2024年国电电力研究报告：煤电盈利能力领跑行业，水风光高增量助力发展

1.公司介绍

1.1 公司发展历程及股权分布

公司于 1992 年 12 月 31 日以定向募集方式成立；1997 年在上海证券交易所上市； 2003 年，原国家电力公司及龙源股份全部划归为中国国电集团；2017 年，中国国电集 团与原神华集团合并重组为国家能源集团，国家能源集团成为国电电力的控股股东； 2021 年，公司与国家能源集团完成资产置换交割，置出金融、化工等非发电主业资产， 置入山东、福建等 6 省优质常规能源发电资产，聚焦主责主业；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，持股比例从 69%上升 至 80%。

公司控股股东为国家能源集团，实际控制人为国资委。公司自上市以来经历过两次控 股股东变更：2003 年电力体制改革，原国家电力持有的股份以行政划拨方式无偿转至 中国国电集团；2017 年中国国电集团与原神华集团合并重组为国家能源集团，合并完 成后，国家能源集团成为国电电力的控股股东。截至 2024Q1，公司前五大股东分别为： 国家能源投资集团（持有 50.68%股权）、中国证券金融股份有限公司（5.03%）、香港 中央结算有限公司（2.30%）、中央汇金资产管理有限责任公司（1.17%）、上海电气控 股集团有限公司（1.12%）。公司在国家能源集团成立后的 2017 年至 2022 年与关联方 进行多次资产交割、置换、收购，截至 2023 年底，公司持有国能大渡河流域水电开发 公司 80%股权、新疆开都河流域水电开发公司 55.61%股权、北京国电电力有限公司 57.47%股权、国电建投内蒙古能源有限公司 50%股权、国家能源集团山东有限公司 100%股权、国电和风风电开发有限公司 100%股权及其他控参股公司。

国电电力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。 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，业务分布在全国 29 个省、市、自治区、直辖市。公司的发展策略是①加 快新能源多元化、快速化、规模化、效益化、科学化发展，积极获取更多优质资源；② 积极有序发展水电，推进大渡河流域、新疆开都河流域水电建设；③加快火电绿色耦合 发展，科学建设保障支撑性电源，深化煤电存量机组“三改联动”，深度融合城市积极 拓展综合能源服务，加快向综合能源供应商转型；④加快布局储能、氢能等新兴产业， 发展新质生产力。

1.2 财务数据

营业收入稳步增长，燃料成本回落致归母净利润恢复。2019-2023 年，公司营业收入由 1165.99 亿元增长至 1809.99 亿元，CAGR 为 9.19%；归母净利润由 18.69 亿元增长至 56.09 亿元，CAGR 为 24.58%。煤炭价格在 2021、2022 年处于高位，2021 年由于成 本大幅增加叠加保供需求大，导致公司归母净利润为负，随着 2021 年 10 月电价政策 打开上浮空间，2022 年归母净利润实现由亏转盈，2023 年公司营业收入 1809.99 亿元， 同比下降 7.02%，归母净利润 56.09 亿元，同比增长 98.80%。

盈利能力持续恢复，2023 年毛利率、净利率分别为 14.62%、6.61%。2021 年营业 成本由 2020 年的 922.21 亿元增长至 2021 年的 1559.92 亿元，同比上升 35.1%，致使 公司盈利急剧下滑，毛利率由 2020 年的 20.79%下降到 2021 年的 7.25%。2023 年， 公司毛利率 14.62%，与 2020 年 20.79%还有一定距离，但净利率 6.61%已与 2020 年 净利率基本持平。

费用管控能力强，经营稳健现金流持续增长。从费用率来看，2019-2023 年财务费用率 由 8.07%降至 3.71%，销售费用率由 0.13%降至 0.02%，管理费用率和研发费用率分 别维持在 1%和 0.3%左右。2023 年，公司销售、管理、财务、研发费用率分别为 0.02%、1.12%、3.71%、0.41%，总费用率 5.25%。2019-2023 年，经营现金流由 337.22 亿元增至 425.84 亿元，CAGR 为 4.78%。

资本结构有待优化，有息负债平均利率下降。2019-2023 年，公司资产负债率分别为 68%、67%、72%、73.3%、74%，从行业内同类型公司来看，资产负债率普遍高于 60%，主要原因是发电项目投资规模大，对融资依赖性高。2019-2023 年，公司有息负 债平均利率分别为 4.6%、4.38%、3.65%、3.25%、2.42%，公司抓住市场利率下行 实际，发行超短期融资券、置换高息贷款，进一步降低融资成本。

资本性开支高增长体现成长性，现金分红比例情况良好。2019-2023 年，公司资本性开 支总额分别为 120.06、164.73、292.8、478.29、723.88 亿元，大部分资本开支主要用 于各电源前期及基建项目建设，投融资成本降低是促进公司增加资本性支出的原因之一。 2019-2023 年，公司现金分红总额分别为 9.83、7.34、0、17.84、21.4 亿元，分红能 力明显高于前几年水平。

