构持续优化。根据公司十四五末清洁能源装 机占比90%的目标规划，预计未来煤电资产有望继续调整优化。

全国电力供应保障压力仍然较大，公司存量火电资产布局占优。根据电规总院发布 的《未来三年电力供需形势分析》，全国电力供应保障压力仍然较大。按照装机平衡 考虑，预计2022年安徽、湖南、江西、重庆、贵州等5个地区负荷高峰时段电力供需 紧张；2023年、2024年电力供需紧张地区将分别增加至6个（增加冀南地区）和7个 （增加湖北地区）。公司体内存量火电资产多分布于电力供需紧张地区，参股火电 多为煤电联营，伴随煤电盈利逐步恢复、未来业绩有望充分释放。

公司控股及参股火电电量近千亿度，5年CAGR达8.2%。火电电量方面，2022年公 司完成火电售电量690亿千瓦时（2018~2022年CAGR达7.8%），其中煤电679亿千 瓦时（同比+7.2%）、气电11.36亿千瓦时（同比+5.8%）；若考虑持股比例，则煤 电权益电量为463亿千瓦时、气电权益电量为10.99亿千瓦时。 公司联营、合营火电厂众多，同期对应权益煤电售电量264亿千瓦时（同比+20.1%， 2018~2022年CAGR达9.3%），2022年公司控股权益部分+参股火电售电量达737亿 千瓦时，参股电量占全部火电的35.8%。2022年内新源融合由控转参，2023年一季度控股煤电售电量同比下滑20.2%、参股煤电同比上涨72.1%，参股电量占全部权益 电量的53.4%。

（二）火电业绩：煤价回落长协提升，盈利否极泰来

2022年煤电电价溢价20%，控股煤电全部参与市场化交易。公司积极参与电力市场 化交易，近年交易占比逐年提升、2022年已实现全部煤电参与市场化；受益于高市 场化比例，2022年公司煤电上网电价上浮充分、达到408元/兆瓦时（不含税），近 五年来首次实现溢价、且达20.1%。参考各省市区2023年中长期交易电价顶格上浮 持续，预计公司煤电电价有望高位保持。

受益于坑口电厂较多，公司标煤单价较同业占优、但煤耗相对较高。公司近年煤电 资产不断整合优化，安徽平圩电厂（4.54GW，坑口电厂）、芜湖电厂（1.32GW， 路口电厂），煤炭长协保障及运输成本占优，2021年公司标煤单价为915元/吨、接 近国电电力（与神华为兄弟公司）。煤耗角度来看，近年公司煤耗保持相对稳定、基 本保持在300克/千瓦时左右；较同业水平相对偏高、但影响有限；标煤成本分别为 800、900、1000元/吨时，煤耗每降低10克/千瓦时，对应增厚度电利润分别为0.008、 0.009、0.010元。

测算2022年度主流全国性火电公司度电大幅减亏，公司度电利润波动程度较低。根 据各公司年报披露分板块利润，对火电业绩进行预测拆分，测算得出2022年度中国 电力、华润电力、华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电火电度电利润分别为0.020、-0.020、-0.035、-0.026、+0.010、-0.054元/千瓦时，较2021年减亏幅度0~0.05 元/千瓦时不等。公司减亏幅度较同业较低，主要是由于2021年公司度电利润较同业 亏损幅度小所致。

市场煤价格下降叠加长协煤管控趋严，看好火电燃煤成本下行。展望后续：（1）国 内煤价震荡下行，秦岛Q5500最新价格已降至825元/吨、较过去12个月高点下降 48.4%；（2）1-5月进口动力煤同比大增91.2%，印尼低卡煤价亦大幅下行；（3） 长协煤履约率有望持续提升。测算公司火电盈亏平衡标煤需下降67元/吨（电价假设 持平），预计今年上半年火电盈利有望实现由亏转盈。

（三）水电业务：现金流牛属性突出，期待来水恢复增厚业绩

近年水电控股装机规模相对稳定，主要分布于湖南、贵州等区域。公司水电装机规 模近年保持相对稳定，2022年末控股装机为5.45GW，其中湖南3.11GW、贵州 1.57GW、广西0.63GW、四川0.14GW；含参股部分的权益装机为3.50GW。子公司 五凌电力为公司水电资产主要运营主体（公司持股63%），负责沅水流域（长江第三 大支流）梯级水电开发建设和经营，投产水电中超过70%的装机位于沅水流域；水 电投产装机4.84GW，是湖南省内的第二大发电企业和最大的水电企业；另有五强溪 扩建2台25万千瓦机组有望今年年内投产，则2025年公司水电控股装机接近6GW。

