2024年国电电力研究报告：深耕电力数十载，绿电助力新发展

1 公司概况：深耕电力板块，火电营收占比最大

1.1 国家能源投资集团旗下电力上市公司

国电电力发展股份有限公司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，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、自治区、直辖市。 2017 年，经报国务院批准，中国国电集团公司与神华集团有限责任公司合并重组为国 家能源投资集团有限责任公司。国家能源集团作为重组后的母公司，吸收合并中国国电。 截止 2022 年底，国家能源投资集团持有公司 50.78%股份。

1.2 控股股东资源丰富，保障公司电力业务增长

集团公司旗下资源丰富，业务范围广。集团公司国家能源投资集团拥有煤炭、电力、 运输、化工等全产业链业务，产业分布在全国 31 个省区市以及美国、加拿大等 10 多个国家 和地区，是全球规模最大的煤炭生产公司、火力发电公司、风力发电公司及煤制油煤化工 公司。截至 2022 年底，国家能源投资集团控股和参股的上市公司包括国电电力（50.78%）、 中国神华 （69.52%）、龙源电力 （58.56%）、长源电力 （67.50%）、英力特 （实际控制 50.99%）、龙源技术 （实际控制 41.53%）。 通过集团公司资源倾斜，公司电力装机容量得到很好补充。2019 年国电电力公司与中 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，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。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，进一步解决同 业竞争，公司清洁能源权益装机进一步提升。

1.3 火电营收占比最高，但毛利润贡献较低

电力为公司主营业务，公司总营收与发电量呈正相关。电力为公司主营业务，近五年 其营收占比均超过 90%。营收方面，2018-2022 年公司总营收从 1079 亿元上升至 1927 亿 元，年均增长率约为 20%。发电量方面，2018-2022 年公司整体发电量上涨了约 2501.34 亿 千瓦时，五年时间增长了 117%。其中，火力发电是公司发电业务中的主力，火电业务营收 占比从 2018 年的 56%增长至 2022 年 87%，占比提升约 30 个百分点。近五年火电业务营收 的快速增长一方面受益于母公司资产整合带来的火电机组装机量的上涨，另一方面则由于 2022 年因燃煤价格逐渐回归合理区间，燃煤成本的降低提升燃煤电厂的发电意愿，从而导 致机组利用小时数的快速增长。

2019 年和 2021 年因集团内部火电资产的交割，火电控股装机和发电量有较大增长。 2018-2022 年，公司控股装机规模除 2019 年和 2021 年有较快增长外，其他年份平均增幅基 本维持在 1%以内。受装机规模影响，公司发电量除 2019 年和 2021 年以外，其他年份平均 增幅维持在 2.76%左右。2019 年和 2021 年公司装机量和发电量增长较快，主要系两次大的资产交割，分别是 2019 年 1 月，公司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，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。

目前火电板块毛利较低且受燃煤采购价格影响较大，火电板块盈亏间接影响公司整体 盈亏平衡。2020-2022 年，公司利润率基本保持相对稳定，除 2021 年燃煤价格高涨导致的 火电板块亏损，进而间接导致公司整理净利率为负。2022 年，随着保供政策和公司中长期 燃煤全覆盖策略下，燃煤采购价格大幅度降低，火电板块转亏为盈，得以修复，但相比其 他板块，火电毛利率仍然较低，这主要因为我国电力售价受政府管控因而相对稳定，且火 电成本端比水电和新能源发电成本端更容易受原材料价格的影响。

2 火电：成本优势明显，未来盈利将持续得以修复

火力发电是公司的主营业务，发电量的主要贡献端。2022 年，火力发电量占比超过 83%，营收占比超过 87%，火电的主要成本在于燃煤的采购，但由于十三五期间淘汰落后 产能政策，及地缘政治导致的全球能源危机等因素影响，供需错配使得燃煤价格近两年维 持高位，2021 年公司火电业务首次出现亏损，毛利率为-1.75%，2022 年受益于国家煤炭保 供政策的落地和集团煤炭业务的协同作用，公司实现燃煤采购中长期合同全覆盖，成本降 低，火力发电板块扭亏为盈，但仍处于较低毛利率水平，仅 7.27%。我们认为 2024 年燃煤 现货价格将基本维持在 900-1000 元/吨，未来燃煤现货价格基本维持区间震荡，中长期合同煤价格也将延续 2023 年区间价格，后续随着电价市场化改革的持续推进，火电板块营收将 持续得以修复，公司盈利能力有望超预期。