1.3 主要经营业务

火电装机规模主导，水电及新能源装机规模提升。公司作为国家能源集团常规能源发 电业务（火电/水电）整合平台，在 2019、2021 年分别进行火电资产交割及置入， 2022 年由于公司转让宁夏区域所属火电资产，上海庙公司投产 200 万千瓦火电机组， 火电控股装机容量较 2021 年减少 556.46 万千瓦。截至 2023 年底，公司控股装机容量 10563.73 万千瓦，其中：火电装机量 7279.24 万千瓦，占比 69%；水电装机量 1495.06 万千瓦，占比 14%；风电装机量 929.33 万千瓦，占比 9%；光伏装机量 859.94 万千瓦，占比 8%，2023 年，新能源控股装机增加 724.57 万千瓦，其中风电增 加 183.40 万千瓦，太阳能光伏增加 541.17 万千瓦。

火力发电仍为发电量主力，发电效率显著高于新能源。2023 年公司总上网电量 4298.38 亿千瓦时，同比增长 3.37%，其中，火电 3512.2 亿千瓦时，同比下降 4.17%， 占比 82%；水电 546.6 亿千瓦时，同比下降 1.82%，占比 13%；风电 182.14 亿千瓦 时，同比增长 12.53%，占比 4%；光伏发电 57.48 亿千瓦时，同比增长 163.38.占比 1%。火电装机占总装机量的 69%贡献上网电量的 82%，而装机占比达到 17%的风电 及光伏发电贡献总发电量的 5%。

火电保供及调节价值确定致量价齐升，成本、收入两端预期持续改善。从 2019-2023 年电量及电价趋势变化可见，火电发电量因 2021 年保供开始增加，放开煤价上网电价 政策对电价提升的影响体现在 2021、2022 年，电价分别同比增长 13.32%、21.46%。 电价上浮势头在 2023 年上半年继续维持，2023H1 平均上网电价为 455.82 元/兆瓦时， 同比增长 2.85%；2023 年下半年随着燃料成本持续下降，电价上浮空间轻微缩窄， 2023 年全年平均电价为 437.82 元/兆瓦时，同比下降 0.24%。2024 年火电盈利能力从 成本、收入两端预期持续得到改善。

公司主营业务为电力发电，2023 年火电收入占比达 85%。分项目看，公司产业涉及 火电、水电、新能源发电及煤炭等领域，2023 年，火电营业收入 1536.11 亿元，占比 85%；水电营业收入 119.11 亿元，占比 7%；新能源发电营业收入 107.12 亿元，占比 6%；煤炭行业营业收入 14.44 亿元，占比 1%。2023 年，火电、新能源发电、水电、 煤炭行业毛利率分别为 9.52%、44.29%、47.75%、-2.67%，其中煤炭行业毛利率大 幅下降，火电毛利率近年呈上升趋势。

华东地区为公司营业收入主要地区，西南地区毛利率最高。分地区看，2023 年，公司 在华东地区营业收入为 1133.03 亿元，占比 62.2%，华北占比 18.2%、东北 5.6%、西 南 6.0%、华南 2.6%、西北 2.1%、华中 1.6%。2019-2023，西南地区毛利率较高， 西北地区毛利率在 2023 年大幅提高。2023 年，西南地区、华北地区、西北地区、以及 营业收入占比最高的华东地区毛利率分别为 45.89%、6.75%、44.73%、12.51%。

2.依托集团煤电联营优势，高效火电盈利能力突出

2.1 火电行业上下游改善，两部制电价机制保障盈利空间

国内煤炭产能提升叠加进口煤大幅增长，动力煤供需格局改变。2023 年国内煤价呈现 上半年下跌，下半年震荡回升的态势。上半年供需宽松，动力煤价格回落，秦皇岛 5500 大卡动力煤价格从 2023 年年初高点 1219 元/吨下跌至 6 月中旬的低点 751 元/吨， 跌幅达到 38.39%；步入三季度后，供应端扰动叠加非电需求释放，动力煤价格出现低 位反弹。秦皇岛 5500 大卡动力煤价格从前低点 751 元/吨上涨至 10 月的高点 1038 元/ 吨，涨幅 38.22%；2023 年 11 月起，供需逐渐宽松，动力煤价格略有回落，截至 2023 年末，秦皇岛 5500 大卡动力煤价格回落至 921 元/吨。2023 年全年，秦皇岛 5500 大卡动力煤均价为 965 元/吨，同比下降 23.99%。2023 年度，煤炭价格仍高于国 家发改委于 2022 年 2 月发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》中明确 的合理区间 570-770 元/吨。 动力煤市场价格震荡下行，电煤中长期合同保障量价，成本端持续改善。根据《关于 做好 2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》，2024 年电煤中长期签订价格按照 “基准价＋浮动价 ”价格机制签订和执行，电煤价格基本确定在平稳区间。由于电厂 库存偏高、进口煤炭的冲击、非电需求还未释放等因素带来的煤炭供需变化，导致 2024 年以来动力煤价格持续下降，长期看，煤炭价格将逐步回归至上述合理区间。

