2022国电电力研究报告：火电+水电为支撑清洁能源大发展.docx

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1、2022年国电电力研究报告：火电+水电为支撑，清洁能源大发展(一)2021权益装机达50GW,清洁能源占比34%背靠国家能源集团，权益装机达50GW。公司是国家能源集团控股的全国性上市发电公司，大股东直接持股50.68%o截至2021年末，公司控股装机容量达99.81GW,权益装机容量达49.77GW。2021全年完成发电量4640.96亿千瓦时(占全国发电量的5.72%,国家统计局口径)、完成上网电量4403.79亿千瓦时。2022年公司确立“打造常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军、世界一流企业建设引领者”的全新战略定位。权益装机容量49.77GW,火电机组占66%。截至2021年末，

2、公司控股装机容量为99.81GW,火电占8成;权益装机容量49.77GW,其中火电32.88GW(占66.06%)、水电10.42GW(占20.93%)、风电6.18GW(占12.42%)、光伏0.29GW(占0.59%)。风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计16.89GW,占比超三分之一。2021全年公司上网电量达4404亿千瓦时，调整后同比+10%。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。伴随控股规模增加，2021年公司实现发电量4640.96亿千瓦时，调整后同比+9.69%；实现上网电量4403.79亿

3、千瓦时，调整后同比+9.74%。2022年一季度实现发电量1069.63亿千瓦时，实现上网电量1014.51亿千瓦时。公司装机遍布全国，且多集中于经济发达地区。作为全国性发电公司，公司业务分布在全国28个省、市、自治区，其中火电权益装机在华东、华南、华中等经济发达地区占总权益装机比例达67.06%o2021年与集团置换共计15.66GW常规发电能源（权益装机为10.93GW,另有IGW在建火电权益装机），公司经营范围进一步扩大。（二）一季度业绩已扭亏，资本开支聚焦新能源2022Q1营收同比+19.83%,业绩实现正盈利。2021年公司实现营业收入1681.85亿元，调整后同比+16.55%;受

4、制于煤价大涨，归母净利润亏损18.45亿元，调整后同比742.38%。受益于2022Ql平均电价环比上年Q4+15.39%、动力煤价格环比回落，公司实现营收467.84亿元，调整后同比+19.83%,实现业绩10.56亿元（2021Q4亏损37.11亿元）。2021年火电业务营收同比+19.46%,新能源发电业务营收同比+10.58%。分业务来看，2021年公司火电业务实现营收1397.38亿元（调整后同比+1946%,下同），占总营收的83.09%;受来水偏枯影响，水电业务贡献营收11999亿元（同比7.67%）,占总营收的7.13%；新能源发电业务贡献营收71.72亿元（同比+10.58%

5、）,占总营收的4.26%;煤炭业务贡献营收44.98亿元（同比+55.89%）,占总营收的2.67%。量、价齐升，带动发电业务营收同比增长17%。2021年公司平均上网电价升至0.3613元/千瓦时（同比+8.54%）,结合上网电量升至4403.79亿千瓦时（调整后同比+9.74%）,量价齐升下，公司发电业务（火电、水电、新能源发电）营收达1589.09亿元，调整后同比提升17.13%。2022年一季度公司平均上网电价进一步提升至0.4534元/千瓦时，同比+23.88%,环比上年四季度+15.39%。（报告来源：未来智库）2021年火电发电量同比+11.94%,火电机组利用小时数突破5100

6、小时。2021年受益于用电需求的快速增长，公司发电设备平均利用小时完成4730小时，较上年提高369小时，其中火电完成5118小时，较上年提高499小时；受区域来水偏枯影响，水电完成3934小时。火电经营效率的显著提高，带动2021年火电发电量达3895.91亿千瓦时，同比+11.94%。综合标煤价格同比大涨48%,导致火电业务毛利涧亏损24.50亿元。2021年公司综合标煤单价同比大幅提升47.87%至90S42元/吨，火电业务毛利泗亏损24.50亿元（上年同期为盈利154.92亿元），火电毛利率降至7.75%。受益于公司水电、新能源发电及煤炭业务平滑亏损，分别贡献毛利润61.58、32.9

7、3及30.59亿元，毛利率分别为51.32%,45.91%及68.01%,2021年公司总毛利率、净利率分别为7.25%、-1.10%o受益于电价环比+15.39%及煤价回落，一季度公司已实现扭亏为盈。分单季度看，受制于2021年煤价高企影响，尽管公司202IQ3、Q4平均结算电价同比+6.12%、+18.71%,但业绩仍分别亏损5.16、37.11亿元。进入2022年，燃煤电价上浮20%区间打开，公司平均结算电价达0.4534元/千瓦时，同比+23.88%,环比上年四季度+15.39%。电价上浮覆盖高煤价燃料成本，公司盈利拐点已现。2021年实现投资收益32.56亿元，其中参股煤矿确认投资收