2.1 我国第二大火力发电运营商，火电厂地理位置布局合理

公司所属火电机组容量大，全国排名第二。2022 年公司火电机组装机量 7183.5 万千 瓦，仅次于华能国际 9405.8 万千瓦时，排名全国第二。其中，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%。大容量煤电机组热效率高，便于集中控制，经济效益好。 火电机组分布范围广，覆盖全国十六个省份。公司火电机组主要分布三类地区：东部 沿海地区、大型煤电基地和外送电通道。我国东部沿海地区经济发展水平高，用电需求量 大，布局东部沿海发电厂地理优势明显，位于东部沿海省份的江苏、浙江、广东、福建等 地的火力电厂发电量比重超过 45%。其次，我国煤炭基地主要位于“晋陕蒙疆”，公司布 局内蒙古、山西地区的火电发电量比重约 15%，可以优先获取优质燃煤资源，减少运输成 本。外送电通道主要通过特高压方式将火力电量外送到需求端，公司将此类电厂布局在宁 夏、内蒙古等地。

2.2 集团内部协同优势明显，火电板块具有成本优势

集团母公司拥有丰富的煤炭、运输和港口资源。大股东国家能源集团拥有煤炭产能 6.2 亿吨/年，煤炭销量 7.7 亿吨，煤矿 72 座，形成了以神东矿区、准格尔矿区、胜利矿 区、宝日希勒矿区等主要矿区为核心的煤炭生产布局，可以有效保证集团内部煤炭供应需 求；自营铁路营业里程 2408 公里，运输能力 4.83 亿吨，拥有朔黄铁路，神朔铁路等核心 “西煤东送”运输网络，可以优先保证集团内部的运输需求；拥有专业煤炭港口（码头）3 个，吞吐量 2.7 亿吨，自有船舶数量 61 艘，航运装船量 20899 万吨，形成了“北煤南送” 的运输格局。

燃料成本中关联交易占比高，长协煤采购需求得以优先保障，成本控制能力强。2022 年公司向国家能源集团购买燃料及运输费用 883.29 亿元，占总燃料成本 1144.6 亿元的 77.17%，远高于同行业其他公司。2022 年，由于地缘冲突、极端气候等因素的影响，煤炭 供需错配，燃煤价格高涨，现货平均价格同比有较大涨幅，电厂普遍面临长协煤签约率 低、履约难度大等问题。根据国家发改委 2022 年 2 月 24 日发布的《关于进一步完善煤炭 市场价格形成机制的通知》，秦皇岛港下水煤（5500 大卡）中长期交易价格合理区间为 570-770 元/吨，远低于同期现货价格。国家能源集团及所属单位作为央企，对国家发改委 规定的长协执行力度强，2021 年和 2022 年公司长协煤比例维持高位，分别达到 92%和 97%，远高于市场平均水平，公司成本控制更具有优势，抗风险能力强。

公司保持燃机技改工作，供电煤耗逐年降低。公司对现役机组进行技术改进，实施节 能降耗等工作，提高机组发电效率，2022 年，公司火力发电机组平均供电煤耗为 295.08 克 /千瓦时，较上年下降 0.39 克/千瓦时，达到近五年最低水平。发电厂用电率为 3.94%，较 上年下降 0.09 个百分点。公司火电机组平均等效可用系数 91.62%，达到全国平均水平。发 电效率的提升将进一步缩减燃煤成本，降低碳排放。

2021-2022 年公司标煤采购价远低于行业头部公司，火电盈利能力强。通过母公司资 源倾斜、发电机组的技术改进等工作，公司入炉标煤单价始终维持在 1000 元/吨以下，远 低于同规模可比公司大唐发电（1026 元/吨）、华能国际（1275 元/吨）、华润电力（1130 元/ 吨）、国电电力（979 元/吨）。火电毛利率方面，2022 年随着煤炭保供等一系列政策落地， 公司火电毛利扭亏为盈，并有显著提升，毛利率达到了 7.27%，领先行业平均水平。

2.3 煤炭价格将长期处于合理区间，公司开启盈利修复模式

政策组合拳下，煤价将长期处在一个合理区间。2022 年，国家通过“增量、稳价、补 长协”的保供方式使全国煤炭产量大幅度增加，全年煤炭产量同比增加约 1 亿吨，扭转 2021 年供不应求的局面，供给量超过全社会需求量约 1000 多万吨，煤炭价格增长势头被 有效遏制。2023 年上半年，秦皇岛港 5500 大卡动力煤现货价格跌至 800 元/吨以下，2023 年下半年，现货煤价格出现一定程度回调。我们认为在经济弱复苏背景下，2024 年上半 年，基于政策管控、煤矿安全等因素，秦皇岛港 5500 大卡现货平均价格将维持在 900-1000 元/吨。2024 年，若美国 FED 降息落地且在降息过程中出现经济明显下行，美国经济将有 可能进入衰退阶段，并扰动中国出口，中国隐含能源出口量减少，同时，衰退也将使海外 能源供需宽松化，国内煤炭进口量增加，进而使国内煤价进一步回调，火电业务将得到一 个长时间的修复期。