煤电单一制电价调整为两部制电价，电价端稳定保障盈利能力。2023 年 11 月，国家 发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知（发改价格〔2023〕 1501 号）》并于 2024 年 1 月 1 日起实施，将煤电单一制电价调整为两部制电价，其中 电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电 价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑 调节价值。

根据政策，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于 计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元；通过容 量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确 定，2024～2025 年多数地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些， 为 50%左右（各省级电网煤电容量电价水平具体见附件）。2026 年起，将各地通过容 量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%，即每年每千瓦 165 元。 根据国家能源局数据，2023 年全国 6000 千瓦及以上电厂火电机组平均利用小时数 4466 小时，以近似值 4500 小时为测算基础得到各省容量电费情况，全国平均容量电费 为 2.6 分/千瓦时，其中，湖南、重庆、四川、青海、云南、广西容量电费水平较高。 随着燃料价格回归合理区间，电量电价会在现有基础上逐步下降至稳定水平，容量电价 会随着煤电对电力系统的支撑调节作用增强会逐渐提升，综合电价将处于行业合理盈利 水平。

2.2 依托集团煤电联营优势，火电盈利能力稳中有升

2.2.1 利用率：在运火电装机容量仅次于华能国际、利用小时数高

公司在运火电装机容量在上市公司中排名第二。根据 2023 年公司年报，公司控股火电 装机容量 72.79GW（煤机：燃机=98.5:1.4），其中 60 万千瓦及以上煤电机组 69 台， 占火电总装机容量的 70.46%，100 万千瓦及以上煤电机组 20 台，占火电总装机容量 的 28%。2023 年新增 95.9 万千瓦，主要由于上海庙公司投产 100 万千瓦、邯郸东郊 热电退城进园项目新增 50.4 万千瓦、大同第二发电厂关停 60 万千瓦火电机组。此外， 公司在 2023 年开工火电项目 664 万千瓦。

公司高度重视节能降耗工作，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”，调峰能力、供热能力不断提升，多台机组实现 20%负荷深调能力； 持续推进综合能源转型，大力开拓综合能源市场，非煤非电收入显著增加。2023 年公 司火力发电机组平均供电煤耗为 294.19 克/千瓦时，较上年下降 0.89 克/千瓦时；发电 厂用电率为 3.96%。 公司火电机组利用效率显著高于其他同类发电企业。2023 年，公司火电利用小时数为 5163 小时，其中，煤机利用小时数为 5210 小时，燃机利用小时数为 1883 小时。近年 由于电源结构变化，导致电力局部性、阶段性供需紧张，火电机组利用率持续提升。 2023 年公司燃煤发电小时数高于另外三家可比火电企业及全国水平。

2.2.2 成本端：集团煤炭产能市占率高，保障公司燃料供需平稳

煤炭产能持续释放，2023 年入炉标煤单价 934.96 元/吨，同比下降 43.82 元/吨。 2023 年煤炭供需形势持续向宽松方向转变，公司深入挖潜增效，加大燃料成本管控， 通过开展内部调剂等措施节约燃料成本。全年共采购原煤 1.84 亿吨，其中长协煤总量 1.74 亿吨，占比 94%，入炉标煤量 1.13 亿吨，入炉标煤单价 934.96 元/吨，同比下降 43.82 元/吨，降幅 4.48%。

国家能源集团煤炭销量市占率高，公司背靠股东具备燃料供应优势。根据 2022 年国家 能源集团可持续发展报告，2022 年集团煤矿产能 6.5 亿吨，煤炭产量突破 6 亿吨，远 高于其他四大发电集团的煤炭产能水平，煤炭产销量占全国约 18%，集团自产煤中长 期合同签约率、兑现率均超 100%。

公司煤炭业务以控参股三家煤炭企业开展，主要对应三座煤矿：同忻煤矿、察哈素煤矿、 黄陵建庄煤矿。2023 年，国电建投察哈素煤矿、晋能控股同忻煤矿、山西煤业黄陵建 庄煤矿归属公司收益分别为-4.89、4.5、2.13 亿元，合计 1.75 亿元，同比下降 90.2%。 导致收入大幅下降的主要原因为是：2022 年对察哈素煤矿计提的煤炭专项整治费用 20.21 亿元于 2023 年 7 月支付，同时察哈素煤矿在 2023 年 9 月初停产办理采矿许可证， 对公司经营业绩产生影响，截至 2023 年底，国电建投公司正在办理煤矿采矿许可证。 为降低察哈素煤矿复产时间不确定性对公司带来的持续影响，提高公司资产质量及盈利 能力，公司拟向控股股东国家能源集团全资子公司西部能源公司，非公开协议转让公司 持有的国电建投 50%股权。