8、益15.48亿元。2021年公司处置长期股权投资产生的投资收益为17.93亿元，主要系向国家能源集团新疆公司、国家能源集团国源电力转让七家煤电企业股权；权益法核算的长期股权投资收益为12.91亿元，主要系参股同忻煤矿（投资收益6.60亿元）、黄陵建庄矿业（投资收益8.88亿元），一定程度上平滑高煤价导致的主业盈利大幅波动。2021年公司计提信用减值损失32.91亿元。截至2021年末，公司应收账款余额213.40亿元（计提减值前），期末坏账准备余额9.00亿元，本期计提4.41亿元；其他应收款项余额116.07亿元（其中国电宣威、晶阳能源、宁夏太阳能分别为42.65、27.60、26.40亿元

9、），坏账准备余额101.58亿元，本期计提28.50亿元。2021年公司计提资产减值损失18.42亿元。2021年公司计提固定资产减值准备主要为邯郸热电厂、国能河北邯郸热电，因实施“退城进郊”计划，机组拟关停，分别计提减值2.91、5.64亿元；北京国电大同第二发电厂机组拟关停，计提减值3.93亿元。回顾过去，公司主要减值发生在下属公司经营不善破产、火电机组关停技改两方面。2021年公司长短期借款同比+5.12%,资产负债率升至72.06%o2021年末公司总负债为2867.36亿元，其中长期借款为1320.19亿元，占总负债的46.04%；短期借款为377.98亿元，占总负债的13.18%。

10、长短期借款同比增长5.12%、应付债券同比增长136.56%,致年末资产负债率同比提升5.23个百分点至72.06%,略高于同业平均水平（70.08%）。2021年公司在建工程同比提升84%,年末存货中原材料账面价值同比提升81%。截至2021年末，公司总资产达3979.09亿元，其中在建工程达458.76亿元（同比+83.60%）,主要是年内控股子公司国能大渡河增资双江口水电站后并表所致。同期存货达72.54亿元,其中原材料为71.05亿元（同比+81.39%）,预计大部分为2021Q4采购的高价煤库存；2022Q1公司存货已降至53.55亿元。2021年完成新能源项目资本性支出87.78亿

11、元，2022年拟同比增加60.25%。2021年公司在确立“常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军”的全新战略定位下，加快扩张步伐，投资现金流净额同比提升58.54%o2021年完成资本性支出292.84亿元，其中前期基建支出215.52亿元（87.78亿元用于新能源项目，87.76亿元用于水电项目，39.53亿元用于火电项目），用于新能源项目支出较2020年增加44.40%。2022年计划完成资本性支出421.78亿元，其中前期基建支出313.88亿元（140.67亿元用于新能源项目,95.48亿元用于水电项目，53.28亿元用于火电项目，14.95亿元用于其他项目，新能源项目预留投资计划

12、9.5亿元），用于新能源项目开发支出较2021年增加60.25%（若含预留部分，则为增加71.08%）。（一）大渡河：外送通道落地+省内用电提升，弃水有望改善我国水能蕴藏量丰富，根据全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机6.94亿千瓦；技术可开发装机5.42亿千瓦；截至2021年底，我国水电装机3.91亿千瓦（包括抽水蓄能电站），占理论可开发量56.33%,技术可开发量73.13%,行业增长空间较为明确。（报告来源：未来智库）大渡河流域为全国十三大水电基地之一、四川省三大水电基地之一。根据数据显示，全省水力资源技术可开发量1.48亿千瓦，主要集中在金沙江、雅碧江、大渡河“三江”流域，

13、其中大渡河流域技术可开发量为3791万千瓦，约占全省四分之一。大渡河干流水电规划推荐三库22级开发方案，总装机容量2340万千瓦，年发电量1123.6亿千瓦时；2012年9月，环境保护部调整为29梯级开发方案，总装机容量2628万千瓦，年发电量1127亿千瓦时。大渡河干流分三段开发，其中双江口至猴子岩为上段（包括双江口、金川、巴底、丹巴、猴子岩水电站），长河坝至老鹰岩为中段（包括长河坝、黄金坪、泸定、硬梁包、大岗山、龙头石、老鹰岩水电站），瀑布沟至铜街子为下段（包括瀑布沟、深溪沟、枕头坝、沙坪、龚嘴、铜街子水电站）。其中公司控股子公司国能大渡河获得18个梯级电站的开发权，截至2021年末已投运

