2023年国电电力研究报告：综合电力龙头，多极增长提速

一、综合电力行业龙头，背靠国家能源集团

1、风光水火协同发展，装机布局持续优化

国电电力经过三十载发展，已成为拥有业务遍及全国、资产规模领先的大型能源 企业集团。公司的前身大连东北热电发展股份有限公司成立于 1992 年，1997 年在上海证券交易所上市，2000 年起，公司更名为国电电力发展股份有限公司。 2002 年，公司在国家电力体制改革的背景下，正式并入中国国电集团公司。2009 年，公司宣布了以新能源引领绿色转型的发展战略，标志着公司迈出从单一煤电 业务向多元化能源业务转型的实质性步伐。2017 年，伴随国电集团与神华集团 的重组，国电电力成为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。目前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，分布在全国 28 个省、市、自治区。截至 2022 年底，公司资产总额 4128.52 亿元，控股装机容量 9738.10 万千瓦，控制 煤炭资源储量 26.81 亿吨，是中国最大的电力生产企业之一。

公司是国家能源集团的常规能源发电业务整合平台，有望受益于优质资产注入。 公司的控股股东为国家能源投资集团有限责任公司，持股比例为 50.68%；实际 控制人为国务院国资委。国家能源集团拥有煤炭、电力、运输、化工等全产业链 业务，产业分布在 10 余个国家和地区，是全球规模最大的煤炭生产公司、火力 发电公司、风力发电公司和煤制油煤化工公司。国家能源集团明确将国电电力作 为其常规能源发电业务（包括火电、水电）整合平台，并承诺逐步将常规能源发 电业务资产注入国电电力。同时，国家能源集团承继前原中国国电集团所作出的 承诺，拟注入资产原则上须满足“以省或区域为单位、最近三个会计年度加权平 均净资产收益率均值不低于 10%”的要求，一旦满足条件三年内即完成注资工作。 截至 2022 年底，国家能源集团已上市装机主要来自国电电力、中国神华、龙源 电力和长源电力，集团尚未证券化的发电资产合计为 112GW，占总装机的 38.8%， 预计未来国电电力有望获得更多优质电力资产注入。

公司发电资产结构良好，遍布全国 28 个省、市、自治区，项目分布日趋合理。 火电资产方面，公司火电机组多分布于东部沿海地区、大型煤电基地或靠近外送 电通道，具有较强的来煤保障能力和市场竞争优势，公司拥有 60 万千瓦及以上 煤电机组 68 台，占煤电装机容量 69.99%、100 万千瓦以上煤电机组 19 台，占 煤电装机容量 26.58%。水电资产方面，公司水电以大渡河流域为重点，流域集 控联调和梯级综合利用使盈利能力增强。新能源资产方面，公司在风光资源富集 的北部地区布局的基地式项目形成了建设、开发、储备的有序发展格局，在中部 地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的 东部地区布局的分布式项目已初具规模。截至 2022 年底，公司火电装机 7183.5 万千瓦，其中 60 万千瓦及以上机组容量占比 69.99%，100 万千瓦及以上机组容 量占比 26.58%；水电装机 1495.66 万千瓦，占总装机的 15.4%；新能源装机容 量 1058.94 万千瓦，占总装机的 10.9%。

公司绿色低碳发展持续深化。截至 2022 年底，公司清洁能源控股和权益装机规 模分别达到 2554.60/2099.19 万千瓦，占控股和权益装机总容量的比重分别为 26.23%/39.54%，2022 年公司新能源产业快速发展，开发并购同步推进，全年 获取资源 1947 万千瓦，核准备案 1620 万千瓦，开工 793.1 万千瓦，新增装机 315.29 万千瓦，新能源发展“主力军”作用充分彰显。根据公司设定的目标， 公司拟在“十四五”期间新增加 35GW 新能源装机，到 2025 年清洁能源装机比 例达 40%。近年来公司加大绿电资本性开支力度，2022 年公司新能源前期基建 支出达 197.97 亿元，同比增加 125.53%；公司 2023 年资本支出将维持在较高 水平，计划资本性支出 618.00 亿元，其中前期基建支出 481.75 亿元（207.79 亿元用于新能源项目），新能源项目预留 2.36 亿元，与新能源有关的项目合计 占整体资本性支出的 34.0%。