2.2.3 电价端：聚焦电力负荷中心，发电量及电价水平较高

上网电量方面，2023 年公司火电上网电量 3512.2 亿千瓦时，同比增长 2.76%，占总 上网电量的 81.7%；上网电价方面，2023 年公司煤机上网电价为 461.28 元/兆瓦时， 较去年同期基本持平，燃机上网电价为 898.38 元/兆瓦时，同比下降 3%。

公司火电机组主要聚焦沿江、沿海、沿线及电力负荷中心、特高压外送源头、一体化 优势区域，发电量及售电价格均处于较高水平。电量方面，公司在江苏、安徽、浙江、 内蒙的火电上网电量占总火电上网电量的 20.7%、15.96%、14.89%、12.66%，其中， 江苏和浙江均属电力受端省，安徽是煤炭储量大、电力供需紧张的送受并举省；电价方 面：除蒙西外，其余地区的燃煤标杆电价均高于 300 元/兆瓦时。按 2023 年各地区火 电上网电价与当地燃煤标杆电价进行比较，除广东地区外，其他地区电价上浮空间 均>=20%。

煤电度电毛利润处于行业领先水平，成本管控及盈利能力突出。2020-2023 年公司煤电 度电毛利润分别为 0.051、-0.002、0.033、0.040 元/千瓦时，在 2021 年燃料成本高增 导致火电企业盈利洼地的环境下，公司度电毛利润小幅亏损，成本管控能力、抗风险能 力明显优于其他可比公司。

3.存量水电具备消纳改善条件，增量水风光储互补潜力巨大

3.1 主要分布在四川大渡河、新疆开都河流域及伊犁河流

公司大型水电资产主要位于四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流。公司水电 项目分布在四川、新疆、辽宁、江西、浙江、安徽、福建、湖南等地区，除位于四川、 新疆的大型水电资产外，其他地区有若干小水电。截至 2023 年底，公司控股水电装机 量 14.95GW，核准水电项目 280.70 万千瓦，大渡河流域约 352 万千瓦水电机组在建。 公司主要控股水电公司有：国能大渡河流域水电开发有限公司（持股比例 80%）、新疆 开都河流域水电开发有限公司（持股比例 55.61%）、和禹水电开发公司（持股比例 100%）。 受主要流域弃水、丰枯期水情不规律等因素影响，机组效率下降。2021-2023 年，公司 水电利用小时数分别同比下降 258、183、66 小时，因 2023 年四川、新疆地区水电上 网电量分别占总体的 82.7%、11.7%，因此将公司水电利用小时与四川省水电利用小时 数进行对比，其发电效率存在较大提升空间。

水情较差致电量下降、供需偏紧致电价小幅上涨。2021-2023 年，公司水电上网电量分 别同比下降 4.2%、4.7%、1.8%；2022、2023 年水电上网电价分别同比增长 2.01%、 4.15%，分别对应 235.9 元/兆瓦时、245.7 元/兆瓦时。

3.2 大渡河流域弃水问题将改善，叠加电力供需形势存在量价齐升趋势

3.2.1 大渡河流域在运装机 11GW，在建装机 2.9GW

大渡河发源于青海省果洛山东南麓，其干流和主要支流水力资源蕴藏量 3368 万千瓦， 占四川省水电资源总量的 23.6%，在我国十三大水电基地中位居第五，电源点距四川 负荷中心较近，被誉为四川水电“一环路”。 大渡河流域规划 28 个梯级电站开发，总装机约 2700 万千瓦，国能大渡河公司负责干 流 17 个梯级电站的开发，总装机约 1758 万千瓦，截至 2023 年底已投运 9 个大渡河流 域电站和 12 个其他流域电站，总装机 1133.8 万千瓦，约占四川统调水电总装机容量 的 27%，发电量约占四川全社会用电量的五分之一，承担四川电网主要调峰调频任务， 是川内能源稳定供应的“压舱石”。2022 年 10 月，公司收购国能大渡河流域水电开发 有限公司 11%股权，控股比例达到 80%，进一步解决集团内同业竞争问题。

目前，公司在大渡河干流 17 座梯级电站中有 8 座电站已投产，（另有一座吉牛水电站 不在干流上）装机量占比总规划装机为 63.35%；4 座电站在建，分别为双江口、金川、 枕头坝二级、沙坪一级电站，装机占比为 16.74%，4 座在建电站预计 2025 年实现首 台机组投产；5 座电站处于前期及核准中，分别为安宁、巴底、丹巴、老鹰岩一级、老 鹰岩二级，装机占比为 16.55%。2023 年 5 月，四川省发展和改革委员会、四川省能 源局印发了《四川省“十四五”电力发展规划》，上述 9 个在建及前期水电项目列入规 划。2024 年 1 月 15 日，大渡河干流中游河段老鹰岩二级水电站获得核准，总装机容量 42 万千瓦，设计年发电量 18.38 亿千瓦时。