14、猴子岩等梯级电站共计11.10GWo受制于调节能力不足，大渡河流域历年弃水严重。2020年全国主要流域弃水电量约301亿千瓦时，其中四川省主要流域弃水电量约202亿千瓦时，而大渡河干流弃水量约占全省的53%o主要是由于：（1）电站调节能力不足，发电严重依赖来水情况。大渡河梯级电站中大部分均为径流式水电站，无调节能力；部分水电站仅具备日调节能力（如大岗山、深溪沟等），水量调节能力较弱、发电对大渡河来水依赖程度高，故丰枯失衡，产生大量弃水。（2）受送出工程制约，汛期弃水严重。不同于其他流域，大渡河已投产电站均定位于四川省内消纳，在满足省内需求的情况下，汛期富余电量可以外送。但由于送出通道容量受限，

15、导致在汛期水电消纳不平衡。伴随特高压及省内输送通道建成落地，大渡河消纳有望改善。十四五将建成雅碧江中游-江西、白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江等800千伏特高压直流工程，开工建设金上游-湖北多能互补外送特高压直流工程；同时优化省内主网架结构，布局甘孜州、阿坝州、凉山州、攀枝花市送出通道等。雅中-江西特高压已于2016年6月投产；白鹤滩-江苏特高压也已全线贯通，预计2022年内投产；白鹤滩-浙江特高压预计2022年底投产，则2022年末四川省特高压外送能力有望达4620万千瓦，较2021年末提高53%o四川省内经济稳健发展，省内消纳能力有所提升。2021年，四川全社会用电量为3274.81亿千瓦时，同

16、比增长14.30%,增速较同期提升5.59个百分点，两年平均增长11.46%。截至2022Q1,四川省用电量同比增长同79%。（二）水电盈利逐年改善，装机仍有增长空间国电电力水电控股装机达15GW,控股子公司国能大渡河占78%o截至2021年末，公司水电控股装机14.97GW,其中控股子公司国能大渡河（公司持股69%）为11.74GW,占全部控股水电装机的78%,是公司水电业务最重要的开展平台。受益于四川省内用电量提升、消纳改善，国能大渡河近年盈利明显好转。2021年国能大渡河受益于电价大幅提升，净利润同比+11%。2021年国能大渡河实现营收102.39亿元，同比增长1.32%；受益于上网电

17、价同比大幅提升38%,实现归母净利润20.34亿元，同比增长11.04%。对比水电同业龙头体量仍有差异，但经营指标改善明显。2021年国能大渡河控股水电装机11.74GW,完成发电量501.38亿千瓦时。2021年国能大渡河水电上网电价达0.2661元/千瓦时（同比增长37.72%）o受益于省内消纳改善，国能大渡河近两年水电利用小时提升至4000小时左右。2022年起四川省最新分时电价执行，公司水电上网电价有望稳步提升。2021年12月，四川省发改委发布关于进一步完善我省分时电价机制的通知，明确自2022年1月1日起高峰电价在平段电价基础上上浮60%,尖峰时段在高峰时段基础上再上浮20%。同时

18、伴随严禁对电解铝行业实施优惠电价，预计四川省电价有望提升。（报告来源：未来智库）参考2022年来水情况同比改善、且四川省市场化电价上行，假设2022年国能大渡河水电装机保持11.74GW不变，平均上网电价为O.250元/千瓦时，利用小时数为4500小时，则对应模型净利润中枢值为22.33亿元，同比提升2.85%,盈利持续改善。2024年底具备年调节能力的双江口水电站并网发电，公司水电盈利有望继续增强。国能大渡河拥有大渡河流域18个梯级水电站开发权，在建/拟建梯级电站达6.47GW。双江口、金川、丹巴、安宁、巴底、老鹰岩一级、老鹰岩二级、枕头坝二级、沙坪一级共计6.47GW水电项目列入四川省“十

19、四五”电力发展规划。“十四五”期间，公司将加快大渡河流域龙头水库双江口水电站（具备年调节能力）建设，预计2024年底首台机组并网发电，能够显著增加流域调节能力，盈利水平有望进一步提升。（一）优质机组注入+煤电升级改造，火电资产不断优化承诺国电电力为集团常规能源整合平台，在常规能源发电业务相关方面具有优先权。2018年3月2日，国家能源集团对公司做出避免同业竞争承诺，主要内容为“作为常规能源发电业务整合平台，逐步将常规能源发电业务（不包括国家能源集团除国电电力以外其他控股上市公司的相关资产、业务及权益，且不包括区域常规能源发电上市公司所在区域的相关资产、业务及权益）资产注入国电电力J,同时承诺“