2、业绩彰显稳健风范，经营性现金流充沛

整体来看：公司营业收入从 2017 年的 598.33 亿元增长至 2022 年的 1164.21 亿 元，2019、2021 和 2022 年营收分别大幅增加 78.04%/44.46%/14.56%，主要 来自集团三次资产整合，其中 2019 年公司和中国神华以各自持有的相关火电公 司股权及资产共同组建北京国电电力有限公司并由公司持有 57.47%股权，2021 年国家能源集团向公司置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等区域常规能 源发电资产，2022 年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，资产整合后发电量的增长是营业收入增长的主要原因。公司净 利润受售电价格和燃煤成本影响较大，2021 年归母净利亏损 18.45 亿元主要系 煤炭价格高涨所致，2022 年公司扭亏为盈，归母净利 28.25 亿元，主要系售电 均价较上年上升所致。

毛利率和净利率均见底回升，费用管控能力优秀。公司毛利率和净利率在 2017-2020 年较为稳定，2021 年电煤采购成本大幅增加使全行业盈利能力遭受 冲击，公司毛利率和净利率分别下降至 7.25%和-2.03%。2022 年电价上浮范围 的打开使公司盈利能力见底回升，毛利率和净利率分别提高 6.23pct 和 5.60pct， 盈利能力在同行业中表现出色，但由于煤价仍处于相对高位，毛利率仍不及 2021 年以前的正常水平。公司费用管控能力优秀，2018 年以来期间费用率持续下降， 主要由资金成本率下降以及子公司对外转让后合并范围缩减驱动。

公司资产结构和项目分布的改善已陆续反映到利润表中，资产负债率有序提升。 折旧与减值方面，2018 年公司计提了较高比例的折旧和减值，2020-2022 年固 定资产折旧和资产减值损失均呈波动下降趋势，考虑到公司已基本落实落后机组 的淘汰和高煤耗机组的改造升级工作，未来再次计提大额减值的可能性较小。随 着公司资产质量不断优化、发电效率和成本控制能力增强，预计净利率还有进一 步提升空间。资产负债率方面，基建投资的融资需求增加导致公司 2022 年长期 借款和短期借款分别同比上升 13.35%和 13.88%，资产负债率升至 73.3%，同 比提升 1.2pct。

分业务来看：电力产品贡献了公司的主要营业收入，2022 年公司火电发电收入 为1643.78亿元，占总营收比重为85.31%；水力发电收入116.36亿元，占6.04%； 新能源发电收入 89.05 亿元，占 4.62%；煤炭销售收入 47.26 亿元，占 2.45%。 其中火力发电和新能源发电营收同比增长迅速，同比增幅分别为 17.63%和 24.16%，在发电量相对稳定的前提下，主要系 2022 年平均上网电价（438.88 元/兆瓦时，同比+21.5%）大幅增加所致。纵向比较来看，2021-2022 年公司火 电业务毛利率从-1.75%同比提升至 7.27%，水电和煤炭销售业务毛利率略有下 降，新能源发电业务毛利率基本持平。横向比较来看，公司超一半的毛利润由毛 利率水平较高的水电、新能源发电和煤炭销售业务贡献。

公司融资能力强，现金流量充沛。2017-2020 年公司经营活动产生现金流量净额 呈上升趋势，2021 年触及低位后 2022 年强势反弹至 394.48 亿元，同比增加 63.5%，系公司利润增加所致；投资活动产生的现金流出主要与基建投资持续增 加有关，筹资活动产生的现金流出系融资规模增加导致带息债务较上年同期增加 所致。考虑到公司加快清洁能源转型节奏，预计短期内公司投资现金流体量将继 续提升。截至 2023Q1，公司在手现金较为充沛（货币资金共计 262.55 亿元， 同比+79.41%，占总资产比例达到 6.21%），且信贷额度充足，因此公司不仅对 流动债务的保障程度较高，而且也有较充裕的举债空间以满足投资活动所需。

ROE 回正并稳居行业第一梯队，注重股东回报。2022 年公司受益于主营火电业 务扭亏为盈，加权平均净资产收益率为 6.09%实现由负转正，领先同行业可比公 司。公司持续完善利润分配政策并更加明确对股东回报的合理规划，按照公司章 程中规定的利润分配政策，每年以现金方式所分配的利润不得少于当年可分配利 润总额的 30%。尽管 2021 年公司因净利润为负而未进行利润分配，但其采用集 中竞价交易的方式实施了 12.59 亿元的股份回购计划，回购资金视同现金分红； 2022 年公司更是抛出每股派发现金红利 0.10 元的方案，合计派发 17.84 亿元， 为近年来最高水平。