大渡河年调节水库—双江口电站近年将投产，积极推进大渡河水风光一体化建设。双 江口水电站是大渡河干流 3 库 28 级开发方案中的第 5 级电站，电站设计总容量为 200 万千瓦（4×50 万千瓦），是具有年调节能力的控制性水库，建成后可调蓄增加下游大 渡河 24 个梯级电站枯水年枯期平均 191.4 万千瓦、枯期电量约 66.78 亿千瓦时。电站 于 2015 年 7 月 13 日开工建设，首台机组计划 2025 年底投产发电。国能大渡河于 2022 年 3 月完成《大渡河流域可再生能源一体化规划研究报告》，以打造大渡河国家级 清洁能源示范基地为目标，全力推进大渡河水风光一体化基地纳入国家规划，构建以双 江口、猴子岩、瀑布沟为中心的 3 个水风光一体化项目集群。2024 年 3 月 4 日，大渡 河瀑布沟水电站水风光互补项目甘洛 320 兆瓦光伏电站列入《2024 年四川省重点项目 名单》。 在送出通道容量充足和省内电力需求增加的条件下，预计 2026 年大渡河陆续投产 4 座电站。考虑实际产能爬坡时间，假设 2026 年新增双江口、金川、沙坪一级、枕头坝 二级电站投产，大渡河流域装机容量增加 293.2 万千瓦，规划发电量增加 145 万千瓦。 其余五座电站（合计 295 万千瓦）中，老鹰岩二级水电站已获得核准，其余电站有望 陆续核准，未来将提供 127 亿千瓦时的发电量。

3.2.2 西南网架结构建设加速，改善大渡河弃水问题、为新增电源提供通道

国能大渡河是公司主要水电资产，电站全部位于四川省内，属于省调电站，电量在省 内消纳。近年来，大渡河流域是全国主要流域‘弃水’问题突出的流域。根据国家能源 局数据，2020 年四川省主要流域“弃水”电量约 202 亿千瓦时，主要集中在大渡河干 流，约占全省弃水电量的 53%。根据国家能源报，2015-2019 年国能大渡河下属公司 弃水超过 400 亿千瓦时。 大渡河流域弃水的原因与四川省内电网结构、电源点及负荷中心分布、调度机制等因素 相关，主要原因有：①流域省调电站比例高，调度优先级低：一是大渡河流域水电站多 为省调直调厂，2020 年大渡河流域水电装机容量 2210 万千瓦，占省调直调厂总装机的 52%，该比例与“弃水”占比基本一致；二是川内另两条江河—雅砻江、金沙江流域 电站部分属于国调机组，省调机组在汛期的发电优先级和外送优先级均低于国调机组。 ②省内通道局部受限，外送通道能力不足：四川电网具有“强直弱交”特性，现有电 网将面临局部网架季节性重载、部分负荷中心短路电流超标等沉重负担，在运的 6 条直 流特高压线路都是直接外送，无法与省内地方电网连接。③流域上游缺乏控制性的水库 电站，不能“丰存枯发”：瀑布沟水电站是目前大渡河流域最大的控制性电站，具有不 完全年调节能力，其余电站多为调节能力弱的径流式水库。叠加省内通道受限，使得电 力供需形势从“丰余枯平”转向“丰枯均缺”。

川渝特高压交流工程将满足川西水电群和新能源并网送出需求，同时优化西南电网网 架结构，提升电网保供能力及灵活性。川渝电网是我国最大的水电基地，不仅承受省内 “西电东送”从水电群到负荷中心的输电压力，还承担向华中、华东地区的送电任务， 《四川省“十四五”能源发展规划》中提及要实施重要电网工程，一是提升电源侧汇集 能力：建设金沙江上游、大渡河上游（甘孜地区）水电群的 500 千伏送出工程；建设 两河口、阿坝等地区特高压变电站等配套项目，提升清洁能源汇集能力。二是拓展至负 荷中心输电通道：建设川渝特高压交流网架，推进甘孜、阿坝、攀西等电源基地至省内 负荷中心特高压交流工程，以及 1000 千伏特高压交流电网向北、向西延伸完善拓展川 渝特高压交流环网。 川渝电网特高压交流工程作为重点推进项目，为成渝地区双城经济圈建设提供坚强电力 保障、增强甘孜、阿坝特高压交流站电力汇集能力，缓解川西水电送至成都等负荷中心 通道瓶颈制约。川渝特高压工程建成后，西南电网的主网架电压等级将从 500 千伏提 升到 1000 千伏，四川水电外送能力和川渝电网灵活性将显著提升。