20、在转让存续常规能源发电业务资产、权益及开发、收购、投资新的常规能源发电业务项目时，国电电力具有优先选择权。”“授予国电电力在常规能源发电业务领域对同业竞争资产的优先购买权自2018年以来集团积极履行承诺，2019年公司与中国神华（集团控股子公司）共同出资成立北京国电。2019年1月，公司和国家能源集团另一控股子公司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%。公司出资大同发电等22个标的资产，净资产合计账面值为389.55亿元，对应在运装机33.16GW、在建装机7.56GW,则单位在运装机净资产约11.75亿元九1。

21、中国神华出资保德发电等18个标的资产，净资产合计账面值为384.42亿元，在运装机33.13GW、在建装机3.30GW,则单位在运装机净资产约11.60亿元%生2021年与集团完成资产置换，注入山东、福建等6省常规能源发电资产。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，履行资本市场承诺,减少同业竞争。公司新增控股装机容量15.66GW、新增权益装机10.93GW（单位GW对应净资产18.31亿元），进一步打开了6省新能源发展空间。具体交易情况如下：2021年8月，公司与大股东置换资产，置出河北银行19%和英力特集团5

22、1%的股权，置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等地常规能源发电资产。公司置出资产交易价格合计76.78亿元；公司置入资产交易价格合计200.20亿元；置入置出资产交易差额123.43亿元，公司将以现金方式支付给国家能源集团。公司稳步推进常规能源开发，新建火电均为高参数优质机组。2021年公司新投产火电装机容量为1.05GW,包括内蒙古上海庙1号机1GW、北仑三期增容0.05GW；在建火电机组3.50GW,主要为上海庙项目3x1GW、邯郸东郊0.50GW。2021年11月国家发改委、能源局印发的全国煤电机组改造升级实施方案中，明确存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，实

23、现煤电灵活机组灵活制造规模1.5亿千瓦，煤电机组累计改制造规模3.5亿千瓦。而后地方政策陆续公布，内蒙古、新疆、贵州、黑龙江、山东等地均提出明确改造目标。十四五拟完成19.30GW煤电“三改”，调峰能力增加2.20GW。公司60万千瓦以下火电机组装机占火电总装机的33.45%,20192021年用于技改及零购支出的资本开支分别为24.67、34.51、64.25亿元，2022年拟达95.51亿元。十四五公司拟完成19.30GW煤电机组“三改”（节能降碳改造、灵活性改造、供热改造），供电煤耗降低4.38克/千瓦时，机组调峰能力增加2.20GW。预期伴随我国电力辅助服务市场的完善，公司升级改造后、

24、可参与调峰的火电机组长期价值得以凸显。（二）动力煤保供优势显著，火电盈利改善空间大大股东煤炭规模及资源禀赋优势明显，2021年公司燃煤涨幅低于同业。大股东国家能源集团，由原神华集团与国电集团合并重组而成，已形成“煤-电-路-港-航”的一体化运作模式，产业协同优势显著。2021年公司共采购煤炭1.91亿吨，其中长协煤总量1.75亿吨，占比92%,入炉标煤单价900.42元/吨，同比增长291.49元/吨，涨幅47.87%低于同业；入厂、入炉标煤单价差6.59元/吨，同比减少9.33元/吨，节约厂间费用约11.22亿元。2022年公司全年原煤需求量约1.90亿吨，年度长协合同覆盖率达到100%,预

25、计煤炭采购价格将稳中有降，而电价上浮全年体现，预期公司未来4个季度业绩将持续改善。上网电价：参考2022Ql公司平均上网电价同比+23.88%,考虑新增平价新能源项目上网电价下降，假设火电平均上网电价同比+26%（即0.435元/千瓦时），而后几个季度保持不变。燃煤价格：参考公司2022Q1毛利泄为62.82亿元，考虑除火电外业务贡献毛利润，假设燃煤价格环比下降20%,2022Q22022Q3分别环比下降2%、1%,而后基本保持稳定。我们对公司2022全年火电业务，从上网电价、利用小时数、燃料单价三个指标进行敏感性测算。参考2022年一季度电价上浮24%,假设全年平均上网电价为0.4372元/

26、千瓦时，同比+17%；利用小时数为5081小时，同比基本持平；考虑当前煤价仍在高位，假设全年燃料单价为990元/吨，同比+10%（2021年主要为Q4煤价涨幅较大，尽管2022Q1煤价有所回落，但预计全年煤价同比仍为提升），则2022年火电业务毛利润中枢值为107亿元。（一）21-25年绿电装机增速50%,年内拟投产风光5GW十四五风光装机规划上调130%+,2022年拟新投产绿电装机4.84GW。根据公司2021年度报告披露的信息，提出“十四五”期间拟新增新能源装机35GW,清洁能源装机占比达到40%以上的最新目标规划，较此前公开提出的新增15GW目标，上调幅度达133%o国家能源集团十四五