二、火电：电改打开盈利空间，成本节流得煤者胜

1、电力供需偏紧状态延续，突出火电托底作用

全国电力供需延续紧平衡态势，局部地区用电峰值时段存在缺口。从总量来看， 2023 年全国发电量和用电量逐渐进入平稳增长阶段。发电侧，1-5 月累计发电量 34216 亿千瓦时，累计同比增长 3.90%；用电侧，1-5 月全国全社会用电量 35325 亿千瓦时，同比增长 5.2%。然而，气候气象因素在电力供需中的作用越来越重 要，进入到夏季，全国大部分地区气温偏高，华东、华中、新疆等地可能出现阶 段性高温热潮，华北、华东、华中、西南电网区域电力供需紧张，能源保供形势 依然严峻。根据《2023 中国电力供需分析报告》，今年全国夏季最大电力负荷 将达到 13.7 亿千瓦，比去年增加 8000 万千瓦左右，同比增长 6.5%；冬季全国 最大负荷为 12.8 亿千瓦左右，夏冬“双高峰”特征显著。根据中电联预测，若 今年出现长时段大范围极端气候，全国最高用电负荷将比去年继续增加 1 亿千瓦 左右，相当于增加 30150 吨标准煤需求。

多地来水偏枯导致水电发电量降幅扩大，火电及时补位。2022 年汛期来水不足， 导致 2023 年初水电梯级蓄能同比减少，加上今年以来川滇等地来水偏枯，水电 发电量降幅扩大，主要水库水位和蓄水量下降。截至 2023 年 6 月 30 日，长江 上游乌东德水库来水总量约 329.07 亿立方米，较上年同期偏枯 22.89%；三峡水 库来水总量约 1236.23 亿立方米，较上年同期偏枯 30.27%。国家统计局数据库 的数据显示，5 月四川省水力发电量同比下降 24.4%，比 4 月下降 11.9%的降幅 继续扩大；云南省水力发电量同比下降 43.1%，也比 4 月下降 41.9%的降幅继续 扩大；1-5 月五大水电大省（川、滇、鄂、黔、桂）均出现水电产能下滑现象。 随着主汛期的到来，三峡水库水位及蓄水量同环比均有所上升：截至 2023 年 7 月 31 日，三峡水库水位为 159.47 米，同比上涨 6.83%；蓄水量 258 亿立方米， 同比上涨 33.68%。根据国家气候中心的预测，今年汛期（5 月至 9 月）我国气 候状况总体略差于去年，旱涝并重，区域性和阶段性旱涝灾害明显，降水的时间 和空间不均性增强，极端天气气候事件如暴雨、高温、干旱等频繁发生。火电是枯期保供、汛期调节最直接的选项。若后续水力发电能力不足，火力发电将成为 弥补电力缺口的主要力量。

2、电价改革扩大浮动范围，考验成本控制能力

为应对全国范围内可能存在的缺电风险，国家层面已开始对能源电力的顶层设计 进行调整。2021 年 10 月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价 市场化改革的通知》，将煤电电价在基准价基础上上下浮动的范围由最高下浮 15%/上浮 10%扩大到上下浮 20%（高耗能企业可超过 20%），同时要求工商业 用户必须全部进入电力市场，未进入电力市场的用户由电网企业代购电。2022 年 1 月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意 见》，要求 2025 年初步建成全国统一的电力市场体系，进一步优化电力资源配 置。在 2022 年，国家发改委、国家能源局先后出台《关于加快推进电力现货市 场建设工作的通知》、《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、《电力现货 市场监管办法（征求意见稿）》等政策文件。上述政策的发布，将使电价形成机制更加适应新能源占比提升的新型电力体系。

随着电价市场化改革得到各地政府的确认落地，2022-2023 年各地区电力市场交 易价格维持上浮状态，保障火电企业的合理收益。电价改革新规开始实施后，多 个省区的电价出现了明显的上升趋势，在 2022 年，多地的长协成交价格相较于 基准价达到 20%的顶格上浮，说明电力改革成效显著。与此同时，各主要上市电 力企业如华能国际、华电国际、 国电电力、中国电力、大唐发电、华润电力、 申能股份、浙能电力、上海电力、桂东电力、内蒙华电、京能电力等燃煤发电机 组上网电价基本实现上涨 20%的水平，从而有效提高了电力业务收入，对火电行 业的持续发展与业绩提升也起到促进作用。2023 年 1-6 月，许多地区市场交易 电价延续上浮趋势，随着未来市场化改革不断推进，火电燃煤成本有望继续向工 商业用户疏导。

火电企业之间的业绩区分度部分反映在燃煤成本的控制能力上。火电企业的燃煤 成本占企业总成本的七成到八成左右，燃料成本的高低对火电企业盈利能力起着 关键性影响；而目前动力煤到电价的成本传导能力依然相对有限，因此燃煤成本 的优化管理是缓解经营压力、实现竞争突围的首要途径，其中燃煤采购环节是燃 煤成本控制的起点与核心。火电企业通过加强与上下游企业的合作，可以在保证 煤炭质量的前提下降低成本，对于提高经济效益起到事半功倍之效用。