首条川渝特高压交流工程预计 25 年投产，形成“Y”字形网架。2022 年 9 月 29 日， 西南地区首个特高压交流工程—国家电网有限公司川渝 1000 千伏特高压交流工程开工 建设，作为连接四川、重庆电源和负荷中心，构建西南特高压交流骨干网架的起步工程， 工程新建四川甘孜、天府南、成都东和重庆铜梁 4 座特高压变电站，变电容量 2400 万 千伏安，新建双回特高压线路 658 公里，形成“Y”字形网架，总投资 288 亿元，计划 于 2025 年夏季高峰前投运。

第二条川渝特高压交流工程于 24 年初开工，构建川渝特高压“之”字形网架。2024 年 1 月 11 日，第二条川渝特高压交流工程（阿坝—成都东 1000 千伏特高压交流输变 电工程）开工，阿坝特高压建成以后，将新增一条“西电东送”电力大通道，构建川渝 特高压“之”字形网架，将阿坝地区电力外送通道能力提升至 7400 兆瓦，满足阿坝州 新能源并网及送出需要。

大渡河流域弃水减少叠加双江口电站投产在即，具备明确装机增量预期。随着四川省 对西南电网网架结构基础设施、两条主要川渝特高压交流工程的建设推进，西南电网整 体供电及安全运行能力将提升，将增加金沙江上游、大渡河上游电力送出通道，减少大 渡河路流域弃水问题，提升两河口及双江口两座龙头水库的利用效率。

3.2.3 四川省内电力供需紧平衡，市场化部分电价存在上浮空间

四川省水电根据丰枯季节划分，电价较基准电价上下浮动。根据《四川省发展和改革 委员会关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知》（川发改价格〔2017〕 582 号）规定，①四川省存在丰枯季节划分：自 2018 年 1 月起，继续维持四川省丰枯 季节的划分，即 6-10 月为丰水期，5 月、11 月为平水期，1-4 月与 12 月为枯水期。② 水电电价较基准电价上下浮动：上网侧取消峰谷电价和火电丰枯电价政策，水电丰枯电 价调整为枯水期电价上浮 24.5%，丰水期电价下浮 24%。 四川省调水电站部分具有独立批复电价，或按分类对应标杆电价。根据四川省发改委 发布的《关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知》，“径流式”、 “季调节及不完全年调节”、“年调节及以上”水电分类标杆电价相应调整为每千瓦时 0.2974 元（含 13%税，下同）、0.338 元和 0.3766 元，上述政策适用于 2014 年 2 月 1 日以后投产水电站。国能大渡河公司在 2014 年前投产的电站按照“还本付息电价”或 “经营期电价”制定独立批复电价，2014 年后投产的电站对应省内分类标杆电价。

四川主网发电机组上网电量由优先发电量、市场电量两部分组成。根据四川省经济和 信息化厅发布《2024 年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》， 2024 年主网优先发电量总量为 906.4 亿千瓦时，其中，水电 607.6 亿千瓦时，燃机 53.3 亿千瓦时，生物质电厂 73.2 亿千瓦时，风电 54.5 亿千瓦时、光伏 27.8 亿千瓦时， 新机预留 90 亿千瓦时。水电优先发电量部分由电网按照各电站批复/标杆电价按水期浮 动全额收购，参与市场电量部分按照电力市场交易方案形成市场电价进行交易。根据 2022 年四川省调度优先电量规模计划方案，水电优先发电量占总主网水电上网电量的 29.8%左右，因此合理推测 2024 年约 70%的主网水电上网电量参与市场交易。 2024 年四川省内水电以年度交易为主，设置市场交易价格上下限。根据《四川省 2024 年省内电力市场交易总体方案》：（1）水电电量交易以年度交易为主，水电电量交 易以月度、月内交易为补充。（2）水电交易电价通过市场化方式形成，并对水电交易电 价设置上下限。年度交易、月度、月内交易电价上下限均遵循相同限制。

四川省电力供需形势逐年收紧，市场化电价有望持续小幅上行。当前，四川能源发展 已由“能源输出”向“送受并存”、由“水电为主”向“水风光一体化”转变。2023 年 四川省用电量 3711 亿千瓦时，同比增长 7.7%，预计 2024 至 2025 年四川省全省全社 会用电量年均增长将达到 10%。 根据四川电力交易中心披露的《2024 年省内电力市场年度交易》，2024 年四川省年度 交易电量 2597.04 亿千瓦时，较 2022 年涨幅达到 37%。其中，2024 年度集中交易全 年均衡及各水期的总成交量为 73.1 亿千瓦时，较 2023 年增长 19.3 亿千瓦时，增幅 35.9%。年度集中交易与年度双边交易同期进行，前者在一定程度上折射出双边市场的 交易行情，并与双边市场产生相互影响。 集中交易价格方面，2024 年全年均衡/丰水期/平水期/枯水期的集中交易成交均价分别 为 264.56/143.31/270.33/384.91 元/兆瓦时，加权平均价格为 237.87 元/兆瓦时，较 2023 年增加 9 厘/兆瓦时。从成交结果来看，丰水期和平水期较 2023 年涨价明显，枯 水期降价显著。分月成交均价来看，同水期不同月份丰水期价格差距较大，6 月和 10 月较 7-9 月高出 8-9 厘/千瓦时，平水期 11 月高出 5 月约 3 厘/千瓦时，枯水期分月之 间差距较小。 考虑到四川省经济总量的持续增长，用电需求急剧增加，用电负荷中心与水电送出通道 能力的不匹配，以及近年水情不规律，导致 2022-2023 年四川省各个水期都出现了不 同程度的“用电缺口”，省内电价有望受市场供需影响而持续小幅上行。