水电营收受来水及电价影响显著，毛利率波动较大。近两年来水偏枯，公司水电营 收持续下降，2022年实现营收47亿元（同比-12.4%）；回顾过去，公司营收起伏较 大一方面为受来水影响、电量波动，另一方面为公司水电参与市场化比例近3成（除 2022年）、电价折溢价情况不尽相同。利润方面，公司水电毛利率较同业公司偏低， 考虑主要为单位GW折旧偏高影响（但同时也对应每年稳定现金流），波动较大为叠 加市场化电价综合影响所致。

历年水电电量约200亿千瓦时，市场化比例近三成。公司水电电量受来水影响波动较 大，2022年来水偏枯完成发电量184亿千瓦时、上网电量182亿千瓦时，来水正常年 份电量基本维持在200亿千瓦时左右。公司积极参与水电市场化交易，2019~2021年 市场化占比分别为28.0%、27.2%、28.5%，2022年由于水电市场化上网电价远低于 国家批准的水电基准上网电价、大幅折价33.2%，因而公司降低市场化部分至3.2%。

预计年内来水有望恢复，公司水电利润环比有望显著改善。对公司水电利润改善， 从上网电价、上网电量两个指标进行敏感性测算（水电成本通常相对固定）。以2022 年为基准（上网电价0.285元/千瓦时、不含税，上网电量182亿千瓦时），当上网电 价同比持平、上网电量同比增长10%时，对应增厚水电毛利润4.69亿元。我们预计 2023来水有望恢复正常，预计公司水电业绩有望得以改善。

三、新能源装机有望高增，储能业务日新月异

（一）新能源：2025年装机有望达65GW+，期待加速投产

新能源资产整合提速，公司资产持续优化。近年公司收购集团新能源资产节奏加快， 2022年6月收购中电新能源、中电国际新能源共计23家清洁能源公司（装机合计 2.15GW，作价74.53亿元）；2023年1月收购金紫山风电79.67%股权（增加0.58GW 风电，作价5.47亿元）。公司不断收购集团优质清洁能源资产，自身资产持续优化。

近五年风光营收CAGR达47%，单位GW盈利在2GW左右。伴随大力清洁能源发展 目标确定，近年公司风光业务加速发展，2022年风电、光伏营收同比分别增长30.7%、 27.1%，2018~2022年风光合计营收CAGR达47.3%。盈利能力方面，伴随平价项目 的增多公司光伏净利率呈现下降趋势、2022年增长主要为收购资产为含补贴项目所 致；2020~2022年单位GW装机对应净利润分别为1.97、2.51、1.90亿元。

2022年末公司新能源装机已达14GW，十四五末装机有望超65GW。截至2022年末 公司新能源控股装机为14.40GW，其中风电7.19GW、光伏7.21GW；2018~2022年 新能源装机CAGR达49.5%。根据2021年10月公司发布最新发展战略纲要，提出 2021、2023、2025、2030年清洁能源装机占比接近60%、超过70%、90%、95%。 截至2022年末，公司在建非绿电清洁能源532MW（水电500MW、气电31.6MW）， 假设未来三年不考虑水电、气电另外新增，2025年完成90%清洁能源目标对应新能 源装机超65GW，2022~2025年新能源装机CAGR达65.8%，保持高速发展。

截至2022年末国家电投光伏装机超50GW，规划十四五末光伏装机达80GW。截至 2022年末，国家电投总装机212GW，新能源装机超90GW（其中光伏装机超50GW）， 清洁能源装机占比达60%。根据国家电投十四五规划，十四五末集团电力总装机达 2.2亿千瓦，光伏装机达到80GW以上，清洁能源装机占66%，预计2023-2025年均新 增光伏装机近10GW，清洁能源装机占比目标已提前完成。