27、拟新增可再生能源装机7080GW,期间旗下重点新能源发展平台国电电力、龙源电力、国华投资分别拟新增新能源装机35、30、20GWo结合公司“常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军”全新战略定位，十四五期间公司新能源运营发展信心十足。（报告来源：未来智库）2021年公司新投产风电和光伏并网装机0.89GW,其中风电0.74GW,分布在江西、安徽、山东等区域；光伏0.15GW,分布在浙江、江苏、宁夏等区域。截至2021年底，公司已完成核准或备案的风电装机0.47GW,光伏发电装机6.09GW；完成7个新能源项目并购，共计0.94GW,包括并购正泰新能源0.51GW分布式光伏项目。2022年加快新

28、能源开发，年内拟投产4.84GWo2022年公司加快新能源开发步伐，计划用于项目建设的资本性支出313.88亿元，其中用于新能源项目支出达140.67亿元，同时新能源项目还预留投资计划9.5亿元，合计共150.17亿元，占项目建设总资本支出的47.84%。2022年公司计划获取新能源资源超过IOGW,核准9.31GW,开工6.66GW,投产4.84GW。参考十四五期间公司新增绿电35GW的目标规划，则20232025年公司将年均新增风、光装机9.75GWo若考虑十四五期间当前3.50GW在建火电投产、国能大渡河在建双江口等4个梯级水电站共计3.52GW投产，在公司完成新能源装机目标的情况下,2

29、025年公司控股装机有望达141GW,其中新能源装机为42GW,占总装机29.49%；其中清洁能源为61GW,占总装机43.32%,完成公司十四五末清洁能源占比超40%的目标。（二）风光水火互补，构建综合能源平台能源转型之路传统能源并非拖累，调峰、储能、联合调度等功能逐步被重视。公司作为传统能源（火电/水电）龙头，截至2021年末，体内火电控股机组60万千瓦及其以下机组25.89GW,灵活性改造空间广阔；同期，水电控股机组14.97GW,水电作为调峰调频优质电源，具有启停便利、能量损失小、零碳排放等诸多优势。伴随光伏、风电在电力系统中渗透率不断提高，调峰、调频等辅助服务不可忽视。2021年起我

30、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。届时公司水电机组及灵活性改造后的火电机组，不仅可以获得调峰收益，还可助力新能源项目的获批、为消纳难题解决后顾之忧。传统能源调节新能源出力，火水风光一体化获政策支持。2021年2月，国家发改委、能源局下发关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见，引导发展多能互补项目以强化电源侧灵活调节。确定以沙漠、戈壁、荒漠区域为重点布局大型风电光伏基地，十四五期间建设规模达到4.5亿千瓦级，同时明确要求大型风光基地项目要基于在运、在建或已核准的外送通道并配套煤电灵活性改造。2022年5月30日国务院发布关于促进新时代新能源高质量发展的

31、实施方案,提出要推动煤炭和新能源优化组合、加快煤电机组灵活性改造,鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。风光水火互补，助力新能源项目落地。公司的火电资产在内蒙古、宁夏、浙江、云南等区域均有重点布置，新能源发展可充分利用上述区域内的煤炭电源、火电机组的调峰能力及现有的外送通道优势，实施“火电+新能源+调峰”开发战略，争取更多基地项目落地。此外，公司传统能源业务现金流充沛，测算存量火电、水电项目可提供年均450亿元左右的经营现金流净额。根据CPIA预测值，20222025年新建光伏项目单位造价为39253461元/千瓦，假设项目所需资本金为30%（下同），则公司传统业务带来的现金流可支持每年38

32、45GW左右的光伏建设；假设新建陆风项目单位造价为5574782元/千瓦，则可支持每年2732GW陆风建设；假设新建海风项目单位造价为1626512000元/千瓦，则可支持913GW海风建设。对应公司十四五拟新增35GW新能源装机目标，20222025年需新增34.11GW,假设其中光伏、陆风、海风占比分别为65%、30%、5%,以2022年造价为基准，则对应所需资本金为515.31亿元。即便在不考虑火电、水电装机新增，不考虑新能源补贴发放，不考虑造价成本持续下降的条件下，建设34.11GW新能源装机所需资金仅占20222025年经营性现金流净额的27.97%。公司以火电、水电为基石，十四五加速清洁能源发展。