3.2.4 国能大渡河为公司贡献较高净利润，度电利润存在上涨空间

国能大渡河净利润贡献度占比高，增强公司抗风险能力。从历年数据来看，大渡河流 域水电项目盈利稳定，是公司业绩基本盘。2021 年公司火电板块业由盈转亏，水电、 新能源成为主要利润来源，2021-2023 年国能大渡河归属于公司净利润分别为 14.03、 12.41、14.35 亿元，2022、2023 年净利润占比公司总利润的 44%、26%。 对比五家水电上市企业度电利润，当前国能大渡河度电利润较低，但存在明显改善预 期。对五家水电上市企业度电利润横向对比，2023 年国能大渡河的度电利润为 0.036 元/千瓦时，盈利能力弱于长江电力、国投电力、华能水电，仅高于同在四川省内且为 省调机组的川投能源，主要原因有上网电价较低、弃水导致利用小时数减少，这两点负 面影响有望随着省内市场化电价提升、送电通道容量增加而改善。

3.3 新疆开都河流域规划水光蓄储基地，国内首个抽蓄常规水电一体化开发

开都河水电基地是新疆四大水电基地之一，水能资源丰富，且处于南北疆的中枢位置， 靠近主网负荷中心。根据《新疆开都河中游河段水电规划报告（修编）》（2012 版），开 都河中游河段水电规划有七个梯级，总利用落差 1037.7m，总装机容量 1899.5MW，目 前已建成大山口、柳树沟、察汗乌苏水电站，在建有霍尔古吐、滚哈布奇勒水电站，分 别在 2023 年 3 月和 11 月开工。

新疆装机容量最大的抽水蓄能项目—和静抽水蓄能电站，装机容量 210 万千瓦，与滚 哈布奇勒水电站一同开工建设，是全国首个抽水蓄能与常规水电一体化开发运营的水电 项目，两电站均属开都河公司建设管理。和静抽水蓄能电站与滚哈布奇勒水电站共用下 水库，后者的库区总调节库容为 2105 万 m3，其中 1059 万 m3 用于和静抽水蓄能电站 发电运行，265 万 m3 用于常规水电站日常发电，其余 781 万 m3 作为备用库容，不参 与电站日常发电调节，因此滚哈布奇勒电站仅具有日调节性能。和静抽水蓄能电站建成 后在新疆电网中主要承担电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任 务，两个项目的开发建设可共同带动开都河流域暨巴州北部千万千瓦级水光蓄储一体化 大型清洁能源基地超过 800 万千瓦光伏的发展。

4.新能源高增长持续贡献利润，行业收益率趋向合理平稳

4.1 新能源电价平价化伴随上游降本增效，保障项目合理收益区间

2023 年全国风光总装机 10.51 亿千瓦时，2024 年建设目标同比提升 25%。截至 2023 年底，全国风电累计装机量达到 4.41 亿千瓦，同比增长 20.7%；光伏累计装机量 达到 6.09 亿千瓦，同比增长 55.2%。根据 2024 年全国能源工作会议要求，2024 年全 年全国风电光伏新增装机 2 亿千瓦左右，较 2023 年目标提升 25%。 光伏、风电产业链价格持续下行，新能源发电成本优势进一步体现。由于多晶硅产能 集中在 2023 年下半年翻倍扩产，供过于求导致价格大幅下跌，硅片库存积压严重，光 伏产业链价格持续下降。根据索比光伏网据公开信息统计，一季度光伏组件定标规模超 97GW，较去年同期增幅 114%；一季度 p 型主流组件价格在 0.85~0.92 元/瓦，n 型组 件中标价格多在 0.87~0.98 元/瓦，较去年初同比降幅近 50%，较上年四季度环比降幅 近 20%。风电整机行业自平价时代后，开始加速大型化研发以及进行激烈的价格战， 部分第三梯队整机企业在近两年内逐渐出清。根据风电头条风电项目数据库分析， 2024 年一季度陆上风电整机商中标均价的区间在 1370~2047 元/KW（含塔筒），海上 风电整机商中标均价的区间在 3096~3680 元/KW（含塔筒）；而 2023 年陆上风电整机 商中标均价的区间在 1906~2348 元/KW（含塔筒），海上风电整机商中标均价的区间在 3364~3906 元/KW（含塔筒）。