3、现货与长协煤价差收窄，煤炭保供势在必行

煤炭市场价格机制不断完善，长协煤政策的实施为火电上游保供提供有力支持。 2022 年受国际地缘政治冲突和气候异常的综合作用，能源危机愈演愈烈，全球 煤炭消费回暖，导致国际煤炭市场价格大幅震荡。从煤炭价格出现异动以来，在 煤炭价格调控监管等一系列举措的共同推动下，2022 年国内煤炭市场保持平稳 态势。供应量方面，全国煤炭产量显著增加，2022 年全国原煤产量达到 44.96 亿 吨，同比增速达 9%。煤价方面，为稳定煤价，国家发展改革委于 2021 年 12 月 起草了《2022 年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》，明确了 “基准价+浮动价”的定价机制不变，实行月度定价，调整区间在 550-850 元 之间，其中下水煤合同基准价暂按 5500 大卡动力煤 700 元/吨签订；非下水煤 合同基准价按下水煤基准价扣除运杂费后的坑口价格确定；2022 年 2 月，国家 发展改革委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，再次明确了 煤炭（动力煤）中长期交易价格的合理区间，进一步加强电煤中长期合同签订、 履约和监管工作，并要求电煤中长期合同实现发电供热企业全年用煤量签约、电 煤中长期合同月度履约率以及执行国家电煤中长期合同价格政策的“三个 100%”。

2023 年煤价承压下行，长协煤和现货煤价差出现缩小迹象，从而提高长协煤履 约积极性。进入 2023 年，国内煤炭产能的释放以及进口煤的增加使煤炭市场价 格开始下行：1-5 月，全国原煤累计产量 19.1 亿吨，同比增长 4.8%；进口煤炭 1.8 亿吨，同比增长 89.6%，煤炭供应继续保持较快增长。截至 7 月底，秦皇岛 动力煤（Q5500）市场价格 855 元/吨，较 2022 年 10 月 25 日的高点 1599 元/ 吨下滑 46.5%；广州港印尼烟煤（Q4200）市场价格 645 元/吨，较 2022 年 9 月 29 日的高点 955 元/吨下跌 32.5%；纽卡斯尔动力煤现货价为 131.0 美元/吨， 较 2022 年 12 月 9 日的高点 416 美元/吨下滑 68.5%。库存方面，截至 6 月底， 全国 55 港动力煤库存共计 5683.4 万吨，年同比增加 340 万吨，CBMI 煤炭库存 指数四连升至近五个月以来的最高；因此受到煤炭库存持续高位的影响，迎峰度 夏还不足以对煤价上涨形成有效的支撑，预计 2023 年煤炭市场供需形势较去年 将有所缓解，煤炭价格中枢将有所下移。受益于煤价下行，各火电企业在 2023H1 迎来盈利反转。从现货煤和长协煤的价差来看，2023 年 7 月底秦皇岛动力煤现 货平仓价比年度长协价高出 149 元/吨，相比于 2022 全年平均价差 183.86 元/ 吨已有显著收窄，长协煤兑现率有望提升。

随着电煤中长期合同全覆盖政策深入推进，火电企业以长协煤为主的采购格局逐 渐形成，且现货价与长协价差的收窄有助于提升长协煤履约积极性，火电企业通 过长协可以让燃料成本更加可控。同时，电煤季节性需求不平衡与长协煤均衡供 应仍然存在矛盾，长协煤季节性缺口问题仍有待解决。对于拥有年度长协高质量 全覆盖的厂商而言，煤电机组盈利的韧性有望得到强化。

三、清洁能源：减碳排头兵，增效生力军

1、水电：灵活性优势突出，最先受益电价放开

水力发电在我国的能源结构中占据重要地位，“双碳”背景下与风光协同作用可 保障电力系统平稳运行。双碳背景下的未来能源系统将会由可再生能源占主导， 2022 年我国可再生能源在电源结构中所占的比重为 30.71%，其中水电几乎占据 半壁江山；而根据相关规划，2030 年我国可再生能源占比将达 50%，现阶段仍 有较大提升空间。我国电力系统最终发展方向是实现零碳电力能源对排碳电力能 源的彻底替代。水电具有调节速度快、能源可存储等优点，可以发挥基荷能源的 作用，与风光协同能有效缓解间歇性能源出力波动问题，保障电力系统安全稳定， 预计水电将来会在新型电力系统中与风光三足鼎立。

“十四五”时期水电装机规模高歌猛进。到 2022 年底，我国水电装机规模累计 达到 4.135 亿千瓦，居世界首位。2019-2022 年我国水电固定资产投资额维持高 位，水电电源工程每年完成投资 800 亿元以上。我国政府非常重视水电开发，将 水电开发任务纳入国家和地方发展五年规划，以西南地区、黄河上游等重点流域 为重点，开发建设水电站。根据中国水电发展远景规划，到 2030 年水电装机容量约为 5.2 亿千瓦，其中，常规水电 4.2 亿千瓦，抽水蓄能 1 亿千瓦，水电开发 程度约 60%。