目前，煤炭价格为公司净利润的主要变量，按照公司 2022 年 97%的长协比例计算，假 设 2023 年年度现货平均价格维持在 900 元/吨左右，年度长协价格维持在 650 元/吨左右， 发电量和售电量维持 2022 年的水平，公司火电业务毛利润在 2023 年将达到 275.4 亿元， 同比增长 128%，远超市场一致预期。

2.4 电价改革持续推进，终端盈利空间扩大

电价趋于市场化改革，售电端盈利空间进一步扩大。国家对电价进行了多次重大改 革，促使煤电价格向市场化方向转变，其中 2021 年发布的《关于进一步深化燃煤发电上网 电价市场化改革的通知》将上下浮动不超过 15%的限制扩大到了 20%，高耗能企业不受限 制；2022 年发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》首次提出经营性用户全面 参与市场；2023 年 5 月发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》首 次实现了分电压等级输配电价结构的核定，明确单一制和两部制电价执行范围，同时电网 公司过渡到主要收取输配电价过网费。

公司火力发电量趋于稳定，上网电价随着改革推进呈上升趋势。电价市场化改革政策 推进使得火电企业发电意愿上升，公司火力发电量在 2021 年达到并维持高位。此外，公司 上网电价近几年有大幅度的提升，2022 年达到 438.88 元/兆瓦时，同比提升 21.46%。

3 水电：弃水现象持续改善，未来将量价齐升

3.1 水电集中于四川大渡河流域，营收近几年基本保持稳定

公司水电资产主要集中于四川大渡河流域，大渡河流域电厂发电量占比超过 80%。目 前，公司水电在运机组约 1495.66 万千瓦时，主要分布在辽宁、安徽、浙江、新疆、江 西、福建、湖南、青海、四川。2022 年，公司四川省水力发电量为 466.2 亿千瓦时，占公 司年度总发电量约 83%，主要由国能大渡河流域水电开发有限公司提供。

受极端气候影响水力发电量虽有下滑，但整体影响可控，抗风险能力强。2017-2022 年年均发电量为 545 亿千瓦时，自 2020 年起发电量呈下降趋势，2021 年发电量下跌 2.27%，主要受寒潮天气、迎峰度夏、 “能耗双控”政策等因素影响。同时，2022 年下跌 4.71%，主要系 2022 年四川省受持续高温干旱灾害性天气影响，部分日期全省天然来水电 量降幅高达 50%，大渡河瀑布沟水电站库区水位降至瀑布沟建厂以来最低的水位。然而， 增速虽有下降，但整体发电量变化不大，对板块影响可控。

水电为公司第二大收入来源，近年营收基本维持稳定。公司水电收入近五年基本维持 在 115 亿元左右，但板块营收占总营收比例呈下降趋势，从 17.78%下滑至 7.69%，下降了 约 10 个百分点，主要系水电机组装机量近几年基本保持在 1400 多万千瓦时，而其他板块 装机量却有不同程度增长。 水电版块主要成本为折旧，年限平均法下成本较为稳定。2019-2022 年成本占总成本 的比例较为固定，均在 3%-4%之间。从成本金额来看，2018 年、2021 年成本均有较大的 增长，主要是因为 2018 年猴子岩水电站建成并投入使用，2022 年吉牛水电站建成并投入 使用。

3.2 调度机制影响市场化程度，公司所属水电公司让利大

不同调度机制的水电站执行电价水平不同，大渡河公司水电电价偏低。四川电站调度 关系复杂，分为国调、西南网调、省调和地调。目前，国调、网调水电优先外送，保量保 价，留川使用部分优先保障消纳，不参与市场竞争，地调水电则优先就地消纳。国调电站 主要包括金沙江上的向家坝、溪洛渡电站（长江电力）和雅砻江上的锦屏、官地电站（雅 砻江水电）；西南网调包括二滩电站（雅砻江水电）；地调主要是中小水电；大渡河流域电 站属于省调，承担对工商业扶持和降价让利责任，因此水电售价不具优势。 公司在大渡河流域的水电站全部属于省调电站，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%，且需承担工商业扶持和降价让利，导致公司水 电电价偏低。2022 年公司在四川地区的水电上网电价为 227.62 元/兆瓦时，远低于长江电力的 269.72 元/兆瓦时以及雅砻江水电的 279 元/兆瓦时。根据四川省自 2019 年 7 月 1 日执 行的电价表，公司 2022 年四川地区水电板块实际的上网电价低于公司在大渡河流域水电站 的批复电价。