公司作为集团唯一全国性电力上市平台，将在集团规划中承担重要责任。从集团下 属主要电力上市平台来看，2022年末中国电力、上海电力、吉电股份新能源装机分 别为14.40、8.19、9.06GW；根据各公司十四五发展规划，2025年末三者新能源装 机有望达65.57、17.44、7.00GW，其中中国电力未来三年装机CAGR达65.8%。除常规陆上资源外，公司亦积极开拓海上风电、光伏资源。

在持续扩大陆上风电、 光伏、水电等清洁能源开发规模的基础上，2022年公司在海上风电及海上光伏项目 的开发上也取得突破：积极扩大山东省海上风电版图，已投产300MW海风项目、获 准开工500MW海风项目、获取900MW海风建设指标；福建省漳州一期5GW海风项 目完成规划书初稿；积极推进江苏射阳、广东江门、河北唐山市滦南等海风项目；成 功获取山东区域3.55GW海上光伏项目建设指标，占山东省2022年度海上光伏竞争 配置指标的31.56%。

参股上海电力12.90%、为其第二大股东，十四五新能源权益装机有望高增。此外， 公司为上海电力第二大股东、截至2023年一季度持股12.90%。截至2022年末，上海 电力新能源装机达8.19GW，其中风电3.88GW、光伏4.31GW；规划十四五新增光伏 装机8.15GW、陆上风电1.75GW、海上风电1.70GW，到2025年末清洁能源装机占 比超60%，则未来三年新能源装机CAGR达28.6%；若考虑持股比例不变，则公司对应新增新能源权益装机1.19GW。技术迭代推动成本降低，增强平价光伏盈利。在光伏装机快速增长下，组件价格持 续上涨，根据CPIA《中国光伏产业发展路线图（2021年版）》，2021年我国地面光 伏系统的初始全投资成本为4.15元/W左右，同比提升4%，其中，组件约占投资成本 的46%，占比较2020年上升7pct。近期我们观察到硅料、硅片价格已大幅回落；期 待2023年成本端下降后提升绿电运营项目IRR和装机增速预期。

（二）储能：风光水火储多元发展，打造第二成长曲线

携手行业翘楚海博思创，正式进军储能领域。2021年7月公司与储能行业翘楚海博思 创（2011年11月成立，拥有10年以上储能系统设计与应用经验）合资成立新源智储、 公司持股51%。新源智储定位为国电投集团旗下、由中国电力控股的新型储能技术 创新、集成应用专业化平台。根据中国电力十四五发展规划，2023、2025、2030年 公司综合智慧能源收入占比分别超过15%、25%、50%，落地的战略大客户与战略 合作地区分别超过100、200、1000个。

储能产业行业新秀，成立不足两年表现亮眼。公司主营以电化学储能为主体的新型 储能系列产品研发、储能电站开发投资运营、系统集成整体方案设计及大集控智能 运维等业务，成立当年即入选CNESA发布的2021年度国内市场储能系统出货量第三 名、国内新增投运装机量第五名。 新源智储在青海、山东、江苏、安徽等全国十几个省、市及自治区拥有储备项目容量 超过2500兆瓦时。其中，两个储能示范项目位于河北省，分别是保定满城 100MW/200MWh独立储能示范项目、保定望都100MW/200MWh独立储能示范项目。 海外项目方面，首个海外储能项目墨西哥布艾图佩纳斯科港一期120兆瓦光伏配储项 目已完成厂内验收，实现新源智储境外项目零的突破。同时公司亦正逐步打开包括智利、澳洲、泰国等海外市场，储能业务板块有望成为公司扬帆国际的强劲引擎。

根据CNESA预测，保守场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到97.0GW， 2023-2027年CAGR为49.3%；理想场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到 138.4GW，2023-2027年CAGR为60.3%。行业景气度向上、装机快速成长下，公司 储能业务有望迎来快速发展。风光水火储多元发展，为新型电力系统下最优解。风光发电量占比迅速提升随之而 来的消纳矛盾一方面可由配套电化学/新型储能等解决，一方面可由稳定的基荷电源 （如煤电、核电）进行调节。2021年起我国大部分省份均对新建风光项目提出配储 要求，并给予一定政策倾斜支持。2022年公司完成姚孟电厂及大别山电厂4台发电机 组灵活性改造，系统调节容量增加约380MW。公司具备多品种电源分布广泛优势， 风光水火储一体的发展模式有望脱颖而出。

编辑：ABC旺旺旺