水电行业具有明显的区域属性，水电开发已经较为成熟，优质水电资源稀缺。根 据国家发改委 2005 年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源技术可开发 装机 5.42 亿千瓦，经济可开发量 4.02 亿千瓦；截至 2023 年第一季度末，我国 水电装机容量达 4.15 亿千瓦（常规水电 3.68 亿千瓦，抽水蓄能 4699 万千瓦）， 常规水电逐渐接近经济可开发容量上限，待开发水利资源主要集中在西南地区。 正在开发和将开发水电站中，装机 500 万千瓦以上水电站增量近乎为零，且水电 资产具有前期投入大、建设周期长、技术难度高、行政审批复杂等特点，因此优质大水电具有较强的稀缺性。目前我国各大水电基地的流域开发归属权已完成 分配，三峡集团、大唐集团、华电集团、华能集团、国家电投和国家能源等央企 的地域壁垒稳固。

水电电价低于其他电源，预计在电价市场化进程中率先受益。据行业重点上市公 司电价统计，煤机/燃机/风电/光伏/水电 2022 年上网电价平均分别为 0.45/0.78/ 0.52/0.50/0.26 元/度。得益于较低的度电成本，水电上网电价低于其他电源。我 国水电上网电价的定价机制主要有市场化定价、落地电价倒推、成本加成法和标 杆电价等。在电力供需偏紧的背景下，落地电价倒推和市场化定价的方式存在较 大的价格上涨弹性。与综合性发电企业相比，水电企业合同售电和保障性收购占 比较高，市场化交易比例仍有较大提升空间，预计受益于电价市场化的业绩弹性 较强。

2、新能源：一体化协同大势所趋，指标获取成为关键

技术进步和规模效应推动度电成本下降，中国风光已进入平价时代甚至是低价时 代。2022 年风电和光伏已成为我国新增发电装机的主力军，据国家能源局统计， 2022 年全国发电装机容量累计达到 25.6 亿千瓦，比上年增长 7.8%，风力发电 的装机容量约为 3.7 亿千瓦，较去年同期增长 11.2%；太阳能发电的装机容量约 为 3.9 亿千瓦，较去年同期增长 28.1%。装机规模增长带来的规模效应与光伏设 备制造成本下降相辅相成。根据全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院预 测，到 2025 年，风电平均度电成本将达到 0.24-0.28 元/千瓦时，而光伏平均度 电成本将达到 0.25 元/千瓦时的水平，届时风光发电成本将不仅远低于欧洲、美 国、印度等地区，而且与传统的火电、气电相比也具备明显的经济性优势。

各大发电集团均提出加快推进绿色转型，硬性约束下新能源建设指标的获取成为 关键。2021 年底国资委对中央企业下达重点任务，要求可再生能源发电装机比 重达到 50%以上；2022 年以来，以“五大六小”为代表的能源央企正在加快清洁能源转型的步伐。2022 年以来，央企在新能源方面无论是投资、项目开发还 是项目落地，其推进速度明显加快，“十四五”新能源发展目标也愈发明确。风 光装机数据方面，截至 2022 年底，国家电投以 9561.39 万千瓦装机量领衔“五 大六小”风光装机，国家能源集团 7013 万千瓦，华能集团 5128 万千瓦，华电 集团 3755 万千瓦，大唐集团 3530 万千瓦，三峡集团 2922 万千瓦，与后续梯队 的华润电力、中核、中广核、中节能等公司的差距明显。

风光水火多能源协同化解清洁能源消纳及运行难题。由于新能源具有随机性、波 动性、间歇性等不确定性特点，依靠清洁能源“单打独斗”已经不再适应当前的 发展形势，煤电与可再生能源的联营、多电源品种一体化开发以及跨界融合等发 展路径是构建新型电力系统不可或缺的环节。我国“十四五”规划的九大清洁能 源基地，均为“风光火一体化”或“风光水一体化”大基地，且各省在资源保障 和送出通道等方面都有做出相应的安排。

大基地建设如火如荼。从第一、二、三批风光大基地到沙戈荒基地，再到一体化 基地和采煤沉陷区基地，“十四五”时期，我国国家级大基地规划规模有望达到 4.5 亿千瓦。

风光大基地：第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地已 全部开工、部分建成投产，涉及 18 省份，已知业主规模约 70GW；第二批 基地项目部分已开工建设，已知规划约 33GW，已知业主约 19 GW；第三 批基地项目清单已发布。第二批大基地项目相比第一批项目，呈现出更为集 中的特点，单体规模均超 1GW。