3.3 电力供需形势趋紧，水电电价未来有望逐步上升

四川经济高质量发展使电力供需趋紧。2018-2022 年全社会及四川省用电量持续增 长，且四川省用电量增速始终高于全社会用电量。《四川省国民经济和社会发展第十四个五 年规划和 2035 年远景目标纲要》预计“十四五”期间四川省经济总量年均增长 6%，《四川 省“十四五”电力发展规划》提出“十四五”时期，四川经济社会将持续高质量发展，用电负 荷将保持较高增速，预计 2025 年全社会用电量为 3700 亿千瓦时。同时，随着成渝地区双 城经济圈建设，川渝地区将成为国家高质量发展的重要增长极，将进一步推动用电需求增 长。 水力发电受天气影响较大，不确定因素使高峰时期电力供需更加偏紧。四川省电力生 产严重依赖水电，2022 年水电生产比例达 77%。水电生产的季节性强，具有“丰余枯缺” 的特点。在丰水期，如遇极端天气也会导致电力生产不足。2022 年夏季四川省持续高温， 降水量为历史同期最少，导致多个水库临近死水位，水电发电量减少 50%。四川省受水电 生产特点的影响，电力供给具有不确定性。

趋紧的供需形势将推动水电电价上升。根据中电联对电力供需形势的分析，2022 年四 川省电力供需形势紧张。四川省电力交易中心发布的《2021 年度四川电力市场运营报告》指出，由于四川省进入经济高速发展期，未来用电需求将稳步上升，电力供需形势将由 “丰余枯缺”加快转向“丰枯均缺”。 2018-2022 年公司四川地区水电上网电价及四川省平均交易电价整体呈现上升态势，随 着未来电力供需形势趋紧，电价将进一步上升。

3.4 特高压外送通道即将建成，“弃水现象”将明显改善

汛期川电外送受阻+内部通道容量不足，“汛期弃水”问题限制水力转化率。四川省电 源结构特殊，网调关系复杂，形成了全国最为典型的“强直弱交”电网。为规避这种电网 格局给全局安全水平带来威胁，四川省限制攀西、甘孜等地 500 千伏的输送容量，并下调 特高压直流运行功率。丰水期，锦苏和溪浙特高压直流分别限制在额定容量的 95%和 90% 运行，造成四川省水电弃水问题严重。2020 年仅大渡河弃水电量就占到了全国弃水电量的 36%，大渡河干流水电站投产即受限问题严峻。此外，四川省的电力供应存在明显的“丰 裕枯竭”特征，汛期川电外送通道不足，而四川电网内部通道容量不足，攀西断面1问题严 重。

攀西电网优化工程开工，存量电站水力转化率将提升。根据四川省人民政府印发的 《四川省电源电网发展规划（2022—2025 年）》，在电网工程“送的出”方面，四川省拟拓 展省内负荷中心输电通道。其中主要重点项目包括两个重点项目，一是建设 1000 千伏特高 压输电通道，2025 年前建成投产甘孜-天府南-成都东、阿坝-成都特高压交流输变电工程， 2025 年前建成攀西地区特高压交流输变电工程。二是建设 500 千伏输电通道，建成投产甘谷地-蜀州改接、建昌换流站-叙府、月城∥、川藏铁路供电配套金沙江上游-甘孜特等项目 并开工建设攀枝花断面加强项目。2023 年 1 月 30 日，根据北极星输配电网报道，目前攀 西电网优化改造工程已经正式开工，未来攀西电网清洁能源消纳能力将进一步提升，大渡 河流域水能水力转化为电量比率将提升。

3.5 增持国能大渡河股权，扩充水电优质资产

国能大渡河股权提升至 80%，水电优质资产增加。大渡河是四川水能资源丰富的三大 河流之一，在国家规划的十三大水电基地中排名第五位，主要由大渡河公司等企业对其干 流水电资源进行开发。国能大渡河公司是国电电力公司水电版块核心构成。2022 年四川省 国能大渡河公司的发电量占国电电力总水电发电量的 83.10%。因国能大渡河公司在电力调 度优先级上主要满足四川省省调需求，产生的水电电力主要在省内消纳。2022 年 9 月 26 日，国电电力与国家能源集团进行资产互换，获取了国家能源集团旗下大渡河公司 11%的 股权，国电电力持有股权从 69%提升至 80%，公司优质水电资产进一步提升。