电网收购办法更新、输配电建设提速，多方缓解新能源消纳问题。由于新能源不稳定 的电源特性、渗透率的快速增加，全额消纳对电网系统造成电力安全隐患和系统运行成 本，阻碍新能源行业发展。3 月 18 日《全额保障收购可再生能源电量监管办法》发布， 上网电量分为保障性收购电量、市场交易电量、临时调度电量，并对应三类电价。该政 策是对电力市场化改革的进一步落实，可再生能源收购责任由“电网全部承担”变成 “电力市场相关成员共担，电网进行最后兜底”，价格模式将从“由政府、电力市场及 电网主导”，最终形成“以市场为主、电网兜底为辅”，降低电网消纳压力，推动新能源 参与市场竞争。除从政策方面缓解消纳压力，电网也提高对输配电结构的建设速度，降 低与电源建设的不匹配性。2024 年一季度，全国电网工程投资完成 766 亿元，同比增 长 14.7%，根据《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》的发展目标，到 2025 年我国配电网具备 5 亿千瓦左右分布式新能源、1200 万台左右充电桩接入能力。 新能源存在电价下降预期但幅度可控。由于新能源电源特性导致出力曲线和负荷曲线不 匹配，其“自食效应”随着渗透率的快速增长而强化，对系统调节能力的需求、发电边 际成本为零也使得新能源市场交易的电价预期偏低，叠加上游产业链成本下降的传导作 用，长期看，新能源存在明确的电价下降预期，但短期内下降幅度可控：（1）低价参与 现货比例较低：2023 年，全国新能源市场化交易电量 6845 亿千瓦时，占总发电量的 47.3%，其余基本由电网保量保价收购。而中长期电价由平价上网政策及燃煤电价中枢 托底，电价端对盈利能力的影响有限。（2）新能源装机增长对应高资本开支：2024 年 一季度，全国风电、光伏电源新增装机占总新增的 89%，合理的电价机制和收益空间 可引导对新能源装机的投资。

新能源项目提供利润增量，度电毛利润存在下行空间。从发电企业各电源度电毛利率 数据情况来看，火电度电毛利润总 2020 年的 0.061 元/千瓦时下降至 2021 年的-0.022 元/千瓦时，经过 2022、2023 年恢复至 0.027 元/千瓦时。水电度电毛利润变化波动较 小，基本稳定在 0.11 元/千瓦时。风电和光伏度电毛利润总体呈现下降趋势，且两者逐 渐趋近，但仍高于火电、水电度电毛利润水平，2023 年风电、光伏度电毛利润分别为0.261、0.286 元/千瓦时，是水电度电毛利润的 233%和 255%。受益于新能源行业发 展初期，保障性收购和电价补贴等支持政策，存量新能源项目保持高盈利水平，用较少 的发电量占比贡献较高的利润占比。我们认为风电、光伏发电与水电有类似之处，一是 两者的开发建设均与资源禀赋相关，二是发电边际成本基本均为零，长期看，在度电成 本持续下降的趋势下，新能源项目度电毛利润存在下行空间。

4.2 公司资源获取能力较强，项目开发建设节奏体现良好成长性

公司绿色低碳发展持续深化，新能源项目布局更加合理，主要分布在风光资源富集的北 方地区、以及经济发达、电价承受能力较强的东部地区。截至 2023 年底，公司新能源 控股装机容量共 17.90GW，其中风电 9.29GW，同比增长 24.6%；光伏 3.13GW，同比 增长 174.73%。2023 年，公司全年获取新能源建设指标 1674 万千瓦，核准备案 1528.8 万千瓦，开工 853.64 万千瓦，新增装机 724.57 万千瓦，再创历史新高。

利用小时数方面，2023 年公司风电、光伏利用小时数分别为 2296、1161 小时，光伏 略低于全国利用小时数水平。上网电价方面，2023 年风电、光伏上网电价分别为 501.93、480.88 元/兆瓦时，随着平价项目比例增加，综合电价呈现逐年下降趋势。

作为国家能源集团主要发电上市平台之一，持续具备资源获取能力。国电电力、龙源 电力为国家能源集团控股的两家重要发电上市平台，公司是集团常规能源发电企业整合 平台，龙源电力以风电装机为主，自 2015 年以来持续保持世界第一大风电运营商地位。 2023 年，国家能源集团新能源开工 3308 万千瓦、投产 2616 万千瓦，风电在运装机突 破 6000 万千瓦，光伏装机超过 3500 万千瓦。截至 2023 年底，公司风电、光伏装机量 分别占集团总装机量的 15.5%、24.6%，具备集团股东加持的资源获取能力，新能源 装机有望稳步增长。

（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。）