沙戈荒基地：根据 2021 年《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光 伏基地规划布局方案》，“十四五”期间，将在四大沙漠规划约 128GW 的 新能源装机。库布奇沙漠南部、中北部沙漠基地，宁夏腾格里沙漠基地，甘 肃巴丹吉林沙漠基地、阿拉善盟千万千瓦级风光基地、乌兰布和沙漠基地、 青海海南戈壁基地均已获批并完成相应规划，更多的沙戈荒基地则仍在陆续 申报中。

采煤沉陷区基地：已于 2022 年启动申报工作，山西、甘肃均已下发了申报 文件。

风光大基地开发即将过半，央国企的竞争进入白热化阶段；项目申报要求日趋严 格，调峰资源构成竞争壁垒。从指标分配实践来看，风光指标竞争有两个较为典 型的变化：一是部分省份将指标管理权限下放至市县一级，二是项目开发集中度 正逐步向央国企靠拢，各大能源央国企之间的竞争日益激烈，仅 2022 年央国企 签约的新能源项目便接近 200GW，且多为采用基地化或一体化开发模式的项目。 与此同时，基地项目开发的门槛也在不断提高，要求新能源需要搭配煤电和水电 调峰资源，在不具备调峰的情况下要强制配储能；这意味着在构建新时代高质量 发展的新能源供给消纳体系的过程中，传统电源的调峰资源已成为助力央国企获 取大基地项目的一种稀缺性资源。

四、推荐逻辑：火电基本盘牢固，清洁能源初试锋芒

1、降低煤价风险敞口，深化煤炭保供优势

国电电力煤炭资源背景强大，充分利用控股股东国家能源集团“煤电路港航”一 体化产业协同优势，加强燃料一体化管控。

公司自有煤炭资源方面，截至 2022 年底公司控制煤炭资源储量 268101.17 万吨；

集团煤炭资源方面，国电电力与中国神华同为国家能源集团旗下子公司，中 国神华煤炭资源保有量高，2022 年产量达到 3.134 亿吨位居世界前列，是 国家能源集团开展煤炭开采、运输、转化业务的重要门户；公司煤炭采购与 集团关联交易比重较高，从而有效锁定优质低价的长协煤供给，2022 年公 司向国家能源集团及所属单位购买燃料关联交易额占当期燃料成本的 77.17%。 在 2022 年高煤价下，公司煤电一体化优势凸显。

面对地缘冲突、极端气候等复 杂内外部环境，公司严格落实保供责任，全年共采购原煤 1.95 亿吨，其中长协 煤总量 1.89 亿吨，占比 97%，入炉标煤量 1.20 亿吨，入炉标煤单价 978.78 元/ 吨，同比增长 78.36 元/吨，涨幅 8.70%；公司深挖燃料控价潜力，对煤价上涨 冲击的抵御能力好于同行业，2022 年度电燃料成本仅为 0.295 元/千瓦时。

2、提升火电资产质量，盈利修复弹性可期

公司以机组容量、机组分布和机组能耗为切入点，持续优化火电资产。

机组容量方面：大容量机组产比领先同业。截至 2022 年底，公司拥有 60 万千瓦以上煤电机组 68 台，占煤电装机容量的比重为 69.99%，100 万千 瓦及以上煤电机组 19 台，占煤电装机容量的比重为 26.58%，大容量机组 占比高于华能国际和华电国际（大唐发电与中国电力未披露），持续盈利能 力优良。

机组分布方面：公司近年来通过置换的方式置出低收益煤电资产、置入中东 部和东南沿海地区优质资产。2019 年 1 月，公司和中国神华以各自持有的 相关火电公司股权及资产，共同组建北京国电电力有限公司，公司持股 57.47%，中国神华持股 42.53%，中国神华将其位于与国电电力火电业务重 合区域的火电资产注入合资公司，使公司火电控股装机从 3491 万千瓦迅速 增至 6873 万千瓦，新增火电资产主要在华东区域，且多有煤矿配套，有助 于发挥煤电一体化优势。2021 年 9 月，公司与国家能源集团实施资产置换， 公司向国家能源集团置出银行、化工等非发电资产，国家能源集团向公司置 入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等区域常规能源发电资产，公司火 电控股装机再一次大幅增至 7740 万千瓦，进一步提升公司在上述区域市场 的占有率。2022 年 9 月，公司通过非公开协议方式向国家能源集团宁夏公 司转让公司所属宁夏区域有关资产。