3.6 增量水电项目开工，大渡河公司资产进一步扩容

水电工程在建、筹建稳步推进，水电电力供给量将进一步提升。据《大渡河干流水电 规划调整报告》显示，大渡河干流规划河段（下尔呷——铜街子）总装机容量为 2340 万千 瓦。该河段开发任务是以发电为主，以下尔呷、双江口水电站、猴子岩、长河坝、大岗 山、瀑布沟等形成主要梯级格局的 3 库 22 级开发方案。其中国能大渡河公司负责干流 17 个梯级电站的开发，总装机约 1770 万千瓦，约占大渡河干流规划装机容量的 70%。截至 2023 年 6 月，公司在大渡河干流已投产铜街子、龚嘴、沙坪二级、枕头坝一级、深溪沟、 瀑布沟、大岗山、猴子岩、吉牛 9 个电站总装机容量 1130 万千瓦。在建电站有双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级 4 个水电站总装机 352 万千瓦，如上述枕头坝二级、沙坪一级 两个水电项目预计将在 2025 年首台机组投产。前期筹建项目有安宁、巴底、丹巴、老鹰岩 一级、老鹰岩二级等 5 个项目总装机 290 万千瓦。在建工程建成后，预计装机容量、年发 电量将均提升约 30%，水电电力供给增加。

4 风光发电：“十四五”规划装机 35GW，截至 2022 年增量明显

公司新能源项目质量占优，风光利用小时数超行业平均。公司设备主要分布在新疆和 浙江区域，两区域风能、太阳能等新能源资源丰富，风能资源总储量、太阳能全年平均日 照时数均居全国前列。风电方面，公司 2018-2022 年平均利用小时数为 2225.2 小时，行业 平均 2140.6 小时，超过行业平均 84.6 小时；光伏方面，公司 2018-2022 年平均利用小时数 为 1459.4 小时，行业平均 1279.2 小时，超过行业平均 180.2 小时；这主要系公司新能源项 目质量占优，风光机自然条件较好。

公司借力“十四五”转型规划，计划新增 35GW 新能源装机。公司加速低碳化转型和 加快新能源规模化开发，“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；公司将持续优化资源布局和结构，夯实公司新能源发展基本盘，提升公司新 能源装机速度。 集团公司方面，国家能源集团“十四五”期间，计划新增装机 7000-8000 万千瓦，位 于五大发电集团前列。国家能源集团下属子公司规模较大的主要为国电电力、龙源电力和 国华投资，三家公司“十四五”期间分别计划新增 0.35、0.3、0.2亿千瓦新能源装机，国电 电力装机规模位于前列。

截至 2022 年，绿电装机增量明显，“十四五”末期有望维持边际高增长。公司深耕资 源丰富的北部地区，中部区域扩大项目覆盖范围，积极探索东部发达地区分布式绿电项目。 因此，受益于公司新能源项目合理化布局，在装机方面，公司在 2022 年装机规模增速较快， 总装机量达到 1058.94 万千瓦，同比增速 42.4%。在发电方面，2022年公司发电量和上网电 量增长明显，分别为 189.22 亿千瓦时和 183.67 亿千瓦时，同比增长 21.09%和 21.07%，远 高于过去五年的平均水平，未来有望维持高增长态势。

公司不断获取资源，规模持续扩张，储备项目有望推动公司新一轮增长极。公司 2021 年积极进行战略布局，随着“十四五”发展规划落地，2022 年在建项目 672.92 万千瓦，获 取资源 1947 万千瓦，其中风电 331 万千瓦，光伏 1616 万千瓦；核准备案 1620 万千瓦，其 中风电 136 万千瓦，光伏 1484 万千瓦；开工 793.1 万千瓦，其中风电 136.6 万千瓦，光伏 656.5 万千瓦；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。 资本开支方面，分项目来看，2021-2022 年公司新能源项目相对于水电、火电项目支出 占比维持高位，支出占比从 29.98%增长到 41.39%，基于公司的发展战略规划，我们预计 2023 年新能源支出相比 2022 年可能有所下降，但占比仍有望达到 34%左右，为主要支出项 目”；从整体来看，2020-2022 年公司资本性支出规模分别为 164.73、292.84、478.29 亿元， 三年 CAGR 高达 42.7%，同时，新能源项目支出占比维持在 30%-40%。2023 年公司预计资 本性支出达到 618 亿元，同比增长 29.21%，新能源项目支出增加到 210.15 亿元，占比 34%。

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