机组能耗方面：燃料成本伴随机组能耗的降低仍有弹性释放空间。2022 年 公司供电煤耗为 295.08 克/千瓦时，略高于可比公司平均值，但近几年供电 煤耗呈稳定下滑趋势；随着公司不断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”，积极推进国能浙江北仑第一发电有限 公司节能减排升级改造等工作，供电煤耗仍有挖潜增效的空间，度电燃料成 本有望进一步降低。

煤电市场化交易电价上浮，促进公司火电盈利修复。2022 年公司平均上网电价 为 438.88 元/兆瓦时，较上年增长 77.54 元/兆瓦时，增幅 21.46%；其中煤机平 均上网电价 461.73 元/兆瓦时，较上年增长 88.23 元/兆瓦时，增幅 23.62%。2022 年公司参与市场化交易电量 4103.71 亿千瓦时，占上网电量的 93.15%。公司参 与市场化电量电价溢价 61.79 元/兆瓦时，较上年改善 67.53 元/兆瓦时，煤机电 价较基准价上浮 20.69%。从 2023 年电价情况来看，2023Q1 公司平均上网电 价为 463.07 元/兆瓦时，同比增长 9.66 元/兆瓦时，增幅 2.13%，市场化交易电价的上浮，将促进公司火电盈利进一步修复。

3、大渡河基建设施优化，化解水电低回报困局

大渡河开发条件优越，坐拥较为稀缺的水电资源。大渡河是长江上游二级支流、 岷江最大支流，水量充沛，年径流量 470 亿立方米，干流河道全长超 1000 公里， 天然落差约 4000 米，开发条件优越且靠近四川负荷中心，是我国不可多得的一 块水能宝库。四川省对大渡河采用 28 级开发方案，总容量约 2700 万千瓦，占 四川省水电资源总量的 20%以上，上游、中游、下游分别规划 10/8/10 个梯级电 站。

国电电力通过控股大渡河公司开展水电业务。国能大渡河公司成立于 2000 年， 负责对大渡河流域水电资源实施全面开发，目前在运装机容量超过 1100 万千瓦。 2022 年国电电力以 43.7 亿元的价格收购国能大渡河公司 11%的股权，使公司持 股比例增加到 80%。大渡河流域成为公司开展水电业务的主要根据地，公司已投产龚嘴、铜街子、瀑布沟、深溪沟、大岗山、枕头坝一级、猴子岩、沙坪二级等 电站。

消纳困难暂时制约公司水电业务回报，弃水问题亟待解决。大渡河的资源优势并 未得到充分释放。公司水电业务度电利润和发电利用小时数在可比公司中均处于 弱势，这是因为大渡河流域电站送出通道能力不足、网架局部阻塞严重，阻碍了 水电的消纳。根据国家能源局通报，2020 年，全国弃水主要发生在四川省，其 主要流域弃水电量约 202 亿千瓦时，而四川省弃水主要集中在大渡河干流，约占 全省弃水电量的 53%。通道不畅是大渡河弃水电量居高不下的核心原因。跨省通 道方面，四川省曾规划过雅安-武汉 1000 千伏特高压交流参与川电外送，但因该 项目搁浅导致目前大渡河水电无专门通道外送，只能利用现有的较小容量跨省外 送通道；而跨省通道在汛期只能优先供国调机组使用，有富余能力才会分配给大 渡河等省调电站。省内通道方面，四川电网“强直弱交”问题突出，由于到省内 负荷中心的通道容量受到电网安全约束，大渡河水电还面临省内通道受限的制约， 形成局部断面受阻。大渡河的水电消纳问题关乎四川省电力供应保障能力。通道 受阻不仅使得本应在四川省内消纳的水电没有出路，而且可能还会导致四川电网 自身缺电的风险。为提高电网安全性能并从根本上解决弃水问题，特高压电网项 目提上日程。

川渝特高压线路的打通将打开消纳市场，将弃水电量转换为上网电量；川渝地区 用电需求快速增长的背景下，大渡河公司盈利回升可期。川渝特高压线路的打通将在减少大渡河弃水的同时，显著提升该流域电站的上网电价。随着成渝双城经 济圈发展，四川和重庆的用电负荷有望保持快速增长趋势，预计 2025 年川渝最 大负荷将分别超过 8900 万千瓦、3550 万千瓦，分别比 2020 年增长 10.5%、 44.31%。根据《四川省“十四五”能源发展规划》《四川省“十四五”电力发 展规划》和《重庆市能源发展“十四五”规划》，川渝特高压交流目标网架建设 成为重点推进的项目，其中与促进水电消纳有关的项目有甘孜—天府南—成都东、 阿坝—成都东、天府南—重庆铜梁 1000 千伏特高压交流输变电工程及其配套 500 千伏工程等。国家电网川渝 1000 千伏特高压交流工程已于 2022 年 9 月正 式开工，计划于 2025 年夏季高峰前投运。川渝特高压线路建成后将连接四川、 重庆的电源和负荷中心，川渝断面输电能力将由 600 万千瓦提升至 1000 万千瓦， 从而有望大幅增加大渡河水电的消纳能力，将弃水电量转换为上网电量。得益于 增速较高的用电需求，四川省水电市场交易电价有望抬升。

国能大渡河公司业绩对上网电价和弃水电量的敏感性分析：根据国家能源局和四 川省政府数据，2020 年大渡河干流弃水电量占全省弃水电量比例为 53%，2022 年四川省弃水电量规模已明确为 166.01 亿千瓦时，由此测算 2022 年大渡河弃 水电量约为 87.99 亿千瓦时。根据国网四川电力数据，国能大渡河公司水电装机 容量占大渡河总装机的 50%，由此我们测算 2022 年国电大渡河公司弃水电量约 为 43.79 亿千瓦时，占同期公司水电上网电量 498.07 亿千瓦时的 8.8%。我们以 公司 2022 年弃水电量以及 2022 年公司在四川水电平均上网电价 227.62 元/兆 瓦时为基准，对国电大渡河公司的业绩弹性展开测算，结果表明，若公司水电上 网电价每上浮 10%可带来约 6 亿元的业绩增量，而弃水电量每减少 10%可将业 绩增厚约 1 亿元。

公司 2025 年前后将迎来大渡河流域新一轮电站集中投产，双江口电站将为下游 电站带来增发电量。截至 2022 年底，公司在建水电站有双江口、金川、沙坪一 级和枕头坝二级，合计装机容量 352 万千瓦，预计将从 2024 年末开始逐步投产， 2026 年全部投产完成。在建项目全部投产后预计将增加年均发电量 143 亿千瓦 时，有望使公司水电发电量突破 700 亿千瓦时大关。此外，由于双江口电站具有 年调节能力（正常蓄水位 2500 米，水库总库容 28.97 亿立方米，调节库容 19.17 亿立方米），可使大渡河干流梯级电站增加枯期电量 67 亿千瓦时，增加枯期出 力 176 万千瓦，极大地提高流域梯级的电能质量，增加下游电站的发电效益。

4、加大风光投资力度，阔步转型清洁能源

公司新能源装机规模持续提升，项目质量良好，风电及光伏板块盈利能力亮眼。 公司基地式风光项目主要位于北部地区，场站式项目主要分布于中部地区，分布 式项目主要分布于东部地区，区位占优。依托于当地丰富的资源或消纳外送能力， 公司风光电站的上网电价和利用效率好于全国平均水平。截至 2022 年底，公司 风电、太阳能光伏的权益装机容量分别为 683.64 万千瓦、254.41 万千瓦，按照 权益装机容量口径风光合计占比已经超过 17%；尽管 2022 年风光发电量占比仅 为 4%，公司全年风电及光伏板块净利润达到 28.46 亿元，约占公司净利润总额 的 41.45%。

公司新能源主力军作用彰显，项目储备深度进一步增强。为配合国家能源集团在 国家双碳战略下提出的新能源转型目标，公司明确了“十四五期间新增新能源装 机 3500 万千瓦+清洁能源装机占比达到 40%以上”的目标。为确保该目标的完 成，公司近年来在新能源项目的持续资本投入，资本性支出金额由2019年120.06 亿元上升至 2022 年 478.29 亿元，其中新能源项目比重超过一半。从新能源扩 张途径看，公司开发并购同步推进。

项目并购方面，公司的全资子公司宁波风电于 2021 年 12 月宣布并购正泰 新能源 51.205 万千瓦分布式光伏项目，涉及 1 家目标公司、81 家项目公司， 包含 201 个分布式光伏电站，使 2022 年公司控股光伏装机大幅增加。

项目开发方面，2022 年公司获取资源 1947 万千瓦，核准备案 1620 万千瓦， 开工 793.1 万千瓦，新增装机 315.29 万千瓦。截至 2022 年末，在建项目 672.92 万千瓦，新能源发展“主力军”作用充分彰显。公司 2023 年计划获 取新能源资源超过 1400 万千瓦，核准 1200 万千瓦，开工 960 万千瓦，投 产 800 万千瓦。大型风电光伏基地项目是公司“十四五”新增新能源规划 的重要部分，但风光大基地需要以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、 以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体，因此项目建设条件趋于严格。 公司常规能源与新能源协同发展，火电资产重点布局在江苏、安徽、浙江、 内蒙、宁夏等地，可充分利用煤电的调峰资源以及当地能源消纳优势，实施 “火电+新能源”互补发展，争取更多优质大基地项目的落地。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）